Bundesgerichtshof (Bundesrepublik Deutschland, )
Urteil vom 2022-06-28, Aktenzeichen XIII ZR 4/21
ECLI: ECLI:DE:BGH:2022:280622UXIIIZR4.21.0

Tenor:
Auf die Revision der Klägerin wird das Urteil des 4. Zivilsenats des Schleswig-Holsteinischen Oberlandesgerichts vom 21. April 2021 aufgehoben.
Die Sache wird zu neuer Verhandlung und Entscheidung, auch über die Kosten des Revisionsverfahrens, an das Berufungsgericht zurückverwiesen.
Von Rechts wegen

Tatbestand:
Die Klägerin, die in Schleswig-Holstein drei Windenergieanlagen betreibt, verlangt von der beklagten Netzbetreiberin Entschädigung für Einspeisemanagementmaßnahmen in Phasen negativer Börsenpreise.
Die im Jahr 2016 in Betrieb genommenen Anlagen der Klägerin verfügen über eine installierte elektrische Leistung von 2.300 kW und 3.050 kW. Den in ihnen erzeugten Strom veräußert die Klägerin im Wege der geförderten Direktvermarktung. Zu diesem Zweck schloss sie im November 2017 mit der Q. GmbH einen Direktvermarktungsvertrag (nachfolgend: Direktvermarktungsvertrag), wonach sie für die gelieferten Strommengen eine Vergütung in Höhe des Monatsmarktwerts gemäß Nr. 2.2 der Anlage 1 zu § 23a EEG in der ab 25. Juli 2017 geltenden Fassung (EEG 2017) abzüglich eines Dienstleistungsentgelts erhält.
Zwischen Januar 2018 und Januar 2019 schaltete die Beklagte die Anlagen der Klägerin mehrfach im Zuge von Maßnahmen des Einspeisemanagements nach § 14 EEG 2017 ab. Die Klägerin verlangte auch für Einspeiseunterbrechungen während Zeiträumen, in denen der anzulegende Wert gemäß § 3 Nr. 3 EEG 2017 nach § 51 Abs. 1 EEG 2017 wegen negativer Preise am Spotmarkt der Strombörse auf null reduziert war, eine Entschädigung gemäß § 15 Abs. 1 EEG 2017, die sie unter Bezugnahme auf den Direktvermarktungsvertrag anhand des Monatsmarktwerts der nicht eingespeisten Strommengen berechnete. Die Beklagte lehnte insoweit eine Entschädigungszahlung ab.
Die auf Zahlung von 7.333,97 € nebst Zinsen und vorgerichtlicher Rechtsanwaltskosten gerichtete Klage hat das Landgericht abgewiesen. Die Berufung ist ohne Erfolg geblieben. Mit der vom Berufungsgericht zugelassenen Revision verfolgt die Klägerin diese Ansprüche weiter.

Entscheidungsgründe:
I. Das Berufungsgericht hat seine Entscheidung im Wesentlichen wie folgt begründet:
Es sei bereits fraglich, ob sich aus § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 ein Anspruch auf Entschädigung in Höhe des entgangenen Monatsmarktwerts ergeben könne. Im Modell der geförderten Direktvermarktung beschränke sich der Förderanspruch gegen den Netzbetreiber auf die Zahlung der Marktprämie. Eine Entschädigungspflicht des Netzbetreibers nach der Härtefallregelung, die auch eine Vergütung einschließe, welche der Anlagenbetreiber ohne die Abregelung über die vom Netzbetreiber geschuldete Marktprämie hinaus von einem Direktvermarktungsunternehmen erhalten hätte, sei im Rahmen des zwischen dem Netzbetreiber und dem Anlagebetreiber bestehenden gesetzlichen Schuldverhältnisses nicht zu begründen.
Unabhängig davon bestehe jedenfalls in langanhaltenden Phasen negativer Börsenstrompreise im Sinne des § 51 Abs. 1 EEG 2017 kein Anspruch auf eine Entschädigung für entgangene Verkaufserlöse in Höhe des Monatsmarktwerts. Reduziere sich nach dieser Vorschrift der anzulegende Wert auf null, sei nach der Berechnungsformel gemäß Nr. 1.2 der Anlage 1 zu § 23a EEG 2017 keine Marktprämie zu zahlen und könne sich auch kein positiver Monatsmarktwert ergeben. Im Übrigen hätten die in solchen Zeiträumen nicht eingespeisten Strommengen keinen Wert gehabt.
Nach dem Direktvermarktungsvertrag sei zudem für die Strommengen, die ohne die Einspeisemanagementmaßnahmen der Beklagten während der in Streit stehenden Zeiträume von den Anlagen der Klägerin produziert und eingespeist worden wären, von der Q. GmbH keine Vergütung zu zahlen gewesen.
Eine Entschädigungspflicht der Beklagten für Einspeiseunterbrechungen nach der Härtefallregelung in § 15 Abs. 1 EEG 2017 komme davon abgesehen auch dann nicht in Betracht, wenn zwischen der Klägerin und der Q. GmbH die Zahlung des Monatsmarktwerts auch für Zeiträume vereinbart worden wäre, in denen der anzulegende Wert wegen negativer Spotmarktpreise im Sinne des § 51 Abs. 1 EEG 2017 auf null reduziert war. Die Berücksichtigung einer abweichenden Berechnung der Vergütung in einer vertraglichen Vereinbarung zwischen dem Anlagebetreiber und dem Direktvermarktungsunternehmen als Grundlage für eine Entschädigung nach § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 setze voraus, dass der vertraglich festgelegte Preis angemessen sei. Dies sei bei einer Vergütung in Höhe des Monatsmarktwerts trotz negativer Preise auf dem Strommarkt nicht der Fall, da sie in Widerspruch zu der in § 51 Abs. 1 EEG 2017 getroffenen gesetzgeberischen Wertung stehe. Die dort normierte Verringerung des Zahlungsanspruchs in langanhaltenden Phasen negativer Börsenstrompreise diene dazu, Anlagenbetreibern den Anreiz zu nehmen, in solchen Zeiträumen Strom zu erzeugen. Könnte ein Anlagenbetreiber in einer solchen Phase aufgrund einer vertraglichen Vereinbarung mit einem Direktvermarktungsunternehmen eine Entschädigung nach § 15 Abs. 1 EEG 2017 verlangen, hätte dies eine vom Gesetzgeber nicht gewollte "Förderung gegen den Markt" zur Folge.
II. Diese Beurteilung hält der rechtlichen Nachprüfung nicht stand. Mit der vom Berufungsgericht gegebenen Begründung können Entschädigungsansprüche der Klägerin gegen die Beklagte aus § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 für die in Streit stehenden Einspeiseunterbrechungen nicht verneint werden.
1. Entgegen der Auffassung des Berufungsgerichts bemisst sich der Anspruch aus § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 nicht allein nach der entgangenen Marktprämie gemäß §§ 19 und 20 EEG 2017. Vielmehr sind für die Berechnung der Härtefallentschädigung im Grundsatz auch die Vergütungen zu berücksichtigen, die der Anlagenbetreiber ohne die vom Netzbetreiber wegen eines Netzengpasses veranlassten Einspeisereduzierungen oder -unterbrechungen aufgrund eines Direktvermarktungsvertrags von seinem Vertragspartner erhalten hätte. Dies ergibt sich aus Wortlaut, Historie sowie Sinn und Zweck des § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 und entspricht der herrschenden Meinung in der Literatur (vgl. Gabler in Baumann/Gabler/Günther, EEG, § 15 Rn. 32; König in Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Aufl., § 15 EEG Rn. 26; Schellberg in BeckOK EEG, 11. Edition, § 15 Rn. 16).
a) Gemäß § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 muss der Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage angeschlossen ist, die von der Maßnahme des Einspeisemanagements betroffenen Betreiber für 95 % der entgangenen Einnahmen - zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen und abzüglich der ersparten Aufwendungen - entschädigen. Eine Beschränkung der Härtefallentschädigung auf die entgangene Marktprämie ist danach jedenfalls nicht ausdrücklich vorgesehen.
Dem Begriff der "entgangenen Einnahmen" lässt sich ebenfalls nicht entnehmen, dass Entgelte, die der Anlagenbetreiber von anderen Personen als dem Netzbetreiber erhalten hätte, bei der Bemessung des durch die Abregelung bedingten und nach § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 zu kompensierenden wirtschaftlichen Verlusts des Anlagenbetreibers ausgeklammert sein sollten. Die "Einnahmen" des Anlagenbetreibers setzen sich im Modell der geförderten Direktvermarktung zusammen aus der durch die eigene Vermarktung des Stroms erzielbaren Vergütung und der vom Netzbetreiber zu zahlenden Marktprämie nach §§ 19 und 20 EEG 2017. Die erzielbare Vergütung ist bei der selbst durchgeführten Direktvermarktung der für den Anlagenbetreiber auf dem Strommarkt - also an der Strombörse - erzielbare Preis; hat der Anlagenbetreiber ein Direktvermarktungsunternehmen als Zwischenhändler eingeschaltet, um die Vermarktung des Stroms an der Strombörse nicht selber vornehmen zu müssen, ergibt sich die erzielbare Vergütung aus dem mit dem Direktvermarktungsunternehmen vereinbarten Kaufpreis.
b) Auch aus der Entstehungsgeschichte der Härtefallregelung folgt nicht, dass der Anspruch aus § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 im Fall der geförderten Direktvermarktung generell auf die Marktprämie beschränkt sein soll.
aa) Die Härtefallentschädigung wurde erstmals mit § 12 Abs. 1 EEG in der ab 1. Januar 2009 geltenden Fassung (EEG 2009) in das Erneuerbare-Energien-Gesetz eingeführt. Danach sollte sich die Höhe der Vergütung zwar vorrangig nach einer zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber getroffenen Vereinbarung richten. Bei Fehlen einer solchen Vereinbarung sah aber auch § 12 Abs. 1 EEG 2009 in Satz 2 bereits vor, dass als Entschädigung die "entgangenen Vergütungen" zu leisten sind. Dies war im Regelfall die entgangene Einspeisevergütung, da die Direktvermarktung durch den Anlagenbetreiber nur optional erfolgte (vgl. § 17 EEG 2009). Soweit allerdings eine Eigenvermarktung durch den Anlagenbetreiber erfolgte, war unter den "entgangenen Vergütungen", wie in der Begründung des Gesetzentwurfs der Bundesregierung ausdrücklich ausgeführt wird, der Preis zu verstehen, den der Anlagenbetreiber nachweislich für die Einspeisung erhalten hätte (vgl. Entwurf eines Gesetzes zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich und zur Änderung damit zusammenhängender Vorschriften vom 18. Februar 2008, BT-Drucks. 16/8148, S. 47).
bb) Für die ab dem 1. Januar 2012 geltende Fassung des § 12 Abs. 1 EEG (EEG 2012), die für die Bemessung der Entschädigung nicht mehr auf eine vorrangig zu treffende Vereinbarung zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber, sondern nur noch auf die "entgangenen Einnahmen" abstellte, war ebenfalls anerkannt, dass hierbei sämtliche Einnahmen des Anlagenbetreibers zu berücksichtigen sind, die ohne die Maßnahme des Einspeisemanagements für die Stromeinspeisung hätten erzielt werden können. Sofern sich ein Anlagenbetreiber für die - auch unter diesem Gesetzesregime noch freiwillige (vgl. §§ 33a ff. EEG 2012) - Direktvermarktung entschieden hatte, war daher der Berechnung der Entschädigung neben der Marktprämie auch hier der mit der Q. GmbH verein-barte Kaufpreis für die Stromeinspeisung zugrunde zu legen (vgl. Hoppenbrock in Altrock/Oschmann/Theobald, EEG, 4. Aufl., § 12 Rn. 67 ff.; Schäfermeier in Resthöft/Schäfermeier, EEG, 4. Aufl., § 12 Rn. 14).
cc) Ein Paradigmenwechsel bei der Bemessung der Härtefallentschädigung erfolgte auch nicht mit der Einführung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der ab August 2014 geltenden Fassung (EEG 2014). Zwar wurde darin die Förderung von Strom aus erneuerbaren Energien grundlegend reformiert. Die geförderte Direktvermarktung von Strom aus Erneuerbare-Energien-Anlagen, bei der dem Anlagenbetreiber die Vermarktung des erzeugten Stroms selbst obliegt und sich die Förderung auf die Zahlung einer Marktprämie beschränkt, wurde zum Regelfall, während die bisherige gesetzliche Einspeisevergütung (durch den Netzbetreiber) nur noch in Ausnahmefällen beansprucht werden kann. Die Entschädigungsregelung für Maßnahmen des Einspeisemanagements wurde jedoch bewusst im Grundsatz unverändert aus § 12 Abs. 1 Satz 1 EEG 2012 in § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2014 übernommen (vgl. Entwurf eines Gesetzes zur grundlegenden Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und zur Änderung weiterer Bestimmungen des Energiewirtschaftsrechts vom 5. Mai 2014, BT-Drucks. 18/1304, S. 125; vgl. BGH, Urteil vom 11. Februar 2020 - XIII ZR 27/19, RdE 2020, 460 Rn. 34 - Einspeisemanagement) und auch in der nachfolgenden Fassung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes von 2017 (EEG 2017) nicht geändert. Somit entspricht der Begriff der "entgangenen Einnahmen" in § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 nach der Gesetzeshistorie demjenigen in § 12 Abs. 1 Satz 2 EEG 2009.
c) Eine generelle Beschränkung der Härtefallentschädigung bei geförderter Direktvermarktung auf die Höhe der entgangenen Marktprämie widerspräche zudem Sinn und Zweck der Regelungen zum Einspeisemanagement in §§ 14 und 15 EEG 2017 und deren Vorläufernormen. Diese dienen dazu, einen möglichst hohen Anteil von Strom aus erneuerbaren Energien unter Aufrechterhaltung der Netzsicherheit in das Netz zu integrieren (vgl. BGH, RdE 2020, 460 Rn. 33 - Einspeisemanagement). Zugleich soll mit den Vorschriften die Rechts-, Planungs- und Investitionssicherheit für Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen sowie für Netzbetreiber erhöht werden (vgl. BT-Drucks. 16/8148, S. 46). Der Entschädigungs- und Aufwendungsersatzanspruch des betroffenen Anlagenbetreibers soll zudem die Finanzierbarkeit neuer Projekte und einen effizienten Einsatz des Einspeisemanagements durch den Netzbetreiber gewährleisten (vgl. BT-Drucks. 16/8148, S. 47; BGH, RdE 2020, 460 Rn. 33 - Einspeisemanagement). Dieses Ziel würde nicht erreicht, wenn in der geförderten Direktvermarktung nur die Marktprämie und damit lediglich ein Teil der finanziellen Ausfälle erstattet würde, die ein Anlagenbetreiber durch eine vom Netzbetreiber veranlasste Einspeisereduzierung oder -unterbrechung erleidet.
Auch die mit der Umstellung des Systems der gesetzlichen Förderung von Strom aus erneuerbaren Energien im Jahr 2014 verfolgten Ziele verlangen keine einschränkende Auslegung des Begriffs der "entgangenen Einnahmen" im Sinne des § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 dahingehend, dass vom Anlagenbetreiber infolge einer netzengpassbedingten Einspeisereduzierung oder -unterbrechung erlittene Einbußen in Form entgehender Vergütungszahlungen von einem mit ihm verbundenen Direktvermarktungsunternehmen oder in Form entgehender Vermarktungserlöse an der Strombörse unberücksichtigt zu bleiben hätten. Durch die Einführung der geförderten Direktvermarktung als vorrangiger Fördermethode sollte die Integration der erneuerbaren Energien in den nationalen und europäischen Strommarkt verbessert, eine Überförderung vermieden und eine bedarfsgerechtere Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien erreicht werden (vgl. BT-Drucks. 18/1304, S. 88, 91 und 105). Diese Zielsetzung verlangt nicht, den Entschädigungsanspruch gegen den Netzbetreiber auf den gesetzlichen Förderanteil in Höhe der Marktprämie zu beschränken. Vielmehr entspricht es dem Gedanken der stärkeren Marktintegration und führt nicht zu einer Überförderung, wenn der Anlagenbetreiber auch für diejenigen Verkaufserlöse zu entschädigen ist, die er ohne die Einspeisereduzierung aufgrund seiner Teilnahme am (Strom-)Markt hätte erzielen können.
d) Argumente für eine generelle Beschränkung der nach § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 zu kompensierenden Einnahmeverluste auf die vom Netzbetreiber zu gewährende Marktprämie ergeben sich schließlich auch nicht aus dem von der Bundesnetzagentur erstellten Leitfaden zum Einspeisemanagement (Version 3.0, Stand: Juni 2018). Diese - zudem rechtlich unverbindliche - Handreichung enthält bereits keine Hinweise auf die Auslegung des Begriffs der "entgangenen Einnahmen" in § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017. Die Ausführungen unter Nr. 2.4.2.1 des Leitfadens (S. 36 ff.) gelten zudem nur für Anlagenbetreiber, die zugleich Bilanzkreisverantwortliche sind. Für Anlagenbetreiber, die keinen eigenen Bilanzkreis unterhalten, sondern ihren Strom über ein Direktvermarktungsunternehmen veräußern, hat die Bundesnetzagentur in einer Ergänzung des Leitfadens ausdrücklich die Berücksichtigung entgangener Verkaufserlöse bei der Berechnung der Entschädigung gebilligt (vgl. ergänzender Hinweis der Bundesnetzagentur zur Entschädigung bei direktvermarkteten EE-Anlagen nach dem Einspeisemanagement-Leitfaden 3.0, Stand: Oktober 2018, S. 4).
2. Zu Unrecht hat das Berufungsgericht ferner angenommen, der Klägerin könnten in den in Streit stehenden Zeiträumen keine Einnahmen entgangen sein, da nach den Regelungen des Direktvermarktungsvertrags als Vergütung der anzulegende Wert im Sinne des § 3 Nr. 3 EEG 2017 geschuldet und dieser in den hier relevanten Phasen gemäß § 51 Abs. 1 EEG 2017 auf null reduziert gewesen sei. Diese Wertung beruht auf einer rechtsfehlerhaften Auslegung des Direktvermarktungsvertrags und folgt auch nicht aus dem Gesetz.
a) Das Berufungsgericht hat ausgeführt, die Q. GmbH schulde der Klägerin nach dem Direktvermarktungsvertrag unabhängig von der Wahl des Auszahlungsmodells nur eine Vergütung in Höhe des anzulegenden Wertes. Sei dieser gemäß § 51 Abs. 1 EEG 2017 auf null reduziert, habe die Klägerin daher keinen vertraglichen Zahlungsanspruch für den in den dort genannten Phasen eingespeisten Strom. Auch wenn man annehme, dass nach dem Direktvermarktungsvertrag der Monatsmarktwert geschuldet sein solle, führe dies nicht zu einem anderen Ergebnis. Durch die Wahl des Auszahlungsmodells werde lediglich die Direktzahlung eines Teils der vertraglichen Vergütung vereinbart, was keinen Einfluss auf deren Höhe haben könne. Da sich der anzulegende Wert aus Marktprämie und Monatsmarktwert zusammensetze, betrage bei einem anzulegenden Wert von null auch der Monatsmarktwert null.
b) Diese Auslegung hält rechtlicher Überprüfung nicht stand. Nach zutreffendem Verständnis der im Direktvermarktungsvertrag getroffenen Vergütungsregelung schuldet die Q. GmbH der Klägerin unabhängig vom aktuellen Börsenstrompreis für sämtlichen eingespeisten Strom eine (gleichbleibende) Vergütung in Höhe des Monatsmarktwerts; dies gilt auch dann, wenn der Wert der Stundenkontrakte für die Preiszone für Deutschland am Spotmarkt der Strombörse in der vortägigen Auktion in mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist (§ 51 Abs. 1 EEG 2017).
aa) Der Senat kann den Direktvermarktungsvertrag, dessen Wortlaut Bestandteil der im Berufungsurteil getroffenen Feststellungen ist, selbst auslegen. Zwar ist die Auslegung einer Individualvereinbarung, von der hier mangels gegenteiliger Feststellungen auszugehen ist, grundsätzlich Sache des Tatrichters und revisionsrechtlich nur darauf überprüfbar, ob der Tatrichter gesetzliche oder allgemein anerkannte Auslegungsregeln, Denkgesetze oder Erfahrungssätze verletzt oder wesentlichen Auslegungsstoff außer Acht gelassen hat (st. Rspr., vgl. nur BGH, Urteile vom 19. Juli 2011 - II ZR 300/08, MDR 2011, 1187 Rn. 46; vom 14. November 2018 - VIII ZR 109/18, MDR 2019, 154 Rn. 18; vom 5. Mai 2020 - KZR 36/17, BGHZ 225, 269 Rn. 95 - FRAND-Einwand I, jew. mwN). Solche Rechtsfehler sind hier aber gegeben, weil das Berufungsgericht allgemein anerkannte Auslegungsregeln verletzt hat.
bb) Die in § 3 des Direktvermarktungsvertrags enthaltene Vergütungsregelung sieht in Ziffer 3.1 zwei "Auszahlungsmodelle" vor. Nach dem Auszahlungsmodell A erhält der Anlagenbetreiber für die gelieferten Energiemengen eine Vergütung in Höhe des anzulegenden Wertes gemäß §§ 22 bis 27a in Verbindung mit § 100 EEG abzüglich eines Dienstleistungsentgelts. Der anzulegende Wert wird definiert als die Summe aus Marktprämie gemäß Anlage 1 Nr. 1 EEG sowie dem Monatsmarktwert des jeweiligen Energieträgers gemäß Anlage 1 Nr. 2.2 EEG. Die Vergütung im Auszahlungsmodell A wird zusammenfassend definiert als die Marktprämie (Weiterleitung von Vergütungsansprüchen des Betreibers gegenüber dem Netzbetreiber) zuzüglich des Monatsmarktwerts abzüglich eines - in einer Anlage näher definierten - Dienstleistungsentgelts. Nach dem Auszahlungsmodell B erhält der Anlagenbetreiber für die gelieferten Energiemengen eine Vergütung in Höhe des Monatsmarktwerts des jeweiligen Energieträgers gemäß Anlage 1 Nr. 2.2 EEG abzüglich eines Dienstleistungsentgelts. Ferner heißt es am Ende von Ziffer 3.1 des Direktvermarktungsvertrags, die Auszahlung beziehungsweise Weiterleitung der Marktprämie sei nicht Gegenstand des Auszahlungsmodells B und vom Betreiber gesondert gegenüber dem Netzbetreiber geltend zu machen.
cc) Diese Regelungen sind entgegen der Ansicht des Berufungsgerichts dahin zu verstehen, dass jedenfalls nach dem - von Q. GmbH und Klägerin in Anlage 1a zum Direktvermarktungsvertrag gewählten - Auszahlungsmodell B als Vergütung für den von der Klägerin eingespeisten Strom unabhängig von der Entwicklung der Börsenstrompreise der Monatsmarktwert geschuldet ist und eine Reduzierung des anzulegenden Werts auf null gemäß § 51 Abs. 1 EEG 2017 keine Auswirkungen auf die von der Q. GmbH geschuldete Vergütungshöhe hat.
(1) Nach dem Wortlaut des Direktvermarktungsvertrags ist im Auszahlungsmodell B als Vergütung der "Monatsmarktwert gemäß Anlage 1 Nr. 2.2 EEG" vorgesehen. Der Monatsmarktwert wird in Anlage 1 Nr. 2.2 EEG 2017 gesetzlich definiert. Er ist ein tatsächlicher Mittelwert, der nachträglich stundengenau für den betreffenden Monat ermittelt wird.
(2) Der anzulegende Wert wird bei der Beschreibung der Vergütung im Auszahlungsmodell B in Ziffer 3.1 des Direktvermarktungsvertrags nicht erwähnt. Er unterscheidet sich sowohl in seiner Funktion als auch in seinem Inhalt grundlegend vom Monatsmarktwert. In Gegensatz zu diesem wird der anzulegende Wert von der Bundesnetzagentur gemäß § 3 Nr. 3 EEG 2017 nach bestimmten normativen Vorgaben ermittelt oder gesetzlich bestimmt. Der anzulegende Wert dient als Ausgangswert für die Berechnung des Förderanspruchs des Anlagenbetreibers gegen den jeweiligen Netzbetreiber, denn nach § 23 Abs. 1 EEG 2017 richtet sich die Höhe aller drei in § 19 Abs. 1 EEG 2017 genannten Anspruchsarten - Marktprämie, Einspeisevergütung und Mieterstromzuschlag - nach dem anzulegenden Wert. Im Anwendungsbereich der Marktprämie stellt dieser gemäß Anlage 1 Nr. 1.2 EEG 2017 einen Berechnungsposten für die Ermittlung der Marktprämie dar, die aus der Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem Monatsmarktwert gebildet wird. Anzulegender Wert und Monatsmarktwert stehen somit selbständig nebeneinander und können sich wechselseitig nicht beeinflussen. Damit finden sich im Wortlaut des Vertrags keine Anhaltspunkte für die Auslegung des Berufungsgerichts, dass nicht der Monatsmarktwert, sondern der anzulegende Wert abzüglich der Marktprämie vereinbart worden sei. Vielmehr spricht auch die Klarstellung im letzten Satz von Ziffer 3.1 des Direktvermarktungsvertrags, wonach die Q. GmbH im Auszahlungsmodell B nicht für die Auszahlung der Marktprämie zuständig ist, für das Gegenteil.
(3) Der Direktvermarktungsvertrag sieht bei Vorliegen der Voraussetzungen des § 51 Abs. 1 EEG 2017 keine vom Monatsmarktwert abweichende Vergütungshöhe von null für die dann eingespeisten Strommengen vor. Nach dieser Vorschrift verringert sich der anzulegende Wert auf null, wenn der Wert der Stundenkontrakte für die Preiszone für Deutschland am Spotmarkt der Strombörse in der vortägigen Auktion in mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist, und zwar für den gesamten Zeitraum, in dem die Stundenkontrakte ohne Unterbrechung negativ sind. Das hat zur Folge, dass die Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen in diesen Phasen unabhängig von der Art der Förderung von den Netzbetreibern keine Zahlung für eingespeisten Strom beanspruchen können. Auf den Monatsmarktwert wirkt sich die Reduzierung des anzulegenden Werts hingegen nicht aus. Aus dem Direktvermarktungsvertrag ergeben sich auch keine Hinweise darauf, dass die Vertragsparteien die vertragliche Vergütung dem für die Förderansprüche geltenden gesetzlichen Regime, insbesondere der Wertung des § 51 Abs. 1 EEG 2017, unterwerfen wollten.
c) Der Vergütungsanspruch der Klägerin aus dem Direktvermarktungsvertrag war während der in Rede stehenden Zeiträume auch nicht deshalb auf null reduziert, weil § 51 Abs. 1 EEG 2017 eine solche Reduktion unmittelbar kraft Gesetzes bewirkt hätte. Die in § 51 Abs. 1 EEG 2017 vorgesehene Rechtsfolge gilt nur für die von den Netzbetreibern nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz für eingespeisten Strom zu beanspruchenden Vergütungen, nicht jedoch für die in einem privatrechtlichen Vermarktungsvertrag vereinbarte Vergütung. Wie ausgeführt (oben Rn. 28), ist der anzulegende Wert maßgeblich für die Berechnung der verschiedenen gesetzlichen Vergütungsansprüche für den in Erneuerbare-Energien-Anlagen erzeugten und in das Netz eingespeisten Strom. Er legt die Maximalhöhe der Einnahmen fest, die ein Anlagenbetreiber innerhalb des Fördersystems in bestimmten Zeiträumen erhalten soll, verbietet jedoch nicht, dass außerhalb dieses Systems abweichende Entgeltregelungen getroffen werden. Das folgt nicht nur aus dem klaren Wortlaut der Norm, die keine vertraglichen Vergütungen nennt, sondern auch aus ihrer systematischen Stellung in Abschnitt fünf des mit "Zahlung von Marktprämie und Einspeisevergütung" überschriebenen dritten Teils des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 2017. Seine sachliche Rechtfertigung findet die unterschiedliche Behandlung von vertraglichen Vergütungsansprüchen und den von den Netzbetreibern zu zahlenden Einspeisevergütungen und Marktprämien darin, dass erstere im Gegensatz zu letzteren keine Förderleistung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz darstellen und daher nicht von der Gemeinschaft der Stromkunden über die EEG-Umlage finanziert werden müssen (vgl. Henning/Herz in Frenz/Müggenborg/Cosack/Henning/Schomerus, EEG, 5. Aufl., § 51 Rn. 11; Koch, KSzW 2016, 197, 200).
3. Ein Anspruch der Klägerin aus § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 ist auch nicht aufgrund einer analogen Anwendung des § 51 Abs. 1 EEG 2017 auf die Härtefallregelung ausgeschlossen. Weder kann mit dem Rechtsgedanken des § 51 Abs. 1 EEG 2017 eine einschränkende Auslegung des § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 begründet werden (dazu a), noch hat er zur Folge, dass eine vertragliche Vereinbarung zwischen einem Anlagenbetreiber und einem Direktvermarktungsunternehmen, die auch dann eine Vergütung vorsieht, wenn der anzulegende Wert nach § 51 Abs. 1 EEG 2017 auf null reduziert wäre, von vornherein unwirksam wäre (dazu b).
a) Ein Ausschluss des Entschädigungsanspruchs gemäß § 15 Abs. 1 EEG 2017 für entgangene Einnahmen aus einem Direktvermarktungsvertrag wegen Strommengen, die während längerer Phasen negativer Börsenstrompreise aufgrund von Einspeisemanagementmaßnahmen nicht in das Stromnetz eingespeist werden konnten, folgt nicht aus einer analogen Anwendung des § 51 Abs. 1 EEG 2017 oder einer Übertragung seines Rechtsgedankens auf die Härtefallentschädigung. Eine entsprechend einschränkende Auslegung des § 15 Abs. 1 EEG 2017 scheidet angesichts der systematischen Verortung der Normen und mangels jeglicher Anhaltspunkte für ein Versehen des Gesetzgebers bei der Bestimmung des Anwendungsbereichs des § 51 Abs. 1 EEG 2017 aus.
aa) Allerdings hätte es angesichts der vom Gesetzgeber in § 51 Abs. 1 EEG 2017 getroffenen Wertung nicht ferngelegen, bei längerfristig negativen Börsenpreisen auch die Entschädigung nach der Härtefallregelung wegen Maßnahmen des Einspeisemanagements generell auszuschließen.
(1) Die Regelung, dass sich der anzulegende Wert auf null verringert, wenn der Börsenwert über einen Zeitraum von sechs Stunden negativ ist, wurde mit § 24 Abs. 1 EEG 2014, der Vorgängernorm des § 51 Abs. 1 EEG 2017, in das Erneuerbare-Energien-Gesetz eingeführt. Durch sie soll eine bedarfsgerechtere Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien erreicht und eine Überförderung vermieden werden (vgl. BT-Drucks. 18/1304, S. 88, 91, 105; s. auch Haug/Hübler in Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Aufl., § 51 EEG Rn. 9). Die - im Wesentlichen mit § 24 Abs. 1 EEG 2014 identische - Vorschrift des § 51 Abs. 1 EEG 2017 zielt ebenso wie die mit dem Erneuerbare-Energien-Gesetz 2014 erfolgte Umstellung der Fördermethode (vgl. oben Rn. 17) auf eine Verbesserung der Integration der erneuerbaren Energien in den nationalen und europäischen Strommarkt. Mit der Versagung jeglicher Zahlung nach dem EEG-Fördersystem bei mindestens sechs Stunden und damit längerfristig negativen Börsenpreisen sollen Anreize dafür geschaffen werden, dass sich auch die Betreiber von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien stärker an der Entwicklung des Börsenstrompreises orientieren und die Stromeinspeisung in Phasen negativer Börsenstrompreise reduzieren (vgl. Haug/Hübler in Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Aufl., § 51 EEG Rn. 10; Salje, EEG, 8. Aufl. 2018, § 51 Rn. 6). Ziel des § 51 Abs. 1 EEG 2017 ist es somit sicherzustellen, dass auch für Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen keine Anreize zur Stromerzeugung in längeren Phasen negativer Preise an der Strombörse bestehen (vgl. Haug/Hübler in Säcker, Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Aufl., § 51 EEG Rn. 8).
(2) Angesichts dieser gesetzlichen Zielsetzung hätte den Betreibern von Erneuerbare-Energien-Anlagen bei Vorliegen der entsprechenden Voraussetzungen nicht nur die Zahlung einer Einspeisevergütung oder der Marktprämie, sondern unabhängig von ihren vertraglichen Dispositionen auch der Entschädigungsanspruch nach § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 versagt werden können. Eine solche Regelung hat der Gesetzgeber indes nicht getroffen. Vielmehr hat er die Rechtsfolge des § 51 Abs. 1 EEG 2017, wie nicht nur deren Wortlaut, sondern auch die systematische Stellung der Norm in dem mit "Zahlung von Marktprämie und Einspeisevergütung" überschriebenen Teil 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 2017 belegen, auf die von den Netzbetreibern zu zahlenden Vergütungen beschränkt, und sie nicht auf den Entschädigungsanspruch nach § 15 Abs. 1 EEG 2017 erstreckt, der in Teil 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 2017 mit dem Titel "Anschluss, Abnahme, Übertragung und Verteilung" geregelt ist.
bb) Eine Beschränkung des § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 durch entsprechende Anwendung der Rechtsfolge des § 51 Abs. 1 EEG 2017 bei langanhaltend negativen Börsenpreisen auf die Härtefallregelung kommt nicht in Betracht. Für eine solche Analogie fehlt es an der erforderlichen planwidrigen Regelungslücke des Gesetzes.
(1) Nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs ist Voraussetzung für eine gesetzesimmanente Rechtsfortbildung im Wege einer Analogie das Vorliegen einer Gesetzeslücke im Sinne einer planwidrigen Unvollständigkeit des Gesetzes (vgl. BGH, Urteile vom 13. November 2001 - X ZR 134/00, BGHZ 149, 165 [juris Rn. 35]; vom 4. Mai 1988 - VIII ZR 196/87, NJW 1988, 2109, 2110, und vom 5. Februar 1981 - III ZR 66/80, NJW 1981, 1726, 1727, jew. mwN). Ob eine derartige Lücke vorliegt, ist vom Standpunkt des Gesetzes und der ihm zugrundeliegenden Regelungsabsicht zu beurteilen. Das Gesetz muss, gemessen an seiner eigenen Regelungsabsicht, unvollständig sein (BGHZ 149, 165 [juris Rn. 35]).
(2) Diese Voraussetzungen liegen nicht vor. Aus der Gesetzgebungshistorie ergeben sich keine Anhaltspunkte dafür, dass die Bestimmung des Anwendungsbereichs des § 51 Abs. 1 EEG 2017 auf einem Versehen des Gesetzgebers beruhte. Durch die Vorgängervorschrift in § 24 Abs. 1 EEG 2014 sollten die Anforderungen der unionsrechtlichen Beihilfevorschriften umgesetzt, insbesondere die Vorgaben in Rn. 124 Satz 2 Buchst. c der von der Europäischen Kommission für die Anwendung und Auslegung von Art. 107 AEUV formulierten Leitlinie für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen 2014-2020 (ABl. C 200 vom 28. Juni 2014, S. 1) erfüllt werden (vgl. Beschlussempfehlung und Bericht des Ausschusses für Wirtschaft und Energie vom 26. Juni 2014, BT-Drucks. 18/1891, S. 37 f., 202; BGH, Urteil vom 14. Juli 2020 - XIII ZR 12/19, RdE 2020, 544 Rn. 20 - Windpark Nateln; Entscheidung der Kommission vom 23. Juli 2014 - SA. 38632, Rn. 253). Danach mussten im Rahmen von Beihilferegelungen zur Förderung von Strom aus erneuerbaren Energiequellen Maßnahmen getroffen werden, um sicherzustellen, dass Stromerzeuger keinen Anreiz haben, Strom zu negativen Preisen und damit in Phasen zu erzeugen, in denen der produzierte Strom volkswirtschaftlich keinen oder sogar negativen Nutzen bringt. Nachdem die Europäische Kommission die Umsetzung dieser Vorgaben durch den deutschen Gesetzgeber in § 24 Abs. 1 EEG 2014 nicht beanstandet hat, hat dieser die Regelung zunächst durch das Gesetz zur Weiterentwicklung des Strommarktes vom 26. Juli 2016 ("Strommarktgesetz") aufrechterhalten und lediglich um klarstellende Vorgaben zum maßgeblichen Strommarkt ergänzt und sodann in § 51 Abs. 1 EEG 2017 unverändert übernommen (vgl. Entwurf eines Gesetzes zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien (EEG 2016) vom 21. Juni 2016, BT-Drucks. 18/8860, S. 233).
Dafür, dass der Anwendungsbereich des § 24 EEG 2014 beziehungsweise des (späteren) § 51 Abs. 1 EEG 2017 planwidrig zu eng geraten sein könnte, finden sich in den Gesetzesmaterialien keinerlei Hinweise. Im Gegenteil gibt es Anhaltspunkte dafür, dass der Gesetzgeber die mit dieser Norm verbundenen Restriktionen für die Anlagenbetreiber als zu hart ansieht. Denn er hat in der Begründung zum Strommarktgesetz zu § 24 EEG 2014 ausgeführt, es werde geprüft, ob perspektivisch ergänzende Maßnahmen ergriffen werden sollten, um etwaige negative Auswirkungen des § 24 EEG 2014 auf die Investitionssicherheit und die Förderkosten für den Ausbau erneuerbarer Energien zu begrenzen (vgl. Entwurf eines Gesetzes zur Weiterentwicklung des Strommarktes vom 20. Januar 2016, BT-Drucks. 18/7317, S. 148). Daraus lässt sich jedenfalls nicht schließen, dass der Gesetzgeber den Anwendungsbereich des § 51 Abs. 1 EEG 2017 weiter gefasst und seine Rechtsfolgen auch auf die Entschädigung nach § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 erstreckt hätte, wenn ihm diese Möglichkeit vor Augen gestanden hätte.
b) Entgegen der Auffassung des Berufungsgerichts stellt eine Vereinbarung zwischen dem Betreiber einer Erneuerbare-Energien-Anlage und einem Direktvermarktungsunternehmen, die eine Vergütung auch für Stromeinspeisungen in längeren Phasen negativer Börsenstrompreise im Sinne des § 51 Abs. 1 EEG 2017 vorsieht, auch nicht generell eine unangemessene Preisvereinbarung dar, die keine Entschädigung nach der Härtefallregelung auslösen kann.
aa) Eine Vergütungsvereinbarung zwischen dem Betreiber einer Erneuerbare-Energien-Anlage und einem Direktvermarktungsunternehmen, nach der ein Entgelt in Höhe des Monatsmarktwerts abzüglich eines Dienstleistungsentgelts geschuldet ist, zielt zunächst darauf ab, dem Anlagenbetreiber eine gleichbleibende Vergütung für den von ihm produzierten und eingespeisten Strom zu garantieren. Da der Monatsmarktwert gemäß Nr. 2 der Anlage 1 zu § 23 EEG 2017 ein tatsächlicher Monatsmittelwert ist, in den auch negative Börsenpreise eingerechnet werden, erhält der Anlagenbetreiber auf diese Weise im Grundsatz nicht mehr als ein Anlagenbetreiber, der den von ihm produzierten Strom selbst direkt vermarktet. Denn letzterer hat zwar in Phasen negativer Preise keine Einkünfte oder - wenn er dennoch einspeist - sogar Verluste; er kann jedoch in Phasen hoher Börsenstrompreise deutlich höhere Einnahmen erzielen als der über einen Direktvermarkter handelnde Anlagenbetreiber, der auch dann lediglich den monatlichen Durchschnittspreis verdient. Die Vereinbarung einer Vergütung in Höhe des Monatsmarktwerts trägt somit dem - berechtigten - Anliegen des Betreibers einer Erneuerbare-Energien-Anlage Rechnung, eines der beiden ihn treffenden Schwankungsrisiken - produzierbare Strommenge und erzielbarer Preis - auf einen anderen Marktakteur auszulagern. Dies ist, soweit die bilaterale Vergütungsvereinbarung keine Regelung zu Lasten Dritter darstellt, im Grundsatz nicht zu beanstanden.
bb) Auch der Direktvermarkter kann ein berechtigtes Interesse daran haben, während der von § 51 Abs. 1 EEG 2017 erfassten Phasen negativer Börsenpreise dennoch von seinem Vertragspartner mit Strom versorgt zu werden. So kann er seinerseits aufgrund langfristiger Liefervereinbarungen mit Dritten in der Lage sein, mit dem aus der betreffenden Erneuerbare-Energien-Anlage eingespeisten Strom Einnahmen zu erzielen, auch wenn der Börsenpreis negativ ist. Zum anderen ist es möglich, dass der in der Vortages-Auktion, auf die § 51 Abs. 1 EEG 2017 abstellt, noch zu negativen Preisen gehandelte Strom vom Direktvermarkter auf dem sogenannten Intraday-Markt gewinnbringend verkauft werden kann. Seine wirtschaftlichen Interessen sind insofern nicht notwendig deckungsgleich mit denen des Marktes in Gestalt der Strombörse. Sie laufen aber den Marktinteressen auch nicht zuwider, wie die in beide Richtungen möglichen Preisunterschiede im Day-Ahead-Markt und im Intraday-Markt zeigen, und sind mit dem Ziel des § 51 Abs. 1 EEG 2017, Anreize für nicht notwendige Stromerzeugung zu vermeiden, durchaus zu vereinbaren.
cc) Unangemessen kann danach allenfalls eine in einem Direktvermarktungsvertrag getroffene Vergütungsregelung sein, die für Phasen negativer Börsenpreise einen vertraglichen Vergütungsanspruch vorsieht, den der Direktvermarkter selbst nicht erfüllen soll, sondern der nur für den Fall konstruiert wird, dass die Anspruchsvoraussetzungen des § 15 Abs. 1 EEG 2017 vorliegen. Eine solche Vereinbarung, die ohne weitere sachliche Rechtfertigung allein darauf ausgerichtet wäre, auch bei Einspeisemanagementmaßnahmen in längeren Phasen negativer Börsenstrompreise einen Entschädigungsanspruch nach der Härtefallregelung zu generieren, würde gegebenenfalls einen Vertrag zu Lasten Dritter darstellen, der aus normativen Gründen zur Begründung eines Anspruchs aus § 15 Abs. 1 EEG 2017 nicht herangezogen werden könnte.
III. Das Urteil des Berufungsgerichts erweist sich auch nicht aus anderen Gründen als richtig (§ 561 ZPO). Die Vergütungsregelung in dem zwischen der Klägerin und der Q. GmbH geschlossenen Direktvermarktungsvertrag ist nicht zu beanstanden und kann eine wirksame Grundlage für die Zahlung einer Härtefallentschädigung an die Klägerin auch in den in Streit stehenden Phasen langfristig negativer Börsenpreise im Sinne des § 51 Abs. 1 EEG 2017 bilden.
1. Nach § 3 Ziffer 3.2 des Direktvermarktungsvertrags steht der Klägerin als Anlagenbetreiberin gegen die Q. GmbH für den Fall, dass sie wegen einer von der Q. GmbH durchgeführten Steuerung weniger Strom produziert, ein Anspruch auf Kompensation in Höhe der vollen Vergütung nach Ziffer 3.1 des Direktvermarktungsvertrags zu, wobei die Menge des nicht erzeugten und zu erstattenden Stroms grundsätzlich analog zur Mengenermittlung bei Einspeisemanagementmaßnahmen und der damit verbundenen Berechnung des Entschädigungsbetrages gemäß § 15 Abs. 1 EEG 2017 nach dem pauschalen Verfahren aus dem Leitfaden zum Einspeisemanagement der Bundesnetzagentur ermittelt wird. § 3 Ziffer 3.3 des Direktvermarktungsvertrags bestimmt die Vergütungsfolgen für den Fall, dass die Q. GmbH die Stromeinspeisung aus der Anlage der Klägerin zeitgleich mit einer Einspeisemanagementmaßnahme des Netzbetreibers reduziert. Für diesen Fall sieht der Vertrag vor, dass die Q. GmbH der Klägerin den gesamten Ertragsausfall erstattet, sofern sie den niedrigsten Reduktionswert übermittelt oder beide Reduktionswerte gleich niedrig sind, wobei der Reduktionswert als derjenige Wert definiert wird, auf den die von der Klägerin eingespeiste Strommenge reduziert wird. Sofern hingegen der Netzbetreiber den niedrigeren Reduktionswert übermittelt, ist nach dem Direktvermarktungsvertrag der Ertragsausfall allein vom Netzbetreiber zu tragen. Zudem sind gemäß Ziffer 3.3 für den Fall, dass die Parteien mit dem zuständigen Netzbetreiber abweichende Regelungen vereinbaren oder seitens des Gesetz- oder Verordnungsgebers oder der Bundesnetzagentur anderslautende Vorgaben getroffen werden, diese anzuwenden.
2. Damit haben die Q. GmbH und die Klägerin keine die Beklagte als örtlichen Netzbetreiber unzulässig belastende Vergütungsregelung getroffen. Durch den in Ziffer 3.2 des Direktvermarktungsvertrags festgeschriebenen Anspruch der Klägerin auf Zahlung der vertraglich vereinbarten Vergütung - in Form einer "Entschädigung" - auch für den Fall, dass die Stromproduktion und -einspeisung aus den Anlagen der Klägerin auf Veranlassung der Q. GmbH hin reduziert oder unterbrochen wird, und die in Ziffer 3.3 enthaltene Vorrangregelung ist sichergestellt, dass der Klägerin keine Einnahmen entgehen, die der Netzbetreiber im Rahmen der Härtefallregelung kompensieren müsste, wenn eine Einspeisemanagementmaßnahme des Netzbetreibers mit einer Regelung der Anlage durch die Q. GmbH zusammentrifft und nicht weiter geht als diese. Damit bleibt das Risiko, dass der in den Anlagen der Klägerin produzierbare Strom in bestimmten Phasen für die Q. GmbH wirtschaftlich keinen Wert hat - beispielsweise, weil sie selbst ihn nur zu negativen Preisen veräußern könnte - in der Sphäre der Parteien des Direktvermarktungsvertrags und wird nicht auf den Netzbetreiber abgewälzt. Soweit der Direktvermarktungsvertrag in Ziffer 3.3 vorsieht, dass der Ertragsausfall allein vom Netzbetreiber zu tragen ist, wenn dieser die Anlage in größerem Umfang abregelt, ist auch dies nicht zu beanstanden. In einem solchen Fall wirkt sich die weniger weit gehende Anlagenregelung der Q. GmbH nicht aus. Die Nichterfüllung der im Direktvermarktungsvertrag übernommenen Pflicht zur Lieferung des in ihren Anlagen erzeugbaren Stroms durch die Klägerin an die Q. GmbH beruht somit auf einem Grund, der nicht in der Risikosphäre der Q. GmbH liegt, sondern vielmehr in der Risikosphäre der Klägerin. Die Vertragsklausel stellt lediglich klar, dass auch in diesem Fall der vertragliche Vergütungsanspruch der Klägerin gegen die Q. GmbH entfällt, und weist darauf hin, dass dies nach § 15 Abs. 1 EEG 2017 vom Netzbetreiber zu entschädigen ist. Damit wird keine vertragliche Regelung zu Lasten Dritter getroffen, sondern schlicht der Regelungsgehalt von § 15 Abs. 1 EEG 2017 wiedergegeben, der voraussetzt, dass dem Anlagenbetreiber aufgrund der Regelungsmaßnahme des Netzbetreibers Einnahmen "entgangen" sind.
IV. Das Urteil des Berufungsgerichts ist daher aufzuheben (§ 562 ZPO). Der Senat kann in der Sache nicht selbst entscheiden, weil weitere tatrichterliche Feststellungen zu treffen sind. Insbesondere hat das Berufungsgericht zu klären, ob die Anlagen der Klägerin zeitgleich mit den zwischen den Parteien in Streit stehenden Einspeisemanagementmaßnahmen durch die Beklagte auch seitens der Q. GmbH geregelt wurden, und wie hoch die jeweils übermittelten Reduktionswerte waren. Die Sache ist daher zur neuen Verhandlung und Entscheidung an das Berufungsgericht zurückzuverweisen (§ 563 Abs. 1 Satz 1 ZPO).
V. Bei der erneuten Prüfung, ob der Klägerin die geltend gemachten Entschädigungsansprüche zustehen, wird das Berufungsgericht zu beachten haben, dass die Darlegungs- und Beweislast dafür, dass die Q. GmbH keine oder weniger umfangreiche Einspeisereduzierungen angefordert hat als die Beklagte, die Klägerin trifft. Denn sie muss im Rahmen des § 15 Abs. 1 EEG 2017 beweisen, dass ihr Einnahmen seitens der Q. GmbH entgangen sind. Das ist jedoch nur dann der Fall, wenn die Q. GmbH infolge der von der Beklagten bewirkten Einspeisereduzierungen oder -unterbrechungen von ihrer Zahlungspflicht frei geworden ist. Soweit die Klägerin über die erforderlichen Informationen nicht verfügt, wohl aber die Beklagte als Netzbetreiber, kann letztere insoweit allerdings eine sekundäre Darlegungslast treffen.
Kirchhoff
Roloff
Tolkmitt
Picker
Vogt-Beheim

Rechtsmittelbelehrung:

Zitierte Normen: §§ 19 und 20 EEG
§§ 33a ff. EEG
§§ 14 und 15 EEG
§§ 22 bis 27a in Verbindung mit § 100 EEG
§ 23a EEG
§ 14 EEG
§ 15 EEG
§ 17 EEG
§ 51 EEG
§ 24 EEG
§ 23 EEG
§ 561 ZPO
§ 562 ZPO
§ 3 Nr. 3 EEG
§ 51 Abs. 1 EEG
§ 15 Abs. 1 EEG
§ 15 Abs. 1 Satz 1 EEG
§ 12 Abs. 1 EEG
§ 12 Abs. 1 Satz 1 EEG
§ 12 Abs. 1 Satz 2 EEG
§ 23 Abs. 1 EEG
§ 19 Abs. 1 EEG
§ 24 Abs. 1 EEG
§ 563 Abs. 1 Satz 1 ZPO
Art. 107 AEUV

Zitierte Entscheidungen: MDR 2011, 1187
MDR 2019, 154
BGHZ 225, 269
BGHZ 149, 165
NJW 1988, 2109, 2110
NJW 1981, 1726, 1727
XIII ZR 27/19
II ZR 300/08
VIII ZR 109/18
X ZR 134/00
VIII ZR 196/87
III ZR 66/80
XIII ZR 12/19