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Timestamp: 2019-07-16 16:45:38+00:00

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Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen für Offshore-Windanlagen – und die Netzentgelte | Energielupe
Nach der Rechtsprechung des Bundesgerichtshofs ist eine Maßnahme als Erweiterungs- oder Umstrukturierungsinvestition im Sinne von § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV anzusehen, wenn sie sich nicht im Austausch bereits vorhandener Komponenten und damit zwangsläufig einhergehenden Verbesserungen erschöpft, sondern jedenfalls auch zu einer nicht nur unbedeutenden Vergrößerung des Netzes oder zu einer nicht nur unbedeutenden Veränderung von sonstigen technischen Parametern führt, die für den Betrieb des Netzes erheblich sind1.
Die in § 23 Abs. 1 Satz 2 ARegV aufgeführten Regelbeispiele bilden dabei eine Orientierungshilfe für die Auslegung von § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV. Sie dienen nicht dazu, den in Satz 1 normierten Grundtatbestand zu modifizieren. Ihnen kommt vielmehr die Funktion zu, den Anwendungsbereich des Tatbestandes zu veranschaulichen und die Rechtsanwendung in typischen Konstellationen zu vereinfachen2.
Nach dem Wortlaut des des § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV umfassen Investitionsmaßnahmen nach § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV auch Investitionen, die für Leitungen zur Netzanbindung von Windenergieanlagen auf See nach § 17d Abs. 1 EnWG3 vorgesehen sind und für die Einbindung in das nationale oder internationale Verbundnetz notwendig sind. Diese Voraussetzungen sind im Hinblick auf den zweiten Transformator in technischer Hinsicht für den regulären Betrieb nicht gegeben.
Zwar unterfällt ein Transformator den “Leitungen zur Netzanbindung” im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV, weil von dieser Vorschrift nicht nur die eigentlichen Netzanbindungsleitungen, sondern auch alle übrigen für den Netzanschluss eines Offshore-Windparks an den Verknüpfungspunkt des Übertragungsnetzes erforderlichen Maßnahmen einschließlich aller in diesem Zusammenhang für den sicheren Netzbetrieb erforderlichen, direkt zurechenbaren Einrichtungen erfasst werden. Dazu gehört auch der Transformator, der den von der Windkraftanlage erzeugten Strom von 150 kV auf 380 kV umspannt, weil dieser erst dadurch in das OnshoreÜbertragungsnetz der Antragstellerin eingespeist werden kann. Nach den unangefochtenen Feststellungen des Beschwerdegerichts ist der zweite Transformator aber für die Netzanbindung und den Netzbetrieb in störungsfreien Zeiten nicht erforderlich. Mit ihm soll lediglich ein Ausfall des ersten Transformators im Wartungs- oder Störungsfall überbrückt werden.
Der Wortlaut des § 23 Abs. 1 ARegV schließt eine Einbeziehung von Schadensminderungsmaßnahmen – hier in Form einer Ersatzkomponente – in die Investitionsmaßnahme aber auch nicht aus, weil sich ihm nichts dafür entnehmen lässt, dass von der Vorschrift nur für den Betrieb in störungsfreien Zeiten notwendige Maßnahmen erfasst werden sollen.
Ein solches weitergehendes Verständnis der Norm legen die Gesetzesmaterialien nahe.
Danach soll zwar einerseits zur Reduzierung der Netzausbaukosten im Offshore-Bereich im Interesse der Verbraucher auf das n1-Kriterium, das an Land für das Übertragungsnetz gilt, verzichtet werden4. Andererseits hat der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber aber nach § 17f Abs. 3 EnWG alle möglichen und zumutbaren Schadensminderungsmaßnahmen zu ergreifen, um die Belastung der Verbraucher mit Entschädigungskosten gegenüber den Betreibern von Offshore-Anlagen zu vermeiden. Nach dem Willen des Gesetzgebers sollen dazu beispielsweise die Errichtung von Interimslösungen zur vorübergehenden Netzanbindung über eine benachbarte Anbindungsleitung oder die Bevorratung von Ersatzteilen gehören, wobei über die Durchführung von Schadensminderungsmaßnahmen im Einzelfall unter Berücksichtigung der Kosten der Maßnahme und des Umfangs des vermiedenen Schadens zu entscheiden sein soll5. Dies zeigt, dass nach dem Willen des Gesetzgebers die Bevorratung von Ersatzkomponenten nicht von vornherein als Investitionsmaßnahme im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV ausgeschlossen ist.
Entscheidend für die Einbeziehung von Ersatzkomponenten in den Anwendungsbereich des § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV sprechen die spezifischen Vorschriften für Windkraftanlagen auf See.
Nach § 17d Abs. 1 Satz 1 EnWG haben die Betreiber von Übertragungsnetzen, in deren Regelzone der Netzanschluss von Windenergieanlagen auf See erfolgen soll, die Leitungen entsprechend den Vorgaben des Offshore-Netzentwicklungsplans zu errichten und zu betreiben. Dabei stellt die Betriebspflicht – was die verschuldensunabhängige Entschädigungspflicht wegen Störungen der Netzanbindung nach § 17e Abs. 1 EnWG wie auch wegen betriebsbedingten Wartungsarbeiten an der Netzanbindung nach § 17e Abs. 3 EnWG zeigt – neben der Errichtungspflicht eine eigenständige Pflicht des Übertragungsnetzbetreibers dar. Die Betriebspflicht wird in § 17f Abs. 3 Satz 1 EnWG dahingehend konkretisiert, dass der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber auch alle möglichen und zumutbaren Maßnahmen zu ergreifen hat, um einen Schadenseintritt zu verhindern, den eingetretenen Schaden unverzüglich zu beseitigen und weitere Schäden abzuwenden oder zu mindern. Insoweit ist ein Netzbetreiber auch im Rahmen der ihn gegenüber einem Betreiber von Energieanlagen treffenden Rücksichtnahmepflichten (§ 241 Abs. 2, § 242 BGB) gehalten, die Trennung vom Netz möglichst kurz zu halten und technisch mögliche sowie ihm zumutbare Maßnahmen zur Überbrückung zu ergreifen, soweit der Anlagenbetreiber diese nach Treu und Glauben unter Berücksichtigung der Verkehrssitte erwarten darf6.
Die Schadensabwendungs- und Schadensminderungsmaßnahmen nach § 17f Abs. 3 Satz 1 EnWG liegen auch nicht allein im Interesse des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers, um den ihn im Fall fahrlässigen Verhaltens treffenden Selbstbehalt nach § 17f Abs. 2 EnWG zu vermeiden. Zur Deckung eines solchen Vermögensschadens kann sich der Übertragungsnetzbetreiber jedenfalls bis zur Höhe der vertraglichen Deckungsgrenze versichern (§ 17h Satz 1 EnWG) und die Kosten der Versicherung als Kosten des Netzbetriebs bei der Ermittlung der Netzentgelte ansetzen7.
Die Schadensminderungsmaßnahmen nach § 17f Abs. 3 Satz 1 EnWG dienen daher im Ergebnis vor allem dazu, eine Belastung der Letztverbraucher mit Entschädigungskosten gegenüber den Betreibern von Offshore-Anlagen zu vermeiden8 und die möglichst störungsfreie Einspeisung des von Offshore-Anlagen erzeugten Stroms zu gewährleisten. Die Stromerzeugung auf Hoher See soll zur Verwirklichung der Klimaziele der Bundesregierung einen wesentlichen Beitrag zur Deckung des Gesamtenergiebedarfs der Bundesrepublik Deutschland leisten, um den Umbau des Energieversorgungssystems voranzutreiben9. Mit diesen Zielen der §§ 17a ff. EnWG ließe es sich nicht vereinbaren, einen unter Umständen mehrwöchigen Ausfall der Einspeisemöglichkeit wegen der Wartung oder Störung einer einzelnen Komponente der Netzanbindung der Offshore-Anlage hinzunehmen, obwohl dies durch die Vorhaltung einer Ersatzkomponente mit wirtschaftlich sinnvollem Aufwand vermeidbar wäre. In den Gesetzesmaterialien wird als Schadensminderungsmaßnahme unter anderem die Bevorratung von Ersatzteilen genannt10. Im Hinblick auf den Effizienzgedanken muss dies allerdings wirtschaftlich sinnvoll sein, weshalb die konkrete Schadensminderungsmaßnahme im Einzelfall unter Berücksichtigung der Kosten der Maßnahme und des Umfangs des vermiedenen Schadens zu beurteilen ist11.
Nichts anderes ergibt sich daraus, dass § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV nur auf § 17d Abs. 1 EnWG, nicht dagegen auf § 17f Abs. 3 Satz 1 EnWG Bezug nimmt. Diese Verweisung dient nur dazu, den sachlichen Anwendungsbereich der Vorschrift zu bestimmen. Zudem umfasst die Betriebspflicht nach § 17d Abs. 1 Satz 1 EnWG – wie dargelegt – auch die Schadensverhütungs- und Schadensminderungsmaßnahmen im Sinne des § 17f Abs. 3 Satz 1 EnWG. Dass der Gesetzgeber diese Regelung in die Vorschrift über den Belastungsausgleich eingefügt hat, ist insoweit nicht von Belang; rechtssystematisch hätte sie auch zu § 17d EnWG gepasst, weil die Schadensverhütungsmaßnahmen das Entstehen einer Entschädigungspflicht nach § 17e EnWG und damit die Notwendigkeit eines Belastungsausgleichs nach § 17f EnWG gerade verhindern sollen.
Soweit zwischen der Vorratshaltung von Ersatzteilen wie Kabeln oder Muffen einerseits und der Installation eines Ersatztransformators andererseits unterschieden werden soll, lässt sich hierfür § 17d Abs. 1 Satz 1, § 17f Abs. 3 Satz 1 EnWG, § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV ein hinreichendes Abgrenzungskriterium nicht entnehmen. Für eine Aufrechterhaltung des Betriebs der Leitungen zur Netzanbindung der Offshore-Anlage bei Ausfall einer einzelnen Komponente ist deren Bevorratung gleichermaßen notwendig. Die Ersatzteile unterscheiden sich allerdings in der Höhe der Vorhaltekosten. Diese spielen indes – wie bereits ausgeführt – nur im Rahmen der Wirtschaftlichkeit der Maßnahme eine Rolle und können dazu führen, dass eine konkrete Maßnahme aus diesem Grund nicht notwendig und damit als Investitionsmaßnahme im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV nicht genehmigungsfähig ist.
Die die Kosten von Schadensminderungsmaßnahmen in Form von Schadensverhütungsmaßnahmen unterfallen jedenfalls nicht ausschließlich dem Belastungsausgleich nach § 17f EnWG. Der Belastungsausgleich umfasst nach dem Wortlaut des § 17f Abs. 1 Satz 1 EnWG nur Entschädigungsleistungen nach § 17e EnWG einschließlich der Kosten für eine Zwischenfinanzierung abzüglich anlässlich des Schadensereignisses nach § 17e EnWG erhaltener Vertragsstrafen, Versicherungsleistungen und sonstiger Leistungen Dritter. Dazu zählen die Kosten für Schadensverhütungsmaßnahmen nicht. Etwas anderes lässt sich auch den Gesetzesmaterialien nicht entnehmen12. Soweit die Rechtsbeschwerde in diesem Zusammenhang auf die vom Gesetzgeber am 8.07.2016 verabschiedete Änderung des § 17f Abs. 1 Satz 1 EnWG durch Art. 6 Nr. 11 des Gesetzes zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien13 verweist, wonach in den Belastungsausgleich nach § 17f EnWG zukünftig auch Kosten für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept einzubeziehen sind, ist das für die Auslegung des geltenden Rechts nicht relevant.
Von diesen Maßnahmen ausgehend ist die Beschaffung und Installation eines zweiten 150/380kV-Transformators im Umspannwerk als Investitionsmaßnahme im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 1, Satz 2 Nr. 5 ARegV in das Projekt “Netzanschluss OWP Baltic 2” einzubeziehen. So führt die Maßnahme zu einer nicht nur unbedeutenden Veränderung von technischen Parametern, die für den Betrieb des Netzes erheblich sind, so dass die Voraussetzungen für eine Anerkennung als Erweiterungs- und Umstrukturierungsmaßnahme im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV gegeben sind14. Durch die Beschaffung und Installation eines zweiten Transformators kann die störungsfreie, fortlaufende Einspeisung des von den OWP Baltic 1 und 2 erzeugten Stroms auch in den Fällen der Wartung oder Störung des Haupttransformators aufrechthalten bleiben.
Bundesgerichtshof, Beschluss vom 12. Juli 2016 – EnVR 10/15
BGH, Beschlüsse vom 17.12 2013 – EnVR 18/12, RdE 2014, 291 Rn. 32 – 50Hertz Transmission GmbH; und vom 12.04.2016 – EnVR 3/15, Rn. 10 – Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH [↩]
BGH, Beschlüsse vom 17.12 2013, aaO Rn. 16 f. – 50Hertz Transmission GmbH; und vom 12.04.2016 – EnVR 3/15, Rn. 12 – Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH [↩]
früher: Offshore-Anlagen nach § 17 Abs. 2a EnWG aF [↩]
vgl. BT-Drs. 17/10754, S. 26; BT-Drs. 17/11269, S. 33 [↩]
vgl. BT-Drs. 17/10754, S. 31 [↩]
vgl. BGH, Urteil vom 11.05.2016 – VIII ZR 123/15, Rn. 28 [↩]
vgl. BT-Drs. 17/10754, S. 32; Broemel in Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 3. Aufl., § 17h Rn. 1 [↩]
vgl. BT-Drs. 17/10754, S. 1, 18, 26 [↩]
BT-Drs. 17/10754, S. 31 [↩]
vgl. BT-Drs. 17/10754, S. 29 [↩]
vgl. BT-Drs. 18/8860 und 18/9096 sowie BT-Plenarprotokoll 18/184, S. 18236, 18239 [↩]
vgl. BGH, Beschlüsse vom 17.12 2013 – EnVR 18/12, RdE 2014, 291 Rn. 32 – 50Hertz Transmission GmbH; und vom 12.04.2016 – EnVR 3/15, Rn. 25 – Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH [↩]
ErweiterungsinvestitionNetzentgeltOffshore-WindparkStromnetzUmstrukturierungsinvestion

References: § 23
 § 23
 § 23
 § 23
 § 23
 § 17
 § 23
 § 23
 § 17
 § 23
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 § 17
 § 17
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 § 242
 § 17
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 § 23
 § 17
 § 17
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 § 23
 § 23
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 § 17
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 Art. 6
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 § 23
 § 23
 § 17
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