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Timestamp: 2019-08-19 12:13:05+00:00

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BDEW Legal News 08/2019 | BDEW
Energie BDEW Legal News 08/2019
BDEW Legal News 08/2019
In dieser Ausgabe finden Sie Beiträge zu folgenden Themen:
1. EU-Beihilfenrecht: "Fitness Check" und öffentliche Konsultation durch EU-Kommission
2. ACER-Konsultation „The Bridge beyond 2025“ gestartet
3. ACER veröffentlicht aktualisierte Version der Guidance zur Umsetzung der REMIT
4. LNG-Verordnung am 20. Juni 2019 in Kraft getreten
5. Datenschutz: Zweites Datenschutz-Anpassungs- und Umsetzungsgesetz bringt Erleichterungen
6. Redispatch 2.0: BDEW startet das Projekt zur Erarbeitung einer Branchenlösung für einheitliche Prozesse
7. BMWi: Referentenentwurf zur Umsetzung der Gasrichtlinie vorgelegt
8. BMWi: Branchendialog zur Weiterentwicklung der Anreizregulierung
9. BGH: BNetzA-Festlegung der Eigenkapitalzinssätze bestätigt
10. BGH: Lichtblick zur Beschwerde gegen die BNetzA-Festlegung der Eigenkapitalzinssätze befugt
11. BGH: Arbeits- und Zeitaufwand nicht als Verzugskosten (Mahnkostenpauschale) erstattungsfähig
12. OLG Düsseldorf: BNetzA-Festlegung zum Xgen Gas aufgehoben
13. OLG Düsseldorf: Zinszahlungspflicht auf EEG-Umlage für Liefermengen aus 2014 vor Inkrafttreten EEG 2014
14. Bedarfsgesteuerte Nachtkennzeichnung: BDEW fordert Verlängerung der Umsetzungsfrist
15. Szenariorahmen zum NEP Gas 2020-2030: BDEW gibt Stellungnahme ab
16. „Kap +“: BDEW gibt Stellungnahme ab
17. BNetzA: Konsultation eines Hinweises zur Strommengenabgrenzung bei EEG-Umlageprivilegien
18. Clearingstelle EEG|KWKG: Entscheidungen zu Mess- und Regelungseinrichtungen für Nulleinspeisung sowie den Rechtsfolgen bei Meldeverstößen von EEG 2012-PV-Anlagen veröffentlicht
Die EU-Kommission führt aktuell einen "Fitness Check" zum Paket zur Modernisierung der staatlichen Beihilfen von 2012 (SAM-Paket) durch. Zum SAM-Paket gehören u. a. die Leitlinien für staatliche Umweltschutz- und Energiebeihilfen (EEAG), die Allgemeine Gruppenfreistellungsverordnung (AGVO) und die De-minimis-Verordnung. Die geltenden beihilferechtlichen Vorschriften, die eigentlich 2020 auslaufen sollten, wird die Kommission bis 2022 verlängern. Damit bleibt hinreichend Zeit, die geltenden Vorschriften zu evaluieren und zu novellieren. Mit der Eignungsprüfung soll bewertet werden, ob die bestehenden Vorschriften über staatliche Beihilfen noch zweckmäßig sind und ob sie zur Erreichung der politischen Ziele der Strategie Europa 2020 beigetragen haben.
Im Rahmen des "Fitness Check" hat die Kommission zwei Konsultationen mit Stellungnahmemöglichkeit bis zum 10. Juli 2019 eröffnet, an denen der BDEW sich beteiligt hat. Eine Konsultation bezieht sich auf das SAM-Paket insgesamt und die zweite erfolgt gezielt zur EEAG/AGVO. Die Konsultationen erfolgen wie gewohnt im Format zweier Fragebögen. Der BDEW hat sich mit seinen Stellungnahmen in beiden Konsultationen auf wenige gezielte Hinweise beschränkt, etwa zur EE-Förderung, zu Kapazitätsmechanismen und zur KMU-Definition. Der BDEW merkt im Übrigen an, dass der künftige Rahmen weniger detailliert sein sollte, um in den Jahren ab 2022 hinreichend flexibel auf die anstehenden und nicht in allen Aspekten vorhersehbaren Veränderungen im Energiemarkt reagieren zu können.
Nähere Informationen: Paula Hahn (paula.hahn@bdew.de)
Am 23. Juli 2019 hat die europäische Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) eine Konsultation zur Entwicklung des Gasmarktes über den Zeitraum nach 2025 gestartet. Ziel der Konsultation mit dem Titel „The Bridge beyond 2025“ ist es, Standpunkte der Interessengruppen und Informationen zu den Trends im europäischen Energiesektor - und insbesondere im Gassektor - nach 2025 zu sammeln. Das Konsultationspapier ist Teil eines Prozesses, den die europäischen Energieregulierungsbehörden zur Unterstützung der Europäischen Kommission durchführen, um Maßnahmen und mögliche Legislativvorschläge - insbesondere im Zusammenhang mit dem Gassektor - zu prüfen. Der Prozess berücksichtigt die Überlegungen, die im CEER-Konsultationspapier zu regulatorischen Herausforderungen für einen nachhaltigen Gassektor (März 2019) dargelegt wurden.
Die Konsultation läuft bis 1. September 2019. Der BDEW plant, sich mit einer Stellungnahme zu beteiligen.
Nähere Informationen: Verena Roguhn (verena.roguhn@bdew.de)
Die europäische Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) hat am 17. Juli 2019 eine aktualisierte Version seiner Guidance zur Umsetzung der REMIT-VO veröffentlicht.
Die in Kapitel 7 eingeführten Änderungen betreffen die Anwendung der Pflicht zur effektiven Offenlegung von Insiderinformationen. Mit diesen Änderungen beabsichtigt ACER detailliertere Leitlinien zu den Offenlegungsmechanismen für die Veröffentlichung von Insiderinformationen bereitzustellen. Insbesondere legt ACER fest, dass zur Erzielung einer wirksamen Offenlegung gemäß Artikel 4 REMIT-VO die Informationen über eine Insider-Informationsplattform oder eine Transparenzplattform offengelegt werden.
Die in Kapitel 8 vorgeschlagenen Ergänzungen, die sich mit der Anwendung der Marktmissbrauchsverbote und möglichen Hinweisen auf potenzielle Insidergeschäfte oder Marktmanipulationen befassen, beziehen sich auf Abschnitt 8.2.3 zu den Ausnahmen vom Insiderhandelsverbot. Mit diesen Änderungen beabsichtigt ACER, Artikel 3 Absatz 4 Buchstabe b von REMIT genauer auszulegen. Zudem hat ACER eine Konsultation zu Definition von Insider Informationen bis 16. September 2019, 12.00 Uhr, gestartet. Obwohl der Fragebogen sehr unternehmensindividuell ist, plant der BDEW sich mit einer Stellungnahme zu beteiligen.
Nähere Informationen: Geertje Stolzenburg (geertje.stolzenburg@bdew.de)
Am 19. Juni 2019 wurde die „Verordnung zur Verbesserung der Rahmenbedingungen für den Aufbau der LNG-Infrastruktur in Deutschland“ im Bundesgesetzblatt veröffentlicht. Damit sind die zuletzt durch die Bundesregierung am 27. März 2019 beschlossenen und durch den Bundesrat am 7. Juni 2019 bestätigten Änderungen an der GasNZV sowie der ARegV am 20. Juni 2019 in Kraft getreten.
Einen Überblick über die regulatorischen Änderungen im Zusammenhang mit dem Anschluss von LNG-Terminals an die Gasfernleitungsnetze enthalten die BDEW-News.
Am 27. Juni 2018 hat der Bundestag das 2. Datenschutz-Anpassungs- und Umsetzungsgesetz (2. DSAnpUG) beschlossen. Das Gesetz benötigt nun noch die Zustimmung des Bundesrates.
Für KMU ist die wichtigste Änderung, dass sich der Schwellenwert für die Ernennung eines betrieblichen Datenschutzbeauftragten verdoppelt. Statt bisher 10 müssen sich künftig "in der Regel mindestens 20 Personen ständig mit der automatisierten Verarbeitung personenbezogener Daten beschäftigen", damit laut § 38 Bundesdatenschutzgesetz (BDSG) ein Datenschutzbeauftragter für nichtöffentliche Stellen ernannt werden muss. Als "ständig beschäftigt“ gilt dabei derjenige, der permanent mit Kundendaten oder Personalverwaltung zu tun hat. Insgesamt sollen KMU dadurch entlastet werden. An den Anforderungen der Datenschutzgrundverordnung (DS-GVO) ändert sich dadurch jedoch nichts.
Eine weitere Änderung betrifft § 26 BDSG für den Beschäftigtendatenschutz. Erfolgte bisher die Verarbeitung personenbezogener Daten von Beschäftigten auf der Grundlage einer Einwilligung, bedurfte diese grundsätzlich der Schriftform. Zukünftig wird für die Einwilligung im Beschäftigtenverhältnis ausdrücklich die elektronische Form anerkannt. Darüber hinaus sieht das Gesetz sprachliche Anpassungen in vielen Fachgesetzen vor, in der Regel redaktionelle Anpassung von Begriffen und Verweisen.
Künftig soll auch die Abmahnung von Datenschutzverstößen erschwert werden. Im Regierungsentwurf zum Gesetz gegen Abmahnmissbrauch ist eine gesonderte Behandlung von Verstößen gegen Informationspflichten (auch nach der DS-GVO) vorgesehen. So soll der Anspruch von Wettbewerbern auf Aufwendungsersatz für eine Abmahnung bei Verstößen gegen gesetzliche Informationspflichten im elektronischen Geschäftsverkehr oder in Telemedien ausgeschlossen werden. Die Regelung gilt für alle Unternehmen, unabhängig von ihrer Größe. Darüber hinaus sollen kleine Unternehmen (unter 50 Mitarbeitern, Umsatz höchstens 10 Mio €) bei sämtlichen Datenschutzverstößen entsprechend privilegiert werden. Wettbewerber können zwar weiterhin abmahnen, jedoch ohne eine Erstattung möglicher Kosten. Dieser Ausschluss gilt nicht für Verbraucherschutzorganisationen etc. Zusätzlich ist bei einer erstmaligen Abmahnung von Verstößen die Vereinbarung einer Vertragsstrafe ausgeschlossen. Es wird erwartet, dass der Gesetzentwurf gegen Abmahnmissbrauch nach der Sommerpause im Bundestag beraten und beschlossen wird.
Nähere Informationen: Annett Heublein (annett.heublein@bdew.de)
6. Redispatch 2.0: BDEW startet Projekt zur Erarbeitung einer Branchenlösung für einheitliche Prozesse
Das im Mai 2019 verabschiedete NABEG 2.0 enthält unter anderem neue Vorgaben zum Engpassmanagement, die von den Netzbetreibern zum 1. Oktober 2021 umgesetzt werden müssen. Ab diesem Zeitpunkt werden auch EE- und KWK-Anlagen ab 100 kW in den Redispatch einbezogen. Damit wird das bisherige EEG Einspeisemanagement in ein stärker auf Plandaten und Prognosen basierendes Verfahren überführt. Die Neuregelungen sehen einen über alle Netzebenen koordinierten und optimierten Prozess zum Netzengpassmanagement vor.
Der BDEW hat vor diesem Hintergrund sein Projekt Redispatch 2.0 gestartet, in dem eine Branchenlösung für die Durchführung von Netzengpassmanagementmaßnahmen in Deutschland erarbeitet wird.
Ziel ist die Definition einheitlicher Prozesse in der Branche, die weitgehend automatisiert ablaufen können. Ganz zentral ist dabei die enge Zusammenarbeit der Verteilernetz- und Übertragungsnetzbetreiber unter Mitwirkung der betroffenen Anlagenbetreiber. Bis Ende 2019 sollen die Prozesse zur Koordination des Engpassmanagements zwischen den Netzbetreibern sowie zwischen den Netz- und Anlagenbetreibern festgelegt, der notwendige zusätzliche Datenbedarf und Datenaustausch definiert sowie die Regelungen für den bilanziellen Ausgleich und die Abrechnung festgelegt werden. Die Arbeitsschritte und Ergebnisse sollen dabei transparent und möglichst frühzeitig mit allen Betroffenen und Stakeholdern/Verbänden kommuniziert werden. Dazu gehört neben dem Dialog mit den Regulierungsbehörden auch die frühzeitige Ansprache und Information aller Netzbetreiber sowie die enge Verzahnung mit Projekten wie Connect+, in dem auf Basis der im Verband erarbeiteten Rahmenbedingungen die praktische Umsetzung geprobt werden soll.
Nähere Informationen: Dr. Michael Koch (michael.koch@bdew.de)
Das BMWi hat am 24. Juli 2019 den Referentenentwurf für ein Gesetz zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2019/692 des Europäischen Parlamentes und des Rates über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt („Gasrichtlinie") vorgelegt. Das BMWi strebt mit dem vorgelegten Entwurf eine 1:1-Umsetzung der Gasrichtlinie an, um schnellstmöglich Rechtssicherheit und die Grundlagen für die bestehenden und neu vorgesehenen Verfahren im EnWG zu schaffen.
Zentrale Umsetzungsinhalte sind:
eine neue Definition von Gasfernleitungen mit Drittstaaten, umgesetzt in § 3 Nr. 34a des Entwurfs: relevanter Abschnitt von der Küste bis zur Grenze des Hoheitsgebietes,
eine Ergänzung der bestehenden Alternativoptionen zur eigentumsrechtlichen Entflechtung für den neuen Anwendungsbereich, umgesetzt in § 10 Abs. 1 des Entwurfs,
eine Ergänzung der Prüfkriterien für Einzelfallausnahmeentscheidungen für neue Infrastrukturen (Prüfung auch der Wettbewerbsauswirkungen in „wahrscheinlich von der Investition betroffenen Märkten“) in § 28a Abs. 1 Nr. 5 sowie
eine Ausnahmeregelung in § 28b für Bestandsleitungen (Fertigstellung vor Inkrafttreten der RL), relevant beispielsweise für Nord Stream 1.
Stellungnahmen zum Gesetzentwurf müssen dem Ministerium bis zum 5. August 2019 zugehen. Der BDEW plant sich aufbauend auf den Positionen aus der Stellungnahme zur Gasrichtlinie am Gesetzgebungsverfahren zu beteiligen.
Am 3. Juli 2019 fand im Rahmen des BMWi-Branchendialogs zur Weiterentwicklung der Anreizregulierung ein zweites Gespräch statt. Inhaltlich ging es um die Frage nach möglichen Instrumenten für einen beschleunigten Ausbau der Übertragungsnetze und um die Eigenkapitalverzinsung. Im Auftrag des BMWi hatten BET und EY das Instrument der Investitionsmaßnahmen mit dem Kapitalkostenabgleich verglichen. Da die Gesamterlöse einer Investitionsmaßnahme auch durch den Inbetriebnahmezeitpunkt beeinflusst werden, bestehen hier aus Sicht des BMWi möglicherweise Fehlanreize zu einer verzögerten Inbetriebnahme. Hierzu sollen Lösungsansätze diskutiert werden.
Durch Consentec und Frontier Economics wurden im Auftrag des BMWi mögliche Anreizmechanismen für einen beschleunigten Ausbau der Übertragungsnetze analysiert. Grundsätzlich vorstellbar seien projektspezifische, projektübergreifende oder technologieneutrale Ansatzpunkte. Die Diskussion steht noch ganz am Anfang und soll im Zuge des Branchendialogs fortgeführt werden. Durch den BDEW wurde die Situation bei der Eigenkapitalverzinsung und der Handlungsbedarf zur Sicherstellung marktgerechter Zinssätze erläutert. Mit Blick auf die zu diesem Zeitpunkt noch nicht ergangene BGH-Entscheidung soll das Thema erneut aufgegriffen werden. Der nächste BMWi-Branchendialog findet am 29. August 2019 statt, mit dem Schwerpunkt der Kostenanerkennung für das künftige Engpassmanagement (Redispatch 2.0).
Nachdem der BGH bereits am 9. April 2019 mündlich verhandelt hatte, hat das Gericht am 9. Juli 2019 seine Entscheidung verkündet: Auf die Rechtsbeschwerde der BNetzA wird der Beschluss des OLG Düsseldorf aufgehoben. Die Rechtsbeschwerde des Netzbetreibers wurde hingegen zurückgewiesen (EnVR 41/18 und EnVR 52/18 - noch nicht veröffentlicht).
Damit hat der BGH die von der BNetzA festgelegten Eigenkapitalzinssätze bestätigt und deren Erhöhung durch die Regulierungsbehörde im Ergebnis ausgeschlossen. Unter Bezugnahme auf seine bisherige Rechtsprechung hat der BGH der BNetzA für die Bestimmung des Zinssatzes, insbesondere bei der Wahl der dafür herangezogenen Methoden, in einzelnen Beziehungen einen Beurteilungsspielraum zugestanden. Die von der BNetzA gewählte Methode sei rechtlich nicht zu beanstanden. Abweichend vom OLG Düsseldorf ist der BGH zu dem Ergebnis gelangt, dass die BNetzA aus Rechtsgründen nicht verpflichtet gewesen sei, diese Methode im Hinblick auf historische Besonderheiten am Kapitalmarkt zu modifizieren oder den ermittelten Zinssatz einer ergänzenden Plausibilitätsprüfung zu unterziehen. Die Beurteilung des OLG, dass sich die für den in Rede stehenden Zeitraum maßgebliche Situation als historisch einmalig darstelle, halte zwar der rechtlichen Überprüfung für sich gesehen stand. Aus den vom OLG getroffenen Feststellungen ergäben sich aber keine Anhaltspunkte dafür, dass die von der BNetzA gewählte Methode als solche nicht geeignet sei, diesen Besonderheiten angemessen Rechnung zu tragen, und deshalb eine zusätzliche Plausibilisierung geboten sei (siehe auch Pressemitteilung des BGH). Weiteren Aufschluss über die Beweggründe des BGH werden erst die Entscheidungsgründe geben, deren Veröffentlichung allerdings noch aussteht. Nach Vorliegen der Begründung wird BDEW diese analysieren und im Rahmen der gutachterlichen Vorbereitungen auf die anstehende Zinsdebatte berücksichtigen.
Für den BDEW ist die Entscheidung nicht nachvollziehbar. Die von der BNetzA festgelegte Höhe der Eigenkapitalverzinsung für Investitionen in Strom- und Gasnetze in der 3. Regulierungsperiode gehört zu den niedrigsten in ganz Europa, und das, obwohl in Deutschland ein wesentlich höherer Bedarf am Aus- und Umbau der Energienetze besteht. Ein Gutachten im Auftrag des BDEW zeigt, dass die Zinssätze in Deutschland 0,79 Prozentpunkte unter dem europäischen Durchschnitt und 1,49 Prozentpunkte unter dem internationalen Durchschnitt liegen (BDEW-News vom 5. März 2019). Der BDEW hat diese Problematik bereits im Rahmen des BMWi-Branchendialogs zur Anreizregulierung am 3. Juli 2019 deutlich gemacht (siehe auch nachfolgenden Beitrag). Denn ein Festhalten an der bisherigen Methodik zur Ermittlung der Zinssätze führt nach aktuellen Prognosen zu einem weiteren drastischen Absinken der Kapitalverzinsung in der 4. Regulierungsperiode und damit zu massiven Erlöseinbußen bei den deutschen Energieversorgern.
In einem weiteren Verfahren hat der BGH, ebenfalls am 9. Juli 2019, über die Beschwerdebefugnis von Lichtblick entschieden (EnVR 5/18 – noch nicht veröffentlicht). Nicht nur fast alle Netzbetreiber, sondern auch Lichtblick als Netznutzer ging gegen die BNetzA-Festlegung der Eigenkapitalzinssätze vor, wenn auch aus anderen Beweggründen. Der Energieversorger brachte vor, dass die Zinssätze um etwa einen Prozentpunkt überhöht seien, weil sie bereits zwei Jahre vor Beginn der Regulierungsperiode bestimmt wurden. Das OLG Düsseldorf hatte hierzu entschieden, dass die Beschwerde von Lichtblick unzulässig sei. Lichtblick sei als Netznutzer nicht unmittelbar durch die Festlegung betroffen (siehe Beschluss vom 10. Januar 2018). Der BGH hat diesen Beschluss des OLG nun aufgehoben. Dass die Netzbetreiber bei der Umsetzung einer Festlegung noch bestimmte Gestaltungsspielräume hätten, stünde einer Beschwerde eines Netznutzers nicht entgegen. In dem vorliegenden Fall würden die Netzbetreiber letztlich die Eigenkapitalzinssätze voll ausschöpfen, wodurch die Festlegung der BNetzA die Netzentgeltkalkulation der Netzbetreiber im Ergebnis mitbestimme.
Das OLG Düsseldorf wird sich nun erneut mit der Beschwerde von Lichtblick befassen müssen. Von Interesse wird dabei sein, inwieweit diese Entscheidung in Zukunft Auswirkung auf die gerichtliche Überprüfbarkeit auch anderer Festlegungen durch einen Netznutzer haben wird.
Mit Verweis auf seine ständige Rechtsprechung hat der BGH mit Urteil vom 26. Juni 2019 (Az. VIII ZR 95/18) klargestellt, dass auch für ein Energieversorgungsunternehmen, das Aufgaben der Daseinsvorsorge wahrnimmt und einem Kontrahierungszwang im Bereich der Grundversorgung unterliegt (§ 36 Abs. 1 Satz 1 EnWG) gilt, dass der Geschädigte den für die Schadensermittlung und außergerichtliche Abwicklung seines Schadensersatzanspruchs anfallenden Arbeits- und Zeitaufwand, auch wenn er hierfür besonderes Personal einsetzt oder die Tätigkeiten extern erledigen lässt, grundsätzlich selbst trägt.
Im vorliegenden Sachverhalt hat der BGH im Rahmen einer Unterlassungsklage durch einen Verbraucherschutzverein eine Mahnkostenpausschale in Höhe von 2,50 € für unschlüssig beurteilt, da der Energieversorger nicht erstattungsfähige Kostenpositionen, insbesondere Personalkosten und pauschalierte Verzugszinsen, in der Kostenkalkulation berücksichtigt hat. Den Urteilsgründen ist zu entnehmen, dass vorliegend nur die Kosten für Druck, Kuvertierung, Frankierung und Versendung der Mahnung in dargelegter Höhe von 0,7643 € als Mahnkosten ersatzfähig gewesen wären.
Weiterhin hat der BGH im vorliegenden Fall eine Sperrkostenpauschale in Höhe von 77,13 € nicht anerkannt, weil dieser Betrag den vom Netzbetreiber in Rechnung gestellten Aufwand um mehrere Euro übersteigt, ohne dass für den überschießenden Betrag ein Kostennachweis durch das Energieversorgungsunternehmen erfolgte. In diesem Zusammenhang hat der BGH abweichend vom Berufungsgericht jedoch festgestellt, dass die Sperrkosten (inkl. darin enthaltenden Personalaufwandes) grundsätzlich gemäß § 19 Abs. 4 Strom/GasGVV als adäquat kausaler Verzugsschaden erstattungsfähig sind. Allerdings ist auch hier der Energieversorger in der Darlegungslast, dass die in Rechnung gestellten Kosten dem nach dem gewöhnlichen Lauf der Dinge zu erwartendem Schaden entspricht.
Nähere Informationen: Carsten Wesche (carsten.wesche@bdew.de)
Im Anschluss an die zweite mündliche Verhandlung hat das OLG Düsseldorf am 10. Juli 2019 die BNetzA-Festlegung zum Xgen Gas (BK4-17-093 - 0,49%) aufgehoben (VI-3 Kart 721/18). Gegen die BNetzA-Festlegung hatten über 500 Gasnetzbetreiber Rechtsbeschwerde beim OLG Düsseldorf eingelegt. Die erste mündliche Verhandlung fand dort am 20. März 2019 statt. Gegenstand war hier vor allem die gutachterliche Bewertung des Vorgehens der BNetzA durch Prof. von Auer (Uni Trier). In dem zweiten Termin ließ das Gericht deutliche Zweifel an der rechtskonformen Ermittlung des Xgen durch die BNetzA erkennen. Die Regulierungsbehörde habe ihre Festlegung und die darin getroffenen Entscheidungen nicht hinreichend plausibel gemacht. Kritisch hinterfragt wurden insbesondere die korrekte Umsetzung der Methoden (Törnquist/Malmquist), die Deflationierung der Netzerlöse, die Auswahl und Plausibilisierung des Stützintervalls, die fehlende Übernahme von ARegV-Sicherheitsmechanismen ("Best-of-Four"), die fehlende Inflationierung von Abschreibungen und die Abbildung der Einstandspreisentwicklung bei den Fremdkapitalzinsen. Bei den Punkten, bei denen sich die BNetzA von den regulatorischen Vorgaben der GasNEV und ARegV gelöst habe, fehle eine ausreichende Begründung.
Die Entscheidungsgründe liegen noch nicht vor. Erst dann wird eine vollumfängliche Auswertung möglich sein, insbesondere auch eine Abschätzung der Folgen für die Beschwerdeverfahren gegen den Xgen Strom, die die Entscheidung des OLG Düsseldorf nach erster Einschätzung auf jeden Fall haben wird.
Die Entscheidung ist auch noch nicht rechtskräftig. Die BNetzA wird nach Vorlage der Entscheidungsgründe Gelegenheit erhalten abzuwägen, ob sie Rechtsbeschwerde einlegen möchte. In diesem Fall würde das Verfahren vor dem BGH weitergeführt werden. Dies gilt es nun zunächst abzuwarten. Würde die Entscheidung rechtskräftig - frühestens nach Ablauf der einmonatigen Rechtsbeschwerdefrist ab Zustellung der Entscheidung bei der BNetzA -, stellt sich die Frage, wie sich die Aufhebung der Festlegung auf die laufende Regulierungsperiode, so etwa auf die Festlegungen der Erlösobergrenzen auswirkt, da dann kein Xgen festgelegt wäre.
Der BDEW hatte in seinen Stellungnahmen frühzeitig auf methodische Schwächen und nicht plausible Ergebnisse hingewiesen. Zur Unterstützung der Mitgliedsunternehmen bei den Beschwerdeverfahren hatte der BDEW zusätzliche Argumentationspapiere zu den Themen „Stützintervall“ und „Preisbereinigung“ erstellt.
Auch für Liefermengen zwischen Januar und Ende Juli 2014, die nicht bis zum 31. Dezember 2014 an den zuständigen Übertragungsnetzbetreiber gemeldet wurden, fallen nach Auffassung des OLG Düsseldorf (Urteil vom 20. Mai 2019, Az. 27 U 1/18) Zinsen auf die EEG-Umlage verschuldensunabhängig bereits ab dem 1. Januar 2015 an. Mit Inkrafttreten des EEG 2014 am 1. August 2014 wurde der Beginn der Verzinsung vom 1. August des Folgejahres auf den 1. Januar des Folgejahres vorverlegt. Die Oberlandesgerichte Dresden (Urteil vom 12. September 2017, Az. 9 U 455/17) und OLG Karlsruhe (Urteil vom 26. März 2019, Az. 8 U 140/17) hatten eine Zinszahlungspflicht für diese Liefermengen dagegen erst ab dem 1. August 2015 (nach EEG 2012) gesehen. Letztinstanzlich wird der BGH über diese Frage entscheiden. Die Revision wurde vom OLG Düsseldorf zugelassen und von dem beklagten Energieversorgungsunternehmen eingelegt.
Nähere Informationen: Constanze Hartmann (constanze.hartmann@bdew.de)
14. Bedarfsgesteuerte Nachtkennzeichnung von WEA: BDEW fordert Verlängerung der Umsetzungsfrist
Die BNetzA hatte Ende Mai 2019 ein Festlegungsverfahren zur Verlängerung der Umsetzungsfrist für die "bedarfsgesteuerte Nachtkennzeichnung" eröffnet und die Verbände zur Stellungnahme eingeladen. Hintergrund ist, dass die meisten Betreiber von Windenergieanlagen an Land und auf See aufgrund des „Energiesammelgesetzes“ bis zum 30. Juni 2020 ihre Anlagen mit Einrichtungen zur „bedarfsgesteuerten Nachtkennzeichnung“ ausstatten müssen. Diese Frist hatte der BDEW bereits im Gesetzgebungsverfahren als zu kurz kritisiert. Der BDEW hat jetzt in seiner termingerecht eingereichten Stellungnahme gegenüber der BNetzA eine gestaffelte Verlängerung der Umsetzungsfristen gefordert: Für neuere Windenergieanlagen an Land soll die Frist um zwei Jahre, bei älteren Windenergieanlagen an Land um vier Jahre und bei Windenergieanlagen auf See um drei Jahre verlängert werden. Ausgangspunkt für diese Fristverlängerung soll das Inkrafttreten einer Änderung der "Allgemeinen Verwaltungsvorschrift über die Kennzeichnung von Luftverkehrshindernissen" (AVV Kennzeichnung) sein. Zu dieser Verwaltungsvorschrift läuft derzeit ein Änderungsverfahren. Erst nach Abschluss dieses Verfahrens ist klar, welche technischen Lösungen für die bedarfsgesteuerte Nachtkennzeichnung überhaupt luftverkehrsrechtlich anerkannt sind, und dementsprechend von den Anlagenbetreibern gewählt werden dürfen. Außerdem schlägt der BDEW in seiner Stellungnahme vor, dass die BNetzA die Umsetzungsfrist erneut verlängern soll, wenn ihr weitere Erkenntnisse über Probleme bei der fristgerechten Ausstattung von Windenergieanlagen mit Einrichtungen zur bedarfsgerechten Nachtkennzeichnung vorliegen. Dies alles soll verhindern, dass Anlagenbetreiber unverschuldet wegen nicht rechtzeitiger Umsetzung dieser Pflichten nach dem EEG förderseitig sanktioniert werden.
Nähere Informationen: Christoph Weißenborn (christoph.weissenborn@bdew.de)
Der BDEW hat sich an der Konsultation des Szenariorahmens zum Netzentwicklungsplan (NEP) Gas 2020-2030 beteiligt und am 12. Juli 2019 fristgerecht eine Stellungnahme bei den Fernleitungsnetzbetreibern eingereicht.
Die BDEW-Stellungnahme hat insbesondere die Aspekte Versorgungssicherheit, grüne Gase und deren Integration in die Gasinfrastruktur sowie die zum 1. Oktober 2021 geplante Marktgebietszusammenlegung zum Thema.
Die FNB übermitteln die eingegangenen Stellungnahmen gemäß § 15a EnWG der BNetzA zur Bewertung des eingereichten Szenariorahmens und berücksichtigen diese bei ihrer Überarbeitung des Szenariorahmens. Die Stellungnahmen werden auf der Seite der FNB Gas im Internet veröffentlicht. Anschließend erfolgt die Bestätigung des Szenariorahmens durch die BNetzA und die Ausarbeitung des Entwurfs des NEP Gas 2020-2030 durch die Fernleitungsnetzbetreiber.
Im Verfahren „KAP+" der BNetzA (Az.:BK7-19-037) für zusätzliche Kapazitäten im deutschlandweiten Marktgebiet hat der BDEW am 5. Juli 2019 fristgerecht gegenüber der Behörde Stellung genommen.
Die BNetzA hatte am 23. Mai 2019 vor dem Hintergrund der Marktgebietszusammenlegung das Verfahren KAP+ eingeleitet. In diesem Verfahren stellt sie die Einführung eines Überbuchungssystem nach Punk 2.2.2 des Anhangs I der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 zur Konsultation, um den Bedarf an zusätzlichen Kapazitäten zu decken. Der BDEW begrüßt in seiner Stellungnahme grundsätzlich das Bestreben der Beschlusskammer 7, kapazitätserhöhende Maßnahmen begleitend zur Marktgebietszusammenlegung einzuführen. Aufgrund der Komplexität der Ermittlung des zukünftigen präzisen Kapazitätsbedarfs mahnt der BDEW aber die umfassende Berücksichtigung aller relevanten Aspekte an. Einzelheiten zu der Stellungnahme finden sich im begleitenden Artikel der BDEW-News.
Die BNetzA hat in Aussicht gestellt, nach Sichtung der Stellungnahmen per Beschluss die Verpflichtung der Fernleitungsnetzbetreiber nach Punkt 2.2.2. Nr. 1 des Anhangs I der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 wiederaufleben zu lassen. Die Fernleitungsnetzbetreiber müssten dann ein Überbuchungssystem vorschlagen und zur Genehmigung durch die Behörde vorlegen. Der Entwurf des Überbuchungssystems soll dann nochmals zur Konsultation gestellt werden.
Die BNetzA hat am 9. Juli 2019 den Entwurf ihres Hinweises zum Messen und Schätzen bei EEG-Umlageprivilegien bis 15. September zur Konsultation gestellt.
Der Hinweis behandelt die Anwendung der neuen §§ 61a und b EEG 2017 zur Abgrenzung von Strommengen für die Abwicklung der EEG-Umlagepflichten, die erforderlich ist, um die EEG-Umlage abrechnen und Umlageprivilegien in Anspruch nehmen zu können. Ziel des Hinweises ist es, die praxistaugliche Abwicklung zu erleichtern und bestehende Rechtsunsicherheiten zu mindern. Behandelt werden u.a. folgende Themen:
Zurechnung von Bagatellverbräuchen Dritter: Vereinfachungen und Fallgruppen, insbes. auch "Weiterverteiler"-Fälle
Voraussetzungen für die Befugnis zum Schätzen von Strommengen sowie Anforderungen an eine sachgerechte Schätzung
mögliche Vereinfachungen für den Nachweis der Zeitgleichheit von Erzeugung und Verbrauch in Eigenverbrauchskonstellationen
Der BDEW wird sich mit einer Stellungnahme beteiligen und auf praxisorientierte Lösungen drängen, die nicht zu einer ungerechtfertigten Ausweitung von Umlageprivilegien auf Dritte führen.
Im Votum 2019/7 hatte die Clearingstelle EEG|KWKG zu klären, ob und wie in Konstellationen mit verschiedenen Erzeugungsanlage durch Einsatz von Mess- und Regelungssystemen verhindert werden kann, dass Strom aus einer der Anlagen in das öffentliche Netz eingespeist wird und welche Nachweise hierfür erforderlich sind. Im konkreten Fall konnte der Anlagenbetreiber für die Vergangenheit nicht den Nachweis erbringen, dass nur KWK-Strommengen in das öffentliche Netz gelangten und die Stromeinspeisung aus den PV-Anlagen durch Speicher, Mess- und Regelungseinrichtungen unterbunden wurde. Da die eingespeiste KWK-Strommenge messtechnisch nicht bestimmt werden kann, kann der Anspruch auf Vergütung dieser Mengen nur auf Grundlage einer plausiblen Ersatzwertbildung geltend gemacht werden.
Die Clearingstelle EEG|KWKG hat außerdem im Schiedsverfahren 2019/11 festgestellt, dass seit dem "Energiesammelgesetz" die abgemilderte Förderabsenkung auf 80 % bei Nichtmeldung von Solaranlagen im Anlagenregister auch auf Solaranlagen nach dem EEG 2012 anwendbar ist. Dies entspricht auch der BDEW-Ansicht, wie zuletzt in der Anwendungshilfe "Fragen und Antworten zum EEG 2017, Ausgabe Solarstrom", 2. Auflage, auf den Seiten 62 ff. dargestellt.

References: § 38
 § 26
 § 3
 § 10
 § 28
 § 28
 BGH 
 BGH 
 BGH 
 BGH 
 BGH 
 BGH 
 BGH 
 BGH 
 BGH 
 BGH 
 § 19
 BGH 
 BGH 
 § 15