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Redispatch im Spannungsfeld zwischen nationalem und europäischem Recht :: Hoffmann Liebs
BlogRedispatch im Spannungsfeld zwischen nationalem und europäischem Recht
17.01.2020 | Autor: Hoffmann Liebs
Lesezeit: 127 Minuten
Konsequenzen für Anlagen im Sinne des EEG 2017 und des KWKG
Mit dem fortschreitenden Ausbau der erneuerbaren Energien kommt es in verschiedenen Netzregionen der Bundesrepublik zunehmend zu Situationen, in denen die vorhandene Transportkapazität nicht mehr für die Ableitung des erzeugten Stroms ausreicht. Der Gesetzgeber versucht durch verschiedene Maßnahmen sogar, den zu schnellen Ausbau eines Bestands von Erzeugungsanlagen zu bremsen, um dem nur zögerlich voranschreitenden Netzausbau eine Chance zu geben.1 In der Zwischenzeit sind Netzbetreiber – bei weitem nicht mehr nur im windreichen Norden der Bundesrepublik – genötigt, durch die Abregelung von Erzeugungsanlagen die Sicherheit ihrer Netze zu gewährleisten. Die aus entsprechenden Maßnahmen resultierende elektrische Ausfallarbeit ist seit dem Jahr 2013 sprunghaft angestiegen und hat sich seitdem nahezu verzehnfacht.2 Das finanzielle Volumen der gezahlten Entschädigungen beläuft sich allein im Bereich der erneuerbaren Energien auf 719 Mio. EUR.3 Für Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (EE-/KWK-Anlagen) basieren die entsprechenden Maßnahmen auf dem Einspeisemanagement gemäß §§ 14, 15 EEG 2017, für alle anderen Erzeugungsanlagen werden die §§ 13, 13 a EnWG herangezogen. Durch das Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus (NABEG2.0)4 soll nun die bisher gespaltene Rechtslage zum 1. 10. 2021 5 in einem einheitlichen System des Redispatch zusammengeführt werden. Nahezu zeitgleich mit dem NABEG 2.0 wurde jedoch auch die europäische Verordnung über den Elektrizitätsbinnenmarkt (EU-EltVO)6 verabschiedet, die bereits ab dem 1. 1. 2020 unmittelbare Rechtswirkungen auch in Deutschland entfaltet.7 Diese Verordnung enthält ebenfalls Regelungen zum Redispatch, die sowohl der aktuell geltenden als auch der künftigen Rechtslage in Deutschland widersprechen. Der folgende Beitrag stellt die einzelnen Regelungen vor, zeigt die resultierenden Konfliktfelder auf und versucht, Antworten auf die hieraus folgenden Fragen mit besonderem Fokus auf Anlagen im Sinne des EEG 2017 und des KWKG zu finden.
II. Status quo: Einspeisemanagement und Redispatch
Nach derzeit noch geltender Rechtslage besteht kein einheitliches System, mit dem Netzbetreiber auf kritische Netzzustände reagieren. Gegenüber EE-/KWK-Anlagen ist vorrangig das Einspeisemanagement gemäß §§ 14, 15 EEG 2017 anzuwenden, konventionelle Marktkraftwerke unterfallen den marktbezogenen Maßnahmen im Sinne des § 13 Abs. 1 Nr. 2 in Verbindung mit § 13 a EnWG. Dieses Nebeneinander führt in der Praxis regelmäßig zu Abgrenzungsschwierigkeiten.
1. Einspeisemanagement (§§ 14, 15 EEG 2017)
Droht in einem Netzbereich einschließlich des vorgelagerten Netzes ein Netzengpass, dürfen Netzbetreiber die an ihr Netz unmittelbar odermittelbar angeschlossenen EE-/KWK-Anlagen, die mit einer Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ausgestattet sind, abregeln (§ 14 Abs. 1 EEG 2017). Voraussetzung ist darüber hinaus, dass der Vorrang für Strom aus erneuerbaren Energien, Grubengas und Kraft-Wärme-Kopplung gewahrt wird, soweit nicht sonstige Stromerzeuger am Netz bleiben müssen, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten, und die Netzbetreiber zuvor die verfügbaren Daten über die Ist-Einspeisung in der jeweiligen Netzregion abgerufen haben (§ 14 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 und 3 EEG 2017). Betreiber von Solaranlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 100 kW sind zudem nachrangig gegenüber den übrigen Anlagen zu regeln (§ 14 Abs.1 Satz 2 EEG 2017).
Den Netzbetreibern obliegt dabei die Verpflichtung, die betroffenen Anlagenbetreiber spätestens am Vortag, ansonsten unverzüglich über den zu erwartenden Zeitpunkt, den Umfang und die Dauer der Regelung zu unterrichten, sofern die Durchführung der Maßnahme vorhersehbar ist (§ 14 Abs. 2 EEG 2017). In der Praxis läuft diese Regelung allerdings häufig ins Leere, da allenfalls eine allgemeine Veröffentlichung auf der Internetseite des Netzbetreibers erscheint und keine individuelle Information (z. B. über E-Mail) erfolgt. Bislang ist nicht eindeutig geklärt, ob die Veröffentlichung auf der Internetseite den gesetzlichen Anforderungen an die Vorabinformationspflicht genügt. Hiergegen spricht, dass es dem Anlagenbetreiber kaum zugemutet werden kann, in geringen zeitlichen Abständen die Internetveröffentlichungen eines oder mehrerer Netzbetreiber zu überwachen, wohingegen die Netzbetreiber z. B. mit einer Serien-E-Mail ohne Weiteres individuell informieren könnten.
Unabhängig von einer vorherigen Information müssen Netzbetreiber die von Einspeisemanagementmaßnahmen Betroffenen im Nachgang unverzüglich über die tatsächlichen Zeitpunkte, den jeweiligen Umfang, die Dauer und die Gründe der Regelung unterrichten und auf Verlangen innerhalb von vier Wochen Nachweise über die Erforderlichkeit der Maßnahme vorlegen (§ 14 Abs. 3 Satz 1 EEG 2017). Lediglich bei Betreibern von Solaranlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 100 kW genügt eine jährliche Unterrichtung, solange die Gesamtdauerdieser Maßnahmen 15 Stunden pro Anlage im Kalenderjahr nicht überschritten hat (§ 14 Abs. 3 Satz 3 EEG 2017).
Für die infolge einer Maßnahme des Einspeisemanagements auftretenden finanziellen Einbußen hat der Netzbetreiber, an dessen Netz die betroffene Anlage angeschlossen ist, die von der Maßnahme betroffenen Betreiber für 95 % der entgangenen Einnahmen zuzüglich derzusätzlichen Aufwendungen und abzüglich der ersparten Aufwendungen zu entschädigen (§ 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017). Übersteigen die entgangenen Einnahmen in einem Jahr jedoch 1 % der Einnahmen dieses Jahres, sind die von der Abregelung betroffenen Anlagenbetreiber ab diesem Zeitpunkt zu 100 % zu entschädigen (§ 15 Abs. 1 Satz 2 EEG 2017). Im Übrigen sind lediglich die EE-Anlagen, die vor dem 1. 1. 2012 in Betrieb genommen wurden, von der Begrenzung des Kompensationsanspruchs ausgenommen. Für diese Anlagen ergibt sich derEntschädigungsanspruch aus § 12 EEG 2009, der die heute geltende Deckelung noch nicht kannte (§ 100 Abs. 2 Satz 1 Nr. 10 EEG 2017 inVerbindung mit § 66 Abs. 1 Nr. 5 a EEG 2012 in der am 31. 7. 2014 geltenden Fassung).
Besteht nach der geltenden Rechtslage noch Einigkeit dahingehend, dass der Anspruch auf Ersatz der entgangenen Einnahmen vor allem die gesetzliche Einspeisevergütung, Vermarktungserlöse und die Marktprämie erfasst, wird die Reichweite des Anspruchs auf Ersatz zusätzlicher Aufwendungen zum Teil heftig diskutiert. Dies gilt insbesondere im Hinblick auf die infolge der Abregelung entstehenden Kosten für den Ausgleich von Bilanzkreisungleichgewichten (sog. „Ausgleichs- energie“).8
2. Redispatch konventioneller Marktkraftwerke (§§ 13, 13 a EnWG)
Den Übertragungsnetzbetreibern und – vermittelt über § 14 Abs. 1 EnWG – auch den Verteilernetzbetreibern steht im Fall einer Gefährdung oder Störung der Versorgungssicherheit ihrer Netze ein Katalog netz- und marktbezogener Maßnahmen zur Verfügung (§ 13 EnWG), zu denen auch das Instrument des „Redispatch“ zählt. Mit einer entsprechenden Maßnahme greift der Netzbetreiber in die Stromerzeugung einer Erzeugungsanlage ein, um durch die angeordnete Anpassung der Wirkleistungs- oder Blindleistungseinspeisung die Überlastung einzelner Netzbereiche oder Leitungsabschnitte zu verhindern bzw. zu beseitigen. Hierbei handelt es sich um eine marktbezogene Maßnahme im Sinne des § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG 9, die regelmäßig auf vertraglicher Grundlage und gegen ein angemessenes Entgelt getroffen wird. Zwingend notwendig sindderartige Verträge allerdings nicht, denn nach § 13 a Abs. 1 EnWG sind Betreiber von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung vonelektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 10 MW bereits kraft Gesetzes verpflichtet, auf Anforderung durch die Betreiber von Übertragungsnetzen und erforderlichenfalls in Abstimmung mit dem Anschlussnetzbetreiber gegen eine angemessene Vergütung die Wirkleistungs- oder Blindleistungseinspeisung oder den Wirkleistungsbezug anzupassen.10 Die hierfür zu zahlende finanzielle Entschädigung ist in § 13 a EnWG näher ausgestaltet.
Dem gesetzlichen Einspeisevorrang für Strom aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung (§ 11 Abs. 1 EEG 2017, § 3 Abs. 1 und 2 KWKG) ist bei allen Maßnahmen des Netzbetreibers Rechnung zu tragen. Nur ausnahmsweise kann davon abgewichen werden, wenn etwa vertragliche Vereinbarungen mit den Anlagenbetreibern dieses zulässigerweise vorsehen (§ 13 Abs. 3 Satz 2 EnWG) oder eine konventionelle Erzeugungsanlage zur Aufrechterhaltung des netztechnisch erforderlichen Minimums weiterbetrieben werden muss (§ 13 Abs. 3 Satz 5 EnWG).
III. Neuregelungen durch das NABEG 2.0
Durch das NABEG 2.0 werden u. a. die zentralen Vorgaben zum Redispatch in §§ 13 und 13 a EnWG mit Wirkung zum 1. 10 2021 neu gefasst.11 Künftig werden damit EE-/KWK- Anlagen und konventionelle Kraftwerke mit einer Nennleistung ab 100 kW in einem einheitlichen Regime marktbezogener Maßnahmen zur Behebung von Netzengpässen durch die Netzbetreiber herangezogen. Die entsprechenden Spezialvorschriften zum Einspeisemanagement in den §§ 14, 15 EEG 2017 bzw. § 3 Abs. 1 KWKG werden folgerichtig aufgehoben.
1. Grundsatz der gesamtwirtschaftlichen Optimierung
Welche Maßnahmen der Netzbetreiber ergreift und welche Stromerzeugungsanlagen er hierbei heranzieht, soll er künftig nicht mehr ereignisbezogen reaktiv festlegen, sondern vor allem auf Basis von Prognosen planen. Die zu treffenden Maßnahmen sind dann so durchzuführen, dass die Netzengpässe mit möglichst geringen Gesamtkosten behoben werden.12 Damit löst sich der Gesetzgeber vom –formal in § 11 EEG 2017 fort- bestehenden – starren Einspeisevorrang von Strom aus erneuerbarer Energie und hocheffizienter KWK. Stattdessen sollen im Sinne einer Gesamtoptimierung die insgesamt wirksamsten und kostengünstigsten Anlagen herangezogen werden.13 Der deutsche Gesetzgeber weicht den bislang weitgehend aufrecht erhaltenen absoluten Vorrang der erneuerbaren Energien und der hocheffizienten KWK also auf.
Im Rahmen der Prognoseentscheidung sind im Rahmen des strombedingten Redispatch alle entstehenden Kosten zu betrachten, mithin alle Maßnahmen auf beiden Seiten des Engpasses.14 Anzusetzen sind dabei grundsätzlich die voraussichtlichen tatsächlichen Kosten. Für EE-/KWK-Anlagen gilt dies allerdings nicht, da deren Kosten nach Maßgabe der neu in § 13 EnWG eingefügten Absätze 1 a und 1 b kalkulatorischerhöht werden und damit gerade nicht anhand ihrer tatsächlichen Kosten betrachtet werden. Hierdurch verschieben sich diese Anlagen in der Regelungsreihenfolge nach hinten, um dem gesetzlich angeordneten und europarechtlich abgesicherten Vorrang von Strom aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung Rechnung zu tragen.15 Entsprechendes gilt für die Erzeugungsanlagen in der Netzreserve, welche in die Gesamtoptimierung mit einbezogen werden (§ 13 Abs. 1 c EnWG n. F.).
Maßnahmen gegenüber Kleinanlagen mit einer Nennleistung unter 100 kW, die durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind, dürfen unabhängig von den Kosten nachrangig ergriffen werden (§ 13 Abs. 1 Satz 3 EnWG n. F.). Der Gesetzgeber trägt damit der faktisch geringeren Wirksamkeit derartiger Anlagen zur Engpassbeseitigung bei zugleich deutlich höherem Abwicklungsaufwand Rechnung. Ausgenommen von den Redispatch-Vorgaben sind die Kleinanlagen damit zwar nicht, sie können jedoch unabhängig von der Gesamtkostenoptimierung in der Abschaltreihenfolge nach hinten geschoben werden.
2. Auswahl der zu regelnden Erzeugungsanlagen
Den Mechanismus zur Auswahl der zu regelnden Erzeugungsanlagen umschreiben neben dem neuen § 13 Abs. 1 Satz 2 EnWG n. F. die ebenfalls neu eingefügten Absätze 1 a bis 1 c näher. Bei strom- und spannungsbedingten Anpassungen der Wirkleistungserzeugung oder des Wirkleistungsbezugs hat der Netzbetreiber demnach abweichend von der gesetzlich in § 13 Abs. 1 Satz 1 EnWG vorgesehenen Rangfolge von mehreren geeigneten Maßnahmen diejenigen auszuwählen, die voraussichtlich insgesamt die geringsten Kosten verursachen (§ 13 Abs. 1 Satz 2 EnWG n. F.).
a) Ermittlung der kalkulatorischen Kosten für EE-Anlagen
Wie bereits angedeutet, soll das in § 11 Abs. 1 und 3 EEG 2017 festgeschriebene Vorrangprinzip für Strom aus erneuerbaren Energien im neuen Auswahlmechanismus dadurch gesichert werden, dass insoweit nicht die realen, sondern kalkulatorische Kosten angesetzt werden. Diese sind nach Maßgabe des § 13 Abs. 1 a EnWG n. F. von den Übertragungsnetzbetreibern für alle EE-Anlagen nach § 3 Nr. 1 EEG 2017 einheitlich – also weder anlagen- noch engpassbezogen – zu bestimmen.16 Eine Differenzierung nach dem jeweils eingesetzten erneuerbaren Energieträger ist im Rahmen der Auswahlentscheidung nicht vorgesehen.
Die kalkulatorischen Kosten dienen ausschließlich der Gewährleistung des Einspeisevorrangs für Strom aus erneuerbaren Energien und werden unabhängig von den tatsächlichen Kosten ermittelt. Die im Rahmen der Auswahlentscheidung anzusetzenden kalkulatorischen Kosten sind daher insbesondere nicht mit den Entschädigungszahlungen der Netzbetreiber an die Anlagenbetreiber nach § 13 a Abs. 2 EnWG zu verwechseln. Der aus der Abregelung resultierende gesetzliche Entschädigungsanspruch der Anlagenbetreiber bleibt hiervon unberührt.
Zu bestimmen ist der einheitliche kalkulatorische Preis so, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der EE-Anlagen nur erfolgt, wenn dadurch „in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor)“ (§ 13Abs. 1 a Satz 2 EnWG n. F). Die Abregelung von EE-Anlagen soll also im Ergebnis nur dann zulässig sein, wenn ein Vielfaches an konventioneller Erzeugung abgeregelt werden müsste, um die zusätzlich abgeregelte EE-Menge einsparen zu können.17 Mit anderen Worten ist der kalkulatorische Preis so zu bestimmen, dass mindestens das Fünffache und höchstens das Fünfzehnfache an Reduzierung der Erzeugung nicht vorrangberechtigter Anlagen ersetzt werden kann.18
Der Gesetzgeber verzichtet allerdings darauf, den Mindestfaktor konkret vorzugeben, sondern spannt lediglich einen Rahmen von mindestens fünf und höchstens fünfzehn (§ 13 Abs. 1 a Satz 3 EnWG n. F.). Die konkrete Höhe ist dann rechtzeitig vor dem Inkrafttreten der Regelung zum 1. 10. 2021 von der Bundesnetzagentur nach § 13 j Abs. 6 EnWG n. F. im Ein- vernehmen mit dem Bundesumweltamt festzulegen.19 Entsprechendes gilt für die Einzelheiten zur Berechnung und der Häufigkeit der Berechnung, die von der Bundesnetzagentur allerdings in alleiniger Kompetenz in einer Festlegung geregelt werden können (§ 13 j Abs. 5 Nr. 2 EnWG n. F.).
Ob dieser Mechanismus geeignet sein wird, den grundsätzlichen Vorrang erneuerbarer Energien sicherzustellen, hängt maßgeblich von der künftigen Praxis der Bundesnetzagentur ab. Diese wird im Rahmen der Bemessung des Mindestfaktors beurteilen müssen, ob die hierdurch bewirkte Einschränkung tatsächlich moderat bleibt oder zu erheblichen Verwerfungen führt. Der Gesetzgeber ist jedenfalls der Auffassung, dass ein hinreichend hoher Faktor zugleich die Vereinbarkeit mit dem in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie und der Strommarktverordnung vorgegebenen Vorrang zugunsten der erneuerbaren Energien sicherstellt. Die Einschränkung erfolge auf der Grundlage transparenter, nichtdiskriminierender Kriterien in besonderen Situationen mit hoher Entlastungswirkung für die Systemsicherheit, was zu einer angemessenen Relativierung führe.20
Die Festlegung der Mindestfaktoren hat verschiedene Aspekte zu berücksichtigen. Im Fokus stehen dabei die Ziele des § 1 EnWG im Hinblickdarauf, das Gesamtvolumen der Redispatch- Maßnahmen zu reduzieren. Dies führt unter anderem zu der bereits beschriebenen Einschränkungdes Einspeisevorrangs von EE- und KWK-Anlagen, deren Abregelung besonders günstig auf die Beseitigung eines Engpasses wirkt.21 Demgegenüber stehen die konkurrierenden Zielvorgaben des EEG 2017 und des KWKG im Hinblick auf eine möglichst umweltfreundliche und CO2-freie Stromerzeugung. Eine zu starke Einbeziehung der genannten Anlagen kann sich daher nachteilig auf das Erreichen der Klimaziele und den Anteil der Stromerzeugung der betreffenden Energien auswirken. Die BNetzA wird insoweit eine Abwägung zwischen den unterschiedlichen Zielvorgaben vornehmen müssen.
Die Neuregelung führt im Ergebnis zur Bildung einer Einsatzreihenfolge der zur Engpassbeseitigung zur Verfügung stehenden Anlagen (Merit Order). Die Erwartung des Gesetzgebers ist hierbei, dass die im Auswahlprozess anzusetzenden Kosten konventionell betriebener Erzeugungsanlagen grundsätzlich niedriger sein werden als die kalkulatorisch ermittelten Kosten der EE-Anlagen. Dementsprechend würden die konventionellen Erzeugungsanlagen entsprechend früher und auch häufiger zur Engpassbeseitigung herangezogen als Erzeugungsanlagen, die erneuerbare Energien zur Stromerzeugung nutzen. Dennoch kann nichtausgeschlossen werden, dass es gerade im Grenzbereich zu Verwischungen kommen wird, also besonders kostenintensive konventionelle Kraftwerke gegebenenfalls am Netz bleiben dürfen, während der Strom aus EE-Anlagen abgeregelt wird. Der Gesetzgeber hat diese Konsequenz gesehen und billigend in Kauf genommen, um den Redispatch gesamtwirtschaftlich zu optimieren. Die Erwartung ist dabei, das Gesamtvolumen der notwendigen Maßnahmen in bestimmten Situationen und Stunden des Jahres stark zu reduzieren und den Abwicklungsaufwand für die Netzbetreiber bei gleichzeitiger Absenkung der Risiken für die Elektrizitätsversorgung zu vereinfachen.22 Dass hierdurch die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien eingeschränkt und der CO2-Ausstoß erhöht wird, hat der Gesetzgeber durchaus gesehen. Er geht jedoch davon aus, dass die Nachteile durch die festgeschriebenen bzw. von der BNetzA noch festzuschreibenden Vorgaben in engen Grenzen gehalten und in Abwägung mit den Vorteilen für die Systemsicherheit als vertretbar angesehen werden können.23 Auch diese Wertung wird die Bundesnetzagentur bei der Ausgestaltung der Wertungsfaktoren berücksichtigen müssen.
b) Ermittlung der kalkulatorischen Kosten für KWK-Anlagen
Auch der Vorrang der Stromeinspeisung aus hocheffizienten KWK-Anlagen (§ 3 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 KWKG) wird durch die Neuregelung des Redispatch relativiert. Dabei spricht der Wortlaut der Regelung, der ausdrücklich auf die Erzeugung von KWK-Strom Bezug nimmt, zunächst dafür, dass – so wie bisher auch – nur derjenige Strom aus einer KWK-Anlage pri- vilegiert ist, der tatsächlich in Kraft-Wärme-Kopplung erzeugt wurde (vgl. § 2 Nr. 16 KWKG). Der überschießende Kondensationsstromanteil muss sich hingegen den allgemeinen Regelungen für konventionelle Stromerzeugungsanlagen unterwerfen. Diese Differenzierung rechtfertigt sich neben der gesetzlichen Vorrangregelung auch aufgrund der tatsächlich unterschiedlichen Kostenniveaus der gekoppelten und der ungekoppelten Stromerzeugung. Die Kosten für den finanziellen Ausgleich wegen der Beeinträchtigung der gekoppelten Nutzwärmeerzeugung, die für die Abschätzung der tatsächlichen Kosten einer Abregelung durch den Netzbetreiber mit zu berücksichtigen sind24, liegen zwangsläufig über denen einer Abregelung des ungekoppelten, nicht vorrangberechtigten Kondensationsstromanteils der KWK-Anlage.25 In der Abschaltreihenfolge (Merit Order) muss sich der ungekoppelte Stromanteil daher dem Wettbewerb mit konventionellen Stromerzeugungsanlagen stellen, während die Abregelung des KWK-Stromanteils einer KWK-Anlage automatisch deutlich weiter nach hinten rückt.26
Die Ermittlung der kalkulatorischen Kosten für den KWK- Stromanteil erfolgt differenziert je nach Förderstatus der in Rede stehenden KWK-Anlage. Für KWK-Anlagen, die eine Zuschlagszahlung im Ergebnis eines Ausschreibungsprozesses nach § 8 a KWKG oder eine finanzielle Förderung für innovative KWK-Systeme nach § 8 b KWKG erhalten, sind im Rahmen der Auswahlentscheidung des Netzbetreibers die tatsächlichen Kosten anzusetzen (§ 13 Abs. 1 b Nr. 1 EnWG n. F.). Dies führt im Ergebnis zu einer faktischen Schlechterstellung des betreffenden Anlagensegments gegenüber dem Strom aus EE-Anlagen. Allerdings ist diese Wirkung nicht neu, sondern bereits in § 3 Abs. 2 Satz 2 KWKG angelegt. Schon dort hat der Gesetzgeber den zunächst gleichrangig behandelten Einspeisevorrang von KWK-Strom aus neu in Betrieb gehenden KWK-Anlagen im Segment von mehr als 1 MW bis zu 50 MW elektrischer Leistung ebenso wie für innovative KWK-Anlagen zugunsten des Stroms aus erneuerbaren Energien herabgestuft. Diese Regelung wird nun in das EnWG übernommen und soll im Rahmen der Bestimmung der Mindestfaktoren durch die BNetzA nochmals verstärkend berücksichtigt werden. Zwar muss der Mindestfaktor ebenso wie für den Strom aus erneuerbaren Energien zwischen 5 und 15 liegen. Der EE-Faktor sollaber höher sein als der KWK-Faktor, damit nicht regelmäßig EE-Strom vor KWK-Strom abgeregelt wird.27 Dem liegt der Gedanke zuGrunde, dass der KWK-Strom einen höheren Emissionsfaktor als EE-Strom aufweist und sich dieser Nachteil in der Höhe der jeweiligen Faktoren widerspiegeln soll.
Ebenfalls auf der Basis der tatsächlichen Kosten sind diejenigen KWK-Anlagen in den Auswahlprozess einzubinden, mit denen eineVereinbarung zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und gleichzeitigen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach § 13 Abs. 6 a EnWG besteht. Auch hierbei handelt es sich nicht um eine Neuregelung durch das NABEG 2.0, sondern bereits um bestehendes Recht. Da diese KWK-Anlagen durch den freiwilligen Abschluss entsprechender Flexibilitätsvereinbarungen auf den Einspeisevorrang faktisch verzichten, ist deren besonderer Schutz im Auswahlverfahren nicht mehr erforderlich. Diese KWK-Anlagen müssen sich daher ohne besondere Maßgaben in die Abschaltrangfolge einreihen.
Im Übrigen, also insbesondere für alle KWK-Anlagen, die außerhalb des Ausschreibungsverfahrens einen Anspruch auf einen gesetzlichen Zuschlag haben (d. h. KWK-Anlagen mit einer elektrischen Leistung bis einschließlich 1 MW oder mehr als 50 MW), erfolgt hingegen eine Maximalwertbetrachtung. Demnach sind zunächst die kalkulatorischen Kosten in entsprechender Anwendung der Regelungen für EE-Anlagen zu ermitteln und den tatsächlichen Kosten gegenüber zu stellen. Übersteigendie kalkulatorischen Kosten die tatsächlichen Kosten, so sind diese im Rahmen der Auswahlentscheidung des Netzbetreibers anzusetzen (§13 Abs. 1 b Nr. 2 EnWG n. F.). Sonst verbleibt es bei den tatsächlichen Kosten. Ziel des Gesetzgebers ist es dabei, den Strom aus EE-Anlagennicht regelmäßig vor dem KWK-Strom abzuregeln.28
c) Einbeziehung von mittelbar angeschlossenen Erzeugungsanlagen
Durch die Neuregelung wird auch klargestellt, dass von den Regelungsmaßnahmen eines Netzbetreibers nicht nur solche Erzeugungsanlagen erfasst werden können, die unmittelbar in ein Elektrizitätsversorgungsnetz einspeisen. Betroffen sind auch solche, die ausschließlich in eine Kundenanlage oder ein sonstiges Netz außerhalb der allgemeinen Versorgung einspeisen. Entsprechende Folgeregelungen finden sich in § 13 Abs. 2 EnWG n. F. Die Abregelung solcher Anlagen führt z. B. dazu, dass die Stromerzeugung aus Eigenversorgungsanlagen gedrosselt wird, was bei gleichzeitig unverändertem Lastverhalten zu einem erhöhten Leistungsbezug aus dem vorgelagerten Netz der allgemeinen Versorgung führt. Physikalisch ist diese Wirkleistungsreduzierung für die Engpassentlastung gleich wirksam und trägt durch eine optimalere Nutzung vorhandener Potentiale zu einer Reduzierung des Redispatch-Volumens und der Redispatch-Kosten bei.29 Der hierbei entstehende zusätzliche Strombezug wird nach § 13 a Abs. 1 a und 2 EnWG bilanziell und finanziellausgeglichen.
d) Einbeziehung der Netzreserve in den Redispatch
Auf der Grundlage der bisherigen gesetzlichen Regelung sind die Erzeugungsanlagen, die zur Netzreserve gehören (netztechnisch erforderliches Minimum), vom Einspeisevorrang erneuerbarer Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung ausgenommen (§ 13 Abs. 3 Satz 5 EnWG). Der Gesetzgeber hat jedoch erkannt, dass es bei der Beseitigung von Netzengpasssituationen zu einer übermäßigen Abregelung von EE-Anlagen kommen kann, wenn die strikte Nachrangigkeit des Einsatzes der Netzreserve gegenüber dem Redispatch-Einsatz von konventionellen Marktkraftwerken gewährleistet werden soll.30
Die Neuregelung in § 13 Abs. 1 c EnWG n. F. versucht diesen Effekt nun zu verhindern, indem die Netzreserve in der Gesamtoptimierung mitberücksichtigt wird. Die konkrete Ausgestaltung der Regelung soll jedoch sicherstellen, dass die prinzipielle Nachrangigkeit der Netzreserve im Auswahlverfahren der Netzbetreiber grundsätzlich erhalten bleibt. Sofern aber eine derartige besonders günstig zur Beseitigung des Netzengpasses steht, sollte auf diese zurückgegriffen werden können, wenn damit eine zusätzliche Abregelung von EE-Anlagen vermieden werden kann.31
Zur Umsetzung dessen gelten für den Einsatz der Netzreservekraftwerke ebenfalls kalkulatorische Kosten, die anhand eines für alle Netzreservekraftwerke einheitlichen kalkulatorischen Preises berechnet werden (§ 13 Abs. 1 c Satz 1 EnWG n. F.). Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind im Rahmen der Auswahlentscheidung die tatsächlichen Kosten anzusetzen (§ 13 Abs.1 c Satz 2 EnWG). Der kalkulatorische Preis ist nach § 13 Abs. 1 c Satz 3 EnWG n. F. so zu bestimmen, dass die Balance zwischen den Vorgaben zur vorrangigen Einspeisung des EE- und KWK-Stroms und der Nachrangigkeit der Netzreserve gewahrt wird.32 In der Regel soll dies dann nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der EE-Anlagen führen als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichenKosten (§ 13 Abs. 1 c Satz 3 Halbsatz 2 EnWG n. F.).
Schließlich ist bei der Ermittlung des kalkulatorischen Preises zu berücksichtigen, dass dieser mindestens dem tatsächlichen Preis entspricht, derfür die Erhöhung der Erzeugungsleistung von konventionellen Marktkraftwerken regelmäßig aufgewendet wird (§ 13 Abs. 1 c Satz 4 EnWG). Primär sichert diese Regelung also zunächst den Abstand der Netzreservekraftwerke innerhalb der Abschaltrangfolge von den konventionellenErzeugungsanlagen, wobei hier nicht das teuerste, jemals eingesetzte Kraftwerk in Bezug genommen wird, sondern diejenigen, die regelmäßig zur Engpassbeseitigung eingesetzt werden.33
3. Handlungs- und Duldungspflichten bei Erzeugungsanpassung
§ 13 a Abs. 1 EnWG bildet schon auf der Grundlage der bestehenden Rechtslage eine Anspruchsgrundlage für Netzbetreiber, um marktbezogene Maßnahmen zur Erzeugungsanpassung gegenüber Betreibern von Erzeugungsanlagen mit einer Nennleistung ab 10 MW durchzusetzen. Durch das NABEG 2.0 wird diese Regelung nun erweitert. Sie dient künftig als Ersatz für den aufzuhebenden § 14 EEG 2017, ist aber nicht darauf beschränkt.
a) Adressaten der Regelung
Adressaten der Regelung sind alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 100 kW sowie von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie, die durch einen Netzbetreiber fernsteuerbar sind. Dies entspricht materiell der bestehenden Rechtslage nach § 14 Abs. 1 EEG 2017, wonach bereits heute EE- und KWK-Anlagen mit einer installierten Leistung ab 100 kW (§ 9 Abs. 1 EEG 2017) sowie kleinere Solaranlagen ab 30 kW (§ 9 Abs. 2 EEG 2017) dem Einspeisemanagement durch den zuständigen Netzbetreiber unterliegen.
Dass künftig auf eine „Nennleistung“ abgestellt wird, stellt gegenüber der bisher in § 9 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2017 in Bezug genommenen „installierten Leistung“ keine inhaltliche Änderung dar. Zwar ist der Begriff der Nennleistung gesetzlich nicht definiert, sondern wird im EnWG (ebenso wie in anderen Gesetzen) schlicht vorausgesetzt. Gemeint ist damit regelmäßig die Dauerleistung, also die höchste Leistung, diebei einem bestimmungsgemäßen Betrieb ohne zeitliche Einschränkung erbracht wird und welche die Lebensdauer und Sicherheit der Stromerzeugungsanlage nicht beeinträchtigt.34 Dies entspricht der gesetzlichen Definition der installierten Leistung in § 3 Nr. 31 EEG 2017.
Der Aufmerksamkeit bedarf jedoch der Anlagenbegriff. Dieser ist zwar durch § 3 Nr. 1 EEG 2017 für das Recht der erneuerbaren Energiengesetzlich definiert. Im EnWG fehlt hingegen eine entsprechende Bestimmung. Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, ob mit der Übernahme der Regelungen zum Einspeisemanagement aus dem EEG 2017 ins EnWG zugleich der Anlagenbegriff mit zu übernehmen ist. Dies ist insbesondere deshalb von Bedeutung, weil für die Beurteilung der Nennleistung in § 13 a EnWG bislang auf die jeweilige Einzelanlage (Erzeugungseinheit) abzustellen ist und nicht auf die aufsummierte Nennwirkleistung aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen eines Betreibers.35 Dies dürfte zwar in der Regel, aber keineswegs immer, dem Anlagenbegriff des § 3 Nr. 1 EEG 2017 entsprechen. Insbesondere, wenn im Anwendungsbereich des nach herrschender Auffassung maßgeblichen weiten Anlagenbegriffs im EEG mehrere in unmittelbarer Nähe zueinander errichtete Blockheizkraftwerke zu einer Anlage verknüpft werden,36 kann dies zu Abgrenzungsproblemen führen. Dem Gesetzgeber ist diese Problematik offenbar nicht bewusst gewesen, jedenfalls findet sich in der Gesetzesbegründung kein Hinweis hierzu. Die Systematik des EnWG spricht aber letztlich dafür, dass künftig differenziert werden muss, da der Anlagenbegriff des EEG nicht ohne weiteres in das EnWG hineinzulesen ist. Hierfür spricht, dass etwa § 117 a Satz 2 EnWG speziell für die Unbundling-Regelungen des § 10EnWG eine eigenständige Regelung zur Anlagenzusammenfassung vorsieht und zudem auf Anlagen zur Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie beschränkt ist. Diese ist zwar dem § 9 Abs. 3 EEG 2017 zum Teil nachgebildet, gilt aber eben nicht generell, sondern nur für den speziellen Fall. Fehlt es demnach an einer gesetzlichen Klarstellung, dann führt die Neuregelung dazu, dass die Nennleistungsgrenze im Rahmen des Redispatch künftig einheitenscharf zuerfolgen hat und nicht mehr anlagenbezogen.
b) Umfang der Regelung durch den Netzbetreiber
Der Betreiber einer Erzeugungsanlage ist nach entsprechender Aufforderung des Netzbetreibers verpflichtet, die Wirkleistungs- oder Blindleistungserzeugung oder den Wirkleistungsbezug anzupassen oder die Anpassung zu dulden (§ 13 a Abs. 1 Satz 1 EnWG n. F.).
Dem Anlagenbetreiber steht es mithin frei, die Fahrweise seiner Anlage auf einen entsprechenden Steuerungsbefehl des Netzbetreibers selbst anzupassen oder die Steuerung durch den Netzbetreiber hinzunehmen bzw. diese zu dulden. Im Gegensatz zur Rechtslage nach § 14 EEG 2017 umfasst die Anpassung der Fahrweise einer EE-/KWK-Anlage nicht nur eine Abregelung der Stromerzeugung, sondern auch eine Anforderung von Erzeugungsleistung. Die Regelung geht ausdrücklich sogar soweit, dass Anlagen zur Stromerzeugung aufgefordert werden können, die derzeit keine elektrische Energie erzeugen und erforderlichenfalls erst betriebsbereit gemacht werden müssen oder zur Erfüllung der Anforderungen einer Erzeugung eine geplante Revision verschieben müssen (§ 13 a Abs. 1 Satz 2 EnWG). Für den bisherigen Anwendungsbereich der Regelung auf konventionelle Marktkraftwerke stellt dies eine etablierte Praxis dar, weil diese Regelung bereits heute gilt. Im Rahmen des § 14 EEG 2017 (und den entsprechenden Vorgängerregelungen) war das „Hochfahren“ von EE-Anlagen durch Netzbetreiber hingegen nicht vorgesehen.
Diese Befugnis der Netzbetreiber ist auf die Beseitigung von strom- und spannungsbedingten Engpässen beschränkt; ein Einsatz zur Beseitigung von Bilanzungleichgewichten ist dagegen – wie bisher – ausgeschlossen.37 Den Anlagenbetreibern steht es allerdings nicht zu, diesen Umstand im Fall einer Anforderung durch den Netzbetreiber selbst zu prüfen oder in sonstiger Weise in Frage zu stellen. Die Verpflichtung nach
§ 13 a Abs. 1 EnWG n. F. und die hierfür vorgesehenen Voraussetzungen gelten nicht dem Schutz der Anlagenbetreiber, sondern vorrangig dem öffentlichen Interesse eines sicheren Netzbetriebs. Deshalb ist der Anlagenbetreiber auch unabhängig davon, ob der jeweilige Netzbetreiber die gesetzlichen Vorgaben im Einzelnen einhält oder dieses nachweist, zur Erfüllung der Anforderungen verpflichtet.38 Der Gesetzgeber nimmt diese Konsequenz vor dem Hintergrund der umfassenden bilanziellen und finanziellen Kompensationsverpflichtung in § 13 a Abs. 2 bis 5 EnWG n. F. allerdings in Kauf.39
c) Zusammenarbeit der Netzbetreiber
Grundsätzlich richten sich die Regelungsbefugnisse des § 13 a Abs. 1 EnWG n. F. an Übertragungsnetzbetreiber bzw. – vermittelt über § 14 Abs. 1 EnWG – auch an Betreiber von Verteilernetzen. In der Praxis treten jedoch auch gehäuft Fälle einer netzübergreifenden Regelung von Erzeugungsanlagen auf, die bisher gesetzlich nur sehr grob erfasst waren (§ 14 Abs. 1 c EnWG).
§ 13 a Abs. 1 EnWG n. F. ermöglicht es nun dem berechtigten Netzbetreiber gegen entsprechende Kostenerstattung40, auch solche Anlagen abzuregeln, die nicht an seinem Netz ange- schlossen sind. Um Zugriff auf diese Anlagen zu bekommen, ordnet § 13 a Abs. 5 EnWG n. F. an,dass derartige Maßnahmen in Abstimmung mit dem Anschlussnetzbetreiber und allen zwischengelagerten Netzbetreibern, durch die dasAnschlussnetz mit dem Netz des anfordernden Netzbetreibers verbunden ist, sowie allen vorgelagerten Netzbetreibern, die durch die Maßnahme betroffen sind, vorzunehmen sind (sog. „Kaskade“). Dies korrespondiert mit der entsprechenden Verpflichtung der Verteilernetzbetreiber, auf entsprechende Aufforderung nach den gestellten Vorgaben eigene Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 und 2 EnWG in ihrem Elektrizitätsverteilernetz auszuführen (§ 14 Abs. 1 c Satz 1 EnWG n. F.) und dem Anspruch auf Ersatz der entsprechenden Aufwendungen (§14 Abs. 1 c Satz 2 EnWG n. F.).
Der Gesetzgeber hat insoweit die bislang gelebte Praxis aufgegriffen und in einen, wenn auch sehr weit gefassten Rahmen, gefügt. Diesdürfte künftig dennoch zu einer Änderung der Zusammenarbeit zwischen den Übertragungsnetzbetreibern und den Verteilernetzbetreibern sowie zwischen den Verteilernetzbetreibern untereinander führen, so dass hier noch weitere Anpassungen auf Verfahrensebene zu erwarten sind. So müssen etwa im Gegensatz zur bisherigen Praxis, bei der die Kaskade meist ohne zeitlichen Vorlauf ausgelöst und umgesetzt wird, die entsprechenden Regelungsmaßnahmen nach § 14 Abs. 1 c EnWG n. F. in die Planungsprozesse der Netzbetreiber integriert werden.41 Die praktische Umsetzung der Kaskade obliegt dann auch künftig den in Anspruch genommenen Verteilernetzbetreibern.
Trifft jedoch ein nachgelagerter Netzbetreiber in seinem Netz eigenständig Maßnahmen nach § 13 a Abs. 1 EnWG n. F. und konkurrieren diese Maßnahmen mit solchen des vorgelagerten Netzbetreibers, so sollen künftig die Maßnahmen des nachgelagerten Netzbetreibers in der Regel Vorrang haben (§ 13 a Abs. 5 Satz 2 EnWG n. F.). Eine klare Vorrangregelung trifft das Gesetz damit also nicht, sondern weicht diese selbst wieder auf („sollen“ bzw. „in der Regel“). Auch insoweit fehlt es also an hinreichend konkreten rechtlichen Vorgaben. Da es zudem sowohl an weiterführenden Ermächtigungen zum Erlass von Rechtsverordnungen oder Festlegungen im Sinne des § 29 EnWG mangelt, bleibt auch insofern nur das Abwarten einer entsprechenden Branchenlösung.
4. Ausgleich für Anpassungen der Erzeugung
Im Gegensatz zum bisherigen Recht, das nur eine finanzielle Entschädigung für Maßnahmen der Einspeisereduktion kannte, wird künftig ein vorrangiger bilanzieller Ausgleich stehen. Dies wird bereits in der Überschrift zum neu gefassten § 13 a EnWG deutlich. Darüber hinaus nimmt die Regelung auch die Kompensationsregelungen des bisherigen § 15 EEG 2017 auf und führt so zu einem vereinheitlichten Regime der Vergütung für marktbezogene Eingriffe.
a) Bilanzieller Ausgleich
Dass der Netzbetreiber den Betreiber einer in Anspruch genommenen Erzeugungsanlage unentgeltlich bilanziell entschädigen muss, stellt eine gesetzliche Neuregelung gegenüber dem derzeit noch geltenden Rechtsrahmen dar. Im Bereich der konventionellen Marktkraftwerke bestand zwar schon bisher die Möglichkeit eines bilanziellen Ausgleichs auf vertraglicher Basis. Eine gesetzliche Vorgabe hierzu gab es allerdings nicht, weshalb die Bundesnetzagentur im Rahmen ihrer Festlegung vom 30. 10. 2012 (Az. BK6-11-098) zunächst entsprechende Vorgaben entwickelte.42 Im Bereich des Einspeisemanagements fehlte es sowohl an der gesetzlichen Regelung als auch an einer vertraglichen Praxis.
aa) Anspruchsberechtigte und Anspruchsverpflichtete
Anspruchsberechtigt ist der betroffene Bilanzkreisverantwortliche (BKV), in dessen Bilanzkreis die betroffene Erzeugungsanlage einspeist bzw. dem die jeweilige Entnahmestelle zugeordnet ist. Der BKV erhält also einen eigenen Anspruch gegen denjenigen Netzbetreiber, der die Anpassung der Stromerzeugung angeordnet hat. Dies ist gegenüber der bestehenden Rechtslage, die ein solches Durchgriffsrecht bislang nicht kennt, ein Fortschritt. Insbesondere im Fall der Direktvermarktung des Stroms aus erneuerbaren Energien hat der nach § 15 EEG 2017 entschädigungsberechtigte Anlagenbetreiber nur in den seltensten Fällen selbst die Bilanzkreisverantwortung. Diese trägt üblicherweise der Direktvermarkter, der jedoch im Rahmen der Härtefallregelung im EEG 2017 Bilanzkreisungleichgewichte und daraus resultierende finanzielle Nachteile nicht gegenüber dem verantwortlichen Netzbetreiber kompensieren kann, weshalb es insoweit entsprechender vertraglicher Vereinbarungen zwischen den Direktvermarktungsunternehmen und den Anlagenbetreibern bedarf.43 Die rechtlichen Unsicherheiten sind durch die Aufnahme des bilanziellen Ausgleichs in den Regelungszusammenhang künftig beseitigt.
Anspruchsgegner ist derjenige Netzbetreiber, der den Betreiber der Erzeugungsanlage nach § 13 a Abs. 1 EnWG n. F. zur Anpassung der Stromerzeugung aufgefordert oder die Anpassung durchgeführt hat (§ 13a Abs. 1a Satz 2 EnWG n.F.). Der Wortlaut richtet sich zwar nur gegen Übertragungsnetzbetreiber, jedoch vermittelt § 14 Abs. 1 EnWG auch insoweit die Zuständigkeit der Verteilernetzbetreiber, wenn sie von den Eingriffsmaßnahmen des § 13 a EnWG Gebrauch machen.
Mit dem Anspruch auf einen unentgeltlichen bilanziellen Ausgleich des Bilanzkreisverantwortlichen korrespondiert ein Anspruch des betreffenden Netzbetreibers auf Abnahme des bilanziellen Ausgleichs (§ 13 a Abs. 1 a Satz 2 EnWG). Das Verhältnis, in dem dieser Anspruchzum Anspruch des Bilanzkreisverantwortlichen steht, ist nicht ganz klar. Der Wortlaut stellt insoweit keine Gegenseitigkeit der beiden Ansprüche her. Es dürfte sich daher um einen eigenständigen Anspruch des Übertragungsnetzbetreibers handeln, der insbesondere dann greift, wenn es für den Bilanzkreisverantwortlichen günstiger wäre, Ausgleichsenergie zur Deckung der Bilanzkreisungleichgewichte zubeziehen (etwa im Fall negativer Ausgleichsenergiepreise).
bb) Durchführung des bilanziellen Ausgleichs im Fall der Direktvermarktung
Ziel des bilanziellen Ausgleichs ist es, die betroffenen Bilanzkreise so zu stellen, wie sie stünden, wenn es die Maßnahme nicht gegeben hätte.44 Für die praktische Umsetzung dieser Vorgabe ist zwischen dem strombedingten und dem spannungsbedingten Redispatch zu unterscheiden.
Beim strombedingten Redispatch erfolgt der Ausgleich dadurch, dass die Eingriffe in den Erzeugungsbetrieb energetisch neutral durchgeführtwerden. Der von dem hochfahrenden Kraftwerk erzeugte „Überschuss“ im entsprechenden Bilanzkreis wird (gegebenenfalls vermittelt über Bilanzkreise der Netzbetreiber) in den Bilanzkreis des abgeregelten Kraftwerks gebucht, der eine kongruente Deckungslücke aufweist. Kritisch ist dieses Vorgehen, wenn die Stromerzeugung einer direktvermarkteten EE-Anlage abgeregelt wird und im Gegenzug eine konventionelle Erzeugungsanlage hochgefahren wird. Der Gesetzgeber empfiehlt hier vor dem Hintergrund der Verpflichtung zur Buchung der direktvermarkteten Strommengen in einem sortenreinen Bilanzkreis (§ 20 Abs. 1 Nr. 4 EEG 2017) vorsorglich, die bilanziellen Ausgleichsmengen in einem gesonderten Unterbilanzkreis zu buchen.45 Da allerdings weder der Anlagenbetreiber noch der Direktvermarkter die Durchführung von Maßnahmen des Erzeugungsmanagements und des daran anknüpfenden bilanziellen Ausgleichsmit einer anderen Energieform zu vertreten haben, sollte dies vor dem Hintergrund der Exkulpationsregelung in § 20 Abs. 1 Nr. 4 lit. b) EEG 2017 kein Problem darstellen. Eine Verpflichtung zum Bilanzkreisausgleich mit Strom gleicher Qualität ist jedoch nicht vorgesehen. Die Auswirkungen, die dies auf die Stromkennzeichnung des gelieferten Stroms hat, können hier jedoch nicht näher untersucht werden.
Beim spannungsbedingten Redispatch soll ein bilanzieller Ausgleich über Börsengeschäfte an den Strommärkten – wie bisher – möglich bleiben, da insoweit kein örtlicher Bezug für die jeweiligen Gegenmaßnahmen besteht.46 Das Gleiche gilt, soweit Verteilernetzbetreiber nach § 14 Abs. 1 EnWG in Verbindung mit den §§ 13, 13 a EnWG vorgehen und es kein korrespondierendes hochfahrendes Kraftwerk gibt.47
cc) Durchführung des bilanziellen Ausgleichs im Fall der Einspeisevergütung
Erfolgt keine Direktvermarktung des Stroms aus erneuerbaren Energien, sondern nimmt der Anschlussnetzbetreiber die Strommengen gegen Zahlung einer Einspeisevergütung ab (§ 11 Abs. 2 in Verbindung mit § 21 Abs. 1 EEG 2017), obliegt es letztlich denÜbertragungsnetzbetreibern, den aufgenommenen Strom zu vermarkten (§ 59 EEG 2017). In diesem Fall erfolgt der bilanzielle Ausgleich also nicht über den Bilanzkreis, dem der Einspeisepunkt zugeordnet ist, sondern direkt mit dem Bilanzkreis, über den der Übertragungsnetzbetreiber die Vermarktung durchführt (§ 13 a Abs. 1 a Satz 3 EnWG n. F.). Diese Abkürzung wurde vom Gesetzgeber absichtlich gewählt, um unnötigen Umsetzungsaufwand bei den beteiligten Verteilernetzbetreibern zu vermeiden.48
Der anspruchsverpflichtete Netzbetreiber muss den Bilanzkreisverantwortlichen vorab unverzüglich über den geplanten Zeitpunkt, den Umfang und die Dauer der Anpassung der Stromeinspeisung unterrichten (§ 13 a Abs. 1 a Satz 4 EnWG n. F.). Damit soll verhindert werden, dass der Bilanzkreisverantwortliche seinerseits selbst energetisch-bilanzielle Ausgleichsmaßnahmen ergreift, wenn er im Verlauf der Regelungsmaßnahme über Echtzeitdaten Kenntnis von einem Leistungsabfall einzelner Erzeugungsanlagen erhält. VergleichbareInformationspflichten sind bislang in § 14 Abs. 2 EEG 2017 für das Einspeisemanagement nur zugunsten der Anlagenbetreiber vorgesehen und haben kaum praktische Wirkung entfaltet. Grund dafür ist, dass die Verpflichtung im Rahmen des Einspeisemanagements bislang nur gilt, sofern die Durchführung der Maßnahme vorhersehbar ist (§ 14 Abs. 2 Halbsatz 2 EEG 2017) und sich Netzbetreiber häufig darauf zurückziehen, dass ein entsprechender Regelungseingriff gerade nicht vorhersehbar war. Zudem erfolgt in der Regel keine individuelle Vorabinformation der Anlagenbetreiber, sondern – sofern überhaupt – eine Veröffentlichung auf den Internetseiten der Netzbetreiber. Leider bringt die Neuregelung in § 13 a Abs. 1 a Satz 4 EnWG n. F. insoweit keine endgültige Klärung, so dass insoweit auch künftig nicht von einer Besserung der Informationslageauszugehen ist. Es ist deshalb nicht auszuschließen, dass die Bilanzkreisverantwortlichen aufgrund fehlender oder mangelhafter Vorabinformationen eigenständig reagieren. Dieser Umstand soll allerdings im Rahmen des finanziellen Ausgleichs nach § 13 a Abs. 2 EnWG n. F. ausgeglichen werden.49
Hinzuweisen ist zudem darauf, dass die Vorab-Informations- pflicht des § 13 a Abs. 1a Satz 4 EnWG n. F. künftig ausschließlich gegenüber dem Bilanzkreisverantwortlichen besteht. Der Anlagenbetreiber ist erst im Nachgang und dann gemeinsam mit dem Bilanzkreisverantwortlichenüber die tatsächlichen Zeitpunkte, den jeweiligen Umfang, die Dauer und die Gründe der Anpassung zu unterrichten (§ 13 a Abs. 1 a Satz 5EnWG n. F.).
c) Finanzieller Ausgleich
Ordnet ein Netzbetreiber eine Maßnahme des Erzeugungsmanagements an, so ist dieser Eingriff gegenüber dem Betreiber der Erzeugungsanlage bzw. des Speichers angemessen finanziell auszugleichen (§ 13 a Abs. 2 Satz 1 EnWG n. F.). Der finanzielle Ausgleich ist angemessen, wenn er den Betreiber der Anlage unter Anrechnung des bilanziellen Ausgleichs nach § 13 a Abs. 1 a EnWG n. F. wirtschaftlichweder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde (§ 13 a Abs. 2 Satz 2 EnWG n. F.). Die Beweislast hierfür liegt nach den allgemeinen Regelungen beim jeweiligen Anspruchsteller.
aa) Anspruchsinhaber und Anspruchsgegner
Berechtigt, den finanziellen Ausgleichsanspruch geltend zu machen, ist wie bisher auch nur der Betreiber der in Anspruch genommenen Erzeugungsanlage. Dem Bilanzkreisverantwortlichen wird insoweit neben dem Anspruch auf kostenfreien bilanziellen Ausgleich seines Bilanzkreises unmittelbar kein weitergehender Ersatzanspruch zugestanden. Verbleiben dem Bilanzkreisverantwortlichen aber entsprechende finanzielle Nachteile, so muss er diese beim Anlagenbetreiber geltend machen. Hierfür bedarf es dann einer entsprechenden vertraglichen Regelung zwischen den Beteiligten, worauf auch der Gesetzgeber hinweist.50
Anspruchsverpflichtet ist derjenige Netzbetreiber, der die Reg lung der Erzeugungsanlage vorgenommen hat. Dies hat im Bereich konventioneller Marktkraftwerke bislang jeweils zu Unsicherheiten geführt, wenn Erzeugungsanlagen im Verteilernetz aufgrund von Engpässen im Übertragungsnetz abgeregelt wurden. Hierbei erfolgt die Abregelung einer konkreten Anlage grundsätzlich nicht durch den verursachenden Übertragungsnetzbetreiber, sondern auf dessen Weisung in der Kaskade über den Anschlussnetzbetreiber (§ 13 a Abs. 5 Satz 1 EnWG n. F.), was im Nachgang meist zu Schwierigkeiten bei der Anspruchsabwicklung gegenüber dem betroffenen Anlagenbetreiber führt.
Klargestellt worden ist, dass der ausführende Netzbetreiber einen Kompensationsanspruch gegenüber dem verantwortlichen Netzbetreiber hat. Der bislang in § 15 Abs. 1 EEG 2017 51 geregelte Rückgriffsmechanismus bleibt also erhalten und wird auch im Rahmen des § 13 a EnWG n. F. greifen. Demnach muss der Betreiber eines Übertragungsnetzes, in dessen Netz die Ursache für eine Maßnahme nach § 13 a Abs. 1 EnWG n. F. liegt oder der nach § 14 Abs. 1 c Satz 1 EnWG n. F. zu ihr auffordert, dem Netzbetreiber, der die Maßnahme ausführt, die Kosten für den bilanziellen undfinanziellen Ausgleich nach Abzug entstandener Erlöse ersetzen, soweit kein Anspruch nach § 14 Abs. 1 c Satz 2 EnWG n. F. besteht (§ 13 a Abs. 5 Satz 3 EnWG n. F.).
bb) Anrechnung des bilanziellen Ausgleichs
Der bilanzielle Ausgleich gegenüber dem Bilanzkreisverantwortlichen nach § 13 a Abs. 1 a EnWG n. F. ist für die Ermittlung des finanziellenAusgleichs zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Netzbetreiber anzurechnen (§ 13 a Abs. 2 Satz 2 EnWG n. F.). Die Kosten für den Ausgleich des Bilanzkreises (sog. „Ausgleichsenergie“) sollen demnach künftig kein Abrechnungsposten im Rahmen des finanziellen Ausgleichs mehr sein. Das gilt auch dann,wenn der Anlagenbetreiber nicht selbst bilanzkreisverantwortlich ist, sondern sich der Hilfe eines Dritten als Bilanzkreisverantwortlichem (z. B. Direktvermarktungsunterneh- mer) bedient.52 Die Höhe des finanziellen Ausgleichs des Anlagenbetreibers durch den Netzbetreiber ist in beiden Fällen gleich.
Eine Ausnahme besteht insoweit allerdings für denjenigen Strom, der aus EE-Anlagen in der gesetzlichen Einspeisevergütung stammt und der nach § 59 EEG 2017 durch den Übertragungsnetzbetreiber zu vermarkten ist. In diesem Fall ist der bilanzielle Ausgleich nicht anzurechnen(§ 13 a Abs. 2 Satz 5 EnWG n. F.). Dies wird damit begründet, dass der bilanzielle Ausgleich in diesen Fällen wirtschaftlich nicht dem Anlagenbetreiber zugutekommt, sondern über den EEG-Bilanzkreis des Übertragungsnetzbetreibers von diesem zugunsten des EEG- Kontosvermarktet wird.53 Fließt dem Anlagenbetreiber insoweit kein Vorteil aus der Vermarktung zu, dann ist der entsprechende Erlös auch nicht auf die Entschädigungshöhe anzurechnen.
cc) Bemessung des finanziellen Ausgleichs
Der Gesetzgeber fasst die Regelungen zum finanziellen Ausgleich für Maßnahmen des Erzeugungsmanagements in § 13 a Abs. 2 EnWG n. F. zusammen, ohne hierdurch materielle Änderungen gegenüber der bestehenden Rechtslage bewirken zu wollen.54 Insoweit überrascht es nicht, dass sich die bisherigen Vorgaben zur Bemessung des finanziellen Ausgleichs für konventionelle Marktkraftwerke praktisch unverändert in § 13 a Abs. 2 Satz 3 Nr. 1 bis 4 EnWG n. F. wiederfinden. Erfasst werden demnach die Erzeugungsauslagen, der anteilige Werteverbrauch, die nachgewiesenen entgangenen Erlösmöglichkeiten (sofern und soweit diese die Summe aus Erzeugungsauslagen und anteiligem Werteverbrauch übersteigen) sowie gegebenenfalls anfallende notwendige Auslagen für die Herstellung der Betriebsbereitschaft.
Neu ist hingegen die Adaption des § 15 EEG 2017 in § 13 a Abs. 2 Satz 3 Nr. 5 EnWG n. F. Auch insoweit wollte der Gesetzgeber – abgesehen von der formellen Integration der EEG-rechtlichen Härtefallregelung in das System des Redispatch – keine Rechtsänderung bewirken. Vielmehr sollen im Wesentlichen die materiellen Maßstäbe der bisherigen Härtefallregelung für die Entschädigung von Einspeisemanagement-Maßnahmen nach § 15 EEG 2017 auch künftig erhalten bleiben.55 Dementsprechend beschränkt sich der Anspruch auffinanzielle Entschädigung im Fall der Reduzierung der Wirkleistungserzeugung aus EE-/KWK-Anlagen auch weiterhin auf 95 % der entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen (§ 13 a Abs. 2 Satz 3 Nr. 5 EnWG n. F.).56 Ebenfalls fortgeschrieben wird die Härtefallregelung des § 15 Abs. 1 Satz 2 EEG 2017, wonach sich der Entschädigungsumfang von 95 % auf 100 % erhöht, sobald die entgangenen Einnahmen eines Anlagen- betreibers in einem Jahr 1 % seiner Einnahmen dieses Jahres übersteigen (§ 13 a Abs. 2 Satz 5EnWG n. F.).
Die Kompensationsregelung in § 13 a Abs. 2 Satz 2 Nr. 5 EnWG n. F. stellt eine Spezialregelung für EE-/KWK-Anlagen dar. Ein Rückgriff auf die allgemeineren Regeln in den Ziffern 1 bis 4 ist hingegenausgeschlossen.57 Dies ist aus der Systematik des § 13 a Abs. 2 Satz 3 EnWG n. F. nicht unmittelbar abzuleiten, zumal die Ziffern 4 und 5 mit einem logischen „und“ verknüpft sind. Dies spräche eher für eine kumulative Anwendung aller Bemessungsregelungen auch auf EE- und KWK- Anlagen. Dennoch findet die Auffassung des Gesetzgebers eine Stütze im Wortlaut von § 13 a Abs. 2 Satz 3 Nr. 5 EnWG n. F. selbst, in dem dort explizit auf den „Fall der Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus Anlagen nach § 3 Nr. 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes oder von KWK-Strom im Sinne des § 3 Abs. 1 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes“ Bezug genommen wird. Ob der Gesetzgeber damit dem erklärten Ziel einer Integration der Regelungen zum Einspeisemanagment in das Redispatch-System tatsächlich nachgekommen ist, kann daher – abgesehen von einer regelungssystematischen Neuordnung der Vorgaben – bezweifelt werden. Dies gilt umso mehr als die bislang entwickelten Methoden zur Bestimmung der – nunmehr bilanziell auszugleichenden – „Ausfallarbeit“ und der Entschädigungshöhe, wie sie insbesondere durch den Einspeisemanagement-Leitfaden der Bundesnetzagentur58 etabliert sind, anwendbarbleiben.59
Bei den „entgangenen Einnahmen“ von EE-Anlagen in der Direktvermarktung60 handelt es sich im Regelfall um die Marktprämie. Ob entgangene Verkaufserlöse in Folge des bilanziellen Ausgleichs vorliegen, kann allerdings entgegen der Auffassung des Gesetzgebers nicht generell beantwortet werden. Insbesondere in Fällen, in denen der Anlagenbetreiber nur den tatsächlich erzeugten und eingespeisten Strom vom Direktvermarktungsunternehmen vergütet bekommt, entfällt ein wesentlicher Anteil des Verkaufserlöses, wenn die Anlagen abgeregelt werden. Diese Gestaltungsvariante in den Direktvermarktungsverträgen ist vor dem Hintergrund der noch geltenden Rechtslage konsequent. Erhält der in der Regel bilanzkreisverantwortliche Direktvermarkter künftig jedoch einen bilanziellen Ausgleich für die abgeregelten Strommengen, so müssen die entsprechenden Altverträge angepasst werden.
Erfasst die Maßnahme des Erzeugungsmanagements auch die Abregelung des wärmegekoppelten KWK-Stroms aus KWK- Anlagen, kann der Anlagenbetreiber wie bisher auch die entgangenen Einnahmen durch die Veräußerung der Nutzwärme geltend machen. Er kann jedoch stattdessen auch die zusätzlichen Auslagen für eine alternative Wärmeerzeugung ersetzt verlangen – sofern sie im Fall einer elektrischen Wärmeerzeugung nicht bereits durch den bilanziellen Ausgleich vermieden werden.61
dd) Abzug ersparter Aufwendungen
Bereits § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 sieht vor, dass sich der Kompensationsanspruch des Anlagenbetreibers um die ersparten Aufwendungenvermindert. § 13 a Abs. 2 Satz 4 EnWG n. F. ordnet nunmehr vergleichbar und in Fortschreibung der bestehenden Regelung des § 13 a Abs. 2 Satz3 EnWG an, dass die ersparten Aufwendungen zu erstatten sind. Eine Änderung der Rechtslage ist durch den geänderten Wortlaut aber wederbeabsichtigt, noch wird eine solche bewirkt. Auch wenn die Neuregelung systematisch als Gegenanspruch des erstattungspflichtigen Netzbetreibers ausgestaltet ist, wird sich an der Praxis der Verrechnung der gegenseitigen Ansprüche nichts ändern. Der Anlagenbetreiber hat sich also auch künftig Beträge, die er bei ungeregeltem Betrieb hätte aufbringen müssen, wegen des Redispatch aber nicht auf bringen musste, anrechnen zu lassen. Dies betrifft etwa ersparte Kosten für infolge der Nichteinspeisung nicht eingesetzte Brennstoffe oder sonstigevariable Betriebskosten.
5. Anwendungsbeginn zum 1. 10. 2021
Die Regelungen zum einheitlichen Redispatch treten nicht unmittelbar nach der Veröffentlichung des NABEG 2.0 im Bundesgesetzblatt in Kraft, sondern aufgrund ausdrücklicher Regelung erst zum 1. 10. 2021 (Art. 25 Abs. 2 NABEG 2.0). Aufgrund der Vielzahl und Komplexität dervorgenommenen Änderungen hat der Gesetzgeber den beteiligten Akteuren also eine Übergangsphase gewährt, um sich auf die neuen Rahmenbedingungen einzustellen.62 Lediglich die Verordnungsermächtigung gemäß § 13 i EnWG n. F. sowie die Festlegungsbefugnisse der Bundesnetzagentur nach § 13 j EnWG n. F. zur Konkretisierung des Rechtsrahmens treten unmittelbar in Kraft, damit die noch zu erlassenden Konkretisierungen bereits vor dem 1. 10. 2021 in Kraft treten können.
Die Anwendung erstreckt sich dabei auf sämtliche EE-/KWK- Anlagen, die vor dem 1. 10. 2021 in Betrieb genommen wurden (§ 100 Abs. 2 Satz 1 Nr. 14 EEG 2017 n. F.), so dass tatsächlich ein einheitliches Regelungsregime für alle konventionellen sowie EE-/KWK-Anlagen etabliert wird. Lediglich im Hinblick auf die Vergütung bestandsgeschützter Alt-Anlagen, die bereits vor dem 1. 1. 2012 in Betrieb genommen wurden, bleibt eine Sonderregelung im Hinblick auf die Entschädigung des Redispatch erhalten (§ 118 Abs. 25 a EnWG n. F.).63
IV. Bewertung anhand der Redispatch-Vorgaben der EU-EltVO
Die deutsche Regelung zum einheitlichen und gesamtoptimierten Redispatch wird faktisch allerdings von der bereits zum 1. 1. 2020 neu in Kraft tretenden EU-EltVO „überholt“. Diese Verordnung überarbeitet nicht nur die bislang geltenden europäischen Vorgaben zum Elektrizitätsbinnenmarkt. Die EU-EltVO enthält erstmals auch konkrete Vorgaben zum Redispatch, die zum Teil im Widerspruch zu denen des NABEG 2.0 stehen.
1. Allgemeine Vorgaben zum Redispatch
Der europäische Begriff des Redispatch umfasst Maßnahmen, die von einem oder mehreren Übertragungs- oder Verteilernetzbetreibern durch die Veränderung des Erzeugungs- oder des Lastmusters oder von beidem aktiviert werden, um die physikalischen Lastflüsse im Stromsystem zuändern und physikalische Engpässe zu mindern oder anderweitig für Systemsicherheit zu sorgen (Art. 2 Nr. 26 EU-EltVO). Auch wenn sich im EnWG keine entsprechende Definition findet, so deckt sich das europäische Verständnis doch zumindest noch mit dem von §§ 13, 13 a EnWG zugrunde gelegten. Dies gilt auch für die Differenzierung von marktbasiertem Redispatch nach Art. 13 Abs. 2 EU-EltVO, der den Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG entspricht, und dem nicht marktbasierten Redispatch nach Art. 13 Abs. 3 EU-EltVO, der sich inhaltlich mit § 13 a Abs. 1 EnWG gleichsetzen lässt. Die Verpflichtung zur vorrangigen Vornahme netzbezogener Maßnahmen in § 13 Abs. 1 Nr. 1 EnWG findet keine ausdrückliche Entsprechung im europäischen Recht, liegt diesem aber inhaltlich zugrunde, wenn etwa als Voraussetzung für die Durchführung eines nicht marktbasierten Redispatch gefordert ist, dass es insoweit keine andere Alternative gibt (Art. 13 Abs. 6 lit. a) EU-EltVO).
Grundsätzlich ist der Redispatch sowohl der Erzeugung als auch der Laststeuerung auf der Grundlage objektiver, transparenter und diskriminierungsfreier Kriterien durchzuführen (Art. 13 Abs. 1 Satz 1 EU-EltVO). Eine Beschränkung auf bestimmte Erzeugungstechnologien oder solche der Energiespeicherung oder der Laststeuerung ist ebenso wenig zulässig wie ein genereller Ausschluss von Erzeugungsstandorten in anderen europäischen Mitgliedsstaaten, sofern letzteres technisch machbar ist (Art. 13 Abs. 1 Satz 2 EU-EltVO).
Die Auswahl der für einen Redispatch in Frage kommenden Ressourcen hat grundsätzlich unter Nutzung marktbasierter Mechanismen aus denErzeugungsanlagen, Energiespeicherung oder Laststeuerung zu erfolgen (Art. 13 Abs. 2 EU-EltVO). Ein nicht marktbasierter Redispatch stellt daher einen Ausnahmefall dar, der nur unter den engen Voraussetzungen des § 13 Abs. 3 EU-EltVO vorgenommen werden darf. Dies entspricht dem bisherigen deutschen Verständnis.64 Zulässig ist der nicht marktbasierte Redispatch demnach nur dann, wenn eine marktbasierte Alternative nicht (mehr) verfügbar ist oder nicht zum Erfolg führt (Art. 13 Abs. 3 lit. a) und b) EU-EltVO), kein wirksamer Wettbewerb auf dem Redispatch-Markt sichergestellt ist (Art. 13 Abs. 3 lit. c) EU-EltVO) oder im Fall struktureller Engpässe dieGefahr strategischen Bietverhaltens besteht (Art. 13 Abs. 3 lit. d) EU-EltVO).
2. Einspeisemanagement als nicht marktbasierter Redispatch
Für die EE-/KWK-Anlagen, die mit den zuständigen Netzbetreibern (wie wohl im Regelfall) keine Vereinbarungen über die Teilnahme an einem marktbasierten Redispatch geschlossen haben, greifen die europäischen Vorgaben zum „nicht marktbasierten Redispatch“. Zu den Anforderungen, die der Netzbetreiber hierbei einzuhalten hat, enthält Art. 13 Abs. 6 EU-EltVO weitere konkrete Vorgaben.
a) Sicherung des Einspeisevorrangs erneuerbarer Energien
Die EU-EltVO bekennt sich zum Vorrang der erneuerbaren Energien. Dementsprechend darf der Redispatch bei EE-Anlagen65 nur dann eingesetzt werden, wenn es keine Alternative gibt oder wenn andere Lösungen zu „erheblich unverhältnismäßig hohen Kosten“ 66 führenoder die Netzsicherheit erheblich gefährden würden. Abgesehen von der technisch zu beurteilenden Alternativlosigkeit des Einsatzesanderer Erzeugungsanlagen darf der Redispatch von EE-Anlagen also nur erfolgen, sofern andernfalls ein mehr als unverhältnismäßiger Mehraufwand beim Einsatz konventioneller Kraftwerke droht oder die Netzsicherheit erheblich gefährdet ist. Ob die Regelung in § 13 Abs. 1 a EnWG n. F. dieser Vorgabe gerecht wird, lässt sich derzeit noch nicht abschließend beurteilen. Aufgrund des von europäischer Seite absichtlich extrem hoch angesetzten wirtschaftlichen Maßstabs, der „erheblich unverhältnismäßige“ Mehrkosten fordert, dürfte die bloße gesamtwirtschaftliche Optimierung, die dem deutschen Gesetzgeber vorschwebt, allerdings keinesfalls ausreichen. Hier wird die Bundesnetzagentur im Rahmen der Festlegung zur Bestimmung der erforderlichen Mindestfaktoren einen entsprechenden Maßstab ansetzen müssen, um den Vorgaben des europäischen Rechts zu entsprechen.
b) Sicherung des Einspeisevorrangs von KWK-Strom
Auch der Strom, der mittels hocheffizienter Kraft-Wärme- Kopplung erzeugt wurde, darf nur in sehr engen Grenzen in den Redispatch einbezogen werden. Zulässig ist dies nach Art. 13 Abs. 6 lit. b) EU-EltVO nur, wenn es – abgesehen von den noch intensiver geschützten EE-Anlagen – keine andere Alter- native gibt oder wenn andere Lösungen zu unverhältnismäßig hohen Kosten führen oder die Netzsicherheit erheblich gefährden würden. Auch der europäische Verordnungsgeber differenziert also zwischen EE- und KWK-Anlagen und schafft zwischen beiden ein Stufenverhältnis, das sich entsprechend auch im deutschen Recht wiederfindet.
c) EE-/KWK-Anlagen außerhalb des Netzes der allgemeinen Versorgung
Nicht in das Übertragungs- oder Verteilernetz eingespeiste, selbst erzeugte Elektrizität aus EE-/KWK-Anlagen darf nach Art. 13 Abs. 6 lit. c) EU-EltVO nicht Gegenstand eines Redis- patch sein, es sei denn, es gäbe keine andere Möglichkeit zur Lösung von Netzsicherheitsproblemen. Dies hat Auswirkungen auf alle Anlagen, die auch im Rahmen einer bloßen Überschusseinspeisung nachdeutschem Recht vollständig abgeregelt werden können, um das Redispatch-Volumen zu erhöhen. Das europäische Recht erfasst hingegen nur den Anteil der Stromerzeugung, der tatsächlich in das vorgelagerte Netz eingespeist wird. Die Formulierung der europäischen Verordnung ist an dieser Stelle sehr klar. Es handelt sich um ein Verbot, das nur dann nicht gilt, wenn es „keine andere Möglichkeit“ mehr gibt, um die Netzsicherheit zu gewährleisten. Gesamtwirtschaftliche Erwägungen spielen dabei mangels Erwähnung im Verordnungswortlaut keine Rolle.
Dies führt zu einem Widerspruch mit der Regelung in § 13 EnWG n. F. und dem Willen des deutschen Gesetzgebers, eben jene Anlagen, die nicht unmittelbar an das Netz der allgemeinen Versorgung angeschlossen sind, gegen ihren Willen in den Redispatch einzubeziehen.
d) Keine de-minimis-Regelung
Die EU-EltVO enthält entgegen der deutschen Regelung zum Redispatch keine Ausnahmeregelung für Anlagen mit einer Nennleistung vonbis zu 100 kW (vgl. § 13 a Abs. 1 EnWG n. F.). Die europäischen Vorgaben gelten daher prinzipiell auch für Kleinstanlagen und reichen daherweiter als der deutsche Rechtsrahmen. Darauf gestützt dürften also künftig auch Betreiber von Stromerzeugungsanlagen mit einer Nennleistung von weniger als 100 kW abgeregelt werden. Faktisch wird dies zunächst daran scheitern, dass entsprechende Anlagen – mit Ausnahme von Solaranlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 30 kW und höchstens 100 kW (§ 9 Abs. 2 EEG 2017) – nicht mit den erforderlichen technischen Einrichtungen ausgestattet sind und es nach dem derzeit geltendem deutschen Recht auch nicht zwingend sein müssen.67 So nachvollziehbar dies unter Praktikabilitätserwägungen sein mag, liegt in dem generellen Ausschluss von Kleinstanlagen von den Redispatch- Vorgaben im deutschen Recht ein Widerspruch zu den europäischen Vorgaben vor.
e) Berücksichtigung des Redispatch bei der Netzplanung
Vorbehaltlich der zur Wahrung der Zuverlässigkeit und der Sicherheit des Netzes zu erfüllenden Anforderungen und auf der Grundlage transparenter und diskriminierungsfreier Kriterien, die von den Regulierungsbehörden festgelegt werden, müssen die Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber gewährleisten, dass die Übertragungs- und Verteilernetze in der Lage sind, die aus erneuerbaren Energiequellen oder mittels hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung erzeugte Elektrizität mit möglichst geringem Redispatch zu übertragen (Art. 13 Abs. 5 lit. a) EU-EltVO). Im Rahmen der Netzplanung darf der Redispatch dabei weiterhin in begrenztem Umfang Berücksichtigung finden (Art. 13 Abs. 5 lit. a) Halbsatz 2 EU-EltVO). Voraussetzung ist allerdings, dass die Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber transparent nachweisen können, dass dies wirtschaftlich effizienter ist, und ein solcher Redispatch 5 % der jährlich erzeugten Elektrizität in EE-Anlagen, die direkt an das jeweilige Netz angeschlossen sind, nicht überschreitet. Zulässig ist dies zudem nur, wenn der nationale Anteil des Stroms aus erneuerbare Energiequellen oder hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung einen Anteil von mindestens 50 % am jährlichen Bruttoendstromverbrauch ausmacht und der Mitgliedstaat nichts anderes bestimmt (Art. 13 Abs. 5 lit. a) [a. E.] EU-EltVO).
3. Vorgaben zum finanziellen Ausgleich
Bei der Anwendung des nicht marktbasierten Redispatch fehlt es naturgemäß an einer vertraglichen Vereinbarung zwischen dem Netzbetreiber und dem Betreiber der in Anspruch genommenen Stromerzeugungsanlage. Die EU-EltVO enthält daher – ebenso wie § 13 a Abs. 2 EnWG – in Art. 13 Abs. 7 EU-EltVO Vorgaben zur Kompensation der durch die Abregelung entstehenden wirtschaftlichen Einbußen.
Der Anspruch des Betreibers der vom Redispatch betroffenen Erzeugungsanlage auf einen finanziellen Ausgleich richtet sich gegen den Netzbetreiber, der den Redispatch angefordert hat (Art. 13 Abs. 7 Satz 1 EU-EltVO). Dies entspricht im Ergebnis auch der vom EEG 2017 praktizierten und vom EnWG fortgeschriebenen Rechtslage.
Die Verpflichtung zum finanziellen Ausgleich besteht ausnahmsweise dann nicht, wenn der Betreiber der betroffenen Stromerzeugungsanlage einen Netzanschlussvertrag akzeptiert hat, der keine Garantie für eine verbindliche Lieferung von Energie enthält (Art. 13 Abs. 7 Satz 2 EU-EltVO). Dieser Ausnahmetatbestand entfaltet jedoch für die meisten EE-Anlagen in der Bundesrepublik keine Wirkung, da diese allein auf der Grundlage des vom EEG 2017 gebildeten gesetzlichen Schuldverhältnisses angeschlossen sind und Strom einspeisen. Derzeit sieht das EEG 2017 für diese Fälle noch eine entsprechende Öffnungsmöglichkeit vor (§ 11 Abs. 3 EEG 2017), die allerdings zum 1. 10. 2021 aufgehoben wird.68 Für KWK-Anlagen bietet sich darüber hinaus z. B. im Rahmen einer Vereinbarung nach § 13 Abs. 6 a EnWG n. F. einentsprechender Gestaltungs-spielraum.
b) Methodik der Entgeltbemessung
Die EU-EltVO legt keinen verbindlichen Maßstab für die finanzielle Entschädigung fest, sondern definiert lediglich eine Untergrenze für die zu leistenden Zahlungen. Diese Grenze wird durch zwei Methoden definiert: einer kostenbasierten Methode und einer erlösorientierten Bemessungsmethode. Der finanzielle Ausgleich erfolgt mindestens in Höhe des höheren der jeweils ermittelten Beträge. Die Methoden dürfen allerdings auch kombiniert werden, wenn die Anwendung nur des höheren Entschädigungsbetrages einen ungerechtfertigt niedrigen bzw. ungerechtfertigt hohen finanziellen Ausgleich zur Folge hätte.
Im Rahmen der kostenorientierten Bewertung sind die zusätzlichen Betriebskosten, die durch den Redispatch entstehen, anzusetzen (Art. 13 Abs. 7 Satz 2 lit. a) EU-EltVO). Zurückzugreifen ist dabei beispielsweise auf zusätzliche Brennstoffkosten im Fall von aufwärts gerichtetem Redispatch oder zusätzliche Kosten für die Wärmebereitstellung im Fall von abwärts gerichtetem Redispatch von KWK-Anlagen. Zu erfassen sind hier aber auch zusätzliche Betriebskosten, die z. B. für die Inanspruchnahme von Ausgleichsenergie, die infolge der Abregelung der Stromerzeugungsanlage anfällt. Die Vorgaben der EU-EltVO sind insoweit nicht abschließend formuliert.
Bei der erlösorientierten Betrachtung ist stattdessen auf die entgehenden Nettoeinnahmen aus dem Verkauf von Elektrizität auf dem Day-Ahead-Markt abzustellen. Vergleichbar mit der bisherigen deutschen Praxis zu entgehenden Erlösen sind also diejenigen Einnahmen anzusetzen, die die Stromerzeugungsanlage ohne die Aufforderung zum Redispatch erzielt hätte (Satz 1 von Art. 13 Abs. 7 Satz 2 lit. b) EU-EltVO). Entsprechendes gilt für Speicheranlagen und Laststeueranlagen. Dass die europäische Verordnung auf den Day-Ahead-Markt abstellt, mag zunächst irritieren. Versteht man dies jedoch in Verbindung mit Art. 13 Abs. 7 Satz 2 EU-EltVO als Mindestgrenze, so ist die erlösorientierte Berechnung der Entschädigungssumme keineswegs darauf beschränkt. Insbesondere für EE- Anlagen, die keiner Förderung (mehr) unterliegen und im Rahmen von Power Purchase Agreements (PPA) vermarktet werden, kann alternativ auch derentsprechend vereinbarte Preis angesetzt werden, sofern dieser die erzielbaren Erlöse auf dem Day-Ahead-Markt übersteigt.
Erhält die geregelte EE-Anlage eine finanzielle Unterstützung auf der Grundlage der erzeugten oder verbrauchten Strommenge, so gilt die finanzielle Unterstützung, die ohne die Aufforderung zum Redispatch erteilt worden wäre, als Teil der Nettoeinnahmen (Satz 2 von Art. 13 Abs. 7 Satz 2 lit. b) EU- EltVO). Nimmt also eine EE-Anlage noch eine gesetzliche Einspeisevergütung in Anspruch, dann erhält diese für den nicht eingespeisten Strom die entgehende Fördersumme in voller Höhe.
Dies steht für EE-/KWK-Anlagen in Widerspruch zur derzeit in der Bundesrepublik geltenden Rechtslage, wonach der Vergütungsanspruch für EE-/KWK-Anlagen vorbehaltlich weiterer Härten auf 95 % begrenzt ist.
4. Konsequenzen für die Anwendung des deutschen Rechts
Angesichts des unterschiedlichen Regelungssystems zum Redispatch auf deutscher und europäischer Ebene steht die deutsche Rechtspraxis mit dem Geltungsbeginn der EU-EltVO zum 1. 1. 2020 (Art. 71 Abs. 3 EU-EltVO) vor einem Dilemma. Dieses ist im Sinne des Vorrangs der europäischen Regeln aufzulösen.
a) Anwendungsvorrang der EU-EltVO
Bei der EU-EltVO handelt es sich um europäisches Sekundärrecht im Sinne von Art. 288 AEUV, das im Unterschied zu einer Richtlinie unmittelbare Geltung in den Mitgliedstaaten entfaltet (Art. 288 Abs. 2 AEUV). Der Grundsatz der unmittelbaren Geltung besagt, dass es für die Regelungen einer europäischen Verordnung keines nationalen Umsetzungsaktes bedarf. Ist eine Verordnung hinreichend bestimmt, kann sie mit ihrem Inkrafttreten auch im Verhältnis zwischen Privaten Rechte verleihen und Pflichten auferlegen.69 Daraus folgt zu- gleich, dass die Mitgliedstaaten die unmittelbare Geltung einer Verordnung auf keine Weise verhindern dürfen. Ausgeschlossen sind nicht nur nationale Ausführungsgesetze, sondern auch schon solche nationalen Maßnahmen, die die Normadressaten über den europarechtlichen Charakter einer Vorschrift hinwegtäuschen.70 In ständiger Rechtsprechung geht der Europäische Gerichtshof davon aus, dass „ein Mitgliedstaat [keine] Lage schaffen [darf ], in der die unmittelbare Geltung der Gemeinschaftsverordnungen aufs Spiel gesetzt würde“.71 In Ansehung und Anwendung dieses Maßstabs entschied das Gericht sogar, dass selbst die bloße Wiederholung einzelner Punkte einer Gemeinschaftsverordnung in einem nationalen Gesetz nur in besonderen Ausnahmefällen zulässig sei, wenn sich der Regelungsbefehl etwa erst aus einer Gesamtschau einer ganzen Reihe gemeinschaftsrechtlicher, einzelstaatlicher und regionaler Vorschriften ergibt und die Wiederholung des europäischen Normtextes im Interesse des inneren Zusammenhangs und der Verständlichkeit erfolgt.72
Darüber hinaus kommt Verordnungen nach Art. 288 Abs. 2 AEUV ein Anwendungsvorrang zu, so dass sie entgegenstehendes nationales Recht verdrängen.73
b) Mögliche Heilung über Ausgestaltungsmöglichkeiten
Anders als etwa bei europäischen Richtlinien besteht also im Fall einer europäischen Verordnung kein Umsetzungs- oder Gestaltungsspielraum des nationalen Gesetzgebers, sofern ein solcher nicht ausdrücklich von der Verordnung selbst eingeräumt wird. Derartige Öffnungsmöglichkeiten werden etwa in Art. 64 EU-EltVO vorgesehen. Die genannte Regelung eröffnet den Mitgliedstaaten die Möglichkeit, sich von der EU-Kommis-sion von einzelnen Verpflichtungen der EU-EltVO freistellen zu lassen. Für den Bereich des Redispatch stellt Art. 64 Abs. 1 EU-EltVO allerdings klar, dass diese Möglichkeit für Art. 13 EU-EltVO gerade ausgeschlossen ist. Die hier maßgeblichen Vorschriften sind explizit nicht mit in die Freistellungsmöglichkeit aufgenommen worden.
Es bleibt damit lediglich ein Rückgriff auf die Kollisionsregel des Art. 62 EU-EltVO. Diese ermöglicht es den Mitgliedstaaten aber lediglich, detailliertere Regelungen vorzusehen, gewährt insoweit also keine Befugnis dazu, von den im Rahmen der Verordnung festgesetzten Grundsätzen abzuweichen. Insoweit ist der Mitgliedstaat an den Maßstab des Unionsrechts gebunden und darf sich in den nationalen Detailregelungen nicht in Widerspruch zu den europarechtlichen Vorgaben setzen.
Dementsprechend erscheint es noch zulässig, wenn das EnWG etwa Vorgaben zum bilanziellen Ausgleich von Redispatch- Maßnahmen macht, die in der EU-EltVO nicht vorgesehen sind. Die Grenzen sind jedoch im Fall des § 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017 bzw. § 13 a Abs. 2 Satz 2Nr. 5 EnWG n. F. überschritten. Die heute noch geltende Einschränkung des Erstattungsanspruchs ist jedenfalls nicht als bloß detaillierteAusgestaltung der Vorgaben des Art. 13 Abs. 7 EU-EltVO anzusehen, sondern schränkt die Reichweite der europäischen Vorgaben ein. Konsequenterweise setzt sich hier die vorrangig anzuwendende europäische Regelung durch und gewährt den betroffenen Anlagenbetreibern ab diesem Zeitpunkt einen ungekürzten Entschädigungsanspruch.
Entsprechendes gilt für die Einbeziehung von EE-/KWK- Anlagen, die nicht unmittelbar mit einem Netz der allgemeinen Versorgung verbunden sind. Diese wollte der deutsche Gesetzgeber explizit in den Anwendungsbereich des Redispatch einbinden, setzt sich aber damitin Gegensatz zu dem ebenso expliziten Verbot, das Art. 13 Abs. 6 lit. c) EU-EltVO vorsieht. Ein entsprechender Rückgriff bleibt dementsprechend nur dann möglich, wenn es keine andere Möglichkeit zur Lösung des Netzsicherheitsproblems gibt. Die damit verbundene Darlegungs- und Beweislast trifft denjenigen Netzbetreiber, der eine entsprechende Regelungsmaßnahme anordnet. Aber nicht nur die künftige Rechtslage, sondern auch die derzeitige rechtliche Ausgestaltung des Regelungsregimes zu Redispatch-Maßnahmen weicht von den Vorgaben der EU-EltVO ab.
V. Zusammenfassende Bewertung
Die EU-Mitgliedstaaten sind dazu verpflichtet, alle zur Durchführung der verbindlichen Rechtsakte der Union erforderlichen Maßnahmen nach innerstaatlichem Recht zu ergreifen (Art. 291 Abs. 1 AEUV). Hieraus ist die Pflicht der Mitgliedstaaten zu entnehmen, mit Unionsrechtsakten kollidierendes nationales Recht aufzuheben oder abzuändern.74 Dies betrifft nicht nur diejenigen Regelungen, die im Widerspruch zu den Vorgaben der EU-EltVO stehen, sondern auch jene, die inhaltsgleich zu den europäischen Vorgaben stehen. Widersprechendes Recht darf insoweit nicht (mehr) angewendet werden.75
Dies betrifft nicht nur die hier näher untersuchten Regelungen des NABEG 2.0, die in der vorgesehenen Fassung also nicht zur Anwendung kommen dürfen, sondern auch den geltenden Rechtsrahmen. Den betroffenen Betreibern von EE- und KWK- Anlagen ist es daher möglich, sich ab dem 1. 1. 2020 auch ohne Rücksicht auf das deutsche Recht für die Entschädigungsansprüche auf die Vorgaben des europäischen Rechts zu stützen. Auch wenn die EU-EltVO noch Ausgestaltungsspielräume erkennen lässt, ist sie in mehrerlei Hinsicht doch so konkret, dass die entsprechenden Vorgaben ab dem 1. 1. 2020 auch im Privatrechtsverhältnis zwischen einem Netzbetreiber und einem Anlagenbetreiber wirken. Auch der Zugriff auf EE-/KWK- Anlagen, die in einer Kundenanlage, einem geschlossenen Verteilernetz oder sonst lediglich mittelbar mit einem Netz der allgemeinen Versorgung verbunden sind, ist ab dem 1. 1. 2020 nicht mehr möglich, sofern dies vertraglich zwischen den Beteiligten nicht anders vereinbart ist.
Dem deutschen Gesetzgeber bleibt es unbenommen, den von Art. 13 EU-EltVO aufgezogenen rechtlichen Rahmen weiter zu konkretisieren. Art. 62 EU-EltVO bietet hierfür die entsprechenden Möglichkeiten. Allerdings wäre ein nationaler Alleingang insoweit nicht ungefährlich, weil die Europäische Kommission nach Art. 51 Abs. 4 lit. a) EU-EltVO Durchführungsrechtsakte erlassen darf, mittels derer sie Leitlinien zur weiteren Ausgestaltung von Einzelheiten zur Umsetzung des Art. 13 EU-EltVO festlegen darf. Auch wenn derzeit nicht erkennbar ist, dass die Europäische Kommission derartiges konkret plant, erscheint eine vorherige Abstimmung mit ihr zweckmäßig, um kollidierende Regelungsakte zu vermeiden.
Dieser Text ist zuerst erschienen im REE (Recht der Erneuerbaren Energien) Heft 4/2019.
* Der Verfasser Dr. Andreas Gabler ist Rechtsanwalt und Partner bei Hoffmann Liebs Partnerschaft von Rechtsanwälten, Düsseldorf.
1 Siehe § 36 c EEG 2017 zu sog. „Netzausbaugebieten“.
2 BNetzA, Monitoringbericht 2019, S. 158.
3 BNetzA, Monitoringbericht 2019, S. 164 f.
4 „Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus“ vom 13. 5. 2019, BGBl. 2019 I, 706.
5 Zum Inkrafttreten siehe Art. 25 Abs. 2 des NABEG 2.0; zur Geltung für Bestandsanlagen in EEG siehe § 100 Abs. 2 Nr. 14 EEG 2017 n. F.
6 Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. 6. 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt, ABl. EU Nr. L 158 vom 14. 6. 2019, S. 54.
7 Vgl. Art. 71 Abs. 2 EU-EltVO.
8 Zum Streitstand: Gabler, in: Baumann/Gabler/Günther, Kommentar zum EEG 2017, 1. Aufl. (2020), § 15 EEG, Rdnr. 47 ff.; Hoffmann/Herz, REE 2016, 65 (72); Kment, NVwZ 2016,1438 (1444); Breuer, REE 2013, 81 (87).
9 OLG Düsseldorf, Beschl. v. 28. 4. 2015 – VI-3 Kart 306/12(V), juris Rdnr. 91; Beschl. v. 28. 4. 2015 – VI-3 Kart 312/12(V), juris Rdnr. 114; Tüngler, in: Kment, Kommentar zum EnWG, 2.Aufl. (2019), § 13 a EnWG, Rdnr. 1; bestätigend auch für die bisherige Rechtslage: BT-Drs. 19/7375, S. 52.
10 Gesetzesbegründung zur insoweit inhaltsgleichen Vorgängerregelung in § 13 Abs. 1 a EnWG a. F.: BT-Drs. 17/6072, S. 71; im Einzelnen Ruttloff, NVwZ 2015, 1086 (1091 f.).
11 Zum Inkrafttreten siehe bereits Fußn. 5.
12 BT-Drs. 19/7375, S. 51.
13 BT-Drs. 19/7375, S. 51.
14 BT-Drs. 19/7375, S. 52.
15 BT-Drs. 19/7375, S. 52.
16 BT-Drs. 19/7375, S. 53.
17 BT-Drs. 19/7375, S. 52.
18 BT-Drs. 19/7375, S. 53.
19 Das Festlegungsverfahren wird bei der BNetzA unter dem Az. PGMF-8116- EnWG § 13 j geführt, vgl. ABl. BNetzA v. 7. 8. 2019, S. 1566.
20 BT-Drs. 19/7375, S. 53.
21 BT-Drs. 19/7375, S. 58.
22 BT-Drs. 19/7375, S. 52.
23 BT-Drs. 19/7375, S. 53.
24 Analog zur bestehenden Regelung künftig in § 13 a Abs. 2 Satz 2 Nr. 5 EnWG n. F.
25 BT-Drs. 19/7375, S. 53.
26 BT-Drs. 19/7375, S. 53.
27 BT-Drs. 19/7375, S. 58.
28 BT-Drs. 19/7375, S. 53.
29 BT-Drs. 19/7375, S. 52.
30 BT-Drs. 19/7375, S. 54.
31 BT-Drs. 19/7375, S. 54.
32 BT-Drs. 19/7375, S. 54.
33 BT-Drs. 19/7375, S. 54.
34 Vgl. zu § 9 EEG 2017: Scholz, in: Berliner Kommentar zum Energierecht, 4. Aufl. (2018), § 9 EEG, Rdnr. 14; speziell zu Solaranlagen: Clearingstelle EEG, Hin- weis vom 18. 8. 2014,2013/13, Rdnr. 11; zum Stromsteuerrecht: BFH, Urt. v. 7. 6. 2011 – VII R 55/09, CuR 2011, 132.
35 OLG Düsseldorf, Beschl. v. 28. 4. 2015 – VI-3 Kart 312/12 (V), juris Rdnr. 120 ff.; ebenso Baumbach, in: Elspas/Graßmann/Rasbach, Kommentar zum EnWG, 1. Aufl. (2018), § 13 aEnWG, Rdnr. 3.
36 BGH, Urt. v. 23. 10. 2013 – VIII ZR 262/12, REE 2013, 226 (228); Schumacher, in: Berliner Kommentar zum Energierecht (o. Fußn. 34), § 3 EEG, Rdnr. 24 und 27.
37 BT-Drs. 19/7375, S. 55.
38 BT-Drs. 19/7375, S. 55.
39 BT-Drs. 19/7375, S. 55.
40 Siehe nachfolgenden Abschnitt 4.
41 BT-Drs. 19/7375, S. 58.
42 BNetzA, Festlegung vom 30. 10. 2012 – BK6-11-098, Tenorziffer 5 und 7 (in- soweit von der Rechtsprechung nicht beanstandet, vgl. OLG Düsseldorf, Beschl. v. 28. 4. 2015 – VI-3 Kart312/12(V), juris Rdnr. 176).
43 Gabler, in: Baumann/Gabler/Günther (o. Fußn. 8), § 15 EEG, Rdnr. 47 ff. (m. w. N.).
44 BT-Drs. 19/7375, S. 56.
45 BT-Drs. 19/7375, S. 56.
46 BT-Drs. 19/7375, S. 56.
47 BT-Drs. 19/7375, S. 56.
48 BT-Drs. 19/7375, S. 56.
49 BT-Drs. 19/7375, S. 56.
50 BT-Drs. 19/7375, S. 56.
51 Danach ist zweifelsfrei der Anschlussnetzbetreiber anspruchsverpflichtet (§ 15 Abs. 1 Satz 1 EEG 2017) und hat, sofern die Ursache für das Einspeisemanage- ment in einem anderen Netzliegt, gegen dessen Betreiber einen entsprechenden Rückgriffsanspruch (§ 15 Abs. 1 Satz 3 EEG 2017).
52 BT-Drs. 19/7375, S. 56.
53 BT-Drs. 19/7375, S. 56.
54 BT-Drs. 19/7375, S. 57.
55 BT-Drs. 19/7375, S. 57.
56 Für EE-/KWK-Anlagen, die vor dem 1. 1. 2012 in Betrieb genommen worden sind, ist § 13a Abs. 2 Satz 3 Nr. 5 EnWG n. F. mit der Maßgabe anzuwenden, dass für die Bestimmung desangemessenen finanziellen Ausgleichs 100 % der ent- gangenen Einnahmen anzusetzen sind (§ 118 Abs. 25 a Satz 2 EnWG n. F.). Die Übergangsregelung des § 100 Abs. 2 Satz 1 Nr. 10EEG 2017 in Verbindung mit § 66 Abs. 1 Nr. 5 a EEG 2012 in der am 31. 7. 2014 geltenden Fassung wird insoweit fortgeschrieben.
57 BT-Drs. 19/7375, S. 57.
58 BNetzA, Leitfaden zum Einspeisemanagement (Version 3.0, Stand: Juni 2018).
59 BT-Drs. 19/7375, S. 57.
60 Bei EE-Anlagen mit Einspeisevergütung ist stattdessen die entgehende Ein- speisevergütung anzusetzen.
61 BT-Drs. 19/7375, S. 57.
62 BT-Drs. 19/7375, S. 94.
63 Dazu bereits in Fußn. 56.
64 Ruttloff, NVwZ 2015, 1086 unter Bezugnahme auf OLG Düsseldorf, Beschl. v. 28. 4. 2015 – VI-3 Kart 313/12(V), ZNER 2015, 367.
65 Die EU-EltVO spricht hier von „Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden“.
66 In der englischen Fassung: „significantly disproportionate costs“. Die un- gewöhnliche Steigerung der „unverhältnismäßigen Kosten“ basiert auf dem vom Verordnungsgeberbeabsichtigten Stufenverhältnis zum Redispatch hoch- effizienter KWK-Anlagen. Dort werden – leicht abgeschwächt – immer noch „disproportionate costs“ (unverhältnismäßige Mehrkosten) verlangt (Art. 13 Abs. 6 lit. b) EU-EltVO).
67 Scholz, in: Berliner Kommentar zum Energierecht (o. Fußn. 34), § 9 EEG, Rdnr. 13, 30; zum Wahlrecht der Betreiber von Solaranlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 30kW: Scholz, in: Berliner Kommentar zum Energie- recht (o. Fußn. 34), § 9 EEG, Rdnr. 35.
68 Vgl. Art. 5 Nr. 2 NABEG 2.0, die entsprechende Regelung sei „aufgrund der Überführung der Vorschriften zum Einspeisemanagement in den Redispatch entbehrlich“, BT-Drs.19/7375, S. 86.
69 Ruffert, in Calliess/Ruffert, Kommentar zum EUV/AEUV, 5. Aufl. (2016), Art. 288 AEUV, Rdnr. 20.
70 EuGH, Urt. v. 10. 10. 1973 – Rs. 34/73, Slg. 1973, 981 (990) [Fratelli Variola S. p. A./ Amministrazione italiana delle Finanze].
71 Grundlegend EuGH, Urt. v. 28. 3. 1985 – Rs. 272/83, Slg. 1985, 1066 (1074) [Kommission/Italien]; ferner EuGH, Urt. v. 31. 1. 1978 – Rs. 94/77, Slg. 1978, 101 (115) [Zerbone]; EuGH, Urt. v. 14. 10. 2004 – Rs. C-113/02, Slg. 2004, I-9707 (I-9727) [Kommission/Niederlande]; EuGH, Urt. v. 15. 11. 2012 – Rs. C-539/10 P und C-550/ 10 P, Rdnr. 87 [Al-Aqsa/Rat], abrufbar unter www.curia.eu.
72 EuGH, Urt. v. 28. 3. 1985 – Rs. 272 /83, Slg. 1985, 1066 (1074) [Kommission/Italien].
73 Schroeder, in: Streinz, Kommentar zum EUV/AEUV, 3. Aufl. (2018), Art. 288 AEUV, Rdnr. 44.
74 In diese Richtung Nettesheim, in Grabitz/Hilf/Nettesheim, Das Recht der Euro- päischen Union, 67. Ergänzungslieferung (06/2019), Art. 291 AEUV, Rdnr. 17.
75 EuGH, Urt. v. 4. 4. 1974 – Rs. 167/73, Slg. 1974, 360 (371) [Kommission/Frankreich].

References: § 13
 § 13
 § 12
 § 66
 § 14
 § 13
 § 13
 § 13
 § 3
 § 3
 § 11
 § 13
 § 13
 § 13
 § 11
 § 13
 § 3
 § 13
 § 13
 § 1
 § 2
 § 8
 § 8
 § 3
 § 13
 § 13
 § 13
 § 13
 § 13

§ 13
 § 14
 § 14
 § 9
 § 3
 § 3
 § 13
 § 3
 § 117
 § 10
 § 9
 § 14
 § 14

§ 13
 § 13
 § 13
 § 14

§ 13
 § 13
 § 13
 § 14
 § 13
 § 29
 § 13
 § 15
 § 15
 § 13
 § 14
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 § 20
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 § 21
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 § 15
 § 13
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 § 14
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 § 59
 § 13
 § 13
 § 15
 § 13
 § 15
 § 15
 § 13
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 § 3
 § 3
 § 15
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 Art. 13
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 § 13
 Art. 13
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 Art. 13
 Art. 13
 § 13
 § 13
 § 13
 Art. 13
 § 13
 Art. 13
 Art. 13
 Art. 13
 Art. 288
 Art. 288
 Art. 64
 Art. 64
 Art. 13
 Art. 62
 § 15
 § 13
 Art. 13
 Art. 13
 Art. 13
 Art. 62
 Art. 51
 Art. 13
 § 36
 Art. 25
 § 100
 Art. 71
 § 15
 § 13
 § 13
 § 13
 § 13
 § 9
 § 9
 § 13
 § 3
 § 15
 § 13
 § 100
 § 66
 § 9
 § 9
 Art. 5
 Art. 288
 Art. 288
 Art. 291