Source: https://www.maslaton.de/rechtsanwalt/gaswirtschaftsrecht
Timestamp: 2020-07-10 08:02:28
Document Index: 320178269

Matched Legal Cases: ['§ 17', '§ 18', '§ 20', '§ 46', 'BGH', 'BGH', '§ 1', '§ 46', '§ 17', '§ 20', '§ 17', '§ 17', '§ 17', '§ 17', '§ 18', 'BGH', '§ 17', '§ 17', '§ 17', '§ 17', '§ 17', '§ 18', '§ 18', '§ 18', '§ 1', '§ 6', '§ 2', '§ 3', '§ 2', '§ 4', '§ 18', '§ 17', '§ 20', 'BGH', '§ 22', '§ 22', '§ 22', '§ 1', '§ 20', '§ 20', '§ 17', '§ 20', '§ 8', '§ 20', '§ 3', '§ 4', '§ 7', '§ 20', '§ 32', '§ 31', '§ 33', '§ 33', '§ 33', '§ 17', '§ 33', '§ 33', 'BGH', '§ 33', '§ 33', '§ 34', '§ 33', '§ 22', '§ 3', '§ 20', '§ 8', '§ 20', '§ 8', '§ 15', '§ 4', '§ 20', '§ 4', 'BGH', '§ 7', '§ 7', '§ 20', '§ 20', '§ 36', '§ 1', '§ 8', '§ 8', '§ 21', '§ 1', '§ 21', '§ 21', '§ 5', '§ 4', '§ 46', '§ 46', 'BGH', 'BGH', '§ 3', '§ 61', '§ 60', '§ 19', '§ 5', '§ 3', '§ 19']

Gaswirtschaftsrecht - MASLATON Rechtsanwaltsgesellschaft mbH
> Startseite > Rechtsgebiete > Gaswirtschaftsrecht
A. Die Beschaffenheit des Gasmarktes
Die Beschaffenheit des Gasmarktes
Die Regulierung der Gaswirtschaft
Netzanschluss in höheren Druckstufen, § 17 EnWG
Niederdruckanschlussverordnung (kurz: NDAV) gemäß § 18 EnWG
Netzzugang: Gasnetzzugangsverordnung (kurz: GasNZV)
Vorrangregelungen für Biogasanlagen bei Netzanschluss/-zugang nach der GasNZV
Bilanzkreismodell zur Abwicklung des Gashandels
GaBi Gas 2.0: Das Ausgleichs- und Bilanzierungssystem
Gasnetzentgeltverordnung (kurz: GasNEV)
Besondere Bestimmungen bei der Netzentgeltbildung für Biogas, § 20a GasNEV
Anreizregulierungsverordnung (kurz: ARegV)
Gasgrundversorgungsverordnung (kurz: GasGVV)
Gaskonzessionen, § 46 EnWG
Rechtsrahmen für Power-to-Gas
Die Integration regenerativer Energien und die Sicherstellung der Versorgungssicherheit sind stützende Eckpfeiler der Energiewende in Deutschland. Beim Übergang in das regenerative Zeitalter wird der Energieträger Gas eine wichtige Rolle spielen. Erdgas ist mit einem Anteil von circa 23% am deutschen Energiemix neben Erdöl, Kohle und erneuerbaren Energien einer der bedeutendsten Energieträger. Es wird hauptsächlich zur Wärmebereitstellung und zur Stromerzeugung genutzt. Gas wird daneben auch in der Mobilität und als Speichermedium eingesetzt. Der größte Teil des Erdgases, das in Deutschland verbraucht wird, wird im Ausland gefördert und muss importiert werden. Auf der Importebene bündeln wenige Energieversorgungsunternehmen die Importaktivitäten. Hingegen agieren auf der Verteilungsstufe auf regionaler und kommunaler Ebene zahlreiche Unternehmen, die zumeist als Stadtwerke für die Versorgung der Letztverbraucher mit Gas wahrnehmen.
Der Anteil von Biogas und Biomethan am Energiemix wird aus Gründen des Klima- und Umweltschutzes mithilfe des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (kurz: EEG) gefördert. 2014 entsprach die Biogasproduktion in Deutschland etwa 20% der Erdgasimporte aus Russland. Jedoch kam der Markt für die Errichtung von Neuanlagen zur Erzeugung von Biogas und Biomethan durch die Einschränkung der Förderung im novellierten EEG 2014 weitestgehend zum Erliegen.
Der Gasmarkt sollte, wie auch der Strommarkt, durch die Liberalisierung im Jahr 1998 für den Wettbewerb geöffnet werden. Verbraucher erhielten fortan das Recht, ihren Gasanbieter frei wählen zu können. Zudem sollten neue Gasanbieter einen freien Zugang zum Netz erhalten. Um den gewünschten Wettbewerb auf der Anbieterseite durchzusetzen, wurde der Bundesnetzagentur im Jahr 2005 die Aufsicht über das deutsche Gasnetz übertragen. Die Marktteilnehmer haben einen Anspruch auf einen regulierten, diskriminierungsfreien Zugang zum Gasnetz. Zudem müssen Netzbetrieb und Gashandel unabhängig voneinander umgesetzt werden („Unbundling“). Insoweit gliedert sich die Wertschöpfungskette der Gaswirtschaft in die Produktion bzw. Import des Gases, den weiträumigen Transport, die kleinräumige Verteilung, das Messwesen und den Gashandel.
Der Gasmarkt bzw. Gashandel ist in Deutschland seit dem Jahr 2011 in zwei Marktgebiete, Gaspool und NetConnect Germany, unterteilt. Marktgebiete sind virtuelle Zusammenschlüsse mehrerer Gasnetzbetreiber zu einer Regulierungszone vergleichbar den Regelzonen im Strommarkt. Gaslieferverträge werden zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität durch Bilanzkreise abgewickelt, die die Einspeisung und Ausspeisung der Gasmengen erfassen. Der Bilanzkreisverantwortliche, der in der Regel der Energiehändler ist, muss mit Gaspool und/oder NetConnect Germany einen Bilanzkreisvertrag geschlossen haben.
Bislang orientierte sich der Gaspreis aufgrund langjähriger Lieferverträge und zur Schaffung von Investitionssicherheit am Ölpreis. Diese vorherrschende Ölpreisbindung spielt auf dem Gasmarkt seit einigen Jahren nur noch eine untergeordnete Rolle. Zum Teil liegt das an einem momentan vorherrschenden Überangebot an Gas auf den globalen Märkten, das sich auf den sogenannten „Schiefergas-Boom“ in den USA zurückführen lässt. Mit der Schiefergas-Förderung durch das Fracking haben sich die USA zum größten Erdgasproduzenten der Welt entwickelt.
Zum anderen hat der Bundesgerichtshof (kurz: BGH) am 24.03.2010 in einem Grundsatzurteil entschieden, dass Gasversorger in Verbraucherverträgen ihre Preise nicht mehr ausschließlich an die Entwicklung des Ölpreises binden dürfen, und hohe rechtliche Anforderungen an Preisanpassungsklauseln gestellt. Die bis dahin in den mit den Verbrauchern geschlossenen Gaslieferverträgen enthaltenen Preisänderungsklauseln sind nach dem Recht der allgemeinen Geschäftsbedingungen unwirksam. Auch als sogenannte „Spannungsklausel“ tauge die Ölpreisbindung nicht, da ein im Wettbewerb über Angebot und Nachfrage gebildeter Marktpreis für Erdgas bisher schon nicht feststellbar sei. Jedenfalls sei die Ölpreisentwicklung untauglich, die Entwicklung eines im Wettbewerb gebildeten Gaspreises überhaupt nur zu prognostizieren. Ferner entschied der BGH mit zwei Urteilen vom 14.05.2014, dass die Ölpreisbindung in Gaslieferverträgen im unternehmerischen Geschäftsverkehr unter bestimmten Bedingungen nach wie vor zulässig sei. Im Rahmen der rechtlichen Beratung spielen insgesamt die Beratung bei Abschluss von langfristigen Gaslieferverträgen, die Haftung des Bilanzkreisverantwortlichen, Haftung und Verantwortung für fehlerhafte Messungen sowie die Überprüfung von Preisanpassungsklauseln eine wesentliche Rolle.
B. Die Regulierung der Gaswirtschaft
Der Gasmarkt wird in Deutschland durch das Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz – kurz: EnWG) und den darauf basierenden Verordnungen reguliert und gerade das Unbundling von Netzbetrieb und Gashandel umgesetzt. Gegenstand des EnWG ist gemäß § 1 die möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Strom oder Gas und umfasst auch Regelungen zur Vergabe von Strom- bzw. Gaskonzessionen nach § 46 EnWG (siehe dazu weiter unten). Weiterhin soll ein wirksamer und unverfälschter Wettbewerb bei der Versorgung u.a. mit Gas sichergestellt werden.
Wesentlich für die Netzregulierung und den Netzzugang sind ferner die Vorgaben durch die Bundesnetzagentur (kurz: BNetzA). Weitestgehend von den Regulierungsbestimmungen des EnWG ausgenommen sind Direktleitungen, Kundenanlagen, Kundenanlagen zur betrieblichen Eigenversorgung sowie geschlossene Verteilernetze, wobei das Vorliegen der Voraussetzungen im Einzelfall zu prüfen ist.
I. Energiewirtschaftsgesetz
Mit der Novellierung des EnWG im Jahr 2003 wurde die Gleichsetzung von Strom und Gas gesetzlich geregelt und das sogenannte „Unbundling“ von Gasnetz und Gashandel vollzogen. Die zweite Novellierung des EnWG im Jahr 2005 zur Umsetzung der Richtlinie 98/30/EG des Europäischen Parlaments und des Rates zu gemeinsamen Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt (Erdgasbinnenmarktrichtlinie) brachte eine Regulierung des Netzzugangs. §§ 17 Abs. 1, 18 Abs. 1 EnWG regeln als zentrale Normen den diskriminierungsfreien Netzanschluss und verpflichten Betreiber von Energieversorgungsnetzen, Letztverbraucher und Erzeugungsanlagen an ihr Netz anzuschließen.
Neben dem Netzanschluss ist in §§ 20 ff. EnWG der Netzzugang geregelt. Das EnWG unterscheidet somit Netzanschluss und Netzzugang und trägt damit der europarechtlich eingeleiteten Entflechtung des Netzbetriebs von den Bereichen Energieerzeugung und Energievertrieb Rechnung. Insgesamt haben diese Neuregelungen dazu geführt, dass aus dem klassischen Zweipersonenverhältnis zwischen dem Energieversorger und dem Letztverbraucher ein Drei- bis Vierpersonenverhältnis bestehend aus mindestens Gaslieferant, Netzbetreiber und Letztverbraucher geworden ist, das durch mehrere Verträge und gesetzliche Schuldverhältnisse gekennzeichnet ist.
II. Netzanschluss
1. Netzanschluss in höheren Druckstufen, § 17 EnWG
Der Netzanschluss gemäß § 17 Abs.1 EnWG bildet die tatsächliche und rechtliche Voraussetzung für den Netzzugang. § 17 Abs. 1 EnWG ist die Grundnorm des Netzanschlussanspruchs und verpflichtet Betreiber von Energieversorgungsnetzen, folglich also auch Betreiber von Gasversorgungsnetzen, Letztverbraucher, gleich- oder nachgelagerte Gasversorgungsnetze und -leitungen sowie Erzeugungs- und Speicheranlagen zu angemessenen, diskriminierungsfreien und transparenten Bedingungen an ihr Netz anzuschließen.
§ 17 schafft die maßgebliche Verpflichtung zum Anschluss von Anschlusspetenten insbesondere in höheren Druckstufen (höher als Niederdruck), da der Anschluss von Letztverbrauchern an Gasversorgungsnetze der allgemeinen Versorgung in Niederdruck entsprechend § 18 EnWG in der Verordnung über allgemeine Bedingungen für den Netzanschluss und dessen Nutzung für die Gasversorgung in Niederdruck (Niederdruckanschlussverordnung – kurz: NDAV) besonders geregelt ist (dazu siehe weiter unten).
Auf welcher Druckstufe der Netzanschluss erfolgen soll, war lange Zeit umstritten. Der BGH gestand in einem Beschluss (Beschl. v. 23.6.2009 – Az.: EuVR 48/08) dem Anschlussnehmer das Wahlrecht zu, gemäß § 17 Abs. 1 EnWG die Netzebene frei wählen zu können. Die Anschlusskosten müssen dabei grundsätzlich dem Verursachungsprinzip entsprechen und sind vom Anschlussnehmer selbst zu tragen. Dem Anschlussnehmer steht darüber hinaus ein Wahlrecht zu, ob er den Anschlussnetzbetreiber oder einen fachkundigen Dritten mit der Herstellung des Netzanschlusses beauftragen möchte. Die Herstellung des Anschlusses erfolgt schließlich nach den Netzanschlussbedingungen, die der Netzbetreiber diskriminierungsfrei zu regeln hat.
Das Netzanschlussverhältnis im Sinne des § 17 Abs. 1 EnWG zwischen dem den Anschluss Begehrenden und dem Anschlussnetzbetreiber wird durch einen Netzanschlussvertrag begründet. Dieses Netzanschlussverhältnis ist – wie obenstehend dargelegt – an zahlreiche Bedingungen geknüpft. Der Gesetzgeber hat bislang allerdings keine Verordnung erlassen, die den Netzanschluss nach §§ 17 ff. EnWG detaillierter ausgestaltet und etwaige Rechtsfragen klärt. Demnach kann in der Praxis häufig strittig sein, was angemessene, diskriminierungsfreie und transparente Netzanschlussbedingungen sind. Das führt dazu, dass die Vertragsinhalte im Einzelnen zwischen Netzbetreiber und Anschlussnehmer ausverhandelt werden müssen. Wichtig ist es daher, abzuschließende Netzanschlussverträge sorgfältig ausarbeiten und rechtlich prüfen zu lassen.
Letztlich kann der Netzbetreiber gemäß § 17 Abs. 2 EnWG den Netzanschluss verweigern. Dieses Verweigerungsrecht ist ein in der Rechtspraxis häufig vorkommendes Problem, da hier die wirtschaftlichen Interessen des Anschlusspetenten und des Netzbetreibers kollidieren können. Um den Netzanschluss verweigern zu können, muss der Netzbetreiber gemäß § 17 Abs. 2 EnWG nachweisen, dass ihm die Gewährung des Netzanschlusses aus betriebsbedingten oder sonstigen wirtschaftlichen oder technischen Gründen nicht möglich oder nicht zumutbar ist. Fraglich ist in diesem Zusammenhang insbesondere, was dem Netzbetreiber noch zumutbar ist. Hierbei liegt die Darlegungs- und Beweislast beim Netzbetreiber. Die Ablehnung muss in Textform begründet werden. Eine rechtliche Bewertung bedarf immer der umfassenden Berücksichtigung der konkreten Umstände im Einzelfall.
Die Durchsetzung der Anschlusspflicht ist auf ordentlichem Rechtswege möglich. Wir begleiten Sie gerne umfassend beratend und prozessual bei Ihrem Vorhaben.
2. Niederdruckanschlussverordnung (kurz: NDAV) gemäß § 18 EnWG
Die auf § 18 EnWG fußende NDAV hat die zuvor geltende Verordnung über die allgemeinen Bedingungen für die Gasversorgung von Tarifkunden (kurz: AVBGasV) mit Inkrafttreten am 01.11.2006 abgelöst und wurde zuletzt am 11.12.2014 (BGBl. I S. 2010) geändert. Sie regelt die allgemeinen Bedingungen, zu denen Netzbetreiber nach § 18 Abs. 1 EnWG jedermann in Niederdruck an ihr Gasversorgungsnetz der allgemeinen Versorgung anzuschließen und den Anschluss zur Entnahme von Gas zur Verfügung zu stellen haben, vgl. § 1 NDAV.
Die betroffenen Betreiber von Gasversorgungsnetzen sind verpflichtet, allgemeine Bedingungen für den Netzanschluss zu veröffentlichen und zu diesen Bedingungen jedermann an ihr Netz anzuschließen sowie die Anschlussnutzung zur Entnahme von Gas zu gestatten. Um den Anschluss in diesem Sinne zu gewährleisten, ist der Netzbetreiber grundsätzlich verpflichtet, den Anschluss herzustellen, vgl. § 6 Abs. 1 NDAV. Diese Pflichten bestehen nicht, wenn der Anschluss oder die Anschlussnutzung dem Netzbetreiber aus wirtschaftlichen Gründen nicht zumutbar ist (Netzanschlussverweigerungsrecht).
Sowohl das EnWG als auch die NDAV unterscheiden an dieser Stelle ausdrücklich zwischen Netzanschluss (vgl. §§ 2 Abs. 1, 6 Abs. 1 NDAV) und Anschlussnutzung (§§ 3 Abs. 1, 16 Abs. 1 NDAV). Der Netzanschluss bezeichnet die technische Anbindung von Kundenanlagen an ein Netz der allgemeinen Versorgung. Die Anschlussnutzung ist die Entnahme von Gas aus dem öffentlichen Netz über den Netzanschluss. In der Folge muss zwischen dem Anschlussnehmer und dem Anschlussnutzer keine Personenidentität herrschen. Praktische Bedeutung entfaltet diese Unterscheidung zwischen Netzanschluss und Anschlussnutzung insbesondere bei vermieteten Grundstücken oder Gebäuden. In diesen Konstellationen beansprucht der Eigentümer bzw. Vermieter den Netzanschluss, wohingegen der Pächter oder Mieter den Anschluss nutzt. Folglich muss der Netzanschlussnehmer die Herstellung des Netzanschlussverhältnisses mit dem Netzbetreiber mittels eines Vertrages begründen. Bei der Herstellung eines Netzanschlusses ist der Netzanschlussvertrag schriftlich abzuschließen, vgl. § 2 Abs. 2 NDAV. Der Netzanschlussvertrag muss gemäß § 4 NDAV eine zusammenhängende Aufstellung aller für den Vertragsschluss oder die Anschlussnutzung notwendigen Angaben enthalten. Das Anschlussnutzungsverhältnis entsteht dagegen kraft Gesetzes. Dafür ist also kein Vertrag erforderlich. Diese Unterscheidung zwischen Netzanschluss und Anschlussnutzung hat auch in haftungsrechtlicher Hinsicht erhebliche Bedeutung. So folgt aus § 18 NDAV eine unmittelbare Haftungsbegrenzung in Niederdruck Gas, da hier im Anschlussnutzungsverhältnis kein pflichtenbegründender Vertrag erforderlich ist.
Weiterhin stellt die NDAV detaillierte Anforderungen an die Gestaltung des Netzanschlussverhältnisses zwischen Anschlusspetent und Netzbetreiber. Die Bestimmungen sind umfassend, bindend und lassen im Gegensatz zum Anschluss nach § 17 Abs. 1 EnWG wenig Handlungsspielraum für die Ausgestaltung des Anschlussverhältnisses. Lediglich über die die NDAV ergänzenden Regeln bekommt der Netzbetreiber einen erweiterten Handlungsspielraum. Nach § 20 NDAV ist er berechtigt, in Form von Technischen Anschlussbedingungen (kurz: TAB) weitere technische Anforderungen an den Netzanschluss und andere Anlagenteile sowie an den Betrieb der Anlage einschließlich der Eigenanlage festzulegen. Dies aber auch nur, soweit es aus Gründen der sicheren und störungsfreien Versorgung notwendig ist.
Dem Netzbetreiber kommt mit Verweis auf die Technischen Anschlussbedingungen jedoch kein Vorrang bei der Auswahl zwischen mehreren technisch unbedenklichen Anordnungsmöglichkeiten für Messeinrichtungen zu. So hat der BGH jüngst in einem Beschluss (Beschl. v. 14.4.2015 – Az.: EnVR 45/13) die Anschlussnehmerrechte gestärkt, indem er dem Verlegungsverlangen des Anschlussnehmers nach § 22 Abs. 2 S. 5 NAV/NDAV stattgegeben hat. Zwar kann grundsätzlich der Netzbetreiber nach § 22 Abs. 2 S. 1 NAV/NDAV den Anbringungsort von Messeinrichtungen bestimmen. Nach § 22 Abs. 2 S. 5 NAV/NDAV ist er aber verpflichtet, auf Verlangen des Anschlussnehmers einer Verlegung der Messeinrichtung zuzustimmen, wenn dies ohne Beeinträchtigung einer einwandfreien Messung möglich ist.
Von daher gilt es stets zu prüfen, ob die technischen Anschlussbedingungen missbräuchlich ausgestaltet werden. Ein solches missbräuchliches Verhalten läge beispielsweise dann vor, wenn die aktuellen technischen Regelungen der Fachverbände nicht eingehalten werden. Selbst wenn diese Regelungen eingehalten werden, bleibt zu prüfen, ob die Regelungen technisch notwendig und diskriminierungsfrei sind sowie die berechtigten Interessen des Anschlussnehmers wahren. Sollten bei der Vertragsgestaltung zum Netzanschluss Fragen aufkommen, stehen wir Ihnen mit unserer jahrelangen Expertise in der Energiebranche gerne beratend zur Seite.
III. Netzzugang: Gasnetzzugangsverordnung (kurz: GasNZV)
Der Netzzugang, der durch den Netzanschluss oder die Anschlussnutzung bedingt wird, ist die Nutzung des öffentlichen Netzes für die Beförderung bzw. den Transport von Energie. Begriffe wie Netznutzung, Durchleitung oder Transport beschreiben auf synonyme Weise denselben Sachverhalt.
Aufbauend auf der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes wurde am 25.07.2005 die „Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen“ (Gasnetzzugangsverordnung – kurz: GasNZV) veröffentlicht. Die GasNZV dient der Verbesserung des flächendeckenden Wettbewerbs auf dem Gasmarkt. Sie regelt nach § 1 die Bedingungen, zu denen die Netzbetreiber den Netzzugangsberechtigten im Sinne des § 20 Abs. 1 EnWG Zugang zu ihren Leitungsnetzen gewähren müssen, einschließlich der Einspeisung von Biogas sowie des Anschlusses von Biogasanlagen an die Leitungsnetze. Ferner regelt sie die Vorgehensweise bei einem Lieferantenwechsel zur Umsetzung der Wahlfreiheit des Verbrauchers. Folglich dient die GasNZV der Verwirklichung eines diskriminierungsfreien Zugangs zu den Gasnetzen und stellt somit eine der wesentlichen Voraussetzungen für die Schaffung von Wettbewerb in der leitungsgebundenen Gaswirtschaft dar. Der Gesetzgeber hat hiermit den Netzzugang gemäß §§ 20 ff. EnWG anders als den Netzanschluss nach § 17 Abs. 1 EnWG per Verordnung ausführlich geregelt.
Der Netzzugang erfolgt auf vertraglicher Basis. Im Hinblick auf die Gasversorgung wurde auf der Anbieterseite das „Entry-Exit-Modell“ bzw. Zweivertragsmodell eingeführt, wonach Gaslieferanten mit den jeweiligen Netzbetreibern einen Einspeise- und Ausspeisevertrag schließen, vgl. § 20 Abs. 1b EnWG. Hierdurch soll jedermann, der Gas liefern oder mit Gas beliefert werden möchte, der Zugang zum gesamten deutschen Gasnetz ermöglicht werden.
Seit dem 17.11.2006 ist das Zweivertragsmodell als das einzig anzuwendende Netzzugangsmodell festgelegt. Es hat das zuvor geltende Transportpfadmodell abgelöst. Dabei wird das Gas an Einspeisepunkten in das Netz eingespeist und an Ausspeisepunkten entnommen. An diesen Punkten müssen die Netzbetreiber Ein- und Ausspeisekapazitäten anbieten, die vorher im Internet bekannt gegeben werden müssen. Begehrt ein Großhändler, Gaslieferant oder Letztverbraucher (Transportkunde) den Transport von Gas über das Gasnetz, muss er zunächst beim jeweiligen Einspeise- und Ausspeisenetzbetreiber die Gasmengen buchen, die er an einem Punkt in das Versorgungsnetz einspeisen und an einem anderen Punkt wieder ausspeisen möchte. Die Transportkapazität wird im Rahmen der Ein- und Ausspeiseverträge im Voraus festgelegt.
Die Netzbetreiber müssen dafür die von den Transportkunden bereitgestellten Gasmengen an den vom Transportkunden benannten Einspeisepunkten übernehmen und an den benannten Ausspeisepunkten eines Marktgebietes übergeben. Die übergeordneten Fernleitungsnetzbetreiber haben dafür frei zuordenbare Kapazitäten anzubieten, die es ermöglichen, die von den Netzbetreibern an den Netzkopplungsstellen gebuchten Ein- und Ausspeisekapazitäten ohne Festlegung eines Transportfades zu nutzen. Den Transportkunden ist es somit zu ermöglichen, die auf diese Weise bereitgestellten Ein- und Ausspeisekapazitäten unabhängig voneinander – d.h. diese müssen physisch nicht identisch sein –, in unterschiedlicher Höhe und zeitlich voneinander abweichend zu buchen, vgl. § 8 GasNZV. Der Handel von Gas erfolgt dabei unabhängig vom Besitz von Kapazitäten, wodurch es zu einer strikten Trennung zwischen Handel und Transport kommt.
Die gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zu schließenden Einspeise- und Ausspeiseverträge (Netzzugangsverträge) zwischen einem Transportkunden und den jeweiligen Ein- und Ausspeisenetzbetreibern müssen bestimmte Anforderungen erfüllen, vgl. § 3 GasNZV. Innerhalb der Netzzugangsverträge sind die Rechte und Pflichten, die den Netzzugang betreffen, einschließlich des zu entrichtenden Entgelts zu regeln (zu den Netzentgelten siehe weiter unten). Ferner müssen diese Verträge Allgemeine Geschäftsbedingungen enthalten, die den Mindestanforderungen gemäß § 4 GasNZV entsprechen. Weiterhin sind Netzbetreiber verpflichtet, mit anderen Netzbetreibern, mit deren Netzen sie über einen Netzkopplungspunkt verbunden sind, Netzkopplungsverträge abzuschließen. Anforderungen an diese Verträge normiert § 7 GasNZV. Zu beachten ist in diesem Zusammenhang, dass Verstöße gegen die Zugangsregelungen der GasNZV im Sinne des § 20 Abs. 1 EnWG einen Anspruch des Betroffenen auf Unterlassung oder Schadensersatz gemäß § 32 Abs. 1 EnWG gegenüber dem Netzbetreiber begründen können.
IV. Vorrangregelungen für Biogasanlagen bei Netzanschluss/-zugang nach der GasNZV
Teil 6 der GasNZV regelt die Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz, vgl. § 31 GasNZV. Zunächst muss ein potentieller Anschlussnehmer einen Antrag auf Anschluss seiner Biogasaufbereitungsanlage an den Netzbetreiber richten, vgl. § 33 Abs. 1 GasNZV. Der Netzbetreiber ist daraufhin verpflichtet, die erforderlichen und wirtschaftlich zumutbaren Maßnahmen im Netz zu ergreifen, um den Anschluss zu ermöglichen. Insbesondere sieht § 33 Abs. 1 GasNZV vor, dass Anlagen zur Aufbereitung von Biogas gegenüber anderen potentiellen Anschlussnehmern vorrangig anzuschließen sind. Die Kosten für den Netzanschluss trägt zu drei Vierteln der Netzbetreiber, wobei die Beteiligung des Anschlusspetenten bei 250.000 Euro gedeckelt ist. Soweit eine Verbindungsleitung eine Länge von zehn Kilometern überschreitet, hat der Anschlussnehmer die Mehrkosten zu tragen. Der Netzbetreiber hat daraufhin das Anschlussbegehren zu prüfen. Der Anschlussnehmer trägt die Kosten der Anschlussprüfung, vgl. § 33 Abs. 5 GasNZV. Nach einer positiven Entscheidung im Rahmen der Netzanschlussprüfung muss der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer ein verbindliches Vertragsangebot unterbreiten, welches die Zusicherung einer bestimmten Mindesteinspeisekapazität umfasst. Eine Ablehnung des Antrags muss er auf Gründe nach § 17 Abs. 2 EnWG stützen und diese nachweisen, vgl. § 33 Abs. 8 GasNZV.
Der Netzbetreiber hat gemäß § 33 Abs. 7 S. 1 GasNZV nach Abschluss des Netzanschlussvertrages in Zusammenarbeit mit dem Anschlussnehmer unverzüglich die Planung des Netzanschlusses der Biogasaufbereitungsanlage durchzuführen. Des Weiteren muss der Netzbetreiber den Netzanschluss auf Grundlage der gemeinsamen Planung unverzüglich selbst oder durch einen Dritten erstellen. Hierzu muss zusammen mit dem Netzanschlussvertag auf Grundlage der gemeinsamen Planung ein sogenannter Realisierungsfahrplan über Inhalt, zeitliche Abfolge und Verantwortlichkeit von Netzbetreiber und Anschlussnehmer für die einzelnen Schritte zur Herstellung des Netzanschlusses und der gesicherten Einspeisekapazität, einschließlich der Rückspeisung in vorgelagerten Netze vereinbart werden. Der Realisierungsplan muss angemessene Folgen bei Nichteinhaltung der wesentlichen, insbesondere zeitlichen, Vorgaben vorsehen. Der Netzbetreiber ist weiterhin verpflichtet, die Kapazität seines Netzes zu erhöhen, um die Aufnahmefähigkeit von Biogas sicherzustellen.
In der Rechtsanwendung spielte der Vorrang-Anschluss von Biogasanlagen bereits eine Rolle. Der BGH hat in einem Beschluss vom 11.12.2012 (Az.: EnVR 8/12) entschieden, dass beim Anschluss einer Biogasaufbereitungsanlage der Netzbetreiber verpflichtet ist, in seine Anschlussprüfungen nach § 33 Abs. 1 S. 1 GasNZV auch die Rückspeisung von Biogas in vorgelagerte Netze über eine Abzweigung hinter der Netzanschlussanlage („Y-Lösung“) einzubeziehen. Dabei ist die Verbindungsleitung zwischen der Netzanschlussanlage und dem vorgelagerten Netz („Bypass“) jedenfalls wie eine kapazitätserweiternde Maßnahme gem. § 33 Abs. 10 in Verbindung mit § 34 Abs. 2 S. 3 GasNZV anzusehen. Ferner beinhalten die Regelungen des § 33 GasNZV eine Vielzahl von rechtlichen Schwierigkeiten, die beispielsweise damit zusammenhängen, ob eine zeitgleiche Vorlage eines Realisierungsfahrplanes mit dem Netzanschlussvertrag überhaupt möglich ist, wie zu verfahren ist, wenn kein Realisierungsfahrplan vereinbart wurde, und ob die Rückzahlung der 250.000 EUR der Anschlusskosten durch den Netzbetreiber bei Verfehlen des vereinbarten Netzanschlusstermins auf den tatsächlich eingetretenen Verzugsschaden angerechnet werden. Gerne beraten wir Sie hierbei.
1. Bilanzkreismodell zur Abwicklung des Gashandels
Gashandel und –transport erfolgen zwar getrennt voneinander, sind dennoch eng miteinander verbunden. Voraussetzung für die Umsetzung des Zweivertragsmodells für den Gastransport war die Bildung von Marktgebieten und Bilanzkreisen sowie die Einrichtung eines virtuellen Handelspunktes je Marktgebiet als Handelszentrum, die es ermöglichen, Gaseinspeisungen und -entnahmen zur Erhaltung der Systemstabilität zu bilanzieren. Für den Transport und Handel sowohl von konventionellem Gas als auch von Biomethan über das Gasnetz ist daher das Bilanzierungssystem der GasNVZ gemäß §§ 22 ff. GasNZV zu beachten, das der Einbindung des Transportkunden in die Kostenverteilung des Gasversorgungssystems dient.
Marktgebiete sind virtuelle Zusammenschlüsse mehrerer Gasnetzbetreiber zu einer Regulierungszone vergleichbar den Regelzonen im Strommarkt. Sie werden von einem oder mehreren marktgebietsaufspannenden Netzbetreibern gebildet und unterhalten. Zunächst wurde der gesamte deutsche Gasmarkt in 19 Marktgebiete unterteilt; mittlerweile gibt es nur noch zwei Marktgebiete: Gaspool, in Nord- und Ostdeutschland, sowie NetConnect Germany, in West- und Süddeutschland. Innerhalb der Marktgebiete wird der Gashandel in Bilanzkreisen organisiert. Bilanzkreise sind virtuelle Energiemengenkonten, die alle tatsächlichen Einspeisungen und Entnahmen saldieren. Die Bilanzierung erfasst deshalb grundsätzlich sämtliche Gasmengen, die in Deutschland in Gasversorgungsnetze im Sinne des § 3 Nr. 12 EnWG ein- oder ausgespeist werden, also auch Biomethaneinspeisungen aus Biogasaufbereitungsanlagen. Für jeden Bilanzkreis ist ein Bilanzkreisverantwortlicher gegenüber dem Marktgebietsverantwortlichem zu benennen. Der Bilanzkreisverantwortliche ist für den Ausgleich und die Abrechnung der Differenzen zwischen den ein- und ausgespeisten Gasmengen, die dem im jeweiligen Vertrag geregelten Bilanzkreis zugeordnet werden, die Übertragung von Gasmengen zwischen Bilanzkreisen über den Virtuellen Handelspunkt und die Abrechnung der Regelenergieumlage verantwortlich. Diese Verpflichtungen der Bilanzkreisverantwortlichen werden in einem Bilanzkreisvertrag mit dem Marktgebietsverantwortlichen niedergeschrieben.
2. GaBi Gas 2.0: Das Ausgleichs- und Bilanzierungssystem
Die Vorgaben für diese Bilanzkreisverträge werden durch Festlegungsverfahren der BNetzA in Sachen Bilanzierung Gas (Umsetzung des Netzkodexes Gasbilanzierung „GaBi Gas 2.0“) standardmäßig festgelegt. Der Name GaBi Gas steht für das „Grundmodell für Ausgleichsleistungen und Bilanzierungsregeln im Gassektor“. Die BNetzA hat mit Beschluss vom 19.12.2014 (Az.: BK7-14-020) ein überarbeitetes Festlegungsverfahren zur Gasbilanzierung veröffentlicht und damit den Netzkodex nach europäischen Vorgaben umgesetzt. Damit wird das Auslgeichs- und Bilanzierungssystem im Gassektor neu geregelt. Die Festlegung beinhaltet insbesondere neue Vorgaben zur Datenmeldepflicht, Netzkontoabrechnung, Regelenergieumlage und Tagesbilanzierung sowie untertägiger Strukturierung, welche gleichermaßen das Netz, den Vertrieb und die Beschaffung betreffen. Die Festlegung richtet sich an Marktgebietsverantwortliche, Fernleitungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber gleichermaßen. Unmittelbar Auswirkungen haben diese Änderungen vor allem auf die Bilanzkreisverantwortlichen. Für sie ändern sich die Bedingungen der Bilanzkreisnutzung und damit auch die Beschaffung und der Vertrieb.
Zu den wesentlichen Änderungen gegenüber GaBi Gas 1.0 gehört vor allem die tägliche Abrechnung der Netzkonten. Bei der Abrechnung von Überspeisung (Überallokation) werden Zahlungen vom Marktgebietsverantwortlichen an den Verteilernetzbetreiber fällig. Die Schwellenwerte für die Abrechnung bei Über- und Unterspeisung können separat festgelegt werden. Durch ein tägliches Anreizsystem würde die Möglichkeit bestehen, weitere Verbesserungspotenziale bei Anwendung der SLP (Standard-Last-Profile) hervorzurufen. Durch ein neues Preissystem beim Bilanzausgleich können die Kosten der Regelenergiebeschaffung widergespiegelt werden. Bei RLM-Abnahmestellen (Registrierte-Leistungs-Messung) wird weiterhin zwischen den Fallgruppen mit und ohne Tagesband unterschieden.
Die Regelungen treten mehrheitlich zum 01.10.2015 in Kraft und werden entsprechend in der „Kooperationsvereinbarung Gas“ berücksichtigt. Die Änderungen zur Informationsbereitstellung, zu den untertägigen Verpflichtungen und zur Netzkontenabrechnung werden erst zum 01.10.2016 verpflichtend. Die Kooperationsvereinbarung Gas besteht zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen. Sie stützt sich auf § 20 Abs. 1b EnWG und § 8 Abs. 6 GasNZV. Nach § 20 Abs. 1b EnWG sind die Gasnetzbetreiber verpflichtet, zur Abwicklung des Zugangs zu den Gasversorgungsnetzen untereinander in dem Ausmaß verbindlich zusammenzuarbeiten, das erforderlich ist, damit der Transportkunde zur Abwicklung eines Transports auch über mehrere durch Netzkopplungspunkte miteinander verbundene Netze nur einen Ein- und Ausspeisevertrag abschließen muss, es sei denn, diese Zusammenarbeit ist technisch nicht möglich oder wirtschaftlich nicht zumutbar. Aus diesem Grund müssen die Gasnetzbetreiber gemeinsame Vertragsstandards für den Netzzugang entwickeln. § 8 Abs. 6 GasNZV verpflichtet daher die Gasnetzbetreiber zur Abwicklung netzübergreifender Transporte, eine Kooperationsvereinbarung abzuschließen, in der sie alle Einzelheiten ihrer Zusammenarbeit regeln, die notwendig sind, um einen transparenten, diskriminierungsfreien, effizienten und massengeschäftstauglichen Netzzugang zu angemessenen Bedingungen zu gewähren.
Insbesondere im Zusammenhang mit den zahlreichen, komplexen Neuregelungen im Zuge der GaBi Gas 2.0 und deren Implikationen beraten wir Sie gerne bei Ihrer Vertragsgestaltung.
VI. Netzentgelte
1. Gasnetzentgeltverordnung (kurz: GasNEV)
Die GasNEV regelt im liberalisierten Gasmarkt die Ermittlung der Netznutzungsentgelte für die Gasdurchleitung durch die Netze der Gasnetzbetreiber zu den Verbrauchern. Zuletzt wurde die GasNEV zum 22.08.2013 geändert (BGBl. I S. 3250, 3254). Die Verordnung konkretisiert die Methoden der Netzentgeltbildung, zu denen Betreiber von Gasversorgungsnetzen den Transportkunden Entgelte für den Zugang zu ihren Netzen in Rechnung stellen dürfen, die dann Eingang in die Einspeise- und Ausspeiseverträge finden. Die GasNEV schafft die Grundlage für die Tätigkeit der BNetzA in diesem Bereich und regelt die Veröffentlichungspflichten der Netzbetreiber. Sie gilt für alle Gasversorgungsnetze in Deutschland. Die Entgeltregulierung ist im Entry-Exit-Modell nicht vom Transportpfad abhängig, es handelt sich vielmehr um eine Umlage aller Netzkosten auf die einzelnen Einspeise- und Ausspeisepunkte, welche möglichst verursachungsgerecht erfolgen soll, vgl. § 15 GasNEV. In Teil 2 der GasNEV wird die Methode der Netzentgeltermittlung definiert, vgl. §§ 4 ff. GasNEV. Die Ermittlung der Netzentgelte ist kostenbasiert, indem die Kosten eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers als Grundlage herangezogen werden, vgl. § 20 Abs. 2 EnWG in Verbindung mit § 4 Abs. 1 GasNEV. Die Berechnung erfolgt dann in drei Schritten. Zuerst werden die anrechenbaren Kosten des Netzbetreibers festgestellt. Diese werden anschließend auf Kostenstellen und Kostenträger verteilt. Zuletzt findet die Bestimmung der Netzentgelte auf Basis der Kostenträger statt.
Der BGH hat zuletzt in einem Beschluss (Beschl. v. 27.1.2015 – Az.: EnVR 39/13 [Thyssengas GmbH]) entschieden, dass der Regulierungsbehörde (BNetzA) bei der Bemessung des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse gemäß § 7 Abs. 5 GasNEV ein Beurteilungsspielraum zusteht. Diese Bemessung spielt im Rahmen der Festlegung der Eigenkapitalzinssätze gemäß § 7 Abs. 6 GasNEV eine Rolle. Ob sich die BNetzA im Rahmen des ihr zustehenden Beurteilungsspielraumes bewegt hat, kann nur dahingehend überprüft werden, ob erhebliches Vorbringen der Beteiligten unberücksichtigt gelassen, wesentliche Beurteilungsfaktoren außer Betracht geblieben oder offenkundig fehlgewichtet, Rechtsgrundsätze der Zinsbemessung verkannt oder der Nachprüfung der Regulierungsentscheidung sonst unrichtige rechtliche Maßstäbe zu Grunde gelegt worden sind.
2. Besondere Bestimmungen bei der Netzentgeltbildung für Biogas, § 20a GasNEV
Für Biogasanlagen gilt eine privilegierende Regelung im Hinblick auf die Netznutzungsentgelte, vgl. § 20a GasNEV. Demnach erhält ein Einspeiser von Biogas aufgrund der wegen der dezentralen Einspeisung vermiedenen Netzkosten vom Netzbetreiber pauschal eine Vergütung in Höhe von 0,7 Cent pro Kilowattstunde. Diese Zahlung erfolgt unabhängig von der Druckstufe, in die eingespeist wird. Sie gilt für 10 Jahre ab Inbetriebnahme des Netzanschlusses. Die beim Netzbetreiber aufgrund dieser Regelungen zur Förderung von Biogaseinspeisung entstehenden Kosten sind auf die Netzentgelte umlegbar.
3. Anreizregulierungsverordnung (kurz: ARegV)
Gasnetze werden als natürliche Monopole angesehen, in denen der Wettbewerb nur eingeschränkt stattfinden kann oder ganz außer Kraft gesetzt ist. Mithilfe der Anreizregulierung soll dieses Monopol reguliert werden, indem sie die Rahmenbedingungen für Gasnetzbetreiber setzt. Daher wurde im Jahr 2009 die Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze (Anreizregulierungsverordnung – kurz: ARegV) erlassen. Die Anreizregulierung soll Anreize zu Kostensenkungen bei den Betreibern von Gas- und Stromnetzen schaffen, um auf diese Weise insbesondere die Kosten für die Verbraucher niedrig zu halten. Den Netzbetreibern wird dazu vorgeschrieben, wieviel Geld sie über einen Zeitraum von fünf Jahren für den Betrieb und die Erweiterung ihrer Energienetze über die Netzentgelte von den Netznutzen vereinnahmen dürfen (Erlösobergrenze). Die Erlösobergrenze wird bei den Unternehmen durch eine Kostenprüfung ermittelt. Die Grundlage der Kostenrechnung baut auf den Bestimmungen der GasNEV auf. Zudem werden Vorgaben zur Effizienzsteigerung gemacht, die sich aus einem Effizienzvergleich der Netzbetreiber untereinander ergeben.
Der Evaluierungsbericht zur ARegV lag am 21.1.2015 durch die BNetzA vor. Darin sind neben Analysen des Investitionsverhaltens der Netzbetreiber auch Vorschläge zur weiteren Entwicklung der Anreizregulierung enthalten. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (kurz: BMWi) hat am 16.3.2015 Eckpunkte für eine Novellierung der Anreizregulierungsverordnung vorgelegt. Darin enthalten sind gerade für kleinere Netzbetreiber brisante und so noch nicht im Evaluierungsbericht vorgesehene Neuerungen: Bislang konnten ca. 80 Prozent aller Verteilernetzbetreiber größenbedingt am vereinfachten Verfahren teilnehmen und waren damit etwa vom Effizienzvergleich und von der Anwendung des Qualitätselements befreit. Künftig dürfte das vereinfachte Verfahren nur noch eine Randerscheinung darstellen. Nicht zuletzt aufgrund Drucks von Seiten der EU-Kommission beabsichtigt das BMWi, im Rahmen der bevorstehenden ARegV-Novellierung die Schwellenwerte für das vereinfachte Verfahren zu halbieren. Danach hätten nur noch Kleinstnetzbetreiber mit weniger als 7.500 Anschlusskunden im Gasbereich Zugang zum vereinfachten Verfahren. Alle anderen müssten am deutlich ressourcenintensiveren Regelverfahren teilnehmen.
Hierbei handelt es sich zunächst noch um ein Eckpunktepapier, das in den Fachkreisen weiter diskutiert wird. Zwar sah der Zeitplan einen Kabinettsbeschluss zur ARegV-Novelle noch vor der Sommerpause im Jahr 2015 vor; dieses Ziel konnte jedoch nicht erreicht werden. Wir werden Sie darüber auf dem Laufenden halten.
VII. Gasgrundversorgungsverordnung (kurz: GasGVV)
Die Verordnung über allgemeine Bedingungen für die Grundversorgung von Haushaltskunden und die Ersatzversorgung mit Gas aus dem Niederdrucknetz (Gasgrundversorgungsverordnung – GasGVV) vom 26.10.2006, zuletzt geändert am 22.10.2014 (BGBl. I S. 1631) regelt die Allgemeinen Bedingungen, zu denen Gasversorgungsunternehmen Haushaltskunden in Niederdruck im Rahmen der Grundversorgung nach § 36 Abs. 1 EnWG zu allgemeinen Preisen mit Gas zu beliefern haben, vgl. § 1 GasGVV. Gaslieferanten schließen mit Anschlussnutzern (Letztverbrauchern) Energielieferungsverträge gemäß §§ 8, 9, 11, 18 GasGVV. Das vom Grundversorger (Gaslieferanten) gelieferte Gas wird gemäß § 8 GasGVV durch die Messeinrichtungen nach den Vorgaben des § 21b des EnWG festgestellt.
VIII. Messeinrichtungen
Messeinrichtungen werden durch die Verordnung über Rahmenbedingungen für den Messstellenbetrieb und die Messung im Bereich der leitungsgebundenen Elektrizitäts- und Gasversorgung (Messzugangsverordnung – kurz: MessZV) reguliert. Die MessVZ regelt gemäß § 1 die Voraussetzungen und Bedingungen des Messstellenbetriebs und der Messung von Energie. Die Messeinrichtung ist Voraussetzung für die Anschlussnutzung durch den Letztverbraucher. Auch heute noch sind für den Netzbetreiber der Messstellenbetrieb und die Messung Teil der Netzzugangsleistung, obschon das Messwesen entsprechend des § 21b EnWG liberalisiert wurde. In diesem Zusammenhang ermöglicht die MessZV die Durchführung des Messstellenbetriebs und der Messung durch einen vom Anschlussnutzer beauftragten Dritten. Dafür muss der Anschlussnutzer gegenüber dem Netzbetreiber in Textform erklären, dass er beabsichtigt, nach § 21b EnWG einen Dritten mit dem Messstellenbetrieb und der Messung zu beauftragen. Die Erklärung muss alle nach § 5 Abs. 1 MessZV notwendigen Angaben enthalten über die Identität des Anschlussnutzers, die Entnahmestelle oder den Zählpunkt, den Dritten, der aufgrund des Auftrages des Anschlussnutzers den Messstellenbetrieb oder die Messung durchführen soll und den Zeitpunkt, ab dem der Messstellenbetrieb oder Messdienstleistung durchgeführt werden soll. Die Erklärung kann auch gegenüber dem Dritten abgegeben werden. In diesem Fall genügt die Übersendung einer Kopie als elektronisches Dokument an den Netzbetreiber. Der Netzbetreiber hat innerhalb eines Monats mitzuteilen, ob er das Vertragsangebot annimmt oder bei einem Rahmenvertrag innerhalb von zwei Wochen mitzuteilen, ob er die Benennung einer hinzukommenden Messstelle zurückweist. Der Rahmenvertrag regelt die Durchführung der Aufgabe in einem Netzgebiet für Anschlussnutzer, die nach dem Vertragsschluss im Rahmen der Durchführung des Vertrages benannt werden können.
Der Netzbetreiber ist verpflichtet, allgemeine Bedingungen für die Messstellenverträge und Messverträge im Internet zu veröffentlichen und zu diesen Bedingungen mit Dritten Verträge abzuschließen. Der Messstellenvertrag zwischen dem Netzbetreiber und dem Dritten regelt die Durchführung des Messstellenbetriebs durch den Dritten in Bezug auf die Messstelle, die in dem Vertrag bestimmt ist. Der Vertrag regelt auch, dass der Messstellenbetreiber die Messung durchführt, soweit nichts anderes vereinbart ist. Vor diesem Hintergrund kann die Durchführung der Messung auf Wunsch des Anschlussnutzers auch einem anderen als dem Messstellenbetreiber übertragen werden (Messdienstleister), sofern die Messeinrichtung nicht elektronisch ausgelesen wird. Wer die Messung durchführt, hat dafür Sorge zu tragen, dass eine einwandfreie Messung der entnommenen Energie sowie die form- und fristgerechte Datenübertragung gewährleistet werden. Der Dritte ist berechtigt, von dem Netzbetreiber zu verlangen, dass die Verträge über den Messstellenbetrieb und die Messung als Rahmenvertrag abgeschlossen werden (Messstellenrahmenvertrag und Messrahmenvertrag).
Die Vertragsinhalte sind durch § 4 MessZV vorgegeben. Sie müssen Bedingungen des Messstellenbetriebes und der Messung (soweit Vertragsgegenstand), Regelungen zum Messstellenbetrieb und zur Messung einschließlich des Vorgehens bei Mess- und Übertragungsfehlern (soweit Vertragsgegenstand), Verpflichtungen der Parteien zur gegenseitigen Datenübermittlung an Energielieferanten, Haftungsbestimmungen, Regelungen zur Kündigung und sonstigen Beendigung des Vertrages einschließlich der Pflichten des Dritten bei der Beendigung des Vertrages und – im Falle eines Rahmenvertrages – die An- und Abmeldung einer Messstelle zu diesem Vertrag enthalten. Weiterhin verpflichten sich die Vertragsparteien dazu, mit dem Anschlussnutzer anlässlich des Messstellenbetriebs oder der Messung durch Dritte keine Regelungen zu vereinbaren, die dessen Lieferantenwechsel behindern. Bei Fragen zur Ausgestaltung von Messstellen- oder Messverträgen stehen wir Ihnen gern beratend zur Seite.
IX. Gaskonzessionen, § 46 EnWG
Die Vergabe von Gasnetzkonzessionen ist in § 46 EnWG geregelt. Durch die Regelungen zu Strom- und Gaskonzessionen soll ein Wettbewerb um die Netze gewährleistet werden, der durch eine maximale Laufzeit der Konzessionen sowie durch eine durch die Rechtsprechung maßgeblich geprägte, diskriminierungsfreie Vergabe gekennzeichnet ist. Diese Aspekte sind auch bei einer Rekommunalisierung des Gasnetzbetriebes beachtlich. Hohe Anforderungen stellt die Rechtsprechung im Rahmen des Konzessionsvergabeverfahrens an die Transparenz, d.h. an die Möglichkeit der Teilnehmer am Ausschreibungsverfahren die Bewertungsmaßstäbe für die spätere Vergabe einzusehen und einschätzen zu können. Die Ausgestaltung eines Konzessionsvergabeverfahrens muss auch aufgrund europarechtlicher Einflüsse hohen Anforderungen genügen und ist daher in den zurückliegenden Jahren häufig Gegenstand gerichtlicher Auseinandersetzungen. Ferner ist zu berücksichtigen, dass auch bei einer angestrebten Rekommunalisierung von Energieversorgungsnetzen allein der örtlichen Ansässigkeit des Unternehmens kein herausragendes Gewicht in einer Bewertungsmatrix der unterschiedlichen Kriterien beigemessen werden darf. Ferner ist bei vorzeitiger Beendigung von Konzessionsverträgen und einer fehlenden Bekanntgabe als Rechtsfolge die Nichtigkeit des neu abgeschlossenen Vertrags nach Auffassung des BGH zu berücksichtigen (BGH, Urt. v. 18.11.2014 – Az.: EnZR 33/13 [Stromnetz Wenigerode-Schierke]).
C. Power-to-Gas
I. Die Technologie
Aufgrund der zunehmend fluktuierenden Stromeinspeisung besteht ein Speicherbedürfnis von Überschussstrom. Die Installation von Stromspeichern bietet eine Möglichkeit dazu. Eine weitere Variante besteht in der Umwandlung des Stromes in andere Energieformen, um diese später wieder verstromen zu können. Neben Pumpspeicherkraftwerken, Batteriespeichern und Druckluftspeichern kommen Power-to-Gas-Stromspeicher in Betracht. Power-to-Heat Installationen sind hingen als Letztverbraucher von Strom zu bezeichnen, die nachfolgend nicht weiter betrachtet werden, aber ebenfalls in Zeiten überschüssigen Stromes zur Netzstabilität beitragen können.
Bei der Power-to-Gas-Technologie wird das Verfahren der Wasserelektrolyse genutzt, um durch die Zufuhr von elektrischer Energie in eine entsprechende Anlage aus Wasser das Gas Wasserstoff (H2) zu erzeugen. Hierfür kann vorhandener Überschussstrom aus dem Netz der allgemeinen Versorgung verwendet werden. In einem zweiten Schritt kann durch die Zuführung einer Kohlenstoffquelle, wie Kohlenstoffdioxid (CO2) oder Kohlenstoffmonoxid (CO), aus dem erzeugten Wasserstoff synthetisches Methan (CH4), also so genanntes Synthetic Natural Gas (SNG), hergestellt werden. Die erzeugten Gase können unmittelbar an Letztverbraucher geleitet oder zur weiteren Verwendung in das Erdgasnetz eingespeist oder auch in Bedarfszeiten zur Erzeugung von Strom bzw. unter effizienten Einsatz von KWK-Anlagen zur Wärmeerzeugung genutzt werden.
Aus diesem Grund wird Power-to-Gas auch als Brücke bezeichnet, die die Verzahnung von Strom- und Gasnetz und damit auch von Strom- und Gasmarkt, sowie weiteren Märkten (Kraftstoff, Wärme) ermöglicht, indem es zur Erzeugung von Strom und Wärme in KWK-Anlagen, als Kraftstoff und/oder zur bloßen Wärmeerzeugung verwendet werden kann.
II. Rechtsrahmen für Power-to-Gas
Nach § 3 Nr. 10c EnWG gelten die auf diese Weise erzeugten Gase als Biogase, wenn die bei der Erzeugung genutzten Stoffe überwiegend (mind. 80%) aus Erneuerbaren Energien stammen. Sie werden daher maßgeblich durch das EnWG, die GasNZV und die GasNEV reguliert. Diese Gase profitieren also von den gleichen Sonderregelungen, wie Biogas. Das betrifft somit den Vorrang-Netzanschluss, das Entgelt für vermiedene Netzkosten und die Bilanzierung des Biogases im Netz (ausführlich dazu weiter oben). Weiterhin ist der für die Elektrolyse benötigte Strom für zwanzig Jahre von den Netzentgelten befreit, vgl. 118 Abs. 6 S. 1 EnWG.
Für die Errichtung der Wasserstofferzeugungs- oder Methanisierungsanlage ist die Wahl des Standortes besonders bedeutsam. Sowohl die Nähe zu einem für die Einspeisung des Gases geeigneten Erdgasnetz als auch – im Fall der Methanisierung – die Nähe zu einer geeigneten CO- oder CO2-Quelle spielen eine wichtige Rolle und sollten bei der Standwortwahl berücksichtigt werden. Darüber hinaus kann auch die unmittelbare räumliche Nähe zu einer Stromquelle – in der Praxis sind dies häufig Windparks – insbesondere energierechtliche Vorteile bringen. So können sich aus dem Strombezug über eine Direktleitung Vergünstigungen hinsichtlich der Stromsteuer, des KWK-Zuschlags und der Konzessionsabgaben ergeben. Beim gemeinsamen Betrieb sowohl der Power-to-Gas-Anlage als auch der Windenergieanlagen bestünde ggf. die Möglichkeit, zumindest teilweise aufgrund der Eigenversorgung nach § 61 EEG 2014 von der EEG-Umlage befreit zu werden oder aufgrund der Anwendung des § 60 Abs. 3 EEG 2014 in analoger Anwendung gänzlich entfallen.
Wird mit den Speichergasen Strom erzeugt, kann für diesen gegebenenfalls die EEG-Förderung beansprucht werden. Der Betreiber einer KWK-Anlage, der zur Erzeugung von Strom und Wärme Speichergase einsetzt, die unter Nutzung von Windenergie hergestellt wurden, könnte die EEG-Förderung in Anspruch nehmen, die der Betreiber der Windenergie im Fall der Einspeisung des erzeugten Stroms in das Stromnetz erhalten hätte, vgl. § 19 Abs. 4 S. 3, 4 EEG 2014. Dies ist bisher rechtlich noch nicht geklärt. Zu beachten ist unter anderem der unterschiedliche Sprachgebrauch von EEG und EnWG. Anders als das EnWG fasst das EEG Wasserstoff und SNG nicht unter den Begriff „Biogas“, sondern enthält eine eigene Definition der „Speichergase“ in § 5 Nr. 29 EEG 2014. Diese Definition ist weiter gefasst als die des EnWG und setzt eine ausschließliche Gewinnung der Speichergase aus erneuerbaren Energien voraus (100%).
Die sich ergebenden Rechtsfragen werden aktuell vor allem im Hinblick auf die Stromseite und den Einsatz zur Stromspeicherung diskutiert. Doch auch auf der Gasseite ergeben sich Fragestellungen, die sich beispielsweise mit der Einordnung der synthetischen Gase als Biogas im Sinne des § 3 Nr. 10c EnWG, der Beimischung von Synthesegasen in das Erdgasnetz, den finanziellen Belastungen bei der Vermarktung erzeugter Gase sowie der Energiespeicherung im Erdgasnetz auseinandersetzen. Fraglich ist hierbei insbesondere, ob die erzeugten Gase aufgrund ihrer Beschaffenheit auch tatsächlich die Anforderungen an eine EEG-Förderung erfüllen bzw. die Zwischenspeicherung im Gasnetz den Anforderungen des § 19 Abs. 4 EEG 2014 entspricht.