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Bundesnetzagentur kündigt Modifikation der Industrienetzentgelte im Elektrizitätsbereich an

In einem am 24.07.2024 veröffentlichten Eckpunktepapier hat die Bundesnetzagentur die Schaffung eines Sondernetzentgelts für Industriekunden angekündigt. Die Beschlusskammer 4 plant eine von § 19 Abs. 2 StromNEV abweichende Festlegung zur Setzung systemdienlicher Anreize, um dem durch die Energiewende ausgelösten Reformbedarf der bestehenden Sondernetzentgelte nachzukommen.

Ausgangslage und Hintergrund des Reformbedarfs

Bislang privilegieren zwei Formen der Sondernetzentgelte Industrie und Gewerbe. Zum einen besteht ein Anreiz zur atypischen Netznutzung, um einen Flexibilitätsanreiz zu schaffen. Dieser zielt darauf ab, die zeitgleiche Jahreshöchstlast der Netzentnahmen zu reduzieren. Zum anderen soll die Bandlast eine konstant gleichbleibende Grundlast stromintensiver Letztverbraucher bewirken, um das Netz zu stabilisieren und Netzbetreibern Planungssicherheit zu gewähren.

Die bestehenden Sondernetzentgelte erweisen sich allerdings als inkompatibel mit der durch die Energiewende veränderten Sachlage. Das durch die Bandlast geförderte konstante Abnahmeverhalten ist gesamtökonomisch nachteilhaft, denn mit dem Ausbau erneuerbarer Energien gehen eine volatilere Einspeisung sowie das Bedürfnis nach flexiblen Lasten einher. Reagieren große Stromverbraucher mithin dynamisch auf Strompreise, kann dies einer marktgetriebenen Abregelung der Erzeugung erneuerbarer Energien entgegenwirken und die Gesamtkosten des Energiesystems  senken. Die Bandlastregelung soll auch langfristig nicht, wie übergangsweise durch eine Festlegung beschlossen, durch Ausnahmen zu Flexibilisierungszwecken aufrecht erhalten bleiben, sondern vollständig beseitigt werden.

Inhalt der neuen Sondernetzentgelte

Die auf der Ermächtigung in § 21 Abs. 3 S. 5 EnWG beruhende Neuregelung soll schon jetzt erfolgen, obwohl die Regelungen der StromNEV grundsätzlich bis zum 31.08.2028 in Kraft bleiben. Das neue Sondernetzentgelt soll über die Beseitigung der durch die Bandlastprivilegierung geschaffenen Hindernisse hinaus die positiven Effekte einer verstärkten Flexibilisierung auf das Netz und die Integration von erneuerbaren Energien in das Stromnetz steigern. Für die Marktintegration des Stroms aus erneuerbaren Energien und die Vermeidung einer Abregelung der Erzeugungsanlagen erneuerbarer Energien soll die nach den individuellen Maßstäben des Abnehmers erhöhte Abnahme in Zeiträumen besonders niedriger Preise sowie im umgekehrten Fall die Senkung bei besonders hohen Preisen privilegiert werden. Auch auf die Berücksichtigung der branchenabhängig unterschiedlichen Flexibilisierungsmöglichkeiten bei der Ausgestaltung des Anreizmechanismus wird hingewiesen.

Die Bandlastregelung soll zum 01.01.2026 auslaufen. Allerdings sollen Vereinbarungen über individuelle Netzentgelte nach § 19 Abs. 2 StromNEV nicht unmittelbar enden, sondern Letztverbrauchern eine Übergangsfrist zur Erarbeitung der Flexibilisierungspotenziale gewährt werden. Das neue Sondernetzentgelt soll im Hinblick auf die notwendigen Investitionen unbefristet gelten.

Des Weiteren wird eine administrierbare Ausgestaltung für Letztverbraucher, Netzbetreiber und die Regulierungsbehörden angestrebt. Auch regionale Ausnahmen in Gebieten, in denen der Netzausbau noch weniger ausgeprägt ist und die Gefahr von Engpässen aufgrund des Marktsignals besteht, sind vorgesehen. Zur Feststellung des Ausnahmebedarfs ist ein enger Austausch mit den Netzbetreibern beabsichtigt. Die Bundesnetzagentur wird es dabei aber nicht belassen und eine Prüfung der allgemeinen Netzentgeltsystematik auf einen Reformbedarf einleiten. Dies dürfte auch erforderlich sein, da die Energiewende und der Aufbau wesentlicher Netzinfrastruktur gegenwärtig noch deutliche Steigerungen der Netzentgelte erwarten lässt.

Bundesnetzagentur fordert die Branche zu Stellungnahmen auf

Um den Begünstigungstatbestand, der systemdienliches Verhalten anreizen soll, auszugestalten, bittet die Bundesnetzagentur bis zum 18.9.2024 um Stellungnahmen. Zum einen sollen diese sich darauf beziehen, welche Anpassungspotenziale beim Strombezug von Anlagen verschiedener Industrien gesehen werden und welchen Umfang sie mit Adaption der Produktionsprozesse an die Zweckrichtung der geplanten Regelung haben könnten. Zum anderen werden Informationen darüber benötigt, in welchem Umfang Unternehmen Prognosen über echte Reaktionen auf zu erwartende Preisschwankungen bereits vornehmen oder dies könnten.

Auch in diesem Jahr wurden zahlreiche LEITFELD-Partner in ihren jeweiligen Beratungsschwerpunkten von Best Lawyers in Kooperation mit dem Handelsblatt ausgezeichnet: Christoph Sieberg in den Kategorien Beste Anwälte für Energierecht und Regulierung, Dr. Thilo Richter in den Kategorien Beste Anwälte für Energierecht, Regulierung und öffentliches Wirtschaftsrecht, Matthias Schleifenbaum LL.M. in den Kategorien Beste Anwälte für Umweltrecht, Öffentliches Wirtschaftsrecht, Regulierung sowie Corporate Governance und Compliance, Stefan Tüngler in den Kategorien Beste Anwälte für Energierecht und Regulierung, Margret Schellberg in der Kategorie Beste Anwälte für Energierecht und Konrad Riemer in den Kategorien Ones to watch für Kartell- und Wettbewerbsrecht und Regulierung. Zum Ranking gelangen Sie hier (externer Link): https://www.handelsblatt.com/unternehmen/dienstleister/handelsblatt-best-lawyers-das-sind-die-besten-anwaelte-deutschlands-2024/100043284.html 

Im aktuellen Ranking des Magazins brand eins wird LEITFELD in der höchsten Kategorie für Energierecht geführt. Wir freuen uns sehr über die Auszeichnung! Das Ranking ist abrufbar über die Website von brand eins.  

In Ausgabe 1 der CuR 2024 befasst sich Stefan Tüngler mit dem Urteil des BGH vom 5.12.2023 in Sachen Fernwärme Stuttgart. Nach der Entscheidung ist die Stadt Stuttgart nicht verpflichtet, der EnBW nach Ablauf des bisherigen Wegenutzungsvertrags ein Angebot auf Abschluss eines Folgevertrags zum Betrieb des Fernwärmenetzes in der Stadt Stuttgart zu unterbreiten. Die Stadt Stuttgart ist aber auch nicht automatisch mit Auslaufen des bisherigen Wegenutzungsvertrags Eigentümerin des Netzes oder Inhaberin eines Anspruchs auf Übereignung bzw. Beseitigung der Netzanlagen geworden. Mehr zum Urteil in der CuR 2024, Seiten 17 ff. 

Keine 95, aber immerhin 15 Thesen hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) am 18.01.2024 mit einem Eckpunktepapier öffentlich angeschlagen. Die BNetzA eröffnet die Diskussion über eine Anpassung des Regulierungsrahmens für Strom- und Gasnetze. Bereits für den 2.2.2024 lädt die Behörde die Branche zum Gedankenaustausch ein.

Mit dieser Initiative nimmt die Behörde den Ball auf, der ihr vom EuGH zugespielt wurde. Nach dessen Entscheidung vom 2.9.2021, wonach die normative Vorstrukturierung des Regulierungsrahmens durch den nationalen Gesetz- und Verordnungsgebers unzulässig ist, ist es folgerichtig, dass die BNetzA nun prüft, das durch ARegV und Strom/GasNEV geprägte Regulierungssystem anzupassen. Der Gesetzgeber hat die Behörde mit der jüngsten EnWG-Novelle mit den nötigen Kompetenzen ausgestattet (§§ 21 Abs. 3, 21c Abs. 3 EnWG), ihr aber gleichzeitig die Möglichkeit eröffnet, für einen Übergangszeitraum die aktuellen Verordnungen weiter anzuwenden. Es ist gut, dass sich die Behörde gleichwohl frühzeitig ihrer Aufgabe annimmt, in eigener Verantwortung den Regulierungsrahmen fortzuschreiben, denn dass es angesichts des Umbaus der Netze im Rahmen der Dekarbonisierung der Energieversorgung beim Regulierungssystem Anpassungsbedarf gibt, ist unstreitig.

Wohin zielen die ersten Überlegungen der BNetzA?

Zunächst stellt die Behörde fest, dass sich das Anreizregulierungsmodell grundsätzlich bewährt habe und sowohl gegenüber einer reinen cost-plus Regulierung als auch einer vollständigen Lösung von den individuellen Kosten (Yard-Stick-Regulierung) vorzugswürdig sei. Gleichwohl sieht die Behörde Anpassungsbedarf, den sie insbesondere mit geänderten Anforderungen an die Regulierung begründet. Sie verweist stromseitig auf den erheblichen Netzausbau und die Einbindung neuer Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen (EE-Anlagen, Wärmepumpen, Ladesäulen) sowie gasseitig auf den zu erwartenden Rückbau von Gasnetzen infolge eines Rückgangs des Gasverbrauchs und die Umnutzung einzelner Infrastrukturen für den Wasserstofftransport. Das Regulierungssystem soll daher flexibler werden, um dynamische Kostenentwicklungen abzubilden. Auch soll es transparenter und einfacher werden.

Erste Überlegungen dazu hat die Regulierungsbehörde in ihren 15 Thesen formuliert. Die interessantesten betreffen folgende Punkte:

• Die Regulierungsperiode soll von fünf auf drei Jahre verkürzt werden, damit Kostenaufwüchse oder -senkungen bei den OPEX – also auch jenseits der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten (dnbK) und volatilen Kosten sowie des Kapitalkostenabgleichs –schneller Eingang in die Netzentgelte finden können.
• Der Katalog der dnbK soll danach überprüft werden, ob Relevanz der Kostenhöhe und (tatsächliche) Nichtbeeinflussbarkeit der einzelnen Positionen die Behandlung als dnbK rechtfertigen.
• Es gebe weiterhin einen Bedarf, die sektorale Produktivitätsentwicklung abzubilden, aber Anpassungen bei Ermittlung und Anwendung eines Produktivitätsfaktors seien zu erwägen.
• Den Effizienzvergleich hält die Behörde im Strombereich weiterhin für ein geeignetes Instrument, im Gasbereich sei es aber sorgfältig weiterzuentwickeln und mit Blick auf unterschiedliche Betriebsstadien („Abwicklungsbetrieb“ oder „Versorgungsbetrieb“) zu überprüfen.
• Die Qualitätsregulierung soll um andere Kriterien („Energiewendekompetenz“) erweitert werden.
• Für die Ermittlung der CAPEX von Gasnetzen soll kürzer und ggf. auch degressiv abgeschrieben werden können, um dem Rückbau von Infrastrukturen Rechnung zu tragen.
• Die Verzinsung soll auf einen WACC-Ansatz umgestellt werden, also die bisherige Trennung von FK- und EK-Verzinsung aufgegeben werden. Der (im WACC berücksichtigte) EK-Zinssatz soll ab der 5. Regulierungsperiode wieder einheitlich für Bestands- und Neuanlagen gelten und für die Dauer einer Regulierungsperiode konstant bleiben.
• Die Kosten für Stilllegungen und Rückbauten von Gasleitungen sollen frühzeitig von einer größeren Zahl an Netzkunden getragen werden, indem die Netzbetreiber Rückstellungen bilden, die als jährlich anpassbare Kostenposition Eingang in die Netzentgelte finden.

Steile Thesen oder weise Worte? – eine erste Bewertung

Mit ihrem Eckpunktepapier greift die BNetzA viele wichtige Themen auf. Ein Regulierungsrahmen, der den jeweils unterschiedlichen Herausforderungen, vor denen Strom- und Gasnetzbetreiber heute und in den kommenden Jahren stehen, Rechnung trägt, ist für das Gelingen der Energiewende essentiell. Richtig ist es daher, Strom- und Gasnetze nicht über einen Kamm zu scheren.

Die implizite Annahme des gegenwärtigen Modells, dass ein bis zu acht Jahre alter Befund zu Kosten und Effizienz in einem Fotojahr fünf Jahre lang der Maßstab für die effizienten Kosten des Netzes sein kann, hat sich in der Energiewende als unrealistisch erwiesen – zu dynamisch entwickeln sich Netze und die Aufgaben der Netzbetreiber. Die Verkürzung der Regulierungsperioden schafft insoweit Linderung, löst aber nicht das grundlegende Problem, dass ein Fotojahr der Vergangenheit keine gute Grundlage für die Bewertung dynamischer Entwicklungen ist.

Wenn die BNetzA zu Recht den Katalog der dnbK in § 11 Abs. 2 ARegV einer kritischen Inventur unterzieht, sollte die Analyse daher nicht allein darauf beschränkt werden, Kostenarten zu identifizieren, die künftig in den Effizienzvergleich einbezogen werden sollten. Die Vorstellung, dass einzelne Kostenarten allein exogen beeinflusst werden, während die Entwicklung anderer Kosten den Netzbetreibern vollständig als Effizienzgewinn oder -rückschritt zugerechnet werden kann, war schon immer eine starke Vereinfachung der Realität. Meist ist die Entwicklung von Kosten das Resultat jeweils unterschiedlich ausgeprägter exogener Einflüsse, deren Auswirkung auf die Netzkosten teils erheblich und in anderen Fällen nur geringfügig von den Reaktionen des Netzbetreibers abhängen. In einer Phase, in der der Handlungsrahmen von Netzbetreibern in erheblichem, aber auch sehr unterschiedlich ausgeprägtem Umfang von neuen staatlich veranlassten Aufgaben geprägt wird (z.B. Einbindung von subventionierter EE-Erzeugung, Ausstieg aus der Erdgasnutzung und Umstellung auf eine Wasserstoffwirtschaft), haben die exogene Faktoren an Bedeutung gewonnen. Es sollte daher auch diskutiert werden, wie die Abbildung wichtiger exogener Kostentreiber bei gleichzeitig fortbestehenden Effizienzanreizen gelingen kann – eine Aufgabe, der sich die Bundesnetzagentur beim Umgang mit volatilen Kostenanteilen bereits stellen musste.

Unabhängig von der Transformation der Netze ist das von der BNetzA formulierte Ziel, das Regulierungsmodell und die Verfahren zu vereinfachen richtig gewählt. Verkürzt man die Regulierungsperioden, führt an einer solchen Verschlankung kein Weg vorbei, wenn die Bescheidung den Regulierungsperioden nicht hinterherhinken soll. Diese Verschlankung sollte durchaus mutig angegangen werden: Die Erwartung, mit komplexen Modellen besonders belastbare Regulierungsergebnisse zu produzieren, wurde zu oft enttäuscht. Aller ökonometrischer Finesse zum Trotz bleiben Eigenkapitalzinssätze, Produktivitätsfaktoren, Effizienzwerte und Qualitätselemente Werte, für die nur relativ große realistische Bandbreiten ermittelt werden können. Wo punktgenaue Ergebnisse nicht erzielbar sind und Prognosen – wie die des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors – nicht mehr als die Summe von Glauben und Hoffnung sind, sollte das Ziel realistischer gesteckt werden: Es sollte darum gehen, Regulierungsergebnisse zu erzielen, die mit vertretbarem Aufwand für Behörden und Unternehmen hinreichend (rechts)sicher ausreichend nahe an ein wettbewerbsanaloges Entgelt heranführen und gleichzeitig jene Investitionsanreize setzen, die zum Gelingen der Energiewende nötig sind. Eine Beschränkung der Nachsteuerung der Erlösobergrenzen auf Evidenzfälle – deutliche und nachweisbare Unterschiede in der Produktivitäts- oder Einstandspreisentwicklung zwischen Netzwirtschaft und Gesamtwirtschaft; erhebliche, nicht bloß zufällige Unterschiede in der Netzzuverlässigkeit – wäre ein naheliegender erster Schritt in diese Richtung.

Steigerung der Energieeffizienz und Reduzierung des Energiebedarfs sind zwei Forderungen, die untrennbar mit der Energie- und Klimawende verbunden sind. Seit Ende vergangenen Jahres sind die wesentlichen Regelungen zur Steigerung der Energieeffizienz in einem separaten Gesetz gebündelt, dem Gesetz zur Steigerung der Energieeffizienz in Deutschland (EnEfG). Es tritt neben das bereits bestehende Energiedienstleistungsgesetz (EDL-G) vom 4.11.2010. Kaum in Kraft getreten, sind einzelne Regelungen dieses Gesetzes aber schon wieder ausgesetzt worden.

Das EnEfG setzt ambitionierte Effizienzziele und nimmt die öffentliche Hand, energieintensive Unternehmen und Rechenzentren in die Pflicht. Außerdem rückt es die Abwärmevermeidung und -nutzung in den Fokus.

Verpflichtungen der öffentlichen Hand

Die Verpflichtungen der öffentlichen Hand bestehen zum einen darin, dass

• der Bund vom 1.1.2024 bis zum 31.12.2030 jährlich Endenergie in Höhe von jeweils mindestens 45 TWh einspart und
• die Länder vom 1.1.2024 bis zum 31.12.2030 ihren jährlichen Endenergiebedarf um jeweils mindestens 3 TWh reduzieren.

Umgesetzt werden sollen diese Einsparungen durch strategische Maßnahmen, d.h. durch Maßnahmen, die nicht als unmittelbare Reduktionsverpflichtung wirken, sondern zum Erlass von Maßnahmen zur Einsparung von Endenergie verpflichten.

Zum anderen beinhalten die Verpflichtungen der öffentlichen Hand Energieeinsparvorgaben für öffentliche Stellen. Kommunen zählen indes nicht zu den öffentlichen Stellen iSd. EnEfG.

Verpflichtungen für energieintensive Unternehmen

Hinsichtlich der Verpflichtungen für energieintensive Unternehmen differenziert das EnEfG zwischen Unternehmen mit einem jährlichen Gesamtendenergieverbrauch von mehr als 7,5 GWh und solchen mit einem Gesamtendenergieverbrauch von mehr als 2,5 GWh. Als Unternehmen gilt jede Einheit, unabhängig von ihrer Rechtsform, die eine wirtschaftliche Tätigkeit ausübt, wobei für die Bestimmung des Energieverbrauchs die kleinste rechtliche Einheit maßgeblich ist, die aus handels- und/oder steuerrechtlichen Gründen Bücher führt und bilanziert, einschließlich ihrer Zweigniederlassungen.

• Unternehmen mit einem durchschnittlichen jährlichen Gesamtenergieverbrauch von mehr als 7,5 GWh innerhalb der letzten drei abgeschlossenen Kalenderjahre sind, unabhängig ob KMU oder Nicht-KMU, bis zum 18.7.2025 bzw. bis spätestens 20 Monate nach dem Zeitpunkt, zu dem sie den Status eines energieintensiven Unternehmens iSd. EnEfG erlangt haben, insbesondere verpflichtet, ein Energie- oder Umweltmanagementsystem einzuführen. Unternehmen, die zur Einführung eines Energie- oder Umweltmanagementsystems verpflichtet sind, sind während der Übergangszeit von der Energieauditpflicht nach dem EDL-G befreit.
• Unternehmen, die nach dem EDL-G zur Durchführung eines Energieaudits verpflichtet sind und einen jährlichen Gesamtenergieverbrauch von mehr als 2,5 GWh haben, müssen Energiesparmaßnahmen identifizieren und nach DIN EN 17463 bewerten, Umsetzungspläne für alle wirtschaftlichen Energieeinsparmaßnahmen innerhalb von drei Jahren nach Inkrafttreten des EnEfG erstellen und veröffentlichen, die Vollständigkeit und Richtigkeit dieser Umsetzungspläne vor ihrer Veröffentlichung durch Zertifizierer, Umweltgutachter oder Energieauditoren bestätigen lassen, Abwärmequellen identifizieren und Maßnahmen zur Vermeidung bzw. Nutzung der Abwärme entwickeln.

Die Einhaltung der Verpflichtungen energieintensiver Unternehmen nach dem EnEfG wird vom BAFA kontrolliert.

Rechenzentren 

Rechenzentren ISv. § 3 Nr. 24 EnEfG widmet das EnEfG einen eigenen Abschnitt. Er sieht insbesondere vor, dass Betreiber von Rechenzentren ihren Stromverbrauch ab dem 1.1.2024 bilanziell zu 50 % und ab dem 1.1.2027 zu 100 % durch Strom aus erneuerbaren Energien decken müssen, eine bestimmte Energieverbrauchseffektivität nachweisen müssen, ein Energie- oder Umweltmanagementsystem einzurichten haben und zu umfassenden Informationen gemäß Anlage 3 zum EnEfG verpflichtet sind. Hinzu kommt, dass für Rechenzentren grundsätzlich die gleichen Abwärme-Anforderungen gelten, die auch für Unternehmen mit einem Gesamtendenergieverbrauch von mehr als 2,5 GWh/a gelten. Als spezielle Anforderung müssen Rechenzentren jedoch grundsätzlich bestimmte Anteile an wiederverwendeter Energie nach DIN EN 50600-4-6 einsetzen.

Abwärme

Unternehmen, die einen jährlichen durchschnittlichen Gesamtendenergieverbrauch innerhalb der letzten drei abgeschlossenen Kalenderjahre Jahre von mehr als 2,5 GWh haben, sind grundsätzlich verpflichtet, die in ihrem Unternehmen entstehende Abwärme nach dem Stand der Technik zu vermeiden und auf den Anteil der technisch unvermeidbaren Abwärme zu reduzieren sowie die unvermeidbare Abwärme wiederzuverwenden, soweit technisch möglich und zumutbar.

Unternehmen sind ferner auf Anfrage von Wärmenetzbetreibern oder Fernwärmeversorgungsunternehmen und sonstigen potenziellen wärmeabnehmenden Unternehmen verpflichtet, Auskunft über abwärmerelevante Informationen zu erteilen und diese Informationen unabhängig von einer Anfrage erstmals bis zum 1.1.2024 und danach bis zum 31.3. eines jeden Jahres der Bundesstelle für Energieeffizienz (BfEE) zu übermitteln. Diese wiederum veröffentlicht diese Informationen auf einer öffentlich zugänglichen Plattform (sog. Abwärmeplattform). Diese Plattform und die anfrageunabhängigen Informations- und Übermittlungspflichten zum 1.1.2024 und zum 31.3.2024 sowie die entsprechende Bußgeldbewehrung starten allerdings, um unverhältnismäßige Belastungen der betroffenen Unternehmen aufgrund des kurzen Zeitraums zwischen Inkrafttreten des EnEfG und dem Ablauf der Frist zur Übermittlung der Daten zu vermeiden sowie im Hinblick auf Verzögerungen bei der technischen Umsetzung der Plattform für Abwärme, erst im Mai 2024.

Weitere Informationen zum Thema Energieeffizienz, einschließlich Merkblättern zum EnEfG, sind auf der Homepage des BAFA unter: https://www.bafa.de/DE/Energie/Energieberatung/Energieaudit/energieaudit_node.html oder der BfEE unter: https://www.bfee-online.de/BfEE/DE/BfEE/bfee_node.html erhältlich.

Häufig vereinbaren Energielieferanten mit gewerblichen/industriellen Kunden zwar eine feste, an einem bestimmten Verbrauchsprofil oder prognostizierten Lastgang des Kunden orientierte Liefermenge, gewähren für Fälle des tatsächlichen Mehr- oder Minderbedarfs aber ein Toleranzband. Bewegt sich der tatsächliche Verbrauch des Kunden innerhalb dieses (Toleranz-)Bandes, zahlt der Kunde (nur) den vertraglich vereinbarten Bezugspreis. Das Toleranzband ermöglicht dem Kunden bei größtmöglicher Preissicherheit also einen flexiblen Bezug von Strom und/oder Gas. Erst bei Überschreitung des Toleranzbandes greifen besondere Vergütungsregelungen, etwa eine auf Spotmarktkonditionen beruhende Abrechnung der Mehr- oder Mindermengen oder die Abrechnung bestimmter Pönalen.

Aktuell stellt sich im Rahmen zahlreicher dieser Fahrplanlieferverträge die Frage, wie mit Minderabnahmen des Kunden und – damit regelmäßig verbunden – hohen Nachzahlungsforderungen des Energielieferanten umzugehen ist. Haben die Parteien den Energieliefervertrag etwa zu Hochpreiszeiten im Sommer/Herbst 2022 geschlossen und ist der tatsächliche Verbrauch des Kunden energiekrisenbedingt deutlich hinter dem vertraglich zugrunde gelegten Verbrauchsprofil oder dem prognostizierten Lastgang zurückgeblieben, liegt die Forderung der Kunden nach einer Vertragsanpassung nahe. Konkret geht es darum, ob der wirtschaftliche Nachteil aus der Abwicklung derartiger Verträge, insbesondere aus der Abrechnung der Mindermengen, allein vom Kunden zu tragen ist oder ob sich der Lieferant hieran beteiligen muss.

Vertragsanpassung wegen nachträglicher Umstandsänderungen?

So nachvollziehbar solche Anpassungsforderungen vor dem Hintergrund der mit breiter öffentlicher Unterstützung geforderten Energieeinsparbemühungen auch sein mögen, vertragsrechtlich stehen der Durchsetzung mehrere Hürden entgegen.

Grundsätzlicher Ausschluss von Anpassungsansprüchen in Fällen einseitiger Risikoübernahme

Grundlage für ein entsprechendes Anpassungsbegehren kann entweder eine vertraglich vereinbarte Anpassungsregelung oder § 313 BGB, d.h. die Grundsätze der Störung der Geschäftsgrundlage, sein. Zwar mögen die Voraussetzungen, unter denen nach der einen oder anderen Regelung Anpassungsansprüche in Betracht kommen, voneinander abweichen, in beiden Fällen gilt jedoch, dass eine Vertragsanpassung ausscheidet, wenn die zum Anlass für das Anpassungsbegehren genommenen Umstandsänderungen einseitig in den Risikobereich des Anspruchstellers fallen.

Genau das ist bei Überschreitungen des Toleranzbandes von Fahrplanlieferverträgen indes grundsätzlich der Fall. Das Wesen derartiger Vereinbarungen besteht darin, dass der Kunde für einen außerhalb des Toleranzbandes liegenden Bedarf das Mengenrisiko übernimmt und deswegen für den innerhalb des Toleranzbandes verbleibenden Bedarf einen niedrigeren Energiepreis zahlt als im Rahmen klassischer Vollversorgungsverträge. Reguläre, den tatsächlichen Bedarf des Kunden beeinflussende Umstände fallen dementsprechend uneingeschränkt in den Risikobereich des Kunden und vermögen Anpassungsansprüche nicht auszulösen.

Geltung dieser Grundsätze auch im Rahmen der Energiekrise?

Anpassungsrelevant können mithin allenfalls außergewöhnliche und über die aus regulären Bedarfsschwankungen hinausgehende Verbrauchsrückgänge, etwa zwingende Einsparvorgaben der Verordnung zur Sicherung der Energieversorgung über kurzfristig wirksame Maßnahmen (EnSikuMaV) oder der Verordnung zur Sicherung der Energieversorgung über mittelfristig wirksame Maßnahmen (EnSimiMaV), und/oder außergewöhnliche, über aus üblichen Preisschwankungen hinausgehende finanzielle Verluste sein.

Selbst solche Entwicklungen, die im Einzelfall zudem noch unvorhersehbar gewesen sein müssen, führen indes nicht zu einem Anpassungsanspruch. Zusätzlich müsste der Kunde nämlich darlegen können, dass ihm ein Festhalten am unveränderten Vertrag unzumutbar ist. Das dürfte regelmäßig an den Preisbremsengesetzen scheitern. Ihnen ist zu entnehmen ist, wie nach Ansicht des Gesetzgebers mit hohen Energiepreisen während der Energiekrise umzugehen ist:

• Vertragspreise unterhalb des jeweiligen Referenzpreisniveaus sind dem Kunden ohne Weiteres zumutbar.
• Energiepreise oberhalb dieses Preisniveaus werden, sofern die weiteren Entlastungsvoraussetzungen erfüllt sind, auf das Referenzpreisniveau gedeckelt und begründen für den darüberhinausgehenden Teil des Vertragspreises, den sog. Differenzbetrag, einen Entlastungsanspruch gegen den jeweiligen Lieferanten oder gegen den Staat.

Hiernach gilt: Entweder ist der Kunde entlastungsberechtigt oder er ist es nicht. Ist Letzteres der Fall, so folgt hieraus zugleich, dass die Energiepreise, selbst wenn sie mit spürbaren finanziellen Mehrbelastungen verbunden sind, dem Kunden zumutbar sind.

Einleitung

Angesichts aktueller weltpolitischer Krisen ist der Ausbau der Ladeinfrastruktur für E-Fahrzeuge aus dem öffentlichen Fokus geraten. Die fortbestehende Klimakrise macht die Verkehrswende hin zu mehr Elektromobilität aber weiterhin zu einer Priorität. Die Entscheidungen, die heute beim Ausbau der Ladeinfrastruktur für E-Fahrzeuge getroffen werden, werden die Struktur der entstehenden Märkte in Zukunft wesentlich prägen. Daher befasst sich die Monopolkommission in ihrem 9. Sektorgutachten Energie vom Oktober 2023 nunmehr zum dritten Mal mit der Frage, wie es um den Ausbau eines deutschlandweiten Ladenetzes und die wettbewerblichen Strukturen auf den Märkten für E-Mobilität bestellt ist.

Im Folgenden fassen wir die zentralen Thesen der Monopolkommission zusammen (9. Sektorgutachten, S. 100 ff., abrufbar hier (externer Link)):

Sachlich relevante Märkte

Die Monopolkommission grenzt, wie auch die EU-Kommission und das Bundeskartellamt, private Ladeinfrastruktur (Wallboxes, Ladepunkte auf Betriebsgelände etc.) aus dem Markt für öffentlich zugängliche Ladeinfrastruktur aus. Abgrenzungskriterium ist dabei, ob die Ladeinfrastruktur öffentlich zugänglich ist, nicht dagegen, ob sie auf öffentlichem Grund errichtet wird. Daher ist auch Ladeinfrastruktur öffentlich, die zwar auf privatem Grund errichtet, aber allgemein zugänglich ist (z.B. allgemein zugängliche Ladepunkte auf Supermarkt-Parkplätzen oder in öffentlichen Parkhäusern).

Die Monopolkommission erwägt, in Anlehnung an das Bundeskartellamt, Ladepunkte nach Leistung zu differenzieren und Märkte für schnelles und langsameres Laden zu unterscheiden. Im Ergebnis legt sich die Monopolkommission nicht abschließend fest, da die Substituierbarkeit von langsamen Ladepunkten durch schnellere aus Sicht der Nachfrager auch von den Preisunterschieden und der individuellen Zahlungsbereitschaft abhänge und belastbare Informationen hierzu noch nicht vorlägen. Im Sektorgutachten differenziert die Monopolkommission aber zumindest vorläufig zwischen

• Normalladepunkten abseits von Autobahnen mit einer Leistung bis 22 kW,
• Schnellladepunkten abseits von Autobahnen mit einer Leistung größer 22 kW,
• Superschnellladepunkten (HPC-Ladepunkten) abseits von Autobahnen mit einer Leistung ab 150 kW und
• Autobahnstandorten, bei denen typischerweise eine hohe Ladeleistung vorgehalten wird.   

Räumlich relevante Märkte

Die Monopolkommission grenzt die Märkte im Einklang mit dem Bundeskartellamt lokal bzw. regional ab. Allerdings verfeinert die Monopolkommission ihre Methode zur räumlichen Marktabgrenzung. Während sie bislang schematisch Umkreismärkte über Luftliniendistanzen mit unterschiedlichen Radien um Ladesäulen gebildet hat, verwendet sie im 9. Sektorgutachten einen fahrzeitbasierten Ansatz (Erreichbarkeitsmodell). Dabei werden mit Hilfe einer Routing-Software für jeden Ladestandort Alternativen ermittelt, die binnen einer festgelegten Fahrzeit erreichbar sind. Für Normal- und Schnellladepunkte legt die Monopolkommission eine Fahrzeit von 15 Minuten zugrunde, für den HPC-Markt und Standorte entlang der Autobahnen 30 Minuten. Die fahrzeitbasierte Methode hat zur Folge, dass die räumlichen Märkte wegen dichteren Verkehrs in Ballungsräumen enger zu ziehen sind als im ländlichen Raum, in dem in der gleichen Zeit größere Strecken zurückgelegt und daher die räumlichen Märkte weiter gezogen werden können.  

Rückgang der Anbieterkonzentration

Auf Basis der so abgegrenzten Märkte hat die Monopolkommission die Konzentration der Anbieter nach der CR₁ Konzentrationsrate ermittelt. Hierbei fragt die Monopolkommission, wieviel Prozent der Ladepunkte innerhalb eines räumlichen Markts vom größten Anbieter kontrolliert werden. Für alle sachlichen Märkte stellt die Monopolkommission einen – teilweise erheblichen – Rückgang der Marktkonzentration fest. Lag die CR₁ Konzentrationsrate für HPC-Ladepunkte 2020 bundesweit noch bei über 80 %, beträgt sie im Jahr 2023 nur noch rund 39 %. Noch vergleichsweise hoch konzentriert ist der Markt für Normalladepunkte mit rund 49 % im bundesweiten Durchschnitt. Nach den Erhebungen der Monopolkommission agieren dabei auf mehr als 60 % der regionalen Normallademärkte Anbieter, die mehr als 40 % der Ladepunkte kontrollieren und damit die Marktbeherrschungsvermutung nach § 18 Abs. 4 GWB (Marktanteile von mindestens 40 %) erfüllen.

Korrelation zwischen Anbieterkonzentration und Preis

Erstmals konnte die Monopolkommission im 9. Sektorgutachten umfangreiche Preisdaten auswerten. Auf dieser Grundlage ermittelt sie eine Korrelation zwischen hoher Marktkonzentration und hohen Preisen. Unabhängig von der Marktkonzentration war in allen Marktsegmenten ein Preisanstieg festzustellen. Allerdings: Der Preisanstieg fiel in hochkonzentrierten Gebieten bis zum Jahresende 2022 um rund 20 Cent pro 10 kWh höher aus als in weniger konzentrierten Gebieten. Zwar sei hierin kein Kausalitätsnachweis zu sehen, allerdings bestätigten die Ergebnisse laut Monopolkommission die bisherige Annahme, dass eine hohe Konzentration von Ladesäulenanbietern mit höheren Preisen für Abnehmer einhergehen kann.  

Marktmacht wirkt sich in Verhandlungsmacht gegenüber EMP aus

Höhere Marktmacht wirkt sich dabei nicht nur auf die Ad-hoc-Ladepreise des Ladesäulenbetreibers (Charge Point Operator – CPO) aus, sondern auch auf das Preisniveau von E-Mobility-Service Providern (EMP), die Bezahlkarten für die Ladevorgänge an Ladesäulen diverser, vertraglich in das Netzwerk des EMP eingebundener Ladesäulenbetreiber ausgeben.   

Eine hohe regionale Marktmacht eines Ladesäulenbetreibers wirkt sich nach Einschätzung der Monopolkommission in den Verhandlungen über die vertragliche Einbindung des Ladesäulenbetreibers in das Ladenetzwerk des EMPs aus. Denn die EMPs sind, um ihre Ladekarten für E-Autofahrer möglichst attraktiv zu machen, darauf angewiesen, insbesondere mit den Betreibern möglichst vieler Ladepunkte innerhalb eines räumlichen Markts Nutzungsverträge abzuschließen. Die Ladesäulenbetreiber können ihre hieraus erwachsene Verhandlungsmacht einsetzen, um höhere Verrechnungspreise zu ihren Gunsten durchzusetzen. Um im Wettbewerb mit anderen EMPs zu bestehen und ihren Ladekarteninhabern weiterhin einheitlich möglichst günstige Preise anzubieten, werden EMPs weniger marktmächtigen Ladesäulenbetreiber, die für ein flächendeckendes Angebot weniger wichtig sind, tendenziell niedrigere Verrechnungspreise anbieten. Dies führt nicht nur zu wettbewerblichen Nachteilen bestehender kleinerer Ladesäulenbetreiber, sondern erschwert auch den Markteintritt neuer CPOs in vermachtete regionale Märkte.  

Wettbewerbliche Lösungsmöglichkeiten für dieses Dilemma sieht die Monopolkommission darin, die Kosten für das Ad-hoc-Laden transparenter und direkte Zahlungen an den Ladesäulenbetreiber komfortabler zu machen. Denn bei höherer Preistransparenz können Newcomer durch günstige Ad-hoc-Ladepreise schneller Marktanteile gewinnen und etablierte Ladesäulenbetreiber wettbewerblich unter Druck setzen. Für eine erhöhte Transparenz der Ad-hoc-Ladepreise erneuert die Monopolkommission ihren Vorschlag, eine Markttransparenzstelle für Ladepreise einzurichten, wie es sie bereits für Benzin- und Dieselpreise gibt.

Impulse für einen verstärkten Wettbewerb könnten sich zudem aus der flächendeckenden Umsetzung von Plug&Charge ergeben, einer Ladefunktion, bei der lediglich das Ladekabel mit dem E-Auto verbunden werden muss und Lade- und Bezahlvorgang mittels eines hinterlegten Ladetarifs durch Kommunikation zwischen E-Auto und E-Ladesäule erfolgt. Da bei der Weiterentwicklung von Plug&Charge allerdings wettbewerbliches Missbrauchspotential besteht, etwa indem der Autohersteller (nur) einen bestimmten EMP-Vertrag für die Zahlungsabwicklung hinterlegt und dadurch dessen Marktposition stärkt, regt die Monopolkommission eine Beobachtung der Marktentwicklung durch das Bundeskartellamt an.

Weitere Vorschläge der Monopolkommission

Nach Vorstellung der Bundesregierung im Masterplan Ladeinfrastruktur II (Oktober 2022) sollen Kommunen und kommunale Zusammenschlüsse möglichst bis Ende 2023 lokale Masterpläne für den Ausbau ihrer lokalen Ladeinfrastruktur erarbeiten. Die Monopolkommission schlägt vor, im Rahmen dieser kommunalen Masterpläne oder der geplanten Ausschreibungsleitfäden die Bedeutung von Wettbewerb zwischen Ladesäulenbetreibern in lokalen Märkten zu betonen und damit den künftigen Wettbewerb beim weiteren Auf- und Ausbau der Ladesäuleninfrastruktur sicherzustellen.

Schließlich regt die Monopolkommission eine vergleichsweise Einigung im Rechtsstreit an, der zwischen der Tank & Rast-Gruppe einerseits und Tesla und Fastned andererseits anhängig ist und der den zügigen Ausbau einer Schnellladeinfrastruktur an den von Tank & Rast bewirtschafteten Autobahnrastanlagen hemmt. Hintergrund des Rechtsstreits ist eine aktuelle Ergänzungsvereinbarung zu den Konzessionsverträgen aus den 1990er Jahre zwischen der Autobahn GmbH des Bundes und der Tank & Rast, in der sich Tank & Rast zur raschen Errichtung von Schnellladepunkten an den von ihr bewirtschafteten Autobahnrastanlagen verpflichtet. Tesla und Fastned sind der Ansicht, die Konzessionserweiterung zugunsten der Tank & Rast hätte vergaberechtlich ausgeschrieben werden müssen. Das OLG Düsseldorf hat die Frage dem EuGH zur Vorabentscheidung vorgelegt. Bis die Vorabentscheidung ergeht, kann wertvolle Zeit verstreichen, die für den Ausbau der Ladeinfrastruktur an Autobahnrastanlagen genutzt werden könnte. Diese Zeit könnte nach Auffassung der Monopolkommission im Interesse eines zügigen Infrastrukturaufbaus genutzt werden, wenn der Rechtsstreit vergleichsweise beigelegt würde.

Aufgrund seiner dichten Siedlungsstruktur hat Deutschland ein großes Potenzial für den Betrieb von Wärmenetzen. Derzeit werden aber nur ca. 14 % aller Haushalte mit Wärme versorgt, das Fernwärmepotenzial wird daher kaum genutzt. Dies soll sich im Zuge der Wärmewende ändern. Anfang 2024 tritt die politisch hoch umstrittene GEG-Novelle in Kraft, die darauf abzielt, durch einen Austausch von Öl- und Gasheizungen Schritt für Schritt das Heizen in Deutschland klimafreundlich zu machen. Künftig soll jede neu eingebaute Heizung in Neubaugebieten auf Basis von 65 % erneuerbarer Energien betrieben werden. Für Bestandsbauten gilt die 65-% -Vorgabe erst dann, wenn die Gemeinden ihre Pläne zur kommunalen Wärmeplanung vorgelegt haben, spätestens Mitte 2026 in großen und Mitte 2028 in kleinen Kommunen. Denn mit der GEG-Novelle eng verzahnt ist der Entwurf eines Gesetzes für die Wärmeplanung (Wärmeplanungsgesetz – WPG-E). Nachdem der Bundesrat sich im ersten Durchgang mit

dem Entwurf befasste, erfolgte die erste Beratung im Bundestag am 13. Oktober. Am Montag, den 16. Oktober, schloss sich eine öffentliche Anhörung des Ausschusses für Wohnen, Stadtentwicklung, Bauwesen und Kommunen an, in dessen Rahmen noch diverse Änderungen und Ergänzungen durch die Sachverständigen angeregt wurden. Das WPG-E schreibt eine Pflicht zur Wärmeplanung vor. Mit einer systematischen Wärmeplanung sollen die Kommunen in die Lage versetzt werden, auf lokaler Ebene gesellschaftlich und wirtschaftlich tragfähige Transformationspfade zur treibhausgasneutralen Wärmeversorgung zu entwickeln und zu beschreiten. Bei Interesse an diesen und weiteren Themen zu Entwicklungen und aktueller Rechtsprechung im Bereich der Wärmenetze senden wir Ihnen gerne unseren aktuellen Newsletter zu (Mail an info@leitfeld-recht.de).

Preisbremsenänderungsgesetz am 3. August in Kraft getreten – zusätzliche Entlastung bei atypischen Minderverbräuchen:

Am 3. August ist das „Gesetz zur Änderung des Erdgas-Wärme-Preisbremsengesetzes, zur Änderung des Strompreisbremsegesetzes sowie zur Änderung weiterer energiewirtschaftlicher, umweltrechtlicher und sozialrechtlicher Gesetze“ in Kraft getreten. Mit ihm werden zahlreiche Bestimmungen des EWPBG und des StromPBG geändert (hinsichtlich des EWPBG enthält das Preisbremsenänderungsgesetz 25 und hinsichtlich des StromPBG 29 einzelne Änderungspunkte). Außerdem werden das Soforthilfegesetz, das EEG, das Energiefinanzierungsgesetz, das EnWG, aber auch das SGB, das Krankenhausfinanzierungsgesetz und das BImSchG überarbeitet.

Mit den Änderungen des EWPBG und des StromPBG ist insbesondere die Aufnahme eines neuen Teils 3a bzw. 2a „Entlastung für atypische Minderverbräuche“ verbunden. Die entsprechenden Regelungen (§ 37a EWPBG und § 12b StromPBG) betreffen Unternehmen, die aus atypischen Gründen im Jahr 2021 einen gegenüber 2019 um mindestens 40% niedrigeren Energieverbrauch hatten und als Folge eine um mehr als 10.000 € (Gas) bzw. 1.000 € (Strom) niedrigere Entlastungssumme nach den Energiepreisbremsen erhalten. Sie können vom 1. bis 30. September 2023 bei der (noch einzurichtenden) Prüfbehörde einen Antrag auf (zusätzliche) Entlastung stellen.