Kategorie: Aktuelles

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Keine Flucht in das Privatrecht – Über verfassungsrechtliche Notwendigkeiten und Spielbälle der Politik

Durch die Bindung kommunaler Unternehmen in Privatrechtsform an Vorgaben öffentlich-rechtlicher Natur entstehen im Unternehmensalltag bisweilen Modifikationen und Überlagerungen der einschlägigen gesellschaftsrechtlichen Vorgaben. Hierzu zählen beispielsweise die personelle Besetzung von Aufsichtsgremien sowie die hieran angelegten Kriterien zur Auswahl dieser Personen. Hieraus folgen wechselseitige Verflechtungen zwischen der öffentlichen Hand und deren Gremien mit den Organen „ihrer“ kommunalen Unternehmen. Viele Beobachter haben den Eindruck, kommunale bzw. öffentliche Unternehmen werden hierdurch zu Spielbällen im Spannungsfeld zwischen politischen Zankereien und Einflussnahmen, die einen Eingriff in die wirtschaftliche Autonomie darstellen. Diese Lanze gilt es mithilfe des Verfassungsrechts zu brechen und an dieser Stelle als Merkposten auf allzu oft vernachlässigte Rahmenbedingungen hinzuweisen. „Man kann nicht zwei Herren dienen“, so womöglich das Ergebnis eines schnellen und oberflächlichen Blickes kritischer Beobachter. Welche Gegebenheiten und Anforderungen diese jedoch häufig aus den Augen verlieren ist der Umstand, dass Vertreter der öffentlichen Hand in den Unternehmensorganen in der Regel Weisungen sowie umfassenden Berichts- und Informationspflichten unterworfen sind. Seit Bestehen des Aktien- und GmbH-Gesetzes gibt es Diskussionen um den Vorrang jener bei Wertungswidersprüchen und Kollisionen in Bezug auf Modifikationen und Überlagerungen, die das Kommunal-, Verwaltungs- und Verfassungsrecht für öffentliche Unternehmen und die öffentliche Hand statuiert. Für das Kommunal- und Landesrecht muss jedoch ein prinzipieller Vorrang des Gesellschaftsrechts (vor allem AktienG und GmbHG) konstatiert werden, weil Bundesrecht aufgrund der Höherrangigkeit Landes- und Kommunalrecht bricht, Artikel 31 GG.

Welche Rahmenbedingungen es zu berücksichtigen gilt

Vor allem an Stellen, die dispositiven Regelungen durch die Gesellschafter zugänglich sind, statuiert das Kommunal- bzw. Verwaltungsrecht weitergehende Regelungen, die Eingang in den Unternehmensalltag finden müssen. Dies betrifft vor allem die Weisungsabhängigkeit der Vertreter, Berichts- und Informationspflichten dieser Vertreter oder auch die Beachtung öffentlicher Interessen (z. B. §113 GO NW).

Demokratische Legitimation

Vor allem das Demokratie- und Rechtsstaatsprinzip des Artikels 20 GG erfordert eine umfassende demokratische Legitimation allen staatlichen Handelns und schreibt die Sicherstellung eines Letztentscheidungsrechts der öffentlichen Hand vor. Genau diese beiden Determinanten füllen den Raum aus, den das Gesellschaftsrecht eröffnet und verleiten zu der Annahme, dass eine unternehmerische Freiheit, die privatwirtschaftlichen Unternehmen zu Teil wird, bei Unternehmen der öffentlichen Hand zusätzlich eingeengt und durch weitere Vorgaben beschnitten werden.

Ursprung der Pflicht zur demokratischen Legitimation allen Handeln des Staates ist Artikel 20 Abs. 2 S. 1 GG. Hiernach geht alle Staatsgewalt vom Volke aus. Bei demokratischer Legitimation geht es nicht um die Existenzberechtigung bzw. die Legitimation des Staates, sondern um die Legitimation und Rechtfertigung allen staatlichen Handelns. Alle Akte staatlicher Gewalt und Handelns müssen sich auf den Willen des Volkes zurückführen lassen und diesem gegenüber verantwortet werden. Diese Rückführung bzw. Verantwortung ist „demokratische Legitimation“. Elemente wie beispielsweise Akzeptanz, Entscheidungsrichtigkeit oder Partizipation vermitteln jedoch keine Legitimation. Jegliche Form staatlichen Handelns bedarf demokratischer Legitimation, ohne Berücksichtigung der Organisations- oder Handlungsform. Gemäß Artikel 28 Abs. 1 GG gelten diese Anforderungen auch für Kommunen. Kommunale Unternehmen in Privatrechtsform sind demnach von der Pflicht zur demokratischen Legitimation ebenfalls umfasst.

Keine Flucht in das Privatrecht

Daneben ist es vor allem die Garantie der kommunalen Selbstverwaltung welche die Determinante demokratischer Legitimation im Sinne des Art. 20 Abs. 2 GG ergänzt. Werden jedoch öffentliche Aufgaben der Daseinsvorsorge (materiell) privatisiert bzw. in privatrechtlicher Form erfüllt, so haben die Kommunen diese Tätigkeit zu verantworten und tragen hierüber Sorge (sog. kommunale Gemeinwohlabsicherung). Diese Verantwortung manifestiert sich vor allem in der Implementierung von Steuerungs-, Regulierungs-, Kontrollrechten und Abwägungsmechanismen. Auch bei (materiellen) Privatisierungen trifft die Kommune die Pflicht, Steuerungs- und Kontrollmechanismen zu implementieren, die Transparenz, Effektivität, Angemessenheit sowie Aufgabenadäquanz sicherstellen. Diesen Ausführungen ist noch ein in der Wissenschaft und Praxis geläufiger und oft zitierter Satz anzuschließen, nach dem es für die öffentliche Hand „keine Flucht in das Privatrecht“ geben darf.

Fazit

Die Ausführungen zeigen, dass die Implementierung von Gremien, das Abstimmungsverhalten von Vertretern, zu verfolgende Interessen aber auch Berichts- und Informationspflichten Ausfluss von fundamental wichtigen und indisponiblen Verfassungsprinzipien sind. Aus Sicht der öffentlichen Hand sind Beteiligungen an öffentlichen Unternehmen herausragend wichtige Assets. Sie braucht für die Steuerung und Kontrolle dieser öffentlichen Unternehmen die in Rede stehenden und gesetzlich vorgeschriebenen Gremien und Verschränkungen. Solche Gremien tragen des Weiteren zur Transparenz bei und erfüllen somit Anforderungen, die sie gemäß den Regeln guter Unternehmensführung in öffentlichen Unternehmen (Public Corporate Governance) verfolgen und erfüllen sollten.

13th annual Power and Utilities Survey: Energieversorger stellen sich auf Umbau ihrer Branche ein

Mit erneuerbaren Energien und der dezentralen Energieerzeugung steht das traditionelle Geschäftsmodell von Energieversorgen auf dem Prüfstand. Programme, um Kosten zu senken oder die Rentabilität zu erhöhen, reichen nicht aus, um in Zukunft zu bestehen

sagt Norbert Schwieters, Industry Leader für Energiewirtschaft bei PwC. Doch wie schätzen die Energieversorger die neuen Herausforderungen ein? Die Antwort gibt der „PwC Annual Gobal Power & Utilities Survey“. Dazu befragten die Experten 53 Energieversorger rund um den Globus.

Die Energieversorger rund um den Globus rechnen mit einem radikalen Wandel ihrer Branche bis 2030. So gaben 94 Prozent der befragten Unternehmen an, dass sie mit einer Transformation oder zumindest mit wichtigen Änderungen des Geschäftsmodells bis 2030 rechnen. Weltweit bezeichnen 57 Prozent der Energieversorger die Wahrscheinlichkeit als hoch, dass die dezentrale Energieerzeugung die Versorger dazu antreibt, ihr Geschäftsmodell zu ändern. Nur eine Minderheit von 18 Prozent hält die dezentrale Energieerzeugung für eine Bedrohung: Rund 82 Prozent sehen darin dagegen eine Chance.

Spitzenausgleich-Effizienzsystemverordnung (SpaEfV) durch Bundeskabinett verabschiedet

Die Verordnung konkretisiert die Verknüpfung von Energieeffizienzsystemen mit der Gewährung des Spitzenausgleichs für Strom- und Energiesteuer und beschreibt insbesondere die schrittweise Einführung der Energieeffizienzsysteme, sowie die nötigen Nachweise.

In diesem Jahr wurde von der EU-Kommission zum 01.01.2013 für Unternehmen des produzierenden Gewerbes eine neue Energiesteuerrichtlinie verabschiedet. Erfreulicherweise wird trotz der durchgeführten Novellierung des Energie- und Stromsteuergesetzes der Spitzenausgleich ab dem Jahr 2013 für Unternehmen des Produzierenden Gewerbes in Deutschland für weitere 10 Jahre fortgeführt. Damit bleibt diese enorme Einsparmöglichkeit für ca. 25.000 Unternehmen des Produzierenden Gewerbes weiterhin erhalten.

Die gesetzlichen Anforderungen unterscheiden sich hinsichtlich Großunternehmen und KMU (Definition entsprechend der Empfehlung der Europäischen Kommission 2003/361/EG).

Ab diesem Jahr wird die Einführung eines Energiemanagementsystems nach DIN EN ISO 50001 oder eines Umweltmanagementsystems nach EMAS für große Unternehmen Voraussetzung zum Erhalt des Spitzenausgleichs gem. § 10 StromStG, sowie § 55 EnergieStG. Kleine und mittlere Unternehmen, sog. KMU, müssen die Einführung eines Energieaudits gemäß DIN 16247-1 oder eines alternativen Systems nachweisen.

Die Erfüllung der Nachweisführungspflicht über den Beginn einer entsprechenden Systemimplementierung ist für Unternehmen relevant, die noch kein zertifiziertes Energiemanagementsystem nach DIN EN ISO 50001 oder Umweltmanagementsystem nach EMAS besitzen, die Implementierung noch nicht begonnen haben oder eine bestehende Zertifizierung bei Antragsstellung älter als 12 Monate ist.

Betroffene Unternehmen sollten die Übergangsfristen nutzen, um mit geringem Aufwand die vorgeschriebenen Mindestanforderungen zu erfüllen.

In diesem Zusammenhang bietet PwC eine schlanke und standardisierte Lösung – den PwC Erhebungsbogen zur energetischen Bewertung. Das Ergebnisdokument, dass durch einen anerkannten Zertifizierer testiert wird, können betroffene Unternehmen in den Jahren 2013 und 2014 nutzen, um den durch das Hauptzollamt geforderten Nachweis über den Beginn der Einführung eines Systems zu erbringen. Darüber hinaus sind die Ergebnisse des Erhebungsbogens ein Baustein für ein Energie- oder Umweltmanagementsystem (bzw. eines alternativen Systems für KMU), welches ab dem Jahr 2015 Voraussetzung für die Gewährung des Spitzenausgleiches ist und durch eine Zertifizierung nachgewiesen werden muss.

Der PwC Erhebungsbogen ist ein erster Schritt zu einem Ganzheitlichen Energiemanagement.

Wie man an der aktuellen Novellierung des Strom- und Energiesteuergesetzes sieht, machen u.a.  rechtliche Vorgaben die Optimierung der unternehmensindividuellen Energiesituation zu einer immer komplexeren Aufgabe. Es bedarf eines Energiemanagements, das die Energiesituation und deren Treiber (z.B. rechtlicher Natur), die betriebswirtschaftlichen, sowie technischen und systemischen Möglichkeiten gleichermaßen berücksichtigt, aber nicht an technische Maßnahmen und operationelle Strukturen gebunden ist. Das Prinzip des Ganzheitlichen Energiemanagements (GEM) berücksichtigt die entsprechenden Treiber und bietet Unternehmen die Möglichkeit, mittels zielgerichteter Lösungen die Optimierung der eigenen Energiesituation in das unternehmensindividuelle Zielsystem zu integrieren. Der PwC Erhebungsbogen dient der Erfassung und Darstellung von Verbrauchern, sowie Verbrauchswerten und ist somit ein erster Schritt zu einem Ganzheitlichen Energiemanagement.

Biogas-Monitoringbericht 2013 veröffentlicht

Biogaseinspeisung in 2012 um über 50% gestiegen

Am 19. August 2013 hat die Bundesnetzagentur ihren Biogas-Monitoringbericht 2013 veröffentlicht. Hiernach wurde im Jahr 2012 ein Gesamtvolumen von 413 Mio. m³ Biogas in die Gasnetze eingespeist. Im Jahr 2011 betrug dieser Wert noch 275 Mio. m³. Somit hat sich die eingespeiste Menge Biogas in 2012 im Vergleich zum Vorjahr deutlich um etwa 50 Prozent erhöht. Im Vergleich zum Wachstum des Vorjahreszeitraums bedeutet dies jedoch, dass sich das jährliche Wachstum verlangsamt hat (2011: 54 Prozent).

Anzahl der Biogasanlagen steigt kontinuierlich

Parallel zum Wachstum der eingespeisten Menge Biogas, hat sich auch die Anzahl der installierten Anlagen für das Jahr 2012 deutlich gesteigert. Betrug die Anzahl der Anlagen in 2011 noch 77, hat sich dieser Wert bis zum 31. Dezember 2012 auf 108 Anlagen erhöht. Dies bedeutet eine Steigerung installierter Anlagen von etwa 40 Prozent. Jedoch ist auch hier ein leicht rückläufiges Wachstum zu beobachten (2011: 75 Prozent).

Zielvorgaben für 2020 und 2030 bleiben nur schwer umsetzbar

Trotz des generell erneut starken Wachstums der Biogasproduktion wird „eine deutliche Zielverfehlung“ bei linearer Fortschreibung der eingespeisten Mengen erwartet. So belaufen sich die Produktionsziele auf 6 Mrd. m³ Biogasproduktion für das Jahr 2020, respektive 10 Mrd. m³ für das Jahr 2030. Der Zielerreichungsgrad beläuft sich somit für das Jahr 2020 auf lediglich 6,88 Prozent, für das Jahr 2030 auf 4,13 Prozent.

Herstellungskosten sinken weiterhin

Die mengengewichteten Herstellungskosten für Biogas (in Cent pro kWh) sind weiter gesunken. Eine kWh aufbereitetes Biogas in Erdgasqualität kostete im Jahr 2012 5,3 Cent, im Jahr 2011 kostete dieselbe Menge noch durchschnittlich 5,7 Cent.

Allerdings ist die Bandbreite der Herstellungskosten mit 1,8 Cent/kWh bis 8,3 Cent/kWh relativ groß, insbesondere bedingt durch die Kosten des eingesetzten Substrats: In 2012 wurden im Wesentlichen (82 Prozent) nachwachsende Rohstoffe wie Maissilage, Grassilage, Zuckerrüben, Getreide etc. eingesetzt. Abfall und Reststoffe (13 Prozent) sowie Gülle/Mist (5 Prozent) werden nur bei einer kleineren Anzahl der Anlagen eingesetzt.

Die Preisunterschiede zu fossilem Erdgas sind allerdings nach wie vor sehr deutlich: So betrug der Preis für eine kWh fossilen Erdgases im Jahresdurchschnitt 2012 2,9 Cent; der durchschnittliche mengengewichtete Verkaufspreis für Biogas lag mit 7,02 Cent/kWh deutlich darüber.

Wälzungskosten legen zu

Da die Gasnetzbetreiber die Kosten der Biogaseinspeisung auf die Netznutzer umlegen können, haben sich diese sogenannten Wälzungskosten aufgrund der gesteigerten Biogasproduktion für das Jahr 2012 weiter erhöht. So stiegen die Wälzungskosten im Jahr 2012 auf 107 Mio. Euro von 78 Mio. Euro in 2011, dies entspricht einer Steigerung von etwa 37 Prozent.

Hierbei ist zusätzlich darauf hinzuweisen, dass die Höhe der Wälzungskosten zum Teil erhebliche Unterschiede nach Regionen aufweist. So war die Biogasumlage im Marktgebiet Gaspool etwa dreimal so hoch wie im Marktgebiet NetConnect Germany. Dieser signifikante Unterscheid erklärt sich durch die relativ größere Anzahl an Biogasanlagen im Marktgebiet Gaspool bei gleichzeitig geringerer Gasausspeiseleistung.

Für 2013 wurde von den Netzbetreibern ein Einspeisevolumen von 539 Mio. m³ Biogas prognostiziert, wodurch sich die Wälzungskosten weiter erhöhen dürften (wenn auch mit einer geringeren Wachstumsrate).

Für die Erstellung des Berichts wurden die Gasnetzbetreiber, Biogasanlagenbetreiber, Biogashändler sowie die Marktgebietsverantwortlichen befragt. Mit dem Biogas-Monitoringbericht 2013 legt die Bundesnetzagentur ihren dritten Bericht dieser Art vor. Der vollständige Bericht kann auf der Internetseite der Bundesnetzagentur unter www.bundesnetzagentur.de abgerufen werden.

Verordnung zur Änderung von Verordnungen auf dem Gebiet des Energiewirtschaftsrechts verkündet

Die Verordnung zur Änderung von Verordnungen auf dem Gebiet des Energiewirtschaftsrechts ist heute im Bundesgesetzblatt (BGBl. I, S. 3250) verkündet worden und tritt mit Ausnahme von Artikel 2 am 22. August 2013 in Kraft.

Ein Schwerpunkt der Verordnung ist die Novelle der Stromnetzentgeltverordnung mit den Neuregelungen zur Netzentgeltreduzierung für stromintensive Unternehmen. Wir raten betroffenen Unternehmen sehr kurzfristig zu erwägen, mit ihrem Netzbetreiber individuelle Netzentgelte zu vereinbaren (vgl. § 19 Abs. 2 Satz 4 StromNEV), um schnellstmöglich von Netzentgeltreduzierungen profitieren zu können. Entsprechende Vereinbarungen auf der Grundlage des neuen Gesetzes stellen wir gern bei Bedarf zur Verfügung.

Sollten Sie weitere Fragen oder Unterstützung im Zusammenhang mit der Antragsstellung bezüglich der Begrenzung der Netzentgelte haben, sprechen Sie uns an. Gerne stellen wir Ihnen nachfolgend eine tagesaktuell konsolidierte Fassung der StromNEV zur Verfügung, damit Sie sich ohne größere Anstrengungen ein eigenes Bild über die Novelle machen können.

2013_08_21_StromNEV

 

 

10 Maßnahmen für eine erfolgreiche Energiewende

Peer Steinbrück und Matthias Machnig haben am 15. August 2013 für die SPD ein Programm zur Energiewende vorgelegt. Es enthält – teilweise recht detaillierte – Maßnahmen zur Ausgestaltung und Koordination der Energiewende und will damit auch dazu beitragen, dass bis 2020 40 bis 45 % des Stroms und 20 % der Wärme aus erneuerbaren Energien stammen.

Beispielsmaßnahmen sind:

  • Die Bürger sollen im Hinblick auf die gestiegenen Strompreise um € 3 Mrd. entlastet werden: € 1,6 Mrd. durch eine 25 % Senkung der Stromsteuer, € 1 Mrd. durch Reduzierung der „Überförderung in bestimmten Bereichen“ und € 500 Mio. durch Eingrenzung der Befreiung energieintensiver Unternehmen von der EEG-Umlage.
  • Energieversorger sollen dazu verpflichtet werden, der Bundesnetzagentur (BNetzA) ihre Grundversorgungstarife zu melden. Wird der günstigste Tarif um mehr als 10 % überschritten, soll die BNetzA eingreifen.
  • Für neue Stromleitungen soll eine „Deutsche Netzausbau AG“ gegründet werden, ggf. auch mit 25, 1 % öffentlicher Beteiligung.
  • Die neuen Vorschriften für Versicherungen (Solvency II) sollen auf europäischer Ebene so ausgestaltet werden, dass Versicherer mehr Kapital in den Netzausbau investieren können.
  • Man setzt darauf, dass Power to Gas bis 2025 im großtechnischen Maßstab wirtschaftlich betrieben werden kann.
  • Die Gemeindeordnungen sollen den Kommunen zukünftig mehr Betätigung auf dem Feld der Energiewende ermöglichen.

 

Ergebnisse der Kosten-Nutzen-Analyse Smart Metering veröffentlicht

Das BMWi hat am 30.07.2013 die lang ersehnte „Kosten-Nutzen-Analyse für einen flächendeckenden Einsatz intelligenter Zähler“ veröffentlicht. Danach ist das von der EU vorgegebene Rollout-Szenario mit einer Einbauquote intelligenter Messsysteme von 80% bis 2020 weder gesamtwirtschaftlich sinnvoll noch technisch realisierbar. Positive Impulse für den Smart Meter Ausbau werden aber trotzdem gegeben: Die im Auftrag des BMWi erstellte Studie empfiehlt die Ausweitung der gesetzlich definierten Pflichteinbaufälle intelligenter Messsysteme auf kleine EEG- und KWK-G-Anlagen sowie die schrittweise flächendeckende Einführung sog. intelligenter Zähler für Haushaltskunden.

Zusätzliche Pflichteinbaufälle

1)             EEG- und KWK-G-Anlagen mit Anschlussleistung  zwischen 0,25- und 7kW sowie Zählpunkte mit besonderer  Netzdienlichkeit sollen bis 2022 pflichtmäßig mit einem schutzprofilkonformen Messsystem ausgestattet werden. Die Möglichkeit der Fernsteuerung von EEG-Anlagen stellt dabei laut Studienergebnissen die Wirtschaftlichkeit der Umsetzungsvariante sicher.

2)             Zusätzlich sollen sog. intelligente Zähler flächendeckend für Kundenanlagen mit weniger als 6.000kWh Jahresverbrauch bis 2022 eingeführt werden. Unter intelligenten Zählern sind sog. upgradefähige Zähler ohne externe Kommunikationsanbindung gem. § 21c Abs. 5 EnWG zu verstehen, die nachträglich in ein schutzprofilkonformes Messsystem eingebunden werden können.

Wer übernimmt die Verantwortung für einen Rollout?

Bei der Umsetzung des im Rahmen der Studie empfohlenen Rollout-Szenarios sind bis zum Jahr 2022 11,9 Mio. schutzprofilkonforme intelligente Messsysteme und 20,7 Mio. intelligente Zähler von den EVUs einzubauen, was einer Gesamteinbauquote von 68% entspricht. Dies führt zu erheblichen Anforderungen an die Technologieintegration und Prozessimplementierung der betroffenen EVUs. Um die ambitionierten Rollout-Ziele einhalten zu können, sind die Verantwortlichkeiten möglichst zeitnah zu definieren.

Der im März veröffentlichte Entwurf der Messsystemverordnung (MSysV-E) schafft erste Klarheiten bezüglich der Rollenverteilung. So soll nach § 2 Abs. 6 MSysV-E der verantwortliche Messstellenbetreiber oder ein in dessen Auftrag handelnder Dritter die zentrale Funktion des Gateway Administrators übernehmen. Auch der Einbau, die Installation, die Konfiguration, die Überwachung und Wartung soll weiterhin in der Hand des zuständigen Messstellenbetreibers bleiben. Die grundzuständigen Messstellenbetreiber sollten sich daher frühestmöglich mit der Planung und Organisation des Rollouts intelligenter Messsysteme/Zähler beschäftigen.

Die Anforderungen an den Gateway Administrator sind nicht zu unterschätzen

Der Gateway Administrator hat umfassende Datenschutz-, Datensicherheits- und Interoperabilitätsanforderungen zu erfüllen. Die Einbindung des Messsystems in ein sicheres Kommunikationsnetz, die diskriminierungsfreie Bereitstellung der Messwerte und der den Anforderungen entsprechende operative Einbau von Zählern und Gateways sind einzelne Beispiele. Zum Nachweis der Einhaltung der hohen Anforderungen ist die Zertifizierung des Gateway Administrators nach Standards des BSI laut § 7 MSysV-E vorgesehen. Weiterhin sind zusätzliche Kommunikationsprozesse im Rahmen einer Novellierung von WiM und GPKE zu erwarten.

Fazit zur Kosten-Nutzen-Analyse

Insgesamt sind die empfohlene Ausweitung der Pflichteinbaufälle für intelligente Messsysteme auf netzdienliche Anlagen sowie ein flächendeckender Einbau von intelligenten „Basis“-Zählern mit positiven Aspekten verbunden. So lohnt sich ein schutzprofilkonformes Messsystem wirtschaftlich für einen durchschnittlichen Haushaltskunden i.d.R. nicht. Ein intelligenter Zähler geht hingegen mit geringeren Kosten einher, wobei die Möglichkeit zur externen Kommunikationsanbindung für spätere Zwecke bestehen bleibt. Die EVUs können außerdem von den hohen Skaleneffekten und der einfachen technischen Realisierbarkeit profitieren.

Ein paar Haken gibt es aber dennoch: Die pflichtmäßige Ausstattung von EEG-Anlagen ab 0,25 kW lohnt sich laut Kosten-Nutzen-Analyse erst dann, wenn die Option der Regelung der Anlagen in die Betrachtung einbezogen wird. Hierfür bedarf es zunächst der Änderungen des EEG. Letztendlich bleibt auch abzuwarten, ob in der für Herbst geplanten Rollout-Verordnung die genannten Umsetzungsziele verbindlich übernommen werden und somit eine Investitions- und Planungssicherheit für die Marktakteure geschaffen wird.

Weiterführende Informationen zu  wichtigen Fragestellungen und Themen, die sich bei Smart-Metering-Projekten stellen, finden Sie in unserer Dienstleistungsbroschüre „Smart Metering – Intelligente Messsysteme für die Energienetze von morgen“.

Smart_Metering-Intelligente_Messsysteme_für_die_Energienetze_von_morgen

Novelle der Stromnetzentgeltverordnung wurde am 31.07.2013 durch das Bundeskabinett beschlossen

Kern der Novelle bildet die Neuregelung der Bestimmungen zu den Netzentgeltbefreiungen für stromintensive Unternehmen. Danach können Unternehmen nicht mehr gänzlich von den Netzentgelten befreit werden. Die Bundesregierung reagiert damit auf die Bedenken der Europäischen Kommission sowie verschiedener Oberlandesgerichte, die Bedenken gegen die bisherige vollständige Befreiung geäußert hatten.

 

Nach Ansicht der Bundesregierung habe die Praxis gezeigt, dass der Anwendungsbereich der Regelungen zur Netzentgeltbefreiung zu weit gefasst sei. Die sich daraus ergebenden Diskussionen führen zu Rechtsunsicherheiten, die sich gegebenenfalls negativ auf den Wirtschaftsstandort Deutschland auswirken könnten. Vor diesem Hintergrund sah es die Bundesregierung als notwendig an, die Regelung zu reformieren.

Mit der Novelle der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) wird daher – statt wie bisher eine vollständigen Befreiung – eine gestaffelte Netzentgeltbefreiung für besonders stromintensive Letztverbraucher eingeführt (§ 19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV). Das Entgelt richtet sich nach Verbrauch und der Anzahl der Benutzungsstunden und damit nach dem netzentlastenden bzw. –stabilisierenden Beitrag dieser Letztverbraucher. Dabei wird durch die Staffelung der Annahme Rechnung getragen, dass der positive Beitrag für das Netz umso höher ist, je größer der Verbrauch und gleichmäßiger die Abnahme des Verbrauchers ist.

Die gewählten Staffelung stellt sich wie folgt dar:10 % des allgemeinen Netzentgelts bei 10 GWh Verbrauch und 8.000 Stunden; 15 % bei 10 GWh und 7.500 Stunden; 20 % bei 10 GWh und 7.000 Stunden.

Die Übergangsregelung in § 32 Abs. 7 StromNEV stellt darüber hinaus für die Verfahren, in denen das Unternehmen einen Antrag auf Grundlage des § 19 Abs. 2 S. 2 in der bisher geltenden Fassung gestellt hat, die jedoch zum Zeitpunkt des Inkrafttretens der Verordnung noch nicht abgeschlossen sind, klar, dass auf diese Verfahren der § 19 Abs. 2 StromNEV in der neuen Fassung Anwendung findet. Bereits erteilte Genehmigungen von Vereinbarungen individueller Netzentgelte auf Grund von § 19 Abs. 2 S. 2 und 3 StromNEV in der bisherigen Fassung werden ferner mit Ablauf des 31. Dezember 2013 unwirksam (§ 32 Abs. 8 StromNEV).

Ab 1. Januar 2014 wird zusätzlich eine sog. „physikalischen Komponente“ bei der Bemessung der Höhe des reduzierten Netzentgelts eingeführt. Über diese Komponente wird bei der Höhe des Netzentgelts berücksichtigt, welchen Entlastungsbeitrag die jeweiligen stromintensiven Verbraucher tatsächlich leisten. Die „physikalische Komponente“ soll dazu beitragen, den individuellen Beitrag noch exakter zu bestimmen und die Höhe des besonderen Netzentgelts entsprechend zu justieren. Die Staffelung der Entgelte bleibt bestehen, die jeweiligen Staffelungsbeiträge sind dann aber Schwellen bis zu denen die Netzentgelte maximal reduziert werden können.

Die StromNEV, auch die feste Staffelung der Entgelte für besonders stromintensive Letztverbraucher tritt am 01. August 2013 in Kraft. Die Einführung der sog. physikalischen Komponente erfolgt mit Wirkung zum 1. Januar 2014.

Die neue Regelung tritt am Tag nach der Verkündung in Kraft. Wir rechnen damit, dass diese noch im August 2013 erfolgt.

Wir raten betroffenen Unternehmen sehr kurzfristig zu erwägen, mit ihrem Netzbetreiber individuelle Netzentgelte zu vereinbaren (vgl. § 19 Abs. 2 Satz 4 StromNEV), um ggf. schnellstmöglich von Netzentgeltreduzierungen profitieren zu können. Entsprechende Vereinbarung auf der Grundlage des neuen Gesetzes stellen wir gern bei Bedarf zur Verfügung.

Wenn Sie Fragen oder Unterstützung im Zusammenhang mit der Antragsstellung bezüglich der Begrenzung der Netznutzungsentgelte haben, sprechen Sie uns gerne an.

Gerne stellen wir Ihnen nachfolgend eine aktualisierte konsolidierte Fassung der StromNEV zur Verfügung, damit Sie sich ohne größere Anstrengungen ein eigenes Bild über die Novelle machen können.

Ende der Leitbildrechtsprechung: BGH erklärt Übernahme des Preisanpassungsrechts aus der Grundversorgung in Sonderkundenverträge für unwirksam

Am 31. Juli 2013 hat der BGH in der Rechtssache VIII ZR 162/09 seine Entscheidung zur AGB-rechtlichen Wirksamkeit einer unveränderten Übernahme des Preisanpassungsrechts aus der Grundversorgung in Sonderkundenverträge über die Strom- und Gaslieferung verkündet. Im Ergebnis ist der BGH der vom EuGH angeführten Begründung vollumfänglich gefolgt und hat entsprechende Klauselgestaltungen in Strom- bzw. Gaslieferverträgen mit Sonderkunden aufgrund ihrer Intransparenz für unwirksam erklärt.

Konkret hatte der BGH über die Frage zu entscheiden, ob die unveränderte Übernahme des Preisanpassungsrechts aus § 4 Abs. 1 und 2 AVBGasV in einen Gassonderkundenvertrag einer AGB-rechtlichen Überprüfung standhält.

1. Entscheidung des Europäischen Gerichtshofs (EuGH)

Der EuGH hatte hierzu im Rahmen eines Vorabentscheidungsverfahrens am 21 März 2013 (Rechtssache C-92/11) zunächst festgestellt, dass Anlass und Modus einer Preisanpassung bereits in der Klausel für einen Verbraucher hinreichend transparent und ausgewogen dargestellt werden müssen. Die Transparenzanforderungen seien in Bezug auf eine vertragliche Preisanpassungsklausel auch dann einzuhalten, wenn der Verbraucher während der Vertragslaufzeit über etwaige Preisanpassungen informiert und ihm in diesen Fällen ein fristloses Sonderkündigungsrecht eingeräumt werde.

2. Entscheidung des Bundesgerichtshofes (BGH) vom gestrigen Tag

Der BGH hat die Rechtsprechung der EuGH nun mit seinem Urteil vom gestrigen Tag national umgesetzt und entschieden, dass Preisänderungsklauseln in Sonderkundenverträgen, die sich darauf beschränken, das Änderungsrecht des § 4 Abs. 1 und 2 AVBGasV in Bezug zu nehmen, den vom EuGH aufgestellten Transparenzanforderungen nicht genügen und deshalb unwirksam sind.

Mündlich äußerte der BGH während der Urteilsverkündung, dass er sich an die Rechtsprechung des EuGH gebunden sehe und seine bisherige Leitbildrechtsprechung daher nicht aufrechterhalten könne.

Im Rahmen seiner bislang gültigen Leitbildrechtsprechung war der BGH stets davon ausgegangen, dass Allgemeine Geschäftsbedingungen in Sonderkundenverträgen im Strom- und Gasbereich dann wirksam sind, wenn diese den Sonderkunden nicht schlechter stellten als einen Tarifkunden (orientiert an § 310 BGB). Danach war die Intransparenz einer § 4 AVBGasV entsprechenden Preisanpassungsklausel in Sonderkundenverträgen unschädlich.

Unter Beachtung der vom EuGH aufgestellten Transparenzanforderungen würden nunmehr jedoch auch für Preisanpassungsklauseln in Sonderkundenverträgen die gleichen Grundsätze gelten, wie für derartige Klauseln außerhalb der Strom- und Gasversorgung. Eine Klausel, die § 4 AVBGasV unverändert übernehme, entspreche weder den vom EuGH aufgestellten Grundsätzen der Transparenz noch der bisherigen Rechtsprechung des BGH zu Preisanpassungsklauseln außerhalb der Energieversorgung.

Des Weiteren führte der BGH aus, dass die durch die Unwirksamkeit der Preisanpassungsklausel bestehende Vertragslücke im Wege der ergänzenden Vertragsauslegung zu schließen sei. Eine geltungserhaltende Reduktion der Klausel dahingehend, dass dem Energieversorgungsunternehmen ein einseitiges Preisbestimmungsrecht zustehe, komme nicht in Betracht. Eine unangemessene Benachteiligung des Energieversorgungsunternehmens sei nicht ersichtlich. Insoweit verwies der BGH auf seine Rechtsprechung betreffend die Klauseln zu Schönheitsreparaturen in Mietverträgen.

Noch nicht dazu geäußert hat sich der BGH, inwieweit das Urteil auf die Preisanpassungsregelungen betreffend die Tarif-/Grundversorgungsverträge im Strom- und Gasbereich übertragbar ist.

Ferner bleibt abzuwarten, ob der BGH in seinen Urteilsgründen bereits erste Hinweise zu einer möglichen Ausgestaltung von Preisanpassungsklauseln in Sonderkundenverträgen geben wird. Hierfür bedarf es zunächst einer Auswertung der schriftlichen Urteilsgründe, die jedoch zum jetzigen Zeitpunkt noch ausstehen.

3. Bewertung der Entscheidung und Handlungsempfehlung

Der Ausgang des BGH-Verfahrens war vor dem Hintergrund der eindeutigen Aussagen des EuGH während des Vorabentscheidungsverfahrens bereits abzusehen. Auch wenn der BGH wegen der EuGH-Entscheidung kaum anders hätte entscheiden können, ist das Urteil gleichwohl bemerkenswert. Denn es setzt den Schlussstrich unter eine langjährige Rechtsprechung des BGH, in der die unterschiedlichen Ansätze der Energieversorgungsunternehmen, transparente und interessengerechte Preisanpassungsklauseln zu konzipieren, jeweils torpediert wurden. Die letzte Möglichkeit der Energieversorger bestand darin, schlicht auf die gesetzliche Regelung zu verweisen. Aber auch diese wurde mit dem gestrigen Urteil verworfen, der Gesetzgeber selbst wurde quasi von der Rechtsprechung für unmündig erklärt. Wenn der BGH sich nicht als konsequenter Nein Sager etablieren will, wäre es zu wünschen, wenn er zumindest im obiter dictum einen Hinweis auf mögliche Ansätze einer wirksamen Preisanpassungsklausel geben würde.

Im Hinblick auf das weitere Vorgehen führt die Entscheidung dazu, dass die Wirksamkeit vieler Preisanpassungsregelungen in Energielieferverträgen mit Sonderkunden in Frage gestellt werden wird. Somit müssen sich die Energieversorgungsunternehmen nunmehr vermehrt auf Widerspruchskunden und entsprechende Klagen von Kunden einstellen.

Vor diesem Hintergrund sollten Energieversorgungsunternehmen in einem ersten Schritt ihr Bestandsportfolio auf mögliche Risiken hin überprüfen. Hierzu sollten zunächst die in den letzten vier Jahren im Umlauf befindlichen Verträge auf die darin enthaltenen Preisanpassungsklauseln untersucht und hieraus resultierende Rückforderungsrisiken sowohl dem Grund als auch der Höhe nach identifiziert werden. Dies dient auch der Bewertung von unter Umständen erforderlichen Rückstellungen.

Im Falle von Widersprüchen bzw. der Geltendmachung konkreter Rückforderungsansprüche durch Kunden sollten die mit diesen bestehenden Vertragsverhältnisse individuell aufbereitet werden, um einen Überblick über die hiermit verbundenen Rückforderungsrisiken zu erhalten. So haben die Kunden in dem für eine Rückforderung in Betracht zu ziehenden Zeitraum häufig mehrere Verträge abgeschlossen und in diesem Zusammenhang neue Ausgangspreise akzeptiert. Dies führt dazu, dass selbst bei einem berechtigten Rückforderungsanspruch unter Umständen verschiedene (höhere) Preisstellungen zur Anwendung kommen können. Vielfach wurden Preisanpassungen zudem, z.B. bei Festpreisverträgen, nicht auf die vom BGH nun für unwirksam erklärte Klauselgestaltung gestützt, so dass sich hieraus weitere Verteidigungsargumente für die Energieversorgungsunternehmen ergeben können.

Schließlich ist in diesem Zusammenhang auch zu prüfen, wie die Bestandsverträge rechtswirksam unter Einbeziehung neu gestalteter AGB umgestellt werden können, um der BGH-Rechtsprechung für die Zukunft zu entsprechen. So haben die Energieversorgungsunternehmen in ihren AGB unter Umständen gerade bei Altverträgen unterschiedliche Voraussetzungen für AGB-Anpassungen vorgesehen, die dementsprechend auch eine unterschiedliche Vorgehensweise je nach Inhalt der vertraglichen Regelungen erfordern.

In die neu zu gestaltenden AGB ist eine neue, den Anforderungen der BGH-Rechtsprechung entsprechende Preisanpassungsklausel aufzunehmen. Für deren Gestaltung bleiben jedoch zunächst die schriftlichen Urteilsgründe abzuwarten. Denkbar wäre hier beispielsweise jedoch eine an der Fernwärmeversorgung angelehnte Gestaltung einer Preisanpassungsklausel.

Aktuelle Fallstricke, die es bei Konzessionsvergabe und Rekommunalisierung zu vermeiden gilt

Ausgangslage

Die derzeitige Ausgangslage bietet vielen kommunalen Entscheidungsträgern erhebliche Bandbreiten an Gestaltungsmöglichkeiten, insbesondere im Hinblick auf die Übernahme und den Betrieb von Energieversorgungsnetzen. Ein Großteil der bestehenden, bundesweit auf ca. 20.000 geschätzten, Konzessionsverträge für Strom und Gas laufen als Folge ihrer begrenzten Laufzeit  gegenwärtig und in den kommenden Jahren bereits aus. Den Kommunen bietet sich damit  die Chance zur Rekommunalisierung ihrer Energienetze. Seit 2007 haben kommunale Stadtwerke rund einhundert Konzessionsverträge neu hinzugewonnen. Zudem sind 35 bis 40 Stadtwerke neu gegründet worden beziehungsweise geplant.

Zielsetzung

Bei dem auf Seiten von Städten und Gemeinden erkennbaren Bestreben, Netzbetriebe im Wege eines getrennten oder gemeinsamen Verfahrens von Wegekonzessionen und Eingehung einer öffentlich privaten Partnerschaft (ÖPP, strategischer Partner) zu (re-)kommunalisieren, wird in mehrfacher Hinsicht rechtliches Neuland beschritten. Die Ausschreibung strategischer Partnerschaften bei kommunalen Netzgesellschaften und das Verhältnis zu Konzessionsvergaben sind, genauso wie die Ausgestaltung der Vergabeverfahren, in praktischer, tatsächlicher und rechtlicher Hinsicht komplex und durch die Rechtsprechung noch nicht abschließend geklärt. Erschwerend treten in Rechtsfragen divergierende Entscheidungen von Kartell-, Zivil-  und Vergabespruchkörpern hinzu.

Herausforderung

Beispielhaft sei dazu die unterschiedliche Rechtsauffassung des Vergabesenates des OLG Düsseldorf und des Kartellsenates des OLG Schleswig-Holstein über den richtigen Zeitpunkt von Einwendungen gegen das Vergabeverfahren genannt. In seiner jüngsten Entscheidung hat das OLG Düsseldorf seine Auffassung verfestigt, wonach erkennbare Rechtsverstöße gegen das Vergabeverfahren innerhalb des Verfahrens gerügt werden müssen, um in einem späteren gerichtlichen Nachprüfverfahren materiell-rechtlich nicht ausgeschlossen zu sein (sog. Präklusion). Im Weiteren ist der Entscheidung die Zulässigkeit eines zweistufigen Verfahrens zu entnehmen. Allerdings geht der Düsseldorfer Senat davon aus, dass das im Rahmen des Ausschreibungsverfahrens über die Suche nach einem strategischen Partner gefundene Ergebnis keine Vorfestlegung für das nachfolgende Konzessionsverfahren bedeutet. Das Oberlandesgericht vertritt daher die Auffassung, dass eine Selbstkonzessionierung der Gemeinde bzw. ihres gemischtwirtschaftlichen Unternehmens auch scheitern kann. Demgegenüber verneint das OLG Schleswig-Holstein eine Rügeobliegenheit im Rahmen des Vergabeverfahrens, da spätere Einwände ohne Rechtsverwirkung von öffentlichen Stellen unabhängig des Zeitablaufs zu beachten seien.

Die Ausgestaltung des von den Kommunen durchzuführenden wettbewerblichen Konzessionsverfahrens enthält ebenfalls zahlreiche Fallstricke. Nicht zuletzt aufgrund eines teilweise immer noch fehlenden Bewusstseins über die rechtlichen Verpflichtungen im Konzessionsverfahren auf Seiten der vergebenden Kommunen sind oftmals Fehler im Konzessionierungsverfahren festzustellen. Die Einhaltung der aus dem Energiewirtschafts-recht, dem Kartellrecht und dem europäischen Primärrecht herzuleitenden Vorgaben ist dazu zwingend, die einen Marktmissbrauch der Kommune verhindern und ein wettbewerblich ausgestaltetes Konzessionierungsverfahren ermöglichen sollen. Dies ist von besonderer Bedeutung, da die Nichtbeachtung grundsätzlich zur Nichtigkeit der Vergabeentscheidung führt. Das Prozessrisiko durch die im Vergabeverfahren unterlegenen Mitbewerber, welche den (nichtigen) abgeschlossenen Konzessionsvertrag mit dem neuen Energieversorgungs-unternehmen anfechten, ist daher immens.

Typische Verfahrensfehler in der Praxis

Typische Verfahrensfehler in der Praxis sind u.a. die Durchführung eines formalen Scheinwettbewerbs, Verstöße gegen das Gebot der Gleichbehandlung, ob der Transparenz und die Nichtbeachtung materiell-rechtlicher Vergabekriterien. Insbesondere die Bevorzugung eines mit dem Auftraggeber verbundenen Unternehmens ist ein „beliebter“ Verstoß gegen das kartellrechtliche Normengeflecht. Der gemeinsame Leitfaden von Bundeskartellamt und Bundesnetzagentur zur Vergabe von Strom- und Gaskonzessionen befasst sich zwar mit dem Konzessionsverfahren, lässt die Anwender jedoch im Unklaren, unter welchen Voraussetzungen eine Monopolstellung der Kommune anzunehmen ist. Gerade auch im Hinblick auf Zurechnungstatbestände von Unternehmensbeteiligungen gilt es eine missbräuchliche oder behindernde Ausnutzung von Markmacht zu verhindern. Zu solchen Rechtsfragen nimmt der Leitfaden jedoch keine Stellung, sondern es bedarf eingehender rechtlicher Untersuchung – zumal davon verschiedene sachliche und möglicherweise auch geografische Märkte betroffen sind.

Erhebliche Unsicherheit besteht auch hinsichtlich der Netzbewertung und dem damit verbundenen zu zahlenden Kaufpreis. Die wirtschaftlichen Interessen des bisherigen Netzbetreibers und der Kommune mit Rekommunalisierungsabsichten sind dabei gegenläufig und führen nicht selten dazu, dass die Kommune ihr Vorhaben wegen völlig überzogener Preisvorstellungen seitens des bisherigen Netzbetreibers frühzeitig aufgibt. Um diese Form der Wettbewerbsbeschränkungen zu verhindern, kann es sinnvoll sein, den Netzkauf unter den Vorbehalt der Rückforderung eines überhöhten Kaufpreises zu stellen.

Fazit

Es liegt daher in der Natur der Sache, dass die Netzbewertung sowie die gesamte Finanzierungssituation in ihrer Komplexität ein erhebliches Konfliktpotential in sich trägt, insbesondere bei Kommunen in Haushaltsnotlage. Auch die Notwendigkeit des Aufbaus fehlender energiewirtschaftlicher Kompetenz und die hohen Investitionen bei und nach der Netzübernahme machen eine energiespezifische und energierechtliche Beratung unumgänglich, um Fallstricke insbesondere im Konzessionsvergabeverfahren und der (Re-) Kommunalisierung zu vermeiden.

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