(c) BBH

Wie viel Kraftwerkskapazität ist nötig, um die Versorgungssicherheit der Deutschen sicher zu stellen? Bisher hat die Antwort auf diese Frage (zumindest in der Theorie) der Markt gegeben und nicht der Staat. Doch das könnte sich bald ändern.

Anhand der börslichen Merit-Order bestimmt sich der Strompreis nach dem Kraftwerk mit dem höchsten Grenzkosten, das gerade noch im Markt ist. Verkauft (und bepreist) wird die Kilowattstunde Strom – auf neudeutsch sind das „Energy-only-Markets“. Wer ausgehend von einer Preisprognose und einer erwarteten Einsatzzeit des Kraftwerks (Vollbenutzungsstunden) keine ausreichenden Deckungsbeiträge erwirtschaftet, um neben den Grenzkosten auch die Fixkosten und eine attraktive Rendite zu erwirtschaften, lässt den Betrieb von Kraftwerken besser sein. Dachte man zumindest bisher.

Fehlende Anreize für den Bau neuer Kraftwerke

Doch die Zeiten ändern sich: Atomkraftwerke werden eingemottet und der Ausbau der vorrangig einspeisenden Erneuerbaren wird mit ungeahnter Geschwindigkeit voran getrieben. Das wirkt sich erheblich auf den Erzeugungsmix in Deutschland aus: Die Grundlast sinkt und die Residuallast wird immer volatiler. Deutschland braucht zwar trotzdem noch konventionelle Kraftwerke, denn die geringen Vollbenutzungsstunden von Wind- und PV-Anlagen sowie fehlende Stromspeicher lassen den Bedarf an Konventionellen nur geringfügig sinken Aber das sind andere als bisher: nämlich effizientere und vor allem flexiblere Kraftwerke.

Was dafür fehlt, ist das Geld. Mit Gaskraftwerken lassen sich bereits heute kaum noch Deckungsbeiträge erwirtschaften. Alte Kraftwerke werden reihenweise stillgelegt und neue Kraftwerksprojekte abgesagt (wie beispielsweise bei Statkraft in Emden oder Repower in Brunsbüttel). Bei sich weiter verringernden Vollbenutzungsstunden von konventionellen Kraftwerken kann über den Stromverkauf allein der Betrieb nicht mehr sicher gestellt werden.

Kapazitätsmechanismen als Lösung?

Die Politik hat das Problem des partiellen Marktversagens mittlerweile erkannt. Vor einigen  Tagen, am 2. Mai 2012, gab es hierzu ein Spitzengespräch im Kanzleramt und dabei ließ (so einige  Teilnehmer) die Regierung erkennen, dass sie das Thema zügig voran bringen wolle. Bereits am 20. April 2012 anlässlich des 2. Kraftwerksforums veröffentlichte das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) ein Gutachten des EWI Köln zur Frage der Notwendigkeit von Kapazitätsmechanismen. Das Gutachten kommt zu dem Schluss, dass der bestehende “Energy-only Markt” auf Dauer kaum geeignet ist, ein ausreichendes Niveau von Back-up-Kapazitäten zu gewährleisten. Daher werden zwei Arten von Kapazitätsmechanismen untersucht: Strategische Reserve und Versorgungssicherheitsverträge. Von der Einführung einer strategischen Reserve wird abgeraten. Diese führe zu Ineffizienzen im Dispatch und zu einer Reduzierung von Investitionsanreizen.

Das Modell der Versorgungssicherheitsverträge sei hingegen kompatibel mit dem deutschen und europäischen Strommarktdesign.

Dieses Modell besteht im Wesentlichen aus folgenden Eckpunkten:

• Es wird ein neuer Markt geschaffen, auf dem Versorgungssicherheitsverträge mit den Stromerzeugern abgeschlossen werden.
• Eine zentrale Instanz (im Gutachten Koordinator des Versorgungssicherheitsmarktes, KVM, genannt) schätzt die maximale Stromnachfrage im jeweiligen Zeitpunkt und schließt auf dieser Basis Versorgungssicherheitsverträge im Rahmen eines Auktionsverfahrens ab.
• An der Kapazitätsauktion müssen Bestandsanlagen und geplante Projekte teilnehmen.
• Die Kapazitätszahlung, zu der die nachgefragte Zielmenge geboten wird, wird an neue Kraftwerksprojekte über einen längeren Zeitraum (z. B. 15 Jahre) ausgezahlt.
• Jeder Stromerzeuger, der sich über die Auktion zur Bereitstellung von Kapazität verpflichtet hat, schließt mit dem KVM einen entsprechenden Vertrag ab (Kapazitätsverpflichtung).
• Die Kosten für die Kapazitätszahlungen werden analog zu Netzentgelten oder auf Basis der Laststruktur der Endkunden auf diese umgelegt.

Es bleibt also weiter spannend bei der Frage „Staat oder Markt“: Auch auf der 1. Kraftwerkskonferenz des IK Stromerzeugung am 19./20. Juni 2012 in Berlin wird das Thema mit hochkarätigen Referenten diskutiert. PD Dr. Christian Growitsch, Leiter des EWI, und Felix Matthes vom Öko-Institut werden über die aktuellen Fragen zum Marktdesign berichten und diskutieren. Auch andere wichtige Themen des Kraftwerks- und Stromerzeugungsmarktes 2012 wie die Rolle der Bundesnetzagentur (BNetzA) auf dem Erzeugungsmarkt, die aktuellen Pläne des BMWi oder die Integration der Erneuerbaren werden erörtert. Die BNetzA wird genauso vertreten sein wie das BMWi.

Ansprechpartner: Dr. Martin Riedel/Dr. Olaf Däuper/Dr. Jan Ole Voß

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Wer gedacht hat, dass die Kartellrechtsreform in ihren wesentlichen Grundzügen mit der Vorlage des Gesetzesentwurfes der Bundesregierung am 30.03.2012 feststeht, der hat sich getäuscht. Das wird klar, wenn man die Stellungnahme des Bundesrats liest, die dieser am vergangenen Freitag, den 11.05.2012, beschlossen hat (Bundesrat-Drucksache 176/12(B) und 176/12). Was tatsächlich am Ende im Gesetz stehen wird, ist noch längst nicht klar. Dies gilt neben dem Wärme-Bereich auch für die Wasserversorgung. An manchen Stellen sind allerdings auch positive Nachrichten, insbesondere für kommunale Unternehmen, zu vermelden. Im Einzelnen:

Bisher wendet das Bundeskartellamt bei Zusammenlegungen öffentlicher Einrichtungen und Betriebe im Zuge kommunaler Gebietsreformen die Fusionskontrolle an. Jetzt spricht sich der Bundesrat begrüßenswerterweise dafür aus, klarzustellen, dass die Fusionskontrolle in diesem Bereich ausgeschlossen sein soll. Anderenfalls könnte kartellrechtlich „zerschossen“ werden, was der Landesgesetzgeber aus strukturellen Gründen gesetzlich angeordnet hat. Recht hat der Bundesrat auch mit seiner Forderung, dass allein die Trägerschaft von Unternehmen durch eine kommunale Gebietskörperschaft nicht die Voraussetzungen des kartellrechtlichen Konzernbegriffes, insbesondere § 36 Abs. 2, § 37 GWB, erfüllt. Auch das noch in den Empfehlungen der Ausschüsse vom 30.04.2012 geforderte Umgehungsverbot, um nach Einleiten eines kartellrechtlichen Missbrauchverfahrens die so genannte „Flucht in die Gebühren“ zu verhindern, hat der Bundesrat fallen lassen.

Weiter ist zu vermerken, dass der Bundesrat für das fortschreitende Gesetzgebungsverfahren fordert, den Ausschluss kartellrechtlicher Durchleitungsansprüche im Bereich der Wasserversorgung positiv zu normieren. Schließlich ist es systematisch richtig und zu begrüßen, dass der Bundesrat den Ausschluss der kartellrechtlichen Kontrolle für Gebühren und Beiträge explizit im Gesetz verankern möchte. Angesichts der BGH-Entscheidung Niederbarnim (wir berichteten), die von manchen als Wink des Bundesgerichtshofes (BGH) in Richtung kartellrechtliche Kontrolle auch von Gebühren gedeutet worden ist, ist eine solche Regelung aus Sicht kommunaler Versorger dringend notwendig.

Im Übrigen aber sind die Vorstellungen des Bundesrates für die Wasserversorger alles andere als erfreulich. Die Länderkammer strebt an, die bereits bestehende, verschärfte Missbrauchsaufsicht noch weiter zu schärfen.

Der Status Quo: Im Rahmen der verschärften Missbrauchsaufsicht auf Grundlage von § 103 GWB 1990 (künftig § 31b GWB) können die Kartellbehörden Wasserversorgungsunternehmen zu einer umfangreichen Rechtfertigung auffordern, wenn deren Preise im Vergleich mit anderen vergleichbaren Wasserversorgern überhöht sind. Bislang waren dadurch die Beweisanforderungen für die Kartellbehörde erheblich erleichtert, im Gegenzug aber auch ihre Sanktionsmöglichkeiten beschränkt. Namentlich konnten die Kartellbehörden auf dieser Rechtsgrundlage keine Rückzahlungen für vergangene Zeiträume sowie Feststellungen überhöhter Preise in der Vergangenheit erlassen. Dies geht bisher nur im Rahmen der allgemeinen Missbrauchsaufsicht nach § 19 GWB mit der Folge, dass zunächst die Behörde über einen Vergleich hinaus den Preishöhenmissbrauch im Einzelnen nachweisen muss. Der Bundesrat schlägt nunmehr vor, das Sanktionsinstrumentarium der Kartellbehörden auch für die verschärfte Missbrauchsaufsicht im Wasserbereich zu erweitern, ein Punkt, dem der BGH in seiner Wetzlar-Entscheidung noch eine deutliche Absage erteilt hatte.

Überdies sollen im Rahmen der verschärften Missbrauchsaufsicht nach § 103 GWB 1990 (zukünftig § 31b GWB) die Entscheidungsbefugnisse der Kartellbehörden erweitert werden. Der Bundesrat spricht sich hier dafür aus, dass die Behörde Verpflichtungszusagen erteilen können soll. Angesichts der Tatsache, dass die meisten Verfahren vor den Landeskartellbehörden und auch neuerdings dem Bundeskartellamt im Wege der Verpflichtungszusage beendet worden sind, ist diese Änderung wohl eher theoretischer Natur. Für betroffene Wasserversorgungsunternehmen wird gravierender sein, dass nach den Forderungen des Bundesrates künftig auch die Beschwerden gegen Missbrauchsverfügungen bei Wasserpreisen keine aufschiebende Wirkung mehr haben sollen. Damit werden künftig auch Wasserversorger bspw. die kartellbehördlich verfügten Rückerstattungen sofort an ihre Kunden zu leisten haben, egal wie das Beschwerdeverfahren ausgeht.

Jetzt wird spannend, wie Bundesregierung und Bundestag reagieren. Wir werden berichten.

Ansprechpartner: Daniel Schiebold/ Dr. Peter Gussone

Ansprechpartner zum Kartellrecht finden Sie auch hier.

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Seit dem 29. April 2012 ist das europäische Beihilferecht um ein Gesetzeswerk zu den Bagatellgrenzen reicher. An diesem Tag ist die neue De-minimis-Verordnung für Beihilfen im Bereich der Dienstleistungen von allgemeinem wirtschaftlichen Interesse (VO (EU) Nr. 360/2012) in Kraft getreten. Dort wird für öffentliche Zuwendungen an Unternehmen, die Dienstleistungen von allgemeinem wirtschaftlichen Interesse (DAWI) erbringen, also im Bereich der Daseinsvorsorge tätig sind, eine neue Geringfügigkeitsgrenze festgelegt. Unterhalb dieser Schwelle ist im Bereich der DAWI das Beihilfenverbot aus Artikel 107 Abs. 1 AEUV nicht anwendbar.

Ausgleichsleistungen, die in einem Dreijahreszeitraum maximal 500.000 Euro Barwertvorteil je Unternehmen umfassen, gelten danach als Bagatellfälle, weil sie zu gering sind, um Handel oder Wettbewerb im EU-Binnenmarkt zu beeinträchtigen. Die neue Befreiung gilt zwar nur für solche Unternehmen, die tatsächlich auch DAWI-Leistungen erbringen – davon profitieren aber im Ergebnis weite Bereiche der öffentlichen Wirtschaftstätigkeit.

Anwendbar ist die neue De-minimis-Ausnahme für die komplette Bandbreite kommunaler Daseinsvorsorgeangebote, ob Energie- und Wasserversorgung, Auf- und Ausbau von alternativen Energien, ÖPNV, Bäder, Sportstätten und Kultur bis hin zum sozialen Bereich wie Altenpflegeeinrichtungen und Kindertagesstätten, soweit diese potentiell im Wettbewerb stehen.

Beihilfen – Ausnahme für DAWI gemäß dem neuen Almunia Paket

Die Verordnung (EU) Nr. 360/2012 ist der letzte Bestandteil des neuen „Almunia“-Beihilfenpakets (benannt nach dem aktuellen Wettbewerbskommissar Joaquin Almunia). Dieses Paket, das seinen Vorgänger, das so genannte “Monti-Paket” von 2005, vollständig ablöst, regelt, wie unter anderem die kommunale Daseinsvorsorge beihilferechtskonform finanziert werden kann. Die Hauptteile dieses Pakets sind bereits am 31. Januar 2012 in Kraft getreten (siehe dazu unseren Blog-Beitrag vom 10. Januar 2012).

Die neue Verordnung ist am 26. April 2012 im EU-Amtsblatt L 114/8 veröffentlicht worden und bleibt bis zum 31. Dezember 2018 in Kraft.

Wichtig auch: Die DAWI-spezifische De-minimis-Verordnung wird neben der allgemeinen De-minimis-Verordnung (EG) Nr. 1998/2006 anwendbar sein. Der beihilfenrechtskonforme Förderungshöchstbetrag ist dort allerdings höher als der für allgemeine De-minimis-Bagatellfälle nach der Verordnung (EG) Nr. 1998/2006 (nur 200.000 Euro Höchstausgleich pro Unternehmen innerhalb von drei Jahren). Insofern erleichtert die  neue Verordnung die unbürokratische Finanzierung von DAWI-Dienstleistern mit überschaubarem Ausgleichsbedarf.

Bürgschaften – deutliche Verbesserungen in der neuen VO gegenüber den Entwurfsfassungen

Im Vergleich zu den Entwurfsfassungen aus September 2011 sowie aus Januar 2012 finden sich in der Endfassung der Verordnung deutliche Verbesserungen. Insbesondere wurden die unflexiblen Kriterien zum maximal zulässigen Umsatz des Dienstleisters und zur maximal zulässigen Größe der Bewilligungsbehörde vollständig fallengelassen, so dass die aktuell Gesetz gewordene Version als einzige Voraussetzung nur noch den Beihilfenbetrag von 500.000 Euro innerhalb von drei Jahren enthält.

Der Betrag von 500.000 Euro war in der Entwurfsfassung strikt auf den Barwert des Ausgleichs begrenzt, auch wenn es sich nicht um einen direkten Zuschuss, sondern um ein Darlehen oder eine Bürgschaft handelt. In der Endfassung der Verordnung ist in jedem Fall allein das Bruttosubventionsäquivalent maßgeblich - also der Barwertvorteil berechnet anhand des Zinsvorteils gegenüber dem tatsächlichen Marktpreis für die Ausreichung von marktüblichen Darlehen und Bürgschaften.

Bei Darlehen darf der Barwertvorteil jetzt sogar ausdrücklich anhand der offiziellen EU-Referenzzinssätze in Verbindung mit der EU-Referenzzinssatzfeststellungsmethode (vgl. ABl. EU Nr. C 14 vom 19.1.2008, S. 6) berechnet werden, so dass aufwendige Markterhebungen entfallen.

Besteht die staatliche Begünstigung in einer Kommunalbürgschaft, die auf der Grundlage einer Garantieregelung gewährt wird, können nach neuem Recht deutlich höhere Darlehensvolumina als früher abgesichert werden, ohne mit dem Beihilfenrecht in Konflikt zu geraten. Kommunalbürgschaften für Darlehen bis zu 3.750.000 Euro - statt lediglich 1.500.000 Euro nach der allgemeinen De-minimis-Verordnung (EG) Nr. 1998/2006 – gelten im DAWI-Bereich stets als transparente De-Minimis-Beihilfe.  Dieser Betrag kann sogar noch überschritten werden, wenn das Bruttosubventionsäquivalent der Bürgschaft anhand einer von der Kommission genehmigten Methode berechnet wird. Für die Bundesrepublik Deutschland gibt es solche Methoden z. B. gemäß der Kommissionsentscheidung N 197/2007 vom 25. September 2007 (ABl. EU 2007 Nr. C 24/3).

Bagatellen – mehr Spielraum für eine unbürokratische Finanzierung von DAWI

Auch wenn ein deutlich höherer Bagatellfreibetrag sicherlich wünschenswert gewesen wäre, wird die neue De-minimis-Verordnung (EU) Nr. 360/2012 im Bereich der kommunalen Daseinsvorsorge es der öffentlichen Hand leichter machen, potentiell marktnahe Dienstleistungen und Infrastrukturen praxisgerecht zu finanzieren. Insbesondere die Klarstellung bezüglich der zulässigen Methoden für die Berechung des Beihilfenwerts von Darlehen ist ein echter Fortschritt.

Die Texte des neuen DAWI-Pakets sind allesamt auf folgender Website zu finden:

http://ec.europa.eu/competition/state_aid/legislation/sgei.html

Ansprechpartner: Dr. Christian Jung/ Dr. Sascha Michaels/ Dr. Jan Deuster

(c) Martin Beckmann

Im April berichteten wir über den Referentenentwurf des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWi) für ein Gesetz zur Errichtung einer Markttransparenzstelle für den Großhandel mit Strom und Gas (Markttransparenzstellen-Gesetz).

Am 2.5.2012 hat nun das Bundeskabinett den Entwurf verabschiedet. Gegenüber der ursprünglichen Fassung gibt es allerdings einige wichtige Änderungen.

Interessant ist dabei vor allem, dass die Aufgaben der Markttransparenzstelle auf den Kraftstoffbereich erweitert werden. Sie soll nun nicht nur sicherstellen, dass die Preisbildung beim Großhandel mit Strom und Gas transparent und wettbewerbskonform abläuft, sondern gem. § 47k GWB n.F. nun auch die Aufgabe übernehmen, die Ein- und Verkaufspreise für Benzin und Diesel zu erheben und auszuwerten. Ziel der ergänzenden Regelung ist es, die Datengrundlage im Kraftstoffbereich deutlich zu verbessern, um die vorhandenen Eingriffsmöglichkeiten der Kartellbehörden besser nutzen zu können.

Auskunftspflichtig sind zunächst die öffentlichen Tankstellen. Diese müssen wöchentlich jede Änderung der Kraftstoffpreise aufgeschlüsselt nach den einzelnen Sorten, Zeitpunkt der Preisänderung und der zu diesem Preis abgegebenen Menge an die Markttransparenzstelle übermitteln. Neben den öffentlichen Tankstellen sind auch die Mineralöllieferanten und die Großhändler meldepflichtig. Sie müssen der Markttransparenzstelle nach deren Aufforderung wöchentlich die vereinbarten oder verrechneten Kraftstoffabgabepreise aufgeschlüsselt nach Sorte, Menge und Abnehmer mitteilen. Konsequenterweise wurden in § 81 Abs. 2 Nr. 2 GWB n.F. die Bußgeldtatbestände auf die Meldepflichten für Kraftstoffe erweitert.

Bemerkenswert ist auch, dass die Meldeschwelle von bisher vorgesehenen 25 MW auf 10 MW je Einheit für Betreiber von Erzeugungseinheiten und von Anlagen zur Speicherung gesenkt wird. Dies wird vom BMWi vor allem mit den Erfahrungen des Bundeskartellamts (BKartA) aus der Sektoruntersuchung Stromerzeugung Stromgroßhandel begründet: Diese habe gezeigt, dass auch wenn sehr geringe Erzeugungskapazitäten zu bestimmten Zeitpunkten zurückgehalten werden, dadurch der Börsenpreis beeinflusst werden könnte.

Zuletzt wurden einige kleine Änderungen vorgenommen, um den Anforderungen der REMIT-Verordnung besser gerecht zu werden. Zu diesem Zweck haben auch die Ordnungswidrigkeitentatbestände des § 95 EnWG n.F. leichte Modifikationen erfahren.

Nach der Verabschiedung durch das Bundeskabinett soll der Entwurf nun so schnell wie möglich Gesetz werden. Geplant ist, das Gesetz noch in diesem Jahr in Kraft treten zu lassen, damit die Markttransparenzstelle bereits Anfang des Jahres 2013 ihre Arbeit aufnehmen kann.

Ansprechpartner: Dr. Ines Zenke/Dr. Christian Dessau

(c) BBH

Nun ist es doch geschehen: Der Bundesrat hat heute mit 2/3-Mehrheit die PV-Novelle abgelehnt. Die SPD-geführten und mehrere CDU-regierte Bundesländer (Berlin, Thüringen, Sachsen-Anhalt und Sachsen, aber auch Saarland) schicken das viel diskutierte Gesetz in den Vermittlungsausschuss, und zwar mit der “großen Welle”: Die Regelungen sollen grundlegend überarbeitet werden. Damit wird die Empfehlung der Ausschüsse für Umwelt und für Wirtschaft vom 26.4.2012 aufgegriffen (wir berichteten), was bis zuletzt nicht sicher war.

Was heißt das nun? Die Anrufung des Vermittlungsausschusses von Bundestag und Ländern dürfte kaum das Ende der PV-Novelle sein. Das Vermittlungsverfahren kann aber mehrere Monate dauern und wird wohl auch deutliche Änderungen an der Novelle bewirken. Und je länger sich die Verhandlungen hinziehen, auch über die parlamentarische Sommerpause hinaus – und damit in Richtung Bundestagswahlkampf -, desto schwieriger könnte eine Einigung werden.

Was könnte das Ergebnis der (vom Umweltausschuss) geforderten grundlegenden Überarbeitung sein? Man darf erwarten, dass sich die Vergütungskürzungen mildern. Und auch eine Prüfung der Degressionsstufen und des jährlichen Ausbaukorridors, auf dem der „atmende Deckel“ aufbaut, steht ins Haus. Nochmals intensiv dürfte dabei diskutiert werden, ob die zwischenzeitlich eingetretenen Schließungen, Übernahmen und sonstigen Schwächungen der deutschen Photovoltaikindustrie wirklich ursächlich mit der geplanten Abschmelzung der EEG-Vergütungssätze zusammenhängen. Denn eine wesentliche Ursache für die Entwicklungen der letzten Wochen ist der internationale Wettbewerbsdruck. Dieser aber wird bei weltweiten Überkapazitäten selbst durch eine Erhöhung der Vergütungssätze kaum gestoppt. Andererseits wurden die wesentlichen volkswirtschaftlichen Aufwendungen schon gemacht: Der schnelle Zubau der Photovoltaik in den letzten Jahren mit relativ billigen Modulen aus Fernost lässt sich wegen der 20-jährigen Fördergarantie nun nicht mehr korrigieren. Der so gegebene industriepolitische Konflikt muss damit auch außerhalb des EEG angegangen werden.

Was könnte ansonsten im Vermittlungsausschuss geändert werden? Auf den Tisch kommt sicher die gleichsam „rückwirkende Scharfstellung“ der Änderungen schon zum 1.4.2012. Der Umweltausschuss des Bundesrats hatte mit Blick auf laufende Projekte bereits eine Verschiebung des Inkrafttretens zum 1.6.2012 empfohlen. Notwendig wäre auch, dass zwischenzeitlich deutlich gewordene Lücken bei den Übergangsregelungen (Stichwort: Freiflächenanlagen auf baulichen Anlagen im sog. Innenbereich) geschlossen werden. Und auch die Praktikabilität der monatlichen PV-Degression sowie das sog. Marktintegrationsmodell – auch in seinem Verhältnis zu den alternativen Marktintegrationsinstrumenten “Marktprämie” und “Grünstromhändlerprivileg” – wird sicherlich angesehen. Vermutlich unangetastet bleibt demgegenüber die Einführung des technischen anstelle des kaufmännischen Inbetriebnahmebegriffes.

Wir werden den weiteren Fortgang beobachten und wieder berichten …

Ihre Ansprechpartner: Dr. Martin Altrock/Andreas Große

(c) BBH

Geht man nach den Wünschen des Bundesrates, soll Fernwärme in die verschärfte Kartellrechtskontrolle einbezogen werden.

Die Bundesregierung hatte sowohl im Rahmen der erstmaligen Implementierung des § 29 GWB als auch bei der Novellierung des Kartellrechts bewusst und nach eingehender Diskussion darauf verzichtet, § 29 GWB auch auf die Fernwärme zu beziehen. Das stößt im Wirtschaftsauschuss des Bundesrates auf Widerstand. In der Empf.-Drs. der Ausschüsse des Bundesrates zur 8. GWB-Novelle (8. GWB-ÄndG, 176/1/12), die am 11.5.2012 im ersten Durchgang im Bundesrat beraten wird, wird dies gefordert.

Die Stellungnahme lautet hier für den § 29 GWB, nach dem Wort “Elektrizität” auch das Wort “Wärme” aufzunehmen. Dies ist eine Änderung mit großer Wirkung: Verschärft sie doch die kartellrechtliche Kontrolle aller Wärmeversorger erheblich, und zwar egal, ob die Wärmeversorgung aus Fernwärme, Nahwärme oder Contracting erfolgt. Erschwerend kommt noch hinzu, dass für Elektrizität die Regelung des § 29 GWB nur bis 2017 gilt, für die Fernwärme allerdings unbegrenzt.

Die vom Wirtschaftsausschuss angeführten Begründungen überzeugen eigentlich nicht, denn:

• Die Regelung bringt, wie auch die Einführung bei Strom und Gas zeigt, keine Vorteile: Bisher ist von den Kartellämtern keine einzige Missbrauchsverfügung auf § 29 GWB gestützt worden.
• Erkenntnisse der Kartellbehörden zu missbräuchlichen Verhalten sind bisher nicht bekannt. Insbesondere verlief die vom Bundeskartellamt im September 2009 angestrengte Sektorenuntersuchung von Fernwärmeversorgungsunternehmen bisher ergebnislos.
• Eine allein auf den günstigsten Preis ausgerichtete Kartellkontrolle, wie sie von § 29 GWB intendiert ist, behindert den politisch gewollten Ausbau der Fernwärme, die durch die KWK-Förderung weiter vorangetrieben werden soll. Die Versorger werden gezwungen allein aus Kostengründen eher auf kostengünstigere Heizkessel und nicht auf teurere KWK-Anlagen zurückzugreifen.

Aber auch eine weitergehende kartellrechtliche Kontrolle ist nicht notwendig. Der Markt für Contracting wächst stetig und sorgt somit für eine Konkurrenz der angestammten Fernwärmeversorger. Allein dies zwingt zum Angebot von marktgängigen Kosten. Aber auch die Konkurrenzenergien wie zum Beispiel Gas, Strom, Heizöl, Geothermie oder auch Holz erhöhen diesen Wettbewerbsdruck. Das sind die Wettbewerbspreise, denen sich die Wärme jeden Tag von neuem stellen muss. Insoweit sorgt bereits der Markt für eine hinreichende Kontrolle der Preise.

Und selbst wenn man dies nicht für ausreichend hält: §§ 19, 20 GWB geben den Kartellämtern eine hinreichende Möglichkeit des kartellrechtlichen Einschreitens. Das “Billigheimerkonzept” des § 29 GWB verbunden mit der Beweislastumkehr zu Lasten des Wärmeversorgers braucht es dafür nicht.

Bei der Erweiterung des § 29 GWB auf die Wärme wird es keine Gewinner, sondern nur Verlierer geben: die Versorger, die mehr auf andere Versorger und Kartellämter achten müssen, als auf die Wünsche der eigenen Kunden; die Kunden, weil die Versorger nicht mehr zugeschnittene Produkte anbieten können, da diese im Preisvergleich vielleicht Nachteile bringen kann und letztlich auch die Politik, die einen wichtigen Baustein auf dem Weg zur Erreichung des Klimaschutzzieles gefährdet sieht.

Beschließt nun der Bundesrat die Empfehlung seines Wi-Ausschusses – und das ist schon absehbar – muss zunächst die Bundesregierung in ihrer Gegenäußerung dazu Stellung nehmen, ob sie dem Bundesrat folgt. Sie kann es deutlich ablehnen und dem Bundestag ihrerseits empfehlen, dem Länderanliegen nicht zu folgen.

Damit wäre die Angelegenheit möglicherweise zunächst geheilt. Aber es gibt ja noch den zweiten Durchgang im Bundesrat, besteht er wiederum auf “Wärme im Gesetz”, könnte dies im Vermittlungsausschuss geklärt werden.

So weit ist es aber nicht. Vielleicht reichen erstmal Briefe betroffener Unternehmen an die Kanzlerin und an die Fraktionen im Bundestag.

Ansprechpartner: Stefan Wollschläger/Anja Beermann/Tigran Heymann

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Die Umsetzung der am 6.1.2011 in Kraft getretenen EU-Richtlinie 2010/75/EU  über Industrieemissionen (Industrial Emissions Directive, IED, IE-Richtlinie) kommt voran: Am 25.11.2011 veröffentlichte die Bundesregierung einen ersten Referentenentwurf für ein Gesetz sowie den Entwurf der Ersten Verordnung hierzu. Das Kabinett war am 3.12. dran.

Jetzt folgt der nächste Schritt: Am 19.4.2012 leitete das federführende Bundesministerium für Umwelt (BMU) das Verfahren zur Anhörung von Ländern und Verbänden über den Referentenentwurf für eine Zweite Verordnung zur Umsetzung der Richtlinie ein, welcher insbesondere Änderungen in der 13. Bundes-Immissionsschutzverordnung (13. BImSchV) betrifft.

Bislang waren die Regelungen rund um Industrieemissionen recht unübersichtlich, gab es doch gleich mehrere EU-Richtlinien, die sich mit dieser Thematik befassten. Die am 6.1.2011 in Kraft getretene IE-Richtlinie fasst nun die so genannte  IVU-Richtlinie und sechs weitere Richtlinien in einem Regelwerk zusammen. Bis zum 7.1.2013 muss sie in nationales Recht umgesetzt werden.

Neu ist insbesondere, dass das europäische Konzept der Best Available Techniques Reference Documents (BREVS) gestärkt werden soll. Zu diesem Zweck werden die „Besten verfügbaren Techniken“ - BVT-Merkblätter grundlegend novelliert. Künftig werden die BVT-Schlussfolgerungen verbindliche Emissionsbandbreiten für den Anlagenbetrieb enthalten. Auch die Vorgaben zur Berichterstattung und Anlagenüberwachung werden verschärft. Spricht die IE-Richtlinie EU-weit ca. 52.000 Anlagen an, sind es in Deutschland etwa 9.000 Anlagen.

Umsetzung in Deutschland

Einige mit der IE-Richtlinie eingeführte Verschärfungen sind in Deutschland bereits Standard. Dennoch müssen sich auch deutsche Anlagenbetreiber künftig auf Änderungen einstellen. Mit der Umsetzung der IE-Richtlinie werden zahlreiche Gesetzes- und Verordnungsänderungen einhergehen:

• Zum einen wird es Änderungen im Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) geben. Regelungen zu den BVT-Merkblättern werden ergänzt und Vorschriften zu den Berichts- und Überwachungspflichten aufgenommen. Neu ist auch der Bericht über den Ausgangszustand, der künftig auf einige Anlagenbetreiber bei Neu- und Änderungsgenehmigungen zukommen wird.
• Daneben wird es auch im Wasserhaushaltsgesetz (WHG) und im Kreislaufwirtschafts- und Abfallgesetz (KrW-/AbfG) (ab 1.6.2012 dann Kreislaufwirtschaftsgesetz - KrWG) geben.

Die technische Umsetzung erfolgt in Form eines Artikelgesetzes. Dieses bedarf der Zustimmung des Bundesrates. Mit zwei Artikelverordnungen sollen weiterhin eine Vielzahl untergesetzlicher Regelungen angepasst werden. Eine der beiden bedarf der Zustimmung von Bundesrat und Bundestag (der Bundestag wird bei Festlegungen von Emissionsgrenzwerten einbezogen, siehe § 48b BImSchG).  Die andere kommt mit der Zustimmung des Bundesrates aus.

Inhaltlich betroffen sind zunächst die Bundes-Immissionsschutzverordnungen (BImSchV) und dort neben der 2. BImSchV (Verordnung zur Emissionsbegrenzung von leichtflüchtigen halogenierten organischen Verbindungen), der 9. BImSchV (Verordnung über das Genehmigungsverfahren), der 25. BImSchV (Verordnung zur Begrenzung von Emissionen aus der Titandioxid-Industrie) und der 31. BImSchV (Verordnung zur Begrenzung von Emissionen flüchtiger organischer Verbindungen bei der Verwendung organischer Lösemittel in bestimmten Anlagen) auch die

• 4. BImSchV  (Verordnung über genehmigungsbedüftige Anlagen), in der die Anlagenliste der genehmigungsbedüftigen Anlagen überarbeitet und erweitert wird,
• die – aktuell in der Verbände- und Länderanhörung zur Diskussion stehende – 13. BImSchV (Verordnung über Großfeuerungs-, Gasturbinen- und Verbrennungsmotorenanlagen) und
• die 17. BImSchV (Verordnung über die Verbrennung und die Mitverbrennung von Abfällen), die – teils weitreichend – an die europäischen Vorgaben zur Einhaltung des Stands der besten verfügbaren Technik angepasst werden.

Außerdem wird

• die Deponieverordnung (DepV -Anforderungen an Betrieb und Stilllegung von Deponien) “angefasst” und es gibt
• eine neue IE-Verordnung Wasser (Anforderungen an Einleitungen aus Industrieanlagen und Genehmigungsvoraussetzungen für bestimmte Industriekläranlagen).

Der Kurs ist nicht 1 : 1

Viele der geplanten Änderungen entsprechen den Vorgaben der EU. An verschiedener Stelle (zum Beispiel für Großfeuerungsanlagen bei den Emissionsgrenzwerten für NOx als NO2 oder Staub) gehen die Änderungen der Bundesregierung allerdings auch über die europäischen Anforderungen hinaus. Deutsche Anlagenbetreiber sollen somit strengeren Regelungen unterworfen werden als ihre europäischen Nachbarn. Das ist besorgniserregend, zumal das Ziel der IE-Richtlinie ist, die Wettbewerbsbedingungen anzugleichen – also das Gegenteil dessen, was erreicht würde.

Dabei wird die Zeit knapp, um daran noch etwas zu ändern. Das Gesetz zur Umsetzung der IE-Richtlinie sollte als Zustimmungsgesetz eigentlich schon im Mai in Bundesrat (11.5.) und Bundestag (24.5., 1. Lesung). Die 2. und 3. Lesung des Bundestags war für den 29.6.2012 geplant. Der Bundesrat sollte im 2. Durchgang am 21.9.2012 über das neue Gesetz entscheiden. Nach bisherigem Plan sollten die neuen Regelungen im 4. Quartal 2012 in Kraft treten. Nun scheinen das aktuelle Wahlkampfgeschehen und die EEG-Debatte sich vor die Umsetzung zu drängen. Man hört, es geht erst im Juni oder später los …

Ansprechpartner: Dr. Ines Zenke/Anja Schulze

(c) BBH

Die Bundesnetzagentur  (BNetzA) führt derzeit ein Konsultationsverfahren, um die Netzkostendaten im Strombereich zu erheben. Am 27.4.2012 hat sie dazu einen aktualisierten Festlegungsentwurf veröffentlicht. Darin ist, anders als in ihrem ersten Entwurf, keine Rede mehr von der äußerst umstrittenen Prozesskostenanalyse.

Die BNetzA hatte im vergangenen Jahr bei der KEMA Consulting GmbH ein „Gutachten zur Darstellung, Definition und Analyse wesentlicher Geschäftsprozesse, die den operativen Bereich eines Stromnetzbetreibers charakterisieren“ in Auftrag gegeben. Auf Basis dieses bisher nicht veröffentlichten Gutachtens hatte die BNetzA für Netzbetreiber im regulären Verfahren der Anreizregulierung eine äußert umfangreiche Datenabfrage vorgesehen, nach welcher Kosten des Aufwandsbereichs bestimmten, von der BNetzA vorgegebenen Geschäftsprozessen hätten zugeordnet werden müssen. Nach Ansicht der zuständigen Beschlusskammer (BK) 8 der BNetzA sollte durch die beabsichtigte Prozesskostenanalyse mehr Transparenz über die operativen Kosten der Netzbetreiber erzielt werden. Insbesondere von der Möglichkeit, Kosten der Fremdvergabe und der eigenen Leistungserbringung prozessbasiert zu vergleichen, versprach sich die BK 8 relevante Erkenntnisse für die Kostenprüfung.

Die ursprünglich von der BK 8 vorangetriebene Prozesskostenanalyse hat in der Branche einen Sturm der Kritik ausgelöst, die nicht zuletzt in dem kurzfristig anberaumten Konsultationstermin am 20.4.2012 sowie in zahlreichen Stellungnahmen der Netzbetreiber ihren Niederschlag gefunden hat. In erster Linie wurde kritisiert, dass die beabsichtigte Datenabfrage zu Prozesskosten eine rückwirkende Zuordnung der Kosten des Basisjahres auf die von der BNetzA definierten Geschäftsprozesse erforderlich gemacht hätte, womit ein völlig unverhältnismäßiger Aufwand verbunden gewesen wäre. Gleichzeitig gab es berechtigte Zweifel an einer Ermächtigungsgrundlage für ein solches Vorgehen. Mancher dachte schon darüber nach, einstweiligen Rechtsschutz zu beantragen.

Dies hat die BK 8 nun dazu bewogen, vorerst von einer Prozesskostenanalyse Abstand zu nehmen. Das freut. Anstelle einer Prozesskostenanalyse beabsichtigt die BK 8 nun bei der Kostenprüfung Strom die bereits aus der Kostenprüfung Gas bekannte Datenabfrage zu Dienstleistungsverträgen mit verbundenen Dritten durchzuführen.

Gleichzeitig stellt die BK 8 klar, dass die Erhebung der Prozesskostendaten nicht aufgehoben, sondern nur aufgeschoben werden soll. Insbesondere wird eine eingehende Abstimmung mit den Landesregulierungsbehörden gesucht, die im Vorfeld teilweise Unverständnis für das Vorgehen der BK 8 geäußert und sich einer Prozesskostenanalyse gegenüber kritisch gezeigt hatten. Wann die BK 8 einen neuen Anlauf für eine Prozesskostenanalyse beabsichtigt, ist derzeit noch unklar.

Ansprechpartner: Stefan Missling/Dr. Christian Theobald/Dr. Ines Zenke/Stefan Wollschläger

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Belgien ist mit der Liberalisierung des Energiemarktes weit hinterher. So wurde die Elektrizitätsbinnenmarktsrichtlinie (EltRL) erst im Januar dieses Jahres in belgisches Recht umgesetzt. Electrabel, zu 100 Prozent im Eigentum von GDF Suez, ist nach wie vor mit Abstand das größte und bis vor einiger Zeit einzige Energieversorgungsunternehmen – mit einem Marktanteil von 70 Prozent.

Am 24.4.2012 veröffentlichte der förderale Energiemarktregulierer CREG seinen Jahresbericht 2011. Danach tut sich was im Nachbarland: zweitgrößter Spieler ist der Grünstromanbieter und EDF-Tochter Luminus mit nunmehr 14 Prozent. E.ON hat einen Anteil am Belgischen Markt von 9 Prozent.

In einer starken Oligopolsituation ist es typischerweise schwierig, den Kunden die Vorteile des Lieferantenwechsels bewusst und den Wechsel de facto möglich zu machen. Erfolge zeigen sich vor allen in Flandern, wo es scheint, dass Kunden in ihre Entscheidung auch Erwägungen zum Service, möglichen Spezialangeboten aber auch mehr und mehr der Herkunft des Stromes (Belgischer Grünstrom) einfließen lassen. Im Gasmarkt findet man im Prinzip dieselben Akteure wieder, und auch dieser Markt ist stark konzentriert.

Kürzlich sorgten die Preise für Strom und Erdgas in Belgien für großen Aufruhr. Die belgischen Energiepreise stehen, so heißt es, in keinem Verhältnis zu den Preisen an den internationalen Märkten. Die Regierung empfahl, die Berechnungsgrundlagen zu überdenken. Derzeit sind die Preise nämlich noch indexiert und werden dementsprechend jedes Quartal an den Index angepasst. Für April hätte das um 5,5 Punkte gestiegene Indexparameter in einem Anstieg um 3 bis 4 Prozent bei den Energiepreisen ergeben.

Die Regierung hatte daher, per Gesetz, am 29.3.2012 zunächst einmal angeordnet, dass ab dem 1.4.2012 die Preise nicht mehr indexgemäß erhöht werden dürfen. Das ging erst einmal schief: Die Lieferanten erhöhten zum 1.4.2012 wie sonst auch nach Index ihre Preise, mit dem Argument, das Gesetz spreche von „ab“, was immerhin den 1.4.2012 selbst nicht einschließe.

So sah sich die Regierung gezwungen, mittels eines Interpretationsgesetzes die Unklarheiten ein für alle Mal aus der Welt zu schaffen. Zwischenzeitlich hatte man auch überlegt, vor Gericht zu ziehen. Auch haben inzwischen einige der Energielieferanten die Preiserhöhung entweder zurückgenommen oder hatten diese gar nicht erst umgesetzt. Energieriese Electrabel allerdings will erstmal abwarten, was das Interpretationsgesetz bringt. Wenn es ein Problem gibt, so Electrabel, dann nicht mit der Erhöhung, sondern mit dem Gesetz.

Ansprechpartner: Dr. Dörte Fouquet/Jana V. Nysten

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Seit mehreren Jahren versuchen Energieversorgungsunternehmen, ihre Preise in Energielieferverträgen rechtssicher zu gestalten. Doch das ist nicht so einfach. Gesetzliche Vorgaben und viele gerichtliche Entscheidungen sorgen regelmäßig für Schwierigkeiten.

Vor diesem Hintergrund bieten die Energieversorgungsunternehmen insbesondere im Industriekundenbereich vermehrt Festpreisverträge an. Dadurch wollen sie das Risiko vermeiden, dass ihre Preisanpassungsregeln unwirksam sind. Denn ein Festpreis muss nicht angepasst werden. Aber auch das funktioniert nicht immer, wie eine Entscheidung des OLG Hamm vom 16.12.2011 zeigt.

60 Millionen € Lehrgeld

In dem Verfahren des OLG hatte ein Industriekunde einen Erdgaslieferanten auf Rückzahlung von über 60 Mio. € verklagt. Dieser Klage wurde zwar zunächst vom LG Essen nicht stattgegeben. Das OLG änderte diese Entscheidung im Berufungsverfahren jedoch ab und sprach dem Industriekunden den Rückzahlungsanspruch auch in dieser Höhe zu.

Der Industriekunde und der Erdgaslieferant hatten einen Liefervertrag mit einer Laufzeit von drei Jahren und mit einem Festpreis von 35,00 €/MWh vereinbart. Nach Abschluss des Vertrages und infolge der Wirtschaftskrise in den Jahren 2008 und 2009 sank der Marktpreis für Erdgas erheblich ab (bis auf 21,15 €/MWh). Vor diesem Hintergrund begehrte der Industriekunde mehrfach Anpassungen des Preises und berief sich auf eine vertraglich vereinbarte Wirtschaftsklausel, die vorsah, dass der Vertrag modifiziert wird, wenn seine Fortsetzung aufgrund einer Änderung der Rahmenbedingungen für eine Seite unzumutbar wird.

Solche – regelmäßig vorformulierten - Klauseln, die oft auch als Loyalitäts- oder Härteklauseln bezeichnet werden, befinden sich vielfach in langfristigen Bezugsverträgen und dienen dem Zweck, eine Anpassung vertraglicher Bestimmungen bei außergewöhnlichen und nicht vorhersehbaren Änderungen der Rahmenbedingungen zu ermöglichen. Stets muss sich die Änderung dieser Verhältnisse dahingehend auswirken, dass die Einhaltung der vertraglichen Verpflichtungen – hier die Zahlungsverpflichtung – einem Vertragsteil nicht mehr zugemutet werden kann. Dadurch kann u.a. das Preisrisiko je nach Entwicklung des Marktes jeweils zu Gunsten einer Partei reduziert werden.

Darauf berief sich der Industriekunde: Der Erdgaslieferant wies die Anpassungsbegehren dennoch zurück und verwies darauf, dass der Industriekunde aufgrund der Festpreisvereinbarung das Risiko für die Entwicklung des Marktpreises vollständig übernommen habe. Die vertraglich vereinbarte Wirtschaftsklausel sei insoweit ohne Bedeutung.

Auch beim Festpreis zählt nur der Vertrag

Das OLG Hamm entschied dagegen, dass die Anpassungsbegehren gerechtfertigt waren und der Erdgaslieferant diesen Begehren hätte - trotz der Vereinbarung eines Festpreises – entsprechen müssen. Die Wirtschaftsklausel sei uneingeschränkt Teil des Vertragstexts geworden und müsse daher auch bei einer Festpreisvereinbarung gelten. Anderenfalls wäre die Aufnahme überflüssig und nicht zu erklären gewesen. Mit Aufnahme der Wirtschaftsklausel in den Vertragstext sei klargestellt worden, dass das Industrieunternehmen das Risiko einer abweichenden Marktpreisentwicklung nicht vollumfänglich, sondern nur in den Grenzen, die durch die Wirtschaftlichkeitsklausel gesetzt wurden, tragen wollte.

Bemerkenswert ist, dass die Schwelle der wirtschaftlichen Unzumutbarkeit auch bei Erdgaslieferverträgen bereits dann überschritten sein soll, wenn sich der Marktpreis um mehr als 10 Prozent geändert hat. Als Referenz gibt das OLG insoweit eine Entscheidung des BGH (Urt. v. 4.7.1979, Az. VIII ZR 245/78, WM 1979, 1097) zu Wirtschaftsklauseln in langfristigen Pacht- und Mietverträgen an. Die Übertragung dieser Erwägungen ist jedoch fragwürdig. Während Pacht- oder Mietzinsen in der Regel konstant steigen und sprunghafte erhebliche Preisschwankungen kaum zu erwarten sind, sind gerade die Marktpreise für Erdgas äußerst volatil. Preisänderungen von 10 Prozent – und sogar weit mehr – in wenigen Monaten sind da keineswegs außergewöhnlich. An dieser Stelle wäre es wünschenswert gewesen, wenn sich das Gericht vertieft mit den Verhältnissen des relevanten Marktes auseinander gesetzt hätte.

Fazit

Festzuhalten ist, dass auch (und insbesondere) Festpreise immer eine rechtssichere Vertragsgestaltung voraussetzen. Risiken bestehen, wenn bei der Vertragsgestaltung nicht ausreichend darauf geachtet wird, vertragliche Klauseln, die die Preisvereinbarung aufweichen können, anzupassen oder aus dem Vertrag zu entfernen, wenn ein absoluter Festpreis gewollt ist. Das OLG Hamm hat zwar die Revision zum BGH zugelassen – auf eine sorgfältige Vertragsgestaltung sollte man trotzdem achten.

Ansprechpartner: Dr. Jost Eder/Dr. Olaf Däuper/Dr. Pascal Heßler/Tillmann Specht