NEUES VOM GAS ÜBERBLICK ÜBER AKTUELLE ENTWICKLUNGEN UND HERAUS- FORDERUNGEN

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2 NEUES VOM GAS ÜBERBLICK ÜBER AKTUELLE ENTWICKLUNGEN UND HERAUS- FORDERUNGEN Wie gewohnt informieren wir über Aktuelles aus den Bereichen Netz, Beschaffung und Vertrieb. Für Rückfragen erreichen Sie uns unter Ihre Gas- Ansprechpartner in Berlin, Köln und Hamburg finden Sie auf der letzten Seite dieser Gas-News. 2

3 INHALT TEIL 1: NETZZUGANG... 6 I. KONZESSIONSABGABE GOLDGAS MACHT ERNST... 6 II. NEUE KOV 7 BUSINESS AS USUAL?... 6 III. INTERNE BESTELLUNG IV. ABSCHALTVERTRÄGE ALS STANDARD?... 7 V. MARKTRAUMUMSTELLUNG L- ZU H-GAS... 8 VI. AKTUELLES ZUR MMMA VERJÄHRUNG UND STEUERFRAGEN... 9 VII. ABSCHAFFUNG RLM-MMMA?... 9 VIII. EINHEITLICHE MMMA STROM UND IX. GAS WANN?...10 GABI 2.0 NEUE DATENMELDEPFLICHTEN...10 X. INSOLVENZ-UPDATE...10 XI. SPERRUNG AUF ZURUF...11 XII. PRODUKTHAFTUNG FÜR DEN NB...11 XIII. UNZUMUTBARKEIT VON NETZANSCHLÜSSEN...12 XIV. UNTERBRECHUNG DURCH DEN VORGELAGERTEN NB WER TRÄGT DIE KOSTEN?

4 TEIL 2: VERTRIEB UND BESCHAFFUNG I. AUSSCHÜTTUNG DER MGV, CHANCEN FÜR DEN VERTRIEB...13 II. PREISANPASSUNGEN NACH GVV - VERHANDLUNG VOR DEM EUGH...13 III. VERBRAUCHERSCHUTZ...14 IV. MILDER WINTER TOP-PROBLEME? 15 V. GABI 2.0 FÜR VERTRIEB UND VI. BESCHAFFUNG...15 HÖHE DER FALLPAUSCHALEN DER SCHLICHTUNGSSTELLE ENERGIE...16 VII. BILANZKREISKOSTEN AB VIII. KLÄRUNG BEI REVERSE-CHARGE- VERFAHREN?...17 TEIL 3: NEUES AUS EUROPA, VON GESETZGEBER UND BNETZA I. NETZENTWICKLUNGSPLAN GAS 2014 MITWIRKUNG DER VNB...17 II. STAND NETWORK CODES...18 TEIL 4: GESCHÄFTSFELD BIOGAS I. BIOGAS UND EEG II. KOV 7 UND BIOGAS?...19 TEIL 5: MUSTERVERTRÄGE I. LIEFERANTENRAHMENVERTRAG...19 II. UPDATE MUSTERLIEFERVERTRÄGE GAS...19 III. MUSTERLIEFERVERTRÄGE BIOGAS..20 4

5 TEIL 6: SEMINARE UND TERMINE TEIL 7: BBH CONSULTING AG I. NETZBETREIBERWECHSEL & BILAN- ZIERUNG - QUO VADIS, ALLOKATIONSGÜTE?

6 TEIL 1: NETZZUGANG I. KONZESSIONSABGABE GOLDGAS MACHT ERNST Nachdem die goldgas SL GmbH in den letzten Jahren immer kurz vor Jahresende auf die NB zugegangen und Verjährungsverzichtserklärungen für vermeintliche Rückforderungsansprüche wegen KA-Grenzpreisunterschreitungen verlangt hat, macht goldgas nun ernst. Ende 2013 hat goldgas einzelne Verteilernetzbetreiber (VNB) auf Rückzahlung verklagt. Die Verfahren laufen noch, Termine zur mündlichen Verhandlung haben unseres Wissens noch nicht stattgefunden. Wir halten Sie hier natürlich auf dem Laufenden. Auch aktuell schreibt goldgas auch wieder flächendeckend VNB an und macht Rückforderungen für ein weiteres Jahr (2012) geltend. In der Sache geht es um die Frage, wann ein Lieferant wegen Unterschreitung des sog. Grenzpreises gem. 2 Abs. 5 Nr. 2 KAV eine gezahlte Konzessionsabgabe vom NB zurückverlangen kann. II. NEUE KOV 7 BUSINESS AS USUAL? Zum Oktober wird es, wie schon gewohnt, eine neue Version der Kooperationsvereinbarung (KoV) geben. Die Änderungen werden voraussichtlich alle Bereiche betreffen, große Systemänderungen bleiben allerdings aus. Angepasst wird diesmal wieder der Muster- Lieferantenrahmenvertrag, was Aufwand bei der Vertragsanpassung mit sich bringen wird. Inhaltlich neu sind v. a. die konkretisierenden Regelungen zur Vorauszahlung. Mit der KoV 7 sollen die Verfahren zur Berücksichtigung der 10-Jahres-Kapazitätsprognosen bei den internen Kapazitätsbestellungen sowie die Verteilung frei werdender Kapazitäten an die Verteiler ergänzt werden. Im Hinblick auf die Mehr-/Mindermengenabrechnung (MMMA) soll der Druck auf die VNB durch ein Pönalsystem für verspätete SSQNOT-Meldungen weiter erhöht werden. Die Vertragsstrafe soll nach Größe des Netzbetreibers gestaffelt und bei einem Verzug von zunächst zwei oder drei Monaten fällig werden. Die Pönale soll sich dann bei weiterem Verzug von 6 Monaten weiter erhöhen. Die BNetzA hat schon ihre Zustimmung signalisiert. Umfangreich überarbeitet wurde der Leitfaden Marktraumumstellung und völlig neu aufgenommen der Leitfaden zur Versorgungssicherheit. Beide Themen finden auch ihren Niederschlag im Hauptteil der KoV und wurden mit Blick auf aktuelle Entwicklungen weiter ergänzt. Der Entwurf der KoV 7 wurde Ende März der BNetzA zur Stellungnahme übermittelt. Eine Übersendung an die Netzbetreiber zur Prüfung ist wie gehabt für Ende Juni vorgesehen. Sobald die neuen Regelungen endgültig feststehen, werden wir Ihnen eine Analyse an die Hand geben und gerne auch wieder Seminare zum Thema KoV 7 und Lieferantenrahmenvertrag anbieten. III. INTERNE BESTELLUNG 2015 Die interne Bestellung für 2015 (zum ) hat, wie auch in den V0rjahren, bereits nach den Vorgaben der kommenden Kooperationsvereinbarung (KoV 7) zu erfolgen; im Übrigen gilt die 6

7 neue KoV 7 dann erst ab dem Wesentliche Änderungen ergeben sich für die interne Bestellung voraussichtlich nicht. Bei der Bestellung sollen nun nicht mehr nur der Anteil geschützter Letztverbraucher, das vertragliche Abschaltpotenzial und die Leistungswerte systemrelevanter Kraftwerke angegeben werden, sondern zusätzlich derjenige prognostizierte Leistungswert, der für die Aufrechterhaltung der Systemstabilität des Verteilernetzes unter Beachtung der Druckverhältnisse erforderlich ist, um die geschützten Letztverbraucher und ggf. angewiesenen systemrelevanten Gaskraftwerke noch versorgen zu können. Außerdem sollen einmalig für das Bestelljahr 2015 die unmittelbar nachgelagerten Netzbetreiber an die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) das ursprünglich innerhalb der letzten 10 Jahre im Netzgebiet vorhandene Leistungspotenzial von Speicherinfrastruktur anmelden (unabhängig ob netzzugehöriger Speicher). Gewisse Änderungen sind bei der Langfristprognose geplant, die nur noch die nach dem Bestelljahr folgenden 5 (statt 10) Jahre umfassen soll. Der Kapazitätsbedarf der Verteilernetzbetreiber (VNB) soll künftig stärker im Rahmen der Netzentwicklungsplanung berücksichtigt werden, stets ist eine Anzeige der teilweisen bzw. befristeten Kapazitätszusage an die Bundesnetzagentur (BNetzA) vorzunehmen. Außerdem ist geplant, den FNB gewisse Veröffentlichungspflichten zu Kapazitätsangaben und internen Bestellungen aufzuerlegen. Das Problem der unterbrechbaren/befristeten Kapazitätszusagen durch den vorgelagerten Netzbetreiber, das sich im vergangenen Jahr weiter verschärft hat, bleibt bestehen. IV. ABSCHALTVERTRÄGE ALS STANDARD? Auch für das Jahr 2014 gab es bei der internen Bestellung Kapazitätszusagen teilweise nur auf unterbrechbarer Basis. Nachgelagerte Netzbetreiber stehen damit vor dem Problem, die vorgelagerte Unterbrechbarkeit an die angeschlossenen Netzkunden weitergeben zu müssen. Seit Ende 2012 ermöglicht der neue 14b EnWG den VNB, Sondernetzentgelte als Anreiz zum Abschluss von unterbrechbaren Verträgen anzubieten. Diese sind nicht genehmigungsbedürftig, die Landesregulierungsbehörde Baden-Württemberg z. B. bietet aber ein Genehmigungsverfahren auf freiwilliger Basis an und hat dafür auch klare Anforderungen an die Ausgestaltung des Vertrages aufgestellt. Seit Anfang 2013 wurden bereits Abschaltverträge erfolgreich genehmigt. 7

8 Offen ist die Frage, ob auch bei Neuanschluss oder einer vom Kunden gewünschten Anschlusserweiterung ein Sonderentgelt möglich ist. Da der Gesetzeswortlaut als Voraussetzung für das Sonderentgelt eine Entlastung der vorgelagerten Netzebene verlangt, scheint dies ausgeschlossen. In Betracht käme dann nur eine (teilweise) Verweigerung der Anschlussleistung (also ein unterbrechbarer Vertrag) ohne Gewährung eines Sondernetzentgelts, vorausgesetzt, vorgelagert stehen nicht genügend Kapazitäten auf fester Basis zur Verfügung. Ob das dazu führt, dass ein Neuanschluss dem Netzbetreiber aus betriebsbedingten oder sonstigen wirtschaftlichen oder technischen Gründen nicht möglich oder nicht zumutbar ist, ist rechtlich bislang ungeklärt, im Ergebnis aber wohl zu bejahen (so auch die BNetzA in einer inoffiziellen Stellungnahme). Rein praktisch ist der nur unterbrechbare Anschluss, v. a. von Haushaltskunden, aber häufig gar keine Option. Wenn Sie sich ebenfalls mit diesen Fragen beschäftigen (müssen) und Unterstützung benötigen, sprechen Sie uns gerne an. V. MARKTRAUMUMSTELLUNG L- ZU H-GAS Mit der Veröffentlichung des Gasnetzentwicklungsplans 2014 haben die FNB eine vollständig überarbeitete Umstellungsliste vorgelegt. Hieraus wird aber immer noch nicht ersichtlich, zu welchem Zeitpunkt die VNB mit Umstellungen ihrer (Teil-)Netzgebiete rechnen müssen. Lediglich die Netzpunktnamen des an das Fernleitungsnetz angeschlossenen Netzbetreibers sind der Liste zu entnehmen. VNB tappen damit weiterhin im Dunkeln, was ihren indikativen Umstellungszeitpunkt angeht. Dass die Ausarbeitung einer Liste mit Verteilernetzen dringend geboten ist, wird schon bei einem Blick auf die ersten Umstellungszeitpunkte (bereits ab 2015) evident. Zwischen 2016 und 2020 sollen die Umstellungskapazitäten fortlaufend gesteigert werden und ab 2020 für mehrere Jahre voll ausgelastet werden. Nach wie vor sind aber viele Fragen offen: Umstellungsfahrplan, Umstellungszeitpunkt für Verteilernetze, Kostenzuordnung und Kostenanerkennung, Anforderungen an die Ausschreibung von Dienstleistungen für Umstellungsunternehmen. Offen ist auch immer noch, welche Behörde (BNetzA oder jeweilige Landesregulierungsbehörde) für die Kostenanerkennung zuständig ist. Die Ausarbeitung eines Erhebungsbogens wird gerade im Rahmen der Novellierung der KoV angegangen. Gasunie hat mit ersten Vertragsverhandlungen mit VNB begonnen. Zwar sind auch OGE, Thyssengas und Nowega nicht untätig. Ein einheitlicher Entwurf für einen Umstellungsfahrplan liegt aber immer noch nicht vor. Dabei drohen ohne hinreichende vertragliche Absicherung erhebliche Risiken und viele Diskussionen mit betroffenen Marktpartnern, v. a. auch den Endkunden. Für VNB mit L-Gas heißt es, so zeitnah wie möglich mit der Vorbereitung der rechtlichen und wirtschaftlich-technischen Vorkehrungen zu beginnen. 8

9 VI. AKTUELLES ZUR MMMA VERJÄHRUNG UND STEUERFRAGEN Der Streit um die Verjährung von Mehr- /Mindermengenansprüchen geht in die nächste Runde. Nachdem das LG Duisburg in einem ersten Fall (bezog sich auf die MMMA Strom) entschieden hatte, dass die Rechnungstellung Voraussetzung für die Entstehung des Anspruchs und damit letztlich den Beginn der Verjährung ist (Urteil v , Az. 26 O 55/12), darf sich zweitinstanzlich nun das OLG Düsseldorf mit der Frage befassen. Termin zur mündlichen Verhandlung ist im August. Parallel hat sich das LG Bonn zwischenzeitlich der Ansicht des LG Duisburg angeschlossen (siehe Beschluss v , Az. 10 O 449/13). Auch wenn Verjährung letztlich nicht durchgreift, kann einer verspäteten Geltendmachung allerdings noch die sog. Verwirkung entgegenstehen. Hierfür sind die jeweiligen Umstände des Einzelfalls entscheidend, v. a., ob der NB durch sein Verhalten den Eindruck erweckt hat, er würde die Mehr-/Mindermengen nicht mehr abrechnen. Die Frage, ob das Reverse Charge Verfahren auf die MMMA Anwendung findet, ist nach wie vor ungeklärt. Ein klarstellendes Schreiben des BMF soll nunmehr im April kommen. Zur Erinnerung: Seit ist grundsätzlich der Leistungsempfänger (einer Gaslieferung) Umsatzsteuerschuldner, soweit er sog. Wiederverkäufer ist. Ob die Bereitstellung/Abnahme von Mehr-/Mindermengen Lieferungen sind, ist umstritten. Für eine gewisse faktische Klarheit haben letztlich die MGV gesorgt, die mitgeteilt haben, dass sie MMMA künftig ohne Ausweis der Umsatzsteuer stellen werden. Offen bleibt aber, wie VNB gegenüber Lieferanten abrechnen sollen. Und insofern stehen die VNB aktuell vor einem zeitlichen Problem. Denn die (SLP-)MMMA für das Jahr 2013 müsste bis Anfang April gestellt werden, eine endgültige Klarstellung des BMF fehlt. Denkbar wäre, die MMMA noch ein wenig hinauszuzögern, um das BMF-Schreiben abzuwarten. Ob das Schreiben aber tatsächlich kommt und v. a. wann, ist unsicher. Alternativ könnte die Anwendung des RC-Verfahrens auch mit dem Vertragspartner (Lieferanten) vereinbart werden. Es bliebe aber das Risiko, dass die MMMA nun ohne Umsatzsteuer gestellt wird und sich später herausstellt, dass die Steuer hätte erhoben werden müssen, mit der Folge, dass Rechnungen korrigiert und Steuern nachgefordert werden müssten. Dieses Risiko kann der Netzbetreiber minimieren, indem er den Lieferanten von vornherein auf eine mögliche Nachforderung (der Steuer) hinweist. VII. ABSCHAFFUNG RLM-MMMA? Über die RLM-MMMA und deren Sinnhaftigkeit wird seit ihrer Einführung, also seit mehr als 5 Jahren, diskutiert. Aber noch gibt es sie. Und auch in der nächsten KoV 7 wird sich daran nichts ändern. Sollten allerdings die Überlegungen der MGV zur GABi Gas 2.0 von der BNetzA umgesetzt, wäre die RLM-MMMA bald Vergangenheit. Denn dann würden bis M+12 WT die Werte in den Bilanzkreisen noch um den Brennwert korri- 9

10 giert. Ob dies tatsächlich kommt, und v. a. auch wann, bleibt abzuwarten. VIII. EINHEITLICHE MMMA STROM UND GAS WANN? Bereits seit letztem Jahr laufen die Arbeiten an einer Vereinheitlichung der MMMA Strom und Gas, um sowohl Transportkunden als auch Netzbetreibern künftig das Leben zu erleichtern. Eine Projektgruppe der Verbände hat sich das Ziel gesetzt, in enger Kooperation mit der BNetzA Prozesse zu erarbeiten, deren Umsetzung bereits 2015 angegangen werden soll. Kernpunkte der Vereinheitlichung sind die Reduzierung auf zwei Verfahren (Stichtag und rollierend), die Abrechnung parallel zum Netznutzungszeitraum, die Bereitstellung von zählpunktscharfen Allokationsdaten, um die Prüfbarkeit für den Transportkunden zu erhöhen, und Klarstellungen zur Formatvorgabe. So soll die MMMA zwar per IN- VOIC, aber getrennt von der Netznutzungsabrechnung erfolgen. Streitig sind derzeit vor allem die Abrechnungs- und Umsetzungsfristen. Eigentlich war geplant, die einheitlichen Vorgaben über die BNetzA verrechtlichen zu lassen. Ob sich dieser Plan durch die stromseitigen Vorgaben im separaten Netznutzungsvertrag überholt hat, ist noch unklar. Wir halten Sie auf dem Laufenden. IX. GABI 2.0 NEUE DATENMELDEPFLICHTEN Die GABi Gas 2.0 wird weitere Anforderungen für Netzbetreiber an die Datenübermittlung und die Datenqualität stellen. RLM-Daten müssen künftig zwei Mal untertägig versendet werden. Im Rahmen der BNetzA-Konsultation wird es hier lediglich noch um die Zeiträume sowie die Übermittlungsfristen gehen. Daneben fordern die FNB/MGV in ihrem Empfehlungsdokument, dass die D+1-Daten abrechnungsrelevant für die Bilanzkreisabrechnung werden sollen. Dies würde erheblichen Druck auf die Datenqualität ausüben und zudem eine Neugestaltung des Clearing- Verfahrens notwendig machen. Selbst wenn diese Forderung von der BNetzA im Rahmen der GABi Gas 2.0-Festlegung nicht aufgegriffen werden sollte, könnten die MGV/FNB eine entsprechende Änderung der Kooperationsvereinbarung (dann aber erst zum ) fordern. Die BNetzA wird Anfang April ihre eigenen Ideen vorstellen. Wir werden Sie fortlaufend über das Festlegungsverfahren, welches im Winter 2013/2014 abgeschlossen sein soll, informieren. X. INSOLVENZ-UPDATE Die Insolvenzverfahren in Sachen TelDaFax und FlexGas & Co. laufen nach wie vor. Nachdem VNB bereits vielfach mit Insolvenzanfechtungen durch den Insolvenzverwalter in Sachen TelDaFax konfrontiert waren, ist das Spiel in Sachen FlexGas & Co. noch nicht losgegangen. Allerdings ist auch hier mit Insolvenzanfechtungen zu rechnen. Dass sich der Markt auf weitere Lieferanten- Insolvenzen einstellen muss, haben schon die ersten Monate des laufenden Jahres gezeigt. Mit der sanogas GmbH ist ein weiterer (wenn auch kleiner ) Lieferant insolvent gegangen. Ob PROKON (betrifft Strom) den Geschäftsbetrieb weiter fortführt, ist immer noch offen. 10

11 Aus Netzbetreibersicht heißt es, ein gutes Monitoring über das Zahlungsverhalten und die Bonität der Lieferanten zu haben und vertragliche Möglichkeiten konsequent zu nutzen. XI. SPERRUNG AUF ZURUF Gesetzlich geregelt ist nur ein Anspruch des Grundversorgers gegen den Netzbetreiber auf Sperrung der grundversorgten Haushaltskunden, vgl. 19 I Strom-/GasGVV. Bei Lieferanten von Sonderkunden ist der Netzbetreiber nach 24 III N(D)AV zu einer Sperrung auf Zuruf berechtigt, aber nicht verpflichtet. Hier gilt aber der Grundsatz der diskriminierungsfreien Netzzugangsgewährung, d. h. bietet der Netzbetreiber die Sperrung für Lieferanten von Sonderkunden an, muss er dies für alle Lieferanten tun. Würde der erste Entwurf des Netznutzungsvertrages Strom (Stand ) von der BK 6 der BNetzA tatsächlich so festgelegt, wäre hingegen jeder Netzbetreiber verpflichtet, auch Lieferanten von Sonderkunden eine Sperrung auf Zuruf anzubieten. Eine solche Festlegung würde sicherlich auch Auswirkungen auf den Gasbereich haben. Noch steht aber der Inhalt des Netznutzungsvertrages Strom nicht endgültig fest und mit einer verbindlichen Festlegung ist wohl auch erst Ende 2014 zu rechnen. Hinzu kommt, dass das OLG Frankfurt am Main mit Urteil vom (AZ. 11 U 56/13 Kart) entschieden hat, ein Netzbetreiber dürfe sich darauf beschränken, Sperrungen nur für den Grundversorger für grundversorgte Kunden durchzuführen. Die Revision ist zugelassen. Es bleibt also abzuwarten, ob die BNetzA bei ihrer bisherigen Auffassung bleibt. XII. PRODUKTHAFTUNG FÜR DEN NB Der BGH hat im Urteil vom (Az. VI ZR 144/13) erstmals eine Produkt-Haftung des Stromnetzbetreibers gegenüber privaten Haushaltskunden für unverschuldete Sachschäden aufgrund von Stromschwankungen bejaht. Strom ist ein Produkt nach dem ProdHaftG, der Netzbetreiber ist bei einer Umspannung (Mit-)Hersteller des Stroms. Die Tatsache, dass er bei der Umspannung alles richtig macht, soll ihm nicht helfen, weil er das Produkt Strom erst am Hausanschluss in den Verkehr bringe. Zu diesem Zeitpunkt hatte der Strom im Ausgangsfall vom Netzbetreiber unverschuldete Stromschwankungen. Auf die (spannende) Frage, ob die Haftung nach 18 II NAV auf pro Fall beschränkt ist, kam es in dem Verfahren nicht an, weil der Schaden nur betrug. Das Urteil lässt sich auf den Gasbereich übertragen, da der Gasnetzbetreiber den Druck bis zum Hausanschluss herunterregelt. Bei Brennwertschwankungen etwa im Zusammenhang mit einer Umstellung auf H-Gas sind entsprechende Ansprüche auch im Gasbereich vorstellbar. Eine uferlose Haftung ist nicht zu befürchten, weil das ProdHaftG nur bei fehlerhafter Lieferung, nicht bei einer Nichtlieferung wegen eines Blackouts gilt. Außerdem erfasst das Gesetz auch keine Haftung für gewerblich genutzte Sachen, bei Schäden an Privateigentum gilt zudem ein Selbstbehalt von 500. Ob sich der BGH zur Geltung 11

12 der Grenze nach 18 II NAV in den Entscheidungsgründen äußern wird, bleibt ebenso abzuwarten wie eine etwaige Reaktion des Gesetzgebers. Eine Durchsicht Ihrer Haftpflichtbedingungen und eine Rücksprache mit Ihrem Versicherer bieten sich aber in jedem Fall an. XIII. UNZUMUTBARKEIT VON NETZAN- SCHLÜSSEN Durch die Installation neuer Wärmeversorgungseinrichtungen stellt sich für den örtlichen VNB oft die Frage: was wird mit nicht mehr genutzten Gasnetzanschlüssen? Zwischen dem Anschlussnehmer und dem Netzbetreiber besteht ein Netzanschlussverhältnis. Wird der Netzanschluss nicht mehr benötigt, kommen eine Kündigung und ein Rückbau des Anschlusses in Betracht. Sind sich Anschlussnehmer und Netzbetreiber einig, steht dem nichts im Wege. Eine Kündigung durch den Netzbetreiber ist allerdings nur zulässig, soweit eine Pflicht zum Netzanschluss nach 18 Abs. 1 Satz 2 EnWG nicht besteht. Das heißt, die weitere Vorhaltung des Anschlusses muss für den Netzbetreiber wirtschaftlich unzumutbar sein. Die wirtschaftliche Unzumutbarkeit ist immer eine Frage des Einzelfalls. Eine Definition existiert nicht. Letztlich bedarf es einer Abwägung der Interessen des Netzbetreibers und der Interessen des Anschlussnehmers. Für den Netzbetreiber spricht vor allem die fehlende Refinanzierbarkeit von fortlaufenden Kosten, denn bei nicht genutzten Anschlüssen fallen (bis auf einen etwaigen Grundpreis) keine Netzentgelte an, über die Kosten umgelegt werden könnten. Ist der Anschlussnehmer nicht bereit, die anfallenden Kosten anderweitig zu decken, sind eine Kündigung und ein Rückbau durchaus denkbar. Sofern Sie mit Fragen von wirtschaftlicher Unzumutbarkeit und Rückbau beschäftigt sind, unterstützen wir Sie gerne in der Abwägung und Auseinandersetzung mit den Kunden. XIV. UNTERBRECHUNG DURCH DEN VORGE- LAGERTEN NB WER TRÄGT DIE KOS- TEN? Es kommt glücklicherweise nicht allzu häufig vor, aber wenn, dann ist eine Unterbrechung der Gasversorgung durch den vorgelagerten Netzbetreiber für den nachgelagerten Netzbetreiber meist ärgerlich. Nicht nur, weil dies mit erheblichem Aufwand verbunden ist, sondern v. a. deshalb, weil die Kosten einer eventuellen Ersatzversorgung in der Regel beim nachgelagerten Netzbetreiber hängenbleiben. Netzbetreiber müssen sich dann um eine Anerkennung der Kosten in der Kostenregulierung bemühen. Abhilfe wird ggf. 12

13 die KoV 7 schaffen. Denn im derzeitigen Entwurf ist eine Regelung vorgesehen, nach der der zuständige MGV dem nachgelagerten Netzbetreiber die Kosten einer Ersatzversorgung ersetzen soll. Ob diese Regelung tatsächlich in die KoV Einzug hält, bleibt aber abzuwarten. TEIL 2: VERTRIEB UND BESCHAFFUNG I. AUSSCHÜTTUNG DER MGV, CHANCEN FÜR DEN VERTRIEB Am haben NCG und GASPOOL mitgeteilt, dass sie in der Umlageperiode April bis September 2013 einen Überschuss in ihrem Regel- und Ausgleichskonto erzielt haben und diese Überschüsse zu Beginn der nächsten Umlageperiode an die BKV ausschütten. Die Gutschriften sind teilweise schon erteilt. NCG hat darüber hinaus in Aussicht gestellt, dass auch für die Umlageperiode Oktober 2013 bis März 2014 Überschüsse zu erwarten sind, die im Juli 2014 ausgeschüttet werden sollen. BKV, die zwischen April 2013 und September 2013 die Regel- und Ausgleichsenergieumlage (RAU) gezahlt haben (auf Allokationsmengen für SLP und RLM mit Tagesband), erhalten in einem ersten Schritt eine vollständige Erstattung; von GASPOOL 0,08 ct/kwh, von NCG 0,02 ct/kwh. In einem zweiten Schritt erfolgt eine weitere Ausschüttung von Überschüssen an alle BKV mit SLP, RLM mit und RLM ohne Tagesband (0,1573 ct/kwh bei NCG, 0,0996 ct/kwh bei GASPOOL). Beide MGV erfüllen hierdurch eine vertragliche Pflicht der Geschäftsbedingungen für den Bilanzkreisvertrag (Anlage 4 KoV 6). Die für viele Vertriebe spannende Frage, ob sie von diesen Ausschüttungen auch dann profitieren, wenn sie in der maßgeblichen Zeit das Gas über ein Subbilanzkonto bezogen haben, hängt von der konkreten vertraglichen Ausgestaltung des Beschaffungsvertrages oder Dienstleistungsvertrages ab. Die RAU wird im Rahmen dieser Verträge meist an den Subbilanzkontonehmer weitergereicht, so dass hier gute Chance auf eine Weitergabe der Ausschüttung bestehen. Für die zweite Stufe der Ausschüttung ist der Fall schwieriger. Vertriebe sollten sich in diesem Zusammenhang bewusst sein, dass mit der Einnahme der ausgeschütteten Beträge auch die Frage einhergeht, inwiefern sie verpflichtet sind, diese Einnahmen an ihre Kunden weiterzugeben. Diese Frage stellt sich Lieferanten, die Gas über einen eigenen Bilanzkreis bezogen haben und direkt von den Ausschüttungen profitieren, gleichermaßen. Sprechen Sie uns hierzu gerne an. Beachten Sie bitte hierzu auch unser aktuelles Seminarangebot Gasbeschaffung zwischen Umlagenausschüttung und GABi 2.0. Die genauen Termine können Sie den Seminarhinweisen unter Teil 6 entnehmen. II. PREISANPASSUNGEN NACH GVV - VER- HANDLUNG VOR DEM EUGH Die Frage, inwieweit der Lieferant in der Grundversorgung berechtigt und verpflichtet ist, Preisänderungen vorzunehmen, ist nach wie vor unklar. Am wurde vor dem Europäischen Gerichtshof (EuGH) mündlich verhandelt, 13

14 ob 5 Absatz 2 der Grundversorgungsverordnung (GasGVV) im Widerspruch zu europarechtlichen Transparenzgeboten steht. Eine Tendenz des Gerichts ließ sich dabei nicht erkennen. Allerdings würde auch der Ausspruch des Gerichts, dass ein Preisanpassungsrecht aus GasGVV mit europäischem Recht nicht in Einklang zu bringen ist, nicht zwangsläufig bedeuteten, dass alle in der Grundversorgung vorgenommenen Preisanpassungen unwirksam waren. Denn zum einen hat der EuGH die Möglichkeit, seine Entscheidung nur mit Wirkung für die Zukunft zu versehen. Und für die Zukunft könnte das Bundeswirtschaftsministerium die GasGVV reparieren. Zum anderen läge es dann am Bundesgerichtshof (BGH) der dem EuGH die Frage der Vereinbarkeit des Preisanpassungsrechts gemäß 5 Absatz 2 GasGVV mit Europarecht gestellt hat zu entscheiden, welche Schlüsse aus einer Unvereinbarkeit im Hinblick auf die Wirksamkeit von Preisanpassungen zu ziehen sind. Denkbar wäre etwa die Wirksamkeit von Preisänderungen auf andere Rechtsgrundlagen beispielsweise eine ergänzende Vertragsauslegung zu stützen oder zumindest Rückzahlungsansprüche von Kunden wegen der Unwirksamkeit von Preisanpassungen in der Vergangenheit auszuschließen. Letztlich wird der BGH sollte der EUGH die Europarechtswidrigkeit auch für die Vergangenheit aussprechen derartige Auswege finden müssen, denn eine Grundversorgungspflicht ohne Preisanpassungsrecht wäre mit dem Grundgesetz kaum zu vereinbaren. Im Falle steigender Kosten entstünde dann nämlich die Pflicht zur Durchführung einer defizitären Versorgung. Eine Versorgungspflicht ist aber nur dann verhältnismäßig, wenn sie für den Verpflichteten auch auskömmlich ist. III. VERBRAUCHERSCHUTZ Des einen Freud des anderen Leid? Beim Verbraucherschutz ist die Antwort hierauf eine Frage des Blickwinkels. Verbraucherschutz wird seit Jahren in Brüssel entschieden. In regelmäßigen Abständen kommen neue Informations- oder Belehrungspflichten. Diesmal geht es um die Umsetzung der EU-Richtlinie 2011/83, die schwerpunktmäßig neue Maßstäbe im Widerrufsrecht setzt. Erfreulich ist, dass endlich klargestellt wurde, Kunden haben bei Strom-, Gas-, Wasser- und Fernwärmelieferverträgen ein Widerrufsrecht; diese Frage war seit Jahren unbeantwortet. Um es dem Verbraucher möglichst einfach zu machen, sich von Verträgen wieder zu lösen, hält der Gesetzgeber neuerdings auch ein Muster- Widerrufsformular vor, das der Verbraucher nutzen kann. Erfreulich ist auch, dass die Änderungen keine Auswirkungen auf die Bestandverträge haben. Angepasst werden müssen lediglich Neukundenverträge, v. a. im Hinblick auf die neue Muster- Widerrufsbelehrung und das neue Muster- Widerrufsformular. Stichtag für die Anpassung ist der Als Lieferant sollte man diesen Stichtag unbedingt einhalten. Denn der Gesetzgeber knüpft den Wertersatzanspruch des 14

15 Versorgungsunternehmens im Falle eines Widerrufs künftig an die ordnungsgemäße Widerrufsbelehrung. Bei Weiterverwendung des alten Musters für die Belehrung wäre ein Anspruch auf Wertersatz für verbrauchtes Gas gerichtlich kaum noch durchsetzbar. Aus Versorgersicht wiederum erfreulich ist, dass der Gesetzgeber bei unterlassener oder fehlerhafter Widerrufsbelehrung nunmehr eine Höchstfrist für den Widerruf von einem Jahr und vierzehn Tage vorsieht. Bisher stand dem Kunden unbegrenzt die Möglichkeit zu, sich wieder vom Vertrag zu lösen. Auch wenn die Neuregelungen im Bereich des Widerrufsrechts dieses Mal auch einige erfreuliche Regelungen zugunsten des Versorgers mit sich bringen, bedeuten die neuen Vorgaben wieder erheblichen Aufwand und zusätzliche Kosten. Wir würden uns freuen, wenn Sie die Neuregelungen bei einem unserer Seminare Verbraucherschutz XXL im April und Mai 2014 mit uns gemeinsam diskutieren. Die genauen Termine entnehmen Sie bitte den Seminarhinweisen (Teil 6). IV. MILDER WINTER ToP-PROBLEME? Der meteorologische Winter ist vorbei und war überwiegend viel zu mild. Wer sich vorab anhand der Verbrauchswerte der letzten Jahre eingedeckt hat oder sogar strategische Long-Positionen eingegangen ist, muss einen Blick auf seine bisherige Absatzmenge werfen und prüfen, inwieweit vertragliche Mindestabnahmemengen auf Jahresebene überhaupt noch erreicht werden können. Sogenannte Take-or-Pay-Klauseln (ToP) durch den Vorlieferanten waren immer weit verbreitet und meist so ausgestaltet, dass eine vorab bestimmte Mindestmenge, in der Regel 80% des erwarteten Jahresabsatzes entweder abgenommen oder selbst bei Nichtabnahme zumindest bezahlt werden musste. In den letzten Jahren wurde dieser rechtlich immer umstrittene - Klassiker durch den Markt bzw. die Marktentwicklung erheblich modifiziert. Die heutigen Varianten sind so unterschiedlich wie die Gasversorger, die sie anbieten: Es gibt die Option, nicht abgenommene Mengen selbst zu vermarkten, feste Rückvergütungsformeln (die sich meist an Spotmarktpreisen orientieren) oder aber bloße Absichtserklärungen des Vorlieferanten. Alle Varianten haben aber in der Regel gemeinsam, dass der Vorlieferant vor einem Ab- oder Rückverkauf frühzeitig informiert werden muss. Angesichts von Produktbindungen oder vertraglich vereinbarten Wintermengen sollten Sie, sofern Sie betroffen sind, zeitnah eine Lösung für nicht abgenommene Mengen mit Ihrem Lieferanten finden. V. GABI 2.0 FÜR VERTRIEB UND BESCHAF- FUNG Die BNetzA wird in diesen Tagen das offizielle Konsultationsverfahren zur GABi Gas 2.0 einleiten. Die Behörde hat angekündigt, in einer ca. 25- seitigen Konsultation eigene Ideen zur künftigen Ausgestaltung des Ausgleichs- und Bilanzierungssystems vorzustellen. Klar ist bereits, dass der 15

16 Vorschlag der FNB/MGV nicht eins zu eins übernommen wird. Dies gilt insbesondere für das untertägige Strukturierungssystem, welches in der derzeitigen Form mit der Unterscheidung zwischen RLMoT und RLMmT wohl nur noch für einen Übergangszeitraum bis 2016 Bestand hat. Das Festlegungsverfahren der BNetzA soll im Winter 2013/2014 abgeschlossen sein. Die Umsetzung soll ab dem beginnen und sich bis zum Oktober 2016 hinziehen. Mit Blick auf laufende Vertragsverhandlungen raten wir, zumindest die Vorschläge der BNetzA abzuwarten, da es in sämtlichen wirtschaftlich relevanten Details Strukturierung, Bepreisung von Ausgleichsenergie, Regelenergieumlage und MMMA Änderungen geben wird, die Auswirkungen auf Ihre Chancen und Risiken haben. Wir werden Sie zeitnah über das BNetzA-Konzept informieren und Ihnen eine erste Analyse an die Hand geben. VI. HÖHE DER FALLPAUSCHALEN DER SCHLICHTUNGSSTELLE ENERGIE Die seit aktive Schlichtungsstelle Energie erhebt bekanntermaßen für die Durchführung von Schlichtungsverfahren Fallpauschalen, deren Höhe in der Kostenordnung geregelt ist und bereits mehrfach geändert wurde. Die Einnahmen und Ausgaben der Schlichtungsstelle wurden dabei nicht transparent. Aktuell sieht die Kostenordnung für die Durchführung eines Schlichtungsverfahrens Fallpauschalen von bis zu 550,00 zzgl. MwSt. vor, die im Regelfall das beteiligte Energieversorgungsunternehmen zu tragen hat. Das Landgericht Berlin hat mit Urteil vom (Az. 93 O 114/12) erstmals über die Höhe der Fallpauschalen geurteilt. Für die Zeit bis zum bescheinigt das Gericht der Schlichtungsstelle, dass deren Kostenordnung nicht zu beanstanden sei. Bezüglich der Erhöhung der Fallpauschalen im Jahre 2013 konnte das Gericht nicht nachvollziehen, aus welchem Anlass diese erfolgte. Das Gericht beschäftigte sich mit dieser Frage jedoch nicht ausführlich, da es die entsprechende Feststellungsklage für unzulässig hielt. Aber die Entscheidung zeigt, dass es durchaus Möglichkeiten und Chancen gibt, sich als betroffenes Versorgungsunternehmen gegen die pauschal festgesetzten Beträge zur Wehr zu setzen. VII. BILANZKREISKOSTEN AB Bei GASPOOL und NCG beträgt die Regel- und Ausgleichsenergieumlage ab dem weiter 0 ct/kwh. Der Biogas-Wälzungsbetrag wird seit marktgebietsübergreifend erhoben und beträgt 0,51 /(kwh/h)/a, im NCG- Marktgebiet also eine deutliche Erhöhung gegenüber Das Konvertierungsentgelt liegt bei 16

17 GASPOOL ab ,18 /MWh, bei NCG 0,4 /MWh. Für die Nutzung des GASPOOL Hubs sind im Gaswirtschaftsjahr 2013/2014 0,20 ct/mwh zu zahlen, bei NCG 0,08 ct/mwh. Ab dem soll auch die erste Umlage für die Marktgebietsumstellung L-Gas/H-Gas erhoben werden. Die Höhe - erwartet wird zunächst eine Umlage für das Marktgebiet GASPOOL - dürfte zumindest im ersten Jahr noch relativ gering sein, da nur ein oder zwei Versorgungsnetze umgestellt werden sollen. kommen kann, je nachdem, ob das betroffene EVU selbst liefert oder beliefert wird. Da inländische sonstige Leistungen grundsätzlich nicht unter das Reverse-Charge-Verfahren fallen, besteht heute bei vielen Leistungen erhebliche Rechtsunsicherheit, ob es sich um eine Lieferung oder eine sonstige Leistung handelt. Dies betrifft insbesondere die Frage der Abrechnung der sogenannten Mehr- und Mindermengenabrechnung (MMMA), siehe hierzu obigen Beitrag zur MMMA unter Teil 1 V. VIII. KLÄRUNG BEI REVERSE-CHARGE- VERFAHREN? Bei Gaslieferungen wechselt seit dem die Umsatzsteuerschuld vom Leistungserbringer auf den Leistungsempfänger (sog. Reverse-Charge-Verfahren). Das Bundesministerium für Finanzen (BMF) fordert in seinem Schreiben vom neben einer inländischen Gaslieferung zusätzlich das Vorliegen der Wiederverkäufereigenschaft des Leistungsempfängers. Dieses Merkmal muss nach Umsatzsteuergesetz nur für inländische Stromlieferungen, dort aber sowohl für den Lieferanten als auch den Leistungsempfänger vorliegen. Wiederkäufer ist grundsätzlich jeder Unternehmer, der mehr als die Hälfte der von ihm erworbenen Menge weiterveräußert und nicht mehr als 5 % der erworbenen Menge zu eigenen Zwecken verwendet. Bitte beachten Sie, dass es durch dieses zusätzliche Erfordernis im Gas ausschließlich für den Leistungsempfänger zu einer uneinheitlichen Anwendung des Verfahrens im Unternehmen TEIL 3: NEUES AUS EUROPA, VON GESETZGE- BER UND BNETZA I. NETZENTWICKLUNGSPLAN GAS 2014 MITWIRKUNG DER VNB Neben dem Thema Marktraumumstellung L-Gas /H-Gas (siehe dazu auch Beitrag unter Teil 1 V.) sind die derzeitigen Kapazitätsprobleme der VNB ein Schwerpunkt der Netzentwicklungsplanungen der FNB. Die Kapazitätsprognosen der VNB sollen auf Druck der BNetzA künftig stärker berücksichtigt werden. Zahlreiche VNB hatten deshalb bereits zur Konsultation der FNB im Februar Stellung bezogen. Nur über eine gesonderte Geltendmachung Ihrer individuellen internen Kapazitätsprobleme (unterbrechbar/befristet) kann die BNetzA auf die laufenden Netzentwicklungsplanungen der FNB zu Ihren Gunsten eingehen. Sofern Sie sich noch nicht beteiligt haben, sollten Sie die kommende Konsultation der BNetzA des NEP Gas 2014 nutzen. Bitte prüfen Sie bei dieser Gelegenheit auch, ob die FNB Ihre indi- 17

18 viduellen 10-Jahres-Prognosen (Anlage zum Entwurf NEP Gas 2014) auch vollständig und richtig übernommen haben. Schon heute zeigt sich, dass die internen Kapazitätsengpässe erhebliche Auswirkungen auf Netzanschlussbegehren von Letztverbrauchern haben. Neuanschlüssen bzw. Erweiterungen auf fester Basis können nur noch über ein vertragliches Risiko der VNB erfolgen oder müssen unterbrechbar gestaltet werden. Mit Blick auf die Zukunft der Gasversorgung eine fatale und nicht hinnehmbare Situation! Wir sind Ihnen gerne bei der Formulierung einer entsprechenden Stellungnahme oder im Falle von bestehenden Anschlussproblemen behilflich. II. STAND NETWORK CODES Die europäischen Networkcodes haben in den letzten Jahren zu vielfältigen Einflüssen auf das nationale Regulierungsmanagement im Gas geführt. Insbesondere der Netzkodex Bilanzierung, der voraussichtlich im endgültig verabschiedet wird und dann über das Festlegungsverfahren GABi Gas 2.0 national umzusetzen ist, macht den europäischen Einfluss deutlich. Für 2014 dürfte vor allem der Netzkodex zur Harmonisierung der Entgeltbestimmung der FNB im Mittelpunkt stehen. Dieser soll bis zum von ENTSOG (Verband der europäischen Fernleitungsnetzbetreiber) erstellt werden. Darin wird den FNB vorgegeben, in welcher Weise sie ihre Kosten über Netzentgelte finanzieren können. Da die Entgelte der FNB auch in den nachgelagerten Netzentgelten gewälzt werden, sind damit auch Auswirkungen auf die Netzentgeltstruktur der nachgelagerten Netzbetreiber verbunden. Erste konkretere Details dazu sind dem ersten Entwurf des Netzkodex zu entnehmen, der für Ende Juli 2014 angekündigt ist. TEIL 4: GESCHÄFTSFELD BIOGAS I. BIOGAS UND EEG 2014 Im Sommer soll das neue heftig diskutierte EEG verabschiedet werden. Der aktuelle Referentenentwurf (Version vom , EEG-E) enthält zahlreiche Änderungen des EEG 2012 mit erheblichen Auswirkungen auf die Biogasbranche. So sieht etwa der neue 42 EEG-E eine Streichung der Einsatzstoffvergütungsklassen für Energiepflanzen und Gülle vor. Hier wird die Vorgabe aus dem Koalitionsvertrag umgesetzt, den Zubau von Biomasse überwiegend auf Abfall- und Reststoffe zu begrenzen. Außerdem wird ein biogasspezifischer Ausbaukorridor für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Biomasse auf maximal 100 Megawatt installierter Leistung pro Jahr festgelegt. Bei einer Überschreitung dieses Wertes erfolgt eine erhebliche Verschärfung der Vergütungsdegression. Dass der Ausbaupfad um Längen hinter demjenigen für On-/Offshore- Windkraft (Zielkorridor bis MW/a) bzw. Photovoltaik (Zielkorridor zwischen und MW/a), ist ein klares Zeichen gegen die Förderung von Biogas. Weiterer Kritikpunkt sind die Übergangsregelungen. So ist die Vergütung des EEG 2012 nur noch für diejenigen Anlagen erhältlich, die spätestens bis zum genehmigt waren und bis spätestens in 18

19 Betrieb genommen werden. Angesichts der langen Vorlaufzeit von Biogasprojekten (ein bis drei Jahre) ist diese Regelung mit der Aussage im Koalitionsvertrag, getätigte und in der Realisierung befindliche Investitionen genössen Vertrauensschutz, kaum in Einklang zu bringen. Das neue EEG 2014 soll auch für solche Erdgas-Anlagen gelten, die erst nach dem auf Biomethan umgestellt werden, obwohl sie schon vorher in Betrieb genommen wurden. Allerdings gilt die Umstellung als neue Inbetriebnahme, wodurch die wichtigste Kundengruppe für Biomethanerzeugungsanlagen die Umsteller von Erdgas auf Biomethan wegfallen würde. Neben weiteren kritikwürdigen Punkten soll schließlich auch der Gasaufbereitungsbonus nach 27c Abs. 2 EEG 2012 abgeschafft werden. Für die Biogasbranche bleibt zu hoffen, dass einige der vorgeschlagenen Änderungen des EEG letztlich nicht umgesetzt werden. der jüngsten Novellierung der Gasnetzentgeltverordnung ( 20b) beruht. Eventuelle Auswirkungen des neuen EEG 2014 auf die KoV dürften Gegenstand der KoV 8 werden. TEIL 5: MUSTERVERTRÄGE I. LIEFERANTENRAHMENVERTRAG Nachdem die VNB im letzten Jahr von einer Anpassung des Musterlieferantenrahmenvertrages verschont blieben, kommt diese voraussichtlich zum Die Verbände planen derzeit zumindest eine Anpassung. Und dies obwohl der kommende Netznutzungsvertrag Strom der BNetzA sicherlich auch Anpassungsbedarf für den Gas-Vertrag mit sich bringen wird, und dies nur ein Jahr später zum Sollte eine Anpassung des Mustervertrages kommen, werden wir, soweit notwendig, auch die ergänzenden Bedingungen zum Vertrag rechtzeitig anpassen. II. KoV 7 UND BIOGAS? Der Entwurf der KoV 7 enthält in Bezug auf Biogas wenige Neuerungen, auch im Hinblick auf den Leitfaden zur Kostenwälzung Biogas. Die Anlagen 6 (Netzanschluss- und Anschlussnutzungsvertrag Biogas) und 7 (Einspeisevertrag Biogas für die Verteilernetzebene) sollen unverändert bleiben. Lediglich im Hauptteil der KoV soll eine Anpassung der Regelung zur Umlegung der Kosten für die Biogaseinspeisung erfolgen. Die Biogaskosten werden nunmehr auf das gesamte Bundesgebiet umgelegt; eine Änderung, die auf II. UPDATE MUSTERLIEFERVERTRÄGE GAS In diesem Jahr anstehende gesetzliche Veränderungen machen eine erneute Aktualisierung unserer Musterlieferverträge für SLP-Kunden insbesondere für private Letztverbraucher zwingend erforderlich: Am tritt eine Neufassung des Verbraucherschutzrechts in Kraft, mit der zentrale Regelungen des Bürgerlichen Gesetzbuchs (BGB) und des Einführungsgesetzes zum Bürgerlichen Gesetzbuch (EGBGB) zum Verbraucherschutz geändert werden. Hierdurch wird eine Anpassung der Vertragsmuster zum Einsatz gegenüber Privatkunden notwendig, insbesonde- 19

20 re im Hinblick auf das Widerrufsrecht privater Letztverbraucher. Aus diesem Grund ist eine Umstellung der Vertragsmuster für neu abzuschließende Verträge mit privaten Letztverbrauchern fristgerecht zum erforderlich; siehe hierzu ausführlich obigen Beitrag unter Teil 2 III. Wir haben die notwendige Umstellung zum Anlass genommen, in den Musterverträgen für Haushaltskunden (Vertrag 1a) und für SLP- Gewerbekunden (Vertrag 1b) auch einige andere Regelungen zu aktualisieren, insbesondere die allgemeine Preisanpassungsklausel und die Sperrklausel. III. MUSTERLIEFERVERTRÄGE BIOGAS Das BBH-Mustervertragspaket Biogas ist seit den letzten GasNews um den Biomethan- Musterliefervertrag ergänzt worden. Dieser Vertrag betrifft das Lieferverhältnis Einspeiser / Händler und ist auf eine Lieferung und Gesamtabnahme am VHP ausgelegt, da in der Regel der Biogasanlagenbetreiber als Einspeiser in den Genuss der Einspeisevergütung nach 20a GasNEV kommen möchte (und zu diesem Zweck den Einspeisevertrag mit dem Netzbetreiber abschließen muss). Wichtige Regelungen betreffen u. a. die Biomethanbeschaffenheit je nach geltendem EEG und die in Abhängigkeit der Verwendung des Biomethans ausgestaltete Preisregelung (BHKW, Tankstelle, ). Derzeit arbeiten wir an einem weiteren Vertragsmuster, das das Lieferverhältnis Händler / Letztverbraucher betrifft. 20

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