Energy Newsletter November Praxisgruppe Energy

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1 Energy Newsletter November 2013 Praxisgruppe Energy

2 Der Hogan Lovells Energy Newsletter informiert Sie in kompakter Form über die Trends und aktuelle Ereignisse aus allen Bereichen des Energie- und Energiewirtschaftsrechts. Er ist zusammengestellt von der Praxisgruppe Energy Hogan Lovells Deutschland. Dieser Newsletter ersetzt keine rechtliche Beratung. Für Ihre konkreten Fälle dürfen Sie sich nicht auf die hier enthaltenen Angaben verlassen. Wir übernehmen insoweit keine Haftung. Wenn Sie nähere Informationen zu den behandelten Themen benötigen, wenden Sie sich jederzeit gerne an einen der Ansprechpartner, die am Ende dieses Newsletters aufgeführt werden. Wir beraten Sie gerne. Wir freuen uns auf Sie/ über Ihre Anfragen. Ihre Energy-Redaktion Der Energy Newsletter ist auch als in Form eines e-newsletters erhältlich. Er steht selbstverständlich auch Ihrem Kollegen- oder Bekanntenkreis zur Verfügung. Bitte richten Sie Fragen, Anregungen, Adressänderungen, Bestellungen oder Abbestellungen an: Sofern Sie an weiteren kostenlosen e-newslettern von Hogan Lovells interessiert sind, nutzen Sie bitte das entsprechende Formular am Ende dieses Newsletters. Verantwortlich für den Inhalt ist: Matthias Hirschmann, LL.M. (LSE)

3 Inhalt INHALT 3 Editorial 4 Das Aus für die vollständige Befreiung von Netzentgelten Überblick und Hintergrund zur Neuregelung des 19 Abs. 2 StromNEV 5 Das EU-Beihilfenverfahren gegen die Netzentgeltbefreiung für energieintensive Unternehmen gemäß 19 Abs. 2 StromNEV: Droht den begünstigten Unternehmen eine Nachzahlung? Beihilfenrechtliche Problematik bei 19 Abs. 2 StromNEV 9 Energiesektor Entflechtung als Stolperstein für die Energiewende? 13 Entschädigung bei verspäteter Netzanbindung von Offshore-Windkraftanlagen Viele Einzelfragen weiter offen 19 Steuerrechtsänderungen 2013 und Auswirkungen auf die Energiebranche 25 Umsetzung der EU-Zahlungsverzugsrichtlinie und Folgerungen für die Praxis 29 Risiko Euro-Exit : Schutz in Anlagenbauverträgen 31 Risiko Schriftformelklausel": Fallstricke in Anlagenbauverträgen 33 BGH: Reichweite von Wirtschafts- oder Loyalitätsklauseln 34 BGH: Auslegung einer Neukundenbonusklausel im Stromlieferungsvertrag im Zweifel zulasten des Lieferanten 36 BGH: Bring-or-Pay in Abfalllieferungsverträgen regelmäßig unwirksam 38 EuGH/BGH: Gaspreisanpassungsklauseln müssen klare Voraussetzungen formulieren 39 Veranstaltungskalender 41

4 4 Praxisgruppe Energy Editorial Liebe Leserinnen und Leser, die Energiewirtschaft war ein wichtiges Thema im Wahlkampf und bleibt es auch weiterhin: Mit Spannung wird der Koalitionsentwurf von CDU und SPD auf nationaler und EU-Ebene erwartet. Sicherlich werden gerade auch in Brüssel die Aussagen zur Energiepolitik kritisch und mit Interesse betrachtet werden. Der EU- Wettbewerbskommissar Joaquín Almunia hat erst jüngst verkündet, dass er ein Beihilfen-Prüfverfahren gegen das deutsche EEG-Umlageverfahren formal noch nicht eröffnen werde. Vielmehr so Beobachter solle zunächst der Koalitionsvertrag und eine mögliche Stellungnahme zu den Befreiungstatbeständen nach dem EEG abgewartet werden. Bereits im März dieses Jahres wurde ein Beihilfenverfahren gegen die Netzentgeltbefreiung energieintensiver Industrie eingeleitet. Im Sommer wurde dann eine Novelle der Stromnetzentgeltverordnung verabschiedet, die u.a. den Bedenken der EU-Kommission begegnen soll. Dieser Thematik nehmen wir uns in unseren ersten beiden Beiträgen in diesem Newsletter an. Der erste Beitrag widmet sich der Neuregelung nach 19 Abs.2 StromNEV und der Neuordnung der Netzentgeltbefreiung. Der zweite Beitrag geht auf das hier bereits laufende Beihilfenverfahren der EU-Kommission gegen Deutschland ein. Auch die eventuellen Folgen einer Aufhebung der Netzentgeltbefreiung für die Unternehmen haben wir für Sie beleuchtet. zeigen exemplarisch, dass Regelungen in Allgemeinen Geschäftsbedingungen kontinuierlich einer Überprüfung unterzogen werden müssen. Wir wünschen Ihnen eine interessante und spannende Lektüre. Ihre Hogan Lovells Praxisgruppe Energy Bei Fragen zu diesem Newsletter oder wenn auch einer Ihrer Kollegen unseren Energy Newsletter erhalten möchte, senden Sie uns bitte einen kurzen Hinweis an: Matthias Hirschmann, LL.M. (LSE) Partner, Hamburg +49 (0) Die Entflechtung des Netzbetriebes von anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung (sog. Unbundling) beschäftigt die Energiewirtschaft bereits seit über einem Jahrzehnt. Wir stellen dar, ob dies zu einem Stolperstein in der Energiewende führen kann, z.b. auch bei der Netzanbindung von Offshore- Windkraftanlagen. Zum Thema "Offshore" greifen wir zudem die Frage einer möglichen Entschädigung bei verspäteter Netzanbindung auf und richten unseren Blick insbesondere auf die haftungsrechtlichen Leitlinien der Bundesnetzagentur. Schließlich haben wir auch die aktuelle Rechtsprechung berücksichtigt. Besonderes Augenmerk haben wir hierbei auf die Entscheidung des BGH zu Wirtschafts- und Loyalitätsklauseln in Energielieferungsverträgen gelegt. Interessant sind auch die Entscheidungen des BGH zu Bonusklauseln in Stromlieferungsverträgen und Bringor-Pay-Klauseln in Abfalllieferungsverträgen. Sie

5 5 Praxisgruppe Energy Das Aus für die vollständige Befreiung von Netzentgelten Überblick und Hintergrund zur Neuregelung des 19 Abs. 2 StromNEV Für die Nutzung von Stromnetzen erheben die Netzbetreiber Entgelte. Dies regelt unter anderem die sog. Stromnetzentgeltverordnung ("StromNEV"). Bis zum August dieses Jahres konnten sich stromintensive Unternehmen von den Entgelten, die für die Nutzung der Stromnetze entstehen, befreien lassen ( 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV a.f.). Als Reaktion auf eine längere Debatte über die Nichtigkeit und die Vereinbarkeit des 19 Abs. 2 StromNEV mit dem europäischen Beihilfenrecht trat mit Wirkung zum 22. August dieses Jahres eine Novelle der Stromnetzentgeltverordnung in Kraft, mit der die vollständige Befreiung von den Netzentgelten gestrichen wurde. Die Neufassung beinhaltet nunmehr ein gestaffeltes Rabattsystem, das individuelle Netzentgelte zwischen 10 % und 20 % des veröffentlichten Netzentgeltes in Abhängigkeit der Benutzungsstundenzahl vorsieht. Der vorliegende Beitrag gliedert sich in zwei Abschnitte: Zunächst wird die Neuregelung im Vergleich zur alten Rechtslage vorgestellt. Der zweite Abschnitt beschäftigt sich mit dem Schicksal der bestehenden Befreiungen, die aufgrund der alten Rechtslage gewährt wurden. Dabei konzentrieren sich die Ausführungen auf die nationale Ebene; die europarechtliche Dimension soll separat behandelt werden (siehe Beitrag: "Das EU- Beihilfenverfahren gegen die Netzentgeltbefreiung für energieintensive Unternehmen gemäß 19 Abs. 2 StromNEV: Droht den begünstigten Unternehmen eine Nachzahlung? Beihilfenrechtliche Problematik bei 19 Abs. 2 StromNEV" in diesem Newsletter). Die Neuregelung im Überblick Was hat sich geändert? Die geänderte StromNEV sieht was zu erwarten war vor, dass stromintensive Unternehmen fortan stärker mit den Netzentgelten belastet werden. In der aktuellen Fassung ist eine vollständige Befreiung von den Netzentgelten nicht mehr möglich. An die Stelle einer vollständigen Befreiung tritt ein gestaffeltes Rabattsystem. In der bis August dieses Jahres gültigen Fassung sah 19 StromNEV eine vollständige Befreiung von Netzentgelten ("Null-Entgelt") für Letztverbraucher vor, die an einer Abnahmestelle pro Jahr eine Benutzungsstundenzahl von mindestens Stunden und eine Stromabnahmemenge von zumindest 10 Gigawattstunden erreichten. Die entgangenen Netzentgelte wurden dabei nicht vom Netzbetreiber selbst getragen, sondern auf die Stromverbraucher abgewälzt. Hierzu sah 19 Abs. 2 S. 6 und 7 StromNEV eine gesonderte Umlage (sog. " 19-Umlage") vor, deren Einzelheiten die Bundesnetzagentur durch Festlegung geregelt hatte. Der neue 19 StromNEV führt nunmehr ein gestaffeltes Stromnetzentgelt ein. Stromintensive Unternehmen können von der gestaffelten Entgeltreduzierung ( 19 Abs. 2 S. 2 und 3 StromNEV), die im Rahmen eines individuellen Netzentgelts mit dem Netzbetreiber zu vereinbaren ist, profitieren, wenn die Stromabnahme für den eigenen Verbrauch an einer Abnahmestelle zumindest 10 Gigawattstunden aus dem Netz der allgemeinen Versorgung beträgt. Die weitere Rabattierung hängt von der Benutzungsstundenzahl pro Kalenderjahr und Abnahmestelle ab. Das individuelle Netzentgelt beträgt demnach: 20 % des veröffentlichten Netzentgelts bei einer Benutzungsstundenzahl von mind Stunden; 15 % des veröffentlichten Netzentgelts bei einer Benutzungsstundenzahl von mind Stunden; 10 % des veröffentlichten Netzentgelts bei einer Benutzungsstundenzahl von mind Stunden. Der Regelung liegt die Annahme zugrunde, dass eine kostendämpfende Wirkung durch die sog. Bandlast mit steigender Benutzungsstundenzahl zunimmt. Die Novelle sieht mit Wiedereinführung einer sog. physikalischen Komponente bereits eine weitere Änderung des 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV vor, die jedoch erst zum 1. Januar 2014 in Kraft tritt. Dieser Faktor dient der Sicherstellung der oben geschilderten gesetzgeberischen Zwecksetzung. Ab dem kommenden Jahr sind bei der Bemessung der individuellen Netzentgelte die Auswirkungen des Abnahmeverhaltens auf das Netz und damit die netzdienliche bzw. stabilisierende Wirkung des Letztverbrauchers bei der Höhe des gewährten Rabatts auf die Netzentgelte zu berücksichtigen. Hierbei ist der Beitrag des Letztverbrauchers zu einer

6 6 Praxisgruppe Energy Senkung oder Vermeidung der Erhöhung der Kosten der Netz- oder Umspannebene zu bemessen. Die zeitverzögerte Einführung der physikalischen Komponente ist darauf zurückzuführen, dass insbesondere den Regulierungsbehörden ausreichend Zeit gewährt werden sollte, um die konkrete Ausgestaltung der Regelung sowie die Konkretisierung der relevanten Kriterien zu erarbeiten. Dabei ist die Verordnung als vorgegebene Rabattstaffelung bei der Ermittlung des individuellen Entgelts auf der Grundlage des sog. "physikalischen Pfads" als Untergrenze zu verstehen. Im September dieses Jahres veröffentlichte die Bundesnetzagentur Eckpunkte für eine Festlegung zur Ermittlung sachgerechter Entgelte im Rahmen der Genehmigung von individuellen Netzentgeltvereinbarungen aufgrund der geänderten StromNEV, die mit erstmaliger Wirkung ab dem 1. Januar 2014 bei der Bundesnetzagentur beantragt werden. Stellungnahmen nimmt die Regulierungsbehörde noch bis zum 23. Oktober 2013 entgegen. Weitere Änderungen der Sonderregelungen sind in der Zukunft nicht ausgeschlossen. So erwog die Bundesregierung explizit, die Netzentgeltreduzierung zukünftig an Aspekte der flexiblen Nachfragesteuerung zu knüpfen, sofern sich der Anteil an erneuerbaren Energien am Strommix wie beabsichtigt weiter erhöht. Denn in diesem Fall habe ein gleichmäßiger Strombezug nicht mehr die gleiche positive Wirkung auf das Netz wie unter den gegenwärtigen Bedingungen. Was geschieht mit den bestehenden Befreiungen nach alter Rechtslage? Sofern stromintensive Unternehmen aufgrund der alten Fassung der StromNEV von den Netzentgelten befreit worden sind, bleibt diese Befreiung zunächst wirksam. Mit Ablauf des 31. Dezember 2013 wird die Befreiung jedoch unwirksam ( 32 Abs. 7 StromNEV). Wurde ein Letztverbraucher demgegenüber nicht von den Netzentgelten nach der alten Rechtslage befreit, so ist auf diesen Letztverbraucher das gestaffelte Rabattsystem in 19 Abs. 2 S. 2 und 3 StromNEV mit Wirkung zum 1. Januar 2012 und damit rückwirkend anzuwenden. Ebenso kommt es zu einer solchen rückwirkenden Anwendung des neuen Rechts, wenn eine bestehende Befreiung durch eine rechtskräftige gerichtliche Entscheidung aufgehoben wurde. Die Neuregelung lässt damit bestehende Befreiungen für die Vergangenheit grundsätzlich unangetastet. Für von den Netzentgelten befreite Unternehmen besteht aber gleichwohl ein gewisses Risiko, dass bestehende Befreiungsbescheide rückwirkend aufgehoben werden könnten. Dieses Risiko begründet neben dem laufenden Beihilfenverfahren auch das OLG Düsseldorf, das am 6. März 2013 entschieden hat, dass 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV nichtig sei. Neben dieser elementaren Frage soll im Folgenden auch eine weitere Streitfrage angesprochen werden, die die Gerichte beschäftigt hat. Fraglich ist für das Jahr der Einführung der vollständigen Befreiungsmöglichkeit, ob sich Unternehmen aufgrund dieser Norm bereits für das gesamte Jahr 2011 von den Netzentgelten befreien lassen konnten oder eine Befreiung frühestens ab dem 1. Januar 2012 möglich war. Zu beiden Rechtsfragen ergingen jeweils gegensätzliche Entscheidungen des OLG Düsseldorf sowie des OLG Jena. Nach der Darstellung dieser Entscheidungen sollen die Folgen einer Nichtigkeit des 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV für bereits ergangene Befreiungsbescheide analysiert werden. Nichtigkeit des 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV Die Frage ist elementar: Ist der Befreiungstatbestand des 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV überhaupt wirksam? Entscheidend ist hierfür insbesondere, ob eine vollständige Befreiung von den Netzentgelten von der zugrunde liegenden Ermächtigungsgrundlage der Verordnung 24 S. 1 Nr. EnWG erfasst wird. Diese Problematik bewerten das OLG Jena und das OLG Düsseldorf unterschiedlich. Zunächst hat sich mit dieser Frage das OLG Jena in einem Verfahren des einstweiligen Rechtsschutzes beschäftigt (Beschluss vom 23. April Kart 1/12). Im Hinblick auf die Vereinbarkeit des Befreiungstatbestandes mit der Ermächtigungsgrundlage in 24 Abs. 1 Nr. 3 EnWG führte das Gericht aus, dass diese auch eine vollständige Befreiung von den Netzentgelten ermögliche. Denn diese Norm erfasse auch eine Vorschrift, welche die Genehmigung eines individuellen Entgelts in Höhe von "Null" vorsieht. Dies führe nicht zur Unentgeltlichkeit der Netznutzung, da der Netzbetreiber im Gegenzug Ausgleichsansprüche gem. 19 Abs. 2 Satz 6 und 7 StromNEV erhalte.

7 7 Praxisgruppe Energy Für das Gericht folgt auch aus der Verwendung des Terminus "Entgelt" nichts anderes. Denn auch die Entgeltbefreiung wäre sprachlich noch von diesem Begriff erfasst, weil es allein um die Bestimmung einer Gegenleistung gehe. Eine Unentgeltlichkeit im eigentlichen Sinne liege zudem deshalb nicht vor, weil der Netzbetreiber Ansprüche im Wege der Ausgleichsmaßnahmen erhalte. Dieser Rechtsauffassung ist das OLG Düsseldorf in seinem Beschluss vom 6. März 2013 nicht gefolgt (VI-3 Kart 65/12 (V)). Im Hauptsachverfahren wandte sich ein Netzbetreiber im Wege der Beschwerde gegen die Festlegung der Beschlusskammer 8 der Bundesnetzagentur vom 14. Dezember 2011, mit der die Behörde gegenüber allen Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen Einzelheiten der 19 StromNEV Umlage in Abweichung von 17 Abs. 8 StromNEV festgelegt hat. Hintergrund für diese Festlegung der Umlage war die mit Wirkung vom 4. August 2011 in Kraft getretene Änderung des 19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV. Das Gericht hob die Festlegung der Bundesnetzagentur auf, weil diese der Umsetzung der mit Wirkung vom 4. August 2011 in Kraft getretenen Änderung des 19 Abs. 2 StromNEV diene, der als nichtig zu betrachten sei. Nach Ansicht des Gerichts sei die Änderung des Paragraphen nicht in den von der Ermächtigungsgrundlage gesetzten Grenzen erfolgt und sei darüber hinaus auch mit höherrangigem Recht nicht vereinbar. Zunächst führte das Gericht aus, dass 19 Abs. 2 Strom- NEV bereits wegen Fehlern im Gesetzgebungsverfahren nichtig sei. Unter Anwendung der Grundsätze der Gesetzesauslegung sei die Ermächtigungsgrundlage im EnWG so zu verstehen, dass der Verordnungsgeber nur dazu ermächtigt sei, in der Stromnetzentgeltverordnung neben der Methodik zur Bestimmung der Entgelte Regelungen hinsichtlich der Genehmigung individueller Netzentgelte zu treffen. Eine gänzliche Befreiung von Netzentgelten sei hingegen von der Ermächtigungsnorm des 24 EnWG nicht vorgesehen. Der 19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV [a.f.] sehe aber eine Befreiung von den Netzentgelten vor, wobei es sich gerade nicht um ein individuelles Netzentgelt handele. Denn der von den Netzentgelten befreite Netznutzer entrichte keine Gegenleistung für die Nutzung des Netzes. Rückwirkung der Netzentgeltbefreiung für 2011 Zahlreichen weiteren energierechtlichen Beschwerdeverfahren lag die Frage zugrunde, ab welchem Zeitpunkt erstmalig eine vollständige Befreiung von den Netzentgelten verlangt werden könnte. Die Änderung der Stromnetzentgeltverordnung mit der das "Null-Entgelt" eingeführt wurde, trat zum 4. August 2011 in Kraft. In der Praxis erteilte insbesondere die Bundesnetzagentur eine Befreiung bereits rückwirkend für das gesamte Jahr Einzelne Landesregulierungsbehörden waren der Auffassung, dass eine Befreiung frühestens mit Inkrafttreten der Änderung möglich sei. Auch hinsichtlich dieser Rechtsfrage gelangten das OLG Jena sowie das OLG Düsseldorf zu divergierenden Auffassungen. Das thüringische OLG vertrat in dem bereits oben erwähnten Rechtsstreit die Auffassung, dass eine Befreiung bereits ab dem 1. Januar 2011 erteilt werden könne. Das Gericht stütze seine Ansicht insbesondere darauf, dass dem Energiewirtschaftsrecht eine kalenderbezogene Betrachtungsweise systemimmanent sei und mangels einer Übergangsvorschrift, die ausdrücklich eine Geltung erst zum 1. Januar 2012 vorsehe, die Verordnung nur so verstanden werden könne, dass eine Befreiung bereits für das gesamte Kalenderjahr 2011 gewollt sei. Demgegenüber argumentierte das OLG Düsseldorf, dass sich aus der Begründung zur Verordnungsänderung nicht entnehmen ließe, dass die Netzentgeltbefreiung rückwirkend in Kraft treten solle. Das Gericht geht davon aus, dass der Gesetzgeber einen Gleichlauf von Entgeltbefreiung und Wälzung sicherstellen wollte. Nach Auffassung des Düsseldorfer Kartellsenats könne der Wälzungsmechanismus aber weder aus rechtlichen noch aus tatsächlichen Gründen (rückwirkend) für das Jahr 2011 implementiert werden. Aus diesem Grund sei eine Netzentgeltbefreiung gem. 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV erst ab dem 1. Januar 2012 möglich.

8 8 Praxisgruppe Energy Mögliche Folgen der Nichtigkeit des 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV für bestehende Befreiungsbescheide Bestehende Befreiungsbescheide werden nicht schon durch die (mögliche) Nichtigkeit des 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV in ihrer Wirksamkeit berührt. Vielmehr bleiben Verwaltungsakte solange rechtswirksam bis sie durch die Bundesnetzagentur oder zuständige Landesregulierungsbehörde aufgehoben worden sind. Grundsätzlich dürfte nur eine Rücknahme mit Wirkung für die Zukunft in Betracht kommen, sodass bereits erhaltene Vergünstigungen unangetastet bleiben. Dies muss aber nicht zwingend für jeden Einzelfall gelten, sondern ist von den konkreten Umständen abhängig. Insbesondere unter Einbeziehung der beihilfenrechtlichen Dimension kommt unter Umständen auch eine Rücknahme der Befreiungsbescheide mit Wirkung für die Vergangenheit in Frage, wenn sich im Hauptprüfungsverfahren durch die EU-Kommission herausstellen sollte, dass es sich bei der vollständigen Befreiung stromintensiver Unternehmen von den Netzentgelten tatsächlich um europarechtswidrige Beilhilfe handelt. Tobias Flasbarth Counsel, Hamburg +49 (0) tobias.flasbarth@hoganlovells.com Dr. Alexander Koch Associate, Hamburg +49 (0) alexander.koch@hoganlovells.com Stromintensive Unternehmen sollten deshalb die zukünftigen Entwicklungen in diesen Verfahren insbesondere eine Entscheidung des Bundesgerichtshofes verfolgen. Wir werden Sie in diesem Zusammenhang natürlich weiterhin auf dem Laufenden halten. Ausblick und Fazit Stromintensive Unternehmen werden die laufenden Verfahren weiterhin mit großem Interesse verfolgen (müssen). Dies gilt insbesondere, wenn diese Betriebe auf der Grundlage der alten Rechtslage von den Netzentgelten befreit wurden. Denn hier besteht die Gefahr, dass es unter Umständen zu einer rückwirkenden Aufhebung der Befreiung kommen könnte.

9 9 Praxisgruppe Energy Das EU-Beihilfenverfahren gegen die Netzentgeltbefreiung für energieintensive Unternehmen gemäß 19 Abs. 2 StromNEV: Droht den begünstigten Unternehmen eine Nachzahlung? Beihilfenrechtliche Problematik bei 19 Abs. 2 StromNEV Zum Schutz der Wettbewerbsfähigkeit von besonders energieintensiven Unternehmen sah 19 Abs. 2 StromNEV für Letztverbraucher, die besonders viel Strom abnehmen, eine Möglichkeit zur vollständigen Befreiung vom Netzentgelt vor. Diese Privilegierung hat polarisiert, da sie durch eine stärkere Belastung der übrigen Letztverbraucher und somit auch der Privathaushalte gegenfinanziert wurde. Nachdem die Möglichkeit zur vollständigen Befreiung vom Netzentgelt durch das OLG Düsseldorf gekippt wurde (siehe Beitrag: "Das Aus für die vollständige Befreiung von Netzentgelten Überblick und Hintergrund zur Neuregelung des 19 Abs. 2 StromNEV" in diesem Newsletter) und zudem die Europäische Kommission ein Beihilfenprüfverfahren eingeleitet hat, verabschiedete die Bundesregierung zwar mittlerweile eine Novelle der StromNEV die mit Wirkung zum 22. August diesen Jahres in Kraft trat, die den rechtlichen Bedenken abhelfen soll. Unklar bleibt aber, ob Unternehmen, die von der alten Regelung profitiert haben, Nachforderungen drohen können. Beihilfenverfahren der Europäischen Kommission Die Netzentgeltbefreiung auf Grundlage von 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV führte zu Beschwerden von Verbraucherverbänden, Unternehmen und Bürgern bei der Europäischen Kommission, die daraufhin am 6. März 2013 ein förmliches Beihilfenprüfverfahren gegen die Privilegierung besonders stromintensiver Unternehmen eingeleitet hat (ABl. EU 2013 Nr. C 128/43). Der Eröffnung des formalen Prüfverfahrens liegt die vorläufige Überzeugung der Kommission zugrunde, dass eine unzulässige Beihilfe im Sinne von Art. 107 Abs. 1 Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union ("AEUV") gewährt wurde und die Netzentgeltbefreiung mithin rechtswidrig und rückabzuwickeln sei. Die Kommission sieht in der sog. 19-Umlage eine Begünstigung der besonders stromintensiven Industrien. Obwohl die Privilegierung letztlich durch die Netzbetreiber umgesetzt wird, vertritt die EU-Kommission die Auffassung, dass der deutsche Staat der eigentliche Veranlasser der Begünstigung sei. Eine Maßnahme ist als staatliche Beihilfe im Sinne des Art. 107 Abs. 1 AEUV anzusehen, wenn sie einen selektiven Vorteil für den Begünstigten bewirkt, Auswirkungen auf den Wettbewerb hat, dem Staat zurechenbar ist und aus staatlichen Mitteln gewährt wird. Auswirkungen auf den Wettbewerb dürften im Hinblick auf Konkurrenten der begünstigten Unternehmen in anderen Mitgliedstaaten unzweifelhaft anzunehmen sein. Auch die Zurechenbarkeit zum Staat liegt nahe, da die Privilegierung auf die StromNEV, also eine Rechtsverordnung zurückzuführen ist. Weit weniger eindeutig sind hingegen das Vorliegen eines selektiven Vorteils (1.) und die Gewährung dieses Vorteils aus staatlichen Mitteln (2.). Selektiver Vorteil Die Kommission vertritt in ihrem Beschluss zur Eröffnung des Beihilfenverfahrens die Auffassung, dass es sich bei der Netzentgeltbefreiung um einen selektiven Vorteil handelt. Die Regelung begünstige Unternehmen, die sich rechtlich und tatsächlich in derselben Situation befinden, diejenigen Unternehmen, die den für die Befreiung erforderlichen Stromverbrauchsgrenzwert überschreiten. Eine beihilfenrechtsrelevante Begünstigung scheidet allerdings gemeinhin aus, wenn der staatlichen Leistung eine marktgerechte Gegenleistung gegenübersteht. In diesem Zusammenhang könnte relevant werden, dass die Stromabnahme stromintensiver Unternehmen eine netzstabilisierende Wirkung hat. Eine Gegenleistung der stromintensiven Verbraucher könnte demnach darin liegen, dass sie durch die konstante Abnahme einer hohen Strommenge das Netz stabilisieren und dass die daraus resultierende Prognosesicherheit die Netzkosten insgesamt positiv beeinflusst. Ob die EU-Kommission diesen Gedanken angesichts des recht pauschalen Charakters der Befreiungsmöglichkeit für die Annahme einer marktgerechten Gegenleistung ausreichen lassen wird, erscheint derzeit zweifelhaft. Einsatz staatlicher Mittel Weiterhin liegt eine Beihilfe i.s.d. Art. 107 Abs. 1 AEUV nur vor, sofern die Begünstigung aus staatlichen Mitteln gewährt wird. Die Frage, ob stromintensive Unternehmen durch die Befreiung vom Netzentgelt eine Begüns-

10 10 Praxisgruppe Energy tigung aus staatlichen Mitteln erhalten, ist eine rechtlich komplexe Frage. Die Situation bei der Netzentgeltbefreiung unterscheidet sich von typischen Beihilfenkonstellationen insofern, als dass die von 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV begünstigten Unternehmen die Netzentgelte ohne das Vorliegen einer Befreiung nicht an den Staat, sondern an private Netzbetreiber entrichten müssten. Nicht der Staat, sondern vielmehr die Netzbetreiber erleiden durch die Befreiung somit einen Einnahmeausfall. Aufgrund dieses Umstands könnten Zweifel an der Einordnung als staatliche Leistung aufkommen. Dem Beihilfenrecht liegt jedoch ein weites Verständnis des Begriffs der staatlichen Mittel zugrunde. So ist es nicht zwingend erforderlich, dass der gewährte Vorteil unmittelbar aus dem Staatshaushalt kommt. Unter bestimmten Voraussetzungen kann es vielmehr ausreichen, dass die Begünstigung dem Staat mittelbar zugerechnet werden kann. Um zu beurteilen, ob es sich bei der Befreiung vom Netzentgelt um eine Beihilfe handelt, die mittelbar aus staatlichen Mitteln gewährt wird, orientierte sich die Kommission bisher maßgeblich an der Rechtsprechung des Europäischen Gerichtshofs in der Sache Essent (Rs. C-206/06). Der Gerichtshof hatte in jenem Fall die Beihilfenrechtskonformität einer gesetzlichen Regelung in den Niederlanden zu beurteilen, nach der Stromerzeuger von privaten Stromkunden einen Zahlungsaufschlag verlangen mussten, der anschließend zur Kostendeckung an eine gemeinsame Tochtergesellschaft der Stromerzeuger weitergegeben wurde. Der Gerichtshof bewertete das Handeln der privaten Unternehmen als "quasi-staatlich". Der Staat hätte anstelle der Anordnung der Erhebung und Weitergabe eines Aufschlags durch die Stromanbieter den relevanten Betrag auch selbst fordern und an die Tochtergesellschaft ausschütten können. Der Gerichtshof sah daher die Voraussetzung des Einsatzes staatlicher Mittel als erfüllt an. Nach der vorläufigen Auffassung der EU-Kommission ist die Netzentgeltbefreiung durch 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV mit dem Fall Essent vergleichbar. Ähnlich wie in Essent habe der Staat den Stromkunden eine Sonderabgabe auferlegt, mit der ein Vorteil finanziert werden sollte. Dabei hat der Staat ein Unternehmen mit der Verwaltung der Abgabe beauftragt und Regeln zur Verwendung und Zweckbestimmung der Umlage aufgestellt. Zudem gebe es wie in der Rechtssache Essent Kontrollmechanismen, die dem Staat die Überwachung der Finanzströme ermöglichen. Vor dem Hintergrund der Rechtsprechung des Gerichtshofs ist es zwar nachvollziehbar, dass die Kommission das Vorliegen staatlicher Mittel annimmt. Bei genauerer Betrachtung werden jedoch Unterschiede zur Sachverhaltskonstellation im Fall Essent deutlich, die eine abweichende Beurteilung der Netzentgeltbefreiung rechtfertigen würden. So lässt die Kommission unbeachtet, dass die Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen des 19-Umlageverfahrens nicht nur den eingezogenen Aufschlag verwalten, wie dies im Fall Essent bei den niederländischen Stromanbietern der Fall war, sondern sie sogar in Vorleistung treten müssen: Sie haben zunächst den Erlösausfall der Verteilernetzbetreiber zu erstatten und können erst im Anschluss hieran von den Letztverbrauchern einen Ausgleich verlangen. Die Übertragungsnetzbetreiber tragen somit das wirtschaftliche Risiko des Ausgleichs, worin ein Indiz gegen das Vorliegen staatlicher Mittel liegen kann. Zudem ist zweifelhaft, ob der Staat hinreichende Kontrolle über das Handeln der Übertragungsnetzbetreiber hat. Zwar beruht das Umlageverfahren auf einem Beschluss der Bundesnetzagentur, der die StromNEV ergänzt. Die Vorgaben dieses Beschlusses sind allerdings weniger auf den Einzelfall der Netzentgeltbefreiung und die damit verbundenen Erstattungen abgestimmt, sondern vielmehr an schon bestehende Regelungen zu vergleichbaren Erstattungsverfahren angelehnt. Auch führen die Übertragungsnetzbetreiber das Umlageverfahren ohne staatliche Hilfe durch. Angesichts des Umstandes, dass der Staat keine weitergehende Kontrolle ausübt, lässt sich die Zurechnung des Handelns der Übertragungsnetzbetreiber zum Staat mit sehr guten Gründen bezweifeln. Es lässt sich daher vielversprechend gegen die Beihilfenqualität von 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV argumentieren. Novelle der StromNEV Die Novelle der StromNEV (siehe Beitrag: "Das Aus für die vollständige Befreiung von Netzentgelten Überblick und Hintergrund zur Neuregelung des 19 Abs. 2 StromNEV" in diesem Newsletter) mildert die beihilfenrechtlichen Bedenken deutlich ab. Der Verzicht auf eine vollständige Befreiung vom Netzentgelt in Verbindung mit der stärkeren Betonung der Gegenleistung, die energieintensive Betriebe in Form eines kostenrelevan-

11 11 Praxisgruppe Energy ten Beitrags zur Netzstabilität leisten, hat beihilfenrechtlich deutliche Vorteile gegenüber der vorherigen Regelung. Die Neufassung trägt zudem den Bedenken des OLG Düsseldorf Rechnung, wonach das Energiewirtschaftsgesetz keine Ermächtigungsgrundlage für eine vollständige Befreiung vom Netzentgelt beinhaltet. Risiko der Anordnung von Nachzahlungen Auch wenn die rechtlichen Bedenken gegen 19 Abs. 2 StromNEV durch die Reform der Verordnung beseitigt werden können, stellt sich die Frage, inwieweit Unternehmen, die von der Möglichkeit zur vollständigen Befreiung vom Netzentgelt profitiert haben, ein Risiko tragen, die ersparten Netzentgelte nachzahlen zu müssen. Aus dem Urteil des OLG Düsseldorf und auch aus der ausstehenden Rechtsmittelentscheidung des BGH folgen für die begünstigten Unternehmen im Hinblick auf die für die Vergangenheit erteilten Befreiungen grundsätzlich noch keine unmittelbaren Nachteile. Beide Gerichte können Vorschriften einer Verordnung nicht allgemeingültig für nichtig erklären. Allerdings besteht die Möglichkeit, dass es durch die Bundesnetzagentur zu einer Rücknahme der rechtswidrig erteilten Netzentgeltgenehmigungen kommt. Nachzahlungen drohen den betroffenen Unternehmen vor allem, wenn die EU-Kommission die vollständige Netzentgeltbefreiung tatsächlich als rechtswidrige Beihilfe qualifizieren sollte. In diesem Fall gebietet das europäische Recht streng, die Beihilfe rückabzuwickeln, mithin: den bei den begünstigten Unternehmen entstandenen Vermögensvorteil vollständig abzuschöpfen. Daran ändert selbst das Vertrauen der beteiligten Unternehmen in die Rechtmäßigkeit der erlangten Vorteile nichts. Die Vorteilsabschöpfung macht zudem sogar vor einer drohenden Insolvenz des begünstigten Unternehmens keinen Halt. Aufgrund der sehr atypischen Beihilfensituation drängen sich in zweierlei Hinsicht Probleme auf: Einerseits ist der praktische Ablauf der Vorteilsabschöpfung fraglich, zum anderen die Höhe des abzuschöpfenden Vorteils. Der Ablauf der Vorteilsabschöpfung gestaltet sich schwierig, da die begünstigten Unternehmen nicht einfach einen finanziellen Vorteil erhalten haben, sondern vielmehr "ihre" finanziellen Netzentgeltbelastungen verringert und auf andere Letztverbraucher umgelegt wurden. Wollte man die Beihilfe vollständig rückabwickeln, müssten die stromintensiven Betriebe die nicht gezahlten Netzentgelte an die Netzbetreiber nachzahlen. Die nachgezahlten Entgelte dürften allerdings nicht bei den Netzbetreibern verbleiben, da diese sonst selbst in den Genuss eines beihilfenrechtlich relevanten Vorteils kommen würden. Vielmehr müssten sie den Betrag an die übrigen Letztverbraucher, die im Verhältnis stärker belastet wurden, weiterreichen. Da das EU- Beihilfenrecht jedoch lediglich als Ziel vorgibt, dass der wirtschaftliche Vorteil beim Beihilfenempfänger vollständig abgeschöpft werden muss, die genaue Ausgestaltung der Rückforderung jedoch dem jeweils betroffenen EU-Mitgliedstaat überlässt, wäre möglicherweise auch eine einfachere Ausgestaltung der Rückforderung möglich, die lediglich bei den begünstigten Unternehmen ansetzt und den Vorteil zugunsten des Staatshaushalts abschöpft. Für die betroffenen Unternehmen dürfte die interessante rechtlich-technische Frage nach der "richtigen" Methode des Ausgleich dabei jedoch nur von eingeschränktem Interesse sein, da jedenfalls klar ist, dass zur Verhinderung von Wettbewerbsbeschränkungen kein finanzieller Vorteil bei Ihnen verbleiben darf. Die Höhe der Beihilfenrückforderung hängt davon ab, ob die Unternehmen trotz des Wegfalls der vollständigen Befreiung vom Netzentgelt zumindest in den Genuss einer teilweisen Befreiung kommen. Sollten bestehende Bescheide aufgehoben werden, so wären die betroffenen Unternehmen so zu stellen, als sei noch keine Befreiung erteilt worden. Sie können dann aber wohl zumindest auf Basis der Neuregelung rückwirkend ab dem 1. Januar 2012 das individuelle Netzentgelt beantragen. In diesem Zusammenhang gibt es erste zurückhaltend positive Reaktionen der Kommission, nach denen die Neuregelung in beihilfenrechtlicher Hinsicht durchaus positiv aufgenommen wurde. Eine abschließende Prüfung steht aber auch insoweit noch aus. Fazit Die vollständige Befreiung energieintensiver Unternehmen vom Netzentgelt steht rechtlich weiterhin auf dem EU-rechtlichen Prüfstand. Auch wenn gute Argumente für die Rechtmäßigkeit der alten Regelung sprechen, stellt das noch laufende Beihilfenprüfverfahren der EU- Kommission für Unternehmen, die in den Genuss der Befreiung gekommen sind, ein Risiko dar. Bewertet die

12 12 Praxisgruppe Energy Kommission die alte Fassung des 19 Abs. 2 Strom- NEV tatsächlich als Beihilfe, müssen die betroffenen Unternehmen mit Nachzahlungen rechnen. Jan Christian Eggers Counsel, Hamburg +49 (0) jan.eggers@hoganlovells.com

13 13 Praxisgruppe Energy Energiesektor Entflechtung als Stolperstein für die Energiewende? Die Entflechtung des Netzbetriebs von anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung (Unbundling) beschäftigt die Energiewirtschaft bereits seit über einem Jahrzehnt. Mit den EU-Richtlinien 2009/72/EG (Strom) und 2009/73/EG (Gas) wurde zuletzt 2009 eine deutliche Verschärfung der Entflechtungsvorschriften für Transportnetzbetreiber beschlossen. Von diesen Regeln sind die Übertragungsnetze, d.h. die großen überregionalen Strom- und Gasnetze, erfasst. Die europarechtlichen Vorgaben hat der deutsche Gesetzgeber vor gut einem Jahr im Energiewirtschaftsgesetz ("EnWG") umgesetzt. Vor dem Hintergrund der Energiewende und dem damit verbundenen hohen Investitionsbedarf in die Energieinfrastruktur könnte eine strikt am Wortlaut orientierte Auslegung der neuen Vorschriften nunmehr zu einem echten Investitionshindernis werden. Zwar belegen jüngere, durchaus pragmatische Entscheidungen der Regulierungsbehörden, dass dieses Thema auch von den zuständigen staatlichen Stellen erkannt worden ist. Der von den Behörden eingeschlagene Kurs vermag jedoch nicht alle bestehenden Unsicherheiten zu beseitigen. Auch die jüngst von der EU- Kommission veröffentlichte Arbeitshilfe zur Auslegung der eigentumsrechtlichen Entflechtung 1 betont, dass die Regulierungsbehörden von Fall zu Fall über etwaige Ausnahmen entscheiden werden. Das Konzept der eigentumsrechtlichen Entflechtung im Überblick Die Verschärfung der Unbundling-Vorschriften unterliegt klaren Zielvorstellungen: Um die Gefahr einer Diskriminierung anderer Marktteilnehmer zu vermeiden und der marktabschottenden Macht großer Energieversorger zu begegnen, wurde ein eigentumsrechtliches Unbundling beschlossen. Diese Form der Entflechtung geht über die bisherigen Vorgaben deutlich hinaus. Der 1 European Commission, SWD(2013) 177 final, dated 8 May 2013, Commission Staff Working Document, Ownership Unbundling, The Commission's Practice in assessing the Presence of a Conflict of Interest including in case of Financial Investors. Betrieb der Transportnetze soll mithin von den anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung auch eigentumsrechtlich getrennt werden. Anders als die bisherige Praxis sehen diese Regelungen deshalb eine weitgehende Trennung des Netzbetriebes von den Bereichen der Energieerzeugung und des -vertriebs vor. Die Neuregelung führt zur beabsichtigten Aufspaltung der großen, vertikal integrierten Energieversorger. Der vorliegende Beitrag konzentriert sich bewusst auf die eigentumsrechtliche Entflechtung. Dabei wird nicht verkannt, dass das deutsche Recht mit dem unabhängigen Systembetreiber ( 9 EnWG) sowie dem unabhängigen Transportnetzbetreiber ( 10 EnWG) durchaus Ausnahmen von der strikten eigentumsrechtlichen Entflechtung vorsieht. Diese Alternativen stehen allerdings nur offen, wenn das Transportnetz zum Stichtag des 3. September 2009 im Eigentum eines vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmens stand. Für neue Netze, wie etwa die Netzanbindungssysteme für Offshore-Windparks, stehen diese Alternativen gerade nicht offen. Darüber hinaus wird vertreten, dass eine Wahl zwischen diesen Entflechtungsformen nur einmalig ausgeübt werden kann. Sofern ein Transportnetz also eigentumsrechtlich von den anderen Marktebene entflochten worden ist, soll es nicht möglich sein, nachträglich von den Alternativen des Ownership Unbundling Gebrauch zu machen. Doch obwohl die neuen regulierungsrechtlichen Anforderungen eine Marktöffnung bewirken und dadurch Investitionen in die Netzinfrastruktur fördern sollten, droht gerade dieses Ziel ins Gegenteil verkehrt zu werden. Die Entwicklung des deutschen Energiesektors und hierbei insbesondere die Umsetzung der Energiewende könnte infolge der neuen Rahmenbedingungen nachhaltig beeinträchtigt werden. Anders als beabsichtigt, würde die Reform bei wortlautgetreuer Anwendung nicht zu Investitionsanreizen führen, sondern sich in der Praxis als Hemmnis für dringend benötigte Investitionen in die Energienetze entpuppen. Blickpunkt Offshore-Windenergie Dies gilt vor allem für den nach wie vor stockenden Ausbau der erforderlichen Netzanbindungen von Offshore-Windparks. Rückschläge bei der Ausweitung der Offshore-Windenergie sind für die Verwirklichung der

14 14 Praxisgruppe Energy Energiewende kontraproduktiv. Die Windkraft wird eine entscheidende Rolle spielen (müssen), um die mit der Energiewende verbundenen Ziele zu erreichen: Die Erhöhung des Anteils der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung bis zum Jahre 2050 sukzessive auf 80 Prozent (vgl. 1 Abs. 2 EEG). Bereits gegenwärtig trägt die Windkraft mit ca. 7,7 % (2012) nicht unwesentlich zur Bruttostromerzeugung in Deutschland bei. Bislang ist dies weit überwiegend auf den an Land produzierten Windstrom zurückzuführen. Demgegenüber bleibt der Fortschritt beim Ausbau der Offshore-Windenergie bisher deutlich hinter den Erwartungen zurück. Aktuell (H1 2013) sind in Deutschland Offshore-Windparks mit einer Gesamtleistung von etwa 320 MW installiert; wovon 270 MW auf Standorte in der Nordsee entfallen. Im Vergleich zur bisher installierten Leistung aller Windkraftanlagen in Deutschland im Umfang von MW (2012) ist die Bedeutung der Offshore-Windkraft damit zumindest gegenwärtig marginal. Schon das mittelfristige Ausbaupotential der Offshore- Windenergie ist jedoch ausgesprochen groß. Insgesamt haben mehr als 30 Offshore-Windparks mit einer geplanten Leistung von mehr als MW das Planungsverfahren beim Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) bzw. bei den zuständigen Landesbehörden erfolgreich durchlaufen. Vor diesem Hintergrund werden auch weiterhin große Investitionen in den Ausbau der Übertragungsnetze und insbesondere für die Bereitstellung weiterer Offshore- Netzanschlusssysteme erforderlich sein. Die Übertragungsnetzbetreiber sind gesetzlich verpflichtet, die Offshore-Windparks an das Stromnetz an Land anzubinden. Hierzu müssen die Netzbetreiber Leitungen von den Umspannwerken der Offshore-Anlage bis zum Verknüpfungspunkt an Land auf eigene Kosten errichten und betreiben (vgl. 17d EnWG). Der Investitionsbedarf hierfür ist enorm. Die Kosten für die Anbindungssysteme können über die späteren Netzentgelte von den Netzbetreibern umgelegt werden. Als mögliche Co-Investoren solcher Projekte kommen neben den großen Energieversorgungsunternehmen vor allem Finanzinvestoren, Infrastrukturfonds und Unternehmen der Versicherungsbranche in Betracht. Bislang wurde insbesondere die unklare Haftungssituation bei Offshore-Netzanbindungsprojekten als Hemmschuh für das Engagement dieses Investorenkreises angeführt. Die Einführung des Offshore- Netzentwicklungsplans und eines neuen Haftungsregimes Ende 2012 konnte hier eine größere Rechtssicherheit unter den Marktteilnehmern herzustellen, wobei neue Auslegungsfragen in der Praxis entstanden sind. (siehe Beitrag: "Entschädigung bei verspäteter Netzanbindung von Offshore-Windkraftanlagen" in diesem Newsletter). Die Anforderungen des Unbundling bleiben trotz des veränderten Rechtsrahmens bestehen. So unterliegen grundsätzlich auch Finanzinvestoren, Infrastrukturfonds und Versicherungsunternehmen den strikten Vorgaben zum Unbundling. Bei wortlautgetreuer Anwendung der Entflechtungsvorgaben ist es ihnen daher prinzipiell untersagt, sich etwa an einem Offshore- Netzanbindungsprojekt wesentlich zu beteiligen, wenn z.b. bereits ein nicht unerheblicher Anteil an einem niederländischen Offshore-Windpark oder einem italienischen Gaskraftwerk besteht. Obwohl die genannten Investoren an einer Einflussnahme auf das Tagesgeschäft ihrer Beteiligungen in der Regel gar kein unmittelbares Interesse haben, sehen die Entflechtungsvorschriften keine Ausnahmen vor. Dabei sind Finanzinvestoren mit vertikal integrierten Energiekonzernen alter Prägung kaum vergleichbar. Bei letzteren war die vom Gesetzgeber vermutete Gefahr, dass sie ihre Unternehmensbereiche der Energieerzeugung und des Vertriebs mithilfe des monopolistischen Transportbereichs übervorteilen könnten, nicht von der Hand zu weisen. Diese Konzerne zeichneten sich durch einen unternehmensweiten Planungs- und Steuerungsprozess aus, der alle Unternehmensaktivitäten in sämtlichen Marktstufen erfasste. Dabei erkannte die EU-Kommission die Gefahr, dass beim Betrieb des Energienetzes andere Marktteilnehmer zur besseren Vermarktung selbst erzeugten Stroms diskriminiert werden könnten. Finanzinvestoren sind jedoch regelmäßig nicht an der erzeugten Energie als solche interessiert, weil sie sich nicht als Energieversorger am Markt beteiligen. Mit Investitionen in Energieerzeugung und Energienetze verfolgen diese Investoren regelmäßig keinen auf die Marktsegmente abgestimmten Plan im Sinne eines vertikalen Energiekonzerns, sondern betreiben Risikodiversifizierung und -minimierung mit dem Ziel einer bestmöglichen und stabilen Verzinsung der Anlagegelder. Weil Finanzinvestoren nicht zuletzt auch mangels spezifischen Knowhows kein eigenes Vermarktungsinteresse an der Energie selbst haben, besteht für sie regelmäßig kein Anreiz, ihren Einfluss auf der Ebene

15 15 Praxisgruppe Energy der Energienetze dahingehend auszunutzen, andere Energieerzeuger zu diskriminieren. Eine strenge Anwendung der eigentumsrechtlichen Entflechtungsvorschriften auf Finanzinvestoren verfehlt daher regelmäßig den Sinn und Zweck dieser Normen und konterkariert die Ziele der Energiewende. Pragmatische Lösungen gesucht Die Entflechtungsvorschriften lassen auf Grund des strengen Wortlauts grundsätzlich keine Ausnahmen zu. Gleichwohl schlagen die nationalen Regulierungsbehörden in energierechtlichen Zertifizierungsverfahren gegenwärtig einen pragmatischen Weg ein. Diese Verfahren dienen in erster Linie der Einhaltung der Entflechtungsvorschriften durch die Betreiber von Transportnetzen für Strom und Gas. In mehreren Fällen haben die zuständigen Regulierungsbehörden bereits grundsätzlich unzulässige Beteiligungen im Segment der Energieerzeugung festgestellt. Anstatt die Zertifizierungen nach dem Gesetzeswortlaut zu versagen, nahmen die staatlichen Regulierer mehrerer Mitgliedstaaten richtigerweise eine Einzelfallprüfung vor. Dabei wurde überprüft, ob die an sich unzulässigen Beteiligungsverhältnisse tatsächlich Diskriminierungsanreize setzen. Die obligatorischen Stellungnahmen der EU- Kommission in diesen Verfahren lassen erkennen, dass dieser pragmatische Ansatz auch von Seiten der EU- Kommission Unterstützung findet. Jüngst hat die EU- Kommission eine Arbeitshilfe erlassen, mit der ihre Auslegung der Vorschriften zur eigentumsrechtlichen Entflechtung anhand der bisherigen Entscheidungspraxis zusammengefasst wird. Diese Entwicklung in der behördlichen Interpretation und Anwendung der Regulierungsvorgaben ist zu begrüßen. Eine strikt am Wortlaut orientierte Normauslegung hätte nachteilige Konsequenzen, weil sie die angestrebte zügige Umsetzung der Energiewende gefährden würde. Eine stets am Einzelfall orientierte Prüfung birgt aber für Investoren ein nicht zu unterschätzendes Unsicherheitspotenzial. Die Auslegungshilfe der EU-Kommission Mitte Mai dieses Jahres hat die EU-Kommission eine Auslegungshilfe zur Interpretation der eigentumsrechtlichen Entflechtung erlassen 2. Die Europäische Regulie- rungsbehörde erläutert in diesem Dokument, anhand welcher Kriterien im Einzelfall ein Interessenkonflikt trotz einer an sich unzulässigen Beteiligungsform ausgeschlossen werden könne. Nach dem strengen Wortlaut von 8 EnWG ist es grundsätzlich unzulässig, dass ein Unternehmen neben der Kontrolle über einen Transportnetzbetreiber auch noch die Kontrolle oder relevante Rechte an einem Unternehmen ausübt, das eine der Funktionen der Energieerzeugung oder des - vertriebs wahrnimmt. Hierzu bezieht sich die EU- Kommission auf die von ihr bislang erlassenen Stellungnahmen in verschiedenen Zertifizierungsverfahren. Auch wenn es sich um ein grundsätzlich rechtlich unverbindliches Dokument handelt, können (potentielle) Investoren wichtige Information für eine Investitionsentscheidung ableiten. Die EU-Kommission betont, dass in jedem Einzelfall eine umfassende Analyse durch die zuständige nationale Regulierungsbehörde und die EU-Kommission im Rahmen des Zertifizierungsverfahrens erforderlich sei, um etwaige Interessenkonflikte sicher ausschließen zu können. Hierfür ist erforderlich, dass der Übertragungsnetzbetreiber in seinem Antrag auf Zertifizierung alle relevanten Fakten und Umstände darlegt und eine Argumentation vorlegt, aus der zweifelsfrei hervorgeht, dass hinsichtlich der Gesellschafter, die gleichzeitig Beteiligungen im Segment der Energieerzeugung bzw. des Energievertriebs halten, keine Interessenkonflikte bestehen. Die Beweislast liege bei dem antragsstellenden Übertragungsnetzbetreiber. Nur wenn aufgrund der von dem Übertragungsnetzbetreiber bzw. dessen Gesellschaftern überlassenen Information ein Interessenkonflikt sicher ausgeschlossen werden könne, dürfe eine Zertifizierung durch die nationalen Regulierungsbehörden erfolgen. Die EU-Kommission erläutert weiter, dass die Elektrizitäts- und Gasbinnenmarktrichtlinie etwaigen Interessenkonflikten vorbeugen und verhindern will, die bei einer gleichzeitigen Beteiligung an einem Transportnetzbetreiber sowie zum Beispiel einem Energieerzeugungsunternehmen aufkommen können. Vor diesem Hintergrund sei es mit dem Zweck der Richtlinie nicht vereinbar, wenn einem Übertragungsnetzbetreiber die Zertifizierung verweigert werde, obwohl dieser eindeutig belegt habe, dass kein Anreiz für die Gesellschafter des Übertragungsnetzbetreibers besteht, die 2 European Commission, SWD(2013) 177 final, dated 8 May 2013, Commission Staff Working Document, Ownership Unbundling, The Commission's Practice in assessing the Presence of a Conflict of Interest including in case of Financial Investors.

16 16 Praxisgruppe Energy Entscheidungsabläufe im Übertragungsnetzbetreiber zu Gunsten einer Beteiligung an einem Unternehmen der Energieerzeugung zu Lasten anderer Marktteilnehmer zu beeinflussen. Für die genannte Fallgestaltung führt die EU- Kommission zwei Beispiele an: Erstens sei ein Interessenkonflikt ausgeschlossen, sofern die Beteiligung an einem Unternehmen der Energieerzeugung vorhanden sei und dieses Unternehmen im außereuropäischen Ausland etwa in den USA oder in Australien ansässig sei. In diesem Fall sei ein Interessenkonflikt schon mangels einer physischen Verbindung zwischen den relevanten Energiemärkten ausgeschlossen. Zweitens könne ein Interessenkonflikt insbesondere bei Beteiligungen von Finanzinvestoren ausgeschlossen sein. In diesem Zusammenhang hebt die Kommission insbesondere hervor, dass Finanzinvestoren eine wichtige Gruppe von potentiellen Investoren darstellen, weil vornehmlich Investitionen in Infrastrukturen der Energieübertragung aufgrund der regulierten Tarifstruktur eine verlässliche Eigenkapitalrendite bei verhältnismäßig niedrigem Risiko aufweisen. Gerade Kooperationen mit Finanzinvestoren können darüber hinaus für Übertragungsnetzbetreiber eine Möglichkeit sein, um nötiges Eigenkapital zur Finanzierung und Verwirklichung von benötigten Infrastrukturmaßnahmen zu erhalten. Dementsprechend hat die EU-Kommission auch im Rahmen ihrer Entscheidungspraxis festgestellt, dass die Vorgaben der eigentumsrechtlichen Entflechtung für verschiedene Arten von Investoren im Energiesektor von Bedeutung sein können. Dies gelte insbesondere für Finanzinvestoren wie z.b. Pensionsfonds, Versicherungsgesellschaften oder Infrastrukturfonds mit Beteiligungen im Energiesektor. Die EU-Kommission erkennt richtigerweise, dass diese Unternehmen häufig über diversifizierte Investment Portfolios verfügen, welche Beteiligungen an Unternehmen der unterschiedlichen Marktsegmente, d.h. der Energieübertragung, Energieerzeugung sowie des Energievertriebs vorsehen. Im Rahmen der bereits ergangenen Stellungnahmen in verschiedenen Zertifizierungsverfahren hat die EU- Kommission einen nicht abschließenden Katalog von Kriterien aufgestellt, der im Einzelfall herangezogen werden kann, um das Vorhandensein bzw. Nichtvorhandensein eines Interessenkonfliktes festzustellen. Insbesondere sind nach Ansicht der EU-Kommission die folgenden Kriterien maßgeblich: Lage des Transportnetzes sowie der Energieerzeugungsanlagen bzw. Sitz der Unternehmen, die die Funktion des Energievertriebs ausüben; Wert und Art der Beteiligung an diesem Unternehmen; Größe und Marktanteile der Erzeugungsproduktions- bzw. Vertriebsaktivitäten; Folgen einer Änderung des Großhandelspreises für die Energieerzeugungsprojekte vor dem Hintergrund eines etwaigen Interessenkonfliktes. Schließlich ist zu beachten, dass relevante Veränderungen der Faktenlage eine mögliche erneute Prüfung durch die nationalen Regulierungsbehörden erforderlich machen können. In diesem Zusammenhang unterstreicht die EU-Kommission, dass die nationalen Regulierungsbehörden ein Zertifizierungsverfahren von Amts wegen eröffnen könnten, sofern sie von einer wesentlichen Veränderung der Sach- und Faktenlage erfahren. Außerdem kann die EU-Kommission selbst die nationale Regulierungsbehörde in begründeten Fällen zur Einleitung eines Zertifizierungsverfahrens veranlassen. Im eigenen Interesse sollten die nationalen Regulierungsbehörden mit den Übertragungsnetzbetreibern pragmatische und verhältnismäßige Lösungen finden, die Regulierungsbehörde über relevante Veränderungen informiert zu halten. Für das deutsche Recht ist in diesem Zusammenhang auf die Regelung des 4 c EnWG hinzuweisen. Nach dieser Regelung haben Transportnetzbetreiber die Regulierungsbehörde unverzüglich über alle geplanten Transaktionen und Maßnahmen sowie sonstige Umstände zu unterrichten, die eine Neubewertung der Zertifizierungsvoraussetzungen erforderlich machen können. Insofern hat die Bundesnetzagentur in ihrem bisherigen Zertifizierungsentscheidungen auch zu Recht davon abgesehen, eine vergleichbare Informationspflicht in einer Auflage zur Zertifizierungsentscheidung aufzunehmen. In welcher Weise die Bundesnetzagentur konkret zu informieren ist, wird aber auch in Deutschland praxisnahen Lösungen vorbehalten sein. Wichtige Bewertungskriterien im Einzelnen Im Folgenden werden einzelne Kriterien vorgestellt, die in der bisherigen Entscheidungspraxis herangezogen worden sind, um einen etwaigen Interessenkonflikt ausschließen, sofern eine grundsätzlich unzulässige Beteiligung sowohl an einem Übertragungsnetzbetrei-

17 17 Praxisgruppe Energy ber als auch an einem Unternehmen der Energieerzeugung vorliegt. Hierbei verbietet sich eine schematische Betrachtungsweise. Vielmehr müssen die im Folgenden genannten Bewertungskriterien im Wege einer Gesamtbetrachtung abhängig vom jeweiligen Einzelfall auf ihre Anwendbarkeit sowie auf ihr jeweiliges Gewicht im Einzelfall geprüft werden. Verbindung zwischen Erzeugungsanlage und Übertragungsnetz Ein entscheidendes Bewertungskriterium kann die Entfernung zwischen der Energieerzeugungsanlage und dem Übertragungsnetz sein. Wenn keine Verbindung zwischen Übertragungsnetz und der Erzeugungsanlage besteht und eine solche auch aus praktischen bzw. wirtschaftlichen Gründen nicht hergestellt werden kann, gehen die Regulierungsbehörden davon aus, dass der Anreiz zu Diskriminierungen beim Übertragungsnetzbetreiber zumindest herabgesetzt ist. Vor diesem Hintergrund bewerten die Regulierungsbehörden deshalb insbesondere, ob eine realistische Möglichkeit besteht, eine physische Verbindung zwischen dem Übertragungsnetzbetreiber und der Erzeugungsanlage herzustellen. Größe des Übertragungsnetzes Die Regulierungsbehörden stellten fest, dass der Betrieb eines kleinen und geografisch abgrenzbaren Übertragungsnetzes als ein Argument dienen kann, dass ein Interessenkonflikt ausgeschlossen ist (z.b. der Betrieb eines Offshore-Clusters). Art der Energieerzeugungsanlage In einigen bisher entschiedenen Fällen unterhielt der Gesellschafter eines Übertragungsnetzbetreibers zusätzlich eine Beteiligung an einem Energieerzeugungsunternehmen, wobei Strom lediglich als Nebenprodukt erzeugt wurde. Unter diesen Umständen gingen die Regulierungsbehörden davon aus, dass lediglich ein herabgesetztes Risiko für einen möglichen Interessenkonflikt vorliegt. Größe, Marktanteil und Wert der Erzeugungsanlagen Die Regulierungsbehörden beziehen darüber hinaus auch die Größe der Erzeugungsanlagen ein. Hierbei spielt nicht nur die Größe der einzelnen Erzeugungsanlagen eine Rolle, sondern auch die Größe aller Erzeugungsanlagen im Wege einer Gesamtschau. Ohne eine exakte Grenze festzulegen, hat die EU-Kommission in den Zertifizierungsverfahren von Betreibern von Offshore-Clustern (sog. OFTOs) eine Erzeugungskapazität von 170 MW in Großbritannien und etwa 280 MW in verschiedenen anderen EU-Staaten als unbedeutend eingestuft. Im Umkehrschluss könnte man indes folgern, dass Beteiligungen an Energieerzeugungskapazitäten in quantitativer Hinsicht begrenzt sind, sofern gleichzeitig eine wesentliche Beteiligung an einem Übertragungsnetzbetreiber vorliegt. Abhängig vom jeweiligen Einzelfall könnte etwa eine Beteiligung an Erzeugungsanlagen mit einer Gesamterzeugungskapazität von 1 GW sehr viel schwieriger zu rechtfertigen sein. Ob derartige verallgemeinerungsfähige quantitative Grenzen gezogen werden können, bleibt abzuwarten. Regulatorischer Rahmen Für Regulierungsbehörden kann auch ein bestehender regulatorischer Rahmen (etwa für das sog. OFTO- Model in Großbritannien) das Risiko eines Interessenkonfliktes abmildern. In der Entscheidung über den Zertifizierungsantrag eines OFTO-Betreibers hat die britische Regulierungsbehörde erläutert, dass das OFTO Regelungswerk durch verschiedene Mechanismen ein diskriminierendes Verhalten verhindert (z.b. Kompensationszahlungen bei ungeplanten Störungen bzw. Netzausfällen, Veröffentlichung von Jahresberichte). Zusätzlich hat die britische Regulierungsbehörde einbezogen, dass es sich bei dem Gesellschafter um einen Investmentfonds handelt, der durch die Anforderungen der Finanzwirtschaft gehalten ist, die Interessen der Investoren des Fonds zu verfolgen. Hieraus leitete die britische Regulierungsbehörde das Argument ab, dass auch in diesem Fall ein möglicher Interessenkonflikt abgemildert ist. Einspeisevergütung Der regulatorische Rahmen ist auch von Bedeutung bei der Betrachtung der Energieerzeugungsanlagen. Solange die Energieerzeugungsanlagen von einem gesetzlichen Einspeisevergütungssystem profitieren können, welches nicht von den Marktpreisen abhängig ist, spielt der Großhandelspreis für diese Energieerzeugungsanlagen keine Rolle. Insofern bestehe auch kein Anreiz, den Großhandelspreis durch diskriminierende Maßnahmen im Übertragungsnetzbetreiber zu beein-

18 18 Praxisgruppe Energy flussen. Dabei ist zu berücksichtigen, dass sich die Bewertung entscheidend ändern kann, sofern der Anspruch auf eine feste Einspeisevergütung wie in Deutschland in der Regel gut 20 Jahre zeitlich begrenzt ist. Investitionsverhalten und Person des Investors Die Regulierungsbehörden beziehen bei ihrer Bewertung auch das Investitionsverhalten und die Natur des Investors ein. So hat die deutsche Bundesnetzagentur festgestellt, dass die von der Richtlinie zu verhindernden Interessenkonflikte in erster Linie bei typisch vertikal integrierten Versorgungsunternehmen alter Prägung auftreten. Vor diesem Hintergrund kann ein Interessenkonflikt ausgeschlossen werden, sofern das Investitionsverhalten dem eines Finanzinvestors entspricht. Der Umstand, dass Finanzinvestoren eher an einer stabilen Eigenkapitalverzinsung und weniger an der erzeugten bzw. übertragenen Energie selbst interessiert sind, trägt dazu bei, dass ein möglicher Interessenkonflikt jedenfalls abgemildert wird. Mit dem Erlass der Auslegungshilfe unterstreicht die EU-Kommission den eingeschlagenen pragmatischen Kurs. Dabei macht die EU-Kommission indes deutlich, dass Ausnahmen nur nach Maßgabe der Umstände des jeweiligen Einzelfalls zugestanden werden können. Obwohl normativ nicht bindend, kann die Auslegungshilfe potentiellen Investoren im europäischen Energiemarkt als hilfreiche Orientierung dienen. Das Investitionspotential etwa im Ausbau der Übertragungsnetze oder Interkonnektoren ist groß. Der Markt wiederum dürfte für Finanzinvestoren gerade auch wegen der überschaubaren Risiken und der planbaren Eigenkapitalrendite interessant sein. Vor einer Investitionsentscheidung sind die möglichen Implikationen der eigentumsrechtlichen Entflechtung des europäischen Energie-Binnenmarkts indes auszuloten. Insbesondere ist eine frühe informelle Einbeziehung der nationalen Regulierungsbehörden sowie der EU-Kommission empfehlenswert. Investitionen in Joint Venture Die deutsche Regulierungsbehörde hat auch das Bestehen eines Joint Ventures auf der Ebene des Übertragungsnetzbetreibers als relevantes Bewertungskriterium herangezogen. So akzeptierte die Bundesnetzagentur das Argument, dass Joint Venture Strukturen dazu beitragen können, verbotene Quersubventionen durch einen Gesellschafter zu unterbinden. Denn solche Quersubventionen führen zu einer Schmälerung des Gewinns der anderen Kooperationspartner, ohne dass diesem Gesellschafter ein entsprechender Vorteil gegenüber stünde. Fazit und Ausblick Die jüngere Entscheidungspraxis der nationalen Regulierungsbehörden sowie der Europäischen Kommission macht deutlich, dass es Ausnahmen von den strengen Vorschriften der eigentumsrechtlichen Entflechtung geben kann. Solche Abweichungen werden aber nur dann durch die Regulierungsbehörden zugelassen, wenn der Übertragungsnetzbetreiber zweifelsfrei nachweisen kann, dass trotz bestehender Beteiligungen eines seiner Gesellschafter, zum Beispiel an einem Unternehmen der Energieerzeugung, kein Interessenkonflikt besteht. Dr. Maximilian Findeisen Senior Associate, Hamburg +49 (0) Dr. Alexander Koch Associate, Hamburg +49 (0)

19 19 Praxisgruppe Energy Entschädigung bei verspäteter Netzanbindung von Offshore- Windkraftanlagen Viele Einzelfragen weiter offen Am 28. Dezember 2012 ist das "Dritte Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftlicher Vorschriften" in Kraft getreten. In diesem Zusammenhang wurden erstmalig detaillierte Regelungen zur Haftung des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers bei Störung, Verzögerung oder Wartung der Netzanbindung im EnWG aufgenommen. 17e Abs. 1 bis 3 EnWG sehen nunmehr einen verschuldensunabhängigen Anspruch des Offshore-Windparkbetreibers auf Entschädigungszahlung vor. Dabei wird differenziert zwischen Störungen der Netzanbindung ( 17e Abs. 1), Verspätungen der Netzanbindung ( 17e Abs. 2 EnWG) und Wartung der Netzanbindung ( 17e Abs. 3 EnWG). Der folgende Beitrag soll sich mit dem aktuell in der Praxis vordringlichsten Thema der Verspätung der Netzanbindung beschäftigen. Einführung Auch wenn das neue Gesetz teilweise recht detaillierte Regelungen beinhaltet, zeigen erste Erfahrungen in der Praxis, dass weiterhin viele Einzelfragen ungeklärt sind und Unsicherheiten bei den Betroffenen auslösen. Insbesondere die Entwickler von Offshore- Windkraftanlagen müssen, ausgelöst durch Verzögerungsmeldungen des anbindungsverpflichteten Netzbetreibers, wichtige Projektentscheidungen treffen. Etwa die Frage, ob und in welchem Umfang zur Schadensminderung Bauzeitenpläne angepasst werden können, ohne hierdurch die spätere Durchsetzung von Entschädigungsansprüchen zu gefährden. Konkret stellt sich auch die Frage, welche Beweise Offshore- Windparkbetreiber zur späteren Durchsetzung von Entschädigungsansprüchen sammeln sollten und können. Für den anbindungsverpflichteten Netzbetreiber stellt sich vor allem die Frage, in welchem Umfang er Entschädigungsansprüche nach 17f EnWG im Rahmen des Belastungsausgleiches umlegen kann. Zur Klärung der letzteren Frage hat die Bundesnetzagentur ein Konsultationsverfahren zur Erstellung eines "Leitfaden zur Ermittlung einer umlagefähigen Entschädigung bei Störung, Verzögerung oder Wartung der Netzanbindung von Offshore-Anlagen" (im folgenden "Leitfaden") angestoßen und nunmehr im Oktober 2013 den finalisierten Leitfaden vorgelegt. Bereits der Umfang des Papiers von 16 Seiten verdeutlicht, dass in diesem Bereich noch einiges an Klärungsbedarf besteht. Zu beachten ist, dass der Leitfaden unmittelbar nur das Verhältnis der Netzbetreiber untereinander im Hinblick auf den Belastungsausgleich betrifft, sich mithin nicht an Entwickler und Betreiber von Offshore-Windparks richtet. Ferner wird der Leitfaden keine Gesetzeskraft entfalten und kann schon deshalb nicht als alleiniger Maßstab herangezogen werden. Dennoch halten wir es nicht für ausgeschlossen, dass Gerichte, die zu einem späteren Zeitpunkt über einen Entschädigungsanspruch zwischen Windparkbetreiber und Netzbetreiber entscheiden werden, sich auch an den Vorgaben des Leitfadens orientieren werden. Entsprechend ist es den Entwicklern und Betreibern von Offshore- Windkraftanlagen zu empfehlen, die Vorgaben des Leitfadens jedenfalls als "Mindestanforderungen" zu erfüllen. Im Folgenden möchten wir gerne auf einige Einzelfragen des Entschädigungsanspruches eingehen, die nach unserer Erfahrung in der Praxis besonders relevant sind und derzeit diskutiert werden. Anspruchsvoraussetzungen Ein Anspruch auf Entschädigungsleistung wegen verspäteter Netzanbindung besteht, wenn die folgenden Voraussetzungen erfüllt sind: Betriebsbereitschaft der Offshore-Windkraftanlage Grundsätzlich ist Voraussetzung für einen Entschädigungsanspruch wegen verspäteter Netzanbindung, dass die Offshore-Windkraftanlage ihrerseits zum relevanten Zeitpunkt hergestellt ist ( 17e Abs. 2 Satz 1 EnWG). Hier können sich in der Praxis Streitigkeiten ergeben, was unter dem Begriff "Herstellung" zu verstehen ist. Dies gilt insbesondere vor dem Hintergrund, dass zwar eine technische Errichtung der Offshore- Windkraftanlage und auch ein Betrieb mit Dieselgeneratoren ohne Netzanbindung möglich ist, ein Probebetrieb aber erst durchgeführt werden kann, sobald auch eine regelmäßige Abnahme von Energie möglich ist. Dieser

20 20 Praxisgruppe Energy Punkt wird im Leitfaden der Bundesnetzagentur nicht diskutiert. Lediglich im Zusammenhang mit der Fertigstellung der Netzanbindung vertritt die Bundesnetzagentur im Leitfaden die Auffassung, der "Probebetrieb sei in der Regel noch Bestandteil der Errichtungs- bzw. Fertigstellungsphase". Nach unserer Auffassung lässt sich dieser Gedanke, dass der Probebetrieb zur Herstellungsphase zählt, jedoch nur schwer auf die Offshore-Windkraftanlagen übertragen. Dagegen spricht zunächst bereits der Wortlaut, da in 17e Abs. 2 Satz 1 EnWG anders als bei der Herstellung der Netzanbindung, nicht auf die Herstellung der Einrichtung selbst, sondern auf die Herstellung der Betriebsbereitschaft abgestellt wird. Betriebsbereitschaft ist nach unserem Verständnis gegeben, sofern die Anlage soweit fertig gestellt ist, dass sie, sobald die Netzanbindung Strom abnehmen kann, in der Lage ist, auch Strom einzuspeisen. Nicht verlangt werden kann aus unserer Sicht die Finalisierung des Probebetriebes der Offshore- Windkraftanlage, denn dann wäre ein Entschädigungsanspruch wegen Verzögerung der Netzanbindung faktisch wohl nie möglich, da ein Probebetrieb faktisch regelmäßig die vorherige Herstellung der Netzanbindung voraussetzt. Eine andere Frage ist, ob und in welchem Umfang sich während des Probebetriebs auftretende instabile Einspeiseverhältnisse auf den Kompensationsanspruch auswirken (siehe hierzu weiter unten unter "Berechnung des Anspruches"). Vermutete Betriebsbereitschaft Alternativ zur Betriebsbereitschaft lässt es das EnWG auch genügen, wenn der Betreiber des Offshore- Windparks lediglich das Fundament der Offshore- Windkraftanlage errichtet hat und von der Herstellung der tatsächlichen Betriebsbereitschaft zur Schadensminderung abgesehen wurde ( 17e Abs. 2 Satz 4 EnWG). Hintergrund ist, dass die Errichtung von Offshore-Windkraftanlagen ohne einen bestehenden Netzanschluss zahlreiche Folgekosten auslöst, insbesondere sind die Anlagen "offshore" einem höheren Verschleißrisiko ausgesetzt und müssten ohne mögliche Eigenproduktion fortlaufend mit Energie aus Dieselgeneratoren versorgt werden. Um dem Offshore- Windparkbetreiber einen derartigen Aufwand zu ersparen, wenn der Netzanschluss bereits vor der Installation der Offshore-Windkraftanlagen offenkundig verspätet sein wird, lässt der Gesetzgeber auch die "vermutete Betriebsbereitschaft" ausreichen. Im Hinblick auf die einzelnen Voraussetzungen der vermuteten Betriebsbereitschaft bestehen wiederum Fragen, die noch nicht im Detail geklärt sind. Insbesondere: Projekt im Zeitplan / Status der Windkraftanlagen Entscheidende Voraussetzung ist zunächst, dass die Herstellung der Betriebsbereitschaft zu dem Zeitpunkt ab dem der Entschädigungsanspruch geltend gemacht werden soll, tatsächlich möglich gewesen ist und von der Durchführung lediglich zur Schadensminderung abgesehen wurde. Der Offshore-Windparkbetreiber wird daher nachweisen müssen, dass das Projekt zu dem Zeitpunkt, in dem er entschieden hat, vom ursprünglichen Bauzeitenplan abzuweichen, vollständig "im Zeitplan" war und ausreichende Puffer für Schlechtwettertage etc. bestanden. Zum Nachweis fordert die Bundesnetzagentur in ihrem Leitfaden, dass der Betreiber der Offshore-Windkraftanlage an Eides Statt versichert, dass er von der Herstellung der tatsächlichen Betriebsbereitschaft aus Schadensminderungsgründen abgesehen hat. Hierzu sei der ursprüngliche und der aufgrund der Verzögerung angepasste Bauzeitenplan vorzulegen. Zudem seien darüber hinaus die ursprünglichen und die aufgrund der Verzögerung angepassten Lieferverträge sowie Protokolle und eine Bilddokumentation über die Lagerung der Anlagenteile an Land vorzulegen. Hierbei ist zu beachten, dass Lieferverträge in der Regel Vertraulichkeitsklauseln beinhalten, die einer vollständigen Offenlegung entgegenstehen. Dieser Punkt sollte künftig bereits bei der Vertragsgestaltung beachtet werden. Da nach unserer Erfahrung häufig auch Errichterschiffe einen "Bottleneck" darstellen können, würden wir grundsätzlich auch wenn der Leitfaden dies nicht explizit erwähnt hier eine sorgfältige Dokumentation reservierter Kapazitäten empfehlen. In Bezug auf die Windenergieanlagen selbst, heißt es in der Begründung zum Gesetzesentwurf der Bundesregierung, dass der Betreiber der Offshore- Windkraftanlage "bereits sämtliche Bestandteile der Offshore-Anlage erworben hat und ihm diese tatsächlich zur Verfügung stehen". Was darunter im Einzelnen zu verstehen ist, bedarf der Auslegung. Eine enge Auslegung würde insoweit den Eigentumserwerb sowie die Erlangung zumindest mittelbaren Besitzes an den Anlagenbestandteilen voraussetzen. Dies würde erfordern, dass die Windkraftanlagen bereits vollständig produ-