Zu spät beim CBAM?
Zum 31.03.2024 mussten die Importeure der Güter, die am CBAM teilnehmen, ihren erste Quartalsbericht abgeben. Offenbar hat das eher nicht so gut funktioniert, so dass die Kommission nun mit der Zusatzfunktion „Fristverlängerung“ reagiert hat (Erläuterung der KOM gibt es hier). Diese erlaubt es, ab Antrag innerhalb von 30 Tagen bzw. maximal bis zum Ende einer Modifizierungsfrist nachzureichen oder zu ändern. Für den ersten Quartalsbericht endet die Frist am 31.07.2024. Achtung: Es gilt die kürzere Frist. Wer also heute, am 15.01.2024, einen Antrag stellt, hat 30 Tage Zeit, nicht bis Juli. Für den Antrag selbst gilt ebenfalls eine Frist. Er kann nur bis zum 31.07.2024 gestellt werden.
Drückt man die Schaltfläche für den Antrag auf Fristverlängerung gelangt man zu einem Feld, in dem man den „technischen Fehler“ erklären muss, der zu der Verspätung geführt hat. Es wird nicht ganz klar, was genau unter einem technischen Fehler zu verstehen ist, und ob und wer prüft, ob der Fehler für eine Fristverlängerung (besser, da Frist ja abgelaufen ist: Wiedereinsetzung) reicht. Einen Versuch ist es in jedem Fall wert, denn die Sanktionen haben es in sich: Zwischen 10 und 50 EUR pro nicht berichteter Tonne Emission. Damit gilt: Für die Zukunft sollten sich die Betroffenen für den Ablauf des Monats nach abgeschlossenem Berichtsquartal fett und rot im Kalender markieren. Und wenn das Kind in den Brunnen gefallen sein sollte, sollte die Chance, nun per Antrag aktiv zu werden, auf jeden Fall genutzt werden (Miriam Vollmer).
Wie der Wind sich hebt: Klage gegen Windpark Hohfleck erfolgreich
Die Genehmigung für Windenergieanlagen ist ein anspruchsvolles Unterfangen. Es gibt viele (vielleicht sogar zu viele) Belange, die man zwingend beachten muss und die dann auch rechtlich relevant werden können. Gegen die Genehmigung für die Errichtung und den Betrieb von fünf Windenergieanlagen für den Windpark Hohfleck/Sonnenbühl war zuletzt ein Umweltverband teilweise am 11.12.2023 vor dem Verwaltungsgerichtshof Baden-Württemberg erfolgreich. Seit dem 13.03.2024 liegen die Urteilsgründe vor. Wieder einmal ging es u.a. um den Rotmilan.
Noch vor dem VG Sigmaringen war es 2019 hinsichtlich dieses Vorhabens um die denkmalschutzrechtlichen Belange des nahegelegenen Schlosses Lichtenstein gegangen. Diese standen dem Vorhaben nicht entgegen. Vor dem VGH ging es um die pauschale Abschaltung während der Brutzeit durch ein automatisches Abschaltsystem und die immissionsschutzrechtliche Genehmigung von 2022. Schutzmaßnahmen gibt es zwar. Insbesondere verbietet die Genehmigung den Betrieb der Windkraftanlagen in der Brutzeit des Rotmilans vom 1. März bis zum 15. September eines Jahres zwischen Sonnenaufgang und Sonnenuntergang. Zudem sieht die Genehmigung jedoch vor, dass zukünftig ein bis dahin in Deutschland allgemein auch für Waldstandorte eingeführtes und verifiziertes Abschaltsystem, das den Anforderungen der dann geltenden Rechtslage entspricht, unter bestimmten Voraussetzungen in Abstimmung und mit schriftlicher Zustimmung der Genehmigungsbehörde installiert werden könne. Hiergegen war der Umweltverband erfolgreich.
Die Genehmigungsbehörde habe hinsichtlich der betroffenen Greifvogelarten Rot- und Schwarzmilan zwar zu Recht angenommen, dass das Tötungsrisiko mit den angeordneten Abschaltzeiten (1. März bis 15. September zwischen Sonnenauf- und Sonnenuntergang) unter die Signifikanzschwelle gesenkt wird. Rechtswidrig sei hingegen die Regelung zur Möglichkeit der zukünftigen Installation eines bis dahin in Deutschland allgemein auch für Waldstandorte eingeführten und verifizierten Abschaltsystems anstelle der pauschalen Abschaltung.
Diese Regelung sei im Zeitpunkt des Erlasses der angefochtenen Genehmigung nicht genehmigungsfähig gewesen, entschied der VGH. Ohne Abschaltkonzept und dessen Validierung lasse sich nicht feststellen, ob ein solches System geeignet sei, um anstelle der grundsätzlich zulässigen Pauschalabschaltung das Tötungsrisiko für den Rot- und Schwarzmilan unter die Signifikanzschwelle zu senken, so die Mannheimer Richter. Die Verlagerung dieser Prüfung in ein nachgelagertes Abstimmungs- und Zustimmungsverfahren sei nicht zulässig. Indem die eigentliche Eignungsprüfung des Abschaltsystems aus dem Genehmigungsverfahren in ein nachgelagertes Verfahren ausgegliedert und die Installation nur von der Zustimmung der Genehmigungsbehörde abhängig gemacht werde, würden die Regelungen über die Öffentlichkeitsbeteiligung und die Kontrollmöglichkeiten durch Umweltvereinigungen unzulässig beschnitten. Dieses Vorgehen widerspreche dem Regelungsregime des Bundes-Immissionsschutzgesetzes zur Änderung genehmigungsbedürftiger Anlagen (vgl. §§ 15, 16 und 16a BImSchG). (Dirk Buchsteiner)
Wer ist die TenneT TSO – und warum will der Bund das Netz übernehmen?
Die TenneT TSO GmbH ist einer der vier großen Stromübertragungsnetzbetreiber in Deutschland die Netze in Höchstspannung betreiben und eine Tochter der niederländischen TenneT Holding B.V. Das Unternehmen TenneT TSO entstand 2009 als Folge einer Außgliederung der E.ON Netz GmbH. Die Übernahme der damaligen Transpower Stromübertragungs-GmbH durch die damalige Transpower GmbH & Co. KG für etwa 1,1 Milliarden Euro wurde am 25. Februar 2010 rückwirkend zum 31. Dezember 2009 abgeschlossen.
Presseberichten zufolge plant nun der deutsche Staat den Erwerb des vom Unternehmen betriebenen Übertragungsnetzes um damit Zugriff auf wichtige Infrastruktur zu bekommen. Das Netz der TenneT erstreckt sich von Schleswig Holstein bis Bayern. Ihm kommt eine zentrale Rolle bei der Umsetzung der Energiewende zu. Eine staatliche Übernahme dieses wichtigen Netzes könnte den erforderlichen kostenintensiven Netzausbau beschleunigen.
Im November 2023 hatte der Bund bereits Anteile in Höhe von 24,95 Prozent Übertragungsnetzbetreibers TransnetBW erworben. Auch am Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz besteht eine staatliche Beteiligung.
(Christian Dümke)
Urheberrecht an amtlich referenzierten „privaten“ Regelwerken
Unser Blog-Post über die Entscheidung des Europäischen Gerichtshofs (EuGH) , dass technische Produktnormen Teil des Europarechts seien und daher kostenlos zur Verfügung gestellt werden sollten, hat einige Nachfragen und Zuschriften provoziert. Denn tatsächlich können viele Menschen nicht verstehen, dass für die Praxis so wichtige Vorschriften nicht frei zugänglich sind.
Nun, wir hatten ja schon gesagt, dass deutsche technische Normwerke nur national Wirkung entfalten und kein EU-Recht sind. Daher sind sie von der Entscheidung des EuGH nicht betroffen.
Nun beantwortet das noch nicht die Frage, wie es eigentlich nach deutschem Recht ist. Das ist eine Frage des Urheberrechts. Grundsätzlich sind Rechtstexte, seien es Gesetze, Verordnungen oder Gerichtsentscheidungen nicht durch das Urheberrecht geschützt. Das ergibt sich aus § 5 Abs. 1 Urheberrechtsgesetz (UrhG).
Das gilt auch für „andere amtliche Werke, die im amtlichen Interesse zur allgemeinen Kenntnisnahme veröffentlicht“ werden. Daher sind inzwischen eigentlich alle Amtsblätter öffentlich kostenfrei im Internet zugänglich. Eine Ausnahme macht das Bundesministerium für Digitales und Verkehr mit seinem Amtsblatt. Aus uns nicht ganz erfindlichen Gründen ist es nicht kostenlos abrufbar. Sondern es ist im digitalen Jahresabonnement mit einer Einzellizenz zum Preis von schlappen 77,50 EUR (inkl. MwSt.) erhältlich. Die Wege der Verkehrsverwaltung sind manchmal unergründlich.
Anders ist es allerdings bei den technischen Regelwerken der Forschungsgesellschaft für Straßen- und Verkehrswesen. Hier gibt es die Ausnahme des § 5 Abs. 3 UrhG. Demnach ist auch dann ein Urheberrecht an technischen Regelwerken möglich, wenn offiziell in Gesetzen oder Verordnungen oder anderen amtlichen Rechtstexten auf sie verwiesen wird. Ob sie urheberrechtlich geschützt sind, richtet sich demnach nach dem Zivilrecht. Insbesondere muss Schöpfungshöhe gegeben sein, was bei technischen Texten nicht immer der Fall ist.
Nach § 5 Abs. 3 Satz 2 f. UrhG hat der Inhaber des Urheberrechts jedem Verlag der dies wünscht, unter angemessenen Bedingungen das Recht zur Vervielfältigung und Verbreitung einzuräumen. Ob diese Regelung, die offensichtlich auf käufliche Printprodukte abstellt, wirklich in die Welt frei zugänglicher Online-Ressourcen passt, mag dahingestellt sein. Um den Bürgern als Rechtsadressaten freien Zugang zu verkehrsrechtlich relevanten Texten zu geben, wäre es vermutlich an der Zeit, dass der Gesetzgeber diese urheberrechtlichen Regelungen über technische Regelwerke überdenkt. (Olaf Dilling)
Die Auswahl des Netzverknüpfungspunktes für EEG Anlagen – einfach erklärt
Beim Netzanschluss einer Anlage zur Erzeugung von regenerativem Strom (EEG-Anlage) nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz besteht in der Praxis immer wieder Unsicherheit über die gesetzeskonforme auswahl des „richtigen“ Netzverknüpfungspunktes nach § 8 EEG. Dabei ist die gesetzliche Systematik eigentlich gut durchdacht und in sich logisch.
Das Gesetz geht zunächst von dem Grundsatz aus, dass der beste und geeignete Netzverknüpfungspunkt in kürzester Entfernung Luftlinie zur Anlage liegt (§ 8 Abs. 1 Satz 1 EEG). Der Grundatz ist sinnvoll, da der Anlagenbetreiber die Kosten des Netzanschlusses tragen muss und man dabei davon ausgeht, dass grundsätzlich ein möglichst kurzer Weg zum Netz wirtschaftlich ist.
Von diesem Grundsatz kann jedoch im Einzelfall abgewichen werden, da die kürzeste Entfernung Luftlinie natürlich nicht in jedem Fall den wirtschaftlichsten Weg zum Netz zeigt. Zum Beispiel wenn auf dem Weg dorthin Hindernisse wie etwa Bahnlinien zu überqueren wären. Weiterhin kann der Netzbetreiber im Rahmen seiner Gesamtplanung auch das Bedürfnis haben einen anderen Punkt zuzuweisen, auch wenn dieser im Einzelfall zunächst zu höheren Anschlusskosten führt.
Der Netzbetreiber darf daher einen abweichenden Verknüpfungspunkt als „kürzeste Entfernung Luftlinie“ zuweisen, wenn dieser gesamtwirtschaftlich betrachtet zu einem günstigeren Ergebnis führt – auch wenn hierdurch die individuellen Netzanschlusskosten des Anlagenbetreibers steigen.
Der Netzbetreiber darf weiterhin auch einen abweichenden Netzverknüpfungspunkt als „kürzeste Entfernung Luftlinie“ zu weisen, auch wenn dieser nicht gesamtwirtschaftlich günstiger ist – muss in diesem Fall aber die entstehenden Mehrkosten des Netzanschlusses übernehmen (§ 16 Abs. 2 EEG).
Und zuletzt darf auch der Anlagenbetreiber seinerseits einen anderen Verknüpfungspunkt als „kürzeste Entfernung Luftlinie“ wählen, es sei denn, die daraus resultierenden Mehrkosten des Netzbetreibers sind nicht unerheblich (§ 8 Abs. 2 EEG).
(Christian Dümke)
Emissionshandelspflicht auf Antrag
Die Novelle des TEHG lässt zwar auf sich warten, aber viele Änderungen ergeben sich bereits aus der Emissionshandelsrichtlinie 2003/87/EG (EHRL) an sich. Zu den interessantesten Regeln, die neu sind, gehört der veränderte Umgang mit dem Ausstieg aus der Verbrennung. Besonders interessant in diesem Zusammenhang: Der neugefasste Art. 2 Abs. 1 der EHRL räumt Anlagen, die an sich aus dem Emissionshandel herausfallen, weil sie die Grenze von 20 MW Feuerungswärmeleistung unterschreiten, die Möglichkeit ein, auf Antrag im Emissionshandel zu bleiben und damit auch Zueilunge zu behalten. Hier heißt es jetzt nämlich:
„Wenn eine Anlage, die aufgrund des Betriebs von Verbrennungseinheiten mit einer Gesamtfeuerungswärmeleistung von mehr als 20 MW in den Anwendungsbereich des EU-EHS fällt, ihre Produktionsverfahren ändert, um ihre Treibhausgasemissionen zu verringern, und diesen Schwellenwert nicht mehr erreicht, räumt der betreffende Mitgliedstaat, in dem sich die Anlage befindet, dem Betreiber die Möglichkeit ein, nach der Änderung seiner Produktionsverfahren bis zum Ende des derzeitigen und des nächsten Fünfjahreszeitraums gemäß Artikel 11 Absatz 1 Unterabsatz 2 im Anwendungsbereich des EU-EHS zu verbleiben. Der Betreiber dieser Anlage kann entscheiden, dass die Anlage nach der Änderung ihrer Produktionsverfahren nur bis zum Ende des derzeitigen Fünfjahreszeitraums oder auch bis zum Ende des nächsten Fünfjahreszeitraums im Geltungsbereich des EU-EHS verbleibt.“
Der Betreiber bekommt also im Extremfall bis zu zehn Jahren Zertifikate, die er nicht mehr braucht oder kann sich zumindest auf Überschüsse freuen. Zwar sind die Preise im Emissionshandel nicht mehr so hoch wie im letzten Jahr, aber bei Preisen von rund 60 EUR nach wie vor ein ganz erheblicher Kostenfaktor. Es bleibt abzuwarten, wie die Umsetzung dieser Norm aussehen wird.