Gaslieferstopp und Gaslieferverträge

Rund 40% des in Deutschland verbrauchten Erdgases stammt aus Russland. Bleibt es aus, kann es – so Stand heute laut Wirtschaftsministerium – nur mittelfristig, aber nicht kurzfristig ersetzt werden. Was passiert also, wenn aus dem Osten nichts mehr kommt?

SOS-VO und Notfallplan Gas

Zunächst: Es gibt ein komplettes Regelwerk für den Umgang mit Gasversorgungsengpässen. Eine EU-Verordnung, die passenderweise SoS-VO genannt wird, gibt vor, wie die Mitgliedstaaten sich auf Gasversorgungsschwierigkeiten vorbereiten müssen. Danach muss Mitgliedstaat Deutschland Präventions- und Notfallpläne erstellen. Einen solchen gibt es auch: Den Notfallplan Gas aus 2019. Wichtige weitere Regelungen und Eingriffsgrundlagen liefern das (hier bereits besprochene) Energiesicherheitsgesetz (EnSiG) und die GasSV.

Aus dem Zusammenspiel dieser Regelungen ergibt sich: Es gibt drei Eskalationsstufen: Die (am 30.03.2022 ausgerufene) Frühwarnstufe, wenn Hinweise auf eine erhebliche Verschlechterung der Gasversorgungslage bestehen. Die Alarmstufe, wenn das Verhältnis von Nachfrage und Angebot so gestört ist, dass die Versorgungslage sich verschlechtert, aber die Schwierigkeiten noch mit Marktmitteln bewältigt werden können. Und dann der Gasmarkt-Supergau: Die Notfallstufe, in der mit Marktmaßnahmen nichts mehr zu machen ist. Hat die Versorgungsstörung diese Dimensionen angenommen, darf die Bundesnetzagentur (BNetzA) ordnungsrechtlich aktiv werden. In diesem Fall hat sie weitreichende Befugnisse, kann etwa die Versorgung von Industrie- und Gewerbeunternehmen drosseln oder ganz untersagen oder anordnen, dass und bei wem Gas durch andere Energieträger ersetzt wird, sofern möglich.

Macht Putin uns die Heizung aus?

Viele Deutsche fürchten, spätestens im nächsten Winter zuhause frieren zu müssen. Doch hier ist die Rechtslage klar: Haushalte gehören zu den geschützten Kunden nach Art. 2 Nr. 5 der SoS-VO, ebenso wie grundlegende soziale Dienste wie etwa die Polizei oder Krankenhäuser. Sie werden auf jeden Fall beliefert, vorher muss die Industrie ihre Produktion drosseln. Kündigt ihr Gaslieferant, fallen sie in die Ersatzversorgung durch den örtlichen Grundversorger.

Wie sicher ist der Gasliefervertrag?

Doch Unternehmen fürchten nicht nur die Abschaltung durch die BNetzA im Notfall. Schon jetzt, noch vor Ausrufung auch nur der Frühwarnstufe, sind viele laufende Gaslieferverträge nicht mehr auskömmlich, weil die Versorger vor Monaten oder gar Jahren zu Preisen verkauft haben, zu denen sie sich heute nicht mehr eindecken können. Bleibt das Gas aus dem Osten nun aus oder wird auch nur mengenmäßig gedrosselt, wird sich dieser Angebotsrückgang voraussichtlich in einer weiteren Preissteigerung an der Börse niederschlagen. Damit stellt sich Lieferanten, industriellen Letztverbrauchern, aber auch Haushaltskunden die Frage, ob ein so rapider unerwarteter Preissprung zur Kündigung berechtigt.

Für Haushaltskunden ist die Sache wiederum recht klar: Sind sie grundversorgt, kann es teuer werden, aber eine Kündigung sieht die GasGVV gerade nicht vor. Im Sonderkundenvertrag kommt es auf die konkrete Preisklausel an, ob und wie Preissteigerungen weitergegeben werden können. Auch Kündigungen sind nicht ausgeschlossen, wenn der Vertrag dies vorsieht. Allzu kundenfeindlichen Klauseln setzen allerdings die §§ 305 BGB ff., die Inhaltskontrolle von AGB, in aller Regel eine deutliche Grenze.

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In der Industrie, aber auch bei anderen Großkunden am Gasmarkt, ist die Lage komplexer. Hier werden in aller Regel Force-majeure-Klauseln vereinbart. Doch diese Klauseln unterscheiden sich stark. Viele enthalten keine Regelungen für den Fall, dass die Fälle höherer Gewalt der Erfüllung des Vertrages nicht entgegenstehen, sondern ihn “nur” unwirtschaftlich machen. Hier kommt es also auf die konkrete Klausel an, wie manche Unternehmen schon während der Pandemie schmerzlich erfahren mussten. Auch, ob ein russischer Lieferstop überhaupt als höhere Gewalt einzuordnen ist, hängt von der konkreten Klausel ab. Für manche Verträge, auch Standardverträge, gilt eine Embargoklausel, aber viele Unternehmen hielten so etwas in der Vergangenheit nicht für nötig.

Damit gilt: Es muss Vertrag für Vertrag geprüft werden, ob ein Lieferstopp eine Preisanpassung oder eine Kündigung erlaubt. Und wer aktuell einen Vertrag abschließt, sollte in jedem Fall klar regeln, was passiert, wenn die Lage sich – morgen, in drei Wochen oder im Herbst – dramatisch ändert (Miriam Vollmer).

 

 

 

2022-03-30T10:16:10+02:0029. März 2022|BNetzA, Energiepolitik, Gas|

Preisobergrenze Regelenergie: Zum Beschluss BGH EnVR 69/21

Oha! Eine weitere Wendung in der inzwischen schon recht verschlungenen Rechtsprechungsgeschichte der Preisobergrenze für Regelenergie: Am 11. Januar 2022 (Az.: BGH EnVR 69/21) hat der Bundesgerichtshof (BGH) die aufschiebende Wirkung der Beschwerde von Uniper gegen den Beschluss der BNetzA vom 16. Dezember 2020 angeordnet, mit dem diese die Preisobergrenze für die MWh Regelenergie auf 9.999,99 EUR/MWh herabgesetzt hat. Mit anderen Worten: Der Beschluss der BNetzA gilt bis zur endgültigen Klärung der Sache durch den BGH nicht mehr, damit liegt die Preisobergrenze aktuell wieder bei (verzehnfachten) 99.999,99 EUR/MWh.

Worum geht’s?

Aber der Reihe nach: Was ist eigentlich passiert? Stromerzeuger und -versorger prognostizieren täglich Einspeisung und Entnahme von Strom, damit das Netz jederzeit seine Normalfrequenz hält und nicht zusammenbricht. Das funktioniert weitgehend, aber es bleiben kleine Lastdifferenzen, die durch Regelenergie ausgeglichen werden müssen: Entweder wird kurzfristig etwas mehr Strom, als eigentlich prognostiziert eingespeist oder etwas weniger entnommen. Diese Stabilisierung ist der Job der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), die zu diesem Zweck Regelenergie über eine Internetplattform ausschreiben.

Im Oktober 2019 wurde durch die BNetzA für diesen Regelleistungsmarkt eine Preisobergrenze von 99.999,99 EUR/MWh genehmigt. Als der Regelarbeitsmarkt im November 2020 startete, kam es direkt in den ersten sechs Wochen zu 33 Tagen, an denen mehr als ein Drittel der bezuschlagten Gebote einen Arbeitspreis von mehr als 9.999,99 EUR/MWh auswiesen. Die BNetzA sah sich durch diese Preise zum Handeln genötigt, hörte die ÜNB am 15. Dezember 2020 per Telefon an und erließ einen Tag später den später angegriffenen Beschluss, nach dem die Preisobergrenze auf 9.999,99 EUR/MWh herabgesetzt wurde. Uniper erhob hiergegen Beschwerde. Das OLG Düsseldorf hob darauf den Beschluss der BNetzA auf. Diese legte hiergegen Rechtsbeschwerde ein. Die Sache liegt also beim BGH. Damit bis zur endgültigen Klärung die höhere Preisobergrenze gilt, erhob Uniper wiederum – erfolgreich – Beschwerde.

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Was sagt der BGH?

Der BGH sagt sehr deutlich: Er wird die Absenkung der Preisobergrenze wahrscheinlich aufheben. Er hält sie für rechtswidrig. Die BNetzA war nicht berechtigt, ohne eine öffentliche Konsultation die Spielregeln für den Regeleistungsmarkt selbst eigeninitiativ abzuändern. Dies sei Aufgabe der ÜNB, nicht der BNetzA.Die Behörde hätte sich an die ÜNB wenden müssen und diese zu einem Änderungsvorschlag auffordern müssen, das hat sie aber nicht getan. Außerdem darf die BNetzA nicht einfach auf eine Konsultation der Öffentlichkeit verzichten, nur weil sie glaubt, eine Sache sei ausreichend diskutiert worden.

Der BGH geht – kurz gesagt – davon aus, dass die BNetzA hier übermäßig selbstherrlich gehandelt und die Grenzen ihrer Aufgaben überschritten hat.

Wie geht es nun weiter?

Der BGH weist selbst darauf hin, dass er die Hauptsache nicht allein entscheiden kann. Hier ist auch der EuGH gefragt. Entsprechend wird eine Klärung wohl noch etwas dauern. Möglicherweise ist der europäische und/oder deutsche Gesetzgeber schneller und regelt vor der Rechtsprechung, wie es weitergeht mit den Preisen für Regelenergie. (Miriam Vollmer)

2022-01-28T21:13:03+01:0028. Januar 2022|BNetzA, Strom|

Redispatch 2.0: Was ist neu für EEG- und KWK-Anlagen?

In wenigen Tagen geht es los: Der in der Novelle des Netzausbau-Beschleunigungsgesetzes (NABEG) von 2019 vorgesehene Redispatch 2.0 soll ab dem 1. Oktober 2021 die Stabilität der Stromnetze weiter verbessern, unter anderem, weil der Ausbau der Übertragungsnetze stottert, während der Strom aus volatil erzeugenden EE-Anlagen zunimmt. Während bisher nur relativ große konventionelle Erzeugungsanlagen und Übertragungsnetzbetreiber in die stabilitätsbezogene Steuerung der Kraftwerkseinsatzplanung über “Kraftwerkspärchen” eingebunden waren, ändert sich dies künftig: “Neu” im Redispatch 2.0 sind die Verteilnetzbetreiber (hierzu demnächst hier mehr). Aber auch viele Anlagenbetreiber sind erstmals Adressaten von Maßnahmen nach den §§ 13, 13a und 14 EnWG. Details regeln drei Festlegungen der Bundesnetzagentur (BNetzA) (BK6-20-059, BK6-20-060 und BK6-20-061).

Für die bisher nicht erfassten Anlagen löst Redispatch 2.0 das bisherige Einspeisemanagement ab. Redispatch 2.0 hat also deutlich mehr Adressaten als bisher. Erfasst sind künftig alle Stromerzeugungsanlagen von 100 kW elektrische Leistung an. Anlagen, die Erneuerbare Energien verwenden, sind nun ebenfalls ins Redispatch einbezogen wie KWK-Anlagen auch. Anlagen, die durch einen Netzbetreiber gesteuert werden können, sind sogar unabhängig von ihrer Leistung einbezogen.

Die neu erfassten EEG- und KWK-Anlagen verlieren also neben der Umstellung des Abrufs entlang der Vortagsprognosen den bisher geltenden Vorteil, immer erst dann abgeregelt zu werden, wenn Redispatchmaßnahmen nicht gegriffen haben. Doch auch innerhalb des Redispatch 2.0 sind sie privilegiert: Auf KWK-Anlagen wird erst zurückgegriffen, wenn die Abregelung fünfmal günstiger ist als bei Zugriff auf eine konventionele Anlage. Für EEG-Anlagen gilt das sogar erst dann, wenn der Zugriff zehnmal günstiger ist. Doch gleichwohl bleibt festzuhalten: Die Privilegierung von EEG-Anlagen im Vergleich EinsMan vs. Resdispatch 2.0 nimmt deutlich ab, was sich auch an der Ausfallvergütung zeigt: Während bisher der Netzbetreiber die entgangenen Einnahmen komplett ausgezahlt hat, wird nun nur noch die Marktprämie vom Netzbetreiber gezahlt. Um den Rest muss sich der Anlagenbetreiber selbst kümmern und sich vertraglich die an den Direktvermarkter geflossenen Börsenerlöse für die Ausfallarbeit sichern. Hier besteht Konfliktpotential.

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Für die Anlagenbetreiber ergeben sich aus den neuen Regelungen zusätzliche Handlungsverpflichtungen. Sie müssen zunächst entweder selbst als Einsatzverantwortlicher (EIV) und Betreiber der technischen Ressource (BTR) fungieren oder schalten einen oder mehrere Dienstleister ein. Handelt es sich um EEG-Anlagenbetreiber in der Direktvermarktung, so mussten sie die Vertragslage mit dem Direktvermarkter anpassen und einige Entscheidungen treffen, wie etwa die Bestimmung der Abrechnungsvariante für die Ausfallarbeit, die Zuordnung zum Prognosemodell oder zum Planwertmodell, die Entscheidung, ob der Anlagenbetreiber selbst regelt (Aufforderungsfall) oder die Regelung durch den Netzbetreiber duldet (Duldungsfall) und die Sicherstellung der Datenverfügbarkeit. Insgesamt steigen die Anforderungen an den Datenaustausch, weil Stammdaten, Planungsdaten und Nichtverfügbarkeiten gemeldet werden mussten bzw. fortlaufend gemeldet werden müssen.

2021-09-24T17:49:24+02:0024. September 2021|BNetzA, Erneuerbare Energien, Strom|