Netzentgelte im Lichte der Energiewende

Einer der Kernpunkte im Rahmen der Energiewende ist die Steigerung des Anteils erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch. Nach § 1 EEG soll demnach der Anteil an erneuerbaren Energien in 2050 mindestens 80 % am Bruttostromverbrauch betragen. Mit diesem ambitionierten Ziel geht allerdings einher, dass diese innerhalb von Deutschland, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert werden. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie genutzt. Diese Differenzen führen wegen dem Grundsatz der Versorgungssicherheit dazu, dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Das hierfür erforderliche Netz ist allerdings an einigen Stellen nicht in der Lage diese großen Mengen an Strom zu transportieren. Dies macht wiederum ein Netzausbau erforderlich. Hierdurch steigen wiederum die Netzentgelte. Hinzu kommt, dass gerade die östlichen Bundesländer einen entscheidenden Beitrag zur Förderung der erneuerbaren Energien leisten, sodass davon auszugehen ist, dass diese mehr durch die steigenden Netzentgelte belastet als die Westlichen. Dies ist aber auch damit im Zusammenhang zu sehen, dass Strom aus Sonne im Osten erzeugt wird und dieser dann nicht dort, sondern im Westen verbraucht wird.

Vor diesem Hintergrund sollen im Weiteren folgende Punkte näher betrachtet werden:

• Was sind Netzentgelte (A.)?

• Wie sieht deren heutige Systematik aus, ins. rechtliche Grundlagen für die Ermittlung (B.)?

• Wo liegen in diesem Zusammenhang die Herausforderungen im Rahmen der Energiewende (C.)?

• Wie kann diesen, unter Berücksichtigung einer fairen Kostenverteilung, gerecht werden (D.)?

A. Grundlagen - Begriff

Nach § 1 StromNEV handelt es sich bei Netzentgelten um diejenigen Entgelte, welche im Gegenzug zur Gewährung für den Netzzugang zum Stromversorgungsnetz zu zahlen sind. Eine vergleichbare Definition in der GasNEV ist nicht enthalten. Das Netzentgelt erfasst die zur Bereitstellung der Netzinfrastruktur, unter Einbeziehung sämtlicher vorgelagerter Netze. Auch bilden Systemdienstleistungen einen Bestandteil des Netzentgeltes. Zudem sind bei diesem die anfallenden Kosten bezüglich der Führung und Abrechnung von Bilanzkreisen wie auch die Durchführung des erforderlichen Datentransfers einzubeziehen.[1]

Die Begriffsbestimmung ist in Verbindung mit den Vorschriften des EnWG zu interpretieren. Hierbei resultiert der Begriff der Netzentgelte aus § 21 EnWG. In dieser Norm werden die grundlegenden Vorgaben für die Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang normiert. [2]

Während bis zum 31.12.2008 die Ermittlung der Netzentgeltede kostenorientiert erfolgte, wurde dies 2009 durch das Modell der Anreizregulierung abgelöst, § 1 Abs. 2 ARegV. Dementsprechend sind nunmehr die behördlich, festgelegten Erlösvorgaben vom Netzbetreiber nach den Zuordnungsregeln in Netzentgelte umzusetzen, § 17 Abs. 1 ARegV.

B. Geltende Netzentgeltsystematik

Im folgenden Abschnitt wird die heute bestehende Netzentgeltsystemataik vor dem Hintergrund ihrer regulatoischen Instrmente näher betrachtet. Hierzu erfolgt eine Darstellung der einschlägigen Regelwerke. Bei der Darstellung der maßgeblichen Vorgaben geht es vor allem um jene Parameter, welche für die Bestimmung der Netzentgelte zu berücksichtign sind. Daneben werden aber auch solche Parameter angesprochen, welche für die Netzsicherheit notwendig sind und sich mittelbar auf die Netzntgelte auswirken. In diesem Zusammenhang wird auch die Wälzung der Netzentgelte von der Höchst- und Hochspannungsebene über die Mittelspannungsebene bishin zur Niedersannungaebene näher behandelt.

1. Rechtlicher Rahmen

a. Festlegung der Netzentgelte

Die zu zahlenden Netznutzungsentgelte sind in Deutschland einer strikten Regulierung unterworfen. Diese Regulierung setzt, wegen der Eigenschaft des Netzes als natürlichen Monopols, bei der Höhe der zu entrichtenden Netzentgelte an. In diesem Kontext wurden Regelungen geschaffen, welche verhindern sollen, dass die erhobenen Entgelte unverhältnismäßig hoch sind. Im Einzelnen zählen zu diesen Regelwerken:

• § 21 EnWG, § 21a EnWG und § 23a EnWG

• § 24 Nr. 3 EnWG i.V.m. StromNEV/GasNEV

• § 21a Abs. 6 S. 1 EnWG i.V.m. ARegV

aa. Vorgaben § 21 EnWG, § 21a EnWG

Zunächst ergeben sich die maßgeblichen Parameter für die Bestimmung und Berechnung von Netzentgelten aus § 21 Abs. 1 EnWG . Hiernach müssen die Netzentgelte angemessen, transparent und diskriminierungsfrei sein. Eine Angemessenheit der Entgelte ist dann gegeben, wenn der Netznutzer hierfür eine adäquate Leistung bekommt. Davon unabhängig wird das Entgelt regelmäßig dann angemessen sein, wenn dieses sich auf dem Niveau eines strukturell vergleichbaren Anbieter hält. An diesem Kriterium ist erkennbar, dass dieses sehr ungenau ist und deswegen eine genauere inhaltliche Ausgestaltung notwendig ist. dies erfolgt u.a. durch das Vergleichsverfahren sein. Das Kriterium der Angemessenheit erlangt dann Bedeutung, wenn in der Entgeltregulierung Probleme z.B. das regulatorische Problem der Preis-Kosten Schere auftreten.[3]

Zudem müssen die Entgelte diskriminierungsfrei sein. Durch diese Anforderung soll eine Ungleichbehandlung von Netzzugangspatenten bei der Gestaltung der Tarife vermieden werden. Diese Anforderung kommt auf zwei Ebenen zum Tragen. Zunächst wird eine Ungleichbehandlung von konzernexternen Netztzugangspatenten gegenüber konzerninternen verboten. (vertikales Diskriminierungsverbot)[4]

Hierdurch gilt es zu unterbinden, dass es durch die Privilegierung von internen Netzzugangspatenten zu verdeckten Quersubventionen zugunsten der konzernspezifischen Vertriebszweige kommt und hierdurch der Wettbewerb verfälscht wird. Von diesem sog. vertikalen Diskriminierungsverbot ist das Horizontale zu unterscheiden. § 21 Abs. 1 EnWG selber trifft keine Aussage darüber, ob und in welchen Fällen eine Diskriminierung zulässig sein kann. Dies könnte dahin verstanden werden, dass jede Ungleichbehandlung grundsätzlich verboten ist. Doch geht dieses Verständnis wohl zu weit. § 21 Abs. 1 EnWG kann nur solche Fälle unter dem Diskriminierungsverbot fassen, wenn es sich um vergleichbare Fälle handelt. Ungleiche Sachverhalte können demnach unterschiedlich behandelt werden.[5]

Schließlich müssen die Entgelte transparent sein. Hiervon ist dann auszugehen, wenn diese öffentlich zugänglich sind. Durch diese Anforderung soll die Angemessenheit wie auch die Überprüfbarkeit für die Netzkunden und die Regulierungsbehörde sichergestellt werden. In erster Linie ermöglichen transparente Netzentgelte den Netznutzern eine klare sowie unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen Folgen, eine kalkulierbare Netzzugangsplanung.[6]

Diese Anforderung wird durch speziellere Bestimmungen näher ausgestaltet. Hierzu gehören insb. die auf Verordnungsbasis erlassenen Veröffentlichungspflichten nach der StromNEV und ARegV. Im Hinblick auf die Netzentgelte ist § 27 StromNEV einschlägig. Danach sind Netzbetreiber verpflichtet, die für ihr Netz geltenden Netzentgelte auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen und auf Anfrage jedermann unverzüglich in Textform mitzuteilen. Dies wird durch die Netzbetreiber in dergestalt umgesetzt, indem diese Preisblätter mit Informationen zu den Netznutzungsentgelten publizieren. Dabei unterscheiden die Informationen zwischen der Anschlussnetzebene und der Betriebsstundenzahl.



bb. Vorgaben der StromNEV/GasNEV

Über § 24 EnWG wird die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23 EnWG. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV in 2005 und GasNEV im Jahre 2005 Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV werden zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten bestimmt. Hieran schließt sich eine Aufteilung auf die Kostenstellen an. Schließlich werden hieraus die Netzentgelte gebildet, welche gem. § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV zur Kostendeckung dienen.[7]

Hinsichtlich der Höhe der Netzentgelte bestimmt § 17 Abs. 1 StromNEV, dass diese nicht durch die räumliche Entfernung zwischen dem Ort der Einspeisung elektrischer Energie und dem Ort der Entnahme beeinflusst wird. Nach Abs. 2 setzt sich das Entgelt aus einem Jahresleistungspreis (€/kWh) pro Jahr sowie einem Arbeitspreis (ct/kWh) zusammen. Weitere spezielle Vorgaben ergeben sich aus § 17 Abs. 2 - 7 StromNEV. Abschließend bestimmt § 17 Abs. 8 StromNEV, dass nur solche Entgelte, welche in der StromNEV genannt werden, erlaubt sind.[8]

Besondere Ausformungen der Netzentglte sind zum einem in § 18 StromNEV, (vermiedene Netzentgelte) und zum anderen Sonderfomen der Netznutzung in § 19 StromNEV. (individuelles Entgelt) bzw. (Entgeltbefreiungen) geregelt. Für den Fall der Entgeltbefreiungen war es nach der ursprünglichen Fassung der StromNEV möglich sich komplett befreien zu lassen, § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV 2011. Dies erfordert jedoch, dass die Stromabnahme aus dem Netz der allgemeinen Versorgung für den eigenen Verbrauch an einer Abnahmestelle pro Kalenderjahr sowohl die Benutzungsstundenzahl von mindestens 7 000 Stunden im Jahr erreicht als auch der Stromverbrauch an dieser Abnahmestelle pro Kalenderjahr mehr als zehn Gigawattstunden beträgt.

Im Unterschied zur Vereinbarung eines individuellen Entgelts gestaltet sich die Rechtsmäßigkeit der vollständigen Entgeltbefreiung in der Vergangenheit als problematisch. Aus dem europarechtlichen Blickwinkel wurde diese, insbesondere aus Sicht des europäischen Beihilferechts als fraglich eingestuft. zur Klärung dieser Frage hat die eurpäische Kommission am 06.03.2013 ein Beihilfeprüfverfahren gestartet. Aktuell läuft dieses noch.[9]

Ebenso wurde die Zulässigkeit der kompletten Entgeltbefreiung auch von der deutschen Rechtsprechung in Frage gestellt. Diesbezüglich entschied der BGH in seinem Beschluss vomHierzu hat der Bundesgerichtshof am 8.10.2015, dass die vollständige Entgeltbefreiung unzulässig sei. Hierzu erklärte der BGH, dass diese nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 S. 1 Nr. 3 EnWG gedeckt sei. Entsprechend dieser ist die BNetzA berechtigt Regelungen zu erlassen, in welchen Sonderfällen der Netznutzung und unter welchen Voraussetzungen im Einzelfall individuelle Entgelte für den Netzzugang genehmigt oder untersagt werden können. Hiernach bezieht sich diese Ermächtigungsgrundlage nicht auf das „Ob“ der Entgeltpflicht. Vielmehr nimmt diese Bezug auf die Bestimmung des Entgeltumfangs.Zu unterscheiden hiervon ist die wirtschaftspolitische Entscheidung ob und unter welchen Anfordrungen die Entgeltpflicht entfallen soll. Derweil hat der Verordnungsgeber mit Wirkung vom 22.08.2013 hierauf reagiert und den Normtext entsprechend angeglichen. Demnach besteht die Möglichkeit der vollständigen Entgeltbefreiung nunmehr nicht mehr. Lediglich die Option ein individuelles Entgelt zu verabreden besteht fort. Ab 2014 wurde die stufenweise Verringerung zusätzlich dem individuellen Netzentlastungsbeitrag des Letztverbrauchers unterstellt.[10]

cc. Vorgaben ARegV

Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese trat auf Grundlage von § 21a Abs. 6 EnWG am 06.11.2007 in Kraft. Dabei erfolgt die zugrunde liegende Methode der Anreizregulierung gem. § 21a Abs. 2 EnWG auf Basis von Erlösobergrenzen, § 4 ARegV. Alternativ hierzu bestand nach § 21a Abs. 2 EnWG auch die Möglichkeit einer Preisobergrenze.

Die Ermittlung der Erlösobergrenze erfolgt gem. § 4 Abs. 1 ARegV nach den §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25 ARegV. Hierdurch ist eine abschließende Auflistung der zu beachtenden Faktoren bei der Ermittlung der Erlösobergrenze erfolgt. Diese Faktoren sind zudem in der Regulierungsformelnach § 7 ARegV i.V.m. der Anlage 1 zur ARegV enthalten.

Zunächst bestimmt § 4 Abs. 2 ARegV, dass eine Erlösobergrenze vorab für das einzelne Kalenderjahr einer Regulierungsperiode zu bilden ist.
Dem schließt sich die eigentliche Berechnung der Erlösobergrenze an. Hierfür bilden nach § 6 Abs. 1 ARegV die Kostenprüfungen nach den §§ 4 - 10 StromNEV/GasNEV, welche im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn einer Regulierungsperiode angefertigt wurden, die Ausgangsgröße für diese. Im Hinblick auf die erste Regulierungsperiode bestimmt § 6 Abs. 2 ARegV, dass stets die Daten von 2006 die Basis bilden.[11]
Ausgeschlossen von diesem Grundbetrag sind gem. § 6 Abs. 3 ARegV Kosten, welche dem Grunde oder ihrer Höhe nach auf Besonderheiten des Geschäftsjahres beruhen. Im einem zweiten Schritt sind die einzelnen Regulierungsfaktoren aus der Regulierungsformel zu beachten. Gem. § 7 ARegV i.V.m. der Anlage 1 zur ARegV zählen zu diesen:

• Allgemeine Geldwertentwicklung, § 8 ARegV

• Genereller, sektoraler Produktionsfaktor, § 9 ARegV

• Erweiterungsfaktor, § 10 ARegV

• beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kosten, § 11 ARegV

• Qualitätselement, §§ 18 ff. ARegV

• Verteilungsfaktor für den Abbau der Ineffizienzen, § 16 ARegV sowie

• die Vorgabe eines individuellen Effizienzwertes nach den § 16 AregV i.V.m. §§ 12 -15 ARegV.

In diesem Zusammenhang kommt der Vorgabe einer individuellen Effizinzvorgabe nach § 16 ARegV entscheidende Bedeutung zu. Diese beruht auf einem individuellen Effizienzwert. Dieser Effizienzwert ist nach denn §§ 12 – 15 ARegV mittels eines Effizienzvergleiches zu bestimmen. Mehr Informationen zum Effizienzvergleich sind hier zu finden. Daürber hinaus betsimmt § 16 Abs. 1 S. 2 ARegV, dass für die erste Regulierungsperiode eine individuelle Effizienzvorgabe dahingehend bestimmt wird, dass der Abbau der ermittelten Ineffizienzen nach zwei Regulierungsperioden abgeschlossen ist. Hinsichtlich der nachfolgenden Reegulierungsperioden ist die individuelle Effizienzvorgabe nah § 16 Abs. 1 S. 3 ARegV so festzulegen, dass der Abbau der ermittelten Ineffizienzen jeweils zum Ende der Regulierungsperiode abgeschlossen ist.

Infolge der Berücksichtigung dieser Regulierungsformel und einer ordnungsgemäßen Saldierung auf dem Regulierungskonto, § 5 ARegV, ergeben sich für die jeweiligen Netzbetreiber Erlösobergrenzen. Diese gelten für das jeweilige Jahr der Regulierungsperiode. Jene nach § 32 ARegV festgelegte Erlösobergrenzen sind gem. § 17 Abs.1 ARegV in Netzentgelte schließlich umzusetzen. Weiterführende Informationen zur ARegV können Sie im folgenden Artikel nachlesen.

Weiterführende Informationen

• Zweite Verordnung zur Änderung der Anreizregulierungsverordnung vom 01.06.2016

• Fragenkatalog Novellierung ARegV vom BMWi

• Evaluierunghsbericht der BNetzA zur ARegV vom 21.01.2015

• Eckpunkte zur ovellierung der ARegV,"Moderner Regulierungsrahmen für moderne Verteilernetze", vom 16.03.2015

b. Netzstabilität

Eine sichere Stromversorgung stellt die Grundlage für eine moderne Volkswirtschaft dar. Kommt es bei diesem System zu Stromausfällen, geht dies mit hohen Kosten einher. Bereits kleinste Unterbrechungen und Spannungseinbrüchen können längere Betriebsunterbrechungen, schwerwiegende Schäden bei den Betriebsmitteln sowie eine mangelhafte Qualität von Produktivität zur Folge haben. Zur Vermeidung dieser Folgen und zur weiteren Sicherstellung des hohen Niveaus der Versorgungssicherheit ist es zum einem notwendig, ausreichend gesicherte Kraftwerksleistung zur Stromerzeugung einsatzbereit zu halten. Zum anderen ist genügend Netzkapazität für den Transport des erzeugten Stroms an den Abnehmer vorzuhalten. Hierfür ist es notwendig, dass Erzeugung und Verbrauch sich stets im Gleichgewicht befinden. Dies ist wiederum physikalisch bedingt, damit die Systemsicherheit gewährleistet ist. Hierfür normieren die §§ 12 ff. EnWG und §§ 14, 15 EEG Vorgaben im Hinblick auf die Systemverantwortung, welche wiederum dazu dienen die Systemsicherheit zu gewährleisten. In diesem Kontext sieht sowohl § 13 EnWG wie auch § 14 EEG entsprechende Maßnahmen vor. Die bei den Maßnahmen zur Netzsicherheit entstehenden Kosten werden auf die Netzentgelte umgelegt. Dieser Abschnitt befasst sich im Weiteren mit den gesetzlich, vorgesehenen Regelungen zu diesen Maßnahmen und deren Folgen auf für die Höhe der Netzentgelte.[12]

aa. Systemverantwortung nach § 13 EnWG

Durch § 13 EnWG erfolgt einer nähere Ausgestaltung der Systemverantwortung nach § 12 EnWG. Dabei ist unter Systemverantwortung die Pflicht zur Sicherstellung der Funktionsfähigkeit des Gesamtsystems der Stromversorgung zu verstehen. Diese Pflicht wird den Übertragungsnetzbetreibern vom Gesetzgeber zugesprochen. Dies ist damit zu begründen, dass die Übertragungsnetzbetreiber den besten Überblick haben und ihnen die wesentlichen, technischen Instrumente zur Verfügung stehen, um dieser Pflicht nachzukommen und somit der Systemverantwortung gerecht werden können.[13]
Die Systemverantwortung erstreckt sich nicht nur auf das eigene Netz des systemverantwortlichen Netzbetreibers. Vielmehr ist das gesamte Stromversorgungssystem hiervon umfasst., bspw. angeschlossene Erzeugungsanlagen, Speicheranlagen und Verbrauchsanlagen. Den systemverantwortlichen Netzbetreiber obliegt es sämtliche physikalische Prozesse im Gleichgewicht zu halten und hierdurch die Spannung und Frequenz im Netz ihrer Regelzonen auf dem gleichen Niveau zu halten. Diese Verantwortung kann gem. § 14 Abs. 1 S. 1 EnWG auf die verantwortlichen Verteilernetzbetreiber übertragen werden. Nach diesem gilt § 13 EnWG für diese entsprechend. [14]

Hierfür sehen § 13 Abs. 1 EnWG und § 13 Abs. 2 EnWG unterschiedliche Möglichkeiten vor. Dabei unterscheiden sich die nach Abs. 1 und 2 zu ergreifenden Maßnahmen dadurch, dass die Maßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG nur dann durchgeführt werden dürfen, wenn die Störung oder Gefährdung des Stromversorgungssystems nicht mit Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 EnWG beseitigt werden kann. Nach § 13 Abs. 1 EnWG hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems netzbezogene bzw. marktbezogene Maßnahmen zu ergreifen. Unter netzbezogenen Maßnahmen sind jene zu erfassen, die sich ausschließlich auf den technischen Netzbetrieb beschränken und keine Beteiligung der Netznutzer notwendig machen. Bei marktbezogenen Maßnahmen handelt es sich hingegen um solche Maßnahmen, die auf vertraglichen Regelungen zwischen dem Netzbetreiber und den Netznutzern beruhen. Diese sind im Vergleich zu den netzbezogenen Maßnahmen untergeordnet. Regelbeispiele für marktbezogene Maßnahmen ergeben sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG. Die dort enthaltene Aufzählung ist nicht abschließend, wie sich aus der Formulierung "insbesondere" ergibt. Besondere Relevanz bei den markbezogenen Maßnahmen erhalten das Redispatch und das Countertrading. Beide verfolgen zwar das Ziel Netzengpässe durch Eingriffe zu vermeiden bzw. zu beheben. Doch unterscheiden sich diese dadurch, dass das Countertrading ein Handelsgeschäft darstellt, für diese auf Seiten der Kraftwerksverbraucher kein Kontrahierungszwang besteht.[15]

Erst wenn diese nicht ausreichen, um die Störung oder Gefährdung zu beseitigen bzw. rechtzeitig zu beseitigen dürfen die Übertragungsnetzbetreiber Notfallmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG ergreifen, § 13 Abs. 2 S. 1 EnWG. Danach ist es für die Übertragungsnetzbetreiber möglich sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Bei der Anpassung sämtlicher Stromeinspeisungen bzw. beim gesetzlichen Erzeugungsmanagement wirkt der Netzbetreiber in die Fahrweise der Erzeugungsanlagen ein. Hierdurch erfolgt eine Angleichung der Stromerzeugung an die Anforderungen der Netzsicherheit. [16]

Dogmatisch gesehen zählt zu dem gesetzlichen Erzeugungsmanagement auch Maßnahmen des Einsspeisemanagments gem. § 14 EEG. Somit gehört dieses zu den Notfallmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG. Grundlage hierfür bildet § 13 Abs. 2a S. 3 EnWG. Jedoch muss beachtet werden, dass § 14 EEG im Gegensatz zu § 13 EnWG nicht für sämtliche Gefährdungs- und Störungssituationen anwendbar ist. Vielmehr kommt dieser ausschließlich bei Netzengpässen zur Anwendung. Sowohl diie Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 EnWG und jene nach § 13 Abs. 2 EnWG erfordern das Vorliegen einer Gefahrensituation. Diese wird in § 13 Abs. 4 EnWG definiert. Demnach liegt eine solche dann vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Übertragungsnetzbetreiber nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.[17]

bb. Einsspeisemanagement gem. § 14 EEG

Gesetzliche Vorgaben im Hinblick auf das Einspeisemanagement resultieren aus den §§ 12 - 15 EEG. Von besonderer Bedeutung in diesem Zusammenhang ist die Regelung des § 14 EEG. Diese stellt eine Ausbahme zu § 12 EEG dar. Dies resultiert aus dem Umstand, dass § 14 EEG sowohl für unmittelbar wie auch für mittelbar angeschlosseneAnlagen greift. Nach § 14 Abs. 1 EEG wird den Netzbetreibern die Option eingeräumt Einspeisungen aus EE- Anlagen, welche unmittelbar oder mittelbar an dem Netz des Netzbetreibers angeschlossen abzuriegeln, wenn:

1. sonst ein Netzengpass im jeweiligen Netzbereich einschließlich des vorgelagerten Netzes vorliegen würde

1. der Vorrang für Strom aus erneuerbaren Energien, Grubengas und Kraft-Wärme-Kopplung beachtet wird, insofern nicht sonstige Stromerzeuger am Netz bleiben müssen, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten, und

1. sie die verfügbaren Daten über die Ist-Einspeisung in der jeweiligen Netzregion abgerufen haben

Weitere Informationen zu den Anforderungen an die ordnungsgemäße Duchführung des Einsspeisemanagements können Siehier nachlesen.

cc. Rechtsfolge für Maßnahmen des Einsspeisemanagements

Erfolgt gem. § 14 EEG eine ordnungsgemäße Abregelung einer EE-Anlage im Rahmen des Einsspeisemanagments, resultieren hieraus folgende Rechtsfolgen:

• Verlust des Anspruches auf Abnahme nach § 11 EEG sowie

• Zahlung einer Entschädigung nach § 15 EEG

Die Zahlung einer Entschädigung nach § 15 EEG stellt die bedeutsamste Rechtsfolge von § 15 Abs. 1 EEG dar. Diese kann ausschließlich von EE-Anlagebetreiber gefördert werden. Insofern stellt § 15 EEG eine Sondernorm zum § 13 Abs. 4 EnWG dar. [18]
Im Hinblick auf die Tatbestandsmerkmale des § 15 EEG ist es für die Zahlung der Entschädigung nicht notwendig, dass sämtliche Voraussetzungen des § 14 EEG erfüllt sind. Entsprechend des Wortlautes von § 15 Abs. 1 EEG ist das Vorliegen eines Netzengpasses ausreichend. Dies darf allerdings nicht so verstanden werden, dass keine Entschädigung zu zahlen ist, wenn der Netzbetreiber die restlichen Voraussetzungen nach § 14 Abs. 1 EEG nicht beachtet hat. Auch in diesen Fällen ist eine Entschädigung an den Anlagenbetreiber zu zahlen.[19]

Für das Entstehen der Zahlungspflicht kommt es auf ein Vertretenmüssen des Nertzbetreeibers i.S.d. § 276 Abs. 1 BGB nicht an. Ebenso kommt ein Schadensersatz gem. § 280 Abs. 1 BGB nicht in Frage. Dies resultiert daraus, dass der Netzbetreiber gesetzlich dazu verpflichtet ist seine Maßnahmen ordnungsgemäß durchzuführen, sodass bereits keine Pflichtevrletzung aus Vertrag vorliegt. Im Hinblick auf die Fälligkeit des Anspruchs enthält das EEG keine Vorgaben. Somit sind die allgemeine Regelung des § 271 BGB anzuwenden.[20]

Bezüglich der Entschädigungshöhe normiert § 15 Abs. 1 S. 1 EEG, dass der Netzbetreiber 95% der entgangenen Einnahmen an den Anlagenbetreiber zahlen muss. Dies kann zum einem die Einsspeisevergütung sein. Zum anderen kann dies die Marktprämie bei Direktvermarktung sein. Eine Erhöhung der Entschädigungszahlung auf 100 % ist gem. § 15 Abs. 1 S. 2 EEG möglich, wenn die entgangenen Einnahmen nach S. 1 in einem Jahr 1 % der Einnahmen dieses Jahres übersteigen. [21]

Gem. § 15 Abs. 2 EEG ist wird den Netzbetreibern das Recht eingeräumt, die an die Anlagenbetreiber gezahlten Entschädigungen auf die Netzentgelte umzulegen. Dies setzt voraus, dass die Regelung wirklich erforderlich war und der Netzbetreiber die Maßnahme nicht zu vertreten hat. Die Notwendigkeit der Regelung erfolgt zunächst nach den Bedingungen des § 14 EEG.. Aufgrund das die Frage der Notwendigkeit einer Regelung nach § 14 EEG mit der Berücksichtigung der Abschaltreihenfolge in Verbindung steht, ist auch deren Einhaltung für die Bestimmung der Erforderlichkeit bedeutend. Nach § 15 Abs. 2 S. 2 EEG hat der Netzbetreiber die Maßnahme dann zu vertreten, wenn dieser nicht vorher sämtliche, schonenden Möglichkeiten zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau des Netzes durchgeführt hat. An der Formulierung "insbesondere" wird deutlich, dass es sich hierbei um keine abschließende Aufzählung handelt. [22]

Weitere Informationen:

• Quartalsbericht zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen (Erstes und zweites Quartal 2015) Stand: 7. Dezember 2015

• Studie zu Aspekten der elektrischen Systemstabilität im deutschen Übertragungsnetz bis 2023

• Praxis-Leitfaden für unterstützende Maßnahmen von Stromnetzbetreibern Kommunikation- und Anwendungs-Leitfaden zur Umsetzung der Systemverantwortung gemäß §§ 13 Abs. 2, 14 Abs. 1 und 14 Abs. 1c EnWG

• Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement - Abschaltrangfolge, Berechnung von Entschädigungszahlungen und Auswirkungen auf die Netzentgelte

• 3. Quartalsbericht 2015 zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen, Viertes Quartal 2015 sowie Gesamtjahresbetrachtung 2015 vom 02.08.2016

2. Wälzen der Netzentgelte

Der Transport des eingespeisten Stroms erfolgt über das Übertragungsnetz hin zum Verteilernetz, an welchem der Verbraucher angeschlossen ist. Die hiermit verbundenen Kosten werden gem. § 14 Abs. 1 S. 1 StromNEV jeweils anteilig auf die nachgelagerte Netz- oder Umspannebene verteilt (Kostenwälzung), soweit diese Kosten nicht der Entnahme von Letztverbrauchern und Weiterverteilern aus der jeweiligen Netz- oder Umspannebene zuzuordnen sind. Hierbei hat eine Verteilung der Kosten entsprechend der von der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene bezogenen und zeitgleich über alle Übergabepunkte gemessenen höchsten Leistung unter Berücksichtigung des Gleichzeitigkeitsgrades nach § 16 StromNEV zu erfolgen. Diese Kosten werden sodann vom Netzbetreiber, in Form von Netzentgelten, den jeweils angeschlossenen Netznutzern in Rechnung gestellt. Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die Privaten sowie die gewerblichen Nutzer, Kunden der Verteilernetze. Hauptsächlich werden Kosten für den Netzausbau an diese weitergegeben. Dies ist aber nur dann möglich, wenn dafür Budget vorhanden ist, welches der Genehmigungspflicht nach § 23 ARegV unterworfen ist. Hiervon ausgeschlossen sind jene Unternehmen, welche sich im vereinfachten Verfahren gem. § 24 ARegV befinden. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden.[23]

Im Rahmen der Energiewende unterliegt die Flussrichtung des eingespeisten Stroms einem Wandel. Waren es bisher Großkraftwerke, welche den erzeugten Strom in das Höchst-und Hochspannungsnetz einspeisten, erfolgt die Bereitstellung von Strom heute aufgrund einer zunehmenden, dezentralen Einspeisung aus erneuerbaren Energien und KWK in das Verteilernetz. Dies führt dazu, dass das Volumen des Verteilernetzes nicht mehr genügt, um das "Über" an Strom zu transpotieren. Dies führt wiederum zu einer Notwendigkeit des Verteilernetzausbaus. Hierzu die Verteilernetzstudie der Dena vom 11.12.2012. sowie „ (Verteilernetzstudie) des BMWi - Moderne Verteilernetze für Deutschland“ und die dena II - Verteilnetzstudie. Ausbau - und Innovationsbedarf der Stromverteilnetze in Deutschland bis 2030, Endbericht vom 11.12.2012.[24]

C. Herausforderungen im Zuge der Energiewende

Azufgrund der sich laufend ändernden Situation im Stromversorgungsnetz sowie der anhaltenden Änderungen in der Gesetzgebung wie auch einem Wanel der Anforderungen für die Weitergabe der Netzkosten, ergeben sich für die jetzige Netzentgeltsystematik, im Zugeder Energiewende, einige Herausforderungen. Baierend hierauf werden im Weiteren die einzelnen Herausforderungen vorgstellt.

1. Notwendiger Netzausbau wegen vermehrter Stromerzeugung aus EE

Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem Prinzip der Versorgungssicherheit , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Im Bereich der Übertragung erfolgt der Ausbau an bereits durch Gesetz bestimmte Engpasstellen, den sog. EnLAG/NABEG Vorhaben. Vor diesem Hintergund sind im weiteren folgende Punkte relevant:

• rechtliche Grundlagen: §§ 12a ff. EnWG sowie §§ 43 ff. EnWG, NABEG, EnLAG, BBPlG und UVPG

• Ausbaubedarf im Übertragungsnetz vermehrte Anbindungsbedarf von Offshore-Windenergieanlagen

• Ausbaubedarf im Verteilernetz Ausbau von Windenergieanlagen an Land wie auch der Zubau von Photovoltaikanlagen

Weitere Inforrmationen:

• Energienetze in der Energiewende vom 21.03.2013

• Ordnungspolitische Perspektiven, Ausbau der Stromnetze im Rahmen der Energiewende: Effizienter Netzausbau und effiziente Struktur der Netznutzungsentgelte

• Jahresbericht 2014 Netze ausbauen. Zukunft sichern. Infrastrukturausbau in Deutschland.

• "Moderne Verteilernetze für Deutschland" (Verteilernetzstudie)

• Netzentwicklungspläne 2024 und Umweltbericht

• Analyse der Netzausbaukosten und Kostenwirkung - Untersuchung im Rahmen des Projekts „Wirkungen des Ausbaus erneuerbarer Energien (ImpRES)“, gefördert durch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit

2. Eigenerzeugung und Eigenverbrauch

Aufgrund der immer mehr steigenden Netzkosten erhöhen sich gleichzeitig die Anreize zu einer Eigenerzeugung und Eigenversorgung. Der Begriff der Eigenerzeugung wird zwar nicht vom Gesetz verwendet, jedoch findet sich eine Definition der Eigenversorgung in § 5 Nr. 12 EEG. Diese Begriffsbestimmung enthält verschiedene Tatbestandsmerkmale, welche kumulativ erfüllt sein müssen, damit überhaupt eine Eigenversorgung vorliegt. Einzelheiten zu den einzelnen Tatbestandsmerkmalen können Sie im Artikel Eigenversorgung und EEG -Umlage nachlesen. Für 2017v ist eine umfassende Novellierung des EEG 2014 geplant. Diese führt dazu, dass die Begriffsbestimmung zur Eigenversorgung in § 3 Nr. 19 EEG 2016/2017 - E verschoben wird.

Der Hauptanreiz für eine Eigenversorgung besteht gerade darin, dass hierbei keine Netzentgelte, wegen fehlender Nutzung des Netzes, zu zahlen sind. Dies führt allerdings wieder dazu, dass die dennoch anfallenden Netzkosten auf weniger Netznutzer verteilt werden.

Weitere Informationen

• Gutachten - Eigenerzeugung und Selbstverbrauch von Strom, Stand, Potentiale und Trends vom 04.04.2014

3. Dezentrale Erzeugung und Einspeisung, insb. vermiedene Netzentgelte gem. § 18 StromNEV

Das Thema der vermiedenen Netzentgelte wurde im separaten Artikel ausführlich behandelt. Diesen können Sie hier nachlesen.

Weitere Informationen:

• Die Netzentgeltsystematik nach StromNEV aus Sicht eines Verteilnetzbetreibers vom 27./28. März 2014

• BMWi, Ein Strommarkt für die Energiewende Ergebnispapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (Weißbuch), Stand Juli 2015

• Leipziger Institut für Energie GmbH, Kurzgutachten: Regionale Stompreisunterschiede in Deutschland

• Hiersig/Wittig, Gestaltung einer fairen Lastenverteilung in den Netzkosten- und Netzentgeltstrukturen, Energiewirtschaftliche Tagesfragen 07/2015, S.13 – 16

• Agora, Netzentgelte in Deutschland Herausforderungen und Handlungsoptionen Analyse

4. Sonderformen der Netznutzung insb. Entgeltbefreiung nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV

Neben § 18 StromNEV enthält § 19 Abs. 2 StromNEV Ausnahmen von der regulären Verpflichtung zur Zahlung von Netzentgelten. Nach § 19 Abs. 2 S. 1 StromNEV ist dies dann möglich, wenn der Höchstlastbeitrag eines Stromverbrauchers wegen tatsächlicher oder vorhersehbarer Verbrauchsdaten oder aus technischen bzw. Vertraglichen Gründen vorhersehbar sich enorm von der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen aus dieser Netz- oder Umspannebene unterscheidet. Diese Sonderregelung ist u.a. für Pumpspeicherkraftwerken, Groß-und Einzelhändlern, Gewerbebetriebe, Krankenhäuser und Erlebnisparks vorteilhaft. Entsprechend § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV ist auch eine teilweise Befreiung möglich. Hierfür ist es jedoch notwendig, dass mindestens 7 000 Stunden im Jahr erreicht werden und der Stromverbrauch an dieser Abnahmestelle pro Kalenderjahr zehn Gigawattstunden übersteigt. Hiervon profitieren insbesondere stromintensive Unternehmnen aus den Bereichen Aluminiums und Chemie.[25]

Die hierbei entgangenen Erlöse hat der Übertragungsnetzbetreiber gem. § 19 Abs. 2 S. 13 StromNEV dem nachfolgenden Verteilernetzbetreiber auszugleichen. Hiervon sind Zahlungen aufgrund von individuellen Netzentgelten wie auch eigene entgangene Erlöse aus individuelle Netzentgelten durch Verrechnung zwischen diesen erfasst. Hieraus resultierenden Kosten werden gem. § 19 Abs. 2 S. 15 StromNEV als Extra auf die Netzentgelte anteilig auf die Letztverbraucher gewälzt. Dieser Wälzungsmechnaaismus ist mit jenen nach dem KWKG gleichzusetzen.
Mit Urteil vom 12.04.2016 hat der BGH den Wälzungsmechanismus des § 19 Abs. 2 S. 15 StromNEV für nichtig erklärt. Zur Begründung führt der BGH aus, dass der Wälzungsmechanismus nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 S. 1 Nr. 1, 3 EnWG gedeckt sei. Zwischenzeitlich der Gesetzgeber hierzu Stellung genommen und hat durch das Strommarktgesetz eine Ergänzung der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Satz 1 Nr. 3 und Satz 2 Nr. 5 EnWG vorgenommen. Diese bilden nunmehr die Grundlage für di § 19 Abs. 2 StromNEV-Umlage und wirkt rückwirkend zum 01.01.2012.]26]

Weitere Informationen:

• Ausnahmeregelungen Ausnahme regelungen bei den Stromnetzentgelten - Entwicklung und Ausblick, Kurzanalyse im Auftrag der Bundestagsfraktion Bündnis 90/Die Grünen

• Evaluierungsbericht zu den Auswirkungen des § 19 Abs. 2 StromNEV auf den Betrieb von Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stand: 30. März 2015)

• Datenbasis 2012

• Umlage nach § 19 Abs. 2 StromNEV für 2016

D. Lösungsansätze

Die derzeit bestehende Netzentgeltsystematik macht eine Umgestaltung notwendig. Dies hängt damit zusammen, dass die Aufgabe des Netzes ständigen Änderungen unterliegt und die bestehende Netzentgeltsystematik nicht mehr passt.
Vor diesem Hintergrund werden im Weiteren mögliche Lösungsansätze aufgezeigt. Hierbei ist voraus anzumerken, dass hinsichtlich der Herausforderungen verschiedene Lösungsmöglichkeiten diskutiert wurden bzw. werden. Die nähere Behandlung der einzelnen Lösungsansätze erfolgt unter Berücksichtigung einer fairen Kostenverteilung für die jeweiligen Netznutzer. Zu diesen zählen:

1. Abschaffung der vermiedenen Netzentgelte

1. Reduzierung der Entgeltbefreiungen nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV

1. Beteiligung der Eigenerzeuger

1. Demograrfischer Wandel sowie

1. Einbeziehung der Erzeuger

E. Weiterführende Informationen

• Monitoringbericht der Bundesnetzagentur vom 14. November 2014

• Positionspapier BDEW - Netzentgeltsystematik Strom vom 28. April 2015

• Sondergutachten 71 der Monopolkommission - Energie 2015; Ein wettbewerbliches Marktdesign für die Energiewende vom 06.10.2015

• Monitoringbericht 2015der BNetzA vom 10.11.2015

• Kurzgutachten zur regionalen Ungleichverteilung der Netznutzungsentgelte Bestandsaufnahme und pragmatische Lösungsansätze Im Auftrag der 50Hertz Transmission GmbH,v. 5.10.2015

• Stellungnahme anlässlich der Öffentlichen Anhörung „Bundesweit einheitliches Netzentgelt einführen: Kosten für den Netzausbau regional fair verteilen“ des Energieausschusses des Landtages Mecklenburg - Vorpommern am 5. November 2014

• Kurzgutachten - Regionale Strompreisnterschiede in Deutschland v. 07.03.2014

• Planungen | Alternativen dihk

• Angleichung der Netzentgelte Strom infolge EE-bedingten Netzausbaus, Abschlussberichtzur Untersuchung im Auftrag der THeAG

• Beschlussempfehlung und Bericht, (BT-Drs. 18/8915 vom 22.06.2016

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Quellen:
[1] Missling, in: Danner/Theobald, StromNEV § 1 Rn.8.
[2] Salje, EnWG, Vor §§ 20–28 a Rn. 1; Missling, in: Danner/Theobald, StromNEV § 1 Rn. 9; de Wyl/Thole/Bartsch, in: Schneider/Theobald, Recht der Energiewirtschaft, § 16, Rn. 347, 348.
[3] König/Kühling/Rasbach, Energierecht. Kap. 4, Rn. 9; Säcker, in: BerlKommEnR, EnWG, § 111, Rn. 11 ff.; Säcker/Meinzenbach, in: BerlKommEnR, EnWG, § 21, Rn. 43; König/Kühling/Rasbach, Energierecht, Kap. 4, Rn. 11; Säcker/Mainzenbach, in: BerlKommEnR, EnWG, § 21, Rn. 44, 45.
[4] König/Kühling/Rasbach, Energierecht, Kap. 4, Rn. 13; Säcker/Mainzenbach, in: BerlKommEnR, EnWG, § 21, Rn. 45, 49.
[5] Säcker/Mainzenbach, in: BerlKommEnR, EnWG, § 21, Rn. 46, 49.
[6] König/Kühling/Rasbach, Energierecht, Kap. 4, Rn. 13; Säcker/Mainzenbach, in: BerlKommEnR, EnWG, § 21, Rn. 50.
[7] Theobald/Theoabald, Grdz. Energiewirtschaftsrecht, S. 287 ff..
[8] de Wyl/Thole/Bartsch, in: Schneider/Theobald, Recht der Energiewirtschaft, § 16, Rn. 348.
[9] Bloch, RdE 2012, 241 – 248 (241 ff.); Europäische Kommission, Einleitung Beihilfeverfahren gegen Deutschland wg. Netzentgeltbefreiung für stromintensive Unternehmen (§ 19 StromNEV)
[10] Winkler, in: Kment, EnWG, § 24, Rn. 12, 13.
[11] Theobald/Zenke/Lange, in: Schneider/Theobald, Recht der Energiewirtschaft, § 17, Rn. 65 f..
[12] Schwarz, in: BerlKommEnR, § 13, Rn. 4; Frenz, in: Frenz/Müggenborg/Cosack/Ekard, EEG 2014, § 14, Rn. 64; König, in: BerlKommEEG 2014, § 14, Rn. 62.
[13] BT-Drs. 15/3917, S. 56; Burweig, in: Britz/Hellermann/Hermes, § 13, Rn. 3; König, in: BerlKommEnR, EnWG, § 13, Rn. 5; Schwarz, in: BerlKommEnR, § 13, Rn. 1, 10.
[14] König, in: BerlKommEnR, EnWG, § 13, Rn. 88; BWE, Studie: Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG, S. 5.
[15] König, in: BerlKommEnR, EnWG, § 13, Rn. 7, 11, 14 f., 20 f.; Britz/Hellermann/Hermes/Bourwieg, EnWG, § 13, Rn. 12, 13; Salje, EnWG, § 13, Rn. 15.
[16] Monitoringbericht BNetzA 2015, S. 102; König, in: BerlKommEnR, EnWG, § 13, Rn. 88 ff..
[17] König, in: BerlKommEEG 2014, § 14, Rn.1, 63; König, in: BerlKommEnR, EnWG, § 13 EnWG, Rn. 97; Frenz, in: Frenz/Müggenborg/Cosack/Ekard, EEG 2014, § 14, Rn. 63 ff..
[18] König, in: BerlKommEEG 2014, § 14, Rn. 7.
[19] Ehricke/Frenz, in: Frenz/Müggenborg/Cosack/Ekard, EEG 2014, § 15, Rn. 3, 4; BT-Drs. 17/6071, S. 65.
[20] König, in: BerlKommEEG 2014, § 15, Rn. 30; Krüger, in: Säcker/ Rixecker/Oetker, MünchKommBGB, § 271, Rn. 2; Ehricke/Frenz, in: Frenz/Müggenborg/ Cosack/Ekardt, EEG 2014, § 15, Rn. 24.
[21] Ehricke/Frenz, in: Frenz/Müggenborg/ Cosack/Ekardt, EEG 2014, § 15, Rn. 28 ff..
[22] Ehricke/Frenz, in: Frenz/Müggenborg/ Cosack/Ekardt, EEG 2014, § 15, Rn. 76 ff..
[23] Agora, Netzentgelte in Deutschland, Herausforderungen und Handlungsoptionen Analyse S. 9; Kornig/Maubach/Beck, Funktionsorientierte Netzentgelte für die Energiewende, EW 8/2014, S. 25 – 27, (25).
[24] dena-Netzstudie II. Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung Zeitraum 2015 – 2020 mit Ausblick 2025 S. 1, 3; Agora, Netzentgelte in Deutschland, Herausforderungen und Handlungsoptionen Analyse, S. 9; Kornig/Maubach/Beck, Funktionsorientierte Netzentgelte für die Energiewende, EW 8/2014, S. 25 – 27, (25).
[25] Swantje Küchler, Ausnahmeregelungen bei den Stromnetzentgelten – Entwicklung und Ausblick, S. 2.
[26] BGH, Beschluss vom 12.April 2016 – EnVR 25/13, Rn. 17 juris; BT-Drs. 18/8915, S. 17 f., S. 20f; Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1

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