„Brauchen marktnahes EEG“ - Jurist Philipp von Tettau über die Zukunft der Direktvermarktung

 

Direktvermarktung von Windstrom, genauer „Gesetzliche Grundlagen und deren Folgen“ sowie „Inhalte und Regelungsbedarf bei Direktvermarktungs­verträgen“ sind die Themen von Philipp von Tettau beim BWE-Seminar "Strommarkt und Windenergievermarktung" am 11. und 12. Dezember in Berlin.

Anm. d. R.: Dieses Seminar ist bereits ausgebucht, aber am 15. und 16. Mai veranstaltet der BWE in Berlin das Seminar „Energiewirtschaft verstehen - Strategien für die Vermarktung von EE-Strom“. Die Informationen dazu und zur Anmeldung finden Sie am Ende des Interviews.

Von Tettau ist Vorsitzender des Juristischen Beirats im BWE und Partner der Anwaltskanzlei Müller, Wrede & Partner. Ein Gespräch mit ihm über unterschiedliche Sicherheiten in der Direktvermarktung.

Die Direktvermarktung von Windstrom durch spezialisierte Dienstleister oder Handelsabteilungen von Stadtwerken an den Strommärkten ist ein reibungsloses Geschäft. Richtig auch aus Juristensicht?

Philipp von Tettau: Ja, dieser Eindruck stimmt jedenfalls bezüglich des Verhältnisses zwischen Direktvermarktern und Anlagenbetreibern. Es gibt einen guten Standard der entsprechenden Vertragsentwürfe. Die Marktteilnehmer sind zudem weitestgehend flexibel, wenn wir Änderungs­bedarf zu einzelnen vertraglichen Regelungen sehen.

Anders ist dies leider bezüglich des Einspeisemanagements. Die Bundesnetzagentur hat mit der Version 3.0 ihres Leitfadens neue Fragen aufgeworfen. Hier droht Ungemach, das entweder die BNetzA oder der Gesetzgeber rasch ausschließen sollte.

Warum ist das so – oder eben nicht so?

In vertragsrechtlicher Sicht kennt die Branche weitestgehend diejenigen Risiken, die ein Direktvermarktungsvertrag birgt. Hierfür gibt es ausgewogene Regelungsvorschläge, die die Interessen sowohl der Direktvermarkter als auch der Anlagenbetreiber berücksichtigen. Deshalb bedarf es aus rechtlicher Sicht keines harten Kräftemessens, sondern ausgewogener Vertragsverhandlungen, um gegebenenfalls noch offene Fragen der Vertragsmuster klären zu können.

Bezüglich des Einspeisemanagements droht nichts weniger als die Auszahlung ausschließlich eines Teils des anzulegenden Werts. Das ist ein unsachgerechtes Ergebnis. Soweit wir es bislang beobachten, neigen aber die Netzbetreiber überwiegend zu einer sachgerechten Erstattung der Verluste.

Kniffliger wird es vielleicht, wenn neue Vermarktungsmodelle relevant werden: PPAs, Einspeisemanagement oder flexible Mischkonzepte zur Vermarktung von Windstrom mal an der Börse und mal direkt an Kunden?

Seien wir doch zunächst optimistisch, dass neue Marktfelder nicht unbedingt neue juristische Auseinandersetzungen bedeuten! PPAs sind Stromverkaufsverträge mit bestimmten Spezifika. Sie müssen ähnlich wie Direktvermarktungsverträge mit einem angemessenen Detaillierungsgrad gestaltet werden, weil das zugrunde liegende Gesetzesrecht die Interessen der Vertragsparteien nicht hinreichend abdeckt. Das BGB – das Bürgerliche Gesetzbuch – kennt eben keinen Vertragstypus „Stromverkauf“, anders als zum Beispiel den „Reisevertrag“. Deshalb muss ein solcher Vertrag gut gestaltet und ausreichend detailliert sein, wollen die Parteien späteren Streit über seine Auslegung vermeiden. Hier können wir von Erfahrungen mit ausländischen PPAs lernen.

Ob das Einspeisemanagement zu juristischen Auseinandersetzungen führen würde, hängt wie gesagt von einer vernünftigen Reaktion des Gesetzgebers und der Netzbetreiber ab. Der BWE hat sich bereits vor einiger Zeit an alle Akteure gewandt und deutlich auf dieses Problem aufmerksam gemacht.

Die von Ihnen angesprochenen „flexiblen Mischkonzepte“ hängen wie auch alle übrigen Vermarktungskonzepte außerhalb der Einspeise­vergütung beziehungsweise der Marktprämie massiv von sachgerechten und eindeutigen regulatorischen Rahmenbedingungen, sprich Gesetzen ab.

Beispiel: Viele Marktteilnehmer wollen Industriekunden per Direktleitung versorgen, scheitern aber an unklaren Regelungen. Dazu gehört das in vielen anwendbaren Normen aufzufindende Kriterium der räumlichen Nähe. Es ist unklar und überdies in den meisten Fällen überflüssig. Der Gesetzgeber kann hier schnell für eine engere Verbindung der erneuerbaren Energien zur Industrie sorgen.

Ein Modell für Misch-Vermarktungen ist das sogenannte Marktentwicklungsmodell. Worüber könnte hierbei Streit drohen?

Die Autoren dieses wirklich interessanten Modells weisen klar darauf hin, welche gesetzlichen Änderungen hierfür zunächst erforderlich sind. Der Gesetzgeber hat Grünstrommodelle und andere Varianten einer alternativen Vermarktung von Strom aus Erneuerbaren unattraktiv oder unmöglich gemacht. Er ist nun aufgerufen, dies zu korrigieren und zum Beispiel mit dem Markt­entwicklungsmodell Klarheit zu schaffen.

Wo muss noch die gerichtliche Entscheidung fallen, um auch eine breite EEG-freie Vermarktung von Ökostrom zuzulassen?

Gegenfrage: Weshalb wollen wir nach Gerichtsentscheidungen für eine EEG-freie Vermarktung suchen? Das EEG ist nichts anderes als eine Erfolgsgeschichte. Es hat Anpassungen erlebt und sicher war nicht jede immer zu 100 Prozent glücklich. Insgesamt aber brauchen wir für den Kernbestand der erneuerbaren Energien sachgerechte und marktkonforme gesetzliche Rahmenbedingungen. Den erfolgreichen dezentralen Ausbau der Energieversorgung mit einer extrem breit gefächerten Inhaberstruktur der Energieerzeugungsanlagen konnte die Branche nur durch individuelle Projektfinanzierungen erreichen. Solche Projektfinanzierungen brauchen stabile Rahmenbedingungen. Es ist kein Wert an sich, uns von solchen stabilen Rahmenbedingungen zu verabschieden.

Es ist sicherlich richtig, wo immer möglich die Erneuerbaren an den Markt heranzuführen. Wenn wir aber gleichzeitig mit dem Koalitionsvertrag der Bundesregierung eine breite Gemeinde- und Bürgerbeteiligung in Projekten der Erneuerbaren wünschen, müssen wir Projektfinanzierungen ermöglichen. Dazu müssen wir das EEG nutzen, es sicherlich immer weiter entwickeln, aber auch seinen Wert erkennen.

Die Europäische Union hat mit ihrem gerade abgeschlossenen Trilog zur nächsten Version der EE-Richtlinie (Entwurfsname RED II) deutlich gemacht, dass sie sogenannten renewable energy communities einen kontinuierlichen Marktzugang gewährleisten will. Das sind nach der dortigen Entwurfs-Definition eben gerade solche Betreiber­gesellschaften, deren Gesellschafter überwiegend im Umfeld der Anlage beheimatet sind. Regelungen zur Bürgerenergie haben derzeit vielleicht keinen guten Ruf. Das ändert aber nichts daran, dass eine breite lokale oder regionale Verankerung solcher Vorhaben in Zukunft eine noch viel größere Rolle spielen dürfte. Erneut gilt: Dafür bedarf es stabiler Rahmenbedingungen für Projektfinanzierungen und dafür brauchen wir ein sachgerechtes, marktnahes, aber auch Planungssicherheit gewährleistendes EEG.

Trotzdem noch zu Ihrer Frage: Die Haupt­hindernisse für neue Vermarktungsmodelle liegen in den gesetzlichen Regelungen. Hier sind nicht die Gerichte, sondern der Gesetzgeber ist gefragt. Er muss deregulieren. 

Was sind momentan für Sie die juristischen Kernherausforderungen im Bereich der Windenergie?

Ein weites Feld! Energie­rechtlich müssen wir zahlreiche Hemmnisse abbauen. Wir müssen das Steuer-, Umlage- und Abgaben­system vereinfachen und zur Gewährleistung besseren Marktzugangs umgestalten. Weitere Herausforderungen sind ein kontinuierlicher Zuwachs an BImSchG-­Genehmigungen, eine verstetigte und verbesserte raumordnungsrechtliche Flächen­steuerung und genehmigungsrechtlich sachgerechte und verlässliche Naturschutzanforderungen sowie kürzere und planbare Genehmigungsverfahren. 

 

Der BWE veranstaltet am 15. und 16. Mai in Berlin das Seminar „Energiewirtschaft verstehen - Strategien für die Vermarktung von EE-Strom“

Erhalten Sie einen verständlichen Einblick in die Mechanismen des Energiehandels und insbesondere des Stromhandels. Lernen Sie die Zusammenhänge zwischen Stromnetz und Netzstabilität und deren Einfluss auf den Börsenstrompreis kennen.

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