Neue Redispatch­regelung im NABEG 2.0

Das Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus (auch: NABEG 2.0) wurde am 5. April 2019 vom Bundestag verabschiedet. Das Sammelgesetz wird zum 1. Oktober 2021 in Kraft treten. Insbesondere werden Änderungen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) vorgenommen. Unter anderem wird die Normierung des sog. Redispatch reformiert. Nahezu zeitgleich ist am 8. Mai 2019 die Neufassung der Verordnung des europäischen Parlamentes und des Rates über den Elektrizitätsbinnenmarkt (Strombinnenmarkt-VO) in Kraft getreten. Diese regelt ebenfalls erstmalig den Redispatch auf europäischer Ebene und wird ab dem 1. Januar 2020 unmittelbar (vgl. Art. 288 Abs. 2 AEUV) gelten.

I. Redispatch im EnWG – Status Quo

In § 13 EnWG sieht der Gesetzgeber einen Maßnahmenkatalog für Netzbetreiber zur Gewährleistung der Systemsicherheit und Systemzuverlässigkeit von Energieversorgungsnetzen (vgl. § 11 EnWG) vor. Eine dieser Maßnahmen ist das Instrument „Redispatch“. Dieser stellt einen Eingriff in die Erzeugungsleistung eines Kraftwerks dar, um die Überlastung einzelner Leitungsabschnitte zu vermeiden.

Bislang wurde der Zugriff auf konventionelle Energieerzeugungsanlagen (sog. Redispatch), von einem Zugriff auf Erneuerbaren Energien (EE) – Anlagen oder Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) – Anlagen (sog. Einspeisemanagement) unterschieden. Letzteres wurde bislang im EEG und KWKG im Rahmen als lex specialis geregelt. Maßnahmen des Einspeisemanagements für EE-Anlagen verpflichten die Netzbetreiber zur Zahlung einer Entschädigung an die Anlagenbetreiber (§§ 14, 15 EEG). Im Falle einer entsprechenden Abregelung ist der Netzbetreiber verpflichtet, die entgangenen Einnahmen nach Maßgabe des § 15 EEG zu 95 % zu ersetzen.

Um Engpässen im Netz zu begegnen, dürfen Übertragungsnetzbetreiber nicht willkürlich die in § 13 EnWG niedergelegten Maßnahmen ergreifen. Sie sind grundsätzlich an den gesetzlich aufgestellten Stufenplan gebunden, wonach netzbezogene (§ 13 Abs. 1 Nr. 1 EnWG) vor marktbezogenen (§ 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG) Maßnahmen durchzuführen sind und beide Maßnahmen ebenfalls dem Einsatz zusätzlicher Reserven (§ 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG) vorzuziehen sind. Zu den marktbezogenen Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG gehört gemäß § 13a Abs. 1 Satz 1 EnWG auch das Redispatching konventioneller Anlagen.

Grund für die Staffelung der zulässigen Maßnahmen ist die jeweils unterschiedliche Eingriffsintensität des Vorgehens. Nach dem normierten Einspeisevorrang von EE- und KWK-Anlagen, § 14 Abs. 1 Nr. 2 EEG, und dem Grundsatz der Verhältnismäßigkeit ist die Abregelung von EE-Anlagen die ultima ratio-Maßnahme. Entsprechend ist gegenwärtig der Einsatz marktbezogener Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG in aller Regel einer Abregelung von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien nach den §§ 14, 15 EEG vorzuziehen.

II. Neuregelung des Redispatch – Überführung des Einspeisemanagements (EEG & KWK) in den Redispatch

Durch das NABEG 2.0 werden nun sowohl die Abregelung konventioneller Anlagen als auch die von EE- und KWK-Anlagen im Rahmen von §§ 13, 13a EnWG n.F. in einem einheitlichen Regelungsregime zusammengeführt. Entsprechend werden §§ 14, 15 EEG 2017 und § 3 Abs. 1 KWKG aufgehoben. Nach Maßgabe der Neuregelung soll der Einsatz marktbezogener und sonstiger Maßnahmen (§ 13 Abs. 1 Nr. 2 und Nr. 3 EnWG) n.F. vor allem zu voraussichtlich maximal geringen Kosten erfolgen, vgl. § 13 Abs. 2 EnWG n.F.. Dieses ausdrückliche Wirtschaftlichkeitsgebot findet erstmals ausdrücklich Einzug in das Gesetz. Es sollen also zukünftig als Maßnahmenadressaten grundsätzlich die insgesamt wirksamsten und kostengünstigsten Anlagen herangezogen werden.

Doch wie gestaltet der Gesetzgeber die Bemessungsgrundlage der „voraussichtlich insgesamt geringsten Kosten“ aus? Für die Berechnung dieses Kriteriums i.S.d. Neuregelung sind – nach den Worten des Gesetzgebers – grundsätzlich die tatsächlichen voraussichtlichen Kosten für die Auswahlentscheidung anzusetzen (BT-Drs. 19/7375, S. 52). Es findet damit zunächst eine Gleichstellung von konventionellen Anlagen und EE- oder KWK-Anlagen statt. Dennoch sind zusätzliche – beispielsweise für EE-Anlagen geltende – Ausnahmen hinsichtlich der Kostenkalkulation gesetzlich in den Absätzen 1a bis 1c verankert worden. Hierdurch soll diese formale Gleichstellung wieder relativiert und die Verpflichtungen der vorrangigen Abnahme, gem. § 11 Abs. 1 und 3 EEG, i. R. d. Auswahlentscheidung des Übertragungsnetzbetreibers eingehalten werden.

Als Berechnungsgrundlage für die Kostenkalkulation der Gesamtkosten einer Abschaltung von EE-Anlagen sind demnach ausnahmsweise die sog. kalkulatorische Kosten anzusetzen (vgl. § 13 Abs. 1a bis 1c EnWG n.F.). Die kalkulatorischen Kosten werden anhand eines für alle Abregelungen von EE-Anlagen einheitlichen kalkulatorischen („fiktiven“) Preises so bestimmt, dass mindestens das Fünffache und höchstens das Fünfzehnfache an Reduzierung der Erzeugung nicht vorrangberechtigter Anlagen ersetzt werden kann. Die Bestimmung der kalkulatorischen Kosten im Einzelnen obliegt der Bundesnetzagentur, § 13j Abs. 5 Nr. 2 EnWG n.F. Daher findet die Maßnahmenauswahl zwar nunmehr ausschließlich auf Basis des Kriteriums „Kosten“ statt, allerdings unterscheidet sich die Grundlage zur Bestimmung dieser Kosten zwischen den einzelnen Anlagentypen. Hieraus ergibt sich wiederum ein faktischer Einspeisevorrang für Strom aus EE, welcher in § 13 Abs. 1a EnWG n.F. konkretisiert wird.

Nach den Worten des Gesetzgebers wirkt die Neuregelung im Vergleich zum bisherigen Regime als moderate Relativierung des Einspeisevorrangs, welche letztlich auch eine leichte Erhöhung der CO2-Emissionen und eine leicht verringerte EE-Erzeugung zur Folge hat. Dem gegenüber steht jedoch eine Verringerung der Risiken und der Kosten für den Netzbetrieb, (BT-Drs. 19/7375, S. 52).

Erstmals ausdrücklich geregelt ist in § 13a Abs. 1a Satz 1 EnWG n.F. der Anspruch auf unentgeltlichen bilanziellen Ausgleich zwischen Übertragungsnetzbetreiber und Bilanzkreisverantwortlichem. Im Bereich der konventionellen Stromerzeugung entsprach dies bereits der gängigen Praxis. Eine Neuerung stellt dies allerdings im Bereich der EE- und KWK-Anlagen dar. Diese Angleichung ist aus Praxissicht wünschenswert. Bislang stellte sich in Direktvermarktungsverträgen die Frage, wen das Ausgleichsenergierisiko treffen soll. Trägt dies, wie häufig, der Direktvermarkter, kann dieser für Ausgleichsenergiekosten keinerlei Erstattungsansprüche gegenüber dem Netzbetreiber gemäß § 15 EEG geltend machen (vgl. OLG Bamberg vom 28.11.2018, Az.: 8 U 71/18). Durch den bilanziellen Ausgleich entfällt das Ausgleichsenergierisiko künftig vollständig.

III. Europarechtskonformität der neuen nationalen Redispatch-Regeln?

Laut Gesetzgeber sind die Änderungen mit dem aktuellen, aber auch zukünftig in Kraft tretendem Recht der Europäischen Union vereinbar (BT-Drs. 19/7375, S. 53). Der europarechtlich angelegten, grundsätzlichen Besserstellung von EE/KWK-Strom soll durch die Vorschriften zur Bestimmung von kalkulatorischen Kosten in Absatz 1a und 1b entsprochen werden. Durch einen hinreichend hohen Faktor würde die Vereinbarkeit mit dem in Art. 16 der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EE-RL) und der Strombinnenmarkt-VO vorgegebenen Privilegierung von EE sichergestellt: Der Vorrang von EE bleibe im Grundsatz bestehen. Dieser würde jedoch auf Grundlage transparenter, nichtdiskriminierender Kriterien in besonderen Situationen mit hoher Entlastungswirkung für die Systemsicherheit und die Systemkosten angemessen relativiert.

Mit Art. 12 der Strombinnenmarkt-VO bestehen erstmalig konkrete, europäische Festlegungen für Netzbetreiber zur Durchführung eines Redispatches; jedoch bei klarer Privilegierung EE- und KWK-Strom. Auch der europäische Gesetzgeber fasst unter dem Begriff alle durch die Netzbetreiber zur Erhaltung der Betriebssicherheit ergriffenen Maßnahmen zusammen, durch die das Erzeugungs- oder Lastmuster verändert wird, vgl. Art. 2 Nr. 26 Strombinnenmarkt-VO. Gemeint sind damit auch solche Maßnahmen, die bisher in Deutschland als Einspeisemanagement bezeichnet wurden. Begrifflich haben sich die beiden Gesetzgeber also weitestgehend angenähert.

Die Maßnahmen müssen objektiv, transparent und diskriminierungsfrei durchgeführt werden, vgl. Art. 13 Abs. 1 Strombinnenmarkt-VO. Ausgewählt werden sollen die Erzeugungsmaßnahmen primär marktbasiert und es soll eine finanzielle Vergütung erfolgen, vgl. Art. 13 Abs. 2 Strombinnenmarkt-VO. Von diesem Grundsatz darf nur in bestimmten Fällen abgewichen werden, vgl. Katalog in Art. 13 Abs. 3 Strombinnenmarkt-VO. Dabei sind die bestehenden nationalen Regelungen zum Redispatch, auch unter Berücksichtigung des NABEG 2.0, als nicht-marktbasierte Lösungen einzustufen. Über alldem steht die grundsätzliche Verpflichtung der Netzbetreiber, die von EE- oder KWK-Anlagen erzeugte Elektrizität mit möglichst geringem Redispatch zu übertragen, vgl. Art. 13 Abs. 5 lit. a) Hs. 1 Strombinnenmarkt-VO.

Zwar stellt auch der europäische Gesetzgeber diesen Grundsatz unter den Vorbehalt, dass ein Redispatch von EE- und KWKG-Anlagen in begrenztem Umfang dann stattfinden darf, wenn ein solcher wirtschaftlich effizient ist und im Rahmen der Netzplanung 5 % der jährlich erzeugten Elektrizität in EE-Anlagen nicht überschreitet. Zudem muss bei einem Ausschluss von EE-/KWK-Anlagen zu deutlich unangemessenen Mehrkosten bzw. schweren Risiken für die Netzstabilität führen, Art. 13 Abs. 6 Strommarkt-VO.

Ob diese Voraussetzungen eingehalten werden können, hängt letztlich von der konkreten Ausgestaltung der kalkulatorischen Kosten durch die Bundesnetzagentur ab. Kann ein Mindestfaktor sicherstellen, dass EE- und KWK-Anlagen erst zuletzt abgeregelt werden? Ebenso stellt sich möglicherweise die Frage, ob durch diese Lösung gewährleistet ist, dass die europarechtliche 5 % Schwelle bei einem wirtschaftlich effizienten Redispatch (entsprechenden der europarechtlichen Ausnahmeregelung) nicht überschritten wird? Auch dies hängt wohl letztlich von der konkreten Kostengrundlage ab.

Zwar kann dieser europarechtlich angelegte Vorbehalt grundsätzlich durch eine mitgliedstaatliche Regelungen ersetzt („sofern ein Mitgliedstaat (…) nichts anderes bestimmt“), vgl. Art. 13 Abs. 5 lit. a Hs. 2 Strombinnenmarkt-VO, und demnach möglicherweise auch abgeschwächt werden. Diese Ersetzungskompetenz ist aber an eine bestimmte Voraussetzungen geknüpft: Der jährliche Bruttostromverbauch muss zu mindestens 50 % aus Elektrizität aus Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, in denen EE oder KWK genutzt werden stammen. Das ist in Deutschland nicht der Fall (vgl. Monitoringbericht der BNetzA 2018, S. 5). Damit steht dem deutschen Gesetzgeber auch keine Ersetzungskompetenz zu.

Die Festlegung des Mindestfaktors erfolgt erstmalig zum 1. Dezember 2020. Sie wird sich an den Maßstäben der Strombinnenmarkt-VO messen lassen müssen.

(4. Juni 2019)