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Kein Vertragswerk im Großhandel mit Strom und Gas ist weiter verbreitet als die von der European Federation of Energy Traders (EFET) herausgegebenen Standardverträge. Gleichwohl scheuen sich gerade (kleine) Stadtwerke, aber auch Industrieunternehmen vor dem Abschluss eines solchen EFET-Vertrages; sie halten ihn für zeitaufwendig, mühsam und risikobehaftet. Zu Recht?

Auf den ersten Blick mag der EFET-Rahmenvertrag über die Lieferung und Abnahme von Strom bzw. Gas mit seinen über 50 Seiten abschreckend wirken – zumal er auch noch in englischer Sprache abgefasst ist. Doch tatsächlich beschränkt sich der Verhandlungsspielraum nur noch auf die wenigen Seiten des „Election Sheet“, d. h. auf die Anpassungsvereinbarung. Denn der EFET-Vertrag ist als Rahmenvertrag konzipiert. Damit ähnelt er den (individuellen) Rahmenverträgen für Strom oder Gas, die typischerweise von den größeren Konzernen vorgelegt werden. Diese bestehen regelmäßig aus dem Rahmenvertrag, in dem die allgemeinen Regelungen für die Lieferung und Abnahme von Energie geregelt sind, sowie der Einzelvereinbarung mit den wesentlichen Konditionen (z. B. Menge, Lieferzeitpunkt, Preis) der einzelnen Transaktion. Beim EFET ist lediglich eine weitere Stufe zwischengeschaltet, die so genannte Anpassungsvereinbarung.

Der EFET-Vertrag ist also letztlich so aufgebaut:

• Zunächst gibt es das „General Agreement“. Dies ist der Rahmenvertrag und zugleich der standardisierte, nicht abänderbare Hauptvertragsteil, in dem die wesentlichen, dauerhaft geltenden Bedingungen der Handelsbeziehung vorgegeben werden, wie z. B. der Vertragsgegenstand, die Leistungspflichten, die Kündigungsrechte usw.
• Hierzu gehört das bereits erwähnte „Election Sheet“ – die Anpassungsvereinbarung. An dieser Stelle können die Parteien den Vertragstext des Hauptteils individuell ändern und ergänzen und so ihre jeweiligen Bedürfnisse und wirtschaftlichen Gegebenheiten zur Vertragsgrundlage machen.
• Tatsächlich abgeschlossen wird der Vertrag allerdings für die jeweiligen Einzeltransaktionen durch Einzelverträge, die mit der sog. „Confirmation“ bestätigt werden können.
• Hinzu kommen – je nach Bedarf – noch weitere Anhänge, z. B. der Allowances Appendix für den Handel mit Emissionsberechtigungen oder besondere Bestimmungen für bestimmte Handelspunkte.

Damit lohnt sich der EFET bereits dann, wenn nur eine einmalige Lieferung gewollt ist. Denn der EFET ist inhaltlich ausgewogen und so standardisiert, dass der Prüfungsaufwand insgesamt geringer ist als wenn man einen individuellen Vertrag vereinbart.

Zudem: Will man bereits auf Basis des EFETs eine bestehende (Einzel-)Lieferbeziehung ausbauen, kann man weitere Lieferungen unproblematisch unter den EFET fassen. Die Einzelverträge beziehen sich nur noch auf die wesentlichen Elemente der Transaktion, nämlich auf das zu liefernde Produkt, die Liefermenge, den Preis und den Lieferzeitpunkt – eine juristische Prüfung oder Verhandlung der Vertragsbedingungen ist regelmäßig nicht mehr nötig.

Einen weiteren Vorteil, den der EFET-Vertrag bietet: Er folgt dem „Single-Agreement-Konzept“. Alle Elemente des Vertragswerkes bilden also eine Einheit mit der Folge, dass im Falle der Kündigung die gesamte Vertragsbeziehung aufgelöst und die Berechnung eines Beendigungsbetrages ermöglicht wird.

Schließlich sieht der EFET-Vertrag noch weitere Schutzmechanismen vor: Er regelt die Absicherung der Forderungen aus Einzelverträgen und erlaubt den Parteien nicht nur, am Anfang der Handelsbeziehung Sicherheiten von der anderen Partei zu fordern. Auch im weiteren Verlauf, wenn – zuvor festgelegte – Parameter darauf hindeuten, dass ein Handelspartner ausfallen könnte, ist die Sicherheiten(nach)-forderung verabredet.

Insgesamt ermöglicht der EFET-Rahmenvertrag damit nicht nur, Handelsgeschäfte schnell, unkompliziert und kostengünstig abzuschließen. Er ist oft auch ein gutes Mittel zur Vereinheitlichung und Vereinfachung des Vertragsmanagements.

Außerdem: Die meisten Rahmenhandelsverträge orientieren sich am Aufbau und Inhalt des EFETs. Wird Ihnen aber ein solcher Rahmenhandelsvertrag von Ihrem Handelspartner vorgelegt, haben Sie in der Regel kaum noch eine Möglichkeit, Ihre eigenen Vorstellungen einfließen zu lassen …

Ansprechpartner: Dr. Ines Zenke/Dr. Christian Dessau/Dr. Claudia Fischer

PS. Sie wollen mehr über den EFET-Vertrag wissen? Dann schauen Sie doch einmal in die neue und 3. Auflage vom Zenke/Schäfer, Energiehandel in Europa!

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Die Zeiten des unregulierten Derivatehandels nähern sich ihrem Ende. Die European Securities and Markets Authority (ESMA) arbeitet emsig daran, die entsprechende Verordnung über OTC-Derivate, zentrale Gegenparteien und Transaktionsregister (European Market Infrastructure Regulation – EMIR) umzusetzen. Gerade geht es Schlag auf Schlag. Am 15.3.2013 sind die von der ESMA erarbeiteten technischen Regulierungs- und Durchführungsstandards in Kraft getreten. Und nur wenige Tage später hat die Behörde mit einem so genannten Q&A-Papier mit Fragen und Antworten zu EMIR und ihren Folgen nachgelegt.

Die EMIR trat im August 2012 in Kraft. Sie hat das Ziel, den Handel mit Derivaten sicherer und sichtbarer zu machen. Dabei handelt es sich – vorsichtig gesagt – um eine Mammutaufgabe, da insbesondere der außerbörsliche Handel mit Derivaten (OTC = Over The Counter) bis dato keinerlei Regelungen unterlag. Die Aufgabe war, ein völlig neues Aufsichts- und Kontrollsystem zu schaffen und europäische und nationale Behörden sowie die Marktakteure daran zu beteiligen. Damit alle ausreichend Zeit haben, soll das Projekt in mehreren Schritten und innerhalb eines Zeitraums von eineinhalb bis zwei Jahren umgesetzt werden.

Mit den technischen Regulierungs- und Durchführungsstandards ist ein großer Schritt gemacht worden. In insgesamt sieben delegierten Verordnungen werden die zentralen Vorgaben der EMIR zur Schaffung von Transaktionsregistern, zur Einführung des Clearings und zur Entwicklung von Risikominderungstechniken näher ausgestaltet.

Hinter dem nun erschienenen Q&A-Papier steht das Anliegen der ESMA, sicherzustellen, dass die EMIR in der Praxis einheitlich angewandt wird. Das Papier soll bestehende Unklarheiten beseitigen. Gebündelt sind Fragen und Antworten zu den drei Themenkomplexen OTC-Derivate, zentrale Gegenparteien und Transaktionsregister. Das Papier wird fortlaufend aktualisiert werden – man kann auch selbst Fragen einreichen.

Relevant für Energie

Was davon ist für Energiehändler und Energieversorgungsunternehmen interessant?

Zunächst einmal die Fragen im Zusammenhang mit der Clearingschwelle. Hier weist ESMA darauf hin, dass nichtfinanzielle Gegenparteien seit dem 15.3.2013 verpflichtet sind zu prüfen, ob sie die Clearingschwelle überschreiten. Wenn ja, müssen sie die ESMA und als nationale Regulierungsbehörde die Bundesanstalt für Finanzaufsicht (BaFin) informieren. Eine entsprechende Regel sollte also jedes Unternehmen, das mit Derivaten operiert, in seinen internen Anweisungen haben – auch wenn die allermeisten niemals auch nur in die Nähe der Schwelle kommen dürften.

Zur Erinnerung: Die Clearingschwelle für Warenderivate liegt bei 3 Milliarden Euro (Summe der Bruttonominalwerte), wobei Kontrakte, die der eigenen Absicherung (Hedging) dienen, bei der Berechnung außen vor gelassen werden dürfen. Für die Berechnung relevant sind laut Q&A-Papier aber so genannte Intra-Group-Transaktionen, also Geschäfte zwischen Konzernunternehmen, wenn sie nicht zu Hedgingzwecken erfolgen. Diese zählen dann bei den beteiligten Unternehmen als jeweils ein Derivatgeschäft (und damit für die Gruppe sogar doppelt!). Sollte man aber über der Schwelle liegen und vom Zwangsclearing betroffen sein, kann man die Intra-Group allerdings wieder von der Clearingpflicht befreien lassen …

Zudem müssen nichtfinanzielle Gegenparteien, die die Clearingschwelle nicht überschreiten, aber Geschäfte mit finanziellen Gegenparteien schließen, ihrem Vertragspartner künftig versichern, dass sie die Clearingschwelle nicht überschreiten. Dies geschieht am besten durch eine Ergänzung der bisher verwendeten Verträge.

Ebenfalls Relevantes gibt es zur Meldepflicht. Während nur bestimmte Derivatekontrakte gecleart werden müssen, müssen alle Derivatgeschäfte – auch die an der Börse geschlossenen – gemeldet werden. Obwohl sich dies bereits so aus dem EMIR-Wortlaut heraus deutlich ergab, sah sich ESMA gezwungen – wahrscheinlich aufgrund zahlreicher ungläubiger Nachfragen – dies nochmals klarzustellen.

Die Meldepflicht gilt rückwirkend, d. h. es müssen alle Kontrakte gemeldet werden, die vor, am oder nach dem 16.8.2012 geschlossen wurden. Diese Pflicht sorgte für große Aufregung, die ESMA hat das Problem in den Q&As nun aber entschärft, und zwar durch die Konkretisierung des Umfangs der Meldepflicht. Der hat für wesentliche Erleichterung gesorgt. Gemeldet werden müssen nämlich nicht sämtliche Ereignisse des Lebenszyklus des Derivats, sondern nur der letzte Stand bzw. der Stand, in dem sich das Geschäft bei Inkrafttreten der Meldepflicht befindet.

Eine interessante Antwort gibt es auch auf die Frage der Risikominderung. Wer nicht der Clearingpflicht unterliegt, muss dennoch zur Risikominderung beitragen. Die EMIR sieht dafür verschiedene Techniken vor. Eine davon ist die rechtzeitige Bestätigung der Bedingungen des Derivatekontrakts. Für die Rechtzeitigkeit legt die delegierte Verordnung (EU) Nr. 149/2013 Fristen fest. Unter Bestätigung, so die ESMA nun, ist die verbindliche Einigung der Parteien über alle wesentlichen Bedingungen des Vertrages zu verstehen. Das heißt, dass das Absenden einer Bestätigung einer Partei nicht reichen würde, um die Frist für die Rechtzeitigkeit zu wahren. Vielmehr ist innerhalb des Zeitraums entweder eine ausdrückliche Zustimmung der Gegenseite oder das Verstreichen einer „Einspruchsmöglichkeit“ (z. B. wenn die Bestätigung des Verkäufers als richtig anerkannt gilt, wenn der Käufer nicht innerhalb von drei Tagen ausdrücklich widerspricht) erforderlich.

In diesem Zusammenhang räumt die ESMA noch eine weitere Kuh vom Eis: Sie stellt klar, dass die Bestätigung nicht notwendigerweise auf elektronischem Wege erfolgen muss. Wer nachweisen kann, dass dieser Weg nicht möglich ist, kann die Bestätigung zum Beispiel auch faxen oder per E-Mail schicken.

Wir dürfen gespannt sein, wie der Umsetzungsprozess weitergeht. Die Clearingpflicht wird voraussichtlich ab dem vierten Quartal 2013 gelten. Welche Produkte tatsächlich gecleart werden müssen, ist allerdings noch offen. Die Meldepflicht für Warenderivatekontrakte könnte zum 1.1.2014 in Kraft treten.

Ansprechpartner: Dr. Ines Zenke/Dr. Christian Dessau/Dr. Claudia Fischer

Das Grünbuch zur Klima- und Energiepolitik 2030, das die EU-Kommission am 27.3.2013 mitsamt Aufforderung zur Stellungnahme veröffentlichte, ist der vorläufige Höhepunkt einer Debatte, die in Brüssel schon länger tobt: Soll die EU für die Zeit nach 2020 erneut Ziele setzen? Wenn ja, wie sollen diese aussehen? Emissionsreduktion? Erneuerbare Energien? Energieeffizienz? Sollen die Ziele verbindlich sein? Sollen die Ziele, wie derzeit für die Erneuerbaren, wieder verbindlich auf nationaler Ebene gesetzt werden, innerhalb eines EU-weiten Gesamtziels oder reicht ein EU-Ziel?

2007 hatte man sich im Europäischen Rat erstaunlich couragiert zu den so genannten 20-20-20-Zielen bekannt: mindestens 20 Prozent weniger Treibhausgase, mindestens 20 Prozent Erneuerbare Energien, mindestens 20 Prozent mehr Energieeffizienz, und das alles bis 2020. Dabei wurden das Emissionsreduktionsziel mit dem europäischen Emissionshandel und dem System des Cap & Trade und das Ziel für den Ausbau der Erneuerbaren Energien mit der entsprechenden Richtlinie und den nationalen verbindlichen Zielen für die Mitgliedsstaaten definitiv gemacht. Das Energieeffizienzziel dahingegen ist nicht bindend, und wird wohl auch nicht erreicht werden, wie die Kommission im Grünbuch selbst konstatiert.

Die 20-20-20-Ziele laufen nun jedoch in 2020 aus und die Frage ist, was danach kommen soll? Auch die Schlüsselrichtlinie 2009/28/EG zur Förderung der Erneuerbaren Energien hat sozusagen im Jahre 2020 ein eingebautes Verfallsdatum. Angesichts der langen Investitionszyklen insbesondere auch im Energiesektor drängen Industrie und vermehrt auch Politik darauf, schnellstmöglich Klarheit über die zukünftige Klima- und Energiepolitik der Union zu bekommen.

Energiekommissar Günther Oettinger scheint dabei nicht in Frage zu stellen, dass es neue Ziele geben muss. Er scheint auch erneut einen Ansatz mit Emissionsreduktionsziel und separaten Zielen für Erneuerbare und Energieeffizienz zu befürworten. Mit einem Vorschlag zum Energieeffizienzziel will er jedoch, scheint es, noch abwarten und zunächst die Umsetzung der neuen Richtlinie beobachten. Andererseits meinte er auf der Pressekonferenz zum Grünbuch, dass nur verbindliche Ziele effektiv seien. Klimakommissarin Connie Hedegaard sprach sich dafür aus, Klima- und Energiepolitik nicht getrennt zu behandeln. Allerdings besteht in der Kommission ein breiterer Konsens, was Emissionsreduktionsziele betrifft, als in punkto Ziele für Erneuerbare Energien oder Energieeffizienz. Deswegen könnte Kommissarin Hedegaard möglicherweise versuchen, die Zielfrage doch vorerst abzutrennen, um 2015 zum Klimagipfel der Vereinten Nationen bereits eine feste Position der Europäischen Union präsentieren zu können. Wirtschaftskommissar Olli Rehn und Industriekommissar Antonio Tajani scheinen Zielen für Erneuerbare und Energieeffizienz erwartungsgemäß am wenigsten positiv gegenüberzustehen. Oettinger erklärte nichtsdestotrotz auf der Pressekonferenz seinen Willen, bis Ende 2013 noch einen Gesetzesvorschlag inklusive verbindlicher Ziele zur Emissionsreduktion und zum Ausbau der Erneuerbaren Energien vorzulegen. Eine Botschaft, die in seinem eigenen Hause auf geteiltes Echo stieß.

Im Europäischen Parlament wird im Zusammenhang mit den Berichten zum Energiefahrplan 2050 und dem Bericht zur Kommunikation der Kommission zu den Erneuerbaren Energien ebenfalls über Ziele diskutiert. In beiden Berichten wurden jüngst Änderungsanträge, die verbindliche Ziele für Erneuerbare Energien von (40-)45 Prozent verlangten, mit knappen Mehrheiten abgelehnt.

Auch im Ministerrat besteht keine Einigkeit mit Bezug auf ein Ziel für Erneuerbare. Während die irische Präsidentschaft dem zunächst recht positiv gegenüberstand und sich für ein solches einzusetzen zu wollen, scheint hier nun mehr die Wettbewerbsfähigkeit ins Zentrum gerückt zu sein.

Unter den Mitgliedstaaten gibt es wesentlich weniger Freunde für verbindliche Ziele als noch 2007. Die Wirtschafts- und Finanzkrise scheint die Fähigkeit zum konstruktiven Nachdenken über den Umbau zu einer modernen und nachhaltigen Energiestruktur stark zu lähmen. Es gibt eine Gruppe von Mitgliedsstaaten, angeführt von Großbritannien, die gegen ein solches verbindliches Ausbauziel sind, ebenso wie gegen sektorspezifische Ziele. Deren Argumente für Technologieneutralität, die wenn überhaupt dann für ein Ziel für „Low-Carbon“-Technologien sprechen sollen, finden sich im Übrigen auch teils im Grünbuch der Kommission wieder.

In Teilen der Kommission und bei einigen Mitgliedstaaten geht es teils auch um eine Art Dogma, dass der Emissionshandel in einem reformierten Emissionshandelssystem alles richten kann und weitere Ziele, etwa für Effizienz oder Erneuerbare, somit nicht notwendig seien. Dies verwundert vor dem Hintergrund, dass das Emissionshandelssystem leider bislang eher nach dem Motto „Der Berg kreißt und gebiert eine Maus“ zu wirken schien, wohingegen Systeme wie der deutsche Weg für Erneuerbare Energien einen veritablen Systemwandel bewirkt und  gleichzeitig die Emissionen nachhaltig gemindert haben. Und dann gibt es eben noch den Mythos “low carbon“, von Ländern wie Großbritannien und Frankreich propagiert mit dem kaum verhohlenen Ziel, um jeden Preis neue Atomkraftwerke in die Landschaft stellen zu können.

Was die Frage nach der Art des Ziels, und ob es ein EU-Ziel oder nationale Ziele geben sollte, streiten hier im Kern zwei unterschiedliche Denkweisen: Während die Generaldirektion Wettbewerb und Energiekommissar Günther Oettinger darauf drängen, die nationalen Förderprogramme weiter zu öffnen, die Instrumente zu harmonisieren und einen starken zentralisierten Ausbau unter den besten Konditionen voranzutreiben, propagieren andere eine dezentrale weitgefächerte Lösung über ganz Europa: Die erheblichen technologischen Fortschritte bei der Effizienzsteigerung solle es möglich machen, Sonne, Wind und Biomasse optimal „anzuzapfen“, auch dort, wo etwa die Sonne weniger scheint oder der Wind weniger bläst.

Auch die Höhe des Ziels ist sehr umstritten. Die Erneuerbare-Energien-Industrie in Brüssel ruft schon seit Längerem nach einen Ziel von mindestens 45 Prozent Erneuerbare bis 2030. Der European Renewable Energy Council (EREC) wird in Kürze einen neuen Report veröffentlichen, in dem Ziele für Treibhausgasemissionsreduktion, Erneuerbare und Energieeffizienz vorgeschlagen und diskutiert werden. Eurelectric, dessen Mitglieder hauptsächlich Strom aus konventionellen Energiequellen erzeugen, setzt sich dahingegen für nur ein einziges Ziel ein, nämlich das Emissionsreduktionsziel technologieneutral zu halten. Allerdings fordern auch hier immer mehr Stimmen, kurzfristig zunächst lediglich ein neues verbindliches Ziel auf Ebene des Rates und der Kommission zu vereinbaren, dessen Höhe dann zu einem späteren Zeitpunkt festgelegt werden kann.

Ein informelles Ratstreffen zwischen Energie- und Umweltministern ist für den 23.4.2013 vorgesehen. Der Europäische Rat der Staats- und Regierungschefs wird am 22.5.2013 zumindest zwei Stunden für das Thema Energie verwenden.

Die Diskussion hat mit der nun von der Kommission zu ihrem Grünbuch lancierten Konsultation zumindest eine geordnetere Bahn gefunden. Die Frist zur Stellungnahme im Rahmen der Konsultation läuft bis zum 2.7.2013.

Europa fehlt jedoch derzeit der Schwung, und auch die Klarheit und Offenheit der Diskussion im Energiebereich sind verschwunden. Vielleicht ist es besser, statt auf Godot auf die neue politische Lage in 2014 mit neuer Kommission und neuem Parlament zu warten?

Ansprechpartner: Dr. Dörte Fouquet/Jana Viktoria Nysten/Maelle Pelisson
Ansprechpartner Erneuerbare: Dr. Martin Altrock/Jens Vollprecht/Dr. Wieland Lehnert

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Bald ist es soweit: Einzelne Unternehmen können sich auf staatliche Unterstützung für die auf den Strompreis übergewälzten CO₂-Kosten freuen. Die  Richtlinie 2009/29/EG zur Änderung der Emissionshandelsrichtlinie 2003/87/EG (EHS-Richtlinie)  macht die Kompensation indirekter CO₂-Kosten möglich, und auch in Deutschland ist jetzt der Startschuss für die lang ersehnte Förderung gefallen: Das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) hat die Einzelheiten der Beihilfengewährung in einer Richtlinie über Beihilfen für indirekte CO₂-Kosten verbindlich festgelegt.

Zum Hintergrund

Einzelne Sektoren oder Unternehmen zu unterstützen, um sie wettbewerbsfähig zu halten, ist im europäischen Binnenmarkt alles andere als selbstverständlich. Aus Brüssel gibt es strenge Vorgaben, und die Europäische Kommission blickt im Grundsatz erst einmal kritisch auf alles, was Unternehmen finanziell entlastet (vgl. nur die Netzentgeltbefreiungen energieintensiver Letztverbraucher oder die Begrenzung der Umlagekosten nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG).

Im Bereich des Emissionshandels ist nun alles anders. Hier ermöglicht Art. 10a der EHS-Richtlinie von vorherein, abwanderungsbedrohten Unternehmen einen Ausgleich für  Stromkosten zu gewähren, die auf die Erweiterung des Emissionshandels zurückzuführen sind. Dadurch soll vermieden werden, dass sich Emissionen an Standorte außerhalb der EU verlagern, weil Produktionsstätten aufgrund zu hoher Strompreise verlegt werden (sog. Carbon Leakage).

Die Einzelheiten dieser Förderungen hat die Kommission bereits Mitte vergangenen Jahres festgelegt (CO₂-Beihilfe-Leitlinien). Diese bildeten den Rahmen für die nun in Kraft getretenen Richtlinien des BMWi. 

Was und wie wird gefördert?

Die Richtlinien des BMWi ermöglichen gestaffelte Beihilfen für den Zeitraum von 2013 bis 2020. Der maximale Anteil an den Kosten (Beihilfenhöchstintensität) soll dabei im Laufe der Zeit wie folgt verringert werden:

• Für die Jahre 2013 bis 2015 sollen 85 Prozent der beihilfefähigen Kosten ausgeglichen werden können;
• von 2016 bis 2018 beträgt der Erstattungsanteil 80 Prozent;
• 2019 und 2020 sollen schließlich nur noch 75 Prozent erstattungsfähig sein.

Im Einzelfall wird der Beihilfenhöchstbetrag für die jeweilige Anlage anhand einer festgelegten Formel berechnet. Diese berücksichtigt spezifische Effizienzbenchmarks für den Stromverbrauch oder legt – wenn solche nicht vorhanden sind – einen allgemeinen Fallback-Effizienzbenchmark zugrunde.

„(Ab-)gerechnet“ wird jedoch nicht sofort. Denn die Richtlinie sieht vor, dass erst nachträglich für die abgelaufenen Kalenderjahre gezahlt wird. Der erste Antrag wird also erst ab dem 1.1.2014 rückwirkend für das Jahr 2013 gestellt werden können. Dabei muss ein Formular verwendet und spätestens bis zum 30.3. des auf das Abrechnungsjahr folgenden Kalenderjahres bei der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) eingereicht werden. Neben weiteren Einzelheiten der Antragsstellung legt die Richtlinie auch fest, dass die tatsachenbezogenen Angaben in den Beihilfeanträgen durch Wirtschaftsprüfer oder vereidigte Buchprüfer zu bescheinigen sind.

Wer ist überhaupt beihilfeberechtigt? 

Bei weitem nicht jedes Unternehmen bzw. jede Branche wird von den vorgesehenen Beihilfen profitieren können. Schon die EHS-Richtlinie begrenzt den Kreis der Begünstigten auf diejenigen Unternehmen, die einem erheblichen Verlagerungsrisiko ausgesetzt sind. Die Kommission hat diesen Kreis in ihren CO₂-Beihilfen-Leitlinien weiter eingegrenzt und führt in der Anlage II lediglich 13 Sektoren und 7 Teilsektoren auf, die einen Ausgleich für die erhöhten Stromkosten verlangen können. Hierzu gehören u. a. die Metall-, Chemie-, Papier- und Kunststoffindustrie. An diese Eingrenzung musste sich auch das BMWi in seinen Regelungen halten, so dass im Ergebnis der Kreis der Begünstigten recht begrenzt bleibt.

Wie geht es weiter?  

Wie jeder neue Fördermechanismus benötigt auch die Einführung der Hilfe bei indirekten CO₂-Kosten etwas Zeit, bis sich die Umsetzung durch die Behörden eingespielt hat.

Zum einen müssen Beihilfen nach der BMWi-Richtlinie durch die Kommission genehmigt werden. Die Richtlinien müssen also zunächst durch die Bundesrepublik bei der Kommission notifiziert und von dieser bewilligt werden, ehe tatsächlich Gelder fließen können. Zum anderen ist nun auch die DEHSt als Bewilligungsbehörde am Zug und muss die Voraussetzungen für die praktische Umsetzung schaffen. Die erforderlichen Antragsformulare sollen künftig auf ihrer Homepage veröffentlicht werden. Weitergehende Erläuterungen zu den behördlichen Fördermodalitäten sind zwar nicht ausdrücklich vorgesehen, wären aus Unternehmenssicht aber wünschenswert.

Jetzt heißt es: prüfen, Frist notieren, umsetzen.

Ansprechpartner: Dr. Ines Zenke/Dr. Miriam Vollmer/Tigran Heymann

(c) Martin Beckmann

Noch immer ist ungewiss, in welche Richtung die Novellierung der Richtlinie über Märkte für Finanzinstrumente (MiFID II) nun wirklich laufen wird. Schon im letzten Jahr hatte der Europäische Rat fast im Monatstakt Kompromissanträge veröffentlicht. Dies scheint sich im neuen Jahr fortzusetzen: Die vom Rat überarbeiteten – noch nicht abgestimmten – Kompromissanträgen vom 4.2.2013 lassen wieder negative, aber auch positive Entwicklungen erhoffen.

Knackpunkt Nebentätigkeitsausnahme

Für die Energieversorger ist an der MiFID-Novellierung vor allem relevant, dass sie mehr Tätigkeiten des Energiehandels potentiell aufsichtspflichtig macht. Unter anderem sollen die bisherigen Ausnahmeregelungen erheblich eingeschränkt werden. Wer auch künftig aufsichtsfrei bleiben will, braucht in den meisten Fällen eine so genannte Nebentätigkeitsausnahme: Sie erlaubt, erlaubnisfrei Eigenhandel zu betreiben und Finanzdienstleistungen, insbesondere in Bezug auf Warenderivate, zu erbringen, wenn dies eine Nebentätigkeit zu ihrer Haupttätigkeit darstellt, also nur „nebenbei“ erbracht wird (und das Unternehmen nicht zu einem Bankkonzern gehört). Diese Ausnahme wiederum wollen sowohl das Europäische Parlament in der Parlamentsfassung vom 26.10.2012, als auch der Rat insoweit einschränken, als die Ausführung von Kundenaufträgen („executing of client orders“) hiervon nicht umfasst sein soll. Die Vorstellungen unterscheiden sich darin, wie diese Einschränkung konkret ausgestaltet werden soll:

So hat der Rat mit seinen letzten Kompromissanträgen vom 4.2.2013 Art. 2 Abs. 1 lit. (i) wieder um Unterpunkte ergänzt. Wichtig ist insoweit insbesondere der Unterpunkt (i) mit der Passage „who deal on own account in commoditiy derivatives excluding persons who deal on own account by executing client orders”. Danach wäre also der Eigenhandel als Nebentätigkeit in Bezug auf Warenderivate erlaubnispflichtig, sofern hierbei Kundenaufträge ausgeführt werden. Die Nebentätigkeitsausnahme greift mit dem neugestalteten Art. 2 Abs. 1 lit. (i) aber weiterhin für andere Finanzdienstleistungen in Bezug auf Warenderivate, z. B. für das Portfoliomanagement, wenn dies eine Nebentätigkeit ist.

Einschränkung der Einschränkung

Überraschenderweise soll nach der aktuellen Ratsfassung nun auch die so genannte Eigenhandelsausnahme eingeschränkt werden. Bislang konnten sich Unternehmen auf diese Ausnahme berufen, wenn sie nur zu ganz eigenen Zwecken Anlagemöglichkeiten in Finanzinstrumenten wahrgenommen haben. Diese Ausnahme findet sich weiterhin in Art. 2 Abs. 1 lit. d). Allerdings soll diese nach den Vorstellungen des Rates nur noch für Personen gelten „who deal on own account in financial instruments other than commodity derivates“. Danach wäre der Eigenhandel in Bezug auf Warenderivate nicht mehr befreit. Zudem greift diese Ausnahme nach Art. 2 Abs. 1 lit. d) (iii) auch dann nicht, wenn es um die Ausführung von Kundenaufträgen geht. Das würde also bedeuten, dass jemand, der nur Eigengeschäfte macht, also hauptberuflich mit Commodities spekuliert, immer unter Aufsicht fiele.

Erfreulicherweise sind die vom Rat bereits seit Sommer 2012 in den Kompromissanträgen eingebrachten neuen Ausnahmen (Art. 2 Abs 1 lit. (o), (p)) – wir berichteten – unangetastet geblieben. Hierauf könnten sich also weiterhin typische kommunale EVUs berufen, wenn die dort aufgeführten Dienstleistungen allein ihrer eigenen Absicherung dienen.

Was gilt alles als Warengeschäft?

Noch einmal hat sich der Rat die Definition der Finanzinstrumente vorgeknöpft und die Definition der Warengeschäfte modifiziert. Von Bedeutung ist hier insbesondere Anhang I Abschnitt C Ziffer (6). Weiterhin sollen Warengeschäfte (d. h. Optionen, Terminkontrakte, Swaps und alle anderen Derivatkontrakte in Bezug auf Waren) zwar Finanzinstrumente sein, wenn sie effektiv geliefert werden können und sofern diese an einem geregelten Markt, über ein OTF (Organised Trading Facility) oder über ein MTF (Multilateral Trading Facility) gehandelt werden. Allerdings sollen solche Geschäfte nicht darunter fallen, die „are entered into for commercial purposes and that can only be physically settled“.

Unter „commercial purposes” dürfte – wie schon bei den Diskussionen zur MiFID I – das Gegenteil von „speculative purposes“ zu verstehen sein; es geht also um „realwirtschaftliche“ Zwecke. Für die meisten EVUs dürfte das kein Problem sein. Denn die Versorgung der eigenen Haushaltskunden gilt als ein solcher kommerzieller Zweck. Anders wäre das aber wohl zu beurteilen bei einem Stadtwerk, das Geschäfte nur deshalb macht, um von einer Marktpreisdifferenz zu profitieren, also wenn auf Marktbewegungen spekuliert wird.

Unklar, ob ein „commercial purpose“ vorliegt, ist es aber beispielsweise in folgender Situation: Ein größeres Stadtwerk bietet für ein kleineres Stadtwerk Unterstützung bei der Beschaffung an. Man einigt sich, dass das größere Stadtwerk über seine Marktkontakte Terminprodukte für das kleinere Stadtwerke besorgt und diesem dann – gegen eine kleine Bearbeitungsgebühr – weiterverkauft. Natürlich zielt die Beschaffung des kleineren Stadtwerkes auf die Versorgung seiner Kunden, es hat also einen „commercial purpose“. Das größere Stadtwerk hat selbst aber eine reine Handelsabsicht – allerdings ohne auf eine Preisbewegung zu spekulieren.

Während es also sehr zu begrüßen ist, die physischen Energietermingeschäfte nicht der Finanzaufsicht zu unterwerfen, droht die aktuelle Fassung, eine Reihe von Auslegungsschwierigkeiten in der Praxis zu erzeugen.

Noch immer gilt: Vorschlagsstatus

Die Parlamentsfassung sowie die Kompromissanträge des Rates sind unverbindliche Vorschläge, die auf europäischer Ebene noch diskutiert werden. Nach derzeitigem Stand sollen die (offiziellen) Trilogverhandlungen im Frühjahr 2013 beginnen. Die Abstimmung im Plenum wird für Oktober 2013 erwartet. Dann wird konkret sichtbar, wie die Zukunft einzelner Geschäfte und Dienstleistungen aussehen wird.

Ansprechpartner: Dr. Ines Zenke/Dr. Christian Dessau/Dr. Claudia Fischer

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Deutschland hat sich Zeit gelassen. Eigentlich hätte die EU-Richtlinie über Industrieemissionen (IED/Industrial Emissions Directive) schon bis zum 7.1.2013 in deutsches Recht umgesetzt werden müssen. Aber Brüssel ist diesmal nicht so streng.

In Deutschland sind mehr als 9.000 Anlagen von dieser Richtlinie betroffen. Jetzt steht nach monatelangem Ringen zumindest ein Teil des deutschen Gesetzes- und Verordnungspaketes zur Umsetzung der IED kurz davor in Kraft zu treten.

Schon seit Ende 2012 steht das Gesetz zur Umsetzung der IED in den Startlöchern, das das Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG), das Kreislaufwirtschaftsgesetz (KrWG) und das Wasserhaushaltsgesetz (WHG) abändert. Der Bundestag hat es am 8.11.2012 beschlossen, der Bundesrat am 14.12.2012 seine Zustimmung erteilt. Jetzt fehlt nur noch die Verkündung im Bundesgesetzesblatt (BGBl.).

Bei den beiden Verordnungspaketen zur Umsetzung der IED sieht es etwas anders aus:

Erstes Verordnungspaket

Das erste Paket, das von der Bundesregierung am 23.5.2012 beschlossen wurde, ändert u. a. die Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen (4. BImSchV), die Verordnung über das Genehmigungsverfahren (9. BImSchV), die Deponieverordnung (DepV)  sowie die Abwasserverordnung (AbwV). Umgesetzt werden dürfen die Änderungen nur mit Zustimmung des Bundesrates. Dieser aber war in seiner Sitzung am 14.12.2012 mit den vorgeschlagenen Änderungen nicht ganz einverstanden, sondern knüpfte seine Zustimmung an insgesamt 90 Änderungsvorschläge; viele davon dienen der Klarstellung. Aber auch inhaltlich hat sich noch etwas getan: Die Länderkammer will, dass künftig z. B. auch Anlagen, die Holzpellets mit einer jährlichen Produktionskapazität von 10.000 t oder mehr herstellen, der Genehmigungspflicht nach der 4. BImSchV unterfallen.

Mit seinen Änderungsvorschlägen setzte sich der Bundesrat letztlich durch. Um die IED nun möglichst zügig umsetzen zu können, nahm die Bundesregierung den Maßgabebeschluss des Bundesrats unverändert an. Damit müssen sich nun kurz vor Toresschluss weitere Betreiber mit den IED-bedingten Neuerungen auseinandersetzen.

Zweites Verordnungspaket

Ein wenig komplizierter ist der Verfahrensgang beim zweiten Verordnungspaket. Es ändert u. a. die Verordnung über Großfeuerungs-, Gasturbinen- und Verbrennungsmotorenanlagen (13. BImSchV) und die Verordnung über die Verbrennung und die Mitverbrennung von Abfällen (17. BImSchV). Dies geht nicht ohne den Bundestag und den Bundesrat. Deshalb dauert es hier noch ein wenig länger: Den Bundestag passierte der Verordnungsentwurf zwar bereits am 18.10.2012. In seiner Sitzung am 14.12.2012 beschloss der Bundesrat jedoch, dem zweiten Verordnungspaket (ebenso wie dem ersten) nur nach einer Reihe von Änderungen zuzustimmen. So weit so gut.

Nun hat hier allerdings (anders als beim ersten Verordnungspaket) nicht nur die Bundesregierung ein Wörtchen mitzureden, sondern – wie erwähnt – eben auch der Bundestag. Erst wenn Bundesregierung, Bundestag und Bundesrat sich geeinigt haben, steht einer Verabschiedung der neuen Emissionsgrenzwerte nichts mehr im Weg.

Das Kabinett hat sein „Ok“ bereits erteilt. Nun ist der Bundestag am Zug, der am 28.2.2013 über die Änderungen entscheiden könnte. Läuft alles nach Plan, könnte das Gesetzes- und Verordnungspaket dann im März im Bundesgesetzblatt verkündet und im April schlussendlich in Kraft treten.

Anlagenbetreiber müssen sich also noch etwas (vielleicht mehr, vielleicht aber auch weniger) gedulden, bis die neuen Grenzwerte, die neuen Genehmigungsanforderungen und die neuen Überwachungspflichten greifen (wir berichteten).

Ansprechpartner: Dr. Ines Zenke/Dr. Miriam Vollmer/Anja Schulze

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Fragen, Fragen und noch mehr Fragen zur Energie- und Finanzmarkt-regulierung, die wir mit unserem Fortsetzungsblog beantworten wollen. Zum Teil 1 unserer Serie geht es hier, zum Teil 2 hier.

Heute: Häufig gestellte Fragen zur EMIR

Nr. 1: Ich höre immer wieder von dieser EMIR. Das ist kein arabischer Fürst, oder?

Nein. Die EMIR ist ein Teil der Finanzmarktregulierung. Die Abkürzung steht für European Market Infrastructure Regulation. Sie soll den außerbörslichen Derivatemarkt (das heißt den nicht an einem geregelten Markt stattfindenden Handel mit Derivaten) beaufsichtigen und die Transparenz verbessern.

Nr. 2: Als ganz „normales“ Stadtwerk falle ich doch nicht unter die EMIR, oder?

Doch, denn die EMIR erfasst auch Unternehmen, die keine klassischen Finanzunternehmen wie zum Beispiel Banken oder Finanzdienstleister sind. Diese werden als so genannte „Nichtfinanzielle Gegenparteien“ (NFGP) bezeichnet. Zu diesen NFGPs gehören auch die Energieversorger.

Nr. 3: Was ist denn dieses Clearing überhaupt?

Beim Clearing müssen die Derivate über eine so genannte „zentrale Gegenpartei“ (CCP) abgewickelt werden, zum Beispiel über ein Clearinghaus wie die European Commodity Clearing (ECC) in Leipzig. Sie bedienen sich also einer dritten, zwischen Ihnen und Ihrem Handelspartner zwischengeschalteten Person.

Nr. 4: Ich bin ein NFGP und nutze Derivate auf Strom und Gas. Muss ich dann clearen?

Wahrscheinlich nicht. Sie müssen als NFGP nur clearen, wenn Sie die von der Europäischen Finanzaufsichtsbehörde ESMA (European Securities and Markets Authority) vorgeschlagenen Clearingschwellen überschreiten. Diese sind unterschiedlich für die verschiedenen Derivatekategorien. Für EVU ist typischerweise die Kategorie „Warenderivate und sonstige Derivate“ am relevantesten, zu der die Derivate auf Strom und Gas gehören. Hier liegt der Schwellenwert bei 3 Mrd. Euro, den man nicht mit seinen zusammengerechneten offenen Positionen überschreiten sollte.

Nr. 5: Ich schließe meine Geschäfte sofort wieder, habe also praktisch keine offenen Positionen …

Doch! Offene Positionen meint hier die noch nicht erfüllten Geschäfte. Für die Schwelle müssen also alle Nominalwerte der ausstehenden Verkaufs- und Kaufgeschäfte (und zwar die Bruttopositionen) addiert werden. Saldiert wird nicht.

Nr. 6: Aber ich muss doch Derivate zur eigenen Absicherung einsetzen können?

Ja. Und das ist das Gute! Bei der Berechnung der Schwelle bleiben solche Positionen unberücksichtigt, die der eigenen Absicherung (Hedging) dienen. Wenn Sie also zum Beispiel als EVU Ihre zukünftige Produktion auf Termin verkaufen oder die Mengen für Ihre Vollversorgungskunden auf Termin beschaffen, können Sie diese Geschäfte herausrechnen. Aus diesem Grund dürften die allermeisten EVU auch unter der Schwelle bleiben.

Nr. 7: Und was ist, wenn ich neben Warenderivaten (unter der Schwelle) noch Zinsderivate habe und ich mit diesen die Schwelle überschreite?

Dann unterliegen auch Ihre Warenderivate der Clearingpflicht. Denn nach der EMIR und den Vorstellungen der ESMA soll die Clearingpflicht insgesamt gelten, wenn nur eine Clearingschwelle irgendeiner Kategorie übersprungen wird.

Nr. 8: Betrifft die Clearingpflicht dann alle Derivate?

Nein. Gecleart werden nur die so genannten „qualifizierten“ Derivate. Welche das sind, wird von der ESMA festgelegt. Sie wird hierzu eine Liste erstellen, die die Derivate enthält, die sie zum Beispiel wegen ihres systemischen Risikos als clearingwürdig erachtet. Dass hierzu etwa typische Terminprodukte wie Jahresbänder gehören werden, ist nicht ganz unwahrscheinlich. Diese würden dann auch für die Berechnung der 3- Mrd.-Schwelle relevant (vgl. Nr. 4).

Nr. 9: Wenn ich keine Clearingschwelle überspringe, muss ich also meine Derivatkontrakte auch nicht clearen?

Grundsätzlich ist das richtig, Sie müssen nicht clearen. Nach der EMIR besteht die Pflicht zum Clearing nur, wenn beide Parteien clearingpflichtig sind. Vielleicht setzt sich aber in der Praxis durch, dass zum Beispiel Banken oder große Handelsunternehmen (also die über der Schwelle), die untereinander sowieso clearen müssen, auch gern mit ihren anderen Handelspartnern ins Clearing gehen würden …

Nr. 10: Gut, wenn ich nicht clearen muss, bin ich raus?

Nein. Sie müssen in jedem Fall alle Ihre Derivatkontrakte melden und so genannte Risikominderungsmaßnahmen ergreifen.

Nr. 11: Was sollen diese Risikominderungsmaßnahmen sein?

Hierzu gehört etwa, dass Sie regelmäßig Ihr Portfolio überwachen und die individuellen Bedingungen eines vereinbarten Derivats rechtzeitig (gegebenenfalls elektronisch) bestätigen. Soweit Sie die Clearingschwelle überschreiten sollten, müssten Sie zudem zum Beispiel für ein vernünftiges Sicherheitenmanagement sorgen.

Nr. 12: Ab wann muss ich melden?

Das steht noch nicht fest. Und hängt vor allem von der Einführung eines so genannten Transaktionsregisters ab, das alle Daten aufzeichnen und verwahren soll. Sollte dieses Register noch im dritten Quartal 2013 errichtet werden, müsste ab dem 1.1.2014 gemeldet werden.

Nr. 13: Muss ich auch Derivatkontrakte melden, die ich jetzt bereits schließe und erfülle?

Leider ja. Stichtag ist das Inkrafttreten der EMIR am 16.8.2012. Alle Derivate, die Sie an oder nach diesem Tag abgeschlossen haben oder die an diesem Tag noch aussstehen, müssen Sie melden – und zwar innerhalb von drei Jahren nach Meldebeginn. So will es die von der Europäischen Kommission erlassene Durchführungsverordnung Nr. 1247/2012 zum Format und zur Häufigkeit von Transaktionsmeldungen.

Ansprechpartner: Dr. Ines Zenke/Dr. Christian Dessau/Dr. Ralf Schäfer/Dr. Claudia Fischer

(c) BBH

Nachdem wir mit unserem Teil 1 die ersten drängendsten Fragen zur REMIT beantwortet haben, widmen wir uns nun der eigentlichen Finanzmarktregulierung, die künftig in weiten Teilen auch den Energiehandel beeinflussen wird.

Heute: Häufig gestellte Fragen zur künftigen Markets in Financial Instruments Directive (Richtlinie über Märkte für Finanzinstrumente), der MiFID II.

Nr. 1: Ich falle doch nicht unter die MiFID II, wenn ich nur (physische) Termingeschäfte abschließe, oder?

Auf diese Frage bekommen Sie die klassische Juristenantwort: Es kommt darauf an. Darauf nämlich, wo Sie das Termingeschäft handeln. Auch heute schon gilt: Wenn Sie das physische Termingeschäft über Börsen und ganz bestimmte Handelsplätze handeln, dann kann es zu einem potentiell aufsichtspflichtigen Produkt werden. (Um Missverständnisse gleich zu vermeiden: Aufsichtspflichtig wird man natürlich nur, wenn man in Bezug auf dieses Produkt auch eine Finanzdienstleistung erbringt, also zum Beispiel wenn Sie einen Forward für einen Dritten an einer der großen Brokerplattformen erwerben.)

Nr. 2: Wenn ich beispielsweise Strom oder Gas nur „OTC“ kaufe, falle ich doch nicht unter die MiFID II, oder?

Auch hier kommt es wieder darauf an. Vor allem, was man unter „OTC“ (Over the counter) versteht. Soweit damit rein bilateraler Handel gemeint ist, haben Sie kein Problem. Wenn man dies aber weiter versteht und darauf abstellt, dass „OTC“ jede Art von Handel außerhalb von Börsen meint, ist es problematisch. Denn wie schon bei Frage Nr. 1 erwähnt, gibt es neben den Börsen noch weitere Handelsplätze, die relevant werden können. In der heutigen Rechtslage sind dies die so genannten multilateralen Handelsplattformen (Multilateral Trading Facility – MTF), also zum Beispiel die bekannten Brokerplattformen ICAP, GFI oder Tullett Prebon. Die MiFID II erweitert dies sogar noch, indem sie sonstige (elektronische) Brokerplattformen, so genannte organisierte Handelsplattformen (Organised Trading Facility – OTF), auch einbezieht. Allerdings ist hier das letzte politische Wort noch nicht gesprochen.

Nr. 3: Wenn ich nur physische Geschäfte mache und zwar rein bilateral (zum Beispiel im Telefonhandel), dann falle ich aber nicht unter die MiFID II?

Richtig!

Nr. 4: Handelt es sich bei meinen Energiespotmarktgeschäften um Finanzinstrumente?

Nein, von der Regulierung sind grundsätzlich nur Energietermingeschäfte erfasst. Dies bleibt auch nach dem aktuellen MiFID-II-Entwurf so.

Nr. 5: Ich handele nur mit Emissionszertifikaten, bin ich damit nicht raus?

Bislang: ja, jedenfalls soweit die CO2-Zertifikate nur im Spotmarkt oder als Termingeschäfte nicht über eine Börse oder eine Brokerplattform gehandelt werden. Das wird sich aber künftig ändern. Der aktuelle Entwurf der MiFID II sieht ausdrücklich vor, dass Emissionszertifikate Finanzinstrumente sind.

Nr. 6: Gilt dies auch, wenn ich CO2-Zertifikate auf Spotbasis kaufe bzw. verkaufe?

Leider ja. Die Zertifikate sollen generell zu den Finanzinstrumenten zählen; damit fallen also auch simple Käufe und Verkäufe auf Spotbasis potentiell unter die Finanzaufsicht.

Nr. 7: Kann ich mich als EVU künftig noch auf eine Ausnahme berufen, wenn ich lediglich für eigene Rechnung handele?

Ja, grundsätzlich jedenfalls soweit Sie auf eigene Rechnung nur zu ganz eigenen Zwecken handeln. Dies erfasst zum Beispiel Fälle, in denen Sie Derivate zum Zwecke der eigenen Portfoliobewirtschaftung bzw. -optimierung erwerben oder veräußern.

Nr. 8: Kann ich mich auch dann noch auf eine Ausnahme berufen, wenn ich zugleich noch Strom, Gas oder Zertifikate für meine Kunden beschaffe?

Leider nein, denn das Handeln auf eigene Rechnung zur Ausführung von Kundenaufträgen soll von keiner Ausnahme gedeckt sein. Weil hier leicht Verwirrung entsteht: Dies gilt nicht für solche Geschäfte, die der Absicherung Ihres eigenen Versorgungsauftrages zum Beispiel der Haushaltskunden dienen. Denn das ist Hedging und keine Ausführung von Kundenaufträgen.

Nr. 9: Ich gebe meinen Kunden regelmäßig Marktinformationen. Werde ich dadurch aufsichtspflichtig?

Nein, jedenfalls soweit Sie lediglich zum Beispiel in regelmäßigen Abständen nur reine Marktdaten weiterleiten oder jeden Monat über die aktuelle Preisentwicklung anhand von Preiskurven an Marktplätzen oder ähnliches informieren. Anders wäre dies aber, wenn Sie damit konkrete Empfehlungen verbinden.

Nr. 10: Was passiert, wenn man so etwas macht, aber keine Erlaubnis hat?

Dann macht man sich strafbar. Und die Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin) kann den Geschäftsbetrieb einstellen.

Nr. 11: Was bedeutet es, eine Erlaubnis zu beantragen?

Sie müssen einen schriftlichen Antrag bei der BaFin stellen. Die BaFin stellt dazu Formulare bereit, die Sie ausfüllen und nebst weiteren Unterlagen und Dokumenten vorlegen müssen. Im Kern geht es um Angaben unter anderem zum Antragsteller selbst, den Gesellschaftern, zur Qualifikation der Geschäftsführer und zur Geschäftsorganisation. Sie brauchen natürlich eine Geschäftsführung, die qualifiziert ist, sich also mit Bankgeschäften bzw. Energiederivatgeschäften gut auskennt. Und Sie brauchen ausreichende Eigenmittel für die geplante Geschäftstätigkeit.

Nr. 12: Was ändert sich, wenn ich eine Erlaubnis habe?

Vor allem bedeutet dies, dass Sie Ihre interne Organisation so gestalten müssen, dass diese dem Level einer Bank entspricht (insbesondere hinsichtlich Mindestanforderungen an das Risikomanagement und an die Compliancefunktion – wobei das ein Standard ist, den auch viele „normale“ Händler anstreben bzw. einhalten). Zudem müssen Sie ausreichend Eigenmittel vorhalten (das kann – je nach politischer Entwicklung – ziemlich viel werden). Sie unterfallen direkt der EMIR (European Market Infrastructure Regulation) und damit dem so genannten Zwangsclearing. Und schließlich werden Sie Mitglied beim Sicherungsfonds, der „Entschädigungseinrichtung der Wertpapierhandelsunternehmen“.

Wir haben ”Ihre” FAQ nicht beantwortet? Dann finden Sie die Antwort vielleicht in der neuen und 3. Auflage vom Zenke/Schäfer, Energiehandel in Europa, 2012.

Ansprechpartner: Dr. Ines Zenke/Dr. Ralf Schäfer/Dr. Christian Dessau/Dr. Claudia Fischer

(c) BBH

Kraftwerksstilllegungen, Offshore-Anbindung und Laststeuerung – lange sah es so aus, als wollten die Diskussionen um diese Themen nie ein Ende nehmen. Doch kurz vor Jahresende hat der Gesetzgeber den langwierigen Kampf entschieden (wir berichteten) und die Ergebnisse schließlich schwarz auf weiß festgehalten. Das neue Energiewirtschaftgesetz (EnWG) und die dazugehörige Verordnung zu abschaltbaren Lasten (AbLastV) sind nun in Kraft. Dies bringt für viele Marktteilnehmer eine Reihe von Neuerungen mit sich.

Offshore-Anlagen und ihre Finanzierung

Die Überarbeitung des EnWG hatte zu Beginn des Jahres im Wesentlichen nur mit einem Problem begonnen – die Anbindung der Windkraftanlagen auf See. Hier stockte der Ausbau, man wollte bessere Investitionsanreize und mehr Sicherheit für Anlagenbetreiber schaffen. Das Ergebnis sind umfassende Regelungen für Offshore-Anlagen in §§ 17 a ff. EnWG. Ein Bundesfachplan, ein Offshore-Netzentwicklungsplan sowie umfassende Entschädigungsregelungen bilden von nun an den rechtlichen Rahmen für Offshore-Anlagen. Die Kosten, die dadurch entstehen, werden im Rahmen eines bundesweiten Belastungsausgleichs an die Letztverbraucher weitergegeben. Ab dem 1.1.2013 gibt es nämlich eine neue Offshore-Umlage, die je nach Verbrauchsmenge und -gruppe zwischen 0,25 Ct und 0,025 Ct/kWh liegt und sich schon bei der nächsten Stromabrechnung bemerkbar machen wird.  

Kraftwerksbetrieb als Gemeinschaftssache? 

Doch bei den Offshore-Regelungen blieb es nicht. Die Novellierung des EnWG hatte im Laufe der Monate immer mehr an Umfang gewonnen. Unter anderem hat man auch gleich die Regelungen zu Eingriffen in den Kraftwerksbetrieb überarbeitet.

Wenn es im Netz mal eng wird, müssen nun auch kleinere Erzeugungsanlagen ihren Beitrag zur Netzstabilität leisten. Nach dem neuen § 13 Abs. 1a EnWG sind Betreiber von Anlagen ab 10 MW verpflichtet, ihr Einspeiseverhalten auf Verlangen des Übertragungsnetzbetreibers anzupassen. Bisher traf diese Verpflichtung nur die größeren Anlagen ab 50 MW.

Wer eine Anlage ab 10 MW stilllegen will, wird dies aufgrund der neuen Regelungen in §§ 13 a ff. EnWG der Bundesnetzagentur (BNetzA) und dem Übertragungsnetzbetreiber 12 Monate im Voraus anzeigen müssen. Und auch die von der BNetzA zu Beginn des Jahres geforderte Möglichkeit, Kraftwerksstilllegungen zu verbieten, ist jetzt bei größeren Anlagen (ab 50 MW) Gesetz.

Lastmanagement – neuer Markt und neue Chancen?

Schließlich finden sich im neuen EnWG auch neue Regelungen für ab- und zuschaltbare Lasten. Die neuen Absätze 4a und 4b des § 13 EnWG sehen vor, dass Übertragungsnetzbetreiber die Ab- und Zuschaltleistung in einem transparenten und diskriminierungsfreien Ausschreibungsverfahren beschaffen müssen. Die genauen Einzelheiten hierfür regelt die AbLastV. Diese Verordnung, die lange Zeit das „Problemkind“ des Gesetz- und Verordnungsgebers war, ist nun tatsächlich in Kraft getreten. Jedoch nicht ohne auf den letzten Metern noch einige Änderungen zu erfahren.

• Zum einen wurde nochmals an den Vergütungssätzen geschraubt. Für die Bereithaltung der Abschaltleistung (Leistungspreis) gibt es nun rund 2.500 Euro monatlich.
• Gleichzeitig wurde der maximal zulässige Arbeitspreis reduziert. Während zunächst 100 bis 500 Euro/MWh vorgesehen waren, dürfen nun nicht mehr als 400 Euro/MWh gezahlt werden.
• Schließlich wurden die Angebotsgrößen erhöht. Diese dürfen nach § 10 Abs. 3 AbLastV nun 200 MW betragen.

Die Kosten, die den Übertragungsnetzbetreibern hierdurch entstehen, werden – was auch sonst – im Rahmen einer Umlage auf die Letztverbraucher umgelegt. Wie hoch diese ausfallen wird, ist jedoch noch unklar.

Immerhin, wenn es um Laststeuerung geht, bleibt noch etwas Zeit, sich auf die neuen Regelungen einzustellen. Denn auch wenn das EnWG und die AbLaV bereits in Kraft sind, bis das Ausschreibungsverfahren etabliert ist, werden noch einige Monate ins Land gehen. Was aber die übrigen Neuerungen anbelangt, so werden sich diese zum Teil schon sehr bald bemerkbar machen.

Ansprechpartner: Dr. Ines Zenke/Dr. Christian Dessau/ Katharina Dubel

(c) Martin Beckmann

… doch damit die Kerze auch künftig nicht unsere einzige Lichtquelle ist, muss allerhand passieren. Viel zu tun gab es im Jahr 2012 für den deutschen Gesetzgeber, den der schnelle Ausbau der Erneuerbaren Energien und die immer steigenden Energiekosten vor große Aufgaben stellen. Selbst wenn sich ein Masterplan für die Energiewende auch dieses Jahr nicht unter dem Weihnachtsbaum finden wird, so sind doch einige erwähnenswerte Schritte für das Gelingen der Energiewende unternommen worden.

Wie alles begann…

Zu Beginn des Jahres drehte sich alles rund um die klimafreundliche Energieerzeugung. PV-Novelle war das Stichwort, das Medien, Fachkreise und Politik über längere Monate hinweg beschäftigte. In den Sommermonaten wurde dann endlich eine Kompromisslösung gefunden und die Novelle – das wagten viele schon nicht mehr zu hoffen – wurde dann doch noch Gesetz. Daneben bescherte der Sommer aber auch eine verbesserte Förderung des Stroms aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, welchen im Rahmen der Energiewende eine immer wichtigere Rolle zuteil wurde.

… und wie es dann weiter ging

Doch mit der Förderung des Stroms aus klimafreundlichen Erzeugungsanlagen war es noch lange nicht getan. Die nächste große Hürde der Energiewende stand noch bevor – die Gewährleistung der Versorgungssicherheit. Um diese schien sich nun auch der Gesetzgeber große Sorgen zu machen. Schließlich stieg der Anteil des Stroms aus den zum großen Teil volatil einspeisenden Erneuerbaren Energien bereits im ersten Halbjahr 2012 auf nahezu 26 Prozent. Insgesamt 67,9 Mrd. Kilowattstunden trugen unsere natürlichen Ressourcen wie Wind, Sonne und Biomasse zur deutschen Stromversorgung bei. Da sich diese aber naturgemäß kaum steuern lassen, mussten Lösungen her, um das Netz in Zukunft dennoch stabil zu halten. Eine Systemstabilitätsverordnung (SysStabV) und ein Netzentwicklungsplan waren der Anfang, aber noch lange nicht die vollständige Lösung des Problems. Schnell war klar, dass weitere Maßnahmen nötig sein würden, damit auch in diesem Winter niemand im Dunkeln sitzen muss.

Und so kam es dazu, dass noch kurz vor Jahresende der deutsche Gesetzgeber im schwindelerregenden Tempo weitere Regelungen produzierte. Zunächst wurde die Managementprämie gekürzt, um den Erneuerbaren-Energien-Anlagen mehr Verantwortung für eine erfolgreiche Marktintegration zu übertragen. Dann hat man in Windeseile auch das EnWG novelliert: Offshore-Anbindung, Verbot von Kraftwerksstilllegungen und intelligente Messsysteme sollen künftig ihren Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten. Und da man gerade dabei war, hat man auch die etwas vernachlässigte Abschaltverordnung wieder aus der Schublade geholt und verabschiedet.

Und was uns 2013 noch erwartet

Rückblickend betrachtet war 2012 ohne Zweifel ein arbeitsreiches Jahr für unseren Gesetzgeber. Dies bedeutet jedoch noch lange nicht, dass zum Jahresende ein Strich unter das Projekt „Energiewende“ gezogen werden kann. Auch 2013 hat man in Berlin in punkto Energiewirtschaft noch viel vor. So wird zum Beispiel dem Erneuerbare-Energien-Gesetz im neuen Jahr wieder eine besondere Aufmerksamkeit zuteil werden. Denn die einst geschaffenen Regelungen bieten längst nicht mehr den optimalen Rahmen für den stark fortgeschrittenen Ausbau der Erneuerbaren und werden überdies auch noch in Brüssel kritisch beäugt. Auch der Verteilnetzebene will sich der Gesetzgeber künftig intensiver annehmen. Versprochen sind bessere Investitionsanreize für den Ausbau und die Ertüchtigung der Verteilnetze – und das Versprechen gilt es in 2013 einzulösen. Und dann werden uns auch Stichworte wie Strommarktdesign, Kapazitätsmärkte, Energieeffizienz, und Smart Grid sicherlich auch im kommenden Jahr noch öfter begegnen.

Bis dahin sind wir aber zuversichtlich, dass auch über die Weihnachtsfeiertage die Lichter nicht ausgehen und gönnen daher uns und unseren Lesern ein paar Tage Ruhe: Der Energieblog wünscht allen frohe Feiertage und freut sich, Sie im neuen Jahr wieder mit spannenden Themen rund die die Welt der Energiewirtschaft begrüßen zu dürfen. Guten Rutsch.

Herzlich, Ihr Energieblog