Betriebspflicht des Netzbetreibers versus Stilllegung von Netzabschnitten - dargestellt am Problem der Verpflichtung zum Anschluss von EE-Anlagen (§ 8 Abs. 1 S. 1 EEG)

A. Einleitung

Der Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch stieg im Jahr 2017 auf 36,2 Prozent, was einer Stromerzeugung von 217,9 Mrd. Kilowattstunden (kWh) entsprach.¹ Der Anstieg der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien setzte sich auch in den Jahren 2018 und 2019 fort. Im Jahr 2018 lag der Anteil der erneuerbaren Energien bei 37, 8 Prozent und im Jahr 2019 bereits bei 42,1 Prozent², was einer Stromerzeugung von 244,3 Mrd. kWh entsprach.³ Den maßgeblichen Wegweiser für den Ausbau der erneuerbaren Energien stellt § 1 EEG dar. Nach § 1 Abs. 1 EEG ist es Zweck des Gesetzes, insbesondere im Interesse des Klima- und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen, die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung auch durch die Einbeziehung langfristiger externer Effekte zu verringern, fossile Energieressourcen zu schonen und die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien zu fördern. Um diesen Zweck zu erreichen, verfolgt das Gesetz das Ziel, den Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch stetig, kosteneffizient und netzverträglich auf mindestens 80 Prozent bis zum Jahr 2050 zu steigern, vgl. § 1 Abs. 2 S. 1 Nr. 3, S. 2 EEG. Hierzu soll dieser Anteil 40 bis 45 Prozent bis zum Jahr 2025 und 55 bis 60 Prozent bis zum Jahr 2035 betragen, vgl. § 1 Abs. 2 S. 1 Nr. 1 und Nr. 2 EEG. Nach dem Koalitionsvertrag der 19. Legislaturperiode zwischen der CDU, CSU und SPD soll der Anteil der erneuerbaren Energien bis 2030 sogar auf 65 Prozent gesteigert werden.⁴ Der ←19 | 20→Ausbaupfad des § 4 EEG gibt dabei vor, wie die Ziele des § 1 Abs. 2 EEG durch den Ausbau der verschiedenen erneuerbaren Energien erreicht werden sollen.⁵ Die ambitionierten Zielsetzungen des EEG sind Folge des Reaktorunglücks in Fukushima im Jahr 2011⁶ und der daraufhin eingeleiteten Energiewende, die als wesentliches Merkmal den Ausstieg aus der Kernenergie⁷ bis zum Ende des Jahres 2022⁸ und den Wechsel von fossilen Energieträgern zu regenerativen Energieträgern zum Gegenstand hat.⁹

Der gesetzlich vorgegebene, stetig steigende Anteil an erneuerbaren Energien ist einerseits wünschenswert und notwendig, stellt aber andererseits erhebliche Anforderungen an das deutsche Stromnetz. Dies liegt zum einen daran, dass das Angebot an erneuerbaren Energien im Vergleich zu konventionellen Energieträgern aufgrund der Witterungsabhängigkeit nicht gesteuert werden kann und zum anderen daran, dass die Produktion von erneuerbaren Energien überwiegend nicht in den Lastzentren erfolgen kann, sondern vielmehr in verbrauchsschwachen Gegenden erfolgen muss.¹⁰ Um den Eigenschaften von erneuerbaren Energien gerecht zu werden und die ehrgeizigen Vorgaben des § 1 Abs. 2 EEG erreichen zu können, werden derzeit hohe Anforderungen an die Infrastruktur des Stromnetzes gestellt. Dies gilt sowohl für bereits bestehende Netze, als auch für solche, die noch gebaut/ausgebaut werden müssen. Es steht in diesem Zusammenhang fest, dass das Stromnetz auch weiterhin erheblich ausgebaut werden muss, um den erhöhten Anteil an Strom aus erneuerbaren Energien transportieren und nutzen zu können.¹¹ Mit dem Ausbau des deutschen Stromnetzes gehen insofern erhebliche Herausforderungen einher, insbesondere besteht hierfür ein hoher Investitionsbedarf.¹² Dies gilt sowohl für den Bereich der deutschen Übertragungsnetze ←20 | 21→als auch für den Bereich der deutschen Verteilernetze, da sich letztere mit dem Anstieg der erneuerbaren Energien und der damit ebenfalls verbundenen Dezentralisierung¹³ der Stromerzeugung immer mehr zu „Energiesammelnetzen“ umwandeln.¹⁴ Die wirtschaftlichen Investitionen der Netzbetreiber in die Stromnetze sind bereits jetzt enorm. Allein im Jahr 2018 haben sie insgesamt 6,88 Mrd. Euro in die Stromnetze investiert, wobei die Investitionen¹⁵ in das deutsche Übertragungsnetz bei knapp 2,95 Mrd. Euro und in das deutsche Verteilernetz bei ungefähr 3,93 Mrd. Euro lagen.¹⁶

I. Einführung

Um an den Untersuchungsgegenstand der Arbeit heranzuführen, wird zunächst der Umfang des Netzausbaus und die damit einhergehenden Verzögerungen beleuchtet (1). Im Anschluss daran werden Konstellationen erörtert, mit denen eine potenzielle Stilllegung / ein potenzielles Freiwerden von Leitungen von Netzabschnitten einhergehen könnte (2).

1. Netzausbaubedarf

Bevor die eigentliche Thematik der Arbeit umfangreich erörtert wird, sollen die folgenden Daten zunächst die Dimension und den derzeit lediglich schleichenden Fortschritt des Netzausbaus und die damit verbundenen Kosten verdeutlichen. Bereits vor der Energiewende im Jahr 2011 bestand aufgrund des Ausbaus der erneuerbaren Energien, der Förderung des europäischen Stromhandels¹⁷ und der notwendigen Integration von geplanten konventionellen Kraftwerken das Erfordernis zum Netzausbau.¹⁸ Um den Netzausbau voranzutreiben, wurde deshalb ←21 | 22→bereits im Jahr 2009 das Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) verabschiedet.¹⁹ Mit dem Gesetz sollte eine Beschleunigung wichtiger Leitungsvorhaben auf Höchstspannungsebene erreicht werden.²⁰ Von den davon insgesamt abgedeckten 1.826 Leitungskilometern waren im vierten Quartal des Jahres 2019 allerdings erst 906 km realisiert und weitere 495 km genehmigt,²¹ da es immer wieder zu Verzögerungen kam und der Ausbau lediglich schleppend voranschreitet. So wurden beispielsweise im vierten Quartal 2019 lediglich 25 km fertiggestellt.²² Als Hauptgründe für die genannten Verzögerungen sind die Existenz von Doppelstrukturen, damit einhergehende unzureichend aufeinander abgestimmte Planungen und erhebliche Widerstände der örtlichen Bevölkerung gegen die Leitungsvorhaben zu nennen.²³ Mit der im Jahr 2011 eingeleiteten Energiewende erhöhte sich die Dringlichkeit des weiteren Ausbaus des deutschen Stromnetzes erheblich.²⁴ Neben dem EnLAG wurde im Jahr 2013 sodann das Bundesbedarfsplangesetz²⁵ (BBPlG) verabschiedet. In der Anlage zum BBPlG befindet sich der Bundesbedarfsplan,²⁶ der die vom Bundestag beschlossenen Leitungsvorhaben auf Höchstspannungsebene enthält. Darüber hinaus hat das ebenfalls nach der Energiewende beschlossene Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz²⁷ (NABEG) den Zweck, den Ausbau der länder- und grenzüberschreitenden Leitungsvorhaben²⁸ des bereits erwähnten Bundesbedarfsplans (durch die Einführung eines neuen Planungsinstruments) zu beschleunigen.²⁹ Aus diesem Grund liegt die Zuständigkeit der Vorhaben, die dem NABEG unterliegen, bei der Bundesnetzagentur (BNetzA).³⁰ Die insgesamt von dem BBPlG umfasste Gesamtlänge der Leitungen liegt bei derzeit ←22 | 23→etwa 5.830 km. Mit Ende des vierten Quartals 2019 sind hiervon rund 372 km realisiert und weitere 331 km genehmigt. Dabei wurden lediglich 11 km im vierten Quartal 2019 realisiert. Weitere ca. 2.100 km befinden sich derzeit im Planfeststellungs- oder Anzeigeverfahren und rund 2.200 km durchlaufen derzeit das Bundesfachplanungs- oder Raumordnungsverfahren.³¹

Immer wieder geschieht es im Rahmen des Netzausbaus, dass sich die Fertigstellung von Leitungsvorhaben auf Ebene des Übertragungsnetzes verschiebt, sodass bereits vereinzelt damit gerechnet wird, dass die Stromtrassen vor dem Jahr 2030 nicht fertig gestellt werden.³² Dies scheint angesichts der schleppenden Fortschritte nicht abwegig, wenn pro Quartal weiterhin lediglich wenige Trassenkilometer realisiert werden. Neben der erheblichen zeitlichen Komponente des Netzausbaus sind auch die wirtschaftlichen Investitionen der Netzbetreiber in den Netzausbau enorm. Allein im Jahr 2018 haben die Übertragungsnetzbetreiber rund 2,95 Mrd. Euro in das deutsche Übertragungsnetz investiert, wobei in den letzten Jahren eine leichte, kontinuierliche Steigung der jährlichen Investitionskosten beobachtet werden kann.³³ Die genannten Daten erfassen dabei nur den Netzausbau auf Übertragungsnetzebene. Im Rahmen des Netzausbaus muss zusätzlich aber immer auch die Ebene der Verteilernetze berücksichtigt werden, da an diese 97 Prozent der Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien³⁴ (EE-Anlagen) angeschlossenen sind.³⁵ Die Verteilernetzbetreiber haben im Jahr 2018 rund 3,93 Mrd. Euro in den Ausbau ihrer Netze investiert.³⁶ Aufgrund fehlender Beschleunigungsgesetzgebung lassen sich diesbezüglich allerdings keine vergleichbaren Aussagen hinsichtlich der Umsetzung und des Fortschritts treffen.³⁷

2. Stilllegungspotenzial von Stromnetzinfrastruktur

Die oben genannten Daten zeigen zum einen, dass die Integration von EE-Anlagen in das deutsche Stromnetz zur Erreichung der genannten Ziele des § 1 Abs. 2 EEG ←23 | 24→zukünftig noch erheblich gesteigert werden muss und zum anderen, dass die Planung und Errichtung neuer Stromtrassen sehr aufwendig ist³⁸ und insbesondere mit großem zeitlichen Aufwand und hohem Investitionsbedarf einhergeht. Trotz des immensen Netzausbaubedarfs kommt es im Bereich der Stromnetze andererseits auch dazu, dass Teile der vorhandenen Infrastruktur aufgrund verschiedener Vorkommnisse nicht mehr benötigt werden und der zuständige Netzbetreiber infolgedessen die Stilllegung und den Rückbau des Netzabschnitts plant.³⁹ An diesem Punkt knüpft der Untersuchungsgegenstand der Arbeit an, denn es soll im Rahmen der Arbeit insbesondere geprüft werden, ob der Netzbetreiber dazu verpflichtet ist, den betroffenen Netzabschnitt weiter zu betreiben, wenn an diesen ein Anschlussanspruch einer EE-Anlage nach § 8 Abs. 1 S. 1 EEG begehrt wird. Im Folgenden sollen zunächst mehrere Konstellationen dargestellt werden, mit denen eine mögliche Stilllegung eines Netzabschnitts einhergehen könnte, wobei es sich allerdings nur um eine beispielhafte Aufzählung handeln soll.

Eine geplante Stilllegung einer Stromleitung oder eines Netzabschnitts kann sich aus verschiedenen Gründen und Umständen ergeben. So ist es beispielsweise denkbar, dass es sich bei dem Netzabschnitt um eine nicht mehr benötigte Stromleitung im Außenbereich handelt.⁴⁰ Auch ist es denkbar, dass die betroffene Stromleitung in der Vergangenheit lediglich als Notleitung für die Stromversorgung eines gewissen Gebietes oder eines Umspannwerkes genutzt wurde und durch die (geplante) Errichtung einer neueren Stromleitung aus Sicht des Netzbetreibers nicht mehr für die Stromversorgung des Gebietes oder des Umspannwerkes benötigt wird.⁴¹ Auch gibt es aufgrund des hohen Kostendrucks des Netzausbaus Überlegungen zur Ablösung von Spannungsebenen, die derzeit noch das Vorliegen mehrfach redundanter Sicherheit im Form des n-2 oder n-3 Prinzips aufweisen.⁴² Ein weiterer Grund für eine Stilllegung eines Netzabschnitts kann eine zeitlich vorangegangene Stilllegung eines Produktionsstandortes⁴³ sein, sodass automatisch auch die davon betroffene Versorgungsleitung nicht mehr gebraucht wird.⁴⁴ Darüber hinaus ←24 | 25→kann als Grund für eine potenzielle Stilllegung eines Netzabschnitts eine zeitlich vorangegangene Stilllegung einer Energieerzeugungsanlage genannt werden. So werden beispielsweise in den kommenden Jahren vermehrt konventionelle Kraftwerke vom Stromnetz gehen und infolgedessen stillgelegt werden. Bereits vor Jahren war davon auszugehen, dass bis zum Jahr 2020 aufgrund des technischen Alters von konventionellen Kraftwerken und aufgrund von politischen Entscheidungen 50 Prozent der existierenden Kraftwerksleitungen ausgetauscht werden müssen.⁴⁵ Aufgrund der Energiewende im Jahr 2011 ist von einer steigenden Tendenz auszugehen. Für den Bereich der Kernenergie gibt § 7 Abs. 1a Atomgesetz (AtG) explizit den Weg vor. In Bezug auf die verbliebenden Kernkraftwerke kann dies damit sogar zeitlich konkret dargestellt werden. Demnach werden bis zum Ende des Jahres 2021 die Kernkraftwerke Grohnde, Gundremmingen C und Brokdorf und bis zum Ende 2022 die Kernkraftwerke Isar 2, Emsland und Neckarwestheim 2 vom Netz gehen, da die Berechtigung zum Leistungsbetrieb der Anlagen zur Spaltung von Kernbrennstoffen zur gewerblichen Erzeugung von Elektrizität mit dem genannten Datum erlischt, vgl. § 7 Abs. 1a Nr. 4, Nr. 5 und Nr. 6 AtG.

In Hinblick auf Kohlekraftwerke ergibt sich ein ähnliches Bild. Im Juni 2018 hat die Bundesregierung die Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ einberufen, um über die schrittweise Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung in Deutschland zu beraten.⁴⁶ Diese hat im Januar 2019 ihre Arbeit beendet und ihren Abschlussbericht an die Bundesregierung übergeben. In diesem empfiehlt sie das Ende der Kohleverstromung bis spätestens 2038, wobei das Abschlussdatum bei Vorliegen der energiepolitischen, beschäftigungspolitischen und betriebswirtschaftlichen Voraussetzungen auf 2035 vorgezogen werden kann.⁴⁷ Hieran anknüpfend hat die Bundesregierung im Januar 2020 das Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung und zur Änderung weiterer Gesetze (Kohleausstiegsgesetz)⁴⁸ beschlossen, welches sich derzeit noch ←25 | 26→im Gesetzgebungsverfahren befindet.⁴⁹ Auch lässt sich ein zukünftiger Rückgang der Kohlekraftwerke aus den Klimaschutzzielen der Bundesrepublik Deutschland entnehmen, wonach die Treibhausgasemissionen bis 2020 gegenüber 1990 um 40 Prozent gemindert werden sollen⁵⁰ und bis 2030 eine Reduzierung der Treibhausgasemissionen gegenüber 1990 um mindestens 55 Prozent erzielt werden soll.⁵¹ Die genannten Klimaschutzziele können nur erreicht werden, wenn ein schrittweiser Ausstieg aus der Kohleverstromung stattfindet.⁵² In einem Eckpunktepapier der Regierungskoalition aus dem Jahr 2015 für eine erfolgreiche Umsetzung der Energiewende heißt es dazu u.a., dass zur Minderung von Kohlenstoffdioxid eine „schrittweise Stilllegung von Braunkohlekraftwerksblöcken“ vorgesehen ist.⁵³ Infolgedessen wurde im Juli 2016 das Strommarktgesetz beschlossen,⁵⁴ welches u.a. eine Änderung des EnWG durch die Einfügung von § 13g EnWG beinhaltete. Die Regelung sieht die schrittweise Stilllegung von einigen Braunkohlekraftwerken vor. So wurden am 1. Oktober 2016 das Kraftwerk Buschhaus und am 1. Oktober 2017 Block P und Block Q des Kraftwerks Frimmersdorf gem. § 13g Abs. 1 S. 1 Nr. 1 und Nr. 2 a) und b) EnWG vorläufig stillgelegt. Des Weiteren wurden zum 1. Oktober 2018 Block E und Block F des Kraftwerks Niederaußem und Block F des Kraftwerks Jänschwalde gem. § 13g Abs. 1 S. 1 Nr. 3 a), b) und c) EnWG und zum 1. Oktober 2019 Block C des Kraftwerks Neurath und Block E des Kraftwerks Jänschwalde gem. § 13g Abs. 1 S. 1 Nr. 4 a) und b) EnWG vorläufig ←26 | 27→und jeweils nach Ablauf von vier Jahren endgültig stillgelegt.⁵⁵ Insgesamt betrifft die Regelung des § 13g EnWG aber lediglich einen Umfang von 2,7 GW und damit nur 13 Prozent der gesamten in der Bundesrepublik Deutschland installierten Braunkohlekraftwerkskapazität. Sie ist lediglich als erster Schritt in diese Richtung zu verstehen.⁵⁶ Die zukünftige Stilllegung weiterer Kohlekraftwerke, insbesondere Braunkohlekraftwerke, ist somit ein zwingender Schritt zur Erreichung der Energiewende und der Klimaschutzziele der Bundesrepublik Deutschland. Der Klimaschutzplan 2050 der Bundesregierung geht davon aus, dass bis spätestens 2050 die Energieversorgung nahezu vollständig dekarbonisiert erfolgen muss.⁵⁷ Neben der zukünftigen endgültigen Stilllegung von Kern- und Braunkohlekraftwerken werden darüber hinaus jährlich auch andere konventionelle Kraftwerke stillgelegt. So war beispielsweise Anfang des Jahres 2017 ein Rückgang von nicht erneuerbaren Energieträgern in Höhe von 2,8 GW zu verzeichnen, was auf die Stilllegungen der Steinkohlekraftwerke in Voerde, Herne und Marl sowie des Mineralölkraftwerks in Brunsbüttel zurückzuführen ist.⁵⁸ Insgesamt lässt sich allein bis zum Jahr 2022 feststellen, dass die bundesweit geplanten Stilllegungen der Kraftwerke den Zubau von Kraftwerksblöcken um 11.478 MW übersteigen.⁵⁹

Neben den Stilllegungen im Bereich der konventionellen Stromerzeugungsanlagen werden auch jährlich solche aus dem Bereich der erneuerbaren Energien stillgelegt, was wiederum Potenzial für eine damit einhergehende Stilllegung von Teilbereichen des Stromnetzes mit sich bringt. Im Jahr 2017 wurden beispielsweise 387 Windenergieanlagen an Land und 205 im Jahr 2018 stillgelegt und abgebaut.⁶⁰ ←27 | 28→Eine Stilllegung solcher Anlagen kann verschiedene Gründe haben. Oftmals hängt sie mit der technischen Lebensdauer zusammen.⁶¹ Der staatliche Förderungsrahmen des EEG und die damit einhergehenden Zahlungen über einen Zeitraum von 20 Jahren⁶² spiegelt diese häufig wieder.⁶³ Neben der technischen Lebensdauer kann aber auch fehlende wirtschaftliche Rentabilität die Ursache für eine Stilllegung sein.⁶⁴ Die genannten Gründe lassen sich auf alle Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien übertragen.

II. Untersuchungsgegenstand der Arbeit

Nachdem der zukünftige Ausbaupfad der erneuerbaren Energien, der notwendige Netzausbau und der damit einhergehende zeitliche und finanzielle Aufwand einerseits und das Stilllegungspotenzial bestimmter Netzabschnitte andererseits erörtert wurde, soll im Rahmen der Arbeit untersucht werden, inwiefern Netzbetreiber verpflichtet werden können, bereits vorhandene Netzabschnitte bestehen zu lassen, wenn ein Betreiber einer Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien (EE-Anlagenbetreiber) ein Anschlussverlangen an diesen Netzabschnitt geltend macht. Die Arbeit soll damit einen Beitrag zu der Frage leisten, wann ein Netzbetreiber trotz bestehender Stilllegungsabsicht eine vorhandene Netzinfrastruktur erhalten muss, wenn an diese ein Anschlussverlangen eines EE-Anlagenbetreibers nach § 8 Abs. 1 S. 1 EEG besteht. In diesem Zusammenhang ist zu hinterfragen, wie sich die Betriebspflicht des Netzbetreibers gem. § 11 Abs. 1 S. 1 EnWG, die unternehmerische Freiheit des Netzbetreibers auf Stilllegung und Rückbau seines Netzes und der Anspruch des Anlagenbetreibers auf Anschluss nach § 8 Abs. 1 S. 1 EEG zueinander verhalten.

Die Idee, dass zunächst bereits vorhandene Netzinfrastruktur für einen Anschluss von EE-Anlagen genutzt werden soll, ist zum einen dem Umstand zu entnehmen, dass eine potenzielle Neuerrichtung von Stromleitungen mit einem hohen Kosten- und Zeitaufwand verbunden ist und zudem lange Vorlaufzeiten benötigt.⁶⁵ Zum anderen besteht in Bezug auf bereits bestehende Netzinfrastrukturen im Gegensatz zu der Errichtung neuer Netzinfrastrukturen der entscheidende ←28 | 29→Vorteil, dass sowohl von Interessenverbänden als auch von der lokalen Bevölkerung kein Widerstand gegen die bestehende Netzinfrastruktur zu erwarten ist und damit langwierige Gerichtsverfahren vermieden werden können.⁶⁶ Der Gedanke, bereits vorhandene Infrastruktur zu nutzen und auf dieser aufzubauen, anstatt diese stillzulegen, ist im Übrigen nicht neu. Er lässt sich insbesondere auch von dem sog. NOVA-Prinzip⁶⁷ (Netz-Optimierung vor Verstärkung vor Ausbau) ableiten, welches dem Netzausbau vor allem auf Übertragungsnetzebene zugrunde liegt, aber auch auf Verteilernetzebene Berücksichtigung finden muss.⁶⁸ Nach dem NOVA-Prinzip müssen die Netzbetreiber zunächst versuchen, den Netzbetrieb zu optimieren, bevor das Netz verstärkt oder als letzte Maßnahme gar ausgebaut wird.⁶⁹ Demzufolge muss der Netzbetreiber zunächst Optimierungsmaßnahmen an dem bestehenden Netz durchführen, worunter beispielsweise das Ersetzen von älteren Leiterseilen durch neue, leistungsstärkere zu verstehen ist. Nach Ausschöpfung des Optimierungspotenzials erfolgt der Einsatz von netzverstärkenden Maßnahmen, wie beispielsweise der Austausch einer 220 kV-Beseilung durch eine 380 kV-Beseilung.⁷⁰ Erst wenn Verstärkungen oder Ausbau nicht zu vermeiden sind, um den langfristigen Bedarf der Stromversorgung decken zu können, ist der Netzausbau im engeren Sinne zulässig, sodass neue Trassen geplant und im Netzentwicklungsplan⁷¹ angegeben werden können.⁷² Diesem Grundsatz folgen die Netzbetreiber, um die notwendigen Maßnahmen für den Netzausbau zu bestimmen. Aber auch die BNetzA⁷³ und die Politik betonen das NOVA-Prinzip als zukünftigen Planungsgrundsatz.⁷⁴

Die Arbeit beschränkt sich aufgrund der besonderen Stellung der erneuerbaren Energien in der deutschen Stromversorgung, des ambitionierten Ausbaukorridors des § 1 Abs. 2 EEG und des besonderen Anschlussanspruchs gem. § 8 Abs. 1 S. 1 EEG auf die Prüfung eines möglichen Anschlussanspruchs von EE-Anlagenbetreibern an den betroffenen Netzabschnitt. Der Anschluss konventioneller Energieerzeugungsanlagen wird im Rahmen der Arbeit insofern ←29 | 30→nicht thematisiert. Da den Regelungen des EEG und insbesondere der vorrangigen Anschlussverpflichtung von EE-Anlagen gem. § 8 Abs. 1 S. 1 EEG eine besondere Bedeutung im Rahmen der Arbeit zukommt und diese Norm wiederum den Anschluss von „Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und Grubengas⁷⁵“ betrifft, soll an dieser Stelle darauf hingewiesen werden, dass sich der Untersuchungsgegenstand der Arbeit auf das Elektrizitätsversorgungsnetz (Stromnetz) bzw. auf Teilabschnitte davon beschränkt. Nicht vom Untersuchungsgegenstand ist hingegen das Gasversorgungsnetz⁷⁶ erfasst und wird insofern in der Arbeit nicht weiter thematisiert. Ebenfalls von dem Untersuchungsgegenstand der Arbeit nicht erfasst sind Windenergieanlagen auf See gem. § 3 Nr. 21, 49 EEG i.V.m. § 3 Nr. 7 Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG), da sich die Anschlussvoraussetzungen von Windenergieanlagen auf See vorrangig nach den besonderen Voraussetzungen des WindSeeG richten.⁷⁷ Des Weiteren beschränkt sich der Untersuchungsgegenstand der Arbeit auf mögliche Stilllegungen von einzelnen Netzabschnitten/Stromleitungen und somit lediglich auf Teile des Netzes und nicht auf ein vollständiges Stromnetz eines Netzbetreibers.⁷⁸ Eine Stilllegung eines kompletten Elektrizitätsversorgungsnetzes kommt überhaupt nur dann in Betracht, wenn die Versorgungssicherheit auch weiterhin ausreichend gewährleistet ist.⁷⁹ Es ist insofern höchst unwahrscheinlich, dass in der Praxis eine komplette Stilllegung eines Netzes in Betracht kommt, da ein vollständiges Stromnetz regelmäßig erforderlich für die Energieversorgung ist.⁸⁰ Dies liegt bereits daran, dass es sich bei Energieversorgungsnetzen um natürliche Monopole handelt und eine parallele Versorgungsstruktur aufgrund wirtschaftlicher Gesichtspunkte nicht existiert.⁸¹

III. Rechtlicher Rahmen

Unter diesem Abschnitt soll ein kurzer Überblick über den rechtlichen Rahmen der Arbeit gegeben werden. Dabei wird zunächst die Regelung des § 8 Abs. 1 S. 1 EEG dargestellt (1.) und im Anschluss die Regelung des § 11 Abs. 1 S. 1 EnWG (2.).

1. § 8 Abs. 1 S. 1 EEG

Nach der Grundkonstellation gem. § 8 Abs. 1 S. 1 EEG müssen Netzbetreiber⁸² Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien (und aus Grubengas) unverzüglich vorrangig an der Stelle an ihr Netz anschließen, die im Hinblick auf die Spannungsebene geeignet ist und die in der Luftlinie kürzeste Entfernung zum Standort der Anlage aufweist, wenn nicht dieses oder ein anderes Netz einen technisch und wirtschaftlich günstigeren Verknüpfungspunkt aufweist.⁸³ Damit enthält die Regelung des § 8 Abs. 1 S. 1 EEG zum einen gegenüber den örtlichen Netzbetreibern die Verpflichtung, EE-Anlagen unverzüglich und vorrangig an ihr Netz anzuschließen⁸⁴ und zum anderen enthält die Norm spiegelbildlich einen unverzüglichen und vorrangigen Anspruch des EE-Anlagenbetreibers auf Anschluss seiner EE-Anlage an den dort genannten Netzverknüpfungspunkt.⁸⁵ Da es sich bei der Norm um eine solche des EEG handelt, soll im Folgenden zunächst ein kurzer Überblick über den Geltungsbereich des EEG gegeben (a.) und sodann der Regelungszweck des § 8 Abs. 1 S. 1 EEG erörtert werden (b.).