Funktionserweiterungen von bereits mitbestimmten IT-Tools können erneut die Mitbestimmungspflichtigkeit auslösen. Maßgeblich ist im Ausgangspunkt, welche Regelungen die Betriebsparteien mit Blick auf Änderungen und Erweiterungen eines IT-Tools in der zugrundeliegenden Betriebsvereinbarung getroffen haben. In der Regel haben sie vereinbart, dass Funktionserweiterungen, die weitergehende Leistungs- und Verhaltenskontrollen des Arbeitgebers ermöglichen, die (erneute) Beteiligung des Betriebsrats verlangen.

Die Beteiligung des Betriebsrats ist auch dann erforderlich, wenn in der zugrundeliegenden Betriebsvereinbarung überhaupt keine Regelung zu Änderungen getroffen worden ist. Üblicherweise wird die Mitbestimmung in Form einer (kurzen) Ergänzungsvereinbarung ausgeübt.

Bürolokalisierung in Microsoft Teams 

Viele Unternehmen nutzen Microsoft M365. Es handelt sich dabei um eine cloudbasierte Produktivitätsplattform, welche Apps wie Microsoft Teams, Word, Excel, Outlook und vieles mehr bietet. Die Einführung von M365 unterliegt aufgrund der Eignung zur Leistungs- und Verhaltenskontrolle der Mitbestimmung des Betriebsrats aus § 87 I Nr. 6 BetrVG. 

Schon jetzt ist es möglich, dass der Nutzer in Microsoft Teams manuell seinen aktuellen Standort für Dritte erkennbar macht. Künftig bietet Microsoft Teams die Möglichkeit, dass der Bürostandort des Nutzers automatisiert angezeigt wird, sobald sich der Nutzer aus dem Büro mit dem Internet des Arbeitgebers verbindet. Die Neuerung geht auf vielfachen Kundenwunsch zurück. Die Funktion hat den Vorteil, dass im Falle mehrerer (ggf. weiter auseinanderliegender) Bürogebäude Mitarbeitende wissen, wo sich die Kollegen befinden. Dies erleichtert die Möglichkeit, persönliche Treffen zu koordinieren.

Die neue Funktion muss durch den Admin des Tools technisch aktiviert werden. Für Mitarbeitende besteht wiederum die Möglichkeit, das Teilen ihres Bürostandortes in den Einstellungen zu deaktivieren.

Bürolokalisierung stellt Verhaltenskontrolle dar

Die Möglichkeit der Bürolokalisierung beinhaltet eine Verhaltenskontrolle. Sie macht nämlich nicht nur für Kollegen, sondern auch für den Arbeitgeber erkennbar, an welchem Bürostandort sich der Mitarbeitende befindet. Zugleich bietet die Funktion für Führungskräfte die Möglichkeit, nachzuhalten, ob Mitarbeitende etwaige Büroanwesenheitspflichten erfüllen. 

Gerade in größeren Organisationen mit Shared-Desk-Arbeitsplätzen ist das für Arbeitgeber nicht immer offensichtlich. Vor diesem Hintergrund unterliegt die Einführung der neuen Funktion der Mitbestimmung des Betriebsrats. In der betrieblichen Praxis wird es daher maßgeblich darauf ankommen, ob und wie der Arbeitgeber die Funktion nutzen möchte.

Denkbar ist ein Spektrum von gar keiner Nutzung (die Funktion bleibt technisch deaktiviert), über eine freiwillige Nutzung (der Mitarbeitende kann die Funktion in den Einstellungen deaktivieren) bis hin zu einer verpflichtenden Nutzung. Auch mit Blick auf Letzteres kann ein Arbeitgeber durchaus berechtigte Interessen an der Nutzung haben.

Bei Aktivierung der Bürolokalisierung in Microsoft Teams Datenschutz zu beachten!

Zu empfehlen ist, dass Arbeitgeber die datenschutzrechtliche Zulässigkeit mit Blick auf die im Einzelfall konkreten Nutzungszwecke im Vorfeld mit ihrem betrieblichen Datenschutzbeauftragten abklären und das Ergebnis dem Betriebsrat zur Verfügung stellen. 

Als datenschutzrechtliche Erlaubnisgrundlagen kommen neben einer Einwilligung durch die Mitarbeitenden Art. 6 DS-GVO, § 26 I S. 1 BDSG oder eine Betriebsvereinbarung mit dem Betriebsrat auf der Grundlage von § 26 IV BDSG in Betracht. 

Fazit: Der Kunde ist König, aber die Mitbestimmung bleibt

Die Digitalisierung schreitet weiter voran. Softwareentwickler hören auf ihre Kunden und setzen deren Wünsche um. Das ist grundsätzlich sehr positiv. Die Mitbestimmung des Betriebsrats bleibt aber bestehen. Arbeitgeber müssen daher sorgfältig prüfen, ob neue Funktionen der Mitbestimmung unterliegen und die Rechte des Betriebsrats gewahrt bleiben. Mit Blick auf die Möglichkeit der Bürolokalisierung durch Microsoft Teams wird die Mitbestimmungspflicht zweifelsohne zu bejahen sein.

In vorherigen Blogbeiträgen haben wir bereits dazu ausgeführt, welche neue Dimension die IT-Mitbestimmung durch die Einführung von Künstlicher Intelligenz erhält bzw. dass das Datenschutzrecht im Rahmen der IT-Mitbestimmung nicht erzwingbar ist und auch die Einführung von ChatGPT und CO. nicht zwingend ein Mitbestimmungsrecht auslöst. 

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Es war für viele in der Energiespeicher-Branche eine der ganz wichtigen Nachrichten des Jahres: Auf den letzten Metern des Gesetzgebungsverfahrens zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts und weiterer Vorschriften sorgte der Bundestag unerwartet für Klarheit beim viel diskutierten Thema der Privilegierung von Batteriespeichern im unbeplanten Außenbereich. Nach seinem Gesetzesbeschluss vom 13. November 2025 sollten künftig alle Batteriespeicheranlagen mit einer Speicherkapazität von mindestens 1 Megawattstunde (MWh) ausdrücklich durch einen eigenen Tatbestand in § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB privilegiert werden. Auch wenn der Bundestag nach Kritik inzwischen durch Beschluss vom 4. Dezember 2025 die Privilegierung differenzierter regeln möchte, ist die Klarstellung zu begrüßen. Jedenfalls die meisten co-located Batteriespeicher können zukünftig grundsätzlich ohne Bebauungsplanverfahren zugelassen werden.  

Dies hat das Potenzial, die Projektentwicklung und Errichtung von Batteriespeichern deutlich zu beschleunigen, auch wenn die materiell-rechtlichen Anforderungen weiterhin gelten und viele andere Herausforderungen (z.B. Netzanschluss, Baukostenzuschuss und Regulierungsfragen) bleiben.

Bisher: Diskussionen und Rechtsunsicherheit

Zum rechtlichen Hintergrund: Bauvorhaben wie Batteriespeicher erhalten nur dann eine Genehmigung, wenn sie planungsrechtlich zulässig sind, also z.B. innerhalb eines für die geplante Nutzung durch Bebauungsplan ausgewiesenen Baugebiets liegen. In Gebieten außerhalb der zusammenhängenden Bebauung von Orten, für die kein Bebauungsplan existiert, d.h. im sog. Außenbereich, sind im Regelfall nur die in § 35 Abs. 1 BauGB konkret aufgelisteten, sogenannten privilegierten Vorhaben zulässig. Nicht privilegierte Vorhaben können gemäß § 35 Abs. 2 BauGB nur im Einzelfall zugelassen werden, weil nach Vorstellung des Gesetzgebers der Außenbereich grundsätzlich von Bebauung freigehalten werden soll. Um nicht privilegierte Vorhaben im Außenbereich zu realisieren, bedarf es daher regelmäßig eines entsprechenden Bebauungsplans. 

Bislang wurde diskutiert, ob und unter welchen Voraussetzungen Batteriespeicher privilegierte Vorhaben sein können. In Frage kam dabei eine Privilegierung gemäß § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB, die der öffentlichen Versorgung mit Elektrizität dienende Vorhaben betrifft. 

In ständiger Rechtsprechung verlangt das BVerwG zu diesem Tatbestand, dass Anlagen „ortsgebunden“ sind. Nicht ausreichend ist, wenn bloße Lagevorteile bestehen und letztlich der gesamte Außenbereich einer Gemeinde oder einer Vielzahl von Gemeinden als potenziell geeigneter Standort in Betracht kommt. Bisher war daher umstritten, wann Batteriespeicher das Kriterium der „Ortsgebundenheit“ erfüllen: Ist ein rein vermarktungsorientierter Speicher „ortsgebunden“, weil er auf eine möglichst große Nähe des überörtlichen Stromnetzes angewiesen ist? Oder muss es sich um einen sog. co-located Speicher im Zusammenhang mit Wind- oder Solarparks handeln? Oder ist sogar erforderlich, dass der Netzbetreiber die Netzdienlichkeit eines Speichers ausdrücklich bestätigt oder dieser ein Verfahren nach §§ 11a, b EnWG durchlaufen hat, damit er von der Privilegierung nach § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB profitiert? 

Die Anwendungspraxis der Behörden war bislang uneinheitlich. Aus Gründen der Rechts- und Investitionssicherheit haben viele Projektentwickler und Kommunen daher bisher – aufwändige und teure – Bebauungsplanverfahren angestrengt, um eine sichere planungsrechtliche Basis für die nachfolgenden Genehmigungsverfahren zu schaffen. Denn auch die für Batteriespeicher grundsätzlich in Betracht kommende Möglichkeit, nach § 43 Abs. 2 Nr. 8 EnWG ein optionales, mit Konzentrationswirkung ausgestattetes Planfeststellungsverfahren für Batteriespeicher ab 50 MW zu eröffnen, hat ihre Tücken und kommt für die meisten Projekte nicht in Betracht.

Neu: Planungsrechtliche Privilegierung für Batteriespeicheranlagen nun gemäß § 35 Abs. 1 Nr. 11 und 12 BauGB

Der kurzfristig durch den Bundestag am 13. November 2025 beschlossene und nun durch Beschluss vom 4. Dezember 2025 nochmals geänderte § 35 Abs. 1 Nr. 11 BauGB stellt klar: 

Batteriespeicheranlagen im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer vorhandenen Anlage zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien sowie Batteriespeicher mit mindestens 4 MW Leistung, die maximal 200m entfernt von einem Umspannwerk oder einem Kraftwerk liegen und maximal 50.000m² groß sind, benötigen kein Bebauungsplanverfahren.

Ursprünglich hatte der Bundestag eine nahezu unbeschränkte Privilegierung beschlossen, die nun durch die genannten Kriterien wieder eingeschränkt wird. Insbesondere sog. Stand-alone-Speicher sind von der „Rolle rückwärts“ betroffen und zukünftig nicht (mehr) privilegiert.

Die Neuregelung muss noch den Bundesrat passieren (Sitzung am 19. Dezember 2025), der in seinem Beschluss zur früheren Regelung vom 21. November 2025 eine Privilegierung befürwortet, aber Steuerungselemente gefordert hatte. Ob der Bundesrat den Vermittlungsausschuss anrufen wird, dürfte unwahrscheinlich sein, ist angesichts der bisherigen Kapriolen im Gesetzgebungsverfahren aber nicht ausgeschlossen. So ließe sich hinterfragen, warum nur bestehende EE-Anlagen eine Privilegierung von Batteriespeichern vermitteln sollen und ob ein 200m-Abstand zu Umspannwerken oder Kraftwerken angemessen ist.

Ziel der Netzstabilisierung und Speicherausbau: Weitere Änderungen erforderlich

So begrüßenswert die Klarstellung zur Privilegierung von Batteriespeichern ist – um eine Erhöhung der Netzstabilisierung und Versorgungssicherheit durch einen beschleunigten Zubau von Batteriespeichern zu erreichen, dürften weitere gesetzliche Änderungen und Anpassungen erforderlich sein. 

Unabhängig von der Frage der Privilegierung müssen Batteriespeicher alle für die Genehmigung erforderlichen und über diese hinaus zu beachtenden inhaltlichen Anforderungen erfüllen. In der Praxis extrem herausfordernd sind insbesondere regulatorische Fragen des Netzzugangs, damit verbundener Gebühren und Baukostenzuschüsse und die Diskussion um Netzentgelte. Auch wenn es sicherlich in diesen Bereichen noch einige Zeit bis zu einer Klärung dauern dürfte, zeigt der im Mai 2025 von der BNetzA angestoßene Diskussionsprozess zur Festlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom (AgNes) mögliche Weichenstellungen auf. Angesichts der für die Batteriespeicher-Branche erheblichen wirtschaftlichen Bedeutung dieser Themen wirkt der neu geschaffene Privilegierungstatbestand wie ein „Tropfen auf den heißen Stein“. 

Folgen für bestehende Projekte?

Die gute Nachricht: Für Investoren, die bereits eine Baugenehmigung auf Grundlage der bisher angewendeten Regelung erhalten haben, schließt der neu geschaffene Privilegierungstatbestand nach seinem Inkrafttreten – da er zugunsten des Bauherrn wirkt – etwaige Anfechtungsrisiken wegen einer bislang zweifelhaften Privilegierung grundsätzlich aus. 

Bei Vorhaben, die derzeit noch in einem frühen Stadium sind, sollten die Beteiligten die weiteren Entwicklungen genau beobachten, zumal noch unklar ist, ob der Bundesrat doch noch den Vermittlungsausschuss anruft. Denn die nun vom Bundestag beschlossenen Kriterien sind nicht der Weisheit letzter Schluss. So leuchtet nicht ein, warum Batteriespeicher nur bei bestehenden Erneuerbare-Energieerzeugungsanlagen und nicht auch bei neuen, kombinierten Projekten privilegiert sein sollen. Zwar sind gewisse Erleichterungen für neue co-located Speicherprojekte möglich, wenn sie sich in ausgewiesenen Windenergie-Beschleunigungsgebieten befinden und die Ausweisung die „mitgezogene Privilegierung“ regelt (§ 249 Abs. 6a BauGB, § 6b WindBG).

Ähnliches ist in der RED III für Solarenergiegebiete vorgesehen, aber noch immer nicht gesetzlich geregelt. Dies schließt aber andere Gestaltungen von co-located Speichern, insbesondere eine nicht nur der EE-Anlage dienende Funktion des Batteriespeichers, nicht aus, die mit Blick auf die Klimaschutzziele und zur Sicherung der Netzstabilität dennoch sinnvoll sind und sich für eine Privilegierung angeboten hätten. Auch leuchtet nicht ein, warum zwingend ein Abstand von maximal 200m bis zur Grundstücksgrenze einer Umspannanlage oder eines Kraftwerks maßgeblich sein sollen. Bei Kraftwerksstandorten dürfte weniger die Grundstücksgrenze als ein enger räumlicher Zusammenhang mit dem Betriebsgelände im Sinne von § 1 Abs. 3 Nr. 1 der 4. BImSchV ein sinnvoller Anknüpfungspunkt sein. Auch scheint ein maximaler 200m-Abstand zu Umspannanlagen zu restriktiv. Denn ist eine zukünftige Erweiterung des Umspannwerks, z.B. wegen des neu hinzutretenden Batteriespeichers, erforderlich, konkurrieren beide Neubauprojekte um die Flächen. Bei einer allein an den räumlichen Zusammenhang anknüpfenden Formulierung des Privilegierungstatbestands bliebe ausreichend Flexibilität, die Projekte parallel ohne zeitaufwändiges Bebauungsplanverfahren voranzutreiben und einen schnellen Aufbau von Speicherleistung zu ermöglichen. 

Bei sog. stand-alone-Batteriespeichern, die vor allem marktorientiert betrieben werden, wird zukünftig ein Rückgriff auf den Privilegierungstatbestand des § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB kaum noch möglich sein. Denn der Gesetzgeber wollte – das zeigt die Nachjustierung durch den Bundestag mit Beschluss vom 4. Dezember 2025 deutlich – solche rein marktorientierten Speicher nicht privilegieren, sondern stärkt insoweit die Planungshoheit der Kommunen. Batteriespeicherprojekte, die wegen der Verfahren nach §§ 11 a und b EnWG und netzstabilisierender Steuerung der Betriebsweise als Speicherprojekte als netzdienlich qualifiziert sind, dürfte weiterhin eine Privilegierung nach § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB in Betracht kommen. Für solche Projekte ab 50 MW Nennleistung könnte sich zudem ein Planfeststellungsverfahren nach § 43 Abs. 2 Nr. 8 EnWG anbieten. 

Batteriespeicheranlagen: Unterschiedliche Genehmigungsverfahren in den Bundesländern

Es bleibt abzuwarten, ob und wie die Bundesländer die Vorgaben für Baugenehmigungsverfahren für Batteriespeicher anpassen werden. Zumeist sind für Batteriespeicher der relevanten Größenordnung Baugenehmigungen oder jedenfalls behördliche Verfahren erforderlich. In Bayern jedoch sind seit 2025 die nach § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB privilegierten Vorhaben einschließlich Batteriespeicher verfahrensfrei (Art. 57 Abs. 1 Nr. 4c BayBO). Praktischer Nachteil der erheblichen Verfahrensvereinfachung und Beschleunigung: Der Vorhabenträger kann keine für die Rechtssicherheit (Bestandskraftwirkung) und damit die Finanzierung so wichtige Genehmigung und auch keinen Vorbescheid erhalten. In den Vollzugshinweisen wird allerdings erläutert, dass die Verfahrensfreiheit nur für „netzdienliche“ Speicher gelte, also insbesondere bei Verfahren nach §§ 11 a und b EnWG, nicht aber für Batteriespeicher anwendbar sei, „die dem Stromhandel dienen oder Regelleistung bereitstellen“. Ob die Verfahrensfreiheit zukünftig auch auf die neuen § 35 Abs. 1 Nr. 11 und 12 BauGB ausgeweitet werden wird, ist daher offen. 

Regulatorische Themen weiterhin ungeklärt

Andere für Projektentwickler, Investoren und Netzbetreiber wichtige Aspekte rund um Batteriespeicher warten hingegen weiterhin auf Klärung. So hatte beispielsweise der Bundesrat vorgeschlagen, Batteriespeicher explizit vom Anwendungsbereich der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) auszunehmen.

Nach der bisherigen Praxis einiger Netzbetreiber fand die KraftNAV bei Batteriespeichern mit einer Nennleistung ab 100 MW Anwendung, meist jedoch nicht im Hinblick auf das Verbot von Baukostenzuschüssen, sondern nur bezogen auf das Reservierungsverfahren einschließlich der dort vorgesehenen Reservierungsgebühr. Würde der Gesetzgeber Batteriespeicher explizit vom Anwendungsbereich der KraftNAV ausnehmen, so wäre das Netzanschlussverfahren von Batteriespeichern unabhängig von ihrer Größe von den Netzbetreibern diskriminierungsfrei festzulegen.

Jüngsten Presseberichten zufolge hat das Bundeswirtschaftsministerium einen entsprechenden Vorschlag ausgearbeitet, der nun in der Ressortabstimmung ist. In diesem Zusammenhang haben auch der Bundestag und Bundesrat die Bundesregierung aufgefordert, das Netzanschlussverfahren insb. für große Batteriespeicher zu verbessern.

Bilanz und Ausblick: Was bedeutet die Privilegierung von Batteriespeicheranlagen in der Praxis?

Mit der neuen Privilegierung von Batteriespeichern im Außenbereich schafft der Gesetzgeber lang ersehnte Klarheit, auch wenn eine weitere Nachjustierung nicht ausgeschlossen ist. Projektentwickler sollten ihre Projekte im Einzelfall überprüfen, wie die Neuregelung nutzbar gemacht werden, insbesondere das Projekt beschleunigen kann oder ob für das konkrete Projekt weiterhin ein Bebauungsplan die insgesamt bessere Vorgehensweise verspricht.

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Wann und für wie lange darf die EU-Kommission die Genehmigung eines Pflanzenschutzmittelwirkstoffs im laufenden Erneuerungsverfahren befristet verlängern? Das EuG hat hierzu klare Leitplanken gesetzt: Die Kommission muss pauschale Ein-Jahres-Verlängerungen zukünftig unterlassen und eine nachvollziehbare Einzelfallprüfung vornehmen. Unternehmen müssen zukünftig zur Vermeidung von Verzögerungen noch mehr darauf achten, vollständige Dossiers einzureichen und ggf. mit den Behörden im Vorhinein über die Datenqualität sprechen. Dieser Beitrag erklärt, welche konkreten Vorgaben und welche praktischen Folgen sich aus der Rechtsprechung des EuG ergeben.

Rechtsrahmen zur Genehmigung eines Wirkstoffs sowie dessen Verlängerung, Erneuerung und Überprüfung 

Die Genehmigung von Wirkstoffen für Pflanzenschutzmittel sowie deren Erneuerung und Überprüfung ist unionsrechtlich in der Verordnung (EG) Nr. 1107/2009 (nachfolgend: PSM-VO) geregelt. In diesen jeweils zentralisierten Verfahren hat die EU-Kommission die alleinige Entscheidungszuständigkeit.

Ausgangspunkt der Erstgenehmigung eines Wirkstoffs ist ein Antrag des Herstellers*. Erfüllt der Wirkstoff die in der Verordnung geregelten Genehmigungskriterien (Art. 4 PSM-VO mit Verweis auf Anhang II der Verordnung), wird der Wirkstoff – nachdem in einem Gemeinschaftsverfahren die Genehmigungsfähigkeit des Wirkstoffs bewertet wurde – auf Antrag von der Kommission unionsweit genehmigt.

Die Erstgenehmigung selbst gilt höchstens zehn Jahre. Spätestens drei Jahre vor Ablauf der Erstgenehmigung kann der Hersteller die Erneuerung der Genehmigung beantragen. Das Verfahren zur Erneuerung der Wirkstoffgenehmigung ist in Art. 14 bis 21 PSM-VO geregelt. Auch das Erneuerungsverfahren folgt einem strukturierten, zentralisierten Verfahren: Ein berichterstattender Mitgliedstaat, unterstützt von einem Mitberichterstatter, bewertet neues Datenmaterial, die EFSA organisiert den Peer‑Review und verabschiedet Schlussfolgerungen, auf deren Grundlage die Kommission über die Erneuerung entscheidet. Die Genehmigung eines Wirkstoffs wird von der Kommission erneuert, wenn die in der Verordnung geregelten Genehmigungskriterien weiterhin erfüllt sind (vgl. Art. 14 Abs. 1 PSM-VO). Nach Art. 14 Abs. 2 PSM-VO gilt die Erneuerung der Genehmigung für einen Zeitraum von höchstens fünfzehn Jahren. Das Erneuerungsverfahren ist nach Art. 20 Abs. 1 PSM-VO erst mit dem Erlass einer Durchführungsverordnung (Art. 79 Abs. 3 PSM-VO) durch die Kommission abgeschlossen. 

Kommt es im Erneuerungsverfahren zu Verzögerungen, die nicht in den Verantwortungsbereich des Antragstellers fallen, und ist deshalb zu erwarten, dass die Genehmigung vor der Entscheidung über die Erneuerung der Genehmigung ausläuft, wird die Geltungsdauer der Genehmigung um einen befristeten Zeitraum verlängert, der für die Prüfung des Antrags auf Erneuerung der Genehmigung ausreicht. Die Länge des Zeitraums, der für die Prüfung des Antrags ausreicht, bemisst sich nach den in Art. 17 Abs. 3 PSM-VO festgelegten Elementen: 

• Zeitbedarf für die Vorlage der erforderlichen Informationen,
• Zeitbedarf für den Abschluss des Verfahrens, sowie
• gegebenenfalls die Notwendigkeit, die Erstellung eines kohärenten Arbeitsprogramms (Art. 18 PSM-VO) zu gewährleisten.

Die Entscheidung über die Verlängerung der Genehmigungsdauer wird nach dem Regelungsverfahren gemäß Art. 79 Abs. 3 PSM-VO per Durchführungsverordnung angenommen.

Für Substitutionskandidaten gilt zwar grundsätzlich ein strengerer Rahmen, im Ergebnis jedoch nichts anderes. Substitutionskandidaten sind Wirkstoffe, die die Kriterien des Art. 4 PSM-VO und zugleich eines oder mehrere der Kriterien des Anhangs II Nr. 4 der PSM-VO erfüllen. Bei diesen Kriterien handelt es sich um bestimmte Eigenschaften, die zwar genehmigungsfähig sind, jedoch zusätzlich (auf der Ebene der Zulassung eines Pflanzenschutzmittels mit dem betreffenden Wirkstoff) auf nationaler Ebene einer vergleichenden Bewertung (Art. 50 PSM-VO) unterzogen werden müssen. Die Erstgenehmigung eines Substitutionskandidaten beträgt nach Art. 24 Abs. 1 Satz 1 PSM-VO höchstens sieben Jahre. Die Genehmigung kann dann einmal oder mehrmals jeweils für einen Zeitraum von höchstens sieben Jahren erneuert werden (Art. 24 Abs. 1 Satz 2 PSM-VO). Im Übrigen gelten auch für Substitutionskandidaten die Vorschriften des Erneuerungsverfahrens nach Art. 14 bis 21 PSM-VO (Art. 24 Abs. 2 PSM-VO).

Weiter gilt auch für Substitutionskandidaten, dass nach Art. 24 Abs. 2 PSM-VO in Verbindung mit Art. 17 PSM-VO die Geltungsdauer der Genehmigung per Durchführungsverordnung um einen befristeten Zeitraum verlängert wird, der für die Prüfung des Antrags nötig ist, wenn zu erwarten ist, dass die Genehmigung eines Substitutionskandidaten aus Gründen, die der Antragsteller nicht zu verantworten hat, vor einer Entscheidung über die Erneuerung ausläuft.

Unabhängig davon kann die Kommission nach Art. 21 PSM-VO eine bestehende Genehmigung (auch die eines Substitutionskandidaten, Art. 24 Abs. 2 PSM-VO) jederzeit oder auf Antrag eines Mitgliedstaats überprüfen und bei Bedarf anpassen oder widerrufen. 

Konkretisierung der Rechtslage zu der befristeten Verlängerung von Wirkstoffgenehmigungen durch EuG-Urteile 

Vor diesem rechtlichen Hintergrund haben drei Urteile des EuG (v. 19. November 2025 – Rs. T-412/22; T-94/23; T-565/23) die Auslegung der Vorschriften zu befristeten Verlängerungen von Wirkstoffgenehmigungen im laufenden Erneuerungsverfahren maßgeblich konkretisiert. Das EuG rügt vor dem Hintergrund des Ausnahmecharakters von Verlängerungen der Genehmigungsdauer die bisher gelebte Kommissionspraxis schematischer, wiederholter Ein‑Jahres‑Verlängerungen ohne substanzielle Einzelfallbegründung und stellt klar, dass sowohl die Ursachen der Verzögerung im Erneuerungsverfahren als auch die Verlängerungsdauer objektiv und konkret in jedem Einzelfall zu prüfen sind. Damit werden die Anforderungen an die Entscheidung über die Verlängerung der Geltungsdauer einer Wirkstoffgenehmigung verschärft und die für die Kommission geltenden Prüfmaßstäbe geschärft. 

In den diesen EuG-Urteilen zugrundeliegenden Verfahren beantragten drei Umweltvereinigungen eine interne Überprüfung von Durchführungsverordnungen, mit denen die Kommission die Genehmigungszeiträume der Wirkstoffe Boscalid, Dimoxystrobin und Glyphosat verlängert hatte, da sie deren Vereinbarkeit mit dem Unionsrecht bezweifelten. Nachdem die Kommission die Anträge abgelehnt hatte, erhoben die Vereinigungen Klage. Das Gericht erklärte die Ablehnungsbeschlüsse der Kommission nun jeweils für nichtig.

Im Einzelnen: 

Im Verfahren zu Dimoxystrobin (T‑412/22) focht PAN Europe die Ablehnung der internen Überprüfung einer sechsmaligen jeweils einjährigen Verlängerung der Genehmigungsdauer des Wirkstoffs an. Das Gericht hob den Ablehnungsbeschluss auf und betonte, dass Verlängerungen allein der Absicherung eines laufenden Erneuerungsverfahrens dienen und weder automatisch noch schematisch gewährt werden dürfen. Die Dauer der Verlängerung ist am konkreten Restbedarf auszurichten und darf nicht länger sein als erforderlich, wobei die Gesamtdauer des Erneuerungsverfahrens miteinzubeziehen ist. Zusätzlich fiel ins Gewicht, dass Dimoxystrobin als Substitutionskandidat eingestuft war, für den nach Art. 24 PSM-VO der Erneuerungszeitraum höchstens sieben Jahre betragen darf, während nach der sechsten Verlängerung des Genehmigungszeitraums für Dimoxystrobin der Gesamtzeitraum der Verlängerung nur wenige Monate unter der Obergrenze für die mögliche Erneuerung der Genehmigung lag. Das Gericht kam daher zu dem Ergebnis, dass die Kommission die Kriterien des Art. 17 Abs. 3 PSM-VO nicht fallbezogen angewandt hatte.

Im Verfahren zu Boscalid (T‑94/23) wandte sich Pollinis France gegen die Ablehnung der internen Überprüfung einer Durchführungsverordnung, die den Genehmigungszeitraum dieses Wirkstoffs erneut verlängerte. Das Gericht erklärte den Ablehnungsbeschluss für nichtig. Es stellte wiederum klar, dass Verlängerungen nach Art. 17 PSM-VO nur vorläufig und ausnahmsweise sind und einzelfallbezogen nur so lange dauern dürfen, wie es für den Abschluss des Erneuerungsverfahrens nötig ist, wobei für die Festlegung der Dauer Art. 17 Abs. 3 PSM-VO heranzuziehen ist. In diesem Fall stellte das Gericht fest, dass die Kommission weder eine konkrete zeitliche Bedarfsanalyse für Boscalid vorgenommen noch die kumulierte Verlängerungsdauer berücksichtigt hatte und damit die gesetzlichen Maßstäbe verfehlte. 

Im Verfahren zu Glyphosat (T‑565/23) wandte sich die Aurelia Stiftung gegen die Ablehnung der internen Überprüfung einer Übergangsverlängerung. Das Gericht gab der Klage statt und verlangte eine objektive, konkrete Analyse aller Verzögerungsgründe des laufenden Erneuerungsverfahrens, einschließlich eines möglichen Beitrags des Antragstellers, etwa durch unzureichende Datenqualität oder umfangreiche Nachlieferungen. Das Gericht rügte, dass die Kommission vor allem auf die Verfahrenskomplexität und die Arbeitslast der EFSA abgestellt hatte, ohne die Rolle des Antragstellers eigenständig und objektiv zu prüfen. Damit verfehlte sie die gesetzlich geforderte Interessenabwägung und den Ausnahmecharakter von Art. 17 PSM-VO hinsichtlich einer befristeten Verlängerung der Genehmigungsdauer. 

Allen drei Entscheidungen gemein ist die strikte Auslegung von Art. 17 PSM-VO: Verlängerungen der Genehmigungsdauer eines Wirkstoffs sind vorläufig, ausnahmsweise und zwingend einzelfallbezogen festzulegen. Die Kommission muss die Verlängerungsdauer so bestimmen, dass sie dem für den Abschluss des konkreten Verfahrens erforderlichen Zeitraum entspricht. Pauschale oder systematische Verlängerungen, etwa von jeweils einem Jahr, sind unzulässig. Zudem ist die Gesamtdauer des Erneuerungsverfahrens, einschließlich bereits gewährter Verlängerungen, in die Beurteilung einzubeziehen, um eine Entwertung des Erneuerungssystems zu vermeiden. Zentrales Kriterium ist ferner, ob der Antragsteller Verzögerungen zu verantworten hat. Dazu verlangt das Gericht eine objektive, konkrete Analyse aller Verzögerungsfaktoren. 

Veränderte Anforderungen an Verlängerungen: Konsequenzen für Verwaltung und Antragsteller

Die Urteile werden spürbare Folgen für die Verwaltungspraxis der Kommission und die Strategien der Antragsteller haben. Für die Kommission bedeuten sie, dass befristete Verlängerungen künftig nur noch auf Basis einer nachvollziehbaren, stoffbezogenen Zeitanalyse gewährt werden können. Die Gründe für die Dauer müssen dokumentiert und an den konkret ausstehenden Schritten im Erneuerungsverfahren gespiegelt werden. Schematische Ein‑Jahres‑Verlängerungen „auf Vorrat“ sind unzulässig. Zudem ist die Gesamtdauer des Verfahrens zu berücksichtigen, um den zyklischen Ansatz des Erneuerungsverfahrens nicht auszuhöhlen. Das erhöht den Begründungsaufwand, stärkt aber zugleich Transparenz und Rechtssicherheit. 

Für Antragsteller verschärft sich die Verantwortung, Verzögerungsbeiträge zu vermeiden. Dossiers müssen nicht nur fristgerecht, sondern auch inhaltlich belastbar sein. Unzulängliche Datenqualität, nachträgliche umfangreiche Ergänzungen oder unstrukturierte Nachlieferungen können als eigenständige Verzögerungsfaktoren gewertet werden und eine Verlängerung ausschließen oder jedenfalls die Dauer kürzen. Strategische Überlegungen zur Datenaufbereitung und Kommunikation mit den beteiligten Behörden gewinnen deshalb an Bedeutung. Für Substitutionskandidaten ist besondere Sorgfalt geboten, da die zulässigen Genehmigungszeiträume enger sind und die Behörden bei der Dauer von Verlängerungen und Erneuerungen einen strengeren Maßstab anlegen. 

* Gemeint sind Personen jeder Geschlechtsidentität. Um der leichteren Lesbarkeit willen wird im Beitrag die grammatikalisch männliche Form verwendet.

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+++ Update +++

Update: KSpTG in Kraft getreten!

Das Gesetz zur dauerhaften Speicherung und zum Transport von Kohlendioxid (Kohlendioxid-Speicherung-und-Transport-Gesetz, „KSpTG“) ist am 28. November 2025 in Kraft getreten. Die in Kraft getretene Fassung entspricht im Wesentlichen dem Regierungsentwurf. Es wurden einige Klarstellungen getroffen, etwa zur ausschließlichen Regelung von leitungsgebundenem Kohlendioxidtransport. Außerdem sieht das Gesetz nunmehr eine Planfeststellungspflichtigkeit bei jeglichen Änderungen vor und ermöglicht separate Planfeststellungsverfahren im Fall einer isolierten Errichtung, Betrieb oder Änderung von Nebenanlagen. Darüber hinaus wurde ein Zustimmungserfordernis des Bundestages zur Ausweitung von Flächen zur dauerhaften CO2-Speicherung im Bereich der AWZ und des Festlandsockels aufgenommen. 

+++ Update Ende +++

Am 11. September 2025 hat sich der Bundestag in erster Lesung mit dem Gesetzesentwurf der Bundesregierung zur Änderung des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes (BT-Drs. 21/1494) befasst. Mit dem Gesetz soll u.a. die Offshore-Speicherung und der Transport von CO2 ermöglicht werden. Die Bundesregierung greift den früheren Gesetzesentwurf der Ampel auf und geht damit einen überfälligen Schritt. Der Entwurf wurde federführend an den Ausschuss für Wirtschaft und Energie zur weiteren Beratung überwiesen. 

Klimapolitischer Hintergrund und technische Einordnung

2024 lag die globale Durchschnittstemperatur bei 1,6 Grad Celsius über dem vorindustriellen Mittel. Soll die Erderwärmung auf „deutlich unter 2 Grad Celsius“ begrenzt werden, wie es etwa das deutsche Klimaschutzgesetz vorsieht, sind laut IPCC umfassende, schnelle und nachhaltige Maßnahmen zur Erreichung der Treibhausgasneutralität erforderlich. Als unverzichtbarer Bestandteil wird zunehmend auch Carbon Capture and Storage (CCS) angesehen. Damit werden technische Verfahren bezeichnet, bei denen das CO2 aus dem Abgasstrom einer Anlage abgeschieden, abtransportiert und anschließend zur dauerhaften Lagerung unterirdisch verpresst wird. So wird sichergestellt, dass der Großteil der entstehenden CO2-Emissionen nicht in die Atmosphäre gelangt. Insbesondere für Prozesse, bei denen die Freisetzung von CO2 bisher technisch nicht oder nur schwer vermeidbar ist, eröffnet diese Technologie die Perspektive der Klimaneutralität. Alternativ zur unterirdischen Ablagerung bzw. Speicherung kann das abgeschiedene CO2 auch stofflich genutzt werden, etwa in der Chemieindustrie. Diese Nutzung abgeschiedenen CO2s wird Carbon Capture and Utilization (CCU) genannt.

Der holprige Weg zum aktuellen Gesetzesentwurf 

Während CO2 beispielsweise in Norwegen seit 1996 geologisch eingespeichert wird, erfuhr die Technologie in Deutschland bei der Umsetzung der europäischen CCS-Richtlinie in den Jahren 2011/2012 noch heftigen Gegenwind. Die damalige Debatte war von Bedenken um die Dichtigkeit der Lagerstätten, mögliche Umweltauswirkungen und den Vorrang der Umstellung auf CO2-freie Prozesse geprägt. Resultat war das aktuelle Kohlendioxid-Speicherungsgesetz(KSpG), welches die Durchführung von großangelegten Speichervorhaben praktisch verhinderte.

Neue Dynamik erfuhr der Bereich im Jahr 2024. Der Net-Zero Industry Act (NZIA) der EU-Kommission legt das Ziel fest, europaweit bis 2030 eine CO2-Injektionskapazität von mindestens 50 Millionen Tonnen pro Jahr aufzubauen. Die Öl- und Gasproduzenten werden darin – verfassungsrechtlich mindestens zweifelhaft – zur anteiligen Schaffung von CO2-Injektionskapazitäten gemäß ihren Fördervolumina verpflichtet. Dieser unionalen Verpflichtung steht bislang kein nationaler Rechtsrahmen gegenüber, der es betroffenen Unternehmen ermöglichen würde, entsprechende Vorhaben umzusetzen. 

Die Ampelkoalition brachte einen Gesetzesentwurf zur Änderung des KSpG auf den Weg, der jedoch nicht mehr verabschiedet wurde. Die neue Bundesregierung greift nun wesentliche Aspekte aus dem Entwurf von 2024 auf. Der aktuelle Gesetzentwurf enthält allerdings auch viele Ergänzungen, Klarstellungen und einige inhaltliche Änderungen. Insbesondere wurden Regelung zur stofflichen Weiterverwendung von CO2 (CCU) ergänzt.

CCS/CCU-Prozessschritte sind getrennt reguliert

CCS/CCU-Verfahren bestehen aus mehreren Schritten, die nach dem deutschen Regelungssystem auch rechtlich unterschiedlich einzuordnen sind: zu unterscheiden ist zwischen der Abscheidungsanlage, dem Transport und der Speicherung (CCS) oder Nutzung (CCU) des CO2. Die Abscheidungsanlagen unterstehen dem Anlagenrecht des BImSchG. Für den Transport bestehen zwei Möglichkeiten: leitungsgebundener (Pipelines) oder multimodularer Transport (Schiff/ Zug/ LKW). In den Plänen des BMWE erfährt der leitungsgebundene Transport als wirtschaftlichste Variante besondere Aufmerksamkeit. 

Strategische Ausrichtung der Nutzung von CCS/CCU: Schwer und nicht vermeidbare Emissionen

CCS soll sich nach dem Willen der Bundesregierung auf solche Bereiche fokussieren, für die derzeit keine emissionsfreien Alternativen bestehen. Neben nicht vermeidbaren Emissionen werden auch schwer vermeidbare Emissionen erfasst. Kohlekraftwerke sollen nicht an CO2-Leitungsnetze angeschlossen werden dürfen, sodass ihnen die Nutzung von CCS faktisch nicht zugutekommt. Das soll aufgrund ihrer Rolle als Übergangstechnologie nicht für Gaskraftwerke gelten. 

Offshore-CO2-Speicher werden im großen Stil zugelassen

Während das KSpG bisher nur die zeitlich beschränkte Möglichkeit von Speichern zur Erprobung und Demonstration der Technologie vorsah, sollen nun Speicher im industriellen Maßstab ermöglicht werden. Dazu sieht der Entwurf insbesondere die Streichung der Antragsfristen und Genehmigungsbefristungen, der Vorgaben zur maximalen Anlagengröße und der maximalen Gesamtspeichermenge vor.

Das bedeutet indes nicht, dass CCS flächendeckend zum Einsatz kommt: Das KSpG soll die unterirdische Speicherung von CO2 im Bereich der Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) bzw. des Festlandsockels ermöglichen. Die Speicherung im Bereich des Küstenmeeres wird weitgehend ausgeschlossen. Der Entwurf sieht hier allerdings eine Flexibilisierung vor: die für die Speicherung vorgesehenen Gesteinsschichten dürfen bis zu einem Anteil von einem Viertel eines Speichers im Bereich des Küstenmeeres liegen. Die Errichtung von Onshore-Speichern bleibt grundsätzlich ausgeschlossen, es soll jedoch für die Länder die Möglichkeit geben, solche Speichervorhaben zuzulassen (sog. Opt-in). Die Entscheidung darüber, ob CCS zukünftig auch Onshore ermöglicht wird, liegt damit bei den Ländern. 

Die Zulassung der Speicher erfolgt im Planfeststellungsverfahren. Untersuchungen des Bodens auf die Eignung als CO2-Speicher bleiben weiterhin selbstständig genehmigungsbedürftig nach dem KSpG. Die vorgesehenen Änderungen am KSpG enthalten auch Regelungen über Raumnutzungskonflikte. So dürfen Speichergestein, Injektionsstellen am Meeresboden und dazugehörige Anlagen im, auf oder über dem Wasser sich nicht im Bereich von Meeresschutzgebieten befinden und müssen zu diesen einen Mindestabstand von 8 km einhalten. Es bleibt eine Hintertür: Sollte die für 2027 angeordnete Evaluierung des KSpG zu dem Ergebnis kommen, dass zu wenig Raum für CO2-Speicher zur Verfügung steht, kann die Bundesregierung durch Rechtsverordnung die Mindestabstände zu den Meeresschutzgebieten außer Kraft setzen. Außerdem dürfen Bau und Betrieb des Speichers nicht Errichtung und Betrieb von Offshore-Windkraft und Wasserstoff- Infrastruktur beeinträchtigen. Der Flächenentwicklungsplan nach dem Windenergie-auf-See-Gesetz ist zu berücksichtigen. Bereits heute häufen sich Nutzungskonkurrenzen in der deutschen AWZ – die Harmonisierung widerstreitender Interessen auf engem Raum wird rechtlich und praktisch herausfordernd. Perspektivisch bedarf es der Integration der CCS-Infrastruktur in die (Stockwerks-)Raumplanung der AWZ.

Planfeststellung von CO2-Leitungen wird vereinheitlicht

Auch der Transport wird von der Novelle erfasst. Nach dem neuen Entwurf des KSpG liegen die Errichtung, der Betrieb sowie die wesentliche Änderung von CO2-Leitungen im überragenden öffentlichen Interesse. Sämtliche CO2-Leitungen werden nach der Novellierung des KSpG planfestgestellt. Damit werden Unsicherheiten beseitigt, die bisher in Bezug auf die Zulassung von solchen CO2-Leitungen bestehen, die nicht zu einem Speicher führen und deshalb nicht unter die Planfeststellung nach dem alten KSpG fallen. Das hat besonders für CCU-Anwendungen Bedeutung, bei denen das CO2 nicht in einen Speicher überführt wird, sondern bei Produktionsprozessen Verwendung findet. 

Der Entwurf hält an der Regelungssystematik des alten KSpG fest, welches für das Planfeststellungsverfahren für CO2-Leitungen auf die Regeln des VwVfG unter Modifikation durch Normen des EnWG verweist. Diese Verweise ins EnWG werden durch den Entwurf aktualisiert. Zudem werden die Möglichkeiten zur Enteignung zugunsten der Leitungsvorhaben angepasst. Dabei wird insbesondere ergänzt, dass nicht nur solche Leitungsvorhaben, die CO2-Speicher anbinden, dem Wohl der Allgemeinheit dienen, sondern unter Umständen auch solche, die CCU-Nutzungen anbinden oder Anlagen anbinden, welche dem Entzug von CO2 aus der Atmosphäre dienen (sog. Direct-Air-Carbon-Capture, DACCS).

Verfahrensbeschleunigung

Die Novelle soll eine Verfahrensbeschleunigung bewirken. Dafür werden unter anderem Fristen für Behördenbeteiligungen eingeführt. Außerdem wird auf die Beschleunigungsregelungen des EnWG verwiesen (z.B. Ausschluss der aufschiebenden Wirkung). Weiterhin wird das Oberverwaltungsgericht als erstinstanzlich zuständig erklärt. Für den Fall, dass eine CO2-Leitung parallel zu Wasserstoffleitungen errichtet wird, soll die CO2-Leitung „keine zusätzliche Beeinträchtigung anderer Belange darstellen, die über die alleinige Verlegung der Wasserstoffleitung hinausgeht, soweit keine gegenteiligen Anhaltspunkte vorliegen“. Werden CO2-Leitungen neben Wasserstoffleitungen geplant, reduziert sich in Bezug auf die CO2-Leitung der Prüfungsrahmen, was die Zulassung erleichtern dürfte. Außerdem wird – analog zu Wasserstoffleitungen – die Umstellung von Erdgas- auf CO2-Transport durch eine Anzeige ermöglicht.

Ermöglichung von CO2-Exporten

Anders als in Deutschland bestehen in anderen europäischen Staaten bereits geologische CO2-Speicher. Weitere Vorhaben werden derzeit entwickelt. Die Inbetriebnahme vergleichbarer Speicher in Deutschland wird trotz der anstehenden regulatorischen Neuerungen – so sie denn kommen – erst in einigen Jahren möglich sein. Um die Nutzung von CCS in der Zwischenzeit zu ermöglichen, soll die Verbringung von CO2 in andere Länder zwecks dauerhafter unterirdischer Speicherung möglich gemacht werden. 

Die Verbringung von CO2 ins Ausland ist bisher mit erheblichen Schwierigkeiten verbunden. Insbesondere setzt die Planfeststellung einer diesem Zweck dienenden Leitung aktuell die Prüfung voraus, ob der Speicher in Übereinstimmung u. a. mit der CCS-Richtlinie betrieben wird. Diese Prüfung hätte für erheblichen bürokratischen Aufwand gesorgt, weshalb sie nach dem neuen Entwurf des KSpG ersatzlos gestrichen wird. Völkerrechtlich ist Deutschland derzeit am Export von CO2 in andere Staaten gehindert. Das sog. Londoner Protokoll verbietet die Ausfuhr von Abfällen und sonstigen Stoffen zur Entsorgung auf See. Ein Zusatzprotokoll von 2009 erlaubt eine Ausnahme für CCS, allerdings fehlt es an der notwendigen Anzahl von Ratifikationen. Eine Lösungsmöglichkeit besteht für Deutschland darin, nach der Ratifikation und Erklärung der vorläufigen Anwendbarkeit, bilaterale Verträge mit anderen Staaten zu schließen. Bislang hat Deutschland weder bilaterale Verträge unterzeichnet noch das Zusatzprotokoll umgesetzt. Die Bundesregierung hat jedoch jüngst einen Gesetzentwurf vorgelegt, mit dem die Ratifizierung des Zusatzprotokolls erfolgen und Änderungen des Hohe-See-Einbringungsgesetzes umgesetzt werden sollen. Auch insoweit werden also die richtigen Schritte gegangen, um völkerrechtlich den Weg für eine umfassende Nutzung von CCS zu ermöglichen. 

Fazit: Ende in Sicht – CCS wird kommen 

Die Novelle des KSpG hat gute Aussichten, nun doch noch verabschiedet zu werden. Damit werden die rechtlichen Voraussetzungen für den Aufbau einer umfassenden CO2-Infrastruktur geschaffen. Angesichts der erheblichen Kosten von CCS und CCU bleibt es abzuwarten, welchen Anteil an der Dekarbonisierung die Technologien in Zukunft einnehmen werden. Die EU forciert im Rahmen des NZIA jedenfalls den Aufbau der nötigen Infrastruktur durch die Verpflichtung von Mineralölunternehmen zur Beteiligung am Aufbau von CO2-Speichern. Dass der Bereich ein weiteres Jahrzehnt im Dornröschenschlaf dämmert, ist deshalb jedenfalls nicht zu erwarten. Über die weiteren Entwicklungen werden wir Sie informieren.

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Seit dem Inkrafttreten des Übereinkommens über ein Einheitliches Patentgericht (EPGÜ) am 1. Juni 2023 und der damit verbundenen Aufnahme des Gerichtsbetriebs hat das UPC bereits zahlreiche Entscheidungen und Anordnungen erlassen. Dabei hat es bislang insbesondere einstweilige Maßnahmen angeordnet und sich zu prozessualen Fragen, wie etwa der Verfahrenssprache, der Beschränkung des Zugangs zu Dokumenten und der Zuständigkeit des UPC, geäußert. Inzwischen liegen auch die ersten Entscheidungen in der Hauptsache vor. 

Zuständigkeit des UPC und Reichweite von Entscheidungen

Das UPC ist für die in Art. 32 Abs. 1 EPGÜ abschließend aufgezählten Verfahrensarten ausschließlich zuständig. Dies bezieht sich auf Verfahren über Europäische Patente (EP(s)) und Europäische Patente mit einheitlicher Wirkung (Unitary Patents, UP(s)) sowie auf Verfahren, die auf Grundlage von EPs und UPs erteilte ergänzende Schutzzertifikate zum Gegenstand haben, vgl. Art. 3 EPGÜ. 

Für EPs gilt für eine Übergangszeit von sieben Jahren seit dem Inkrafttreten des EPGÜ, die einmalig um weitere sieben Jahre verlängert werden kann, eine geteilte Zuständigkeit zwischen nationalen Gerichten und dem UPC. Allerdings können Inhaber von EPs, solange noch keine Klage das entsprechende EP betreffend beim UPC anhängig ist/war, mit einer Opt-Out-Erklärung die Zuständigkeit des UPC für das entsprechende EP für dessen (Rest-)Laufzeit ausschließen. Für etwa 35% der in Kraft stehenden EPs bzw. Anmeldungen von EPs  wurde eine Opt-Out-Erklärung eingereicht, die weit überwiegende Zahl von EPs unterfällt also der Zuständigkeit des UPC. Damit ist es für Patentinhaber möglich, ein Unterlassungsgebot in den derzeit 18 Ratifikationsstaaten des EPGÜ mit einer einzigen Entscheidung des UPC zu erlangen, auf der anderen Seite besteht allerdings das Risiko einer Nichtigkeitsentscheidung durch das UPC, die ebenfalls für die derzeit 18 Ratifikationsstaaten des EPGÜ gilt.

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