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Bundesgerichtshof Beschluss, 12. Juli 2016 - EnVR 10/15

ECLI:

ECLI:DE:BGH:2016:120716BENVR10.15.0

12.07.2016

Bundesgerichtshof Beschluss, 12. Juli 2016 - EnVR 10/15

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Rechtsgebiete

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Gericht

Der Bundesgerichtshof (BGH) ist das höchste Gericht der ordentlichen Gerichtsbarkeit in Deutschland. Der BGH besteht aus 16 Senaten, die jeweils von einem Vorsitzenden und mehreren anderen Richtern geleitet werden. Die Zusammensetzung der Senate

Tenor

: Die Rechtsbeschwerde gegen den Beschluss des 3. Kartellsenats des Oberlandesgerichts Düsseldorf vom 14. Januar 2015 wird zurückgewiesen.

: Die Bundesnetzagentur trägt die Kosten des Rechtsbeschwerdeverfahrens und die notwendigen Auslagen der Antragstellerin.

: Der Wert des Rechtsbeschwerdeverfahrens wird auf 3.000.000 € festgesetzt.

Gründe

: I.

1: Die Antragstellerin betreibt das Übertragungsnetz in den Bundesländern Hamburg, Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg, Berlin, Sachsen, Sachsen-Anhalt und Thüringen. Sie ist anbindungsverpflichteter Übertragungsnetzbetreiber für die Offshore-Windparks (im Folgenden: OWP) Baltic 1 und Baltic 2. Der OWP Baltic 1 befindet sich mit einer installierten elektrischen Leistung von 48 MW seit April 2011 in Betrieb. Der OWP Baltic 2, der eine elektrische Leistung von 288 MW aufweist, wurde im September 2015 in Betrieb genommen. Beide Offshore-Netzanbindungen werden über die Umspannplattform des OWP Baltic 1 zum Umspannwerk B. geführt, wo der erzeugte Strom von 150 kV auf 380 kV umgespannt und in das Übertragungsnetz der Antragstellerin eingespeist wird.

2: Mit zwei Beschlüssen vom 15. Dezember 2009 genehmigte die Bundesnetz-agentur für die Projekte "Netzanschluss OWP Baltic 1" und "Netzanschluss OWP Baltic 2" Investitionsbudgets nach § 23 ARegV. Mit Schreiben vom 30. März 2012 begehrte die Antragstellerin unter Abänderung der beiden Ausgangsbescheide die Genehmigung der Beschaffung und des Anschlusses eines zweiten 150/380-kV-Transformators im Umspannwerk B. . Sie begründete dies damit, dass hierdurch im Falle eines Ausfalls des bereits installierten Transformators eine unter Umständen mehrwöchige Einspeiseunterbrechung und das Entstehen damit verbundener Entschädigungsleistungen verhindert werden könnten. Dies lehnte die Bundesnetzagentur mit zwei Beschlüssen vom 21. März 2013 ab.

3: Auf die dagegen gerichtete Beschwerde der Antragstellerin hat das Beschwerdegericht die beiden Beschlüsse der Bundesnetzagentur vom 21. März 2013 aufgehoben und diese verpflichtet, den Antrag der Antragstellerin vom 30. März 2012 auf Genehmigung einer Investitionsmaßnahme für Beschaffung und Anschluss eines zweiten 150/380-kV-Transformators im Umspannwerk B. unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats neu zu bescheiden. Hiergegen richtet sich die vom Beschwerdegericht zugelassene Rechtsbeschwerde der Bundesnetzagentur.

: II.

4: Die Rechtsbeschwerde ist unbegründet.

5: 1. Das Beschwerdegericht hat seine Entscheidung (OLG Düsseldorf, RdE 2015, 194) im Wesentlichen wie folgt begründet:

6: Die Bundesnetzagentur habe das Begehren der Antragstellerin, die Beschaffung und Installation eines zweiten 150/380-kV-Transformators im Umspannwerk B. in die Investitionsmaßnahme für das Projekt "Netzanschluss OWP Baltic 2" einzubeziehen, zu Unrecht mit der Begründung abgelehnt, es handele sich weder um eine Erweiterungs- noch um eine Umstrukturierungsmaßnahme im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 1, Satz 2 Nr. 5 ARegV. Sie habe deshalb den Genehmigungsantrag neu zu bescheiden.

7: Gemäß § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV seien Investitionsmaßnahmen für Kapital- und Betriebskosten zu genehmigen, die zur Durchführung von Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen in die Übertragungs- und Fernleitungsnetze erforderlich seien, soweit diese Investitionen zur Stabilität des Gesamtsystems, für die Einbindung in das nationale oder internationale Verbundnetz oder für einen bedarfsgerechten Ausbau des Energieversorgungsnetzes nach § 11 EnWG notwendig seien. Nach § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV umfasse dies insbesondere Investitionen, die für Leitungen zur Netzanbindung von Windenergieanlagen auf See vorgesehen seien. Diese Voraussetzungen lägen vor. Die Beschaffung und Installation eines zweiten 150/380-kV-Transformators im Umspannwerk B. sei zur Netzanbindung des OWP Baltic 2 erforderlich. Dabei könne offenbleiben, welche Fassung von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV für die Beurteilung des Streitfalls maßgeblich sei, weil die relevanten Tatbestandsmerkmale seit Inkrafttreten der Vorschrift unverändert geblieben seien.

8: Die Voraussetzungen des § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV seien erfüllt. Unter den Begriff der "Leitung" fielen nach der Genehmigungspraxis der Bundesnetzagentur nicht nur die eigentlichen Netzanbindungsleitungen, sondern auch weitere für den Netzanschluss eines Offshore-Windparks notwendige Maßnahmen. Solche notwendigen Maßnahmen seien nicht nur solche im Sinne einer technisch notwendigen Bedingung, sondern auch solche, die der Verhinderung von Schäden durch den Ausfall oder die Unterbrechung der Stromeinspeisemöglichkeit dienen und die Betriebssicherheit erhöhen würden. Letzteres sei in Bezug auf den zweiten Transformator der Fall. Insoweit gelte nichts anderes als im Hinblick auf die Ausweitung des Ersatzteillagerhaltungskonzepts der Antragstellerin, die von der Bundesnetzagentur als Erweiterungsinvestition im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV genehmigt worden sei.

9: Allerdings unterfielen nicht sämtliche Maßnahmen, die lediglich mittelbar der Netzanbindung dienten, der Vorschrift des § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV. Ob eine Maßnahme zur Netzanbindung notwendig sei, sei im Lichte der spezifischen Regelungen des Energiewirtschaftsgesetzes zur Anschlussverpflichtung zu entscheiden. Gemäß § 17d Abs. 1 Satz 1 EnWG müsse der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber die für die Netzanbindung erforderlichen Leitungen errichten und betreiben. Die Verletzung dieser Pflichten werde in § 17e Abs. 1 bis 3, § 17f Abs. 2 EnWG sanktioniert. Dabei werde nicht zwischen der Errichtung der Netzanbindung und der Aufrechterhaltung eines störungsfreien Netzbetriebs unterschieden. Der Einbeziehung der nach § 17f Abs. 3 Satz 1 EnWG gebotenen Schadensverhinderungsmaßnahmen in den Tatbestand des § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV stünden weder dessen Wortlaut noch dessen Entstehungsgeschichte entgegen. Die Antragstellerin müsse die Kosten für den zweiten Transformator auch nicht aus der Offshore-Haftungsumlage nach § 17f Abs. 1 EnWG finanzieren; die Haftungsumlage umfasse nach Wortlaut und Zweck dieser Vorschrift nicht die Kosten für Schadensverhinderungsmaßnahmen.

10: Bei der Beschaffung und Installation eines zweiten 150/380-kV-Transformators im Umspannwerk B. handele es sich um eine Maßnahme zur Schadensverhinderung im Sinne des § 17f Abs. 3 Satz 1 EnWG. Auch wenn eine zu einem Ausfall führende Beschädigung des vorhandenen Transformators statistisch nur alle 20 Jahre auftrete, stelle die Beschaffung eines Ersatztransformators die faktisch einzig mögliche sowie volkswirtschaftlich sinnvolle und nach dem Sinn und Zweck dieser Vorschrift gebotene Schadensverhinderungsmaßnahme dar, um bei einem unter Umständen mehrwöchigen Ausfall des ersten Transformators die Einspeisemöglichkeit aufrechtzuerhalten und den Netzbetreiber vor möglicherweise existenzbedrohenden Schadensersatzzahlungen zu bewahren bzw. eine Belastung der Letztverbraucher mit der Haftungsumlage zu vermeiden.

11: Zudem sei die Maßnahme auch als Umstrukturierungsinvestition nach § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV genehmigungsfähig. Unter den Begriff der Umstrukturierungsmaßnahme falle jede Maßnahme, mit der technische Parameter geändert würden, die für den Netzbetrieb erheblich seien. Diese Voraussetzungen seien hier erfüllt. Die Möglichkeit, im Störungsfall einen zweiten Transformator zuzuschalten, um den Eintritt von Schäden zu verhindern und die Betriebssicherheit zu erhöhen, stelle eine Veränderung der technischen Parameter dar. Diese sei angesichts der Bedeutung des störungsfreien Betriebs des Transformators, ohne den eine Stromeinspeisung nicht möglich sei, auch erheblich für den Netzbetrieb. Die Investition sei zudem für einen bedarfsgerechten Ausbau der Energieversorgungsnetze notwendig, um den Betrieb der Offshore-Anlage bei Störung des ersten Transformators aufrechtzuerhalten.

12: 2. Diese Beurteilung hält der rechtlichen Überprüfung stand. Das Beschwerdegericht hat rechts- und verfahrensfehlerfrei angenommen, dass die Beschaffung und Installation eines zweiten 150/380-kV-Transformators im Umspannwerk B. als Investitionsmaßnahme im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 1, Satz 2 Nr. 5 ARegV in das Projekt "Netzanschluss OWP Baltic 2" einzubeziehen ist.

13: a) Dabei kann offen bleiben, welche Fassung von § 23 Abs. 1 Satz 1, Satz 2 Nr. 5 ARegV für die Beurteilung des Streitfalles maßgeblich ist.

14: Die Regelung in § 23 Abs. 1 ARegV ist zwar seit ihrem Inkrafttreten mehrfach geändert worden. So wird der Gegenstand der Genehmigung in der seit 22. März 2012 geltenden Fassung nicht mehr als Investitionsbudget, sondern als Investitionsmaßnahme bezeichnet. Zudem ist der in Satz 2 enthaltene Katalog von Maßnahmen, die insbesondere als genehmigungsfähig anzusehen sind, mehrfach geändert worden. Die für die Beurteilung des Streitfalls relevanten Tatbestandsvoraussetzungen des § 23 Abs. 1 Satz 1, Satz 2 Nr. 5 ARegV sind von diesen Änderungen indes nicht betroffen.

15: b) Nach der Rechtsprechung des Senats ist eine Maßnahme als Erweiterungs- oder Umstrukturierungsinvestition im Sinne von § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV anzusehen, wenn sie sich nicht im Austausch bereits vorhandener Komponenten und damit zwangsläufig einhergehenden Verbesserungen erschöpft, sondern jedenfalls auch zu einer nicht nur unbedeutenden Vergrößerung des Netzes oder zu einer nicht nur unbedeutenden Veränderung von sonstigen technischen Parametern führt, die für den Betrieb des Netzes erheblich sind (BGH, Beschlüsse vom 17. Dezember 2013 - EnVR 18/12, RdE 2014, 291 Rn. 32 - 50Hertz Transmission GmbH und vom 12. April 2016 - EnVR 3/15, Rn. 10 - Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH). Die in § 23 Abs. 1 Satz 2 ARegV aufgeführten Regelbeispiele bilden dabei eine Orientierungshilfe für die Auslegung von § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV. Sie dienen nicht dazu, den in Satz 1 normierten Grundtatbestand zu modifizieren. Ihnen kommt vielmehr die Funktion zu, den Anwendungsbereich des Tatbestandes zu veranschaulichen und die Rechtsanwendung in typischen Konstellationen zu vereinfachen (Senatsbeschlüsse vom 17. Dezember 2013, aaO Rn. 16 f. - 50Hertz Transmission GmbH und vom 12. April 2016 - EnVR 3/15, Rn. 12 - Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH).

16: c) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht die Beschaffung und Installation eines zweiten 150/380-kV-Transformators im Umspannwerk B. rechtsfehlerfrei als Investitionsmaßnahme im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 1, Satz 2 Nr. 5 ARegV in das Projekt "Netzanschluss OWP Baltic 2" angesehen.

17: aa) Dies lässt sich allerdings - was auch das Beschwerdegericht nicht verkannt hat - nicht unmittelbar dem Wortlaut des § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV entnehmen. Danach umfassen Investitionsmaßnahmen nach § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV auch Investitionen, die für Leitungen zur Netzanbindung von Windenergieanlagen auf See nach § 17d Abs. 1 EnWG (früher: Offshore-Anlagen nach § 17 Abs. 2a EnWG aF) vorgesehen sind und für die Einbindung in das nationale oder internationale Verbundnetz notwendig sind. Diese Voraussetzungen sind im Hinblick auf den zweiten Transformator in technischer Hinsicht für den regulären Betrieb nicht gegeben.

18: Zwar unterfällt der Transformator den "Leitungen zur Netzanbindung" im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV, weil von dieser Vorschrift - was auch die Bundesnetzagentur nicht in Abrede stellt - nicht nur die eigentlichen Netzanbindungsleitungen, sondern auch alle übrigen für den Netzanschluss eines Offshore-Windparks an den Verknüpfungspunkt des Übertragungsnetzes erforderlichen Maßnahmen einschließlich aller in diesem Zusammenhang für den sicheren Netzbetrieb erforderlichen, direkt zurechenbaren Einrichtungen erfasst werden. Dazu gehört auch der Transformator, der den von der Windkraftanlage erzeugten Strom von 150 kV auf 380 kV umspannt, weil dieser erst dadurch in das Onshore-Übertragungsnetz der Antragstellerin eingespeist werden kann. Nach den unangefochtenen Feststellungen des Beschwerdegerichts ist der zweite Transformator aber für die Netzanbindung und den Netzbetrieb in störungsfreien Zeiten nicht erforderlich. Mit ihm soll lediglich ein Ausfall des ersten Transformators im Wartungs- oder Störungsfall überbrückt werden.

19: Der Wortlaut des § 23 Abs. 1 ARegV schließt eine Einbeziehung von Schadensminderungsmaßnahmen - hier in Form einer Ersatzkomponente - in die Investitionsmaßnahme aber auch nicht aus, weil sich ihm nichts dafür entnehmen lässt, dass von der Vorschrift nur für den Betrieb in störungsfreien Zeiten notwendige Maßnahmen erfasst werden sollen.

20: bb) Ein solches weitergehendes Verständnis der Norm legen die Gesetzesmaterialien nahe.

21: Danach soll zwar einerseits zur Reduzierung der Netzausbaukosten im Off-shore-Bereich im Interesse der Verbraucher auf das n-1-Kriterium, das an Land für das Übertragungsnetz gilt, verzichtet werden (vgl. BT-Drucks. 17/10754, S. 26; BT-Drucks. 17/11269, S. 33). Andererseits hat der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber aber nach § 17f Abs. 3 EnWG alle möglichen und zumutbaren Schadensminderungsmaßnahmen zu ergreifen, um die Belastung der Verbraucher mit Entschädigungskosten gegenüber den Betreibern von Offshore-Anlagen zu vermeiden. Nach dem Willen des Gesetzgebers sollen dazu beispielsweise die Errichtung von Interimslösungen zur vorübergehenden Netzanbindung über eine benachbarte Anbindungsleitung oder die Bevorratung von Ersatzteilen gehören, wobei über die Durchführung von Schadensminderungsmaßnahmen im Einzelfall unter Berücksichtigung der Kosten der Maßnahme und des Umfangs des vermiedenen Schadens zu entscheiden sein soll (vgl. BT-Drucks. 17/10754, S. 31). Dies zeigt, dass nach dem Willen des Gesetzgebers die Bevorratung von Ersatzkomponenten nicht von vornherein als Investitionsmaßnahme im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV ausgeschlossen ist.

22: cc) Entscheidend für die Einbeziehung von Ersatzkomponenten in den Anwendungsbereich des § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV sprechen die spezifischen Vorschriften für Windkraftanlagen auf See.

23: (1) Nach § 17d Abs. 1 Satz 1 EnWG haben die Betreiber von Übertragungsnetzen, in deren Regelzone der Netzanschluss von Windenergieanlagen auf See erfolgen soll, die Leitungen entsprechend den Vorgaben des Offshore-Netzentwicklungsplans zu errichten und zu betreiben. Dabei stellt die Betriebspflicht - was die verschuldensunabhängige Entschädigungspflicht wegen Störungen der Netzanbindung nach § 17e Abs. 1 EnWG wie auch wegen betriebsbedingten Wartungsarbeiten an der Netzanbindung nach § 17e Abs. 3 EnWG zeigt - neben der Errichtungspflicht eine eigenständige Pflicht des Übertragungsnetzbetreibers dar. Die Betriebspflicht wird in § 17f Abs. 3 Satz 1 EnWG dahingehend konkretisiert, dass der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber auch alle möglichen und zumutbaren Maßnahmen zu ergreifen hat, um einen Schadenseintritt zu verhindern, den eingetretenen Schaden unverzüglich zu beseitigen und weitere Schäden abzuwenden oder zu mindern. Insoweit ist ein Netzbetreiber auch im Rahmen der ihn gegenüber einem Betreiber von Energieanlagen treffenden Rücksichtnahmepflichten (§ 241 Abs. 2, § 242 BGB) gehalten, die Trennung vom Netz möglichst kurz zu halten und technisch mögliche sowie ihm zumutbare Maßnahmen zur Überbrückung zu ergreifen, soweit der Anlagenbetreiber diese nach Treu und Glauben unter Berücksichtigung der Verkehrssitte erwarten darf (vgl. BGH, Urteil vom 11. Mai 2016 - VIII ZR 123/15, Rn. 28).

24: Die Schadensabwendungs- und Schadensminderungsmaßnahmen nach § 17f Abs. 3 Satz 1 EnWG liegen auch nicht allein im Interesse des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers, um den ihn im Fall fahrlässigen Verhaltens treffenden Selbstbehalt nach § 17f Abs. 2 EnWG zu vermeiden. Zur Deckung eines solchen Vermögensschadens kann sich der Übertragungsnetzbetreiber jedenfalls bis zur Höhe der vertraglichen Deckungsgrenze versichern (§ 17h Satz 1 EnWG) und die Kosten der Versicherung als Kosten des Netzbetriebs bei der Ermittlung der Netzentgelte ansetzen (vgl. BT-Drucks. 17/10754, S. 32; Broemel in Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 3. Aufl., § 17h Rn. 1).

25: Die Schadensminderungsmaßnahmen nach § 17f Abs. 3 Satz 1 EnWG dienen daher im Ergebnis vor allem dazu, eine Belastung der Letztverbraucher mit Entschädigungskosten gegenüber den Betreibern von Offshore-Anlagen zu vermeiden (vgl. BT-Drucks. 17/10754, S. 31) und die möglichst störungsfreie Einspeisung des von Offshore-Anlagen erzeugten Stroms zu gewährleisten. Die Stromerzeugung auf Hoher See soll zur Verwirklichung der Klimaziele der Bundesregierung einen wesentlichen Beitrag zur Deckung des Gesamtenergiebedarfs der Bundesrepublik Deutschland leisten, um den Umbau des Energieversorgungssystems voranzutreiben (vgl. BT-Drucks. 17/10754, S. 1, 18, 26). Mit diesen Zielen der §§ 17a ff. EnWG ließe es sich nicht vereinbaren, einen unter Umständen mehrwöchigen Ausfall der Einspeisemöglichkeit wegen der Wartung oder Störung einer einzelnen Komponente der Netzanbindung der Offshore-Anlage hinzunehmen, obwohl dies durch die Vorhaltung einer Ersatzkomponente mit wirtschaftlich sinnvollem Aufwand vermeidbar wäre. In den Gesetzesmaterialien wird als Schadensminderungsmaßnahme unter anderem die Bevorratung von Ersatzteilen genannt (BT-Drucks. 17/10754, S. 31). Im Hinblick auf den Effizienzgedanken muss dies allerdings wirtschaftlich sinnvoll sein, weshalb die konkrete Schadensminderungsmaßnahme im Einzelfall unter Berücksichtigung der Kosten der Maßnahme und des Umfangs des vermiedenen Schadens zu beurteilen ist (vgl. BT-Drucks. 17/10754, S. 31).

26: (2) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde ergibt sich nichts anderes daraus, dass § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV nur auf § 17d Abs. 1 EnWG, nicht dagegen auf § 17f Abs. 3 Satz 1 EnWG Bezug nimmt. Diese Verweisung dient nur dazu, den sachlichen Anwendungsbereich der Vorschrift zu bestimmen. Zudem umfasst die Betriebspflicht nach § 17d Abs. 1 Satz 1 EnWG - wie dargelegt - auch die Schadensverhütungs- und Schadensminderungsmaßnahmen im Sinne des § 17f Abs. 3 Satz 1 EnWG. Dass der Gesetzgeber diese Regelung in die Vorschrift über den Belastungsausgleich eingefügt hat, ist insoweit nicht von Belang; rechtssystematisch hätte sie auch zu § 17d EnWG gepasst, weil die Schadensverhütungsmaßnahmen das Entstehen einer Entschädigungspflicht nach § 17e EnWG und damit die Notwendigkeit eines Belastungsausgleichs nach § 17f EnWG gerade verhindern sollen.

27: Soweit die Rechtsbeschwerde zwischen der Vorratshaltung von Ersatzteilen wie Kabeln oder Muffen einerseits und der Installation eines Ersatztransformators andererseits unterscheiden möchte, lässt sich hierfür § 17d Abs. 1 Satz 1, § 17f Abs. 3 Satz 1 EnWG, § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 5 ARegV ein hinreichendes Abgrenzungskriterium nicht entnehmen. Für eine Aufrechterhaltung des Betriebs der Leitungen zur Netzanbindung der Offshore-Anlage bei Ausfall einer einzelnen Komponente ist deren Bevorratung gleichermaßen notwendig. Die Ersatzteile unterscheiden sich allerdings in der Höhe der Vorhaltekosten. Diese spielen indes - wie bereits ausgeführt - nur im Rahmen der Wirtschaftlichkeit der Maßnahme eine Rolle und können dazu führen, dass eine konkrete Maßnahme aus diesem Grund nicht notwendig und damit als Investitionsmaßnahme im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV nicht genehmigungsfähig ist.

28: dd) Anders als die Rechtsbeschwerde meint, unterfallen die Kosten von Schadensminderungsmaßnahmen in Form von Schadensverhütungsmaßnahmen jedenfalls nicht ausschließlich dem Belastungsausgleich nach § 17f EnWG. Der Belastungsausgleich umfasst nach dem Wortlaut des § 17f Abs. 1 Satz 1 EnWG nur Entschädigungsleistungen nach § 17e EnWG einschließlich der Kosten für eine Zwischenfinanzierung abzüglich anlässlich des Schadensereignisses nach § 17e EnWG erhaltener Vertragsstrafen, Versicherungsleistungen und sonstiger Leistungen Dritter. Dazu zählen die Kosten für Schadensverhütungsmaßnahmen nicht. Etwas anderes lässt sich auch den Gesetzesmaterialien nicht entnehmen (vgl. BT-Drucks. 17/10754, S. 29). Soweit die Rechtsbeschwerde in diesem Zusammenhang auf die vom Gesetzgeber am 8. Juli 2016 verabschiedete Änderung des § 17f Abs. 1 Satz 1 EnWG durch Art. 6 Nr. 11 des Gesetzes zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien (vgl. BT-Drucks. 18/8860 und 18/9096 sowie BT-Plenar-protokoll 18/184, S. 18236, 18239) verweist, wonach in den Belastungsausgleich nach § 17f EnWG zukünftig auch Kosten für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept einzubeziehen sind, ist das für die Auslegung des geltenden Rechts nicht relevant.

29: ee) Von diesen Maßgaben ist das Beschwerdegericht ausgegangen und hat rechtsfehlerfrei angenommen, dass die Beschaffung und Installation eines zweiten 150/380-kV-Transformators im Umspannwerk B. als Investitionsmaßnahme im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 1, Satz 2 Nr. 5 ARegV in das Projekt "Netzanschluss OWP Baltic 2" einzubeziehen ist. Seine Entscheidung kann in der Rechtsbeschwerdeinstanz nur eingeschränkt überprüft werden. Lediglich wenn die ihr zugrunde liegende Würdigung unvollständig oder widersprüchlich ist oder wenn sie gegen Denkgesetze oder Erfahrungssätze verstößt, darf das Rechtsbeschwerdegericht eine solche Wertung beanstanden. Ein solcher Rechts- oder Verfahrensfehler liegt nicht vor.

30: Das Beschwerdegericht hat bei seiner Beurteilung die statistische Häufigkeit einer zu einem Ausfall führenden Beschädigung des Transformators und die Dauer eines solchen Ausfalls ebenso berücksichtigt wie den Umstand, dass die Vorhaltung eines zweiten Transformators die faktisch einzige Möglichkeit zur Schadensverhütung darstellt. Die zugrundeliegenden Feststellungen sind von der Rechtsbeschwerde nicht angegriffen worden. Im Hinblick auf die - von der Antragstellerin unwidersprochen vorgetragenen - Kosten der Maßnahme einerseits und die Höhe einer Entschädigungsleistung bei einem mehrwöchigen Ausfall des installierten Transformators andererseits ist die tatrichterliche Würdigung des Beschwerdegerichts, dass die Bevorratung eines zweiten Transformators wirtschaftlich sinnvoll ist, nicht zu beanstanden. Insoweit macht die Rechtsbeschwerde auch keinen Rechtsfehler geltend.

31: Nach den Feststellungen des Beschwerdegerichts führt die Maßnahme zu einer nicht nur unbedeutenden Veränderung von technischen Parametern, die für den Betrieb des Netzes erheblich sind, so dass die Voraussetzungen für eine Anerkennung als Erweiterungs- und Umstrukturierungsmaßnahme im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV gegeben sind (vgl. BGH, Beschlüsse vom 17. Dezember 2013 - EnVR 18/12, RdE 2014, 291 Rn. 32 - 50Hertz Transmission GmbH und vom 12. April 2016 - EnVR 3/15, Rn. 25 - Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH). Durch die Beschaffung und Installation eines zweiten Transformators kann die störungsfreie, fortlaufende Einspeisung des von den OWP Baltic 1 und 2 erzeugten Stroms auch in den Fällen der Wartung oder Störung des Haupttransformators aufrechthalten bleiben.

: III.

32: Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 EnWG.

: Limperg Strohn Grüneberg

: Bacher Deichfuß

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Der Schuldner ist verpflichtet, die Leistung so zu bewirken, wie Treu und Glauben mit Rücksicht auf die Verkehrssitte es erfordern.

(1) Kraft des Schuldverhältnisses ist der Gläubiger berechtigt, von dem Schuldner eine Leistung zu fordern. Die Leistung kann auch in einem Unterlassen bestehen. (2) Das Schuldverhältnis kann nach seinem Inhalt jeden Teil zur Rücksicht auf die Re

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(1) Soweit sich aus den nachfolgenden Absätzen oder einer Rechtsverordnung nichts anderes ergibt, werden den Übertragungsnetzbetreibern nach den Vorgaben des Energiefinanzierungsgesetzes die Kosten erstattet1.für Entschädigungszahlungen nach § 17e,2.

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Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 23 Investitionsmaßnahmen

(1) Die Bundesnetzagentur genehmigt Investitionsmaßnahmen für Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen in die Übertragungs- und Fernleitungsnetze, soweit diese Investitionen zur Stabilität des Gesamtsystems, für die Einbindung in das nationale oder internationale Verbundnetz oder für einen bedarfsgerechten Ausbau des Energieversorgungsnetzes nach § 11 des Energiewirtschaftsgesetzes notwendig sind. Dies umfasst insbesondere Investitionen, die vorgesehen sind für

1.: Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen,
2.: die Integration von Anlagen, die dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unterfallen,
3.: den Ausbau von Verbindungskapazitäten nach Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe b der Verordnung (EU) Nr. 2019/943,
4.: den Ausbau von Gastransportkapazitäten zwischen Marktgebieten, soweit dauerhaft technisch bedingte Engpässe vorliegen und diese nicht durch andere, wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen beseitigt werden können,
5.: den Netzanschluss von LNG-Anlagen nach § 39b der Gasnetzzugangsverordnung,
6.: Erweiterungsinvestitionen zur Errichtung von Hochspannungsleitungen auf neuen Trassen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt als Erdkabel, soweit die Gesamtkosten für Errichtung und Betrieb des Erdkabels die Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht überschreiten und noch kein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für die Errichtung einer Freileitung eingeleitet wurde, sowie Erdkabel nach § 43 Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 2 Abs. 1 des Energieleitungsausbaugesetzes,
7.: grundlegende, mit erheblichen Kosten verbundene Umstrukturierungsmaßnahmen, die erforderlich sind, um die technischen Standards zur Gewährleistung der technischen Sicherheit des Netzes umzusetzen, die auf Grund einer behördlichen Anordnung nach § 49 Abs. 5 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich werden oder deren Notwendigkeit von der nach Landesrecht zuständigen Behörde bestätigt wird,
8.: den Einsatz des Leiterseil-Temperaturmonitorings und von Hochtemperatur-Leiterseilen oder
9.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten und neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen jeweils als Pilotprojekte, die im Rahmen der Ausbauplanung für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich sind.

Als Kosten einer genehmigten Investitionsmaßnahme können Betriebs- und Kapitalkosten geltend gemacht werden. Die Genehmigungen für Investitionsmaßnahmen sind jeweils bis zum Ende derjenigen Regulierungsperiode zu befristen, in der ein Antrag gestellt worden ist. Wird ein Antrag erst nach dem Basisjahr, welches nach § 6 Absatz 1 Satz 4 für die folgende Regulierungsperiode zugrunde zu legen ist, für die folgende Regulierungsperiode gestellt, ist die Genehmigung bis zum Ende dieser folgenden Regulierungsperiode zu befristen.

(1a) Soweit die Bundesnetzagentur nicht gemäß § 32 Absatz 1 Nummer 8a etwas Abweichendes festgelegt hat, können ab dem Zeitpunkt der vollständigen Inbetriebnahme der Anlagegüter der Investitionsmaßnahme oder eines Teils der Investitionsmaßnahme bis zum Ende der Regulierungsperiode, in der die Genehmigung der Investitionsmaßnahme nach Absatz 1 gilt, als Betriebskosten für die Anlagegüter, die Gegenstand der Investitionsmaßnahme sind, jährlich pauschal 0,8 Prozent der für die Investitionsmaßnahme ansetzbaren Anschaffungs- und Herstellungskosten geltend gemacht werden, abzüglich des projektspezifischen oder des pauschal festgelegten Ersatzanteils. Für den Zeitraum bis zum Zeitpunkt einer Inbetriebnahme von Anlagegütern hat die Bundesnetzagentur eine Pauschale nach § 32 Absatz 1 Nummer 8c festzulegen.

(2) Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 19 der Verordnung (EU) Nr. 2019/943 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese für Maßnahmen zur Beseitigung von Engpässen nach Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe b der Verordnung (EU) Nr. 2019/943 oder § 15 Abs. 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung verwendet werden, sind bei der Ermittlung der aus genehmigten Investitionsmaßnahmen resultierenden Kosten in Abzug zu bringen. Satz 1 gilt entsprechend für Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 36), die zuletzt durch die Verordnung (EU) 2018/1999 (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 1) geändert worden ist, oder § 17 Absatz 4 der Gasnetzzugangsverordnung, soweit diese für Maßnahmen zur Beseitigung von Engpässen nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 36), die zuletzt durch die Verordnung (EU) 2018/1999 (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 1) geändert worden ist, oder § 17 Absatz 4 der Gasnetzzugangsverordnung verwendet werden.

(2a) Die in den letzten drei Jahren der Genehmigungsdauer der Investitionsmaßnahme entstandenen Betriebs- und Kapitalkosten, die auf Grund der Regelung nach § 4 Absatz 3 Satz 1 Nummer 2 sowohl im Rahmen der genehmigten Investitionsmaßnahme als auch in der Erlösobergrenze gemäß § 4 Absatz 1 der folgenden Regulierungsperiode berücksichtigt werden, sind als Abzugsbetrag zu berücksichtigen. Die Betriebs- und Kapitalkosten nach Satz 1 sind bis zum Ende der Genehmigungsdauer aufzuzinsen. Für die Verzinsung gilt § 5 Absatz 2 Satz 3 entsprechend. Die Auflösung des nach den Sätzen 1 bis 3 ermittelten Abzugsbetrags erfolgt gleichmäßig über 20 Jahre, beginnend mit dem Jahr nach Ablauf der Genehmigungsdauer der Investitionsmaßnahme.

(2b) Bei der Genehmigung von Erweiterungs- und Umstrukturierungsmaßnahmen nach Absatz 1, die auch dem Ersatz von Anlagen dienen und die nach dem 17. September 2016 beantragt werden, ist ein projektspezifischer Ersatzanteil von den Anschaffungs- und Herstellungskosten der Investitionsmaßnahme in Abzug zu bringen. Der projektspezifische Ersatzanteil ermittelt sich aus dem Verhältnis der Tagesneuwerte der ersetzten Anlagen zur Summe der Anschaffungs- und Herstellungskosten der gesamten Anlagen der Investitionsmaßnahme. Der Tagesneuwert der ersetzten Anlagen ist entsprechend § 6 Absatz 3 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 6 Absatz 3 der Gasnetzentgeltverordnung zu ermitteln. Der projektspezifische Ersatzanteil ist durch den Netzbetreiber darzulegen und zu beweisen, damit seine Höhe von einem sachkundigen Dritten ohne weitere Informationen nachzuvollziehen ist. Weist der Netzbetreiber nach, dass es ihm nicht möglich ist, einen konkreten projektspezifischen Ersatzanteil der Investitionsmaßnahme nach Satz 2 zu ermitteln, schätzt die Regulierungsbehörde den Ersatzanteil von Amts wegen unter Berücksichtigung der vom Netzbetreiber vorgetragenen Daten. Bei Investitionsmaßnahmen, die nicht auch dem Ersatz vorhandener Komponenten dienen, ist kein Ersatzanteil abzuziehen. Dies sind insbesondere Investitionsmaßnahmen, die vorgesehen sind für

1.: (weggefallen)
2.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten,
3.: neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen,
4.: Maßnahmen oder Teilmaßnahmen, die im Netzentwicklungsplan als Neubau in neuer Trasse enthalten sind oder
5.: neue Umspannanlagen, Schaltanlagen, Gasdruckregelanlagen oder Messanlagen an einem Standort, der bisher nicht als Standort für solche Anlagen genutzt wurde.

Soweit die Bundesnetzagentur dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 8 für Investitionsmaßnahmen eines bestimmten Typs festlegt, ist für diese ebenfalls grundsätzlich kein Ersatzanteil abzuziehen. Im Fall von Änderungsanträgen zu Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen, für die eine Investitionsmaßnahme bereits vor dem 17. September 2016 durch die Regulierungsbehörde genehmigt worden ist, bleibt der in dieser Genehmigung festgesetzte Ersatzanteil unverändert und ist auf die beantragten Änderungen anzuwenden.

(3) Der Antrag auf Genehmigung von Investitionsmaßnahmen ist spätestens neun Monate vor Beginn des Kalenderjahres, in dem die Investition erstmals ganz oder teilweise kostenwirksam werden soll, bei der Bundesnetzagentur zu stellen. Der Antrag muss eine Analyse des nach Absatz 1 ermittelten Investitionsbedarfs enthalten. Diese soll insbesondere auf Grundlage der Angaben der Übertragungsnetzbetreiber in den Netzzustands- und Netzausbauberichten nach § 12 Abs. 3a des Energiewirtschaftsgesetzes erstellt werden; bei Fernleitungsnetzbetreibern soll der Antrag entsprechende Angaben enthalten. Der Antrag hat Angaben zu enthalten, ab wann, in welcher Höhe und für welchen Zeitraum die Investitionen erfolgen und kostenwirksam werden sollen. Der Zeitraum der Kostenwirksamkeit muss sich hierbei an der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer der jeweiligen Anlagengruppe orientieren. Die betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern der jeweiligen Anlagengruppen ergeben sich aus Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung und Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung. Die Angaben im Antrag müssen einen sachkundigen Dritten in die Lage versetzen, ohne weitere Informationen das Vorliegen der Genehmigungsvoraussetzungen prüfen und eine Entscheidung treffen zu können.

(4) Bei der Prüfung der Voraussetzungen nach Absatz 1 sollen Referenznetzanalysen nach § 22 Abs. 2 Satz 3 angewendet werden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen; die Erstellung der Referenznetze erfolgt auf der Grundlage der bestehenden Netze.

(5) Die Genehmigung ist mit einem Widerrufsvorbehalt für den Fall zu versehen, dass die Investition nicht der Genehmigung entsprechend durchgeführt wird. Sie kann mit weiteren Nebenbestimmungen versehen werden. Insbesondere können durch Nebenbestimmungen finanzielle Anreize geschaffen werden, die Kosten der genehmigten Investitionsmaßnahme zu unterschreiten.

(6) Betreibern von Verteilernetzen können Investitionsmaßnahmen durch die Regulierungsbehörde für solche Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen genehmigt werden, die durch die Integration von Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz oder dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, zur Durchführung von Maßnahmen im Sinne des Absatzes 1 Satz 2 Nr. 6 bis 8 sowie für Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen, notwendig werden und die nicht durch den Erweiterungsfaktor nach § 10 berücksichtigt werden. Investitionsmaßnahmen nach Satz 1 sind nur für solche Maßnahmen zu genehmigen, die mit erheblichen Kosten verbunden sind. Von erheblichen Kosten nach Satz 2 ist in der Regel auszugehen, wenn sich durch die Investitionsmaßnahmen eines Netzbetreibers nach Satz 1 oder Absatz 7 dessen Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile um mindestens 0,5 Prozent erhöhen. Absatz 1 Satz 3 und 4 sowie die Absätze 2a bis 5 gelten entsprechend.

(7) Betreibern von Verteilernetzen können Investitionsmaßnahmen durch die Regulierungsbehörde auch für Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen in die Hochspannungsebene genehmigt werden, soweit diese Investitionen zur Stabilität des Gesamtsystems, für die Einbindung in das nationale oder internationale Verbundnetz oder für einen bedarfsgerechten Ausbau des Energieversorgungsnetzes nach § 11 des Energiewirtschaftsgesetzes notwendig sind. Absatz 1 Satz 3 und 4 sowie die Absätze 2a bis 5 sind entsprechend anzuwenden.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 11 Betrieb von Energieversorgungsnetzen

(1) Betreiber von Energieversorgungsnetzen sind verpflichtet, ein sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz diskriminierungsfrei zu betreiben, zu warten und bedarfsgerecht zu optimieren, zu verstärken und auszubauen, soweit es wirtschaftlich zumutbar ist. Sie haben insbesondere die Aufgaben nach den §§ 12 bis 16a zu erfüllen. Sie nehmen diese Aufgaben für ihr Energieversorgungsnetz in eigener Verantwortung wahr. Sie kooperieren und unterstützen sich bei der Wahrnehmung dieser Aufgaben; dies ist insbesondere für Maßnahmen anzuwenden, die sich auf das Netz eines anderen Betreibers von Energieversorgungsnetzen auswirken können. Die Verpflichtungen sind auch anzuwenden im Rahmen der Wahrnehmung der wirtschaftlichen Befugnisse der Leitung des vertikal integrierten Unternehmens und seiner Aufsichtsrechte nach § 7a Absatz 4 Satz 3. Der Ausbau eines L-Gasversorgungsnetzes ist nicht bedarfsgerecht im Sinne von Satz 1, wenn er auf Grund von Netzanschlüssen erfolgen muss, zu deren Einräumung der Betreiber des L-Gasversorgungsnetzes nicht nach den §§ 17 und 18 verpflichtet war.

(1a) Der Betrieb eines sicheren Energieversorgungsnetzes umfasst insbesondere auch einen angemessenen Schutz gegen Bedrohungen für Telekommunikations- und elektronische Datenverarbeitungssysteme, die für einen sicheren Netzbetrieb notwendig sind. Die Regulierungsbehörde erstellt hierzu im Benehmen mit dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik einen Katalog von Sicherheitsanforderungen und veröffentlicht diesen. Der Katalog der Sicherheitsanforderungen enthält auch Regelungen zur regelmäßigen Überprüfung der Erfüllung der Sicherheitsanforderungen. Ein angemessener Schutz des Betriebs eines Energieversorgungsnetzes liegt vor, wenn dieser Katalog der Sicherheitsanforderungen eingehalten und dies vom Betreiber dokumentiert worden ist. Die Einhaltung kann von der Regulierungsbehörde überprüft werden. Zu diesem Zwecke kann die Regulierungsbehörde nähere Bestimmungen zu Format, Inhalt und Gestaltung der Dokumentation nach Satz 4 treffen.

(1b) Betreiber von Energieanlagen, die durch Inkrafttreten der Rechtsverordnung gemäß § 10 Absatz 1 des BSI-Gesetzes vom 14. August 2009 (BGBl. I S. 2821), das zuletzt durch Artikel 8 des Gesetzes vom 17. Juli 2015 (BGBl. I S. 1324) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung als Kritische Infrastruktur bestimmt wurden und an ein Energieversorgungsnetz angeschlossen sind, haben innerhalb einer von der Regulierungsbehörde festzulegenden Frist einen angemessenen Schutz gegen Bedrohungen für Telekommunikations- und elektronische Datenverarbeitungssysteme zu gewährleisten, die für einen sicheren Anlagenbetrieb notwendig sind. Die Regulierungsbehörde erstellt hierzu im Benehmen mit dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik einen Katalog von Sicherheitsanforderungen, in den auch die Bestimmung der Frist nach Satz 1 aufzunehmen ist, und veröffentlicht diesen. Für Telekommunikations- und elektronische Datenverarbeitungssysteme von Anlagen nach § 7 Absatz 1 des Atomgesetzes haben Vorgaben auf Grund des Atomgesetzes Vorrang. Die für die nukleare Sicherheit zuständigen Genehmigungs- und Aufsichtsbehörden des Bundes und der Länder sind bei der Erarbeitung des Katalogs von Sicherheitsanforderungen zu beteiligen. Der Katalog von Sicherheitsanforderungen enthält auch Regelungen zur regelmäßigen Überprüfung der Erfüllung der Sicherheitsanforderungen. Ein angemessener Schutz des Betriebs von Energieanlagen im Sinne von Satz 1 liegt vor, wenn dieser Katalog eingehalten und dies vom Betreiber dokumentiert worden ist. Die Einhaltung kann von der Bundesnetzagentur überprüft werden. Zu diesem Zwecke kann die Regulierungsbehörde nähere Bestimmungen zu Format, Inhalt und Gestaltung der Dokumentation nach Satz 6 treffen.

(1c) Betreiber von Energieversorgungsnetzen und von solchen Energieanlagen, die durch Inkrafttreten der Rechtsverordnung gemäß § 10 Absatz 1 des BSI-Gesetzes als Kritische Infrastruktur bestimmt wurden, haben

1.: Störungen der Verfügbarkeit, Integrität, Authentizität und Vertraulichkeit ihrer informationstechnischen Systeme, Komponenten oder Prozesse, die zu einem Ausfall oder einer erheblichen Beeinträchtigung der Funktionsfähigkeit des Energieversorgungsnetzes oder der betreffenden Energieanlage geführt haben,
2.: erhebliche Störungen der Verfügbarkeit, Integrität, Authentizität und Vertraulichkeit ihrer informationstechnischen Systeme, Komponenten oder Prozesse, die zu einem Ausfall oder einer erheblichen Beeinträchtigung der Funktionsfähigkeit des Energieversorgungsnetzes oder der betreffenden Energieanlage führen können,

über die Kontaktstelle unverzüglich an das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik zu melden.

Die Meldung muss Angaben zu der Störung, zu möglichen grenzübergreifenden Auswirkungen sowie zu den technischen Rahmenbedingungen, insbesondere der vermuteten oder tatsächlichen Ursache und der betroffenen Informationstechnik, enthalten. Die Nennung des Betreibers ist nur dann erforderlich, wenn die Störung tatsächlich zu einem Ausfall oder einer Beeinträchtigung der Funktionsfähigkeit der Kritischen Infrastruktur geführt hat. Das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik hat die Meldungen unverzüglich an die Bundesnetzagentur weiterzuleiten. Das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik und die Bundesnetzagentur haben sicherzustellen, dass die unbefugte Offenbarung der ihnen nach Satz 1 zur Kenntnis gelangten Angaben ausgeschlossen wird. Zugang zu den Akten des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik sowie zu den Akten der Bundesnetzagentur in Angelegenheiten nach § 11 Absatz 1a bis Absatz 1c wird nicht gewährt. § 29 des Verwaltungsverfahrensgesetzes bleibt unberührt. § 8e Absatz 1 des BSI-Gesetzes ist entsprechend anzuwenden.

(1d) Betreiber von Energieversorgungsnetzen und von solchen Energieanlagen, die durch Inkrafttreten der Rechtsverordnung gemäß § 10 Absatz 1 des BSI-Gesetzes als Kritische Infrastruktur bestimmt wurden, sind verpflichtet, spätestens bis zum 1. April jeden Jahres, die von ihnen betriebene Anlage beim Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik zu registrieren und eine Kontaktstelle zu benennen. Das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik übermittelt die Registrierungen einschließlich der damit verbundenen Kontaktdaten an die Bundesnetzagentur. Die Registrierung eines Betreibers eines Energieversorgungsnetzes oder von solchen Energieanlagen, die durch Inkrafttreten der Rechtsverordnung gemäß § 10 Absatz 1 des BSI-Gesetzes als Kritische Infrastruktur bestimmt wurden, kann das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik auch selbst vornehmen, wenn der Betreiber seine Pflicht zur Registrierung nicht erfüllt. Nimmt das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik eine solche Registrierung selbst vor, informiert es die Bundesnetzagentur darüber und übermittelt die damit verbundenen Kontaktdaten. Die Betreiber haben sicherzustellen, dass sie über die benannte oder durch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik festgelegte Kontaktstelle jederzeit erreichbar sind. Die Übermittlung von Informationen durch das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik nach § 8b Absatz 2 Nummer 4 Buchstabe a des BSI-Gesetzes erfolgt an diese Kontaktstelle.

(1e) Betreiber von Energieversorgungsnetzen und von solchen Energieanlagen, die durch Inkrafttreten der Rechtsverordnung gemäß § 10 Absatz 1 des BSI-Gesetzes als Kritische Infrastruktur bestimmt wurden, haben spätestens ab dem 1. Mai 2023 in ihren informationstechnischen Systemen, Komponenten oder Prozessen, die für die Funktionsfähigkeit der von ihnen betriebenen Energieversorgungsnetze oder Energieanlagen maßgeblich sind, in angemessener Weise Systeme zur Angriffserkennung einzusetzen. Die eingesetzten Systeme zur Angriffserkennung müssen geeignete Parameter und Merkmale aus dem laufenden Betrieb kontinuierlich und automatisch erfassen und auswerten. Sie sollten dazu in der Lage sein, fortwährend Bedrohungen zu identifizieren und zu vermeiden sowie für eingetretene Störungen geeignete Beseitigungsmaßnahmen vorsehen. Dabei soll der Stand der Technik eingehalten werden. Der Einsatz von Systemen zur Angriffserkennung ist angemessen, wenn der dafür erforderliche Aufwand nicht außer Verhältnis zu den möglichen Folgen eines Ausfalls oder einer Beeinträchtigung des betroffenen Energieversorgungsnetzes oder der betroffenen Energieanlage steht.

(1f) Betreiber von Energieversorgungsnetzen und von solchen Energieanlagen, die nach der Rechtsverordnung gemäß § 10 Absatz 1 des BSI-Gesetzes als Kritische Infrastruktur gelten, haben dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik erstmalig am 1. Mai 2023 und danach alle zwei Jahre die Erfüllung der Anforderungen nach Absatz 1d nachzuweisen. Das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik hat die hierfür eingereichten Nachweisdokumente unverzüglich an die Bundesnetzagentur weiterzuleiten. Das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik und die Bundesnetzagentur haben sicherzustellen, dass die unbefugte Offenbarung der ihnen nach Satz 1 zur Kenntnis gelangten Angaben ausgeschlossen wird. Das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik kann bei Mängeln in der Umsetzung der Anforderungen nach Absatz 1d oder in den Nachweisdokumenten nach Satz 1 im Einvernehmen mit der Bundesnetzagentur die Beseitigung der Mängel verlangen.

(1g) Die Bundesnetzagentur legt bis zum 22. Mai 2023 im Einvernehmen mit dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik durch Allgemeinverfügung im Wege einer Festlegung nach § 29 Absatz 1 in einem Katalog von Sicherheitsanforderungen für das Betreiben von Energieversorgungsnetzen und Energieanlagen fest,

1.: welche Komponenten kritische Komponenten im Sinne des § 2 Absatz 13 Satz 1 Nummer 3 Buchstabe a des BSI-Gesetzes sind oder
2.: welche Funktionen kritisch bestimmte Funktionen im Sinne des § 2 Absatz 13 Satz 1 Nummer 3 Buchstabe b des BSI-Gesetzes sind.

Die Betreiber von Energieversorgungsnetzen und Energieanlagen, die durch Rechtsverordnung gemäß § 10 Absatz 1 Satz 1 des BSI-Gesetzes als Kritische Infrastruktur bestimmt wurden, haben die Vorgaben des Katalogs spätestens sechs Monate nach dessen Inkrafttreten zu erfüllen, es sei denn, in dem Katalog ist eine davon abweichende Umsetzungsfrist festgelegt worden. Der Katalog wird mit den Katalogen der Sicherheitsanforderungen nach § 11 Absatz 1a und 1b verbunden.

(2) Für einen bedarfsgerechten, wirtschaftlich zumutbaren Ausbau der Elektrizitätsversorgungsnetze nach Absatz 1 Satz 1 können Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen den Berechnungen für ihre Netzplanung die Annahme zugrunde legen, dass die prognostizierte jährliche Stromerzeugung je unmittelbar an ihr Netz angeschlossener Anlage zur Erzeugung von elektrischer Energie aus Windenergie an Land oder solarer Strahlungsenergie um bis zu 3 Prozent reduziert werden darf (Spitzenkappung). Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen, die für ihre Netzplanung eine Spitzenkappung zugrunde gelegt haben, müssen dies

1.: auf ihrer Internetseite veröffentlichen,
2.: dem Betreiber des vorgelagerten Elektrizitätsversorgungsnetzes, dem Betreiber des Übertragungsnetzes, der Bundesnetzagentur sowie der zuständigen Landesregulierungsbehörde unverzüglich mitteilen und
3.: im Rahmen der Netzplanung für einen sachkundigen Dritten nachvollziehbar dokumentieren.

Die Dokumentation nach Satz 2 Nummer 3 muss der Bundesnetzagentur, der zuständigen Landesregulierungsbehörde, dem Betreiber des vorgelagerten Elektrizitätsversorgungsnetzes, dem Betreiber des Übertragungsnetzes, einem Einspeisewilligen sowie einem an das Netz angeschlossenen Anlagenbetreiber auf Verlangen unverzüglich vorgelegt werden. Die §§ 13 und 14 und § 11 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes bleiben unberührt. Ein Betreiber des Elektrizitätsversorgungsnetzes, der Kosten für die Reduzierung der Einspeisung von mehr als 3 Prozent der jährlichen Stromerzeugung einer Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien, Grubengas oder Kraft-Wärme-Kopplung bei der Ermittlung seiner Netzentgelte in Ansatz bringt, muss der Bundesnetzagentur sowie der zuständigen Landesregulierungsbehörde den Umfang der und die Ursachen für die Reduzierung der Einspeisung mitteilen und im Fall einer Spitzenkappung die Dokumentation nach Satz 2 Nummer 3 vorlegen.

(3) In Rechtsverordnungen über die Regelung von Vertrags- und sonstigen Rechtsverhältnissen können auch Regelungen zur Haftung der Betreiber von Energieversorgungsnetzen aus Vertrag und unerlaubter Handlung für Sach- und Vermögensschäden, die ein Kunde durch Unterbrechung der Energieversorgung oder durch Unregelmäßigkeiten in der Energieversorgung erleidet, getroffen werden. Dabei kann die Haftung auf vorsätzliche oder grob fahrlässige Verursachung beschränkt und der Höhe nach begrenzt werden. Soweit es zur Vermeidung unzumutbarer wirtschaftlicher Risiken des Netzbetriebs im Zusammenhang mit Verpflichtungen nach § 13 Absatz 2, § 13b Absatz 5 und § 13f Absatz 1, auch in Verbindung mit § 14, und § 16 Absatz 2 und 2a, auch in Verbindung mit § 16a, erforderlich ist, kann die Haftung darüber hinaus vollständig ausgeschlossen werden.

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 23 Investitionsmaßnahmen

1.: Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen,
2.: die Integration von Anlagen, die dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unterfallen,
3.: den Ausbau von Verbindungskapazitäten nach Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe b der Verordnung (EU) Nr. 2019/943,
4.: den Ausbau von Gastransportkapazitäten zwischen Marktgebieten, soweit dauerhaft technisch bedingte Engpässe vorliegen und diese nicht durch andere, wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen beseitigt werden können,
5.: den Netzanschluss von LNG-Anlagen nach § 39b der Gasnetzzugangsverordnung,
6.: Erweiterungsinvestitionen zur Errichtung von Hochspannungsleitungen auf neuen Trassen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt als Erdkabel, soweit die Gesamtkosten für Errichtung und Betrieb des Erdkabels die Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht überschreiten und noch kein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für die Errichtung einer Freileitung eingeleitet wurde, sowie Erdkabel nach § 43 Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 2 Abs. 1 des Energieleitungsausbaugesetzes,
7.: grundlegende, mit erheblichen Kosten verbundene Umstrukturierungsmaßnahmen, die erforderlich sind, um die technischen Standards zur Gewährleistung der technischen Sicherheit des Netzes umzusetzen, die auf Grund einer behördlichen Anordnung nach § 49 Abs. 5 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich werden oder deren Notwendigkeit von der nach Landesrecht zuständigen Behörde bestätigt wird,
8.: den Einsatz des Leiterseil-Temperaturmonitorings und von Hochtemperatur-Leiterseilen oder
9.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten und neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen jeweils als Pilotprojekte, die im Rahmen der Ausbauplanung für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich sind.

1.: (weggefallen)
2.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten,
3.: neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen,
4.: Maßnahmen oder Teilmaßnahmen, die im Netzentwicklungsplan als Neubau in neuer Trasse enthalten sind oder
5.: neue Umspannanlagen, Schaltanlagen, Gasdruckregelanlagen oder Messanlagen an einem Standort, der bisher nicht als Standort für solche Anlagen genutzt wurde.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17d Umsetzung der Netzentwicklungspläne und des Flächenentwicklungsplans

(1) Betreiber von Übertragungsnetzen, in deren Regelzone die Netzanbindung von Windenergieanlagen auf See erfolgen soll (anbindungsverpflichteter Übertragungsnetzbetreiber), haben die Offshore-Anbindungsleitungen entsprechend den Vorgaben des Offshore-Netzentwicklungsplans und ab dem 1. Januar 2019 entsprechend den Vorgaben des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes zu errichten und zu betreiben. Sie haben mit der Umsetzung der Netzanbindungen von Windenergieanlagen auf See entsprechend den Vorgaben des Offshore-Netzentwicklungsplans und ab dem 1. Januar 2019 entsprechend den Vorgaben des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes zu beginnen und die Errichtung der Netzanbindungen von Windenergieanlagen auf See zügig voranzutreiben. Eine Offshore-Anbindungsleitung nach Satz 1 ist ab dem Zeitpunkt der Fertigstellung ein Teil des Energieversorgungsnetzes.

(1a) Es sind alle erforderlichen Maßnahmen zu ergreifen, damit die Offshore-Anbindungsleitungen, die im Flächenentwicklungsplan festgelegt sind, rechtzeitig zum festgelegten Jahr der Inbetriebnahme errichtet werden können. Insbesondere können mehrere Offshore-Anbindungsleitungen in einem Trassenkorridor pro Jahr errichtet werden. Für die Errichtung von Offshore-Anbindungsleitungen können alle technisch geeigneten Verfahren verwendet werden. Im Küstenmeer soll in den Jahren 2024 bis 2030 die Errichtung auch im Zeitraum vom 1. April bis zum 31. Oktober erfolgen, wenn dies mit dem Küstenschutz vereinbar ist.

(1b) Der Betrieb von Offshore-Anbindungsleitungen soll in der Regel nicht dazu führen, dass sich das Sediment im Abstand zur Meeresbodenoberfläche von 20 Zentimetern in der ausschließlichen Wirtschaftszone oder im Abstand von 30 Zentimetern im Küstenmeer um mehr als 2 Kelvin erwärmt. Eine stärkere Erwärmung ist zulässig, wenn sie nicht mehr als zehn Tage pro Jahr andauert oder weniger als 1 Kilometer Länge der Offshore-Anbindungsleitung betrifft. Die Sätze 1 und 2 sind sowohl auf bereits in Betrieb befindliche Offshore-Anbindungsleitungen als auch auf neu zu errichtende Offshore-Anbindungsleitungen anwendbar. Auf die parkinternen Seekabel und grenzüberschreitende Kabelsysteme sind die Sätze 1 bis 3 entsprechend anwendbar.

(2) Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber beauftragt die Offshore-Anbindungsleitung so rechtzeitig, dass die Fertigstellungstermine in den im Flächenentwicklungsplan und im Netzentwicklungsplan dafür festgelegten Kalenderjahren einschließlich des Quartals im jeweiligen Kalenderjahr liegen. Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber beauftragt die Offshore-Anbindungsleitung, sobald die anzubindende Fläche im Flächenentwicklungsplan festgelegt ist. Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber hat spätestens nach Auftragsvergabe die Daten der voraussichtlichen Fertigstellungstermine der Offshore-Anbindungsleitung der Regulierungsbehörde bekannt zu machen und auf seiner Internetseite zu veröffentlichen. Nach Bekanntmachung der voraussichtlichen Fertigstellungstermine nach Satz 3 hat der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber mit den Betreibern der Windenergieanlage auf See, die gemäß den §§ 20, 21, 34 oder 54 des Windenergie-auf-See-Gesetzes einen Zuschlag erhalten haben, einen Realisierungsfahrplan abzustimmen, der die zeitliche Abfolge für die einzelnen Schritte zur Errichtung der Windenergieanlage auf See und zur Herstellung des Netzanschlusses enthält. Dabei sind die Fristen zur Realisierung der Windenergieanlage auf See gemäß § 81 des Windenergie-auf-See-Gesetzes und die Vorgaben gemäß § 5 Absatz 1 Nummer 4 des Windenergie-auf-See-Gesetzes im Flächenentwicklungsplan zu berücksichtigen. Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber und der Betreiber der Windenergieanlage auf See haben sich regelmäßig über den Fortschritt bei der Errichtung der Windenergieanlage auf See und der Herstellung des Netzanschlusses zu unterrichten; mögliche Verzögerungen oder Abweichungen vom Realisierungsfahrplan sind unverzüglich mitzuteilen. Die bekannt gemachten voraussichtlichen Fertigstellungstermine können nur mit Zustimmung der Regulierungsbehörde im Benehmen mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie geändert werden; die Regulierungsbehörde trifft die Entscheidung nach pflichtgemäßem Ermessen und unter Berücksichtigung der Interessen der Beteiligten und der volkswirtschaftlichen Kosten. 36 Monate vor Eintritt der voraussichtlichen Fertigstellung werden die bekannt gemachten Fertigstellungstermine jeweils verbindlich. Die Sätze 2 und 4 sind nicht auf Testfeld-Anbindungsleitungen anzuwenden.

(3) Betreiber von Windenergieanlagen auf See mit einem Zuschlag nach den §§ 20, 21, 34 oder 54 des Windenergie-auf-See-Gesetzes erhalten ausschließlich eine Kapazität auf der Offshore-Anbindungsleitung, die zur Anbindung des entsprechenden Clusters im Bundesfachplan Offshore nach § 17a oder der entsprechenden Fläche im Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes vorgesehen ist. Ausnahmsweise kann eine Anbindung über einen anderen im Bundesfachplan Offshore nach § 17a festgelegten Cluster erfolgen, sofern dies im Bundesfachplan Offshore und im Offshore-Netzentwicklungsplan ausdrücklich vorgesehen ist und dies für eine geordnete und effiziente Nutzung und Auslastung der Offshore-Anbindungsleitungen erforderlich ist.

(4) Die Regulierungsbehörde kann im Benehmen mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie dem Betreiber einer Windenergieanlage auf See, der über zugewiesene Netzanbindungskapazität verfügt, die Netzanbindungskapazität entziehen und ihm Netzanbindungskapazität auf einer anderen Offshore-Anbindungsleitung zuweisen (Kapazitätsverlagerung), soweit dies einer geordneten und effizienten Nutzung und Auslastung von Offshore-Anbindungsleitungen dient und soweit dem die Bestimmungen des Bundesfachplans Offshore und ab dem 1. Januar 2019 des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes nicht entgegenstehen. Vor der Entscheidung sind der betroffene Betreiber einer Windenergieanlage auf See und der betroffene anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber zu hören.

(5) Die zugewiesene Netzanbindungskapazität besteht, soweit und solange ein Planfeststellungsbeschluss oder eine Plangenehmigung für die Windenergieanlagen auf See wirksam ist. Wird ein Zuschlag nach den §§ 20, 21, 34 oder 54 des Windenergie-auf-See-Gesetzes unwirksam, entfällt die zugewiesene Netzanbindungskapazität auf der entsprechenden Offshore-Anbindungsleitung, die zur Anbindung der Fläche vorgesehen ist. Die Regulierungsbehörde teilt dem anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreiber unverzüglich die Unwirksamkeit eines Zuschlags mit und ergreift im Benehmen mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie angemessene Maßnahmen für eine geordnete und effiziente Nutzung und Auslastung der betroffenen Offshore-Anbindungsleitung. Vor der Entscheidung ist der betroffene anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber zu hören.

(6) Anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber sind gegenüber dem Inhaber einer Genehmigung zum Bau von Windenergieanlagen auf See im Küstenmeer nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz verpflichtet, die Netzanbindung von dem Umspannwerk der Windenergieanlagen auf See bis zu dem technisch und wirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt des nächsten Übertragungsnetzes auf die technisch und wirtschaftlich günstigste Art und Weise zu errichten und zu betreiben. Inhaber einer Genehmigung zum Bau von Windenergieanlagen auf See im Küstenmeer nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz haben einen Anspruch auf Anbindung nach Satz 1 nur dann, wenn der auf der Fläche im Küstenmeer erzeugte Strom ausschließlich im Wege der sonstigen Direktvermarktung nach § 21a des Erneuerbare-Energien-Gesetzes veräußert wird und eine Sicherheit entsprechend § 21 des Windenergie-auf-See-Gesetzes bezogen auf die genehmigte Höhe der zu installierenden Leistung an die Bundesnetzagentur zur Sicherung von Ansprüchen des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers nach Absatz 9 geleistet wurde. § 31 Absatz 3 bis 5 des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes ist entsprechend anzuwenden. Absatz 2 Satz 3 ist entsprechend für Netzanbindungen nach Satz 1 anzuwenden. Die Anbindungsverpflichtung entfällt, wenn Vorgaben des Flächenentwicklungsplans entgegenstehen oder der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber gegenüber der Bundesnetzagentur eine Stellungnahme nach Satz 4 und Absatz 2 Satz 5 abgibt. Eine Netzanbindung nach Satz 1 ist ab dem Zeitpunkt der Fertigstellung ein Teil des Energieversorgungsnetzes.

(7) Nachdem die Bundesnetzagentur auf Antrag des Inhabers der Genehmigung bestätigt hat, dass der Nachweis über eine bestehende Finanzierung für die Errichtung von Windenergieanlagen auf See in dem Umfang der genehmigten Anlagen gegenüber der Bundesnetzagentur erbracht worden ist, beauftragt der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber unverzüglich die Netzanbindung nach Absatz 6. Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber hat spätestens nach Auftragsvergabe den voraussichtlichen Fertigstellungstermin der Netzanbindung der Bundesnetzagentur bekannt zu machen und auf seiner Internetseite zu veröffentlichen. Der bekannt gemachte voraussichtliche Fertigstellungstermin kann nur mit Zustimmung der Regulierungsbehörde verschoben werden, dabei trifft die Regulierungsbehörde die Entscheidung nach pflichtgemäßem Ermessen und unter Berücksichtigung der Interessen der Beteiligten und der volkswirtschaftlichen Kosten. 30 Monate vor Eintritt der voraussichtlichen Fertigstellung wird der bekannt gemachte Fertigstellungstermin verbindlich.

(8) Nach Bekanntmachung des voraussichtlichen Fertigstellungstermins nach Absatz 7 Satz 4 hat der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber mit dem Inhaber der Genehmigung zum Bau von Windenergieanlagen auf See im Küstenmeer nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz einen Realisierungsfahrplan abzustimmen, der die zeitliche Abfolge für die einzelnen Schritte zur Errichtung der Windenergieanlage auf See und zur Herstellung des Netzanschlusses einschließlich eines Anschlusstermins enthält. Der Inhaber der Genehmigung für die Errichtung der Windenergieanlagen auf See muss

1.: spätestens sechs Monate vor dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass mit der Errichtung der Windenergieanlagen begonnen worden ist,
2.: spätestens zum verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft mindestens einer Windenergieanlage auf See einschließlich der zugehörigen parkinternen Verkabelung hergestellt worden ist, und
3.: innerhalb von sechs Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der genehmigten installierten Leistung entspricht.

Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber und der Betreiber der Windenergieanlage auf See haben sich regelmäßig über den Fortschritt bei der Errichtung der Windenergieanlage auf See und der Herstellung des Netzanschlusses zu unterrichten, dabei sind mögliche Verzögerungen oder Abweichungen vom Realisierungsfahrplan unverzüglich auch der Bundesnetzagentur mitzuteilen.

(9) Der Inhaber der Genehmigung zum Bau von Windenergieanlagen auf See im Küstenmeer nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz muss an den anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreiber eine Pönale leisten, wenn er gegen die Fristen nach Absatz 8 Satz 2 verstößt. Die Höhe der Pönale entspricht

1.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 1 70 Prozent der nach Absatz 6 Satz 2 zu leistenden Sicherheit,
2.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 2 70 Prozent der verbleibenden Sicherheit und
3.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 3 dem Wert, der sich aus dem Betrag der verbleibenden Sicherheit multipliziert mit dem Quotienten aus der installierten Leistung der nicht betriebsbereiten Windenergieanlagen und der genehmigten zu installierenden Leistung ergibt.

§ 88 des Windenergie-auf-See-Gesetzes ist entsprechend anzuwenden. Unbeschadet der Pönale nach Satz 1 entfällt der Anspruch nach Absatz 6 Satz 1 bei einem Verstoß gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 1. § 81 Absatz 2a des Windenergie-auf-See-Gesetzes ist entsprechend anzuwenden.

(10) Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen treffen

1.: zur Umsetzung des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes, zu den erforderlichen Schritten, die die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Erfüllung ihrer Pflichten nach Absatz 1 zu unternehmen haben, und zu deren zeitlicher Abfolge; dies schließt Festlegungen zur Ausschreibung und Vergabe von Anbindungsleitungen, zur Vereinbarung von Realisierungsfahrplänen nach Absatz 2 Satz 4, zur Information der Betreiber der anzubindenden Windenergieanlagen auf See und zu einem Umsetzungszeitplan ein, und
2.: zum Verfahren zur Kapazitätsverlagerung nach Absatz 4 und im Fall der Unwirksamkeit des Zuschlags nach Absatz 5; dies schließt Festlegungen zur Art und Ausgestaltung der Verfahren sowie zu möglichen Sicherheitsleistungen oder Garantien ein.

Festlegungen nach Nummer 2 erfolgen im Einvernehmen mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie.

(11) § 65 Absatz 2a ist entsprechend anzuwenden, wenn der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber eine Leitung, die entsprechend den Vorgaben des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes nach Absatz 1 errichtet werden muss, nicht entsprechend diesen Vorgaben errichtet.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17e Entschädigung bei Störungen oder Verzögerung der Anbindung von Offshore-Anlagen

(1) Ist die Einspeisung aus einer betriebsbereiten Windenergieanlage auf See länger als zehn aufeinander folgende Tage wegen einer Störung der Netzanbindung nicht möglich, so kann der Betreiber der Windenergieanlage auf See von dem nach § 17d Absatz 1 und 6 anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreiber ab dem elften Tag der Störung unabhängig davon, ob der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber die Störung zu vertreten hat, für entstandene Vermögensschäden eine Entschädigung in Höhe von 90 Prozent des nach § 19 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im Fall der Direktvermarktung bestehenden Zahlungsanspruchs abzüglich 0,4 Cent pro Kilowattstunde verlangen. Bei der Ermittlung der Höhe der Entschädigung nach Satz 1 ist für jeden Tag der Störung, für den der Betreiber der Windenergieanlage auf See eine Entschädigung erhält, die durchschnittliche Einspeisung einer vergleichbaren Anlage in dem entsprechenden Zeitraum der Störung zugrunde zu legen. Soweit Störungen der Netzanbindung an mehr als 18 Tagen im Kalenderjahr auftreten, besteht der Anspruch abweichend von Satz 1 unmittelbar ab dem 19. Tag im Kalenderjahr, an dem die Einspeisung auf Grund der Störung der Netzanbindung nicht möglich ist. Soweit der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber eine Störung der Netzanbindung vorsätzlich herbeigeführt hat, kann der Betreiber der Windenergieanlage auf See von dem anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreiber abweichend von Satz 1 ab dem ersten Tag der Störung die Erfüllung des vollständigen, nach § 19 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im Fall der Direktvermarktung bestehenden Zahlungsanspruchs abzüglich 0,4 Cent pro Kilowattstunde verlangen. Darüber hinaus ist eine Inanspruchnahme des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers für Vermögensschäden auf Grund einer gestörten Netzanbindung ausgeschlossen. Der Anspruch nach Satz 1 entfällt, soweit der Betreiber der Windenergieanlage auf See die Störung zu vertreten hat.

(2) Ist die Einspeisung aus einer betriebsbereiten Windenergieanlage auf See nicht möglich, weil die Netzanbindung nicht zu dem verbindlichen Fertigstellungstermin nach § 17d Absatz 2 Satz 8 und Absatz 7 Satz 4 fertiggestellt ist, so kann der Betreiber der Windenergieanlage auf See ab dem Zeitpunkt der Herstellung der Betriebsbereitschaft der Windenergieanlage auf See, frühestens jedoch ab dem 91. Tag nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin, eine Entschädigung entsprechend Absatz 1 Satz 1 und 2 verlangen. Soweit der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber die nicht rechtzeitige Fertigstellung der Netzanbindung vorsätzlich herbeigeführt hat, kann der Betreiber der Windenergieanlage auf See von dem anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreiber abweichend von Satz 1 ab dem ersten Tag nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin die Erfüllung des vollständigen, nach § 19 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im Fall der Direktvermarktung bestehenden Zahlungsanspruchs abzüglich 0,4 Cent pro Kilowattstunde verlangen. Darüber hinaus ist eine Inanspruchnahme des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers für Vermögensschäden auf Grund einer nicht rechtzeitig fertiggestellten Netzanbindung ausgeschlossen. Für den Anspruch auf Entschädigung nach diesem Absatz ist von einer Betriebsbereitschaft der Windenergieanlage auf See im Sinne von Satz 1 auch auszugehen, wenn das Fundament der Windenergieanlage auf See und die für die Windenergieanlage auf See vorgesehene Umspannanlage zur Umwandlung der durch eine Windenergieanlage auf See erzeugten Elektrizität auf eine höhere Spannungsebene errichtet sind und von der Herstellung der tatsächlichen Betriebsbereitschaft zur Schadensminderung abgesehen wurde. Der Betreiber der Windenergieanlage auf See hat sämtliche Zahlungen nach Satz 1 zuzüglich Zinsen zurückzugewähren, soweit die Windenergieanlage auf See nicht innerhalb einer angemessenen, von der Regulierungsbehörde festzusetzenden Frist nach Fertigstellung der Netzanbindung die technische Betriebsbereitschaft tatsächlich hergestellt hat; die §§ 286, 288 und 289 Satz 1 des Bürgerlichen Gesetzbuchs sind entsprechend anwendbar. Dem verbindlichen Fertigstellungstermin nach § 17d Absatz 2 Satz 8 steht der Fertigstellungstermin aus der unbedingten Netzanbindungszusage gleich, wenn die unbedingte Netzanbindungszusage dem Betreiber der Windenergieanlage auf See bis zum 29. August 2012 erteilt wurde oder dem Betreiber der Windenergieanlage auf See zunächst eine bedingte Netzanbindungszusage erteilt wurde und er bis zum 1. September 2012 die Kriterien für eine unbedingte Netzanbindungszusage nachgewiesen hat. Erhält der Betreiber einer Windenergieanlage auf See erst ab einem Zeitpunkt nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin einen Zuschlag nach § 23 oder § 34 des Windenergie-auf-See-Gesetzes, so ist dieser Absatz mit der Maßgabe anzuwenden, dass der Zeitpunkt, ab dem nach § 24 Absatz 1 Nummer 2 oder § 37 Absatz 1 Nummer 1 des Windenergie-auf-See-Gesetzes der Anspruch auf die Marktprämie nach § 19 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes frühestens beginnt, dem verbindlichen Fertigstellungstermin gleichsteht. Auf Zuschläge nach § 34 des Windenergie-auf-See-Gesetzes ist Satz 1 in der am 9. Dezember 2020 geltenden Fassung anzuwenden.

(3) Ist die Einspeisung aus einer betriebsbereiten Windenergieanlage auf See an mehr als zehn Tagen im Kalenderjahr wegen betriebsbedingten Wartungsarbeiten an der Netzanbindung nicht möglich, so kann der Betreiber der Windenergieanlage auf See ab dem elften Tag im Kalenderjahr, an dem die Netzanbindung auf Grund der betriebsbedingten Wartungsarbeiten nicht verfügbar ist, eine Entschädigung entsprechend Absatz 1 Satz 1 in Anspruch nehmen. Bei der Berechnung der Tage nach Satz 1 werden die vollen Stunden, in denen die Wartungsarbeiten vorgenommen werden, zusammengerechnet.

(3a) Die Absätze 1 bis 3 sind für Windenergieanlagen auf See, die in einer Ausschreibung nach Teil 3 des Windenergie-auf-See-Gesetzes bezuschlagt wurden, mit der Maßgabe anzuwenden, dass die Entschädigung 90 Prozent des nach dem Windenergie-auf-See-Gesetz jeweils einschlägigen anzulegenden Werts, mindestens aber 90 Prozent des Monatsmarktwerts im Sinne der Anlage 1 Nummer 2.2.3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes beträgt.

(4) Die Entschädigungszahlungen nach den Absätzen 1 bis 3a einschließlich der Kosten für eine Zwischenfinanzierung sind bei der Ermittlung der Kosten des Netzbetriebs zur Netzentgeltbestimmung nicht zu berücksichtigen.

(5) Auf Vermögensschäden auf Grund einer nicht rechtzeitig fertiggestellten oder gestörten Netzanbindung im Sinne des Absatzes 1 oder des Absatzes 2 ist § 32 Absatz 3 und 4 nicht anzuwenden.

(6) Der Betreiber der Windenergieanlage auf See hat dem anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreiber mit dem Tag, zu dem die Entschädigungspflicht des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers nach Absatz 1 oder Absatz 2 dem Grunde nach beginnt, mitzuteilen, ob er die Entschädigung nach den Absätzen 1 bis 2 begehrt oder ob die Berücksichtigung der im Sinne des Absatzes 1 oder des Absatzes 2 verzögerten oder gestörten Einspeisung nach § 50 Absatz 4 Satz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes erfolgen soll.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17f Belastungsausgleich

1.: für Entschädigungszahlungen nach § 17e,
2.: für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept nach Absatz 3 Satz 2 und 3,
3.: nach § 17d Absatz 1 und 6,
4.: nach den §§ 17a und 17b,
5.: nach § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 und
6.: für den Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes.

Zu den nach Satz 1 Nummer 1 erstattungsfähigen Kosten zählen auch die Kosten für eine Zwischenfinanzierung der Entschädigungszahlungen. Von den nach Satz 1 Nummer 1 erstattungsfähigen Kosten sind anlässlich des Schadensereignisses nach § 17e erhaltene Vertragsstrafen, Versicherungsleistungen oder sonstige Leistungen Dritter abzuziehen.

(2) Soweit der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber die Störung der Netzanbindung im Sinn von § 17e Absatz 1 oder die nicht rechtzeitige Fertigstellung der Anbindungsleistung im Sinn von § 17e Absatz 2 verursacht hat, werden die Kosten nach Absatz 1 Satz 1 nach den Vorgaben des Energiefinanzierungsgesetzes im Fall einer

1.: vorsätzlichen Verursachung nicht erstattet,
2.: fahrlässigen Verursachung nach Abzug eines Eigenanteils erstattet.

Der Eigenanteil nach Satz 1 Nummer 2 darf bei der Ermittlung der Netzentgelte nicht berücksichtigt werden. Er beträgt pro Kalenderjahr

1.: 20 Prozent für Kosten bis zu einer Höhe von 200 Millionen Euro,
2.: 15 Prozent für Kosten, die 200 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 400 Millionen Euro,
3.: 10 Prozent für Kosten, die 400 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 600 Millionen Euro,
4.: 5 Prozent für Kosten, die 600 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 1 000 Millionen Euro.

Bei fahrlässig, jedoch nicht grob fahrlässig verursachten Schäden ist der Eigenanteil des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers nach Satz 2 auf 17,5 Millionen Euro je Schadensereignis begrenzt. Soweit der Betreiber einer Windenergieanlage auf See einen Schaden auf Grund der nicht rechtzeitigen Herstellung oder der Störung der Netzanbindung erleidet, wird vermutet, dass zumindest grobe Fahrlässigkeit des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers vorliegt.

(3) Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber hat alle möglichen und zumutbaren Maßnahmen zu ergreifen, um einen Schadenseintritt zu verhindern, den eingetretenen Schaden unverzüglich zu beseitigen und weitere Schäden abzuwenden oder zu mindern. Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber hat bei Schadenseintritt unverzüglich der Bundesnetzagentur ein Konzept mit den geplanten Schadensminderungsmaßnahmen nach Satz 1 vorzulegen und dieses bis zur vollständigen Beseitigung des eingetretenen Schadens regelmäßig zu aktualisieren. Die Bundesnetzagentur kann bis zur vollständigen Beseitigung des eingetretenen Schadens Änderungen am Schadensminderungskonzept nach Satz 2 verlangen. Eine Erstattung der Kosten nach Absatz 1 findet nur statt, soweit der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber nachweist, dass er alle möglichen zumutbaren Schadensminderungsmaßnahmen nach Satz 1 ergriffen hat. Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber hat den Schadenseintritt, das der Bundesnetzagentur vorgelegte Schadensminderungskonzept nach Satz 2 und die ergriffenen Schadensminderungsmaßnahmen zu dokumentieren und darüber auf seiner Internetseite zu informieren.

(4) Der rechnerische Anteil an der zur Erstattung der Kosten nach Absatz 1 nach § 12 Absatz 1 des Energiefinanzierungsgesetzes erhobenen Umlage, der auf die Kosten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 entfällt, darf höchstens 0,25 Cent pro Kilowattstunde betragen. Entschädigungszahlungen nach § 17e, die wegen einer Überschreitung des zulässigen Höchstwerts nach Satz 1 in einem Kalenderjahr nicht erstattet werden können, werden einschließlich der Kosten des betroffenen anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers für eine Zwischenfinanzierung in den folgenden Kalenderjahren erstattet.

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 23 Investitionsmaßnahmen

1.: Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen,
2.: die Integration von Anlagen, die dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unterfallen,
3.: den Ausbau von Verbindungskapazitäten nach Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe b der Verordnung (EU) Nr. 2019/943,
4.: den Ausbau von Gastransportkapazitäten zwischen Marktgebieten, soweit dauerhaft technisch bedingte Engpässe vorliegen und diese nicht durch andere, wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen beseitigt werden können,
5.: den Netzanschluss von LNG-Anlagen nach § 39b der Gasnetzzugangsverordnung,
6.: Erweiterungsinvestitionen zur Errichtung von Hochspannungsleitungen auf neuen Trassen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt als Erdkabel, soweit die Gesamtkosten für Errichtung und Betrieb des Erdkabels die Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht überschreiten und noch kein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für die Errichtung einer Freileitung eingeleitet wurde, sowie Erdkabel nach § 43 Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 2 Abs. 1 des Energieleitungsausbaugesetzes,
7.: grundlegende, mit erheblichen Kosten verbundene Umstrukturierungsmaßnahmen, die erforderlich sind, um die technischen Standards zur Gewährleistung der technischen Sicherheit des Netzes umzusetzen, die auf Grund einer behördlichen Anordnung nach § 49 Abs. 5 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich werden oder deren Notwendigkeit von der nach Landesrecht zuständigen Behörde bestätigt wird,
8.: den Einsatz des Leiterseil-Temperaturmonitorings und von Hochtemperatur-Leiterseilen oder
9.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten und neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen jeweils als Pilotprojekte, die im Rahmen der Ausbauplanung für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich sind.

1.: (weggefallen)
2.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten,
3.: neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen,
4.: Maßnahmen oder Teilmaßnahmen, die im Netzentwicklungsplan als Neubau in neuer Trasse enthalten sind oder
5.: neue Umspannanlagen, Schaltanlagen, Gasdruckregelanlagen oder Messanlagen an einem Standort, der bisher nicht als Standort für solche Anlagen genutzt wurde.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17f Belastungsausgleich

1.: für Entschädigungszahlungen nach § 17e,
2.: für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept nach Absatz 3 Satz 2 und 3,
3.: nach § 17d Absatz 1 und 6,
4.: nach den §§ 17a und 17b,
5.: nach § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 und
6.: für den Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes.

1.: vorsätzlichen Verursachung nicht erstattet,
2.: fahrlässigen Verursachung nach Abzug eines Eigenanteils erstattet.

Der Eigenanteil nach Satz 1 Nummer 2 darf bei der Ermittlung der Netzentgelte nicht berücksichtigt werden. Er beträgt pro Kalenderjahr

1.: 20 Prozent für Kosten bis zu einer Höhe von 200 Millionen Euro,
2.: 15 Prozent für Kosten, die 200 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 400 Millionen Euro,
3.: 10 Prozent für Kosten, die 400 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 600 Millionen Euro,
4.: 5 Prozent für Kosten, die 600 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 1 000 Millionen Euro.

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 23 Investitionsmaßnahmen

1.: Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen,
2.: die Integration von Anlagen, die dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unterfallen,
3.: den Ausbau von Verbindungskapazitäten nach Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe b der Verordnung (EU) Nr. 2019/943,
4.: den Ausbau von Gastransportkapazitäten zwischen Marktgebieten, soweit dauerhaft technisch bedingte Engpässe vorliegen und diese nicht durch andere, wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen beseitigt werden können,
5.: den Netzanschluss von LNG-Anlagen nach § 39b der Gasnetzzugangsverordnung,
6.: Erweiterungsinvestitionen zur Errichtung von Hochspannungsleitungen auf neuen Trassen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt als Erdkabel, soweit die Gesamtkosten für Errichtung und Betrieb des Erdkabels die Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht überschreiten und noch kein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für die Errichtung einer Freileitung eingeleitet wurde, sowie Erdkabel nach § 43 Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 2 Abs. 1 des Energieleitungsausbaugesetzes,
7.: grundlegende, mit erheblichen Kosten verbundene Umstrukturierungsmaßnahmen, die erforderlich sind, um die technischen Standards zur Gewährleistung der technischen Sicherheit des Netzes umzusetzen, die auf Grund einer behördlichen Anordnung nach § 49 Abs. 5 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich werden oder deren Notwendigkeit von der nach Landesrecht zuständigen Behörde bestätigt wird,
8.: den Einsatz des Leiterseil-Temperaturmonitorings und von Hochtemperatur-Leiterseilen oder
9.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten und neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen jeweils als Pilotprojekte, die im Rahmen der Ausbauplanung für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich sind.

1.: (weggefallen)
2.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten,
3.: neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen,
4.: Maßnahmen oder Teilmaßnahmen, die im Netzentwicklungsplan als Neubau in neuer Trasse enthalten sind oder
5.: neue Umspannanlagen, Schaltanlagen, Gasdruckregelanlagen oder Messanlagen an einem Standort, der bisher nicht als Standort für solche Anlagen genutzt wurde.

Bundesgerichtshof Beschluss, 12. Apr. 2016 - EnVR 3/15

Tenor

: Auf die Rechtsbeschwerde der Bundesnetzagentur wird der Beschluss des 3. Kartellsenats des Oberlandesgerichts Düsseldorf vom 12. März 2014 in der Fassung des Berichtigungsbeschlusses vom 28. April 2014 im Kostenpunkt und insoweit aufgehoben, als das Beschwerdegericht angeordnet hat, dass die beabsichtigte Maßnahme bei der erneuten Entscheidung des Genehmigungsantrags in vollem Umfang als Umstrukturierungsinvestition anzusehen ist.

: Im Umfang der Aufhebung wird die Bundesnetzagentur verpflichtet, die erneute Entscheidung über den Genehmigungsantrag unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats zu treffen.

: Die weitergehende Rechtsbeschwerde wird zurückgewiesen.

: Die Kosten der Rechtsmittelverfahren werden gegeneinander aufgehoben.

: Der Gegenstandswert des Rechtsbeschwerdeverfahrens wird auf 2,91 Millionen Euro festgesetzt.

Gründe

1: A. Die Antragstellerin betreibt ein Gasverteilernetz. Mit Schreiben vom 20. März 2012 beantragte sie bei der Bundesnetzagentur die Genehmigung einer Investitionsmaßnahme zur Erhöhung der Sicherheit von Hochdruckleitungen aus Stahl.

2: Die geplante Maßnahme betrifft den vorgezogenen Ersatzneubau des Bestandes an Stahlleitungen in sechs Teilnetzen, die mit einem Druck zwischen 4 und 16 bar betrieben werden. Die vorhandenen Leitungen sind nach dem Vorbringen der Antragstellerin unzureichend gegen Korrosion geschützt. Die neuen Leitungen sollen mit einem Korrosionsschutz versehen werden, der dem gültigen Regelwerk des Deutschen Vereins des Wasser- und Gasfachs (DVGW) entspricht. Hierzu sind als passive Maßnahme eine Umhüllung und als aktive Maßnahme das Anlegen einer elektrischen Spannung (kathodischer Korrosionsschutz) vorgesehen. Das Ministerium für Wissenschaft und Wirtschaft des Landes Sachsen-Anhalt hat die Erforderlichkeit des Projekts bestätigt.

3: Die Bundesnetzagentur hat den Antrag abgelehnt. Auf die Beschwerde der Antragstellerin hat das Beschwerdegericht diese Entscheidung aufgehoben und die Bundesnetzagentur zur Neubescheidung verpflichtet. Dagegen wendet sich die Bundesnetzagentur mit der vom Senat zugelassenen Rechtsbeschwerde, der die Antragstellerin entgegentritt.

4: B. Das zulässige Rechtsmittel hat teilweise Erfolg. Die Bundesnetzagentur bleibt zwar zur erneuten Bescheidung des Antrags verpflichtet. Die hierbei zu berücksichtigenden rechtlichen Vorgaben weichen aber in entscheidenden Punkten von denjenigen des Beschwerdegerichts ab.

5: I. Das Beschwerdegericht hat seine Entscheidung im Wesentlichen wie folgt begründet:

6: Die beantragte Maßnahme betreffe zwar keine Erweiterungs- oder Umstrukturierungsinvestition im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV. Sie werde aber von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV erfasst. Diese Vorschrift erweitere den Anwendungsbereich der genehmigungsfähigen Investitionen und erfasse anders als Satz 1 auch bloße Ersatzbeschaffungen. Sie sei geschaffen worden, um umfangreiche Maßnahmenprogramme im Sinne einer Komplettsanierung genehmigen zu können. Auf die Frage, ob der Netzbetreiber solche Maßnahmen in der Vergangenheit aus Nachlässigkeit unterlassen habe, komme es nicht an.

7: Die geplante Investition sei auch eine grundlegende Maßnahme im Sinne von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV. Nach dem Willen des Verordnungsgebers seien Maßnahmen als grundlegend anzusehen, wenn sie über die typische, regelmäßige, jeden Netzbetreiber gleichermaßen treffende Ersatzbeschaffung hinausgingen. Ausgeschlossen seien vereinzelte, punktuelle Maßnahmen wie die Ersatzbeschaffung nach einem lokalen Schadensereignis. Nicht erforderlich sei hingegen, dass es sich um ein deutschlandweites oder flächendeckendes Sanierungsprogramm handle. Das Vorhaben der Antragstellerin sei in diesem Sinne grundlegend. Dem stehe nicht entgegen, dass bereits ein Teil der Leitungen ausgetauscht worden und nur noch rund 780 km des Leitungsnetzes sanierungsbedürftig seien. Entgegen der Auffassung der Bundesnetzagentur handle es sich auch nicht um eine turnusgemäße Erneuerung von Leitungen. Die betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer betrage 55 bis 65 Jahre. Diese Frist sei auch bei den ältesten Leitungen, die nach dem Vortrag der Antragstellerin aus dem Jahr 1966 stammten, noch nicht abgelaufen.

8: II. Dies hält der rechtlichen Überprüfung nicht in vollem Umfang stand.

9: 1. Zu Unrecht ist das Beschwerdegericht davon ausgegangen, eine Maßnahme könne auch dann als Umstrukturierungsmaßnahme im Sinne von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV angesehen werden, wenn sie in einer bloßen Ersatzbeschaffung besteht.

10: a) Nach der auch vom Beschwerdegericht zitierten Rechtsprechung des Senats ist eine Maßnahme als Erweiterungs- oder Umstrukturierungsinvestition im Sinne von § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV anzusehen, wenn sie sich nicht im Austausch bereits vorhandener Komponenten und damit zwangsläufig einhergehenden Verbesserungen erschöpft, sondern jedenfalls auch zu einer nicht nur unbedeutenden Vergrößerung des Netzes oder zu einer nicht nur unbedeutenden Veränderung von sonstigen technischen Parametern führt, die für den Betrieb des Netzes erheblich sind (BGH, Beschluss vom 17. Dezember 2013 - EnVR 18/12, RdE 2014, 291 Rn. 32 - 50Hertz Transmission GmbH).

11: b) Entgegen der Auffassung des Beschwerdegerichts gilt diese Voraussetzung auch für Umstrukturierungsmaßnahmen im Sinne von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV.

12: Nach der Rechtsprechung des Senats können die in § 23 Abs. 1 Satz 2 ARegV aufgeführten Regelbeispiele zwar eine Orientierungshilfe für die Auslegung von § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV bilden. § 23 Abs. 1 Satz 2 ARegV dient aber nicht dazu, den in Satz 1 normierten Grundtatbestand zu modifizieren. Der Vorschrift kommt vielmehr die Funktion zu, den Anwendungsbereich dieses Tatbestandes zu veranschaulichen und die Rechtsanwendung in typischen Konstellationen zu vereinfachen (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 16 f. - 50Hertz Transmission GmbH). Dies hat zum einen zur Folge, dass der Tatbestand von § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV nicht im Hinblick auf einzelne Regelbeispiele um Voraussetzungen ergänzt werden darf, die dort nicht vorgesehen sind (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 16 f. - 50Hertz Transmission GmbH). Zum anderen darf ein sowohl in Satz 1 als auch in Satz 2 verwendeter Begriff grundsätzlich nicht unterschiedlich ausgelegt werden. Letzteres gilt auch für den in § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV und in § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV verwendeten Begriff der Umstrukturierungsinvestition bzw. Umstrukturierungsmaßnahme.

13: aa) Aus dem Wortlaut von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV ergeben sich keine Hinweise auf die vom Beschwerdegericht stattdessen vorgenommene Differenzierung.

14: (1) Dass in § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV von Umstrukturierungsinvestitionen, in § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV hingegen von Umstrukturierungsmaßnahmen die Rede ist, hat keine Auswirkungen auf die Auslegung des Begriffs "Umstrukturierung".

15: In § 23 Abs. 1 Satz 2 ARegV wird der Begriff "Investitionen" bereits in der den einzelnen Ausführungsbeispielen vorangestellten einleitenden Formulierung verwendet. Das in § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV definierte Regelbeispiel betrifft mithin "Investitionen, die vorgesehen sind für... Umstrukturierungsmaßnahmen". Dies ist gleichbedeutend mit dem in § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV verwendeten Begriff der Umstrukturierungsinvestitionen.

16: (2) Der besondere Regelungsgehalt von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV besteht darin, die Voraussetzungen zu konkretisieren, unter denen eine Umstrukturierungsinvestition aufgrund des mit ihr angestrebten Ziels als genehmigungsfähig anzusehen ist.

17: Während § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV insoweit nur abstrakte Zielsetzungen wie die Stabilität des Gesamtsystems und den bedarfsgerechten Ausbau des Energieversorgungsnetzes nennt, wird dies in § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV dahin konkretisiert, dass die technische Sicherheit des Netzes betroffen und dass die Notwendigkeit der Maßnahme durch eine behördliche Anordnung oder Bestätigung dokumentiert sein muss.

18: Aus dieser Konkretisierung ergeben sich keine Anhaltspunkte dafür, dass der Begriff der Umstrukturierung in anderem Sinne zu verstehen sein könnte als im Zusammenhang mit dem Grundtatbestand.

19: bb) Aus Zweck und Systematik der Regelung ergibt sich keine abweichende Beurteilung.

20: Entgegen der Auffassung des Beschwerdegerichts ist hierbei unerheblich, ob § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV ein eigenständiger Anwendungsbereich zukommt oder ob sich alle von der Vorschrift erfassten Fälle auch unter Satz 1 subsumieren ließen. Wie bereits oben dargelegt wurde, kommt § 23 Abs. 1 Satz 2 ARegV die Funktion zu, die Rechtsanwendung in typischen Konstellationen zu vereinfachen. Zur Verwirklichung dieser Funktion ist nicht erforderlich, dass die Vorschrift den Kreis der genehmigungsfähigen Investitionen erweitert. Es genügt, wenn sie die Abgrenzung der genehmigungsfähigen von nicht genehmigungsfähigen Investitionen für eine typische Konstellation erleichtert. Dies wird schon durch die aufgezeigte Konkretisierung der die Genehmigungsfähigkeit begründenden Voraussetzungen erreicht.

21: cc) Aus dem Umstand, dass in den Materialien zu § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV (BR-Drucks. 417/07 [Beschluss] S. 12 f.) als typische Anwendungsfälle der Ersatz von Hochspannungsmasten aus Thomasstahl und Gasleitungen aus Grauguss angeführt werden, können ebenfalls keine abweichenden Schlussfolgerungen gezogen werden.

22: Zwar handelt es sich bei den genannten Maßnahmen typischerweise auch um Ersatzinvestitionen. Daraus ergibt sich jedoch nicht, dass diese nach Satz 2 Nr. 7 stets in vollem Umfang genehmigungsfähig sind. Nach der allgemeinen Zielsetzung des § 23 Abs. 1 ARegV ist eine Investition vielmehr auch dann genehmigungsfähig, wenn sie sowohl als Ersatzinvestition als auch als Erweiterungs- oder Umstrukturierungsinvestition zu qualifizieren ist. In diesen Fällen ist im Zusammenhang mit § 23 Abs. 1 ARegV nur ein prozentualer Anteil der Kosten berücksichtigungsfähig (BR-Drucks. 417/07, S. 67; BGH, Beschluss vom 17. Dezember 2013 - EnVR 18/12, RdE 2014, 291 Rn. 23 - 50Hertz Transmission GmbH). Für den Ersatz von Hochspannungsmasten aus Thomasstahl und Gasleitungen aus Grauguss kommt eine Genehmigung mithin jedenfalls insoweit in Betracht, als die Maßnahme zugleich zu einer Umstrukturierung führt, also zu einer nicht nur unbedeutenden Veränderung von technischen Parametern, die für den Betrieb des Netzes erheblich sind. Dieser Grundsatz wird in den Materialien zu § 23 ARegV auch im Zusammenhang mit Absatz 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV nicht in Frage gestellt oder modifiziert.

23: Angesichts dessen kann nicht angenommen werden, dass nach § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV auch reine Ersatzbeschaffungen genehmigungsfähig oder Investitionen, die sowohl dem Ersatz vorhandener Komponenten als auch einer Umstrukturierung dienen, stets in voller Höhe berücksichtigungsfähig sein sollen. Sowohl der Kreis der aufgrund ihres Gegenstands genehmigungsfähigen Investitionen als auch der Anteil der berücksichtigungsfähigen Kosten ist vielmehr nicht anders zu bestimmen als bei § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV.

24: 2. Trotz dieses Rechtsfehlers haben die vom Beschwerdegericht ausgesprochene Aufhebung der Ausgangsentscheidung und die Verpflichtung zur Neubescheidung Bestand. Bei einer Auslegung von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV in dem oben aufgezeigten Sinne sind die im Streitfall zu beurteilenden Investitionen zum Teil als Umstrukturierungsinvestitionen genehmigungsfähig.

25: a) Nach der bereits aufgezeigten Definition ist eine Investition als Umstrukturierungsinvestition anzusehen, wenn sie jedenfalls auch zu einer nicht nur unbedeutenden Veränderung von sonstigen technischen Parametern führt, die für den Betrieb des Netzes erheblich sind. Ausgeschlossen ist nur der bloße Austausch bereits vorhandener Komponenten. Um eine klare Abgrenzung zu ermöglichen, müssen die Wirkungen der Investition nicht nur unbedeutend über diejenigen Wirkungen hinausgehen, die mit dem Austausch einer vorhandenen Komponente zwangsläufig verbunden sind (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 32 f. - 50Hertz Transmission GmbH). Technische Verbesserungen, die mit einer Ersatzbeschaffung im Hinblick auf den weiterentwickelten Stand der Technik zwingend oder zumindest üblicherweise verbunden sind, reichen nicht aus, um eine Umstrukturierungsmaßnahme zu bejahen (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 43 - 50Hertz Transmission GmbH).

26: b) Bei dieser Abgrenzung ist auch die Nutzungsdauer der bisher eingesetzten Komponenten zu berücksichtigen.

27: Die vom Senat formulierten Kriterien für die Abgrenzung zwischen einer Umstrukturierungsinvestition und einer Ersatzbeschaffung betreffen den Fall, dass eine vorhandene Komponente nach Ablauf ihrer gewöhnlichen Nutzungsdauer ersetzt wird und die als Ersatz beschaffte Komponente allein wegen des während dieser Zeit eingetretenen technischen Fortschritts zusätzliche Funktionen aufweist und schon deswegen zu einer Verbesserung von technischen Parametern des Netzes führt.

28: Hiervon zu unterscheiden ist eine Ersatzbeschaffung, die aus besonderen Gründen vor Ablauf der gewöhnlichen Nutzungsdauer erforderlich wird. Wenn eine solche Ersatzbeschaffung zu einer Verbesserung von technischen Parametern führt, mag dies im Einzelfall ebenfalls allein auf den seit der letzten Beschaffung eingetretenen technischen Fortschritt zurückzuführen sein. Ein solcher Verbesserungseffekt geht dennoch über die Wirkungen einer reinen Ersatzbeschaffung hinaus, weil er früher eintritt als bei einer Auswechslung nach Ablauf der nach betriebswirtschaftlichen Grundsätzen als üblich anzusehenden Nutzungsdauer. Bei der Ermittlung der berücksichtigungsfähigen Quote bietet es sich in solchen Konstellationen an, nur denjenigen Anteil heranzuziehen, der dem Verhältnis zwischen dem bis zum Ende der gewöhnlichen Nutzungsdauer verbleibenden Zeitraum und der gesamten gewöhnlichen Nutzungsdauer entspricht. Wenn zum Beispiel eine Komponente mit einer gewöhnlichen Nutzungsdauer von fünfzig Jahren aus technischen Gründen schon nach dreißig Jahren ausgetauscht werden muss, sind danach zwei Fünftel der für den Austausch anfallenden Kosten berücksichtigungsfähig.

29: c) Nach den Feststellungen des Beschwerdegerichts beträgt die betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer der auszuwechselnden Leitungen im Streitfall mindestens 55 Jahre; die ältesten Leitungen haben im Zeitpunkt der Antragstellung hingegen nur eine Nutzungsdauer von 46 Jahren aufgewiesen.

30: Danach ist jedenfalls ein Teil der Kosten genehmigungsfähig. Die Ermittlung der danach relevanten Quote kann der Bundesnetzagentur im Rahmen der anstehenden Neubescheidung unter Berücksichtigung der Rechtsauffassung des Senats überlassen werden.

31: 3. Wie das Beschwerdegericht insoweit zutreffend angenommen hat, kann eine vollständige Ablehnung des Genehmigungsantrags nicht auf den Umstand gestützt werden, dass die beabsichtigte Maßnahme aus technischer Sicht schon vor längerer Zeit hätte vorgenommen werden müssen.

32: a) Nach dem Wortlaut von § 23 Abs. 1 Satz 1 und Satz 2 Nr. 7 ARegV ist unerheblich, auf welchem Grund die Notwendigkeit der Maßnahme beruht.

33: Die Vorschrift knüpft nicht daran an, dass die Umsetzung der technischen Standards zeitnah nach deren Erlass erfolgt, und differenziert auch nicht danach, wer eine verzögerte Umsetzung gegebenenfalls zu vertreten hat.

34: b) Eine engere Auslegung der Vorschrift kann nicht aus ihrem Zweck abgeleitet werden.

35: Zwar wird in den Materialien zu § 23 ARegV hervorgehoben, auf die Betreiber von Fernleitungs- und Übertragungsnetzen - für die Absatz 1 unmittelbar anwendbar ist - kämen durch gesetzliche Anforderungen in erheblichem Umfang zusätzliche Aufgaben zu, die erhöhte Kosten verursachten (BR-Drucks. 417/07 S. 66 f.). Nicht alle der in Absatz 1 Satz 2 aufgeführten Regelbeispiele knüpfen aber an eine Änderung von externen Anforderungen an. Demgemäß hat der Senat bereits entschieden, dass als Umstrukturierungsmaßnahmen nicht nur solche Maßnahmen anzusehen sind, die durch eine konkrete Änderung der Anforderungen an das in Rede stehende Netz veranlasst sind, sondern dass die Abgrenzung zwischen Umstrukturierungsinvestitionen und bloßen Ersatzinvestitionen anhand des Gegenstands der Investitionsmaßnahme zu erfolgen hat (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 26 - 50Hertz Transmission GmbH).

36: Für den im Streitfall relevanten Tatbestand des § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV gilt insoweit nichts anderes. Er knüpft - anders als etwa die Tatbestände in Nr. 1 und Nr. 2 - nicht an externe Anforderungen wie den Anschluss von bestimmten Stromerzeugungsanlagen an, sondern an die Notwendigkeit, die Sicherheit des Netzes zu gewährleisten. Insoweit befinden sich, wie in den Materialien zu § 23 Abs. 6 ARegV ausdrücklich hervorgehoben wird, die Betreiber von Verteilernetzen in derselben Situation wie die Betreiber von Übertragungsnetzen (BR-Drucks. 417/07 S. 68). Gerade unter dem Aspekt der Sicherheit erschiene es aber wenig folgerichtig, die Genehmigung einer Investitionsmaßnahme davon abhängig zu machen, ob die Maßnahme schon früher hätte durchgeführt werden können.

37: c) Dies mag in Einzelfällen dazu führen, dass einem Netzbetreiber nur deshalb die Möglichkeit zur Stellung eines Antrags nach § 23 ARegV eröffnet ist, weil er sein Netz in der Vergangenheit nicht im an sich gebotenen Umfang erneuert hat. Jedenfalls bei der Anpassung an Sicherheitsanforderungen kann diesem Aspekt jedoch keine ausschlaggebende Bedeutung zukommen.

38: Mit der Zielsetzung der Anreizregulierung ist es allerdings grundsätzlich nicht vereinbar, Effizienzvorgaben nach §§ 12 ff. ARegV oder Qualitätsvorgaben nach §§ 18 ff. ARegV allein im Hinblick auf historische Gegebenheiten milder auszugestalten und damit zur Perpetuierung eines zu den Zielen des § 1 Abs. 2 EnWG in Widerspruch stehenden Zustands beizutragen. Nach der Rechtsprechung des Senats kommt deshalb zum Beispiel eine Bereinigung des Effizienzwerts gemäß § 15 ARegV aufgrund der technischen Beschaffenheit des Netzes grundsätzlich allenfalls dann in Betracht, wenn das Unterbleiben von Verbesserungsmaßnahmen in der Vergangenheit auf Umständen beruht, die von außen an den Netzbetreiber herangetragen wurden und auf die er keinen unmittelbaren Einfluss hatte (BGH, Beschluss vom 21. Januar 2014 - EnVR 12/12 Rn. 113 - Stadtwerke Konstanz GmbH; Beschluss vom 7. Oktober 2014 - EnVR 25/12 Rn. 44).

39: Bei der Genehmigung von Investitionsmaßnahmen nach § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV geht es indes darum, einen bestehenden Zustand zu überwinden und das Netz für die Zukunft auf einen den aktuellen Sicherheitsanforderungen entsprechenden Stand zu bringen. Dieser Zielsetzung widerspräche es, eine Maßnahme nur deshalb als nicht genehmigungsfähig anzusehen, weil der Netzbetreiber sie schon früher hätte durchführen können.

40: d) Soweit es wie im Streitfall um den aus technischen Gründen erforderlichen Ersatz von vorhandenen Komponenten vor Ablauf der gewöhnlichen Nutzungsdauer geht, ergibt sich ein Anreiz zu möglichst frühzeitigem Handeln zudem schon daraus, dass der berücksichtigungsfähige Teil der Kosten geringer wird, je länger der Netzbetreiber die gebotene Maßnahme hinausschiebt (dazu oben unter 2 b). Auch vor diesem Hintergrund erscheint eine weitergehende Sanktionierung - die dazu führen könnte, dass der Netzbetreiber die Durchführung der gebotenen Maßnahme mangels Genehmigungsfähigkeit noch länger aufschiebt - weder geboten noch zweckdienlich.

41: III. Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG.

42: Auch wenn die Beschwerde im Ergebnis zu einer Aufhebung der Ausgangsentscheidung führt, erscheint eine Kostenaufhebung angemessen, weil der Genehmigungsantrag nicht in vollem Umfang begründet ist und die vollständige Aufhebung nur deshalb erfolgt, weil die Höhe des genehmigungsfähigen Betrags auf der Grundlage der bisherigen Tatsachenfeststellungen nicht beurteilt werden kann.

: Limperg Strohn Grüneberg

: Bacher Deichfuß

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 23 Investitionsmaßnahmen

1.: Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen,
2.: die Integration von Anlagen, die dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unterfallen,
3.: den Ausbau von Verbindungskapazitäten nach Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe b der Verordnung (EU) Nr. 2019/943,
4.: den Ausbau von Gastransportkapazitäten zwischen Marktgebieten, soweit dauerhaft technisch bedingte Engpässe vorliegen und diese nicht durch andere, wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen beseitigt werden können,
5.: den Netzanschluss von LNG-Anlagen nach § 39b der Gasnetzzugangsverordnung,
6.: Erweiterungsinvestitionen zur Errichtung von Hochspannungsleitungen auf neuen Trassen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt als Erdkabel, soweit die Gesamtkosten für Errichtung und Betrieb des Erdkabels die Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht überschreiten und noch kein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für die Errichtung einer Freileitung eingeleitet wurde, sowie Erdkabel nach § 43 Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 2 Abs. 1 des Energieleitungsausbaugesetzes,
7.: grundlegende, mit erheblichen Kosten verbundene Umstrukturierungsmaßnahmen, die erforderlich sind, um die technischen Standards zur Gewährleistung der technischen Sicherheit des Netzes umzusetzen, die auf Grund einer behördlichen Anordnung nach § 49 Abs. 5 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich werden oder deren Notwendigkeit von der nach Landesrecht zuständigen Behörde bestätigt wird,
8.: den Einsatz des Leiterseil-Temperaturmonitorings und von Hochtemperatur-Leiterseilen oder
9.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten und neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen jeweils als Pilotprojekte, die im Rahmen der Ausbauplanung für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich sind.

1.: (weggefallen)
2.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten,
3.: neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen,
4.: Maßnahmen oder Teilmaßnahmen, die im Netzentwicklungsplan als Neubau in neuer Trasse enthalten sind oder
5.: neue Umspannanlagen, Schaltanlagen, Gasdruckregelanlagen oder Messanlagen an einem Standort, der bisher nicht als Standort für solche Anlagen genutzt wurde.

Bundesgerichtshof Beschluss, 12. Apr. 2016 - EnVR 3/15

Tenor

: Auf die Rechtsbeschwerde der Bundesnetzagentur wird der Beschluss des 3. Kartellsenats des Oberlandesgerichts Düsseldorf vom 12. März 2014 in der Fassung des Berichtigungsbeschlusses vom 28. April 2014 im Kostenpunkt und insoweit aufgehoben, als das Beschwerdegericht angeordnet hat, dass die beabsichtigte Maßnahme bei der erneuten Entscheidung des Genehmigungsantrags in vollem Umfang als Umstrukturierungsinvestition anzusehen ist.

: Im Umfang der Aufhebung wird die Bundesnetzagentur verpflichtet, die erneute Entscheidung über den Genehmigungsantrag unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats zu treffen.

: Die weitergehende Rechtsbeschwerde wird zurückgewiesen.

: Die Kosten der Rechtsmittelverfahren werden gegeneinander aufgehoben.

: Der Gegenstandswert des Rechtsbeschwerdeverfahrens wird auf 2,91 Millionen Euro festgesetzt.

Gründe

1: A. Die Antragstellerin betreibt ein Gasverteilernetz. Mit Schreiben vom 20. März 2012 beantragte sie bei der Bundesnetzagentur die Genehmigung einer Investitionsmaßnahme zur Erhöhung der Sicherheit von Hochdruckleitungen aus Stahl.

2: Die geplante Maßnahme betrifft den vorgezogenen Ersatzneubau des Bestandes an Stahlleitungen in sechs Teilnetzen, die mit einem Druck zwischen 4 und 16 bar betrieben werden. Die vorhandenen Leitungen sind nach dem Vorbringen der Antragstellerin unzureichend gegen Korrosion geschützt. Die neuen Leitungen sollen mit einem Korrosionsschutz versehen werden, der dem gültigen Regelwerk des Deutschen Vereins des Wasser- und Gasfachs (DVGW) entspricht. Hierzu sind als passive Maßnahme eine Umhüllung und als aktive Maßnahme das Anlegen einer elektrischen Spannung (kathodischer Korrosionsschutz) vorgesehen. Das Ministerium für Wissenschaft und Wirtschaft des Landes Sachsen-Anhalt hat die Erforderlichkeit des Projekts bestätigt.

3: Die Bundesnetzagentur hat den Antrag abgelehnt. Auf die Beschwerde der Antragstellerin hat das Beschwerdegericht diese Entscheidung aufgehoben und die Bundesnetzagentur zur Neubescheidung verpflichtet. Dagegen wendet sich die Bundesnetzagentur mit der vom Senat zugelassenen Rechtsbeschwerde, der die Antragstellerin entgegentritt.

4: B. Das zulässige Rechtsmittel hat teilweise Erfolg. Die Bundesnetzagentur bleibt zwar zur erneuten Bescheidung des Antrags verpflichtet. Die hierbei zu berücksichtigenden rechtlichen Vorgaben weichen aber in entscheidenden Punkten von denjenigen des Beschwerdegerichts ab.

5: I. Das Beschwerdegericht hat seine Entscheidung im Wesentlichen wie folgt begründet:

6: Die beantragte Maßnahme betreffe zwar keine Erweiterungs- oder Umstrukturierungsinvestition im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV. Sie werde aber von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV erfasst. Diese Vorschrift erweitere den Anwendungsbereich der genehmigungsfähigen Investitionen und erfasse anders als Satz 1 auch bloße Ersatzbeschaffungen. Sie sei geschaffen worden, um umfangreiche Maßnahmenprogramme im Sinne einer Komplettsanierung genehmigen zu können. Auf die Frage, ob der Netzbetreiber solche Maßnahmen in der Vergangenheit aus Nachlässigkeit unterlassen habe, komme es nicht an.

7: Die geplante Investition sei auch eine grundlegende Maßnahme im Sinne von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV. Nach dem Willen des Verordnungsgebers seien Maßnahmen als grundlegend anzusehen, wenn sie über die typische, regelmäßige, jeden Netzbetreiber gleichermaßen treffende Ersatzbeschaffung hinausgingen. Ausgeschlossen seien vereinzelte, punktuelle Maßnahmen wie die Ersatzbeschaffung nach einem lokalen Schadensereignis. Nicht erforderlich sei hingegen, dass es sich um ein deutschlandweites oder flächendeckendes Sanierungsprogramm handle. Das Vorhaben der Antragstellerin sei in diesem Sinne grundlegend. Dem stehe nicht entgegen, dass bereits ein Teil der Leitungen ausgetauscht worden und nur noch rund 780 km des Leitungsnetzes sanierungsbedürftig seien. Entgegen der Auffassung der Bundesnetzagentur handle es sich auch nicht um eine turnusgemäße Erneuerung von Leitungen. Die betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer betrage 55 bis 65 Jahre. Diese Frist sei auch bei den ältesten Leitungen, die nach dem Vortrag der Antragstellerin aus dem Jahr 1966 stammten, noch nicht abgelaufen.

8: II. Dies hält der rechtlichen Überprüfung nicht in vollem Umfang stand.

9: 1. Zu Unrecht ist das Beschwerdegericht davon ausgegangen, eine Maßnahme könne auch dann als Umstrukturierungsmaßnahme im Sinne von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV angesehen werden, wenn sie in einer bloßen Ersatzbeschaffung besteht.

10: a) Nach der auch vom Beschwerdegericht zitierten Rechtsprechung des Senats ist eine Maßnahme als Erweiterungs- oder Umstrukturierungsinvestition im Sinne von § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV anzusehen, wenn sie sich nicht im Austausch bereits vorhandener Komponenten und damit zwangsläufig einhergehenden Verbesserungen erschöpft, sondern jedenfalls auch zu einer nicht nur unbedeutenden Vergrößerung des Netzes oder zu einer nicht nur unbedeutenden Veränderung von sonstigen technischen Parametern führt, die für den Betrieb des Netzes erheblich sind (BGH, Beschluss vom 17. Dezember 2013 - EnVR 18/12, RdE 2014, 291 Rn. 32 - 50Hertz Transmission GmbH).

11: b) Entgegen der Auffassung des Beschwerdegerichts gilt diese Voraussetzung auch für Umstrukturierungsmaßnahmen im Sinne von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV.

12: Nach der Rechtsprechung des Senats können die in § 23 Abs. 1 Satz 2 ARegV aufgeführten Regelbeispiele zwar eine Orientierungshilfe für die Auslegung von § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV bilden. § 23 Abs. 1 Satz 2 ARegV dient aber nicht dazu, den in Satz 1 normierten Grundtatbestand zu modifizieren. Der Vorschrift kommt vielmehr die Funktion zu, den Anwendungsbereich dieses Tatbestandes zu veranschaulichen und die Rechtsanwendung in typischen Konstellationen zu vereinfachen (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 16 f. - 50Hertz Transmission GmbH). Dies hat zum einen zur Folge, dass der Tatbestand von § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV nicht im Hinblick auf einzelne Regelbeispiele um Voraussetzungen ergänzt werden darf, die dort nicht vorgesehen sind (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 16 f. - 50Hertz Transmission GmbH). Zum anderen darf ein sowohl in Satz 1 als auch in Satz 2 verwendeter Begriff grundsätzlich nicht unterschiedlich ausgelegt werden. Letzteres gilt auch für den in § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV und in § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV verwendeten Begriff der Umstrukturierungsinvestition bzw. Umstrukturierungsmaßnahme.

13: aa) Aus dem Wortlaut von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV ergeben sich keine Hinweise auf die vom Beschwerdegericht stattdessen vorgenommene Differenzierung.

14: (1) Dass in § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV von Umstrukturierungsinvestitionen, in § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV hingegen von Umstrukturierungsmaßnahmen die Rede ist, hat keine Auswirkungen auf die Auslegung des Begriffs "Umstrukturierung".

15: In § 23 Abs. 1 Satz 2 ARegV wird der Begriff "Investitionen" bereits in der den einzelnen Ausführungsbeispielen vorangestellten einleitenden Formulierung verwendet. Das in § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV definierte Regelbeispiel betrifft mithin "Investitionen, die vorgesehen sind für... Umstrukturierungsmaßnahmen". Dies ist gleichbedeutend mit dem in § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV verwendeten Begriff der Umstrukturierungsinvestitionen.

16: (2) Der besondere Regelungsgehalt von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV besteht darin, die Voraussetzungen zu konkretisieren, unter denen eine Umstrukturierungsinvestition aufgrund des mit ihr angestrebten Ziels als genehmigungsfähig anzusehen ist.

17: Während § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV insoweit nur abstrakte Zielsetzungen wie die Stabilität des Gesamtsystems und den bedarfsgerechten Ausbau des Energieversorgungsnetzes nennt, wird dies in § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV dahin konkretisiert, dass die technische Sicherheit des Netzes betroffen und dass die Notwendigkeit der Maßnahme durch eine behördliche Anordnung oder Bestätigung dokumentiert sein muss.

18: Aus dieser Konkretisierung ergeben sich keine Anhaltspunkte dafür, dass der Begriff der Umstrukturierung in anderem Sinne zu verstehen sein könnte als im Zusammenhang mit dem Grundtatbestand.

19: bb) Aus Zweck und Systematik der Regelung ergibt sich keine abweichende Beurteilung.

20: Entgegen der Auffassung des Beschwerdegerichts ist hierbei unerheblich, ob § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV ein eigenständiger Anwendungsbereich zukommt oder ob sich alle von der Vorschrift erfassten Fälle auch unter Satz 1 subsumieren ließen. Wie bereits oben dargelegt wurde, kommt § 23 Abs. 1 Satz 2 ARegV die Funktion zu, die Rechtsanwendung in typischen Konstellationen zu vereinfachen. Zur Verwirklichung dieser Funktion ist nicht erforderlich, dass die Vorschrift den Kreis der genehmigungsfähigen Investitionen erweitert. Es genügt, wenn sie die Abgrenzung der genehmigungsfähigen von nicht genehmigungsfähigen Investitionen für eine typische Konstellation erleichtert. Dies wird schon durch die aufgezeigte Konkretisierung der die Genehmigungsfähigkeit begründenden Voraussetzungen erreicht.

21: cc) Aus dem Umstand, dass in den Materialien zu § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV (BR-Drucks. 417/07 [Beschluss] S. 12 f.) als typische Anwendungsfälle der Ersatz von Hochspannungsmasten aus Thomasstahl und Gasleitungen aus Grauguss angeführt werden, können ebenfalls keine abweichenden Schlussfolgerungen gezogen werden.

22: Zwar handelt es sich bei den genannten Maßnahmen typischerweise auch um Ersatzinvestitionen. Daraus ergibt sich jedoch nicht, dass diese nach Satz 2 Nr. 7 stets in vollem Umfang genehmigungsfähig sind. Nach der allgemeinen Zielsetzung des § 23 Abs. 1 ARegV ist eine Investition vielmehr auch dann genehmigungsfähig, wenn sie sowohl als Ersatzinvestition als auch als Erweiterungs- oder Umstrukturierungsinvestition zu qualifizieren ist. In diesen Fällen ist im Zusammenhang mit § 23 Abs. 1 ARegV nur ein prozentualer Anteil der Kosten berücksichtigungsfähig (BR-Drucks. 417/07, S. 67; BGH, Beschluss vom 17. Dezember 2013 - EnVR 18/12, RdE 2014, 291 Rn. 23 - 50Hertz Transmission GmbH). Für den Ersatz von Hochspannungsmasten aus Thomasstahl und Gasleitungen aus Grauguss kommt eine Genehmigung mithin jedenfalls insoweit in Betracht, als die Maßnahme zugleich zu einer Umstrukturierung führt, also zu einer nicht nur unbedeutenden Veränderung von technischen Parametern, die für den Betrieb des Netzes erheblich sind. Dieser Grundsatz wird in den Materialien zu § 23 ARegV auch im Zusammenhang mit Absatz 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV nicht in Frage gestellt oder modifiziert.

23: Angesichts dessen kann nicht angenommen werden, dass nach § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV auch reine Ersatzbeschaffungen genehmigungsfähig oder Investitionen, die sowohl dem Ersatz vorhandener Komponenten als auch einer Umstrukturierung dienen, stets in voller Höhe berücksichtigungsfähig sein sollen. Sowohl der Kreis der aufgrund ihres Gegenstands genehmigungsfähigen Investitionen als auch der Anteil der berücksichtigungsfähigen Kosten ist vielmehr nicht anders zu bestimmen als bei § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV.

24: 2. Trotz dieses Rechtsfehlers haben die vom Beschwerdegericht ausgesprochene Aufhebung der Ausgangsentscheidung und die Verpflichtung zur Neubescheidung Bestand. Bei einer Auslegung von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV in dem oben aufgezeigten Sinne sind die im Streitfall zu beurteilenden Investitionen zum Teil als Umstrukturierungsinvestitionen genehmigungsfähig.

25: a) Nach der bereits aufgezeigten Definition ist eine Investition als Umstrukturierungsinvestition anzusehen, wenn sie jedenfalls auch zu einer nicht nur unbedeutenden Veränderung von sonstigen technischen Parametern führt, die für den Betrieb des Netzes erheblich sind. Ausgeschlossen ist nur der bloße Austausch bereits vorhandener Komponenten. Um eine klare Abgrenzung zu ermöglichen, müssen die Wirkungen der Investition nicht nur unbedeutend über diejenigen Wirkungen hinausgehen, die mit dem Austausch einer vorhandenen Komponente zwangsläufig verbunden sind (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 32 f. - 50Hertz Transmission GmbH). Technische Verbesserungen, die mit einer Ersatzbeschaffung im Hinblick auf den weiterentwickelten Stand der Technik zwingend oder zumindest üblicherweise verbunden sind, reichen nicht aus, um eine Umstrukturierungsmaßnahme zu bejahen (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 43 - 50Hertz Transmission GmbH).

26: b) Bei dieser Abgrenzung ist auch die Nutzungsdauer der bisher eingesetzten Komponenten zu berücksichtigen.

27: Die vom Senat formulierten Kriterien für die Abgrenzung zwischen einer Umstrukturierungsinvestition und einer Ersatzbeschaffung betreffen den Fall, dass eine vorhandene Komponente nach Ablauf ihrer gewöhnlichen Nutzungsdauer ersetzt wird und die als Ersatz beschaffte Komponente allein wegen des während dieser Zeit eingetretenen technischen Fortschritts zusätzliche Funktionen aufweist und schon deswegen zu einer Verbesserung von technischen Parametern des Netzes führt.

28: Hiervon zu unterscheiden ist eine Ersatzbeschaffung, die aus besonderen Gründen vor Ablauf der gewöhnlichen Nutzungsdauer erforderlich wird. Wenn eine solche Ersatzbeschaffung zu einer Verbesserung von technischen Parametern führt, mag dies im Einzelfall ebenfalls allein auf den seit der letzten Beschaffung eingetretenen technischen Fortschritt zurückzuführen sein. Ein solcher Verbesserungseffekt geht dennoch über die Wirkungen einer reinen Ersatzbeschaffung hinaus, weil er früher eintritt als bei einer Auswechslung nach Ablauf der nach betriebswirtschaftlichen Grundsätzen als üblich anzusehenden Nutzungsdauer. Bei der Ermittlung der berücksichtigungsfähigen Quote bietet es sich in solchen Konstellationen an, nur denjenigen Anteil heranzuziehen, der dem Verhältnis zwischen dem bis zum Ende der gewöhnlichen Nutzungsdauer verbleibenden Zeitraum und der gesamten gewöhnlichen Nutzungsdauer entspricht. Wenn zum Beispiel eine Komponente mit einer gewöhnlichen Nutzungsdauer von fünfzig Jahren aus technischen Gründen schon nach dreißig Jahren ausgetauscht werden muss, sind danach zwei Fünftel der für den Austausch anfallenden Kosten berücksichtigungsfähig.

29: c) Nach den Feststellungen des Beschwerdegerichts beträgt die betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer der auszuwechselnden Leitungen im Streitfall mindestens 55 Jahre; die ältesten Leitungen haben im Zeitpunkt der Antragstellung hingegen nur eine Nutzungsdauer von 46 Jahren aufgewiesen.

30: Danach ist jedenfalls ein Teil der Kosten genehmigungsfähig. Die Ermittlung der danach relevanten Quote kann der Bundesnetzagentur im Rahmen der anstehenden Neubescheidung unter Berücksichtigung der Rechtsauffassung des Senats überlassen werden.

31: 3. Wie das Beschwerdegericht insoweit zutreffend angenommen hat, kann eine vollständige Ablehnung des Genehmigungsantrags nicht auf den Umstand gestützt werden, dass die beabsichtigte Maßnahme aus technischer Sicht schon vor längerer Zeit hätte vorgenommen werden müssen.

32: a) Nach dem Wortlaut von § 23 Abs. 1 Satz 1 und Satz 2 Nr. 7 ARegV ist unerheblich, auf welchem Grund die Notwendigkeit der Maßnahme beruht.

33: Die Vorschrift knüpft nicht daran an, dass die Umsetzung der technischen Standards zeitnah nach deren Erlass erfolgt, und differenziert auch nicht danach, wer eine verzögerte Umsetzung gegebenenfalls zu vertreten hat.

34: b) Eine engere Auslegung der Vorschrift kann nicht aus ihrem Zweck abgeleitet werden.

35: Zwar wird in den Materialien zu § 23 ARegV hervorgehoben, auf die Betreiber von Fernleitungs- und Übertragungsnetzen - für die Absatz 1 unmittelbar anwendbar ist - kämen durch gesetzliche Anforderungen in erheblichem Umfang zusätzliche Aufgaben zu, die erhöhte Kosten verursachten (BR-Drucks. 417/07 S. 66 f.). Nicht alle der in Absatz 1 Satz 2 aufgeführten Regelbeispiele knüpfen aber an eine Änderung von externen Anforderungen an. Demgemäß hat der Senat bereits entschieden, dass als Umstrukturierungsmaßnahmen nicht nur solche Maßnahmen anzusehen sind, die durch eine konkrete Änderung der Anforderungen an das in Rede stehende Netz veranlasst sind, sondern dass die Abgrenzung zwischen Umstrukturierungsinvestitionen und bloßen Ersatzinvestitionen anhand des Gegenstands der Investitionsmaßnahme zu erfolgen hat (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 26 - 50Hertz Transmission GmbH).

36: Für den im Streitfall relevanten Tatbestand des § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV gilt insoweit nichts anderes. Er knüpft - anders als etwa die Tatbestände in Nr. 1 und Nr. 2 - nicht an externe Anforderungen wie den Anschluss von bestimmten Stromerzeugungsanlagen an, sondern an die Notwendigkeit, die Sicherheit des Netzes zu gewährleisten. Insoweit befinden sich, wie in den Materialien zu § 23 Abs. 6 ARegV ausdrücklich hervorgehoben wird, die Betreiber von Verteilernetzen in derselben Situation wie die Betreiber von Übertragungsnetzen (BR-Drucks. 417/07 S. 68). Gerade unter dem Aspekt der Sicherheit erschiene es aber wenig folgerichtig, die Genehmigung einer Investitionsmaßnahme davon abhängig zu machen, ob die Maßnahme schon früher hätte durchgeführt werden können.

37: c) Dies mag in Einzelfällen dazu führen, dass einem Netzbetreiber nur deshalb die Möglichkeit zur Stellung eines Antrags nach § 23 ARegV eröffnet ist, weil er sein Netz in der Vergangenheit nicht im an sich gebotenen Umfang erneuert hat. Jedenfalls bei der Anpassung an Sicherheitsanforderungen kann diesem Aspekt jedoch keine ausschlaggebende Bedeutung zukommen.

38: Mit der Zielsetzung der Anreizregulierung ist es allerdings grundsätzlich nicht vereinbar, Effizienzvorgaben nach §§ 12 ff. ARegV oder Qualitätsvorgaben nach §§ 18 ff. ARegV allein im Hinblick auf historische Gegebenheiten milder auszugestalten und damit zur Perpetuierung eines zu den Zielen des § 1 Abs. 2 EnWG in Widerspruch stehenden Zustands beizutragen. Nach der Rechtsprechung des Senats kommt deshalb zum Beispiel eine Bereinigung des Effizienzwerts gemäß § 15 ARegV aufgrund der technischen Beschaffenheit des Netzes grundsätzlich allenfalls dann in Betracht, wenn das Unterbleiben von Verbesserungsmaßnahmen in der Vergangenheit auf Umständen beruht, die von außen an den Netzbetreiber herangetragen wurden und auf die er keinen unmittelbaren Einfluss hatte (BGH, Beschluss vom 21. Januar 2014 - EnVR 12/12 Rn. 113 - Stadtwerke Konstanz GmbH; Beschluss vom 7. Oktober 2014 - EnVR 25/12 Rn. 44).

39: Bei der Genehmigung von Investitionsmaßnahmen nach § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV geht es indes darum, einen bestehenden Zustand zu überwinden und das Netz für die Zukunft auf einen den aktuellen Sicherheitsanforderungen entsprechenden Stand zu bringen. Dieser Zielsetzung widerspräche es, eine Maßnahme nur deshalb als nicht genehmigungsfähig anzusehen, weil der Netzbetreiber sie schon früher hätte durchführen können.

40: d) Soweit es wie im Streitfall um den aus technischen Gründen erforderlichen Ersatz von vorhandenen Komponenten vor Ablauf der gewöhnlichen Nutzungsdauer geht, ergibt sich ein Anreiz zu möglichst frühzeitigem Handeln zudem schon daraus, dass der berücksichtigungsfähige Teil der Kosten geringer wird, je länger der Netzbetreiber die gebotene Maßnahme hinausschiebt (dazu oben unter 2 b). Auch vor diesem Hintergrund erscheint eine weitergehende Sanktionierung - die dazu führen könnte, dass der Netzbetreiber die Durchführung der gebotenen Maßnahme mangels Genehmigungsfähigkeit noch länger aufschiebt - weder geboten noch zweckdienlich.

41: III. Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG.

42: Auch wenn die Beschwerde im Ergebnis zu einer Aufhebung der Ausgangsentscheidung führt, erscheint eine Kostenaufhebung angemessen, weil der Genehmigungsantrag nicht in vollem Umfang begründet ist und die vollständige Aufhebung nur deshalb erfolgt, weil die Höhe des genehmigungsfähigen Betrags auf der Grundlage der bisherigen Tatsachenfeststellungen nicht beurteilt werden kann.

: Limperg Strohn Grüneberg

: Bacher Deichfuß

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 23 Investitionsmaßnahmen

1.: Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen,
2.: die Integration von Anlagen, die dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unterfallen,
3.: den Ausbau von Verbindungskapazitäten nach Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe b der Verordnung (EU) Nr. 2019/943,
4.: den Ausbau von Gastransportkapazitäten zwischen Marktgebieten, soweit dauerhaft technisch bedingte Engpässe vorliegen und diese nicht durch andere, wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen beseitigt werden können,
5.: den Netzanschluss von LNG-Anlagen nach § 39b der Gasnetzzugangsverordnung,
6.: Erweiterungsinvestitionen zur Errichtung von Hochspannungsleitungen auf neuen Trassen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt als Erdkabel, soweit die Gesamtkosten für Errichtung und Betrieb des Erdkabels die Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht überschreiten und noch kein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für die Errichtung einer Freileitung eingeleitet wurde, sowie Erdkabel nach § 43 Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 2 Abs. 1 des Energieleitungsausbaugesetzes,
7.: grundlegende, mit erheblichen Kosten verbundene Umstrukturierungsmaßnahmen, die erforderlich sind, um die technischen Standards zur Gewährleistung der technischen Sicherheit des Netzes umzusetzen, die auf Grund einer behördlichen Anordnung nach § 49 Abs. 5 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich werden oder deren Notwendigkeit von der nach Landesrecht zuständigen Behörde bestätigt wird,
8.: den Einsatz des Leiterseil-Temperaturmonitorings und von Hochtemperatur-Leiterseilen oder
9.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten und neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen jeweils als Pilotprojekte, die im Rahmen der Ausbauplanung für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich sind.

1.: (weggefallen)
2.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten,
3.: neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen,
4.: Maßnahmen oder Teilmaßnahmen, die im Netzentwicklungsplan als Neubau in neuer Trasse enthalten sind oder
5.: neue Umspannanlagen, Schaltanlagen, Gasdruckregelanlagen oder Messanlagen an einem Standort, der bisher nicht als Standort für solche Anlagen genutzt wurde.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17d Umsetzung der Netzentwicklungspläne und des Flächenentwicklungsplans

1.: spätestens sechs Monate vor dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass mit der Errichtung der Windenergieanlagen begonnen worden ist,
2.: spätestens zum verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft mindestens einer Windenergieanlage auf See einschließlich der zugehörigen parkinternen Verkabelung hergestellt worden ist, und
3.: innerhalb von sechs Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der genehmigten installierten Leistung entspricht.

1.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 1 70 Prozent der nach Absatz 6 Satz 2 zu leistenden Sicherheit,
2.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 2 70 Prozent der verbleibenden Sicherheit und
3.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 3 dem Wert, der sich aus dem Betrag der verbleibenden Sicherheit multipliziert mit dem Quotienten aus der installierten Leistung der nicht betriebsbereiten Windenergieanlagen und der genehmigten zu installierenden Leistung ergibt.

(10) Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen treffen

1.: zur Umsetzung des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes, zu den erforderlichen Schritten, die die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Erfüllung ihrer Pflichten nach Absatz 1 zu unternehmen haben, und zu deren zeitlicher Abfolge; dies schließt Festlegungen zur Ausschreibung und Vergabe von Anbindungsleitungen, zur Vereinbarung von Realisierungsfahrplänen nach Absatz 2 Satz 4, zur Information der Betreiber der anzubindenden Windenergieanlagen auf See und zu einem Umsetzungszeitplan ein, und
2.: zum Verfahren zur Kapazitätsverlagerung nach Absatz 4 und im Fall der Unwirksamkeit des Zuschlags nach Absatz 5; dies schließt Festlegungen zur Art und Ausgestaltung der Verfahren sowie zu möglichen Sicherheitsleistungen oder Garantien ein.

Festlegungen nach Nummer 2 erfolgen im Einvernehmen mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17 Netzanschluss, Verordnungsermächtigung

(1) Betreiber von Energieversorgungsnetzen haben Letztverbraucher, gleich- oder nachgelagerte Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze sowie -leitungen, Ladepunkte für Elektromobile, Erzeugungs- und Gasspeicheranlagen sowie Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie zu technischen und wirtschaftlichen Bedingungen an ihr Netz anzuschließen, die angemessen, diskriminierungsfrei, transparent und nicht ungünstiger sind, als sie von den Betreibern der Energieversorgungsnetze in vergleichbaren Fällen für Leistungen innerhalb ihres Unternehmens oder gegenüber verbundenen oder assoziierten Unternehmen angewendet werden. Diese Pflicht besteht nicht für Betreiber eines L-Gasversorgungsnetzes hinsichtlich eines Anschlusses an das L-Gasversorgungsnetz, es sei denn, die beantragende Partei weist nach, dass ihr der Anschluss an ein H-Gasversorgungsnetz aus wirtschaftlichen oder technischen Gründen unmöglich oder unzumutbar ist. Hat die beantragende Partei diesen Nachweis erbracht, bleibt der Betreiber des L-Gasversorgungsnetzes berechtigt, den Anschluss an das L-Gasversorgungsnetz unter den Voraussetzungen von Absatz 2 zu verweigern. Die Sätze 2 und 3 sind nicht anzuwenden, wenn der Anschluss bis zum 21. Dezember 2018 beantragt wurde.

(2) Betreiber von Energieversorgungsnetzen können einen Netzanschluss nach Absatz 1 Satz 1 verweigern, soweit sie nachweisen, dass ihnen die Gewährung des Netzanschlusses aus betriebsbedingten oder sonstigen wirtschaftlichen oder technischen Gründen unter Berücksichtigung des Zwecks des § 1 nicht möglich oder nicht zumutbar ist. Die Ablehnung ist in Textform zu begründen. Auf Verlangen der beantragenden Partei muss die Begründung im Falle eines Kapazitätsmangels auch aussagekräftige Informationen darüber enthalten, welche Maßnahmen und damit verbundene Kosten zum Ausbau des Netzes im Einzelnen erforderlich wären, um den Netzanschluss durchzuführen; die Begründung kann nachgefordert werden. Für die Begründung nach Satz 3 kann ein Entgelt, das die Hälfte der entstandenen Kosten nicht überschreiten darf, verlangt werden, sofern auf die Entstehung von Kosten zuvor hingewiesen worden ist.

(2a) (weggefallen)

(2b) (weggefallen)

(3) Die Bundesregierung wird ermächtigt, durch Rechtsverordnung mit Zustimmung des Bundesrates

1.: Vorschriften über die technischen und wirtschaftlichen Bedingungen für einen Netzanschluss nach Absatz 1 Satz 1 oder Methoden für die Bestimmung dieser Bedingungen zu erlassen und
2.: zu regeln, in welchen Fällen und unter welchen Voraussetzungen die Regulierungsbehörde diese Bedingungen oder Methoden festlegen oder auf Antrag des Netzbetreibers genehmigen kann.

Insbesondere können durch Rechtsverordnungen nach Satz 1 unter angemessener Berücksichtigung der Interessen der Betreiber von Energieversorgungsnetzen und der Anschlussnehmer

1.: die Bestimmungen der Verträge einheitlich festgesetzt werden,
2.: Regelungen über den Vertragsabschluss, den Gegenstand und die Beendigung der Verträge getroffen werden und
3.: festgelegt sowie näher bestimmt werden, in welchem Umfang und zu welchen Bedingungen ein Netzanschluss nach Absatz 2 zumutbar ist; dabei kann auch das Interesse der Allgemeinheit an einer möglichst kostengünstigen Struktur der Energieversorgungsnetze berücksichtigt werden.

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 23 Investitionsmaßnahmen

1.: Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen,
2.: die Integration von Anlagen, die dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unterfallen,
3.: den Ausbau von Verbindungskapazitäten nach Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe b der Verordnung (EU) Nr. 2019/943,
4.: den Ausbau von Gastransportkapazitäten zwischen Marktgebieten, soweit dauerhaft technisch bedingte Engpässe vorliegen und diese nicht durch andere, wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen beseitigt werden können,
5.: den Netzanschluss von LNG-Anlagen nach § 39b der Gasnetzzugangsverordnung,
6.: Erweiterungsinvestitionen zur Errichtung von Hochspannungsleitungen auf neuen Trassen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt als Erdkabel, soweit die Gesamtkosten für Errichtung und Betrieb des Erdkabels die Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht überschreiten und noch kein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für die Errichtung einer Freileitung eingeleitet wurde, sowie Erdkabel nach § 43 Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 2 Abs. 1 des Energieleitungsausbaugesetzes,
7.: grundlegende, mit erheblichen Kosten verbundene Umstrukturierungsmaßnahmen, die erforderlich sind, um die technischen Standards zur Gewährleistung der technischen Sicherheit des Netzes umzusetzen, die auf Grund einer behördlichen Anordnung nach § 49 Abs. 5 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich werden oder deren Notwendigkeit von der nach Landesrecht zuständigen Behörde bestätigt wird,
8.: den Einsatz des Leiterseil-Temperaturmonitorings und von Hochtemperatur-Leiterseilen oder
9.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten und neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen jeweils als Pilotprojekte, die im Rahmen der Ausbauplanung für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich sind.

1.: (weggefallen)
2.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten,
3.: neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen,
4.: Maßnahmen oder Teilmaßnahmen, die im Netzentwicklungsplan als Neubau in neuer Trasse enthalten sind oder
5.: neue Umspannanlagen, Schaltanlagen, Gasdruckregelanlagen oder Messanlagen an einem Standort, der bisher nicht als Standort für solche Anlagen genutzt wurde.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17f Belastungsausgleich

1.: für Entschädigungszahlungen nach § 17e,
2.: für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept nach Absatz 3 Satz 2 und 3,
3.: nach § 17d Absatz 1 und 6,
4.: nach den §§ 17a und 17b,
5.: nach § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 und
6.: für den Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes.

1.: vorsätzlichen Verursachung nicht erstattet,
2.: fahrlässigen Verursachung nach Abzug eines Eigenanteils erstattet.

Der Eigenanteil nach Satz 1 Nummer 2 darf bei der Ermittlung der Netzentgelte nicht berücksichtigt werden. Er beträgt pro Kalenderjahr

1.: 20 Prozent für Kosten bis zu einer Höhe von 200 Millionen Euro,
2.: 15 Prozent für Kosten, die 200 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 400 Millionen Euro,
3.: 10 Prozent für Kosten, die 400 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 600 Millionen Euro,
4.: 5 Prozent für Kosten, die 600 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 1 000 Millionen Euro.

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 23 Investitionsmaßnahmen

1.: Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen,
2.: die Integration von Anlagen, die dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unterfallen,
3.: den Ausbau von Verbindungskapazitäten nach Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe b der Verordnung (EU) Nr. 2019/943,
4.: den Ausbau von Gastransportkapazitäten zwischen Marktgebieten, soweit dauerhaft technisch bedingte Engpässe vorliegen und diese nicht durch andere, wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen beseitigt werden können,
5.: den Netzanschluss von LNG-Anlagen nach § 39b der Gasnetzzugangsverordnung,
6.: Erweiterungsinvestitionen zur Errichtung von Hochspannungsleitungen auf neuen Trassen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt als Erdkabel, soweit die Gesamtkosten für Errichtung und Betrieb des Erdkabels die Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht überschreiten und noch kein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für die Errichtung einer Freileitung eingeleitet wurde, sowie Erdkabel nach § 43 Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 2 Abs. 1 des Energieleitungsausbaugesetzes,
7.: grundlegende, mit erheblichen Kosten verbundene Umstrukturierungsmaßnahmen, die erforderlich sind, um die technischen Standards zur Gewährleistung der technischen Sicherheit des Netzes umzusetzen, die auf Grund einer behördlichen Anordnung nach § 49 Abs. 5 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich werden oder deren Notwendigkeit von der nach Landesrecht zuständigen Behörde bestätigt wird,
8.: den Einsatz des Leiterseil-Temperaturmonitorings und von Hochtemperatur-Leiterseilen oder
9.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten und neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen jeweils als Pilotprojekte, die im Rahmen der Ausbauplanung für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich sind.

1.: (weggefallen)
2.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten,
3.: neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen,
4.: Maßnahmen oder Teilmaßnahmen, die im Netzentwicklungsplan als Neubau in neuer Trasse enthalten sind oder
5.: neue Umspannanlagen, Schaltanlagen, Gasdruckregelanlagen oder Messanlagen an einem Standort, der bisher nicht als Standort für solche Anlagen genutzt wurde.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17d Umsetzung der Netzentwicklungspläne und des Flächenentwicklungsplans

1.: spätestens sechs Monate vor dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass mit der Errichtung der Windenergieanlagen begonnen worden ist,
2.: spätestens zum verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft mindestens einer Windenergieanlage auf See einschließlich der zugehörigen parkinternen Verkabelung hergestellt worden ist, und
3.: innerhalb von sechs Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der genehmigten installierten Leistung entspricht.

1.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 1 70 Prozent der nach Absatz 6 Satz 2 zu leistenden Sicherheit,
2.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 2 70 Prozent der verbleibenden Sicherheit und
3.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 3 dem Wert, der sich aus dem Betrag der verbleibenden Sicherheit multipliziert mit dem Quotienten aus der installierten Leistung der nicht betriebsbereiten Windenergieanlagen und der genehmigten zu installierenden Leistung ergibt.

(10) Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen treffen

1.: zur Umsetzung des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes, zu den erforderlichen Schritten, die die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Erfüllung ihrer Pflichten nach Absatz 1 zu unternehmen haben, und zu deren zeitlicher Abfolge; dies schließt Festlegungen zur Ausschreibung und Vergabe von Anbindungsleitungen, zur Vereinbarung von Realisierungsfahrplänen nach Absatz 2 Satz 4, zur Information der Betreiber der anzubindenden Windenergieanlagen auf See und zu einem Umsetzungszeitplan ein, und
2.: zum Verfahren zur Kapazitätsverlagerung nach Absatz 4 und im Fall der Unwirksamkeit des Zuschlags nach Absatz 5; dies schließt Festlegungen zur Art und Ausgestaltung der Verfahren sowie zu möglichen Sicherheitsleistungen oder Garantien ein.

Festlegungen nach Nummer 2 erfolgen im Einvernehmen mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17e Entschädigung bei Störungen oder Verzögerung der Anbindung von Offshore-Anlagen

(5) Auf Vermögensschäden auf Grund einer nicht rechtzeitig fertiggestellten oder gestörten Netzanbindung im Sinne des Absatzes 1 oder des Absatzes 2 ist § 32 Absatz 3 und 4 nicht anzuwenden.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17f Belastungsausgleich

1.: für Entschädigungszahlungen nach § 17e,
2.: für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept nach Absatz 3 Satz 2 und 3,
3.: nach § 17d Absatz 1 und 6,
4.: nach den §§ 17a und 17b,
5.: nach § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 und
6.: für den Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes.

1.: vorsätzlichen Verursachung nicht erstattet,
2.: fahrlässigen Verursachung nach Abzug eines Eigenanteils erstattet.

Der Eigenanteil nach Satz 1 Nummer 2 darf bei der Ermittlung der Netzentgelte nicht berücksichtigt werden. Er beträgt pro Kalenderjahr

1.: 20 Prozent für Kosten bis zu einer Höhe von 200 Millionen Euro,
2.: 15 Prozent für Kosten, die 200 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 400 Millionen Euro,
3.: 10 Prozent für Kosten, die 400 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 600 Millionen Euro,
4.: 5 Prozent für Kosten, die 600 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 1 000 Millionen Euro.

Bürgerliches Gesetzbuch - BGB | § 241 Pflichten aus dem Schuldverhältnis

(1) Kraft des Schuldverhältnisses ist der Gläubiger berechtigt, von dem Schuldner eine Leistung zu fordern. Die Leistung kann auch in einem Unterlassen bestehen.

(2) Das Schuldverhältnis kann nach seinem Inhalt jeden Teil zur Rücksicht auf die Rechte, Rechtsgüter und Interessen des anderen Teils verpflichten.

Bürgerliches Gesetzbuch - BGB | § 242 Leistung nach Treu und Glauben

Der Schuldner ist verpflichtet, die Leistung so zu bewirken, wie Treu und Glauben mit Rücksicht auf die Verkehrssitte es erfordern.

Bundesgerichtshof Urteil, 11. Mai 2016 - VIII ZR 123/15

c) Ebenfalls rechtsfehlerfrei hat das Berufungsgericht es nicht als Pflichtverletzung der Beklagten angesehen, dass diese den Zeitraum der (unvermeidlichen ) Trennung vom Netz nicht durch die Installation einer mobilen Lastschaltanlage verringert hat. Allerdings ist ein Netzbetreiber im Rahmen der ihn treffenden Rücksichtnahmepflichten (§ 241 Abs. 2, § 242 BGB) gehalten, die Trennung vom Netz möglichst kurz zu halten und technisch mögliche sowie ihm zumutbare Maßnahmen zur Überbrückung zu ergreifen, soweit der Anlagenbetreiber diese nach Treu und Glauben unter Berücksichtigung der Verkehrssitte erwarten darf. Eine Pflicht zur Installation einer mobilen Lastschaltanlage hat das Berufungsgericht vorliegend jedoch rechtsfehlerfrei verneint, indem es unter Abwägung der beiderseitigen Parteiinteressen angenommen hat, dass der mit der Installation einer provisorischen Lastschaltanlage verbundene Aufwand in keinem Verhältnis zum Abnahmeinteresse der Klägerin gestanden hätte.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17f Belastungsausgleich

1.: für Entschädigungszahlungen nach § 17e,
2.: für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept nach Absatz 3 Satz 2 und 3,
3.: nach § 17d Absatz 1 und 6,
4.: nach den §§ 17a und 17b,
5.: nach § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 und
6.: für den Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes.

1.: vorsätzlichen Verursachung nicht erstattet,
2.: fahrlässigen Verursachung nach Abzug eines Eigenanteils erstattet.

Der Eigenanteil nach Satz 1 Nummer 2 darf bei der Ermittlung der Netzentgelte nicht berücksichtigt werden. Er beträgt pro Kalenderjahr

1.: 20 Prozent für Kosten bis zu einer Höhe von 200 Millionen Euro,
2.: 15 Prozent für Kosten, die 200 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 400 Millionen Euro,
3.: 10 Prozent für Kosten, die 400 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 600 Millionen Euro,
4.: 5 Prozent für Kosten, die 600 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 1 000 Millionen Euro.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17h Abschluss von Versicherungen

Anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber sollen Versicherungen zur Deckung von Vermögens- und Sachschäden, die beim Betreiber von Offshore-Anlagen auf Grund einer nicht rechtzeitig fertiggestellten oder gestörten Anbindung der Offshore-Anlage an das Übertragungsnetz des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers entstehen, abschließen. Der Abschluss einer Versicherung nach Satz 1 ist der Regulierungsbehörde nachzuweisen.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17f Belastungsausgleich

1.: für Entschädigungszahlungen nach § 17e,
2.: für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept nach Absatz 3 Satz 2 und 3,
3.: nach § 17d Absatz 1 und 6,
4.: nach den §§ 17a und 17b,
5.: nach § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 und
6.: für den Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes.

1.: vorsätzlichen Verursachung nicht erstattet,
2.: fahrlässigen Verursachung nach Abzug eines Eigenanteils erstattet.

Der Eigenanteil nach Satz 1 Nummer 2 darf bei der Ermittlung der Netzentgelte nicht berücksichtigt werden. Er beträgt pro Kalenderjahr

1.: 20 Prozent für Kosten bis zu einer Höhe von 200 Millionen Euro,
2.: 15 Prozent für Kosten, die 200 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 400 Millionen Euro,
3.: 10 Prozent für Kosten, die 400 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 600 Millionen Euro,
4.: 5 Prozent für Kosten, die 600 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 1 000 Millionen Euro.

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 23 Investitionsmaßnahmen

1.: Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen,
2.: die Integration von Anlagen, die dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unterfallen,
3.: den Ausbau von Verbindungskapazitäten nach Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe b der Verordnung (EU) Nr. 2019/943,
4.: den Ausbau von Gastransportkapazitäten zwischen Marktgebieten, soweit dauerhaft technisch bedingte Engpässe vorliegen und diese nicht durch andere, wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen beseitigt werden können,
5.: den Netzanschluss von LNG-Anlagen nach § 39b der Gasnetzzugangsverordnung,
6.: Erweiterungsinvestitionen zur Errichtung von Hochspannungsleitungen auf neuen Trassen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt als Erdkabel, soweit die Gesamtkosten für Errichtung und Betrieb des Erdkabels die Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht überschreiten und noch kein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für die Errichtung einer Freileitung eingeleitet wurde, sowie Erdkabel nach § 43 Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 2 Abs. 1 des Energieleitungsausbaugesetzes,
7.: grundlegende, mit erheblichen Kosten verbundene Umstrukturierungsmaßnahmen, die erforderlich sind, um die technischen Standards zur Gewährleistung der technischen Sicherheit des Netzes umzusetzen, die auf Grund einer behördlichen Anordnung nach § 49 Abs. 5 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich werden oder deren Notwendigkeit von der nach Landesrecht zuständigen Behörde bestätigt wird,
8.: den Einsatz des Leiterseil-Temperaturmonitorings und von Hochtemperatur-Leiterseilen oder
9.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten und neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen jeweils als Pilotprojekte, die im Rahmen der Ausbauplanung für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich sind.

1.: (weggefallen)
2.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten,
3.: neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen,
4.: Maßnahmen oder Teilmaßnahmen, die im Netzentwicklungsplan als Neubau in neuer Trasse enthalten sind oder
5.: neue Umspannanlagen, Schaltanlagen, Gasdruckregelanlagen oder Messanlagen an einem Standort, der bisher nicht als Standort für solche Anlagen genutzt wurde.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17d Umsetzung der Netzentwicklungspläne und des Flächenentwicklungsplans

1.: spätestens sechs Monate vor dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass mit der Errichtung der Windenergieanlagen begonnen worden ist,
2.: spätestens zum verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft mindestens einer Windenergieanlage auf See einschließlich der zugehörigen parkinternen Verkabelung hergestellt worden ist, und
3.: innerhalb von sechs Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der genehmigten installierten Leistung entspricht.

1.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 1 70 Prozent der nach Absatz 6 Satz 2 zu leistenden Sicherheit,
2.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 2 70 Prozent der verbleibenden Sicherheit und
3.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 3 dem Wert, der sich aus dem Betrag der verbleibenden Sicherheit multipliziert mit dem Quotienten aus der installierten Leistung der nicht betriebsbereiten Windenergieanlagen und der genehmigten zu installierenden Leistung ergibt.

(10) Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen treffen

1.: zur Umsetzung des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes, zu den erforderlichen Schritten, die die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Erfüllung ihrer Pflichten nach Absatz 1 zu unternehmen haben, und zu deren zeitlicher Abfolge; dies schließt Festlegungen zur Ausschreibung und Vergabe von Anbindungsleitungen, zur Vereinbarung von Realisierungsfahrplänen nach Absatz 2 Satz 4, zur Information der Betreiber der anzubindenden Windenergieanlagen auf See und zu einem Umsetzungszeitplan ein, und
2.: zum Verfahren zur Kapazitätsverlagerung nach Absatz 4 und im Fall der Unwirksamkeit des Zuschlags nach Absatz 5; dies schließt Festlegungen zur Art und Ausgestaltung der Verfahren sowie zu möglichen Sicherheitsleistungen oder Garantien ein.

Festlegungen nach Nummer 2 erfolgen im Einvernehmen mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17f Belastungsausgleich

1.: für Entschädigungszahlungen nach § 17e,
2.: für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept nach Absatz 3 Satz 2 und 3,
3.: nach § 17d Absatz 1 und 6,
4.: nach den §§ 17a und 17b,
5.: nach § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 und
6.: für den Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes.

1.: vorsätzlichen Verursachung nicht erstattet,
2.: fahrlässigen Verursachung nach Abzug eines Eigenanteils erstattet.

Der Eigenanteil nach Satz 1 Nummer 2 darf bei der Ermittlung der Netzentgelte nicht berücksichtigt werden. Er beträgt pro Kalenderjahr

1.: 20 Prozent für Kosten bis zu einer Höhe von 200 Millionen Euro,
2.: 15 Prozent für Kosten, die 200 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 400 Millionen Euro,
3.: 10 Prozent für Kosten, die 400 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 600 Millionen Euro,
4.: 5 Prozent für Kosten, die 600 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 1 000 Millionen Euro.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17d Umsetzung der Netzentwicklungspläne und des Flächenentwicklungsplans

1.: spätestens sechs Monate vor dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass mit der Errichtung der Windenergieanlagen begonnen worden ist,
2.: spätestens zum verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft mindestens einer Windenergieanlage auf See einschließlich der zugehörigen parkinternen Verkabelung hergestellt worden ist, und
3.: innerhalb von sechs Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der genehmigten installierten Leistung entspricht.

1.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 1 70 Prozent der nach Absatz 6 Satz 2 zu leistenden Sicherheit,
2.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 2 70 Prozent der verbleibenden Sicherheit und
3.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 3 dem Wert, der sich aus dem Betrag der verbleibenden Sicherheit multipliziert mit dem Quotienten aus der installierten Leistung der nicht betriebsbereiten Windenergieanlagen und der genehmigten zu installierenden Leistung ergibt.

(10) Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen treffen

1.: zur Umsetzung des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes, zu den erforderlichen Schritten, die die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Erfüllung ihrer Pflichten nach Absatz 1 zu unternehmen haben, und zu deren zeitlicher Abfolge; dies schließt Festlegungen zur Ausschreibung und Vergabe von Anbindungsleitungen, zur Vereinbarung von Realisierungsfahrplänen nach Absatz 2 Satz 4, zur Information der Betreiber der anzubindenden Windenergieanlagen auf See und zu einem Umsetzungszeitplan ein, und
2.: zum Verfahren zur Kapazitätsverlagerung nach Absatz 4 und im Fall der Unwirksamkeit des Zuschlags nach Absatz 5; dies schließt Festlegungen zur Art und Ausgestaltung der Verfahren sowie zu möglichen Sicherheitsleistungen oder Garantien ein.

Festlegungen nach Nummer 2 erfolgen im Einvernehmen mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17f Belastungsausgleich

1.: für Entschädigungszahlungen nach § 17e,
2.: für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept nach Absatz 3 Satz 2 und 3,
3.: nach § 17d Absatz 1 und 6,
4.: nach den §§ 17a und 17b,
5.: nach § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 und
6.: für den Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes.

1.: vorsätzlichen Verursachung nicht erstattet,
2.: fahrlässigen Verursachung nach Abzug eines Eigenanteils erstattet.

Der Eigenanteil nach Satz 1 Nummer 2 darf bei der Ermittlung der Netzentgelte nicht berücksichtigt werden. Er beträgt pro Kalenderjahr

1.: 20 Prozent für Kosten bis zu einer Höhe von 200 Millionen Euro,
2.: 15 Prozent für Kosten, die 200 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 400 Millionen Euro,
3.: 10 Prozent für Kosten, die 400 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 600 Millionen Euro,
4.: 5 Prozent für Kosten, die 600 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 1 000 Millionen Euro.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17d Umsetzung der Netzentwicklungspläne und des Flächenentwicklungsplans

1.: spätestens sechs Monate vor dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass mit der Errichtung der Windenergieanlagen begonnen worden ist,
2.: spätestens zum verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft mindestens einer Windenergieanlage auf See einschließlich der zugehörigen parkinternen Verkabelung hergestellt worden ist, und
3.: innerhalb von sechs Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der genehmigten installierten Leistung entspricht.

1.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 1 70 Prozent der nach Absatz 6 Satz 2 zu leistenden Sicherheit,
2.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 2 70 Prozent der verbleibenden Sicherheit und
3.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 3 dem Wert, der sich aus dem Betrag der verbleibenden Sicherheit multipliziert mit dem Quotienten aus der installierten Leistung der nicht betriebsbereiten Windenergieanlagen und der genehmigten zu installierenden Leistung ergibt.

(10) Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen treffen

1.: zur Umsetzung des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes, zu den erforderlichen Schritten, die die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Erfüllung ihrer Pflichten nach Absatz 1 zu unternehmen haben, und zu deren zeitlicher Abfolge; dies schließt Festlegungen zur Ausschreibung und Vergabe von Anbindungsleitungen, zur Vereinbarung von Realisierungsfahrplänen nach Absatz 2 Satz 4, zur Information der Betreiber der anzubindenden Windenergieanlagen auf See und zu einem Umsetzungszeitplan ein, und
2.: zum Verfahren zur Kapazitätsverlagerung nach Absatz 4 und im Fall der Unwirksamkeit des Zuschlags nach Absatz 5; dies schließt Festlegungen zur Art und Ausgestaltung der Verfahren sowie zu möglichen Sicherheitsleistungen oder Garantien ein.

Festlegungen nach Nummer 2 erfolgen im Einvernehmen mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17e Entschädigung bei Störungen oder Verzögerung der Anbindung von Offshore-Anlagen

(5) Auf Vermögensschäden auf Grund einer nicht rechtzeitig fertiggestellten oder gestörten Netzanbindung im Sinne des Absatzes 1 oder des Absatzes 2 ist § 32 Absatz 3 und 4 nicht anzuwenden.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17f Belastungsausgleich

1.: für Entschädigungszahlungen nach § 17e,
2.: für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept nach Absatz 3 Satz 2 und 3,
3.: nach § 17d Absatz 1 und 6,
4.: nach den §§ 17a und 17b,
5.: nach § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 und
6.: für den Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes.

1.: vorsätzlichen Verursachung nicht erstattet,
2.: fahrlässigen Verursachung nach Abzug eines Eigenanteils erstattet.

Der Eigenanteil nach Satz 1 Nummer 2 darf bei der Ermittlung der Netzentgelte nicht berücksichtigt werden. Er beträgt pro Kalenderjahr

1.: 20 Prozent für Kosten bis zu einer Höhe von 200 Millionen Euro,
2.: 15 Prozent für Kosten, die 200 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 400 Millionen Euro,
3.: 10 Prozent für Kosten, die 400 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 600 Millionen Euro,
4.: 5 Prozent für Kosten, die 600 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 1 000 Millionen Euro.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17d Umsetzung der Netzentwicklungspläne und des Flächenentwicklungsplans

1.: spätestens sechs Monate vor dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass mit der Errichtung der Windenergieanlagen begonnen worden ist,
2.: spätestens zum verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft mindestens einer Windenergieanlage auf See einschließlich der zugehörigen parkinternen Verkabelung hergestellt worden ist, und
3.: innerhalb von sechs Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der genehmigten installierten Leistung entspricht.

1.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 1 70 Prozent der nach Absatz 6 Satz 2 zu leistenden Sicherheit,
2.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 2 70 Prozent der verbleibenden Sicherheit und
3.: bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 3 dem Wert, der sich aus dem Betrag der verbleibenden Sicherheit multipliziert mit dem Quotienten aus der installierten Leistung der nicht betriebsbereiten Windenergieanlagen und der genehmigten zu installierenden Leistung ergibt.

(10) Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen treffen

1.: zur Umsetzung des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes, zu den erforderlichen Schritten, die die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Erfüllung ihrer Pflichten nach Absatz 1 zu unternehmen haben, und zu deren zeitlicher Abfolge; dies schließt Festlegungen zur Ausschreibung und Vergabe von Anbindungsleitungen, zur Vereinbarung von Realisierungsfahrplänen nach Absatz 2 Satz 4, zur Information der Betreiber der anzubindenden Windenergieanlagen auf See und zu einem Umsetzungszeitplan ein, und
2.: zum Verfahren zur Kapazitätsverlagerung nach Absatz 4 und im Fall der Unwirksamkeit des Zuschlags nach Absatz 5; dies schließt Festlegungen zur Art und Ausgestaltung der Verfahren sowie zu möglichen Sicherheitsleistungen oder Garantien ein.

Festlegungen nach Nummer 2 erfolgen im Einvernehmen mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17f Belastungsausgleich

1.: für Entschädigungszahlungen nach § 17e,
2.: für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept nach Absatz 3 Satz 2 und 3,
3.: nach § 17d Absatz 1 und 6,
4.: nach den §§ 17a und 17b,
5.: nach § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 und
6.: für den Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes.

1.: vorsätzlichen Verursachung nicht erstattet,
2.: fahrlässigen Verursachung nach Abzug eines Eigenanteils erstattet.

Der Eigenanteil nach Satz 1 Nummer 2 darf bei der Ermittlung der Netzentgelte nicht berücksichtigt werden. Er beträgt pro Kalenderjahr

1.: 20 Prozent für Kosten bis zu einer Höhe von 200 Millionen Euro,
2.: 15 Prozent für Kosten, die 200 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 400 Millionen Euro,
3.: 10 Prozent für Kosten, die 400 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 600 Millionen Euro,
4.: 5 Prozent für Kosten, die 600 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 1 000 Millionen Euro.

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 23 Investitionsmaßnahmen

1.: Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen,
2.: die Integration von Anlagen, die dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unterfallen,
3.: den Ausbau von Verbindungskapazitäten nach Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe b der Verordnung (EU) Nr. 2019/943,
4.: den Ausbau von Gastransportkapazitäten zwischen Marktgebieten, soweit dauerhaft technisch bedingte Engpässe vorliegen und diese nicht durch andere, wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen beseitigt werden können,
5.: den Netzanschluss von LNG-Anlagen nach § 39b der Gasnetzzugangsverordnung,
6.: Erweiterungsinvestitionen zur Errichtung von Hochspannungsleitungen auf neuen Trassen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt als Erdkabel, soweit die Gesamtkosten für Errichtung und Betrieb des Erdkabels die Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht überschreiten und noch kein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für die Errichtung einer Freileitung eingeleitet wurde, sowie Erdkabel nach § 43 Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 2 Abs. 1 des Energieleitungsausbaugesetzes,
7.: grundlegende, mit erheblichen Kosten verbundene Umstrukturierungsmaßnahmen, die erforderlich sind, um die technischen Standards zur Gewährleistung der technischen Sicherheit des Netzes umzusetzen, die auf Grund einer behördlichen Anordnung nach § 49 Abs. 5 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich werden oder deren Notwendigkeit von der nach Landesrecht zuständigen Behörde bestätigt wird,
8.: den Einsatz des Leiterseil-Temperaturmonitorings und von Hochtemperatur-Leiterseilen oder
9.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten und neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen jeweils als Pilotprojekte, die im Rahmen der Ausbauplanung für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich sind.

1.: (weggefallen)
2.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten,
3.: neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen,
4.: Maßnahmen oder Teilmaßnahmen, die im Netzentwicklungsplan als Neubau in neuer Trasse enthalten sind oder
5.: neue Umspannanlagen, Schaltanlagen, Gasdruckregelanlagen oder Messanlagen an einem Standort, der bisher nicht als Standort für solche Anlagen genutzt wurde.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17f Belastungsausgleich

1.: für Entschädigungszahlungen nach § 17e,
2.: für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept nach Absatz 3 Satz 2 und 3,
3.: nach § 17d Absatz 1 und 6,
4.: nach den §§ 17a und 17b,
5.: nach § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 und
6.: für den Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes.

1.: vorsätzlichen Verursachung nicht erstattet,
2.: fahrlässigen Verursachung nach Abzug eines Eigenanteils erstattet.

Der Eigenanteil nach Satz 1 Nummer 2 darf bei der Ermittlung der Netzentgelte nicht berücksichtigt werden. Er beträgt pro Kalenderjahr

1.: 20 Prozent für Kosten bis zu einer Höhe von 200 Millionen Euro,
2.: 15 Prozent für Kosten, die 200 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 400 Millionen Euro,
3.: 10 Prozent für Kosten, die 400 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 600 Millionen Euro,
4.: 5 Prozent für Kosten, die 600 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 1 000 Millionen Euro.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17e Entschädigung bei Störungen oder Verzögerung der Anbindung von Offshore-Anlagen

(5) Auf Vermögensschäden auf Grund einer nicht rechtzeitig fertiggestellten oder gestörten Netzanbindung im Sinne des Absatzes 1 oder des Absatzes 2 ist § 32 Absatz 3 und 4 nicht anzuwenden.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 17f Belastungsausgleich

1.: für Entschädigungszahlungen nach § 17e,
2.: für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept nach Absatz 3 Satz 2 und 3,
3.: nach § 17d Absatz 1 und 6,
4.: nach den §§ 17a und 17b,
5.: nach § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 und
6.: für den Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes.

1.: vorsätzlichen Verursachung nicht erstattet,
2.: fahrlässigen Verursachung nach Abzug eines Eigenanteils erstattet.

Der Eigenanteil nach Satz 1 Nummer 2 darf bei der Ermittlung der Netzentgelte nicht berücksichtigt werden. Er beträgt pro Kalenderjahr

1.: 20 Prozent für Kosten bis zu einer Höhe von 200 Millionen Euro,
2.: 15 Prozent für Kosten, die 200 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 400 Millionen Euro,
3.: 10 Prozent für Kosten, die 400 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 600 Millionen Euro,
4.: 5 Prozent für Kosten, die 600 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 1 000 Millionen Euro.

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 23 Investitionsmaßnahmen

1.: Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen,
2.: die Integration von Anlagen, die dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unterfallen,
3.: den Ausbau von Verbindungskapazitäten nach Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe b der Verordnung (EU) Nr. 2019/943,
4.: den Ausbau von Gastransportkapazitäten zwischen Marktgebieten, soweit dauerhaft technisch bedingte Engpässe vorliegen und diese nicht durch andere, wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen beseitigt werden können,
5.: den Netzanschluss von LNG-Anlagen nach § 39b der Gasnetzzugangsverordnung,
6.: Erweiterungsinvestitionen zur Errichtung von Hochspannungsleitungen auf neuen Trassen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt als Erdkabel, soweit die Gesamtkosten für Errichtung und Betrieb des Erdkabels die Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht überschreiten und noch kein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für die Errichtung einer Freileitung eingeleitet wurde, sowie Erdkabel nach § 43 Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 2 Abs. 1 des Energieleitungsausbaugesetzes,
7.: grundlegende, mit erheblichen Kosten verbundene Umstrukturierungsmaßnahmen, die erforderlich sind, um die technischen Standards zur Gewährleistung der technischen Sicherheit des Netzes umzusetzen, die auf Grund einer behördlichen Anordnung nach § 49 Abs. 5 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich werden oder deren Notwendigkeit von der nach Landesrecht zuständigen Behörde bestätigt wird,
8.: den Einsatz des Leiterseil-Temperaturmonitorings und von Hochtemperatur-Leiterseilen oder
9.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten und neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen jeweils als Pilotprojekte, die im Rahmen der Ausbauplanung für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich sind.

1.: (weggefallen)
2.: Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten,
3.: neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen,
4.: Maßnahmen oder Teilmaßnahmen, die im Netzentwicklungsplan als Neubau in neuer Trasse enthalten sind oder
5.: neue Umspannanlagen, Schaltanlagen, Gasdruckregelanlagen oder Messanlagen an einem Standort, der bisher nicht als Standort für solche Anlagen genutzt wurde.

Bundesgerichtshof Beschluss, 12. Apr. 2016 - EnVR 3/15

Tenor

: Auf die Rechtsbeschwerde der Bundesnetzagentur wird der Beschluss des 3. Kartellsenats des Oberlandesgerichts Düsseldorf vom 12. März 2014 in der Fassung des Berichtigungsbeschlusses vom 28. April 2014 im Kostenpunkt und insoweit aufgehoben, als das Beschwerdegericht angeordnet hat, dass die beabsichtigte Maßnahme bei der erneuten Entscheidung des Genehmigungsantrags in vollem Umfang als Umstrukturierungsinvestition anzusehen ist.

: Im Umfang der Aufhebung wird die Bundesnetzagentur verpflichtet, die erneute Entscheidung über den Genehmigungsantrag unter Beachtung der Rechtsauffassung des Senats zu treffen.

: Die weitergehende Rechtsbeschwerde wird zurückgewiesen.

: Die Kosten der Rechtsmittelverfahren werden gegeneinander aufgehoben.

: Der Gegenstandswert des Rechtsbeschwerdeverfahrens wird auf 2,91 Millionen Euro festgesetzt.

Gründe

1: A. Die Antragstellerin betreibt ein Gasverteilernetz. Mit Schreiben vom 20. März 2012 beantragte sie bei der Bundesnetzagentur die Genehmigung einer Investitionsmaßnahme zur Erhöhung der Sicherheit von Hochdruckleitungen aus Stahl.

2: Die geplante Maßnahme betrifft den vorgezogenen Ersatzneubau des Bestandes an Stahlleitungen in sechs Teilnetzen, die mit einem Druck zwischen 4 und 16 bar betrieben werden. Die vorhandenen Leitungen sind nach dem Vorbringen der Antragstellerin unzureichend gegen Korrosion geschützt. Die neuen Leitungen sollen mit einem Korrosionsschutz versehen werden, der dem gültigen Regelwerk des Deutschen Vereins des Wasser- und Gasfachs (DVGW) entspricht. Hierzu sind als passive Maßnahme eine Umhüllung und als aktive Maßnahme das Anlegen einer elektrischen Spannung (kathodischer Korrosionsschutz) vorgesehen. Das Ministerium für Wissenschaft und Wirtschaft des Landes Sachsen-Anhalt hat die Erforderlichkeit des Projekts bestätigt.

3: Die Bundesnetzagentur hat den Antrag abgelehnt. Auf die Beschwerde der Antragstellerin hat das Beschwerdegericht diese Entscheidung aufgehoben und die Bundesnetzagentur zur Neubescheidung verpflichtet. Dagegen wendet sich die Bundesnetzagentur mit der vom Senat zugelassenen Rechtsbeschwerde, der die Antragstellerin entgegentritt.

4: B. Das zulässige Rechtsmittel hat teilweise Erfolg. Die Bundesnetzagentur bleibt zwar zur erneuten Bescheidung des Antrags verpflichtet. Die hierbei zu berücksichtigenden rechtlichen Vorgaben weichen aber in entscheidenden Punkten von denjenigen des Beschwerdegerichts ab.

5: I. Das Beschwerdegericht hat seine Entscheidung im Wesentlichen wie folgt begründet:

6: Die beantragte Maßnahme betreffe zwar keine Erweiterungs- oder Umstrukturierungsinvestition im Sinne des § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV. Sie werde aber von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV erfasst. Diese Vorschrift erweitere den Anwendungsbereich der genehmigungsfähigen Investitionen und erfasse anders als Satz 1 auch bloße Ersatzbeschaffungen. Sie sei geschaffen worden, um umfangreiche Maßnahmenprogramme im Sinne einer Komplettsanierung genehmigen zu können. Auf die Frage, ob der Netzbetreiber solche Maßnahmen in der Vergangenheit aus Nachlässigkeit unterlassen habe, komme es nicht an.

7: Die geplante Investition sei auch eine grundlegende Maßnahme im Sinne von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV. Nach dem Willen des Verordnungsgebers seien Maßnahmen als grundlegend anzusehen, wenn sie über die typische, regelmäßige, jeden Netzbetreiber gleichermaßen treffende Ersatzbeschaffung hinausgingen. Ausgeschlossen seien vereinzelte, punktuelle Maßnahmen wie die Ersatzbeschaffung nach einem lokalen Schadensereignis. Nicht erforderlich sei hingegen, dass es sich um ein deutschlandweites oder flächendeckendes Sanierungsprogramm handle. Das Vorhaben der Antragstellerin sei in diesem Sinne grundlegend. Dem stehe nicht entgegen, dass bereits ein Teil der Leitungen ausgetauscht worden und nur noch rund 780 km des Leitungsnetzes sanierungsbedürftig seien. Entgegen der Auffassung der Bundesnetzagentur handle es sich auch nicht um eine turnusgemäße Erneuerung von Leitungen. Die betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer betrage 55 bis 65 Jahre. Diese Frist sei auch bei den ältesten Leitungen, die nach dem Vortrag der Antragstellerin aus dem Jahr 1966 stammten, noch nicht abgelaufen.

8: II. Dies hält der rechtlichen Überprüfung nicht in vollem Umfang stand.

9: 1. Zu Unrecht ist das Beschwerdegericht davon ausgegangen, eine Maßnahme könne auch dann als Umstrukturierungsmaßnahme im Sinne von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV angesehen werden, wenn sie in einer bloßen Ersatzbeschaffung besteht.

10: a) Nach der auch vom Beschwerdegericht zitierten Rechtsprechung des Senats ist eine Maßnahme als Erweiterungs- oder Umstrukturierungsinvestition im Sinne von § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV anzusehen, wenn sie sich nicht im Austausch bereits vorhandener Komponenten und damit zwangsläufig einhergehenden Verbesserungen erschöpft, sondern jedenfalls auch zu einer nicht nur unbedeutenden Vergrößerung des Netzes oder zu einer nicht nur unbedeutenden Veränderung von sonstigen technischen Parametern führt, die für den Betrieb des Netzes erheblich sind (BGH, Beschluss vom 17. Dezember 2013 - EnVR 18/12, RdE 2014, 291 Rn. 32 - 50Hertz Transmission GmbH).

11: b) Entgegen der Auffassung des Beschwerdegerichts gilt diese Voraussetzung auch für Umstrukturierungsmaßnahmen im Sinne von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV.

12: Nach der Rechtsprechung des Senats können die in § 23 Abs. 1 Satz 2 ARegV aufgeführten Regelbeispiele zwar eine Orientierungshilfe für die Auslegung von § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV bilden. § 23 Abs. 1 Satz 2 ARegV dient aber nicht dazu, den in Satz 1 normierten Grundtatbestand zu modifizieren. Der Vorschrift kommt vielmehr die Funktion zu, den Anwendungsbereich dieses Tatbestandes zu veranschaulichen und die Rechtsanwendung in typischen Konstellationen zu vereinfachen (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 16 f. - 50Hertz Transmission GmbH). Dies hat zum einen zur Folge, dass der Tatbestand von § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV nicht im Hinblick auf einzelne Regelbeispiele um Voraussetzungen ergänzt werden darf, die dort nicht vorgesehen sind (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 16 f. - 50Hertz Transmission GmbH). Zum anderen darf ein sowohl in Satz 1 als auch in Satz 2 verwendeter Begriff grundsätzlich nicht unterschiedlich ausgelegt werden. Letzteres gilt auch für den in § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV und in § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV verwendeten Begriff der Umstrukturierungsinvestition bzw. Umstrukturierungsmaßnahme.

13: aa) Aus dem Wortlaut von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV ergeben sich keine Hinweise auf die vom Beschwerdegericht stattdessen vorgenommene Differenzierung.

14: (1) Dass in § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV von Umstrukturierungsinvestitionen, in § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV hingegen von Umstrukturierungsmaßnahmen die Rede ist, hat keine Auswirkungen auf die Auslegung des Begriffs "Umstrukturierung".

15: In § 23 Abs. 1 Satz 2 ARegV wird der Begriff "Investitionen" bereits in der den einzelnen Ausführungsbeispielen vorangestellten einleitenden Formulierung verwendet. Das in § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV definierte Regelbeispiel betrifft mithin "Investitionen, die vorgesehen sind für... Umstrukturierungsmaßnahmen". Dies ist gleichbedeutend mit dem in § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV verwendeten Begriff der Umstrukturierungsinvestitionen.

16: (2) Der besondere Regelungsgehalt von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV besteht darin, die Voraussetzungen zu konkretisieren, unter denen eine Umstrukturierungsinvestition aufgrund des mit ihr angestrebten Ziels als genehmigungsfähig anzusehen ist.

17: Während § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV insoweit nur abstrakte Zielsetzungen wie die Stabilität des Gesamtsystems und den bedarfsgerechten Ausbau des Energieversorgungsnetzes nennt, wird dies in § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV dahin konkretisiert, dass die technische Sicherheit des Netzes betroffen und dass die Notwendigkeit der Maßnahme durch eine behördliche Anordnung oder Bestätigung dokumentiert sein muss.

18: Aus dieser Konkretisierung ergeben sich keine Anhaltspunkte dafür, dass der Begriff der Umstrukturierung in anderem Sinne zu verstehen sein könnte als im Zusammenhang mit dem Grundtatbestand.

19: bb) Aus Zweck und Systematik der Regelung ergibt sich keine abweichende Beurteilung.

20: Entgegen der Auffassung des Beschwerdegerichts ist hierbei unerheblich, ob § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV ein eigenständiger Anwendungsbereich zukommt oder ob sich alle von der Vorschrift erfassten Fälle auch unter Satz 1 subsumieren ließen. Wie bereits oben dargelegt wurde, kommt § 23 Abs. 1 Satz 2 ARegV die Funktion zu, die Rechtsanwendung in typischen Konstellationen zu vereinfachen. Zur Verwirklichung dieser Funktion ist nicht erforderlich, dass die Vorschrift den Kreis der genehmigungsfähigen Investitionen erweitert. Es genügt, wenn sie die Abgrenzung der genehmigungsfähigen von nicht genehmigungsfähigen Investitionen für eine typische Konstellation erleichtert. Dies wird schon durch die aufgezeigte Konkretisierung der die Genehmigungsfähigkeit begründenden Voraussetzungen erreicht.

21: cc) Aus dem Umstand, dass in den Materialien zu § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV (BR-Drucks. 417/07 [Beschluss] S. 12 f.) als typische Anwendungsfälle der Ersatz von Hochspannungsmasten aus Thomasstahl und Gasleitungen aus Grauguss angeführt werden, können ebenfalls keine abweichenden Schlussfolgerungen gezogen werden.

22: Zwar handelt es sich bei den genannten Maßnahmen typischerweise auch um Ersatzinvestitionen. Daraus ergibt sich jedoch nicht, dass diese nach Satz 2 Nr. 7 stets in vollem Umfang genehmigungsfähig sind. Nach der allgemeinen Zielsetzung des § 23 Abs. 1 ARegV ist eine Investition vielmehr auch dann genehmigungsfähig, wenn sie sowohl als Ersatzinvestition als auch als Erweiterungs- oder Umstrukturierungsinvestition zu qualifizieren ist. In diesen Fällen ist im Zusammenhang mit § 23 Abs. 1 ARegV nur ein prozentualer Anteil der Kosten berücksichtigungsfähig (BR-Drucks. 417/07, S. 67; BGH, Beschluss vom 17. Dezember 2013 - EnVR 18/12, RdE 2014, 291 Rn. 23 - 50Hertz Transmission GmbH). Für den Ersatz von Hochspannungsmasten aus Thomasstahl und Gasleitungen aus Grauguss kommt eine Genehmigung mithin jedenfalls insoweit in Betracht, als die Maßnahme zugleich zu einer Umstrukturierung führt, also zu einer nicht nur unbedeutenden Veränderung von technischen Parametern, die für den Betrieb des Netzes erheblich sind. Dieser Grundsatz wird in den Materialien zu § 23 ARegV auch im Zusammenhang mit Absatz 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV nicht in Frage gestellt oder modifiziert.

23: Angesichts dessen kann nicht angenommen werden, dass nach § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV auch reine Ersatzbeschaffungen genehmigungsfähig oder Investitionen, die sowohl dem Ersatz vorhandener Komponenten als auch einer Umstrukturierung dienen, stets in voller Höhe berücksichtigungsfähig sein sollen. Sowohl der Kreis der aufgrund ihres Gegenstands genehmigungsfähigen Investitionen als auch der Anteil der berücksichtigungsfähigen Kosten ist vielmehr nicht anders zu bestimmen als bei § 23 Abs. 1 Satz 1 ARegV.

24: 2. Trotz dieses Rechtsfehlers haben die vom Beschwerdegericht ausgesprochene Aufhebung der Ausgangsentscheidung und die Verpflichtung zur Neubescheidung Bestand. Bei einer Auslegung von § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV in dem oben aufgezeigten Sinne sind die im Streitfall zu beurteilenden Investitionen zum Teil als Umstrukturierungsinvestitionen genehmigungsfähig.

25: a) Nach der bereits aufgezeigten Definition ist eine Investition als Umstrukturierungsinvestition anzusehen, wenn sie jedenfalls auch zu einer nicht nur unbedeutenden Veränderung von sonstigen technischen Parametern führt, die für den Betrieb des Netzes erheblich sind. Ausgeschlossen ist nur der bloße Austausch bereits vorhandener Komponenten. Um eine klare Abgrenzung zu ermöglichen, müssen die Wirkungen der Investition nicht nur unbedeutend über diejenigen Wirkungen hinausgehen, die mit dem Austausch einer vorhandenen Komponente zwangsläufig verbunden sind (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 32 f. - 50Hertz Transmission GmbH). Technische Verbesserungen, die mit einer Ersatzbeschaffung im Hinblick auf den weiterentwickelten Stand der Technik zwingend oder zumindest üblicherweise verbunden sind, reichen nicht aus, um eine Umstrukturierungsmaßnahme zu bejahen (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 43 - 50Hertz Transmission GmbH).

26: b) Bei dieser Abgrenzung ist auch die Nutzungsdauer der bisher eingesetzten Komponenten zu berücksichtigen.

27: Die vom Senat formulierten Kriterien für die Abgrenzung zwischen einer Umstrukturierungsinvestition und einer Ersatzbeschaffung betreffen den Fall, dass eine vorhandene Komponente nach Ablauf ihrer gewöhnlichen Nutzungsdauer ersetzt wird und die als Ersatz beschaffte Komponente allein wegen des während dieser Zeit eingetretenen technischen Fortschritts zusätzliche Funktionen aufweist und schon deswegen zu einer Verbesserung von technischen Parametern des Netzes führt.

28: Hiervon zu unterscheiden ist eine Ersatzbeschaffung, die aus besonderen Gründen vor Ablauf der gewöhnlichen Nutzungsdauer erforderlich wird. Wenn eine solche Ersatzbeschaffung zu einer Verbesserung von technischen Parametern führt, mag dies im Einzelfall ebenfalls allein auf den seit der letzten Beschaffung eingetretenen technischen Fortschritt zurückzuführen sein. Ein solcher Verbesserungseffekt geht dennoch über die Wirkungen einer reinen Ersatzbeschaffung hinaus, weil er früher eintritt als bei einer Auswechslung nach Ablauf der nach betriebswirtschaftlichen Grundsätzen als üblich anzusehenden Nutzungsdauer. Bei der Ermittlung der berücksichtigungsfähigen Quote bietet es sich in solchen Konstellationen an, nur denjenigen Anteil heranzuziehen, der dem Verhältnis zwischen dem bis zum Ende der gewöhnlichen Nutzungsdauer verbleibenden Zeitraum und der gesamten gewöhnlichen Nutzungsdauer entspricht. Wenn zum Beispiel eine Komponente mit einer gewöhnlichen Nutzungsdauer von fünfzig Jahren aus technischen Gründen schon nach dreißig Jahren ausgetauscht werden muss, sind danach zwei Fünftel der für den Austausch anfallenden Kosten berücksichtigungsfähig.

29: c) Nach den Feststellungen des Beschwerdegerichts beträgt die betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer der auszuwechselnden Leitungen im Streitfall mindestens 55 Jahre; die ältesten Leitungen haben im Zeitpunkt der Antragstellung hingegen nur eine Nutzungsdauer von 46 Jahren aufgewiesen.

30: Danach ist jedenfalls ein Teil der Kosten genehmigungsfähig. Die Ermittlung der danach relevanten Quote kann der Bundesnetzagentur im Rahmen der anstehenden Neubescheidung unter Berücksichtigung der Rechtsauffassung des Senats überlassen werden.

31: 3. Wie das Beschwerdegericht insoweit zutreffend angenommen hat, kann eine vollständige Ablehnung des Genehmigungsantrags nicht auf den Umstand gestützt werden, dass die beabsichtigte Maßnahme aus technischer Sicht schon vor längerer Zeit hätte vorgenommen werden müssen.

32: a) Nach dem Wortlaut von § 23 Abs. 1 Satz 1 und Satz 2 Nr. 7 ARegV ist unerheblich, auf welchem Grund die Notwendigkeit der Maßnahme beruht.

33: Die Vorschrift knüpft nicht daran an, dass die Umsetzung der technischen Standards zeitnah nach deren Erlass erfolgt, und differenziert auch nicht danach, wer eine verzögerte Umsetzung gegebenenfalls zu vertreten hat.

34: b) Eine engere Auslegung der Vorschrift kann nicht aus ihrem Zweck abgeleitet werden.

35: Zwar wird in den Materialien zu § 23 ARegV hervorgehoben, auf die Betreiber von Fernleitungs- und Übertragungsnetzen - für die Absatz 1 unmittelbar anwendbar ist - kämen durch gesetzliche Anforderungen in erheblichem Umfang zusätzliche Aufgaben zu, die erhöhte Kosten verursachten (BR-Drucks. 417/07 S. 66 f.). Nicht alle der in Absatz 1 Satz 2 aufgeführten Regelbeispiele knüpfen aber an eine Änderung von externen Anforderungen an. Demgemäß hat der Senat bereits entschieden, dass als Umstrukturierungsmaßnahmen nicht nur solche Maßnahmen anzusehen sind, die durch eine konkrete Änderung der Anforderungen an das in Rede stehende Netz veranlasst sind, sondern dass die Abgrenzung zwischen Umstrukturierungsinvestitionen und bloßen Ersatzinvestitionen anhand des Gegenstands der Investitionsmaßnahme zu erfolgen hat (BGH, RdE 2014, 291 Rn. 26 - 50Hertz Transmission GmbH).

36: Für den im Streitfall relevanten Tatbestand des § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV gilt insoweit nichts anderes. Er knüpft - anders als etwa die Tatbestände in Nr. 1 und Nr. 2 - nicht an externe Anforderungen wie den Anschluss von bestimmten Stromerzeugungsanlagen an, sondern an die Notwendigkeit, die Sicherheit des Netzes zu gewährleisten. Insoweit befinden sich, wie in den Materialien zu § 23 Abs. 6 ARegV ausdrücklich hervorgehoben wird, die Betreiber von Verteilernetzen in derselben Situation wie die Betreiber von Übertragungsnetzen (BR-Drucks. 417/07 S. 68). Gerade unter dem Aspekt der Sicherheit erschiene es aber wenig folgerichtig, die Genehmigung einer Investitionsmaßnahme davon abhängig zu machen, ob die Maßnahme schon früher hätte durchgeführt werden können.

37: c) Dies mag in Einzelfällen dazu führen, dass einem Netzbetreiber nur deshalb die Möglichkeit zur Stellung eines Antrags nach § 23 ARegV eröffnet ist, weil er sein Netz in der Vergangenheit nicht im an sich gebotenen Umfang erneuert hat. Jedenfalls bei der Anpassung an Sicherheitsanforderungen kann diesem Aspekt jedoch keine ausschlaggebende Bedeutung zukommen.

38: Mit der Zielsetzung der Anreizregulierung ist es allerdings grundsätzlich nicht vereinbar, Effizienzvorgaben nach §§ 12 ff. ARegV oder Qualitätsvorgaben nach §§ 18 ff. ARegV allein im Hinblick auf historische Gegebenheiten milder auszugestalten und damit zur Perpetuierung eines zu den Zielen des § 1 Abs. 2 EnWG in Widerspruch stehenden Zustands beizutragen. Nach der Rechtsprechung des Senats kommt deshalb zum Beispiel eine Bereinigung des Effizienzwerts gemäß § 15 ARegV aufgrund der technischen Beschaffenheit des Netzes grundsätzlich allenfalls dann in Betracht, wenn das Unterbleiben von Verbesserungsmaßnahmen in der Vergangenheit auf Umständen beruht, die von außen an den Netzbetreiber herangetragen wurden und auf die er keinen unmittelbaren Einfluss hatte (BGH, Beschluss vom 21. Januar 2014 - EnVR 12/12 Rn. 113 - Stadtwerke Konstanz GmbH; Beschluss vom 7. Oktober 2014 - EnVR 25/12 Rn. 44).

39: Bei der Genehmigung von Investitionsmaßnahmen nach § 23 Abs. 1 Satz 2 Nr. 7 ARegV geht es indes darum, einen bestehenden Zustand zu überwinden und das Netz für die Zukunft auf einen den aktuellen Sicherheitsanforderungen entsprechenden Stand zu bringen. Dieser Zielsetzung widerspräche es, eine Maßnahme nur deshalb als nicht genehmigungsfähig anzusehen, weil der Netzbetreiber sie schon früher hätte durchführen können.

40: d) Soweit es wie im Streitfall um den aus technischen Gründen erforderlichen Ersatz von vorhandenen Komponenten vor Ablauf der gewöhnlichen Nutzungsdauer geht, ergibt sich ein Anreiz zu möglichst frühzeitigem Handeln zudem schon daraus, dass der berücksichtigungsfähige Teil der Kosten geringer wird, je länger der Netzbetreiber die gebotene Maßnahme hinausschiebt (dazu oben unter 2 b). Auch vor diesem Hintergrund erscheint eine weitergehende Sanktionierung - die dazu führen könnte, dass der Netzbetreiber die Durchführung der gebotenen Maßnahme mangels Genehmigungsfähigkeit noch länger aufschiebt - weder geboten noch zweckdienlich.

41: III. Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG.

42: Auch wenn die Beschwerde im Ergebnis zu einer Aufhebung der Ausgangsentscheidung führt, erscheint eine Kostenaufhebung angemessen, weil der Genehmigungsantrag nicht in vollem Umfang begründet ist und die vollständige Aufhebung nur deshalb erfolgt, weil die Höhe des genehmigungsfähigen Betrags auf der Grundlage der bisherigen Tatsachenfeststellungen nicht beurteilt werden kann.

: Limperg Strohn Grüneberg

: Bacher Deichfuß

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 90 Kostentragung und -festsetzung

Im Beschwerdeverfahren und im Rechtsbeschwerdeverfahren kann das Gericht anordnen, dass die Kosten, die zur zweckentsprechenden Erledigung der Angelegenheit notwendig waren, von einem Beteiligten ganz oder teilweise zu erstatten sind, wenn dies der Billigkeit entspricht. Hat ein Beteiligter Kosten durch ein unbegründetes Rechtsmittel oder durch grobes Verschulden veranlasst, so sind ihm die Kosten aufzuerlegen. Juristische Personen des öffentlichen Rechts und Behörden können an Stelle ihrer tatsächlichen notwendigen Aufwendungen für Post- und Telekommunikationsdienstleistungen den in Nummer 7002 der Anlage 1 des Rechtsanwaltsvergütungsgesetzes vom 5. Mai 2004 (BGBl. I S. 718, 788), das zuletzt durch Artikel 24 Absatz 8 des Gesetzes vom 25. Juni 2021 (BGBl. I S. 2154) geändert worden ist, bestimmten Höchstsatz der Pauschale fordern. Im Übrigen gelten die Vorschriften der Zivilprozessordnung über das Kostenfestsetzungsverfahren und die Zwangsvollstreckung aus Kostenfestsetzungsbeschlüssen entsprechend.