Oberlandesgericht Düsseldorf Beschluss, 28. Apr. 2015 - VI-3 Kart 2/13 (V)
Tenor
1. Auf die Beschwerde der Betroffenen wird der Beschluss der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012 (BK6-11/098) aufgehoben.
2. Die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der notwendigen Auslagen der Betroffenen trägt die Bundesnetzagentur. Die weiteren Beteiligten tragen ihre Kosten selbst.
3. Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.
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G r ü n d e :
2A.
3Die Betroffene ist eine 100%-ige Tochtergesellschaft der Stadtwerke N. und betreibt KWK-Anlagen. Das Heizkraftwerk O. ist eine Dampfturbinen-Anlage mit einer Nennleistung von x MW und erzeugt Fernwärme. Das Heizkraftwerk D. der Betroffenen besteht aus zwei GuD-Anlagen mit einer Netto-Nennwirkungsleistung von x MW, bei maximaler Fernwärmeauskoppelung x MW, sowie einer Netto-Nennwirkungsleistung von x MW, bei maximaler Fernwärmeauskoppelung x MW. Der Betrieb des Heizkraftwerks D. mit Erdgas als Brennstoff ist nach BImSchV auf x Stunden pro Jahr sowie x Stunden Betrieb mit leichtem Heizöl beschränkt. Das Heizkraftwerk L. ist eine Gasturbinen-Anlage, bestehend aus zwei Blöcken mit einer Nennleistung von zweimal x MW. Die beiden Anlagen dürfen nach BImSchV jeweils nur x Stunden pro Jahr für die Abdeckung von Spitzenlasten betrieben werden. Weitere x Betriebsstunden stehen dem Heizkraftwerk L. zusätzlich für Eingriffe in dessen Fahrweise nach § 13 Abs. 2 EnWG zu, sofern der Übertragungsnetzbetreiber die Notwendigkeit der Engpassbeseitigung durch dieses Kraftwerk nachweist. Eine der Gasturbinen dient bei hohen Fernwärmelasten dazu, die Fernwärmeversorgung in einem Teilnetz abzusichern. Darüber hinaus betreibt die Betroffene zwei Blockheizkraftwerke mit den Leistungen von jeweils unter 10 MW.
4Alle Erzeugungsanlagen sind am selben Netzknoten an das Netz der T. GmbH angeschlossen. Vorgelagerter Übertragungsnetzbetreiber ist die X. GmbH. Die Kraftwerke werden einschließlich der von der S. GmbH betriebenen Anlagen von ein- und derselben Leitstelle im Pool-Betrieb geführt.
5Mit dem angegriffenen Beschluss vom 30.10.2012 hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur (BK6-11/098) die Festlegung zur „Standardisierung vertraglicher Rahmenbedingungen für Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber in die Fahrweise von Erzeugungsanlagen“ erlassen. Der Beschluss wurde am 07.11.2012 im Amtsblatt der Bundesnetzagentur veröffentlicht. Die Betroffene war nicht zum Verwaltungsverfahren beigeladen.
6Hintergrund der Festlegung ist die Zunahme sog. Redispatch-Maßnahmen, u. a. weil im März 2011 acht Kernkraftwerke außer Betrieb genommen worden waren und zunehmend Strom aus erneuerbaren Energien in das Netz eingespeist wird, mit der der Netzausbau nicht Schritt hält. Bei Redispatch-Maßnahmen handelt es sich um physikalische Eingriffe in die Fahrweise von Kraftwerken, die notwendig werden, wenn die strom- oder spannungsbedingte Überlastung eines Netzelements die Netzsicherheit gefährdet. Beim strombedingten Redispatch wird einer Überlastung eines Netzelementes dadurch entgegengewirkt, dass ein Kraftwerk auf der Seite mit dem Erzeugungsüberschuss seine Einspeisung reduziert und ein Kraftwerk hinter dem Engpass seine Einspeisung entsprechend erhöht. Dadurch nimmt der Stromfluss (Stromstärke) auf dem betroffenen Netzelement ab. Beim spannungsbedingten Redispatch wird die Wirkleistungseinspeisung von einem oder mehreren Kraftwerken reduziert oder erhöht, um den Einsatz von Blindleistung aus Kraftwerken zur Spannungsstabilisierung in ausreichender Menge zu gewährleisten. In der Vergangenheit erfolgten Redispatch-Maßnahmen nur aufgrund freiwilliger Vereinbarungen zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Kraftwerksbetreibern.
7Durch die angegriffene Festlegung vom 20.10.2012 hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur die Vorgaben in § 13 Abs. 1 EnWG näher ausgestaltet.
8Nach Tenorziffer 1 der Festlegung ist eine Anweisung zur Vornahme einer Redispatch-Maßnahme zulässig, wenn aufgrund von Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse andernfalls strombedingte Überlastungen von Betriebsmitteln oder Verletzungen betrieblich zulässiger Spannungsbänder zu erwarten sind. Etablierte, dem anerkannten Stand der Technik entsprechende Methoden zur Berücksichtigung von etwaigen Ausfällen von Netzbetriebsmitteln und von Erzeugungsanlagen, z.B. das (n-1)-Prinzip, sind bei den Netzbelastungsberechnungen zu berücksichtigen. Eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie ist ebenfalls bei akuten Überlastungen oder Spannungsgrenzwertverletzungen zulässig. Eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zum Ausgleich von Leistungsungleichgewichten ist nicht zulässig.
9Nach Tenorziffer 2 der Festlegung erstreckt sich die Verpflichtung, sich der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung durch die Übertragungsnetzbetreiber zu unterwerfen, auf alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie mit einer elektrischen Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW. Dazu gehören auch Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, die zumindest in einem Betriebszustand eine disponible, d.h. keinen Einschränkungen durch die Wärmeproduktion unterworfene elektrische Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW erzeugen können. Maßgeblich ist die Summe der Netto-Nennwirkleistung aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen. Tenorziffer 3 regelt den Umfang der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung. Speicheranlagen können auch zu einem Wirkleistungsbezug angewiesen werden (Tenorziffer 3 Satz 2).
10Die Anweisung zur Anpassung der Wirkleistung erfolgt für die Gesamtheit aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie eines Betreibers (Tenorziffer 3 Satz 3) und ist frühestens ab 14.30 Uhr für den Folgetag zulässig (Tenorziffer 3 Satz 4). Wirkleistungsanpassungen sind unter Berücksichtigung der technischen Möglichkeiten der Anlage anzukündigen und durchzuführen (Tenorziffer 3 Satz 5). Leistungsscheiben von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie, deren Brennstoffverfeuerung oder Primärenergieträgerverbrauch aufgrund von gesetzlichen oder behördlichen Vorgaben bzw. aufgrund von an die Stromproduktion gekoppelten industriellen Produktionsprozessen nicht disponibel ist, sind für Wirkleistungsanpassungen nicht heranzuziehen (Tenorziffer 3 Satz 6). Dasselbe gilt nach Tenorziffer 10 für Leistungsscheiben, die für die Erbringung von Regelenergie und zur Besicherung vorgehalten werden; § 13 Abs. 2 EnWG bleibt unberührt.
11Die Anweisung zur Wirkleistungsanpassung erfolgt nach Ziffer 6 der Festlegung ausschließlich durch denjenigen Übertragungsnetzbetreiber, an dessen Netz die Anlagen mittelbar oder unmittelbar angeschlossen sind.
12Die Einsatzfolge der Kraftwerke (Merit Order) richtet sich gemäß Tenorziffer 4 der Festlegung bei mehreren in Betracht kommenden Anlagen nach dem Quotienten aus netzstützender Wirkung und zu entrichtender Vergütung. Im Fall einer Erhöhung der Einspeisung sind die Anlagen beginnend mit dem höchsten Quotienten hin zum niedrigsten abzurufen, bis ein sicherer Betriebszustand erreicht ist. Bei einer Reduzierung gilt die umgekehrte Reihenfolge. Sobald die netztechnische Notwendigkeit entfällt, ist die Anpassung zu beenden.
13Zur Gewährleistung der bilanziellen Neutralität einer spannungsbedingten Redispatch-Maßnahme – bei einer strombedingten Redispatch-Maßnahme ergibt sich der energetische Ausgleich automatisch durch die Erhöhung und Reduzierung der Einspeisemengen auf beiden Seiten des Engpasses - bestimmt Tenorziffer 5 der Festlegung, dass die Übertragungsnetzbetreiber den energetischen Ausgleich des Eingriffs sicherzustellen haben.
14Die Anpassung der Einspeisung wird nach Tenorziffer 7 der Festlegung durch den Austausch eines Fahrplans im Viertelstundenraster zwischen Übertragungsnetzbetreiber und Anlagenbetreiber bestätigt, wobei bei Differenzen der Fahrplan des Übertragungsnetzbetreibers vorrangig gilt. Referenzgröße für den Fahrplan ist die aktuellste, vom Anlagenbetreiber an den Übertragungsnetzbetreiber vor Beginn der Maßnahme übermittelte Einspeisezeitreihe der betroffenen Anlage. Nach Tenorziffer 8 der Festlegung sind die Anlagenbetreiber verpflichtet, dem zuständigen Übertragungsnetzbetreiber zum Zeitpunkt der Abgabe der Kraftwerkseinsatzpläne um 14.30 Uhr des Vortags viertelstundenscharf freie Leistungsscheiben ihrer Anlagen zur Erhöhung als auch Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung für den Folgetag zu melden und bei Veränderungen unverzüglich anzupassen. Die freien Leistungsscheiben sind bezogen auf die Gesamtheit aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen zu melden. In der Begründung der Festlegung (S. 53) führt die Beschlusskammer 6 aus, dass sie sich der teilweise geforderten Zulässigkeit einer jederzeitigen, insbesondere auch während eines anstehenden Eingriffs zur Wirkleistungsanpassung möglichen Aktualisierung der Einspeisezeitreihen durch die Anlagenbetreiber nicht anschließen könne, auch wenn dies bereits heute von einem Übertragungsnetzbetreiber zugelassen werde. Es bestehe ansonsten die Gefahr, dass die Aktualisierung der Einspeisezeitreihe während einer Maßnahme zu Lasten des Übertragungsnetzbetreibers erfolge und eine Anweisung zur Wirkleistungsanpassung unterlaufen werde.
15In einer weiteren Festlegung vom 30.10.2013 hat die Beschlusskammer 8 der Bundesnetzagentur Kriterien für die Bestimmung einer angemessenen Vergütung bei Redispatch-Maßnahmen und Anpassungen von Wirkleistungseinspeisung bestimmt (BK8-12/019). Nach Tenorziffer 2 haben Übertragungsnetzbetreiber den Betreibern hochfahrender Erzeugungsanlagen die durch die Redispatch-Maßnahme tatsächlich verursachten, zusätzlich entstehenden Aufwendungen zu vergüten (Aufwendungsersatz). Betreiber von absenkenden Erzeugungsanlagen haben den Übertragungsnetzbetreibern die durch die Redispatch-Maßnahme ersparten Aufwendungen zu vergüten. Maßgebend sind jeweils die Anschaffungswerte aus der Finanzbuchhaltung des letzten Quartals. Marktprämien, Gewinnzuschläge und Opportunitäten sind nicht zu vergüten. Sofern Maßnahmen jährlich nicht mehr als die Bagatellgrenze von 0,9 % der Einspeisemengen des Vorjahres betreffen, führt dies nach Tenorziffer 3 zu einer pauschalen Vergütung: Hochfahrende Anlagen erhalten das Produkt aus der maßnahmenbedingten Veränderung ihrer Einspeisemenge und den aus den stündlichen EPEX-Spot-Preisen (Deutschland) abgeleiteten Grenzkosten. Maßgebend ist insoweit der niedrigste Preis, zu dem die Erzeugungsanlage im Vormonat im Normalbetrieb eingespeist hat. Für das Herunterfahren der Einspeiseleistung ist als Grenzkostenersparnis das Produkt aus redispatchbedingter Veränderung der Einspeisemenge und den aus den EPEX-Spot-Preisen (Deutschland) abgeleiteten Grenzkosten zu vergüten. Liegen keine EPEX-Spot-Daten für den Vormonat vor, weil die Anlage in diesem Zeitraum nicht eingespeist hat, wird die angemessene Vergütung mittels vergleichbarer Erzeugungsanlagedaten der letzten zwölf Vormonate berechnet. Wird ein zusätzliches An- oder Abfahren erforderlich, werden die zusätzlichen Aufwendungen erstattet. Von der Bagatellregelung darf nach Tenorziffer 4 nur in begründeten Ausnahmefällen abgewichen und ein individueller Aufwendungsersatz gewährt werden. Die Vergütung eines Leistungsanteils kommt nach Tenorziffer 5 erst in Betracht, wenn Maßnahmen jährlich mehr als 10 % der Einspeisemengen des Vorjahres betreffen. Anlagen, die in diesem Zeitraum nicht eingespeist haben, sind davon ausgenommen. Diese Festlegung hat die Betroffene mit gesondert eingelegter Beschwerde angegriffen, die beim Senat unter dem Aktenzeichen VI-3 Kart 10/13 (V) geführt wird.
16Mit form- und fristgerecht eingelegter Beschwerde wendet sich die Betroffene gegen die Festlegung der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012.
17Die Betroffene ist der Ansicht, die Festlegung sei rechtswidrig, da sie in mehreren Punkten gegen das Gesetz, den Bestimmtheitsgrundsatz sowie den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit verstoße.
18Im Hinblick auf die für Redispatch-Maßnahmen in Betracht kommenden Anlagen wendet sie ein:
19Die Nennwertgrenze von 50 MW in Tenorziffer 2 Satz 1 stehe im Widerspruch zu der nunmehrigen gesetzlichen Regelung des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG, die eine Nennwertgrenze von 10 MW vorsehe. Dass das Gesetz erst nach Erlass der Festlegung entsprechend geändert worden sei, ändere hieran nichts. Denn bei einem Dauerverwaltungsakt komme es darauf an, ob dieser zum Schluss der mündlichen Verhandlung mit der zu diesem Zeitpunkt gültigen Rechtslage vereinbar sei. Die Bundesnetzagentur hätte entweder die Nennleistungsgrenze entsprechend anpassen oder insofern dynamisch auf das Gesetz verweisen müssen. Durch die im Widerspruch zur gesetzlichen Regelung stehende zu hohe Nennleistungsgrenze würde der Adressatenkreis zu Lasten der Betreiber von Kraftwerken ab 50 MW verengt.
20Darüber hinaus sei die Festlegung insofern auch unbestimmt, da nicht klar sei, ob und wenn ja, unter welchen Voraussetzungen und mit welchen Rechtsfolgen Betreiber von Kraftwerken mit einer Nennleistung ab 10 MW bis unter 50 MW zu Redispatch-Maßnahmen verpflichtet werden könnten. Sollte die Redispatch-Festlegung für diese Anlagen nicht gelten, würden diese auch nicht in der Merit Order berücksichtigt und entgegen dem Gesetz überhaupt nicht zu Redispatch-Maßnahmen herangezogen werden können.
21Dasselbe gelte für Anlagen, die an einer Netzebene mit einer Spannung von unter 110 kV angeschlossen seien. In der nunmehr gültigen Gesetzesfassung sei eine Begrenzung auf die Spannungsebenen von 110 kV und höher nicht mehr vorgesehen, die Festlegung enthalte dazu keine ausdrückliche Regelung, die Bundesnetzagentur gehe aber von aus, dass die Festlegung sich auf die Spannungsgrenze von 110 kV beziehe.
22Tenorziffer 2 Satz 3 der Festlegung verstoße gegen § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG, da sie den Adressatenkreis über die Vorgaben der Ermächtigungsgrundlage hinaus erweitere. Durch die netzknotenbezogene Betrachtung umgehe die Bundesnetzagentur die vom Gesetzgeber vorgesehene Mindestleistungsgrenze von 10 MW bzw. 50 MW. § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG sehe eine anlagenbezogene Betrachtung vor. Dies ergebe die Auslegung der Norm nach Wortlaut, Systematik, Gesetzgebungsgeschichte sowie nach ihrem Sinn und Zweck.
23Tenorziffer 2 Satz 3 verstoße aber auch gegen den Bestimmtheitsgrundsatz, da offen bleibe, was die Bundesnetzagentur unter einem „Netzknoten“ verstehe. Trotz der Vielzahl unterschiedlicher Netzknotenbegriffe (z.B. Tenorziffer 1c der Poolingfestlegung, BK8-11-015 bis 022; § 2 Abs. 11 StromNEV; Festlegung hinsichtlich der sachgerechten Ermittlung individueller Entgelte vom 11.12.2013, BK 4-13-739; Netzentwicklungsplan Strom 2013 vom 19.12.2013, S. 507), habe die Bundesnetzagentur den Begriff ohne nähere Definition verwendet. Aus ihrer Sicht wäre bei unterstellter Zulässigkeit einer netzknotenbezogenen Betrachtung bei der Bestimmung des Adressatenkreises nur ein „übertragungsnetzknotenbezogener“ Begriff des Netzknotens – die Verbindung zwischen dem fraglichen Übertragungsnetz und dem Elektrizitätsverteilernetz, an das die Anlagen angeschlossen seien - mit Sinn und Zweck der Vorschrift vereinbar. Die Redispatch-Festlegung diene im Rahmen der gesetzlichen Ermächtigungsgrundlagen der Konkretisierung der Anforderungen an Maßnahmen zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone.
24Im Hinblick auf die Meldungen des Anlagenbetreibers an den Übertragungsnetzbetreiber trägt die Betroffene vor:
25Die Verpflichtung in Tenorziffer 8 der Redispatch-Festlegung zur Meldung und laufenden Aktualisierung der viertelstundenscharfen Angaben zu freien Leistungsscheiben verstoße gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz, insbesondere, soweit wärmegesteuerte KWK-Anlagen dieser Verpflichtung unterworfen würden. Die Wärmeerzeugung in KWK-Anlagen und damit auch die Stromerzeugung ohne Wärmeauskopplung in solchen Anlagen hingen von der Wärmeabnahme im jeweiligen Fernwärmenetz ab. Die Bestimmung der freien Leistung würde voraussetzen, dass für jede Zeiteinheit eine Prognose über die Fernwärmeabnahme im Netz getroffen werde. Hierauf basierend müsste die Einsatzplanung für sämtliche in dieses Netz einspeisenden KWK-Anlagen gemacht werden. Dies sei nicht anlagenscharf möglich, sondern nur für Anlagenpools, weil die Fernwärmeerzeugung zwischen den einzelnen Anlagen aufgrund der hydraulischen Rahmenbedingungen verschoben würde. Eine solche Prognose wäre mit der Unsicherheit behaftet, dass die Prognose der Fernwärmenachfrage von der realen Fernwärmenachfrage abweichen könne. Die Prognose müsste daher laufend aktualisiert werden. Dies gelte dann auch für die Aktualisierung der nach Ziffer 8 Satz 3 der Festlegung bis 14.30 Uhr des Vortags abzugebenden Meldung der freien Leistungsscheiben. Es sei also vorprogrammiert, dass der Kraftwerksbetreiber seine Meldung für KWK-Anlagen laufend in sehr kurzen zeitlichen Abständen aktualisieren müsse. Dies sei unverhältnismäßig. Die umfassenden Informationspflichten des Anlagenbetreibers seien zur Erreichung des damit verfolgen Zwecks, dem Übertragungsnetzbetreiber die Bestimmung der für Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung stehenden Leistung zu ermöglichen, nicht geeignet. Das ergebe sich schon daraus, dass die Festlegung offen lasse, ob die ggf. unverzüglich aktualisierte Meldung durch den Anlagenbetreiber für diesen verbindlich sei oder ob dieser die Vornahme einer Redispatch-Maßnahme nach Ziffer 3 Satz 5 der Redispatch-Festlegung oder wegen zwischenzeitlicher Indisponibilität der zuvor gemeldeten Leistungsscheibe noch verweigern könne. Hinzu komme, dass die gemeldeten Daten nur sehr eingeschränkt belastbar und nicht geeignet seien, dem Übertragungsnetzbetreiber die Sicherheit zu geben, auf die gemeldete Kapazität für Redispatch-Maßnahmen auch zugreifen zu können. Schließlich seien die allermeisten Meldungen mangels Notwendigkeit einer Redispatch-Maßnahme überflüssig. Als geeigneteres und milderes Mittel komme eine situationsbedingte Nachfrage des Übertragungsnetzbetreibers beim Anlagenbetreiber in Betracht. Überdies bestehe die Möglichkeit der marktmäßigen Beschaffung von Redispatch-Leistungen anstelle der Auswahl nach einer Einsatzreihenfolge, welche laufende Meldungen entbehrlich mache.
26Die Verpflichtung zur laufenden Aktualisierung von Meldungen sei aber auch nicht verhältnismäßig im engeren Sinne. Der Aufwand beim Anlagenbetreiber für eine solche laufende Aktualisierung der Angabe gerade von Leistungsscheiben von KWK-Anlagen stehe in keinem vernünftigen Verhältnis zum Nutzen einer solchen Meldung.
27Auch die in Tenorziffer 7b der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 statuierte laufende Meldepflicht des Anlagenbetreibers belaste diesen übermäßig und verstoße gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz. Sie führe dazu, dass ein ständiger Datenfluss vom Anlagenbetreiber zum Übertragungsnetzbetreiber stattfinde, auch wenn dieser die übermittelten Daten überhaupt nicht benötige, weil keine Anweisung zur Vornahme von Redispatch-Maßnahmen gegenüber dem fraglichen Anlagenbetreiber erfolge. Ferner erhalte der Übertragungsnetzbetreiber durch den Datenfluss Einsicht in die Kraftwerksfahrweise und die Erzeugungsstruktur des Anlagenbetreibers. Dabei handele es sich um wettbewerblich höchst sensible Angaben.
28Es sei schon zweifelhaft ob das Mittel der umfangreichen Informationspflichten für die Aufstellung der Merit Order und die Bestimmung der Vergütung geeignet sei. Bei der netzknotenbezogenen Anweisung von Redispatch-Maßnahmen sei nicht klar, welche Anlage vom Anlagenbetreiber überhaupt für die Redispatch-Maßnahmen ausgewählt werden würde und der Übertragungsnetzbetreiber die ihm übermittelten Informationen überhaupt benötige. Hinzu komme, dass der Übertragungsnetzbetreiber aus den nach Ziffer 7b der Vergütungsfestlegung gemeldeten Daten die für die Redispatch-Maßnahme zu leistende Vergütung gar nicht bestimmen könne, wenn diese im Falle der Bagatellregelung noch weitere Aufwendungen oder Preisbestandteile enthalte oder aber die Bagatellregelung gar nicht zur Anwendung komme. Auch erlaube die gelieferte Information nicht die Ermittlung und Bezahlung einer angemessenen Vergütung für den Anlagenbetreiber für die Vornahme der Redispatch Maßnahme.
29Die laufende Informationspflicht sei weder erforderlich noch angesichts des damit verbundenen Aufwands verhältnismäßig im engeren Sinne. Als milderes Mittel wäre der kurzfristige zielgerichtete Abruf der Information zur Aufstellung der Einsatzreihenfolge möglich. Hinzu komme, dass die durch die Meldepflichten entstehenden zusätzlichen Kosten nicht erstattet würden. Gleichzeitig liege ein Verstoß gegen § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG vor, da eine angemessene Vergütung auch die Aufwendungen für die Meldepflichten umfasse.
30Die Vorgaben zur Meldepflicht in Tenorziffer 8 S. 2, 3 und 5 der BK6-Festlegung verstießen gegen den Bestimmtheitsgrundsatz. Es bleibe unklar, ob die Meldungen – Ausgangsmeldung und Aktualisierungsmeldung – nach Tenorziffer 8 S. 2 und 3 für den Anlagenbetreiber und den Übertragungsnetzbetreiber verbindlich seien oder ob Beschränkungen von Anlagenbetreibern auch noch gegen eine vom Übertragungsnetzbetreiber ausgesprochene Anweisung einer Redispatch-Maßnahme vorgebracht werden könnten.
31Unbestimmt sei auch die Regelung in Tenorziffer 8 S. 5. Es bleibe offen, welche technischen Parameter und Restriktionen gemeint seien, insbesondere ob nur die z.B. in Tenorziffer 3 S. 6 aufgeführten gemeint seien. Der Anlagenbetreiber könne sich daher nicht darauf verlassen, zu welcher Zeit und unter welchen Umständen technische oder wirtschaftliche Einschränkungen der Verfügbarkeit seiner Anlagen für Redispatch-Maßnahmen durch den Übertragungsnetzbetreiber zu berücksichtigen seien.
32Hinsichtlich der Regelungen über die Disponibilität bzw. über Restriktionen für die Inanspruchnahme wendet die Betroffene ein:
33Die Regelungen in Tenorziffer 3, 8 und 10 der Festlegung verstießen ebenfalls gegen den Bestimmtheitsgrundsatz. Es sei unklar, ob wirtschaftliche Restriktionen, wie z.B. im Falle des Heizkraftwerks L. der Betroffenen, sowie genehmigungsrechtliche Grenzen, wie Betriebsstundenbegrenzungen für Gasturbinen, Berücksichtigung fänden und ob dies auch für vertragsrechtliche Grenzen, wie begrenzte Herstellergarantien oder wartungsbezogene Vertragsregelungen gelte. Tenorziffer 3 S. 5 sowie Tenorziffer 8 S. 5 der Festlegung legten nahe, dass nur technische Restriktionen anerkannt würden.
34Der Regelung lasse sich nicht entnehmen, dass eine Restriktion bereits vor Erreichen der maximalen Betriebsstundenzahl anerkannt werde. Es sei nicht davon auszugehen, dass die Bundesnetzagentur den Begriff „disponibel“ i.S.v. „frei verfügbar“ verstehe, sondern vielmehr lediglich i.S.v. „verfügbar“. Der betroffene Anlagenbetreiber könne nicht erkennen, ob und wenn ja, ab wie vielen verbleibenden Betriebsstunden er eine Restriktion geltend machen könne. Angesichts dieser Unklarheit, beantrage sie hilfsweise die Feststellung, dass das HKW L. nicht zum Redispatch herangezogen werden dürfe.
35Ob Restriktionen der Disponibilität anlagenscharf oder netzknotenbezogen berücksichtigt würden, gehe aus der Festlegung ebenfalls nicht hervor.
36Die Regelungen der Redispatch-Festlegung über die Berücksichtigung ausschließlich technischer Restriktionen der Disponibilität von Anlagen für die Inanspruchnahme von Redispatch-Maßnahmen in Tenorziffer 3 S. 5 und 6, Tenorziffer 8 S. 5 verstießen gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz. Nach den Regelungen der Redispatch-Festlegung würde die beschränkte Betriebsstundenanzahl der Anlage … 1 des Heizkraftwerks L. womöglich noch berücksichtigt, auch wenn es sich nicht um eine technische Restriktion oder eine technische Möglichkeit der Anlage handele, sondern um ein rechtliches Hindernis für den Betrieb der Anlage. Unberücksichtigt bliebe nach der Festlegung jedoch die wirtschaftliche Beschränkung, dass die Betroffene auf die Verfügbarkeit der Anlage gerade im Winter angewiesen sei, um bei hohen Fernwärmelasten die Fernwärmeversorgung im Teilnetz L. abzusichern. Würde die beschränkte Betriebsstundenanzahl der Anlage bereits im Sommer durch Redispatch-Maßnahmen verbraucht, stünde die Anlage im Winter nicht mehr zur Sicherstellung der Fernwärmeversorgung zur Verfügung. Dabei gehe es nicht lediglich um „privatwirtschaftliche Interessen“ des Anlagenbetreibers, sondern um Gemeinwohlbelange. Die Anerkennung einer Restriktion bereits vor Erreichen der maximalen Betriebsstundenzahl lasse sich der Festlegung aber nicht entnehmen. Die netzknotenbezogene Betrachtung trage den wirtschaftlichen Beschränkungen nicht ausreichend Rechnung. Auch unabhängig von der besonderen Situation im Falle des Heizkraftwerks L. führe die Nichtanerkennung wirtschaftlicher Restriktionen bei Spitzenlastanlagen mit beschränkter Betriebsstundenzahl dazu, dass die Anlagen wegen Aufbrauchens der Betriebsstundenzahl durch Redispatch-Maßnahmen für ihre Betreiber nicht mehr zur Verfügung stünden. Dem Anlagenbetreiber werde dadurch die eigenbestimmte Nutzung seiner Anlage unmöglich gemacht.
37In Bezug auf die Erstellung der Merit Order der Anlagen macht die Betroffene geltend:
38Die Merit Order in Tenorziffer 4 der Festlegung verstoße gegen den Bestimmtheitsgrundsatz. Die Regelung sei widersprüchlich und in sich nicht stimmig. Der Übertragungsnetzbetreiber könne eine Einsatzreihenfolge wegen Widerspruchs zwischen netzknotenbezogener (Tenorziffer 2, Tenorziffer 8 S. 2-4) und anlagenscharfer Betrachtung (Tenorziffer 4 S. 1, Tenorziffer 3 s. 5, 6, Tenorziffer 10) nicht aufstellen. Da die Anweisung netzknotenbezogen erfolge, wisse er zum Zeitpunkt der anlagenscharfen Aufstellung der Einsatzreihenfolge sowie zum Zeitpunkt der Erteilung der Anweisung nicht, für welche Anlage er eine Vergütung zu bezahlen habe. Abzustellen sei jedoch auf die Vergütung für die konkret eingesetzte Anlage, wie sich aus Wortlaut sowie Sinn und Zweck der Merit Order ergebe.
39Hinzu komme, dass der Übertragungsnetzbetreiber wegen der nur netzknotenbezogenen Meldung freier Leistungsscheiben und der Einschränkungen der Disponibilität durch technische Restriktionen nicht wisse, ob eine bestimmte Anlage über eine freie Leistungsscheibe verfüge. Er könne daher auch nicht die netzstützende Wirkung dieser Anlage berechnen und auch keine Merit Order aufstellen. Das Kriterium der netzstützenden Wirkung sei auch unbestimmt.
40Die Aufstellung der Einsatzreihenfolge nach Tenorziffer 4 der Festlegung sei aber auch deshalb unmöglich, weil die für die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zu entrichtende Vergütung nach den Vorgaben der Redispatch-Festlegung und der Vergütungsfestlegung gar nicht vorab bestimmbar sei. Dem Übertragungsnetzbetreiber lägen die erforderlichen Informationen zur Bestimmung der zu leistenden Vergütung in Normalfällen nach Tenorziffer 2 der Vergütungsfestlegung vorab gar nicht vor. Diese seien ihm nach Tenorziffer 7 der Vergütungsfestlegung nur auf Verlangen zu übermitteln. Der Übertragungsnetzbetreiber könne bei der Aufstellung der Einsatzreihenfolge auch noch nicht bestimmen, nach welcher Variante der Vergütungsfestlegung – Bagatellvergütung, „Normalvergütung“, zusätzlicher Leistungsanteil - die Anlage zu vergüten sei. Unklar sei auch, ob in Fällen, die an sich der Bagatellregelung nach Tenorziffer 3 der Vergütungsfestlegung unterliegen würden, ausnahmsweise nach Tenorziffer 4 der Vergütungsfestlegung die „Normalvergütung“ zu bezahlen sei.
41Die Regelung sei ferner unbestimmt, weil die Einsatzreihenfolge nach Tenorziffer 4 der Festlegung durch die Übergangsregelung nach Tenorziffer 9 der Vergütungsfestlegung gestört werde. Anlagenbetreiber, die vor Inkrafttreten der Vergütungsfestlegung eine höhere Vergütung mit dem Übertragungsnetzbetreiber vereinbart hätten, könnten sich übergangsweise der Inanspruchnahme durch den Übertragungsnetzbetreiber für Redispatch-Maßnahmen entziehen. Lediglich der Vollständigkeit halber sei darauf hinzuweisen, dass die Bundesnetzagentur die fragwürdige Übergangsregelung in Tenorziffer 9 der Vergütungsfestlegung nirgendwo näher begründe und damit auch gegen die Anforderungen des §§ 39 VwVfG verstoße.
42Schließlich folge die Unbestimmtheit daraus, dass die Vergütungsfestlegung in Tenorziffer 3d ihrerseits an einem Verstoß gegen den Bestimmtheitsgrundsatz leide, da nicht ersichtlich sei, wie der Übertragungsnetzbetreiber die angemessene Vergütung im Rahmen der Bagatellregelung „anhand vergleichbarer Erzeugungsanlagendaten der letzten zwölf Vormonate“ abzuleiten habe.
43Infolge der fehlenden Bestimmbarkeit der Vergütung könne auch die Einsatzreihenfolge nach Tenorziffer 4 der Redispatch-Festlegung nicht aufgestellt werden. Ihrem Eindruck nach würden die Übertragungsnetzbetreiber die Einsatzreihenfolge auch seit Inkrafttreten der Redispatch-Festlegung und Ablauf der Umsetzungsfrist nach Tenorziffer 12 der Redispatch-Festlegung nicht festlegungskonform aufstellen. Es liege im Hinblick auf die Aufstellung der Einsatzreihenfolge daher ein Fall der tatsächlichen Unmöglichkeit vor. Dies führe nach § 44 Abs. 2 Nr. 4 VwVfG nicht nur zur Rechtswidrigkeit der Redispatch-Festlegung und der damit verbundenen Vergütungsfestlegung, sondern sogar weitergehend zu deren Nichtigkeit. Es sei anerkannt, dass Gegenstand eine Anfechtungsbeschwerde auch ein nichtiger Verwaltungsakt sein könne.
44Die Umsetzung der Merit Order durch Anweisung des gesamten Netzknotens führe Sinn und Zweck der Aufstellung einer Merit Order ad absurdum, da in vielen Fällen eine teurere Anlage zum Einsatz komme und entsprechend vergütet werde, obwohl gesamtwirtschaftlich sinnvollere Anlagen ebenfalls zur Verfügung stünden. Ein solches Verfahren sei zur preisgünstigen, verbraucherfreundlichen und effizienten Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität nicht geeignet und würde auch gegen das Wirtschaftlichkeitsprinzip nach § 1 Abs. 1 EnWG verstoßen. Überdies verstoße es gegen das Wirtschaftlichkeitsprinzip des § 1 Abs. 1 EnWG, dass die freien Leistungsscheiben nach Tenorziffer 8 Satz 4 der Festlegung nur netzknotenbezogen mitgeteilt werden sollten. Kenne der Übertragungsnetzbetreiber aber weder bei der Aufstellung der Merit Order noch vor der Anweisung zum Redispatch die anlagenspezifisch zur Verfügung stehende freie Leistungsscheibe, habe dies zur Folge, dass die Platz-1-Anlage auch dann angewiesen werde, wenn diese gar nicht über eine ausreichende freie Leistungsscheibe verfüge. Dann würde statt der Platz-2-Anlage eines anderen Betreibers eine in der Merit Order nachrangige und gesamtwirtschaftlich teurere Anlage am selben Netzknoten eingesetzt werden. Nicht nur die Restriktionen, sondern auch die freien Leistungsscheiben müssten anlagenbezogen bereits bei Aufstellung der Merit Order berücksichtigt werden. Dies habe die Bundesnetzagentur im Rahmen der Festlegung von Datenaustauschprozessen im Rahmen eines Energieinformationsnetzes (Strom) vom 16.04.2014, BK6-13-200, auch entsprechend umgesetzt (vgl. dort S. 12).
45Die Vergütung eines Leistungsanteils nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung verstoße sowohl im Falle der Berücksichtigung als auch im Falle der Nichtberücksichtigung im Rahmen der Merit Order gegen § 1 Abs. 1 EnWG. Werde sie berücksichtigt, führe dies dazu, dass Kraftwerke, welche besonders geeignet für Redispatch-Maßnahmen seien, in der Merit Order aufgrund der höheren Vergütung nach hinten rückten und nicht mehr für Redispatch-Maßnahmen in Anspruch genommen würden. Die Nichtberücksichtigung führe zu einem ineffizienten Kraftwerkseinsatz, da nicht mehr notwendigerweise das Kraftwerk mit den geringsten variablen Kosten zum Einsatz käme, wie das Bundeskartellamt in dem Verfahren zur Vergütungsfestlegung ausführe (VI-3 Kart 10/13 (V), Stellungnahme vom 31.07.2014, S. 20).
46Die Bundesnetzagentur unterwerfe in Tenorziffer 2 der Redispatch-Festlegung sämtliche Erzeugungsanlagen der Verpflichtung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung. Im Zusammenhang mit der Regelung zur Einsatzreihenfolge in Tenorziffer 4 der Redispatch-Festlegung verstoße die Bundesnetzagentur jedoch gegen den in § 8 Abs. 1 EEG gesetzlich abgesicherten Einspeisevorrang von Strom aus erneuerbaren Energien, der nach § 13 Absatz 2a Satz 1 EnWG auch bei Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 EnWG zu berücksichtigen sei.
47Die Bundesnetzagentur habe in der Redispatch-Festlegung EEG-Anlagen nicht generell ausgenommen. Sie drücke sich insoweit in der Begründung der Redispatch-Festlegung (dort S. 36) etwas unklar aus, wenn sie den Einspeisevorrang für EEG-Anlagen und KWK-Anlagen explizit erwähne, im Folgenden aber nur auf die KWK-Anlagen eingehe. Aus dem Wortlaut des § 13 Abs. 1a EnWG werde man aber schließen können, dass jedenfalls der Gesetzgeber EEG-Anlagen nicht generell freistellen habe wollen. Überdies würde § 13 Abs. 2a EnWG sonst im Anwendungsbereich des § 13 Abs. 1a EnWG leerlaufen.
48EEG-Anlagen seien nicht schon aufgrund der gesetzlichen Regelung des § 13 Abs. 2a EnWG aus dem Anwendungsbereich der Festlegung ausgenommen (in diese Richtung wohl auch Begründung der Redispatch-Festlegung S. 36). Dieses Verständnis sei rechtsirrig. Für den Fall, dass der Senat der Auffassung der Bundesnetzagentur folgen sollte, begehre sie hilfsweise die Feststellung, dass ihre EEG-Anlagen, insbesondere die V. (…) nicht der Redispatch-Festlegung unterlägen. Diesbezüglich hat die Betroffene in der mündlichen Verhandlung klargestellt, dass dieser Antrag hilfsweise zum Anfechtungsantrag gestellt wird.
49Die Einsatzreihenfolge nach Tenorziffer 4 der Redispatch-Festlegung berücksichtige auch nicht den Einspeisevorrang von KWK-Anlagen und verstoße daher gegen § 13 Abs. 2 EnWG i.V.m. § 4 Abs. 1 KWKG 2002.
50Im Ausgangspunkt regele § 4 Abs. 1 KWKG 2002 nur einen Einspeisevorrang für KWK-Strom. Im Ergebnis komme aber der gesamte, in einer KWK-Anlage erzeugte Strom in den Genuss des Einspeisevorrangs. Dies folge daraus, dass bei dem Faktor „Stromkennzahl“ des § 3 Abs. 4 KWKG 2002 auf einen bestimmten Zeitraum und damit auf die Vergangenheit abgestellt werde. Hinzu komme, dass auch physikalisch und technisch bei der Einspeisung nicht zwischen den verschiedenen „Stromarten“ – KWK-Strom und Kondensationsstrom – unterschieden werden könne. Hieraus folge, dass der Kondensationsstrom – bis zu einer noch nicht definierten Missbrauchsgrenze – in den Genuss des Einspeisevorrangs nach § 4 Abs. 1 KWKG 2002 komme. Dies bedeute wiederum, dass auf die gesamte Stromproduktion in KWK-Anlagen § 13 Abs. 2a S. 1 EnWG anzuwenden sei. Eine Einsatzreihenfolge, bei der der Einspeisevorrang für KWK-Anlagen nicht berücksichtigt werde, verstoße damit gegen das Gesetz. Dies sei in der Gesetzesbegründung zu § 13 Abs. 1a EnWG sehr anschaulich festgehalten, wonach aufgrund des Einspeisevorrangs die Abriegelung von EEG- und KWK-Anlagen ausscheide, bis die Einspeisung aller übrigen Anlagen bereits auf das netztechnisch erforderliche Minimum heruntergefahren worden sei. Dem trage Tenorziffer 4 der Redispatch Festlegung jedoch nicht Rechnung. Damit setze sich die Bundesnetzagentur auch in Widerspruch zu ihrer eigenen Verlautbarung zur Rangfolge von Abregelungen bei KWK-Anlagen (Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement – Abschaltung Rangfolge, Berechnung von Entschädigungszahlungen und Auswirkungen auf die Netzentgelte, Version 1.0, Stand: 29.03.2011, S. 7).
51Die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur verstoße darüber hinaus gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz. Durch ihre Differenzierung zwischen virtuellen Leistungsscheiben von KWK-Anlagen in Tenorziffer 2 Satz 2 der Redispatch-Festlegung, nämlich eine Leistungsscheibe, die der KWK-Nettostromerzeugung diene, und eine – als disponibel bezeichnete- Leistungsscheibe, die der Stromerzeugung ohne unmittelbare physikalische Koppelung mit der Erzeugung von Nutzwärme diene (Kondensationsleistung), erlege sie den KWK-Anlagenbetreibern in Tenorziffer 8 eine unverhältnismäßige Meldepflicht auf.
52Die Bestimmung über die Merit Order in Tenorziffer 4 der Redispatch-Festlegung sei außerdem unverhältnismäßig. Sie sei schon nicht geeignet, das Ziel der Redispatch-Festlegung, Diskriminierungen durch den Übertragungsnetzbetreiber zu verhindern, zu erreichen, da sie weder für die Bundesnetzagentur als Regulierungsbehörde noch für die Betroffene als Anlagenbetreiberin überprüfbar und nachvollziehbar sei. Die mangelnde Transparenz und fehlende Nachvollziehbarkeit der Einsatzreihenfolge und damit der Anforderung von Redispatch-Maßnahmen bei dem einzelnen Anlagenbetreiber werde auch nicht durch die Veröffentlichungspflicht in Tenorziffer 11 der Redispatch-Festlegung beseitigt oder ausgeglichen.
53Bezüglich der Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers an den Anlagenbetreiber trägt die Betroffene vor:
54Tenorziffern 1 und 4 der Redispatch-Festlegung verstießen gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz, da sich die Bundesnetzagentur nicht für das mildeste Mittel zur Erreichung des vom Gesetz vorgegebenen Zwecks, der Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen für die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungsnetzes in der Regelzone eines Übertragungsnetzbetreibers, entschieden habe. § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG enthalte als Vorgabe für die Ausgestaltung, dass Redispatch-Maßnahmen als marktbezogene Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG einzuordnen sein. Damit stünden Redispatch-Maßnahmen in einer gedanklichen Reihe mit anderen Maßnahmen, wie insbesondere der Einsatz von Regelenergie oder die Beschaffung von Ab-und Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- und zuschaltbare Lasten, bei denen es sich jeweils um marktmäßig beschaffte Instrumente handele. Unabhängig davon, ob man der Regulierungsbehörde bei der erforderlichen Ausgestaltung einen Spielraum einräume oder nicht, unterliege sie bei der Ausgestaltung Grenzen. Dies ergebe sich aus dem auf die Förderung des Wettbewerbs gerichteten Zwecks des Gesetzes (§ 1 EnWG), aus den Grundrechten der Anlagenbetreiber (insbesondere Art. 12 GG) sowie aus dem Verhältnismäßigkeitsgrundsatz. Die Bundesnetzagentur hätte danach ein marktkonformes Verhalten zur Beschaffung von Redispatch-Maßnahmen wählen müssen, da ein solches bei gleicher Eignung weniger grundrechtsbeschränkend wäre. Die Bundesnetzagentur könne sich dabei nicht einfach darauf zurückziehen, ein großer Kraftwerksbetreiber halte eine wettbewerbliche Ausgestaltung/Marktplattform für nicht umsetzbar (Seite 18, 35 der Redispatch-Festlegung). Dass der lokale Charakter von Maßnahmen zur Wirkleistungsanpassung einer marktmäßigen Beschaffung von Redispatch-Leistungen nicht entgegenstehe (so aber S. 35 der Festlegung), lasse sich für die Betroffene jedenfalls indiziell durch die Redispatch-Historie belegen. Der von ihr und der mit ihr verbundenen S. GmbH betriebene Kraftwerks-Pool sei zwischen Dezember 2011 bis Juli 2012 sehr häufig für Redispatch-Maßnahmen in der Form von Erhöhungen der Wirkleistungseinspeisung durch den Übertragungsnetzbetreiber X. GmbH in Anspruch genommen worden. Ab Juli 2012 bis zum Umsetzungszeitpunkt der Veröffentlichungspflicht nach der Redispatch-Festlegung (01.04.2013) habe der Übertragungsnetzbetreiber keine Redispatch-Abrufe mehr an sie gerichtet, danach habe es erst einen Abruf von Redispatch-Maßnahmen bei ihr gegeben, obwohl nach der Internetdatenbank www.eeg-kwk.net ab dem 01.04.2013 eine Vielzahl von Redispatch-Maßnahmen nachgewiesen seien. Daraus lasse sich nur der Schluss ziehen, dass der Übertragungsnetzbetreiber ab Juli 2012 für die Beseitigung von Gefährdungen und Störungen für die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungsnetzes in seiner Regelzone auf andere Anbieter als die Betroffene zurückgegriffen habe. Im Hinblick auf die netzstützende Wirkung müsse es also entgegen der pauschalen Ausführungen der Bundesnetzagentur in der Festlegung Auswahlmöglichkeiten gegeben haben. Damit bestehe auch ein Ansatzunkt für ein marktmäßiges Verfahren. Auch die Reservekraftwerksverordnung ziehe im Gegensatz zur Festlegung eine marktwirtschaftlich organisiert Beschaffung von Redispatch-Potential in der Form der Netzreserve vor, obwohl für die Netzreserve sehr viel weniger Erzeugungsanlagen in Betracht kämen (§§ 1 Abs. 2, 5 Abs. 2 ResKVO, Begründung zum Verordnungsentwurf, s. 16).
55Auch der „Network Code on Capacity Allocation and Congestion Management“ auf europäischer Ebene gehe davon aus, dass Redispatch-Maßnahmen in einem marktmäßigen Verfahren beschafft werden könnten. Als Alternative zum Aufwendungsersatz sehe dieser die Bezahlung von Marktpreisen vor (Art. 41 Abs. 4). Die Bundesnetzagentur hätte sich mithin nicht einfach auf die Angaben eines Kraftwerksbetreibers verlassen dürfen, sondern hätte den Hinweisen anderer Kraftwerksbetreiber auf die Möglichkeit einer marktmäßigen Beschaffung von Redispatch-Maßnahmen nachgehen müssen. Der Verzicht hierauf begründe einen Verstoß gegen ihre Amtsermittlungspflicht (§ 24 Abs. 1 VwVfG). Dass § 13 Abs. 1a EnWG ein Anweisungsrecht vorsehe, stehe dessen Ausgestaltung durch ein marktwirtschaftliches Verfahren nicht entgegen.
56Das von der Bundesnetzagentur gewählte Mittel der nicht marktmäßigen Adressatenauswahl und Beschaffung sei wegen der Unbestimmtheit der Redispatch-Festlegung zur Erreichung des gesetzlichen Ziels schon nicht geeignet und auch nicht erforderlich. Die Bestimmung des Adressaten nach der Merit Order in Tenorziffer 4 sei auch nicht verhältnismäßig im engeren Sinne. Das Vorgehen der Bundesnetzagentur stelle eine Ausdehnung der nach dem Gesetz nur für den Netzzugang vorgesehenen Regulierung auf bisher wettbewerbliche Bereiche der Energieversorgung, wie die der Stromerzeugung, dar. Die Regulierung selbst stelle einen Eingriff in das Grundrecht auf Berufsfreiheit des Anlagenbetreibers dar, Art. 12 GG. Durch die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur werde der bisher funktionierende Stromerzeugungsmarkt erheblich beeinträchtigt.
57Die Bestimmung in Tenorziffer 3 S. 2 der Festlegung, die als Redispatch-Maßnahme angeordnet Wirkleistungseinspeisung könne auch negativ sein und die Form eines Wirkleistungsbezug annehmen, verstoße gegen § 13 Abs. 1a S. 1 EnWG. Danach sei nur die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zulässig, nicht jedoch ein Stromverbrauch. Dies ergebe sich aus Wortlaut Systematik, Historie und Sinn und Zweck der Vorschrift.
58Bezüglich der Durchführung der Anweisung und Anpassung der Wirkleistungseinspeisung trägt die Betroffene vor:
59Es sei unklar, ob der Anlagenbetreiber an eine Meldung bzw. aktualisierte Meldung von Restriktionen nach Tenorziffer 8 S. 2, 3 und 5 der Redispatch-Festlegung gebunden sei oder ob er – wie Tenorziffer 3 S. 5 der Festlegung nahelege – die Durchführung der Maßnahme verweigern könne, wenn zwischenzeitlich Restriktionen aufgetreten seien.
60Im Hinblick auf die Bezahlung der Vergütung nach Durchführung der Redispatch-Maßnahmen wendet die Betroffene ein:
61Die Regelung der Vergütungsfestlegung sei in mehrerlei Hinsicht rechtswidrig. Dies habe nicht nur für die Vergütungsfestlegung Bedeutung, sondern wegen der sich auf diese Vergütung beziehenden Merit Order nach der Redispatch-Festlegung auch für Letztere. Es bestehe damit ein untrennbarer Zusammenhang zwischen beiden Festlegungen. Ihre Beschwerde gegen die Redispatch-Festlegung richte sich damit gleichzeitig auch gegen die Vergütungsfestlegung und umgekehrt.
62Die „Bagatellvergütung“ nach Tenorziffer 3 der Vergütungsfestlegung stelle entgegen der Vorgabe in § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG keine angemessene Vergütung dar. Die Bagatellgrenze sei willkürlich und verstoße gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz.
63Die „Normalvergütung“ nach Tenorziffer 2 sei ebenfalls rechtswidrig, weil sie nicht entgangenes Entgelt für die dezentrale Einspeisung (§ 18 StromNEV) und Opportunitätskosten umfasse.
64Tenorziffer 5 setze unter Verstoß gegen § 1 Abs. 1 EnWG einen Anreiz für Kraftwerksbetreiber, möglichst wenig regulär einzuspeisen, um im darauffolgenden Jahr eine möglichst hohe Vergütung durch den Leistungsanteil nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung zu erhalten. (vgl. BKartA, Stellungnahme vom 31.07.2014,S. 15f., VI-3 Kart 10/13 (V)).
65Die Regelung in Tenorziffer 9 der Vergütungsfestlegung, nach der bestehende Vereinbarungen über die Vergütungshöhe nach dem 17.12.2012 bis zum 31.12.2013 fortgeführt werden dürften, verstoße gegen den Gleichheitsgrundsatz, Art. 3 GG. Die Vergütungsfestlegung leide insoweit auch an einem Begründungsmangel und verstoße damit gegen § 39 VwVfG.
66Die Verpflichtung der Anlagenbetreiber zur Leistung einer Vergütung an Übertragungsnetzbetreiber in Tenorziffer 2 Satz 2 und Tenorziffer 3b der Vergütungsfestlegung verstoße gegen § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG. Ersparte Aufwendungen stellten keine „Vergütung“ i.S.d. Gesetzes dar.
67Die Betroffene beantragt,
68- 69
1. den Beschluss der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012 (Az.: BK6-11/098) aufzuheben,
- 70
2. hilfsweise zu Ziffer 1. festzustellen, dass
a) ihre EEG-Anlagen, insbesondere die V. (…..) nicht der Redispatch-Festlegung unterliegen,
72b) festzustellen, dass das HKW L. der Betroffenen nach Tenorziffer 3 Satz 5 und Satz 6 der Festlegung der Bundesnetzagentur wegen der Standardisierung vertraglicher Rahmenbedingungen für Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber in die Fahrweise von Erzeugungsanlagen vom 30.10.2012, BK 6-11-098, nicht für Anpassungen der Wirkleistungseinspeisung herangezogen werden darf.
73Die Bundesnetzagentur beantragt,
74die Beschwerde zurückzuweisen.
75Sie verteidigt die angegriffene Festlegung unter Wiederholung und Vertiefung ihrer Gründe. Ergänzend trägt sie vor:
76Sie habe ihr Aufgreifermessen sachgerecht ausgeübt. Grund für das Aufgreifen der Festlegungsermächtigung aus § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG sei insbesondere der Umstand gewesen, dass die zu diesem Zeitpunkt gelebte Praxis der freiwilligen Vereinbarungen zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung eine diskriminierungsfreie Durchführung von Redispatch-Maßnahmen nach transparenten und eindeutigen Kriterien nicht mehr gewährleistet habe. Trotz der gestiegenen Erforderlichkeit von Markteingriffen zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität hätten einige Kraftwerksbetreiber ihre Teilnahme an Redispatch-Maßnahmen verweigert. Die zwischen Übertragungsnetzbetreibern und an Maßnahmen teilnehmenden Kraftwerksbetreibern geschlossenen Verträge seien extrem uneinheitlich ausgestaltet. Das praktizierte, rein privatwirtschaftliche Modell sei vor diesem Hintergrund nicht länger geeignet, die Aufrechterhaltung der Systemsicherheit angesichts der zunehmenden Anzahl von Engpässen hinreichend sicher zu stellen.
77Hinsichtlich der Analyse des Redispatch-Volumens habe sie richtigerweise Countertrading-Maßnahmen mit in die Betrachtung einbezogen, da diese ebenfalls der Engpassbeseitigung dienten. Während in der Vergangenheit das Verhältnis von Countertrading und Redispatch relativ ausgeglichen gewesen sei, würden seit einigen Jahren verstärkt Redispatch-Maßnahmen durchgeführt und würde Countertrading wegen der schlechteren Steuerungsmöglichkeiten im Hinblick auf den Engpass vernachlässigt. Diesen Trend habe sie in ihrer Prognose zur Entwicklung der Redispatch-Mengen und ihren Abwägungen zum Aufgreifermessen berücksichtigt.
78Schließlich habe sie das Gefahrenpotential drohender Überlastungssituationen und Spannungsgrenzwertverletzungen in ihre Entscheidung mit einbezogen.
79Die streitgegenständliche Festlegung konkretisiere die Eingriffsbefugnisse der Übertragungsnetzbetreiber nach § 13 Abs. 1a EnWG. Dieser Absatz beziehe sich nach seinem klaren Wortlaut auf marktbezogene Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG. Er nehme damit gerade keine Zwischenstufe zwischen anderen (u.U. freiwilligen) marktbezogenen Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG und Zwangsmaßnahmen gemäß § 13 Abs. 2 EnWG ein. § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG lasse sich keine Rangfolge der geeigneten marktbezogenen Maßnahmen entnehmen, insbesondere bestehe keine Verpflichtung der Übertragungsnetzbetreiber, zunächst auf freiwillige Vereinbarungen zur Anpassung der Wirkleistungs- oder Blindleistungseinspeisung zurückzugreifen, bevor sie Verpflichtungen nach § 13 Abs. 1a EnWG zur Anwendung bringe.
80In der Regelung in Tenorziffer 2 liege keine rechtswidrige Überschreitung der Ermächtigung im Hinblick auf die 50 MW Untergrenze. Der Wortlaut der Norm des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG a.F. sei so zu verstehen, dass die angegebene Nennleistung von 50 MW auf alle Erzeugungs- oder Speicheranlagen eines Betreibers an einem Netzknoten bezogen sei. Die Angabe „Betreiber von Anlagen […] mit einer Nennleistung ab 50 Megawatt […]“ sei keine eindeutige Bezugnahme auf Einzelanlagen, sondern beziehe sich auf alle in der Verantwortung eines Betreibers stehenden Anlagen. Dies zeige die Verwendung des Wortes „Anlagen“ im Plural. Auch die nunmehr auf 10 MW abgesenkte Nennleistungsgrenze beziehe sich auf die Gesamtheit aller Anlagen eines Betreibers an einem Netzknoten.
81Dem stehe auch nicht entgegen, dass der Wortlaut des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG nicht ausdrücklich auf den Netzknoten Bezug nehme. Das Netzknotenkriterium ergebe sich eindeutig aus dem Sinn und Zweck der Nennleistungsgrenze. Die Regelung solle übermäßige Belastungen kleiner Anlagenbetreiber vermeiden. Insoweit mache es aber keinen Unterschied, ob ein Anlagenbetreiber an einem Netzknotenpunkt fünf Anlagen zu je 10 MW oder eine Anlage zu 50 MW angeschlossen habe. Entscheidend sei, dass die Anlagen insgesamt nicht mehr so klein seien, dass sie der Privilegierung durch die Begrenzung bedürften. Dieses Verständnis werde im Übrigen vom Verordnungsgeber der Reservekraftwerksverordnung vom 27.06.2013 geteilt, wie sich aus der netzknotenbezogenen Betrachtung in § 10 Abs. 1 sowie aus der Verordnungsbegründung (S. 23), wonach ausdrücklich auf die Definition der Bundesnetzagentur in der streitgegenständlichen Festlegung Bezug genommen worden sei, ergebe.
82Die Regelung müsse darüber hinaus im Zusammenhang mit den weiteren Vorgaben zur Konkretisierung des Adressatenkreises von Redispatch-Anweisungen betrachtet werden. Nach Ziffer 3 Satz 3 der Festlegung erfolge eine entsprechende Anweisung nicht anlagenscharf, sondern auch bezogen auf die Gesamtheit aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen eines Betreibers. Sinn und Zweck dieser Regelung sei es, dem angewiesenen Anlagenbetreiber eine größtmögliche Flexibilität bezüglich der konkreten Umsetzung der Maßnahme zu ermöglichen. Gleichzeitig verhindere die netzknotenbezogene Betrachtung eine Umgehung des Anwendungsbereichs der Festlegung durch einzelne Anlagenbetreiber. Eine anlagenscharfe Untergrenze der Nennwirkleistung könnte dazu führen, dass verschiedene Betreiber kleinerer Anlagen diese bis kurz unterhalb der Leistungsschwelle dimensionierten, um sich so dem Adressatenkreis von Redispatch-Anweisungen zu entziehen.
83Die Bildung der Merit Order gemäß Tenorziffer 4 sei hinreichend bestimmt und eindeutig. Entscheidend sei der Quotient aus netzstützender Wirkung und der für die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zu entrichtenden Vergütung. Die Merit Order gewährleiste die notwendige netzphysikalische Wirkung der Maßnahme zur Wirkleistungsanpassung sowie deren volks- und betriebswirtschaftliche Effizienz. Damit würden zugleich die in § 1 Abs. 1 EnWG formulierten Ziele des EnWG verwirklicht. Beide Komponenten zur Berechnung des Quotienten seien bestimmbar. Die abstrakte Vorgehensweise zur Ermittlung der Merit Order sei vollständig in der streitgegenständlichen Festlegung geregelt. Es handele sich dabei um eine von der Frage der konkreten Höhe der Vergütung unabhängige Methodik. Die Frage der konkreten Ermittlung des zu entrichtenden Entgelts sei im Parallelverfahren zu klären, da die Kriterien für die Bestimmung der Vergütung im Rahmen der Festlegung der BK 8 festgelegt worden seien.
84Die Höhe der Kosten könne der Übertragungsnetzbetreiber, soweit sie ihm nicht ohnehin konkret bekannt seien, für die einzelnen Kraftwerkstypen jedenfalls realistisch abschätzen. Dies sei für die Erstellung der Merit Order sachgerecht und auch ausreichend. Zur Bildung der Merit Order komme es schließlich alleine auf eine sachgerechte Reihung der Anlagen an. Die Kosten der einzelnen Anlagen unterschieden sich tatsächlich nicht derart, als dass eventuelle, mit einer Schätzung verbundene Unsicherheiten oder Abweichungen regelmäßig einen entscheidenden Einfluss auf die Platzierung der Anlagen hätten.
85Die Aufteilung der Regelungsgegenstände in zwei Festlegungen basiere auf der Zuständigkeitsverteilung der Beschlusskammern der Bundesnetzagentur, die verfahrensunabhängig und abstrakt in der Geschäftsordnung der Bundesnetzagentur geregelt sei. Eine Rechtsverletzung der Betroffenen sei damit nicht verbunden.
86Dass freie Leistungsscheiben netzknotenbezogen gemeldet würden, sei nicht problematisch. Die Bestimmung der netzstützenden Wirkung einzelner an einem Netzknoten gelegener Anlagen erfolge vollkommen unabhängig von der freien Kapazität der einzelnen Anlagen. Maßgebend sei allein die Lage des Netzknotens zum Engpass. Der von der Betroffenen hergestellte Konnex zwischen freier Leistungsscheibe einer Einzelanlage und netzstützender Wirkung dieser Anlage bestehe nicht.
87Die Ermittlung der durch eine Anlage an einem bestimmten Netzknoten bewirkten Lastflussänderung bzw. Spannungsänderung bezogen auf deren Änderung der Einspeiseleistung erfolge unabhängig von deren freien Leistungsscheiben (i.d.R. relativ, d.h. in Prozent). Die Übertragungsnetzbetreiber führten dazu sog. Sensitivitätsuntersuchungen durch. Im modulierten Netz würden verschiedene Szenarien simuliert, um so den netzstützenden Einfluss der verschiedenen Netzknoten bzw. der daran angeschlossenen Anlagen festzustellen. Tatsächlich sei also die Kenntnis der freien Kapazität einer einzelnen Anlage für die Ermittlung der netzstützenden Wirkung und damit auch für die Aufstellung der Merit Order nicht erforderlich. Insofern stelle es auch keinen Widerspruch dar, dass Restriktionen anlagenscharf zu melden seien. Dies folge zum einen aus dem Umstand, dass die nach der Festlegung beachtlichen Restriktionen in der Regel anlagenspezifisch seien (z.B. emissionsrechtliche Beschränkungen, Prozessdampf etc.). Die anlagenbezogene Mitteilung ermögliche es dem Übertragungsnetzbetreiber diese nachzuvollziehen und ggfs. zu überprüfen. Zum anderen sei die anlagenbezogene Kenntnis der Indisponibilitäten erforderlich, damit der Übertragungsnetzbetreiber dies bei einer ggf. erforderlichen Anweisung zum Redispatch berücksichtigen könne.
88Darüber hinaus stehe die Vorgabe zur Bestimmung der Merit Order nicht im Widerspruch zu den weiteren Regelungen bezüglich der Bestimmung des Adressaten einer Anweisung zur Wirkleistungsanpassung in Tenorziffer 3. Der jeweilige Übertragungsnetzbetreiber sei aufgrund der Regelungen in der Lage, den in der konkreten Situation richtigen Adressaten der Anweisung zur Wirkleistungsanpassung zu bestimmen. Dies erfolge in zwei Schritten: Zunächst sei im Rahmen einer anlagenscharfen Reihung die Anlage zu ermitteln, die technisch geeignet sei, die Gefährdung oder Störung des Elektrizitätsversorgungssystems zu beseitigen und gleichzeitig unter volkswirtschaftlichen Gesichtspunkten effizient sei. Die konkrete Anweisung zur Wirkleistungsanpassung sei in einem zweiten Schritt an den Betreiber der „Platz-1-Anlage“ zu richten, jedoch nicht auf Umsetzung der Maßnahme durch diese konkrete Anlage, sondern hinsichtlich sämtlicher, von ihm an dem fraglichen Netzknoten angeschlossenen Anlagen, um dem Anlagenbetreiber ein gewisses Maß an Flexibilität einzuräumen. Die getroffenen Regelungen führten somit bei gleicher Wirkung für die Systemsicherheit zu einem milderen Eingriff in die Fahrplanhoheit der Anlagenbetreiber, als eine anlagenscharfe Anweisung. Die Unkenntnis darüber, welche Anlage der Betreiber letztlich zur Umsetzung der Anweisung einsetze, stehe der Aufstellung der Merit Order erkennbar nicht entgegen.
89Entgegen der Ansicht der Betroffenen sei die in Tenorziffer 3 Satz 2 der streitgegenständlichen Festlegung vorgesehene Befugnis der Übertragungsnetzbetreiber zur Anweisung eines Wirkleistungsbezugs von § 13 Abs. 1a EnWG gedeckt. Es handele sich lediglich um eine Klarstellung, die – auf Wunsch verschiedener am Festlegungsverfahren Beteiligter – in den Tenor aufgenommen worden sei, um Missverständnissen und Wertungswidersprüchen bei der späteren Durchführung von Eingriffen zur Wirkleistungsanpassung vorzubeugen. Die Möglichkeit zur Anweisung eines Wirkleistungsbezugs ergebe sich unmittelbar aus § 13 Abs. 1a EnWG. Der Wortlaut der Norm enthalte zwar nur den Begriff der „Einspeisung“. Allerdings seien Speicheranlagen ohne jedwede Beschränkung auf eine ihrer möglichen Einsatzmöglichkeiten explizit in den Adressatenkreis der Regelung aufgenommen worden. Dies sei gerade als Bezugnahme auf ihre besondere, diese von anderen Erzeugungsanlagen unterscheidende Fähigkeit zum Speichern von Energie durch den Bezug und die Umwandlung derselben in Lageenergie zu sehen. Andernfalls wäre die Nennung von Speicheranlagen redundant, da diese bereits von „Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie“ erfasst seien. Insofern hätte es keiner expliziten Nennung bedurft. Dies spreche dafür, dass Speicheranlagen sowohl zur Erhöhung ihrer Wirkleistungseinspeisung, als auch zur Reduzierung derselben bis hin in den negativen Bereich und damit zum Wirkleistungsbezug angewiesen werden könnten.
90Dies entspreche darüber hinaus dem Sinn und Zweck der Regelung. Die Befugnis der Übertragungsnetzbetreiber zur Anweisung von Redispatch-Maßnahmen diene der Erweiterung der zur Verfügung stehenden Instrumente zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität. Die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems sei letztlich das zentrale Schutzgut des § 13 EnWG. Wenn daher bei einem Engpass ohnehin eine Erhöhung und eine Absenkung der Wirkleistungseinspeisung erforderlich sei, um die Systemstabilität aufrecht zu erhalten, sei nicht ersichtlich, warum dabei nicht auf die technische Möglichkeit von Speicheranlagen, Wirkleistung zu beziehen, zurückgegriffen werden sollte, sofern dies die effektivste Möglichkeit zur Beseitigung des akuten Engpasses darstelle. Dabei sei zu berücksichtigen, dass es in der Zeit vor der Festlegung der Praxis entsprochen habe, dass sich auch Speicheranlagen im Pumpbetrieb an Redispatch-Maßnahmen beteiligten.
91Die Einbeziehung von KWK-Anlagen durch Tenorziffer 2 Satz 2 in den Anwendungsbereich der Festlegung stelle keinen Verstoß gegen den Einspeisevorrang von KWK-Anlagen dar. Der Einspeisevorrang des § 4 Abs. 1 KWKG erfasse ausschließlich KWK-Strom i.S.d. § 3 Abs. 4 KWKG, also die Strommenge, die an die Nutzwärmeerzeugung gekoppelt sei. Auch § 13 Abs. 2a EnWG beziehe sich ausschließlich auf diese Strommenge. Der konventionell erzeugte Kondensationsstromanteil falle nicht unter den Einspeisevorrang. Der Anwendungsbereich der Festlegung sei entsprechend auf den konventionellen, nicht durch § 4 Abs. 1 KWK und § 13 Abs.2a EnWG privilegierten Kondensationsstromanteil beschränkt.
92Es sei kein Sachgrund erkennbar, warum eine KWK-Anlage, soweit sie konventionell Strom erzeuge, nicht für Redispatch-Anweisungen zur Verfügung stehen sollten. Unter dem Aspekt der Gleichbehandlung gehörten KWK-Anlagen zum möglichen Adressatenkreis einer Anweisung zur Durchführung von Maßnahmen zur Wirkleistungsanpassung. Die Anteile von KWK-Strom und Kondensationsstrom seien – auch nach dem Vortrag der Betroffenen - anhand einer Prognose möglich. Die entsprechenden Leistungsscheiben seien bei der Aufstellung der Merit Order einzubeziehen. Der gesetzliche Einspeisevorrang von KWK-Anlagen werde dadurch nicht verletzt.
93Die Festlegung verstoße auch nicht gegen den Einspeisevorrang für Strom aus Erneuerbaren Energien gemäß § 8 Abs. 1 EEG, da EEG-Anlagen aufgrund ihres Einspeisevorrangs gerade nicht vom Anwendungsbereich der angegriffenen Festlegung erfasst seien. Innerhalb der Vorschrift des § 13 EnWG sichere Abs. 2a das EE- und KWK-Vorrangprinzip. Entsprechende Anlagen nähmen danach nur in Ausnahmesituationen an Maßnahmen zur Gewährleistung bzw. Wiederherstellung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems teil. Der in Abs. 1a genannte Adressatenkreis sei insofern – das verkenne die Betroffene – eingeschränkt. Die Privilegierung von EEG- und KWK-Anlagen habe sie in der Festlegung berücksichtigt (Tenorziffer 2 Satz 2, Beschlussbegründung S. 36f.). Vor diesem Hintergrund fehle für den hilfsweise gestellten Feststellungsantrag bereits das Feststellungsinteresse.
94Die Festlegung sei hinreichend bestimmt i.S.d. § 37 Abs. 1 VwVfG. Sie richte sich ausschließlich an Marktteilnehmer, die den Regelungsgegenstand der Festlegung aufgrund ihrer Sachkenntnis und Erfahrung selbstverständlich genau kennen.
95Auch die Bezugnahme auf den Netzknoten sei nicht mehrdeutig, sondern hinreichend bestimmt. Der netzknotenbezogenen Anweisung nach Ziffer 3 Satz 3 habe die Überlegung zugrunde gelegen, dem angewiesenen Betreiber bei der Umsetzung der Redispatch-Maßnahme möglichst viel Flexibilität einzuräumen, indem er das Recht zur Auswahl der konkret eingesetzten Anlage erhalte. Um innerhalb der Regelungen der Festlegung konsistent zu bleiben, sei eine entsprechende Bezugnahme auf den Netzknoten ebenfalls bei der Regelung der grundsätzlich von der Festlegung erfassten Anlagen in Ziffer 2 Satz 3 eingefügt. Auch wenn verschiedene situationsspezifische Netzknotenbegriffe existierten, sei die im Rahmen der streitgegenständlichen Festlegung maßgebliche Definition des „Netzknotens“ zweifelsfrei bestimmbar. Die angegriffene Festlegung erfasse Betreiber von Erzeugungs- und Speicheranlagen, die an das Hoch- und Höchstspannungsnetz angeschlossen seien. Im Kontext der Festlegung könne es sich bei einem Netzknoten folglich allein um den Anschlusspunkt dieser Anlagen an das Elektrizitätsversorgungsnetz handeln. Innerhalb der Begründung der Festlegung würden auch die Begriffe „Netzanschlusspunkt“ und „Anschlusspunkt“ verwendet.
96Auch die jeweiligen Regelungen zur Freistellung bestimmter Leistungsscheiben von Erzeugungsanlagen von der Teilnahme an Wirkleistungsanpassungen seien hinreichend bestimmt. Sie würden insbesondere durch umfangreiche und eindeutige Ausführungen in der Begründung der angegriffenen Festlegung ergänzt. Insofern werde auf die Ziffern 3 Satz 5, 8 Satz 5 und 10 der angegriffenen Festlegung sowie die zugehörigen Erläuterungen verwiesen. Danach führten wirtschaftliche Beschränkungen von Anlagen nicht zu deren Freistellung von der Teilnahme an Redispatch-Maßnahmen. Eine unklare Lage bestehe diesbezüglich nicht. Im Hinblick auf den Sinn und Zweck einer Anweisung zur Wirkleistungsanpassung sei eine solche Freistellung auch nicht geboten. Die Systemsicherheit und –zuverlässigkeit gehe privatwirtschaftlichen Interessen der Anlagenbetreiber vor. Diesen werde hinreichend durch die netzknotenbezogene Anweisung Rechnung getragen.
97Es bestünden auch keine Unsicherheiten hinsichtlich der in Ziffer 8 geregelten Meldepflichten der Anlagenbetreiber. Diese hätten dem Übertragungsnetzbetreiber freie Leistungsscheiben bezogen auf die Gesamtheit der von ihnen betriebenen Anlagen an einem Netzknoten zu melden. Nach den Ziffern 3, 8 und 10 freigestellte Leistungsscheiben könnten im Bedarfsfall nicht zur Wirkleistungsanpassung herangezogen werden und seien folglich auch nicht als „frei“ zu melden. Die Meldung freier Leistungsscheiben und des Lastgangs der Kraftwerke eines Betreibers ermögliche es dem Übertragungsnetzbetreiber eine konkrete, auf die Aufrechterhaltung bzw. Wiederherstellung der Systemstabilität gerichtete Anweisung zur Durchführung von Redispatch auszusprechen. Dieser müsse sich auf die ihm vorliegenden Informationen und Daten verlassen können. Insofern seien abgegebene Meldungen selbstverständlich verbindlich. Dies ergebt sich schon aus der Pflicht, Veränderungen der gemeldeten Werte unverzüglich anzuzeigen (Ziffer 8 Satz 3). Trotz der grundsätzlichen Bindung des Anlagenbetreibers an seine Meldung könne er nicht zu einer Maßnahme verpflichtet werden, die ihm aufgrund kurzfristig aufgetretener Restriktionen unmöglich sei. Die entsprechenden Restriktionen seien zu beachten, auch wenn eine Anweisung zur Wirkleistungseinspeisung bereits ausgesprochen worden sei. Dies ergebe sich bereits aus dem Umstand, dass es sich bei den nach der Festlegung berücksichtigungsfähigen Indisponibilitäten nicht um Faktoren handele, die der Anlagenbetreiber in freier unternehmerischer Entscheidung bestimme. Vielmehr handele es sich um Umstände, die entweder von außen oder von der Technik der betreffenden Anlage vorgegeben würden und denen sich der Anlagenbetreiber nicht entziehen könne. Es bestehe daher zu jeder Zeit ein Verfügbarkeitsrisiko.
98Sie habe das ihr hinsichtlich der inhaltlichen Ausgestaltung der Festlegung eingeräumte Ermessen fehlerfrei ausgeübt. Insbesondere habe sie ein marktmäßiges Verfahren zu Recht abgelehnt. Sie habe sich dabei nicht allein auf die Aussage eines Kraftwerksbetreibers verlassen. Anders als bei den übrigen marktbezogenen Maßnahmen des § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG bestehe für die erforderlichen Redispatch-Kapazitäten kein Markt. Dem stehe schon der netztopologisch lokale Charakter auftretender Engpässe oder Gefährdungen der Spannungshaltung entgegen. Beleg für den fehlenden Markt sei die Reservekraftwerksverordnung vom 27.06.2013. Der lokale Charakter der auftretenden Engpässe sei derart dominierend, dass sogar die Stilllegung von Erzeugungsanlagen untersagt werden müsse, um die Systemstabilität gewährleisten zu können. Zudem sei zu beachten, dass die seitens des Gesetzgebers gewählte Ausgestaltung des § 13 Abs. 1a EnWG alsAnweisungsrecht der Übertragungsnetzbetreiber ebenfalls gegen eine marktmäßige Beschaffung von Redispatch-Leistungen spreche.
99Die von ihr gewählte Ausgestaltung der Rahmenbedingungen stelle auch keine unzulässige Ausdehnung der Regulierung auf den Bereich der Stromerzeugung dar. Die Befugnis zur verbindlichen Anweisung einer Wirkleistungsanpassung folge nicht erst aus der Festlegung, sondern sei bereits vom Gesetzgeber mit der Einführung des § 13 Abs. 1a EnWG auf die Übertragungsnetzbetreiber übertragen worden. Die streitgegenständliche Festlegung gestalte diesen gesetzlich vorgesehenen Eingriff lediglich aus.
100Die Festlegung sei geeignet, Gefahren oder Störungen für die Sicherheit oder Zuverlässigkeit von Elektrizitätsversorgungssystemen effizient zu beseitigen.
101Die Regelung zur Aufstellung der Einsatzreihenfolge sei gleichfalls geeignet. Der gegenteilige Vortrag der Betroffenen greife nicht die grundsätzliche Vorgehensweise der Quotientenbildung an, sondern die Tatsache, dass die konkret seitens des Übertragungsnetzbetreibers ermittelte Merit Order nicht von den betroffenen Anlagenbetreibern oder der Bundesnetzagentur überprüft werden könne. Für ein diskriminierendes Vorgehen der Übertragungsnetzbetreiber bestünden jedoch keine Anhaltspunkte. Sollten sich entsprechende Verdachtsmomente ergeben, werde sie selbstverständlich ihren Pflichten als Regulierungsbehörde nachkommen und diese aufklären. Sie treffe zahlreiche regulatorische Vorgaben, die sie im Einzelnen nicht laufend überwachen könne und müsse. Eine Unverhältnismäßigkeit der Maßnahmen könne daraus nicht abgeleitet werden.
102Etwas anderes ergebe sich auch nicht daraus, dass einzelnen Anlagenbetreiber ihre Platzierung sowie die der anderen Betreiber nicht nachrechnen könnten, da ihnen die entsprechenden Informationen und Werte fehlen. An einer Offenlegung der Rechengrößen werde jedoch weder die Betroffene, noch die übrigen Anlagenbetreiber ein Interesse haben. Schließlich handele es sich dabei um sensible, wettbewerbsrelevante Unternehmensdaten, an deren Geheimhaltung wohl sämtlichen Marktteilnehmern gelegen sei. Eine alternative Vorgehensweise zur Bestimmung der Einsatzreihenfolge, die in einer netzkritischen Situation ebenso praktikabel sei und gleichzeitig die Interessen der beteiligten Parteien ausreichend berücksichtige, sei insofern nicht ersichtlich und werde auch seitens der Betroffenen nicht vorgetragen. Die Bildung des die Quotienten aus netzstützender Wirkung und zu entrichtender Vergütung sei eine diskriminierungsfreie, objektive und eindeutige Methode zur Ermittlung der Einsatzreihenfolge.
103Die Festlegung sei auch erforderlich. Ein in jeder Hinsicht gleich geeignetes, aber milderes Mittel um das erstrebte Ziel zu erreichen, bestehe nicht.
104Um eine schnelle Reaktion auf Engpässe und Spannungsprobleme sowie eine effektive Durchführung von Wirkleistungsanpassungen zu ermöglichen, sei es erforderlich, den betroffenen Anlagenbetreibern die in Ziffer 8 der angegriffenen Festlegung geregelten Meldepflichten aufzuerlegen. Ohne die Kenntnis freier Leistungsscheiben und des Lastgangs der Kraftwerke eines Betreibers sei dem Übertragungsnetzbetreiber eine konkrete, auf die Aufrechterhaltung bzw. Wiederherstellung der Systemstabilität gerichtete Anweisung zur Durchführung von Redispatch unmöglich. Es sei daher zwingend erforderlich, dass ihm die entsprechenden Informationen im Bedarfsfall vorlägen. Weniger weitgehende Mitteilungspflichten wären nicht in jeder Hinsicht gleich gut geeignet, den Festlegungszweck zu erfüllen. Eine erst im akuten Bedarfsfall beginnende Abfrage freier Leistungsscheiben würde zu einem Zeitverzug führen, der einer zügigen und zielgerichteten Wirkleistungsanpassung entgegen stehe und schlimmstenfalls zu einer Eskalation der kritischen Netzsituation führe. Aus diesem Grund komme eine situationsbedingte Nachfrage durch den jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber auch nicht gegenüber Betreibern von KWK-Anlagen in Betracht. Auch sei ihr ein höherer Aufwand für KWK-Anlagenbetreiber nicht bekannt. Im Rahmen des Festlegungsverfahrens sei hierzu nichts vorgetragen worden. KWK-Anlagenbetreiber obläge schließlich die Pflicht zur Fahrplananmeldung beim Übertragungsnetzbetreiber über den jeweiligen Bilanzkreisverantwortlichen sowie zur Mitteilung von Fahrplanänderungen. Insofern müsse eine Einsatzplanung auch für KWK-Anlagen erfolgen. Im Übrigen treffe die Pflicht zur laufenden Aktualisierung sämtliche von der Festlegung adressierten Anlagenbetreiber gleichermaßen. Eine besondere Belastung für Betreiber von KWK-Anlagen sei nicht ersichtlich.
105Die Festlegung sei auch verhältnismäßig im engeren Sinne. Die Sicherheit der Energieversorgung sei ein Gemeinschaftsinteresse höchsten Ranges. Zögerliche oder ineffiziente Maßnahmen könnten in einer Engpasssituation zur Verletzung des n-1- Prinzips oder in der Folge letztlich sogar zum Schwarzfall des Übertragungsnetzes und damit zu unabsehbaren europaweiten Schäden führen.
106Die Unbeachtlichkeit wirtschaftlicher Restriktionen sei mit dem Verhältnismäßigkeitsgrundsatz vereinbar. Die genehmigungsrechtliche Vorgabe der Betriebsstundenbegrenzung von x Stunden für das von der Betroffenen betriebene Heizkraftwerk L. stelle eine nach der angegriffenen Festlegung beachtliche Restriktion der Anlage dar. Zur Absicherung des Wärmebedarfs im Winterhalbjahr könne die Betroffene angesichts der sehr geringen Jahresbetriebsstundenzahl schon vor Erreichen der maximal zulässigen Betriebsstunden davon absehen, freie Leistungsscheiben an den Übertragungsnetzbetreiber zu melden. Die seitens der Betroffenen befürchteten Nachteile bestünden somit nicht.
107Die Festlegung verstoße darüber hinaus nicht gegen Grundrechte. Eine Verletzung von Art. 12 GG sei fernliegend. Da die Sicherheit der Energieversorgung ein absolutes Gemeinschaftsgut darstelle, könne an einer Rechtfertigung des Eingriffs kein Zweifel bestehen. Dies gelte umso mehr, als die Betroffenen auch ohne die Festlegung durch die Übertragungsnetzbetreiber unmittelbar aus § 13 Abs. 1a EnWG zur Redispatch-Maßnahmen herangezogen werden könnten. Der durch § 13 Abs.1a EnWG bewirkte Eingriff in die Berufsausübungsfreiheit zur Gewährleistung der Sicherheit des Elektrizitätsversorgungsnetzes diene zugleich auch dem Zweck, den Anlagenbetreibern die Berufsausübung weiterhin zu ermöglichen. Die Verhältnismäßigkeit eines Eingriffs in Art. 12 GG könne jedenfalls durch eine Kostenerstattungsregel gewährleistet werden. Eine solche sei Gegenstand des Parallelverfahrens zur Festlegung der BK 8. Die Frage, ob die Vergütung unzureichend sei, sei für das vorliegende Verfahren jedoch irrelevant.
108Eine ungerechtfertigte Diskriminierung durch den Auswahlmechanismus (Tenorziffer 4) sei nicht erkennbar. Dass bestimmte Erzeugungsanlagen häufiger zu Redispatch herangezogen würden als andere, stelle eine gerechtfertigte Ungleichbehandlung und damit keinen Verstoß gegen Art. 3 GG dar. Die unterschiedliche Häufigkeit der Heranziehung sei dadurch bedingt, dass aufgrund des netztopologisch lokalen Charakters der netztechnischen Probleme für die effektive Störungsbeseitigung tatsächlich meist nur wenige Netzknoten in Betracht kämen. Erzeugungsanlagen an räumlich weiter vom Netzengpass entfernt liegenden Netzknoten könnten aus technischen Gründen nicht in annähernd gleich effektiver Weise zur Beseitigung der Netzstörung beitragen. Die netzstützende Wirkung sei somit maßgeblicher Faktor. Die Regelung sei folglich diskriminierungsfrei, weil sie allein auf die technische Notwendigkeit zur Durchführung einer Wirkleistungsanpassung wegen einer Störung des Übertragungsnetzes und damit auf einen aus den tatsächlichen Gegebenheiten folgenden Sachgrund abstelle.
109Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstandes wird auf die zu den Akten gereichten Schriftsätze mit Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang und das Protokoll der Senatssitzung Bezug genommen.
110B.
111Die zulässige Beschwerde hat in der Sache aus den mit den Verfahrensbeteiligten in der Senatssitzung erörterten Gründen hinsichtlich des als Hauptantrag gestellten Anfechtungsantrags Erfolg. Die Festlegung ist rechtswidrig und die Betroffene dadurch in ihren Rechten verletzt. Auf die hilfsweise zum Anfechtungsantrag gestellten Feststellungsanträge kommt es daher nicht an.
112I.
113Die form- und fristgerecht eingelegte und begründete Beschwerde ist zulässig, ins-
114besondere ist sie als Anfechtungsbeschwerde statthaft, §§ 83 Abs. 2 Satz 1, 75 Abs. 1, 78 Abs. 1 EnWG.
115Die Betroffene ist gemäß §§ 75 Abs. 2, 66 Abs. 2 Nr. 2 als Adressatin der Festlegung auch beschwerdebefugt.
116II.
117Die Beschwerde ist begründet. Die Festlegung ist hinsichtlich der Tenorziffern 2 Satz 3 (netzknotenbezogene Nennwertgrenze) und 3 Satz 2 (Wirkleistungsbezug durch Speicheranlagen) materiell rechtswidrig. Im Übrigen sind die Regelungen der Festlegung nicht zu beanstanden. Da die Festlegung inhaltlich nicht teilbar ist, ist sie jedoch insgesamt aufzuheben.
1181. Ermächtigungsgrundlage
119Die Bundesnetzagentur war gemäß § 13 Abs. 1a EnWG grundsätzlich zum Erlass der streitgegenständlichen Festlegung ermächtigt. Die Tenorziffern 2 Satz 3 und 3 Satz 2 sind jedoch von dieser Ermächtigungsgrundlage nicht mehr gedeckt. Die gegen weitere Tenorziffern unter dem Gesichtspunkt der fehlenden Ermächtigungsgrundlage erhobenen Rügen der Betroffenen sind allerdings unbegründet.
1201.1. Voraussetzungen
121Aufgrund des mit Wirkung zum 04.08.2011 neu in das Energiewirtschaftsgesetz eingefügten § 13 Abs. 1a EnWG sind Betreiber von Anlagen zur Speicherung und zur Erzeugung von elektrischer Energie mit einer näher bestimmten Nennleistung im Falle der Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems kraft Gesetzes verpflichtet, auf Anforderung durch den jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber gegen angemessene Vergütung die Wirkleistungs- oder Blindleistungseinspeisung anzupassen. Nach der bis zum 27.12.2012 geltenden Fassung bezog sich diese Verpflichtung ursprünglich auf Betreiber von Erzeugungsanlagen und Speichern mit einer Nennleistung ab 50 MW und einer Spannung von mindestens 110 kV. Durch das dritte Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftlicher Vorschriften vom 20.12.2012 ist der Anwendungsbereich von Absatz 1a dahingehend ausgeweitet worden, dass mit Wirkung ab dem 28.12.2012 Anlagen zur Speicherung und zur Erzeugung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 10 MW zur Anpassung verpflichtet sind. Die Ausweitung ist bis zum 31.12.2017 befristet (vgl. Art. 2 Nr. 3 i.V.m. Art. 8 Abs. 2 des Dritten Gesetzes zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 20.12.2012, BGBl. I. S. 2743).
122Schon vor der Einfügung des Abs. 1a in § 13 EnWG standen den Übertragungsnetzbetreibern gemäß § 13 EnWG ein Stufensystem von Maßnahmen im Netz und gegenüber Netznutzern auf Erzeuger- und Verbraucherseite zu (BT-Drs. 15/3917 vom 14.10.2004, S. 57), um die ihnen nach §§ 12, 13 EnWG übertragene Systemverantwortung ausüben zu können. Ist die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in ihrer Regelzone gefährdet oder gestört, sind sie gemäß § 13 Abs. 1 Satz 1 EnWG auf einer ersten Stufe berechtigt und verpflichtet, netzbezogene (Nr. 1) oder marktbezogene (Nr. 2) Maßnahmen zu ergreifen. Netzbezogene Maßnahmen iSv. § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EnWG betreffen lediglich den technischen Netzbetrieb ohne Kosten und Beeinträchtigungen von Netznutzern zu verursachen (Bourwieg in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 2. Aufl., § 13 RN 12; König in: BerlKommEnR, 3. Aufl., § 13 RN 15 m.w.N.), wie beispielsweise die Beeinflussung der Lastflüsse im Netz durch Schaltungen sowie die Ausnutzung betrieblich zulässiger Toleranzbänder (vgl. TransmissionCode 2007, Anhang A 1. S.1). Marktbezogene Maßnahmen iSv. § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG sind solche, die die Netznutzer mit einbeziehen und regelmäßig auf der Grundlage entsprechender vertraglicher Vereinbarungen gegen Vergütung getroffen werden (Bourwieg in: Britz/Hellermann/Hermes, a.a.O., § 13 RN 13, König in: BerlKommEnR, a.a.O., § 13 RN 21 m.w.N). Dazu gehört auch der Redispatch von Erzeugungsanlagen. In der Vergangenheit erfolgten Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG aufgrund freiwilliger Vereinbarungen zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Kraftwerksbetreibern.
123Reichen netz- und marktbezogene Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 und 2 EnWG nicht aus, um eine Gefährdungs- oder Störungssituation rechtzeitig und vollständig abzuwenden, sind die Übertragungsnetzbetreiber auf einer zweiten Stufe berechtigt und verpflichtet, auf gesetzlicher Grundlage sogenannte Notfallmaßnahmen gemäß § 13 Abs. 2 EnWG zu ergreifen (vgl. BT-Drs. 15/3917, S. 57), indem sie sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anpassen oder diese Anpassung verlangen. Gemäß § 13 Abs. 2a Satz 1 EnWG müssen die Übertragungsnetzbetreiber bei Maßnahmen gemäß Abs. 1, Abs. 1a und Absatz 2 die Verpflichtungen nach § 8 Abs. 1 EEG und § 4 Abs. 1, Abs. 2 Satz 2 KWKG einhalten (sog. EE-/KWK-Vorrangprinzip).
124Zur Einführung des § 13 Abs. 1a EnWG sah sich der Gesetzgeber deshalb veranlasst, weil entsprechende Befugnisse der Übertragungsnetzbetreiber zur Wirkleistungsanpassung in der Vergangenheit teilweise von Kraftwerksbetreibern entweder in Frage gestellt oder die Wirk- und Blindleistungserzeugung von der Kostenerstattung abhängig gemacht wurde oder einzelne Kraftwerksbetreiber an Maßnahmen wie dem Redispatch gar nicht mitwirkten. Der neu eingefügte Absatz 1a sollte daher nach den Ausführungen des Gesetzgebers einen Ausgleich zwischen den wechselseitigen Interessen schaffen, indem Anpassungsbefugnisse gegenüber größeren Kraftwerken gegen Zahlung einer angemessenen Vergütung unmittelbar gesetzlich vorgegeben werden (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71).
125§ 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG ermächtigt die Regulierungsbehörde, Festlegungen zu treffen zur Konkretisierung des Adressatenkreises der Regelung in § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG, zu erforderlichen technischen Anforderungen, die gegenüber den Betreibern betroffener Erzeugungsanlagen aufzustellen sind, zu Methodik und Datenformat der Anforderung durch den Betreiber von Übertragungsnetzen sowie zu Kriterien für die Bestimmung der angemessenen Vergütung.
126Von dieser Ermächtigung hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur durch die angegriffene Festlegung vom 30.10.2012 (BK6-11/098) Gebrauch gemacht.
1271.2. Tenorziffer 2 Satz 3
128Die Regelung in Tenorziffer 2 Satz 3 der Festlegung ist jedoch nicht von der Ermächtigung gemäß § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG gedeckt und daher rechtswidrig. Zwar ist die Bundesnetzagentur gemäß § 13 Abs. 1a Satz 3, 1. Alt. EnWG grundsätzlich zur Konkretisierung des Adressatenkreises berechtigt. Die Tenorziffer 2 regelt auch den Adressatenkreis. Die Betroffene rügt aber zu Recht, dass die Regelung den Adressatenkreis durch die netzknotenbezogene Betrachtungsweise entgegen der Vorgaben in § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG unzulässig erweitert.
129Nach Tenorziffer 2 Satz 1 der Festlegung erstreckt sich die Verpflichtung, sich der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung durch die Übertragungsnetzbetreiber zu unterwerfen, auf alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie mit einer elektrischen Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW. Maßgeblich ist nach Tenorziffer 2 Satz 3 der Festlegung die Summe der Netto-Nennwirkleistungen aller an einem Netzknoten, also demselben Netzanschlusspunkt (siehe nachfolgende Ausführungen unter Ziffer 2.1.1.) angeschlossenen Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie eines Betreibers. Dadurch werden aber auch Anlagen verpflichtet, die für sich gesehen unter der Nennwertgrenze von 50 MW liegen. Wie sich in der mündlichen Verhandlung vom 21.01.2015 ergeben hat, rechnen mehrere Kraftwerksbetreiber, die kleinere Anlagen als 50 MW an einem Netzknoten betreiben, mit der Heranziehung ihrer Anlagen oder sind sogar schon konkret vom Übertragungsnetzbetreiber angesprochen worden. § 13 Abs. 1a EnWG unterwirft dem Redispatch jedoch nur Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie und Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie - zum Zeitpunkt des Erlasses der Festlegung - mit einer Nennleistung von ursprünglich 50 MW. Zwar ist seit dem Inkrafttreten des dritten Gesetzes zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften (BGBl. 2012, I, S. 2743f.) am 28.12.2012 die Nennleistungsgrenze auf 10 MW herabgesetzt worden, so dass zumindest ab diesem Zeitpunkt die Einbeziehung von Anlagen ab 10 MW nach § 13 Abs.1a EnWG zulässig wäre. Allerdings werden durch die netzknotenbezogene Regelung auch Anlagen mit einer Nennleistung unter 10 MW erfasst. Die netzknotenbezogene Betrachtungsweise der Bundesnetzagentur ist im Gesetz nicht vorgesehen. Die Mindestnennleistungsgrenze von ursprünglich 50 MW (jetzt 10 MW) des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG bezieht sich nicht auf die addierte Nennwirkleistung aller an einem Netzknoten angeschlossener Anlagen eines Betreibers, sondern auf die jeweiligen Einzelanlagen (Erzeugungseinheit). Dies ergibt die Auslegung der Vorschrift nach Wortlaut, Gesetzesbegründung, Systematik und Sinn und Zweck.
130Dem Wortlaut der Vorschrift lässt sich nicht entnehmen, dass sich die Mindestnennleistungsgrenze auf alle in der Verantwortung eines Betreibers stehenden Anlagen an einem Netzknoten bezieht. Der Begriff des Netzknotens wird ebenso wenig genannt wie die Formulierung „Anlagen mit einer Nennleistung von insgesamt 50 MW“. Auch aus der Verwendung des Wortes „Anlagen“ im Plural folgt nicht, dass der Gesetzgeber auf eine netzknotenbezogene Betrachtung der Mindestnennleistungsgrenze abstellen wollte. Die Verwendung des Plurals macht lediglich deutlich, dass alle Anlagenbetreiber, unabhängig von der Zahl ihrer Anlagen, verpflichtet sind. Die Verwendung des Singulars, wonach „Betreiber einer Anlage zur Speicherung von elektrischer Energie und einer Anlage zur Erzeugung von elektrischer Energie“ zum Redispatch verpflichtet sind, hätte demgegenüber zu Unklarheiten über den Umfang der Verpflichtung geführt (nur Betreiber mit einer einzigen Anlage). Dass der Verwendung des Plurals nicht die von der Bundesnetzagentur beigemessene Bedeutung zukommt, zeigt sich auch daran, dass im weiteren Verlauf des Satzes 1 auf „die Erzeugungsanlage“ im Singular abgestellt wird („in Abstimmung mit dem Betreiber desjenigen Netzes, in das die Erzeugungsanlage eingebunden ist“). Ansonsten hätte es heißen müssen „in das die Erzeugungsanlagen eines Betreibers eingebunden sind“. Damit spricht schon der Wortlaut dafür, dass bei der Mindestnennwertgrenze auf die einzelne Anlage (Erzeugungseinheit) abzustellen ist. Auch die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur ist im Verwaltungsverfahren zunächst nicht von einem netzknotenbezogenen Verständnis des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG ausgegangen, sondern hat in ihrem Eckpunktepapier vom 06.01.2012 (Bl. 496ff, 498 VV) „alle Blöcke von Erzeugungs- und Speicheranlagen mit einer elektrischen Nennleistung ab 50 MW“ als verpflichtet angesehen. Erst auf Anregung einzelner Netzbetreiber (W. AG, Bl. 803f. VV, Y., Bl. 857f. VV) hat die Bundesnetzagentur eine netzknotenbezogene Betrachtungsweise favorisiert.
131Die Gesetzesmaterialien sprechen ebenfalls dafür, dass sich die Nennleistungsgrenze auf die jeweilige Anlage und nicht auf sämtliche Anlagen eines Betreibers an einem Netzknoten bezieht. Nach der Gesetzesbegründung schafft der neu eingeführte Absatz 1a einen Ausgleich zwischen den wechselseitigen Interessen, indem Anpassungsbefugnisse „gegenüber größeren Kraftwerken“ gegen Zahlung einer angemessenen Vergütung unmittelbar gesetzlich vorgegeben werden (BT-Drs. 17/6072, S. 71). Verpflichtet werden sollen danach nur „größere Kraftwerke“. Diese Vorgabe steht jedoch einer netzknotenbezogenen Betrachtung entgegen, da diese auch die Verpflichtung kleinerer Kraftwerke zur Folge hätte. Dass kleinere Anlagen zunächst nicht einbezogen werden sollten, zeigt aber auch die Absenkung der Leistungsgrenze von 50 MW auf 10 MW durch das dritte Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften (BGBl. 2012, I, S. 2743f.). Wäre der Gesetzgeber von einem netzknotenbezogenen Verständnis ausgegangen, wären Anlagen unterhalb der 50 MW-Grenze, soweit sie an einem Netzknoten liegen, von der ursprünglichen Regelung bereits erfasst gewesen. Die Begründung der Gesetzesänderung enthält jedoch keinerlei Hinweise darauf, dass der Gesetzgeber mit der Absenkung nun zusätzlich diejenigen Anlagen erfassen wollte, die nicht schon ohnehin über den Netzknoten verpflichtet waren. Er führt lediglich aus, dass die Leistungsgrenze zur Bestimmung der betroffenen Kraftwerke von 50 auf 10 Megawatt gesenkt würde, weil die Erfahrungen im Umgang mit Versorgungsengpässen im Winter 2011/12 gezeigt hätten, dass auch diese Kraftwerke mit geringerer Leistung entscheidenden Einfluss auf den Erhalt der Systemstabilität haben könnten. Vor diesem Hintergrund erschien ihm eine Absenkung des Schwellenwertes und damit eine Ausweitung des Kreises der potentiell Verpflichteten zielführend (BT-Drs. 17/11705, S. 50). Dass der Gesetzgeber wie schon in der Begründung zur vorherigen Fassung erneut von „Kraftwerken“ („betroffenen Kraftwerke“, “diese Kraftwerke mit geringerer Leistung“) spricht, belegt vielmehr, dass hinsichtlich der Nennwertleistungsgrenze auf das einzelne Kraftwerk und nicht auf die Gesamtheit der an einem Netzknoten befindlichen Kraftwerke eines Betreibers abzustellen ist.
132Die Gesetzesänderung und ihre Begründung ist im Rahmen der Auslegung des § 13 Abs. 1a EnWG auch nicht irrelevant. Etwas anderes lässt sich insbesondere nicht den Ausführungen des Senats im Beschluss vom 18.12.2013, VI-3 Kart 92/09 (V), entnehmen, wonach die Erwägungen in der Begründung einer Gesetzesänderung als nachgeschobene Rechtsauffassung im Rahmen der genetischen Auslegung zur Ermittlung des vom Gesetzgeber zuvor Gewollten nicht maßgebend sind. Anders als bei der Verordnungsänderung des § 15 Abs. 1 Satz 1 ARegV (BR-Drs. 447/13 vom 05.07.2013, S. 28), auf die sich der Senatsbeschluss vom 18.12.2013 bezieht, enthält die Begründung der Herabsetzung der Leistungsgrenze in der Bundestags-Drucksache 17/11705 keinerlei ausdrückliche Erwägungen zum Verständnis der bisherigen Regelung. Von einer nachgeschobenen Rechtsauffassung kann daher keine Rede sein.
133Auch systematische Erwägungen sprechen dafür, dass der Adressatenkreis i.S.v. § 13 Abs. 1a EnWG nur Betreiber von Anlagen erfasst, die je für sich genommen eine Leistung von 50 MW erreichen und nicht im Wege der Zusammenrechnung sämtlicher an einem Netzknoten angeschlossener Anlagen. Denn an anderen Stellen im Gesetz hat der Gesetzgeber die Zusammenrechnung mehrerer Anlagen ausdrücklich angeordnet. So enthält § 117 a Satz 2 EnWG die Vorgabe, dass Anlagen zur Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie zum Zweck der Ermittlung der elektrischen Leistung im Sinne des Satzes 1 Nr. 1 (bis zu 500 Kilowatt) unter bestimmten Voraussetzungen als eine Anlage gelten. Auch § 117a Satz 5 EnWG enthält eine Zusammenrechnungsklausel bezüglich der elektrischen Leistung mehrerer Anlagen im Sinne des § 3 Nr. 1 EEG bzw. § 3 Abs. 2 KWKG. Ferner ist auch in § 19 Abs. 1 EEG ausdrücklich angeordnet, dass mehrere Anlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen zum Zwecke der Ermittlung der Vergütung unter bestimmten Voraussetzungen als eine Anlage gelten. Daraus kann geschlossen werden, dass der Gesetzgeber eine Zusammenrechnung der Nennleistungen mehrerer Anlagen an einem Netzknoten ebenfalls ausdrücklich angeordnet hätte. Dafür spricht auch § 10 Abs. 1 der Reservekraftwerksverordnung vom 27.06.2013 (ResKVO, BGBl. I S. 1947), in der der Verordnungsgeber im Hinblick auf die Pflichten der Betreiber von Anlagen zur Anzeige einer Stilllegung nach § 13a Abs. 1 EnWG, zur Unterlassung der Stilllegung nach § 13a Absatz 1 Satz 2 und nach § 13a Absatz 3 EnWG, zur Bereithaltung der Anlage nach § 13a Abs. 3 EnWG sowie zur Anpassung der Einspeisung nach § 13 Abs. 1a EnWG ausdrücklich angeordnet hat, dass Anlagen oder Teilkapazitäten von Anlagen eines Betreibers, bei denen die Summe der Nettonennwirkleistungen aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen den jeweiligen Schwellenwert überschreitet, als eine Anlage gelten.
134Dass der Verordnungsgeber in der Begründung auf Seite 23 darauf verweist, dass Anlagen oder Teilkapazitäten von Anlagen unterhalb der Nennleistungsschwelle gleichwohl in Summe zu einer Gefährdung der Systemsicherheit führen können und deshalb § 10 Abs. 1 ResKVO festlegt, dass auf die Summe der Netto-Nennwirkleistungen aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen abzustellen ist, lässt entgegen der Ansicht der Bundesnetzagentur keine Rückschlüsse auf das vom Gesetzgeber bei § 13 Abs. 1a EnWG zuvor Gewollte zu. Zum einen handelt es sich nicht um die Erklärung des Gesetzgebers, sondern um die der Bundesregierung, für die sich im Rahmen der Normauslegung des § 13 Abs. 1a EnWG jedoch keinerlei Anhaltspunkte ergeben und die schon von daher unbeachtlich ist. Zum anderen nimmt der Verordnungsgeber nicht etwa auf das sich unmittelbar aus der Norm des § 13 Abs. 1a EnWG ergebende Verständnis Bezug, sondern auf die Definition der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur in der hier streitgegenständlichen Festlegung, die er für die Auslegung der Norm im Rahmen der ResKVO entsprechend anwendbar erklärt. Ergäbe sich die netzknotenbezogene Betrachtung unmittelbar aus § 13 Abs. 1a EnWG, wäre dieser Hinweis – ebenso wie die Anordnung der Fiktion in § 10 Abs. 1 ResKVO - nicht erforderlich gewesen.
135Auch nach dem Sinn und Zweck des Schwellenwerts ist hinsichtlich des Nennlei-stungswerts auf das jeweilige Kraftwerk (Erzeugungseinheit) und nicht auf die Summe der an einem Netzknoten angeschlossenen Kraftwerke eines Betreibers abzustellen. Der Gesetzgeber wollte lediglich „größere Kraftwerke“ verpflichten. Die Mindestnennleistungsgrenze hat dabei den Zweck, die betroffenen – größeren - Kraftwerke näher zu bestimmen. Kraftwerke unterhalb der Nennleistungsgrenze von 50 MW hat der Gesetzgeber hingegen zunächst nicht für die Aufrechterhaltung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems als systemrelevant angesehen. Dies hat sich erst aufgrund der Erfahrungen im Umgang mit den Versorgungsengpässen im Winter 2011/12 geändert, die gezeigt hatten, dass auch Kraftwerke mit einer Nennwertleistung von mindestens 10 MW entscheidenden Einfluss auf den Erhalt der Systemstabilität haben können (BT-Drs. 17/11705 vom 28.11.2012, S. 50). Bezugspunkt für die Nennleistungsgrenze ist damit das Kraftwerk, also die Anlage, nicht der dahinter stehende Kraftwerksbetreiber. Anlagen, die unterhalb der Nennleistungsgrenze liegen, sollen mangels Systemrelevanz nicht verpflichtet sein. Bei netzknotenbezogener Betrachtungsweise würden aber auch Kraftwerke, die unterhalb dieser Bagatellgrenze liegen, in die Verpflichtung zur Wirkleistungsanpassung einbezogen, sofern sie an einem Netzknoten liegen. Soweit eine netzbezogene Betrachtung hätte erfolgen sollen, hätte der Gesetzgeber entweder eine ausdrücklich Regelung vorgenommen oder zumindest in der Gesetzesbegründung – wie der Verordnungsgeber in § 10 Abs. 1 ResKVO – zwischen Anlagen und Teilkapazitäten von Anlagen oder - wie die Bundesnetzagentur in dem Eckpunktepapier vom 06.01.2012 – Blöcken von Erzeugungs- und Speicheranlagen unterschieden. Anhaltspunkte für das Vorliegen einer Regelungslücke sind nicht vorhanden. Der Gesetzgeber wollte mit der 50 MW-Grenze auf Anlagen und nicht auf den Betreiber oder den Netzknoten abstellen. Insoweit verbietet sich eine Ausfüllung durch eine netzknotenbezogene Betrachtungsweise, unabhängig davon, dass eine solche für die Aufrechterhaltung der Systemstabilität grundsätzlich nützlich und geeignet wäre.
136Die Ausweitung des Adressatenkreises durch die Bundesnetzagentur kann auch nicht damit begründet werden, dass die Redispatch-Anweisung zu Gunsten der Anlagenbetreiber netzknotenbezogen erfolgen soll. Die Möglichkeit, die Anlage für die Redispatch-Maßnahme selbst auswählen zu können, ist nicht davon abhängig, dass für alle an einem Netzknoten gelegenen Anlagen eine Verpflichtung zum Redispatch besteht. Ebenso wenig kann die netzknotenbezogene Betrachtungsweise die Gefahr einer Gesetzesumgehung verhindern. Eine Umgehungsmöglichkeit besteht - theoretisch - nicht nur im Falle der anlagenbezogenen Betrachtungsweise der Bagatellgrenze durch eine bewusst geringere Dimensionierung der Einzelanlage, sondern auch im Falle der netzknotenbezogenen Betrachtung durch die vertragliche Übertragung der Betreibereigenschaft.
1371.3. Tenorziffer 3 Satz 2
138Auch die Regelung in Tenorziffer 3 Satz 2 der Festlegung, wonach die Wirkleistungseinspeisung für Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie auch negativ, d.h. ein Wirkleistungsbezug sein kann, ist rechtswidrig. Die den Übertragungsnetzbetreibern eingeräumte Befugnis zur Anweisung eines Wirkleistungsbezugs ist von § 13 Abs. 1a EnWG nicht gedeckt.
139Schon nach dem Wortlaut des § 13 Abs. 1a EnWG bezieht sich die Verpflichtung der Betreiber von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie und von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie nur auf die Wirkleistungseinspeisung. Dies korrespondiert mit dem Verständnis von Redispatch als Maßnahme des Erzeugungsmanagements, die auf die Anpassung der Stromeinspeisungen an die Bedürfnisse der Netzsicherheit abzielt. Davon zu unterscheiden ist das Lastmanagement, das auf eine Anpassung des Stromverbrauchs gerichtet ist. Das Lastmanagement ist zwar eine marktbezogene Maßnahme, die jedoch nicht in § 13 Abs. 1a EnWG, sondern in § 13 Abs. 4a EnWG (große Verbrauchsanlagen), § 14a EnWG (unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen in der Niederspannung) und § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG (sonstige Verbrauchsanlagen) geregelt ist. Schon vor diesem Hintergrund verbietet sich eine Gleichsetzung der Wirkleistungseinspeisung mit dem Wirkleistungsbezug. Daran ändert auch die Formulierung „negative Wirkleistungseinspeisung“ nichts. Auch die ausdrückliche Nennung von Speicheranlagen neben Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie lässt nicht zwingend den Schluss auf die Zulässigkeit der Anforderung eines Wirkleistungsbezugs zu. Die explizite Nennung von Speicheranlagen ist vielmehr dem Umstand geschuldet, dass das Energiewirtschaftsgesetz in § 3 Nr. 15 EnWG zwischen Anlagen zur Erzeugung und solchen zur Speicherung von elektrischer Energie unterscheidet. Speicher wären daher entgegen der Ansicht der Bundesnetzagentur nicht schon automatisch von dem Begriff „Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie“ umfasst, zumindest ergäben sich berechtigte Zweifel an ihrer Adressatenstellung, da Speicher sowohl Strom einspeisen als auch verbrauchen können. Dass Speicheranlagen nur unter dem Aspekt der Erzeugungsanlage erfasst sind, ergibt sich jedoch aus der ausdrücklichen Beschränkung auf die Wirkleistungseinspeisung. In den Sätzen 2 und 3 des § 13 Abs. 1a EnWG werden Speicher- und Kraftwerke darüber hinaus nur noch unter dem Begriff der „Erzeugungsanlagen“ zusammengefasst. Auch dies belegt, dass Speicher lediglich wegen ihrer Erzeugungsfunktion in § 13 Abs. 1a EnWG einbezogen worden sind.
140Auch aus der Gesetzesbegründung ergibt sich nichts Gegenteiliges. Der Gesetzgeber wollte mit der Einbeziehung von Speicheranlagen den potentiellen Adressatenkreis erweitern, „um nach Ausschöpfung von Maßnahmen nach Absatz 1 bei konventionellen Kraftwerken den Umfang von Einspeisemanagementmaßnahmen nach § 11 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu minimieren“. Dass es ihm dabei nicht nur um die Anpassung der Einspeisungen durch Speicher, sondern auch um die Anpassung des Bezugs von elektrischer Energie ging, ist nicht ersichtlich.
141Dass der Wirkleistungsbezug bei Speichern nicht identisch ist mit der Wirkleistungseinspeisung, ergibt sich auch aus § 118 Abs. 6 EnWG. Danach ist der Bezug der zu speichernden elektrischen Energie unter bestimmten Voraussetzungen nicht entgeltpflichtig. Diese Regelung wäre jedoch nicht erforderlich, wenn es sich bei dem Wirkleistungsbezug von Speichern nicht um eine - grundsätzlich entgeltpflichtige - Netznutzung, sondern um eine (negative) Einspeisung handelte, da diese nach § 15 Abs. 1 Satz 3 StromNEV unentgeltlich ist.
142Schließlich steht auch der Sinn und Zweck der Norm der Einbeziehung des Wirkleistungsbezugs von Speicheranlagen in die gesetzlich begründete Redispatch-Verpflichtung nach § 13 Abs. 1a EnWG entgegen. § 13 Abs. 1a EnWG bezweckt die Anpassung von Einspeisungen zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität. Wie bereits ausgeführt, ist der Wirkleistungsbezug jedoch keine Einspeisung. Dass der Wirkleistungsbezug von Speicheranlagen grundsätzlich ebenfalls geeignet wäre, die Systemstabilität zu gewährleisten, rechtfertigt keine andere Bewertung. Einen solchen hat der Gesetzgeber im Rahmen des § 13 Abs. 1a EnWG nicht angeordnet. Dass sich in der Vergangenheit Speicheranlagen auch im Pumpbetrieb an Maßnahmen des Übertragungsnetzbetreibers nach § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG beteiligt haben, lässt keine Rückschlüsse auf das Verständnis von § 13 Abs. 1a EnWG zu. Denn auf freiwilliger vertraglicher Grundlage ist der Gestaltungsrahmen in das Belieben der Parteien gestellt. Vorliegend geht es aber um das gesetzliche Eingriffsrecht der Übertragungsnetzbetreiber. Dessen Umfang muss der Gesetzgeber nach dem Wesentlichkeitsgrundsatz wegen des damit verbundenen Eingriffs in Grundrechte der Kraftwerks- und Speicheranlagenbetreiber selbst bestimmen (BVerfG, Beschluss vom 08.08.1978, 2 BvL 8/77, juris RN 75; BVerfGE 116, 24, 58; Jarass/Pieroth, Grundgesetz, Art. 20 RN 54, 58ff).
1432. Bestimmtheit
144Die Festlegung ist auch nicht im Hinblick auf die Anforderungen an die inhaltliche Bestimmtheit von Verwaltungsakten rechtswidrig.
145Grundsätzlich wird dem Bestimmtheitsgebot dann Genüge getan, wenn der Adressat aus dem verfügenden Teil in Zusammenhang mit den Gründen vollständig, klar und unzweideutig erkennen kann, was von ihm gefordert wird (BGH, Beschluss vom 19.06.2007, KVR 17/06, RN 37). Dabei ist nicht notwendig, dass der Inhalt der Regelung im Tenor der Verfügung so zusammengefasst ist, dass alle Aspekte aus sich heraus verständlich sind. Vielmehr genügt es, dass sich der Regelungsinhalt aus dem Bescheid einschließlich seiner Begründung ergibt (BGH, WuW DE-R 195, 196 m. w. N.; Kopp/Ramsauer, VwVfG, 15. Aufl., § 37 RN 5, 12).
146Diesen Anforderungen genügt die angegriffene Festlegung.
1472.1. Tenorziffer 2:
148Tenorziffer 2 ist hinreichend bestimmt.
1492.1.1. Netzknoten
150Die Verwendung des Begriffs „Netzknoten“ in Tenorziffer 2 Satz 3 führt nicht zur Unbestimmtheit der Festlegung. Dasselbe gilt für die Tenorziffern 3 Satz 3 und 8 Satz 4.
151Auch wenn verschiedene situationsspezifische Netzknotenbegriffe existieren, wie beispielsweise nach § 2 Nr. 11 StromNEV für das Pooling, ist die im Rahmen der streitgegenständlichen Festlegung maßgebliche Definition zweifelsfrei bestimmbar. In der Begründung zu Tenorziffer 2 Satz 3 der Festlegung führt die Bundesnetzagentur aus, dass auf „die Summe der Netto-Nennwirkleistungen aller an einen Netzanschlusspunkt angeschlossenen Einzel-Erzeugungsanlagen und – Speicher eines Betreibers“ abzustellen ist (S. 37). Auch die weitere Begründung stellt auf „die Gesamtheit aller an einen Anschlusspunkt angeschlossenen Anlagen“ ab (S. 37). Daraus ergibt sich mit hinreichender Deutlichkeit, dass die Bundesnetzagentur den Begriff „Netzknoten“ als Synonym für den Begriff „Netzanschlusspunkt“ verwendet. Nichts anderes ergibt sich aus der Begründung zu Tenorziffer 3 Satz 3, die bezüglich der Anweisung zur Anpassung der Wirkleistung ebenfalls auf die Gesamtheit aller an einem Netzknoten angeschlossenen Erzeugungsanlagen und Speicher eines Betreibers abstellt. In der Begründung wird Netzknoten ausdrücklich als „Anschlusspunkt bzw. Netzknoten“ und „Anschlusspunkt“ bezeichnet (S. 39). Der Netzanschlusspunkt beschreibt die Anlagenteile, an denen die Anlagen des Netzbetreibers und des Netzkunden miteinander verbunden sind. Vor dem Hintergrund, dass sowohl § 13 Abs. 1a EnWG als auch die angegriffene Festlegung Betreiber von Erzeugungs- und Speicheranlagen erfasst, die an das Hoch- und Höchstspannungsnetz angeschlossen sind, ergibt sich, dass es sich bei einem Netzknoten allein um den Anschlusspunkt dieser Anlagen an das Elektrizitätsversorgungsnetz handeln kann. Dementsprechend stellt bei dem von Anlagenbetreibern beschriebenen Fall des sogenannten getrennten Zwei-Sammelschienen-Betriebs, bei dem zwei Sammelschienen in einer Umspannanlage zweitweise ungekoppelt betrieben werden, jede Sammelschiene einen Netzknoten i.S.d. Festlegung dar.
152Der Hinweis der Betroffenen, aus Sinn und Zweck der Vorschrift ergebe sich ein übertragungsnetzbezogener Netzknotenbegriff, wonach auf die Verbindung zwischen dem fraglichen Übertragungsnetz und dem Elektrizitätsverteilernetz abzustellen sei, überzeugt hingegen nicht. Die Redispatch-Festlegung dient im Rahmen der gesetzlichen Ermächtigungsgrundlage zwar der Konkretisierung der Anforderungen an Maßnahmen zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone. Eine Beschränkung des Netzknotens auf Verbindungen zwischen Übertragungsnetz und Elektrizitätsverteilernetz, an das die fraglichen Anlagen angeschlossen sind, lässt sich daraus jedoch nicht herleiten. § 13 Abs. 1a EnWG bezieht sich klar auf Anlagen zur Erzeugung und Speicherung elektrischer Energie. Wie bereits ausgeführt bezeichnet ein Anschlusspunkt jedoch deren Verbindung zum Elektrizitätsversorgungsnetz. Für eine andere Auslegung besteht angesichts dessen kein Raum, insbesondere stellt die Verbindung zwischen Verteilernetz und Übertragungsnetz keinen Anschlusspunkt dar. Üblicherweise wird bei der Verbindung zwischen Verteiler- und Übertragungsnetz von einem Verbindungspunkt oder von einem Umspannwerk bzw. einer Umspannstation gesprochen. Etwas anderes ergibt sich auch nicht daraus, dass auf der Informationsplattform der vier Übertragungsnetzbetreiber auf der Internetseite „netztransparenz.de“ bei Redispatch-Maßnahmen in der Rubrik „Betroffene Kraftwerke“ Kraftwerkpools genannt werden („R. KW-Pool“, „I. KW-Pool“). Dies lässt keine Rückschlüsse auf eine missverständliche Bedeutung des Begriffs „Netzknoten“ zu. Denn die Rubrik nennt entgegen seiner Bezeichnung nicht immer nur das betroffene Kraftwerk. Teilweise wird nur der Ort der Redispatch-Maßnahme, teilweise das konkrete Kraftwerk, teilweise aber auch nur die Betreiberin des Kraftwerks, nicht jedoch der Ort oder der Namen des konkret herangezogenen Kraftwerks aufgeführt. So wird beispielsweise auch die Z. AG genannt, die ebenfalls mehrere Kraftwerke betreibt. Dass lediglich die Betreiberin der Kraftwerke genannt wird, lässt damit nicht den Schluss auf einen „übertragungsnetzbezogenen“ Netzknotenbegriff zu.
1532.1.2. ausländische Anlagenbetreiber
154Die teilweise geltend gemachten Unklarheiten über die Adressatenstellung von ausländischen Stromerzeugern und Speicheranlagenbetreibern mit Anschluss an ein deutsches Übertragungsnetz bestehen ebenfalls nicht. Dass Tenorziffer 2 dazu keine Regelung enthält, ist unerheblich. Vielmehr bestimmt sich der Anwendungsbereich der nach § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG erlassenen Festlegung nach dem Anwendungsbereich des EnWG. Als Bundesgesetz findet dieses räumlich auf dem Gebiet der Bundesrepublik Deutschland Anwendung. Ergänzend gilt § 109 Abs. 2 EnWG, wonach das EnWG Anwendung findet auf alle Verhaltensweisen, die sich im Geltungsbereich dieses Gesetzes auswirken, auch wenn sie außerhalb des Geltungsbereichs dieses Gesetzes veranlasst würden. Liegt der Anschluss der Anlage in Deutschland, gilt damit das EnWG und folglich auch die Festlegung.
1552.1.3. Anlagen ab 10 MW bis unter 50 MW, Spannungsgrenze unter 100 kV
156Die Festlegung ist auch nicht in Bezug auf Anlagen ab 10 MW bis unter 50 MW unbestimmt. Die Festlegung ist zeitlich vor der Änderung der Nennwertgrenze von 50 auf 10 MW und der Streichung der Vorgabe einer Anbindung an ein Stromnetz mit einer Spannung von mindestens 110 kV durch das Dritte Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 20.12.2012 ergangen. Sie bezieht solche Anlagen schon nicht ein. Auf diese können Übertragungsnetzbetreiber aufgrund des ihnen kraft Gesetzes eingeräumten Eingriffsrechts jedoch durchaus zurückgreifen. Dies schließt die Festlegung nicht aus. Dasselbe gilt für Anlagen, die an eine geringere Spannungsebene als 110 kV angeschlossen ist. Unabhängig davon hat die Bundesnetzagentur in der mündlichen Verhandlung mitgeteilt, dass sie die Festlegung zeitnah nach dem zunächst abgewarteten Senatstermin an die Gesetzesänderung anpassen wird.
1572.2. Tenorziffer 4
158Die Regelung in Tenorziffer 4 Satz 1 ist ebenfalls hinreichend bestimmt. Die Rügen der Betroffenen sowie weiterer Kraftwerksbetreiber haben keinen Erfolg.
1592.2.1. netzstützende Wirkung
160Die Bundesnetzagentur hat in der Festlegung auf Seite 44 ausreichend deutlich gemacht, was unter dem Begriff „netzstützende Wirkung“ zu verstehen ist. Danach beschreibt die netzstützende Wirkung im Falle eines strombedingten Redispatch, um welche Leistung der Lastfluss auf dem von Überlast bedrohten Netzelement durch Anpassen der Wirkleistungseinspeisung der betroffenen Erzeugungsanlagen und Speicher reduziert wird. Im Falle einer spannungsbedingten Wirkleistungsanpassung beschreibt die netzstützende Wirkung die bewirkte Spannungsänderung an dem von einer Spannungsgrenzwertverletzung bedrohten oder betroffenen Netzknoten. Die Ermittlung der durch eine Anlage an einem bestimmten Netzknoten bewirkten Lastflussänderung bzw. Spannungsänderung bezogen auf deren Änderung der Einspeiseleistung erfolgt nach den unwidersprochen gebliebenen Ausführungen der Bundesnetzagentur unabhängig von deren freien Leistungsscheiben, und zwar in der Regel relativ, d.h. in Prozent. Dafür führen die Übertragungsnetzbetreiber sog. Sensitivitätsuntersuchungen durch, indem im modulierten Netz verschiedene Szenarien simuliert werden. Diese Vorgehensweise entspricht den Handlungsempfehlungen bei der Vornahme von Anpassungsmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG im Leitfaden des BDEW und VKU („Praxis-Leitfaden für unterstützende Maßnahmen von Stromnetzbetreibern“ vom 12.12.2012, S. 16, 27). Auch der Gesetzentwurf der Bundesregierung zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich und zur Änderung damit zusammenhängender Vorschriften (BR-Drs. 10/08 vom 04.01.2008) ging im Rahmen des Eispeisemanagements nach § 11 EEG bereits von der Durchführung einer Sensitivitätsanalyse aus. Dabei darf der Netzbetreiber die Wechselwirkung zwischen einer Einspeisungsänderung an einem Netzknoten und dem Leistungsfluss über ein Netzbetriebsmittel vereinfacht als einen linearen Zusammenhang, den so genannten Sensitivitätsfaktor, beschreiben. Für das gesamte Netz ergibt sich somit eine Sensitivitätsmatrix, die den Zusammenhang abbildet, wie stark die an einem bestimmten Netzknoten eingespeiste Leistung die Leistungsflüsse über die verschiedenen Netzleitungen beeinflusst. Damit kann der Netzbetreiber ermitteln, welche Anlage in ihrer Einspeiseleistung beschränkt werden muss, um einen bestehendenNetzengpass zu beheben (vgl. BR-Drs. 10/08, Seite 107). Es handelt sich um eine anerkannte Methode, die netzstützende Wirkung zu berechnen. Der sich danach ergebende Wert kann sodann in den Quotienten eingestellt werden. Vor diesem Hintergrund kann keine Rede davon sein, dass die Übertragungsnetzbetreiber mangels Vorgaben zur Bemessung der netzstützenden Wirkung die Kriterien aufstellen, anhand derer die Einsatzreihenfolge zu bestimmen ist. Die Übertragungsnetzbetreiber berechnen lediglich die netzstützende Wirkung nach einer anerkannten Methode. Die Reihenfolge der anzuweisenden Anlagen ergibt sich jedoch zwingend aus der Vorgabe in Tenorziffer 4, nämlich aus dem Quotienten von netzstützender Wirkung und Vergütung.
161Dass die netzstützende Wirkung von der jeweiligen Netzschaltung abhängig ist, wie teilweise geltend gemacht wird, steht ihrer Bestimmtheit nicht entgegen. Die Merit Order wird bei einem drohenden oder bestehenden Engpass erstellt. Dieser wird aber auf der Grundlage der aktuellen Netzschaltung prognostiziert, so dass auch die netzstützende Wirkung entsprechend der aktuellen Netzschaltung berechnet wird. Vor diesem Hintergrund kann es auch im Falle des sogenannten getrennten Zwei-Sammelschienen-Betriebs nicht dazu kommen, dass der Redispatch in einem Teil der Netzgruppe wirkt, in dem gerade kein Engpass besteht.
162Die netzstützende Wirkung der Erzeugungsanlage ist nach der Festlegung abstrakt,
163d.h. unabhängig von der freien Leistungsscheibe einer Anlage zu bestimmen. Eine konkrete Betrachtungsweise, wie sie die Betroffene favorisiert, scheidet schon deshalb aus, weil die Meldepflichten bezüglich der freien Leistungsscheiben nach Tenorziffer 8 Satz 4 der Festlegung lediglich netzknotenbezogen erfolgen, die Merit Order jedoch anlagenscharf aufgestellt wird.
164Dass der Übertragungsnetzbetreiber wegen der nur netzknotenbezogenen Meldung freier Leistungsscheiben nicht weiß, ob er eine bestimmte Anlage überhaupt in die Merit Order aufnehmen kann, steht der Berechnung der netzstützenden Wirkung einer Anlage sowie der Merit Order auch nicht entgegen. Die Festlegung enthält keine Vorgabe dahingehend, dass die netzstützende Wirkung anhand der freien Leistungspotentiale zu berechnen ist. Vielmehr wird diese – wie ausgeführt - unabhängig von den freien Leistungsscheiben anhand von Sensitivitätsuntersuchungen ermittelt. Die freien Leistungsscheiben – nach Tenorziffer 8 Satz 4 der Festlegung bezogen auf den Netzknoten - sind erst im Rahmen der Anweisung zu berücksichtigen. Für die Aufstellung der Merit Order spielen sie keine Rolle.
1652.2.2. Merit Order für spannungsbedingten Redispatch
166Es ist auch nicht zu beanstanden, dass Tenorziffer 4 für strombedingte und spannungsbedingte Redispatch-Maßnahmen nicht die Bildung unterschiedlicher Merit Order vorsieht. Die Bundesnetzagentur hat den Unterschied zwischen einem spannungsbedingten und einem strombedingten Redispatch gesehen und dementsprechend die netzstützende Wirkung für beide gesondert definiert (vgl. S. 44 der Begründung). Sie hat ferner ausdrücklich die Bildung einer Merit Order im Falle von Spannungsproblemen angeordnet und der Forderung der Übertragungsnetzbetreiber und einiger Anlagenbetreiber, die Merit Order auf strombedingte Überlastungen zu beschränken, eine Absage erteilt (S. 46f. der Begründung). Dementsprechend werden für strombedingte und spannungsbedingte Redispatch-Maßnahmen jeweils unterschiedliche Merit Order gebildet. Dies folgt daraus, dass die netzstützende Wirkung je nachdem, ob ein strom- oder spannungsbedingter Engpass besteht, unterschiedlich ist. Die Merit Order wird nicht abstrakt, sondern immer bezogen auf das konkret zu behebende Netzproblem (Strom- oder Spannungsgrenzwertverletzung) sowie unter Berücksichtigung von dessen Lokalität im Übertragungsnetz vorgenommen.
167Die Wirkleistungseinspeisung ist für eine Änderung der Spannung auch nicht irrelevant. Richtig ist zwar, dass die Spannung letztlich durch die Blindleistungseinspeisung beeinflusst wird. Insoweit ist jedoch zu unterscheiden zwischen der Einspeisung von Blindleistung ohne Änderung der Wirkleistung und mit Änderung der Wirkleistung. Die Festlegung umfasst nur die Wirkleistungsanpassung zur Ermöglichung der Blindleistungseinspeisung (vgl. S. 11 der Festlegung). Um Blindleistung in der benötigten Menge einspeisen zu können, kann es erforderlich sein, dass ein Kraftwerk, seine Wirkleistungseinspeisung reduziert oder umgekehrt wenigstens auf Mindestlast hochfährt. Die Übertragungsnetzbetreiber haben daher zu prognostizieren, welche Wirkleistungsanpassung einzelner Kraftwerke für die zur Beseitigung oder Verhinderung einer Spannungsgrenzwertverletzung erforderliche Blindleistungsmenge im Netz erforderlich ist.
168Es bestehen auch keine Unklarheiten über Zeitpunkt und Häufigkeit der Bildung der Merit Order. Diese ist für jeden Netzengpass individuell und jeweils neu aufzustellen. Dies folgt schon daraus, dass die für die Aufstellung der Merit Order maßgebliche netzstützende Wirkung wegen ihrer Abhängigkeit von der Entfernung der Anlage zum Engpass immer nur für das konkret bedrohte Netzelement ermittelt wird. Insoweit bestehen auch keine Probleme, einen Wechsel zwischen den unterschiedlichen Vergütungsregelungen bei der Bildung der Merit Order zu berücksichtigen.
1692.2.3. unbestimmte Rechtsbegriffe
170Die Verwendung der unbestimmten Rechtsbegriffe „sicherer Betriebszustand“ in Tenorziffer 4 Satz 4 und „netztechnische Notwendigkeit“ in Tenorziffer 4 Satz 5 der Festlegung sind hinreichend bestimmbar. Die Rügen einiger Kraftwerksbetreiber gehen fehl. Aufgrund der Tatsache, dass Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1a EnWG sowie Tenorziffer 1 der Festlegung nur im Falle von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone aufgrund strombedingter Überlastungen oder Spannungsgrenzwertverletzungen zulässig sind, sichern Tenorziffer 4 Satz 4 und 5 der Festlegung – zugunsten der Anlagenbetreiber -, dass der Umfang und die Dauer der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung nur zur Erreichung des mit der Redispatch-Maßnahme verfolgten Zwecks – Beseitigung des Engpasses bzw. der Spannungsgrenzwertverletzung – erfolgen darf. Ein sicherer Betriebszustand ist demnach erreicht, sobald die strombedingte oder spannungsbedingte Gefährdung oder Störung beseitigt ist. Ob dies der Fall ist, ergibt sich aus den in Tenorziffer 1 erwähnten Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse der Übertragungsnetzbetreiber. Im Falle der strombedingten Überlastung wird – nach einhelliger Meinung sämtlicher Akteure - auf das n-1-Kriterium abgestellt. Liegt keine strombedingte Überlastung von Betriebsmitteln oder die Verletzung betrieblich zulässiger Spannungsbänder mehr vor, entfällt dementsprechend auch die „netztechnische Notwendigkeit“ für die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung.
1712.2.4. Widerspruch zwischen Tenorziffern 3 und 4
172Dass die Anweisung zur Wirkleistungsanpassung nach Tenorziffer 3 bezogen auf den Netzknoten, an dem eine Gesamtheit von Anlagen eines Betreibers angeschlossen ist, erfolgt, während die Reihenfolge der Heranziehung der Anlagen nach Tenorziffer 4 anlagenscharf bestimmt wird, führt nicht zur Widersprüchlichkeit der Regelungen. Die netzbezogene Anweisung nach Tenorziffer 3 soll nur das Wahlrecht der Anlagenbetreiber sichern, verpflichtet ist aber letztlich nur die sich aus der Merit Order ergebende Anlage. Dass die Merit Order anlagenscharf zu bilden ist, ergibt sich schon daraus, dass im Rahmen des zu bildenden Quotienten auf die Vergütung abgestellt wird. Es würde wenig Sinn machen, die Vergütung netzknotenbezogen zu ermitteln, da diese anlagenspezifisch sehr unterschiedlich sein kann und die Merit Order mit der Einbeziehung der Vergütung gerade den Zweck verfolgt, die Maßnahmen zur Wirkleistungsanpassung möglichst kosteneffizient durchzuführen. Auch die Regelung in Tenorziffer 3 Satz 3 wäre überflüssig, wenn die Merit Order nicht anlagenscharf, sondern netzknotenbezogen ermittelt würde. Unklarheiten bezüglich der verpflichteten Anlage ergeben sich demnach grundsätzlich nicht.
173Dasselbe gilt für die Frage, auf welche Anlage für die Vergütung abzustellen ist. Entgegen der Auffassung der Betroffenen ist der Übertragungsnetzbetreiber trotz seiner Unkenntnis darüber, welche der an demselben Netzknoten angeschlossenen Anlagen der Betreiber für die Wirkleistungsanpassung heranzieht, in der Lage, den Quotienten aus netzstützender Wirkung einerseits und der für die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zu entrichtenden Vergütung andererseits nach Tenorziffer 4 S. 2 der Festlegung zu bestimmen. Denn die Merit Order wird unabhängig davon, welche Anlage eines Betreibers später die Wirkleistungsanpassung vornimmt, anlagenscharf bestimmt, d.h. für jede einzelne Anlage wird deren netzstützende Wirkung und die für deren Heranziehung zu zahlende Vergütung ermittelt und anschließend eine Reihung vorgenommen. Auch insoweit bestehen keine Unklarheiten. Selbst wenn tatsächlich eine andere Anlage die Wirkleistungsanpassung durchführt, wird die Anlage bzw. der Netzknoten angewiesen, an dem sich die aus der Merit Order ergebende günstigste Anlage liegt. Wie im Senatstermin bestätigt worden ist, erhält der Anlagenbetreiber aber die Vergütung für die Anlage, die die Redispatch-Maßnahme tatsächlich ausführt. Soweit die Betroffene darin einen Verstoß gegen das Wirtschaftlichkeitsprinzip nach § 1 Abs. 1 EnWG sieht, ist schon nicht ersichtlich, inwieweit sie dadurch beschwert sein soll. Dasselbe gilt für die Rüge der Betroffenen sowie weiterer Kraftwerksbetreiber, wonach durch die netzknotenbezogene Anweisung und das damit verbundene Wahlrecht des Anlagenbetreibers die festgelegte Einsatzreihenfolge konterkariert werde.
174Soweit die Betroffene und weitere Kraftwerksbetreiber geltend gemacht haben, die Festlegung sei unbestimmt, weil sie nicht sicherstelle, dass die Inanspruchnahme nur im Rahmen der freien Leistungsscheiben der verpflichteten Anlage erfolge, kann dem nicht gefolgt werden. Dass die Wirkleistungsanpassung auch über die freien Leistungspotentiale der „Platz 1-Anlage“ hinaus erfolgen kann, solange an demselben Netzknoten noch freie Leistungsscheiben anderer Anlagen des Betreibers zur Verfügung stehen, beruht nicht auf der – nur das Wahlrecht des Anlagenbetreibers sichernden – netzknotenbezogenen Anweisung, sondern ist – von der Festlegung ganz bewusst beabsichtigte – Folge der nur netzknotenbezogenen Meldung freier Leistungsscheiben nach Tenorziffer 8, die die Anlagenbetreiber in geringerem Maße belastet als die anlagenscharfe Meldung. Ein Verstoß der Merit Order gegen den Bestimmheitsgrundsatz folgt daraus nicht.
1752.2.5. Vergütung
176Die Bildung der Merit Order nach Ziffer 4 ist auch nicht wegen der Einbeziehung der zu entrichtenden Vergütung unklar.
1772.2.5.1. gesonderte Vergütungsfestlegung
178Dass die Vergütung nicht in der Festlegung der Beschlusskammer 6, sondern in der der Beschlusskammer 8 geregelt ist, führt für sich gesehen weder zur Rechtswidrigkeit der Festlegung im Allgemeinen noch der Merit Order im Besonderen. Die Methodik zur Bestimmung der Einsatzreihenfolge ist in der hier streitgegenständlichen Festlegung geregelt. Die im Rahmen des Quotienten aus netzstützender Wirkung und Vergütung zu berücksichtigende Vergütung ist nach den Vorgaben der Festlegung der Beschlusskammer 8 zu bestimmen.
1792.2.5.2. fehlende Datengrundlage
180Der Einwand der Betroffenen und weiterer Kraftwerksbetreiber, die Vergütung sei nicht schon im Voraus bei Erstellung der Merit Order bestimmbar, da dem Übertragungsnetzbetreiber die dazu erforderliche Datengrundlage fehle, greift ebenfalls nicht durch.
181Sowohl für den individuellen Aufwandsersatz nach Tenorziffer 2 der Vergütungsfestlegung als auch für die Bagatellvergütung nach Tenorziffer 3 der Vergütungsfestlegung sind historische Werte heranzuziehen, die dem Übertragungsnetzbetreiber zu melden sind. Die von manchen Anlagenbetreibern aufgeworfene Problematik der täglichen Aktualisierung der Preise stellt sich daher nicht. Da es nicht auf die mit der Redispatch-Maßnahme verbundenen aktuellen Kosten ankommt, steht die für die Bestimmung der Vergütung im Rahmen der Merit Order erforderliche Datengrundlage grundsätzlich im Voraus zur Verfügung. Für den individuellen Aufwandsersatz nach Tenorziffer 2 der Vergütungsfestlegung sind die Anschaffungswerte des letzten Quartals maßgeblich. Diese sind nach Tenorziffer 7a der Vergütungsfestlegung vom Anlagenbetreiber auf Verlangen des Übertragungsnetzbetreibers zu belegen und nachzuweisen. Um die Merit Order erstellen zu können, wird der Übertragungsnetzbetreiber die Daten daher jeweils rechtzeitig zum Abschluss eines Quartals anfordern. Für die Bagatellvergütung sind die Börsenpreise des vorherigen Kalendermonats maßgeblich. Diese Daten sind nach Tenorziffer 7b der Vergütungsfestlegung laufend monatlich zu übermitteln und zu aktualisieren. Ausweislich der Begründung der Festlegung sind diese Werte jeweils einmal monatlich zu melden (vgl. S. 16, 18 der Festlegung). Der genaue Zeitpunkt für die Meldung ist in der Festlegung zwar nicht genannt, aus der Verpflichtung diese „laufend“ zu übermitteln und zu aktualisieren, ergibt sich jedoch, dass diese unverzüglich nach Ablauf des Betrachtungszeitraums zu erfolgen hat. Die darüber hinaus zu vergütenden zusätzlichen Aufwendungen für An- oder Abfahrvorgänge bestimmen sich – entsprechend der Erläuterungen in Ziffer 5.1.3.1. der Vergütungsfestlegung - ebenfalls nach den in der Finanzbuchhaltung des Vorquartals ausgewiesenen Werten, die auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers nach Tenorziffer 7 a) der Festlegung mitzuteilen sind. Angesichts der klaren Regelungen in Tenorziffer 7 der Vergütungsfestlegung kann eine (vorherige) Mitteilungsverpflichtung der Anlagenbetreiber nicht ernsthaft in Zweifel gezogen werden.
182Allerdings ist davon auszugehen, dass die Daten des Vorquartals sowie die des Vormonats in der Regel nicht schon am ersten Tag der Folgeperiode vorliegen werden. Das Problem der Datenlücken stellt sich nur für einen kurzen Zeitraum, der darüber hinaus nicht zwingend relevant sein muss, da die Merit Order nur im konkreten Engpassfall aufgestellt wird. Für die Bagatellvergütung sieht Tenorziffer 4 im Übrigen ausdrücklich eine Ausnahmeregelung vor, wenn die Bagatellregelung nicht zu sachgerechten Ergebnissen führen kann. Beispielhaft ist in der Begründung (S. 20) aufgeführt, dass dem Übertragungsnetzbetreiber keine belastbaren Daten des letzten Kalendermonats vorliegen und er nicht in der Lage ist, die Grenzkosten zu schätzen. In einem solchen Fall ist ein individueller Aufwandsersatz gemäß Ziffer 2 vorzunehmen, bei dem es auf die Anschaffungswerte des Vorquartals ankommt. Damit reduziert sich das Problem des Vorliegens einer kurzfristigen Datenlücke auf Zeiten des Quartalsbeginns. Solche Datenlücken zu Beginn des Betrachtungszeitraums sind jedoch nicht zu vermeiden, wenn man nicht – den Interessen der Anlagenbetreiber zuwider - generell auf zeitlich noch weiter zurückliegende Daten abstellen möchte.
183Soweit noch keine belastbare Datenbasis vorliegt, muss der Übertragungsnetzbetreiber zur Erstellung der Merit Order die Vergütung daher schätzen. Davon geht auch die Vergütungsfestlegung auf Seite 20 aus. Die Übertragungsnetzbetreiberin X. hat in der mündlichen Verhandlung unwidersprochen vorgetragen, dass sie die Kosten jeder Anlage kennt. Damit erscheint eine Schätzung jedenfalls grundsätzlich möglich. Notfalls muss der Übertragungsnetzbetreiber kurzfristig auf ältere Daten zurückgreifen. Ein willkürliches Vorgehen ist dadurch nicht zu besorgen. Insofern ist zu beachten, dass die Schätzung nur auf die Erstellung der Merit Order beschränkt ist, die Vergütung wird jedoch nach den tatsächlichen Kosten der Anlage gezahlt, so dass eine Beschwer der Anlagenbetreiber nicht gegeben ist. Nach § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG steht dem Anlagenbetreiber für die Wirkleistungsanpassung eine angemessene Vergütung zu. Soweit die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 demgegenüber nur einen Aufwandsersatz vorsieht, ist diese rechtswidrig und ist – mit Beschlüssen vom heutigen Tag in den Beschwerdeverfahren gegen die Festlegung der Beschlusskammer 8, auf die verwiesen wird - aufzuheben.
1842.2.5.3. Vergütungsvarianten
185Auch die weiteren von den Anlagenbetreibern geäußerten Bedenken gegen die Bestimmbarkeit der konkret zu zahlenden Vergütung führen nicht zur Unbestimmtheit der Regelung in Tenorziffer 4. Mit der Einbeziehung der Vergütung, die auf den ausdrücklichen Wunsch der Anlagenbetreiber zurückzuführen ist, soll nicht nur die für die Beseitigung des Engpasses oder der Spannungsgrenzwertverletzung erforderliche netzphysikalische Wirkung der Wirkleistungsanpassung berücksichtigt werden, sondern auch die Kosteneffizienz der Maßnahme. Dabei geht es aber nicht darum, die Wirklichkeit 1:1 wiederzugeben, vielmehr stellt die Merit Order lediglich eine Methodik zur bestmöglichen Reihung der einzelnen im Engpassfall in Betracht kommenden Anlagen dar. Verzerrungen lassen sich dabei jedoch nicht gänzlich ausschließen. Auch die Anlagenbetreiber haben auf ausdrückliche Nachfrage des Senats im Termin nichts dazu vorgetragen, wie man die Reihenfolge sinnvoller oder einfacher gestalten könnte. Ausreichend ist daher, dass die Vergütung – notfalls im Wege der Schätzung – jedenfalls ungefähr im Voraus bestimmbar ist. Dies ist jedoch der Fall.
186So ist nicht unklar, welche der drei Vergütungsvarianten der Festlegung der Beschlusskammer 8 der Übertragungsnetzbetreiber wählen wird. Die Vergütungsfestlegung sieht zwar verschiedene Abrechnungsalternativen vor, nämlich den individuellen Aufwendungsersatz nach Ziffer 2, die pauschale Vergütung nach der Bagatellregelung in Ziffer 3 oder die zusätzliche Vergütung eines Leistungsanteils nach Ziffer 5. Diese Varianten knüpfen jeweils an den Umfang der aktuellen Redispatch-Menge im Verhältnis zur Vorjahresmenge an. Dass die Vergütung damit jeweils von dem Ausmaß der Heranziehung eines Kraftwerksbetreibers zu Redispatch-Maßnahmen abhängig ist, steht der Bildung der Merit Order ebenfalls nicht entgegen.
187Grundsätzlich ist bis zur Bagatellgrenze von 0,9 % der Einspeisemengen des Vorjahres einer Erzeugungsanlage eine pauschale Vergütung nach Tenorziffer 3 der Vergütungsfestlegung zu zahlen. Bei Überschreiten dieser Grenze ist für die weiteren Redispatch-Mengen ein individueller Aufwandsersatz nach Tenorziffer 2 zu leisten. Die Daten liegen dem Übertragungsnetzbetreiber vor. Er ist daher in der Lage, bei Aufstellung der Merit Order zu erkennen oder zumindest abschätzen zu können, ob und wann mit einer aktuellen Wirkleistungsanpassung die Grenzwerte überschritten werden. Die zur Bestimmung der Höhe der Vergütung erforderlichen historischen Daten liegen ihm aufgrund der Meldungen der Anlagenbetreiber ebenfalls vor oder können zumindest von ihm geschätzt werden. Nur in Ausnahmefällen ist anstelle der pauschalen Vergütung nach Tenorziffer 3 auch für Mengen unterhalb der 0,9 % Grenze ein individueller Aufwandsersatz zu zahlen, Tenorziffer 4 der Vergütungsfestlegung. In der Begründung wird auf S. 19 beispielhaft aufgeführt, welche Situationen ein Abweichen ausnahmsweise zulassen. Die dort genannten Ausnahmesituationen lassen sich für den Übertragungsnetzbetreiber schon bei Aufstellung der für jeden Engpassfall erstellten Merit Order absehen. Das gilt auch für den Fall, dass die Erzeugungsanlage im Kalendermonat vor der Redispatch-Maßnahme nicht im Normalbetrieb eingespeist hat und der Übertragungsnetzbetreiber die angemessene Vergütung nach Tenorziffer 3d) anhand vergleichbarer Erzeugungsanlagedaten der letzten 12 Vormonate abzuleiten hat. Ob die Regelung ihrerseits unbestimmt ist, wie die Betroffene geltend macht, kann dahinstehen, da dies keinen Einfluss auf die Bestimmbarkeit der Merit Order hat. Unzureichende Vorgaben zur Bestimmung vergleichbarer Erzeugungsanlagedaten stellen allenfalls die Belastbarkeit der herangezogenen Daten in Frage. Der Erstellung der Merit Order als solcher steht die Berücksichtigung solcher Daten im Quotienten netzstützende Wirkung/Vergütung hingegen nicht entgegen. Selbst wenn dem Übertragungsnetzbetreiber ein Vergleich gänzlich unmöglich sein sollte, führt dies lediglich dazu, dass er die Bagatellvergütung für im Kalendervormonat nicht im Normalbetrieb einspeisende Anlagen nicht ermitteln und statt dessen in Anwendung von Tenorziffer 4 der Vergütungsfestlegung den individuellen Aufwandsersatz gemäß Tenorziffer 2 zu leisten und der Merit Order zugrunde zu legen hat.
188Bei Redispatch-Mengen, die mehr als 10 % der Einspeisemengen des Vorjahres ausmachen, kann der Übertragungsnetzbetreiber nach Tenorziffer 5 zusätzlich in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur einen Leistungsanteil vergüten. Auch dieser ist damit grundsätzlich bestimmbar. Nur soweit ein solcher Abstimmungsprozess nicht rechtzeitig bis zur Erreichung der 10 %-Grenze stattgefunden hat, kann das Leistungsentgelt bei Aufstellung der Merit Order möglicherweise vorübergehend nicht berücksichtigt werden. Da es sich nur um einen zusätzlichen Vergütungsanteil handelt, bleibt die grundsätzlich zu zahlende Basisvergütung aber weiterhin bestimmbar und kann in die Merit Order eingestellt werden. Dass die Merit Order die Vergütung in diesem Fall nicht vollständig abbildet, mag zwar im Einzelfall zu einer unrichtigen Reihung führen. Da die Anlagenbetreiber jedoch für die Wirkleistungsanpassung die tatsächlich angefallene Vergütung vom Übertragungsnetzbetreiber erhalten, sind sie dadurch nicht beschwert.
1892.2.5.4. Übergangsfrist in Tenorziffer 9 der Vergütungsfestlegung
190Soweit die Betroffene gerügt hat, Tenorziffer 4 der hier streitgegenständlichen Festlegung und Tenorziffer 9 der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 seien widersprüchlich, bedarf es nach Ablauf der Übergangsfrist zum 31.12.2013 dazu keiner Entscheidung mehr.
1912.2.5.5. Vertrag
192Der ex-ante-Bestimmung der Vergütung und damit der Merit Order steht auch nicht das Erfordernis eines vorherigen Vertragsschlusses nach Tenorziffer 1 der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 entgegen. Zwar gibt die Vergütungsfestlegung in Tenorziffer 1 vor, dass bei Verträgen über strombedingte Anpassungen der Wirkleistungseinspeisungen i.S.d. § 13 Abs. 1a EnWG nach Maßgabe der Festlegung BK6-11-098 eine Vergütungsregelung zu vereinbaren ist, die den festgelegten Kriterien für die Bestimmung einer angemessenen Vergütung entspricht. § 13 Abs. 1a EnWG verpflichtet Anlagenbetreiber jedoch kraft Gesetzes zur Mitwirkung an einer Redispatch-Maßnahme. Dementsprechend setzt auch die Festlegung der Beschlusskammer 6 keinen Vertragsschluss voraus. Auch für die Vergütung ist ein Vertragsschluss nicht erforderlich. Die Festlegung der Beschlusskammer 8 gilt sowohl für freiwillige auf vertraglicher Basis erbrachte als auch nach § 13 Abs. 1a EnWG kraft gesetzlicher Verpflichtung erbrachte Redispatch-Leistungen. Dies ergibt sich schon aus der Bezugnahme in Tenorziffer 1 der Vergütungsfestlegung auf § 13 Abs. 1a EnWG. Ferner wird in der Begründung des Aufgreifermessens in der Festlegung der Beschlusskammer 8 ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die gesetzliche Verpflichtung nach § 13a Abs. 1 EnWG einer konkretisierenden Ausgestaltung im Hinblick auf die Vergütungshöhe bedarf, um eine diskriminierungsfreie, sich an sachlichen Kriterien orientierende Vergütung von Redispatch-Maßnahmen und spannungsbedingten Eingriffen zu ermöglichen.
1932.2.5.6. Unmöglichkeit
194Da die Vergütung bestimmbar ist, liegt im Hinblick auf die Aufstellung der Einsatzreihenfolge auch kein Fall der tatsächlichen Unmöglichkeit vor. Die streitgegenständliche Festlegung ist daher nicht gemäß § 44 Abs. 2 Nr. 4 VwVfG nichtig.
195Etwas anderes ergibt sich auch nicht daraus, dass die gegen die Vergütungsfestlegung eingelegten Beschwerden Erfolg haben und der Senat die Festlegung mit Beschlüssen vom heutigen Tag aufhebt. Damit entfallen zwar die Vorgaben zur Bestimmung der Vergütung vorübergehend bis zur Festlegung einer etwaigen neuen Vergütungsfestlegung. Der Vergütungsanspruch der Anlagenbetreiber ergibt sich allerdings schon unmittelbar aus dem Gesetz aus § 13 Abs. 1a EnWG, wonach Redispatch-Maßnahmen nur gegen angemessene Vergütung durchzuführen sind. Da die Bestimmung der angemessenen Vergütung – unabhängig vom Schicksal der Festlegung der Beschlusskammer 8 – aber grundsätzlich möglich ist, liegt keine tatsächliche Unmöglichkeit vor, die gemäß § 44 Abs. 1 Nr. 4 VwGO zur Nichtigkeit der hier streitgegenständlichen Festlegung führen würde.
1962.3. Tenorziffer 8
197Die Regelungen der Festlegung zu den Meldepflichten der Anlagen sind ebenfalls hinreichend bestimmt. Die von der Betroffenen gegen Tenorziffer 8 Satz 2, 3 und 5 der Festlegung erhobenen Einwände haben keinen Erfolg.
1982.3.1. Verbindlichkeit
199Es ist nicht unklar, ob die Meldungen der freien Leistungsscheiben – Ausgangsmeldung und Aktualisierungsmeldung – nach Tenorziffer 8 S. 2 und 3 für den Anlagenbetreiber und den Übertragungsnetzbetreiber verbindlich sind oder ob Beschränkungen von Anlagenbetreibern auch noch gegen eine vom Übertragungsnetzbetreiber ausgesprochene Anweisung einer Redispatch-Maßnahme vorgebracht werden können. Nach der Begründung der Festlegung (S.55ff) soll die Meldung freier Leistungsscheiben die zielgerichtete und verzögerungsfreie Durchführung von Eingriffen sicherstellen, indem der Übertragungsnetzbetreiber im Falle eines drohenden und bestehenden Engpassfalls unverzüglich die notwendigen Maßnahmen einleiten kann. Dazu ist er auf die Information angewiesen, welche der sich aus der Merit Order ergebenden Anlagen bzw. nach den Regelungen der Festlegung in Tenorziffer 8 Satz 4, welcher Netzknoten überhaupt in welchem Umfang eine Wirkleistungsanpassung durchführen kann. Denn nur auf der Grundlage dieser Informationen ist er in der Lage, die erforderlichen Anweisungen an die Anlagenbetreiber zu richten. Vor diesem Hintergrund sind Meldungen über freie Leistungsscheiben unverzüglich zu aktualisieren, wenn sich dazu ein Anlass ergibt. Der Übertragungsnetzbetreiber soll damit immer auf den aktuellen Stand gebracht werden. Dies setzt zwingend voraus, dass die gemeldeten Daten grundsätzlich richtig und auch verbindlich sind. Die Aktualisierungspflicht stellt die Verbindlichkeit nicht in Frage. Sie ist dem Umstand geschuldet, dass eine Meldung durch neu eintretende Umstände, die nach den Regelungen der Festlegung exogen oder anlagentechnisch bedingt sind und die auf den Umfang der freien Leistungsscheiben Einfluss haben, überholt werden kann. Die Aktualisierungsmeldung ist vom Übertragungsnetzbetreiber jederzeit zu beachten, auch wenn er eine Redispatch-Anweisung bereits ausgesprochen hat. Denn der Anlagenbetreiber kann nicht zu einer Wirkleistungsanpassung verpflichtet werden, die ihm tatsächlich nicht möglich ist. Dies ist selbstverständlich und bedarf keiner ausdrücklichen Erwähnung in der Festlegung.
2002.3.2. Art der Restriktionen
201Auch die Regelung über die Restriktionen für die Inanspruchnahme in Tenorziffer 8 Satz 5 der Festlegung ist hinreichend bestimmt. Soweit die Betroffene einwendet, es bleibe offen, welche technischen Parameter und Restriktionen gemeint seien, insbesondere ob nur die z.B. in Tenorziffer 3 S. 6, kann dem nicht gefolgt werden. Tenorziffer 8 Satz 5 regelt die Meldepflichten. Die zu meldenden, für die Wirkleistungsanpassung beachtlichen technischen Parameter und Restriktionen einer Anlage werden hingegen in anderen Regelungen der Festlegung genannt. So nimmt Tenorziffer 3 Satz 5 auf die technischen Möglichkeiten der Anlage Bezug. Was darunter zu verstehen ist, ergibt sich aus der Begründung der Festlegung (S.41). Dort konkretisiert die Bundesnetzagentur den Begriff beispielhaft dahingehend, dass darunter die einzuhaltenden Mindeststillstandzeiten, Mindestbetriebszeiten, An- und Abfahrzeiten oder maximale Laständerungsgradienten zu verstehen sind. Ferner fallen unter den Begriff die Möglichkeit der Herunterregelung der Kraftwerke von der Mindestlast auf 0 MW und technisch bedingte längere An- und Abfahrrampen. Die Berücksichtigung dieser Umstände entspricht der Forderung der Anlagenbetreiber im Verwaltungsverfahren (vgl. S. 19 der Festlegung). Weitere Restriktionen ergeben sich aus Tenorziffer 3 Satz 6 der Festlegung, nämlich solche aufgrund gesetzlicher oder behördlicher Vorgaben sowie infolge verfahrensbedingter Umstände im Hinblick auf an die Stromproduktion gekoppelte industrielle Produktionsprozesse. Auch hier nennt die Bundesnetzagentur in der Begründung beispielhaft die Verpflichtung von Müllverbrennungsanlagen oder Hüttengaskraftwerken zur Verfeuerung der anfallenden Brennstoffe Müll bzw. Hüttengas, die eine Regelbarkeit der Leistungsscheiben nicht zulassen, den limitierten Kühlwassereintrag in Gewässer, behördliche Auflagen bei Laufwasserkraftwerken sowie die unzureichende Brennstoffversorgung bei Gaskraftwerken (S. 20, 42). Im Verwaltungsverfahren ist ferner auf die Einhaltung von Emissionsgrenzwerten, Restriktionen in der Kühlwasserversorgung sowie Betriebsstundenbegrenzungen für Gasturbinen hingewiesen worden (SW E. Bl. 634 VV, K. Bl. 869 VV, W. AG, Bl.801 VV). Schließlich nimmt Tenorziffer 10 Leistungsscheiben von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie, die zur Erbringung von Regelenergie und zur Besicherung vorgehalten werden, aus.
202Wirtschaftliche Restriktionen sind in Tenorziffern 3, 8 und 10 hingegen nicht genannt. Sie fallen daher nicht unter die Befreiung und sind demnach auch nicht zu melden. Dasselbe gilt für vertragsrechtliche Grenzen, sofern diese keine technischen Auswirkungen auf die Anlage selbst und damit auf deren Einsatzfähigkeit haben. Unklarheiten bestehen diesbezüglich nicht. Soweit die Betroffene auf ihr Heizkraftwerk L. verweist, dessen beiden Gasturbinen-Anlagen aus emissionsschutzrechtlichen Gründen nur für jeweils x Stunden im Jahr für die Abdeckung von Spitzenlasten betrieben werden dürfen, liegt keine wirtschaftliche Restriktion vor, sondern eine solche nach Tenorziffer 3 Satz 6 der Festlegung, die Berücksichtigung findet. Dies gilt nicht erst, wenn die Betriebsstundenbeschränkung überschritten wird, sondern bereits dann, wenn die im öffentlichen Interesse liegende Absicherung des Wärmebedarfs der Bevölkerung im Winterhalbjahr aufgrund des vorherigen Verbrauchs der Betriebsstunden im Rahmen des Redispatch in Frage gestellt wäre. Denn auch insoweit liegt nicht nur eine wirtschaftliche Restriktion vor, sondern geht die fehlende Verfügbarkeit auf die genehmigungsrechtliche Restriktion zurück. Das stellt auch die Bundesnetzagentur nicht in Zweifel. Zwar ist der konkrete Fall in der Festlegung nicht aufgeführt, dies schließt dessen Anerkennung jedoch nicht aus. Die Festlegung nennt nur einige Beispiele, die jedoch ersichtlich nicht abschließend sind. Im Gegenteil verweist die Bundesnetzagentur auf Seite 42 der Festlegung ausdrücklich auf den Umfang der möglichen Ausnahmen und sieht wegen der damit verbundenen Missbrauchsgefahr eine Nachweispflicht auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers als gerechtfertigt an. Dass der für die Betroffene zuständige Übertragungsnetzbetreiber die aus den beschränkten Betriebsstunden resultierende Restriktion im Hinblick auf die Absicherung des Wärmebedarfs der Bevölkerung im Winterhalbjahr nicht anerkennt, ist weder vorgetragen noch ersichtlich. Es ist auch nicht unklar, ab wie vielen verbleibenden Betriebsstunden die Restriktion geltend gemacht werden kann. Aufgrund ihrer Erfahrungswerte kann die Betroffene sowie jeder andere Kraftwerksbetreiber den für die Wärmeversorgung im Winter erforderlichen Umfang der Betriebsstunden ungefähr abschätzen. Bezüglich dieser für die Wärmeversorgung als erforderlich angesehenen Betriebsstunden kann die Restriktion geltend gemacht werden. Vor diesem Hintergrund liegt auch der ebenfalls gerügte Verstoß gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz nicht vor.
2032.3.3. Anlagenscharfe Meldung
204Die Meldungen der technischen Parameter und Restriktionen haben anlagenscharf zu erfolgen. Dies ergibt sich schon daraus, dass derartige Restriktionen anlagenspezifisch sind, wie beispielsweise die begrenzte Betriebsstundenzahl des Heizkraftwerks L. Dass nicht auf den Netzknoten, sondern die einzelne Anlage abzustellen ist, ergibt sich auch aus Tenorziffer 3. So wird in Tenorziffer 3 Satz 5 ausdrücklich auf die „technischen Möglichkeiten der Anlage“ abgestellt. Ferner ergeben sich gesetzliche oder behördliche Vorgaben i.S.v. Tenorziffer 3 Satz 6 nicht für einen Netzknoten, sondern stets für die einzelne Anlage. Auch Regelenergie nach Tenorziffer 10 wird von einer konkreten Anlage und nicht von einem Netzknoten vorgehalten. Lediglich für das Vorhandensein freier Leistungsscheiben wird in Tenorziffer 8 Satz 4 der Festlegung ausdrücklich angeordnet, dass diese netzknotenbezogen zu melden sind.
2053. Verstoß gegen § 13 EnWG
206Ohne Erfolg wird von der Betroffenen geltend gemacht, die Festlegung verstoße wegen der Vorgabe einer Nennleistungsgrenze von 50 MW in Tenorziffer 2 Satz 1 sowie einer Spannungsgrenze von mindestens 110 kV gegen die aktuelle Fassung des § 13 Abs.1a EnWG und sei daher rechtswidrig.
207Zum Zeitpunkt des Erlasses der Festlegung am 30.10.2014 sah § 13 Abs. 1a EnWG eine Nennleistungsgrenze ab 50 MW und die Anbindung der Anlage an ein Elektrizitätsversorgungsnetz mit einer Spannung von mindestens 110 kV vor. Diese Vorgaben hat die Bundesnetzagentur übernommen. Erst mit dem Dritten Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 20.12.2012 hat der Gesetzgeber die Nennwertgrenze mit Wirkung ab dem 28.12.2012 auf 10 MW gesenkt und das Mindesterfordernis der Anbindung an Elektrizitätsversorgungsnetze mit einer Spannung von mindestens 110 kV gestrichen. Dass die Bundesnetzagentur die Festlegung insoweit nicht angepasst hat, stellt keinen Verstoß gegen § 13 Abs. 1a EnWG n.F. dar. Denn der Bundesnetzagentur kommt hinsichtlich der Konkretisierung des Adressatenkreises ein Ermessensspielraum zu. Sie hat diesbezüglich auch bereits neue Ermessenserwägungen angestellt und in der mündlichen Verhandlung eine Änderung der Tenorziffer 2 bezüglich der Nennwert- und Spannungsgrenze angekündigt. Dabei hat sie nachvollziehbar darauf hingewiesen, dass sie zunächst den Verlauf der Redispatch-Verfahren abwarten wolle.
2084. Verstoß gegen § 8 Abs. 1 EEG
209Die Bundesnetzagentur hat den Einspeisevorrang des § 8 Abs.1 EEG (2012), § 11 Abs. 1 EEG (2014) beachtet. EEG-Anlagen sind bereits nicht vom Anwendungsbereich der Festlegung umfasst.
210§§ 8 Abs.1 EEG (2012), 11 Abs. 1 EEG (2014), 4 Abs. 1 Satz 1, 4 Satz 2 KWKG verpflichten die Netzbetreiber zur vorrangigen Abnahme von Strom aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. Die Vorschriften enthalten damit Vorgaben für die Auflösung von Netznutzungskonflikten in Engpasssituationen, indem sie Strom aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung gegenüber Strom aus konventionellen Erzeugungsanlagen im Falle von Netznutzungskonflikten den Vorrang einräumen (BT-Drs. 15/2864 vom 01.04.2004, S. 28; Altrock in: Altrock/Oschmann/Theobald, EEG, 4. Aufl., § 8 RN 19). Vom Vorrangprinzip darf der Netzbetreiber nur abweichen, wenn er dies mit dem Anlagenbetreiber nach § 8 Abs. 3 EEG (2012)/§ 11 Abs. 3 EEG (2014) vereinbart hat oder wenn ein Fall von § 11 EEG (2012)/§ 14 (EEG 2014) vorliegt. Um Unsicherheiten mit den Bestimmungen des EEG und KWKG zu vermeiden, stellt § 13 Abs. 2a Satz 1 EnWG klar, dass das EE-/KWK-Vorrangprinzip bei allen Maßnahmen des kurzfristigen Engpassmanagements nach § 13 Abs. 1 und 2 EnWG gilt (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 72), d.h., Maßnahmen müssen sich stets zunächst auf nicht-vorrangberechtigten Strom beziehen und erst anschließend auf vorrangberechtigten Strom (Altrock in: Altrock/Oschmann/Theobald, EEG, 4. Aufl., § 8 RN 20). § 13 Abs. 2a Satz 2 EnWG klärt in diesem Zusammenhang das Verhältnis zwischen den in Absatz 1 Nummer 2 genannten marktbezogenen Maßnahmen und den vertraglichen Vereinbarungen nach § 8 Abs. 3 EEG (2012)/§ 11 Abs. 3 EEG(2014), wonach ausnahmsweise zur besseren Integration der Anlagen in das Netz von dem Vorrangprinzip abgewichen werden darf. Eine entsprechende spezialgesetzliche Öffnungsklausel besteht für Anlagen nach dem KWKG derzeit nicht (König in: Säcker, BerlKommEnR, a.a.O., § §13 RN 53; Ruge in: Rosin u.a., a.a.O., § 13 RN 54). Um zu verhindern, dass die Ausnahmeregelung für vertragliche Vereinbarungen zu einer Entwertung des Vorrangprinzips an sich führt, schreibt § 13 Abs. 2a Satz 2 EnWG daher vor, dass bei der Auswahl unter den marktbezogenen Maßnahmen vorrangig die Vereinbarungen zur Regelung der nicht privilegierten Anlagen einzusetzen ist. Die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien oder Kraft-Wärme-Kopplung darf also grundsätzlich erst unterbunden werden, wenn keine konventionellen Erzeugungsanlagen mehr in das maßgebliche Stromnetz einspeisen (vgl. auch BNetzA, Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement, Version 1.0, 29.03.2011, S. 6ff). Soweit die Einhaltung der genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann allerdings nach § 13 Abs. 2a Satz 4 EnWG ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt nach § 13 Abs. 2a Satz 5 EnWG insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind (netztechnisch erforderliches Minimum). Ausnahmen nach den Sätzen 4 und 5 sind der Regulierungsbehörde unverzüglich anzuzeigen und die besonderen Gründe nachzuweisen, § 13 Abs. 2a Satz 6 EnWG.
211Mit Blick auf diese Regelungen, die auch ohne ausdrückliche Nennung in der Festlegung Geltung beanspruchen, geht die Bundesnetzagentur zu Recht davon aus, dass EEG-Anlagen sowie KWK-Anlagen, welche aufgrund der Wärmeproduktion bei der Anpassung der Wirkleistungserzeugung Einschränkungen unterworfen sind, schon nicht von § 13 Abs. 1a EnWG und damit auch nicht von der Festlegung erfasst sind. Dies hat sie insbesondere bezüglich der EEG-Anlagen bereits im Verwaltungsverfahren im Eckpunktepapier vom 06.01.2012 (S. 4) verlautbart. Dieses Verständnis kommt auch in der Festlegung (S. 36) zum Ausdruck. Auch wenn sie EEG-Anlagen dort nicht ausdrücklich in Tenorziffer 2 aus dem Anwendungsbereich der Festlegung herausgenommen hat, ergibt sich dies jedoch nach dem objektiven Empfängerhorizont aus der Begründung der Festlegung. Dort hat sie ausgeführt, eine Klarstellung der Teilnahmepflichten von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen sei bereits deswegen erforderlich, da deren Betreiber sich durch den expliziten Hinweis in § 13 Abs. 2a EnWG auf die Einhaltung der Vorrangregelungen für EEG-Anlagen und KWK-Anlagen von der Verpflichtung zur Teilnahme an Maßnahmen zur Wirkleistungsanpassung grundsätzlich ausgeschlossen sehen könnten und klargestellt, dass die Regelung des § 13 Abs. 2a EnWG ihrer Auffassung nach nur für diejenigen elektrischen Leistungsscheiben von KWK-Anlagen einschlägig sei, welche aufgrund der Wärmeproduktion Einschränkungen bei der Anpassung der Wirkleistungserzeugung unterworfen seien (S. 36). Diesem Verständnis entsprechend sind aber konsequenterweise auch die zuvor erwähnten EEG-Anlagen durch § 13 Abs. 2a EnWG vom Anwendungsbereich der Festlegung ausgenommen.
212Dass EEG- und KWK-Anlagen im Hinblick auf § 13 Abs. 2a EnWG dem Anwendungsbereich der Festlegung nicht unterfallen, ist auch folgerichtig. Denn der Netzbetreiber muss im Rahmen von marktbezogenen Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG zunächst die konventionellen Erzeuger nach § 13 Abs. 1 Nr. 2, Abs. 1a EnWG herunterfahren lassen. Gelingt dies nicht, sieht § 13 Abs. 2a EnWG vor, dass einspeiseprivilegierte Anlagen, mit denen zulässigerweise Verträge nach § 8 Abs. 3 EEG (2012)/§ 11 Abs. 3 EEG (2014) abgeschlossen worden sind, abgeschaltet werden müssen (König in: BerlKommEnR, a.a.O., § 13 RN 53; Altrock in: Altrock/Oschmann/Theobald, EEG, 4. Aufl., § 8 RN 78). Grundsätzlich können daher auch EEG-Anlagen in marktbezogene Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG einbezogen werden, jedoch mit der Einschränkung, dass entsprechende Vereinbarungen zwischen den Netzbetreibern und den EEG-Anlagenbetreibern nach den Vorschriften des EEG zulässig ist. § 8 Abs. 3 EEG (2012)/§ 11 Abs. 3 EEG (2014) erlauben entsprechende Vereinbarungen jedoch nur ausnahmsweise, soweit sie der besseren Integration einer EEG-Anlage in das Netz dienen. Vor diesem Hintergrund ist kein Raum für die Annahme, dass EEG-Anlagen auch nach § 13 Abs. 1a EnWG unter Beachtung des Vorrangverhältnisses zur Abregelung verpflichtet sind (a.A. König, Engpassmanagement in der deutschen und europäischen Elektrizitätsversorgung, S. 442f., FN 443). Reichen die Abschaltungen auf vertraglicher Grundlage nicht aus, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Netzes wieder herzustellen oder zu erhalten, muss der Netzbetreiber daher Abschaltungen nach § 13 Abs. 2 EnWG gegenüber konventionellen Erzeugern bzw. solche nach § 11 EEG (2012)/§ 14 EEG (2014) gegenüber privilegierten Anlagen veranlassen (Altrock in: Altrock/Oschmann/Theobald, EEG, 4. Aufl., § 8 RN 78; Schumacher, ZUR 2012, 17, 19, vgl. auch BNetzA, Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement, Version 1.0, Stand 29.03.2011, der für die Abschaltrangfolge nach den neueren Versionen weiterhin Geltung beansprucht). Dies ergibt sich auch aus der Gesetzesbegründung zu § 13 Abs. 1a EnWG, wonach der Zugriff auf Speicheranlagen gerade deswegen eingeräumt wurde, „um nach Ausschöpfung von Maßnahmen nach Absatz 1 bei konventionellen Kraftwerken den Umfang von Einspeisemanagementmaßnahmen nach § 11 EEG zu minimieren“.
2135. Verstoß gegen § 4 KWKG
214Der Einwand der Betroffenen, die Einsatzreihenfolge nach Tenorziffer 4 der Redispatch-Festlegung berücksichtige den Einspeisevorrang von KWK-Anlagen nicht und verstoße daher gegen § 13 Abs. 2 EnWG i.V.m. § 4 Abs. 1 KWKG 2002, hat keinen Erfolg.
215Wie bereits unter 4. ausgeführt, sind Netzbetreiber gemäß § 4 Abs. 1 Satz 1 KWKG verpflichtet, den in KWK-Anlagen erzeugten KWK-Strom vorrangig vor nicht-vorrangberechtigtem Strom einzuspeisen. Dementsprechend dürfen Wirkleistungsreduzierungen hinsichtlich KWK-Stroms erst nach Abschaltung konventioneller Anlagen erfolgen. Dies wird auch in § 13 Abs. 2a EnWG klarstellend festgehalten. KWK-Strom wird definiert in § 3 Abs. 4 Satz 1 KWKG als das Produkt aus Nutzwärme und Stromkennzahl. Nutzwärme ist nach § 3 Abs. 6 KWKG die aus dem KWK-Prozess ausgekoppelte Wärme, die außerhalb der KWK-Anlage verwendet wird. Die Stromkennzahl ist nach § 3 Abs. 7 KWKG das Verhältnis von KWK-Nettostromerzeugung zur KWK-Nutzwärmerzeugung in einem bestimmten Zeitraum. KWK-Nettostromerzeugung wird in § 3 KWK nicht definiert. Es handelt sich hierbei jedoch um die physikalisch unmittelbar mit der Wärmeerzeugung gekoppelte Teilmenge der Nettostromerzeugung (Jacobshagen/Kachel in: Danner/Theobald, Energierecht, 81. Erg.lief. 2014, § 3 KWKG RN 24). Die Stromkennzahl dient der Berechnung der förderfähigen KWK-Strommenge in Abgrenzung zum nicht förderfähigen Kondensationsstrom. Die Berechnung ergibt sich im Einzelnen aus dem AGFW-Arbeitsblatt FW 308 (insbesondere Anlage 1, S. 45ff). Die Stromkennzahl ist keine feste Größe, sondern hängt von dem jeweiligen Betriebszustand der Anlage ab.
216Für KWK-Anlagen, in denen sowohl KWK-Strom als auch Kondensationsstrom erzeugt wird, ohne dass zeitlich oder örtlich zwischen der gekoppelten und der ungekoppelten Erzeugung von Strom und Nutzwärme differenziert werden kann, ist eine technische Unterscheidung der Stromarten nicht möglich. Dies führt faktisch dazu, dass der Netzbetreiber zunächst einmal sämtlichen Strom aus der KWK-Anlage aufnehmen muss (Jacobshagen/Kachel in: Danner/Theobald, Energierecht, 81. Erg.lief. 2014, (hier: Stand Mai 2010), § 3 KWKG RN 30). Privilegiert bleibt aber dennoch nur der eigentliche KWK-Strom. Dies gilt auch im Rahmen des Redispatch. Denn aufgrund der vorherigen Mitteilung der freien Leistungsscheiben ist eine Unterscheidung zwischen Kondensationsstrom und KWK-Strom möglich. Dies rechtfertigt die von der Bundesnetzagentur in der Festlegung getroffene Unterscheidung zwischen Leistungsscheiben, die Einschränkungen durch die Wärmeproduktion unterliegen und solchen, bei denen dies nicht der Fall ist.
217Ewas anderes ergibt sich auch nicht aus dem Umstand, dass die Stromkennzahl wegen ihres Bezugs auf einen bestimmten – vergangenen - Zeitraum nicht im Voraus berechnet werden kann. Dies führt nicht zu einer gesamten Privilegierung des von einer KWK-Anlage eingespeisten Stroms. Denn auch KWK-Anlagen-Betreiber sind nach § 5 Abs. 1 StromNZV verpflichtet, über ihren Bilanzkreisverantwortlichen ihre Fahrpläne sowie deren Änderungen gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern anzuzeigen. Dies setzt voraus, dass sie die eingespeisten Strommengen jedenfalls prognostizieren können. Dies gilt auch in Bezug auf den Anteil des Kondensationsstroms, soweit dieser vermarktet werden soll – nach dem Vortrag der Bundesnetzagentur trifft dies für die Betroffene in Bezug auf die Teilnahme am Regelenergiemarkt zu. Auch die Betroffene geht davon aus, dass eine Prognose möglich ist, wenngleich sie diese wegen des nicht sicher einschätzbaren Fernwärmebedarfs für unsicher bzw. fortlaufend korrekturbedürftig hält. Soweit sich im konkreten Redispatch-Fall Änderungen bezüglich der freien Leistungsscheiben in Bezug auf die Wärmeerzeugung ergeben, sind diese aber noch berücksichtigungsfähig, so dass sich ein Verstoß gegen den Einspeisevorrang nicht ergibt.
218Soweit die Betroffene für ihre gegenteilige Auffassung auf die Gesetzesbegründung zu § 13 Abs. 2 a EnWG verweist, wonach aufgrund des Einspeisevorrangs die Abriegelung von EEG- und KWK-Anlagen ausscheidet, bis die Einspeisung aller übrigen Anlagen bereits auf das netztechnisch erforderliche Minimum heruntergefahren worden ist, übersieht sie, dass sich diese Aussage nur auf den privilegierten KWK-Strom bezieht. Denn nur für diesen ergibt sich nach § 4 KWKG überhaupt ein Einspeisevorrang. In Bezug auf die Produktion von KWK-Strom sind Anlagen von der Festlegung jedoch schon nicht erfasst, weswegen auch insofern kein Verstoß gegen das Vorrangprinzip vorliegt.
2196. Ermessen/Verhältnismäßigkeit
220Die Bundesnetzagentur hat ihr Ermessen sachgerecht ausgeübt und dabei den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit beachtet.
2216.1. Marktwirtschaftliches Verfahren
222Die Festlegung ist nicht deshalb ermessensfehlerhaft, weil die Bundesnetzagentur
223kein marktwirtschaftliches Verfahren für die Beschaffung von Redispatch-Leistungen vorgegeben hat.
224Die Festlegungsbefugnis in § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG bezieht sich nicht auf die Ausgestaltung eines marktwirtschaftlichen Verfahrens. Nach § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG ist die Bundesnetzagentur u.a. ermächtigt, die Methodik der Anforderung durch den Betreiber von Übertragungsnetzen zu konkretisieren. § 13 Abs. 1a EnWG normiert die Anforderung jedoch als ein unmittelbares Eingriffsrecht der Übertragungsnetzbetreiber. Dies ergibt sich bereits aus dem Wortlaut der Norm. Nach seinem Wortsinn bedeutet „Anforderung“ „Anspruch, Forderung, an jemandes Leistung“. (vgl. www.duden.de „Anforderung“). In Bezug auf Redispatch ist Anforderung daher als Forderung oder Anweisung zur Wirkleistungsanpassung zu verstehen. Mit diesem Verständnis ist die von den Anlagenbetreibern angeführte Ausschreibung bzw. Aufforderung zur Angebotsabgabe nicht in Einklang zu bringen, da diese nicht unmittelbar auf die Wirkleistungsanpassung, sondern nur auf die Abgabe verschiedener Angebote zum Zwecke der Ermittlung des günstigsten Angebots abzielt. Dass Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG den marktbezogenen Maßnahmen zugeordnet werden, rechtfertigt keine andere Bewertung, sondern beruht auf der Vergütungspflicht der angeordneten Maßnahme. Auch nach der Gesetzesbegründung ist von einem unmittelbaren Anweisungsrecht auszugehen. Dort heißt es, dass der neu eingefügte Absatz 1a den Übertragungsnetzbetreibern Befugnisse an die Hand gibt, auf die genannten Anlagen gegen angemessene Vergütung zuzugreifen (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71). Systematische Gründe sprechen ebenfalls dafür, dass der Begriff „Anforderung“ keine „Ausschreibung“ umfasst. Denn das Gesetz ordnet regelmäßig ausdrücklich an, wenn die Beschaffung von Maßnahmen im Wege eines marktwirtschaftlichen Verfahrens erfolgen soll. Dasselbe gilt für die Ermächtigung zur Ausgestaltung eines marktwirtschaftlichen Verfahrens. So sieht § 22 EnWG i.V.m. § 6 StromNZV für den Einsatz von Regelenergie nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG – anders als für Redispatch-Maßnahmen - ausdrücklich eine Ausschreibung vor. Die Bundesnetzagentur ist in § 22 Abs. 2 EnWG zur Festlegung eines marktorientierten Verfahrens zur Beschaffung von Regelenergie sowie in 27 Abs. 1 Nr. 2 StromNZV zur Ausgestaltung des Ausschreibungsverfahrens von Regelenergie jeweils ausdrücklich ermächtigt worden. Für das vertragliche Lastmanagement nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG sieht § 13 Abs. 4a EnWG ebenfalls die Beschaffung im Rahmen eines Ausschreibungsverfahrens vor, welches von der Bundesregierung durch Rechtsverordnung näher geregelt werden kann. Der Bundesnetzagentur ist diesbezüglich keine Festlegungskompetenz zugewiesen. Hinsichtlich stillgelegter Anlagen nach § 13a EnWG ermächtigt § 13b Abs. 2 EnWG die Bundesregierung, durch Rechtsverordnungen Regelungen für einen transparenten Prozess zur Beschaffung einer Netzreserve vorzusehen. Hiervon hat die Bundesregierung durch Erlass der Reservekraftwerksverordnung Gebrauch gemacht. Demgegenüber sieht § 13 Abs. 1a EnWG solche Möglichkeiten nicht vor. Die Bundesnetzagentur ist daher auch nicht zu entsprechenden Regelungen ermächtigt.
225Auf die Frage, ob ein Ausschreibungsverfahren wegen des netztopologisch lokalen Charakters der Netzengpässe im Hinblick auf die zur Verfügung stehende Anzahl von geeigneten Erzeugungsanlagen überhaupt in Betracht kommt, kommt es daher nicht an.
2266.2. Tenorziffer 4
227Tenorziffer 4 lässt keine Ermessensfehler erkennen. Die Rügen der Betroffenen sowie weiterer Anlagenbetreiber haben keinen Erfolg.
2286.2.1. Überprüfbarkeit
229Die Merit Order stellt ein geeignetes Mittel zur objektiven Reihung der Anlagen im Engpassfall dar. Die eingeschränkte Überprüfbarkeit steht dem nicht entgegen und führt insbesondere nicht zur Unverhältnismäßigkeit und damit Rechtswidrigkeit der Tenorziffer 4.
230Die Vorgabe der Merit Order dient der Schaffung eines objektiven und eindeutigen Maßstabs zur Reihung der Erzeugungsanlagen und Speicher für die Durchführung von Redispatch-Maßnahmen (vgl. S. 43 der Festlegung) und damit dem mit der Festlegung verfolgten Zweck, eine diskriminierungsfreie, sich an sachlichen Kriterien orientierende Durchführung von Anpassungsmaßnahmen zu ermöglichen (vgl. S. 30 der Festlegung). Die Methodik der Merit Order ist grundsätzlich geeignet, diesen Zweck zu erfüllen. Denn die Auswahl der für die Redispatch-Maßnahme heranzuziehenden Anlage ist nicht in das Belieben der Übertragungsnetzbetreiber gestellt, sondern orientiert sich an sachlichen Kriterien, nämlich der netzstützenden Wirkung sowie der Vergütung. Die netzstützende Wirkung ermittelt der Übertragungsnetzbetreiber – wie erläutert – anhand von sog. Sensitivitätsuntersuchungen, die eine anerkannte Methode zur Berechnung der netzstützenden Wirkung darstellen. Die Vergütung bestimmt sich nach den Kriterien der Festlegung der Beschlusskammer 8, BK8-12-019. Zur Wahrung der Transparenz (vgl. BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 72f.) bestimmt § 13 Abs. 5 EnWG, dass der Übertragungsnetzbetreiber die Regulierungsbehörde und die Betroffenen unverzüglich über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen unmittelbar unterrichtet. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen. Mit den in Tenorziffer 11 der Festlegung geregelten Veröffentlichungspflichten hat die Bundesnetzagentur die Übertragungsnetzbetreiber ferner dazu verpflichtet, die Maßnahmen zu veröffentlichen, um auch andere Kraftwerks- und Speicherbetreiber in die Lage zu versetzen, den Eingriff in die Wirkleistungseinspeisung ihrer Kraftwerke und Speicher in den Kontext zu den Eingriffen in die Fahrweise anderer Kraftwerke und Speicher zu stellen. Aus der Angabe der betroffenen Netzregion, dem Grund der nach Datum und Uhrzeit konkretisierten Maßnahme und der Nennung des Anlagenbetreibers kann der Anlagenbetreiber zumindest ersehen, welche Anlagenbetreiber in welcher Häufigkeit und welchem Umfang in der betroffenen Netzregion zum Redispatch herangezogen werden und anhand dieser Angaben die eigene Inanspruchnahme in Relation setzen.
231Dass eine volle Überprüfung der Entscheidung des Übertragungsnetzbetreibers für die Anlagenbetreiber nicht möglich ist, steht der Gewährleistung der Diskriminierungsfreiheit dabei nicht entgegen. Eine volle Überprüfung würde voraussetzen, dass der Übertragungsnetzbetreiber die Merit Order einschließlich der bei der Anweisung auf Basis der Mitteilungen der Anlagenbetreiber zu beachtenden weiteren Parameter (Restriktionen und freie Leistungsscheiben nach Tenorziffer 3, 8, 10) sowie die für die konkrete Redispatch-Maßnahme jeweils anfallende Vergütung der einzelnen Anlagen veröffentlicht. Die in Rede stehenden Informationen stellen jedoch Geschäftsgeheimnisse der Anlagenbetreiber dar. An ihrer Nichtverbreitung besteht ein berechtigtes Interesse (vgl. auch BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 73: „unter Wahrung datenschutzrechtlicher Belange“). Dies kommt auch in § 12 Abs. 4 Satz 2 EnWG zum Ausdruck, wonach Betreiber von Übertragungsnetzen jeweils sicherzustellen haben, dass ihnen aufgrund nach Absatz 1 bestehender Mitteilungspflichten zur Kenntnis gelangte Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse ausschließlich so zu den dort genannten Zwecken zu nutzen, dass deren unbefugte Offenbarung ausgeschlossen ist. Eine umfassende Überprüfung der Angaben der Anlagenbetreiber sowie der der Übertragungsnetzbetreiber durch die Bundesnetzagentur oder die betroffenen Anlagenbetreiber sehen damit weder § 13 EnWG noch § 12 EnWG vor. Vielmehr hat ein Anlagenbetreiber diese Einschränkung im Hinblick auf das Spannungsverhältnis zwischen dem berechtigten Interesse des einzelnen Anlagenbetreibers an möglichst weitgehender Transparenz der Merit Order und dem berechtigten Interesse aller in die Merit Order einbezogenen Anlagenbetreiber, ihre Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse zu wahren, hinzunehmen (vgl. zum Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen auch BGH, Beschlüsse vom 22.07.2014, EnVR 59/12, RN 34ff – Stromnetz Berlin GmbH; EnVR 58/12, RN 34ff jeweils zum Qualitätselement nach §§ 19, 20 ARegV). Sofern sich aus den veröffentlichten Daten ein begründeter Anlass zu Zweifeln an der Richtigkeit der Merit Order ergeben, kann die Bundesnetzagentur nach § 13 Abs. 5 Satz 2 entsprechende Nachweise fordern und gegebenenfalls nach §§ 65ff EnWG vorgehen. Die Anlagenbetreiber sind damit nicht rechtsschutzlos gestellt.
2326.2.2. Kosteneffizienz
233Dass die mit der Redispatch-Maßnahme verbundenen Kosten in dem Quotienten aus netzstützender Wirkung und Vergütung aufgrund der Regelungen der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 nicht hinreichend abgebildet werden, führt weder zur Ungeeignetheit des Merit Order-Modells noch zu einem Verstoß gegen den Grundsatz der Preis- oder Kostengünstigkeit nach § 1 EnWG.
234Zwar gewährleistet die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 keine angemessene Vergütung, da sie u.a. Opportunitätskosten nicht berücksichtigt sowie im Rahmen der Bagatellvergütung die Grenzkosten nicht angemessen abbildet (vgl. Beschlüsse des Senats vom heutigen Tage in den Beschwerdeverfahren gegen die Vergütungsfestlegung). Dies führt jedoch nicht zur Ungeeignetheit der Merit Order. Insoweit ist zwischen der Merit Order als solcher, also der in der streitgegenständlichen Festlegung vorgeschriebenen Methodik der Reihung, und den Auswirkungen einzelner Kostenpositionen auf die Merit Order zu unterscheiden. Sind Kostenpositionen nicht sachgerecht erfasst, wirkt sich dies naturgemäß auf die Merit Order aus, weil diese allgemein auf die Vergütung Bezug nimmt. Die Frage der Angemessenheit der Vergütung und der sachgerechten Erfassung einzelner Kostenbestandteile ist jedoch im Rahmen der Vergütungsfestlegung zu klären. Im Rahmen der hier streitgegenständlichen Festlegung kann es hingegen nur darum gehen, ob die Methodik als solche zu sachgerechten Ergebnissen führt. Dies ist jedoch zu bejahen. Mit der Berücksichtigung der netzstützenden Wirkung sowie der Vergütung wird einerseits die netzphysikalische Effektivität der Wirkleistungsanpassung, andererseits aber auch die Kosteneffizienz der Maßnahme berücksichtigt. Ob die Maßnahme kosteneffizient ist, richtet sich im Rahmen der Merit Order jedoch nach dem jeweils vorgegebenen Vergütungssystem und damit nach der relativen Kostengünstigkeit und nicht nach der materiellen Kostengerechtigkeit. Diese kann nur durch die jeweilige Vergütungsordnung selbst gewährleistet werden. Dies gilt unabhängig davon, ob die Vergütung in einer gesonderten Festlegung geregelt ist oder in einer einheitlichen Redispatch-Festlegung. Das Merit Order-Modell der streitgegenständlichen Festlegung ist jedoch geeignet, eine objektive Reihung nach der relativen Kostengünstigkeit zu gewährleisten und das sich aus der Vergütungsordnung ergebende kosteneffizienteste Kraftwerk/Kraftwerkspaar auszusuchen. So erfolgt die Reihung der Anlagen - bislang - entsprechend der sich aus der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 ergebenden Vergütung nach ihrer relativen Kosteneffizienz. Auch für den Fall, dass die Bundesnetzagentur nach der Aufhebung der Vergütungsfestlegung eine neue, rechtmäßige Vergütungsfestlegung erlässt, ist das Merit-Order Modell grundsätzlich geeignet, eine objektive Reihung nach den Kriterien physikalische Wirkung und Vergütung zu gewährleisten.
235Die weiteren in diesem Verfahren gegen die Rechtmäßigkeit einzelner Regelungen der Vergütungsfestlegung vorgebrachten Rügen der Betroffenen sind Gegenstand des gegen die Vergütungsfestlegung gerichteten Beschwerdeverfahrens.
2366.2.3. Anstieg Redispatch-Volumen und -Kosten
237Das Merit Order-Modell führt auch nicht zu einem übergroßen Redispatch-Volumen und damit zu einem Anstieg der Redispatch-Kosten. Die Merit Order verstößt somit weder gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz noch gegen den Grundsatz der Preisgünstigkeit nach § 1 EnWG wie von einigen Kraftwerksbetreibern geltend gemacht wird.
238Nach Tenorziffer 4 erfolgt die Wirkleistungsanpassung bei einer Wirkleistungserhöhung beginnend mit der Erzeugungs- oder Speicheranlage mit dem höchsten Quotienten aus netzstützender Wirkung und Vergütung in abfallender Reihenfolge. Bei einer Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung ist die Reihung beginnend mit der Erzeugungs- oder Speicheranlage mit dem geringsten Quotienten aus netzstützender Wirkung und Vergütung in aufsteigender Reihenfolge vorzunehmen. Dieser Mechanismus führt jedoch nicht zu einem Anstieg des Redispatch-Volumens und damit der Redispatch-Kosten. Die Annahme einiger Anlagenbetreiber, die Heranziehung der „teuersten“ Anlagen bei gleichzeitig geringer netzstützender Wirkung im Falle der Wirkleistungsreduzierung führe wegen der zur Erreichung der zur Engpassbeseitigung erforderlichen physikalischen Wirkung zu einer Erhöhung des Umfangs der Wirkleistungsreduzierung und damit auch zu einer höheren Vergütung, wobei der Effekt durch den erforderlichen energetischen Ausgleich auf der anderen Seite des Engpasses noch verstärkt werde, geht fehl.
239Die Methodik der Merit Order schließt eine Erhöhung des Redispatch-Volumens und der Kosten aus. Denn bei der Reihung ist zunächst auf die netzstützende Wirkung und erst bei annähernd gleicher netzstützender Wirkung auf die Vergütung abzustellen. Dies ergibt die Auslegung der Regelung, für die nicht nur auf den verfügenden Teil, sondern ergänzend auf die Begründung (S.44f.) zu Tenorziffer 4 abzustellen ist. In der Begründung stellt die Bundesnetzagentur aber vorrangig auf die netzphysikalische Wirkung ab. Auf Seite 44 unten legt sie dar, dass das vorrangige Aktivieren von Anlagen mit einer hohen netzphysikalischen Wirkung nicht nur deswegen geboten sei, um den Umfang der Wirkleistungsanpassung und damit den Eingriff in die Fahrweise der Kraftwerke und Speicher möglichst gering zu halten. Sie weist auch ausdrücklich auf die von den Anlagenbetreibern beschriebene multiplizierende Wirkung auf der anderen Seite des Engpasses hin. So führt sie aus, das vorrangige Aktivieren von Anlagen mit einer hohen netzphysikalischen Wirkung sei auch deswegen geboten, da im Falle eines strombedingten Redispatch eine wechselseitige Beeinflussung der Anlagen auf beiden Seiten des Engpasses existiere und die Nutzung von Anlagen mit einer nur geringen netzphysikalischen Wirkung auf der einen Seite des Engpasses nicht nur einseitig das Eingriffsvolumen erhöhe. Durch die Einbeziehung der Vergütung könne die nach der Merit Order nach ihrer netzstützenden Wirkung als nächste kommende Anlage übersprungen werden, wenn – bei ähnlicher netzstützender Wirkung – die zu entrichtende Vergütung für das Hochfahren deutlich höher als die Vergütung der übernächsten Anlage sei. Auch der Übertragungsnetzbetreiber X. hat in der mündlichen Verhandlung bestätigt, dass bei der Merit Order primär auf die netzstützende Wirkung und sekundär auf die Vergütung abgestellt wird. Dadurch könne es nicht zu dem Fall kommen, dass Kraftwerke mit geringer netzstützender Wirkung große Wirkleistungsmengen „verschieben“ müssten. Vielmehr findet nach den Ausführungen von X. eine Paarungsbetrachtung nach der netzstützenden Wirkung statt. Danach muss die netzstützende Wirkung des herunterfahrenden Kraftwerks, der des herauffahrenden Kraftwerks entsprechen. Bei dieser Vorgehensweise wird gewährleistet, dass das Redispatch-Volumen und die –Kosten möglichst gering gehalten werden.
240Gleichzeitig gewährleistet die Merit Order, dass die Kosten volkswirtschaftlich effizient sind. Beim strombedingten Redispatch werden zur Behebung des Engpasses gerade nicht nur ein, sondern mindestens zwei Kraftwerke angewiesen, und zwar jeweils mindestens eines vor und hinter dem Engpass. Dadurch wird gleichzeitig der energetische Ausgleich hergestellt und - durch die jeweils für das anzuweisende herunter- und herauffahrende Kraftwerk zu erstellende Merit Order - die mit der jeweiligen Wirkleistungsanpassung verbundenen Kosten mit einbezogen. Bei der Wirkleistungsreduzierung werden die – bei annähernd identischer netzstützender Wirkung - „teureren“ Anlagen, die eine höhere Vergütung an den Übertragungsnetzbetreiber als Kompensation für die ersparten Brennstoffkosten zu entrichten haben, herangezogen. Bei der Wirkleistungserhöhung werden die „preiswertesten“ Anlagen herangezogen, mit der Folge, dass der Übertragungsnetzbetreiber an diese auch nur eine geringere Vergütung zahlen muss. Diese Vergütung soll durch die Vereinnahmung möglichst hoher zu zahlender ersparter Aufwendungen der herunterfahrenden Kraftwerksbetreiber kompensiert werden. Dadurch wird erreicht, dass der Saldo der von den herunterfahrenden Kraftwerksbetreibern sowie den Übertragungsnetzbetreibern geleisteten Zahlungen – wie von den Anlagenbetreibern gefordert – möglichst niedrig bleibt. Demzufolge werden die Kosten, die an die Verbraucher weitergewälzt werden, i.S.d. Ziels der Preisgünstigkeit der Versorgung, möglichst geringfügig gehalten. Etwaige Erlöse kommen ihnen nach § 9 StromNEV zugute. Allerdings ist das System der Merit Order nicht darauf ausgelegt, möglichst Überschüsse zugunsten der Übertragungsnetzbetreiber bzw. der Netznutzer zu generieren. Dies gilt insbesondere auch, soweit sich die zu zahlende oder zu erstattende Vergütung nach der Bagatellregelung der Tenorziffer 3 der Vergütungsregelung richtet. Denn die von den herunterfahrenden Kraftwerken nach Tenorziffer 3b der Vergütungsfestlegung an den Übertragungsnetzbetreiber zu erstattenden Aufwendungen nach Grenzkostenersparnis liegen regelmäßig nicht über der vom Übertragungsnetzbetreiber an die hochfahrenden Kraftwerksbetreiber zu zahlenden Vergütung nach Tenorziffer 3a der Vergütungsfestlegung.
241Der Hinweis eines Kraftwerksbetreibers, die von den vor dem Engpass liegenden Kraftwerksbetreibern zu zahlenden ersparten Aufwendungen richteten sich nach den höchsten Grenzkosten am Markt, die von dem Übertragungsnetzbetreiber an das hinter dem Engpass liegende Kraftwerk zu zahlende Vergütung entspreche den geringsten am Markt verfügbaren Grenzkosten, geht schon im Ansatz fehl. Die für jede Engpassseite gesondert zu bildende Merit Order betrachtet jeweils nur die Kosten der einen Engpassseite. Das zur Wirkleistungsreduzierung anzuweisende Kraftwerk hat daher nur im Vergleich zu den anderen Anlagen auf derselben Engpassseite die höchsten Grenzkosten. Entsprechendes gilt für das herauffahrende Kraftwerk. Dieses hat nur die geringsten Grenzkosten im Vergleich zu den übrigen in Betracht kommenden Anlagen. Im Vergleich zu dem herunterfahrenden Kraftwerk vor der Engpassseite wird es jedoch regelmäßig höhere Grenzkosten aufweisen. Insofern geht die Bundesnetzagentur im Grundsatz zutreffend davon aus, dass ein Unternehmen erst dann am Markt aktiv werden wird, wenn es zumindest seine Grenzkosten decken kann (vgl. S. 16 der Vergütungsfestlegung). Wird daher eine einspeisende Anlage zur Wirkleistungsreduzierung angewiesen, wird diese – regelmäßig – „im Geld gelegen“ haben. Eine Anlage, die zur Wirkleistungserhöhung angewiesen wird, hat offensichtlich nicht alle Kapazitäten vermarktet. Dies lässt regelmäßig darauf schließen, dass ihre Grenzkosten über dem Marktpreis liegen, sie also nicht oder nur knapp „im Geld liegt“. Vor diesem Hintergrund ist die Vergütung einer hochfahrenden Anlage regelmäßig höher als die ersparten Aufwendungen einer herunterfahrenden Anlage. Dass es auch Situationen gibt, in denen ein Kraftwerk einspeist, obwohl es seine Grenzkosten nicht deckt, ist unbestritten, stellt aber das Merit-Order-Modell nicht in Frage, insbesondere führt es nicht zu einer unverhältnismäßigen Belastung der einzelnen Kraftwerksbetreiber. Denn dem zur Wirkleistungsreduzierung angewiesene Kraftwerksbetreiber bleibt die Vergütung des von ihm vor der Redispatch-Anweisung abgeschlossenen Handelsgeschäfts erhalten, da die von ihm nicht eingespeiste Menge durch das hinter dem Engpass liegende Kraftwerk eingespeist wird. Er hat lediglich die ersparten Aufwendungen herauszugeben, die dadurch anfallen, dass er das Kraftwerk nicht, wie ursprünglich beabsichtigt, fährt. Es handelt sich daher gerade nicht um Gewinne, die eigentlich dem Kraftwerksbetreiber zustehen. Soweit die ersparten Aufwendungen im Rahmen der Bagatellvergütung der Vergütungsfestlegung zu hoch ermittelt werden, betrifft dies – wie ausgeführt - nicht die Merit Order als solche, sondern die Rechtmäßigkeit der Vergütungsfestlegung. Dies gilt auch für den Ausgleich der mit Redispatch-Maßnahmen verbundenen Auswirkungen auf Min-Take und Max-Take Verpflichtungen im Rahmen von Gasbezugsverträgen von Gaskraftwerksbetreibern.
242Beim spannungsbedingten Redispatch wird nur die angewiesene Anlage betrachtet, da der energetische Ausgleich durch den Übertragungsnetzbetreiber im Wege des Intraday-Handels oder aufgrund eines bilateralen Handelsgeschäfts erfolgt. Andernfalls hätte auch beim spannungsbedingten Redispatch der energetische Ausgleich über die gegenläufige Redispatch-A1anweisung des Übertragungsnetzbetreibers erfolgen müssen. Dies hätte aber das Redispatch-Volumen vergrößert, weshalb sich die Kraftwerks- und Speicheranlagenbetreiber im Verwaltungsverfahren ausdrücklich gegen eine solche Vorgehensweise ausgesprochen haben.
2436.2.4. Leistungsanteil nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung
244Tenorziffer 4 ist auch nicht im Hinblick auf Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung rechtswidrig. Soweit die Betroffene darauf hingewiesen hat, die Vergütung eines Leistungsanteils nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung führe sowohl im Falle der Berücksichtigung als auch im Falle der Nichtberücksichtigung im Rahmen der Merit Order zu einem volkswirtschaftlich ineffizienten Kraftwerkseinsatz, rechtfertigt dies keine andere Bewertung. Ein Verstoß gegen den Grundsatz der Preisgünstigkeit nach § 1abs. 1 EnWG liegt nicht vor.
245Da die Merit Order allgemein auf die Vergütung abstellt, kommt hier allein der Fall der Berücksichtigung des Leistungsanteils in Betracht. Davon geht auch die Bundesnetzagentur aus (vgl. S. 2 der Anlage 2 zur Stellungnahme des Bundeskartellamts vom 31.07.2014 in den Beschwerdeverfahren gegen die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8, BK8-12-19). Der zusätzlich zum Aufwandsersatz gewährte Leistungsanteils führt aber zu einer Verteuerung des Kraftwerkseinsatzes. Das Bundeskartellamt hat es daher in seiner Stellungnahme vom 31.07.2014 in den Verfahren zur Vergütungsfestlegung auf Seite 20 für denkbar gehalten, dass die Übertragungsnetzbetreiber aufgrund der Merit Order nur Kraftwerke für Redispatch-Maßnahmen heranziehen (dürfen), wenn durch deren Einsatz nicht die 10 % Schwelle überschritten wird und keine zusätzlichen Entgelte nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 entrichtet werden müssen. Folge dessen wäre ein ineffizienter Kraftwerkseinsatz, da nicht mehr notwendigerweise das Kraftwerk mit den geringsten variablen Kosten zum Einsatz käme, was einen Anstieg der Redispatch-Kosten zur Folge habe. Nach der Systematik der Merit Order, wonach zunächst auf die netzstützende Wirkung und erst dann auf die Vergütung abzustellen ist, würde sich an der Reihung der Anlagen trotz Verteuerung des Kraftwerkseinsatzes durch die zusätzliche Gewährung eines Leistungsanteils nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung allerdings nur dann etwas ändern, wenn die weiteren Kraftwerke eine annähernd identische netzstützende Wirkung haben. Das die Leistungsvergütung erhaltende Kraftwerk rückt also nicht zwangsläufig in der Merit Order weiter nach hinten. Sind jedoch weitere Kraftwerke vorhanden, die eine ähnliche netzstützende Wirkung haben, insgesamt aber „preisgünstiger“ sind, würde das Kraftwerk, das nach Ansicht der Bundesnetzagentur mit Überschreiten der 10 %- Grenze regelmäßig Redispatch-Maßnahmen erbringt und daher offensichtlich als besonders geeignet für Redispatch-Maßnahmen erscheint, in der Merit Order aufgrund der insgesamt höheren Vergütung nach hinten rücken. Das zum Einsatz kommende „preisgünstigere“ Kraftwerk hätte zwar vergleichsweise höhere variable Kosten, wegen der annähernd identischen netzstützenden Wirkung käme es aber nicht zu einem Anstieg des Redispatch-Volumens. Damit dürfte die Steigerung der Redispatch-Kosten unterhalb derjenigen liegen, die für das nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung zu vergütende Kraftwerk anfallen. Letztlich kann jedoch dahinstehen, ob durch die Tenorziffer 5 ein volkswirtschaftlich ineffizienter Kraftwerksansatz hervorgerufen wird. Denn die Auswirkungen der Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung beruhen nicht auf Unzulänglichkeiten des Merit-Order-Models, sondern allein auf der Fehlerhaftigkeit der Tenorziffer 5 der Vergütungsregelung (vgl. Beschlüsse vom heutigen Tage in den Verfahren gegen die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8). Wie bereits ausgeführt, ist insoweit zwischen der Merit Order als solcher und den Auswirkungen einzelner Kostenpositionen auf die Merit Order zu unterscheiden. Die sachgerechte Erfassung einzelner Kostenbestandteile ist durch die Vergütungsfestlegung zu gewährleisten und daher Gegenstand der Beschwerdeverfahren gegen die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8.
2466.2.5. Spannungsbedingter Redispatch
247Das Merit Order-Modell führt auch nicht zu einer fehlerhaften Einsatzreihenfolge beim spannungsbedingten Redispatch. Dem kann nicht entgegengehalten werden, der Quotient aus netzstützender Wirkung und Vergütungshöhe sei für die Einsatzreihenfolge beim spannungsbedingten Redispatch völlig ungeeignet. Wie bereits vorstehend unter Ziffer 2.2.2. ausgeführt, ist die Merit Order für den spannungsbedingten Redispatch nach anderen Kriterien aufzustellen als bei dem strombedingten Redispatch. Dies ergibt sich aus der unterschiedlichen Definition der netzstützenden Wirkung bei einem strom- oder spannungsbedingten Engpass. Bei einer spannungsbedingten Wirkleistungsanpassung beschreibt die netzstützende Wirkung die durch die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung bewirkte Spannungsänderung an dem von einer Spannungsgrenzwertverletzung bedrohten oder betroffenen Netzknoten (vgl. S. 44 der Festlegung). Richtig ist zwar, dass die Spannung letztlich durch die Blindleistungseinspeisung beeinflusst wird. Maßgebend ist vorliegend jedoch nicht die Blindleistungseinspeisung als solche, sondern ausweislich Tenorziffer 1 sowie den erläuternden Ausführungen auf Seite 11 der Festlegung die Wirkleistungsanpassung, da erst durch diese die für die Spannungshaltung maßgebliche Blindleistungseinspeisung ermöglicht werden soll. Vor diesem Hintergrund ist – wie beim strombedingten Redispatch – auf die Vergütung für die Wirkleistungsanpassung (nach der Vergütungsfestlegung der Aufwandsersatz für den Brennstoffverbrauch) und nicht für die mit einer Blindleistungseinspeisung verbundenen Kosten abzustellen.
2486.2.6. Kraftwerksrevisionen
249Kraftwerke, die zum Zeitpunkt der Redispatch-Maßnahme eine Kraftwerksrevision geplant haben, werden nicht ermessensfehlerhaft in die Merit Order einbezogen und zum Redispatch angewiesen. Denn aufgrund der geplanten Revision sind sie nicht für den konkreten Redispatch-Einsatz verfügbar und können daher nach Tenorziffer 8 Satz 2 der Festlegung schon keine freien Leistungsscheiben melden. Grundsätzlich bleiben Anlagen zwar auch in diesem Fall zum Redispatch verpflichtet, da nach § 13 Abs. 1a Satz 2 EnWG die Wirkleistungsanpassung auch die Anforderung einer Einspeisung aus Erzeugungsanlagen, die zur Erfüllung der Anforderung eine geplante Revision verschieben müssen, umfasst. Nach der Gesetzesbegründung soll dies jedoch nur im Einzelfall nach Ausschöpfung milderer Mittel zulässig sein (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71). Dieser Grundsatz gilt auch im Rahmen der Festlegung und bedarf daher keiner ausdrücklichen Anordnung. Eine Anlage, die eine Revision geplant hat, kann daher nur im Notfall herangezogen werden.
2506.2.7. Differenzierung zwischen Minimallast und Abschaltung
251Die Bundesnetzagentur musste auch nicht Leistungsscheiben von 0 MW bis zur Mindestwirkleistungseinspeisung und Leistungsscheiben von der Mindestwirkleistungseinspeisung bis zur maximalen, technisch möglichen Einspeisung separat in die Merit Order einbeziehen. Die teilweise erhobene Rüge, die Festlegung sei ermessensfehlerhaft, weil den Übertragungsnetzbetreibern nicht aufgegeben werde, vorrangig vor der Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung einer Anlage bis auf 0 MW bzw. vor der Erhöhung der Wirkleistungseinspeisung aus einem Zustand, in dem die Anlage nicht einspeise, Reduzierungen bzw. Erhöhungen der Wirkleistungseinspeisung anderer Anlagen aufzufordern, die dafür nicht abgeschaltet bzw. angefahren werden müssten, geht fehl.
252Tenorziffer 3 der Festlegung regelt die Eingriffstiefe einer Redispatch-Maßnahme bis auf 0 MW sowie bis zur maximalen, technisch möglichen Einspeisung, auch aus einem Zustand, in dem die Anlagen nicht einspeist. Die Regelung steht in Einklang mit der Vorgabe in § 13 Abs. 1a Satz 2 EnWG, die die Anforderung einer Einspeisung aus Erzeugungsanlagen, die derzeit nicht einspeisen und erst betriebsbereit gemacht werden müssen, ausdrücklich vorsieht. Mit Blick auf die möglicherweise zeitlich und finanziell aufwändigen Vorbereitungsmaßnahmen, um die Erzeugungsanlagen in einen betriebsbereiten Zustand zu versetzen, soll eine Anforderung ihrer Einspeisung allerdings nur erforderlichenfalls, nach Ausschöpfung der milderen Mittel erfolgen (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71). Diesen Anforderungen wird die Festlegung dadurch gerecht, dass sie im Rahmen der Merit Order auf die Vergütung abstellt. Nach Ziffer 5.1.3.1. der Vergütungsfestlegung (S. 13) werden plausibel nachgewiesene zusätzlich entstandene Aufwendungen, die aus zusätzlichen An- und Abfahrvorgängen resultieren, vergütet. Damit ist eine Anlage, die erst betriebsbereit gemacht werden muss, regelmäßig teurer als eine Anlage, die schon einspeist. Dies führt im Rahmen der Merit Order dazu, dass diese in der Reihenfolge weiter nach hinten rückt. Dies sieht die Festlegung auf Seite 45 auch ausdrücklich vor. Eine Differenzierung nach Leistungsscheiben ist angesichts dessen entbehrlich. Sowohl die streitgegenständliche Festlegung als auch die Vergütungsfestlegung als auch das Gesetz gehen jeweils davon aus, dass sich derartige Kosten beziffern lassen. Bei einer Anlage, die ihre Wirkleistung auf 0 MW herunterfahren soll, gilt entsprechendes. Die Kosten für den Abfahrvorgang sind nach Ziffer 5.1.3.2. der Vergütungsfestlegung (S.15) von den ersparten Aufwendungen abzuziehen, so dass sich die an den Übertragungsnetzbetreiber zu zahlende Vergütung reduziert und die Anlage in der Reihenfolge nach hinten rückt. Durch den Verweis auf die zusätzlichen Aufwendungen nach Ziffer 5.1.3.1., die ausdrücklich zusätzliche An- und Abfahrvorgänge nennt, sind auch die Kosten des nach beendeter Redispatch-Maßnahme erforderlich werdenden Anfahrvorgangs berücksichtigungsfähig.
2536.2.8. Abhängigkeit vom Bestand der Vergütungsfestlegung
254Dass die Bundesnetzagentur nicht erwogen hat, wie zu verfahren ist, wenn die Vergütungsfestlegung aufgehoben oder widerrufen wird, stellt keinen Ermessensfehler in Form eines Ermessensausfalls dar. Denn der Vergütungsanspruch der Anlagenbetreiber ergibt sich bereits aus § 13 Abs. 1a EnWG selbst. Die Festlegung bzw. die Merit Order wird daher durch die Aufhebung der Vergütungsfestlegung nicht rechtswidrig, mag es auch bis zum Erlass einer neuen Vergütungsfestlegung Vollzugsprobleme im Hinblick auf die Bestimmung der Vergütung geben.
2556.2.9. netzknotenbezogene Anweisung konterkariert Merit Order
256Zu Recht wird darauf hingewiesen, dass die nach Tenorziffer 4 festgelegte Einsatzreihenfolge durch die netzknotenbezogene Anweisung konterkariert werden kann. Allerdings führt dies nicht zur Unverhältnismäßigkeit der Festlegung.
257Wie bereits ausgeführt, bezieht sich die Verpflichtung, sich einer Redispatch-Anweisung zu unterwerfen auch an einem Netzknoten mit mehreren Anlagen eines Betreibers – entgegen der Regelung in Tenorziffer 2 der Festlegung - nur auf diejenigen Anlagen, die eine Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW aufweisen. Durch die Festlegung einer Merit Order in Tenorziffer 4 konkretisiert sich die Verpflichtung im Falle eines Netzengpasses oder einer Spannungsgrenzwertverletzung auf eine bestimmte Anlage. Die angewiesene Anlage ist grundsätzlich nur im Rahmen ihrer freien Leistungsscheiben zur Wirkleistungsanpassungen verpflichtet, danach ist die nach der Merit Order nächste Anlage anzuweisen. Dies wird allerdings im Rahmen der Festlegung nicht gewährleistet. Weder die Regelung über die Merit Order noch die über die Anweisung stellen sicher, dass die Inanspruchnahme nur im Rahmen der freien Leistungsscheiben der konkret verpflichteten Anlage erfolgt. Die netzstützende Wirkung wird im Rahmen der Merit Order unabhängig von den freien Leistungsscheiben berechnet. Die Anweisung erfolgt nach Tenorziffer 3 Satz 3 netzknotenbezogen, ebenso die Meldung freier Leistungsscheiben nach Tenorziffer 8. Dies führt dazu, dass die Wirkleistungsanpassung auch über die freien Leistungspotentiale der „Platz 1-Anlage“ hinaus erfolgen kann, solange an demselben Netzknoten noch freie Leistungsscheiben anderer Anlagen des Betreibers zur Verfügung stehen. Dadurch werden Anlagen herangezogen ohne Rücksicht darauf, ob diese nach der Reihenfolge der Merit Order als nächstes oder erst später verpflichtet sind. Allerdings belastet dies die Anlagenbetreiber nicht. Denn, wie die Beteiligten in der mündlichen Verhandlung vorgetragen haben, erhalten sie die Vergütung für die tatsächlich eingesetzte Anlage. Die Beteiligten haben ferner dargelegt, dass sie selbst bei vorhandenen freien Leistungsscheiben der sich nach der Merit Order ergebenden Anlage immer die teuerste Anlage einsetzen und dafür die Vergütung erhalten. Ein etwaig damit verbundener Verstoß gegen den Grundsatz der Preisgünstigkeit nach § 1 EnWG beschwert sie daher schon nicht. Dasselbe gilt, soweit darauf hingewiesen wird, dass der Netzknoten unter Umständen wegen der freien Leistungsscheiben der anderen Anlagen öfter angewiesen wird als dies beim Abstellen der freien Leistungsscheiben der Fall wäre. Dem kann nicht entgegen gehalten werden, dass die Vergütung nach der Vergütungsfestlegung nicht angemessen ist, denn dies hat lediglich die Aufhebung der Festlegung zur Konsequenz (vgl. Beschlüsse vorm heutigen Tag in den Beschwerdeverfahren gegen die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8). Für den Einsatz der die Redispatch-Maßnahme ausführenden Anlage steht dem Anlagenbetreiber schon kraft Gesetzes ein Anspruch auf angemessene Vergütung zu.
2586.3. Tenorziffer 8
259Die Verpflichtung in Tenorziffer 8 der Redispatch-Festlegung zur Meldung und laufenden Aktualisierung der viertelstundenscharfen Angaben zu freien Leistungsscheiben verstößt nicht gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz.
2606.3.1. Betriebs-und Geschäftsgeheimnisse
261Die Mitteilungspflichten sind erforderlich, um dem Übertragungsnetzbetreiber die für die Anweisung von Redispatch-Maßnahmen notwendige Kenntnis zu verschaffen, welche Erzeugungsanlage bzw., da die Meldepflichten nach Tenorziffer 8 Satz 4 netzknotenbezogen erfolgen, welcher Netzknoten über ausreichend freie Kapazitäten für die erforderliche Maßnahme verfügt. Insofern ist die Wahrnehmung der Systemverantwortung durch die Übertragungsnetzbetreiber zwangsläufig eine „geteilte Verantwortung“, die betrieblich eine enge Kooperation zwischen den verbundenen Übertragungsnetzbetreibern einerseits sowie mit den Netzkunden in der jeweiligen Regelzone andererseits voraussetzt. Vor diesem Hintergrund sieht § 12 Abs. 4 Satz 4 EnWG entsprechende Mitteilungspflichten vor, um u.a. einen sicheren Netzbetrieb zu ermöglichen. Die Sicherheit der Energieversorgung stellt ein absolutes Gemeinschaftsgut dar (BVerfG, Entscheidung vom 16.03.1971, 1 BvR 52/66, RN 82; BVerfGE 13, 97, 107). Ein Verstoß gegen die Berufsausübungsfreiheit nach Art. 12 Abs. 1 GG, die unter dem Regelungsvorbehalt des Satzes 2 steht, liegt angesichts dessen nicht vor. Aus der Zweckgebundenheit der Meldepflichten ergibt sich zwangsläufig, dass Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse zu wahren sind. Dies stellt § 12 Abs. 4 Satz 2 EnWG nunmehr auch ausdrücklich klar. Danach sind Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, sicherzustellen, Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse ausschließlich so zu nutzen, dass deren unbefugte Offenbarung ausgeschlossen ist.
2626.3.2. Abfrage im Bedarfsfall
263Die Regelung in Tenorziffer 8 ist zur Gewährleistung einer schnellen Reaktion auf Engpässe und Spannungsprobleme erforderlich. Eine erst im akuten Bedarfsfall beginnende Abfrage freier Leistungsscheiben ist nicht gleich gut geeignet, da sie zwangsläufig mit zeitlichen Verzögerungen einhergeht. Demgegenüber überzeugt der Hinweis der Betroffenen auf Verzögerungen, die sich aus einer Überschneidung von Anweisung und Fahrplanaktualisierung ergibt, nicht. Etwaige Überschneidungen im Einzelfall sind nicht geeignet, das Meldesystem der Tenorziffer 8 grundsätzlich in Frage zu stellen.
2646.3.3. Zusätzlicher Kostenaufwand
265Die Meldepflichten sind nicht unverhältnismäßig im engeren Sinne. Dass die Anlagenbetreiber Personal sowie entsprechende EDV bereitstellen müssen, um die Meldepflichten zu erfüllen, rechtfertigt keine andere Bewertung. Ein Kraftwerksbetreiber hat sich auf verändernde rechtliche Vorgaben, wie hier durch das Redispatch, einzustellen und die entsprechenden organisatorischen Maßnahmen vorzunehmen. Es ist nicht ersichtlich, dass die verwaltungstechnischen und organisatorischen Anpassungen, die durch Redispatch geboten sind, diesen typischerweise mit dem Betrieb eines Kraftwerks verbundenen Aufwand übersteigen. Vor diesem Hintergrund ist auch nicht zu beanstanden, dass die durch die Meldepflichten entstandenen Kosten nicht nach der Vergütungsfestlegung erstattet werden. Entsprechendes gilt auch für KWK-Anlagen. Diesbezüglich ist im Verwaltungsverfahren nicht auf einen besonderen Aufwand hingewiesen worden. Ein solcher ist auch nicht ersichtlich. Denn nach § 5 StromNZV sind die KWK-Anlagen ohnehin zur Fahrplananmeldung und dessen Aktualisierung beim Übertragungsnetzbetreiber über ihren Bilanzkreisverantwortlichen verpflichtet, so dass sie schon von daher eine Prognose über die Fernwärmeabnahme im Netz treffen müssen. Dass die Einsatzplanung nicht anlagenscharf möglich ist, sondern nur für Anlagenpools, hat auf den Aufwand keinen Einfluss. Auch das Erfordernis, zusätzlich Personal bereitzuhalten, trifft alle Netzbetreiber gleichermaßen. Schließlich steht der Verhältnismäßigkeit im engeren Sinne auch nicht entgegen, dass die Datenmeldungen nur auf Prognosen beruhen und damit mit gewissen Unsicherheiten behaftet sind. Auch bei konventionellen Anlagen besteht aufgrund unvorhersehbarer Restriktionen ein allgemeines Verfügbarkeitsrisiko. Dieses mag zwar bei KWK-Anlagen erhöht sein. Es ist aber weder vorgetragen noch ersichtlich, dass sich der Umfang der gemeldeten freien Leistungsscheiben in kürzester Zeit so erheblich verändert, dass die Meldungen letztlich wertlos sind.
2666.3.4. Privilegierte Anlagen
267Die Meldepflichten nach Tenorziffer 8 sind auch nicht im Hinblick auf die sich nach Ziffer 3 und Ziffer 10 ergebenden Privilegierungen unverhältnismäßig, wie einzelne Kraftwerksbetreiber meinen. Inwieweit privilegierte Anlagen vollumfänglich zur Datenbereitstellung verpflichtet sind, hängt - unter Beachtung des Verhältnismäßigkeitsgrundsatzes - von dem Umfang ihrer Privilegierung ab. KWK-Anlagen, deren Leistungsscheiben Einschränkungen durch die Wärmeproduktion unterliegen, sind nicht erst durch Tenorziffer 3 privilegiert, sondern nach den Ausführungen der Bundesnetzagentur auf Seite 36 der Festlegung bereits nicht von der Festlegung umfasst. Damit treffen sie auch keine Mitteilungspflichten. KWK-Anlagen, deren Leistungsscheiben nicht diesen Einschränkungen unterliegen, sind nicht privilegiert und den Meldepflichten in vollem Umfang unterworfen. Anlagen, die nach Tenorziffer 10 (Regelenergie und Besicherung) privilegiert Leistungsscheiben vorhalten, sind, soweit sie weitere freie Leistungsscheiben vorhalten, ebenfalls in vollem Umfang den Meldepflichten nach Tenorziffer 8 unterworfen. Anlagen, die ausschließlich Regelenergie vorhalten, können nach Tenorziffer 8 keine freien Leistungsscheiben melden, müssen allerdings Restriktionen, nämlich das Vorhalten von Regelenergie, nach Tenorziffer 8 Satz 5 melden.
2686.3.5. Tenorziffer 7b der Vergütungsfestlegung
269Soweit die Betroffene die Unverhältnismäßigkeit der Mitteilungspflichten nach Tenorziffer 7b der Vergütungsregelung der Beschlusskammer 8 beanstandet, ist diese Rüge im Rahmen des Beschwerdeverfahrens gegen die Vergütungsfestlegung anzubringen. Etwas anderes ergibt sich auch nicht daraus, dass die Meldepflichten auch in Bezug auf die Erstellung der Merit Order von Bedeutung sind. Geregelt sind sie jedoch in der Vergütungsfestlegung.
2706.4. Restriktionen nach Tenorziffern 3, 8
271Die Regelungen in Tenorziffer 3 Satz 5, Satz 6 und Tenorziffer 8 Satz 5 zur Berücksichtigung von Restriktionen sind ebenfalls verhältnismäßig. Etwas anderes ergibt sich auch nicht daraus, dass diese wirtschaftliche Restriktionen nicht erfassen. Soweit die Betroffene in diesem Zusammenhang auf das Heizkraftwerk L. verweist, dessen beiden Gasturbinen-Anlagen aus emissionsschutzrechtlichen Gründen nur für jeweils x Stunden im Jahr für die Abdeckung von Spitzenlasten betrieben werden dürfen, liegt, wie unter Ziffer 2.3.2. ausgeführt, keine wirtschaftliche Restriktion vor, sondern eine solche nach Tenorziffer 3 Satz 6 der Festlegung, die Berücksichtigung findet. Dies gilt auch für die für die Wärmeversorgung im Winter vorzuhaltenden Betriebsstunden.
272Dass dem Anlagenbetreiber einer Anlage mit Betriebsstundenbegrenzung die Anlage nach Verbrauch der Betriebsstunden durch Redispatch-Maßnahmen nicht mehr zur eigenbestimmten Nutzung zur Verfügung steht, führt ebenfalls nicht zur Unverhältnismäßigkeit. Inwieweit dieser Fall überhaupt praxisrelevant ist, kann dahinstehen. Denn der Anlagenbetreiber, der grundsätzlich schon nach dem Gesetz zur Wirkleistungsanpassung verpflichtet ist, muss die Eingriffe in die Fahrweise seiner Anlage nicht entschädigungslos hinnehmen, sondern erhält dafür nach § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG eine angemessene Vergütung. Dass die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer dies nicht ausreichend umsetzt, führt lediglich zu deren Rechtswidrigkeit.
2737. Gesamtaufhebung
274Auch wenn nur die Reglungen in Tenorziffer 2 Satz 3 und Tenorziffer 3 Satz 2 der streitgegenständlichen Festlegung rechtswidrig sind, handelt es sich dabei um zentrale Regelungen, die zur Gesamtaufhebung der Festlegung führen. Schon die Rechtswidrigkeit der Tenorziffer 2, die den Adressatenkreis der Festlegung näher definiert, führt dazu, dass die übrigen Regelungen keinen Bestand haben können. Denn diese setzen die Bestimmung des Adressatenkreises voraus. Es kann auch nicht davon ausgegangen werden, dass die Bundesnetzagentur die Festlegung auch ohne die netzknotenbezogene Bestimmung der Nennwertgrenze der verpflichteten Anlagen bestimmt hätte. Vielmehr hat sie der Festlegung insgesamt ein netzknotenbezogenes Verständnis zugrunde gelegt. So geht sie auch in den Tenorziffern 3 und 8 von einer netzknotenbezogenen Betrachtungsweise aus.
275C.
276I.
277Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG.
278II.
279Den Gegenstandswert für das Beschwerdeverfahren hat der Senat bereits im Termin vom 21.01.2015 im Hinblick auf die wirtschaftliche Bedeutung und nach den übereinstimmenden Angaben der Beteiligten auf 50.000 Euro für jedes Verfahren festgesetzt (§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO).
280D.
281Die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof ist zuzulassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung i.S.d. § 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG haben.
282Rechtsmittelbelehrung:
283Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf
284einer Verletzung des Rechts beruht (§§ 546, 547 ZPO). Sie ist binnen einer Frist von einem Monat schriftlich bei dem Oberlandesgericht Düsseldorf, Cecilienallee 3, 40474 Düsseldorf, einzulegen. Die Frist beginnt mit der Zustellung dieser Beschwerdeentscheidung. Die Rechtsbeschwerde ist durch einen bei dem Beschwerdegericht oder Rechtsbeschwerdegericht (Bundesgerichtshof) einzureichenden Schriftsatz binnen eines Monats zu begründen. Die Frist beginnt mit der Einlegung der Beschwerde und kann auf Antrag von dem oder der Vorsitzenden des Rechtsbeschwerdegerichts verlängert werden. Die Begründung der Rechtsbeschwerde muss die Erklärung enthalten, inwieweit die Entscheidung angefochten und ihre Abänderung oder Aufhebung beantragt wird. Rechtsbeschwerdeschrift und -begründung müssen durch einen bei einem deutschen Gericht zugelassenen Rechtsanwalt unterzeichnet sein. Für die Regulierungsbehörde besteht kein Anwaltszwang; sie kann sich im Rechtsbeschwerdeverfahren durch ein Mitglied der Behörde vertreten lassen (§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG).
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Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
Im Sinne dieser Verordnung ist:
- 1.
Abnahmestelle die Summe aller räumlich und physikalisch zusammenhängenden elektrischen Einrichtungen eines Letztverbrauchers, die sich auf einem in sich abgeschlossenen Betriebsgelände befinden und über einen oder mehrere Entnahmepunkte mit dem Netz des Netzbetreibers verbunden sind; - 2.
Absatzstruktur die Struktur und Menge der aus einer Netz- oder Umspannebene entnommenen elektrischen Leistung und Arbeit; - 3.
Benutzungsdauer der Quotient aus pro Jahr entnommener oder eingespeister elektrischer Arbeit und der in diesem Jahr höchsten Last der Entnahme oder Einspeisung; - 3a.
(weggefallen) - 4.
Bezugszeitreihe die Zeitreihe einer Lastgangzählung in Form einer viertelstündlichen registrierenden Leistungsmessung, durch die die gemessenen Ausspeisungen an einer Entnahmestelle ausgewiesen werden; - 5.
Einspeisezeitreihe die Zeitreihe einer Lastgangzählung in Form einer viertelstündlichen registrierenden Lastgangmessung, durch die die gemessenen Einspeisungen an einer Entnahmestelle ausgewiesen werden; - 6.
Entnahmestelle der Ort der Entnahme elektrischer Energie aus einer Netz- oder Umspannebene durch Letztverbraucher, Weiterverteiler oder die jeweils nachgelagerte Netz- oder Umspannebene; - 7.
Jahreshöchstlast der höchste Leistungswert einer oder mehrerer Entnahmen aus einer Netz- oder Umspannebene oder einer oder mehrerer Einspeisungen im Verlauf eines Jahres; - 8.
Kalkulationsperiode das Geschäftsjahr des Betreibers eines Elektrizitätsübertragungs- oder Elektrizitätsverteilernetzes; - 9.
Lastgangzeitreihe die Zeitreihe einer Lastgangzählung in Form einer viertelstündlichen registrierenden Leistungsmessung einer Entnahmestelle, bestehend aus den zwei Zeitreihen für beide Energieflussrichtungen (Bezugszeitreihe und Einspeisezeitreihe); - 10.
Netzebene die Bereiche von Elektrizitätsversorgungsnetzen, in welchen elektrische Energie in Höchst-, Hoch-, Mittel- oder Niederspannung übertragen oder verteilt wird; - 11.
Netzknoten der räumlich eng begrenzte Teil eines Elektrizitätsversorgungsnetzes, der sich auf einem baulich zusammengehörenden Gebiet befindet und aus - a)
einem Umspannwerk, einer Umspannanlage, einer Umspannstation, einer Ortsnetzstation oder einer Schaltanlage oder - b)
einer sonstigen Übergabestelle bei Vorliegen einer den in Buchstabe a genannten Fällen vergleichbaren galvanischen Verbindung
- 12.
Umspannebene die Bereiche von Elektrizitätsversorgungsnetzen, in welchen die Spannung elektrischer Energie von Höchst- zu Hochspannung, Hoch- zu Mittelspannung oder Mittel- zu Niederspannung geändert wird; - 12a.
versorgte Fläche in Niederspannung die aus der amtlichen Statistik zur Bodenfläche nach Art der tatsächlichen Nutzung der Statistischen Landesämter ermittelbare Fläche sowie in Mittel- und Hochspannung die geografische Fläche des Netzgebietes; - 13.
zeitgleiche Jahreshöchstlast die höchste zeitgleiche Summe der Leistungswerte einer Anzahl von Entnahmen aus einer Netz- oder Umspannebene oder einer Anzahl von Einspeisungen in eine Netz- oder Umspannebene im Verlauf eines Jahres.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Ein schriftlicher oder elektronischer sowie ein schriftlich oder elektronisch bestätigter Verwaltungsakt ist mit einer Begründung zu versehen. In der Begründung sind die wesentlichen tatsächlichen und rechtlichen Gründe mitzuteilen, die die Behörde zu ihrer Entscheidung bewogen haben. Die Begründung von Ermessensentscheidungen soll auch die Gesichtspunkte erkennen lassen, von denen die Behörde bei der Ausübung ihres Ermessens ausgegangen ist.
(2) Einer Begründung bedarf es nicht,
- 1.
soweit die Behörde einem Antrag entspricht oder einer Erklärung folgt und der Verwaltungsakt nicht in Rechte eines anderen eingreift; - 2.
soweit demjenigen, für den der Verwaltungsakt bestimmt ist oder der von ihm betroffen wird, die Auffassung der Behörde über die Sach- und Rechtslage bereits bekannt oder auch ohne Begründung für ihn ohne weiteres erkennbar ist; - 3.
wenn die Behörde gleichartige Verwaltungsakte in größerer Zahl oder Verwaltungsakte mit Hilfe automatischer Einrichtungen erlässt und die Begründung nach den Umständen des Einzelfalls nicht geboten ist; - 4.
wenn sich dies aus einer Rechtsvorschrift ergibt; - 5.
wenn eine Allgemeinverfügung öffentlich bekannt gegeben wird.
(1) Ein Verwaltungsakt ist nichtig, soweit er an einem besonders schwerwiegenden Fehler leidet und dies bei verständiger Würdigung aller in Betracht kommenden Umstände offensichtlich ist.
(2) Ohne Rücksicht auf das Vorliegen der Voraussetzungen des Absatzes 1 ist ein Verwaltungsakt nichtig,
- 1.
der schriftlich oder elektronisch erlassen worden ist, die erlassende Behörde aber nicht erkennen lässt; - 2.
der nach einer Rechtsvorschrift nur durch die Aushändigung einer Urkunde erlassen werden kann, aber dieser Form nicht genügt; - 3.
den eine Behörde außerhalb ihrer durch § 3 Abs. 1 Nr. 1 begründeten Zuständigkeit erlassen hat, ohne dazu ermächtigt zu sein; - 4.
den aus tatsächlichen Gründen niemand ausführen kann; - 5.
der die Begehung einer rechtswidrigen Tat verlangt, die einen Straf- oder Bußgeldtatbestand verwirklicht; - 6.
der gegen die guten Sitten verstößt.
(3) Ein Verwaltungsakt ist nicht schon deshalb nichtig, weil
- 1.
Vorschriften über die örtliche Zuständigkeit nicht eingehalten worden sind, außer wenn ein Fall des Absatzes 2 Nr. 3 vorliegt; - 2.
eine nach § 20 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 bis 6 ausgeschlossene Person mitgewirkt hat; - 3.
ein durch Rechtsvorschrift zur Mitwirkung berufener Ausschuss den für den Erlass des Verwaltungsaktes vorgeschriebenen Beschluss nicht gefasst hat oder nicht beschlussfähig war; - 4.
die nach einer Rechtsvorschrift erforderliche Mitwirkung einer anderen Behörde unterblieben ist.
(4) Betrifft die Nichtigkeit nur einen Teil des Verwaltungsaktes, so ist er im Ganzen nichtig, wenn der nichtige Teil so wesentlich ist, dass die Behörde den Verwaltungsakt ohne den nichtigen Teil nicht erlassen hätte.
(5) Die Behörde kann die Nichtigkeit jederzeit von Amts wegen feststellen; auf Antrag ist sie festzustellen, wenn der Antragsteller hieran ein berechtigtes Interesse hat.
(1) Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente, umweltverträgliche und treibhausgasneutrale leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, Gas und Wasserstoff, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.
(2) Die Regulierung der Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze dient den Zielen der Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas und der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen.
(3) Zweck dieses Gesetzes ist ferner die Umsetzung und Durchführung des Europäischen Gemeinschaftsrechts auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Energieversorgung.
(4) Um den Zweck des Absatzes 1 auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität zu erreichen, verfolgt dieses Gesetz insbesondere die Ziele,
- 1.
die freie Preisbildung für Elektrizität durch wettbewerbliche Marktmechanismen zu stärken, - 2.
den Ausgleich von Angebot und Nachfrage nach Elektrizität an den Strommärkten jederzeit zu ermöglichen, - 3.
dass Erzeugungsanlagen, Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Lasten insbesondere möglichst umweltverträglich, netzverträglich, effizient und flexibel in dem Umfang eingesetzt werden, der erforderlich ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten, und - 4.
den Elektrizitätsbinnenmarkt zu stärken sowie die Zusammenarbeit insbesondere mit den an das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland angrenzenden Staaten sowie mit dem Königreich Norwegen und dem Königreich Schweden zu intensivieren.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente, umweltverträgliche und treibhausgasneutrale leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, Gas und Wasserstoff, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.
(2) Die Regulierung der Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze dient den Zielen der Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas und der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen.
(3) Zweck dieses Gesetzes ist ferner die Umsetzung und Durchführung des Europäischen Gemeinschaftsrechts auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Energieversorgung.
(4) Um den Zweck des Absatzes 1 auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität zu erreichen, verfolgt dieses Gesetz insbesondere die Ziele,
- 1.
die freie Preisbildung für Elektrizität durch wettbewerbliche Marktmechanismen zu stärken, - 2.
den Ausgleich von Angebot und Nachfrage nach Elektrizität an den Strommärkten jederzeit zu ermöglichen, - 3.
dass Erzeugungsanlagen, Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Lasten insbesondere möglichst umweltverträglich, netzverträglich, effizient und flexibel in dem Umfang eingesetzt werden, der erforderlich ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten, und - 4.
den Elektrizitätsbinnenmarkt zu stärken sowie die Zusammenarbeit insbesondere mit den an das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland angrenzenden Staaten sowie mit dem Königreich Norwegen und dem Königreich Schweden zu intensivieren.
(1) Alle Deutschen haben das Recht, Beruf, Arbeitsplatz und Ausbildungsstätte frei zu wählen. Die Berufsausübung kann durch Gesetz oder auf Grund eines Gesetzes geregelt werden.
(2) Niemand darf zu einer bestimmten Arbeit gezwungen werden, außer im Rahmen einer herkömmlichen allgemeinen, für alle gleichen öffentlichen Dienstleistungspflicht.
(3) Zwangsarbeit ist nur bei einer gerichtlich angeordneten Freiheitsentziehung zulässig.
(1) Die Behörde ermittelt den Sachverhalt von Amts wegen. Sie bestimmt Art und Umfang der Ermittlungen; an das Vorbringen und an die Beweisanträge der Beteiligten ist sie nicht gebunden. Setzt die Behörde automatische Einrichtungen zum Erlass von Verwaltungsakten ein, muss sie für den Einzelfall bedeutsame tatsächliche Angaben des Beteiligten berücksichtigen, die im automatischen Verfahren nicht ermittelt würden.
(2) Die Behörde hat alle für den Einzelfall bedeutsamen, auch die für die Beteiligten günstigen Umstände zu berücksichtigen.
(3) Die Behörde darf die Entgegennahme von Erklärungen oder Anträgen, die in ihren Zuständigkeitsbereich fallen, nicht deshalb verweigern, weil sie die Erklärung oder den Antrag in der Sache für unzulässig oder unbegründet hält.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Alle Deutschen haben das Recht, Beruf, Arbeitsplatz und Ausbildungsstätte frei zu wählen. Die Berufsausübung kann durch Gesetz oder auf Grund eines Gesetzes geregelt werden.
(2) Niemand darf zu einer bestimmten Arbeit gezwungen werden, außer im Rahmen einer herkömmlichen allgemeinen, für alle gleichen öffentlichen Dienstleistungspflicht.
(3) Zwangsarbeit ist nur bei einer gerichtlich angeordneten Freiheitsentziehung zulässig.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Betreiber von dezentralen Erzeugungsanlagen, die vor dem 1. Januar 2023 in Betrieb genommen worden sind, erhalten vom Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes, in dessen Netz sie einspeisen, ein Entgelt. Bei Anlagen mit volatiler Erzeugung ist Satz 1 mit der Maßgabe anzuwenden, dass sie nur dann ein Entgelt erhalten, wenn sie vor dem 1. Januar 2018 in Betrieb genommen worden sind. Dieses Entgelt muss den gegenüber den vorgelagerten Netz- oder Umspannebenen durch die jeweilige Einspeisung vermiedenen Netzentgelten entsprechen, die nach Maßgabe des § 120 des Energiewirtschaftsgesetzes ermittelt werden. Das Entgelt nach Satz 1 wird nicht gewährt, wenn die Stromeinspeisung
- 1.
nach § 19 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes gefördert wird, - 2.
nach § 6 Absatz 4 Satz 1 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und § 13 Absatz 5 vergütet wird und in dieser Vergütung vermiedene Netzentgelte enthalten sind oder - 3.
aus KWK-Anlagen nach § 8a Absatz 1 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes gefördert wird.
(2) Die dem Entgelt für dezentrale Einspeisung zu Grunde liegenden vermiedenen gewälzten Kosten der vorgelagerten Netz- oder Umspannebenen werden für jede Netz- und Umspannebene einzeln ermittelt. Maßgeblich sind die tatsächliche Vermeidungsarbeit in Kilowattstunden, die tatsächliche Vermeidungsleistung in Kilowatt und die Netzentgelte der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene nach Maßgabe des § 120 Absatz 2 bis 6 des Energiewirtschaftsgesetzes. Bei der Ermittlung nach den Sätzen 1 und 2 sind die für die einzelnen Übertragungsnetzbetreiber in Anlage 4a angegebenen Werte zugrunde zu legen. Die Vermeidungsarbeit ist unter Berücksichtigung der Netzverluste der jeweiligen Netz- oder Umspannebene die Differenz zwischen der durch Letztverbraucher, Weiterverteiler und nachgelagerte Netz- oder Umspannebene entnommenen elektrischen Energie in Kilowattstunden und der aus der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene entnommenen elektrischen Energie in Kilowattstunden. Die Vermeidungsleistung ist die Differenz zwischen der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen aus der Netz- oder Umspannebene und der maximalen Bezugslast dieses Jahres aus der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene in Kilowatt.
(3) Die Aufteilung der nach Absatz 2 ermittelten vermiedenen Kosten der jeweils vorgelagerten Netz- oder Umspannebenen auf die einzelnen dezentralen Einspeisungen hat sachgerecht nach individueller Vermeidungsarbeit und Vermeidungsleistung zu erfolgen. Betreiber, die aus dezentralen Erzeugungsanlagen einspeisen, welche keinen überwiegenden Anteil an der Vermeidungsleistung haben, können zwischen einer Berechnung auf Basis ihrer tatsächlichen Vermeidungsleistung und einem alternativen Verfahren, welches ihre Vermeidungsleistung verstetigt, wählen. Bei dezentralen Einspeisungen ohne Lastgangmessung ist grundsätzlich nur die Vermeidungsarbeit zu berücksichtigen.
(4) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen sind verpflichtet, nach Abschluss einer Kalkulationsperiode die Differenz zwischen den an die Betreiber dezentraler Erzeugungsanlagen in Summe erstatteten Entgelten und den sich nach Absatz 2 rechnerisch ergebenden vermiedenen Kosten der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene zu ermitteln. Der Differenzbetrag ist zuzüglich einer angemessenen Verzinsung in der nächsten Kalkulationsperiode in Ansatz zu bringen.
(5) Die vermiedenen Netzentgelte nach Absatz 1, die sich auf Grund der Ermittlung nach den Absätzen 2 und 3 für die jeweilige Erzeugungsanlage ergeben, werden für Anlagen mit volatiler Erzeugung ab dem 1. Januar 2018 schrittweise jährlich, jeweils zum 1. Januar des Jahres, jeweils um einen Betrag von einem Drittel des ursprünglichen Ausgangswertes abgesenkt.
(1) Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente, umweltverträgliche und treibhausgasneutrale leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, Gas und Wasserstoff, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.
(2) Die Regulierung der Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze dient den Zielen der Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas und der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen.
(3) Zweck dieses Gesetzes ist ferner die Umsetzung und Durchführung des Europäischen Gemeinschaftsrechts auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Energieversorgung.
(4) Um den Zweck des Absatzes 1 auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität zu erreichen, verfolgt dieses Gesetz insbesondere die Ziele,
- 1.
die freie Preisbildung für Elektrizität durch wettbewerbliche Marktmechanismen zu stärken, - 2.
den Ausgleich von Angebot und Nachfrage nach Elektrizität an den Strommärkten jederzeit zu ermöglichen, - 3.
dass Erzeugungsanlagen, Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Lasten insbesondere möglichst umweltverträglich, netzverträglich, effizient und flexibel in dem Umfang eingesetzt werden, der erforderlich ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten, und - 4.
den Elektrizitätsbinnenmarkt zu stärken sowie die Zusammenarbeit insbesondere mit den an das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland angrenzenden Staaten sowie mit dem Königreich Norwegen und dem Königreich Schweden zu intensivieren.
(1) Alle Menschen sind vor dem Gesetz gleich.
(2) Männer und Frauen sind gleichberechtigt. Der Staat fördert die tatsächliche Durchsetzung der Gleichberechtigung von Frauen und Männern und wirkt auf die Beseitigung bestehender Nachteile hin.
(3) Niemand darf wegen seines Geschlechtes, seiner Abstammung, seiner Rasse, seiner Sprache, seiner Heimat und Herkunft, seines Glaubens, seiner religiösen oder politischen Anschauungen benachteiligt oder bevorzugt werden. Niemand darf wegen seiner Behinderung benachteiligt werden.
(1) Ein schriftlicher oder elektronischer sowie ein schriftlich oder elektronisch bestätigter Verwaltungsakt ist mit einer Begründung zu versehen. In der Begründung sind die wesentlichen tatsächlichen und rechtlichen Gründe mitzuteilen, die die Behörde zu ihrer Entscheidung bewogen haben. Die Begründung von Ermessensentscheidungen soll auch die Gesichtspunkte erkennen lassen, von denen die Behörde bei der Ausübung ihres Ermessens ausgegangen ist.
(2) Einer Begründung bedarf es nicht,
- 1.
soweit die Behörde einem Antrag entspricht oder einer Erklärung folgt und der Verwaltungsakt nicht in Rechte eines anderen eingreift; - 2.
soweit demjenigen, für den der Verwaltungsakt bestimmt ist oder der von ihm betroffen wird, die Auffassung der Behörde über die Sach- und Rechtslage bereits bekannt oder auch ohne Begründung für ihn ohne weiteres erkennbar ist; - 3.
wenn die Behörde gleichartige Verwaltungsakte in größerer Zahl oder Verwaltungsakte mit Hilfe automatischer Einrichtungen erlässt und die Begründung nach den Umständen des Einzelfalls nicht geboten ist; - 4.
wenn sich dies aus einer Rechtsvorschrift ergibt; - 5.
wenn eine Allgemeinverfügung öffentlich bekannt gegeben wird.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente, umweltverträgliche und treibhausgasneutrale leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, Gas und Wasserstoff, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.
(2) Die Regulierung der Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze dient den Zielen der Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas und der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen.
(3) Zweck dieses Gesetzes ist ferner die Umsetzung und Durchführung des Europäischen Gemeinschaftsrechts auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Energieversorgung.
(4) Um den Zweck des Absatzes 1 auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität zu erreichen, verfolgt dieses Gesetz insbesondere die Ziele,
- 1.
die freie Preisbildung für Elektrizität durch wettbewerbliche Marktmechanismen zu stärken, - 2.
den Ausgleich von Angebot und Nachfrage nach Elektrizität an den Strommärkten jederzeit zu ermöglichen, - 3.
dass Erzeugungsanlagen, Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Lasten insbesondere möglichst umweltverträglich, netzverträglich, effizient und flexibel in dem Umfang eingesetzt werden, der erforderlich ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten, und - 4.
den Elektrizitätsbinnenmarkt zu stärken sowie die Zusammenarbeit insbesondere mit den an das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland angrenzenden Staaten sowie mit dem Königreich Norwegen und dem Königreich Schweden zu intensivieren.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Ein Verwaltungsakt muss inhaltlich hinreichend bestimmt sein.
(2) Ein Verwaltungsakt kann schriftlich, elektronisch, mündlich oder in anderer Weise erlassen werden. Ein mündlicher Verwaltungsakt ist schriftlich oder elektronisch zu bestätigen, wenn hieran ein berechtigtes Interesse besteht und der Betroffene dies unverzüglich verlangt. Ein elektronischer Verwaltungsakt ist unter denselben Voraussetzungen schriftlich zu bestätigen; § 3a Abs. 2 findet insoweit keine Anwendung.
(3) Ein schriftlicher oder elektronischer Verwaltungsakt muss die erlassende Behörde erkennen lassen und die Unterschrift oder die Namenswiedergabe des Behördenleiters, seines Vertreters oder seines Beauftragten enthalten. Wird für einen Verwaltungsakt, für den durch Rechtsvorschrift die Schriftform angeordnet ist, die elektronische Form verwendet, muss auch das der Signatur zugrunde liegende qualifizierte Zertifikat oder ein zugehöriges qualifiziertes Attributzertifikat die erlassende Behörde erkennen lassen. Im Fall des § 3a Absatz 2 Satz 4 Nummer 3 muss die Bestätigung nach § 5 Absatz 5 des De-Mail-Gesetzes die erlassende Behörde als Nutzer des De-Mail-Kontos erkennen lassen.
(4) Für einen Verwaltungsakt kann für die nach § 3a Abs. 2 erforderliche Signatur durch Rechtsvorschrift die dauerhafte Überprüfbarkeit vorgeschrieben werden.
(5) Bei einem schriftlichen Verwaltungsakt, der mit Hilfe automatischer Einrichtungen erlassen wird, können abweichend von Absatz 3 Unterschrift und Namenswiedergabe fehlen. Zur Inhaltsangabe können Schlüsselzeichen verwendet werden, wenn derjenige, für den der Verwaltungsakt bestimmt ist oder der von ihm betroffen wird, auf Grund der dazu gegebenen Erläuterungen den Inhalt des Verwaltungsaktes eindeutig erkennen kann.
(6) Einem schriftlichen oder elektronischen Verwaltungsakt, der der Anfechtung unterliegt, ist eine Erklärung beizufügen, durch die der Beteiligte über den Rechtsbehelf, der gegen den Verwaltungsakt gegeben ist, über die Behörde oder das Gericht, bei denen der Rechtsbehelf einzulegen ist, den Sitz und über die einzuhaltende Frist belehrt wird (Rechtsbehelfsbelehrung). Die Rechtsbehelfsbelehrung ist auch der schriftlichen oder elektronischen Bestätigung eines Verwaltungsaktes und der Bescheinigung nach § 42a Absatz 3 beizufügen.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Alle Deutschen haben das Recht, Beruf, Arbeitsplatz und Ausbildungsstätte frei zu wählen. Die Berufsausübung kann durch Gesetz oder auf Grund eines Gesetzes geregelt werden.
(2) Niemand darf zu einer bestimmten Arbeit gezwungen werden, außer im Rahmen einer herkömmlichen allgemeinen, für alle gleichen öffentlichen Dienstleistungspflicht.
(3) Zwangsarbeit ist nur bei einer gerichtlich angeordneten Freiheitsentziehung zulässig.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Alle Deutschen haben das Recht, Beruf, Arbeitsplatz und Ausbildungsstätte frei zu wählen. Die Berufsausübung kann durch Gesetz oder auf Grund eines Gesetzes geregelt werden.
(2) Niemand darf zu einer bestimmten Arbeit gezwungen werden, außer im Rahmen einer herkömmlichen allgemeinen, für alle gleichen öffentlichen Dienstleistungspflicht.
(3) Zwangsarbeit ist nur bei einer gerichtlich angeordneten Freiheitsentziehung zulässig.
(1) Alle Menschen sind vor dem Gesetz gleich.
(2) Männer und Frauen sind gleichberechtigt. Der Staat fördert die tatsächliche Durchsetzung der Gleichberechtigung von Frauen und Männern und wirkt auf die Beseitigung bestehender Nachteile hin.
(3) Niemand darf wegen seines Geschlechtes, seiner Abstammung, seiner Rasse, seiner Sprache, seiner Heimat und Herkunft, seines Glaubens, seiner religiösen oder politischen Anschauungen benachteiligt oder bevorzugt werden. Niemand darf wegen seiner Behinderung benachteiligt werden.
(1) Das Beschwerdegericht entscheidet durch Beschluss nach seiner freien, aus dem Gesamtergebnis des Verfahrens gewonnenen Überzeugung. Der Beschluss darf nur auf Tatsachen und Beweismittel gestützt werden, zu denen die Beteiligten sich äußern konnten. Das Beschwerdegericht kann hiervon abweichen, soweit Beigeladenen aus wichtigen Gründen, insbesondere zur Wahrung von Betriebs- oder Geschäftsgeheimnissen, Akteneinsicht nicht gewährt und der Akteninhalt aus diesen Gründen auch nicht vorgetragen worden ist. Dies gilt nicht für solche Beigeladene, die an dem streitigen Rechtsverhältnis derart beteiligt sind, dass die Entscheidung auch ihnen gegenüber nur einheitlich ergehen kann.
(2) Hält das Beschwerdegericht die Entscheidung der Regulierungsbehörde für unzulässig oder unbegründet, so hebt es sie auf. Hat sich die Entscheidung vorher durch Zurücknahme oder auf andere Weise erledigt, so spricht das Beschwerdegericht auf Antrag aus, dass die Entscheidung der Regulierungsbehörde unzulässig oder unbegründet gewesen ist, wenn der Beschwerdeführer ein berechtigtes Interesse an dieser Feststellung hat.
(3) Hat sich eine Entscheidung nach den §§ 29 bis 31 wegen nachträglicher Änderung der tatsächlichen Verhältnisse oder auf andere Weise erledigt, so spricht das Beschwerdegericht auf Antrag aus, ob, in welchem Umfang und bis zu welchem Zeitpunkt die Entscheidung begründet gewesen ist.
(4) Hält das Beschwerdegericht die Ablehnung oder Unterlassung der Entscheidung für unzulässig oder unbegründet, so spricht es die Verpflichtung der Regulierungsbehörde aus, die beantragte Entscheidung vorzunehmen.
(5) Die Entscheidung ist auch dann unzulässig oder unbegründet, wenn die Regulierungsbehörde von ihrem Ermessen fehlsamen Gebrauch gemacht hat, insbesondere wenn sie die gesetzlichen Grenzen des Ermessens überschritten oder durch die Ermessensentscheidung Sinn und Zweck dieses Gesetzes verletzt hat.
(6) Der Beschluss ist zu begründen und mit einer Rechtsmittelbelehrung den Beteiligten zuzustellen.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Betreiber von Übertragungsnetzen haben die Energieübertragung durch das Netz unter Berücksichtigung des Austauschs mit anderen Verbundnetzen zu regeln und mit der Bereitstellung und dem Betrieb ihrer Übertragungsnetze im nationalen und internationalen Verbund zu einem sicheren und zuverlässigen Elektrizitätsversorgungssystem in ihrer Regelzone und damit zu einer sicheren Energieversorgung beizutragen. Betreiber von Übertragungsnetzen können vereinbaren, die Regelverantwortung für ihre Netze auf einen Betreiber von Übertragungsnetzen zu übertragen. Mit der Übertragung der Regelverantwortung erhält der verantwortliche Netzbetreiber die Befugnisse der §§ 13 bis 13b. Die Übertragung der Regelverantwortung ist der Regulierungsbehörde spätestens sechs Monate vorher anzuzeigen. Die Regulierungsbehörde kann zur Verringerung des Aufwandes für Regelenergie und zur Förderung von einheitlichen Bedingungen bei der Gewährung des Netzzugangs durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 die Betreiber von Übertragungsnetzen verpflichten, eine einheitliche Regelzone zu bilden.
(2) Betreiber von Übertragungsnetzen haben Betreibern eines anderen Netzes, mit dem die eigenen Übertragungsnetze technisch verbunden sind, die notwendigen Informationen bereitzustellen, um den sicheren und effizienten Betrieb, den koordinierten Ausbau und den Verbund sicherzustellen.
(3) Betreiber von Übertragungsnetzen haben dauerhaft die Fähigkeit des Netzes sicherzustellen, die Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität zu befriedigen und insbesondere durch entsprechende Übertragungskapazität und Zuverlässigkeit des Netzes zur Versorgungssicherheit beizutragen. Dafür können sie im Rahmen des technisch Möglichen auch geeignete technische Anlagen etwa zur Bereitstellung von nicht frequenzgebundenen Systemdienstleistungen nutzen, die keine Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie sind. Hierbei hat eine Abwägung mit einer marktgestützten Beschaffung nach § 12h zu erfolgen.
(3a) Um die technische Sicherheit und die Systemstabilität zu gewährleisten, wird das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie ermächtigt, durch Rechtsverordnung technische Anforderungen an Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie, insbesondere an Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, vorzugeben sowie Netzbetreiber und Anlagenbetreiber zu verpflichten, Anlagen, die bereits vor dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen worden sind, entsprechend nachzurüsten sowie anlagenbezogene Daten, die zur Durchführung und Kontrolle des Nachrüstungsprozesses erforderlich sind, bereitzustellen und auszuwerten und Regelungen zur Kostentragung zu treffen.
(3b) Betreiber von Übertragungsnetzen berichten der Regulierungsbehörde auf deren Anforderung über die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit ihres Energieversorgungsnetzes im Sinne von § 11 sowie über die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von Absatz 1 Satz 1 und Absatz 3. Bei einer Anforderung nach Satz 1 bestimmt die Regulierungsbehörde,
- 1.
zu welchem Zeitpunkt und für welchen Zeitraum berichtet werden soll, - 2.
ob die Betreiber von Übertragungsnetzen einzeln oder gemeinsam berichten sollen, - 3.
ob und in welchem Umfang Betreiber von Verteilernetzen an der Erstellung des Berichts zu beteiligen sind, - 4.
zu welchen Themen berichtet werden soll und - 5.
ob und zu welchen Themen die Betreiber von Übertragungsnetzen Maßnahmen einschließlich Alternativen vorschlagen sollen, die sie zur Erfüllung ihrer Aufgaben künftig für erforderlich halten; dies kann auch Vorsorgemaßnahmen und Pilotprojekte umfassen.
(3c) Betreiber von Verteilernetzen berichten der Regulierungsbehörde auf deren Anforderung über die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit ihres Energieversorgungsnetzes im Sinne von § 11. Absatz 3b Satz 2 ist entsprechend anzuwenden.
(4) Die folgenden natürlichen oder juristischen Personen müssen den Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf deren Verlangen unverzüglich die Informationen einschließlich etwaiger Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse bereitstellen, die notwendig sind, damit die Elektrizitätsversorgungsnetze sicher und zuverlässig betrieben, gewartet und ausgebaut werden können:
- 1.
die Betreiber von Erzeugungsanlagen, - 2.
die Betreiber von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie, - 3.
die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, - 4.
die Betreiber von Gasversorgungsnetzen, - 5.
industrielle und gewerbliche Letztverbraucher, - 6.
Anbieter von Lastmanagement und - 7.
Großhändler oder Lieferanten von Elektrizität.
(5) Die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen müssen
- 1.
sicherstellen, dass die Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse, die ihnen nach Absatz 4 Satz 1 zur Kenntnis gelangen, ausschließlich so zu den dort genannten Zwecken genutzt werden, dass deren unbefugte Offenbarung ausgeschlossen ist, - 2.
die nach Absatz 4 erhaltenen Informationen in anonymisierter Form an die Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen für die Zwecke des Monitorings nach § 51 übermitteln, - 3.
neben den nach Nummer 2 zu übermittelnden Informationen an die Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen weitere verfügbare und für die Zwecke des Monitorings nach § 51 erforderliche Informationen und Analysen übermitteln, insbesondere verfügbare Informationen und eine gemeinsam von den Betreibern von Übertragungsnetzen in einer von der Bundesnetzagentur zu bestimmenden Form zu erstellende Analyse zu den grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen sowie zu Angebot und Nachfrage auf den europäischen Strommärkten, zu der Höhe und der Entwicklung der Gesamtlast in den Elektrizitätsversorgungsnetzen in den vergangenen zehn Jahren im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland und zur Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit der Energieversorgungsnetze einschließlich des Netzbetriebs, - 4.
der Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen in einer von ihr zu bestimmenden Frist und Form für die Zwecke des Berichts nach § 63 Absatz 3a Informationen und Analysen zu der Mindesterzeugung insbesondere aus thermisch betriebenen Erzeugungsanlagen und aus Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie sowie Informationen und geeignete Analysen zur Entwicklung der Mindesterzeugung übermitteln und - 5.
der Bundesnetzagentur jeweils jährlich auf deren Verlangen in einer von ihr zu bestimmenden Frist und Form für die Zwecke des Monitorings nach § 51a die Unternehmen und Vereinigungen von Unternehmen nennen, die einen Stromverbrauch von mehr als 20 Gigawattstunden jährlich haben.
(5a) Die Bundesnetzagentur übermittelt die nach Absatz 5 zum Zwecke des Monitorings der Versorgungssicherheit nach § 51 und zur Erfüllung der Berichterstattungspflicht nach § 63 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 erhobenen Daten an das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie auf dessen Verlangen.
(6) Die Regulierungsbehörde wird ermächtigt, nach § 29 Absatz 1 Festlegungen zu treffen zur näheren Bestimmung des Kreises der nach Absatz 4 Satz 1 Verpflichteten, zum Inhalt und zur Methodik, zu den Details der Datenweitergabe und zum Datenformat der Bereitstellung an die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen.
(7) Die Regulierungsbehörde, das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie sowie die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sollen anstelle der Abfrage nach den Absätzen 4 und 5 das Marktstammdatenregister nach § 111e nutzen, sobald und soweit ihnen das Marktstammdatenregister den Zugriff auf Daten im Sinne der Absätze 4 und 5 eröffnet.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Weist ein Netzbetreiber nach, dass Besonderheiten seiner Versorgungsaufgabe im Sinne des Vorliegens außergewöhnlicher struktureller Umstände bestehen, die im Effizienzvergleich durch die Auswahl der Parameter nach § 13 Absatz 3 und 4 nicht hinreichend berücksichtigt wurden und durch den Netzbetreiber nicht beeinflussbar sind, und dies die nach § 14 Absatz 1 Nummer 1 und 2 ermittelten Kosten um mindestens 5 Prozent erhöht, so hat die Regulierungsbehörde einen Aufschlag auf den nach den §§ 12 bis 14 oder 22 ermittelten Effizienzwert anzusetzen (bereinigter Effizienzwert). Ist der Effizienzwert nach § 12 Abs. 4 angesetzt worden, hat der Netzbetreiber die erforderlichen Nachweise zu erbringen, dass die Besonderheiten seiner Versorgungsaufgabe einen zusätzlichen Aufschlag nach Satz 1 rechtfertigen.
(2) Die Landesregulierungsbehörden können zur Ermittlung der bereinigten Effizienzwerte nach Absatz 1 die von der Bundesnetzagentur im bundesweiten Effizienzvergleich nach den §§ 12 bis 14 ermittelten Effizienzwerte zugrunde legen.
(3) Aus dem nach §§ 12 bis 14, 22 oder 24 ermittelten Effizienzwert oder dem bereinigten Effizienzwert werden die Ineffizienzen ermittelt. Die Ineffizienzen ergeben sich aus der Differenz zwischen den Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile und den mit dem in Satz 1 genannten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
Betreiber
- 1.
von Anlagen im Sinne des § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes mit einer elektrischen Leistung von bis zu 500 Kilowatt oder - 2.
von Anlagen im Sinne des § 2 Nummer 14 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes mit einer elektrischen Leistung von bis zu 500 Kilowatt,
(1) Betreiber von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 100 Kilowatt sowie von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie, die durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind, sind verpflichtet, auf Aufforderung durch Betreiber von Übertragungsnetzen die Wirkleistungs- oder Blindleistungserzeugung oder den Wirkleistungsbezug anzupassen oder die Anpassung zu dulden. Eine Anpassung umfasst auch die Aufforderung einer Einspeisung oder eines Bezugs aus Anlagen, die
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derzeit keine elektrische Energie erzeugen oder beziehen und erforderlichenfalls erst betriebsbereit gemacht werden müssen oder - 2.
zur Erfüllung der Anforderungen einer Erzeugung oder eines Bezugs eine geplante Revision verschieben müssen.
(1a) Der Bilanzkreisverantwortliche der betroffenen Einspeise- oder Entnahmestelle hat einen Anspruch auf einen bilanziellen Ausgleich der Maßnahme gegen den Übertragungsnetzbetreiber, der den Betreiber der Anlage nach Absatz 1 zur Anpassung aufgefordert oder die Anpassung durchgeführt hat. Der Übertragungsnetzbetreiber hat einen Anspruch gegen den Bilanzkreisverantwortlichen auf Abnahme des bilanziellen Ausgleichs. Ist der Strom nach § 57 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermarkten, erfolgt der bilanzielle Ausgleich abweichend von Satz 1 mit dem Bilanzkreis, über den der Übertragungsnetzbetreiber die Vermarktung durchführt. Der Übertragungsnetzbetreiber muss den Bilanzkreisverantwortlichen unverzüglich über den geplanten Zeitpunkt, den Umfang und die Dauer der Anpassung unterrichten. Der Übertragungsnetzbetreiber muss den Bilanzkreisverantwortlichen und den Betreiber der Anlage nach Absatz 1 unverzüglich über die tatsächlichen Zeitpunkte, den jeweiligen Umfang, die Dauer und die Gründe der Anpassung unterrichten.
(2) Eine nach Absatz 1 Satz 1 vorgenommene Anpassung ist zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der Anlage zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie angemessen finanziell auszugleichen. Der finanzielle Ausgleich ist angemessen, wenn er den Betreiber der Anlage unter Anrechnung des bilanziellen Ausgleichs nach Absatz 1a wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde. Ein angemessener finanzieller Ausgleich nach Satz 1 umfasst folgende Bestandteile, wenn und soweit diese durch die jeweilige Anpassung der Wirkleistungs- oder Blindleistungserzeugung oder des Wirkleistungsbezugs auf Anforderung des Betreibers eines Übertragungsnetzes verursacht worden sind:
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die notwendigen Auslagen für die tatsächlichen Anpassungen der Erzeugung (Erzeugungsauslagen) oder des Bezugs, - 2.
den Werteverbrauch der Anlage für die tatsächlichen Anpassungen der Erzeugung oder des Bezugs (anteiligen Werteverbrauch), - 3.
die nachgewiesenen entgangenen Erlösmöglichkeiten, wenn und soweit diese die Summe der nach den Nummern 1 und 2 zu erstattenden Kosten übersteigen, - 4.
die notwendigen Auslagen für die Herstellung der Betriebsbereitschaft nach Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 oder die Verschiebung einer geplanten Revision nach Absatz 1 Satz 2 Nummer 2 und - 5.
im Fall der Reduzierung der Wirkleistungserzeugung aus Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes oder von KWK-Strom im Sinne des § 3 Absatz 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes die entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen.
(3) Grundlage für die Bestimmung des anteiligen Werteverbrauchs nach Absatz 2 Satz 2 Nummer 2 sind die handelsrechtlichen Restwerte und handelsrechtlichen Restnutzungsdauern in Jahren; für die Bestimmung des anteiligen Werteverbrauchs für die Anlage oder Anlagenteile ist als Schlüssel das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach Absatz 1 Satz 1 und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen.
(4) Weitergehende Kosten, die dem Anlagenbetreiber auch ohne die Anforderung nach Absatz 1 Satz 1 entstehen, insbesondere Betriebsbereitschaftsauslagen und eine Verzinsung des gebundenen Kapitals, werden nicht erstattet.
(5) Maßnahmen nach Absatz 1 erfolgen in Abstimmung mit dem Betreiber desjenigen Netzes, in das die Anlage eingebunden ist, und allen zwischengelagerten Netzbetreibern, durch die das Anschlussnetz mit dem Netz des anfordernden Netzbetreibers verbunden ist, sowie allen vorgelagerten Netzbetreibern, die durch die Maßnahme betroffen sind. Trifft ein nachgelagerter Netzbetreiber in seinem Netz Maßnahmen nach Absatz 1 und konkurrieren diese Maßnahmen mit Maßnahmen des vorgelagerten Netzbetreibers nach Absatz 1, so sollen insoweit die Maßnahmen des nachgelagerten Netzbetreibers in der Regel Vorrang haben. Der Betreiber eines Übertragungsnetzes, in dessen Netz die Ursache für eine Maßnahme nach Absatz 1 liegt, muss dem Netzbetreiber, der die Maßnahme ausführt oder nach § 14 Absatz 1c Satz 1 zu ihr auffordert, die Kosten für den bilanziellen und finanziellen Ausgleich nach Abzug entstandener Erlöse ersetzen, soweit kein Anspruch nach § 14 Absatz 1c Satz 2 besteht.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
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netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
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technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
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die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
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für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
Im Sinne dieses Gesetzes bedeutet
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Abrechnungsinformationen Informationen, die üblicherweise in Rechnungen über die Energiebelieferung von Letztverbrauchern zur Ermittlung des Rechnungsbetrages enthalten sind, mit Ausnahme der Zahlungsaufforderung selbst, - 1a.
Aggregatoren natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die eine Tätigkeit ausüben, bei der Verbrauch oder Erzeugung von elektrischer Energie in Energieanlagen oder in Anlagen zum Verbrauch elektrischer Energie auf einem Elektrizitätsmarkt gebündelt angeboten werden, - 1b.
Ausgleichsleistungen Dienstleistungen zur Bereitstellung von Energie, die zur Deckung von Verlusten und für den Ausgleich von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisung benötigt wird, zu denen insbesondere auch Regelenergie gehört, - 1c.
Ausspeisekapazität im Gasbereich das maximale Volumen pro Stunde in Normkubikmeter, das an einem Ausspeisepunkt aus einem Netz oder Teilnetz insgesamt ausgespeist und gebucht werden kann, - 1d.
Ausspeisepunkt ein Punkt, an dem Gas aus einem Netz oder Teilnetz eines Netzbetreibers entnommen werden kann, - 2.
Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die Betreiber von Übertragungs- oder Elektrizitätsverteilernetzen sind, - 3.
Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Verteilung von Elektrizität wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau des Verteilernetzes in einem bestimmten Gebiet und gegebenenfalls der Verbindungsleitungen zu anderen Netzen, - 4.
Betreiber von Energieversorgungsnetzen Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen oder Gasversorgungsnetzen, - 5.
Betreiber von Fernleitungsnetzen Betreiber von Netzen, die Grenz- oder Marktgebietsübergangspunkte aufweisen, die insbesondere die Einbindung großer europäischer Importleitungen in das deutsche Fernleitungsnetz gewährleisten, oder natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbstständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Fernleitung von Erdgas wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau eines Netzes, - a)
das der Anbindung der inländischen Produktion oder von LNG-Anlagen an das deutsche Fernleitungsnetz dient, sofern es sich hierbei nicht um ein vorgelagertes Rohrleitungsnetz im Sinne von Nummer 39 handelt, oder - b)
das an Grenz- oder Marktgebietsübergangspunkten Buchungspunkte oder -zonen aufweist, für die Transportkunden Kapazitäten buchen können,
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Betreiber von Gasspeicheranlagen natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Speicherung von Erdgas wahrnehmen und für den Betrieb einer Gasspeicheranlage verantwortlich sind, - 7.
Betreiber von Gasversorgungsnetzen natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die Gasversorgungsnetze betreiben, - 8.
Betreiber von Gasverteilernetzen natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Verteilung von Gas wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau des Verteilernetzes in einem bestimmten Gebiet und gegebenenfalls der Verbindungsleitungen zu anderen Netzen, - 9.
Betreiber von LNG-Anlagen natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Verflüssigung von Erdgas oder der Einfuhr, Entladung und Wiederverdampfung von verflüssigtem Erdgas wahrnehmen und für den Betrieb einer LNG-Anlage verantwortlich sind, - 9a.
Betreiber technischer Infrastrukturen natürliche oder juristische Personen, die für den sicheren Betrieb technischer Infrastrukturen verantwortlich sind, wobei technische Infrastrukturen alle Infrastrukturen sind, an denen durch Einwirken eines Elektrizitätsversorgungsnetzes elektromagnetische Beeinflussungen auftreten können; hierzu zählen insbesondere Telekommunikationslinien im Sinne des § 3 Nummer 64 des Telekommunikationsgesetzes, Rohrleitungsanlagen aus leitfähigem Material, Steuer- und Signalleitungen oder Hoch- und Höchstspannungsleitungen innerhalb eines Beeinflussungsbereichs von bis zu 1 000 Metern um die beeinflussende Anlage, - 10.
Betreiber von Übertragungsnetzen natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Übertragung von Elektrizität wahrnehmen und die verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau des Übertragungsnetzes in einem bestimmten Gebiet und gegebenenfalls der Verbindungsleitungen zu anderen Netzen, - 10a.
Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung die Unternehmen 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH und TransnetBW GmbH sowie ihre Rechtsnachfolger, - 10b.
Betreiber von Wasserstoffnetzen natürliche oder juristische Personen, die die Aufgabe des Transports oder der Verteilung von Wasserstoff wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau des Wasserstoffnetzes, - 10c.
Betreiber von Wasserstoffspeicheranlagen natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Speicherung von Wasserstoff wahrnehmen und für den Betrieb einer Wasserstoffspeicheranlage verantwortlich sind, - 10d.
Bilanzkreis im Elektrizitätsbereich innerhalb einer Regelzone die Zusammenfassung von Einspeise- und Entnahmestellen, die dem Zweck dient, Abweichungen zwischen Einspeisungen und Entnahmen durch ihre Durchmischung zu minimieren und die Abwicklung von Handelstransaktionen zu ermöglichen, - 10e.
Bilanzzone im Gasbereich der Teil eines oder mehrerer Netze, in dem Ein- und Ausspeisepunkte einem bestimmten Bilanzkreis zugeordnet werden können, - 10f.
Biogas Biomethan, Gas aus Biomasse, Deponiegas, Klärgas und Grubengas sowie Wasserstoff, der durch Wasserelektrolyse erzeugt worden ist, und synthetisch erzeugtes Methan, wenn der zur Elektrolyse eingesetzte Strom und das zur Methanisierung eingesetzte Kohlendioxid oder Kohlenmonoxid jeweils nachweislich weit überwiegend aus erneuerbaren Energiequellen im Sinne der Richtlinie 2009/28/EG (ABl. L 140 vom 5.6.2009, S. 16) stammen, - 11.
dezentrale Erzeugungsanlage eine an das Verteilernetz angeschlossene verbrauchs- und lastnahe Erzeugungsanlage, - 12.
Direktleitung eine Leitung, die einen einzelnen Produktionsstandort mit einem einzelnen Kunden verbindet, oder eine Leitung, die einen Elektrizitätserzeuger und ein Elektrizitätsversorgungsunternehmen zum Zwecke der direkten Versorgung mit ihrer eigenen Betriebsstätte, Tochterunternehmen oder Kunden verbindet, oder eine zusätzlich zum Verbundnetz errichtete Gasleitung zur Versorgung einzelner Kunden, - 13.
Eigenanlagen Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität zur Deckung des Eigenbedarfs, die nicht von Energieversorgungsunternehmen betrieben werden, - 13a.
Einspeisekapazität im Gasbereich das maximale Volumen pro Stunde in Normkubikmeter, das an einem Einspeisepunkt in ein Netz oder Teilnetz eines Netzbetreibers insgesamt eingespeist werden kann, - 13b.
Einspeisepunkt ein Punkt, an dem Gas an einen Netzbetreiber in dessen Netz oder Teilnetz übergeben werden kann, einschließlich der Übergabe aus Speichern, Gasproduktionsanlagen, Hubs oder Misch- und Konversionsanlagen, - 14.
Energie Elektrizität, Gas und Wasserstoff, soweit sie zur leitungsgebundenen Energieversorgung verwendet werden, - 15.
Energieanlagen Anlagen zur Erzeugung, Speicherung, Fortleitung oder Abgabe von Energie, soweit sie nicht lediglich der Übertragung von Signalen dienen, dies schließt die Verteileranlagen der Letztverbraucher sowie bei der Gasversorgung auch die letzte Absperreinrichtung vor der Verbrauchsanlage ein, - 15a.
Energiederivat ein in Abschnitt C Nummer 5, 6 oder 7 des Anhangs I der Richtlinie 2004/39/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 21. April 2004 über Märkte für Finanzinstrumente, zur Änderung der Richtlinien 85/611/EWG und 93/6/EWG des Rates und der Richtlinie 2000/12/EG des Europäischen Parlaments und des Rates und zur Aufhebung der Richtlinie 93/22/EWG des Rates (ABl. L 145 vom 30.4.2001, S. 1, ABl. L 45 vom 16.2.2005, S. 18) in der jeweils geltenden Fassung genanntes Finanzinstrument, sofern dieses Instrument auf Elektrizität oder Gas bezogen ist, - 15b.
Energieeffizienzmaßnahmen Maßnahmen zur Verbesserung des Verhältnisses zwischen Energieaufwand und damit erzieltem Ergebnis im Bereich von Energieumwandlung, Energietransport und Energienutzung, - 15c.
Energielieferant Gaslieferant oder Stromlieferant, - 15d.
Energiespeicheranlage Anlage in einem Elektrizitätsnetz, mit der die endgültige Nutzung elektrischer Energie auf einen späteren Zeitpunkt als den ihrer Erzeugung verschoben wird oder mit der die Umwandlung elektrischer Energie in eine speicherbare Energieform, die Speicherung solcher Energie und ihre anschließende Rückumwandlung in elektrische Energie oder Nutzung als ein anderer Energieträger erfolgt, - 16.
Energieversorgungsnetze Elektrizitätsversorgungsnetze und Gasversorgungsnetze über eine oder mehrere Spannungsebenen oder Druckstufen mit Ausnahme von Kundenanlagen im Sinne der Nummern 24a und 24b sowie im Rahmen von Teil 5 dieses Gesetzes Wasserstoffnetze, - 17.
Energieversorgungsnetze der allgemeinen Versorgung Energieversorgungsnetze, die der Verteilung von Energie an Dritte dienen und von ihrer Dimensionierung nicht von vornherein nur auf die Versorgung bestimmter, schon bei der Netzerrichtung feststehender oder bestimmbarer Letztverbraucher ausgelegt sind, sondern grundsätzlich für die Versorgung jedes Letztverbrauchers offen stehen, - 18.
Energieversorgungsunternehmen natürliche oder juristische Personen, die Energie an andere liefern, ein Energieversorgungsnetz betreiben oder an einem Energieversorgungsnetz als Eigentümer Verfügungsbefugnis besitzen; der Betrieb einer Kundenanlage oder einer Kundenanlage zur betrieblichen Eigenversorgung macht den Betreiber nicht zum Energieversorgungsunternehmen, - 18a.
Energieversorgungsvertrag ein Vertrag über die Lieferung von Elektrizität oder Gas, mit Ausnahme von Energiederivaten, - 18b.
Erlösobergrenze Obergrenzen der zulässigen Gesamterlöse eines Netzbetreibers aus den Netzentgelten, - 18c.
erneuerbare Energien Energien im Sinne des § 3 Nummer 21 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, - 18d.
Erzeugungsanlage Anlage zur Erzeugung von elektrischer Energie, - 18e.
europäische Strommärkte die Strommärkte der Mitgliedstaaten der Europäischen Union sowie der Schweizerischen Eidgenossenschaft und des Königreichs Norwegen, - 19.
Fernleitung der Transport von Erdgas durch ein Hochdruckfernleitungsnetz, mit Ausnahme von vorgelagerten Rohrleitungsnetzen, um die Versorgung von Kunden zu ermöglichen, jedoch nicht die Versorgung der Kunden selbst, - 19a.
Gas Erdgas, Biogas, Flüssiggas im Rahmen der §§ 4 und 49 sowie, wenn sie in ein Gasversorgungsnetz eingespeist werden, Wasserstoff, der durch Wasserelektrolyse erzeugt worden ist, und synthetisch erzeugtes Methan, das durch wasserelektrolytisch erzeugten Wasserstoff und anschließende Methanisierung hergestellt worden ist, - 19b.
Gaslieferant natürliche und juristische Personen, deren Geschäftstätigkeit ganz oder teilweise auf den Vertrieb von Gas zum Zwecke der Belieferung von Letztverbrauchern ausgerichtet ist, - 19c.
Gasspeicheranlage eine einem Gasversorgungsunternehmen gehörende oder von ihm betriebene Anlage zur Speicherung von Gas, einschließlich des zu Speicherzwecken genutzten Teils von LNG-Anlagen, jedoch mit Ausnahme des Teils, der für eine Gewinnungstätigkeit genutzt wird, ausgenommen sind auch Einrichtungen, die ausschließlich Betreibern von Leitungsnetzen bei der Wahrnehmung ihrer Aufgaben vorbehalten sind, - 19d.
Gasverbindungsleitungen mit Drittstaaten Fernleitungen zwischen einem Mitgliedstaat der Europäischen Union und einem Drittstaat bis zur Grenze des Hoheitsgebietes der Mitgliedstaaten oder dem Küstenmeer dieses Mitgliedstaates, - 20.
Gasversorgungsnetze alle Fernleitungsnetze, Gasverteilernetze, LNG-Anlagen oder Gasspeicheranlagen, die für den Zugang zur Fernleitung, zur Verteilung und zu LNG-Anlagen erforderlich sind und die einem oder mehreren Energieversorgungsunternehmen gehören oder von ihm oder von ihnen betrieben werden, einschließlich Netzpufferung und seiner Anlagen, die zu Hilfsdiensten genutzt werden, und der Anlagen verbundener Unternehmen, ausgenommen sind solche Netzteile oder Teile von Einrichtungen, die für örtliche Produktionstätigkeiten verwendet werden, - 20a.
grenzüberschreitende Elektrizitätsverbindungsleitungen Übertragungsleitungen zur Verbundschaltung von Übertragungsnetzen einschließlich aller Anlagengüter bis zum jeweiligen Netzverknüpfungspunkt, die eine Grenze zwischen Mitgliedstaaten oder zwischen einem Mitgliedstaat und einem Staat, der nicht der Europäischen Union angehört, queren oder überspannen und einzig dem Zweck dienen, die nationalen Übertragungsnetze dieser Staaten zu verbinden, - 21.
Großhändler natürliche oder juristische Personen mit Ausnahme von Betreibern von Übertragungs-, Fernleitungs-, Wasserstoff- sowie Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen, die Energie zum Zwecke des Weiterverkaufs innerhalb oder außerhalb des Netzes, in dem sie ansässig sind, kaufen, - 21a.
H-Gasversorgungsnetz ein Gasversorgungsnetz zur Versorgung von Kunden mit H-Gas, - 22.
Haushaltskunden Letztverbraucher, die Energie überwiegend für den Eigenverbrauch im Haushalt oder für den einen Jahresverbrauch von 10 000 Kilowattstunden nicht übersteigenden Eigenverbrauch für berufliche, landwirtschaftliche oder gewerbliche Zwecke kaufen, - 23.
Hilfsdienste sämtliche zum Betrieb eines Übertragungs- oder Elektrizitätsverteilernetzes erforderlichen Dienste oder sämtliche für den Zugang zu und den Betrieb von Fernleitungs- oder Gasverteilernetzen oder LNG-Anlagen oder Gasspeicheranlagen erforderlichen Dienste, einschließlich Lastausgleichs- und Mischungsanlagen, jedoch mit Ausnahme von Anlagen, die ausschließlich Betreibern von Fernleitungsnetzen für die Wahrnehmung ihrer Aufgaben vorbehalten sind, - 23a.
Kleinstunternehmen ein Unternehmen, das weniger als zehn Personen beschäftigt und dessen Jahresumsatz oder dessen Jahresbilanzsumme 2 Millionen Euro nicht überschreitet, - 24.
Kunden Großhändler, Letztverbraucher und Unternehmen, die Energie kaufen, - 24a.
Kundenanlagen Energieanlagen zur Abgabe von Energie, - a)
die sich auf einem räumlich zusammengehörenden Gebiet befinden, - b)
mit einem Energieversorgungsnetz oder mit einer Erzeugungsanlage verbunden sind, - c)
für die Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas unbedeutend sind und - d)
jedermann zum Zwecke der Belieferung der angeschlossenen Letztverbraucher im Wege der Durchleitung unabhängig von der Wahl des Energielieferanten diskriminierungsfrei und unentgeltlich zur Verfügung gestellt werden,
- 24b.
Kundenanlagen zur betrieblichen Eigenversorgung Energieanlagen zur Abgabe von Energie, - a)
die sich auf einem räumlich zusammengehörenden Betriebsgebiet befinden, - b)
mit einem Energieversorgungsnetz oder mit einer Erzeugungsanlage verbunden sind, - c)
fast ausschließlich dem betriebsnotwendigen Transport von Energie innerhalb des eigenen Unternehmens oder zu verbundenen Unternehmen oder fast ausschließlich dem der Bestimmung des Betriebs geschuldeten Abtransport in ein Energieversorgungsnetz dienen und - d)
jedermann zum Zwecke der Belieferung der an sie angeschlossenen Letztverbraucher im Wege der Durchleitung unabhängig von der Wahl des Energielieferanten diskriminierungsfrei und unentgeltlich zur Verfügung gestellt werden,
- 24c.
L-Gasversorgungsnetz ein Gasversorgungsnetz zur Versorgung von Kunden mit L-Gas, - 24d.
landseitige Stromversorgung die mittels einer Standardschnittstelle von Land aus erbrachte Stromversorgung von Seeschiffen oder Binnenschiffen am Liegeplatz, - 24e.
Landstromanlagen die Gesamtheit der technischen Infrastruktur aus den technischen Anlagen zur Frequenz- und Spannungsumrichtung, der Standardschnittstelle einschließlich der zugehörigen Verbindungsleitungen, die - a)
sich in einem räumlich zusammengehörigen Gebiet in oder an einem Hafen befinden und - b)
ausschließlich der landseitigen Stromversorgung von Schiffen dienen,
- 25.
Letztverbraucher Natürliche oder juristische Personen, die Energie für den eigenen Verbrauch kaufen; auch der Strombezug der Ladepunkte für Elektromobile und der Strombezug für Landstromanlagen steht dem Letztverbrauch im Sinne dieses Gesetzes und den auf Grund dieses Gesetzes erlassenen Verordnungen gleich, - 26.
LNG-Anlage eine Kopfstation zur Verflüssigung von Erdgas oder zur Einfuhr, Entladung und Wiederverdampfung von verflüssigtem Erdgas; darin eingeschlossen sind Hilfsdienste und die vorübergehende Speicherung, die für die Wiederverdampfung und die anschließende Einspeisung in das Fernleitungsnetz erforderlich sind, jedoch nicht die zu Speicherzwecken genutzten Teile von LNG-Kopfstationen, - 26a.
Marktgebietsverantwortlicher ist die von den Fernleitungsnetzbetreibern mit der Wahrnehmung von Aufgaben des Netzbetriebs beauftragte bestimmte natürliche oder juristische Person, die in einem Marktgebiet Leistungen erbringt, die zur Verwirklichung einer effizienten Abwicklung des Gasnetzzugangs durch eine Person zu erbringen sind, - 26b.
Messstellenbetreiber ein Netzbetreiber oder ein Dritter, der die Aufgabe des Messstellenbetriebs wahrnimmt, - 26c.
Messstellenbetrieb der Einbau, der Betrieb und die Wartung von Messeinrichtungen, - 26d.
Messung die Ab- und Auslesung der Messeinrichtung sowie die Weitergabe der Daten an die Berechtigten, - 27.
Netzbetreiber Netz- oder Anlagenbetreiber im Sinne der Nummern 2 bis 5, 7 und 8, 10 und 10a, - 28.
Netznutzer natürliche oder juristische Personen, die Energie in ein Elektrizitäts- oder Gasversorgungsnetz einspeisen oder daraus beziehen, - 29.
Netzpufferung die Speicherung von Gas durch Verdichtung in Fernleitungs- und Verteilernetzen, ausgenommen sind Einrichtungen, die Betreibern von Fernleitungsnetzen bei der Wahrnehmung ihrer Aufgaben vorbehalten sind, - 29a.
neue Infrastruktur eine Infrastruktur, die nach dem 12. Juli 2005 in Betrieb genommen worden ist, - 29b.
oberste Unternehmensleitung Vorstand, Geschäftsführung oder ein Gesellschaftsorgan mit vergleichbaren Aufgaben und Befugnissen, - 29c.
Offshore-Anbindungsleitungen Anbindungsleitungen im Sinne von § 3 Nummer 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes, - 29d.
örtliches Verteilernetz ein Netz, das überwiegend der Belieferung von Letztverbrauchern über örtliche Leitungen, unabhängig von der Druckstufe oder dem Durchmesser der Leitungen, dient; für die Abgrenzung der örtlichen Verteilernetze von den vorgelagerten Netzebenen wird auf das Konzessionsgebiet abgestellt, in dem ein Netz der allgemeinen Versorgung im Sinne des § 18 Abs. 1 und des § 46 Abs. 2 betrieben wird einschließlich von Leitungen, die ein örtliches Verteilernetz mit einem benachbarten örtlichen Verteilernetz verbinden, - 30.
Regelzone im Bereich der Elektrizitätsversorgung das Netzgebiet, für dessen Primärregelung, Sekundärregelung und Minutenreserve ein Betreiber von Übertragungsnetzen im Rahmen der Union für die Koordinierung des Transports elektrischer Energie (UCTE) verantwortlich ist, - 31.
selbstständige Betreiber von grenzüberschreitenden Elektrizitätsverbindungsleitungen Betreiber von Übertragungsnetzen, die eine oder mehrere grenzüberschreitende Elektrizitätsverbindungsleitungen betreiben, ohne - a)
Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung zu sein, oder - b)
mit einem Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung im Sinne des Artikels 3 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 139/2004 des Rates vom 20. Januar 2004 über die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen (ABl. L 24 vom 29.1.2004, S. 1) verbunden zu sein,
- 31a.
Stromlieferanten natürliche und juristische Personen, deren Geschäftstätigkeit ganz oder teilweise auf den Vertrieb von Elektrizität zum Zwecke der Belieferung von Letztverbrauchern ausgerichtet ist, - 31b.
Stromliefervertrag mit dynamischen Tarifen ein Stromliefervertrag mit einem Letztverbraucher, in dem die Preisschwankungen auf den Spotmärkten, einschließlich der Day-Ahead- und Intraday-Märkte, in Intervallen widergespiegelt werden, die mindestens den Abrechnungsintervallen des jeweiligen Marktes entsprechen, - 31c.
Teilnetz im Gasbereich ein Teil des Transportgebiets eines oder mehrerer Netzbetreiber, in dem ein Transportkunde gebuchte Kapazitäten an Ein- und Ausspeisepunkten flexibel nutzen kann, - 31d.
Transportkunde im Gasbereich Großhändler, Gaslieferanten einschließlich der Handelsabteilung eines vertikal integrierten Unternehmens und Letztverbraucher, - 31e.
Transportnetzbetreiber jeder Betreiber eines Übertragungs- oder Fernleitungsnetzes, - 31f.
Transportnetz jedes Übertragungs- oder Fernleitungsnetz, - 32.
Übertragung der Transport von Elektrizität über ein Höchstspannungs- und Hochspannungsverbundnetz einschließlich grenzüberschreitender Verbindungsleitungen zum Zwecke der Belieferung von Letztverbrauchern oder Verteilern, jedoch nicht die Belieferung der Kunden selbst, - 33.
Umweltverträglichkeit dass die Energieversorgung den Erfordernissen eines nachhaltigen, insbesondere rationellen und sparsamen Umgangs mit Energie genügt, eine schonende und dauerhafte Nutzung von Ressourcen gewährleistet ist und die Umwelt möglichst wenig belastet wird, der Nutzung von Kraft-Wärme-Kopplung und erneuerbaren Energien kommt dabei besondere Bedeutung zu, - 33a.
Unternehmensleitung die oberste Unternehmensleitung sowie Personen, die mit Leitungsaufgaben für den Transportnetzbetreiber betraut sind und auf Grund eines Übertragungsaktes, dessen Eintragung im Handelsregister oder einem vergleichbaren Register eines Mitgliedstaates der Europäischen Union gesetzlich vorgesehen ist, berechtigt sind, den Transportnetzbetreiber gerichtlich und außergerichtlich zu vertreten, - 34.
Verbindungsleitungen Anlagen, die zur Verbundschaltung von Elektrizitätsnetzen dienen, oder eine Fernleitung, die eine Grenze zwischen Mitgliedstaaten quert oder überspannt und einzig dem Zweck dient, die nationalen Fernleitungsnetze dieser Mitgliedstaaten zu verbinden, - 35.
Verbundnetz eine Anzahl von Übertragungs- und Elektrizitätsverteilernetzen, die durch eine oder mehrere Verbindungsleitungen miteinander verbunden sind, oder eine Anzahl von Gasversorgungsnetzen, die miteinander verbunden sind, - 35a.
Versorgeranteil der auf die Energiebelieferung entfallende Preisanteil, der sich rechnerisch nach Abzug der Umsatzsteuer und der Belastungen nach § 40 Absatz 3 ergibt, - 36.
Versorgung die Erzeugung oder Gewinnung von Energie zur Belieferung von Kunden, der Vertrieb von Energie an Kunden und der Betrieb eines Energieversorgungsnetzes, - 37.
Verteilung der Transport von Elektrizität mit hoher, mittlerer oder niederer Spannung über Elektrizitätsverteilernetze oder der Transport von Gas über örtliche oder regionale Leitungsnetze, um die Versorgung von Kunden zu ermöglichen, jedoch nicht die Belieferung der Kunden selbst; der Verteilung von Gas dienen auch solche Netze, die über Grenzkopplungspunkte verfügen, über die ausschließlich ein anderes, nachgelagertes Netz aufgespeist wird, - 38.
vertikal integriertes Unternehmen ein im Elektrizitäts- oder Gasbereich tätiges Unternehmen oder eine Gruppe von Elektrizitäts- oder Gasunternehmen, die im Sinne des Artikels 3 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 139/2004 des Rates vom 20. Januar 2004 über die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen (ABl. L 24 vom 29.1.2004, S. 1) miteinander verbunden sind, wobei das betreffende Unternehmen oder die betreffende Gruppe im Elektrizitätsbereich mindestens eine der Funktionen Übertragung oder Verteilung und mindestens eine der Funktionen Erzeugung oder Vertrieb von Elektrizität oder im Erdgasbereich mindestens eine der Funktionen Fernleitung, Verteilung, Betrieb einer LNG-Anlage oder Speicherung und gleichzeitig eine der Funktionen Gewinnung oder Vertrieb von Erdgas wahrnimmt, - 38a.
volatile Erzeugung Erzeugung von Strom aus Windenergieanlagen und aus solarer Strahlungsenergie, - 38b.
vollständig integrierte Netzkomponenten Netzkomponenten, die in das Übertragungs- oder Verteilernetz integriert sind, einschließlich Energiespeicheranlagen, und die ausschließlich der Aufrechterhaltung des sicheren und zuverlässigen Netzbetriebs und nicht der Bereitstellung von Regelenergie oder dem Engpassmanagement dienen, - 39.
vorgelagertes Rohrleitungsnetz Rohrleitungen oder ein Netz von Rohrleitungen, deren Betrieb oder Bau Teil eines Öl- oder Gasgewinnungsvorhabens ist oder die dazu verwendet werden, Erdgas von einer oder mehreren solcher Anlagen zu einer Aufbereitungsanlage, zu einem Terminal oder zu einem an der Küste gelegenen Endanlandeterminal zu leiten, mit Ausnahme solcher Netzteile oder Teile von Einrichtungen, die für örtliche Produktionstätigkeiten verwendet werden, - 39a.
Wasserstoffnetz ein Netz zur Versorgung von Kunden ausschließlich mit Wasserstoff, das von der Dimensionierung nicht von vornherein nur auf die Versorgung bestimmter, schon bei der Netzerrichtung feststehender oder bestimmbarer Kunden ausgelegt ist, sondern grundsätzlich für die Versorgung jedes Kunden offensteht, dabei umfasst es unabhängig vom Durchmesser Wasserstoffleitungen zum Transport von Wasserstoff nebst allen dem Leitungsbetrieb dienenden Einrichtungen, insbesondere Entspannungs-, Regel- und Messanlagen sowie Leitungen oder Leitungssysteme zur Optimierung des Wasserstoffbezugs und der Wasserstoffdarbietung, - 39b.
Wasserstoffspeicheranlagen eine einem Energieversorgungsunternehmen gehörende oder von ihm betriebene Anlage zur Speicherung von Wasserstoff, mit Ausnahme von Einrichtungen, die ausschließlich Betreibern von Wasserstoffnetzen bei der Wahrnehmung ihrer Aufgaben vorbehalten sind, - 40.
Winterhalbjahr der Zeitraum vom 1. Oktober eines Jahres bis zum 31. März des Folgejahres.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Netzbetreiber müssen vorbehaltlich des § 13 des Energiewirtschaftsgesetzes den gesamten Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas, der in einer Veräußerungsform nach § 21b Absatz 1 veräußert wird, unverzüglich vorrangig physikalisch abnehmen, übertragen und verteilen. Macht der Anlagenbetreiber den Anspruch nach § 19 in Verbindung mit § 21 geltend, umfasst die Pflicht aus Satz 1 auch die kaufmännische Abnahme.
(2) Soweit Strom aus einer Anlage, die an das Netz des Anlagenbetreibers oder einer dritten Person, die nicht Netzbetreiber ist, angeschlossen ist, mittels kaufmännisch-bilanzieller Weitergabe in ein Netz angeboten wird, ist Absatz 1 entsprechend anzuwenden, und der Strom ist für die Zwecke dieses Gesetzes so zu behandeln, als wäre er in das Netz eingespeist worden.
(3) Die Pflichten zur vorrangigen Abnahme, Übertragung und Verteilung treffen im Verhältnis zum aufnehmenden Netzbetreiber, der nicht Übertragungsnetzbetreiber ist,
- 1.
den vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber, - 2.
den nächstgelegenen inländischen Übertragungsnetzbetreiber, wenn im Netzbereich des abgabeberechtigten Netzbetreibers kein inländisches Übertragungsnetz betrieben wird, oder - 3.
insbesondere im Fall der Weitergabe nach Absatz 2 jeden sonstigen Netzbetreiber.
(1) (weggefallen)
(2) (weggefallen)
(3) (weggefallen)
(4) (weggefallen)
(5) (weggefallen)
(6) Nach dem 31. Dezember 2008 neu errichtete Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie, die ab 4. August 2011, innerhalb von 15 Jahren in Betrieb genommen werden, sind für einen Zeitraum von 20 Jahren ab Inbetriebnahme hinsichtlich des Bezugs der zu speichernden elektrischen Energie von den Entgelten für den Netzzugang freigestellt. Pumpspeicherkraftwerke, deren elektrische Pump- oder Turbinenleistung nachweislich um mindestens 7,5 Prozent oder deren speicherbare Energiemenge nachweislich um mindestens 5 Prozent nach dem 4. August 2011 erhöht wurden, sind für einen Zeitraum von zehn Jahren ab Inbetriebnahme hinsichtlich des Bezugs der zu speichernden elektrischen Energie von den Entgelten für den Netzzugang freigestellt. Die Freistellung nach Satz 1 wird nur gewährt, wenn die elektrische Energie zur Speicherung in einem elektrischen, chemischen, mechanischen oder physikalischen Stromspeicher aus einem Transport- oder Verteilernetz entnommen und die zur Ausspeisung zurückgewonnene elektrische Energie zeitlich verzögert wieder in dasselbe Netz eingespeist wird. Die Freistellung nach Satz 2 setzt voraus, dass auf Grund vorliegender oder prognostizierter Verbrauchsdaten oder auf Grund technischer oder vertraglicher Gegebenheiten offensichtlich ist, dass der Höchstlastbeitrag der Anlage vorhersehbar erheblich von der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen aus dieser Netz- oder Umspannebene abweicht. Sie erfolgt durch Genehmigung in entsprechender Anwendung der verfahrensrechtlichen Vorgaben nach § 19 Absatz 2 Satz 3 bis 5 und 8 bis 10 der Stromnetzentgeltverordnung. Als Inbetriebnahme gilt der erstmalige Bezug von elektrischer Energie für den Probebetrieb, bei bestehenden Pumpspeicherkraftwerken der erstmalige Bezug nach Abschluss der Maßnahme zur Erhöhung der elektrischen Pump- oder Turbinenleistung und der speicherbaren Energiemenge. Die Sätze 2 und 3 sind nicht für Anlagen anzuwenden, in denen durch Wasserelektrolyse Wasserstoff erzeugt oder in denen Gas oder Biogas durch wasserelektrolytisch erzeugten Wasserstoff und anschließende Methanisierung hergestellt worden ist. Diese Anlagen sind zudem von den Einspeiseentgelten in das Gasnetz, an das sie angeschlossen sind, befreit. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben ab dem 1. Januar 2023 nachgelagerten Betreibern von Elektrizitätsverteilernetzen entgangene Erlöse zu erstatten, die aus der Freistellung von den Entgelten für den Netzzugang von Anlagen nach Satz 7 resultieren, soweit sie durch Wasserelektrolyse Wasserstoff erzeugen. Satz 9 ist für nach dem 1. Januar 2023 neu errichtete Anlagen nur anzuwenden, wenn der zuständige Betreiber von Übertragungsnetzen dem Anschluss der Anlage an das Verteilernetz zugestimmt hat. § 19 Absatz 2 Satz 14 und 15 der Stromnetzentgeltverordnung ist für die Zahlungen nach Satz 9 entsprechend anzuwenden.
(7) (weggefallen)
(8) (weggefallen)
(9) (weggefallen)
(10) (weggefallen)
(11) (weggefallen)
(12) Auf Windenergieanlagen auf See, die bis zum 29. August 2012 eine unbedingte oder eine bedingte Netzanbindungszusage erhalten haben und im Falle der bedingten Netzanbindungszusage spätestens zum 1. September 2012 die Voraussetzungen für eine unbedingte Netzanbindungszusage nachgewiesen haben, ist § 17 Absatz 2a und 2b in der bis zum 28. Dezember 2012 geltenden Fassung anzuwenden.
(13) (weggefallen)
(14) (weggefallen)
(15) Für § 6c in der durch das Gesetz zur Änderung des Handelsgesetzbuchs vom 4. Oktober 2013 (BGBl. I S. 3746) geänderten Fassung gilt Artikel 70 Absatz 3 des Einführungsgesetzes zum Handelsgesetzbuch entsprechend.
(16) (weggefallen)
(17) (weggefallen)
(18) (weggefallen)
(19) (weggefallen)
(20) Der Offshore-Netzentwicklungsplan für das Zieljahr 2025 enthält alle Maßnahmen, die erforderlich sind, um einen hinreichenden Wettbewerb unter den bestehenden Projekten im Rahmen der Ausschreibung nach § 26 des Windenergie-auf-See-Gesetzes zu gewährleisten. Der Offshore-Netzentwicklungsplan für das Zieljahr 2025 soll für die Ostsee die zur Erreichung der in § 27 Absatz 3 und 4 des Windenergie-auf-See-Gesetzes festgelegten Menge erforderlichen Maßnahmen mit einer geplanten Fertigstellung ab dem Jahr 2021 vorsehen, jedoch eine Übertragungskapazität von 750 Megawatt insgesamt nicht überschreiten. Der Offshore-Netzentwicklungsplan für das Zieljahr 2025 soll für die Nordsee die zur Erreichung der Verteilung nach § 27 Absatz 4 des Windenergie-auf-See-Gesetzes erforderlichen Maßnahmen mit einer geplanten Fertigstellung ab dem Jahr 2022 vorsehen.
(21) Für Windenergieanlagen auf See, die eine unbedingte Netzanbindungszusage nach Absatz 12 oder eine Kapazitätszuweisung nach § 17d Absatz 3 Satz 1 in der am 31. Dezember 2016 geltenden Fassung erhalten haben, sind die §§ 17d und 17e in der am 31. Dezember 2016 geltenden Fassung anzuwenden.
(22) § 13 Absatz 6a ist nach dem 30. Juni 2023 nicht mehr anzuwenden. Zuvor nach § 13 Absatz 6a geschlossene Verträge laufen bis zum Ende der vereinbarten Vertragslaufzeit weiter. Nach § 13 Absatz 6a in der Fassung bis zum 27. Juli 2021 geschlossene Verträge laufen bis zum Ende der vereinbarten Vertragslaufzeit weiter.
(23) § 47 ist auf Verfahren zur Vergabe von Wegenutzungsrechten zur leitungsgebundenen Energieversorgung, in denen am 3. Februar 2017 von der Gemeinde bereits Auswahlkriterien samt Gewichtung im Sinne des § 46 Absatz 4 Satz 4 bekannt gegeben wurden, mit der Maßgabe anwendbar, dass die in § 47 Absatz 2 Satz 1 bis 3 genannten Fristen mit Zugang einer Aufforderung zur Rüge beim jeweiligen Unternehmen beginnen.
(24) § 17f Absatz 5 Satz 2 darf erst nach der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission und für die Dauer der Genehmigung angewendet werden.
(25) Stromerzeugungsanlagen im Sinne der Verordnung (EU) 2016/631 sind als bestehend anzusehen, sofern sie bis zum 31. Dezember 2020 in Betrieb genommen wurden und für sie vor dem 27. April 2019
- 1.
eine Baugenehmigung oder eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz erteilt wurde oder - 2.
der Anschluss an das Netz begehrt wurde und eine Baugenehmigung oder eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz nicht erforderlich ist.
(25a) Auf Maßnahmen nach § 13 Absatz 1, die vor dem 1. Oktober 2021 durchgeführt worden sind, ist § 13a in der bis zum 30. September 2021 geltenden Fassung anzuwenden. Für Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die nach dem am 31. Dezember 2011 geltenden Inbetriebnahmebegriff nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz vor dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen worden sind, und für KWK-Anlagen, die vor dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen worden sind, ist § 13a Absatz 2 Satz 3 Nummer 5 mit der Maßgabe anzuwenden, dass für die Bestimmung des angemessenen finanziellen Ausgleichs 100 Prozent der entgangenen Einnahmen anzusetzen sind.
(26) Bis zum 31. Dezember 2023 ist in dem Netzentwicklungsplan nach § 12b höchstens eine Testfeld-Anbindungsleitung mit einer Anschlusskapazität von höchstens 300 Megawatt erforderlich.
(27) Auf Anträge nach § 28a Absatz 3 Satz 1, die vor dem 12. Dezember 2019 bei der Regulierungsbehörde eingegangen sind, sind die bis zum Ablauf des 11. Dezember 2019 geltenden Vorschriften weiter anzuwenden.
(28) Die Verpflichtung nach § 14c Absatz 1 ist für die jeweilige Flexibilitätsdienstleistung ausgesetzt, bis die Bundesnetzagentur hierfür erstmals Spezifikationen nach § 14c Absatz 2 genehmigt oder nach § 14c Absatz 3 festgelegt hat.
(29) Bis zur erstmaligen Erstellung der Netzausbaupläne nach § 14d ab dem Jahr 2022 kann die Regulierungsbehörde von den nach § 14d verpflichteten Betreibern von Elektrizitätsverteilernetzen Netzausbaupläne nach § 14d Absatz 1 und 3 verlangen.
(30) Die Bundesnetzagentur soll eine Festlegung nach § 41d Absatz 3 erstmalig bis zum 31. Dezember 2022 erlassen.
(31) Die bundesweit einheitliche Festlegung von Methoden zur Bestimmung des Qualitätselements nach § 54 Absatz 3 Satz 3 Nummer 4 ist erstmals zum 1. Januar 2024 durchzuführen.
(32) § 6b Absatz 3 sowie die §§ 28k und 28l in der ab dem 27. Juli 2021 geltenden Fassung sind erstmals auf Jahresabschlüsse sowie Tätigkeitsabschlüsse für das nach dem 31. Dezember 2020 beginnende Geschäftsjahr anzuwenden.
(33) Für besondere netztechnische Betriebsmittel, für die bis zum 30. November 2020 ein Vergabeverfahren begonnen wurde, ist § 11 Absatz 3 in der bis zum 27. Juli 2021 geltenden Fassung anzuwenden. Satz 1 ist auch anzuwenden, wenn ein bereits vor dem 30. November 2020 begonnenes Vergabeverfahren aufgrund rechtskräftiger Entscheidung nach dem 30. November 2020 neu durchgeführt werden muss.
(34) Ladepunkte, die von Betreibern von Elektrizitätsverteilernetzen bereits vor dem 27. Juli 2021 entwickelt, verwaltet oder betrieben worden sind, gelten bis zum 31. Dezember 2023 als aufgrund eines regionalen Marktversagens im Sinne von § 7c Absatz 2 Satz 1 genehmigt. Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben ihre Tätigkeiten in Bezug auf diese Ladepunkte der Bundesnetzagentur in Textform bis zum 31. Dezember 2023 anzuzeigen und bis zum 31. Dezember 2023 einzustellen, wenn nicht die Bundesnetzagentur zuvor eine Genehmigung nach § 7c Absatz 2 erteilt hat. Der Zugang zu diesen Ladepunkten ist Dritten zu angemessenen und diskriminierungsfreien Bedingungen zu gewähren.
(35) § 6b Absatz 4 und § 6c Absatz 1 und 2 in der ab dem 1. August 2022 geltenden Fassung sind erstmals auf Rechnungslegungsunterlagen für das nach dem 31. Dezember 2021 beginnende Geschäftsjahr anzuwenden. Die in Satz 1 bezeichneten Vorschriften in der bis einschließlich 31. Juli 2022 geltenden Fassung sind letztmals anzuwenden auf Rechnungslegungsunterlagen für das vor dem 1. Januar 2022 beginnende Geschäftsjahr.
(36) § 35b Absatz 6 ist auf Nutzungsverträge zwischen Betreibern und Nutzern von Gasspeicheranlagen, die vor dem 30. April 2022 geschlossen wurden und keine Bestimmungen nach § 35b Absatz 6 enthalten, erst nach dem 14. Juli 2022 anzuwenden. Stimmt der Nutzer der Gasspeicheranlage der Aufnahme von Bestimmungen nach § 35b Absatz 6 in den Vertrag bis zum 1. Juli 2022 nicht zu, kann der Betreiber den Vertrag ohne Einhaltung einer Frist kündigen.
(37) Grundversorger sind verpflichtet, zum 1. Juli 2022 ihre Allgemeinen Preise für die Versorgung in Niederspannung nach § 36 Absatz 1 Satz 1 und für die Ersatzversorgung in Niederspannung nach § 38 Absatz 1 Satz 2 vor Umsatzsteuer um den Betrag zu mindern, um den die Umlage nach § 60 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes gemäß § 60 Absatz 1a des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zum 1. Juli 2022 gesenkt wird. § 41 Absatz 6 ist anzuwenden. Eine öffentliche Bekanntmachung ist nicht erforderlich; es genügt eine Veröffentlichung auf der Internetseite des Grundversorgers.
(38) Soweit die Umlage nach § 60 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in die Kalkulation der Preise von Stromlieferverträgen außerhalb der Grundversorgung einfließt und dem Energielieferanten ein Recht zu einer Preisänderung, das den Fall einer Änderung dieser Umlage umfasst, zusteht, ist der Energielieferant verpflichtet, für diese Stromlieferverträge zum 1. Juli 2022 die Preise vor Umsatzsteuer um den Betrag zu mindern, um den die Umlage nach § 60 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes gemäß § 60 Absatz 1a des Erneuerbare-Energien-Gesetzes für den betreffenden Letztverbraucher zum 1. Juli 2022 gesenkt wird. § 41 Absatz 6 ist anzuwenden. Es wird vermutet, dass die Umlage nach § 60 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in die Kalkulation der Preise eingeflossen ist, es sei denn, der Stromlieferant weist nach, dass dies nicht erfolgt ist.
(39) Bei Stromlieferverträgen außerhalb der Grundversorgung, die nicht unter Absatz 38 fallen, ist der Energielieferant verpflichtet, die Preise vor Umsatzsteuer für den Zeitraum vom 1. Juli 2022 bis zum 31. Dezember 2022 um den Betrag pro Kilowattstunde zu mindern, um den die Umlage nach § 60 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes gemäß § 60 Absatz 1a des Erneuerbare-Energien-Gesetzes für den betreffenden Letztverbraucher zum 1. Juli 2022 gesenkt wird, sofern
- 1.
die Umlage nach § 60 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes ein Kalkulationsbestandteil dieser Preise ist und - 2.
die Stromlieferverträge vor dem 23. Februar 2022 geschlossen worden sind.
(40) Sofern in den Fällen der Absätze 37 bis 39 zum 1. Juli 2022 keine Verbrauchsermittlung erfolgt, wird der für den ab dem 1. Juli 2022 geltenden Preis maßgebliche Verbrauch zeitanteilig berechnet, dabei sind jahreszeitliche Verbrauchsschwankungen auf der Grundlage der maßgeblichen Erfahrungswerte angemessen zu berücksichtigen. Der Betrag, um den sich die Stromrechnung nach den Absätzen 37 bis 39 gemindert hat, ist durch den Energielieferanten in den Stromrechnungen transparent auszuweisen. Eine zeitgleiche Preisanpassung aus einem anderen Grund in Verbindung mit einer Preisanpassung nach den Absätzen 37 bis 39 zum 1. Juli 2022 ist nicht zulässig; im Übrigen bleiben vertragliche Rechte der Energielieferanten zu Preisanpassungen unberührt.
(41) Bei der Prüfung und der Bestätigung des Netzentwicklungsplans nach den §§ 12b und 12c, der sich an die Genehmigung des am 10. Januar 2022 von den Betreibern von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung vorgelegten Szenariorahmens anschließt, werden die erweiterten Betrachtungszeiträume im Sinne des § 12a Absatz 1 einbezogen.
(42) § 10c Absatz 4 Satz 1 ist für die übrigen Beschäftigten des Unabhängigen Transportnetzbetreibers mit der Maßgabe anzuwenden, dass Beteiligungen an Unternehmensteilen des vertikal integrierten Unternehmens, die vor dem 3. März 2012 erworben wurden, bis zum Ablauf des 30. September 2025 zu veräußern sind. Für Beteiligungen an Unternehmensteilen des vertikal integrierten Unternehmens im Sinne des § 3 Nummer 38, die ab dem 3. März 2012 durch die übrigen Beschäftigten erworben wurden und die solche Unternehmensteile betreffen, die erst mit Inkrafttreten der Anpassung von § 3 Nummer 38 am 29. Juli 2022 der Begriffsbestimmung des § 3 Nummer 38 unterfallen, ist die Frist zur Veräußerung nach Satz 1 entsprechend anzuwenden.
(43) § 13 Absatz 6b Satz 7 darf erst nach der beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission und nur für die Dauer der Genehmigung angewendet werden.
(44) Grundversorger sind verpflichtet, die Allgemeinen Bedingungen und Allgemeinen Preise ihrer Grundversorgungsverträge, die am 28. Juli 2022 bestanden haben, spätestens bis zum 1. November 2022 an die ab dem 29. Juli 2022 geltenden Vorgaben nach § 36 anzupassen.
(45) § 21b Absatz 1 in der ab dem 29. Juli 2022 geltenden Fassung ist anzuwenden auf Jahresabschlüsse, Tätigkeitsabschlüsse und Konzernabschlüsse, die sich jeweils auf Geschäftsjahre mit einem nach dem 30. Dezember 2022 liegenden Abschlussstichtag beziehen.
(46) Die Regulierungsbehörde kann für Unternehmen, die im Zusammenhang mit erheblich reduzierten Gesamtimportmengen nach Deutschland ihre Produktion aufgrund einer Verminderung ihres Gasbezuges reduzieren, durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 bestimmen, dass für das Kalenderjahr 2022 ein Anspruch auf Weitergeltung der Vereinbarung individueller Netzentgelte nach § 19 Absatz 2 Satz 2 bis 4 der Stromnetzentgeltverordnung besteht, sofern
- 1.
eine solche Vereinbarung bis zum 30. September 2021 bei der Regulierungsbehörde angezeigt worden und die angezeigte Vereinbarung rechtmäßig ist, - 2.
die Voraussetzungen für diese Vereinbarung im Kalenderjahr 2021 erfüllt worden sind und - 3.
die Alarmstufe oder Notfallstufe nach Artikel 8 Absatz 2 Buchstabe b und Artikel 11 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2017/1938 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2017 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Gasversorgung und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 994/2010 (ABl. L 280 vom 28.10.2017, S. 1), die durch die Delegierte Verordnung (EU) 2022/517 (ABl. L 104 vom 1.4.2022, S. 53) geändert worden ist, in Verbindung mit dem Notfallplan Gas des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie vom September 2019, der auf der Internetseite des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz veröffentlicht ist, ausgerufen worden ist.
(46a) Um die Flexibilisierung der Netznutzung zu fördern sowie Beiträge zur Stützung der netztechnischen Leistungsbilanz oder zur Gewährleistung des sicheren Netzbetriebs zu ermöglichen, kann die Regulierungsbehörde durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 für den Zeitraum bis zum 31. Dezember 2025 Regelungen zu den Sonderfällen der Netznutzung und den Voraussetzungen für die Vereinbarung individueller Entgelte für den Netzzugang treffen, die von einer Rechtsverordnung nach § 24 abweichen oder eine Rechtsverordnung nach § 24 ergänzen. Im Rahmen einer Festlegung nach Satz 1 kann die Regulierungsbehörde insbesondere
- 1.
die Methoden zur Ermittlung sachgerechter individueller Netzentgelte näher ausgestalten und - 2.
die Voraussetzungen anpassen oder ergänzen, unter denen im Einzelfall individuelle Entgelte für den Netzzugang vorgesehen werden können.
(46b) Abweichend von § 23a Absatz 3 Satz 1 können Entgelte für den Zugang zu im Jahr 2022 oder im Jahr 2023 neu errichtete oder neu zu errichtende LNG-Anlagen von dem Betreiber dieser Anlagen auch weniger als sechs Monate vor dem Zeitpunkt, zu dem die Entgelte wirksam werden sollen, beantragt werden, sofern die Regulierungsbehörde das Verfahren nach § 23a voraussichtlich in weniger als sechs Monaten abschließen kann und die Regulierungsbehörde den Betreiber darüber schriftlich oder elektronisch informiert.
(46c) Auf Planfeststellungsverfahren von Offshore-Anbindungsleitungen nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und 4, für die der Antrag auf Planfeststellung vor dem 13. Oktober 2022 gestellt wurde, ist § 43b Absatz 2 nicht anzuwenden.
(46d) Die Bundesnetzagentur kann zur Sicherstellung der Investitionsfähigkeit der Betreiber von Verteilernetzen oder zur Wahrung der Grundsätze insbesondere einer preisgünstigen Versorgung nach § 1 durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 Regelungen für die Bestimmung des kalkulatorischen Fremdkapitalzinssatzes treffen, die von einer Rechtsverordnung nach § 21a in Verbindung mit § 24 abweichen oder diese ergänzen. Die Bundesnetzagentur kann dabei insbesondere
- 1.
davon absehen, eine Bestimmung des Fremdkapitalzinssatzes für die jeweilige Regulierungsperiode insgesamt vorzunehmen, - 2.
die Festlegung auf neue Investitionen begrenzen sowie - 3.
einen Bezugszeitraum oder Bezugsgrößen für die Ermittlung kalkulatorischer Fremdkapitalzinsen bestimmen.
(46e) Die Bundesnetzagentur kann im Interesse der Digitalisierung der Energiewende nach dem Messstellenbetriebsgesetz durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 Regelungen für die Anerkennung der den Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen nach § 3 Absatz 1 in Verbindung mit § 7 des Messstellenbetriebsgesetzes vom 27. Mai 2023 entstehenden Kosten treffen, die von einer Rechtsverordnung nach § 21a in Verbindung mit § 24 oder von einer Rechtsverordnung nach § 24 abweichen oder diese ergänzen. Sie kann dabei insbesondere entscheiden, dass Kosten oder Kostenanteile als dauerhaft nicht beeinflussbar angesehen werden.
(47) Auf Zuschläge, die in den Jahren 2021 und 2022 nach § 23 des Windenergie-auf-See-Gesetzes in der Fassung vom 10. Dezember 2020 erteilt wurden, ist das Energiewirtschaftsgesetz in der am 31. Dezember 2022 geltenden Fassung anzuwenden.
(1) Grundlage des Systems der Entgeltbildung für den Netzzugang ist ein transaktionsunabhängiges Punktmodell. Die nach § 4 ermittelten Netzkosten werden über ein jährliches Netzentgelt gedeckt. Für die Einspeisung elektrischer Energie sind keine Netzentgelte zu entrichten.
(2) Die Kalkulation der Netzentgelte ist so durchzuführen, dass nach dem Ende einer bevorstehenden Kalkulationsperiode die Differenz zwischen den aus Netzentgelten tatsächlich erzielten Erlösen und den nach § 4 ermittelten und in der bevorstehenden Kalkulationsperiode zu deckenden Netzkosten möglichst gering ist. Satz 1 ist auch auf die nach § 14b zu ermittelnden bundeseinheitlichen Übertragungsnetzentgelte anzuwenden.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
Im Sinne dieser Verordnung ist:
- 1.
Abnahmestelle die Summe aller räumlich und physikalisch zusammenhängenden elektrischen Einrichtungen eines Letztverbrauchers, die sich auf einem in sich abgeschlossenen Betriebsgelände befinden und über einen oder mehrere Entnahmepunkte mit dem Netz des Netzbetreibers verbunden sind; - 2.
Absatzstruktur die Struktur und Menge der aus einer Netz- oder Umspannebene entnommenen elektrischen Leistung und Arbeit; - 3.
Benutzungsdauer der Quotient aus pro Jahr entnommener oder eingespeister elektrischer Arbeit und der in diesem Jahr höchsten Last der Entnahme oder Einspeisung; - 3a.
(weggefallen) - 4.
Bezugszeitreihe die Zeitreihe einer Lastgangzählung in Form einer viertelstündlichen registrierenden Leistungsmessung, durch die die gemessenen Ausspeisungen an einer Entnahmestelle ausgewiesen werden; - 5.
Einspeisezeitreihe die Zeitreihe einer Lastgangzählung in Form einer viertelstündlichen registrierenden Lastgangmessung, durch die die gemessenen Einspeisungen an einer Entnahmestelle ausgewiesen werden; - 6.
Entnahmestelle der Ort der Entnahme elektrischer Energie aus einer Netz- oder Umspannebene durch Letztverbraucher, Weiterverteiler oder die jeweils nachgelagerte Netz- oder Umspannebene; - 7.
Jahreshöchstlast der höchste Leistungswert einer oder mehrerer Entnahmen aus einer Netz- oder Umspannebene oder einer oder mehrerer Einspeisungen im Verlauf eines Jahres; - 8.
Kalkulationsperiode das Geschäftsjahr des Betreibers eines Elektrizitätsübertragungs- oder Elektrizitätsverteilernetzes; - 9.
Lastgangzeitreihe die Zeitreihe einer Lastgangzählung in Form einer viertelstündlichen registrierenden Leistungsmessung einer Entnahmestelle, bestehend aus den zwei Zeitreihen für beide Energieflussrichtungen (Bezugszeitreihe und Einspeisezeitreihe); - 10.
Netzebene die Bereiche von Elektrizitätsversorgungsnetzen, in welchen elektrische Energie in Höchst-, Hoch-, Mittel- oder Niederspannung übertragen oder verteilt wird; - 11.
Netzknoten der räumlich eng begrenzte Teil eines Elektrizitätsversorgungsnetzes, der sich auf einem baulich zusammengehörenden Gebiet befindet und aus - a)
einem Umspannwerk, einer Umspannanlage, einer Umspannstation, einer Ortsnetzstation oder einer Schaltanlage oder - b)
einer sonstigen Übergabestelle bei Vorliegen einer den in Buchstabe a genannten Fällen vergleichbaren galvanischen Verbindung
- 12.
Umspannebene die Bereiche von Elektrizitätsversorgungsnetzen, in welchen die Spannung elektrischer Energie von Höchst- zu Hochspannung, Hoch- zu Mittelspannung oder Mittel- zu Niederspannung geändert wird; - 12a.
versorgte Fläche in Niederspannung die aus der amtlichen Statistik zur Bodenfläche nach Art der tatsächlichen Nutzung der Statistischen Landesämter ermittelbare Fläche sowie in Mittel- und Hochspannung die geografische Fläche des Netzgebietes; - 13.
zeitgleiche Jahreshöchstlast die höchste zeitgleiche Summe der Leistungswerte einer Anzahl von Entnahmen aus einer Netz- oder Umspannebene oder einer Anzahl von Einspeisungen in eine Netz- oder Umspannebene im Verlauf eines Jahres.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Dieses Gesetz findet auch Anwendung auf Unternehmen, die ganz oder teilweise im Eigentum der öffentlichen Hand stehen oder die von ihr verwaltet oder betrieben werden.
(2) Dieses Gesetz findet Anwendung auf alle Verhaltensweisen, die sich im Geltungsbereich dieses Gesetzes auswirken, auch wenn sie außerhalb des Geltungsbereichs dieses Gesetzes veranlasst werden.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente, umweltverträgliche und treibhausgasneutrale leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, Gas und Wasserstoff, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.
(2) Die Regulierung der Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze dient den Zielen der Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas und der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen.
(3) Zweck dieses Gesetzes ist ferner die Umsetzung und Durchführung des Europäischen Gemeinschaftsrechts auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Energieversorgung.
(4) Um den Zweck des Absatzes 1 auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität zu erreichen, verfolgt dieses Gesetz insbesondere die Ziele,
- 1.
die freie Preisbildung für Elektrizität durch wettbewerbliche Marktmechanismen zu stärken, - 2.
den Ausgleich von Angebot und Nachfrage nach Elektrizität an den Strommärkten jederzeit zu ermöglichen, - 3.
dass Erzeugungsanlagen, Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Lasten insbesondere möglichst umweltverträglich, netzverträglich, effizient und flexibel in dem Umfang eingesetzt werden, der erforderlich ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten, und - 4.
den Elektrizitätsbinnenmarkt zu stärken sowie die Zusammenarbeit insbesondere mit den an das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland angrenzenden Staaten sowie mit dem Königreich Norwegen und dem Königreich Schweden zu intensivieren.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Betreiber von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 100 Kilowatt sowie von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie, die durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind, sind verpflichtet, auf Aufforderung durch Betreiber von Übertragungsnetzen die Wirkleistungs- oder Blindleistungserzeugung oder den Wirkleistungsbezug anzupassen oder die Anpassung zu dulden. Eine Anpassung umfasst auch die Aufforderung einer Einspeisung oder eines Bezugs aus Anlagen, die
- 1.
derzeit keine elektrische Energie erzeugen oder beziehen und erforderlichenfalls erst betriebsbereit gemacht werden müssen oder - 2.
zur Erfüllung der Anforderungen einer Erzeugung oder eines Bezugs eine geplante Revision verschieben müssen.
(1a) Der Bilanzkreisverantwortliche der betroffenen Einspeise- oder Entnahmestelle hat einen Anspruch auf einen bilanziellen Ausgleich der Maßnahme gegen den Übertragungsnetzbetreiber, der den Betreiber der Anlage nach Absatz 1 zur Anpassung aufgefordert oder die Anpassung durchgeführt hat. Der Übertragungsnetzbetreiber hat einen Anspruch gegen den Bilanzkreisverantwortlichen auf Abnahme des bilanziellen Ausgleichs. Ist der Strom nach § 57 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermarkten, erfolgt der bilanzielle Ausgleich abweichend von Satz 1 mit dem Bilanzkreis, über den der Übertragungsnetzbetreiber die Vermarktung durchführt. Der Übertragungsnetzbetreiber muss den Bilanzkreisverantwortlichen unverzüglich über den geplanten Zeitpunkt, den Umfang und die Dauer der Anpassung unterrichten. Der Übertragungsnetzbetreiber muss den Bilanzkreisverantwortlichen und den Betreiber der Anlage nach Absatz 1 unverzüglich über die tatsächlichen Zeitpunkte, den jeweiligen Umfang, die Dauer und die Gründe der Anpassung unterrichten.
(2) Eine nach Absatz 1 Satz 1 vorgenommene Anpassung ist zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der Anlage zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie angemessen finanziell auszugleichen. Der finanzielle Ausgleich ist angemessen, wenn er den Betreiber der Anlage unter Anrechnung des bilanziellen Ausgleichs nach Absatz 1a wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde. Ein angemessener finanzieller Ausgleich nach Satz 1 umfasst folgende Bestandteile, wenn und soweit diese durch die jeweilige Anpassung der Wirkleistungs- oder Blindleistungserzeugung oder des Wirkleistungsbezugs auf Anforderung des Betreibers eines Übertragungsnetzes verursacht worden sind:
- 1.
die notwendigen Auslagen für die tatsächlichen Anpassungen der Erzeugung (Erzeugungsauslagen) oder des Bezugs, - 2.
den Werteverbrauch der Anlage für die tatsächlichen Anpassungen der Erzeugung oder des Bezugs (anteiligen Werteverbrauch), - 3.
die nachgewiesenen entgangenen Erlösmöglichkeiten, wenn und soweit diese die Summe der nach den Nummern 1 und 2 zu erstattenden Kosten übersteigen, - 4.
die notwendigen Auslagen für die Herstellung der Betriebsbereitschaft nach Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 oder die Verschiebung einer geplanten Revision nach Absatz 1 Satz 2 Nummer 2 und - 5.
im Fall der Reduzierung der Wirkleistungserzeugung aus Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes oder von KWK-Strom im Sinne des § 3 Absatz 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes die entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen.
(3) Grundlage für die Bestimmung des anteiligen Werteverbrauchs nach Absatz 2 Satz 2 Nummer 2 sind die handelsrechtlichen Restwerte und handelsrechtlichen Restnutzungsdauern in Jahren; für die Bestimmung des anteiligen Werteverbrauchs für die Anlage oder Anlagenteile ist als Schlüssel das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach Absatz 1 Satz 1 und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen.
(4) Weitergehende Kosten, die dem Anlagenbetreiber auch ohne die Anforderung nach Absatz 1 Satz 1 entstehen, insbesondere Betriebsbereitschaftsauslagen und eine Verzinsung des gebundenen Kapitals, werden nicht erstattet.
(5) Maßnahmen nach Absatz 1 erfolgen in Abstimmung mit dem Betreiber desjenigen Netzes, in das die Anlage eingebunden ist, und allen zwischengelagerten Netzbetreibern, durch die das Anschlussnetz mit dem Netz des anfordernden Netzbetreibers verbunden ist, sowie allen vorgelagerten Netzbetreibern, die durch die Maßnahme betroffen sind. Trifft ein nachgelagerter Netzbetreiber in seinem Netz Maßnahmen nach Absatz 1 und konkurrieren diese Maßnahmen mit Maßnahmen des vorgelagerten Netzbetreibers nach Absatz 1, so sollen insoweit die Maßnahmen des nachgelagerten Netzbetreibers in der Regel Vorrang haben. Der Betreiber eines Übertragungsnetzes, in dessen Netz die Ursache für eine Maßnahme nach Absatz 1 liegt, muss dem Netzbetreiber, der die Maßnahme ausführt oder nach § 14 Absatz 1c Satz 1 zu ihr auffordert, die Kosten für den bilanziellen und finanziellen Ausgleich nach Abzug entstandener Erlöse ersetzen, soweit kein Anspruch nach § 14 Absatz 1c Satz 2 besteht.
(1) Ein Verwaltungsakt ist nichtig, soweit er an einem besonders schwerwiegenden Fehler leidet und dies bei verständiger Würdigung aller in Betracht kommenden Umstände offensichtlich ist.
(2) Ohne Rücksicht auf das Vorliegen der Voraussetzungen des Absatzes 1 ist ein Verwaltungsakt nichtig,
- 1.
der schriftlich oder elektronisch erlassen worden ist, die erlassende Behörde aber nicht erkennen lässt; - 2.
der nach einer Rechtsvorschrift nur durch die Aushändigung einer Urkunde erlassen werden kann, aber dieser Form nicht genügt; - 3.
den eine Behörde außerhalb ihrer durch § 3 Abs. 1 Nr. 1 begründeten Zuständigkeit erlassen hat, ohne dazu ermächtigt zu sein; - 4.
den aus tatsächlichen Gründen niemand ausführen kann; - 5.
der die Begehung einer rechtswidrigen Tat verlangt, die einen Straf- oder Bußgeldtatbestand verwirklicht; - 6.
der gegen die guten Sitten verstößt.
(3) Ein Verwaltungsakt ist nicht schon deshalb nichtig, weil
- 1.
Vorschriften über die örtliche Zuständigkeit nicht eingehalten worden sind, außer wenn ein Fall des Absatzes 2 Nr. 3 vorliegt; - 2.
eine nach § 20 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 bis 6 ausgeschlossene Person mitgewirkt hat; - 3.
ein durch Rechtsvorschrift zur Mitwirkung berufener Ausschuss den für den Erlass des Verwaltungsaktes vorgeschriebenen Beschluss nicht gefasst hat oder nicht beschlussfähig war; - 4.
die nach einer Rechtsvorschrift erforderliche Mitwirkung einer anderen Behörde unterblieben ist.
(4) Betrifft die Nichtigkeit nur einen Teil des Verwaltungsaktes, so ist er im Ganzen nichtig, wenn der nichtige Teil so wesentlich ist, dass die Behörde den Verwaltungsakt ohne den nichtigen Teil nicht erlassen hätte.
(5) Die Behörde kann die Nichtigkeit jederzeit von Amts wegen feststellen; auf Antrag ist sie festzustellen, wenn der Antragsteller hieran ein berechtigtes Interesse hat.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
Mehrere Klagebegehren können vom Kläger in einer Klage zusammen verfolgt werden, wenn sie sich gegen denselben Beklagten richten, im Zusammenhang stehen und dasselbe Gericht zuständig ist.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Die Abwicklung von Lieferungen elektrischer Energie zwischen Bilanzkreisen erfolgt auf Grundlage von Fahrplänen. Betreiber von Übertragungsnetzen sind berechtigt, Bilanzkreisverantwortliche dazu zu verpflichten, ihnen Fahrpläne gemäß den nach § 27 Abs. 1 Nr. 16 von der Regulierungsbehörde festgelegten Regelungen mitzuteilen. Fahrpläne für den Zeitraum des folgenden Tages bis zum nächsten Werktag sind den Betreibern von Übertragungsnetzen bis spätestens 14.30 Uhr mitzuteilen, sofern die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht die Mitteilung zu einem späteren Zeitpunkt zugelassen haben oder die Regulierungsbehörde nach § 27 Abs. 1 Nr. 16 eine abweichende Regelung getroffen hat. Rechtzeitig im Sinne der Absätze 2 bis 4 dem Betreiber von Übertragungsnetzen mitgeteilte Fahrpläne und Fahrplanänderungen sind von diesem der Bilanzierung des jeweiligen Bilanzkreises und der Regelzone zu Grunde zu legen, es sei denn, Netzengpässe wurden nach § 15 Abs. 4 veröffentlicht und begründet. Die Fahrpläne müssen vollständig sein, eine ausgeglichene Bilanz des Bilanzkreises und damit eine ausgeglichene Bilanz der jeweiligen Regelzone ermöglichen.
(2) Fahrpläne innerhalb einer Regelzone und regelzonenübergreifende Fahrpläne können mit einem zeitlichen Vorlauf von mindestens einer Viertelstunde zu jeder Viertelstunde eines Tages geändert werden, soweit die Bundesnetzagentur nicht kürzere Vorlaufzeiten durch Festlegung nach § 27 Absatz 1 Nummer 16 bestimmt hat. Der Betreiber von Übertragungsnetzen hat das Recht, Änderungen von regelzonenübergreifenden Fahrplänen abzulehnen, wenn durch die Anwendung der geänderten Fahrpläne ein Engpass entstehen würde. Die Ablehnung ist zu begründen. Fahrplanänderungen müssen nach Maßgabe der von der Regulierungsbehörde nach § 27 Abs. 1 Nr. 16 erlassenen Regelungen dem Betreiber von Übertragungsnetzen mitgeteilt werden.
(3) Nachträgliche Fahrplanänderungen regelzoneninterner Fahrpläne können bis 16 Uhr des auf den Erfüllungstag folgenden Werktags erfolgen. Der Betreiber von Übertragungsnetzen veröffentlicht hierfür auf seiner Internetseite einen Kalender, dem die Werktage zu entnehmen sind.
(4) Das durch ungeplante Kraftwerksausfälle entstehende Ungleichgewicht zwischen Einspeisungen und Entnahmen ist vom Betreiber von Übertragungsnetzen für vier Viertelstunden einschließlich der Viertelstunde, in der der Ausfall aufgetreten ist, auszugleichen. Für die Zeit nach Ablauf dieser vier Viertelstunden ist der Bilanzkreisverantwortliche zum Ausgleich der ausgefallenen Leistung verpflichtet. Hierzu kann er abweichend von Absatz 2 Satz 1 seine Fahrpläne mit einer Vorlaufzeit von 15 Minuten zum Beginn einer jeden Viertelstunde ändern. Der Betreiber von Übertragungsnetzen kann nach der Fahrplanänderung vom Bilanzkreisverantwortlichen einen Nachweis darüber verlangen, dass ein ungeplanter Kraftwerksausfall vorliegt.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Betreiber von Energieversorgungsnetzen haben die Energie, die sie zur Deckung von Verlusten und für den Ausgleich von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisung benötigen, nach transparenten, auch in Bezug auf verbundene oder assoziierte Unternehmen nichtdiskriminierenden und marktorientierten Verfahren zu beschaffen. Dem Ziel einer möglichst preisgünstigen Energieversorgung ist bei der Ausgestaltung der Verfahren, zum Beispiel durch die Nutzung untertäglicher Beschaffung, besonderes Gewicht beizumessen, sofern hierdurch nicht die Verpflichtungen nach den §§ 13, 16 und 16a gefährdet werden.
(2) Bei der Beschaffung von Regelenergie durch die Betreiber von Übertragungsnetzen ist ein diskriminierungsfreies und transparentes Ausschreibungsverfahren anzuwenden, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Regelenergie für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, von den Betreibern von Übertragungsnetzen zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Regelenergie eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Regelenergie unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten. Die Regulierungsbehörde kann zur Verwirklichung einer effizienten Beschaffung und der in § 1 Absatz 1 genannten Zwecke durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 abweichend von Satz 1 auch andere transparente, diskriminierungsfreie und marktorientierte Verfahren zur Beschaffung von Regelenergie vorsehen.
(1) Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind verpflichtet, die jeweilige Regelenergieart im Rahmen einer gemeinsamen regelzonenübergreifenden anonymisierten Ausschreibung über eine Internetplattform zu beschaffen.
(2) Abweichend von Absatz 1 sind die Betreiber von Übertragungsnetzen zum Zweck der Erfüllung ihrer Verpflichtungen nach § 12 Abs. 1 und 3 sowie § 13 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes berechtigt, einen technisch notwendigen Anteil an Regelenergie aus Kraftwerken in ihrer Regelzone auszuschreiben, soweit dies zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit in ihrer jeweiligen Regelzone, insbesondere zur Aufrechterhaltung der Versorgung im Inselbetrieb nach Störungen, erforderlich ist.
(3) Die Primärregelung ist als zusätzliche Einspeisung oder Reduzierung des Bezugs oder Reduzierung der Einspeisung (positive oder negative Primärregelung) auszuschreiben. Die Sekundärregelung, Minutenreserve sowie weitere Regelenergieprodukte sind getrennt nach positivem und negativem Regelenergiebedarf auszuschreiben.
(4) Betreiber von Übertragungsnetzen sind berechtigt, Mindestangebote festzulegen. Die Anbieter sind berechtigt, zeitlich und mengenmäßig Teilleistungen anzubieten. Dabei dürfen die Teilleistungen nicht das jeweilige Mindestangebot unterschreiten. Die Bildung einer Anbietergemeinschaft ist auch zur Erreichung der Mindestangebote zulässig.
(5) Potenzielle Anbieter von Regelenergieprodukten haben den Nachweis zu erbringen, dass sie die zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit erforderlichen Anforderungen für die Erbringung der unterschiedlichen Regelenergiearten erfüllen. Nachzuweisen sind insbesondere die notwendigen technischen Fähigkeiten und die ordnungsgemäße Erbringung der Regelleistung unter betrieblichen Bedingungen.
(6) Bei der Anwendung der §§ 6 bis 9 sind nach § 22 Absatz 2 Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes getroffene Festlegungen der Bundesnetzagentur zu beachten.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Betreiber von Energieversorgungsnetzen haben die Energie, die sie zur Deckung von Verlusten und für den Ausgleich von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisung benötigen, nach transparenten, auch in Bezug auf verbundene oder assoziierte Unternehmen nichtdiskriminierenden und marktorientierten Verfahren zu beschaffen. Dem Ziel einer möglichst preisgünstigen Energieversorgung ist bei der Ausgestaltung der Verfahren, zum Beispiel durch die Nutzung untertäglicher Beschaffung, besonderes Gewicht beizumessen, sofern hierdurch nicht die Verpflichtungen nach den §§ 13, 16 und 16a gefährdet werden.
(2) Bei der Beschaffung von Regelenergie durch die Betreiber von Übertragungsnetzen ist ein diskriminierungsfreies und transparentes Ausschreibungsverfahren anzuwenden, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Regelenergie für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, von den Betreibern von Übertragungsnetzen zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Regelenergie eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Regelenergie unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten. Die Regulierungsbehörde kann zur Verwirklichung einer effizienten Beschaffung und der in § 1 Absatz 1 genannten Zwecke durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 abweichend von Satz 1 auch andere transparente, diskriminierungsfreie und marktorientierte Verfahren zur Beschaffung von Regelenergie vorsehen.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Betreiber von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 100 Kilowatt sowie von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie, die durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind, sind verpflichtet, auf Aufforderung durch Betreiber von Übertragungsnetzen die Wirkleistungs- oder Blindleistungserzeugung oder den Wirkleistungsbezug anzupassen oder die Anpassung zu dulden. Eine Anpassung umfasst auch die Aufforderung einer Einspeisung oder eines Bezugs aus Anlagen, die
- 1.
derzeit keine elektrische Energie erzeugen oder beziehen und erforderlichenfalls erst betriebsbereit gemacht werden müssen oder - 2.
zur Erfüllung der Anforderungen einer Erzeugung oder eines Bezugs eine geplante Revision verschieben müssen.
(1a) Der Bilanzkreisverantwortliche der betroffenen Einspeise- oder Entnahmestelle hat einen Anspruch auf einen bilanziellen Ausgleich der Maßnahme gegen den Übertragungsnetzbetreiber, der den Betreiber der Anlage nach Absatz 1 zur Anpassung aufgefordert oder die Anpassung durchgeführt hat. Der Übertragungsnetzbetreiber hat einen Anspruch gegen den Bilanzkreisverantwortlichen auf Abnahme des bilanziellen Ausgleichs. Ist der Strom nach § 57 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermarkten, erfolgt der bilanzielle Ausgleich abweichend von Satz 1 mit dem Bilanzkreis, über den der Übertragungsnetzbetreiber die Vermarktung durchführt. Der Übertragungsnetzbetreiber muss den Bilanzkreisverantwortlichen unverzüglich über den geplanten Zeitpunkt, den Umfang und die Dauer der Anpassung unterrichten. Der Übertragungsnetzbetreiber muss den Bilanzkreisverantwortlichen und den Betreiber der Anlage nach Absatz 1 unverzüglich über die tatsächlichen Zeitpunkte, den jeweiligen Umfang, die Dauer und die Gründe der Anpassung unterrichten.
(2) Eine nach Absatz 1 Satz 1 vorgenommene Anpassung ist zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der Anlage zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie angemessen finanziell auszugleichen. Der finanzielle Ausgleich ist angemessen, wenn er den Betreiber der Anlage unter Anrechnung des bilanziellen Ausgleichs nach Absatz 1a wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde. Ein angemessener finanzieller Ausgleich nach Satz 1 umfasst folgende Bestandteile, wenn und soweit diese durch die jeweilige Anpassung der Wirkleistungs- oder Blindleistungserzeugung oder des Wirkleistungsbezugs auf Anforderung des Betreibers eines Übertragungsnetzes verursacht worden sind:
- 1.
die notwendigen Auslagen für die tatsächlichen Anpassungen der Erzeugung (Erzeugungsauslagen) oder des Bezugs, - 2.
den Werteverbrauch der Anlage für die tatsächlichen Anpassungen der Erzeugung oder des Bezugs (anteiligen Werteverbrauch), - 3.
die nachgewiesenen entgangenen Erlösmöglichkeiten, wenn und soweit diese die Summe der nach den Nummern 1 und 2 zu erstattenden Kosten übersteigen, - 4.
die notwendigen Auslagen für die Herstellung der Betriebsbereitschaft nach Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 oder die Verschiebung einer geplanten Revision nach Absatz 1 Satz 2 Nummer 2 und - 5.
im Fall der Reduzierung der Wirkleistungserzeugung aus Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes oder von KWK-Strom im Sinne des § 3 Absatz 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes die entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen.
(3) Grundlage für die Bestimmung des anteiligen Werteverbrauchs nach Absatz 2 Satz 2 Nummer 2 sind die handelsrechtlichen Restwerte und handelsrechtlichen Restnutzungsdauern in Jahren; für die Bestimmung des anteiligen Werteverbrauchs für die Anlage oder Anlagenteile ist als Schlüssel das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach Absatz 1 Satz 1 und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen.
(4) Weitergehende Kosten, die dem Anlagenbetreiber auch ohne die Anforderung nach Absatz 1 Satz 1 entstehen, insbesondere Betriebsbereitschaftsauslagen und eine Verzinsung des gebundenen Kapitals, werden nicht erstattet.
(5) Maßnahmen nach Absatz 1 erfolgen in Abstimmung mit dem Betreiber desjenigen Netzes, in das die Anlage eingebunden ist, und allen zwischengelagerten Netzbetreibern, durch die das Anschlussnetz mit dem Netz des anfordernden Netzbetreibers verbunden ist, sowie allen vorgelagerten Netzbetreibern, die durch die Maßnahme betroffen sind. Trifft ein nachgelagerter Netzbetreiber in seinem Netz Maßnahmen nach Absatz 1 und konkurrieren diese Maßnahmen mit Maßnahmen des vorgelagerten Netzbetreibers nach Absatz 1, so sollen insoweit die Maßnahmen des nachgelagerten Netzbetreibers in der Regel Vorrang haben. Der Betreiber eines Übertragungsnetzes, in dessen Netz die Ursache für eine Maßnahme nach Absatz 1 liegt, muss dem Netzbetreiber, der die Maßnahme ausführt oder nach § 14 Absatz 1c Satz 1 zu ihr auffordert, die Kosten für den bilanziellen und finanziellen Ausgleich nach Abzug entstandener Erlöse ersetzen, soweit kein Anspruch nach § 14 Absatz 1c Satz 2 besteht.
(1) Betreiber von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 10 Megawatt sind verpflichtet, vorläufige oder endgültige Stilllegungen ihrer Anlage oder von Teilkapazitäten ihrer Anlage dem systemverantwortlichen Betreiber des Übertragungsnetzes und der Bundesnetzagentur möglichst frühzeitig, mindestens aber zwölf Monate vorher anzuzeigen; dabei ist anzugeben, ob und inwieweit die Stilllegung aus rechtlichen, technischen oder betriebswirtschaftlichen Gründen erfolgen soll. Vorläufige und endgültige Stilllegungen ohne vorherige Anzeige und vor Ablauf der Frist nach Satz 1 sind verboten, wenn ein Weiterbetrieb technisch und rechtlich möglich ist. Eine Stilllegung von Anlagen vor Ablauf der Frist nach den Sätzen 1 und 2 ist zulässig, wenn der Betreiber eines Übertragungsnetzes hierdurch keine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems erwartet und er dem Anlagenbetreiber dies nach Absatz 2 Satz 1 mitgeteilt hat.
(2) Der systemverantwortliche Betreiber des Übertragungsnetzes prüft nach Eingang der Anzeige einer Stilllegung nach Absatz 1 Satz 1 unverzüglich, ob die Anlage systemrelevant ist, und teilt dem Betreiber der Anlage und der Bundesnetzagentur das Ergebnis seiner Prüfung unverzüglich schriftlich oder elektronisch mit. Eine Anlage ist systemrelevant, wenn ihre Stilllegung mit hinreichender Wahrscheinlichkeit zu einer nicht unerheblichen Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems führen würde und diese Gefährdung oder Störung nicht durch andere angemessene Maßnahmen beseitigt werden kann. Die Begründung der Notwendigkeit der Ausweisung einer systemrelevanten Anlage im Fall einer geplanten vorläufigen oder endgültigen Stilllegung soll sich aus der Systemanalyse der Betreiber von Übertragungsnetzen oder dem Bericht der Bundesnetzagentur nach § 3 der Netzreserveverordnung ergeben. Die Begründung kann sich auf die Liste systemrelevanter Gaskraftwerke nach § 13f Absatz 1 stützen.
(3) Mit Ausnahme von Revisionen und technisch bedingten Störungen sind vorläufige Stilllegungen Maßnahmen, die bewirken, dass die Anlage nicht mehr anfahrbereit gehalten wird, aber innerhalb eines Jahres nach Anforderung durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes nach Absatz 4 Satz 3 wieder betriebsbereit gemacht werden kann, um eine geforderte Anpassung ihrer Einspeisung nach § 13a Absatz 1 umzusetzen. Endgültige Stilllegungen sind Maßnahmen, die den Betrieb der Anlage endgültig ausschließen oder bewirken, dass eine Anpassung der Einspeisung nicht mehr innerhalb eines Jahres nach einer Anforderung nach Absatz 4 erfolgen kann, da die Anlage nicht mehr innerhalb dieses Zeitraums betriebsbereit gemacht werden kann.
(4) Vorläufige Stilllegungen von Anlagen, die nach Absatz 1 Satz 1 zur vorläufigen Stilllegung angezeigt wurden, sind auch nach Ablauf der in der Anzeige genannten Frist nach Absatz 1 Satz 1 verboten, solange und soweit der systemverantwortliche Betreiber des Übertragungsnetzes die Anlage nach Absatz 2 Satz 2 als systemrelevant ausweist. Die Ausweisung erfolgt für eine Dauer von 24 Monaten; zeigt der Betreiber einer Anlage für den Zeitraum nach Ablauf der 24 Monate die geplante vorläufige Stilllegung nach § 13b Absatz 1 Satz 1 erneut an und wird das Fortbestehen der Systemrelevanz der Anlage durch eine Prüfung des regelzonenverantwortlichen Betreibers eines Übertragungsnetzes festgestellt, erfolgt jede erneute Ausweisung der Anlage als systemrelevant jeweils für einen Zeitraum von bis zu 24 Monaten. Der Betreiber einer Anlage, deren vorläufige Stilllegung nach Satz 1 verboten ist, muss die Betriebsbereitschaft der Anlage für Anpassungen der Einspeisung nach § 13a Absatz 1 weiter vorhalten oder wiederherstellen. Der Betreiber einer vorläufig stillgelegten Anlage, die nach Absatz 2 Satz 2 systemrelevant ist, muss für die Durchführung von Maßnahmen nach § 13 Absatz 1 Nummer 2 und 3 und § 13a Absatz 1 auf Anforderung durch den Betreiber des Übertragungsnetzes und erforderlichenfalls in Abstimmung mit dem Betreiber desjenigen Netzes, in das die Anlage eingebunden ist, die Anlage betriebsbereit machen.
(5) Endgültige Stilllegungen von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 50 Megawatt sind auch nach Ablauf der in der Anzeige genannten Frist nach Absatz 1 Satz 1 verboten, solange und soweit
- 1.
der systemverantwortliche Betreiber des Übertragungsnetzes die Anlage als systemrelevant ausweist, - 2.
die Ausweisung durch die Bundesnetzagentur genehmigt worden ist und - 3.
ein Weiterbetrieb technisch und rechtlich möglich ist.
- 1.
der Antragsteller hat einer Verlängerung der Frist zugestimmt oder - 2.
die Bundesnetzagentur kann wegen unrichtiger Angaben oder wegen einer nicht rechtzeitig erteilten Auskunft keine Entscheidung treffen und sie hat dies den Betroffenen vor Ablauf der Frist unter Angabe der Gründe mitgeteilt.
(6) Die Absätze 1 bis 5 gelten nicht für die stillzulegenden Anlagen nach § 13g. § 42 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes bleibt unberührt.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Betreiber von Übertragungsnetzen haben die Energieübertragung durch das Netz unter Berücksichtigung des Austauschs mit anderen Verbundnetzen zu regeln und mit der Bereitstellung und dem Betrieb ihrer Übertragungsnetze im nationalen und internationalen Verbund zu einem sicheren und zuverlässigen Elektrizitätsversorgungssystem in ihrer Regelzone und damit zu einer sicheren Energieversorgung beizutragen. Betreiber von Übertragungsnetzen können vereinbaren, die Regelverantwortung für ihre Netze auf einen Betreiber von Übertragungsnetzen zu übertragen. Mit der Übertragung der Regelverantwortung erhält der verantwortliche Netzbetreiber die Befugnisse der §§ 13 bis 13b. Die Übertragung der Regelverantwortung ist der Regulierungsbehörde spätestens sechs Monate vorher anzuzeigen. Die Regulierungsbehörde kann zur Verringerung des Aufwandes für Regelenergie und zur Förderung von einheitlichen Bedingungen bei der Gewährung des Netzzugangs durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 die Betreiber von Übertragungsnetzen verpflichten, eine einheitliche Regelzone zu bilden.
(2) Betreiber von Übertragungsnetzen haben Betreibern eines anderen Netzes, mit dem die eigenen Übertragungsnetze technisch verbunden sind, die notwendigen Informationen bereitzustellen, um den sicheren und effizienten Betrieb, den koordinierten Ausbau und den Verbund sicherzustellen.
(3) Betreiber von Übertragungsnetzen haben dauerhaft die Fähigkeit des Netzes sicherzustellen, die Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität zu befriedigen und insbesondere durch entsprechende Übertragungskapazität und Zuverlässigkeit des Netzes zur Versorgungssicherheit beizutragen. Dafür können sie im Rahmen des technisch Möglichen auch geeignete technische Anlagen etwa zur Bereitstellung von nicht frequenzgebundenen Systemdienstleistungen nutzen, die keine Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie sind. Hierbei hat eine Abwägung mit einer marktgestützten Beschaffung nach § 12h zu erfolgen.
(3a) Um die technische Sicherheit und die Systemstabilität zu gewährleisten, wird das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie ermächtigt, durch Rechtsverordnung technische Anforderungen an Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie, insbesondere an Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, vorzugeben sowie Netzbetreiber und Anlagenbetreiber zu verpflichten, Anlagen, die bereits vor dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen worden sind, entsprechend nachzurüsten sowie anlagenbezogene Daten, die zur Durchführung und Kontrolle des Nachrüstungsprozesses erforderlich sind, bereitzustellen und auszuwerten und Regelungen zur Kostentragung zu treffen.
(3b) Betreiber von Übertragungsnetzen berichten der Regulierungsbehörde auf deren Anforderung über die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit ihres Energieversorgungsnetzes im Sinne von § 11 sowie über die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von Absatz 1 Satz 1 und Absatz 3. Bei einer Anforderung nach Satz 1 bestimmt die Regulierungsbehörde,
- 1.
zu welchem Zeitpunkt und für welchen Zeitraum berichtet werden soll, - 2.
ob die Betreiber von Übertragungsnetzen einzeln oder gemeinsam berichten sollen, - 3.
ob und in welchem Umfang Betreiber von Verteilernetzen an der Erstellung des Berichts zu beteiligen sind, - 4.
zu welchen Themen berichtet werden soll und - 5.
ob und zu welchen Themen die Betreiber von Übertragungsnetzen Maßnahmen einschließlich Alternativen vorschlagen sollen, die sie zur Erfüllung ihrer Aufgaben künftig für erforderlich halten; dies kann auch Vorsorgemaßnahmen und Pilotprojekte umfassen.
(3c) Betreiber von Verteilernetzen berichten der Regulierungsbehörde auf deren Anforderung über die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit ihres Energieversorgungsnetzes im Sinne von § 11. Absatz 3b Satz 2 ist entsprechend anzuwenden.
(4) Die folgenden natürlichen oder juristischen Personen müssen den Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf deren Verlangen unverzüglich die Informationen einschließlich etwaiger Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse bereitstellen, die notwendig sind, damit die Elektrizitätsversorgungsnetze sicher und zuverlässig betrieben, gewartet und ausgebaut werden können:
- 1.
die Betreiber von Erzeugungsanlagen, - 2.
die Betreiber von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie, - 3.
die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, - 4.
die Betreiber von Gasversorgungsnetzen, - 5.
industrielle und gewerbliche Letztverbraucher, - 6.
Anbieter von Lastmanagement und - 7.
Großhändler oder Lieferanten von Elektrizität.
(5) Die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen müssen
- 1.
sicherstellen, dass die Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse, die ihnen nach Absatz 4 Satz 1 zur Kenntnis gelangen, ausschließlich so zu den dort genannten Zwecken genutzt werden, dass deren unbefugte Offenbarung ausgeschlossen ist, - 2.
die nach Absatz 4 erhaltenen Informationen in anonymisierter Form an die Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen für die Zwecke des Monitorings nach § 51 übermitteln, - 3.
neben den nach Nummer 2 zu übermittelnden Informationen an die Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen weitere verfügbare und für die Zwecke des Monitorings nach § 51 erforderliche Informationen und Analysen übermitteln, insbesondere verfügbare Informationen und eine gemeinsam von den Betreibern von Übertragungsnetzen in einer von der Bundesnetzagentur zu bestimmenden Form zu erstellende Analyse zu den grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen sowie zu Angebot und Nachfrage auf den europäischen Strommärkten, zu der Höhe und der Entwicklung der Gesamtlast in den Elektrizitätsversorgungsnetzen in den vergangenen zehn Jahren im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland und zur Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit der Energieversorgungsnetze einschließlich des Netzbetriebs, - 4.
der Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen in einer von ihr zu bestimmenden Frist und Form für die Zwecke des Berichts nach § 63 Absatz 3a Informationen und Analysen zu der Mindesterzeugung insbesondere aus thermisch betriebenen Erzeugungsanlagen und aus Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie sowie Informationen und geeignete Analysen zur Entwicklung der Mindesterzeugung übermitteln und - 5.
der Bundesnetzagentur jeweils jährlich auf deren Verlangen in einer von ihr zu bestimmenden Frist und Form für die Zwecke des Monitorings nach § 51a die Unternehmen und Vereinigungen von Unternehmen nennen, die einen Stromverbrauch von mehr als 20 Gigawattstunden jährlich haben.
(5a) Die Bundesnetzagentur übermittelt die nach Absatz 5 zum Zwecke des Monitorings der Versorgungssicherheit nach § 51 und zur Erfüllung der Berichterstattungspflicht nach § 63 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 erhobenen Daten an das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie auf dessen Verlangen.
(6) Die Regulierungsbehörde wird ermächtigt, nach § 29 Absatz 1 Festlegungen zu treffen zur näheren Bestimmung des Kreises der nach Absatz 4 Satz 1 Verpflichteten, zum Inhalt und zur Methodik, zu den Details der Datenweitergabe und zum Datenformat der Bereitstellung an die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen.
(7) Die Regulierungsbehörde, das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie sowie die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sollen anstelle der Abfrage nach den Absätzen 4 und 5 das Marktstammdatenregister nach § 111e nutzen, sobald und soweit ihnen das Marktstammdatenregister den Zugriff auf Daten im Sinne der Absätze 4 und 5 eröffnet.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Betreiber von Übertragungsnetzen haben die Energieübertragung durch das Netz unter Berücksichtigung des Austauschs mit anderen Verbundnetzen zu regeln und mit der Bereitstellung und dem Betrieb ihrer Übertragungsnetze im nationalen und internationalen Verbund zu einem sicheren und zuverlässigen Elektrizitätsversorgungssystem in ihrer Regelzone und damit zu einer sicheren Energieversorgung beizutragen. Betreiber von Übertragungsnetzen können vereinbaren, die Regelverantwortung für ihre Netze auf einen Betreiber von Übertragungsnetzen zu übertragen. Mit der Übertragung der Regelverantwortung erhält der verantwortliche Netzbetreiber die Befugnisse der §§ 13 bis 13b. Die Übertragung der Regelverantwortung ist der Regulierungsbehörde spätestens sechs Monate vorher anzuzeigen. Die Regulierungsbehörde kann zur Verringerung des Aufwandes für Regelenergie und zur Förderung von einheitlichen Bedingungen bei der Gewährung des Netzzugangs durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 die Betreiber von Übertragungsnetzen verpflichten, eine einheitliche Regelzone zu bilden.
(2) Betreiber von Übertragungsnetzen haben Betreibern eines anderen Netzes, mit dem die eigenen Übertragungsnetze technisch verbunden sind, die notwendigen Informationen bereitzustellen, um den sicheren und effizienten Betrieb, den koordinierten Ausbau und den Verbund sicherzustellen.
(3) Betreiber von Übertragungsnetzen haben dauerhaft die Fähigkeit des Netzes sicherzustellen, die Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität zu befriedigen und insbesondere durch entsprechende Übertragungskapazität und Zuverlässigkeit des Netzes zur Versorgungssicherheit beizutragen. Dafür können sie im Rahmen des technisch Möglichen auch geeignete technische Anlagen etwa zur Bereitstellung von nicht frequenzgebundenen Systemdienstleistungen nutzen, die keine Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie sind. Hierbei hat eine Abwägung mit einer marktgestützten Beschaffung nach § 12h zu erfolgen.
(3a) Um die technische Sicherheit und die Systemstabilität zu gewährleisten, wird das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie ermächtigt, durch Rechtsverordnung technische Anforderungen an Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie, insbesondere an Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, vorzugeben sowie Netzbetreiber und Anlagenbetreiber zu verpflichten, Anlagen, die bereits vor dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen worden sind, entsprechend nachzurüsten sowie anlagenbezogene Daten, die zur Durchführung und Kontrolle des Nachrüstungsprozesses erforderlich sind, bereitzustellen und auszuwerten und Regelungen zur Kostentragung zu treffen.
(3b) Betreiber von Übertragungsnetzen berichten der Regulierungsbehörde auf deren Anforderung über die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit ihres Energieversorgungsnetzes im Sinne von § 11 sowie über die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von Absatz 1 Satz 1 und Absatz 3. Bei einer Anforderung nach Satz 1 bestimmt die Regulierungsbehörde,
- 1.
zu welchem Zeitpunkt und für welchen Zeitraum berichtet werden soll, - 2.
ob die Betreiber von Übertragungsnetzen einzeln oder gemeinsam berichten sollen, - 3.
ob und in welchem Umfang Betreiber von Verteilernetzen an der Erstellung des Berichts zu beteiligen sind, - 4.
zu welchen Themen berichtet werden soll und - 5.
ob und zu welchen Themen die Betreiber von Übertragungsnetzen Maßnahmen einschließlich Alternativen vorschlagen sollen, die sie zur Erfüllung ihrer Aufgaben künftig für erforderlich halten; dies kann auch Vorsorgemaßnahmen und Pilotprojekte umfassen.
(3c) Betreiber von Verteilernetzen berichten der Regulierungsbehörde auf deren Anforderung über die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit ihres Energieversorgungsnetzes im Sinne von § 11. Absatz 3b Satz 2 ist entsprechend anzuwenden.
(4) Die folgenden natürlichen oder juristischen Personen müssen den Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf deren Verlangen unverzüglich die Informationen einschließlich etwaiger Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse bereitstellen, die notwendig sind, damit die Elektrizitätsversorgungsnetze sicher und zuverlässig betrieben, gewartet und ausgebaut werden können:
- 1.
die Betreiber von Erzeugungsanlagen, - 2.
die Betreiber von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie, - 3.
die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, - 4.
die Betreiber von Gasversorgungsnetzen, - 5.
industrielle und gewerbliche Letztverbraucher, - 6.
Anbieter von Lastmanagement und - 7.
Großhändler oder Lieferanten von Elektrizität.
(5) Die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen müssen
- 1.
sicherstellen, dass die Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse, die ihnen nach Absatz 4 Satz 1 zur Kenntnis gelangen, ausschließlich so zu den dort genannten Zwecken genutzt werden, dass deren unbefugte Offenbarung ausgeschlossen ist, - 2.
die nach Absatz 4 erhaltenen Informationen in anonymisierter Form an die Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen für die Zwecke des Monitorings nach § 51 übermitteln, - 3.
neben den nach Nummer 2 zu übermittelnden Informationen an die Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen weitere verfügbare und für die Zwecke des Monitorings nach § 51 erforderliche Informationen und Analysen übermitteln, insbesondere verfügbare Informationen und eine gemeinsam von den Betreibern von Übertragungsnetzen in einer von der Bundesnetzagentur zu bestimmenden Form zu erstellende Analyse zu den grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen sowie zu Angebot und Nachfrage auf den europäischen Strommärkten, zu der Höhe und der Entwicklung der Gesamtlast in den Elektrizitätsversorgungsnetzen in den vergangenen zehn Jahren im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland und zur Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit der Energieversorgungsnetze einschließlich des Netzbetriebs, - 4.
der Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen in einer von ihr zu bestimmenden Frist und Form für die Zwecke des Berichts nach § 63 Absatz 3a Informationen und Analysen zu der Mindesterzeugung insbesondere aus thermisch betriebenen Erzeugungsanlagen und aus Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie sowie Informationen und geeignete Analysen zur Entwicklung der Mindesterzeugung übermitteln und - 5.
der Bundesnetzagentur jeweils jährlich auf deren Verlangen in einer von ihr zu bestimmenden Frist und Form für die Zwecke des Monitorings nach § 51a die Unternehmen und Vereinigungen von Unternehmen nennen, die einen Stromverbrauch von mehr als 20 Gigawattstunden jährlich haben.
(5a) Die Bundesnetzagentur übermittelt die nach Absatz 5 zum Zwecke des Monitorings der Versorgungssicherheit nach § 51 und zur Erfüllung der Berichterstattungspflicht nach § 63 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 erhobenen Daten an das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie auf dessen Verlangen.
(6) Die Regulierungsbehörde wird ermächtigt, nach § 29 Absatz 1 Festlegungen zu treffen zur näheren Bestimmung des Kreises der nach Absatz 4 Satz 1 Verpflichteten, zum Inhalt und zur Methodik, zu den Details der Datenweitergabe und zum Datenformat der Bereitstellung an die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen.
(7) Die Regulierungsbehörde, das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie sowie die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sollen anstelle der Abfrage nach den Absätzen 4 und 5 das Marktstammdatenregister nach § 111e nutzen, sobald und soweit ihnen das Marktstammdatenregister den Zugriff auf Daten im Sinne der Absätze 4 und 5 eröffnet.
BUNDESGERICHTSHOF
beschlossen:
Die Betroffene hat die Kosten des Rechtsbeschwerdeverfahrens einschließlich der notwendigen Auslagen der Bundesnetzagentur zu tragen.
Der Wert für das Rechtsbeschwerdeverfahren wird auf 50.000 € festgesetzt.
Gründe:
I.
- 1
- Die Betroffene betreibt ein Elektrizitätsverteilernetz in Berlin. Sie wendet sich gegen die von der Bundesnetzagentur mit Beschluss vom 7. Juni 2011 (BK8-11/002; abrufbar unter: www.bundesnetzagentur.de) getroffene Festlegung über den Beginn der Anwendung, die nähere Ausgestaltung und das Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit für Elektrizitätsverteilernetze nach den §§ 19 und 20 ARegV. In Nummer 1 der Festlegung wurde der Beginn der Anwendung des Qualitätselements auf den 1. Januar 2012 festgesetzt und ihr Anwendungsbereich auf die Netzzuverlässigkeit bei Elektrizitätsverteilernetzbetreibern beschränkt. In Nummer 2 ist geregelt, dass die Daten aller Elektrizitätsverteilernetzbetreiber , die nicht am vereinfachten Verfahren nach § 24 ARegV teilnehmen, zur Bestimmung des Qualitätselements Netzzuverlässigkeit heranzuziehen sind. Im Übrigen enthält die Festlegung nähere Regelungen zur standardisierten Bestimmung des Qualitätselements, wie etwa zur Ermittlung der Kennzahlen unter Heranziehung von geplanten und ungeplanten Versorgungsunterbrechungen, zur Ermittlung der Kennzahlenvorgaben (Referenzwerte) und zur Berechnungsmethode sowie zur Berücksichtigung von Kappungsgrenzen.
- 2
- Der Festlegung liegt eine Modellnetzanalyse zugrunde, die im Auftrag der Bundesnetzagentur von der Consentec Consulting für Energiewirtschaft und -technik GmbH in Kooperation mit der Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.V. (FGH) und Frontier Economics Limited (im Folgenden: Consentec ) durchgeführt und im Juni und Oktober 2009 mit der Fachöffentlichkeit diskutiert wurde. Darüber hinaus hatten die beteiligten Wirtschaftskreise im Rahmen einer Konsultation zu dem Eckpunktepapier der Bundesnetzagentur zur "Ausgestaltung des Qualitätselements Netzzuverlässigkeit Strom im Rahmen der Anreizregulierung" vom 15. Dezember 2010 Gelegenheit zur Stellungnahme. Am 20. April 2011 erließ die Bundesnetzagentur die Festlegung über die Datenerhebung zur Bestimmung des Qualitätselements hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit Strom nach den §§ 19 und 20 ARegV (BK8-11/001; abrufbar unter: www.bundesnetzagentur.de); die aufgrund dieser Festlegung erhobenen Daten flossen jedoch noch nicht in die streitgegenständliche Festlegung ein, sondern waren Grundlage für die Ermittlung des individuellen Qualitätselements, die gegenüber der Betroffenen mit Beschluss vom 21. Februar 2012 (BK8-11/1834-81) erfolgte und zu einer Anpassung der Erlösobergrenzen für die Kalenderjahre 2012 und 2013 führte.
- 3
- Mit ihrer Beschwerde hat die Betroffene geltend gemacht, die Festlegung vom 7. Juni 2011 (BK8-11/002) beruhe auf formellen und materiellen Rechtsfehlern. Das Beschwerdegericht hat die Beschwerde zurückgewiesen. Dagegen wendet sich die Betroffene mit der vom Beschwerdegericht zugelassenen Rechtsbeschwerde.
II.
- 4
- Die Rechtsbeschwerde ist unbegründet.
- 5
- 1. Das Beschwerdegericht hat seine Entscheidung (OLG Düsseldorf, RdE 2012, 437) im Wesentlichen wie folgt begründet:
- 6
- Die von der Betroffenen in formeller Hinsicht gegen die Festlegung vorgebrachten Rügen blieben ohne Erfolg. Entgegen ihrer Auffassung leide die Festlegung nicht insoweit an einem Begründungsmangel, als sich ihr nicht entnehmen lasse, welche Inputdaten die Bundesnetzagentur verwendet habe. Die Festlegung beinhalte lediglich allgemeine Regelungen zur Qualitätsregulierung und konkretisiere damit die in § 20 ARegV angelegte Bestimmung des Qualitätselements. Davon zu unterscheiden seien die weitere Festlegung über die Datenerhebung zur Bestimmung des Qualitätselements hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit Strom nach den §§ 19 und 20 ARegV vom 20. April 2011 (BK8-11-001) und die Ermittlung des individuellen Qualitätselements , das von der jeweils zuständigen Regulierungsbehörde durch gesonderten Beschluss für den einzelnen Netzbetreiber festgelegt werde. Aufgrund dessen mache die Betroffene auch ohne Erfolg geltend, es sei nicht nachvollziehbar, ob und inwiefern die Bundesnetzagentur die von ihr verwendeten Daten einem Plausibilisierungsprozess unterzogen habe; eine solche Plausibilisierung erfolge erst im Rahmen der konkreten Ermittlung der Kennzahlenvorgaben und der individuellen Kennzahlen. Schließlich habe es die Bundesnetzagentur auch nicht rechtsfehlerhaft unterlassen, die in dem Consentec-Gutachten verwendeten Inputdaten in nicht anonymisierter Form zu veröffentlichen; § 31 Abs. 1 Satz 2 ARegV sehe lediglich vor, dass die Regulierungsbehörde neben den Effizienzwerten auch die nach §§ 19, 20 ARegV ermittelten Kennzahlenvorgaben und die Abweichungen der Netzbetreiber von diesen veröffentlichen müsse.
- 7
- Entgegen der Auffassung der Betroffenen sei die Festlegung auch in der Sache rechtmäßig. Bei der Festlegung des Beginns der Anwendung des Qualitätselements und bei dessen weiterer Ausgestaltung, der Methodik und der Regelung des Verfahrens zu dessen Bestimmung stehe der Bundesnetzagentur ein Gestaltungsspielraum zu, der nur einer eingeschränkten gerichtlichen Kontrolle unterliege.
- 8
- Vor diesem Hintergrund sei deren Entscheidung zum Beginn der Anwendung zum 1. Januar 2012 nicht zu beanstanden. Insbesondere habe es hierfür nicht an hinreichend belastbaren Datenreihen gefehlt. Alle Netzbetreiber hätten der Bundesnetzagentur gemäß § 52 EnWG seit dem Jahr 2006 einen jährlichen Bericht über alle in ihrem Netz im letzten Kalenderjahr aufgetretenen - geplanten und ungeplanten - Versorgungsunterbrechungen vorgelegt, bei denen Letztverbraucher oder Weiterverteiler länger als drei Minuten "spannungslos geworden" seien. Mit diesen Daten habe die Bundesnetzagentur die von ihr in der Festlegung ausgewählten Kennzahlen SAIDI und ASIDI bestimmen können, weil sie von der gewissenhaften Erfüllung der Meldepflicht durch die Netzbetreiber habe ausgehen dürfen und die gelieferten Daten im Laufe der Jahre in mehrfacher Hinsicht plausibilisiert habe. Den Auswirkungen stochastischer Schwankungen habe die Bundesnetzagentur durch die Verwendung der Daten aus drei Jahren (2006 bis 2008) hinreichend entgegengewirkt. Zudem werde die Bundesnetzagentur aufgrund der mit der Festlegung vom 20. April 2011 erfolgten Datenerhebung auch die in der Vergangenheit gemeldeten Daten erneut überprüfen und gegebenenfalls Korrekturen vornehmen.
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- Fehl gehe auch der Einwand der Betroffenen, die Bundesnetzagentur habe rechtsfehlerhaft den Störungsanlass "Einwirkung Dritter" als ungeplante Versorgungsunterbrechung miterfasst, dem bei städtischen Netzbetreibern rund 30% der Störungen zuzuordnen seien. Mit Blick auf die Betroffenheit der Netzkunden seien alle Versorgungsunterbrechungen zu berücksichtigen, die in der Sphäre des Netzbetreibers lägen und ihm zugerechnet werden könnten. Dazu gehöre auch der von der Betroffenen angeführte "Baggerangriff". Denn das pauschale Herausnehmen solcher von Dritten verursachten Versorgungsunterbrechungen würde den Anreiz abschwächen , über öffentliche Informationen, Schulungsmaßnahmen und hochqualifizierte Planauskünfte andere Akteure in die Sicherstellung der Versorgungszuverlässigkeit einzubeziehen. Neben der präventiven Vorbeugung sei außerdem die Sorgfalt des Netzbetreibers bei der Beseitigung einer gleichwohl eingetretenen Versorgungsunterbrechung zu berücksichtigen, um die Versorgungsqualität des Netzbetreibers gerade auch an den von Dritten verursachten Versorgungsunterbrechungen repräsentativ zu messen.
- 10
- Schließlich sei auch nicht zu beanstanden, dass die Bundesnetzagentur die in § 20 Abs. 2 Satz 2 ARegV enthaltene Anforderung, bei der Ermittlung der Kennzahlenvorgaben (Referenzwerte) gebietsstrukturelle Unterschiede zu berücksichtigen, nicht durch eine Klassenbildung, sondern - auf Empfehlung des Consentec-Gutachtens - durch eine von einem kontinuierlichen Strukturparameter, nämlich der Lastdichte , abhängige Funktion umgesetzt habe. Im Rahmen der durchgeführten Modellnetz - und der statistischen Analyse sei die Lastdichte als zur Abbildung gebietsstruktureller Unterschiede geeigneter und signifikanter Parameter identifiziert worden. Dies gelte auch im Hinblick auf die Unterschiede zwischen den alten und neuen Bundesländern. Der in diesem Zusammenhang von der Betroffenen gerügte Dokumentationsfehler , sie sei in Kapitel 4 des Consentec-Gutachtens fehlerhaft den alten Bundesländern zugeordnet worden, sei unbeachtlich, weil davon die in Kapitel 3 ge- troffenen Aussagen und Schlussfolgerungen unberührt blieben. Des Weiteren sei ohne Bedeutung, ob Netze in Ostdeutschland angesichts der Verwendung von Polyethylen -Kabeln (im Folgenden: PE-Kabel) grundsätzlich störungsanfälliger seien. Dies betreffe nach dem Vorbringen der Betroffenen nur ca. 10% des Mittelspannungsnetzes und sei bereits deshalb ohne Relevanz; außerdem stelle dies einen endogenen Parameter dar, dessen Effekt im Übrigen durch den Parameter Lastdichte ausreichend beschrieben werde. Schließlich bedürfe es wegen der Orientierung am Zuverlässigkeitsniveau eines Durchschnittsunternehmens, der Verwendung von gemittelten Durchschnittswerten aus drei Jahren und der Deckelung der Erlöszuschläge und -abschläge nicht des von der Betroffenen geforderten Konfidenzbandes, das im Übrigen vom Verordnungsgeber auch nicht vorgegeben sei. Mit der Berücksichtigung des Parameters Lastdichte sei auch nicht die Wechselwirkung zwischen Effizienz- und Qualitätsvorgaben außer Betracht gelassen worden. Dass eine höhere Netzzuverlässigkeit mit höheren Kosten verbunden sei und daher zu einem niedrigeren Effizienzwert zu Lasten eines Netzbetreibers führen könne, könne die Qualitätsregulierung ausgleichen.
- 11
- 2. Diese Beurteilung hält der rechtlichen Nachprüfung stand.
- 12
- a) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht zu Recht angenommen, dass der Bundesnetzagentur bei der Bestimmung des Qualitätselements ein Entscheidungsspielraum zusteht.
- 13
- Die Ausgestaltung des nach §§ 19, 20 ARegV zu bestimmenden Qualitätselements wie auch der Beginn seiner Anwendung und das Verfahren sind durch Gesetz und Verordnung nicht in allen Details punktgenau vorgegeben. Der mit der Bestimmung des Qualitätselements betrauten Regulierungsbehörde steht bei der Auswahl der einzelnen Parameter und Methoden vielmehr - wie der Senat etwa auch für den nach § 12 ARegV durchzuführenden Effizienzvergleich entschieden hat (Beschluss vom 21. Januar 2014 - EnVR 12/12, Rn. 10 ff. - Stadtwerke Konstanz GmbH) - ein Spielraum zu, der in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum, in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleichkommt.
- 14
- aa) Nach § 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG in der für den Streitfall maßgeblichen Fassung vom 21. August 2009 - die sich in den hier relevanten Punkten von der derzeit geltenden Fassung nicht unterscheidet - erfolgt die Anreizregulierung durch Vorgabe von Obergrenzen für die Höhe der Netzzugangsentgelte oder für die Gesamterlöse aus Netzzugangsentgelten, die innerhalb einer Regulierungsperiode erzielt werden dürfen. Hierbei sind Effizienzvorgaben zu berücksichtigen. Gemäß § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG werden die Effizienzvorgaben unter anderem unter Berücksichtigung der Versorgungsqualität und auf diese bezogener Qualitätsvorgaben bestimmt. Die Qualitätsvorgaben werden gemäß § 21a Abs. 5 Satz 2 EnWG auf der Grundlage einer Bewertung von Zuverlässigkeitskenngrößen oder Netzleistungsfähigkeitskenngrößen ermittelt, bei der auch Strukturunterschiede zu berücksichtigen sind. Bei einem Verstoß gegen Qualitätsvorgaben können nach § 21a Abs. 5 Satz 3 EnWG auch die Obergrenzen zur Bestimmung der Netzzugangsentgelte für ein Energieversorgungsunternehmen gesenkt werden. Weitere materiell-rechtliche Vorgaben überlässt § 21a Abs. 6 EnWG einer Rechtsverordnung, die die nähere Ausgestaltung der Methode einer Anreizregulierung und ihre Durchführung regeln (§ 21a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 EnWG) und insbesondere Regelungen für die Ausgestaltung der Qualitätsvorgaben treffen kann (§ 21a Abs. 6 Satz 2 Nr. 3 EnWG).
- 15
- bb) Diese Verordnungsermächtigung wird durch die Anreizregulierungsverordnung ausgefüllt.
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- (1) Gemäß § 18 ARegV dienen Qualitätsvorgaben der Sicherung eines langfristig angelegten, leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen. Als Instrumente zur Gewährleistung der Qualitätsvorgabe werden in der Vorschrift Qualitätselemente nach den §§ 19 und 20 ARegV und die Berichtspflichten nach § 21 ARegV genannt. Das Qualitätselement ist Bestandteil der Regulierungsformel in Anlage 1 zu § 7 ARegV. Hierfür sieht § 19 Abs. 1 Satz 1 ARegV vor, dass auf die Erlösobergrenzen Zu- oder Abschläge vorgenommen werden können , wenn Netzbetreiber hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit oder der Netzleistungsfähigkeit von Kennzahlenvorgaben abweichen. Die Kennzahlenvorgaben sind nach Maßgabe des § 20 ARegV unter Heranziehung der Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet zu ermitteln und in Zu- und Abschläge umzusetzen (§ 19 Abs. 1 Satz 2 ARegV). Zulässige Kennzahlen für die Bewertung der Netzzuverlässigkeit , die in § 19 Abs. 3 ARegV definiert ist, sind gemäß § 20 Abs. 1 Satz 1 ARegV insbesondere die Dauer der Unterbrechung der Energieversorgung, die Häufigkeit der Unterbrechung der Energieversorgung, die Menge der nicht gelieferten Energie und die Höhe der nicht gedeckten Last. Nach § 20 Abs. 1 Satz 2 ARegV ist eine Kombination und Gewichtung dieser Kennzahlen möglich. Für die ausgewählten Kennzahlen sind Kennzahlenwerte der einzelnen Netzbetreiber zu ermitteln (§ 20 Abs. 1 Satz 3 ARegV). Aus diesen Kennzahlenwerten sind nach § 20 Abs. 2 ARegV Kennzahlenvorgaben als gewichtete Durchschnittswerte zu ermitteln, wobei bei der Ermittlung der Kennzahlenvorgaben gebietsstrukturelle Unterschiede zu berücksichtigen sind, was durch Gruppenbildung erfolgen kann. Damit ist zugleich klargestellt, dass die Referenzwerte nicht von der individuellen Qualität des jeweiligen Netzbetreibers abhängen sollen. Schließlich bestimmt § 20 Abs. 3 ARegV, dass für die Gewichtung der Kennzahlen oder der Kennzahlenwerte sowie die Bewertung der Abweichungen in Geld zur Ermittlung der Zu- und Abschläge auf die Erlöse nach § 19 Abs. 1 ARegV (monetäre Bewertung) insbesondere die Bereitschaft der Kunden, für eine Änderung der Netzzuverlässigkeit niedrigere oder höhere Entgelte zu zahlen, als Maßstab herangezogen werden, analytische Methoden, insbesondere analytische Kostenmodelle, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen müssen, oder eine Kombination von beiden Methoden verwendet werden können.
- 17
- Erfolgt nach diesen Maßgaben eine Bestimmung des Qualitätselements, so hat die Regulierungsbehörde nach § 4 Abs. 5 ARegV von Amts wegen die Erlösobergrenze entsprechend anzupassen, wobei die Anpassung höchstens einmal jährlich zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres zulässig ist. Gemäß § 19 Abs. 2 Satz 1 ARegV hat die Regulierungsbehörde über den Beginn der Anwendung des Qualitätselements, der bei Stromversorgungsnetzen zur zweiten Regulierungsperiode zu erfolgen hat, zu entscheiden. Er soll nach § 19 Abs. 2 Satz 2 ARegV bereits zur oder im Laufe der ersten Regulierungsperiode erfolgen, soweit der Regulierungsbehörde hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen.
- 18
- (2) Die Zielrichtung der Qualitätsvorgaben entspricht damit dem in § 1 Abs. 2 EnWG festgelegten speziellen Ziel der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen. Die Regelungen zur Versorgungsqualität bilden einen wichtigen, notwendigen Bestandteil in einer auf Kosteneffizienz ausgerichteten Regulierung der Netze, damit Kosteneffizienzsteigerungen nicht zu Lasten der Versorgungsqualität gehen. Der Verordnungsgeber hat sich mit den Regelungen der §§ 18 ff. ARegV gegen eine - alternativ denkbare - integrative Qualitätsregelung entschieden, indem die Versorgungsqualität nicht Bestandteil des Effizienzvergleichs nach §§ 12 ff. ARegV ist.
- 19
- cc) Obwohl das Energiewirtschaftsgesetz und die Anreizregulierungsverordnung hiernach sowohl hinsichtlich der zu berücksichtigenden Kennzahlen als auch hinsichtlich der Ermittlung der Kennzahlenwerte und der Kennzahlenvorgaben wie auch hinsichtlich der anzuwendenden Methoden maßgebliche Weichenstellungen vorgeben, verbleiben bei der näheren Ausgestaltung und dem Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements sowie dem Beginn seiner Anwendung im Einzelnen notwendigerweise erhebliche Spielräume.
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- Die in §§ 19 und 20 ARegV enthaltenen Vorgaben sind trotz ihrer zum Teil hohen Regelungsdichte ausfüllungsbedürftig. Soweit der Verordnungsgeber in§ 20 Abs. 1 Satz 1 ARegV bestimmte Kennzahlen für die Bewertung der Netzzuverlässigkeit vorgegeben hat, ist diese Aufzählung nicht abschließend, sondern beinhaltet lediglich Regelbeispiele, die von der Regulierungsbehörde verwendet und um weitere Parameter ergänzt werden können. Aus der in § 20 Abs. 1 Satz 2 ARegV eröffneten Möglichkeit einer Kombination der Kennzahlen geht zugleich hervor, dass der Verordnungsgeber nicht eine kumulative Anwendung sämtlicher genannter Regelbei- spiele vorschreibt, sondern der Regulierungsbehörde - was auch aus § 20 Abs. 1 Satz 3 ARegV, der die "ausgewählten" Kennzahlen in den Blick nimmt, hervorgeht - insoweit ein Auswahlermessen einräumt. Entsprechendes gilt nach § 20 Abs. 3 ARegV im Hinblick auf die Gewichtung der Kennzahlen und Kennzahlenwerte sowie die monetäre Bewertung. Zur Ausfüllung dieser Vorgaben kommen - was dem Verordnungsgeber bewusst war (vgl. BR-Drucks. 417/07, S. 63) - verschiedene international verwendete Kennzahlen und unterschiedliche wissenschaftliche Methoden in Betracht. Die Auswahl einer konkreten Kennzahl oder Methode, die den abstrakten Vorgaben der Verordnung entspricht, hat der Verordnungsgeber nach § 32 Abs. 1 Nr. 6 ARegV der Regulierungsbehörde überlassen. Da die Auswahl der konkreten Kennzahlen und Methoden einen untrennbaren Zusammenhang mit der hinreichenden Belastbarkeit der dabei heranzuziehenden Datenreihen aufweist, berührt der der Regulierungsbehörde eingeräumte Entscheidungsspielraum auch den Beginn der Anwendung des Qualitätselements.
- 21
- Dass solche Spielräume bestehen, deckt sich mit den Vorstellungen des Gesetzgebers. Dieser hat die gesetzlichen Vorgaben methodenoffen gestaltet, weil die Regulierungsbehörde das Anreizregulierungsmodell entwickeln soll (BT-Drucks. 15/5268, S. 120).
- 22
- dd) Die der Regulierungsbehörde eröffneten Spielräume kommen hinsichtlich einiger Aspekte einem Beurteilungsspielraum, hinsichtlich anderer Aspekte einem Regulierungsermessen gleich.
- 23
- Die Bestimmung des Qualitätselements erfordert, wenn es die gesetzlich vorgegebene Zuverlässigkeit aufweisen soll, eine komplexe Modellierung der maßgeblichen Verhältnisse bei den einzelnen Netzen und Netzbetreibern, die nicht bis in alle Einzelheiten rechtlich vorgegeben werden kann und vom Gesetzgeber bewusst nicht vorgegeben worden ist. Dies hat Auswirkungen auf die gerichtliche Kontrolldichte. Gerichtliche Kontrolle kann nicht weiter reichen als die materiell-rechtliche Bindung der Instanz, deren Entscheidung überprüft werden soll. Sie endet deshalb dort, wo das materielle Recht in verfassungsrechtlich unbedenklicher Weise das Entscheidungsverhalten nicht vollständig determiniert (BVerfGE 88, 40, 56, 61; 103, 142, 156 f.; BVerwGE 131, 41 Rn. 20).
- 24
- Ob und inwieweit es sich bei den der Regulierungsbehörde eröffneten Spielräumen um einen Beurteilungsspielraum auf der Tatbestandsseite der Norm oder um ein Regulierungsermessen auf der Rechtsfolgenseite handelt, bedarf keiner abschließenden Entscheidung. Die für diese beiden Kategorien geltenden Kontrollmaßstäbe unterscheiden sich, wie auch das Bundesverwaltungsgericht entschieden hat (BVerwG, NVwZ 2014, 589 Rn. 33 f. mwN), eher verbal und weniger in der Sache (Senatsbeschluss vom 21. Januar 2014 - EnVR 12/12, Rn. 26 - Stadtwerke Konstanz GmbH). Ähnlich wie es der Senat für die Beurteilung der Effizienzwerte angenommen hat (Senatsbeschluss vom 21. Januar 2014 - EnVR 12/12, Rn. 28 - Stadtwerke Konstanz GmbH), weist auch die Bestimmung des Qualitätselements eine besondere Nähe zum Regulierungsermessen auf. Dessen Ermittlung ist das Ergebnis einer komplexen Bewertung, die sowohl die Erfassung und Beurteilung der maßgeblichen Elemente des Sachverhalts als auch die Auswahl zwischen mehreren in Frage kommenden Kennzahlen (einschließlich ihrer möglichen Kombination und Gewichtung) und Bewertungsmethoden erfordert, und findet unmittelbar Eingang in die Regulierungsformel nach Anlage 1 zu § 7 ARegV zur Bestimmung der Erlösobergrenzen.
- 25
- Die Ausübung eines Beurteilungsspielraums ist darauf zu überprüfen, ob die Behörde die gültigen Verfahrensbestimmungen eingehalten hat, von einem richtigen Verständnis des anzuwendenden Gesetzesbegriffs ausgegangen ist, den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt hat und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allgemeingültige Wertungsmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt hat (BVerwGE 131, 41 Rn. 21). Die eine Abwägung zwischen unterschiedlichen gesetzlichen Zielvorgaben erfordernde Ausübung des Regulierungsermessens ist vom Gericht zu beanstanden, wenn eine Abwägung überhaupt nicht stattgefunden hat (Abwägungsausfall), wenn in die Abwägung nicht an Belangen eingestellt worden ist, was nach Lage der Dinge in sie eingestellt wer- den musste (Abwägungsdefizit), wenn die Bedeutung der betroffenen Belange verkannt worden ist (Abwägungsfehleinschätzung) oder wenn der Ausgleich zwischen ihnen zur objektiven Gewichtigkeit einzelner Belange außer Verhältnis steht (Abwägungsdisproportionalität ; vgl. BVerwGE 131, 41 Rn. 47). Nach diesen Maßgaben ist im Streitfall insbesondere zu überprüfen, ob die Bundesnetzagentur bei Erlass der angefochtenen Festlegung die gesetzlichen Vorgaben in § 21a Abs. 5 EnWG und die Anforderungen des Verordnungsgebers an Kennzahlen und Kennzahlenwerte in §§ 19, 20 ARegV beachtet hat.
- 26
- ee) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde erstreckt sich der Entscheidungsspielraum der Bundesnetzagentur bei der Bestimmung des Qualitätselements im Ausgangspunkt auch auf die Festlegung über den Beginn seiner Anwendung. Denn die hierfür entscheidende Frage, ob hinreichend belastbare Datenreihen im Sinne des § 19 Abs. 2 Satz 2 ARegV vorliegen, lässt sich nur beantworten, wenn klar ist, welche Daten für die Bestimmung des Qualitätselements im Einzelnen herangezogen werden. Insoweit besteht aber - wie aufgezeigt - ein Entscheidungsspielraum der Regulierungsbehörde. Davon zu trennen ist allerdings die Frage, ob - nach der abstrakten Auswahl der maßgeblichen Datenreihen - die konkret erhobenen Daten hinreichend belastbar sind. Die Klärung dieser Frage ist gegebenenfalls mit sachverständiger Hilfe möglich.
- 27
- ff) Soweit die Rechtsbeschwerde unter Anführung mehrerer Einzelpunkte einen tragfähigen Sachgrund für die Annahme eines Entscheidungsspielraums der Regulierungsbehörde bestreitet, kann dies aus den vorgenannten Gründen einen solchen nicht grundsätzlich in Frage stellen. Die Einwände betreffen nur einzelne Details des Qualitätselements und insbesondere die Fragen, ob die Regulierungsbehörde den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt hat, dies heißt hier insbesondere, ob sie von einer verlässlichen Datengrundlage ausgegangen ist, und ob die Regulierungsbehörde in zutreffender Weise gewichtete Durchschnittswerte gebildet und gebietsstrukturelle Unterschiede berücksichtigt hat. Ihnen ist gerade auch bei Annahme eines Entscheidungsspielraums gerichtlich nachzugehen.
- 28
- b) Entgegen der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht rechtsfehlerfrei angenommen, dass die angefochtene Festlegung nicht schon wegen eines Begründungsmangels formell rechtswidrig sei.
- 29
- aa) Allerdings unterliegt die Regulierungsbehörde bei der Ausfüllung eines Entscheidungsspielraums der vorliegenden Art besonderen Begründungsanforderungen. Ähnlich wie es das Bundesverwaltungsgericht bei telekommunikationsrechtlichen Entscheidungen angenommen hat (BVerwG, NVwZ 2014, 589 Rn. 34 ff.), ist bei einem derartigen Entscheidungsspielraum die eigentliche Bewertung der Behörde auch darauf nachzuprüfen, ob sie im Hinblick auf die Kriterien, die in der Rechtsnorm ausdrücklich hervorgehoben oder in ihr angelegt sind, ihre Festlegung plausibel und erschöpfend begründet hat. Dies folgt aus der Gewährleistung effektiven Rechtsschutzes gemäß Art. 19 Abs. 4 GG. Die gerichtliche Kontrolle eines der Behörde eingeräumten Gestaltungsspielraums ist grundsätzlich auf diejenigen Erwägungen zu erstrecken und zu beschränken, die die Behörde zur Begründung ihrer Entscheidung dargelegt hat; denn die notwendige Abwägung und ihre Darstellung im Bescheid sollen zumindest auch die nachgehende gerichtliche Kontrolle ermöglichen , die angesichts des ohnehin eingeräumten Beurteilungsspielraums sonst nicht hinreichend wirksam wäre.
- 30
- Aufgrund dessen muss der Begründung der Entscheidung zu entnehmen sein, dass die Regulierungsbehörde die in Betracht kommenden Kennzahlen und die Methoden zur Ermittlung der Kennzahlenwerte und ihrer Gewichtung sowie der monetären Bewertung abgewogen und geprüft hat, welche dem Ziel der Sicherung eines langfristig angelegten, leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen am ehesten gerecht werden. Sodann muss die Behörde unter Bewertung der unterschiedlichen Belange im Einzelnen darlegen, dass und warum ihrer Ansicht nach im Ergebnis Überwiegendes für die gewählte Methode spricht.
- 31
- bb) Nach diesen Maßgaben liegt kein Begründungsmangel vor.
- 32
- (1) Ohne Erfolg beanstandet die Rechtsbeschwerde, der angefochtenen Festlegung lasse sich nicht entnehmen, welche Datengrundlage die Bundesnetzagentur für ihre Entscheidung verwendet habe, weshalb die Festlegung einen Begründungsmangel aufweise. Dies ist nicht der Fall.
- 33
- Zu Recht weist die Rechtsbeschwerde allerdings darauf hin, dass die Festlegung - anders als das Beschwerdegericht offenbar meint - nicht nur allgemeine Regelungen zur Qualitätsregulierung enthält, die ohne jeden Rückgriff auf konkrete Einzeldaten der einzelnen Netzbetreiber getroffen worden sind. Nach der Begründung der Festlegung ist die Referenzfunktion zur Bestimmung des Qualitätselements in zwei Schritten ermittelt worden, nämlich zum ersten aufgrund einer von den Consentec -Gutachtern entwickelten Modellnetzanalyse auf der Grundlage fiktiver, aber realitätsnaher Versorgungsaufgaben und zum zweiten aufgrund einer Zuverlässigkeitsbzw. Wirkungsanalyse dieses Modells anhand der für die Jahre 2006 bis 2008 erhobenen Daten nach § 52 EnWG. Dies wird in der Festlegung wie auch in dem dort in Bezug genommenen Consentec-Gutachten (S. 134 ff.) hinreichend dargelegt, weshalb unter diesem Gesichtspunkt kein Begründungsmangel ersichtlich ist.
- 34
- (2) Soweit die Rechtsbeschwerde nicht die fehlende Begründung dazu, welche Datenreihen verwendet worden sind, beanstandet, sondern vielmehr den Umstand , dass diese Datensätze nicht veröffentlicht worden seien und deshalb die in der Festlegung vorgegebene Referenzkurve mit den dort ermittelten Parametern nicht nachvollziehbar sei, bleibt dies ebenfalls ohne Erfolg.
- 35
- (a) Nach § 84 Abs. 2 Satz 1 EnWG ist die Einsicht in Informationen, die von der Bundesnetzagentur erhoben und in deren Akten geführt werden, nur mit deren Zustimmung zulässig. Eine solche Zustimmung hat die Bundesnetzagentur nicht erteilt. Diese Entscheidung unterliegt in entsprechender Anwendung von § 99 Abs. 2 VwGO nicht der gerichtlichen Nachprüfung (BGH, Beschluss vom 21. Januar2014 - EnVR 12/12, Rn. 73 - Stadtwerke Konstanz GmbH).
- 36
- (b) Ob das Beschwerdegericht nach § 84 Abs. 2 Satz 4 EnWG ein Zwischenverfahren zur Entscheidung über eine Offenlegung der Daten hätte anordnen müssen , kann bereits deshalb dahinstehen, weil weder die Betroffene im Beschwerdeverfahren ein solches Verfahren angeregt hat noch die Rechtsbeschwerde die Unterlassung einer entsprechenden Anordnung durch das Beschwerdegericht mit der Verfahrensrüge beanstandet hat (vgl. Senatsbeschluss vom 2. Februar 2010 - KVZ 16/09, WuW/E DE-R 2879 Rn. 18 - Kosmetikartikel).
- 37
- (c) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde ist eine Offenlegung der Datengrundlage auch nicht nach § 73 Abs. 1 EnWG oder Art. 19 Abs. 4 GG geboten.
- 38
- (aa) Das in § 73 Abs. 1 EnWG normierte Erfordernis, wonach die Regulierungsbehörde ihre Entscheidungen zu begründen hat, dient dem Zweck, den Beteiligten und dem Gericht die Überprüfung der Entscheidung in tatsächlicher und rechtlicher Hinsicht zu ermöglichen. Hierzu ist es erforderlich und ausreichend, diejenigen tatsächlichen und rechtlichen Erwägungen anzuführen, aus denen sich die Rechtmäßigkeit der ergangenen Entscheidung ergibt.
- 39
- Im vorliegenden Zusammenhang sind keine konkreten Anhaltspunkte ersichtlich , die es aus rechtlichen Gründen als geboten erscheinen lassen, zur Überprüfung der von der Bundesnetzagentur getroffenen Auswahlentscheidung bei der Ausgestaltung und dem Verfahren zur Bestimmung des Qualitätselements die dabei verwendete Datengrundlage im Detail zu betrachten.
- 40
- Allerdings steht außer Zweifel, dass die Auswahl und Gewichtung der zur Ermittlung der Referenzkurve herangezogenen Parameter vom Inhalt der zugrunde liegenden Datensätze abhängen. Eine detaillierte Überprüfung der von jedem beteiligten Unternehmen übermittelten Daten stünde aber mit dem Regelungskonzept der Anreizregulierungsverordnung nicht in Einklang. § 27 Abs. 1 Satz 2 Nr. 4 ARegV sieht vor, dass die Regulierungsbehörde die zur Bestimmung des Qualitätselements erforderlichen Daten durch Einholung von Auskünften bei den Netzbetreibern erhebt. Hieraus kann, wie auch das Beschwerdegericht zutreffend angenommen hat, gefolgert werden, dass die Netzbetreiber zu vollständigen und wahrheitsgemäßen Angaben verpflichtet sind. Ein System zur Sanktionierung unzutreffender Angaben oder eine umfassende Überprüfung der Angaben durch die Bundesnetzagentur oder durch Dritte sind in der Anreizregulierungsverordnung zwar nicht vorgesehen; bei der Bestimmung des Qualitätselements hat die Bundesnetzagentur in der angefochtenen Festlegung aber angekündigt, die Datenmeldungen anhand der jeweils aktuellen Datenmeldungen nach § 52 EnWG zu überprüfen und zu plausibilisieren. Damit besteht eine hinreichende Sicherung, dass nur belastbare Daten verwendet werden.
- 41
- Der Verordnungsgeber war auch nicht gehalten, weitergehende Maßnahmen zur Überprüfung der Daten durch die Bundesnetzagentur oder die Gerichte vorzusehen. Er durfte davon ausgehen, dass ein beteiligtes Unternehmen im Regelfall nicht vorsätzlich unzutreffende Auskünfte erteilen wird, dass sich versehentlich unzutreffende Einzelangaben angesichts der Breite der Datengrundlage auf das Ergebnis nicht in nennenswertem Umfang auswirken und dass Anlass zu einer näheren Überprüfung nur dann besteht, wenn konkrete Anhaltspunkte vorliegen, die Zweifel an der Richtigkeit der übermittelten Daten begründen. Solche Anhaltspunkte zeigt die Rechtsbeschwerde nicht auf.
- 42
- (bb) Eine weitergehende Überprüfungspflicht des Beschwerdegerichts ergibt sich auch nicht aus Art. 19 Abs. 4 GG.
- 43
- Die Regelung in § 84 Abs. 2 EnWG dient ebenso wie die inhaltsgleiche Regelung in § 72 Abs. 2 GWB (dazu BGH, WuW/E DE-R 2879 Rn. 13 - Kosmetikartikel) dem Ausgleich zwischen dem verfassungsrechtlichen Anspruch auf wirksamen Rechtsschutz nach Art. 19 Abs. 4 GG und auf Gewährung rechtlichen Gehörs nach Art. 103 Abs. 1 GG einerseits und dem als Ausfluss der Grundrechte der Art. 12 und 14 GG zu gewährenden Geheimnisschutz, insbesondere dem Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen andererseits. Damit wird zugleich der verfassungsrechtlichen Anforderung nach praktischer Konkordanz Rechnung getragen (vgl. BVerfGE 115, 205, 234). Hierbei ist neben dem privaten Interesse an effektivem Rechtsschutz und dem - je nach Fallkonstellation - öffentlichen oder privaten Interesse an Geheimnisschutz auch das öffentliche Interesse an der Wahrheitsfindung in die Abwägung einzustellen (BVerfGE 115, 205, 241).
- 44
- Die Informationen über Versorgungsstörungen nach § 52 EnWG sind Geschäftsgeheimnisse der Unternehmen, die sie der Bundesnetzagentur mitgeteilt haben. Die in Rede stehenden Daten enthalten Angaben zu Zeitpunkt, Dauer, Ausmaß und Ursache der Versorgungsunterbrechungen und zu den ergriffenen Maßnahmen zur Vermeidung künftiger Versorgungsstörungen, also die Umstände, anhand deren die Tätigkeit der Netzbetreiber im Rahmen der Netzzuverlässigkeit als Qualitätselement bewertet wird. Diese Daten sind nicht offenkundig. An ihrer Nichtverbreitung besteht ein berechtigtes Interesse. Die Verpflichtung der Regulierungsbehörden zum Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen ergibt sich aus § 30 VwVfG, auf den § 71 Satz 1 EnWG ausdrücklich Bezug nimmt, und aus § 84 Abs. 2 Satz 2 EnWG, wonach die Einsicht in Unterlagen insbesondere dann zu versagen ist, wenn dies zur Wahrung solcher Geheimnisse geboten ist. Dass das Interesse der Betroffenen an einer Offenlegung der Datenreihen höher zu bewerten ist, wird von der Rechtsbeschwerde nicht dargelegt. Insoweit ist auch zu berücksichtigen, dass die Referenzkurve nicht anhand der konkret nach § 52 EnWG erhobenen Datenreihen ermittelt worden ist, sondern anhand einer Modellnetzanalyse, deren Ergebnisse lediglich anhand der Datenreihen plausibilisiert worden sind. Gegen die Modellnetzanalyse als solche bringt die Rechtsbeschwerde indes nichts Erhebliches vor.
- 45
- Aus Art. 19 Abs. 4 GG können sich grundsätzlich keine weitergehenden Aufklärungspflichten ergeben. Insbesondere ist es nicht zulässig, das Geheimhaltungsinteresse grundsätzlich hinter das Rechtsschutzinteresse zurückzustellen (BVerfGE 115, 205, 242). Im Streitfall liegt deshalb keine Verletzung von Art. 19 Abs. 4 GG vor.
- 46
- (3) Ohne Erfolg rügt die Rechtsbeschwerde, ein Begründungsmangel liege darin , dass aus der Festlegung nicht ersichtlich sei, ob eine Plausibilisierung der Daten erfolgt sei.
- 47
- Der Festlegung lässt sich entnehmen, dass dem Consentec-Gutachten die nach § 52 EnWG erhobenen Datenreihen für die Jahre 2006 bis 2008 zugrunde gelegen haben und eine Plausibilisierung der aufgrund der Festlegung vom 20. April 2011 (BK8-11/001) erhobenen Daten nicht erfolgt ist; dies ergibt sich aus Nummer II 6.1 der Gründe, worin die Bundesnetzagentur ihre in die Zukunft zielende Absicht kundgetan hat, diese Datenmeldungen erst zur Überprüfung der Bestimmung des Qualitätselements heranziehen zu wollen. Die Belastbarkeit der seit 2006 erhobenen Daten hat die Bundesnetzagentur in der Festlegung damit begründet, es sei davon auszugehen, dass "Betreiber von Energieversorgungsnetzen ihren gesetzlichen Meldepflichten gewissenhaft nachkommen und grundsätzlich richtige Daten an die Bundesnetzagentur liefern". Aus dem in der Festlegung in Bezug genommenen Consentec -Gutachten (S. 69, 134) ergibt sich, dass die Daten einer "groben Prüfung der Plausibilität" unterzogen und "offensichtlich fehlerhafte Daten … korrigiert bzw. entfernt" worden sind.
- 48
- c) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde hat es das Beschwerdegericht nicht rechts- oder verfahrensfehlerhaft unterlassen, eigene Feststellungen zur hinreichenden Belastbarkeit der von der Bundesnetzagentur herangezogenen Datenreihen und zur Zulässigkeit der verwendeten Kennzahlen für die Bewertung der Netzzuverlässigkeit zu treffen, weil die Festlegung auf einer unzureichenden Tatsachengrundlage beruhe. Einen solchen Rechts- oder Verfahrensfehler zeigt die Rechtsbeschwerde nicht auf.
- 49
- aa) Zu Unrecht beanstandet sie, dass in die Datenerhebung nur eine "geringe" Anzahl von Netzbetreibern (127 bzw. 129 von insgesamt 191 Mittelspannungs- bzw.
- 50
- bb) Entsprechendes gilt für den betrachteten Zeitraum von drei Jahren. In dem Consentec-Gutachten (S. 25, 69) wird dies nachvollziehbar damit erklärt, dass mit der Einbeziehung der Daten für mehrere Jahre einerseits der Einfluss stochastischer Effekte möglichst gering gehalten werden soll, andererseits bei der Wahl eines zu langen Zeitraums die Gefahr besteht, dass Veränderungen der Unternehmenskenngrößen erst mit deutlicher zeitlicher Verzögerung erkennbar werden und sich zudem der Erhebungsaufwand erhöht. Auch dagegen erhebt die Rechtsbeschwerde keine substantiierten Einwände.
- 51
- cc) Anders als die Rechtsbeschwerde meint, ist es auch nicht zu beanstanden , dass die Datensätze aus der Zeit vor Beginn der Anreizregulierung stammen. Dies ist ein allgemeiner und unvermeidbarer Umstand der Anreizregulierung, der auch für die Bestimmung des Ausgangsniveaus der Erlösobergrenze nach § 6 ARegV oder für den Effizienzvergleich nach §§ 12 bis 14 ARegV gilt. Soweit die Bundesnetzagentur nur auf die Daten der Jahre 2007 bis 2009 und nicht auch auf die Daten der Jahre 2008 bis 2010 zurückgegriffen hat, hat sie dies in der Festlegung nachvollziehbar damit erklärt, dass die Kennzahlen des Kalenderjahres 2010 zum Zeitpunkt des Erlasses der angefochtenen Festlegung noch nicht in einer auswertba- ren Form vorgelegen haben. Dies ist von der Rechtsbeschwerde nicht angegriffen worden.
- 52
- dd) Soweit die Rechtsbeschwerde weiterhin erhebliche Unplausibilitäten bei den verwendeten Datenreihen behauptet, kann sie damit keinen Erfolg haben. Nach den Feststellungen des Beschwerdegerichts hat die Bundesnetzagentur die im Laufe der Jahre gelieferten Daten in mehrfacher Hinsicht plausibilisiert, indem sie die Eingabe unplausibler Daten durch hinterlegte Eingaberegeln ausgeschlossen und Daten stichprobenartig auf offensichtliche Unplausibilitäten überprüft hat. Daneben lässt sich auch dem Consentec-Gutachten (S. 69, 134) entnehmen, dass die Gutachter eine eigene Plausibilisierung vorgenommen und Ausreißer eliminiert haben. Auch insoweit zeigt die Rechtsbeschwerde keine konkreten Anhaltspunkte dafür auf, dass die Bundesnetzagentur von einer fehlerhaften Tatsachengrundlage ausgegangen ist.
- 53
- ee) Die Rechtsbeschwerde beanstandet auch ohne Erfolg, dass sich die Bundesnetzagentur nicht damit auseinandergesetzt habe, ob die ihr vorliegenden Datensätze nach der Eliminierung von sogenannten Rückwirkungsstörungen noch hinreichend belastbar seien. Rückwirkungsstörungen beruhen auf Versorgungsunterbrechungen in anderen, d.h. vor- oder nachgelagerten Netzebenen. Nach dem Consentec-Gutachten (S. 19) ist deren Ausklammerung aus den vorliegenden Daten aufgrund des gesondert erfassten Störungsanlasses "Rückwirkungsstörung" problemlos möglich, ohne dass die Belastbarkeit der verbleibenden Daten in Frage gestellt wird (S. 69). Anderes wird auch von der Rechtsbeschwerde nicht aufgezeigt.
- 54
- d) Ohne Erfolg rügt die Rechtsbeschwerde, dass das Beschwerdegericht nicht die Geeignetheit der von der Bundesnetzagentur verwandten ökonometrischen Methode zur Bestimmung der Referenzwerte mit sachverständiger Hilfe überprüfthabe und nicht dem Einwand der Betroffenen nachgegangen sei, dass nicht sämtliche gebietsstrukturellen Unterschiede durch den Parameter Lastdichte hinreichend berücksichtigt würden.
- 55
- aa) § 21a Abs. 5 Satz 2 EnWG bestimmt, dass bei der Ermittlung von Qualitätsvorgaben Strukturunterschiede zu berücksichtigen sind. Diese Vorgabe des Gesetzgebers hat der Verordnungsgeber in § 20 Abs. 2 Satz 2 und 3 ARegV dahingehend präzisiert, dass bei der Ermittlung der Kennzahlenvorgaben gebietsstrukturelle Unterschiede zu berücksichtigen sind, wobei dies durch Gruppenbildung erfolgen kann. Dabei hat der Verordnungsgeber eine Unterscheidung nach Stadt und Land oder nach neuen und alten Bundesländern zwar für möglich gehalten (BR-Drucks. 417/07, S. 64), dies oder auch die in § 20 Abs. 2 Satz 3 ARegV angesprochene Gruppenbildung aber nicht zwingend vorgeschrieben, so dass der Regulierungsbehörde bei der Festlegung der anzuwendenden Parameter ein Entscheidungsspielraum zusteht. Allerdings lässt sich den gesetzlichen Vorgaben der Auftrag an die Regulierungsbehörde entnehmen, bei der Bestimmung des Qualitätselements dem Umstand Rechnung zu tragen, dass die Versorgungsstruktur eine starke, vom Netzbetreiber nicht beeinflussbare Wirkung auf die Netzzuverlässigkeit hat und das Qualitätsniveau im Hinblick auf die Kosten-Nutzen-Relation etwa in ländlichen Gebieten geringer sein kann als in städtischen Gebieten.
- 56
- bb) In der angefochtenen Festlegung hat die Bundesnetzagentur auf der Grundlage des Consentec-Gutachtens bestimmt, dass bei der Heranziehung des Strukturparameters Lastdichte zur Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede die Ermittlung des Referenzwertes mittels einer Regressionsanalyse erfolgen soll und die Referenzwerte in Form eines hyperbolischen funktionalen Zusammenhangs berechnet werden sollen. Dies ist als solches rechtlich nicht zu beanstanden.
- 57
- Bei der angegebenen Formel handelt es sich um die Grundvariante einer hyperbolischen Funktion, bei der die Referenzwerte in Abhängigkeit von der Lastdichte berechnet werden. Die Ermittlung der Regressionskonstanten a, b und c erfolgt nicht in der angefochtenen Festlegung, sondern erst bei der Ermittlung des individuellen Qualitätselements, hier in dem Beschluss der Bundesnetzagentur vom 21. Februar 2012. Der hyperbelähnliche Funktionsverlauf hat sich aus analytischen Überlegungen der Gutachter ergeben und ist von ihnen durch analytische Modellrechnungen bestätigt worden, wohingegen statistische Untersuchungen einer Vielzahl anderer Parameter keine besseren Erklärungsbeiträge geliefert haben (S. 27 des Gutachtens ). Zugleich hat die Bundesnetzagentur die Verwendung der Formel und die Heranziehung des Strukturparameters Lastdichte unter den Vorbehalt gestellt, dass sich dieser auch nach Auswertung der aufgrund der Festlegung vom 20. April 2011 erhobenen Daten für die Kalenderjahre 2007 bis 2009 als statistisch bedeutsam erweist.
- 58
- Damit entspricht die Entscheidung der Bundesnetzagentur den Vorgaben, die sich aus § 21a EnWG und §§ 19, 20 ARegV ergeben. Die Rechtsbeschwerde zeigt keinen Vortrag auf, dem das Beschwerdegericht hätte entnehmen müssen, dass die Formel zur Ermittlung der Referenzwerte und die Heranziehung des Strukturparameters Lastdichte aus wissenschaftlicher Sicht unvertretbar oder eine andere Methode eindeutig als besser geeignet anzusehen wäre.
- 59
- cc) Die Bundesnetzagentur hat sich - wissenschaftlich beraten - in der angefochtenen Festlegung dafür entschieden, auf die vom Verordnungsgeber lediglich als Möglichkeit aufgeführte Gruppenbildung zu verzichten, weil diese - was auch im Consentec-Gutachten (S. 26) dargelegt wird - willkürliche Grenzziehungen erfordert und an den jeweiligen Klassengrenzen Sprünge und Verzerrungen bewirken kann, und stattdessen den Referenzwert durch eine von einem kontinuierlichen Strukturparameter abhängige Funktion zu ermitteln. In dem Consentec-Gutachten (S. 68 ff.) sind verschiedene strukturelle Einflussgrößen auf die Versorgungszuverlässigkeit untersucht worden, darunter auch die von der Rechtsbeschwerde angeführten Parameter Kabelanteil, Anzahl der Anschlusspunkte, Leitungslänge und Belegenheit Ost/West. Soweit diese einen signifikanten Einfluss auf die Versorgungszuverlässigkeit gezeigt haben, haben die Gutachter des Weiteren beachtet, dass es bei der Betrachtung eines Parameters zu überlagernden Effekten durch die anderen Parameter kommt, und denjenigen Parameter oder die Kombination an Parametern zu identifizieren versucht, die unter Berücksichtigung der Überlagerungseffekte die strukturel- len Einflüsse nach Maßgabe des Bestimmtheitsmaßes R2 am besten abbilden. Dabei hat sich ergeben, dass der Strukturparameter Lastdichte die gebietsstrukturellen Unterschiede als alleiniger Parameter am besten abbildet und eine Kombination mit anderen Parametern kein signifikant verbessertes Bestimmtheitsmaß ergibt.
- 60
- Die darauf fußende Würdigung des Beschwerdegerichts ist aus Rechtsgründen nicht zu beanstanden. Bei dieser Ausgangslage hat die Bundesnetzagentur im Rahmen des ihr zustehenden Entscheidungsspielraums eine geeignete und nachvollziehbare ökonometrische Methode zur Bestimmung des Referenzwerts angewendet , die mit den Vorgaben des Gesetzes und der Anreizregulierungsverordnung in Einklang stehen. Der von der Rechtsbeschwerde aufgezeigte Vortrag der Betroffenen führt zu keiner abweichenden Beurteilung. Insbesondere enthält er keine Gesichtspunkte, die nicht bereits von der Bundesnetzagentur oder von den Consentec -Gutachtern in ihre Betrachtung einbezogen worden sind. Aufgrund dessen ist es auch nicht zu beanstanden, dass das Beschwerdegericht von der Einholung eines Sachverständigengutachtens abgesehen hat.
- 61
- dd) Das Verfahren zur Bestimmung des Qualitätselements führt zu gewissen Vereinfachungen und Vergröberungen, die die einzelnen Netzbetreiber hinzunehmen haben. Durch die Kappungsgrenzen ist dem Erfordernis der Zumutbarkeit hinreichend Genüge getan. Auch im Hinblick auf gebietsstrukturelle Unterschiede in den neuen und alten Bundesländern ist nicht erkennbar, dass die von der Bundesnetzagentur angewendete Methodik rechtsfehlerhaft ist. Dies belegen auch die von den Consentec-Gutachtern in ihren ergänzenden Erläuterungen vom 15. Mai 2012 berichtigten Darstellungen Bild 4.1 bis 4.6. Soweit sich dort die Betroffene - neben einzelnen anderen Netzbetreibern aus den neuen wie auch den alten Bundesländern - außerhalb der "Punktewolke" befindet, kann dies die von der Bundesnetzagentur verwendete Referenzwertformel nicht in Frage stellen, weil es sich dabei im Verhältnis zur Gesamtzahl der Netzbetreiber nur um eine kleine Menge handelt und auch hier die Kappungsgrenzen zu Gunsten der "Ausreißer" wirken. Dies wäre möglicherweise nur dann anders, wenn die Betroffene etwa hinreichend dazu vorgetragen hät- te, dass zwei im Hinblick auf Parameter wie Anzahl der Anschlusspunkte, Fläche des versorgten Gebiets, Leitungslänge und zeitgleiche Jahreshöchstlast vergleichbare Netzbetreiber allein aufgrund ihrer Belegenheit unterschiedliche Qualitätsvorgaben aufweisen würden. Hierzu verweist die Rechtsbeschwerde jedoch auf kein substantiiertes Vorbringen der Betroffenen, dem das Beschwerdegericht hätte nachgehen müssen. Allein die schlichte Behauptung, ein direkter Vergleich zwischen Ost- und Westberlin belege Qualitätsunterschiede, die nur durch die Belegenheit des Netzes zu erklären seien, genügt hierfür nicht. Ebenso sind die in der Rechtsbeschwerdebegründung dargelegten Zahlen zum jeweiligen Anteil der Netzbetreiber in den neuen und alten Bundesländern, die einen Bonus oder einen Malus erhalten, und zum Gesamtumfang dieser Beträge kein Beleg für die fehlende Tauglichkeit der in der Festlegung vorgegebenen Referenzwertformel. Diese Zahlen sind - unabhängig davon, ob sie als neuer Tatsachenvortrag überhaupt noch in der Rechtsbeschwerdeinstanz berücksichtigt werden können - als solche bereits nicht aussagekräftig, weil ein Bezug zu den Erlösobergrenzen und den übrigen Kennzahlen der Netzbetreiber fehlt und es damit an einer Vergleichsgrundlage mangelt.
- 62
- ee) Entgegen der Rechtsbeschwerde sind auch die Ausführungen des Beschwerdegerichts , das Vorbringen der Betroffenen zur Signifikanz des PE-Kabelanteils in den neuen Bundesländern begründe keinen Zweifel an dem Verfahren und der Methodik der Bestimmung des Qualitätselements und erfordere in Bezug auf gebietsstrukturelle Unterschiede keine Gruppenbildung zwischen alten und neuen Bundesländern , rechtlich nicht zu beanstanden.
- 63
- (1) Die nach § 20 Abs. 2 Satz 2 ARegV bei der Ermittlung der Kennzahlenvorgaben zu berücksichtigenden strukturellen Besonderheiten eines Versorgungsgebiets können im Hinblick auf räumliche Unterschiede - etwa die Notwendigkeit langer Leitungswege - oder auch bezüglich der Zahl und der Zusammensetzung der Abnehmer , wie im Hinblick auf das Verhältnis der Mischung zwischen Tarif- und Sonderabnehmern , vorliegen (vgl. BGH, Beschluss vom 31. Mai 1972 - KVR 2/71, BGHZ 59, 42, 47 - Stromtarif). Ob dazu auch - was die Betroffene vorgetragen hat - der in den neuen Ländern verwendete Leitungstyp der PE-Kabel gehört, weil dieser eine deutlich höhere Störungsanfälligkeit aufweise, ist zweifelhaft. Das Beschwerdegericht hat dies mit der Begründung verneint, dass es sich dabei um einen endogenen Parameter handele, der grundsätzlich auszublenden sei. Dies ist im Ausgangspunkt zutreffend. Für ein weitergehendes Verständnis des Begriffs der gebietsstrukturellen Unterschiede im Sinne des § 20 Abs. 2 Satz 2 ARegV könnte dagegen sprechen, dass der Verordnungsgeber in der Verordnungsbegründung eine Gruppenbildung wegen der Besonderheiten in den neuen Bundesländern als zulässig angesehen hat (siehe BR-Drucks. 417/07, S. 64). Ob er dabei auch den unterschiedlichen PE-Kabelanteil vor Augen gehabt hatte, lässt sich den Materialien allerdings nicht entnehmen. Diese Frage bedarf indes keiner Entscheidung.
- 64
- (2) Die Heranziehung des Strukturparameters Lastdichte als einziger Einflussgröße bei der Ermittlung des Referenzwerts ist auch in Bezug auf die gebietsstrukturellen Unterschiede zwischen alten und neuen Bundesländern aus Rechtsgründen nicht zu beanstanden.
- 65
- In dem Consentec-Gutachten (S. 93 ff.) wird hierzu ausgeführt, dass der existierende Unterschied in der Versorgungszuverlässigkeit zwischen alten und neuen Bundesländern bekannt sei, die Untersuchungen jedoch zeigten, dass ein Großteil dieses Unterschieds auf die Parameter der Lastdichte und - damit einhergehend - des Freileitungsanteils zurückgeführt werden könne, weshalb eine separate Berücksichtigung der Belegenheit als Strukturparameter nicht notwendig sei. Insbesondere ergebe eine Kombination des signifikanten Parameters Lastdichte mit den Parametern Kabelanteil und/oder Anschlussdichte eine so geringe Verbesserung des Bestimmtheitsmaßes , dass eine solche entbehrlich sei. Die Consentec-Gutachter haben in ihrer Modellnetzanalyse die Verwendung einheitlicher Betriebsmittel unterstellt (S. B-4), indes im Rahmen der Wirkungsanalyse keine Hinweise auf systematische Unterschiede zwischen den Ergebnissen für die Belegenheiten Ost und West gefunden (S. 141 und S. 2 der ergänzenden Erläuterungen). Dies wäre aber zu erwarten gewesen, wenn das Vorbringen der Betroffenen zutreffend wäre und die Unterschie- de zwischen alten und neuen Bundesländern nicht durch den Parameter Lastdichte hinreichend abgebildet würden.
- 66
- Wie die Möglichkeit der Gruppenbildung in § 20 Abs. 2 Satz 3 ARegV und die damit einhergehenden und von den Netzbetreibern hinzunehmenden Vereinfachungen und Vergröberungen zeigen, muss bei der Ermittlung des Qualitätselements nicht jedes spezifische Detail abgebildet werden. Dies gilt auch für den PE-Kabelanteil. Dessen konkrete Auswirkung auf die Bestimmung des Qualitätselements ist von der Betroffenen nicht näher dargelegt, sondern nur pauschal behauptet worden. Insoweit kommt hinzu, dass diese Auswirkung im Zeitablauf kontinuierlich abnimmt. Denn nach Anlage 1 zu § 6 Abs. 5 Satz 1 StromNEV wird für Kabel im Nieder- und Mittelspannungsnetz eine betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer von 30 bis 40 Jahren unterstellt, so dass danach bei Beginn der Anwendung des Qualitätselements im Jahr 2012 die mittlere Nutzungsdauer der in den neuen Bundesländern bis zum Jahr 1990 verbauten Kabel bereits überschritten war und damit - bei einem im Rahmen der Anreizregulierung zu simulierenden Wettbewerb - eine sukzessive Ersetzung der alten Kabel oder eine Herabsetzung der Preise zu erwarten gewesen wäre. Das Qualitätselement soll gerade auch einen Anreiz für eine Verbesserung der Netzzuverlässigkeit setzen. Andernfalls würde die - nach der Behauptung der Betroffenen - mindere Netzqualität in den neuen Bundesländern entgegen dem in § 18 Satz 1 ARegV niedergelegten Ziel der Qualitätsvorgaben verfestigt. Soweit der Netzbetreiber auf eine Ersetzung der alten Kabel verzichtet hat, stellt dies eine eigenverantwortliche Entscheidung dar, aufgrund der er die damit verbundenen Nachteile hinzunehmen hat.
- 67
- ff) Ohne Erfolg bleibt auch die Rüge der Rechtsbeschwerde, dass bei der gewählten ökonometrischen Methode die Wechselwirkung zwischen Qualitätselement und Effizienzwert nicht hinreichend berücksichtigt worden sei, weil durch die Berücksichtigung der Lastdichte als einzigem Parameter die mit der Anreizregulierung verbundene Zielsetzung, Anreize zur Effizienzsteigerung zu setzen, ohne die Versorgungsqualität zu beeinträchtigen, verfehlt werde. Eine hohe Lastdichte führe nämlich einerseits zu einer hohen Versorgungssicherheit, andererseits seien damit aber auch Mehrkosten verbunden, die zu einem geringeren Effizienzwert führten.
- 68
- Zutreffend weist die Rechtsbeschwerde allerdings darauf hin, dass zwischen Qualitätselement und Effizienzwert eine Wechselwirkung besteht. Dies hat auch der Gesetzgeber in § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG anerkannt. Von der danach möglichen Integration der Versorgungsqualität in den Effizienzvergleich hat der Verordnungsgeber indes (vorerst) abgesehen und stattdessen die Bestimmung des Qualitätselements nach §§ 19, 20 ARegV als zusätzliches Element neben den Effizienzvergleich nach §§ 12 bis 14 ARegV in die Regulierungsformel eingefügt. Dies ist folgerichtig, weil andernfalls möglicherweise Kosten, die mit der Bereitstellung einer höheren Versorgungsqualität verbunden sind, zu Lasten der Netzbetreiber mit einer vergleichsweise hohen Netzqualität gingen, indem diese als Ineffizienzen ausgelegt werden könnten und damit sinkende Erlösobergrenzen zur Folge hätten (vgl. Herrmann /Westermann in Holznagel/Schütz, ARegV, § 18 Rn. 5 mwN).
- 69
- Dies bedeutet allerdings nicht, dass dieser Ausgleich deckungsgleich sein muss und das Qualitätselement quasi ein genaues Korrektiv für den Effizienzvergleich sein soll. Dies würde die Unterschiede zwischen beiden Elementen verkennen. Es sind weder sachliche noch rechtliche Gründe erkennbar, die eine vollständige Kongruenz zwischen den Parametersätzen zur Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede bei der Effizienzbewertung einerseits und bei der Qualitätsbewertung andererseits gebieten. Die Qualitätsvorgabe enthält - anders als der Effizienzvergleich - keine Zielvorgabe, die ein Netzbetreiber erreichen muss. Ziel der Qualitätsregulierung ist nicht die Erreichung eines bestimmten - etwa absolut vorgegebenen oder "bestmöglichen" - Qualitätsniveaus, sondern die Erreichung eines für Netzbetreiber und Netznutzer im Hinblick auf Kosten und Nutzen optimalen Qualitätsniveaus , das langfristig durch einen dynamischen Prozess erzielt werden soll. Dies ergibt sich aus der in § 20 Abs. 3 Satz 1 ARegV geregelten monetären Bewertung, für die insbesondere die Bereitschaft der Kunden, für eine Änderung der Netzzuver- lässigkeit niedrigere oder höhere Entgelte zu zahlen, als Maßstab herangezogen werden kann.
- 70
- Die Vorgaben des Energiewirtschaftsgesetzes und der Anreizregulierungsverordnung fordern ebenfalls keine Gleichsetzung bei der Bewertung von Effizienz und Qualität. Die Berücksichtigung von "Strukturunterschieden" (§ 21a Abs. 5 Satz 2 EnWG) und "gebietsstrukturellen Unterschieden" (§ 20 Abs. 2 Satz 2 ARegV) bei der Ermittlung von Kennzahlenvorgaben für die Qualitätsregulierung ist zwar in ihrer inhaltlichen Zielsetzung ähnlich aufgebaut wie bei der Effizienzbewertung; eine tatsächliche Berücksichtigung von Strukturparametern ist aber nur dann sachgerecht und erforderlich, wenn sie sich auswirken. Wie oben ausgeführt worden ist, hat die Bundesnetzagentur - rechtsfehlerfrei - den Strukturparameter Lastdichte als alleinigen Parameter für die bestmögliche Abbildung gebietsstruktureller Unterschiede im Rahmen der Qualitätsbewertung erkannt. Demgegenüber werden beim Effizienzvergleich eine Mehrzahl von Vergleichsparametern (§ 13 Abs. 3 Satz 4 ARegV) verwendet , die die strukturelle Vergleichbarkeit möglichst weitgehend gewährleisten sollen (§ 13 Abs. 3 Satz 8 ARegV). Dass diese Parameter nicht zwingend für die Qualitätsbewertung geeignet sind, zeigt sich am Beispiel des Parameters der Leitungslänge, dessen kostentreibende Wirkung auf der Hand liegt, der jedoch in Bezug auf die Versorgungszuverlässigkeit neutral ist (siehe Consentec-Gutachten S. 49).
- 71
- gg) Soweit die Rechtsbeschwerde in diesem Zusammenhang rügt, dass in dem Consentec-Gutachten das Netzgebiet der Betroffenen fehlerhaft der Gruppe "West" zugeordnet worden sei, handelt es sich dabei - wie das Beschwerdegericht rechtsfehlerfrei angenommen hat - um ein folgenloses Dokumentationsversehen. Dies ergibt sich aus den ergänzenden Erläuterungen der Gutachter vom 15. Mai 2012, an deren Richtigkeit das Beschwerdegericht zu zweifeln keinen Anlass hatte. Anderes wird auch von der Rechtsbeschwerde nicht aufgezeigt.
- 72
- e) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht die Berücksichtigung des Störungsanlasses "Einwirkungen Dritter" bei der Bewertung der Netzzuverlässigkeit zu Recht für zulässig erachtet.
- 73
- Nach § 19 Abs. 3 Satz 1 ARegV beschreibt die Netzzuverlässigkeit die Fähigkeit des Energieversorgers, Energie möglichst unterbrechungsfrei und unter Einhaltung der Produktqualität zu transportieren. Nach der Verordnungsbegründung liegt die Netzzuverlässigkeit bei 100 Prozent, wenn ein unterbrechungsfreier Transport von Energie unter Einhaltung der Produktqualität stattfindet (BR-Drucks. 417/07, S. 63). § 20 Abs. 1 ARegV nennt beispielhaft Kennzahlen für die Bewertung der Netzzuverlässigkeit, nämlich die Dauer der Unterbrechung der Energieversorgung, die Häufigkeit der Unterbrechung der Energieversorgung, die Menge der nicht gelieferten Energie und die Höhe der nicht gedeckten Last. Nach der Verordnungsbegründung sollen die Kennzahlen geplante und ungeplante Unterbrechungen berücksichtigen (BR-Drucks. 417/07, S. 64).
- 74
- Danach ist im Ausgangspunkt jegliche Versorgungsunterbrechung zu berücksichtigen , weil sie für die Verbraucher zu Unannehmlichkeiten führt und eine Verschlechterung der Versorgungsqualität bedeutet. Ziel einer Qualitätsregulierung nach § 18 ARegV muss es sein, eine Versorgungsunterbrechung unter den gegebenen Rahmenbedingungen nach Möglichkeit zu vermeiden und eine aufgetretene Störung so kurz wie möglich zu halten, also auf eine zeitnahe Wiederaufnahme der Energieversorgung hinzuwirken. Soweit die Bundesnetzagentur bei der Bestimmung des Qualitätselements die Störungsanlässe "Höhere Gewalt" und "Rückwirkungsstörungen" sowie geplante Versorgungsunterbrechungen aufgrund von "Zählerwechseln" außer Betracht gelassen hat, liegt dies im Rahmen des ihr zustehenden Entscheidungsspielraums.
- 75
- Der Störungsanlass "Einwirkungen Dritter" ist indes damit nicht vergleichbar. Aufgrund dessen ist es nicht zu beanstanden, dass die Bundesnetzagentur die erfassten Störungsanlässe - über die genannten Ausnahmen hinaus - nicht auf solche beschränkt hat, die der Netzbetreiber schuldhaft im Sinne des § 276 Abs. 1 BGB verursacht hat, sondern alle Störfälle berücksichtigt hat, deren Verursachung oder deren Behebung in seiner Sphäre liegen. Insoweit hat das Beschwerdegericht zutreffend ausgeführt, dass ein Netzbetreiber Versorgungsunterbrechungen aufgrund des Verhaltens Dritter durchaus beeinflussen kann. Dies gilt sowohl in Bezug auf eine Vermeidung solcher Störungen etwa durch öffentliche Informationen, Schulungsmaßnahmen und sorgfältige Planauskünfte als auch in Bezug auf die möglichst zeitnahe Beseitigung einer gleichwohl eingetretenen Versorgungsunterbrechung.
- 76
- Entgegen der Rechtsbeschwerde ist eine Berücksichtigung nur des Störungsanlasses "Zuständigkeit des Netzbetreibers" nicht ausreichend. Ganz im Gegenteil könnte eine solche Beschränkung sogar zu einer fehlerhaften Datengrundlage führen , weil eine Unterscheidung zwischen den Störungsanlässen "Einwirkungen Dritter" und "Zuständigkeit des Netzbetreibers" bereits bei der Erfassung zu Grenz- oder Konfliktfällen führen und Missbrauchsmöglichkeiten eröffnen würde. Die Feststellung der tatsächlichen Verursachung einer Versorgungsunterbrechung kann im Einzelfall Schwierigkeiten aufwerfen, wenn etwa ein Leitungsschaden zwar unmittelbar auf einem Baggerschaden beruht, dieser aber durch eine unsorgfältige Planauskunft des Netzbetreibers mitverursacht worden oder dies nicht auszuschließen ist. In einem solchen Fall wäre es im Rahmen der Qualitätsregulierung nicht sachgerecht, wenn diese Versorgungsunterbrechung unberücksichtigt bliebe, weil als Störungsanlass "Einwirkungen Dritter" benannt würde.
- 77
- f) Ohne Erfolg wendet sich die Rechtsbeschwerde gegen die Annahme des Beschwerdegerichts, dass die Bundesnetzagentur zur Dämpfung von Schwankungen nicht zur Einführung eines Tot- oder Konfidenzbandes, d.h. einer Bandbreite von Abweichungen vom Referenzwert ohne Bonus oder Malus, verpflichtet sei. Ein solches Erfordernis sehen weder Energiewirtschaftsgesetz noch Anreizregulierungsver- ordnung vor. Die Bundesnetzagentur hat sich in der Festlegung entsprechend der Empfehlung der Gutachter (S. 33 f.) dafür entschieden, die Auswirkungen von stochastischen Einflüssen durch eine Mittelwertbildung über mehrere Jahre zu dämpfen. Dies ist aus Rechtsgründen nicht zu beanstanden.
- 78
- g) Entgegen den Angriffen der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht auch rechtsfehlerfrei angenommen, dass die Bundesnetzagentur den Beginn der Anwendung des Qualitätselements auf den 1. Januar 2012 festsetzen durfte.
- 79
- Nach § 19 Abs. 2 Satz 1 ARegV entscheidet die Regulierungsbehörde über den Beginn der Anwendung des Qualitätselements. Dieser soll nach § 19 Abs. 2 Satz 2 ARegV bereits zur oder im Laufe der ersten Regulierungsperiode erfolgen, soweit der Regulierungsbehörde hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen. Insoweit hat das Beschwerdegericht dieser Norm aufgrund ihrer Formulierung als SollVorschrift zutreffend entnommen, dass diese Entscheidung nicht im freien Ermessen der Regulierungsbehörde liegt, sondern bei Vorliegen der genannten Voraussetzung zu erfolgen hat, soweit nicht zwingende Sachgründe entgegenstehen. Das wird von der Rechtsbeschwerde auch nicht in Abrede gestellt.
- 80
- Das Beschwerdegericht hat rechts- und verfahrensfehlerfrei angenommen, dass der Bundesnetzagentur bei Erlass der Festlegung hinreichend belastbare Datenreihen vorgelegen haben. Dies ist dann der Fall, wenn die ermittelten Daten statistisch eine hinreichende Aussagekraft haben, um für die konkret in den Blick genommenen Kennzahlen der Netzzuverlässigkeit ihrem Umfang und ihrer Beschaffenheit nach repräsentative Aussagen treffen zu können. Nach den - von der Rechtsbeschwerde in nicht rechtserheblicher Form angegriffenen - Feststellungen des Beschwerdegerichts war dies hier - wie bereits oben ausgeführt worden ist - der Fall. Aufgrund dessen hat für das Beschwerdegericht kein Anlass bestanden, eigene Feststellungen zur hinreichenden Belastbarkeit der von der Bundesnetzagentur herangezogenen Datenreihen zu treffen.
- 81
- Soweit die Rechtsbeschwerde in diesem Zusammenhang rügt, dass die Bundesnetzagentur die Anzahl der betroffenen Letztverbraucher in nachgelagerten Netzen bei der Qualitätsbewertung unberücksichtigt gelassen habe, ist dies - wie oben dargelegt - unbehelflich. Gleiches gilt für ihren Einwand, die Bundesnetzagentur habe die Ergebnisse des Consentec-Gutachtens "angepasst", indem sie die Referenzwertfunktion für die Niederspannung verändert habe. Dies betrifft die in Nummer 8 der Festlegung beschriebene alternative Berechnungsformel, die für den Fall angewendet werden soll, dass dem Strukturparameter Lastdichte nach Überprüfung der aufgrund der Festlegung vom 20. April 2011 erhobenen Daten keine statistische Signifikanz zukommen sollte. Die - im Vergleich zu dem Eckpunktepapier erfolgte - Änderung dieser Formel wird in Nummer II 7.1 der Begründung der Festlegung damit erklärt, dass die ursprüngliche Formel nach Hinweisen aus der Praxis nicht nachvollziehbar gewesen sei. Die Rechtsbeschwerde zeigt demgegenüber keine Anhaltspunkte dafür auf, dass die Änderung der Referenzwertformel aufgrund einer Anpassung der ursprünglichen Datenreihen tatsächlich erforderlich gewesen wäre.
III.
- 82
- Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG.
Grüneberg Bacher
Vorinstanz:
OLG Düsseldorf, Entscheidung vom 22.08.2012 - VI-3 Kart 40/11 (V) -
BUNDESGERICHTSHOF
beschlossen:
Die Betroffene hat die Kosten des Rechtsbeschwerdeverfahrens einschließlich der notwendigen Auslagen der Bundesnetzagentur zu tragen.
Der Wert für das Rechtsbeschwerdeverfahren wird auf 50.000 € festgesetzt.
Gründe:
I.
- 1
- Die Betroffene betreibt ein Elektrizitätsverteilernetz in Norddeutschland. Sie wendet sich gegen die von der Bundesnetzagentur mit Beschluss vom7. Juni 2011 (BK8-11/002; abrufbar unter: www.bundesnetzagentur.de) getroffene Festlegung über den Beginn der Anwendung, die nähere Ausgestaltung und das Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit für Elektrizitätsverteilernetze nach den §§ 19 und 20 ARegV. In Nummer 1 der Festlegung wurde der Beginn der Anwendung des Qualitätselements auf den 1. Januar 2012 festgesetzt und ihr Anwendungsbereich auf die Netzzuverlässigkeit bei Elektrizitätsverteilernetzbetreibern beschränkt. In Nummer 2 ist geregelt, dass die Daten aller Elektrizitätsverteilernetzbetreiber , die nicht am vereinfachten Verfahren nach § 24 ARegV teilnehmen, zur Bestimmung des Qualitätselements Netzzuverlässigkeit heranzuziehen sind. Im Übrigen enthält die Festlegung nähere Regelungen zur standardisierten Bestimmung des Qualitätselements, wie etwa zur Ermittlung der Kennzahlen unter Heranziehung von geplanten und ungeplanten Versorgungsunterbrechungen, zur Ermittlung der Kennzahlenvorgaben (Referenzwerte) und zur Berechnungsmethode sowie zur Berücksichtigung von Kappungsgrenzen.
- 2
- Der Festlegung liegt eine Modellnetzanalyse zugrunde, die im Auftrag der Bundesnetzagentur von der Consentec Consulting für Energiewirtschaft und -technik GmbH in Kooperation mit der Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.V. (FGH) und Frontier Economics Limited (im Folgenden: Consentec ) durchgeführt und im Juni und Oktober 2009 mit der Fachöffentlichkeit diskutiert wurde. Darüber hinaus hatten die beteiligten Wirtschaftskreise im Rahmen einer Konsultation zu dem Eckpunktepapier der Bundesnetzagentur zur "Ausgestaltung des Qualitätselements Netzzuverlässigkeit Strom im Rahmen der Anreizregulierung" vom 15. Dezember 2010 Gelegenheit zur Stellungnahme. Am 20. April 2011 erließ die Bundesnetzagentur die Festlegung über die Datenerhebung zur Bestimmung des Qualitätselements hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit Strom nach den §§ 19 und 20 ARegV (BK8-11/001; abrufbar unter: www.bundesnetzagentur.de); die aufgrund dieser Festlegung erhobenen Daten flossen jedoch noch nicht in die streitgegenständliche Festlegung ein, sondern waren Grundlage für die Ermittlung des individuellen Qualitätselements, die gegenüber der Betroffenen mit Beschluss vom 21. Februar 2012 (BK8-11/1835-81) erfolgte und zu einer Anpassung der Erlösobergrenzen für die Kalenderjahre 2012 und 2013 führte.
- 3
- Mit ihrer Beschwerde hat die Betroffene geltend gemacht, die Festlegung vom 7. Juni 2011 (BK8-11/002) beruhe auf formellen und materiellen Rechtsfehlern. Das Beschwerdegericht hat die Beschwerde zurückgewiesen. Dagegen wendet sich die Betroffene mit der vom Beschwerdegericht zugelassenen Rechtsbeschwerde.
II.
- 4
- Die Rechtsbeschwerde ist unbegründet.
- 5
- 1. Das Beschwerdegericht hat seine Entscheidung im Wesentlichen wie folgt begründet:
- 6
- Die von der Betroffenen in formeller Hinsicht gegen die Festlegung vorgebrachten Rügen blieben ohne Erfolg. Entgegen ihrer Auffassung leide die Festlegung nicht insoweit an einem Begründungsmangel, als sich ihr nicht entnehmen lasse, welche Inputdaten die Bundesnetzagentur verwendet habe. Die Festlegung beinhalte lediglich allgemeine Regelungen zur Qualitätsregulierung und konkretisiere damit die in § 20 ARegV angelegte Bestimmung des Qualitätselements. Davon zu unterscheiden seien die weitere Festlegung über die Datenerhebung zur Bestimmung des Qualitätselements hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit Strom nach den §§ 19 und 20 ARegV vom 20. April 2011 (BK8-11-001) und die Ermittlung des individuellen Quali- tätselements, das von der jeweils zuständigen Regulierungsbehörde durch gesonderten Beschluss für den einzelnen Netzbetreiber festgelegt werde. Aufgrund dessen mache die Betroffene auch ohne Erfolg geltend, es sei nicht nachvollziehbar, ob und inwiefern die Bundesnetzagentur die von ihr verwendeten Daten einem Plausibilisierungsprozess unterzogen habe; eine solche Plausibilisierung erfolge erst im Rahmen der konkreten Ermittlung der Kennzahlenvorgaben und der individuellen Kennzahlen. Schließlich habe es die Bundesnetzagentur auch nicht rechtsfehlerhaft unterlassen, die in dem Consentec-Gutachten verwendeten Inputdaten in nicht anonymisierter Form zu veröffentlichen; § 31 Abs. 1 Satz 2 ARegV sehe lediglich vor, dass die Regulierungsbehörde neben den Effizienzwerten auch die nach §§ 19, 20 ARegV ermittelten Kennzahlenvorgaben und die Abweichungen der Netzbetreiber von diesen veröffentlichen müsse.
- 7
- Entgegen der Auffassung der Betroffenen sei die Festlegung auch in der Sache rechtmäßig. Bei der Festlegung des Beginns der Anwendung des Qualitätselements und bei dessen weiterer Ausgestaltung, der Methodik und der Regelung des Verfahrens zu dessen Bestimmung stehe der Bundesnetzagentur ein Gestaltungsspielraum zu, der nur einer eingeschränkten gerichtlichen Kontrolle unterliege.
- 8
- Vor diesem Hintergrund sei deren Entscheidung zum Beginn der Anwendung zum 1. Januar 2012 nicht zu beanstanden. Insbesondere habe es hierfür nicht an hinreichend belastbaren Datenreihen gefehlt. Alle Netzbetreiber hätten der Bundesnetzagentur gemäß § 52 EnWG seit dem Jahr 2006 einen jährlichen Bericht über alle in ihrem Netz im letzten Kalenderjahr aufgetretenen - geplanten und ungeplanten - Versorgungsunterbrechungen vorgelegt, bei denen Letztverbraucher oder Weiterverteiler länger als drei Minuten "spannungslos geworden" seien. Mit diesen Daten habe die Bundesnetzagentur die von ihr in der Festlegung ausgewählten Kennzahlen SAIDI und ASIDI bestimmen können, weil sie von der gewissenhaften Erfüllung der Meldepflicht durch die Netzbetreiber habe ausgehen dürfen und die gelieferten Daten im Laufe der Jahre in mehrfacher Hinsicht plausibilisiert habe. Den Auswirkungen stochastischer Schwankungen habe die Bundesnetzagentur durch die Verwendung der Daten aus drei Jahren (2006 bis 2008) hinreichend entgegengewirkt. Zudem werde die Bundesnetzagentur aufgrund der mit der Festlegung vom 20. April 2011 erfolgten Datenerhebung auch die in der Vergangenheit gemeldeten Daten erneut überprüfen und gegebenenfalls Korrekturen vornehmen.
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- Fehl gehe auch der Einwand der Betroffenen, die Bundesnetzagentur habe rechtsfehlerhaft den Störungsanlass "Einwirkung Dritter" als ungeplante Versorgungsunterbrechung miterfasst, dem bei städtischen Netzbetreibern rund 30% der Störungen zuzuordnen seien. Mit Blick auf die Betroffenheit der Netzkunden seien alle Versorgungsunterbrechungen zu berücksichtigen, die in der Sphäre des Netzbetreibers lägen und ihm zugerechnet werden könnten. Dazu gehöre auch der von der Betroffenen angeführte "Baggerangriff". Denn das pauschale Herausnehmen solcher von Dritten verursachten Versorgungsunterbrechungen würde den Anreiz abschwächen , über öffentliche Informationen, Schulungsmaßnahmen und hochqualifizierte Planauskünfte andere Akteure in die Sicherstellung der Versorgungszuverlässigkeit einzubeziehen. Neben der präventiven Vorbeugung sei außerdem die Sorgfalt des Netzbetreibers bei der Beseitigung einer gleichwohl eingetretenen Versorgungsunterbrechung zu berücksichtigen, um die Versorgungsqualität des Netzbetreibers gerade auch an den von Dritten verursachten Versorgungsunterbrechungen repräsentativ zu messen.
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- Es sei auch nicht zu beanstanden, dass die Bundesnetzagentur die in § 20 Abs. 2 Satz 2 ARegV enthaltene Anforderung, bei der Ermittlung der Kennzahlenvorgaben (Referenzwerte) gebietsstrukturelle Unterschiede zu berücksichtigen, nicht durch eine Klassenbildung, sondern - auf Empfehlung des Consentec-Gutachtens - durch eine von einem kontinuierlichen Strukturparameter, nämlich der Lastdichte, abhängige Funktion umgesetzt habe. Im Rahmen der durchgeführten Modellnetzund der statistischen Analyse sei die Lastdichte als zur Abbildung gebietsstruktureller Unterschiede geeigneter und signifikanter Parameter identifiziert worden. Schließlich bedürfe es wegen der Orientierung am Zuverlässigkeitsniveau eines Durchschnittsunternehmens , der Verwendung von gemittelten Durchschnittswerten aus drei Jah- ren und der Deckelung der Erlöszuschläge und -abschläge nicht des von der Betroffenen geforderten Konfidenzbandes, das im Übrigen vom Verordnungsgeber auch nicht vorgegeben sei. Mit der Berücksichtigung des Parameters Lastdichte sei auch nicht die Wechselwirkung zwischen Effizienz- und Qualitätsvorgaben außer Betracht gelassen worden. Dass eine höhere Netzzuverlässigkeit mit höheren Kosten verbunden sei und daher zu einem niedrigeren Effizienzwert zu Lasten eines Netzbetreibers führen könne, könne die Qualitätsregulierung ausgleichen.
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- 2. Diese Beurteilung hält der rechtlichen Nachprüfung stand.
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- a) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht zu Recht angenommen, dass der Bundesnetzagentur bei der Bestimmung des Qualitätselements ein Entscheidungsspielraum zusteht.
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- Die Ausgestaltung des nach §§ 19, 20 ARegV zu bestimmenden Qualitätselements wie auch der Beginn seiner Anwendung und das Verfahren sind durch Gesetz und Verordnung nicht in allen Details punktgenau vorgegeben. Der mit der Bestimmung des Qualitätselements betrauten Regulierungsbehörde steht bei der Auswahl der einzelnen Parameter und Methoden vielmehr - wie der Senat etwa auch für den nach § 12 ARegV durchzuführenden Effizienzvergleich entschieden hat (Beschluss vom 21. Januar 2014 - EnVR 12/12, Rn. 10 ff. - Stadtwerke Konstanz GmbH) - ein Spielraum zu, der in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum, in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleichkommt.
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- aa) Nach § 21a Abs. 2 Satz 1 EnWG in der für den Streitfall maßgeblichen Fassung vom 21. August 2009 - die sich in den hier relevanten Punkten von der derzeit geltenden Fassung nicht unterscheidet - erfolgt die Anreizregulierung durch Vorgabe von Obergrenzen für die Höhe der Netzzugangsentgelte oder für die Gesamterlöse aus Netzzugangsentgelten, die innerhalb einer Regulierungsperiode erzielt werden dürfen. Hierbei sind Effizienzvorgaben zu berücksichtigen. Gemäß § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG werden die Effizienzvorgaben unter anderem unter Berücksichtigung der Versorgungsqualität und auf diese bezogener Qualitätsvorgaben bestimmt. Die Qualitätsvorgaben werden gemäß § 21a Abs. 5 Satz 2 EnWG auf der Grundlage einer Bewertung von Zuverlässigkeitskenngrößen oder Netzleistungsfähigkeitskenngrößen ermittelt, bei der auch Strukturunterschiede zu berücksichtigen sind. Bei einem Verstoß gegen Qualitätsvorgaben können nach § 21a Abs. 5 Satz 3 EnWG auch die Obergrenzen zur Bestimmung der Netzzugangsentgelte für ein Energieversorgungsunternehmen gesenkt werden. Weitere materiell-rechtliche Vorgaben überlässt § 21a Abs. 6 EnWG einer Rechtsverordnung, die die nähere Ausgestaltung der Methode einer Anreizregulierung und ihre Durchführung regeln (§ 21a Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 EnWG) und insbesondere Regelungen für die Ausgestaltung der Qualitätsvorgaben treffen kann (§ 21a Abs. 6 Satz 2 Nr. 3 EnWG).
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- bb) Diese Verordnungsermächtigung wird durch die Anreizregulierungsverordnung ausgefüllt.
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- (1) Gemäß § 18 ARegV dienen Qualitätsvorgaben der Sicherung eines langfristig angelegten, leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen. Als Instrumente zur Gewährleistung der Qualitätsvorgabe werden in der Vorschrift Qualitätselemente nach den §§ 19 und 20 ARegV und die Berichtspflichten nach § 21 ARegV genannt. Das Qualitätselement ist Bestandteil der Regulierungsformel in Anlage 1 zu § 7 ARegV. Hierfür sieht § 19 Abs. 1 Satz 1 ARegV vor, dass auf die Erlösobergrenzen Zu- oder Abschläge vorgenommen werden können , wenn Netzbetreiber hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit oder der Netzleistungsfähigkeit von Kennzahlenvorgaben abweichen. Die Kennzahlenvorgaben sind nach Maßgabe des § 20 ARegV unter Heranziehung der Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet zu ermitteln und in Zu- und Abschläge umzusetzen (§ 19 Abs. 1 Satz 2 ARegV). Zulässige Kennzahlen für die Bewertung der Netzzuverlässigkeit , die in § 19 Abs. 3 ARegV definiert ist, sind gemäß § 20 Abs. 1 Satz 1 ARegV insbesondere die Dauer der Unterbrechung der Energieversorgung, die Häufigkeit der Unterbrechung der Energieversorgung, die Menge der nicht gelieferten Energie und die Höhe der nicht gedeckten Last. Nach § 20 Abs. 1 Satz 2 ARegV ist eine Kombination und Gewichtung dieser Kennzahlen möglich. Für die ausgewählten Kennzahlen sind Kennzahlenwerte der einzelnen Netzbetreiber zu ermitteln (§ 20 Abs. 1 Satz 3 ARegV). Aus diesen Kennzahlenwerten sind nach § 20 Abs. 2 ARegV Kennzahlenvorgaben als gewichtete Durchschnittswerte zu ermitteln, wobei bei der Ermittlung der Kennzahlenvorgaben gebietsstrukturelle Unterschiede zu berücksichtigen sind, was durch Gruppenbildung erfolgen kann. Damit ist zugleich klargestellt, dass die Referenzwerte nicht von der individuellen Qualität des jeweiligen Netzbetreibers abhängen sollen. Schließlich bestimmt § 20 Abs. 3 ARegV, dass für die Gewichtung der Kennzahlen oder der Kennzahlenwerte sowie die Bewertung der Abweichungen in Geld zur Ermittlung der Zu- und Abschläge auf die Erlöse nach § 19 Abs. 1 ARegV (monetäre Bewertung) insbesondere die Bereitschaft der Kunden, für eine Änderung der Netzzuverlässigkeit niedrigere oder höhere Entgelte zu zahlen, als Maßstab herangezogen werden, analytische Methoden, insbesondere analytische Kostenmodelle, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen müssen, oder eine Kombination von beiden Methoden verwendet werden können.
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- Erfolgt nach diesen Maßgaben eine Bestimmung des Qualitätselements, so hat die Regulierungsbehörde nach § 4 Abs. 5 ARegV von Amts wegen die Erlösobergrenze entsprechend anzupassen, wobei die Anpassung höchstens einmal jährlich zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres zulässig ist. Gemäß § 19 Abs. 2 Satz 1 ARegV hat die Regulierungsbehörde über den Beginn der Anwendung des Qualitätselements, der bei Stromversorgungsnetzen zur zweiten Regulierungsperiode zu erfolgen hat, zu entscheiden. Er soll nach § 19 Abs. 2 Satz 2 ARegV bereits zur oder im Laufe der ersten Regulierungsperiode erfolgen, soweit der Regulierungsbehörde hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen.
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- (2) Die Zielrichtung der Qualitätsvorgaben entspricht damit dem in § 1 Abs. 2 EnWG festgelegten speziellen Ziel der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen. Die Regelungen zur Versorgungsqualität bilden einen wichtigen, notwendigen Bestandteil in einer auf Kosteneffizienz ausgerichteten Regulierung der Netze, damit Kosteneffi- zienzsteigerungen nicht zu Lasten der Versorgungsqualität gehen. Der Verordnungsgeber hat sich mit den Regelungen der §§ 18 ff. ARegV gegen eine - alternativ denkbare - integrative Qualitätsregelung entschieden, indem die Versorgungsqualität nicht Bestandteil des Effizienzvergleichs nach §§ 12 ff. ARegV ist.
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- cc) Obwohl das Energiewirtschaftsgesetz und die Anreizregulierungsverordnung hiernach sowohl hinsichtlich der zu berücksichtigenden Kennzahlen als auch hinsichtlich der Ermittlung der Kennzahlenwerte und der Kennzahlenvorgaben wie auch hinsichtlich der anzuwendenden Methoden maßgebliche Weichenstellungen vorgeben, verbleiben bei der näheren Ausgestaltung und dem Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements sowie dem Beginn seiner Anwendung im Einzelnen notwendigerweise erhebliche Spielräume.
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- Die in §§ 19 und 20 ARegV enthaltenen Vorgaben sind trotz ihrer zum Teil hohen Regelungsdichte ausfüllungsbedürftig. Soweit der Verordnungsgeber in§ 20 Abs. 1 Satz 1 ARegV bestimmte Kennzahlen für die Bewertung der Netzzuverlässigkeit vorgegeben hat, ist diese Aufzählung nicht abschließend, sondern beinhaltet lediglich Regelbeispiele, die von der Regulierungsbehörde verwendet und um weitere Parameter ergänzt werden können. Aus der in § 20 Abs. 1 Satz 2 ARegV eröffneten Möglichkeit einer Kombination der Kennzahlen geht zugleich hervor, dass der Verordnungsgeber nicht eine kumulative Anwendung sämtlicher genannter Regelbeispiele vorschreibt, sondern der Regulierungsbehörde - was auch aus § 20 Abs. 1 Satz 3 ARegV, der die "ausgewählten" Kennzahlen in den Blick nimmt, hervorgeht - insoweit ein Auswahlermessen einräumt. Entsprechendes gilt nach § 20 Abs. 3 ARegV im Hinblick auf die Gewichtung der Kennzahlen und Kennzahlenwerte sowie die monetäre Bewertung. Zur Ausfüllung dieser Vorgaben kommen - was dem Verordnungsgeber bewusst war (vgl. BR-Drucks. 417/07, S. 63) - verschiedene international verwendete Kennzahlen und unterschiedliche wissenschaftliche Methoden in Betracht. Die Auswahl einer konkreten Kennzahl oder Methode, die den abstrakten Vorgaben der Verordnung entspricht, hat der Verordnungsgeber nach § 32 Abs. 1 Nr. 6 ARegV der Regulierungsbehörde überlassen. Da die Auswahl der konkreten Kennzahlen und Methoden einen untrennbaren Zusammenhang mit der hinreichenden Belastbarkeit der dabei heranzuziehenden Datenreihen aufweist, berührt der der Regulierungsbehörde eingeräumte Entscheidungsspielraum auch den Beginn der Anwendung des Qualitätselements.
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- Dass solche Spielräume bestehen, deckt sich mit den Vorstellungen des Gesetzgebers. Dieser hat die gesetzlichen Vorgaben methodenoffen gestaltet, weil die Regulierungsbehörde das Anreizregulierungsmodell entwickeln soll (BT-Drucks. 15/5268, S. 120).
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- dd) Die der Regulierungsbehörde eröffneten Spielräume kommen hinsichtlich einiger Aspekte einem Beurteilungsspielraum, hinsichtlich anderer Aspekte einem Regulierungsermessen gleich.
- 23
- Die Bestimmung des Qualitätselements erfordert, wenn es die gesetzlich vorgegebene Zuverlässigkeit aufweisen soll, eine komplexe Modellierung der maßgeblichen Verhältnisse bei den einzelnen Netzen und Netzbetreibern, die nicht bis in alle Einzelheiten rechtlich vorgegeben werden kann und vom Gesetzgeber bewusst nicht vorgegeben worden ist. Dies hat Auswirkungen auf die gerichtliche Kontrolldichte. Gerichtliche Kontrolle kann nicht weiter reichen als die materiell-rechtliche Bindung der Instanz, deren Entscheidung überprüft werden soll. Sie endet deshalb dort, wo das materielle Recht in verfassungsrechtlich unbedenklicher Weise das Entscheidungsverhalten nicht vollständig determiniert (BVerfGE 88, 40, 56, 61; 103, 142, 156 f.; BVerwGE 131, 41 Rn. 20).
- 24
- Ob und inwieweit es sich bei den der Regulierungsbehörde eröffneten Spielräumen um einen Beurteilungsspielraum auf der Tatbestandsseite der Norm oder um ein Regulierungsermessen auf der Rechtsfolgenseite handelt, bedarf keiner abschließenden Entscheidung. Die für diese beiden Kategorien geltenden Kontrollmaßstäbe unterscheiden sich, wie auch das Bundesverwaltungsgericht entschieden hat (BVerwG, NVwZ 2014, 589 Rn. 33 f. mwN), eher verbal und weniger in der Sache (Senatsbeschluss vom 21. Januar 2014 - EnVR 12/12, Rn. 26 - Stadtwerke Konstanz GmbH). Ähnlich wie es der Senat für die Beurteilung der Effizienzwerte angenommen hat (Senatsbeschluss vom 21. Januar 2014 - EnVR 12/12, Rn. 28 - Stadtwerke Konstanz GmbH), weist auch die Bestimmung des Qualitätselements eine besondere Nähe zum Regulierungsermessen auf. Dessen Ermittlung ist das Ergebnis einer komplexen Bewertung, die sowohl die Erfassung und Beurteilung der maßgeblichen Elemente des Sachverhalts als auch die Auswahl zwischen mehreren in Frage kommenden Kennzahlen (einschließlich ihrer möglichen Kombination und Gewichtung) und Bewertungsmethoden erfordert, und findet unmittelbar Eingang in die Regulierungsformel nach Anlage 1 zu § 7 ARegV zur Bestimmung der Erlösobergrenzen.
- 25
- Die Ausübung eines Beurteilungsspielraums ist darauf zu überprüfen, ob die Behörde die gültigen Verfahrensbestimmungen eingehalten hat, von einem richtigen Verständnis des anzuwendenden Gesetzesbegriffs ausgegangen ist, den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt hat und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allgemeingültige Wertungsmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt hat (BVerwGE 131, 41 Rn. 21). Die eine Abwägung zwischen unterschiedlichen gesetzlichen Zielvorgaben erfordernde Ausübung des Regulierungsermessens ist vom Gericht zu beanstanden, wenn eine Abwägung überhaupt nicht stattgefunden hat (Abwägungsausfall), wenn in die Abwägung nicht an Belangen eingestellt worden ist, was nach Lage der Dinge in sie eingestellt werden musste (Abwägungsdefizit), wenn die Bedeutung der betroffenen Belange verkannt worden ist (Abwägungsfehleinschätzung) oder wenn der Ausgleich zwischen ihnen zur objektiven Gewichtigkeit einzelner Belange außer Verhältnis steht (Abwägungsdisproportionalität ; vgl. BVerwGE 131, 41 Rn. 47). Nach diesen Maßgaben ist im Streitfall insbesondere zu überprüfen, ob die Bundesnetzagentur bei Erlass der angefochtenen Festlegung die gesetzlichen Vorgaben in § 21a Abs. 5 EnWG und die Anforderungen des Verordnungsgebers an Kennzahlen und Kennzahlenwerte in §§ 19, 20 ARegV beachtet hat. ee) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde erstreckt sich der Ent26 scheidungsspielraum der Bundesnetzagentur bei der Bestimmung des Qualitätselements im Ausgangspunkt auch auf die Festlegung über den Beginn seiner Anwendung. Denn die hierfür entscheidende Frage, ob hinreichend belastbare Datenreihen im Sinne des § 19 Abs. 2 Satz 2 ARegV vorliegen, lässt sich nur beantworten, wenn klar ist, welche Daten für die Bestimmung des Qualitätselements im Einzelnen herangezogen werden. Insoweit besteht aber - wie aufgezeigt - ein Entscheidungsspielraum der Regulierungsbehörde. Davon zu trennen ist allerdings die Frage, ob - nach der abstrakten Auswahl der maßgeblichen Datenreihen - die konkret erhobenen Daten hinreichend belastbar sind. Die Klärung dieser Frage ist gegebenenfalls mit sachverständiger Hilfe möglich.
- 27
- ff) Soweit die Rechtsbeschwerde unter Anführung mehrerer Einzelpunkte einen tragfähigen Sachgrund für die Annahme eines Entscheidungsspielraums der Regulierungsbehörde bestreitet, kann dies aus den vorgenannten Gründen einen solchen nicht grundsätzlich in Frage stellen. Die Einwände betreffen nur einzelne Details des Qualitätselements und insbesondere die Fragen, ob die Regulierungsbehörde den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt hat, dies heißt hier insbesondere, ob sie von einer verlässlichen Datengrundlage ausgegangen ist, und ob die Regulierungsbehörde in zutreffender Weise gewichtete Durchschnittswerte gebildet und gebietsstrukturelle Unterschiede berücksichtigt hat. Ihnen ist gerade auch bei Annahme eines Entscheidungsspielraums gerichtlich nachzugehen.
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- b) Entgegen der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht rechtsfehlerfrei angenommen, dass die angefochtene Festlegung nicht schon wegen eines Begründungmangels formell rechtswidrig sei. aa) Allerdings unterliegt die Regulierungsbehörde bei der Ausfüllung eines 29 Entscheidungsspielraums der vorliegenden Art besonderen Begründungsanforderungen. Ähnlich wie es das Bundesverwaltungsgericht bei telekommunikationsrechtlichen Entscheidungen angenommen hat (BVerwG, NVwZ 2014, 589 Rn. 34 ff.), ist bei einem derartigen Entscheidungsspielraum die eigentliche Bewertung der Behörde auch darauf nachzuprüfen, ob sie im Hinblick auf die Kriterien, die in der Rechtsnorm ausdrücklich hervorgehoben oder in ihr angelegt sind, ihre Festlegung plausibel und erschöpfend begründet hat. Dies folgt aus der Gewährleistung effektiven Rechtsschutzes gemäß Art. 19 Abs. 4 GG. Die gerichtliche Kontrolle eines der Behörde eingeräumten Gestaltungsspielraums ist grundsätzlich auf diejenigen Erwägungen zu erstrecken und zu beschränken, die die Behörde zur Begründung ihrer Entscheidung dargelegt hat; denn die notwendige Abwägung und ihre Darstellung im Bescheid sollen zumindest auch die nachgehende gerichtliche Kontrolle ermöglichen , die angesichts des ohnehin eingeräumten Beurteilungsspielraums sonst nicht hinreichend wirksam wäre.
- 30
- Aufgrund dessen muss der Begründung der Entscheidung zu entnehmen sein, dass die Regulierungsbehörde die in Betracht kommenden Kennzahlen und die Methoden zur Ermittlung der Kennzahlenwerte und ihrer Gewichtung sowie der monetären Bewertung abgewogen und geprüft hat, welche dem Ziel der Sicherung eines langfristig angelegten, leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen am ehesten gerecht werden. Sodann muss die Behörde unter Bewertung der unterschiedlichen Belange im Einzelnen darlegen, dass und warum ihrer Ansicht nach im Ergebnis Überwiegendes für die gewählte Methode spricht.
- 31
- bb) Nach diesen Maßgaben liegt kein Begründungsmangel vor. (1) Ohne Erfolg beanstandet die Rechtsbeschwerde, der angefochtenen Fest32 legung lasse sich nicht entnehmen, welche Datengrundlage die Bundesnetzagentur für ihre Entscheidung verwendet habe, weshalb die Festlegung einen Begründungsmangel aufweise. Dies ist nicht der Fall.
- 33
- Zu Recht weist die Rechtsbeschwerde allerdings darauf hin, dass die Festlegung - anders als das Beschwerdegericht offenbar meint - nicht nur allgemeine Regelungen zur Qualitätsregulierung enthält, die ohne jeden Rückgriff auf konkrete Einzeldaten der einzelnen Netzbetreiber getroffen worden sind. Nach der Begründung der Festlegung ist die Referenzfunktion zur Bestimmung des Qualitätselements in zwei Schritten ermittelt worden, nämlich zum ersten aufgrund einer von den Consentec -Gutachtern entwickelten Modellnetzanalyse auf der Grundlage fiktiver, aber realitätsnaher Versorgungsaufgaben und zum zweiten aufgrund einer Zuverlässigkeitsbzw. Wirkungsanalyse dieses Modells anhand der für die Jahre 2006 bis 2008 erhobenen Daten nach § 52 EnWG. Dies wird in der Festlegung wie auch in dem dort in Bezug genommenen Consentec-Gutachten (S. 134 ff.) hinreichend dargelegt, weshalb unter diesem Gesichtspunkt kein Begründungsmangel ersichtlich ist.
- 34
- (2) Soweit die Rechtsbeschwerde nicht die fehlende Begründung dazu, welche Datenreihen verwendet worden sind, beanstandet, sondern vielmehr den Umstand , dass diese Datensätze nicht veröffentlicht worden seien und deshalb die in der Festlegung vorgegebene Referenzkurve mit den dort ermittelten Parametern nicht nachvollziehbar sei, bleibt dies ebenfalls ohne Erfolg.
- 35
- (a) Nach § 84 Abs. 2 Satz 1 EnWG ist die Einsicht in Informationen, die von der Bundesnetzagentur erhoben und in deren Akten geführt werden, nur mit deren Zustimmung zulässig. Eine solche Zustimmung hat die Bundesnetzagentur nicht erteilt. Diese Entscheidung unterliegt in entsprechender Anwendung von § 99 Abs. 2 VwGO nicht der gerichtlichen Nachprüfung (BGH, Beschluss vom 21. Januar 2014 - EnVR 12/12, Rn. 73 - Stadtwerke Konstanz GmbH).
- 36
- (b) Ob das Beschwerdegericht nach § 84 Abs. 2 Satz 4 EnWG ein Zwischenverfahren zur Entscheidung über eine Offenlegung der Daten hätte anordnen müssen , kann bereits deshalb dahinstehen, weil weder die Betroffene im Beschwerdeverfahren ein solches Verfahren angeregt hat noch die Rechtsbeschwerde die Unterlassung einer entsprechenden Anordnung durch das Beschwerdegericht mit der Verfahrensrüge beanstandet hat (vgl. Senatsbeschluss vom 2. Februar 2010 - KVZ 16/09, WuW/E DE-R 2879 Rn. 18 - Kosmetikartikel).
- 37
- (c) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde ist eine Offenlegung der Datengrundlage auch nicht nach § 73 Abs. 1 EnWG oder Art. 19 Abs. 4 GG geboten.
- 38
- (aa) Das in § 73 Abs. 1 EnWG normierte Erfordernis, wonach die Regulierungsbehörde ihre Entscheidungen zu begründen hat, dient dem Zweck, den Beteiligten und dem Gericht die Überprüfung der Entscheidung in tatsächlicher und rechtlicher Hinsicht zu ermöglichen. Hierzu ist es erforderlich und ausreichend, diejenigen tatsächlichen und rechtlichen Erwägungen anzuführen, aus denen sich die Rechtmäßigkeit der ergangenen Entscheidung ergibt.
- 39
- Im vorliegenden Zusammenhang sind keine konkreten Anhaltspunkte ersichtlich , die es aus rechtlichen Gründen als geboten erscheinen lassen, zur Überprüfung der von der Bundesnetzagentur getroffenen Auswahlentscheidung bei der Ausgestaltung und dem Verfahren zur Bestimmung des Qualitätselements die dabei verwendete Datengrundlage im Detail zu betrachten.
- 40
- Allerdings steht außer Zweifel, dass die Auswahl und Gewichtung der zur Ermittlung der Referenzkurve herangezogenen Parameter vom Inhalt der zugrunde liegenden Datensätze abhängen. Eine detaillierte Überprüfung der von jedem beteiligten Unternehmen übermittelten Daten stünde aber mit dem Regelungskonzept der Anreizregulierungsverordnung nicht in Einklang. § 27 Abs. 1 Satz 2 Nr. 4 ARegV sieht vor, dass die Regulierungsbehörde die zur Bestimmung des Qualitätselements erforderlichen Daten durch Einholung von Auskünften bei den Netzbetreibern erhebt. Hieraus kann, wie auch das Beschwerdegericht zutreffend angenommen hat, gefolgert werden, dass die Netzbetreiber zu vollständigen und wahrheitsgemäßen Angaben verpflichtet sind. Ein System zur Sanktionierung unzutreffender Angaben oder eine umfassende Überprüfung der Angaben durch die Bundesnetzagentur oder durch Dritte sind in der Anreizregulierungsverordnung zwar nicht vorgesehen; bei der Bestimmung des Qualitätselements hat die Bundesnetzagentur in der angefochtenen Festlegung aber angekündigt, die Datenmeldungen anhand der jeweils aktuellen Datenmeldungen nach § 52 EnWG zu überprüfen und zu plausibilisieren. Damit besteht eine hinreichende Sicherung, dass nur belastbare Daten verwendet werden.
- 41
- Der Verordnungsgeber war auch nicht gehalten, weitergehende Maßnahmen zur Überprüfung der Daten durch die Bundesnetzagentur oder die Gerichte vorzusehen. Er durfte davon ausgehen, dass ein beteiligtes Unternehmen im Regelfall nicht vorsätzlich unzutreffende Auskünfte erteilen wird, dass sich versehentlich unzutreffende Einzelangaben angesichts der Breite der Datengrundlage auf das Ergebnis nicht in nennenswertem Umfang auswirken und dass Anlass zu einer näheren Überprüfung nur dann besteht, wenn konkrete Anhaltspunkte vorliegen, die Zweifel an der Richtigkeit der übermittelten Daten begründen. Solche Anhaltspunkte zeigt die Rechtsbeschwerde nicht auf.
- 42
- (bb) Eine weitergehende Überprüfungspflicht des Beschwerdegerichts ergibt sich auch nicht aus Art. 19 Abs. 4 GG.
- 43
- Die Regelung in § 84 Abs. 2 EnWG dient ebenso wie die inhaltsgleiche Regelung in § 72 Abs. 2 GWB (dazu BGH, WuW/E DE-R 2879 Rn. 13 - Kosmetikartikel) dem Ausgleich zwischen dem verfassungsrechtlichen Anspruch auf wirksamen Rechtsschutz nach Art. 19 Abs. 4 GG und auf Gewährung rechtlichen Gehörs nach Art. 103 Abs. 1 GG einerseits und dem als Ausfluss der Grundrechte der Art. 12 und 14 GG zu gewährenden Geheimnisschutz, insbesondere dem Schutz von Betriebsund Geschäftsgeheimnissen andererseits. Damit wird zugleich der verfassungsrechtlichen Anforderung nach praktischer Konkordanz Rechnung getragen (vgl. BVerfGE 115, 205, 234). Hierbei ist neben dem privaten Interesse an effektivem Rechtsschutz und dem - je nach Fallkonstellation - öffentlichen oder privaten Interesse an Geheimnisschutz auch das öffentliche Interesse an der Wahrheitsfindung in die Abwägung einzustellen (BVerfGE 115, 205, 241).
- 44
- Die Informationen über Versorgungsstörungen nach § 52 EnWG sind Geschäftsgeheimnisse der Unternehmen, die sie der Bundesnetzagentur mitgeteilt haben. Die in Rede stehenden Daten enthalten Angaben zu Zeitpunkt, Dauer, Ausmaß und Ursache der Versorgungsunterbrechungen und zu den ergriffenen Maßnahmen zur Vermeidung künftiger Versorgungsstörungen, also die Umstände, anhand deren die Tätigkeit der Netzbetreiber im Rahmen der Netzzuverlässigkeit als Qualitätselement bewertet wird. Diese Daten sind nicht offenkundig. An ihrer Nichtverbreitung besteht ein berechtigtes Interesse. Die Verpflichtung der Regulierungsbehörden zum Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen ergibt sich aus § 30 VwVfG, auf den § 71 Satz 1 EnWG ausdrücklich Bezug nimmt, und aus § 84 Abs. 2 Satz 2 EnWG, wonach die Einsicht in Unterlagen insbesondere dann zu versagen ist, wenn dies zur Wahrung solcher Geheimnisse geboten ist. Dass das Interesse der Betroffenen an einer Offenlegung der Datenreihen höher zu bewerten ist, wird von der Rechtsbeschwerde nicht dargelegt. Insoweit ist auch zu berücksichtigen, dass die Referenzkurve nicht anhand der konkret nach § 52 EnWG erhobenen Datenreihen ermittelt worden ist, sondern anhand einer Modellnetzanalyse, deren Ergebnisse lediglich anhand der Datenreihen plausibilisiert worden sind. Gegen die Modellnetzanalyse als solche bringt die Rechtsbeschwerde indes nichts Erhebliches vor.
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- Aus Art. 19 Abs. 4 GG können sich grundsätzlich keine weitergehenden Aufklärungspflichten ergeben. Insbesondere ist es nicht zulässig, das Geheimhaltungsinteresse grundsätzlich hinter das Rechtsschutzinteresse zurückzustellen (BVerfGE 115, 205, 242). Im Streitfall liegt deshalb keine Verletzung von Art. 19 Abs. 4 GG vor.
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- (3) Ohne Erfolg rügt die Rechtsbeschwerde, ein Begründungsmangel liege darin , dass aus der Festlegung nicht ersichtlich sei, ob eine Plausibilisierung der Daten erfolgt sei.
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- Der Festlegung lässt sich entnehmen, dass dem Consentec-Gutachten die nach § 52 EnWG erhobenen Datenreihen für die Jahre 2006 bis 2008 zugrunde gelegen haben und eine Plausibilisierung der aufgrund der Festlegung vom 20. April 2011 (BK8-11/001) erhobenen Daten nicht erfolgt ist; dies ergibt sich aus Nummer II 6.1 der Gründe, worin die Bundesnetzagentur ihre in die Zukunft zielende Absicht kundgetan hat, diese Datenmeldungen erst zur Überprüfung der Bestimmung des Qualitätselements heranziehen zu wollen. Die Belastbarkeit der seit 2006 erhobenen Daten hat die Bundesnetzagentur in der Festlegung damit begründet, es sei davon auszugehen, dass "Betreiber von Energieversorgungsnetzen ihren gesetzlichen Meldepflichten gewissenhaft nachkommen und grundsätzlich richtige Daten an die Bundesnetzagentur liefern". Aus dem in der Festlegung in Bezug genommenen Consentec -Gutachten (S. 69, 134) ergibt sich, dass die Daten einer "groben Prüfung der Plausibilität" unterzogen und "offensichtlich fehlerhafte Daten … korrigiert bzw. entfernt" worden sind.
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- c) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde hat es das Beschwerdegericht nicht rechts- oder verfahrensfehlerhaft unterlassen, eigene Feststellungen zur hinreichenden Belastbarkeit der von der Bundesnetzagentur herangezogenen Datenreihen und zur Zulässigkeit der verwendeten Kennzahlen für die Bewertung der Netzzuverlässigkeit zu treffen, weil die Festlegung auf einer unzureichenden Tatsachengrundlage beruhe. Einen solchen Rechts- oder Verfahrensfehler zeigt die Rechtsbeschwerde nicht auf.
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- aa) Zu Unrecht beanstandet sie, dass in die Datenerhebung nur eine "geringe" Anzahl von Netzbetreibern (127 bzw. 129 von insgesamt 191 Mittelspannungs- bzw. 190 Niederspannungsnetzbetreibern) einbezogen worden sei. Dies ist bereits im Ansatz nicht nachvollziehbar, weil damit die Daten von etwa zwei Drittel der jeweiligen Gruppe von Netzbetreibern berücksichtigt worden sind und dies für eine - wie hier - Plausibilitätskontrolle der in einer Modellnetzanalyse gefundenen Ergebnisse eine ausreichend große Anzahl darstellt. Dies wird durch das Consentec-Gutachten (S. 69) bestätigt, in dem die Gutachter die verwendete Datenbasis für hinreichend repräsentativ halten, um grundsätzliche Abhängigkeiten aufzeigen zu können. Dagegen bringt die Rechtsbeschwerde nichts Substantielles vor. Zudem hat die Bundesnetzagentur in der Festlegung angekündigt, die verwendeten Datenreihen anhand der auf Grundlage der weiteren Festlegung vom 20. April 2011 erhobenen Daten zu plausibilisieren.
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- bb) Entsprechendes gilt für den betrachteten Zeitraum von drei Jahren. In dem Consentec-Gutachten (S. 25, 69) wird dies nachvollziehbar damit erklärt, dass mit der Einbeziehung der Daten für mehrere Jahre einerseits der Einfluss stochastischer Effekte möglichst gering gehalten werden soll, andererseits bei der Wahl eines zu langen Zeitraums die Gefahr besteht, dass Veränderungen der Unternehmenskenngrößen erst mit deutlicher zeitlicher Verzögerung erkennbar werden und sich zudem der Erhebungsaufwand erhöht. Auch dagegen erhebt die Rechtsbeschwerde keine substantiierten Einwände.
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- cc) Anders als die Rechtsbeschwerde meint, ist es auch nicht zu beanstanden , dass die Datensätze aus der Zeit vor Beginn der Anreizregulierung stammen. Dies ist ein allgemeiner und unvermeidbarer Umstand der Anreizregulierung, der auch für die Bestimmung des Ausgangsniveaus der Erlösobergrenze nach § 6 ARegV oder für den Effizienzvergleich nach §§ 12 bis 14 ARegV gilt. Soweit die Bundesnetzagentur nur auf die Daten der Jahre 2007 bis 2009 und nicht auch auf die Daten der Jahre 2008 bis 2010 zurückgegriffen hat, hat sie dies in der Festlegung nachvollziehbar damit erklärt, dass die Kennzahlen des Kalenderjahres 2010 zum Zeitpunkt des Erlasses der angefochtenen Festlegung noch nicht in einer auswertbaren Form vorgelegen haben. Dies ist von der Rechtsbeschwerde nicht angegriffen worden. dd) Soweit die Rechtsbeschwerde weiterhin erhebliche Unplausibilitäten bei 52 den verwendeten Datenreihen behauptet, kann sie damit keinen Erfolg haben. Nach den Feststellungen des Beschwerdegerichts hat die Bundesnetzagentur die im Laufe der Jahre gelieferten Daten in mehrfacher Hinsicht plausibilisiert, indem sie die Eingabe unplausibler Daten durch hinterlegte Eingaberegeln ausgeschlossen und Daten stichprobenartig auf offensichtliche Unplausibilitäten überprüft hat. Daneben lässt sich auch dem Consentec-Gutachten (S. 69, 134) entnehmen, dass die Gutachter eine eigene Plausibilisierung vorgenommen und Ausreißer eliminiert haben. Auch insoweit zeigt die Rechtsbeschwerde keine konkreten Anhaltspunkte dafür auf, dass die Bundesnetzagentur von einer fehlerhaften Tatsachengrundlage ausgegangen ist.
- 53
- ee) Die Rechtsbeschwerde beanstandet auch ohne Erfolg, dass sich die Bundesnetzagentur nicht damit auseinandergesetzt habe, ob die ihr vorliegenden Datensätze nach der Eliminierung von sogenannten Rückwirkungsstörungen noch hinreichend belastbar seien. Rückwirkungsstörungen beruhen auf Versorgungsunterbrechungen in anderen, d.h. vor- oder nachgelagerten Netzebenen. Nach dem Consentec-Gutachten (S. 19) ist deren Ausklammerung aus den vorliegenden Daten aufgrund des gesondert erfassten Störungsanlasses "Rückwirkungsstörung" problemlos möglich, ohne dass die Belastbarkeit der verbleibenden Daten in Frage gestellt wird (S. 69). Anderes wird auch von der Rechtsbeschwerde nicht aufgezeigt.
- 54
- d) Ohne Erfolg rügt die Rechtsbeschwerde, dass das Beschwerdegericht nicht die Geeignetheit der von der Bundesnetzagentur verwandten ökonometrischen Methode zur Bestimmung der Referenzwerte mit sachverständiger Hilfe überprüfthabe und nicht dem Einwand der Betroffenen nachgegangen sei, dass nicht sämtliche gebietsstrukturellen Unterschiede durch den Parameter Lastdichte hinreichend berücksichtigt würden. aa) § 21a Abs. 5 Satz 2 EnWG bestimmt, dass bei der Ermittlung von Quali55 tätsvorgaben Strukturunterschiede zu berücksichtigen sind. Diese Vorgabe des Gesetzgebers hat der Verordnungsgeber in § 20 Abs. 2 Satz 2 und 3 ARegV dahingehend präzisiert, dass bei der Ermittlung der Kennzahlenvorgaben gebietsstrukturelle Unterschiede zu berücksichtigen sind, wobei dies durch Gruppenbildung erfolgen kann. Dabei hat der Verordnungsgeber eine Unterscheidung nach Stadt und Land oder nach neuen und alten Bundesländern zwar für möglich gehalten (BR-Drucks. 417/07, S. 64), dies oder auch die in § 20 Abs. 2 Satz 3 ARegV angesprochene Gruppenbildung aber nicht zwingend vorgeschrieben, so dass der Regulierungsbehörde bei der Festlegung der anzuwendenden Parameter ein Entscheidungsspielraum zusteht. Allerdings lässt sich den gesetzlichen Vorgaben der Auftrag an die Regulierungsbehörde entnehmen, bei der Bestimmung des Qualitätselements dem Umstand Rechnung zu tragen, dass die Versorgungsstruktur eine starke, vom Netzbetreiber nicht beeinflussbare Wirkung auf die Netzzuverlässigkeit hat und das Qualitätsniveau im Hinblick auf die Kosten-Nutzen-Relation etwa in ländlichen Gebieten geringer sein kann als in städtischen Gebieten.
- 56
- bb) In der angefochtenen Festlegung hat die Bundesnetzagentur auf der Grundlage des Consentec-Gutachtens bestimmt, dass bei der Heranziehung des Strukturparameters Lastdichte zur Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede die Ermittlung des Referenzwertes mittels einer Regressionsanalyse erfolgen soll und die Referenzwerte in Form eines hyperbolischen funktionalen Zusammenhangs berechnet werden sollen. Dies ist als solches rechtlich nicht zu beanstanden.
- 57
- Bei der angegebenen Formel handelt es sich um die Grundvariante einer hyperbolischen Funktion, bei der die Referenzwerte in Abhängigkeit von der Lastdichte berechnet werden. Die Ermittlung der Regressionskonstanten a, b und c erfolgt nicht in der angefochtenen Festlegung, sondern erst bei der Ermittlung des individuellen Qualitätselements, hier in dem Beschluss der Bundesnetzagentur vom 21. Februar 2012. Der hyperbelähnliche Funktionsverlauf hat sich aus analytischen Überlegungen der Gutachter ergeben und ist von ihnen durch analytische Modellrechnungen bestätigt worden, wohingegen statistische Untersuchungen einer Vielzahl anderer Parameter keine besseren Erklärungsbeiträge geliefert haben (S. 27 des Gutachtens ). Zugleich hat die Bundesnetzagentur die Verwendung der Formel und die Heranziehung des Strukturparameters Lastdichte unter den Vorbehalt gestellt, dass sich dieser auch nach Auswertung der aufgrund der Festlegung vom 20. April 2011 erhobenen Daten für die Kalenderjahre 2007 bis 2009 als statistisch bedeutsam erweist.
- 58
- Damit entspricht die Entscheidung der Bundesnetzagentur den Vorgaben, die sich aus § 21a EnWG und §§ 19, 20 ARegV ergeben. Die Rechtsbeschwerde zeigt keinen Vortrag auf, dem das Beschwerdegericht hätte entnehmen müssen, dass die Formel zur Ermittlung der Referenzwerte und die Heranziehung des Strukturparameters Lastdichte aus wissenschaftlicher Sicht unvertretbar oder eine andere Methode eindeutig als besser geeignet anzusehen wäre.
- 59
- cc) Die Bundesnetzagentur hat sich - wissenschaftlich beraten - in der angefochtenen Festlegung dafür entschieden, auf die vom Verordnungsgeber lediglich als Möglichkeit aufgeführte Gruppenbildung zu verzichten, weil diese - was auch im Consentec-Gutachten (S. 26) dargelegt wird - willkürliche Grenzziehungen erfordert und an den jeweiligen Klassengrenzen Sprünge und Verzerrungen bewirken kann, und stattdessen den Referenzwert durch eine von einem kontinuierlichen Strukturparameter abhängige Funktion zu ermitteln. In dem Consentec-Gutachten (S. 68 ff.) sind verschiedene strukturelle Einflussgrößen auf die Versorgungszuverlässigkeit untersucht worden, darunter auch die von der Rechtsbeschwerde angeführten Parameter Kabelanteil, Anzahl der Anschlusspunkte, Leitungslänge und Belegenheit Ost/West. Soweit diese einen signifikanten Einfluss auf die Versorgungszuverlässigkeit gezeigt haben, haben die Gutachter des Weiteren beachtet, dass es bei der Betrachtung eines Parameters zu überlagernden Effekten durch die anderen Parameter kommt, und denjenigen Parameter oder die Kombination an Parametern zu identifizieren versucht, die unter Berücksichtigung der Überlagerungseffekte die strukturellen Einflüsse nach Maßgabe des Bestimmtheitsmaßes R2 am besten abbilden. Dabei hat sich ergeben, dass der Strukturparameter Lastdichte die gebietsstrukturellen Un- terschiede als alleiniger Parameter am besten abbildet und eine Kombination mit anderen Parametern kein signifikant verbessertes Bestimmtheitsmaß ergibt. Insoweit ist auch zu berücksichtigen, dass das Verfahren zur Bestimmung des Qualitätselements - was gerade auch die Möglichkeit von Gruppenbildungen unterstreicht - zu gewissen Vereinfachungen und Vergröberungen führt, die die einzelnen Netzbetreiber hinzunehmen haben. Durch die Kappungsgrenzen ist dem Erfordernis der Zumutbarkeit hinreichend Genüge getan.
- 60
- Die darauf fußende Würdigung des Beschwerdegerichts ist aus Rechtsgründen nicht zu beanstanden. Bei dieser Ausgangslage hat die Bundesnetzagentur im Rahmen des ihr zustehenden Entscheidungsspielraums eine geeignete und nachvollziehbare ökonometrische Methode zur Bestimmung des Referenzwerts angewendet , die mit den Vorgaben des Gesetzes und der Anreizregulierungsverordnung in Einklang stehen. Der von der Rechtsbeschwerde aufgezeigte Vortrag der Betroffenen führt zu keiner abweichenden Beurteilung. Insbesondere enthält er keine Gesichtspunkte, die nicht bereits von der Bundesnetzagentur oder von den Consentec -Gutachtern in ihre Betrachtung einbezogen worden sind. Aufgrund dessen ist es auch nicht zu beanstanden, dass das Beschwerdegericht von der Einholung eines Sachverständigengutachtens abgesehen hat.
- 61
- dd) Ohne Erfolg bleibt auch die Rüge der Rechtsbeschwerde, dass bei der gewählten ökonometrischen Methode die Wechselwirkung zwischen Qualitätselement und Effizienzwert nicht hinreichend berücksichtigt worden sei, weil durch die Berücksichtigung der Lastdichte als einzigem Parameter die mit der Anreizregulierung verbundene Zielsetzung, Anreize zur Effizienzsteigerung zu setzen, ohne die Versorgungsqualität zu beeinträchtigen, verfehlt werde. Eine hohe Lastdichte führe nämlich einerseits zu einer hohen Versorgungssicherheit, andererseits seien damit aber auch Mehrkosten verbunden, die zu einem geringeren Effizienzwert führten.
- 62
- Zutreffend weist die Rechtsbeschwerde allerdings darauf hin, dass zwischen Qualitätselement und Effizienzwert eine Wechselwirkung besteht. Dies hat auch der Gesetzgeber in § 21a Abs. 5 Satz 1 EnWG anerkannt. Von der danach möglichen Integration der Versorgungsqualität in den Effizienzvergleich hat der Verordnungsgeber indes (vorerst) abgesehen und stattdessen die Bestimmung des Qualitätselements nach §§ 19, 20 ARegV als zusätzliches Element neben den Effizienzvergleich nach §§ 12 bis 14 ARegV in die Regulierungsformel eingefügt. Dies ist folgerichtig, weil andernfalls möglicherweise Kosten, die mit der Bereitstellung einer höheren Versorgungsqualität verbunden sind, zu Lasten der Netzbetreiber mit einer vergleichsweise hohen Netzqualität gingen, indem diese als Ineffizienzen ausgelegt werden könnten und damit sinkende Erlösobergrenzen zur Folge hätten (vgl. Herrmann /Westermann in Holznagel/Schütz, ARegV, § 18 Rn. 5 mwN).
- 63
- Dies bedeutet allerdings nicht, dass dieser Ausgleich deckungsgleich sein muss und das Qualitätselement quasi ein genaues Korrektiv für den Effizienzvergleich sein soll. Dies würde die Unterschiede zwischen beiden Elementen verkennen. Es sind weder sachliche noch rechtliche Gründe erkennbar, die eine vollständige Kongruenz zwischen den Parametersätzen zur Berücksichtigung gebietsstruktureller Unterschiede bei der Effizienzbewertung einerseits und bei der Qualitätsbewertung andererseits gebieten. Die Qualitätsvorgabe enthält - anders als der Effizienzvergleich - keine Zielvorgabe, die ein Netzbetreiber erreichen muss. Ziel der Qualitätsregulierung ist nicht die Erreichung eines bestimmten - etwa absolut vorgegebenen oder "bestmöglichen" - Qualitätsniveaus, sondern die Erreichung eines für Netzbetreiber und Netznutzer im Hinblick auf Kosten und Nutzen optimalen Qualitätsniveaus , das langfristig durch einen dynamischen Prozess erzielt werden soll. Dies ergibt sich aus der in § 20 Abs. 3 Satz 1 ARegV geregelten monetären Bewertung, für die insbesondere die Bereitschaft der Kunden, für eine Änderung der Netzzuverlässigkeit niedrigere oder höhere Entgelte zu zahlen, als Maßstab herangezogen werden kann. Die Vorgaben des Energiewirtschaftsgesetzes und der Anreizregulierungsver64 ordnung fordern ebenfalls keine Gleichsetzung bei der Bewertung von Effizienz und Qualität. Die Berücksichtigung von "Strukturunterschieden" (§ 21a Abs. 5 Satz 2 EnWG) und "gebietsstrukturellen Unterschieden" (§ 20 Abs. 2 Satz 2 ARegV) bei der Ermittlung von Kennzahlenvorgaben für die Qualitätsregulierung ist zwar in ihrer inhaltlichen Zielsetzung ähnlich aufgebaut wie bei der Effizienzbewertung; eine tatsächliche Berücksichtigung von Strukturparametern ist aber nur dann sachgerecht und erforderlich, wenn sie sich auswirken. Wie oben ausgeführt worden ist, hat die Bundesnetzagentur - rechtsfehlerfrei - den Strukturparameter Lastdichte als alleinigen Parameter für die bestmögliche Abbildung gebietsstruktureller Unterschiede im Rahmen der Qualitätsbewertung erkannt. Demgegenüber werden beim Effizienzvergleich eine Mehrzahl von Vergleichsparametern (§ 13 Abs. 3 Satz 4 ARegV) verwendet , die die strukturelle Vergleichbarkeit möglichst weitgehend gewährleisten sollen (§ 13 Abs. 3 Satz 8 ARegV). Dass diese Parameter nicht zwingend für die Qualitätsbewertung geeignet sind, zeigt sich am Beispiel des Parameters der Leitungslänge, dessen kostentreibende Wirkung auf der Hand liegt, der jedoch in Bezug auf die Versorgungszuverlässigkeit neutral ist (siehe Consentec-Gutachten S. 49).
- 65
e) Entgegen der Auffassung der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht die Berücksichtigung des Störungsanlasses "Einwirkungen Dritter" bei der Bewertung der Netzzuverlässigkeit zu Recht für zulässig erachtet.
- 66
- Nach § 19 Abs. 3 Satz 1 ARegV beschreibt die Netzzuverlässigkeit die Fähigkeit des Energieversorgers, Energie möglichst unterbrechungsfrei und unter Einhaltung der Produktqualität zu transportieren. Nach der Verordnungsbegründung liegt die Netzzuverlässigkeit bei 100 Prozent, wenn ein unterbrechungsfreier Transport von Energie unter Einhaltung der Produktqualität stattfindet (BR-Drucks. 417/07, S. 63). § 20 Abs. 1 ARegV nennt beispielhaft Kennzahlen für die Bewertung der Netzzuverlässigkeit, nämlich die Dauer der Unterbrechung der Energieversorgung, die Häufigkeit der Unterbrechung der Energieversorgung, die Menge der nicht gelieferten Energie und die Höhe der nicht gedeckten Last. Nach der Verordnungsbe- gründung sollen die Kennzahlen geplante und ungeplante Unterbrechungen berücksichtigen (BR-Drucks. 417/07, S. 64).
- 67
- Danach ist im Ausgangspunkt jegliche Versorgungsunterbrechung zu berücksichtigen , weil sie für die Verbraucher zu Unannehmlichkeiten führt und eine Verschlechterung der Versorgungsqualität bedeutet. Ziel einer Qualitätsregulierung nach § 18 ARegV muss es sein, eine Versorgungsunterbrechung unter den gegebenen Rahmenbedingungen nach Möglichkeit zu vermeiden und eine aufgetretene Störung so kurz wie möglich zu halten, also auf eine zeitnahe Wiederaufnahme der Energieversorgung hinzuwirken. Soweit die Bundesnetzagentur bei der Bestimmung des Qualitätselements die Störungsanlässe "Höhere Gewalt" und "Rückwirkungsstörungen" sowie geplante Versorgungsunterbrechungen aufgrund von "Zählerwechseln" außer Betracht gelassen hat, liegt dies im Rahmen des ihr zustehenden Entscheidungsspielraums.
- 68
- Der Störungsanlass "Einwirkungen Dritter" ist indes damit nicht vergleichbar. Aufgrund dessen ist es nicht zu beanstanden, dass die Bundesnetzagentur die erfassten Störungsanlässe - über die genannten Ausnahmen hinaus - nicht auf solche beschränkt hat, die der Netzbetreiber schuldhaft im Sinne des § 276 Abs. 1 BGB verursacht hat, sondern alle Störfälle berücksichtigt hat, deren Verursachung oder deren Behebung in seiner Sphäre liegen. Insoweit hat das Beschwerdegericht zutreffend ausgeführt, dass ein Netzbetreiber Versorgungsunterbrechungen aufgrund des Verhaltens Dritter durchaus beeinflussen kann. Dies gilt sowohl in Bezug auf eine Vermeidung solcher Störungen etwa durch öffentliche Informationen, Schulungsmaßnahmen und sorgfältige Planauskünfte als auch in Bezug auf die möglichst zeitnahe Beseitigung einer gleichwohl eingetretenen Versorgungsunterbrechung. Entgegen der Rechtsbeschwerde ist eine Berücksichtigung nur des Störungs69 anlasses "Zuständigkeit des Netzbetreibers" nicht ausreichend. Ganz im Gegenteil könnte eine solche Beschränkung sogar zu einer fehlerhaften Datengrundlage führen , weil eine Unterscheidung zwischen den Störungsanlässen "Einwirkungen Dritter" und "Zuständigkeit des Netzbetreibers" bereits bei der Erfassung zu Grenz- oder Konfliktfällen führen und Missbrauchsmöglichkeiten eröffnen würde. Die Feststellung der tatsächlichen Verursachung einer Versorgungsunterbrechung kann im Einzelfall Schwierigkeiten aufwerfen, wenn etwa ein Leitungsschaden zwar unmittelbar auf einem Baggerschaden beruht, dieser aber durch eine unsorgfältige Planauskunft des Netzbetreibers mitverursacht worden oder dies nicht auszuschließen ist. In einem solchen Fall wäre es im Rahmen der Qualitätsregulierung nicht sachgerecht, wenn diese Versorgungsunterbrechung unberücksichtigt bliebe, weil als Störungsanlass "Einwirkungen Dritter" benannt würde.
- 70
- f) Ohne Erfolg wendet sich die Rechtsbeschwerde gegen die Annahme des Beschwerdegerichts, dass die Bundesnetzagentur zur Dämpfung von Schwankungen nicht zur Einführung eines Tot- oder Konfidenzbandes, d.h. einer Bandbreite von Abweichungen vom Referenzwert ohne Bonus oder Malus, verpflichtet sei. Ein solches Erfordernis sehen weder Energiewirtschaftsgesetz noch Anreizregulierungsverordnung vor. Die Bundesnetzagentur hat sich in der Festlegung entsprechend der Empfehlung der Gutachter (S. 33 f.) dafür entschieden, die Auswirkungen von stochastischen Einflüssen durch eine Mittelwertbildung über mehrere Jahre zu dämpfen. Dies ist aus Rechtsgründen nicht zu beanstanden.
- 71
- g) Entgegen den Angriffen der Rechtsbeschwerde hat das Beschwerdegericht auch rechtsfehlerfrei angenommen, dass die Bundesnetzagentur den Beginn der Anwendung des Qualitätselements auf den 1. Januar 2012 festsetzen durfte. Nach § 19 Abs. 2 Satz 1 ARegV entscheidet die Regulierungsbehörde über 72 den Beginn der Anwendung des Qualitätselements. Dieser soll nach § 19 Abs. 2 Satz 2 ARegV bereits zur oder im Laufe der ersten Regulierungsperiode erfolgen, soweit der Regulierungsbehörde hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen. Insoweit hat das Beschwerdegericht dieser Norm aufgrund ihrer Formulierung als SollVorschrift zutreffend entnommen, dass diese Entscheidung nicht im freien Ermessen der Regulierungsbehörde liegt, sondern bei Vorliegen der genannten Voraussetzung zu erfolgen hat, soweit nicht zwingende Sachgründe entgegenstehen. Das wird von der Rechtsbeschwerde auch nicht in Abrede gestellt.
- 73
- Das Beschwerdegericht hat rechts- und verfahrensfehlerfrei angenommen, dass der Bundesnetzagentur bei Erlass der Festlegung hinreichend belastbare Datenreihen vorgelegen haben. Dies ist dann der Fall, wenn die ermittelten Daten statistisch eine hinreichende Aussagekraft haben, um für die konkret in den Blick genommenen Kennzahlen der Netzzuverlässigkeit ihrem Umfang und ihrer Beschaffenheit nach repräsentative Aussagen treffen zu können. Nach den - von der Rechtsbeschwerde in nicht rechtserheblicher Form angegriffenen - Feststellungen des Beschwerdegerichts war dies hier - wie bereits oben ausgeführt worden ist - der Fall. Aufgrund dessen hat für das Beschwerdegericht kein Anlass bestanden, eigene Feststellungen zur hinreichenden Belastbarkeit der von der Bundesnetzagentur herangezogenen Datenreihen zu treffen.
- 74
- Soweit die Rechtsbeschwerde in diesem Zusammenhang rügt, dass die Bundesnetzagentur die Anzahl der betroffenen Letztverbraucher in nachgelagerten Netzen bei der Qualitätsbewertung unberücksichtigt gelassen habe, ist dies - wie oben dargelegt - unbehelflich. Gleiches gilt für ihren Einwand, die Bundesnetzagentur habe die Ergebnisse des Consentec-Gutachtens "angepasst", indem sie die Referenzwertfunktion für die Niederspannung verändert habe. Dies betrifft die in Nummer 8 der Festlegung beschriebene alternative Berechnungsformel, die für den Fall angewendet werden soll, dass dem Strukturparameter Lastdichte nach Überprüfung der aufgrund der Festlegung vom 20. April 2011 erhobenen Daten keine statistische Sig- nifikanz zukommen sollte. Die - im Vergleich zu dem Eckpunktepapier erfolgte - Änderung dieser Formel wird in Nummer II 7.1 der Begründung der Festlegung damit erklärt, dass die ursprüngliche Formel nach Hinweisen aus der Praxis nicht nachvollziehbar gewesen sei. Die Rechtsbeschwerde zeigt demgegenüber keine Anhaltspunkte dafür auf, dass die Änderung der Referenzwertformel aufgrund einer Anpassung der ursprünglichen Datenreihen tatsächlich erforderlich gewesen wäre.
III.
- 75
- Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG.
Grüneberg Bacher
Vorinstanz:
OLG Düsseldorf, Entscheidung vom 22.08.2012 - VI-3 Kart 39/11 (V) -
(1) Auf die Erlösobergrenzen können Zu- oder Abschläge vorgenommen werden, wenn Netzbetreiber hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit oder der Netzleistungsfähigkeit von Kennzahlenvorgaben abweichen (Qualitätselement). Die Kennzahlenvorgaben sind nach Maßgabe des § 20 unter Heranziehung der Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet zu ermitteln und in Zu- und Abschläge umzusetzen. Dabei ist zwischen Gasverteilernetzen und Stromverteilernetzen zu unterscheiden.
(2) Über den Beginn der Anwendung des Qualitätselements, der bei Stromversorgungsnetzen zur zweiten Regulierungsperiode zu erfolgen hat, entscheidet die Regulierungsbehörde. Er soll bereits zur oder im Laufe der ersten Regulierungsperiode erfolgen, soweit der Regulierungsbehörde hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen. Abweichend von Satz 1 kann der Beginn der Anwendung des Qualitätselements bei Gasversorgungsnetzen im Laufe der zweiten oder zu Beginn oder im Laufe einer späteren Regulierungsperiode erfolgen, soweit der Regulierungsbehörde hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen.
(3) Die Netzzuverlässigkeit beschreibt die Fähigkeit des Energieversorgungsnetzes, Energie möglichst unterbrechungsfrei und unter Einhaltung der Produktqualität zu transportieren. Die Netzleistungsfähigkeit beschreibt die Fähigkeit des Energieversorgungsnetzes, die Nachfrage nach Übertragung von Energie zu befriedigen.
(1) Zulässige Kennzahlen für die Bewertung der Netzzuverlässigkeit nach § 19 sind insbesondere die Dauer der Unterbrechung der Energieversorgung, die Häufigkeit der Unterbrechung der Energieversorgung, die Menge der nicht gelieferten Energie und die Höhe der nicht gedeckten Last. Eine Kombination und Gewichtung dieser Kennzahlen ist möglich. Für die ausgewählten Kennzahlen sind Kennzahlenwerte der einzelnen Netzbetreiber zu ermitteln.
(2) Aus den Kennzahlenwerten nach Absatz 1 sind Kennzahlenvorgaben als gewichtete Durchschnittswerte zu ermitteln. Bei der Ermittlung der Kennzahlenvorgaben sind gebietsstrukturelle Unterschiede zu berücksichtigen. Dies kann durch Gruppenbildung erfolgen.
(3) Für die Gewichtung der Kennzahlen oder der Kennzahlenwerte sowie die Bewertung der Abweichungen in Geld zur Ermittlung der Zu- und Abschläge auf die Erlöse nach § 19 Abs. 1 (monetäre Bewertung) können insbesondere die Bereitschaft der Kunden, für eine Änderung der Netzzuverlässigkeit niedrigere oder höhere Entgelte zu zahlen, als Maßstab herangezogen werden, analytische Methoden, insbesondere analytische Kostenmodelle, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen müssen, oder eine Kombination von beiden Methoden verwendet werden.
(4) Die Landesregulierungsbehörden können bei der Bestimmung von Qualitätselementen die von der Bundesnetzagentur ermittelten Kennzahlenvorgaben, deren Kombination, Gewichtung oder monetäre Bewertung verwenden.
(5) Auch für die Bewertung der Netzleistungsfähigkeit können Kennzahlen herangezogen werden. Dies gilt nur, soweit der Regulierungsbehörde hierfür hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen. Kennzahlen nach Satz 1 können insbesondere die Häufigkeit und Dauer von Maßnahmen zur Bewirtschaftung von Engpässen und die Häufigkeit und Dauer des Einspeisemanagements nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sein. Die Absätze 1 bis 4 finden in diesem Fall entsprechende Anwendung, wobei bei Befragungen nach Absatz 3 nicht auf die Kunden, sondern auf die Netznutzer, die Energie einspeisen, abzustellen ist.
(1) Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente, umweltverträgliche und treibhausgasneutrale leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, Gas und Wasserstoff, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.
(2) Die Regulierung der Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze dient den Zielen der Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas und der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen.
(3) Zweck dieses Gesetzes ist ferner die Umsetzung und Durchführung des Europäischen Gemeinschaftsrechts auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Energieversorgung.
(4) Um den Zweck des Absatzes 1 auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität zu erreichen, verfolgt dieses Gesetz insbesondere die Ziele,
- 1.
die freie Preisbildung für Elektrizität durch wettbewerbliche Marktmechanismen zu stärken, - 2.
den Ausgleich von Angebot und Nachfrage nach Elektrizität an den Strommärkten jederzeit zu ermöglichen, - 3.
dass Erzeugungsanlagen, Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Lasten insbesondere möglichst umweltverträglich, netzverträglich, effizient und flexibel in dem Umfang eingesetzt werden, der erforderlich ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten, und - 4.
den Elektrizitätsbinnenmarkt zu stärken sowie die Zusammenarbeit insbesondere mit den an das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland angrenzenden Staaten sowie mit dem Königreich Norwegen und dem Königreich Schweden zu intensivieren.
(1) Sonstige Erlöse und Erträge sind, soweit sie sachlich dem Netzbetrieb zuzurechnen und insbesondere den Positionen
- 1.
aktivierte Eigenleistungen, - 2.
Zins- und Beteiligungserträge, - 3.
Netzanschlusskosten, - 4.
Baukostenzuschüsse oder - 5.
sonstige Erträge und Erlöse
(2) Baukostenzuschüsse, die im Zusammenhang mit der Errichtung eines Anschlusses für die Einspeisung elektrischer Energie entrichtet wurden, sind anschlussindividuell über die Dauer von 20 Jahren linear aufzulösen.
(3) Einnahmen aus der Zuweisung der auf den Verbindungsleitungen zwischen nationalen Übertragungsnetzen verfügbaren Kapazitäten sowie die Verwendung dieser Einnahmen sind durch den jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber schriftlich zu dokumentieren.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
(1) Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente, umweltverträgliche und treibhausgasneutrale leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, Gas und Wasserstoff, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.
(2) Die Regulierung der Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze dient den Zielen der Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas und der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen.
(3) Zweck dieses Gesetzes ist ferner die Umsetzung und Durchführung des Europäischen Gemeinschaftsrechts auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Energieversorgung.
(4) Um den Zweck des Absatzes 1 auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität zu erreichen, verfolgt dieses Gesetz insbesondere die Ziele,
- 1.
die freie Preisbildung für Elektrizität durch wettbewerbliche Marktmechanismen zu stärken, - 2.
den Ausgleich von Angebot und Nachfrage nach Elektrizität an den Strommärkten jederzeit zu ermöglichen, - 3.
dass Erzeugungsanlagen, Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie und Lasten insbesondere möglichst umweltverträglich, netzverträglich, effizient und flexibel in dem Umfang eingesetzt werden, der erforderlich ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten, und - 4.
den Elektrizitätsbinnenmarkt zu stärken sowie die Zusammenarbeit insbesondere mit den an das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland angrenzenden Staaten sowie mit dem Königreich Norwegen und dem Königreich Schweden zu intensivieren.
(1) Betreiber von Übertragungsnetzen haben die Energieübertragung durch das Netz unter Berücksichtigung des Austauschs mit anderen Verbundnetzen zu regeln und mit der Bereitstellung und dem Betrieb ihrer Übertragungsnetze im nationalen und internationalen Verbund zu einem sicheren und zuverlässigen Elektrizitätsversorgungssystem in ihrer Regelzone und damit zu einer sicheren Energieversorgung beizutragen. Betreiber von Übertragungsnetzen können vereinbaren, die Regelverantwortung für ihre Netze auf einen Betreiber von Übertragungsnetzen zu übertragen. Mit der Übertragung der Regelverantwortung erhält der verantwortliche Netzbetreiber die Befugnisse der §§ 13 bis 13b. Die Übertragung der Regelverantwortung ist der Regulierungsbehörde spätestens sechs Monate vorher anzuzeigen. Die Regulierungsbehörde kann zur Verringerung des Aufwandes für Regelenergie und zur Förderung von einheitlichen Bedingungen bei der Gewährung des Netzzugangs durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 die Betreiber von Übertragungsnetzen verpflichten, eine einheitliche Regelzone zu bilden.
(2) Betreiber von Übertragungsnetzen haben Betreibern eines anderen Netzes, mit dem die eigenen Übertragungsnetze technisch verbunden sind, die notwendigen Informationen bereitzustellen, um den sicheren und effizienten Betrieb, den koordinierten Ausbau und den Verbund sicherzustellen.
(3) Betreiber von Übertragungsnetzen haben dauerhaft die Fähigkeit des Netzes sicherzustellen, die Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität zu befriedigen und insbesondere durch entsprechende Übertragungskapazität und Zuverlässigkeit des Netzes zur Versorgungssicherheit beizutragen. Dafür können sie im Rahmen des technisch Möglichen auch geeignete technische Anlagen etwa zur Bereitstellung von nicht frequenzgebundenen Systemdienstleistungen nutzen, die keine Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie sind. Hierbei hat eine Abwägung mit einer marktgestützten Beschaffung nach § 12h zu erfolgen.
(3a) Um die technische Sicherheit und die Systemstabilität zu gewährleisten, wird das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie ermächtigt, durch Rechtsverordnung technische Anforderungen an Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie, insbesondere an Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, vorzugeben sowie Netzbetreiber und Anlagenbetreiber zu verpflichten, Anlagen, die bereits vor dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen worden sind, entsprechend nachzurüsten sowie anlagenbezogene Daten, die zur Durchführung und Kontrolle des Nachrüstungsprozesses erforderlich sind, bereitzustellen und auszuwerten und Regelungen zur Kostentragung zu treffen.
(3b) Betreiber von Übertragungsnetzen berichten der Regulierungsbehörde auf deren Anforderung über die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit ihres Energieversorgungsnetzes im Sinne von § 11 sowie über die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von Absatz 1 Satz 1 und Absatz 3. Bei einer Anforderung nach Satz 1 bestimmt die Regulierungsbehörde,
- 1.
zu welchem Zeitpunkt und für welchen Zeitraum berichtet werden soll, - 2.
ob die Betreiber von Übertragungsnetzen einzeln oder gemeinsam berichten sollen, - 3.
ob und in welchem Umfang Betreiber von Verteilernetzen an der Erstellung des Berichts zu beteiligen sind, - 4.
zu welchen Themen berichtet werden soll und - 5.
ob und zu welchen Themen die Betreiber von Übertragungsnetzen Maßnahmen einschließlich Alternativen vorschlagen sollen, die sie zur Erfüllung ihrer Aufgaben künftig für erforderlich halten; dies kann auch Vorsorgemaßnahmen und Pilotprojekte umfassen.
(3c) Betreiber von Verteilernetzen berichten der Regulierungsbehörde auf deren Anforderung über die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit ihres Energieversorgungsnetzes im Sinne von § 11. Absatz 3b Satz 2 ist entsprechend anzuwenden.
(4) Die folgenden natürlichen oder juristischen Personen müssen den Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf deren Verlangen unverzüglich die Informationen einschließlich etwaiger Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse bereitstellen, die notwendig sind, damit die Elektrizitätsversorgungsnetze sicher und zuverlässig betrieben, gewartet und ausgebaut werden können:
- 1.
die Betreiber von Erzeugungsanlagen, - 2.
die Betreiber von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie, - 3.
die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, - 4.
die Betreiber von Gasversorgungsnetzen, - 5.
industrielle und gewerbliche Letztverbraucher, - 6.
Anbieter von Lastmanagement und - 7.
Großhändler oder Lieferanten von Elektrizität.
(5) Die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen müssen
- 1.
sicherstellen, dass die Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse, die ihnen nach Absatz 4 Satz 1 zur Kenntnis gelangen, ausschließlich so zu den dort genannten Zwecken genutzt werden, dass deren unbefugte Offenbarung ausgeschlossen ist, - 2.
die nach Absatz 4 erhaltenen Informationen in anonymisierter Form an die Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen für die Zwecke des Monitorings nach § 51 übermitteln, - 3.
neben den nach Nummer 2 zu übermittelnden Informationen an die Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen weitere verfügbare und für die Zwecke des Monitorings nach § 51 erforderliche Informationen und Analysen übermitteln, insbesondere verfügbare Informationen und eine gemeinsam von den Betreibern von Übertragungsnetzen in einer von der Bundesnetzagentur zu bestimmenden Form zu erstellende Analyse zu den grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen sowie zu Angebot und Nachfrage auf den europäischen Strommärkten, zu der Höhe und der Entwicklung der Gesamtlast in den Elektrizitätsversorgungsnetzen in den vergangenen zehn Jahren im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland und zur Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit der Energieversorgungsnetze einschließlich des Netzbetriebs, - 4.
der Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen in einer von ihr zu bestimmenden Frist und Form für die Zwecke des Berichts nach § 63 Absatz 3a Informationen und Analysen zu der Mindesterzeugung insbesondere aus thermisch betriebenen Erzeugungsanlagen und aus Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie sowie Informationen und geeignete Analysen zur Entwicklung der Mindesterzeugung übermitteln und - 5.
der Bundesnetzagentur jeweils jährlich auf deren Verlangen in einer von ihr zu bestimmenden Frist und Form für die Zwecke des Monitorings nach § 51a die Unternehmen und Vereinigungen von Unternehmen nennen, die einen Stromverbrauch von mehr als 20 Gigawattstunden jährlich haben.
(5a) Die Bundesnetzagentur übermittelt die nach Absatz 5 zum Zwecke des Monitorings der Versorgungssicherheit nach § 51 und zur Erfüllung der Berichterstattungspflicht nach § 63 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 erhobenen Daten an das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie auf dessen Verlangen.
(6) Die Regulierungsbehörde wird ermächtigt, nach § 29 Absatz 1 Festlegungen zu treffen zur näheren Bestimmung des Kreises der nach Absatz 4 Satz 1 Verpflichteten, zum Inhalt und zur Methodik, zu den Details der Datenweitergabe und zum Datenformat der Bereitstellung an die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen.
(7) Die Regulierungsbehörde, das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie sowie die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sollen anstelle der Abfrage nach den Absätzen 4 und 5 das Marktstammdatenregister nach § 111e nutzen, sobald und soweit ihnen das Marktstammdatenregister den Zugriff auf Daten im Sinne der Absätze 4 und 5 eröffnet.
(1) Alle Deutschen haben das Recht, Beruf, Arbeitsplatz und Ausbildungsstätte frei zu wählen. Die Berufsausübung kann durch Gesetz oder auf Grund eines Gesetzes geregelt werden.
(2) Niemand darf zu einer bestimmten Arbeit gezwungen werden, außer im Rahmen einer herkömmlichen allgemeinen, für alle gleichen öffentlichen Dienstleistungspflicht.
(3) Zwangsarbeit ist nur bei einer gerichtlich angeordneten Freiheitsentziehung zulässig.
(1) Betreiber von Übertragungsnetzen haben die Energieübertragung durch das Netz unter Berücksichtigung des Austauschs mit anderen Verbundnetzen zu regeln und mit der Bereitstellung und dem Betrieb ihrer Übertragungsnetze im nationalen und internationalen Verbund zu einem sicheren und zuverlässigen Elektrizitätsversorgungssystem in ihrer Regelzone und damit zu einer sicheren Energieversorgung beizutragen. Betreiber von Übertragungsnetzen können vereinbaren, die Regelverantwortung für ihre Netze auf einen Betreiber von Übertragungsnetzen zu übertragen. Mit der Übertragung der Regelverantwortung erhält der verantwortliche Netzbetreiber die Befugnisse der §§ 13 bis 13b. Die Übertragung der Regelverantwortung ist der Regulierungsbehörde spätestens sechs Monate vorher anzuzeigen. Die Regulierungsbehörde kann zur Verringerung des Aufwandes für Regelenergie und zur Förderung von einheitlichen Bedingungen bei der Gewährung des Netzzugangs durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 die Betreiber von Übertragungsnetzen verpflichten, eine einheitliche Regelzone zu bilden.
(2) Betreiber von Übertragungsnetzen haben Betreibern eines anderen Netzes, mit dem die eigenen Übertragungsnetze technisch verbunden sind, die notwendigen Informationen bereitzustellen, um den sicheren und effizienten Betrieb, den koordinierten Ausbau und den Verbund sicherzustellen.
(3) Betreiber von Übertragungsnetzen haben dauerhaft die Fähigkeit des Netzes sicherzustellen, die Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität zu befriedigen und insbesondere durch entsprechende Übertragungskapazität und Zuverlässigkeit des Netzes zur Versorgungssicherheit beizutragen. Dafür können sie im Rahmen des technisch Möglichen auch geeignete technische Anlagen etwa zur Bereitstellung von nicht frequenzgebundenen Systemdienstleistungen nutzen, die keine Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie sind. Hierbei hat eine Abwägung mit einer marktgestützten Beschaffung nach § 12h zu erfolgen.
(3a) Um die technische Sicherheit und die Systemstabilität zu gewährleisten, wird das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie ermächtigt, durch Rechtsverordnung technische Anforderungen an Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie, insbesondere an Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, vorzugeben sowie Netzbetreiber und Anlagenbetreiber zu verpflichten, Anlagen, die bereits vor dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen worden sind, entsprechend nachzurüsten sowie anlagenbezogene Daten, die zur Durchführung und Kontrolle des Nachrüstungsprozesses erforderlich sind, bereitzustellen und auszuwerten und Regelungen zur Kostentragung zu treffen.
(3b) Betreiber von Übertragungsnetzen berichten der Regulierungsbehörde auf deren Anforderung über die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit ihres Energieversorgungsnetzes im Sinne von § 11 sowie über die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von Absatz 1 Satz 1 und Absatz 3. Bei einer Anforderung nach Satz 1 bestimmt die Regulierungsbehörde,
- 1.
zu welchem Zeitpunkt und für welchen Zeitraum berichtet werden soll, - 2.
ob die Betreiber von Übertragungsnetzen einzeln oder gemeinsam berichten sollen, - 3.
ob und in welchem Umfang Betreiber von Verteilernetzen an der Erstellung des Berichts zu beteiligen sind, - 4.
zu welchen Themen berichtet werden soll und - 5.
ob und zu welchen Themen die Betreiber von Übertragungsnetzen Maßnahmen einschließlich Alternativen vorschlagen sollen, die sie zur Erfüllung ihrer Aufgaben künftig für erforderlich halten; dies kann auch Vorsorgemaßnahmen und Pilotprojekte umfassen.
(3c) Betreiber von Verteilernetzen berichten der Regulierungsbehörde auf deren Anforderung über die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit ihres Energieversorgungsnetzes im Sinne von § 11. Absatz 3b Satz 2 ist entsprechend anzuwenden.
(4) Die folgenden natürlichen oder juristischen Personen müssen den Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf deren Verlangen unverzüglich die Informationen einschließlich etwaiger Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse bereitstellen, die notwendig sind, damit die Elektrizitätsversorgungsnetze sicher und zuverlässig betrieben, gewartet und ausgebaut werden können:
- 1.
die Betreiber von Erzeugungsanlagen, - 2.
die Betreiber von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie, - 3.
die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, - 4.
die Betreiber von Gasversorgungsnetzen, - 5.
industrielle und gewerbliche Letztverbraucher, - 6.
Anbieter von Lastmanagement und - 7.
Großhändler oder Lieferanten von Elektrizität.
(5) Die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen müssen
- 1.
sicherstellen, dass die Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse, die ihnen nach Absatz 4 Satz 1 zur Kenntnis gelangen, ausschließlich so zu den dort genannten Zwecken genutzt werden, dass deren unbefugte Offenbarung ausgeschlossen ist, - 2.
die nach Absatz 4 erhaltenen Informationen in anonymisierter Form an die Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen für die Zwecke des Monitorings nach § 51 übermitteln, - 3.
neben den nach Nummer 2 zu übermittelnden Informationen an die Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen weitere verfügbare und für die Zwecke des Monitorings nach § 51 erforderliche Informationen und Analysen übermitteln, insbesondere verfügbare Informationen und eine gemeinsam von den Betreibern von Übertragungsnetzen in einer von der Bundesnetzagentur zu bestimmenden Form zu erstellende Analyse zu den grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen sowie zu Angebot und Nachfrage auf den europäischen Strommärkten, zu der Höhe und der Entwicklung der Gesamtlast in den Elektrizitätsversorgungsnetzen in den vergangenen zehn Jahren im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland und zur Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit der Energieversorgungsnetze einschließlich des Netzbetriebs, - 4.
der Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen in einer von ihr zu bestimmenden Frist und Form für die Zwecke des Berichts nach § 63 Absatz 3a Informationen und Analysen zu der Mindesterzeugung insbesondere aus thermisch betriebenen Erzeugungsanlagen und aus Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie sowie Informationen und geeignete Analysen zur Entwicklung der Mindesterzeugung übermitteln und - 5.
der Bundesnetzagentur jeweils jährlich auf deren Verlangen in einer von ihr zu bestimmenden Frist und Form für die Zwecke des Monitorings nach § 51a die Unternehmen und Vereinigungen von Unternehmen nennen, die einen Stromverbrauch von mehr als 20 Gigawattstunden jährlich haben.
(5a) Die Bundesnetzagentur übermittelt die nach Absatz 5 zum Zwecke des Monitorings der Versorgungssicherheit nach § 51 und zur Erfüllung der Berichterstattungspflicht nach § 63 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 erhobenen Daten an das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie auf dessen Verlangen.
(6) Die Regulierungsbehörde wird ermächtigt, nach § 29 Absatz 1 Festlegungen zu treffen zur näheren Bestimmung des Kreises der nach Absatz 4 Satz 1 Verpflichteten, zum Inhalt und zur Methodik, zu den Details der Datenweitergabe und zum Datenformat der Bereitstellung an die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen.
(7) Die Regulierungsbehörde, das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie sowie die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sollen anstelle der Abfrage nach den Absätzen 4 und 5 das Marktstammdatenregister nach § 111e nutzen, sobald und soweit ihnen das Marktstammdatenregister den Zugriff auf Daten im Sinne der Absätze 4 und 5 eröffnet.
(1) Die Abwicklung von Lieferungen elektrischer Energie zwischen Bilanzkreisen erfolgt auf Grundlage von Fahrplänen. Betreiber von Übertragungsnetzen sind berechtigt, Bilanzkreisverantwortliche dazu zu verpflichten, ihnen Fahrpläne gemäß den nach § 27 Abs. 1 Nr. 16 von der Regulierungsbehörde festgelegten Regelungen mitzuteilen. Fahrpläne für den Zeitraum des folgenden Tages bis zum nächsten Werktag sind den Betreibern von Übertragungsnetzen bis spätestens 14.30 Uhr mitzuteilen, sofern die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht die Mitteilung zu einem späteren Zeitpunkt zugelassen haben oder die Regulierungsbehörde nach § 27 Abs. 1 Nr. 16 eine abweichende Regelung getroffen hat. Rechtzeitig im Sinne der Absätze 2 bis 4 dem Betreiber von Übertragungsnetzen mitgeteilte Fahrpläne und Fahrplanänderungen sind von diesem der Bilanzierung des jeweiligen Bilanzkreises und der Regelzone zu Grunde zu legen, es sei denn, Netzengpässe wurden nach § 15 Abs. 4 veröffentlicht und begründet. Die Fahrpläne müssen vollständig sein, eine ausgeglichene Bilanz des Bilanzkreises und damit eine ausgeglichene Bilanz der jeweiligen Regelzone ermöglichen.
(2) Fahrpläne innerhalb einer Regelzone und regelzonenübergreifende Fahrpläne können mit einem zeitlichen Vorlauf von mindestens einer Viertelstunde zu jeder Viertelstunde eines Tages geändert werden, soweit die Bundesnetzagentur nicht kürzere Vorlaufzeiten durch Festlegung nach § 27 Absatz 1 Nummer 16 bestimmt hat. Der Betreiber von Übertragungsnetzen hat das Recht, Änderungen von regelzonenübergreifenden Fahrplänen abzulehnen, wenn durch die Anwendung der geänderten Fahrpläne ein Engpass entstehen würde. Die Ablehnung ist zu begründen. Fahrplanänderungen müssen nach Maßgabe der von der Regulierungsbehörde nach § 27 Abs. 1 Nr. 16 erlassenen Regelungen dem Betreiber von Übertragungsnetzen mitgeteilt werden.
(3) Nachträgliche Fahrplanänderungen regelzoneninterner Fahrpläne können bis 16 Uhr des auf den Erfüllungstag folgenden Werktags erfolgen. Der Betreiber von Übertragungsnetzen veröffentlicht hierfür auf seiner Internetseite einen Kalender, dem die Werktage zu entnehmen sind.
(4) Das durch ungeplante Kraftwerksausfälle entstehende Ungleichgewicht zwischen Einspeisungen und Entnahmen ist vom Betreiber von Übertragungsnetzen für vier Viertelstunden einschließlich der Viertelstunde, in der der Ausfall aufgetreten ist, auszugleichen. Für die Zeit nach Ablauf dieser vier Viertelstunden ist der Bilanzkreisverantwortliche zum Ausgleich der ausgefallenen Leistung verpflichtet. Hierzu kann er abweichend von Absatz 2 Satz 1 seine Fahrpläne mit einer Vorlaufzeit von 15 Minuten zum Beginn einer jeden Viertelstunde ändern. Der Betreiber von Übertragungsnetzen kann nach der Fahrplanänderung vom Bilanzkreisverantwortlichen einen Nachweis darüber verlangen, dass ein ungeplanter Kraftwerksausfall vorliegt.
Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen
(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch
- 1.
netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen, - 2.
marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie - 3.
zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.
(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.
(1b) (weggefallen)
(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.
(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.
(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.
(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.
(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.
(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage
- 1.
technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen, - 2.
sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet, - 3.
vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und - 4.
eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.
- 1.
die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist, - 2.
für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und - 3.
die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.
(6b) Um eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermeiden, nehmen Betreiber von Übertragungsnetzen nach Absatz 6 bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam eine Ausschreibung für den Strombezug von zuschaltbaren Lasten vor. Die Ausschreibung nach Satz 1 erfolgt erstmals zum 1. Juli 2023. Über den Umfang der jeweiligen Ausschreibung aufgrund von Netzengpässen entscheidet der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe der für den jeweiligen Ausschreibungszeitraum erwarteten Reduktion der Erzeugungsleistung aus erneuerbaren Energien. Teilnahmeberechtigt an Ausschreibungen nach Satz 1 sind zuschaltbare Lasten, sofern
- 1.
für die angebotene Abnahmeleistung innerhalb der letzten zwölf Monate vor Beginn und innerhalb des jeweiligen Ausschreibungszeitraums kein Strombezug an Strommärkten erfolgt, - 2.
bei Strombezug aus einer verbundenen KWK-Anlage im Fall eines Abrufs deren Stromerzeugung in mindestens dem gleichen Umfang wie der Höhe des Strombezugs der zuschaltbaren Last verringert wird, wobei dem Betreiber der KWK-Anlage die verringerte eigenerzeugte Strommenge bilanziell erstattet wird, - 3.
die Anlage technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz beizutragen, - 4.
sich die Anlage innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 13 des Gesetzes vom 16. Juli 2021 (BGBl. I S. 3026) geändert worden ist, befindet, - 5.
die jederzeitige Verfügbarkeit im Ausschreibungszeitraum gewährleistet wird, - 6.
die Zuschaltung nach Maßgabe der Ausschreibungsbedingungen und, sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes fernsteuerbar ist, - 7.
das Gebot eine Mindestgröße von 100 Kilowatt aufweist, wobei eine Zusammenlegung kleinerer Lasten durch Dritte zulässig ist, und - 8.
für die abzunehmende Strommenge ein Gebotspreis in Euro je Megawattstunde abgegeben wird; negative Gebote sind unzulässig.
(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.
(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.
(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.
(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.
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.
(1) In folgenden Verfahren bestimmt sich der Wert nach § 3 der Zivilprozessordnung:
- 1.
über Beschwerden gegen Verfügungen der Kartellbehörden und über Rechtsbeschwerden (§§ 73 und 77 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen), - 2.
über Beschwerden gegen Entscheidungen der Regulierungsbehörde und über Rechtsbeschwerden (§§ 75 und 86 des Energiewirtschaftsgesetzes oder § 35 Absatz 3 und 4 des Kohlendioxid-Speicherungsgesetzes), - 3.
über Beschwerden gegen Verfügungen der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (§ 48 des Wertpapiererwerbs- und Übernahmegesetzes und § 113 Absatz 1 des Wertpapierhandelsgesetzes), - 4.
über Beschwerden gegen Entscheidungen der zuständigen Behörde und über Rechtsbeschwerden (§§ 13 und 24 des EU-Verbraucherschutzdurchführungsgesetzes) und - 5.
über Beschwerden gegen Entscheidungen der Registerbehörde (§ 11 des Wettbewerbsregistergesetzes).
(2) Im Verfahren über die Beschwerde gegen die Entscheidung der Vergabekammer (§ 171 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen) einschließlich des Verfahrens über den Antrag nach § 169 Absatz 2 Satz 5 und 6, Absatz 4 Satz 2, § 173 Absatz 1 Satz 3 und nach § 176 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen beträgt der Streitwert 5 Prozent der Bruttoauftragssumme.
Der Wert wird von dem Gericht nach freiem Ermessen festgesetzt; es kann eine beantragte Beweisaufnahme sowie von Amts wegen die Einnahme des Augenscheins und die Begutachtung durch Sachverständige anordnen.
(1) Gegen die in der Hauptsache erlassenen Beschlüsse der Oberlandesgerichte findet die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof statt, wenn das Oberlandesgericht die Rechtsbeschwerde zugelassen hat.
(2) Die Rechtsbeschwerde ist zuzulassen, wenn
- 1.
eine Rechtsfrage von grundsätzlicher Bedeutung zu entscheiden ist oder - 2.
die Fortbildung des Rechts oder die Sicherung einer einheitlichen Rechtsprechung eine Entscheidung des Bundesgerichtshofs erfordert.
(3) Über die Zulassung oder Nichtzulassung der Rechtsbeschwerde ist in der Entscheidung des Oberlandesgerichts zu befinden. Die Nichtzulassung ist zu begründen.
(4) Einer Zulassung zur Einlegung der Rechtsbeschwerde gegen Entscheidungen des Beschwerdegerichts bedarf es nicht, wenn einer der folgenden Mängel des Verfahrens vorliegt und gerügt wird:
- 1.
wenn das beschließende Gericht nicht vorschriftsmäßig besetzt war, - 2.
wenn bei der Entscheidung ein Richter mitgewirkt hat, der von der Ausübung des Richteramtes kraft Gesetzes ausgeschlossen oder wegen Besorgnis der Befangenheit mit Erfolg abgelehnt war, - 3.
wenn einem Beteiligten das rechtliche Gehör versagt war, - 4.
wenn ein Beteiligter im Verfahren nicht nach Vorschrift des Gesetzes vertreten war, sofern er nicht der Führung des Verfahrens ausdrücklich oder stillschweigend zugestimmt hat, - 5.
wenn die Entscheidung auf Grund einer mündlichen Verhandlung ergangen ist, bei der die Vorschriften über die Öffentlichkeit des Verfahrens verletzt worden sind, oder - 6.
wenn die Entscheidung nicht mit Gründen versehen ist.
Das Recht ist verletzt, wenn eine Rechtsnorm nicht oder nicht richtig angewendet worden ist.
Eine Entscheidung ist stets als auf einer Verletzung des Rechts beruhend anzusehen,
- 1.
wenn das erkennende Gericht nicht vorschriftsmäßig besetzt war; - 2.
wenn bei der Entscheidung ein Richter mitgewirkt hat, der von der Ausübung des Richteramts kraft Gesetzes ausgeschlossen war, sofern nicht dieses Hindernis mittels eines Ablehnungsgesuchs ohne Erfolg geltend gemacht ist; - 3.
wenn bei der Entscheidung ein Richter mitgewirkt hat, obgleich er wegen Besorgnis der Befangenheit abgelehnt und das Ablehnungsgesuch für begründet erklärt war; - 4.
wenn eine Partei in dem Verfahren nicht nach Vorschrift der Gesetze vertreten war, sofern sie nicht die Prozessführung ausdrücklich oder stillschweigend genehmigt hat; - 5.
wenn die Entscheidung auf Grund einer mündlichen Verhandlung ergangen ist, bei der die Vorschriften über die Öffentlichkeit des Verfahrens verletzt sind; - 6.
wenn die Entscheidung entgegen den Bestimmungen dieses Gesetzes nicht mit Gründen versehen ist.
(1) Die Rechtsbeschwerde steht der Regulierungsbehörde sowie den am Beschwerdeverfahren Beteiligten zu.
(2) Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf einer Verletzung des Rechts beruht; die §§ 546, 547 der Zivilprozessordnung gelten entsprechend.
(3) Die Rechtsbeschwerde ist binnen einer Frist von einem Monat schriftlich bei dem Oberlandesgericht einzulegen. Die Frist beginnt mit der Zustellung der angefochtenen Entscheidung.
(4) Der Bundesgerichtshof ist an die in der angefochtenen Entscheidung getroffenen tatsächlichen Feststellungen gebunden, außer wenn in Bezug auf diese Feststellungen zulässige und begründete Rechtsbeschwerdegründe vorgebracht sind.
(5) Für die Rechtsbeschwerde gelten im Übrigen die §§ 76, 78 Abs. 3, 4 Nr. 1 und Abs. 5, §§ 79 bis 81 sowie §§ 83 bis 85 entsprechend. Für den Erlass einstweiliger Anordnungen ist das Beschwerdegericht zuständig.