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Oberlandesgericht Düsseldorf Beschluss, 28. Apr. 2015 - VI-3 Kart 306/12 (V)

ECLI: ECLI:DE:OLGD:2015:0428.VI3KART306.12V.00

published on 28/04/2015 00:00

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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.

G r ü n d e :

Die Betroffene betreibt mehrere Kraftwerke in Deutschland, darunter vier große Braunkohlekraftwerke (x) und zwei Pumpspeicherkraftwerke (x).

Durch Redispatch-Anweisungen sind vor allem ihre Braunkohle-Kraftwerke sowie in geringerem Umfang auch die Pumpspeicherkraftwerke betroffen. Im Jahr 2011 musste die Betroffene ihre Erzeugung aufgrund von Redispatch-Maßnahmen um ca. x MWh, im Jahr 2012 um ca. x MWh anpassen. Die Betroffene optimiert etwa x % bis x % ihrer Erzeugungsmenge über den Intraday-Markt (2012: ca. x MWh).

Mit 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 zum Verwaltungsverfahren förmlich beigeladen.

Hintergrund 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.

Durch die angegriffene Festlegung vom 20.10.2012 hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur die Vorgaben in § 13 Abs. 1 EnWG näher ausgestaltet.

Nach 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.

Nach 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).

Die 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.

Die Anweisung zur Wirkleistungsanpassung erfolgt nach Ziffer 6 der Festlegung ausschließlich durch denjenigen Übertragungsnetzbetreiber, an dessen Netz die Anlagen mittelbar oder unmittelbar angeschlossen sind.

Die 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.

Zur 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.

Die 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.

Wegen der weiteren Einzelheiten der Festlegung wird auf die Anlage zur Beschwerdeschrift verwiesen.

In 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 307/12 (V) geführt wird.

Mit form- und fristgerecht eingelegter Beschwerde wendet sich die Betroffene gegen die Festlegung der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012.

Die Betroffene ist der Ansicht, die streitgegenständliche Festlegung sei bereits formell rechtswidrig. Die Bundesnetzagentur habe sie im Konsultationsverfahren nicht ausreichend gemäß § 67 EnWG angehört. Insbesondere die Formel zur Ermittlung der Merit Order habe die Bundesnetzagentur nicht zur Konsultation gestellt.

Die Festlegung stelle aufgrund ihres umfassenden Regelungsgehaltes keine Allgemeinverfügung mehr dar. Sie beschränke sich nicht auf die Konkretisierung der allgemeinen gesetzlichen Vorgaben auf der Ebene einzelner typischer und regelmäßig wiederkehrender Sachverhalte, sondern gestalte ein umfassendes System, welches allenfalls als Rechtsverordnung hätte ergehen können.

Die Festlegung sei auch materiell rechtswidrig, da einzelne Regelungen nicht mehr von der Ermächtigungsgrundlage des § 13 Abs. 1a EnWG gedeckt seien:

Tenorziffer 2 Satz 1 und 2 erweitere den gesetzlichen Adressatenkreis, da durch die netzknotenbezogene Betrachtung entgegen § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG in der bis zum 27.12.2012 geltenden Fassung auch Anlagen mit einer Nennleistung unter 50 MW verpflichtet würden. § 13 Abs. 1a EnWG stelle auf die einzelne Anlage, nicht auf die Summe der an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen ab. Etwas anderes ergebe sich auch nicht aus dem Wortlaut der Norm. Ein anlagenbezogenes Verständnis werde insbesondere durch die Gesetzesbegründung zur Neufassung des § 13 Abs. 1a EnWG deutlich. Da die Festlegung auch keine Begrenzung für kleinere Anlagen als 10 MW enthalte, sei die Erweiterung des Adressatenkreises auch nicht nach § 13 Abs. 1a EnWG n.F. gerechtfertigt, der Redispatch-Maßnahmen gegenüber Anlagen ab 10 MW zulasse. Die netzknotenbezogene Betrachtung entlaste Betreiber kleiner Anlagen nicht, sondern vermehre deren Steuerungs- und Verwaltungsaufwand. Die Sperrung aller Anlagen (Kraftwerksblöcke bzw. Pumpspeicher-sätze oder Halbwerke) eines Anlagenbetreibers, die an einem Netzknoten angeschlossen seien, führe darüber hinaus dazu, dass die restlichen Anlagen, welche für die Redispatch-Maßnahme nicht erforderlich seien, gleichwohl in ihrer Flexibilität eingeschränkt seien.

Die in der Tenorziffer 4 enthaltene Merit Order betreffe keinen der in § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG genannten Regelungsgegenstände, insbesondere stelle sie keine Konkretisierung des Adressatenkreises dar.

Bei dem Ausschluss von zu Redispatch-Maßnahmen angewiesenen Anlagen vom Intraday-Markt in der Begründung der Festlegung auf Seite 53 sei schon unklar, inwieweit den Ausführungen Regelungswirkung zukomme. Sofern dem Ausschluss Regelungswirkung zukomme, erweise sich die Regelung als rechtswidrig. Bei dem Ausschluss gehe es um die Ausgestaltung, also das „wie“ der Redispatch-Maßnahme. Eine solche Regelung sei nicht von § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG umfasst. Darüber hinaus erweise sich eine derartige Einschränkung der Fahrweise aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen einschließlich der angewiesenen Anlage auch nicht als notwendig und zweckmäßig. Grundsätzlich bestehe immer die Gefahr, dass die Wirkung von Redispatch-Anweisungen durch das Agieren anderer Anlagenbetreiber bzw. Netznutzer konterkariert werde, zumal nur die Anlagen ein und desselben Betreibers an dem Netzknoten „eingefroren“ seien, nicht jedoch die eines anderen Betreibers am selben Netzknoten. Daher sei der Übertragungsnetzbetreiber ohnehin zur genauen Kontrolle etwaiger Fahrplanänderungen nach § 5 Abs. 2 StromNZV angehalten. Die Prüfung von gegebenenfalls geänderten Fahrplänen der angewiesenen Anlagen sei dem Übertragungsnetzbetreiber durchaus zumutbar, weil dies faktisch kaum Mehraufwand bedeute. Bislang hätten Kraftwerksbetreiber in Abstimmung mit dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber Netzengpässe auch durch entsprechende Geschäfte am Intraday-Markt auflösen können. Dies sei ihnen nunmehr jedoch verwehrt, wodurch ihnen, vor allem mangels einer angemessenen Vergütung nach der Festlegung der Beschlusskammer 8, massive Einbußen entstünden.

Der Festlegung lasse sich auch nicht das von der Bundesnetzagentur erstmals in der Duplik vorgetragene Verständnis über die Zulässigkeit untertägiger Fahrplanänderungen im Einzelfall, wenn die Situation dies erlaube, entnehmen. Eine solche Regelung sei auch nicht mit § 13 Abs. 1a EnWG vereinbar. Weder aus dem Wortlaut noch nach Sinn und Zweck der Norm lasse sich eine Ermächtigung entnehmen, die Teilnahme der Anlagenbetreiber am Intraday-Handel über § 5 Abs. 2 StromNZV hinaus zu begrenzen. Unabhängig davon könne die Übertragung der Entscheidungskompetenzen auf die Übertragungsnetzbetreiber als private Dritte ohne Ermächtigung und ohne entsprechende Entscheidungsleitlinien aus dem Blickwinkel des Rechtsstaatsprinzips keinen Bestand haben.

Die Festlegung verstoße ferner gegen das in § 13 Abs. 1 und 2 EnWG vorgegebene Stufenverhältnis von Maßnahmen aufgrund freiwilliger Vereinbarungen einerseits und einseitigen Zwangsmaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber gegenüber Kraftwerksbetreibern andererseits. § 13 Abs. 1a EnWG füge sich in dieses Stufenverhältnis der Absätze 1 und 2 des § 13 EnWG ein und erweitere dieses um eine weitere Stufe, die gedanklich zwischen Absatz 1 und Absatz 2 einzuordnen sei. Dies ergebe sich durch Auslegung des § 13 EnWG nach Wortlaut, Gesetzesbegründung, Systematik und Sinn und Zweck. Der Übertragungsnetzbetreiber müsse daher zunächst die Möglichkeiten freiwilliger Maßnahmen i.S.d. § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG ausschöpfen, bevor er Maßnahmen i.S.d. § 13 Abs. 1a, 2 EnWG anweise.

Die Festlegung sei zudem nicht hinreichend bestimmt:

Der in Ziffer 2 verwendete Begriff des „Netzknotens“ sei weder durch Gesetz oder Verordnung noch durch die Festlegung selbst definiert.

Die Merit Order in Tenorziffer 4 sei aus mehrfachen Gründen unbestimmt. Sie stelle auf die netzstützende Wirkung ab, ohne zwischen einem spannungs- und strombedingten Redispatch zu unterscheiden. Richtigerweise seien zwei unterschiedliche Merit Order zu bilden.

Die Vorgaben zur Einsatzreihenfolge und Anweisung seien inkonsistent bzw. widersprüchlich, da die Merit Order nach Tenorziffer 4 anlagenscharf, die Anweisung der Anlagen nach Tenorziffer 3 hingegen netzknotenbezogen erfolge. Der Anlagenbetreiber könne aufgrund der netzknotenbezogenen Anweisung anstelle der sich nach der Merit Order ergebenden Anlage eine teurere Anlage, die in der Reihenfolge weiter hinten stehe, auswählen, wodurch die festgelegte Einsatzreihenfolge konterkariert werde.

Die Bildung der Merit Order nach Ziffer 4 sei auch deswegen unklar, weil sie auf die zu entrichtende Vergütung Bezug nehme. Es fänden sich in der Festlegung keine Regelungen dazu, wie genau und in welchen zeitlichen Abständen der Übertragungsnetzbetreiber von der Vergütung der jeweiligen Anlagen Kenntnis erhalten solle. Selbst wenn die Daten nach Tenorziffer 7.a) und b) der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 jeweils zum Quartals- bzw. Monatsbeginn zu übermitteln wären, gewährleisteten die Regelungen nicht, dass der Übertragungsnetzbetreiber die benötigten Daten zur Bildung der Merit Order durchgängig zur Verfügung habe. Datenlücken entstünden insbesondere am Anfang der Betrachtungsperiode. Völlig unklar sei, wie die Merit Order in diesen Zeiträumen gebildet werden solle. Für eine Schätzung lasse die Festlegung keinen Raum. Eine solche führe zu einer nicht nachvollziehbaren und willkürlichen Einsatzreihenfolge und sei unverhältnismäßig.

Hinzu komme, dass in Tenorziffer 4 ebenfalls nicht geregelt sei, wann oder wie oft der Übertragungsnetzbetreiber die Merit Order bilden oder neu bilden müsse, insbesondere wann der Wechsel zwischen den unterschiedlichen Vergütungsregelungen erstmals bei der Bildung der Merit Order zu berücksichtigen sei.

Aus Tenorziffer 6 ergebe sich nicht, in welcher Form bzw. mit welchem Datenformat der Übertragungsnetzbetreiber die Anweisung gegenüber dem entsprechenden Anlagenbetreiber vorzunehmen habe. Für die Praktikabilität der Umsetzung der Festlegung wäre es aber erforderlich gewesen, das Datenformat festzulegen. Gleiches gelte für den Austausch der Fahrpläne nach Tenorziffer 7 und für die Meldung viertelstundenscharfer freier Leistungsscheiben nach Tenorziffer 8.

Tenorziffer 7 der Festlegung, wonach der Fahrplan des Übertragungsnetzbetreibers bei Differenzen vorrangig gelte, sei nach § 44 Abs. 2 Nr. 4 VwVfG nichtig, da diese Regelung aus tatsächlichen Gründen nicht ausgeführt werden könne. Zunächst widerspreche es dem Sinn des Austauschs von Bestätigungsfahrplänen, wenn bei Differenzen der Fahrplan des Übertragungsnetzbetreibers gelten solle. Darüber hinaus könne eine vorrangige Geltung jedenfalls dann keinen Bestand haben, wenn der Anlagenbetreiber diesen Fahrplan tatsächlich nicht erfüllen könne.

Unklar sei, ob sich die Regelung auf den Fahrplan für die Wirkleistungseinspeisung oder auf einen Fahrplan als Änderungsfahrplan beziehe. In diesem Zusammenhang bleibe auch ungeklärt, wie genau die Änderungsanweisung zu ergehen habe.

Fälschlicherweise habe die Bundesnetzagentur im Rahmen ihres Aufgreifermessens bei der Bewertung des Anstiegs der durch Redispatch-Maßnahmen verursachten Kosten, mit dem sie die Notwendigkeit der Festlegung begründet habe, auch das Volumen von Countertrading-Maßnahmen einbezogen, obwohl Redispatch und Countertrading zwei wesentlich verschiedene Maßnahmen darstellten. Damit sei sie von unzutreffenden Tatsachen ausgegangen.

Die Festlegung sei auch unverhältnismäßig. Das Merit-Order-Modell in Tenorziffer 4 erweise sich nicht als eine praxisgerechte Ausgestaltung des § 13 Abs. 1a EnWG, da die in der Festlegung der Beschlusskammer 8 normierten Verfahren zur Bestimmung der Vergütung ungeeignet seien, die tatsächlichen Kosten einer Anlage zutreffend zu bestimmen. Sowohl bei der Bestimmung der zusätzlichen Aufwendungen als auch bei der Bestimmung der Grenzkosten nach der Bagatellregelung würden die Kosten nicht zutreffend ermittelt, so dass die Merit Order verzerrt werde.

Ferner führe das Merit Order-Modell zu einem übergroßen Redispatch-Volumen und damit zu einem unnötigen Anstieg der Redispatch-Kosten. Durch die Vorgabe, dass bei einer Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung zunächst solche Anlagen anzuweisen seien, die den geringsten Quotienten aus netzstützender Wirkung und Vergütung hätten, würden die „teuersten“ Anlagen bei gleichzeitig geringer netzstützender Wirkung herangezogen. Dies führe dazu, dass bei gleicher Vergütung im Hinblick auf den Netzengpass ineffiziente Anlagen herangezogen würden, die aufgrund ihrer geringen netzstützenden Wirkung mehr als effektivere Anlagen eingesenkt werden müssten, und dadurch das Redispatch-Volumen künstlich ansteige. Dass dies auch zu einer Erhöhung der an die Übertragungsnetzbetreiber zu entrichtenden eingesparten Aufwendungen führe, nehme die Bundesnetzagentur bewusst in Kauf. Das Modell werde umso fraglicher, wenn man weiter berücksichtige, dass die Erzeugung beiderseits des Engpasses nicht unabhängig voneinander verändert werden dürfe, sondern sich die Anpassungen auf beiden Seiten des Engpasses zur Aufrechterhaltung der ausgeglichenen Leistungsbilanz im Netz aufheben müssten. Die vorgegebene Reihung habe damit auch im Hinblick auf die hochzufahrenden Anlagen eine multiplizierende Wirkung für die Wirkleistungseinspeisung.

Überdies sei der Quotient aus netzstützender Wirkung und Vergütungshöhe für die Wirkleistungseinspeisung für die Einsatzreihenfolge beim spannungsbedingten Redispatch völlig ungeeignet, da sich die Spannung am betreffenden Netzknoten nicht linear mit der Wirkleistungseinspeisung ändere. Vielmehr hänge die Spannung von der Blindleistungseinspeisung ab, sei also von der Wirkleistungseinspeisung und dem Brennstoffverbrauch in der Regel unabhängig. Für den spannungsbedingten Redispatch müsste daher eine gesonderte Merit Order gelten.

Ebenso erweise sich die Festlegung als nicht erforderlich. Zunächst sei sie für die Fälle, in denen Übertragungsnetzbetreiber und Anlagenbetreiber bislang auf vertraglicher Basis Redispatch-Maßnahmen durchgeführt hätten, vollständig entbehrlich. Die Bundesnetzagentur sei bislang einen Beleg für ihre These der Missbrauchsgefahr durch die Marktteilnehmer schuldig geblieben. Darüber hinaus hätte es einer solchen detaillierten Regelung, welche eine Merit Order auf der Grundlage eines komplizierten und unflexiblen Vergütungssystems festlege, nicht bedurft. Als milderes Mittel komme eine Einsatzreihenfolge in Betracht, die sicherstelle, dass nur so wenige Anlagen wie möglich in Anspruch genommen würden und die daher bei gleicher engpassbeseitigender Wirkung zu geringeren Kosten für alle Beteiligten führe.

Auch der Ausschluss der angewiesenen Anlagen vom Intraday-Markt sei nicht erforderlich.

Unter zeitlichen Gesichtspunkten wäre eine (zunächst) befristete Regelung mit eventueller Verlängerungsoption das im Vergleich mildere, aber gleich geeignete Mittel gewesen.

Jedenfalls erweise sich die Festlegung als unzumutbar und damit als nicht verhältnismäßig im engeren Sinne. Dies gelte insbesondere für den generellen Ausschluss der Anlagen vom Intraday-Markt, weil sie den betroffenen Anlagen die Möglichkeit nehme, gegebenenfalls eintretende Rentabilitätsminderungen aufzufangen. Die kurzfristige Vermarktung und Optimierung ihrer Erzeugungskapazitäten stelle für die Kraftwerksbetreiber eine wichtige Säule des Kraftwerkseinsatzes dar. Letztendlich stehe der Zumutbarkeit der Regelung auch entgegen, dass den angewiesenen Kraftwerksbetreibern keine angemessene Vergütung, sondern lediglich ein Aufwandsersatz zugesprochen werde. Insofern verstoße die Festlegung der Beschlusskammer 6 in Verbindung mit der Festlegung der Beschlusskammer 8 auch gegen Art. 12 GG.

Der hilfsweise von ihr gestellte Feststellungsantrag sei zulässig und begründet. Aus der Festlegung ergebe sich nicht eindeutig, ob diese ein Verbot gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern enthalte, während einer Redispatch-Anweisung eine untertägige Fahrplanänderung und eine entsprechende Teilnahme am Intraday-Handel zuzulassen.

Der höchst hilfsweise gestellte Verpflichtungsantrag sei ebenfalls zulässig und begründet. Sie habe einen Anspruch auf eine Regelung, die den Übertragungsnetzbetreibern im Einzelnen vorgebe, wann sie untertägige Fahrplanänderungen akzeptieren und wann sie diese ablehnen müssten.

Die Betroffene beantragt,

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1. die Festlegung der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012 (Az.: BK6-11/098) aufzuheben;
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2. hilfsweise für den Fall, dass das Gericht die Redispatch-Festlegung I (Festlegung vom 30.10.2012, Az. BK6-11/098) für rechtmäßig erachtet, festzustellen, dass die Redispatch-Festlegung I kein Verbot gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern enthält, auch im Falle einer Redispatch-Anweisung untertägige Fahrplanänderungen und damit eine entsprechende Teilnahme am Intraday-Handel zuzulassen;
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3. höchst hilfsweise, die Bundesnetzagentur zu verpflichten, nach Maßgabe der Rechtsauffassung des Gerichts die Redispatch-Festlegung I um eine Regelung zu ergänzen, unter welchen Voraussetzungen die Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet sind, eine untertägige Fahrplanänderung und eine entsprechende Teilnahme am Intraday-Handel zuzulassen.

Die Bundesnetzagentur beantragt,

die Beschwerde zurückzuweisen.

Sie verteidigt die angegriffene Festlegung unter Wiederholung und Vertiefung ihrer Gründe. Ergänzend trägt sie vor:

Die Anhörungsrüge der Betroffenen gehe fehl. Die Berücksichtigung der Vergütung in der Merit Order-Formel beruhe gerade auf den Erkenntnissen der Bundesnetzagentur aus Anhörung, Workshop und Konsultation. Dies begründe aber nicht das Erfordernis einer weiteren Anhörung.

Ein etwaiges Überschreiten des gesetzlich zulässigen Rahmens für die Allgemeinverfügung führe nicht zu einer Änderung der Rechtsform der Festlegung, sondern sei allein eine Frage der Rechtmäßigkeit der Allgemeinverfügung.

Sie 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.

Hinsichtlich 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.

Schließlich habe sie das Gefahrenpotential drohender Überlastungssituationen und Spannungsgrenzwertverletzungen in ihre Entscheidung mit einbezogen.

§ 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG ermächtige sie zu sämtlichen im Rahmen der Festlegung getroffenen Regelungen. Der Gesetzgeber habe ihr für die praxisgerechte Ausgestaltung von Redispatch einen weiten Spielraum und eine umfassende Regelungskompetenz eingeräumt.

In 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.

Dem 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.

Die 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.

Die Einsatzreihenfolge in Tenorziffer 4 diene der Bestimmung des Adressaten einer Anweisung im Falle einer konkreten Engpasssituation und konkretisiere damit den Adressatenkreis i.S.v. § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG.

Auch der Ausschluss der angewiesenen Anlagen vom Intraday-Markt sei von den Begriffen „technische Anforderungen“ als auch „Methodik“ in § 13 Abs. 1a EnWG gedeckt. Außerdem sei eine praxisgerechte Regelung von Redispatch, die die Freiheit von Anlagenbetreibern, am Intraday-Markt zu handeln, nicht beschränke, nicht denkbar. Die Anlagenbetreiber könnten sonst die angewiesene Maßnahme durch Handelsgeschäfte am Intraday-Markt konterkarieren und würden die erforderliche Störungsbeseitigung durch die Übertragungsnetzbetreiber erheblich verkomplizieren. Dabei sei insbesondere zu berücksichtigen, dass beim strombedingten Redispatch immer mindestens zwei – häufig sogar mehr – Kraftwerke beteiligt seien. Eine kurzfristige Änderung der Fahrweise eines Kraftwerks erfordere regelmäßig Folgeänderungen bei den anderen beteiligten Kraftwerken, so dass die Komplexität der Engpassbeseitigung für den jeweiligen Systemführer des betroffenen Übertragungsnetzbetreibers durch die Zulassung des Intraday-Handels während der Redispatch-Maßnahme erheblich stiege. Die durch Engpässe bedingten Gefahren seien erheblich und die Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber, die Netzstabilität wiederherzustellen, zeitkritisch und hochkomplex. Teilweise seien sogar mehrere Maßnahmen pro Tag, unter Umständen sogar gleichzeitig erforderlich. Durch die Regelung werde demnach die technische Wirksamkeit der Redispatch-Maßnahme gesichert und falle mithin jedenfalls unter den Kompetenzgegenstand „technische Anforderungen“.

Dem Verbot untertägiger Fahrplananpassungen während einer Anweisung zu Redispatch komme Regelungswirkung zu. Die Ausführungen zum grundsätzlichen Ausschluss der Anlagen vom Intraday-Markt auf S. 52ff des Beschlusses konkretisierten und erläuterten Tenorziffer 7., wonach Übertragungsnetzbetreiber und Betreiber von Erzeugungsanlagen einen Kraftwerksfahrplan im Viertelstundenraster austauschten, der Beginn, Ende und zeitlichen Verlauf der Wirkleistungsanpassung beschreibe. Diese Verpflichtung aus dem Tenor der Festlegung würde konterkariert, wenn von diesem Fahrplan, der die Grundlage des Redispatch-Managements der Übertragungsnetzbetreiber bilde, untertägig beliebig abgewichen werden könnte. Allerdings sei die Einschränkung der untertägigen Fahrplananpassung nicht als absolutes Verbot gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern zu verstehen. Untertägige Fahrplanänderungen könnten im Einzelfall akzeptiert werden, wenn die Situation dies erlaube. Sie habe es lediglich abgelehnt, den Anlagenbetreibern in einer kritischen Situation der Netzstabilität einen Anspruch untertägiger Fahrplanänderungen einzuräumen und damit die Übertragungsnetzbetreiber zu zwingen, jederzeit Aktualisierungen der Einspeisezeitreihen anzunehmen.

Die angegriffene Festlegung sei auch materiell rechtmäßig.

Ein Verstoß gegen die innere Systematik des § 13 EnWG (Stufenverhältnis) liege nicht vor. § 13 Abs. 1a EnWG 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.

Die 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.

Die 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.

Die 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. Dementsprechend sei es dem Übertragungsnetzbetreiber auch am Monats- bzw. Quartalsbeginn ohne weiteres möglich, die Merit Order für den jeweiligen Engpass zutreffend zu bestimmen.

Die 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.

Da die netzstützende Wirkung je nachdem, ob ein strom- oder spannungsbedingter Engpass bestehe, unterschiedlich sei, ergäben sich für strom- und spannungsbedingte Redispatch-Maßnahmen jeweils eine gesonderte Merit Order. Die Merit Order sei für jeden Netzengpass individuell und jeweils neu aufzustellen, so dass auch keine Unklarheiten zur Häufigkeit der Bildung der Merit Order bestünden.

Darüber 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.

Die anlagenscharfe Aufstellung der Merit Order folge daraus, dass der Übertragungsnetzbetreiber den Quotienten aus netzstützender Wirkung und – der sich aus der Festlegung der Beschlusskammer 8 ergebenden - Vergütung für jede einzelne Anlage bilde. Die konkrete Anweisung zur Wirkleistungsanpassung sei sodann 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 Unkenntnis darüber, welche Anlage der Betreiber letztlich zur Umsetzung der Anweisung einsetze, stehe der Aufstellung der Merit Order erkennbar nicht entgegen. Die 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.

Dass bei Divergenzen der jeweiligen Daten diejenigen des Übertragungsnetzbetreibers nach Tenorziffer 7 Vorrang haben, mache den Datenabgleich nicht tatsächlich unmöglich. Der Abgleich ermögliche dem Übertragungsnetzbetreiber, den eigenen Fahrplan auf Plausibilität und Fehler zu überprüfen. Gleichzeitig ermögliche die Vorrangregelung eine praxisgerechte Ausgestaltung von Wirkleistungsanpassungen im Falle von Störungen der Sicherheit und Zuverlässigkeit von Elektrizitätsversorgungssystemen. Die Regelung sei auch hinreichend bestimmt.

Sie habe das ihr hinsichtlich der inhaltlichen Ausgestaltung der Festlegung eingeräumte Ermessen fehlerfrei ausgeübt. Die streitgegenständliche Festlegung sei zudem verhältnismäßig. Sie sei geeignet und erforderlich, Gefahren oder Störungen für die Sicherheit oder Zuverlässigkeit von Elektrizitätsversorgungssystemen effizient zu beseitigen.

Die Wirkungsweise der Merit Order (Tenorziffer 4) führe nicht zu einem unnötig hohen Redispatch-Volumen. Die Vorgaben der Festlegung für das Erstellen der Merit Order für hochfahrende und für einzusenkende Kraftwerke seien nicht voneinander isoliert zu betrachten. Sie dürften vor allem nicht losgelöst von dem Ziel der Wirkleistungsanpassung als Selbstzweck begriffen werden. Die Regeln zur Merit Order führten zu einer volkswirtschaftlichen Optimierung, die sich in einer Kostenminimierung der Redispatch-Maßnahme niederschlage, da so den für die Wirkleistungserhöhung zu zahlenden Vergütungen möglichst hohe Erlöse als Gegenposition gegenüberstünden. Dadurch würden „beide Seiten“ des Netzengpasses, also hochfahrende und einsenkende Kraftwerke, sowohl hinsichtlich ihrer physikalischen Wirkung als auch hinsichtlich ihrer Kosten berücksichtigt.

In diesem Zusammenhang dürfe nicht vernachlässigt werden, dass beim strombedingten Redispatch die auszuwählenden Anlagen auf beiden Seiten des Engpasses einander bedingten. Zur Aufrechterhaltung des Leistungsgleichgewichts im Netz müsse die Änderung der Wirkleistungseinspeisung auf beiden Seiten des Engpasses in Summe energetisch ausgeglichen sein. Daher erfolge in der Praxis keine voneinander losgelöste Auswahl der zur Beseitigung des Engpasses heranzuziehenden Anlagen. Vielmehr werde unter Berücksichtigung der Kriterien der netzstützenden Wirkung und der Kosten der Anlagen, die sich in der Merit Order widerspiegelten, eine ganzheitliche Optimierung für den betreffenden Engpass vorgenommen, um diesen volkswirtschaftlich effizient beheben zu können. Bei der Optimierung komme dem Kriterium der netzstützenden Wirkung eine besondere Bedeutung zu, da diese die zur Engpassbeseitigung erforderliche Wirkleistungsänderung und damit das notwendige Redispatch-Volumen determiniere.

Insbesondere seien auch der Ausschluss der angewiesenen Anlagen vom Intraday-Markt und das Einfrieren der Kraftwerksfahrpläne erforderlich, um das Ziel der Festlegung, die Erhaltung bzw. Wiederherstellung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungsnetzes, bestmöglich zu gewährleisten. Eine Regelung, durch die die Teilnahme am Intraday-Markt grundsätzlich eröffnet bliebe, ggf. aber den Übertragungsnetzbetreibern ein Vorbehaltsrecht gegen dort getätigte Geschäfte eingeräumt würde, sei jedenfalls nicht gleich geeignet. Die Übertragungsnetzbetreiber müssten sich dann in einer Phase der Netzunsicherheit, in der zeitkritisch Entscheidungen getroffen werden müssten, mit virtuellen Kraftwerksfahrplänen bzw. mit Fahrplanänderungen der angewiesenen Erzeuger auseinandersetzen, anstatt sich auf die erforderliche Wiederherstellung der Netzsicherheit konzentrieren zu können. Eine solche Regelung wäre nicht praktikabel. Das Einfrieren der Kraftwerkspläne sei insoweit für alle Anlagen des angewiesenen Betreibers am betreffenden Netzknoten erforderlich, da ansonsten die Möglichkeit bestünde, dass es zu einer Verschärfung des Engpasses bzw. einem Unterlaufen der Redispatch-Maßnahme komme. Flexibilitätseinbußen seien seitens der Erzeuger insoweit im Interesse der Aufrechterhaltung der Systemsicherheit hinzunehmen.

Die 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.

Die 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.

Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstandes wird auf die zu den Akten gereichten Schriftsätze mit Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang der Bundesnetzagentur sowie das Protokoll zur Senatssitzung verwiesen.

Die zulässige Beschwerde hat in der Sache aus den mit den Verfahrensbeteiligten in der Senatssitzung erörterten Gründen hinsichtlich des als Hauptantrags gestellten Anfechtungsantrags Erfolg. Die Festlegung ist rechtswidrig und die Betroffene dadurch in ihren Rechten verletzt. Auf den hilfsweise zum Anfechtungsantrag gestellten Feststellungsantrag sowie den hilfsweise dazu gestellten Verpflichtungsantrag kommt es daher nicht an.

Die form- und fristgerecht eingelegte und begründete Beschwerde ist zulässig, insbesondere ist sie als Anfechtungsbeschwerde statthaft, §§ 83 Abs. 2 Satz 1, 75 Abs. 1, 78 Abs. 1 EnWG.

Die Betroffene ist gemäß §§ 75 Abs. 2, 66 Abs. 2 Nr. 2 und Nr. 3 EnWG als Adressatin der Festlegung sowie als förmlich zum regulierungsbehördlichen Verfahren Beigeladene auch beschwerdebefugt. Sie hat vorgetragen, dass sie infolge der Regelungen der Festlegung voraussichtlich regelmäßig zu Redispatch-Maßnahmen herangezogen und in ihrer wirtschaftlichen Disposition über ihren Kraftwerkspark beschränkt werde, ohne dass die entgangenen Erlöse ausreichend kompensiert würden und damit dargelegt, dass die Möglichkeit einer Beeinträchtigung ihrer Rechte bestehen kann.

II.

Die Festlegung ist nicht bereits formell rechtswidrig.

1. Allgemeinverfügung

Die Rüge der Betroffenen, die streitgegenständliche Festlegung stelle wegen ihres umfassenden Regelungsgehaltes keine Allgemeinverfügung mehr dar, geht fehl.

Die Festlegung nach § 29 EnWG hat die Funktion, eine Regelung mit Verbindlichkeit gegenüber einem durch allgemeine Merkmale bestimmten Personenkreis zu treffen (BGH, Beschluss vom 16.12.2014, EnVR 54/13 RN 20; BGH, KVR 28/07, Beschluss vom 29.04.2008, RN 9ff – EDIFACT). Sie unterscheidet sich von der Rechtsnorm dadurch, dass sie keinen abstrakten, sondern einen konkreten Sachverhalt regelt, wobei die Regelung gleichwohl genereller Natur ist. Die Allgemeinverfügung ist damit nicht absolut trennscharf von der abstrakten Regelung zu unterscheiden (vgl. BGH, KVR 28/07, Beschluss vom 29.04.2008, RN 9ff – EDIFACT). Die von der Bundesnetzagentur getroffene Festlegung hat die Funktion, die allgemeinen Vorgaben des Gesetzesrechts in § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG auf der Ebene einzelner typischer und regelmäßig wiederkehrender Situationen der Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems für die genannten Bereiche zu konkretisieren. Dieser Funktion kommt die Festlegung jedoch grundsätzlich nach. Sie enthält generelle Handlungsanweisungen, um das Verhalten der Anlagen- und Übertragungsnetzbetreiber in typischerweise regelmäßig auftretenden Netzengpässen so zu steuern, dass die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgungsnetze gewährleistet wird. Dass einzelne Regelungen der Festlegung möglicherweise nicht mehr von den ersten drei Alternativen des § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG gedeckt sind, führt nicht zu einer Veränderung der Rechtsform der Festlegung als Allgemeinverfügung, vielmehr bleibt es bei einer konkret generellen Regelung für Netzengpasssituationen. Ein etwaiges Überschreiten der Ermächtigungsgrundlage des § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG betrifft allein die Frage der materiellen Rechtmäßigkeit der Allgemeinverfügung.

2. Anhörungsmangel

Die Bundesnetzagentur hat auch nicht gegen die in § 67 Abs. 1 EnWG normierte Anhörungspflicht verstoßen.

Nach § 67 Abs. 1 EnWG hat die Regulierungsbehörde den Beteiligten vor Erlass einer Entscheidung Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben. Dies setzt voraus, dass die Beteiligten sich vor einer Entscheidung zu allen entscheidungserheblichen Tatsachen äußern und so Verfahren und Ergebnis beeinflussen können (BVerfG NJW 2000, 1709f., BGH, EnVR 12/12, Beschluss vom 21.01.2014, RN 107). Dazu muss die Regulierungsbehörde dem Betroffenen die entscheidungserheblichen Tatsachen, die rechtlichen Grundlagen der beabsichtigten Entscheidung sowie die dieser zugrunde liegenden wesentlichen rechtlichen Wertungen mitteilen.

Diesen Anforderungen wird das von der Bundesnetzagentur gewählte Verfahren gerecht. Diese hat den betroffenen Marktakteuren im Rahmen einer ersten Konsultation Gelegenheit zur Stellungnahme zum Regelungsumfang und –inhalt gegeben. Sodann hat sie auf der Grundlage der eingegangenen Stellungnahmen am 07.11.2011 einen Workshop mit den Unternehmen und Institutionen durchgeführt, die sich an der Konsultation beteiligt haben. Aufgrund der weiteren im Workshop gewonnen Erkenntnisse hat sie am 06.01.2012 ein Eckpunktepapier mit den beabsichtigten Vorgaben veröffentlicht und eine zweite Konsultationsrunde bis zum 25.01.2012 durchgeführt. Die Muttergesellschaft der Betroffenen, die W. AG, hat sich an beiden Konsultationen sowie dem Workshop (Teilnahmeliste Bl. 403 VV) beteiligt und unter dem 20.05.2011 sowie dem 25.01.2012 entsprechende Stellungnahmen (Bl. 156ff VV, Bl. 798ff VV) abgegeben. Dabei hat sie in der Stellungnahme vom 25.01.2012 zu dem Eckpunktepapier der Beschlusskammer 6 vom 06.01.2012 insbesondere gerügt, dass die Merit Order allein auf die netzstützende Wirkung abstelle und die zusätzliche Berücksichtigung der mit dem Redispatch verbundenen Kosten/Vergütung gefordert (vgl. Stellungnahme vom 25.01.2012, Bl. 798ff, hier Bl. 799, 805f. VV sowie S. 21 der Festlegung). Die Betroffene hat diese Stellungnahme im Rahmen ihres Antrags auf Beiladung vom 24.09.2012 erneut zu den Verwaltungsakten gereicht und auf deren Inhalt Bezug genommen. Vor diesem Hintergrund bestand für die Betroffene ausreichend Gelegenheit zur Stellungnahme. Eine erneute Anhörung zur Merit Order vor Erlass des endgültigen Beschlusses war entbehrlich, da die insoweit von der Bundesnetzagentur vorgenommenen Änderungen bei der Merit Order gerade auf den Einwendungen der Betroffenen und der weiteren Beteiligten beruhte (vgl. BGH, EnVR 12/12, Beschluss vom 21.01.2014, RN 108).

III.

Die Festlegung ist jedoch 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.

1. Ermächtigungsgrundlage

Die 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.

100

1.1. Voraussetzungen

101

Aufgrund 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).

102

Schon 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.

103

Reichen 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).

104

Zur 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).

105

§ 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.

106

Von dieser Ermächtigung hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur durch die angegriffene Festlegung vom 30.10.2012 (BK6-11/098) Gebrauch gemacht.

107

1.2. Tenorziffer 2 Satz 3:

108

Die 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.

109

Nach 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.

110

Dem 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.

111

Die 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.

112

Die 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.

113

Auch 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.

114

Dass 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.

115

Auch 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.

116

Die 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.

117

1.3. Tenorziffer 3 Satz 2

118

Auch die Regelung in Tenorziffer 3 Satz 2 der Festlegung, wonach die Wirklei-stungseinspeisung 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.

119

Schon 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.

120

Auch 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.

121

Dass 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.

122

Schließlich 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).

123

1.4. Weitere Tenorziffern

124

Die gegen weitere Tenorziffern erhobenen Rügen zur fehlenden Ermächtigungsgrundlage sind jedoch nicht begründet.

125

1.4.1. Tenorziffer 4:

126

Die Regelung der Merit Order in Tenorziffer 4 ist von der Ermächtigungsbefugnis in § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG umfasst. Mit der Merit Order hat die Bundesnetzagentur die Reihenfolge der Anforderung festgelegt und damit bestimmt, welche konkrete Anlage jeweils zur Wirkleistungsanpassung herangezogen werden soll. Gegenstand der Regelung ist damit nicht das „ob“ der Inanspruchnahme, sondern das „wer“. Denn ob ein Eingriff zulässig ist, ergibt sich aus § 13 Abs. 1a EnWG und der mit dessen Regelungsinhalt korrespondierenden Tenorziffer 1 der Festlegung. Demgegenüber wird mit der Merit Order der bereits durch Tenorziffer 2 grundsätzlich bestimmte Adressatenkreis weiter eingegrenzt, indem anhand der vorgegebenen Kriterien der Adressat einer Anweisung im Falle einer konkreten Engpasssituation bestimmt wird. Dies ist von der Festlegungsermächtigung zur „Konkretisierung des Adressatenkreises“ in § 13 Abs. 1a Satz 1 1. Alt. EnWG umfasst. Bei diesem Regelungsgegenstand geht es um die Frage, welche Betreiber von Kraftwerken oder Speichern verpflichtet sind, Redispatch-Maßnahmen durchzuführen. Wer überhaupt als Adressat in Betracht kommen kann, ergibt sich schon aus § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG. Insofern hat der Gesetzgeber im Sinne des Wesentlichkeitsgrundsatzes eine eigene Entscheidung getroffen und der Bundesnetzagentur nur die nähere Konkretisierung überlassen. Mit der Merit Order wird aber genau dies vollzogen, ohne dabei über den gesetzlichen Rahmen hinauszugehen.

127

Adressat der Anweisung ist der Betreiber der Anlage, die nach der Merit Order entweder in absteigender Reihenfolge (Wirkleistungserhöhung) oder in aufsteigender Reihenfolge (Wirkleistungsreduzierung) als nächste heranzuziehen ist. Da die im Rahmen des Quotienten zu berücksichtigende netzstützende Wirkung jeweils auf das von einer Überlast bedrohte Betriebsmittel bzw. auf das von einer Spannungsgrenzwertverletzung bedrohte Netzelement bezogen ist, ergibt sich wegen des Einflusses der räumlichen Nähe der Anlage auf die netzstützende Wirkung für jeden Bezugspunkt jeweils eine andere Reihenfolge der in Betracht kommenden Adressaten. Die Merit Order ist damit eine Methodik, den – vom Gesetzgeber vorgegebenen und von der Bundesnetzagentur in Tenorziffer 2 näher bestimmten - Adressatenkreis für den Fall einer konkreten Engpasssituation weiter einzugrenzen. Gleichzeitig ist sie aber auch eine Systematik, aus der sich ergibt, in welcher Reihenfolge die Anweisung zur Wirkleistungsanpassung auszusprechen ist. Insofern ist die Regelung der Tenorziffer 4 auch von der Ermächtigungsbefugnis nach § 13 Abs. 1a Satz 3 3. Alt. EnWG zur Festlegung der „Methodik der Anforderung“ umfasst. Unter Methodik ist nach allgemeinem Wortverständnis die „festgelegte Art des Vorgehens“ zu verstehen (Duden online, Suchbegriff „Methodik“, abrufbar unter http://www.duden.de/node/ 655656/revisions/1216350/view). Tenorziffer 4 legt mit der Merit Order – neben dem „wer“ - auch das „wie“ der Anweisung im Rahmen einer systematischen Vorgehensweise fest. Insofern erklärt sich auch, wieso die Regelung der Merit Order nicht im Zusammenhang mit der Bestimmung des Adressatenkreises in Tenorziffer 2 geregelt ist, wie teilweise, u.a. auch von der Betroffenen, moniert wird. Systematisch ist der Inhalt der Festlegung nachvollziehbar dahingehend gegliedert, dass in Tenorziffer 1 die Eingriffsvoraussetzungen wiedergegeben und gleichzeitig der Anwendungsbereich der Festlegung bestimmt werden und sodann in Tenorziffer 2 der Adressatenkreis, in Tenorziffer 3 der Umfang der Anweisung und schließlich in Tenorziffer 4 die Methodik der Anweisung festgelegt werden. Die Bestimmung einer Reihenfolge ist durchaus auch sinnvoll und steht im Übrigen in der Entscheidungsbefugnis der Bundesnetzagentur. Ob die Regelung inhaltlich zutreffend und praktikabel ist, ist keine Frage der fehlenden Rechtsgrundlage, sondern der materiellen Rechtmäßigkeit.

128

1.4.2. Ausschluss Intraday-Handel (S.53 der Begründung)

129

Ohne Erfolg rügt die Betroffene ferner, dass sich das von der Bundesnetzagentur auf Seite 53 der Begründung ergebende Verbot einer jederzeit möglichen Aktualisierung der Einspeisezeitreihen durch die Anlagenbetreiber während einer Redispatch-Maßnahme wegen fehlender Ermächtigungsgrundlage rechtswidrig ist. Die Betroffene wendet zwar zu Recht ein, dass ein solches Verbot nicht von der Festlegungsbefugnis des § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG umfasst ist. Dies führt jedoch nicht zur Rechtswidrigkeit, da die Regelung von § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG gedeckt ist.

130

1.4.2.1. Regelung

131

Den Ausführungen auf Seite 53 der Festlegung kommt Regelungscharakter zu. Be-zogen auf den Streitfall ist zwischen einem Verwaltungsakt in Form einer Sachentscheidung nach § 29 EnWG oder in Form eines feststellenden Verwaltungsakt, der eine bestehende Rechtslage rechtsverbindlich feststellt, und einem schlichten Hinweis auf die Rechtslage, der bloßen Mitteilung oder Auskunft ohne Regelungscharakter, zu unterscheiden (vgl. Pietzcker in Schoch/Schneider/Bier, VwGO, 26. Ergänzungslieferung, § 42 Abs. 1 RN 26). Dabei kann es sich auch um einen schlichten Hinweis handeln, wenn dieser in die Begründung eines Verwaltungsakts aufgenommen worden ist (Stelkens in Stelkens/Bonk/Sachs, Verwaltungsverfahrensgesetz, 7. Auflage, § 35 RN 86). Ob und wie weit eine verbindliche Regelung getroffen werden soll, entscheidet allein die Behörde. Maßgeblich ist jedoch der objektive Erklärungswert, d.h. der am objektiven Inhalt zu messende Bindungswille. Entsprechend § 133 BGB ist im Wege der Auslegung zu ermitteln, wie ihn der durch die Erklärung Betroffene einschließlich eines Drittbetroffenen bei verständiger Würdigung verstehen durfte (BVerwGE 60, 223, 228f.; 41, 305, 306; OLG Düsseldorf, Beschluss vom 25.06.2014, VI-3 Kart 93/13 (V), S. 10 BA; Beschluss vom 23.09.2009, VI-3 Kart 25/08 (V) m.w.N.).

132

Vorliegend handelt es sich nicht lediglich um einen schlichten Hinweis auf die Rechtslage ohne Regelungscharakter. Insoweit kann dahinstehen, ob es sich bei den Ausführungen auf Seite 53 der Begründung um eine Sachentscheidung nach § 29 EnWG – nach Ansicht der Bundesnetzagentur im Beschwerdeverfahren i.V.m. § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG - bezüglich der Rechte und Pflichten von Kraftwerksbetreibern oder um einen feststellenden Verwaltungsakt in Bezug auf die bestehende Rechtslage nach § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG handelt, da es sich in beiden Fällen um einen Verwaltungsakt handelt. Die Beschlusskammer hat die Zulässigkeit einer jederzeitigen, insbesondere auch während eines anstehenden Eingriffs zur Wirkleistungsanpassung möglichen Aktualisierung der Einspeisezeitreihen durch die Anlagenbetreiber ausdrücklich verneint und ihre Entscheidung auch näher begründet. Angesichts der im vorangegangenen Verwaltungsverfahren von I., F. und YZ. geforderten jederzeitigen Zulässigkeit einer Anpassung und dem sich daraus ergebenden Klärungsbedarf bestand hinreichender Anlass für die Bundesnetzagentur, verbindlich anzuordnen, dass eine jederzeitige Anpassung nicht zulässig ist. Insoweit hat sie in der Begründung des Verbots ausdrücklich auf die Stellungnahmen der Betroffenen I., F. und YZ. Bezug genommen. Die streitgegenständliche Passage ging damit aus der Sicht eines objektiven Empfängers über einen schlichten Hinweis auf die bestehende Rechtslage hinaus, da sich die Bundesnetzagentur mit dem Begehren der Marktteilnehmer und Verbände auseinandergesetzt, dieses abgewogen und entschieden hatte. Ein solcher Abwägungs- und Begründungsprozess spricht aber maßgeblich für den Entscheidungs- und damit Regelungscharakter der Ausführungen.

133

Es ist hierbei unerheblich, dass sich die Konkretisierung aus der Begründung der Festlegung ergibt. Der Inhalt eines Verwaltungsakts muss sich nicht allein aus dem Anordnungssatz ergeben, vielmehr sind neben den bekannten oder ohne weiteres erkennbaren Umständen vor allem die dem Verwaltungsakt beigefügte Begründung zur Auslegung des Regelungsinhalts heranzuziehen (vgl. nur Kopp/Ramsauer, VwVfG, 15. Aufl., § 37 RN 6; Stelkens in Stelkens/Bonk/Sachs, VwVfG, 8. Auflage, § 37, RN 3, § 43, RN. 58). Die Ausführungen auf Seite 53 der Festlegung beziehen sich auf Tenorziffer 7 Satz 4 und konkretisieren diese näher. So sind sie dem Gliederungspunkt „3.7. Bilanzielle Abwicklung“ zugeordnet, der sich ausschließlich mit Tenorziffer 7 befasst und stehen konkret im Zusammenhang mit den Ausführungen zu Tenorziffer 7 Satz 4. Nach Tenorziffer 7 Satz 1 haben Übertragungsnetzbetreiber und Betreiber von Erzeugungsanlagen einen Kraftwerksfahrplan im Viertelstundenraster auszutauschen, der Beginn, Ende und zeitlichen Verlauf der Wirkleistungsanpassung beschreibt. Bei Differenzen zwischen dem Fahrplan des Übertragungsnetzbetreibers und dem Bestätigungsfahrplan des Bilanzkreises der Anlage gilt der Fahrplan des Übertragungsnetzbetreibers vorrangig. Nach Tenorziffer 7 Satz 4 ist Referenzgröße, auf die dieser Fahrplan aufsetzt, die aktuellste, vom Anlagenbetreiber an den Übertragungsnetzbetreiber vor Beginn der Maßnahme übermittelte Einspeisezeitreihe der betroffenen Anlage. Damit beschränkt sich die Regelung nicht nur auf die bilanzielle Abwicklung der Redispatch-Maßnahme, sondern nimmt auch den vor Beginn der Redispatch-Maßnahme gemeldeten Fahrplan zur Gesamteinspeiseleistung in Bezug. Hintergrund dafür ist nach den Ausführungen der Bundesnetzagentur auf Seite 52, einen eindeutigen Bezugspunkt zur Bestimmung der Höhe der Wirkleistungsanpassung zu definieren. Damit ist auch eindeutig, dass sich der Ausschluss zur Fahrplananpassung nicht nur auf die physikalische Anpassung, sondern auch auf die virtuelle Anpassung erstreckt, denn ansonsten könnte die letzte vor Beginn der Redispatch-Maßnahme übermittelte Einspeisezeitreihe nicht Bezugspunkt zur Bestimmung der Höhe der Wirkleistungsanpassung sein.

134

1.4.2.2. umfassender Ausschluss

135

Die Festlegung geht demnach von einem umfassenden Ausschluss der untertägigen Fahrplananpassung durch Anlagenbetreiber und damit der Teilnahme am Intraday-Handel aus. Etwas anderes ergibt sich auch nicht aus dem Vortrag der Bundesnetzagentur im Beschwerdeverfahren, wonach Einschränkungen der untertägigen Fahrplananpassung gegenüber den Anlagenbetreibern nicht als absolutes Verbot gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern zu verstehen sei, diese vielmehr im Einzelfall untertägige Fahrplanänderungen akzeptieren könnten, wenn die Situation dies erlaube. In der mündlichen Verhandlung hat die Bundesnetzagentur ergänzend vorgetragen, es habe lediglich der Rechtsanspruch des Kraftwerksbetreibers auf Intraday-Geschäfte während einer Redispatch-Maßnahme ausgeschlossen werden sollen. Intraday-Handel solle dann weiter möglich sein, wenn der zuständige Übertragungsnetzbetreiber keine Einwände erhebe. Für ein solches Verständnis finden sich in der Begründung allerdings keine Anhaltspunkte. Die Bundesnetzagentur hat die Zulässigkeit einer jederzeitigen Wirkleistungsanpassung mit der Gefahr des Unterlaufens der Redispatch-Maßnahme begründet. Dabei hat sie nicht etwa auf eine konkrete Gefahr im Einzelfall, sondern allgemein und damit auf die abstrakt bestehende Gefahr hingewiesen.

136

1.4.2.3. Festlegungsbefugnis nach § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG

137

Der Ausschluss von zum Redispatch verpflichteten Anlagen vom Intraday-Markt ist jedoch nicht von der Festlegungsbefugnis nach § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG umfasst. Dies gilt unabhängig davon, ob man der Regelung ein umfassendes oder nur ein eingeschränktes Verbot der Fahrplananpassung entnimmt. Es handelt sich weder um „technische Anforderungen, die gegenüber den Betreibern betroffener Erzeugungsanlagen aufzustellen sind“ noch um die „Methodik“ der Anforderung durch den Übertragungsnetzbetreiber. Technische Anforderungen beziehen sich auf die Kriterien, die die Anlagenbetreiber bzw. die von ihnen betriebenen Erzeugungsanlagen in technischer Hinsicht erfüllen müssen. Die Anpassung der Fahrpläne und Teilnahme am Intraday-Handel betrifft ersichtlich keine technische Anforderung an die Erzeugungsanlage, sondern lediglich die Optimierung der Fahrweise eines Kraftwerks aus wirtschaftlichen Gründen. Auch der Umfang der Wirkleistungsanpassung, dessen verbindliche Einhaltung die Bundesnetzagentur durch das Verbot des Intraday-Handels während der Redispatch-Maßnahme bezweckt, stellt keine technische Anforderung an die Anlage, sondern eine Frage der physikalischen Umsetzung der Maßnahme dar. Die „Methodik der Anforderung“ bezieht sich, wie bereits ausgeführt, auf das „wie“ der Anforderung und nicht auf die mit der Redispatch-Maßnahme verbundene Eingriffstiefe, also den Umfang der Anforderung.

138

1.4.2.4. Rechtslage nach § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG

139

Mit dem Verbot untertägiger Fahrplananpassungen auf Seite 53 der Begründung der streitgegenständlichen Festlegung stellt die Bundesnetzagentur jedoch die Rechtslage nach § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG verbindlich fest.

140

Aus der gesetzlichen Verpflichtung der Kraftwerks- und Speicheranlagenbetreiber nach § 13 Abs. 1a EnWG, auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber die Wirkleistungsanpassung vorzunehmen, folgt, dass die Anforderung verbindlich ist. Dementsprechend muss die Wirkleistungsanpassung in einer Weise erfolgen, die in ihrer netztechnisch-physikalischen Wirkrichtung der Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers entspricht. Denn eine Redispatch-Maßnahme bezieht sich auf den physikalischen Lastfluss und damit auf eine Einschränkung der Einspeisung der Anlage. Die Redispatch-Anforderung darf daher nicht durch gegenläufige Intraday-Geschäfte physikalisch unterlaufen werden. Dies wäre aber der Fall, wenn bei einer Wirkleistungsreduzierung die frei gewordenen Energiemengen oder die bis dahin noch freien Mengen vermarktet würden. Dasselbe gilt, wenn bei einer Wirkleistungserhöhung der Kraftwerks- oder Speicheranlagenbetreiber die angewiesene Anlage nicht hochführe, sondern die Redispatch-Menge anderweitig über den Intraday-Handel beschaffte, was mit Blick auf seine Grenzkosten aus wirtschaftlichen Gründen durchaus sinnvoll sein könnte, jedoch wegen der geringeren netzstützenden Wirkung einer anderen Anlage kontraproduktiv wirkte.

141

Auch in dem in der Begründung der Festlegung beispielhaft genannten Fall, wonach der Kraftwerksbetreiber bei einer Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungserzeugung von Minimal- auf Maximalleistung die Redispatch-Menge als marktgetriebene Stromproduktion umdeklariert und zur Erhaltung des energetischen Gleichgewichts seines Bilanzkreises die Leistung eines anderen, auf der gleichen Seite des Engpasses liegenden Kraftwerks in gleicher Höhe reduziert, wird die Wirkleistungsanpassung in ihrer Wirkung reduziert oder sogar aufgehoben. Insofern birgt auch die physikalische Anpassung in gleicher Richtung sowie die bloß virtuelle Anpassung grundsätzlich die Gefahr des Unterlaufens der Redispatch-Maßnahme. Zwar entspricht die physikalische Anpassung der Redispatch-Anweisung und konterkariert für sich gesehen nicht die Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers. In jedem Fall ist jedoch ein energetischer Ausgleich der Maßnahme erforderlich, der bei den Auswirkungen der marktgetriebenen Anpassung durch den Kraftwerksbetreiber nicht außer Acht gelassen werden kann. Da der Übertragungsnetzbetreiber nach der Festlegung nur für den energetischen und bilanziellen Ausgleich der angewiesenen Redispatch-Mengen verantwortlich ist, muss der Anlagenbetreiber bzw. dessen Bilanzkreisverantwortlicher den energetischen Ausgleich der vom Anlagenbetreiber selbst vermarkteten Energiemengen – je nach Anweisungsrichtung durch eine Wirkleistungsreduzierung oder – erhöhung eines anderen Kraftwerks – sicherstellen. Wenn sich dieses Kraftwerk in räumlicher Nähe zum angewiesenen Kraftwerk befindet, führt dies allerdings, wie die Bundesnetzagentur in der Festlegung zu Recht ausgeführt hat, zu kontraproduktiven Effekten mit der Folge, dass die Wirksamkeit der Redispatch-Maßnahme reduziert oder aufgehoben wird. Diese Gefahr besteht zwar grundsätzlich auch beim energetischen Ausgleich einer spannungsbedingten Redispatch-Maßnahme über den Intraday-Handel durch den Übertragungsnetzbetreiber. Allerdings kann dieser in diesem Fall auf bilaterale Geschäfte zurückgreifen (vgl. S. 48 der Festlegung).

142

Beim strombedingten Redispatch verschärft sich die Situation noch, da zur Auflösung des Engpasses zwingend (mindestens) zwei Anlagen – eine vor, eine hinter dem Engpass – zu gegenläufigen Wirkleistungsanpassungen angewiesen werden müssen. Ein energetischer Ausgleich erübrigt sich damit. Bei einer marktgetriebenen Anpassung entsprechend der Redispatch-Anweisung bestünde wiederum grundsätzlich die Gefahr, dass bei einem durch den Anlagenbetreiber oder dessen Bilanzkreisverantwortlichen veranlassten Ausgleich durch ein Kraftwerk auf derselben Seite des Engpasses die Wirksamkeit der Redispatch-Maßnahme reduziert oder aufgehoben würde. Eine physikalische Erhöhung der Wirkleistung durch den Anlagenbetreiber in Richtung der Anweisung hätte zudem zur Folge, dass auch das Kraftwerk auf der anderen Seite des Engpasses seine Einspeisung in derselben Höhe weiter reduzieren müsste, um den Engpass zu beseitigen. Wie die Übertragungsnetzbetreiberin X. im Senatstermin erläutert hat, muss daher immer eine Paarungsbetrachtung stattfinden, d.h. fährt vor dem Engpass ein Kraftwerk z.B. 200 MW herunter, muss hinter dem Engpass ein Kraftwerk gefunden werden, was ebenfalls eine Wirkleistungsanpassung von genau 200 MW in gegenläufiger Richtung durchführt. Dies wird durch die Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers nach der Merit Order jeweils sichergestellt. Dass dies bei marktgetriebenem Handeln der Anlagenbetreiber in entsprechender Weise gesichert ist, ist weder dargelegt noch ersichtlich.

143

Aber selbst wenn man davon ausginge, dass der Übertragungsnetzbetreiber auch im Falle eines die Redispatch-Anweisung ersetzenden Intraday-Geschäfts für die Anweisung der gegenläufig zur marktgetriebenen Anpassung auf der anderen Engpassseite durchzuführenden Wirkleistungsanpassung zuständig bleibt, birgt dies Gefahren für die Effektivität der Redispatch-Maßnahme. Denn der Übertragungsnetzbetreiber müsste bei einer kurzfristigen Änderung der Fahrweise eines Kraftwerks ebenfalls kurzfristig die entsprechende Gegenmaßnahme anweisen und – sofern die Fahrplanänderung des Anlagenbetreibers in ihrer physikalischen Wirkung noch über die Redispatch-Anforderung hinausgeht – weitere Folgemaßnahmen ergreifen. Er liefe damit quasi den Intraday-Geschäften der angewiesenen Anlagenbetreiber ständig hinterher. Damit würde die Komplexität der Engpassbeseitigung für den Übertragungsnetzbetreiber zunehmen und die Beseitigung der Störung oder Gefährdung der Netzsicherheit erschwert werden. Insoweit kann der Umfang der Redispatch-Maßnahmen nicht negiert werden. Die Übertragungsnetzbetreiber X. und B. haben in der mündlichen Verhandlung bestätigt, dass angesichts der Vielzahl der zu treffenden Maßnahmen die unbeschränkte Zulässigkeit von Intraday-Geschäften die Durchführbarkeit ihres operativen Geschäfts erheblich erschweren und daher die Netzsicherheit gefährden würde. Der Übertragungsnetzbetreiber X. hat unwidersprochen dargelegt, dass von ihm große Redispatch-Mengen zu bewältigen sind, deren Umfang in den letzten Wochen vor dem Senatstermin x bis x GW betragen habe. Es geht daher nicht um das „übliche Tagesgeschäft“, bei dem Fahrpläne mit einem zeitlichen Vorlauf von mindestens einer Viertelstunde zu jeder Viertelstunde eines Tages geändert werden können und dem Übertragungsnetzbetreiber im Engpassfall bei regelzonenübergreifenden Fahrplananpassungen ein Ablehnungsrecht zusteht (§ 5 Abs. 2 StromNZV). Vielmehr liegt mit dem Redispatch-Fall eine Sondersituation vor, da das Eintreten einer Engpasssituation oder Spannungsgrenzwertbeeinträchtigung nicht erst geprüft wird, sondern die Gefährdung oder Störung von den Übertragungsnetzbetreibern bereits konkret bejaht wurde. Vor diesem Hintergrund kann auch die Tatsache, dass Intraday-Geschäfte mit einem längeren Vorlauf, nämlich 45 Minuten vor Beginn der Stunde, getätigt werden können, die Situation im Engpassfall nicht nachhaltig entschärfen.

144

2. Bestimmtheit

145

Die Festlegung ist auch nicht im Hinblick auf die Anforderungen an die inhaltliche

146

Bestimmtheit von Verwaltungsakten rechtswidrig.

147

Grundsätzlich 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).

148

Diesen Anforderungen genügt die angegriffene Festlegung.

149

2.1. Tenorziffer 2:

150

Tenorziffer 2 ist hinreichend bestimmt.

151

2.1.1. Netzknoten

152

Die 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.

153

Auch 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.

154

Der Hinweis einzelner Anlagenbetreiber, 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.

155

2.1.2. ausländische Anlagenbetreiber

156

Die 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.

157

2.1.3. Einbeziehung KWK-Anlagen

158

Dass Tenorziffer 2 KWK-Anlagen unter gewissen Voraussetzungen verpflichtet, sich Redispatch-Maßnahmen zu unterwerfen, Tenorziffer 3 Satz S. 6 jedoch die durch Wärmeauskopplung nicht disponiblen Leistungsscheiben von KWK-Anlagen nicht ausdrücklich erwähnt, führt ebenfalls nicht zur Unbestimmtheit der Regelungen in Bezug auf den Umfang der Einbeziehung von KWK-Anlagen. Nach Tenorziffer 2 Satz 2 der Festlegung sind nur solche 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, zum Redispatch verpflichtet. In der Begründung stellt die Bundesnetzagentur ausdrücklich klar, dass sich die Verpflichtung nur auf diejenigen Leistungsscheiben bezieht, die keinen Einschränkungen durch die Wärmeproduktion unterworfen sind, während die Leistungsscheiben, die aufgrund der Wärmeproduktion Einschränkungen bei der Anpassung der Wirkleistungserzeugung unterworfen sind, bereits nach § 13 Abs. 2a EnWG von der Verpflichtung zur Teilnahme am Redispatch grundsätzlich ausgeschlossen sind. Einer zusätzlichen Erwähnung dieser Leistungsscheiben in Tenorziffer 3 bedurfte es daher nicht.

159

2.2. Tenorziffer 4

160

Die Regelung in Tenorziffer 4 Satz 1 ist ebenfalls hinreichend bestimmt. Die Rügen der Betroffenen sowie weiterer Kraftwerksbetreiber haben keinen Erfolg.

161

2.2.1. netzstützende Wirkung

162

Die 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.

163

Dass 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.

164

Die netzstützende Wirkung der Erzeugungsanlage ist nach der Festlegung abstrakt, d.h. unabhängig von der freien Leistungsscheibe einer Anlage zu bestimmen. Eine konkrete Betrachtungsweise 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.

165

Dass 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.

166

2.2.2. Merit Order für spannungsbedingten Redispatch

167

Entgegen der Ansicht der Betroffenen 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.

168

Die 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.

169

Es 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.

170

2.2.3. unbestimmte Rechtsbegriffe

171

Die 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.

172

2.2.4. Widerspruch zwischen Tenorziffern 3 und 4

173

Dass die Anweisung zur Wirkleistungsanpassung nach Tenorziffer 3 bezogen auf

174

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.

175

Dasselbe gilt für die Frage, auf welche Anlage für die Vergütung abzustellen ist. Entgegen der Auffassung einiger Kraftwerksbetreiber 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 einige Kraftwerksbetreiber darin einen Verstoß gegen das Wirtschaftlichkeitsprinzip nach § 1 Abs. 1 EnWG sehen, ist schon nicht ersichtlich, inwieweit sie dadurch beschwert sein sollen. 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.

176

Soweit 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.

177

2.2.5. Vergütung

178

Die Bildung der Merit Order nach Ziffer 4 ist auch nicht wegen der Einbeziehung der zu entrichtenden Vergütung unklar.

179

2.2.5.1. gesonderte Vergütungsfestlegung

180

Dass 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.

181

2.2.5.2. fehlende Datengrundlage

182

Der 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.

183

Sowohl 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.

184

Allerdings ist davon auszugehen, dass die Daten des Vorquartals sowie die des Vormonats in der Regel nicht schon am ersten Tag der Folgeperiode vorliegen werden. Weshalb die Quartalswerte aber erst Wochen nach Beginn des aktuellen Quartals vorliegen können, hat die Betroffene nicht nachvollziehbar dargelegt. 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.

185

Soweit 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.

186

2.2.5.3. Vergütungsvarianten

187

Auch 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.

188

So 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.

189

Grundsätzlich 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 teilweise geltend gemacht worden ist, 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.

190

Bei 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.

191

2.2.5.4. Übergangsfrist in Tenorziffer 9 der Vergütungsfestlegung

192

Soweit Kraftwerksbetreiber teilweise gerügt haben, 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.

193

2.2.5.5. Vertrag

194

Der 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.

195

2.2.5.6. Unmöglichkeit

196

Da 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, wie teilweise geltend gemacht worden ist.

197

Etwas 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.

198

2.3. Tenorziffer 6

199

Ohne Erfolg wendet die Betroffene ein, Tenorziffer 6 sei wegen fehlender Vorgaben zu der Form bzw. dem Datenformat der Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers an den Anlagenbetreiber unbestimmt.

200

Tenorziffer 6 bestimmt den anweisungsberechtigten Übertragungsnetzbetreiber. Regelungen zu dem einzuhaltenden Datenformat enthält die Regelung zwar nicht. Auch Tenorziffer 3, die ebenfalls die Anweisung zum Gegenstand hat, enthält dazu keine Aussage. Eine solche Regelung ist zur Durchführung der Festlegung aber auch nicht zwingend erforderlich. Redispatch-Anweisungen erfolgten in der Vergangenheit in telefonischer Abstimmung mit dem Anlagenbetreiber. Eine Festschreibung dieser oder einer anderen Handhabung war für die Umsetzung der Festlegung oder das Verständnis des Übertragungsnetzbetreibers, was von ihm verlangt wird, nicht erforderlich. Etwas anderes ergibt sich auch nicht daraus, dass § 13 Abs. 1a Satz 3, 3. Alt. EnWG der Bundesnetzagentur ausdrücklich die Befugnis einräumt, das Datenformat der Anforderung festzulegen. Insoweit steht der Bundesnetzagentur ein Aufgreifermessen zu. Dass dieses vorliegend auf Null reduziert war, ist weder ersichtlich noch vorgetragen. Insbesondere ist nicht ersichtlich, dass die praktizierte Handhabung der Anweisung problematisch oder nicht praktikabel ist.

201

Dass die Festlegung auch für den Austausch der Fahrpläne nach Tenorziffer 7 und für die Meldung viertelstundenscharfer freier Leistungsscheiben nach Tenorziffer 8 keine Datenformate vorgibt, führt ebenfalls nicht zur Unbestimmtheit der Regelungen. Bereits seit dem Jahr 2010 wurde zwischen den Übertragungsnetzbetreibern, den Verteilernetzbetreibern, Kraftwerksbetreibern und Bilanzkreisverantwortlichen erörtert, wie ein Energieinformationsnetz und der in diesem Rahmen abzulaufende Informationsaustausch sinnvoll strukturiert werden können, ohne dass jedoch eine Einigung erzielt werden konnte. Nachdem sich die Übertragungsnetzbetreiber im Jahr 2012 direkt an die Bundesnetzagentur wandten, veranstaltete diese mehrere Gesprächsrunden mit den davon Betroffenen, u.a. auch den Kraftwerksbetreibern. Dabei zeigte sich, dass die Vorstellungen der verschiedenen Marktrollen über die Realisierung eines „Energieinformationsnetzes“ derart weit auseinandergingen, dass kurzfristig mit einer branchenautark verhandelten Lösung nicht zu rechnen war (vgl. i.e. die Darstellung in dem Beschluss der Bundesnetzagentur zur Festlegung von Datenaustauschprozessen im Rahmen eines Energieinformationsnetzes (Strom) vom 16.04.2014, Az. BK6-13-200, S. 5f.). Vor diesem Hintergrund ist es nicht zu beanstanden, dass die Bundesnetzagentur von einer Festlegung von Datenprozessen in der hier streitgegenständlichen Festlegung zunächst absah und stattdessen – nach weiterem Klärungsprozess – unter dem 14.04.2014 eine einheitliche und umfassende Festlegung erließ.

202

2.4. Tenorziffer 7

203

Die Rüge der Betroffenen, Tenorziffer 7 der Festlegung sei nach § 44 Abs. 2 Nr. 4 VwVfG nichtig, da der bei Differenzen vorrangig geltende Fahrplan des Übertragungsnetzbetreibers aus tatsächlichen Gründen nicht ausgeführt werden könne, geht fehl. Dasselbe gilt für die Rüge, es sei unklar, auf der Grundlage welchen Fahrplans die Redispatch-Maßnahme erfolgen solle.

204

Tenorziffer 7 regelt die bilanzielle Abwicklung der Redispatch-Maßnahme. Nach Tenorziffer 7 Satz 1 haben Übertragungsnetzbetreiber und Betreiber von Erzeugungsanlagen einen Kraftwerksfahrplan im Viertelstundenraster auszutauschen, der Beginn, Ende und zeitlichen Verlauf der Wirkleistungsanpassung beschreibt. Bei Differenzen zwischen dem Fahrplan des Übertragungsnetzbetreibers und dem Bestätigungsfahrplan des Bilanzkreises der Anlage gilt der Fahrplan des Übertragungsnetzbetreibers vorrangig. Nach Tenorziffer 7 Satz 4 ist Referenzgröße, auf die dieser Fahrplan aufsetzt, die aktuellste, vom Anlagenbetreiber an den Übertragungsnetzbetreiber vor Beginn der Maßnahme übermittelte Einspeisezeitreihe der betroffenen Anlage. In der Begründung der Festlegung erläutert die Bundesnetzagentur die Regelungen auf den Seiten 50ff näher. Inwieweit danach noch Unklarheiten für die Marktteilnehmer verbleiben sollen, ist nicht ersichtlich. Insbesondere ergibt sich aus der Vorgabe in Satz 4 zur Referenzgröße eines Redispatch-Fahrplans, dass der aktuellste, vom Anlagenbetreiber an den Übertragungsnetzbetreiber vor Beginn der Maßnahme angemeldete Fahrplan Ausgangspunkt der Wirkleistungsanpassung sein soll. Hintergrund ist, dass damit die Redispatch-Mengen zuverlässig ermittelt werden können (S. 52). Soweit Anlagenbetreiber in diesem Zusammenhang beanstanden, dass ungeklärt sei, wie genau die Änderungsanweisung zu ergehen hat, zielt dies auf die fehlende Vorgabe zum Datenformat ab. Wie bereits vorstehend ausgeführt, führt dies jedoch nicht zur Unbestimmtheit der Regelung. Schließlich ist auch nicht zu beanstanden, dass bei Differenzen der ausgetauschten Fahrpläne der des Übertragungsnetzbetreibers vorrangig gilt. Dies steht dem Sinn des Austauschs von Fahrplänen nicht entgegen. Denn nur so können Differenzen überhaupt festgestellt und - wie die Bundesnetzagentur auf Seite 52 der Festlegung ausführt – vom Übertragungsnetzbetreiber umgehend geklärt werden. Vor diesem Hintergrund kann es auch nicht zu der von der Betroffenen befürchteten Situation kommen, dass der Anlagenbetreiber den Fahrplan tatsächlich nicht erfüllen kann. Dagegen spricht auch, dass er etwaige Restriktionen nach Tenorziffer 8 Satz 5 unverzüglich melden muss. Der Vorrang des Fahrplans des Übertragungsnetzbetreibers soll demgegenüber vorrangig dem – auf Seite 51f. der Begründung eingehend beschriebenen – Missbrauchspotential entgegenwirken, durch abweichende Angaben in dem Bestätigungsfahrplan die Heranziehung der letzten gültigen Fahrplanversion gemäß Ziffer 1.5b der Anlage 3 der Festlegung zur Vereinheitlichung der Bilanzkreisverträge, BK6-06-013, zu provozieren.

205

3. Verstoß gegen § 13 EnWG

206

Die Festlegung verstößt nicht gegen die Systematik des § 13 EnWG.

207

Die Rüge der Betroffenen, die Festlegung berücksichtige das Stufenverhältnis des § 13 EnWG nicht ausreichend, wonach Maßnahmen i.S.d. § 13 Abs. 1a EnWG erst nach Ausschöpfung der Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG in Betracht komme, geht fehl. Ein derartiges absolutes Vorrangverhältnis von freiwilligen Maßnahmen lässt sich § 13 EnWG nicht entnehmen.

208

Richtig ist zwar, dass § 13 EnWG - wie bereits unter B.III.1.1. ausgeführt - ein Stufensystem von Maßnahmen im Netz und gegenüber Netznutzern auf Erzeuger- und Verbraucherseite vorsieht. Danach muss der Übertragungsnetzbetreiber im Falle der Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf einer ersten Stufe zunächst netz- und sodann marktbezogene Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 1 und 2 EnWG ergreifen. Nur wenn Maßnahmen nach Absatz 1 zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung nicht ausreichen, sind die Übertragungsnetzbetreiber auf einer zweiten Stufe berechtigt und verpflichtet, auf gesetzlicher Grundlage einseitig Zwangsmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG gegenüber Erzeugungsanlagen anzuordnen, um deren Einspeisung – ohne Vergütung – an das für die Systemsicherheit notwendige Niveau anzupassen (BT-Drs. 15/3917 vom 14.10.2004, S. 57; BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71). Dieses Stufensystem ist durch die Einfügung des § 13 Abs. 1a EnWG jedoch nicht erweitert worden. Absatz 1a begründet zwar nach dem Willen des Gesetzgebers ein gesetzliches Eingriffsrecht des systemverantwortlichen Netzbetreibers, so dass die Maßnahmen auch gegen den Willen der Anlagenbetreiber durchgesetzt werden können. Trotz der fehlenden Freiwilligkeit handelt es sich jedoch um eine marktbezogene Maßnahme. Dies ergibt eine Auslegung der Norm nach Wortlaut, Verordnungsbegründung, Systematik sowie Sinn und Zweck.

209

Bereits nach dem Wortlaut bezieht sich § 13 Abs. 1a EnWG auf marktbezogene Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG („Für die Durchführung von Maßnahmen nach Absatz 1 Nummer 2…“). Dies belegt auch die systematische Stellung des § 13 Abs. 1a EnWG unmittelbar in Anschluss an die marktbezogenen Maßnahmen (König, Engpassmanagement in der deutschen und internationalen Elektrizitätsversorgung, 2013, S. 437). Zwischen den einzelnen marktbezogenen Maßnahmen ordnet das Gesetz jedoch kein Vorrangverhältnis einzelner Maßnahmen an. Auch aus der Gesetzesbegründung ergibt sich nichts Gegenteiliges. Dort wird lediglich auf das Stufenverhältnis zwischen Absatz 1 und 2 hingewiesen. Für § 13 Abs. 1a EnWG bestätigt der Gesetzgeber jedoch dessen Zugehörigkeit zu § 13 Abs. 1 EnWG. Insofern führt er aus, dass die Übertragungsnetzbetreiber, sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems nach Absatz 1 gefährdet oder gestört ist, bei der Durchführung von marktbezogenen Maßnahmen auch auf den gesetzlich ausgestalteten Anspruch nach Absatz 1a EnWG zurückgreifen können. Eine Rangfolge gegenüber anderen marktbezogenen (freiwilligen) Maßnahmen lässt sich daraus nicht herleiten.

210

Schließlich ergibt sich auch aus dem Sinn und Zweck des § 13 Abs. 1a EnWG, dass zwischen freiwilligen Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG und solchen nach § 13 Abs. 1a EnWG kein Rangverhältnis besteht. Mit § 13 Abs. 1a EnWG wollte der Gesetzgeber den Kreis der zum Redispatch potentiell Verpflichteten zugunsten der Systemsicherheit erweitern. Maßnahmen zur Verhinderung von Netzengpässen sollten nicht mehr nur mit einigen Freiwilligen durchgeführt werden können, sondern mit allen am Hoch- und Höchstspannungsnetz angeschlossenen Anlagenbetreibern mit einer Nennleistung ab 50 MW, um eine effektive Beseitigung der Gefahr für die Systemsicherheit zu gewährleisten. Dies setzt aber voraus, dass jeweils derjenige der potentiell Verpflichteten die Maßnahme durchführt, der dies am effektivsten kann. Ein absolutes Vorrangverhältnis zugunsten freiwillig abgeschlossener Redispatch-Verträge stünde dem jedoch entgegen. Vor diesem Hintergrund ist nicht zu beanstanden, dass die Festlegung in Tenorziffer 1 kein Vorrangverhältnis für freiwillig erbrachte Maßnahmen vorschreibt.

211

Auch der Grundsatz der Verhältnismäßigkeit erfordert keine entsprechende Vorgabe in der Festlegung, denn der Übertragungsnetzbetreiber darf bei jeder Störung/Gefährdung des Netzbetriebs – wie auch sonst bei § 13 Abs. 1 Nr.1 und 2 EnWG – ohnehin nur verhältnismäßige Maßnahmen ergreifen. Kommen daher im Einzelfall verschiedene gleich effektive Maßnahmen in Frage, müssen die Übertragungsnetzbetreiber diejenige auswählen, die mit den geringsten Auswirkungen auf die Versorgung und die Netznutzer verbunden ist (vgl. Salje, EnWG, § 13 RN 19; Bourwieg in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 2. Aufl., § 13 RN 11).

212

Es war auch nicht erforderlich, dass die Festlegung die Anweisung zur Wirkleistungsanpassung von der vorherigen Ausschöpfung netzbezogener Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 1 EnWG abhängig macht. Das Verhältnis der Maßnahmen nach Absatz 1 Nr. 1 und Nr. 2 hat der Gesetzgeber in der Gesetzesbegründung zu § 13 EnWG bereits selbst vorgegeben. Danach stehen beide Maßnahmen zwar auf erster Stufe, vorrangig sind jedoch netzbezogene und sodann marktbezogene Maßnahmen einzusetzen (BT-Drs. 15/3917 vom 14.10.2004, S. 57). Daran hat die Einführung von § 13 Abs. 1a EnWG nichts geändert, da diese vom Gesetzgeber den Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG zugeordnet wird. Eine entsprechende Regelung in der Festlegung erübrigt sich daher. Ihr Fehlen kann damit auch nicht die Unverhältnismäßigkeit der Festlegung begründen. Dies gilt unabhängig davon, ob man die vom Gesetzgeber vorgegebene Rangfolge nicht als absolutes, sondern – mangels ausdrücklicher Anordnung im Gesetz selbst - nur als grundsätzliches Rangverhältnis ansieht (vgl. Ebring/Kuring/Ruge in: Säcker, Handbuch zum deutsch-russischen Energierecht, 2010, S. 107ff, RN 178; Ruge in: Rosin u.a., a.a.O., § 13 EnWG, RN 73; Hellermann/Hermes in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, a.a.O., § 13 RN 11). Denn auch in diesem Fall verbliebe es bei dem Grundsatz, dass der Übertragungsnetzbetreiber, wie bereits ausgeführt, ohnehin nur verhältnismäßige Maßnahmen und damit die mit den geringsten Auswirkungen ergreifen darf.

213

4. Aufgreifermessen

214

Die Bundesnetzagentur hat ihr Aufgreifermessen sachgerecht ausgeübt.

215

Nach § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG ist die Bundesnetzagentur ermächtigt, Festlegungen zu den vier genannten Themenkomplexen zu erlassen. Die Ermächtigung soll ihr ausweislich der Gesetzesbegründung ermöglichen, in einem Feld von erheblicher Bedeutung für die Netzstabilität konkrete bundeseinheitliche Regelungen festzulegen, um die Pflichten zwischen den Übertragungsnetzbetreibern und den Betreibern der betroffenen Erzeugungsanlagen praxisgerecht auszugestalten (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71). Damit hat ihr der Gesetzgeber ein weites Ermessen eingeräumt. Dies betrifft sowohl die Frage, ob sie überhaupt eine Festlegung erlässt (Aufgreifermessen), als auch die Frage des Inhalts der Festlegung (Gestaltungs-/Auswahlermessen). Die Ermessensentscheidung ist nach den auch im Energiewirtschaftsrecht geltenden allgemeinen Grundsätzen gerichtlich nur daraufhin überprüfbar, ob die Behörde die gesetzlichen Grenzen des Ermessens überschritten (Ermessensüberschreitung), ihr Ermessen überhaupt nicht ausgeübt (Ermessensnichtgebrauch) oder von dem Ermessen in einer dem Zweck der Ermächtigung nicht entsprechenden Weise Gebrauch gemacht hat (Ermessensfehlgebrauch).

216

Nach diesen Maßgaben liegt eine rechtsfehlerhafte Ausübung des Entschließungsermessens der Bundesnetzagentur nicht vor. Mit der Festlegung wollte sie eine gesicherte und einheitliche Rechtsgrundlage für Redispatch-Einsätze schaffen. Dabei hat sie zutreffend darauf abgestellt, dass die gesetzliche Verpflichtung nach § 13 Abs. 1a EnWG für eine eindeutige, transparente und Unklarheiten vermeidende Durchführung von Redispatch-Maßnahmen in der Praxis nicht ausreicht. Die gesetzliche Regelung bestimmt nur die Grundzüge, nicht jedoch die konkrete Umsetzung, weswegen es zur Vermeidung von Diskriminierungspotential einer konkretisierenden Ausgestaltung bedarf. Beispielhaft hat die Bundesnetzagentur die Konkretisierungsbedürftigkeit im Hinblick auf den nach § 13 Abs. 1a EnWG weit aufgespannten Adressatenkreis bezüglich der Behandlung von KWK-Anlagen, die über eine nur beschränkte Disponibilität bei der Stromerzeugung verfügen, sowie im Hinblick auf die Einbindung der Verteilernetzbetreiber aufgeführt, um der Gefahr unklarer Zweifelsfälle und organisatorischer Defizite entgegenzuwirken.

217

Ferner hat die Bundesnetzagentur die Notwendigkeit konkretisierender Vorgaben wegen der Uneinheitlichkeit bestehender Verträge über in der Regel strombedingte Wirkleistungsanpassungen aus Gründen der Diskriminierungsfreiheit als erforderlich angesehen. Sie hat dies damit begründet, dass die Verträge teilweise noch auf Zeiten zurückgingen, in denen Übertragungsnetzbetreiber und Kraftwerksbetreiber gemeinsam zu einem integrierten Unternehmen gehörten und Einzel- und Sonderregelungen beinhalteten, die eine gegenüber den anderen Marktteilnehmern diskriminierungsfreie Durchführung von Eingriffen in die Wirkleistungseinspeisung fraglich erscheinen ließen. Auch dies lässt Ermessensfehler nicht erkennen. Uneinheitliche Verträge führen zwangsläufig zu einer Ungleichbehandlung einzelner Anlagenbetreiber und bergen damit jedenfalls eine Diskriminierungsgefahr. Dies gilt insbesondere auch für Verträge zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Kraftwerksbetreibern, die aus einer Zeit stammen, als die Vertragspartner einem integrierten Unternehmen angehörten, und daher Sonderregelungen enthalten. Auch der Gesetzgeber hat bei Einführung des § 13 Abs. 1a EnWG auf die uneinheitlich ausgestalteten Verträge hingewiesen (BT-Drs. 17/072 vom 06.06.2011, S. 71).

218

Auch vor dem Hintergrund, dass die Anzahl der Eingriffe in die Fahrweise der Kraftwerke und Speicher wegen der Abschaltung der Atomkraftwerke und der zunehmenden Einspeisung von EEG-Anlagen zugenommen hat, ist die von der Bundesnetzagentur gezogene Schlussfolgerung, dass das bisherige rein privatwirtschaftliche Modell nicht mehr geeignet gewesen ist, eine diskriminierungsfreie Durchführung von Redispatch-Maßnahmen zu gewährleisten, nicht ermessensfehlerhaft und ein Bedürfnis für eine bundesweite Vereinheitlichung der Vorgaben durch den Erlass der Festlegung nachvollziehbar.

219

Dass die Bundesnetzagentur gegen Diskriminierungen grundsätzlich auch im Wege von Missbrauchsverfügungen nach §§ 30, 31 EnWG vorgehen könnte, macht die Ermessensausübung entgegen der Ansicht einzelner Anlagenbetreiber nicht fehlerhaft. Zum einen ist die Vereinheitlichung der Vorgaben für Redispatch-Maßnahmen das effektivere Mittel zur Gewährleistung der Diskriminierungsfreiheit als die Anordnung von Einzelmaßnahmen, zum anderen sind Missbrauchsverfügungen auch nicht geeignet, die mit der Festlegung weiter bezweckte Klarheit und Transparenz für alle Marktteilnehmer bei der Durchführung von Redispatch-Maßnahmen zu schaffen. Denn die Bundesnetzagentur hat die Regelungsbedürftigkeit im Beschluss auch damit begründet, dass infolge der mit der Abschaltung der acht Kernkraftwerke einhergegangenen sprunghaften Zunahme der Häufigkeit und des Umfangs von Maßnahmen zum strombedingten Redispatch und der seitdem bestehenden Notwendigkeit zur Durchführung von spannungsbedingten Redispatch klare Vorgaben für die Durchführung von Wirkleistungsanpassungen geboten sind, um ein ausreichendes Maß an Transparenz zu schaffen. Auch dabei handelt es sich um nicht zu beanstandende Erwägungen. Im Beschwerdeverfahren hat die Bundesnetzagentur ergänzend vorgetragen, dass die zuvor praktizierte privatwirtschaftliche Ausgestaltung von Redispatch-Vereinbarungen nicht mehr geeignet gewesen sei, die Aufrechterhaltung der Systemsicherheit angesichts der zunehmenden Anzahl von Engpässen hinreichend sicher zu stellen, weil einige Kraftwerksbetreiber ihre Teilnahme an Redispatch-Maßnahmen verweigert hätten. Dieser Umstand hatte die Bundesnetzagentur veranlasst, bereits vor Erlass des § 13 Abs. 1a EnWG ein Verwaltungsverfahren zu eröffnen, um Redispatch-Maßnahmen einheitlich und verpflichtend vertraglich zu regeln (Bl. 1, 2 VV). Die teilweise fehlende Bereitschaft von Kraftwerksbetreibern, an Redispatch-Maßnahmen überhaupt oder zu angemessenen Konditionen teilzunehmen, waren auch der Anlass für den Gesetzgeber, das gesetzliche Anweisungsrecht des Übertragungsnetzbetreibers in § 13 Abs. 1a EnWG einzuführen (BT-Drs. 17/072 vom 06.06.2011, S. 71). Vor diesem Hintergrund ist das Bestreiten der fehlenden Bereitschaft einiger Kraftwerksbetreiber durch einzelne Anlagenbetreiber nicht nachvollziehbar. Angesichts der je nach Lage des Engpasses nur geringen Anzahl der für Redispatch-Maßnahmen in Betracht kommenden Anlagenbetreiber kann die fehlende Bereitschaft auch nur einzelner Kraftwerksbetreiber bereits zu einer Gefährdung der Netzsituation und damit der Systemsicherheit führen. Es ist daher gut nachvollziehbar, dass die Bundesnetzagentur einheitliche Vorgaben für Redispatch-Maßnahmen regeln wollte. Es ist nicht fernliegend, dass das System freiwilliger Vereinbarungen in Zukunft nicht oder jedenfalls nicht so wie in der Vergangenheit weiter funktioniert hätte.

220

Vor diesem Hintergrund kann dahinstehen, ob die Countertrading-Mengen mit in die Abwägung einzubeziehen waren. Jedenfalls auch ohne Berücksichtigung des Countertradings hat die Bundesnetzagentur ihr Aufgreifermessen anhand nachvollziehbarer Gründe sachgerecht ausgeübt. Dabei hat sie durch die gewählten Formulierungen, die Notwendigkeit konkretisierender Vorgaben „ergibt sich bereits“, „folgt auch aus“ und „ergibt sich nicht zuletzt aus“ deutlich gemacht, dass jeder Ermessensgrund für sich gesehen den Erlass der Festlegung rechtfertigt. Der Ermessensgrund „Countertrading-Mengen“ war daher für den Erlass der Festlegung nicht kausal (Kopp/Schenke, VwGO, 20.Aufl., § 114 RN 6a). Eine Einbeziehung der auf Countertrading-Maßnahmen entfallenden Kosten in den Abwägungsprozess des Aufgreifermessens hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur hingegen nicht vorgenommen.

221

5. Ermessen/Verhältnismäßigkeit

222

Die Bundesnetzagentur hat auch im Übrigen ihr Ermessen sachgerecht ausgeübt und dabei den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit beachtet.

223

5.1. Befristung

224

Der Einwand der Betroffenen, die Festlegung verstoße gegen den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit, weil eine (zunächst) befristete Regelung mit eventueller Verlängerungsoption das im Vergleich mildere, aber im Hinblick auf den Regelungszweck gleich geeignete Mittel gewesen wäre, hat keinen Erfolg.

225

Eine Befristung der Festlegung war vorliegend weder veranlasst noch das geeignete Mittel, um auf tatsächliche oder rechtliche Veränderungen zu reagieren. Befristungen belastender Verwaltungsakte mit Dauerwirkung gelten zwar als geeignetes Mittel, die Eingriffsadäquanz im Lichte des verfassungsrechtlichen Gebotes der Verhältnismäßigkeit zu sichern (vgl. BVerfGE 51, 386, 398 ff.). Sie sind deshalb dann sachgerecht, wenn schon im Zeitpunkt des Erlasses des Verwaltungsaktes feststeht oder doch wenigstens anhand bestimmter Gesichtspunkte in etwa abgesehen werden kann, ab wann der Eingriff nicht mehr erforderlich ist (BVerwGE 84, 292ff, juris RN 26). Vorliegend bestand schon deswegen kein Anlass, die Festlegung zu befristen, weil diese die gesetzliche Regelung des § 13 Abs. 1a EnWG näher konkretisiert, welche ihrerseits nicht befristet ist, mithin andauernder Regelungsbedarf besteht. Auf der Grundlage veränderter tatsächlicher Verhältnisse in der Zukunft zu treffende Ermessensentscheidungen können grundsätzlich ohnehin nicht im Wege einer Befristung vorweggenommen werden (BVerwGE 60, 269, 276f). Um auf sich ändernde tatsächliche Verhältnisse, Fehlentwicklungen oder neue Erkenntnisse reagieren zu können, sieht das Gesetz in § 29 Abs. 2 EnWG vielmehr die nachträgliche Änderungsbefugnis der Regulierungsbehörde vor.

226

5.2. Tenorziffer 4

227

Tenorziffer 4 lässt keine Ermessensfehler erkennen.

228

5.2.1. Überprüfbarkeit

229

Die 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.

230

Die 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.

231

Dass 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.

232

5.2.2. Kosteneffizienz

233

Dass 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.

234

Zwar 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.

235

5.2.3. Anstieg Redispatch-Volumen und -Kosten

236

Das 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.

237

Nach 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.

238

Die 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.

239

Gleichzeitig 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.

240

Der 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.

241

Beim 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 Redispatchanweisung 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.

242

5.2.4. Leistungsanteil nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung

243

Tenorziffer 4 ist auch nicht im Hinblick auf Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung rechtswidrig. Soweit Kraftwerksbetreiber darauf hingewiesen haben, 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 § 1 Abs. 1 EnWG liegt nicht vor.

244

Da 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.

245

5.2.5. Spannungsbedingter Redispatch

246

Das 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. Der Einholung des von der Betroffenen beantragten Sachverständigengutachtens bedarf es daher nicht.

247

5.2.6. Kraftwerksrevisionen

248

Kraftwerke, 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.

249

5.2.7. Differenzierung zwischen Minimallast und Abschaltung

250

Die 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.

251

Tenorziffer 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.

252

5.2.8. Abhängigkeit vom Bestand der Vergütungsfestlegung

253

Dass 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.

254

5.2.9. netzknotenbezogene Anweisung konterkariert Merit Order

255

Zu 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.

256

Wie 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.

257

5.3. Ausschluss Intraday

258

Das Verbot der Fahrplananpassungen und der damit verbundene Ausschluss der verpflichteten Anlagen vom Intraday-Markt ist zur Erreichung des mit der Redispatch-Maßnahme erstrebten Zwecks, die Aufrechterhaltung bzw. Wiederherstellung der Systemsicherheit und -zuverlässigkeit, grundsätzlich erforderlich. Fahrplananpassungen aufgrund von Intraday-Geschäften unter Vorbehalt des Übertragungsnetzbetreibers zu stellen, ist demgegenüber kein gleich geeignetes Mittel. Denn auch in diesem Fall müsste der Übertragungsnetzbetreiber zunächst sämtliche Fahrplanänderungen auf ihre Vereinbarkeit mit der Netzsicherheit prüfen, dies jedoch in einer Situation, in der er eine Gefährdung oder Störung der Netzsicherheit bereits bejaht und aufgrund dessen die Redispatch-Maßnahme angewiesen hat. Angesichts der Vielzahl der zu treffenden Maßnahmen und der nicht unerheblichen Redispatch-Mengen würde das operative Geschäft des Übertragungsnetzbetreibers erheblich erschwert, wodurch sich negative Auswirkungen auf die ohnehin schon gefährdete Netzsicherheit nicht ausschließen ließen. Hinzu kommt, dass für den Anlagenbetreiber im Voraus auch gar nicht ersichtlich wäre, ob das von ihm getätigte Intraday-Geschäft vom Übertragungsnetzbetreiber genehmigt würde, mit der Folge, dass er sich gegebenenfalls schadensersatzpflichtig macht. Der Vertreter der Betroffenen hat insoweit im Senatstermin nachvollziehbar darauf hingewiesen, dass eine Rücksprache mit dem Übertragungsnetzbetreiber nicht praktikabel sei. Soweit dies in der Praxis von Übertragungsnetzbetreibern in Einzelfällen anders gehandhabt wird, ist dies nicht zu beanstanden, vermag aber die grundsätzlich bestehende Gefahr des Unterlaufens von Redispatchmaßnahmen und damit die Erforderlichkeit eines Verbots von Fahrplan-anpassungen nicht in Frage zu stellen.

259

Das Verbot der Fahrplananpassungen und damit des Intraday-Handels ist jedoch nur dann verhältnismäßig, wenn den Anlagenbetreibern Opportunitätseinbußen vergütet werden. Andernfalls sind Anlagen, die sich in räumlicher Nähe zu dem Engpass befinden und daher regelmäßig zum Redispatch herangezogen werden, gegenüber den übrigen Anlagenbetreibern benachteiligt. Denn Opportunitäten stellen entgangene Gewinnmöglichkeiten dar, die nur deswegen nicht wahrgenommen werden können, weil ein Kraftwerksbetreiber Redispatch-Maßnahmen erbringen muss. Soweit die Bundesnetzagentur darauf verweist, dass Intraday-Handel lediglich ermögliche, kurzfristige Abweichungen von Verbrauchsprognosen auszugleichen, greift dies zu kurz. Der Intraday-Handel ist inzwischen ein relevanter und erheblicher Markt, um Renditen und Deckungsbeiträge zu erwirtschaften.

260

Auch der Hinweis der Bundesnetzagentur, dass der Intraday-Handel in einer Netz-engpasssituation ohnehin eingeschränkt sei, Intraday-Chancen nicht nutzbar seien, trifft in dieser Allgemeinheit nicht zu. Grundsätzlich können Fahrpläne auch im Redispatch-Fall kurzfristig geändert werden (§ 5 Abs. 2 S. 1 StromNZV). Durch die bloße Möglichkeit des Übertragungsnetzbetreibers, eine Fahrplanänderung abzulehnen (§ 5 Abs. 2 S. 2 StromNZV), wird der Markt nicht von vornherein und regelmäßig beschränkt. So können auch die nicht zum Redispatch angewiesenen Netzbetreiber während eines Netzengpasses weiterhin uneingeschränkt am Intraday-Handel teilnehmen. Damit wird im Redispatch-Fall nicht jeder Intraday-Handel ausgeschlossen, sondern nur dem zum Redispatch konkret verpflichteten Kraftwerksbetreiber der Intraday-Handel verwehrt, der daher gegenüber den übrigen Anlagenbetreibern wirtschaftlich benachteiligt ist. Soweit die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 die Vergütung von Opportunitätskosten nicht vorsieht, ist diese rechtswidrig (vgl. Beschlüsse vom heutigen Tag in den Beschwerdeverfahren gegen die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8). Dies führt jedoch nicht gleichzeitig zur Rechtswidrigkeit der streitgegenständlichen Festlegung, denn der entsprechende Vergütungsanspruch ergibt sich bereits unmittelbar aus § 13 Abs. 1a EnWG (angemessene Vergütung).

261

5.4. Art. 12, Art. 3 GG

262

Die hier streitgegenständliche Redispatch-Festlegung verstößt auch nicht unter dem Gesichtspunkt der unzureichenden Vergütung gegen Art. 12 Abs. 1 i.V.m. Art. 3 Abs. 1 GG.

263

Redispatch-Anweisungen nach § 13 Abs. 1a EnWG greifen in die unternehmerische

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Freiheit der Kraftwerksbetreiber und damit in das nach Art. 12 Abs. 1 GG geschützte Grundrecht auf freie Berufsausübung ein. Sie sind jedoch grundsätzlich im Hinblick auf die Versorgungssicherheit, die ein Gemeinschaftsinteresse höchsten Ranges darstellt (BVerfG, Beschluss vom 16.03.1971, 1 BVR 52/66 juris RN 82; BVerfGE 13,97 (107)), gerechtfertigt und aufgrund des gesetzlich eingeräumten Anspruchs auf angemessene Vergütung verhältnismäßig (vgl. nur zur Statthaftigkeit von Regelungen der Berufsausübung BVerfG, Beschluss vom 17.10.1984, 1 BvL 18/82 u. a., NJW 1985, 963f.). Allerdings setzt die Vergütungsfestlegung den Anspruch auf angemessene Vergütung nicht ausreichend um, da sie die mit dem Eingriff in den Betrieb der Erzeugungsanlage durch den Übertragungsnetzbetreiber verbundenen Kosten nur unzureichend kompensiert. Dies führt zu einer nicht gerechtfertigten Ungleichbehandlung der in Anspruch genommenen Kraftwerksbetreiber gegenüber den nicht in Anspruch genommenen Kraftwerksbetreibern, die ihre Kapazitäten weiterhin voll flexibel am Markt anbieten und damit die Chancen aus alternativen Vermarktungsmöglichkeiten realisieren können. Die angewiesenen Anlagenbetreiber werden daher innerhalb der betroffenen Berufsgruppe ohne zureichende sachliche Gründe wesentlich stärker als andere belastet, so dass Art. 12 Abs. 1 GG i.V.m. Art. 3 Abs. 1 GG verletzt ist. Die Rechtsverletzung ergibt sich aber nicht aus der Inanspruchnahme zum Redispatch, zu dem der Anlagenbetreiber ohnehin schon kraft Gesetzes verpflichtet ist, sondern allein aus der unzureichenden Vergütung der Maßnahme. Die unzureichenden Vergütungsregelungen führen daher zur Rechtswidrigkeit und Aufhebung der Festlegung der Beschlusskammer 8, nicht jedoch gleichzeitig zur Rechtswidrigkeit der hier streitgegenständlichen Festlegung unter dem Gesichtspunkt der Unverhältnismäßigkeit. Mit dem Wegfall der Vergütungsfestlegung entfällt auch nicht gleichzeitig der Anspruch auf angemessene Vergütung. Dieser ergibt sich vielmehr bereits unmittelbar aus dem Gesetz.

265

6. Gesamtaufhebung

266

Auch 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.

267

268

269

Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG.

270

II.

271

Den 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).

272

273

Die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof ist zuzulassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung i.S.d. § 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG haben.

274

Rechtsmittelbelehrung:

275

Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf

276

einer 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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VwGO

(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) Ni

VwVfG

(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

3 Referenzen - Urteile

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published on 21/01/2014 00:00

Bundesgerichtshof

BUNDESGERICHTSHOF BESCHLUSS EnVR 12/12 Verkündet am: 21. Januar 2014 Bürk Amtsinspektorin als Urkundsbeamtin der Geschäftsstelle in dem energiewirtschaftsrechtlichen Verwaltungsverfahren Nachschlagewerk: ja BGHZ:

published on 22/07/2014 00:00

Bundesgerichtshof

BUNDESGERICHTSHOF BESCHLUSS E n V R 5 8 / 1 2 Verkündet am: 22. Juli 2014 Bürk Amtsinspektorin als Urkundsbeamtin der Geschäftsstelle in dem Rechtsstreit in der energiewirtschaftsrechtlichen Verwaltungssache D

published on 22/07/2014 00:00

Bundesgerichtshof

BUNDESGERICHTSHOF BESCHLUSS E n V R 5 9 / 1 2 Verkündet am: 22. Juli 2014 Bürk Amtsinspektorin als Urkundsbeamtin der Geschäftsstelle in der energiewirtschaftsrechtlichen Verwaltungssache Nachschlagewerk: ja BGHZ: nein BGHR: ja Stro

SubjectsSteuerrecht, Strafrecht, Urheber- und Medienrecht, Verfassungsrecht, Verwaltungsrecht

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Annotations

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.

Bei strom- und spannungsbedingten Anpassungen der Wirkleistungserzeugung oder des Wirkleistungsbezugs sind abweichend von Satz 1 von mehreren geeigneten Maßnahmen nach Satz 1 Nummer 2 und 3 die Maßnahmen auszuwählen, die voraussichtlich insgesamt die geringsten Kosten verursachen. Maßnahmen gegenüber Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung unter 100 Kilowatt, die durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind, dürfen die Betreiber von Übertragungsnetzen unabhängig von den Kosten nachrangig ergreifen.

(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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

Die Betreiber der Übertragungsnetze müssen sich bei der Auswahl der KWK-Anlagen, mit denen vertragliche Vereinbarungen nach den Sätzen 1 und 2 geschlossen werden, auf die KWK-Anlagen beschränken, die kostengünstig und effizient zur Beseitigung von Netzengpässen beitragen können. Die vertragliche Vereinbarung muss mindestens für fünf Jahre abgeschlossen werden und kann höchstens eine Geltungsdauer bis zum 31. Dezember 2028 haben; sie ist mindestens vier Wochen vor dem Abschluss der Bundesnetzagentur und spätestens vier Wochen nach dem Abschluss den anderen Betreibern von Übertragungsnetzen zu übermitteln. Sie dürfen nur von Übertragungsnetzbetreibern aufgrund von Engpässen im Übertragungsnetz abgeschlossen werden, § 14 Absatz 1 Satz 1 findet insoweit keine Anwendung. Die installierte elektrische Leistung von Wärmeerzeugern, die aufgrund einer vertraglichen Vereinbarung mit den KWK-Anlagen nach den Sätzen 1 und 2 installiert wird, darf 2 Gigawatt nicht überschreiten.

(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.

Die Nichteinhaltung der Bedingungen nach Satz 4 Nummer 1, 2 und 5 wird mit dem Ausschluss von den Ausschreibungen für die Dauer von drei Monaten belegt. Nicht teilnahmeberechtigt sind zuschaltbare Lasten, die unmittelbar oder bilanziell Strom aus Anlagen zur Erzeugung von erneuerbarer Energie beziehen oder innerhalb der letzten zwölf Monate bezogen haben. Für aus dem Netz bezogenen Strom nach Satz 1 werden die Umlagen nach § 17f Absatz 5, nach § 26 Absatz 1 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes, nach § 18 Absatz 1 der Abschaltbare-Lasten-Verordnung sowie nach § 19 Absatz 2 Satz 15 der Stromnetzentgeltverordnung nicht erhoben. Die Bundesnetzagentur kann im Wege einer Festlegung nach § 29 Absatz 1 über eine Reduzierung der Netzentgelte bis auf null für diesen Strombezug sowie über den Ausschreibungszeitraum nach Satz 1 entscheiden. An Ausschreibungen nach Satz 1 können sich Betreiber von Verteilernetzen beteiligen, sofern sie dadurch eine Abregelung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vermeiden können und nachweisen, dass das Netz weder im erforderlichen Umfang nach dem Stand der Technik optimiert, verstärkt oder ausgebaut werden konnte noch andere geeignete Maßnahmen zur effizienten Beseitigung des Engpasses verfügbar sind. Der Bedarf an Zuschaltungen durch Übertragungsnetzbetreiber geht dem Bedarf in Verteilernetzen voraus. Der Betreiber einer zuschaltbaren Last darf nicht 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) mit dem Betreiber eines Verteilernetzes verbunden sein.

(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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 67 Anhörung, mündliche Verhandlung

(1) Die Regulierungsbehörde hat den Beteiligten Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben.

(2) Vertretern der von dem Verfahren berührten Wirtschaftskreise kann die Regulierungsbehörde in geeigneten Fällen Gelegenheit zur Stellungnahme geben.

(3) Auf Antrag eines Beteiligten oder von Amts wegen kann die Regulierungsbehörde eine öffentliche mündliche Verhandlung durchführen. Für die Verhandlung oder für einen Teil davon ist die Öffentlichkeit auszuschließen, wenn sie eine Gefährdung der öffentlichen Ordnung, insbesondere der Sicherheit des Staates, oder die Gefährdung eines wichtigen Betriebs- oder Geschäftsgeheimnisses besorgen lässt.

(4) Die §§ 45 und 46 des Verwaltungsverfahrensgesetzes sind anzuwenden.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen

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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Stromnetzzugangsverordnung - StromNZV | § 5 Grundsätze der Fahrplanabwicklung und untertäglicher Handel

(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.: 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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Stromnetzzugangsverordnung - StromNZV | § 5 Grundsätze der Fahrplanabwicklung und untertäglicher Handel

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen

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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Verwaltungsverfahrensgesetz - VwVfG | § 44 Nichtigkeit des Verwaltungsaktes

(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.: 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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland - GG | Art 12

(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.: 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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Verwaltungsverfahrensgesetz - VwVfG | § 37 Bestimmtheit und Form des Verwaltungsaktes; Rechtsbehelfsbelehrung

(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 | § 1 Zweck und Ziele des Gesetzes

(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.

Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland - GG | Art 12

(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.: 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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland - GG | Art 12

(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 | § 83 Beschwerdeentscheidung

(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 | § 75 Zulässigkeit, Zuständigkeit

(1) Gegen Entscheidungen der Regulierungsbehörde ist die Beschwerde zulässig. Sie kann auch auf neue Tatsachen und Beweismittel gestützt werden.

(2) Die Beschwerde steht den am Verfahren vor der Regulierungsbehörde Beteiligten zu.

(3) Die Beschwerde ist auch gegen die Unterlassung einer beantragten Entscheidung der Regulierungsbehörde zulässig, auf deren Erlass der Antragsteller einen Rechtsanspruch geltend macht. Als Unterlassung gilt es auch, wenn die Regulierungsbehörde den Antrag auf Erlass der Entscheidung ohne zureichenden Grund in angemessener Frist nicht beschieden hat. Die Unterlassung ist dann einer Ablehnung gleich zu achten.

(4) Über die Beschwerde entscheidet ausschließlich das für den Sitz der Regulierungsbehörde zuständige Oberlandesgericht, in den Fällen des § 51 ausschließlich das für den Sitz der Bundesnetzagentur zuständige Oberlandesgericht, und zwar auch dann, wenn sich die Beschwerde gegen eine Verfügung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie richtet. § 36 der Zivilprozessordnung gilt entsprechend.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 29 Verfahren zur Festlegung und Genehmigung

(1) Die Regulierungsbehörde trifft Entscheidungen in den in diesem Gesetz benannten Fällen und über die Bedingungen und Methoden für den Netzanschluss oder den Netzzugang nach den in § 17 Abs. 3, § 21a Abs. 6 und § 24 genannten Rechtsverordnungen durch Festlegung gegenüber einem Netzbetreiber, einer Gruppe von oder allen Netzbetreibern oder den sonstigen in der jeweiligen Vorschrift Verpflichteten oder durch Genehmigung gegenüber dem Antragsteller.

(2) Die Regulierungsbehörde ist befugt, die nach Absatz 1 von ihr festgelegten oder genehmigten Bedingungen und Methoden nachträglich zu ändern, soweit dies erforderlich ist, um sicherzustellen, dass sie weiterhin den Voraussetzungen für eine Festlegung oder Genehmigung genügen. Die §§ 48 und 49 des Verwaltungsverfahrensgesetzes bleiben unberührt.

(3) Die Bundesregierung kann das Verfahren zur Festlegung oder Genehmigung nach Absatz 1 sowie das Verfahren zur Änderung der Bedingungen und Methoden nach Absatz 2 durch Rechtsverordnung mit Zustimmung des Bundesrates näher ausgestalten. Dabei kann insbesondere vorgesehen werden, dass Entscheidungen der Regulierungsbehörde im Einvernehmen mit dem Bundeskartellamt ergehen.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen

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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 67 Anhörung, mündliche Verhandlung

(1) Die Regulierungsbehörde hat den Beteiligten Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben.

(2) Vertretern der von dem Verfahren berührten Wirtschaftskreise kann die Regulierungsbehörde in geeigneten Fällen Gelegenheit zur Stellungnahme geben.

(4) Die §§ 45 und 46 des Verwaltungsverfahrensgesetzes sind anzuwenden.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen

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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 12 Aufgaben der Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen, Verordnungsermächtigung

(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.

Zu den bereitzustellenden Informationen zählen insbesondere Stammdaten, Planungsdaten und Echtzeitdaten.

(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.: 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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 15 Ermittlung der Ineffizienzen

(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.: 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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 117a Regelung bei Stromeinspeisung in geringem Umfang

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,

die nur deswegen als Energieversorgungsunternehmen gelten, weil sie Elektrizität nach den Vorschriften des Erneuerbare-Energien-Gesetzes oder des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes in ein Netz einspeisen oder im Sinne des § 3 Nummer 16 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes direkt vermarkten, sind hinsichtlich dieser Anlagen von den Bestimmungen des § 10 Abs. 1 ausgenommen. Mehrere Anlagen zur Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie gelten unabhängig von den Eigentumsverhältnissen und ausschließlich zum Zweck der Ermittlung der elektrischen Leistung im Sinne des Satzes 1 Nummer 1 als eine Anlage, wenn sie sich auf demselben Grundstück oder sonst in unmittelbarer räumlicher Nähe befinden und innerhalb von zwölf aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in Betrieb genommen worden sind. Satz 1 gilt nicht, wenn der Betreiber ein vertikal integriertes Unternehmen ist oder im Sinne des § 3 Nr. 38 mit einem solchen verbunden ist. Bilanzierungs-, Prüfungs- und Veröffentlichungspflichten aus sonstigen Vorschriften bleiben unberührt. Mehrere Anlagen im Sinne des Satzes 1 Nr. 1 und 2, die unmittelbar an einem Standort miteinander verbunden sind, gelten als eine Anlage, wobei die jeweilige elektrische Leistung zusammenzurechnen ist.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13a Erzeugungsanpassung und ihr bilanzieller und finanzieller Ausgleich

(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.

Ersparte Aufwendungen erstattet der Anlagenbetreiber an den zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes. Abweichend von Satz 2 ist der bilanzielle Ausgleich nach Absatz 1a nicht anzurechnen, wenn der Strom nach § 57 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermarkten ist.

(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.: 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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 3 Begriffsbestimmungen

Im Sinne dieses Gesetzes bedeutet

1.

AbrechnungsinformationenInformationen, die üblicherweise in Rechnungen über die Energiebelieferung von Letztverbrauchern zur Ermittlung des Rechnungsbetrages enthalten sind, mit Ausnahme der Zahlungsaufforderung selbst,

1a.

Aggregatorennatürliche 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.

AusgleichsleistungenDienstleistungen 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.

Ausspeisekapazitätim Gasbereich das maximale Volumen pro Stunde in Normkubikmeter, das an einem Ausspeisepunkt aus einem Netz oder Teilnetz insgesamt ausgespeist und gebucht werden kann,

1d.

Ausspeisepunktein Punkt, an dem Gas aus einem Netz oder Teilnetz eines Netzbetreibers entnommen werden kann,

2.

Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzennatürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die Betreiber von Übertragungs- oder Elektrizitätsverteilernetzen sind,

3.

Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzennatürliche 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 EnergieversorgungsnetzenBetreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen oder Gasversorgungsnetzen,

5.

Betreiber von FernleitungsnetzenBetreiber 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,

6.

Betreiber von Gasspeicheranlagennatürliche 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 Gasversorgungsnetzennatürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisationseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die Gasversorgungsnetze betreiben,

8.

Betreiber von Gasverteilernetzennatürliche 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-Anlagennatürliche 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 Infrastrukturennatürliche 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 Übertragungsnetzennatürliche 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 Regelzonenverantwortungdie Unternehmen 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH und TransnetBW GmbH sowie ihre Rechtsnachfolger,

10b.

Betreiber von Wasserstoffnetzennatürliche 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 Wasserstoffspeicheranlagennatürliche 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.

Bilanzkreisim 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.

Bilanzzoneim Gasbereich der Teil eines oder mehrerer Netze, in dem Ein- und Ausspeisepunkte einem bestimmten Bilanzkreis zugeordnet werden können,

10f.

BiogasBiomethan, 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 Erzeugungsanlageeine an das Verteilernetz angeschlossene verbrauchs- und lastnahe Erzeugungsanlage,

12.

Direktleitungeine 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.

EigenanlagenAnlagen zur Erzeugung von Elektrizität zur Deckung des Eigenbedarfs, die nicht von Energieversorgungsunternehmen betrieben werden,

13a.

Einspeisekapazitätim Gasbereich das maximale Volumen pro Stunde in Normkubikmeter, das an einem Einspeisepunkt in ein Netz oder Teilnetz eines Netzbetreibers insgesamt eingespeist werden kann,

13b.

Einspeisepunktein 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.

EnergieElektrizität, Gas und Wasserstoff, soweit sie zur leitungsgebundenen Energieversorgung verwendet werden,

15.

EnergieanlagenAnlagen 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.

Energiederivatein 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.

EnergieeffizienzmaßnahmenMaßnahmen zur Verbesserung des Verhältnisses zwischen Energieaufwand und damit erzieltem Ergebnis im Bereich von Energieumwandlung, Energietransport und Energienutzung,

15c.

EnergielieferantGaslieferant oder Stromlieferant,

15d.

EnergiespeicheranlageAnlage 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.

EnergieversorgungsnetzeElektrizitätsversorgungsnetze 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 VersorgungEnergieversorgungsnetze, 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.

Energieversorgungsunternehmennatürliche 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.

Energieversorgungsvertragein Vertrag über die Lieferung von Elektrizität oder Gas, mit Ausnahme von Energiederivaten,

18b.

ErlösobergrenzeObergrenzen der zulässigen Gesamterlöse eines Netzbetreibers aus den Netzentgelten,

18c.

erneuerbare EnergienEnergien im Sinne des § 3 Nummer 21 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes,

18d.

ErzeugungsanlageAnlage zur Erzeugung von elektrischer Energie,

18e.

europäische Strommärktedie Strommärkte der Mitgliedstaaten der Europäischen Union sowie der Schweizerischen Eidgenossenschaft und des Königreichs Norwegen,

19.

Fernleitungder 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.

GasErdgas, 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.

Gaslieferantnatürliche und juristische Personen, deren Geschäftstätigkeit ganz oder teilweise auf den Vertrieb von Gas zum Zwecke der Belieferung von Letztverbrauchern ausgerichtet ist,

19c.

Gasspeicheranlageeine 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 DrittstaatenFernleitungen zwischen einem Mitgliedstaat der Europäischen Union und einem Drittstaat bis zur Grenze des Hoheitsgebietes der Mitgliedstaaten oder dem Küstenmeer dieses Mitgliedstaates,

20.

Gasversorgungsnetzealle 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 ElektrizitätsverbindungsleitungenÜbertragungsleitungen 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.

Großhändlernatürliche 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-Gasversorgungsnetzein Gasversorgungsnetz zur Versorgung von Kunden mit H-Gas,

22.

HaushaltskundenLetztverbraucher, 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.

Hilfsdienstesämtliche 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.

Kleinstunternehmenein Unternehmen, das weniger als zehn Personen beschäftigt und dessen Jahresumsatz oder dessen Jahresbilanzsumme 2 Millionen Euro nicht überschreitet,

24.

KundenGroßhändler, Letztverbraucher und Unternehmen, die Energie kaufen,

24a.

KundenanlagenEnergieanlagen 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 EigenversorgungEnergieanlagen 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-Gasversorgungsnetzein Gasversorgungsnetz zur Versorgung von Kunden mit L-Gas,

24d.

landseitige Stromversorgungdie mittels einer Standardschnittstelle von Land aus erbrachte Stromversorgung von Seeschiffen oder Binnenschiffen am Liegeplatz,

24e.

Landstromanlagendie 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.

LetztverbraucherNatürliche 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-Anlageeine 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.

Marktgebietsverantwortlicherist 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.

Messstellenbetreiberein Netzbetreiber oder ein Dritter, der die Aufgabe des Messstellenbetriebs wahrnimmt,

26c.

Messstellenbetriebder Einbau, der Betrieb und die Wartung von Messeinrichtungen,

26d.

Messungdie Ab- und Auslesung der Messeinrichtung sowie die Weitergabe der Daten an die Berechtigten,

27.

NetzbetreiberNetz- oder Anlagenbetreiber im Sinne der Nummern 2 bis 5, 7 und 8, 10 und 10a,

28.

Netznutzernatürliche oder juristische Personen, die Energie in ein Elektrizitäts- oder Gasversorgungsnetz einspeisen oder daraus beziehen,

29.

Netzpufferungdie 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 Infrastruktureine Infrastruktur, die nach dem 12. Juli 2005 in Betrieb genommen worden ist,

29b.

oberste UnternehmensleitungVorstand, Geschäftsführung oder ein Gesellschaftsorgan mit vergleichbaren Aufgaben und Befugnissen,

29c.

Offshore-AnbindungsleitungenAnbindungsleitungen im Sinne von § 3 Nummer 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes,

29d.

örtliches Verteilernetzein 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.

Regelzoneim 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 ElektrizitätsverbindungsleitungenBetreiber 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.

Stromlieferantennatürliche 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 Tarifenein 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.

Teilnetzim Gasbereich ein Teil des Transportgebiets eines oder mehrerer Netzbetreiber, in dem ein Transportkunde gebuchte Kapazitäten an Ein- und Ausspeisepunkten flexibel nutzen kann,

31d.

Transportkundeim Gasbereich Großhändler, Gaslieferanten einschließlich der Handelsabteilung eines vertikal integrierten Unternehmens und Letztverbraucher,

31e.

Transportnetzbetreiberjeder Betreiber eines Übertragungs- oder Fernleitungsnetzes,

31f.

Transportnetzjedes Übertragungs- oder Fernleitungsnetz,

32.

Übertragungder 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.

Umweltverträglichkeitdass 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.

Unternehmensleitungdie 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.

VerbindungsleitungenAnlagen, 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.

Verbundnetzeine Anzahl von Übertragungs- und Elektrizitätsverteilernetzen, die durch eine oder mehrere Verbindungsleitungen miteinander verbunden sind, oder eine Anzahl von Gasversorgungsnetzen, die miteinander verbunden sind,

35a.

Versorgeranteilder auf die Energiebelieferung entfallende Preisanteil, der sich rechnerisch nach Abzug der Umsatzsteuer und der Belastungen nach § 40 Absatz 3 ergibt,

36.

Versorgungdie Erzeugung oder Gewinnung von Energie zur Belieferung von Kunden, der Vertrieb von Energie an Kunden und der Betrieb eines Energieversorgungsnetzes,

37.

Verteilungder 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 Unternehmenein 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 ErzeugungErzeugung von Strom aus Windenergieanlagen und aus solarer Strahlungsenergie,

38b.

vollständig integrierte NetzkomponentenNetzkomponenten, 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 RohrleitungsnetzRohrleitungen 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.

Wasserstoffnetzein 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.

Wasserstoffspeicheranlageneine 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.

Winterhalbjahrder Zeitraum vom 1. Oktober eines Jahres bis zum 31. März des Folgejahres.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen

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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2014 | § 11 Abnahme, Übertragung und Verteilung

(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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 118 Übergangsregelungen

(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.

Der Betreiber der Anlage kann auf die Einstufung als Bestandsanlage verzichten. Der Verzicht ist schriftlich gegenüber dem Netzbetreiber zu erklären.

(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.

§ 41 Absatz 6 ist entsprechend anzuwenden. Es wird vermutet, dass die Umlage nach § 60 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes gemäß Satz 1 Nummer 1 Kalkulationsbestandteil ist, es sei denn, der Stromlieferant weist nach, dass dies nicht erfolgt ist. Endet ein Stromliefervertrag vor dem 31. Dezember 2022, endet die Verpflichtung nach Satz 1 zu dem Zeitpunkt, an dem der bisherige Stromliefervertrag endet.

(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.

Wird im Fall einer Festlegung nach Satz 1 der Anspruch geltend gemacht, ist für die tatsächliche Erfüllung der Voraussetzungen eines solchen individuellen Netzentgeltes auf das Kalenderjahr 2021 abzustellen. Die Regulierungsbehörde kann in der Festlegung nach Satz 1 insbesondere auch vorgeben, wie Unternehmen eine Verminderung ihres Gasbezugs als Voraussetzung zur Weitergeltung der Vereinbarung individueller Netzentgelte nachzuweisen haben.

(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.

Voraussetzungen nach Satz 2 Nummer 2 können insbesondere auch auf eine von den Unternehmen bei ihrem Strombezug zu erreichende Benutzungsstundenzahl bezogen sein sowie Vorgaben dazu sein, wie bei der Bemessung oder Ermittlung einer erforderlichen Benutzungsstundenzahl eine Teilnahme von Unternehmen am Regelleistungsmarkt oder eine Reduzierung sowie spätere Erhöhung oder eine Erhöhung sowie spätere Reduzierung ihres Strombezugs bei in der Festlegung bestimmten Preishöhen am börslichen Großhandelsmarkt für Strom zu berücksichtigen ist. Sofern eine Vereinbarung über individuelle Netzentgelte bis zum 30. September 2021 oder bis zum 30. September 2022 bei der Regulierungsbehörde angezeigt wurde, die angezeigte Vereinbarung rechtmäßig ist und die Voraussetzungen der Vereinbarung im Jahr 2021 oder 2022 erfüllt worden sind, darf die Regulierungsbehörde nicht zu Lasten der betroffenen Unternehmen von den Voraussetzungen abweichen. Sonstige Festlegungsbefugnisse, die sich für die Regulierungsbehörde aus einer Rechtsverordnung nach § 24 ergeben, bleiben unberührt.

(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.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 15 Grundsätze der Entgeltermittlung

(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.: 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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 29 Verfahren zur Festlegung und Genehmigung

Bürgerliches Gesetzbuch - BGB | § 133 Auslegung einer Willenserklärung

Bei der Auslegung einer Willenserklärung ist der wirkliche Wille zu erforschen und nicht an dem buchstäblichen Sinne des Ausdrucks zu haften.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 29 Verfahren zur Festlegung und Genehmigung

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen

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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Stromnetzzugangsverordnung - StromNZV | § 5 Grundsätze der Fahrplanabwicklung und untertäglicher Handel

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 2 Begriffsbestimmungen

Im Sinne dieser Verordnung ist:

1.

Abnahmestelledie 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.

Absatzstrukturdie Struktur und Menge der aus einer Netz- oder Umspannebene entnommenen elektrischen Leistung und Arbeit;

3.

Benutzungsdauerder Quotient aus pro Jahr entnommener oder eingespeister elektrischer Arbeit und der in diesem Jahr höchsten Last der Entnahme oder Einspeisung;

3a.

(weggefallen)

4.

Bezugszeitreihedie Zeitreihe einer Lastgangzählung in Form einer viertelstündlichen registrierenden Leistungsmessung, durch die die gemessenen Ausspeisungen an einer Entnahmestelle ausgewiesen werden;

5.

Einspeisezeitreihedie Zeitreihe einer Lastgangzählung in Form einer viertelstündlichen registrierenden Lastgangmessung, durch die die gemessenen Einspeisungen an einer Entnahmestelle ausgewiesen werden;

6.

Entnahmestelleder Ort der Entnahme elektrischer Energie aus einer Netz- oder Umspannebene durch Letztverbraucher, Weiterverteiler oder die jeweils nachgelagerte Netz- oder Umspannebene;

7.

Jahreshöchstlastder höchste Leistungswert einer oder mehrerer Entnahmen aus einer Netz- oder Umspannebene oder einer oder mehrerer Einspeisungen im Verlauf eines Jahres;

8.

Kalkulationsperiodedas Geschäftsjahr des Betreibers eines Elektrizitätsübertragungs- oder Elektrizitätsverteilernetzes;

9.

Lastgangzeitreihedie Zeitreihe einer Lastgangzählung in Form einer viertelstündlichen registrierenden Leistungsmessung einer Entnahmestelle, bestehend aus den zwei Zeitreihen für beide Energieflussrichtungen (Bezugszeitreihe und Einspeisezeitreihe);

10.

Netzebenedie Bereiche von Elektrizitätsversorgungsnetzen, in welchen elektrische Energie in Höchst-, Hoch-, Mittel- oder Niederspannung übertragen oder verteilt wird;

11.

Netzknotender 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

besteht, mit der eine oder mehrere Entnahmestellen verbunden sind;

12.

Umspannebenedie Bereiche von Elektrizitätsversorgungsnetzen, in welchen die Spannung elektrischer Energie von Höchst- zu Hochspannung, Hoch- zu Mittelspannung oder Mittel- zu Niederspannung geändert wird;

12a.

versorgte Flächein 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 Jahreshöchstlastdie 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.: 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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 109 Unternehmen der öffentlichen Hand, Geltungsbereich

(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.: 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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 1 Zweck und Ziele des Gesetzes

(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.: 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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13a Erzeugungsanpassung und ihr bilanzieller und finanzieller Ausgleich

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.

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.

Verwaltungsverfahrensgesetz - VwVfG | § 44 Nichtigkeit des Verwaltungsaktes

(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.

(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.: 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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Verwaltungsgerichtsordnung - VwGO | § 44

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.

Verwaltungsverfahrensgesetz - VwVfG | § 44 Nichtigkeit des Verwaltungsaktes

(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.

(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.: 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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 30 Missbräuchliches Verhalten eines Netzbetreibers

(1) Betreibern von Energieversorgungsnetzen ist ein Missbrauch ihrer Marktstellung verboten. Ein Missbrauch liegt insbesondere vor, wenn ein Betreiber von Energieversorgungsnetzen

1.: Bestimmungen der Abschnitte 2 und 3 oder der auf Grund dieser Bestimmungen erlassenen Rechtsverordnungen nicht einhält,
2.: andere Unternehmen unmittelbar oder mittelbar unbillig behindert oder deren Wettbewerbsmöglichkeiten ohne sachlich gerechtfertigten Grund erheblich beeinträchtigt,
3.: andere Unternehmen gegenüber gleichartigen Unternehmen ohne sachlich gerechtfertigten Grund unmittelbar oder mittelbar unterschiedlich behandelt,
4.: sich selbst oder mit ihm nach § 3 Nr. 38 verbundenen Unternehmen den Zugang zu seinen intern genutzten oder am Markt angebotenen Waren und Leistungen zu günstigeren Bedingungen oder Entgelten ermöglicht, als er sie anderen Unternehmen bei der Nutzung der Waren und Leistungen oder mit diesen in Zusammenhang stehenden Waren oder gewerbliche Leistungen einräumt, sofern der Betreiber des Energieversorgungsnetzes nicht nachweist, dass die Einräumung ungünstigerer Bedingungen sachlich gerechtfertigt ist,
5.: ohne sachlich gerechtfertigten Grund Entgelte oder sonstige Geschäftsbedingungen für den Netzzugang fordert, die von denjenigen abweichen, die sich bei wirksamem Wettbewerb mit hoher Wahrscheinlichkeit ergeben würden; hierbei sind insbesondere die Verhaltensweisen von Unternehmen auf vergleichbaren Märkten und die Ergebnisse von Vergleichsverfahren nach § 21 zu berücksichtigen; Entgelte, die die Obergrenzen einer dem betroffenen Unternehmen erteilten Genehmigung nach § 23a nicht überschreiten, und im Falle der Durchführung einer Anreizregulierung nach § 21a Entgelte, die für das betroffene Unternehmen für eine Regulierungsperiode vorgegebene Obergrenzen nicht überschreiten, gelten als sachlich gerechtfertigt oder
6.: ungünstigere Entgelte oder sonstige Geschäftsbedingungen fordert, als er sie selbst auf vergleichbaren Märkten von gleichartigen Abnehmern fordert, es sei denn, dass der Unterschied sachlich gerechtfertigt ist.

Satz 2 Nr. 5 gilt auch für die Netze, in denen nach einer Rechtsverordnung nach § 24 Satz 2 Nr. 5 vom Grundsatz der Kostenorientierung abgewichen wird. Besondere Rechtsvorschriften über den Missbrauch der Marktstellung in solchen Netzen bleiben unberührt.

(2) Die Regulierungsbehörde kann einen Betreiber von Energieversorgungsnetzen, der seine Stellung missbräuchlich ausnutzt, verpflichten, eine Zuwiderhandlung gegen Absatz 1 abzustellen. Sie kann den Unternehmen alle Maßnahmen aufgeben, die erforderlich sind, um die Zuwiderhandlung wirksam abzustellen. Sie kann insbesondere

1.: Änderungen verlangen, soweit die gebildeten Entgelte oder deren Anwendung sowie die Anwendung der Bedingungen für den Anschluss an das Netz und die Gewährung des Netzzugangs von der genehmigten oder festgelegten Methode oder den hierfür bestehenden gesetzlichen Vorgaben abweichen, oder
2.: in Fällen rechtswidrig verweigerten Netzanschlusses oder Netzzugangs den Netzanschluss oder Netzzugang anordnen.

(3) Soweit ein berechtigtes Interesse besteht, kann die Regulierungsbehörde auch eine Zuwiderhandlung feststellen, nachdem diese beendet ist.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 31 Besondere Missbrauchsverfahren der Regulierungsbehörde

(1) Personen und Personenvereinigungen, deren Interessen durch das Verhalten eines Betreibers von Energieversorgungsnetzen erheblich berührt werden, können bei der Regulierungsbehörde einen Antrag auf Überprüfung dieses Verhaltens stellen. Diese hat zu prüfen, inwieweit das Verhalten des Betreibers von Energieversorgungsnetzen mit den Vorgaben in den Bestimmungen der Abschnitte 2 und 3 oder der auf dieser Grundlage erlassenen Rechtsverordnungen sowie den nach § 29 Abs. 1 festgelegten oder genehmigten Bedingungen und Methoden übereinstimmt. Soweit das Verhalten des Betreibers von Energieversorgungsnetzen nach § 23a genehmigt ist, hat die Regulierungsbehörde darüber hinaus zu prüfen, ob die Voraussetzungen für eine Aufhebung der Genehmigung vorliegen. Interessen der Verbraucherzentralen und anderer Verbraucherverbände, die mit öffentlichen Mitteln gefördert werden, werden im Sinne des Satzes 1 auch dann erheblich berührt, wenn sich die Entscheidung auf eine Vielzahl von Verbrauchern auswirkt und dadurch die Interessen der Verbraucher insgesamt erheblich berührt werden.

(2) Ein Antrag nach Absatz 1 bedarf neben dem Namen, der Anschrift und der Unterschrift des Antragstellers folgender Angaben:

1.: Firma und Sitz des betroffenen Netzbetreibers,
2.: das Verhalten des betroffenen Netzbetreibers, das überprüft werden soll,
3.: die im Einzelnen anzuführenden Gründe, weshalb ernsthafte Zweifel an der Rechtmäßigkeit des Verhaltens des Netzbetreibers bestehen und
4.: die im Einzelnen anzuführenden Gründe, weshalb der Antragsteller durch das Verhalten des Netzbetreibers betroffen ist.

Sofern ein Antrag nicht die Voraussetzungen des Satzes 1 erfüllt, weist die Regulierungsbehörde den Antrag als unzulässig ab.

(3) Die Regulierungsbehörde entscheidet innerhalb einer Frist von zwei Monaten nach Eingang des vollständigen Antrags. Diese Frist kann um zwei Monate verlängert werden, wenn die Regulierungsbehörde zusätzliche Informationen anfordert. Mit Zustimmung des Antragstellers ist eine weitere Verlängerung dieser Frist möglich. Betrifft ein Antrag nach Satz 1 die Entgelte für den Anschluss größerer neuer Erzeugungsanlagen oder Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie sowie Gasspeicheranlagen, so kann die Regulierungsbehörde die Fristen nach den Sätzen 1 und 2 verlängern.

(4) Soweit ein Verfahren nicht mit einer den Beteiligten zugestellten Entscheidung nach § 73 Abs. 1 abgeschlossen wird, ist seine Beendigung den Beteiligten schriftlich oder elektronisch mitzuteilen. Die Regulierungsbehörde kann die Kosten einer Beweiserhebung den Beteiligten nach billigem Ermessen auferlegen.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen

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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 29 Verfahren zur Festlegung und Genehmigung

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen

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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 12 Aufgaben der Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen, Verordnungsermächtigung

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.

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.

Zu den bereitzustellenden Informationen zählen insbesondere Stammdaten, Planungsdaten und Echtzeitdaten.

(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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen

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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 12 Aufgaben der Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen, Verordnungsermächtigung

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.

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.

Zu den bereitzustellenden Informationen zählen insbesondere Stammdaten, Planungsdaten und Echtzeitdaten.

(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.

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 19 Qualitätselement in der Regulierungsformel

(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.

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 20 Bestimmung des Qualitätselements

(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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 1 Zweck und Ziele des Gesetzes

(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.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 9 Kostenmindernde Erlöse und Erträge

(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

der netzbezogenen Gewinn- und Verlustrechnung zu entnehmen sind, von den Netzkosten in Abzug zu bringen. Einnahmen nach § 140 des Telekommunikationsgesetzes sind sachlich nicht dem Netzbetrieb zuzurechnen. Die von stromverbrauchenden Anschlussnehmern entrichteten Baukostenzuschüsse sind über eine Dauer von 20 Jahren linear aufzulösen und jährlich netzkostenmindernd anzusetzen.

(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 | § 1 Zweck und Ziele des Gesetzes

(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.: 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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 1 Zweck und Ziele des Gesetzes

(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.

Stromnetzzugangsverordnung - StromNZV | § 5 Grundsätze der Fahrplanabwicklung und untertäglicher Handel

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen

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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland - GG | Art 12

(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.

Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland - GG | Art 3

(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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13 Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen

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.

(1b) (weggefallen)

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.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass

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.

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.

Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland - GG | Art 12

(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.

Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland - GG | Art 3

(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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 90 Kostentragung und -festsetzung

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

Gerichtskostengesetz - GKG 2004 | § 50 Bestimmte Beschwerdeverfahren

(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).

Im Verfahren über Beschwerden eines Beigeladenen (§ 54 Absatz 2 Nummer 3 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen, § 79 Absatz 1 Nummer 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 16 Nummer 3 des EU-Verbraucherschutzdurchführungsgesetzes) ist der Streitwert unter Berücksichtigung der sich für den Beigeladenen ergebenden Bedeutung der Sache nach Ermessen zu bestimmen.

(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.

Zivilprozessordnung - ZPO | § 3 Wertfestsetzung nach freiem Ermessen

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 86 Rechtsbeschwerdegründe

(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.

Zivilprozessordnung - ZPO | § 546 Begriff der Rechtsverletzung

Das Recht ist verletzt, wenn eine Rechtsnorm nicht oder nicht richtig angewendet worden ist.

Zivilprozessordnung - ZPO | § 547 Absolute Revisionsgründe

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.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 88 Beschwerdeberechtigte, Form und Frist

(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.