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Oberlandesgericht Düsseldorf Beschluss, 28. Apr. 2015 - VI-3 Kart 332/12 (V)

ECLI: ECLI:DE:OLGD:2015:0428.VI3KART332.12V.00

published on 28/04/2015 00:00

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Tenor

Auf die Beschwerde der Betroffenen wird der Beschluss der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012, BK8-12-019, aufgehoben. Die weitergehende auf Neubescheidung gerichtete Beschwerde wird zurückgewiesen.

Die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der notwendigen Auslagen der Betroffenen trägt die Bundesnetzagentur. Die weiteren Beteiligten tragen ihre Kosten selbst.

Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.

Gründe

Die Betroffene ist Rechtsnachfolgerin der G. (alt), welche aufgrund des Verschmelzungsvertrages vom x und der Beschlüsse der Gesellschafterversammlungen vom selben Tag auf die G.X. verschmolzen worden ist. Gleichzeitig wurde die G.X. in die jetzige G. (neu) umfirmiert. Beides wurde am x in das Handelsregister eingetragen.

Die Betroffene betreibt als Rechtsnachfolgerin x an x Standorten in Deutschland Kraftwerke mit einer Leistung von etwa x Megawatt, die jährlich rund x Milliarden kWh in das öffentliche Stromnetz einspeisen. Das entspricht fast x % des deutschen Strombedarfs.

Die Betroffene betreibt ferner x eigene und betriebsgeführte Kraftwerke, die zuvor unter der früheren Firmierung G.X. betrieben worden sind. Die meisten dieser Kraftwerke sind Laufwasserkraftwerke, die jederzeit verfügbar sind und Strom produzieren. Die weiteren Kraftwerke sind Speicher-und Pumpspeicherkraftwerke, die Strom in kürzester Zeit ins Netz einspeisen können.

Mit der Festlegung vom 30.10.2012, BK6-11-098 („BK6-Festlegung“) hat die Bundesnetzagentur Vorgaben „wegen der Standardisierung vertraglicher Rahmenbedingungen für Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber in die Fahrweise von Erzeugungsanlagen“ gemacht und geregelt, wie Redispatch-Maßnahmen durchzuführen, in welcher Reihenfolge Kraftwerke zu Redispatch-Einsätzen heranzuziehen sind („Merit Order“) und wie der Datenaustausch zu erfolgen hat.

In der Begründung der BK6-Festlegung (S. 53) nimmt die Bundesnetzagentur zu der Frage der für den Intraday-Handel relevanten Frage einer jederzeitigen Wirkleistungsanpassung Stellung:

„…Der u. a. in der Stellungnahme von EnBW, E.ON und des VGB geforderten Zulässigkeit einer jederzeitigen, insbesondere auch während eines anstehenden Eingriffs zur Wirkleistungsanpassung möglichen Aktualisierung der Einspeisezeitreihen durch die Anlagenbetreiber kann sich die Beschlusskammer nicht anschließen, auch wenn dies - wie vorgetragen - bereits heute von einem Übertragungsnetzbetreiber zugelassen wird. Denn es besteht die Gefahr, dass die Aktualisierung der Einspeisezeitreihe während einer Maßnahme zu Lasten des Übertragungsnetzbetreibers erfolgt und eine Anweisung zur Wirkleistungsanpassung unterlaufen wird. Die Möglichkeit, eine Anpassungsmaßnahme zu unterlaufen, besteht z. B. dadurch, dass bei einem Kraftwerk, welches aufgrund einer Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungserzeugung von Minimal- auf Maximalleistung hochgefahren wurde, das Leistungsinkrement vom Betreiber als marktgetriebene Stromproduktion umdeklariert und zur Erhaltung des energetischen Gleichgewichtes seines Bilanzkreises die Leistung eines anderen Kraftwerks in gleicher Höhe reduziert würde. Liegt das eingesenkte Kraftwerk auf der gleichen Seite des Engpasses, würde die Maßnahme zur Wirkleistungsanpassung in ihrer Wirkung reduziert oder sogar aufgehoben. Das durch die Maßnahme angestrebte Ziel würde dadurch konterkariert…“

Die Festlegung der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur hat die Betroffene mit gesondert eingelegter Beschwerde angegriffen, die bei dem Senat unter dem Aktenzeichen VI-3 Kart 331/12 (V) (damit verbunden das Verfahren VI-3 Kart 333/12 (V)) geführt wird.

Mit der weiteren, hier streitgegenständlichen Festlegung vom 30.10.2012, BK8-12-019 („Festlegung“) hat die Bundesnetzagentur eine „Festlegung von Kriterien für die Bestimmung einer angemessenen Vergütung bei strombedingten Redispatch-Maßnahmen und bei spannungsbedingten Anpassungen der Wirkleistungseinspeisung“ erlassen.

Hintergrund der beiden Festlegungen ist die Zunahme sog. Redispatch-Maßnahmen, u. a. weil im März 2011 acht Kernkraftwerken 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.

Tenorziffer 1 der streitgegenständlichen Vergütungs-Festlegung bestimmt, dass Betreiber von Anlagen zur Speicherung oder zur Erzeugung von elektrischer Energie bei Verträgen über Redispatch-Maßnahmen nach Maßgabe der BK6-Festlegung eine angemessene Vergütungsregelung nach bestimmten Kriterien zu vereinbaren haben.

Tenorziffer 2 sieht vor, dass Übertragungsnetzbetreiber als angemessene Vergütung für hochfahrende Erzeugungsanlagen die durch die Redispatch-Maßnahme tatsächlich verursachten, zusätzlich entstehenden Aufwendungen zu vergüten haben (Aufwandsersatz). Bei absenkenden Erzeugungsanlagen haben die Anlagenbetreiber dem Übertragungsnetzbetreiber die durch die Redispatch-Maßnahme ersparten Aufwendungen zu erstatten. Die Festlegung geht davon aus, dass Marktprämien, Gewinnzuschläge und Opportunitäten nicht zu vergüten seien.

Betreffen Maßnahmen jährlich nicht mehr als 0,9% der Einspeisemengen des Vorjahres einer Erzeugungsanlage, sollen die entstehenden Grenzkosten bis zu dieser Bagatellgrenze nach Tenorziffer 3 pauschal anhand von EPEX-Spot-Preisen vergütet werden. Die Vergütung für Redispatch-Einsätze wird hierbei durch den niedrigsten stündlichen Preis bestimmt, zu dem die betroffene Erzeugungsanlage im Kalendermonat vor dem Einsatzzeitpunkt im Normalbetrieb eingespeist hat. Der Preis wird mit der Redispatch-bedingten Einspeisemenge multipliziert. Im Falle des Herunterfahrens der Anlage ist als zu erstattende Grenzkosten-Ersparnis ebenfalls auf den entsprechenden Stunden-EPEX-Spot-Preis abzustellen. In Zusammenhang mit dem Redispatch stehende An- oder Abfahrkosten einer Erzeugungsanlage werden erstattet. Sollte eine Anlage im Kalendermonat vor der Redispatch-Maßnahme nicht im Normalbetrieb eingespeist haben, wird die angemessene Vergütung anhand vergleichbarer Erzeugungsanlagedaten der letzten zwölf Vormonate berechnet.

Es sei im Sinne einer einfachen und handhabbaren Regelung sachgerecht, für Bagatelleinsätze sich an Börsenpreisen zu orientieren. Die Bundesnetzagentur verweist in der Begründung der Festlegung darauf, dass eine Erzeugungsanlage im Normalbetrieb nur dann Energie an der Börse anbieten werde, wenn mindestens die Grenzkosten gedeckt seien. Als „Normalbetrieb“ seien solche Zeiten nicht zu berücksichtigen, bei denen eine Erzeugungsanlagen Regelleistung vorhalte oder erbringe, eine Anlage in Mindestlast gefahren werde, um Ab- und Anfahrvorgänge zu vermeiden, ein Einsatz im Probebetrieb erfolge oder eine KWK-Anlage zeitweise ausschließlich wärmegeführt werde. In allen anderen Fällen sei davon auszugehen, dass eine Erzeugungsanlage nur dann einspeise, wenn deren Grenzkosten unter dem Börsenpreis lägen. So dürften etwa marktbeherrschende Erzeugungsunternehmen nur einen „im Geld befindlichen“ Kraftwerkseinsatz planen. Überschreitet das Einspeisevolumen die Bagatellgrenze, soll nur für den oberhalb der Bagatellgrenze liegenden Anteil eine individuelle Erstattung, eine „Spitzabrechnung“, möglich sein.

Tenorziffer 4 normiert, dass der Übertragungsnetzbetreiber in „begründeten Ausnahmefällen“ dem Anlagenbetreiber anstelle der Bagatellvergütung einen individuellen Aufwandsersatz gewähren könne und die Beschlusskammer unverzüglich zu informieren habe. Den Anlagenbetreiber wählen zu lassen, ob er pauschal oder individuell abrechnen möchte, widerspreche dem Vereinfachungsgedanken der Bagatellregelung. Anhand der Ausnahmeregelung könne etwa abgerechnet werden, wenn ein Pumpspeicherkraftwerk oder Wasserkraftwerk eine Redispatch-Leistung erbringe, belastbare Daten des letzten Kalendermonats nicht vorlägen, der Übertragungsnetzbetreiber die Grenzkosten nicht schätzen könne oder die Bagatellregelung erkennbar zu unplausiblen Ergebnissen führe.

Tenorziffer 5 sieht ein Leistungsentgelt vor, wenn Redispatch-Maßnahmen einer Erzeugungsanlage mehr als 10% der Einspeisemengen des Vorjahres betragen. In diesen Fällen könne der Übertragungsnetzbetreiber in Abstimmung mit der Beschlusskammer einen Leistungsanteil vergüten. Erzeugungsanlagen, die im Vorjahr nicht eingespeist haben, erhalten kein Leistungsentgelt (Satz 2 der Tenorziffer 5).

Tenorziffer 6 überträgt die Abrechnungsmodalitäten auf Redispatch-Verträge über die spannungsbedingte Anpassung einer Wirkleistungseinspeisung (Spannungshaltung).

Tenorziffer 7 regelt, um abrechnen zu können, bestimmte Vorlage-, Nachweis- und Informationspflichten der Anlagenbetreiber gegenüber dem Übertragungsnetzbetreiber.

Die Tenorziffern 8 – 10 legen fest, dass die Bestimmungen zum 17.12.2012 in Kraft treten, bestehende Vereinbarungen bis Ende 2013 fortgeführt werden können und ein Widerruf der Festlegung vorbehalten bleibt.

In der Begründung der Festlegung (S. 18 f.) äußert die Bundesnetzagentur sich zur Haftung der Übertragungsnetzbetreiber. Bei Schäden, die während einer Redispatch-Maßnahme oder spannungsbedingten Anpassung aufträten und die auch im normalen Betrieb der Anlage hätten auftreten können, sei davon auszugehen, dass kein kausaler Zusammenhang zwischen dem Schaden und der Redispatch-Maßnahme existiere. Der Übertragungsnetzbetreiber müsse für diese Schäden nicht haften.

Die Bundesnetzagentur erläutert in der Festlegung, dass die angemessene Vergütung anhand der entstehenden Aufwendungen zu berechnen sei. Da bei Redispatch-Maßnahmen, anders als etwa bei der Regelenergie, kein funktionierender Markt existiere und durch den Redispatch-Eingriff keinesfalls zusätzliche Gewinne erwirtschaftet werden dürften, sei nur ein Aufwandsersatz zu gewähren. Andernfalls drohten systemdestabilisierende Anreize, etwa durch einen gezielt leitungsbelastenden Kraftwerkseinsatz, und Wettbewerbsverzerrungen, wenn durch Netzengpässe Gewinne erzielt werden könnten. Es sollten daher nur die zusätzlichen Aufwendungen eines Redispatch-Einsatzes erstattet werden, nicht hingegen Marktprämien, Opportunitäten oder Gewinnzuschläge. Es seien im Übrigen die Angemessenheitsrestriktionen der Netzentgeltbetrachtung und die Kalkulationsmaßstäbe der StromNEV heranzuziehen, die für eine angemessene Vergütung auch auf eine Erstattung der Aufwendungen abstellten. So würden nach § 5 StromNEV die Aufwendungen mit den erstattungsfähigen und über Netzentgelte refinanzierbaren Kosten gleichgesetzt.

Es seien daher die Aufwendungen für zusätzliche Brennstoffkosten, zusätzliche An- und Abfahrvorgänge, Hilfs- und Einsatzstoffe, CO2-Emissionsrechte, einsatzabhängige Instandhaltungen, einen erhöhten Wartungsaufwand und für verkürzte Revisionszyklen ersatzfähig. Die Verschiebung einer Revision beruhe im Regelfall hingegen nicht auf einem nur kurzfristig auftretenden und wenige Stunden andauernden Redispatch-Einsatz. Die Aufwendungen seien anhand eines „belastbaren Nachweises“ auf der Basis der Anschaffungswerte aus der Finanzbuchhaltung des letzten Quartals zu ermitteln. Eine Abrechnung anhand von Großhandelspreisen der Rohstoffbörsen könne hingegen zu Verzerrungen führen, etwa weil Gaskraftwerke teils langfristige Gaslieferverträge abgeschlossen hätten, deren Konditionen von den Großhandelspreisen abwichen. Großhandelspreise könnten daher zu deutlichen Über- oder Unterdeckungen führen. Beschafften Erzeuger den Brennstoff jedoch über den Großhandelsmarkt, seien auch diese tatsächlichen Aufwendungen zu vergüten.

Nicht berücksichtigungsfähig seien hingegen Fixkosten, weil Redispatch diese Kosten nicht beeinflusse. Erst wenn der strombedingte Redispatch keinen Ausnahmefall mehr darstelle, könnten Leistungspreisbestandteile anteilig vergütet werden. Ein derart erheblicher Einsatz, bei dem Redispatch zum üblichen Betrieb einer Erzeugungsanlage gehöre, liege vor, wenn Redispatch mehr als 10% der Erzeugungsleistung ausmache.

Auch seien Opportunitäten, Marktprämien oder Schattenpreise nicht zu erstatten, weil dies zu Wettbewerbsverzerrungen und Fehlanreizen führe. Hierzu zählten auch gegebenenfalls erwartete vermiedene Netzentgelte. Flexibilitätseinbußen, die fehlende Möglichkeit, am Intraday-Markt teilzunehmen, seien ebenfalls nicht vergütungsfähig. Im Redispatch-Fall könnten die Anlagenbetreiber nicht frei agieren, sondern müssten sich Netzrestriktionen stellen. Der Intraday-Markt sei lediglich ein Optimierungsmarkt, bei dem überflüssiger Strom gehandelt und kurzfristig Abweichungen von Verbrauchsprognosen ausgeglichen und so Kosten für Ausgleichs- und Regelenergie reduziert werden sollten, wenn der Übertragungsnetzbetreiber diesem nicht widerspreche. Außerdem seien besondere Abstimmungs- oder zumindest Meldeprozesse gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern zu beachten. Darüber hinaus sei nicht dargelegt worden, ob, auf welche Weise und in welcher Höhe Flexibilitätseinbußen berechnet werden könnten.

Diese Grundsätze sollen im Falle der Absenkung einer Einspeisung sinngemäß gelten, so dass die durch das Absenken ersparten Aufwendungen dem Übertragungsnetzbetreiber zu erstatten seien.

Die Bundesnetzagentur geht davon aus, dass die Vergütungsregelung auch Stromspeicher-Betreiber verpflichte. Die Behörde unterscheidet die Eingriffsbetriebszustände

1. Entleeren eines Speichers: Erhöhung der Einspeiseleistung

2. Entleeren eines Speichers: Reduzierung der Einspeiseleistung

3. Befüllung eines Speichers: Erhöhung der Abnahmelast

4. Befüllung eines Speichers: Reduzierung der Abnahmelast.

Werde die Einspeiseleistung Redispatch-bedingt erhöht, könnten zusätzlich angefallene Aufwendungen berücksichtigt werden, etwa für den Energiebezug oder gezahlte Netzentgelte. Schattenpreise, fiktive Preise, die möglicherweise zu einem anderen Zeitpunkt hätten erzielt werden können, sollen hingegen nicht berücksichtigungsfähig sein.

Werde die Einspeiseleistung reduziert, habe der Anlagenbetreiber dem Übertragungsnetzbetreiber seine ersparten Aufwendungen zu erstatten (z.B. Aufwendungen für den Energiebezug - Strompreis, Netzentgelte). Werde die Abnahmelast erhöht, der Speicher gefüllt, entspreche dies in der Wirkung der Reduzierung einer Einspeiseleistung und sei entsprechend abzurechnen. Hingegen finde die Festlegung keine Anwendung auf die Reduzierung der Abnahmelast, weil dies der Möglichkeit zur Abschaltung von Lasten entspreche und die Vergütung abschaltbarer Lasten nicht Gegenstand der Festlegung sei.

Das Bundeskartellamt hat in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur ein Kartellverwaltungsverfahren nach Art. 101 AEUV, § 32 GWB gegen die F. GmbH, die H. GmbH und den Übertragungsnetzbetreiber X. wegen zweier Verträge, die auf Tenorziffer 5 der Festlegung gestützt worden waren („J.-Verträge“), eingeleitet. Der Übertragungsnetzbetreiber hatte mit den beiden Unternehmen am 26.04.2013 jeweils Verträge mit einer Laufzeit vom 01.04.2013 bis zum 31.03.2016 geschlossen, in denen das Leistungsentgelt nach Tenorziffer 5 der Festlegung konkretisiert worden war. Das Bundeskartellamt beanstandet die Ausgestaltung der Verträge, weil sich das Leistungsentgelt nach dem Anteil der Redispatch-Erzeugung an der Gesamterzeugung bemesse. Die Fixkosten sollen nach den Verträgen pauschaliert in Anlehnung an die StromNEV abgerechnet werden. Darüber hinaus wird ein Arbeitspreis gezahlt. Das Bundeskartellamt ist der Auffassung, dass die Vertragsgestaltung einen Anreiz schaffe, die Stromerzeugung der Kraftwerke einzuschränken, weil die Redispatch-Vergütung umso höher ausfalle, je weniger die Kraftwerke auf dem „regulären Markt“ eingesetzt werden.

Der Senat hat das ursprünglich von der G. (alt) eingeleitete Beschwerdeverfahren (VI-3 Kart 332/12 (V)) und das ursprünglich unter der Firma G.X. eingeleitete Beschwerdeverfahren der Betroffenen (VI-3 Kart 334/12 (V)) mit Beschluss vom 17.06.2013 (Bl. 341ff GA) zur gemeinsamen Verhandlung und Entscheidung verbunden, wobei das Aktenzeichen VI-3 Kart 332/12 (V) führt.

Die Betroffene ist der Ansicht, die Festlegung sei materiell rechtswidrig und aufzuheben, da sie keine angemessene Vergütung gewähre, willkürliche und diskriminierende Schwellenwerte verwende und nur unzureichende Regelungen für Pumpspeicher- und Jahresspeicherkraftwerke beinhalte.

Die Bundesnetzagentur gehe bei dem von ihr verfolgten Konzept eines bloßen „Aufwandsersatzes“ bereits von einem unzutreffenden allgemeinen Sprachverständnis des unbestimmten Rechtsbegriffs der „angemessenen Vergütung“ aus. „Angemessene Vergütung“ i.S.d. § 13 Abs. 1a EnWG sei mehr als bloßer Aufwendungsersatz. Hierfür sprächen Wortlaut, Gesetzeshistorie, Systematik sowie Sinn und Zweck. In anderen Rechtsbereichen werde eine „Vergütung“ gewährt, wenn es sich um eine „berufliche“ Tätigkeit handle. Dabei sei die Vergütung auf Erzielung eines Einnahmeüberschusses angelegt. Deshalb sei es zwingend, dass der Begriff der Vergütung über die bloße Erstattung von Aufwendungen hinausgehen müsse. Die Vorschriften der §§ 13 Abs. 4 Buchst. b, 17 Buchst. d Abs. 4 EnWG zeigten, dass der Gesetzgeber den Begriff des Aufwendungsersatzes dort, wo er ihn für angemessenen halte, durchaus verwende. Aufwendungen seien eine freiwillige Aufopferung von Vermögenswerten im Interesse eines anderen. Der Kraftwerksbetreiber müsse hingegen die konkrete Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers befolgen. Daher könne der Begriff der Vergütung nicht mit dem Begriff der Aufwendung gleichgesetzt werden.

Auch systematische Erwägungen sprächen für eine Vergütung, die über den Aufwendungsersatz hinausgehe. § 13 Abs. 1a S. 1 EnWG knüpfe an § 13 Abs. 1 EnWG an. Dies belege, dass auch Redispatchmaßnahmen grundsätzlich als marktbezogene Maßnahmen zu verstehen seien, auch wenn sie einseitig vom Übertragungsnetzbetreiber abgerufen werden könnten. Deshalb sei auch die Erbringung von Redispatchmaßnahmen marktorientiert zu vergüten.

Dies lasse sich auch aus § 13 Abs. 1b EnWG herleiten. Danach könnten Kraftwerksbetreiber für die Vorhaltung oder die Herstellung der Betriebsbereitschaft einer Anlage, die stillgelegt werden sollte oder stillgelegt worden sei, notwendige Auslagen (Betriebsbereitschaftsauslagen) neben den notwendigen Auslagen für konkrete Anpassungen der Einspeisung (Erzeugungsauslagen) als angemessene Vergütung geltend machen. Eine solche Anlage wäre ohne den Eingriff des Übertragungsnetzbetreibers stillgelegt worden und nicht am Markt gelaufen. Deshalb könne sich der Kraftwerksbetreiber auch nicht auf eine alternative Vermarktungsmöglichkeit berufen. Würde aber sogar in diesem Fall eine Vergütung gezahlt, müsse dies erst recht im Falle des Redispatches geschehen, weil hier eine operativ im Markt stehende Anlage geregelt werde.

Auch die Gesetzesbegründung (BT-Drs. 17/6072, Seite 71) stütze die Ansicht, wonach die Vergütung marktkonform und nicht im Wege eines schlichten Aufwandsersatzes zu erfolgen habe. Der Gesetzgeber stelle klar, dass es sich bei den Maßnahmen nach § 13 Abs. 1a EnWG um marktbezogene Maßnahmen handele.

Die Bundesnetzagentur argumentiere, durch die Sonderstellung des §§ 13 Abs. 1a EnWG sei die Sphäre des freiwilligen Verhandlungsraums des §§ 13 Abs. 1 EnWG verlassen. Deshalb seien Angemessenheitsrestriktionen aus dem Bereich der Netzentgeltbetrachtung und damit die Kalkulationsmaßstäbe der StromNEV heranzuziehen. Nach § 5 StromNEV seien Aufwendungen dabei mit den erstattungsfähigen und über Netzentgelte refinanzierbaren Kosten gleichgesetzt. Die Bundesnetzagentur beschränke allerdings die sinngemäße Anwendung der Regelungen der StromNEV auf die Berücksichtigung der aufwandsgleichen Kosten. Dies widerspräche zum einen der Tatsache, dass der Kraftwerksbereich durch das EnWG nicht reguliert werde. Andererseits sei unverständlich, warum Kraftwerksbetreiber auch noch schlechter gestellt werden sollten als Netzbetreiber, deren Investments über die Eigenkapitalverzinsung gemäß § 7 StromNEV vergütet würden.

Aufgrund der Festlegungsermächtigung in § 13 Abs. 1a S. 3 EnWG stehe der Bundesnetzagentur ein Handlungs-, Gestaltungs-und Auswahlermessen zu. Sie habe sich von vornherein von dem Gedanken leiten lassen, dass die Bestimmung einer angemessenen Vergütung auf einen bloßen Aufwandsersatz hinauslaufen müsse. Offensichtlich habe sie verkannt, dass von den Kraftwerksbetreibern nicht zusätzliche Gewinne angestrebt würden. Auch wenn die Bundesnetzagentur die Möglichkeit einer angemessenen Vergütung berücksichtigt habe, so beruhe die Festlegung auf unzureichenden oder sachwidrigen Erwägungen.

Die Festlegung sei rechtswidrig, weil sie willkürliche und diskriminierende Schwellenwerte beinhalte, einerseits die so genannte Bagatellgrenze von 0,9 % der Einspeisemenge des Vorjahres zu Ziffer 3, andererseits die Schwelle von 10 % der Einspeisemenge des Vorjahres im Hinblick auf die zusätzliche Vergütung eines Leistungsanteils nach Ziffer 5 des Tenors.

Die Festlegung enthalte zwei unterschiedliche Vergütungskonzepte, einerseits die reguläre Vergütung nach Ziffer 2 des Tenors und andererseits die so genannte Bagatellregelung in Ziffer 3 des Tenors. Die gesetzliche Ermächtigungsgrundlage enthalte eine derartige Differenzierung nicht. Der Verweis auf die Regelung in § 12 Abs. 1 S. 2 EEG mit einem Schwellenwert von 1 % übersehe, dass eine vergleichbare Regelung in § 13 Abs. 1 a S. 1 EnWG nicht enthalten sei. Die Festlegung verstoße deshalb gegen den Gesetzesvorbehalt, denn die Entscheidung habe schon nicht auf die Exekutive (Ministerialebene) verlagert werden dürfen, erst recht nicht durch eine weitere Subdelegation auf die Bundesnetzagentur im Wege einer Festlegungsermächtigung. Der Begriff der angemessenen Vergütung bedeute einen leistungsbezogenen Bewertungsansatz. Die Schaffung einer Bagatellregelung sei deshalb nur angebracht, soweit hierdurch eine Vereinfachung einer komplexeren Regelung geschaffen werde, ohne eine grundlegende Abweichung von dem eigentlichen Grundkonzept der angemessenen Vergütung. Tatsächlich gehe die Bagatellregelung mit einer erheblichen Komplexität einher. Zwar werde aus Vereinfachungsgründen der zentrale Börsenpreis zugrundegelegt. Die Methodik werde jedoch konterkariert durch die anlagenscharf zu führenden und auszuwertenden Protokolle über die Betriebszustände, die Ableitung der Vergütung anhand vergleichbarer Erzeugungsanlagen und Daten der letzten zwölf Monate sowie dadurch, dass zusätzliche An-und Abfahrten bereits innerhalb der Bagatellgrenze anlagenspezifisch zu vergüten seien.

Hinzu käme, dass viele Grundlastanlagen regelmäßig Regelenergie erbrächten, so dass diese nur in einem geringen Teil ihrer Einsatzzeit im somit definierten Normalbetrieb liefen.

Eine Vereinfachung finde nicht statt, weil jeder Anlagenbetreiber aufgrund der Bagatellregelung de facto zwei unterschiedliche Vergütungssysteme (Normal-und Bagatellvergütung) führen müsse.

Der Begriff „Vorjahr“ sei zu unbestimmt. Da in Ziffer 3 auch auf den Kalendermonat abgestellt werde, bleibe unklar, ob es um das Kalenderjahr gehe oder um das unterjährige Vorjahr. Die Unterscheidung habe erhebliche Auswirkungen, da fast vollständig unterschiedliche Zeiträume betroffen sein könnten.

Die Bundesnetzagentur grenze den Begriff des Normalbetriebs unvollständig ein. Die Erzeugungskosten der Anlagen seien nach dem Grundgedanken der Bagatellregelung anhand Ihres historischen Einsatzes in Relation zu den stündlichen EPEX-Spot-Preisen abzuschätzen. Hierbei werde auf den jeweils vorigen Kalendermonat abgestellt. Der niedrigste Börsenpreis, zu dem die Anlage noch eingespeist habe, diene als Referenzwert für die Abschätzung der Erzeugungsgrenzkosten im Zeitpunkt der Redispatchmaßnahme. Um Verzerrungen zu vermeiden, sollten nur solche Betriebsstunden berücksichtigt werden, in denen die Anlage im Normalbetrieb gefahren worden sei. Dadurch blieben solche Betriebsstunden unberücksichtigt, in denen der Betrieb der Anlage nicht am momentanen Börsenpreis orientiert gewesen sei. Hierzu würden mehrere Zeiträume definiert, die nicht als Normalbetrieb anzusehen seien. In dieser Liste fehlten relevante Sachverhalte.

Die Bagatellregelung lasse wichtige Bestandteile der Erzeugungsgrenzkosten unberücksichtigt, indem sie auf zeitpunktbezogene Spotmarktpreise der Vergangenheit abstelle. Es handele sich um Zusatzkosten z.B. für arbeitsaufwändige Instandhaltungen, erhöhten Wartungsaufwand und verkürzte Revisionszyklen. Diesen Kosten sei gemeinsam, dass sie erst durch die Redispatchmaßnahmen verursacht würden und erst im Nachgang zu diesen anfielen. Damit gehörten sie nicht zur Entscheidungsgrundlage, auf welcher der Kraftwerksbetreiber sich im Vormonat für den Einsatz seiner Anlage im Normalbetrieb entschieden habe.

Der Rückgriff auf die Daten des Kalendermonats vor dem Beginn der Redispatchmaßnahme zur Schätzung der Grenzkosten führe dazu, dass zwischen dem Beginn des Erfassungszeitraums und der Redispatchmaßnahme bis zu acht Wochen liegen könnten. In diesem Zeitraum könnten die Einflussfaktoren auf die Erzeugungsgrenzkosten erheblichen Schwankungen unterliegen. Damit liege von vornherein keine repräsentative Kostengrundlage vor.

Die Kostenschätzung im Rahmen der Bagatellregelung werde im Normalbetrieb ermittelt. Diese Kosten seien für den Einsatz im Redispatch nicht repräsentativ, da dieser in der Regel zu höheren Kosten führe. Dies liege darin begründet, dass bei geringerem Erzeugungsniveau ein schlechterer Wirkungsgrad erreicht werde.

Eine Diskriminierung folge auch aus der Ungleichbehandlung von Anlagen über und unter der Bagatellgrenze von 0,9 % und der Bezugnahme auf das Vorjahr, da die Einspeisemenge des Vorjahres ebenfalls von Redispatchmaßnahmen beeinflusst sei. Dieses kaskadierende System diskriminiere Kraftwerksbetreiber, die anders als andere Kraftwerksbetreiber bereits im Vorjahr für Redispatchmaßnahmen in Anspruch genommen worden seien.

Auch bei dem Schwellenwert von 10 % zur Vergütung eines Leistungsanteils sei der Begriff des Vorjahres unklar. Unklar bleibe ferner, unter welchen Voraussetzungen die 10 % Regelung zur Anwendung gelange, wenn die Rechtsfolge im Ermessen des Übertragungsnetzbetreibers liege, der einen Leistungsanteil gewähren „kann“. Die Vergütung eines Leistungsanteils sei im Ansatz richtig, es mangele jedoch bei der Bestimmung des Wertes von 10 % an jeglicher sachlicher Begründung. Die Schwelle sei zudem missbrauchsanfällig. Übertragungsnetzbetreiber könnten bei mehreren regelbaren Anlagen an einem Netzknoten bewusst eine Anlage bis knapp unter dem Schwellenwert heranziehen und dann auf die nächste Anlage ausweichen, um im Ergebnis das Überschreiten des Schwellenwertes zu vermeiden. Da dem Übertragungsnetzbetreiber Ermessen eingeräumt werde, könne es auch bei einer diskriminierungsfreien Anwendung des jeweiligen Übertragungsnetzbetreibers zu einer Ungleichbehandlung in unterschiedlichen Regelzonen kommen.

Die Betroffene rügt unzureichende Regelungen für Pumpspeicher- und Jahresspeicherkraftwerke. Jahresspeicherkraftwerke erforderten eine spezifische Vergütungsregelung, da dem Kraftwerksbetreiber kein Aufwand und keine Grenzkosten entstünden. Grund hierfür sei, dass der Speicher durch Aufstauen eines natürlichen Wasserlaufs und nicht wie bei einem Pumpspeicherwerk durch den Einsatz von Pumpen befüllt werde. Weder beim Bezug des Wassers noch beim Ablassvorgang entstünden unmittelbare Kosten, die als Aufwandsersatz erstattet werden könnten. Die Redispatchmaßnahme bewirke, dass dem Kraftwerksbetreiber Vermarktungsmöglichkeiten entgingen. Dies solle gerade nicht vergütet werden, was umso schwerer wiege, als Jahresspeicherkraftwerke aufgrund der geringen zusätzlichen Kosten in der Merit Order im Sinne der Z. 4 der Festlegung tendenziell häufiger in Anspruch genommen werden dürften. Pumpspeicherkraftwerke arbeiteten in Zyklen, die durch die Befüllung und Entleerung des Speichers vorgegeben seien. Während der Betrieb konventioneller Kraftwerke unabhängig von dem vorherigen Verbrauch von jederzeit nachfüllbaren Brennstoffen erfolge, müsse der entleerte Speicher zunächst wieder aufgefüllt werden. Hierdurch sei die Vermarktungsmöglichkeit eingeschränkt. Dies beeinflusse unmittelbar die zukünftige Erlössituation des Anlagenbetreibers sowohl am Intraday-Markt als auch am Day-Ahead-Spotmarkt an den auf die Maßnahme folgenden Tagen, da die Einsatzplanung erst ca. eine Woche nach der Maßnahme wieder marktbasiert stattfinde.

Die Reduzierung von Pumpstrombezug durch Redispatch („Reduzierung der Abnahmelast“) falle nicht unter die Regelungen der Festlegung, wohl aber die Erhöhung von Pumpstrombezug. Zur Begründung sei angeführt, die Reduzierung von Pumpstrombezug würde der Möglichkeit zur Abschaltung von Lasten entsprechen, die hier nicht Gegenstand sei. Dabei verkenne die Bundesnetzagentur, dass sich die Reduzierung von Strombezug und die Möglichkeit zur Abschaltung von Lasten nicht vergleichen ließen. Als abschaltbare Lasten im Sinne der AbLaV würden eine oder mehrere Anlagen zum Verbrauch elektrischer Energie (Verbrauchseinrichtungen) zählen, wobei erstens die Stromabnahme aus dem Netz der allgemeinen Versorgung oder einem geschlossenen Verteilernetz einer Spannung von mindestens 110 kV erfolge und zweitens an der Verbrauchseinrichtung die Verbrauchsleistung auf Anforderung der Betreiber von Übertragungsnetzen zuverlässig um eine bestimmte Leistung reduziert werden könne (abschaltbare Leistung). Deutlich werde also schon bei der Definition, dass die AbLaV nur Eingriffe auf der Entnahmeseite regele (Verbrauchseinrichtungen), während es bei dem Redispatch gerade um die Regulierung der Einspeisung gehe.

Die Begründung stehe auch in Widerspruch zu der Festlegung BK6. Dort heiße es unter Ziffer 3: „Für Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie kann die Wirkleistungseinspeisung auch negativ, d.h. ein Wirkleistungsbezug, sein“. Diese entspreche dem Zweck des § 13 Abs. 1 a EnWG, der sich auf die Durchführung von Maßnahmen nach Abs. 1 Nr. 2 und auf Betreiber von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie und von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie beziehe. Damit seien Speicheranlagen ohne Einschränkung der Richtung von Leistungsanpassungen Regelungsgegenstand des § 13 Abs. 1 a. Es sei nicht ersichtlich, warum die Pumpen von Pumpspeicherkraftwerken und diese auch nur bei Reduzierung der Pumpleistung nicht als integraler Bestandteil von Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie anzusehen sein sollten.

Schließlich fehle eine Regelung für den Phasenschieberbetrieb. Auch hierfür sehe die Festlegung keine angemessene Vergütung vor, durch welche dem Kraftwerksbetreiber verlorene Opportunitäten kompensiert würden.

Die Betroffene beantragt,

unter Aufhebung des Beschlusses vom 30.10.2012 in dem Verwaltungsverfahren BK8-12/019 die Bundesnetzagentur zur Neubescheidung unter Berücksichtigung der Rechtsauffassung des Gerichts zu verpflichten.

Die Bundesnetzagentur beantragt,

die Beschwerde zurückzuweisen.

Sie verweist auf die Gründe ihres Beschlusses und erläutert, dass sie ihr Aufgreifermessen sachgerecht ausgeübt habe. Einige Kraftwerksbetreiber hätten nur unzureichend oder gar nicht an Redispatch-Maßnahmen mitwirken oder nur zu unangemessenen Konditionen kontrahieren wollen. Es sei daher nicht mehr vertretbar gewesen, die bisherige Praxis freiwilliger Redispatch-Vereinbarungen fortzusetzen. Bei der Abwägung, ob eine Festlegung geboten sei, sei der Umfang der Countertrading-Maßnahmen zu berücksichtigen, die ebenfalls der Engpassbeseitigung dienten. Die Betroffenen hätten ausreichend Gelegenheit gehabt und dies auch genutzt, sich im Konsultationsverfahren zu äußern, etwa zur Frage der Abrechnung anhand der Grenzkosten. Die Vergütungskriterien könnten durch eine Festlegung bestimmt werden. Sie seien nicht so tiefgreifend, dass dies der Verordnungsgeber hätte regeln müssen.

Der Bundesnetzagentur stehe ein weiter Ermessensspielraum zu, wie sie die Festlegung und die „angemessene Vergütung“ ausgestalte. „Vergütung“ beschreibe eine Gegenleistung in Geld, ohne dass zwingend weitere Kostenbestandteile zu berücksichtigen seien. § 13 Abs. 1a EnWG sei auch nicht mit Vergütungsvorschriften anderer Rechtsbereiche vergleichbar, weil bei einem Redispatch nur geringfügige, notfallbedingte Anpassungen erfolgten.

§ 13 Abs. 1b S. 1 EnWG und § 6 Abs. 1 ResKV verdeutlichten, dass mit „angemessener Vergütung“ „notwendige Auslagen“ im Sinne eines Aufwendungsersatzes zu verstehen und Opportunitäten nicht zu erstatten seien. Dass Redispatch marktbezogen sei, bedeute nicht, dass Eingriffe auch marktbezogen zu vergüten seien. Aufgrund des netztopologischen lokalen Charakters bestehe – anders als etwa bei der Regelenergiebeschaffung - kein Markt für Redispatch-Kapazitäten. Es sei daher auch sachgerecht, die Kalkulationsmaßstäbe der StromNEV anzuwenden.

Opportunitätskosten und Flexibilitätseinbußen seien nicht zu erstatten. Anlagenbetreiber würden wirtschaftlich so gestellt, als hätte die Redispatch-Maßnahme nicht stattgefunden. Sie könnten im Redispatch-Fall aufgrund des Netzengpasses nicht mehr frei agieren, untertägige Vermarktungsmöglichkeiten seien von vornherein eingeschränkt, weil Übertragungsnetzbetreiber kurzfristige Fahrplanänderungen aufgrund der Gefährdungssituation ablehnten. Der wirtschaftliche Erfolg der Vortagesvermarktung komme den Kraftwerksbetreiber hingegen zugute und könne auf Basis eines Day-Ahead-Fahrplans kostenneutral abgewickelt werden. Es bestehe ein Anreiz, die Anlage am Vortag auszulasten und nicht etwa durch eine bewusste Kapazitätszurückhaltung strategische Vermarktungspotentiale für den Intraday-Markt zu vergrößern. Haupthandelsplatz seien die Termin- und Spotmärkte, hingegen diene der Intraday-Handel (8% Handelsvolumens des Day-Ahead-Marktes) vorrangig dem kurzfristigen Ausgleich zur untertägigen Optimierung. Opportunitäten, Gewinnzuschläge oder Schattenpreise einzubeziehen setze Anreize für einen destabilisierenden Kraftwerkseinsatz und beeinträchtige so die Systemsicherheit und Planbarkeit. Es sei nicht unangemessen, die Anlagenbetreiber am wirtschaftlichen Erfolg der längerfristigen Vermarktung festzuhalten, weil für die Netzstabilität nicht allein die Netzbetreiber verantwortlich seien. Opportunitätskosten und Flexibilitätseinbußen seien nicht bezifferbar. Rechne man auf der Basis von Wiederbeschaffungswerten ab, beziehe man fiktive Kostenpositionen ein und berücksichtige nicht langfristige Lieferverträge, etwa bei Gaskraftwerken, oder die Eigenarten des Betriebs von Braunkohlekraftwerken, die den Brennstoff nicht am Weltmarkt beschafften. Entgangene Erlöse aus vermiedenen Netzentgelten würden erstattet, wenn sie bei hypothetischer Durchführung des Day-Ahead-Fahrplans angefallen wären, nicht aber die in Zusammenhang mit dem Intraday-Handel entgangenen Erlöse.

Anhand der Bagatellregelung könnten die Grenzkosten einfach und sachgerecht ermittelt werden. Der niedrigste Preis, zu dem die Anlage im abgeschlossenen Kalendermonat vor der Redispatch-Maßnahme freiwillig und marktgetrieben im Rahmen des Normalbetriebs eingespeist habe, entspreche in der Regel ihren Grenzkosten. Kleinere Abweichungen seien möglich, aber im Hinblick auf die pauschalierte Bagatellregelung hinzunehmen. Außerdem könne in Ausnahmefällen, etwa für Pumpspeicherkraftwerke, auch alternativ individuell abgerechnet werden. Der Schwellenwert von „0,9%“ sei nicht willkürlich (Wertung des § 12 Abs. 1 EEG 2012).

Fixkosten seien nicht zu erstatten, weil diese unabhängig vom Einsatz der Erzeugungsanlagen anfielen. Erst wenn Redispatch-Einspeisungen 10% der Gesamtnetzeinspeisung des Vorjahres ausmachten, sei es angemessen, Fixkosten zu berücksichtigen und ein Leistungsentgelt zu gewähren. Habe eine Anlage im Vorjahr allerdings nicht eingespeist, fehle ein Bezugspunkt für die Einspeisemenge, so dass in diesen Fällen kein Leistungsentgelt angesetzt werden könne. Ein Leistungsbestimmungsrecht stehe dem Übertragungsnetzbetreiber nicht zu, weil die Festlegung klare Vorgaben („Überschreiten der 10%-Schwelle“) mache. Der Übertragungsnetzbetreiber könne auch nicht frei entscheiden, sondern habe sich mit der Bundesnetzagentur abzustimmen. Ein Leistungsentgelt sei keine verbotene Beihilfe, weil der Leistung eine Gegenleistung gegenüberstehe und diese nicht aus staatlichen Mitteln gewährt werde. Es liege auch keine Wettbewerbsverfälschung vor, weil die Anlagenbetreiber so gestellt werden, wie sie ohne Anweisung gestanden hätten. Auch verstoße Ziffer 5 nicht gegen Art. 6 StromhandelZVO, weil die Vergütungsregelung nicht zu Wettbewerbsverzerrungen führe.

Die in der Festlegung angeordneten Informations- und Vorlagepflichten seien notwendig, um Redispatch-Maßnahmen abrechnen zu können, und von der Ermächtigung gedeckt („Methodik“), jedenfalls als Annex zulässig. Eine Sonderregelung für Pumpspeicherkraftwerke sei nicht erforderlich und deren Notwendigkeit auch nicht dargelegt. Klarstellend erfasse die Festlegung auch die Reduzierung der Abnahmelast durch einen Speicher.

Die in der Begründung der Festlegung erwähnte Haftungserleichterung für Übertragungsnetzbetreiber sei ohne rechtliche Bedeutung. Die Formulierung erwachse nicht in materielle Bestandskraft.

Das Bundeskartellamt hält das gewählte Abrechnungssystem anhand der geringsten variablen Kosten (Ersatz der variablen Kosten, Merit Order) im Grundsatz für volkswirtschaftlich sachgerecht, weil so Anreize zur gezielten Herbeiführung von Netzengpässen vermieden würden.

Die 10%-Schwelle für die Gewährung eines Leistungsanteils sei hingegen bedenklich, setze Fehlanreize und könne die Gefahr von Marktverwerfungen begründen. Das Redispatch-Leistungsentgelt dürfe keine Alternativlösung für die Reservekraftwerksverordnung sein. Es könne aber zu Überschneidungen kommen, weil betroffene Anlagen mit derart hohen Redispatch-Anteilen regelmäßig auch „systemrelevant“ seien. Das Bundeskartellamt geht davon, dass mehrere Kraftwerke die 10%-Schwelle überschreiten werden. So hätten bereits im Zeitraum vom 01.01.2014 bis 31.05.2014 bundesweit neun Kraftwerke mehr als 10% der Einspeisemengen des Vorjahres erreicht.

Die Tenorziffer 5 stelle eine notwendige, aber nicht hinreichende Bedingung für einen Zahlungsanspruch dar. Soweit in den sog. „J.-Verträgen“ das Leistungsentgelt konkretisiert worden sei, beschränke diese Vereinbarung die Stromerzeugung und sei daher kartellrechtlich unzulässig. Redispatch-Zahlungen an die Kraftwerksbetreiber fielen umso höher aus, je weniger eine Anlage auf dem regulären Erzeugungsmarkt eingesetzt werde. Dass die Kraftwerke nach den Verträgen „marktgetrieben“ einzusetzen seien, genüge nicht, diesen Anreiz zu vermeiden. Auch könne die 10%-Schwelle schon dadurch überschritten werden, dass die Gesamteinspeisemenge eines Kraftwerks im Vorjahr besonders niedrig gewesen sei. Kraftwerksbetreiber könnten versuchen, die Produktion bewusst zu drosseln, um den Schwellenwert zu erreichen. Auch dadurch, dass die Anweisung an alle an einem Netzknoten angeschlossenen Kraftwerksblöcke eines Betreibers erfolge, die 10%-Schwelle aber auf den einzelnen Kraftwerksblock abstelle, könne durch eine geschickte Verteilung der Redispatch-Einsätze auf einzelne Kraftwerksblöcke ein möglichst hoher Zahlungsanspruch generiert werden. Es sei nicht nachvollziehbar, die Zahlungshöhe an den Umfang der regulären Stromerzeugung zu koppeln, geschweige – wie in den „J.-Verträgen“ – umgekehrt proportional. Die Anwendung der StromNEV dürfe nicht dazu führen, dass im Ergebnis eine Abrechnung über Tenorziffer 5 der Festlegung gegenüber den Bestimmungen der Reservekraftwerksverordnung vorzugswürdig sei oder ein Auffangnetz im Sinne eines Kapazitätsmechanismus geschaffen werde. Auch im Hinblick auf die Merit Order sei die 10%-Schwelle bedenklich, weil dann nicht zwingend das Kraftwerk mit den geringsten variablen Kosten für den Redispatch eingesetzt werde.

Es seien andere Vergütungsregeln denkbar, die die reguläre Stromerzeugung kartellrechtskonform nicht einschränkten. Sofern überhaupt eine Schwelle vorgesehen werden sollte, könnte dies etwa durch eine Anknüpfung an die Anzahl der Redispatch-Einsätze oder das Redispatch-Volumen (z.B. Volllaststunden) erfolgen. Auch ein bestimmter Zusatzbetrag pro Redispatch-Einsatz oder ein Pauschalbetrag für die Leistungsvorhaltung sei denkbar.

Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstands wird auf die zwischen den Beteiligten gewechselten Schriftsätze mit Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang der Bundesnetzagentur sowie das Protokoll der Senatssitzung Bezug genommen.

Die zulässige Beschwerde ist teilweise begründet. Die Festlegung ist rechtswidrig und die Betroffene dadurch in ihren Rechten verletzt. Allerdings führt dies lediglich zur Aufhebung der Festlegung.

Die form- und fristgerecht eingelegte Beschwerde ist zulässig, insbesondere ist sie als Bescheidungsbeschwerde statthaft (§§ 75 Abs. 1, 78 Abs. 1, 3, 83 Abs. 4 EnWG).

Die Betroffene erstrebt mit dem Neubescheidungsantrag die Aufhebung des angefochtenen Bescheides und den Erlass eines neuen, sie begünstigenden Verwaltungsaktes, der ihr einen höheren Vergütungsanspruch gewährt. Dieses Rechtsschutzziel kann sie jedoch nur im Wege der Verpflichtungs- bzw. Bescheidungsbeschwerde erlangen. Zwar steht der Erlass und die Ausgestaltung der Festlegung im Ermessen der Bundesnetzagentur, die Betroffene hat jedoch einen Anspruch auf eine ermessensfehlerfreie Entscheidung. § 13 Abs. 1 a EnWG dient auch dem Schutz der Interessen der Betroffenen als Anlagenbetreiber. Dies ergibt sich schon daraus, dass ein Eingriff nur gegen „angemessene Vergütung“ zulässig ist. Damit kann das Bestehen eines subjektiven Rechts der Betroffenen auf die begehrten Korrekturen nicht von vornherein verneint werden (vgl. BGH, Beschluss vom 15.05.2012, EnVR 46/10, RN 16).

II.

Die Beschwerde ist, soweit mit ihr inzidenter die Aufhebung der Festlegung begehrt wird, begründet. Die Festlegung regelt eine Vergütung für Redispatch-Maßnahmen, die nicht mehr angemessen ist. Tenorziffern 2, 3 und 5 der Festlegung sind rechtswidrig. Da die Festlegung inhaltlich nicht teilbar ist, ist sie insgesamt aufzuheben. Ein Neubescheidungsanspruch steht der Betroffenen nicht zu.

Ein Neubescheidungsanspruch kommt schon deshalb nicht in Betracht, weil § 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 13 Abs. 1 a Satz 3 EnWG der Bundesnetzagentur ermöglicht, zu entscheiden, ob sie überhaupt eine Regelung von Redispatchmaßnahmen und ihrer Vergütung trifft. Ein Neubescheidungsausspruch würde diese Ermessensentscheidung, das Aufgreifermessen („ob“), unzulässig einschränken. Eine Ermessensreduzierung auf Null ist weder dargelegt noch ersichtlich.

1. Aufgreifermessen

Die Bundesnetzagentur hat ihr Aufgreifermessen sachgerecht ausgeübt. Die beiden Festlegungen sollten eine gesicherte Rechtsgrundlage schaffen, um Redispatch-Einsätze durchführen und einheitlich abrechnen zu können.

Angesichts des Atomausstiegs und der damit verbundenen Abschaltungen mehrerer Kernkraftwerke sowie des stark gewachsenen Ausbaus von Photovoltaik- und Windenergieanlagen haben die Zahl der Störungen und Engpässe im Stromnetz und damit die Redispatch-Maßnahmen deutlich zugenommen. Die Bundesnetzagentur hatte in einem Schreiben an das Bundesministerium für Wirtschaft zutreffend erläutert, dass nach damaliger Rechtslage Kraftwerksbetreiber nicht zur Teilnahme am Redispatch hätten verpflichtet werden können (Bl. 13 VV). Die Behörde hatte darauf hingewiesen, dass Kraftwerksbetreiber Redispatch-Verträge einseitig hätten kündigen, sich andererseits aber auch kein Markt für Redispatch-Maßnahmen habe bilden können, für die Zukunft daher ein operativ einfaches Eingreifen notwendig sei, um auf drohende Engpässe ohne Zeitverzug reagieren zu können (Bl. 13 VV, vgl. auch die Stellungnahme der vier Übertragungsnetzbetreiber, Bl. 43 VV). Es sei daher „dringend geboten“ gesetzliche Vorgaben zu schaffen, damit die Übertragungsnetzbetreiber Redispatch-Maßnahmen durchsetzen könnten (Bl. 14 f. VV: „Redispatch und Redispatch-Kosten werden mehr und mehr zum Ärgernis.“).

Auch Übertragungsnetzbetreiber haben dargestellt, dass sich Kraftwerksbetreiber inzwischen weigerten, in dem – nach Ansicht der Übertragungsnetzbetreiber ‑ erforderlichen Umfang an Redispatch-Maßnahmen mitzuwirken und Redispatch-Verträge abzuschließen. Die vier Übertragungsnetzbetreiber hatten etwa im April 2011 erläutert, dass die Netzsituation angespannt sei und sich weiter verschärfen werde (Bl. 40 ff. VV). Die B. GmbH hatte im Mai 2012 erklärt, dass es dem Unternehmen nicht mehr möglich sei, Redispatch-Eingriffe auf Basis einvernehmlicher Verträge zu regeln (Bl. 360 VV). A. GmbH hatte im Verwaltungsverfahren darauf hingewiesen, dass Kraftwerksbetreiber versucht sein könnten, an sich für Redispatch technisch verfügbare Leistung „nach unten“ als auch nach „nach oben“ zu „optimieren“, um sich so Redispatch-Maßnahmen zu entziehen, ohne dass dieses für das Redispatch nachteilige Verhalten erkennbar oder kurzfristig sanktioniert werden könne (Stellungnahme vom 12.9.2011, Bl. 84 VV). Auch der Gesetzentwurf hatte diese Problematik gesehen und auf die fehlende Möglichkeit hingewiesen, Kraftwerksbetreiber zu Redispatch-Maßnahmen und den Abschluss entsprechender angemessener Vereinbarungen zu verpflichten (Gesetzentwurf CDU/CSU und FDP, BT-Drs. 17/6072, S. 71).

Es ist daher gut nachvollziehbar, dass die Bundesnetzagentur einheitliche Vorgaben für Redispatch-Maßnahmen und deren Abrechnung 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. Bereits in dem Entwurf eines „Leitfadens zur Findung sachgerechter Vergütungsregelungen zur Einhaltung oder Wiederherstellung der Systemsicherheit im Übertragungsnetz durch Redispatch-Maßnahmen 2010“ hatte die Bundesnetzagentur deutlich gemacht, dass aufgrund der unterschiedlichen und bundeseinheitlich nicht annähernd vergleichbaren Situation Diskriminierungspotenziale und Ineffizienzen bestünden und sich Fragen der Verteilungsgerechtigkeit stellten (Bl. 3 VV). Im Entwurf wurde darauf hingewiesen, dass die seinerzeit geltenden Maßnahmen, etwa Countertrading, zur Intransparenz der Marktgeschehnisse führe und Gestaltungsanreize nicht auszuschließen seien (Bl. 9 VV).

Darüber hinaus bestehen im Strommarkt aufgrund der erheblichen Veränderungen derzeit Unsicherheiten, die wirtschaftlichen Aussichten der Beteiligten für die Zukunft sind teilweise unklar. So wurden zahlreiche Anträge gestellt, Stromerzeugungsanlagen vom Netz zu nehmen. Die derzeitigen Anstrengungen, den Netzausbau zu beschleunigen, und die gesetzlichen Anpassungen zur Verbesserung der Systemsicherheit machen deutlich, dass das bisherige Stromnetz in Deutschland den sich verändernden Gegebenheiten derzeit nicht mehr voll gerecht wird. Die Einschränkungen und damit die Redispatch-Maßnahmen betreffen häufig wiederkehrend dieselben Streckenabschnitte. Es liegt daher nahe, aus Gründen der Systemstabilität eine einheitliche Redispatch-Regelung anzustreben. Es ist auch nachvollziehbar, dass durch einheitliche und transparente Kriterien Anreize vermindert werden sollten, etwa gezielt Engpässe zu erzeugen, um dann systemdestabilisierend eine Engpasssituation „bewusst“ auszunutzen (vgl. Festlegung, S. 5).

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“ (vgl. BK6-Festlegung, S. 29 ff.) 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.

2. Anhörung

Die Bundesnetzagentur hat bei dem Erlass der Festlegung auch keine Anhörungsrechte verletzt.

Die Netzbetreiber hatten im Konsultationsverfahren ausreichend Gelegenheit, zu der geplanten Festlegung Stellung zu nehmen. Diese Möglichkeit haben auch mehrere Unternehmen genutzt. So hatte am 07.12.2011 ein Workshop stattgefunden, an dem zahlreiche Netzbetreiber und Kraftwerksbetreiber teilgenommen hatten (Bl. 91 ff. VV). In der Folge sind eine Vielzahl von Stellungnahmen eingegangen, sowohl hinsichtlich des Konsultationsverfahrens der Beschlussabteilung 6 als auch des im April 2012 eingeleiteten Konsultationsverfahren der Beschlusskammer 8 (vgl. Bl. 207 VV). Wenn auch die Bundesnetzagentur im Wesentlichen bei der ursprünglichen Ausgestaltung der Festlegung geblieben ist, hat sie einige Anregungen in die Festlegung aufgenommen (z. B. hinsichtlich der Bagatellregelung Umstellung von „vier Wochen vor dem Einsatzzeitpunkt“, Bl. 216 f. VV auf „im Kalendermonat vor dem Einspeisezeitpunkt“, Festlegung, S. 3).

Im Übrigen kann eine fehlende Anhörung im gerichtlichen Beschwerdeverfahren in entsprechender Anwendung des § 45 Abs. 1 Nr. 3 und Abs. 2 VwVfG nachgeholt werden (vgl. Sachs in Stelkens/Bonk/Sachs, VwVfG, 8. Auflage 2014, § 45, Rdnr. 101 ff.). Die Betroffene hat hier auch ausführlich Stellung genommen.

3. Abhängigkeit von BK6-Festlegung

Die Rechtswidrigkeit der BK6-Festlegung und die Aufhebung der BK6-Festlegung durch den Senat führt nicht dazu, dass deswegen die hier streitgegenständliche BK8-Festlegung rechtswidrig wäre.

Vielmehr sind beide Festlegungen getrennt voneinander, von verschiedenen Beschlusskammern, erlassen worden und in ihrem Bestand im Grundsatz unabhängig, wenn es auch Vollzugsprobleme geben mag. Allerdings ergibt sich die Verpflichtung, gegebenenfalls an Redispatch-Maßnahmen teilzunehmen, bereits unmittelbar aus dem Gesetz (siehe unten).

4. Tenorziffer 1

Tenorziffer 1 der Festlegung ist rechtmäßig.

a) Anwendungsbereich

100

Redispatch-Maßnahmen erfordern auch nicht zwingend eine vertragliche Vereinbarung zwischen Übertragungsnetz- und Kraftwerksbetreiber.

101

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 BK6-Festlegung 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 BK 8 gilt sowohl für freiwillige auf vertraglicher Basis erbrachte als auch nach § 13 Abs. 1 a 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.

102

Soweit eine vertragliche Vereinbarung zwischen Anlagenbetreiber und Übertragungsnetzbetreiber im Energierecht als Voraussetzung erforderlich ist, hat der Verordnungsgeber dies etwa für die Netzreserve in § 1 Abs. 2 S.1 und 2 ResKV (vgl. auch § 5 ResKV und § 1 S. 1 und 2, § 3 Abs. 1 AbLaV) ausdrücklich angeordnet. Eine entsprechende Regelung fehlt in § 13 Abs. 1a EnWG. Der Wortlaut des § 13 Abs. 1a EnWG verpflichtet die Beteiligten daher unmittelbar, im Engpassfall entsprechende Redispatch-Maßnahmen zu ergreifen.

103

b) Kriterien

104

Die Festlegung ist nicht deswegen zu beanstanden, weil ein Berechnungssystem in gewisser Detailtiefe vorgegeben wird. Erfolglos ist beanstandet worden, dass die Regelungen der Festlegung über den Begriff „Kriterien“ i.S.d. § 13 Abs. 1a S. 3 EnWG hinausgingen. Die Bundesnetzagentur hat mit ihrer Festlegung nicht die Ermächtigungsgrundlage gemäß § 13 Abs. 1a S. 3 EnWG überschritten.

105

Mit der Festlegung werden Kriterien bestimmt, wie die angemessene Vergütung zu berechnen ist. Um konkrete Vorgaben machen zu können, setzt dies notwendigerweise voraus, detailliert den Berechnungsmodus, etwa Schwellenwerte, Ober- und Untergrenzen oder Referenzpreise vorzugeben. Andernfalls wäre auch kaum mit einer bundesweiten einheitlichen Handhabung zu rechnen. So ist etwa - wie unten weiter ausgeführt wird ‑ mit Recht beanstandet worden, dass das Leistungsentgelt nach Tenorziffer 5 der Festlegung zu unkonkret und unbestimmt sei.

106

Der Bundesnetzagentur hat hinsichtlich der Vorgaben einen nicht unerheblichen Entscheidungsspielraum. Den Regulierungsbehörden steht ‑ wie der Bundesgerichtshof im Rahmen der Überprüfung des Effizienzvergleichs und des Qualitätselements entschieden hat – im Rahmen der rechtlichen Vorgabenbei der Auswahl der einzelnen Parameter und Methoden ein Spielraum zu, der in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum, in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleichkommt (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, juris 10, 25 ff.; BGH, Beschlüsse vom 22.07.2014, EnVR 58/12 und EnVR EnVR 59/12, Rn. 13). Ob und inwieweit es sich bei den der Regulierungsbehörde eröffneten Spielräumen um einen Beurteilungsspielraum auf der Tatbestandsseite der Norm oder um ein Regulierungsermessen auf der Rechtsfolgenseite handelt, kann offenbleiben. Die für diese beiden Kategorien geltenden Kontrollmaßstäbe unterscheiden sich eher verbal und weniger in der Sache (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, juris Rn. 26 f. m. w. Nachw.).

107

Der Bundesgerichtshof hat festgestellt, dass sich dies auf die gerichtliche Kontrolldichte auswirke, diese nicht weiter reichen könne als die materiell-rechtliche Bindung der Instanz, deren Entscheidung überprüft werden soll. Die Kontrolle ende deshalb dort, wo das materielle Recht in verfassungsrechtlich unbedenklicher Weise das Entscheidungsverhalten nicht vollständig determiniert (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 25 m. w. Nachw.). Der genutzte Beurteilungsspielraum ist daher (nur) darauf zu überprüfen, ob die Behörde die gültigen Verfahrensbestimmungen eingehalten hat, von einem richtigen Verständnis des anzuwendenden Gesetzesbegriffs ausgegangen ist, den erheblichen Sachverhalt vollständig und zutreffend ermittelt und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allgemeingültige Wertungsmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht verletzt hat (BGH Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 27). Die Ausübung des eine Abwägung zwischen unterschiedlichen gesetzlichen Zielvorgaben erfordernden Regulierungsermessens ist vom Gericht zu beanstanden, wenn eine Abwägung überhaupt nicht stattgefunden hat (Abwägungsausfall), wenn in die Abwägung nicht an Belangen eingestellt worden ist, was nach Lage der Dinge in sie eingestellt werden musste (Abwägungsdefizit), wenn die Bedeutung der betroffenen Belange verkannt worden ist (Abwägungsfehleinschätzung) oder wenn der Ausgleich zwischen ihnen zur objektiven Gewichtigkeit einzelner Belange außer Verhältnis steht (Abwägungsdisproportionalität; BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 27, juris). So steht der Regulierungsbehörde etwa auch im Rahmen einer Festlegung nach § 32 Abs. 1 Nr. 4a, § 11 Abs. 5 ARegV ein weites Regulierungsermessen zu (Meyer/Paulus in Holznagel/Schütz, ARegV, 1. Aufl. 2013, § 11, Rn. 136 f.).

108

Es ist auch fernliegend, dass die Vergütungsregelung hier derart umfassend oder komplex ist, dass dies nicht mehr durch eine Allgemeinverfügung hätte geregelt werden können. Angesichts der technischen Besonderheiten des Redispatch, bei dem mehrere Übertragungsnetzbetreiber und zahlreiche Kraftwerksbetreiber mit verschiedenen Anlagentypen beteiligt sind, ist eine bestimmte Regelungstiefe erforderlich, um überhaupt ein handhabbares, bundesweit nach einheitlichen Grundsätzen funktionierendes Abrechnungssystem schaffen zu können.

109

Die Bundesnetzagentur konnte im Grundsatz auch verschiedene Abrechnungsalternativen normieren (Bagatellgrenze, individuelle Abrechnung, Leistungsentgelt). § 13 Abs. 1a S. 3 EnWG erlaubt, „Kriterien“ zu bestimmen. Dies macht deutlich, dass nicht nur „die eine“ Abrechnungsvariante möglich sein soll. Vielmehr legt der Begriff „Kriterien“ nahe, dass der Bundesnetzagentur hier auch hinsichtlich möglicher Abrechnungsmodi ein Regulierungsermessen zukommen soll.

110

Es überzeugt auch nicht, dass auf eine Vergütungsregelung auch deshalb hätte verzichtet werden können, weil gegebenenfalls zivilrechtliche Generalklauseln (z.B. §§ 138, 242 BGB) einen ausreichenden Schutz vor möglichen Diskriminierungspotenzialen oder einer missbräuchlichen Handhabung hätten bieten könnten. Vielmehr lag es schon aufgrund der wachsenden Bedeutung des Redispatch für die Versorgungssicherheit nahe, Kriterien vorzugeben, um von vornherein etwaigen Diskriminierungs- oder Missbrauchsrisiken zu begegnen. Eine gegebenenfalls nur nachträglich greifende Rechtskontrolle mit Hilfe zivilrechtlicher Generalklauseln ist weniger effektiv.

111

c) kein Marktmodell

112

Es ist ferner plausibel, dass die Bundesnetzagentur kein Marktmodell gewählt hat, um Redispatch-Leistungen zu vergüten.

113

Da Redispatch an einem konkreten Netzknoten oder jedenfalls in einem bestimmten Netzgebiet erfolgen muss, liegt es auf der Hand, dass die angeforderte Redispatch-Leistung nur von wenigen, in örtlicher Nähe stehenden Kraftwerken erbracht werden kann. Es ist nicht dargelegt worden, wie in dieser Situation ein Markt funktionieren soll. So hatte die Bundesnetzagentur bereits im Verwaltungsverfahren zutreffend darauf verwiesen, dass eine wettbewerbliche Ausgestaltung des Redispatch ähnlich wie bei den Regelenergiemärkten an der lokalen, knotenscharfen Charakteristik des Redispatch scheitere (Bl. 57 VV). Dies wurde nachvollziehbar damit begründet, dass überhöhte Gebote der engpasssensitiven Kraftwerke und ein engpassprovozierender Kraftwerksfahrplan zu befürchten seien (Bl. 58 VV).

114

d) Rückzahlung ersparter Aufwendungen

115

§ 13 Abs. 1a S. 3 EnWG ist auch eine ausreichende Ermächtigungsgrundlage für die Rückzahlung etwaiger ersparter Aufwendungen, wenn ein Kraftwerk im Redispatch-Fall herunterzufahren ist.

116

Die Ermächtigung in § 13 Abs. 1a S. 3 EnWG, die in Zusammenhang mit einer Redispatch-Maßnahme stehenden Vergütungsfragen zu regeln, schließt denklogisch ein, dass auch im Falle des „Herunterfahrens“ des Kraftwerks ersparte Aufwendungen an den Übertragungsnetzbetreiber zu erstatten sind. Dass § 13 Abs. 1a EnWG auch das Herunterfahren einer Anlage erfassen will, ergibt sich aus Satz 1 der Norm, wonach die Erzeugungsleistung „anzupassen“ ist. Diese offene Formulierung umfasst das Hoch- und Herunterfahren einer Anlage.

117

Die Festlegung regelt Vergütungskriterien für die Abrechnung zwischen Übertragungsnetzbetreiber und angewiesenem Kraftwerksbetreiber und greift so in die vertragliche, zivilrechtliche Gestaltung ein und regelt hierbei auch die Frage, inwieweit ersparte Aufwendungen als Bereicherung herauszugeben sind. Es wird kein öffentlich-rechtlicher Erstattungs- oder Rückforderungsanspruch geregelt, so dass die Frage, ob eine gesonderte Ermächtigungsgrundlage für eine Rückzahlungspflicht erforderlich ist, dahinstehen kann.

118

5. Tenorziffer 2

119

Das enge Verständnis der Bundesnetzagentur des Begriffs „angemessene Vergütung“, wie er in der Tenorziffer 2 der Festlegung normiert ist, führt zu einer nicht mehr sachgerechten Abrechnung entstandener Redispatch-Kosten und ist daher rechtswidrig.

120

Die Bundesnetzagentur geht im Grundsatz zutreffend davon aus, dass als angemessene Vergütung die durch die Redispatch-Maßnahme verursachten, zusätzlich entstandenen Aufwendungen zu ersetzen sind (Festlegung, S. 4). Allerdings nimmt die Bundesnetzagentur nicht unerhebliche Einschränkungen vor, die diesen Grundsatz dann nicht mehr ausreichend beachten. Außerdem werden andere Kosten und Gewinnchancen nicht berücksichtigt. Im Ergebnis führt dies dazu, dass den betroffenen Kraftwerksbetreibern keine „angemessene Vergütung“ mehr gewährt wird. Die Betroffene und andere Anlagenbetreiber haben hier substantiiert erhebliche Umstände vorgetragen, die zu einer wirtschaftlichen Schlechterstellung des betroffenen Anlagenbetreibers während einer Redispatch-Maßnahme führen können.

121

a) „Vergütung“

122

Der Begriff der „angemessenen Vergütung“ ist im Grundsatz über einen bloßen Auslagenersatz hinausgehend zu verstehen.

123

aa) Wortlaut

124

So legt bereits der Wortlaut „angemessene Vergütung“ des § 13 Abs. 1a S. 1 EnWG eine über einen bloßen Auslagenersatz hinausgehende Bedeutung des Begriffs nahe. Es ist schon nicht erklärlich, weshalb der Gesetzgeber nicht den Begriff „Aufwendungsersatz“, „Auslagen“, „variable Kosten“ oder eine ähnliche Formulierung verwendet hat, wenn eine Beschränkung auf Grenzkosten, im Wesentlichen „bloße Brennstoffkosten“ beabsichtigt gewesen wäre.

125

Die Bezeichnung „Vergütung“ wird im Energierecht regelmäßig in einem weiteren Sinne verstanden, der über den Ersatz variabler Auslagen hinausgeht. So wird etwa die Bezeichnung „Vergütung“ in § 17e Abs. 1 EnWG verwandt und meint dort die Einspeisevergütung (vgl. auch § 19 Abs. 1 Nr. 2 EEG). Auch § 46 Abs. 2 EnWG regelt, dass bei Wegenutzungsverträgen der bisherige Nutzungsberechtigte verpflichtet ist, die Netze dem neuen Energieversorgungsunternehmen gegen „eine wirtschaftlich angemessene Vergütung“ zu übereignen. „Vergütung“ meint dort mehr als Aufwendungsersatz und soll sich an der Wirtschaftlichkeit orientieren und eine wirtschaftlich sinnvolle Verwertung ermöglichen (vgl. Theobald in Danner/Theobald, Energierecht, 81. Ergänzungslieferung 2014, § 46, Rn. 59 ff; Ertragswert als „angemessene Vergütung“: OLG Frankfurt, Beschluss vom 27.03.2014, 11 U 112/13 (Kart), zit. nach juris). Auch dort geht es nicht um bloßen Auslagenersatz, sondern um die Amortisation und den wirtschaftlichen (Gesamt)-Wert des Netzes.

126

Auch in anderen Gesetzen wird der Begriff „Vergütung“ verwandt, regelmäßig in einem weiteren, über einen bloßen Auslagenersatz hinausgehenden Verständnis, vielmehr im Sinne einer „Entlohnung“, eines „Gehaltes“ (z.B. § 23 PatG, § 32 Abs. 1 und Abs. 2 S. 2 UrhG, § 61b UrhG; § 54 Abs. 1 UrhG, § 24 GebrMG; § 1987 BGB für Nachlassverwalter, § 2221 BGB für Testamentsvollstrecker, § 1684 Abs. 3 S. 6 BGB für Umgangspfleger: „Ersatz von Aufwendungen und die Vergütung“; § 12 BauSparkG: angemessene Vergütung für Vertrauensmann, § 38 KWG, § 15 Abs. 5 S. 1 Kapitalanlagegesetzbuch: Abwickler erhält „eine angemessene Vergütung und den Ersatz seiner Aufwendungen“; § 35 Abs. 5 Rundfunkstaatsvertrag: KEK-Mitglieder erhalten für ihre Tätigkeit eine angemessene Vergütung und Ersatz ihrer notwendigen Auslagen; § 59 BNotO: Notariatsverwalter erhält „angemessene Vergütung“; § 412 Abs. 3 HGB; § 418 Abs. 2 HGB, § 491 Abs. 2 HGB und § 419 Abs. 4 HGB: dem Frachtführer sind „entstehenden Mehraufwendungen zu ersetzen sowie eine angemessene Vergütung; § 15 Abs. 3 SGB X: Vertreter von Amts wegen hat „Anspruch auf eine angemessene Vergütung und auf die Erstattung seiner baren Auslagen“; BGH zur Auslegung des Begriffs Aufwendungsersatz in AGB: BGH, Urteil vom 20.07.2005, VIII ZR 121/04, NJW-RR 2005, 1496, Rn. 49, juris).

127

Soweit die Bundesnetzagentur darauf verweist, dass eine Vergleichbarkeit mit anderen Erwerbstätigkeiten, wie etwa einem Frachtführer oder Nachlassverwalter, nicht gegeben sei, weil diese hauptberuflich tätig, Redispatch aber eine Ausnahme sei, überzeugt dies nicht. Auch bei Tätigkeiten wie Nachlassverwalter, Abwickler oder Testamentsvollstrecker handelt es sich keineswegs immer um die hauptberufliche Tätigkeit des Handelnden. Entscheidend ist vielmehr, dass es sich um eine berufsbezogene Aufgabe handelt, bei der der Gesetzgeber es für sachgerecht hält, die jeweilige Person auch „wie einen im Beruf Tätigen“ zu entlohnen.

128

So ist etwa im Rahmen des § 683 BGB ganz überwiegend anerkannt, dass im Grundsatz zwar die Geschäftsführung ohne Auftrag unentgeltlich erfolgt. Jedoch kann als „Ersatz von Aufwendungen“ dann eine übliche Vergütung verlangt werden, wenn die erbrachte Tätigkeit zum Beruf oder Gewerbe des Geschäftsführers i.S.d. § 683 BGB gehört (BGH, Urteil vom 15.12.1975, II ZR 54/74, BGHZ 65, 384; Seiler in Münchener Kommentar, 6. Auflage 2012, § 683, Rn. 24; Bergmann in Staudinger, 2006, § 683, Rn. 58 f.; Schulze in Schulze, BGB, 8. Auflage 2014, § 683, Rn. 8; Werk in Jauernig, 15. Auflage 2014, § 683, Rn. 6 f.). Bei professionellen Tätigkeiten wird in diesen Fällen das übliche Entgelt geschuldet (Seiler in Münchener Kommentar, 6. Auflage 2012, § 683, Rn. 24). Eine stärker werdende Auffassung will dem Geschäftsführer sogar regelmäßig, unabhängig von einer beruflichen oder gewerblichen Tätigkeit, als „Ersatz von Aufwendungen“ eine angemessene Vergütung gewähren (Bergmann in Staudinger, 2006, § 683, Rn. 58).

129

bb) Gesetzeshistorie

130

Auch die Gesetzeshistorie und die Begründung des Gesetzentwurfs sprechen für ein weitergehendes Verständnis der „angemessenen Vergütung“.

131

So sieht der Gesetzentwurf die Fehlentwicklung, dass Kraftwerksbetreiber Redispatch-Maßnahmen infrage gestellt hätten und diese nicht oder nur zu unangemessenen Konditionen hätten mitwirken wollen (BT-Drs. 17/6072, S. 71). Mit der gesetzlichen Verpflichtung zur Teilnahme am Redispatch sollte daher eine Regelung zum Ausgleich der widerstreitenden Interessen“ geschaffen werden (BT-Drs. 17/6072, S. 71). Dies spricht dafür, dass vorrangig beabsichtigt war, eine gesetzliche Teilnahmepflicht der Kraftwerksbetreiber anzuordnen, ohne zu stark in das seinerzeit bestehende Vertrags- oder Preisgefüge eingreifen oder die Vergütung auf einen bloßen Aufwendungsersatz begrenzen zu wollen.

132

Für dieses Verständnis spricht auch, dass die Formulierungshilfe für einen „Änderungsantrag der Fraktionen der CDU/CSU und FDP zu dem Gesetzentwurf der Bundesregierung für ein Drittes Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften“ den Begriff der „angemessenen Vergütung“ konkretisieren wollte und vorgeschlagen hatte, die Formulierung „gegen angemessene Vergütung in Form der notwendigen Auslagen“ zu verwenden, dies aber dann nicht Gesetz geworden ist (Formulierungshilfe, S. 9, 29).

133

cc) Systematik

134

Ferner zeigt der Vergleich zwischen § 13 Abs. 1a EnWG und § 13 Abs. 1b EnWG, dass mit „angemessener Vergütung“ nicht eine bloße Erstattung variabler Kosten gemeint sein kann. So sollen nach § 13 Abs. 1b EnWG bei an sich vorläufig stillzulegenden Anlagen, die aber aufgrund der Netzsicherheit betriebsbereit gehalten werden sollen,

135

„…die für die Vorhaltung oder die Herstellung der Betriebsbereitschaft notwendigen Auslagen (Betriebsbereitschaftsauslagen) neben den notwendigen Auslagen für konkrete Anpassungen der Einspeisung (Erzeugungsauslagen) als angemessene Vergütung geltend…“

136

gemacht werden können. Die Vorschrift schränkt den Begriff der „angemessenen Vergütung“ – anders als in § 13 Abs. 1a EnWG – einengend auf „Auslagen“ ein (vgl. auch § 11 Abs. 2 ResKV). Dies ist auch sachgerecht, weil bei einer an sich stillzulegenden Anlage keine Opportunitätskosten mehr entstanden wären (vgl. Beschlussempfehlung des Ausschusses für Wirtschaft und Technologie, BT-Drs. 17/11705, S. 45). Nach § 13 Abs. 1b EnWG werden auch Kosten für die Vorhaltung der Betriebsbereitschaft, also die entstehenden Fixkosten, erstattet (§ 11 Abs. 2 Nr. 2 S. 2 ResKV).

137

§ 13a Abs. 3 EnWG könnte zunächst für ein engeres Verständnis sprechen, weil für den Fall der Stilllegung der Kraftwerksbetreiber nur Anspruch

138

„..auf eine angemessene Vergütung für erforderliche Erhaltungsmaßnahmen nach Satz 1 (Erhaltungsauslagen)..“

139

hat. Die Vorschrift versteht den Begriff „angemessene Vergütung“ als „Erhaltungsauslagen“ und damit in einem engen Sinne. Hierbei ist jedoch zu sehen, dass der Anlagenbetreiber beabsichtigt hatte, das Kraftwerk vollständig abzuschalten und für die Zukunft keine Gewinne oder Opportunitätskosten mehr zu erwirtschaften (vgl. Beschlussempfehlung des Ausschusses für Wirtschaft und Technologie, BT-Drs. 17/11705, S. 45). Es ist nachvollziehbar, dass vor diesem Hintergrund nur Auslagen erstattet werden. In Zusammenhang mit der Verpflichtung nach § 13a Abs. 3 S. 1 EnWG, die Anlage in einem funktionsfähigen Zustand zu erhalten, wird deutlich, dass zu den Erhaltungsauslagen im Übrigen nicht nur die variablen Kosten zählen, sondern auch die mit der Erhaltung in Zusammenhang stehenden, im Ergebnis dann als Fixkosten zu berücksichtigenden Investitionen.

140

Auch der Vergleich mit § 6 Abs. 1 ResKV spricht für ein umfassenderes Verständnis der „angemessenen Vergütung“. Die Norm stellt auf den engeren Begriff der „entstehenden Kosten“ ab, gewährt dann nach Absatz 2 neben einem Arbeitspreis aber auch einen Leistungspreis. Nach § 6 ResKV sollen also „als Kosten“ im Grundsatz alle die durch die Nutzung der Anlage entstehenden Kosten, seien sie variabel oder fix, erstattet werden. Es wird nicht nur ein Arbeitspreis-, sondern (sogar) ein Leistungspreisanteil gewährt. Um eine überschießende Vergütung zu vermeiden, sollen allerdings solche Kosten nicht berücksichtigt werden, die auch im Falle einer Stilllegung einer Anlage angefallen wären. So schließt § 11 Abs. 2 Nr. 2 S. 4 ResKV nachvollziehbar den Ersatz von Opportunitätskosten aus, weil solche Opportunitäten im Falle der Stilllegung nicht angefallen wären.

141

Hingegen ist der teilweise erhobene Hinweis auf § 19 Abs. 2 Nr. 4 GWB wenig zielführend. Die Norm verwendet schon nicht den Begriff „Vergütung“, sondern „Entgelt“ im Sinne eines „Preises“. Die Norm will eine unangemessene Preisgestaltung gegenüber anderen Unternehmen und Konkurrenten sanktionieren. Hingegen steht im Rahmen der Redispatch-Abrechnung im Vordergrund, dass aus Gründen der Systemstabilität Maßnahmen gegenüber einzelnen Kraftwerksbetreibern durchgesetzt und diese dann ‑ abzurechnen über den Übertragungsnetzbetreiber ‑ entschädigt werden sollen.

142

dd) Sinn und Zweck

143

Auch Sinn und Zweck des § 13 Abs. 1a EnWG rechtfertigen nicht ein besonders enges Verständnis der „angemessenen Vergütung“, sprechen vielmehr für eine erweiternde Auslegung.

144

Eine Beschränkung auf einen bloßen Aufwendungsersatz kann nicht daraus hergeleitet werden, dass es sich bei den Redispatch-Maßnahmen nur um verhältnismäßig geringe Beeinträchtigungen der Netzbetreiber handele, diese die Belastungen daher hinzunehmen hätten. Die Belastungen durch Redispatch mögen für das Gesamtnetz zwar von untergeordneter Bedeutung sein. Sie betreffen aber aufgrund des lokalen Charakters immer wieder dieselben Kraftwerksbetreiber, weil Redispatch-Maßnahmen regelmäßig auf denselben Streckenabschnitten oder an denselben Netzknoten notwendig sind.

145

Es überzeugt auch nicht, dass die betroffenen Kraftwerksbetreiber Redispatch-bedingte Kosten oder Nachteile deshalb als Sonderopfer tragen sollten, weil eine funktionierende Stromversorgung im Interesse der Kraftwerksbetreiber liege. Vielmehr sind die Anlagenbetreiber vorrangig im Interesse des Übertragungsnetzbetreibers tätig.

146

Systematisch ist die Regelung des Abs. 1a in § 13 „Systemverantwortung der Betreiber von Übertragungsnetzen“ aufgenommen worden und in den Abschnitt „Aufgaben der Netzbetreiber“ eingebettet (vgl. auch zur Systemverantwortung der Übertragungsnetzbetreiber: König in Säcker, Energierecht, 3. Auflage 2014, § 13, Rn. 1 ff.). Dies macht deutlich, dass die Kraftwerksbetreiber im Redispatch-Fall Funktionen wahrnehmen, die an sich vom Übertragungsnetzbetreiber durchzuführen wären, nämlich für ein stabiles und ausreichend leistungsfähiges Übertragungsnetz zu sorgen. Allein weil die Übertragungsnetzbetreiber bislang aufgrund der sich verändernden Stromerzeugung (noch) nicht die erforderlichen Leitungen errichtet haben, sind Redispatch-Maßnahmen und damit die Inanspruchnahme von Kraftwerken in erheblichem und zunehmendem Umfang erforderlich. So fallen die Redispatch-Maßnahmen, oft wiederholend, an überlasteten und nicht ausreichend dimensionierten Netzknoten an. Der angewiesene Anlagenbetreiber wird daher vor allem im Drittinteresse tätig. Hätte der jeweilige Übertragungsnetzbetreiber bereits die erforderlichen Maßnahmen erbracht, etwa das Leitungsnetz verstärkt, wären die dadurch entstehenden Kosten, einschließlich Fixkosten und Eigenkapitalverzinsung, im Übrigen auch abrechnungsfähig gewesen.

147

Dem steht nicht entgegen, dass Anlagenbetreiber durchaus ein Eigeninteresse haben, ein funktionierendes Netz nutzen zu können. Dies gilt aber nicht nur für den Redispatch-betroffenen Kraftwerksbetreiber, sondern für alle Erzeugungsunternehmen. Das sichere Stromnetz ist Teil der Daseinsvorsorge und kommt daher allen in der Bundesrepublik, Privaten oder Unternehmen, zugute. Es ist daher auch nicht sachgerecht, dem konkret betroffenen Anlagenbetreiber insoweit wiederkehrend ein Sonderopfer aufzuerlegen, weil sein Interesse an einem sicheren Stromnetz nicht oder nur unwesentlich über das Interesse Anderer hinausgeht. Entschädigungslos sind ggfs. Maßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG zu erbringen, nicht aber nach § 13 Abs. 1a EnWG (vgl. § 13 Abs. 2 und 4 EnWG).

148

Die Bundesnetzagentur hat Bedenken gegen ein erweiterndes Verständnis, weil sie die Gefahr von Verwerfungen und Fehlanreizen sieht. Allerdings kann sich diese Gefahr auch bei einer besonders niedrigen Redispatch-Vergütung ergeben. Übertragungsnetzbetreiber könnten geneigt sein, statt Regelenergie Redispatch-Energie anzufordern, um so die Kosten für die teurere Regelenergie zu umgehen. So hatte die U. GmbH in ihrer Stellungnahme vom 25.01.2012 (Bl. 330 VV) vorgetragen, dass es „bereits heute nämlich aus der Praxis des Redispatch Anzeichen dafür (gebe), dass die Übertragungsnetzbetreiber offenbar nicht nur aus technischen, sondern auch aus wirtschaftlichen Gründen auf Redispatch-Verträge zurückgreifen, um teure Regelenergie zu vermeiden.“ A. GmbH hat im Verwaltungsverfahren darauf hingewiesen, dass Kraftwerksbetreiber bei einer nicht angemessenen Redispatch-Vergütung ihren Kraftwerkseinsatz so „nach oben“ oben oder „nach unten“ „optimieren“ könnten, dass an sich vorhandene Redispatch-Leistung nicht verfügbar sei (Stellungnahme vom 12.09.2011, Bl. 84 VV).

149

b) nicht marktbezogen

150

Aus dem Umstand, dass es sich bei Redispatch um eine marktbezogene Maßnahme im Sinne des § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG handelt, kann nicht gefolgert werden, dass diese Maßnahme damit auch marktbezogen zu vergüten sei. Vielmehr hat die Bundesnetzagentur zutreffend darauf hingewiesen, dass eine wettbewerbliche Ausgestaltung des Redispatch etwa in Anlehnung an die Beschaffung von Regelenergie nicht infrage kommt, weil ein marktbasierter Ansatz aufgrund der lokalen, knotenscharfen Charakteristik des Redispatch nicht sinnvoll möglich ist.

151

Da eine Redispatch-Maßnahme nur lokal auftritt und mithilfe der dort verfügbaren Kraftwerke durchgeführt werden muss, liegt nahe, dass kaum ein effizienter Markt entstehen kann. Es ist auch nicht fernliegend, dass bei einer pseudo-wettbewerblichen Ausgestaltung die Gefahr überhöhter Gebote sowie engpassprovozierender Kraftwerksfahrweise besteht. Auch die Kraftwerksbetreiber haben nicht erläutert, wie ein wirklicher Redispatch-Markt funktionieren soll.

152

Art. 15 Abs. 6 Elektrizitätsrichtlinie erfordert es ebenfalls nicht, einen Markt für Redispatch-Maßnahmen zu schaffen oder marktbezogen abzurechnen. Die Vorschrift bestimmt, dass die Energie zur Deckung von Energieverlusten und Kapazitätsreserven durch ein transparentes, nichtdiskriminierendes und marktorientiertes Verfahren zu beschaffen ist. Die Formulierung ist weit gefasst, verlangt kein „Marktverfahren“, sondern nur ein „marktorientiertes“ Verfahren. Dies macht deutlich, dass hier ein nicht unerheblicher Ermessensspielraum besteht, wie die Energie zur Deckung von Energieverlusten und Kapazitätsreserven beschafft werden soll.

153

Darüber hinaus scheidet ein marktorientiertes Verfahren jedenfalls dann aus, wenn kein echter Markt besteht. Wie bereits erläutert, ist dies beim Redispatch gegeben, weil für eine Redispatch-Maßnahme regelmäßig nur wenige bestimmte Kraftwerke in Betracht kommen. Es ist nicht ersichtlich und auch nicht vorgetragen, wie ein echter Redispatch-Energiemarkt geschaffen werden sollte. Jedenfalls bestünde bei der Schaffung eines Redispatch-Marktes, an dem nur weniger Anlagenbetreiber teilnähmen, die erhebliche Gefahr, dass im Ergebnis ein diskriminierungsgefährdeter und möglicherweise wettbewerbswidriger und damit europarechtswidriger Markt geschaffen werden könnte. Dies will die Elektrizitätsrichtlinie jedoch gerade verhindern.

154

c) Einzelne Kostenpositionen

155

Die Kraftwerksbetreiber haben nachvollziehbar darauf hingewiesen, dass Anlagenbetreiber neben den Aufwendungen im engeren Sinne, den variablen Kosten wie etwa Brennstoffkosten, durch die Anordnung einer Redispatch-Maßnahme weitere, nicht unerhebliche Nachteile, einschließlich des Verlusts von Opportunitäten, zu tragen hätten. Jedenfalls diese Nachteile sind auszugleichen.

156

So sieht § 15 Abs. 3 AbLaV vor, dass eine Netzentgeltbefreiung auch dann gewährt wird, wenn aufgrund abzuschaltender Lasten die Grenzwerte für eine Netzentgeltbefreiung nicht (mehr) vorliegen. Die Bundesnetzagentur verweist darauf, dass abgerufene Abschaltleistung und Redispatch kaum vergleichbar seien. Allerdings ist die Norm jedenfalls Ausprägung des Rechtsgedankens, dass derjenige, der aus Gründen der Systemstabilität Eingriffe in seine Anlage hinnehmen muss, nicht benachteiligt werden soll.

157

Wie die Bundesnetzagentur die durch das Redispatch entstehende Belastungen berücksichtigt, steht in ihrem Regulierungsermessen (z.B. anhand von Indizes, Preisen, Aufschlägen, pauschal oder individuell). Gegebenenfalls sind für bestimmte Kraftwerke Sonderregelungen zu treffen, wenn etwa ein Bezug zu Börsenpreisen zu nicht sachgerechten Ergebnissen führen würde (siehe unten, z.B. bei Pumpspeicherkraftwerken).

158

aa) variable Kosten - Brennstoff

159

Die Festlegung geht davon aus, dass die Kosten der zusätzlichen Brennstoffeinsätze als Aufwendungen zu erstatten seien, einschließlich der erforderlichen Kosten für An- und Abfahrvorgänge, Hilfs- und Einsatzstoffe, CO2-Emissionsrechte, erhöhten Wartungsaufwand und die Kosten aufgrund verkürzter Revisionszyklen (vgl. zur Verschiebung von Revisionen wegen Redispatch: BT-Drs. 17/6072, S. 71). Zu diesen Kosten zählen auch etwaige Kosten, die durch eine Verzögerung der Revisionen entstehen können, weil eine Revisionsmannschaft nicht disponibel ist. Diese „unmittelbaren“, variablen Kosten sind unstreitig Aufwendungsersatz und auch nach Auffassung der Bundesnetzagentur berücksichtigungsfähig.

160

Hinsichtlich der Frage, in welcher Höhe und auf welcher Basis Brennstoffkosten anzusetzen sind, steht der Bundesnetzagentur ein Beurteilungsermessen zu. Eine Abrechnung anhand angefallener Einkaufspreise ist denkbar, wobei die Ermittlung mit Schwierigkeiten verbunden sein kann (z.B. Referenzzeitraum, Berechnungsweise). Der Senat hat keine Bedenken, dass die Kosten handhabbar anhand von Referenzzeiträumen der Vergangenheit berechnet werden können, wenn diese Werte jedenfalls im Mittel und über einen bestimmten Zeitraum den entstehenden Aufwand realistisch abbilden.

161

Ggfs. durch besondere Vertragsgestaltungen, etwa durch langfristige Gaslieferverträge, entstehende Nachteile, können ggfs. ausgleichspflichtig sein. So mag es durch Take-or-Pay-Regeln in Erdgasbezugsverträgen, nach denen Brennstoffkosten innerhalb einer vereinbarten Menge unabhängig von der tatsächlichen Abnahmemenge abgerechnet werden, im Redispatch-Fall zu Mehrkosten kommen. Ein solcher Nachteil kann allerdings nur dann vorliegen, wenn eine bestimmte Brennstoffmenge bezahlt, aber auch später tatsächlich nicht mehr genutzt werden könnte und Anpassungen nicht möglich sind. Erstattungsfähige Mehrkosten durch Redispatch könnten ggfs. auch dann entstehen, wenn etwa Gasbezugskosten zwischen einer Arbeits- und einer Leistungskomponente unterscheiden. Bei einer hohen Leistungsabforderung durch Redispatch kann eine neue Gasbezugsspitze mit entsprechender Auswirkung auf den Gas-Leistungspreis entstehen.

162

Der Senat hat keine Bedenken, Brennstoffkosten anstatt von Einkaufspreisen nach aktuellen Marktpreisen, anhand der Wiederbeschaffungskosten, abzurechnen. So werden auch im Schadenersatzrecht Schäden regelmäßig auf der Basis von Marktpreisen oder Wiederbeschaffungskosten abgerechnet. Im Enteignungsrecht ist etwa anerkannt, dass auf Basis des Verkehrswertes, also den zum Zeitpunkt der Ermittlung geltenden Preisen, abgerechnet werden kann (§§ 95, 194 BauGB). Im Einzelfall mag zu überprüfen sein, inwieweit etwa im Fall der „Direktbekohlung“ eines Braunkohlekraftwerks Weltmarktpreise, auch im Hinblick auf nicht vorhandene Transportkosten, ein realitätsnaher Abrechnungsmaßstab sein können. Allerdings ist keine „Meistbegünstigung“ geboten, jeweils auf den höheren der beiden Werte (tatsächlicher Einkaufspreis ‑ Wiederverkaufspreis) abzustellen.

163

Hinsichtlich der Möglichkeit, Brennstoffkosten, anhand von Strom-Börsenpreisen zu pauschalieren, wird auf die Ausführungen zur Bagatellregelung (Tenorziffer 3) verwiesen (siehe unten).

164

bb) Opportunitäten

165

Entgegen der Auffassung der Bundesnetzagentur ist der Ansatz von Opportunitätskosten, Marktprämien oder Schattenpreisen nicht von vornherein ausgeschlossen. Vielmehr sind solche entgangenen Gewinnmöglichkeiten, die durch Redispatch entstehen, im Sinne einer „angemessenen Vergütung“ zu berücksichtigen.

166

aaa) Grundsatz

167

Kraftwerksbetreibern, die am Redispatch teilnehmen müssen, wird die Möglichkeit genommen, Gewinne, hier insbesondere am Intraday-Markt, zu erwirtschaften. Dies ist ein Nachteil, der in einem unmittelbaren Zusammenhang mit der Anordnung einer Redispatch-Maßnahme steht. Entsprechend dem Grundsatz, dass die mit der Redispatch-Durchführung entstehenden Nachteile zu erstatten sind, sind daher auch Opportunitäten im Grundsatz als ersatzfähig zu berücksichtigen.

168

Die BK6-Festlegung geht davon aus, dass dem angewiesenen Kraftwerksbetreiber jeglicher Intraday-Handel verboten sei (vgl. die Begründung in den Beschlüssen des Senats vom 28.04.2015 zur BK6-Festlegung, ). In der mündlichen Verhandlung hat die Bundesnetzagentur dann zwar klargestellt, dass dies nicht im Sinne eines generellen Intraday-Verbots für den angewiesenen Kraftwerksbetreiber gemeint sei. Es habe dem angewiesenen Kraftwerksbetreiber nicht grundsätzlich der Intraday-Handel verboten werden sollen. Es habe lediglich ein Rechtsanspruch auf Intraday-Geschäfte während einer Redispatch-Maßnahme ausgeschlossen werden sollen. Intraday-Handel solle dann weiter möglich sein, wenn der zuständige Übertragungsnetzbetreiber keine Einwände erhebe. Gleichwohl bleibt auch nach der nun erfolgten Klarstellung für einen Kraftwerksbetreiber das Risiko, dass er Intraday-Handel nicht wie Dritte, die nicht zu Redispatch-Maßnahmen herangezogen worden sind, betreiben kann. Jedenfalls dann, wenn ihm im konkreten Fall Intraday-handeln verboten wird, können ihm Opportunitäten entgehen, die er ansonsten hätte realisieren können.

169

Opportunitätskosten sind die entgangenen Vorteile der nächstbesten Entscheidungsalternative, die durch die getroffene Entscheidung verworfen wird (vgl. etwa: Sektoruntersuchung Stromerzeugung und –großhandel des Bundeskartellamtes Januar 2011, „Sektoruntersuchung“, S. 187 f.). Die Grenzkosten werden hierbei durch die variablen Kosten, etwa die Brennstoffkosten, als auch die Opportunitätskosten bestimmt. Das Bundeskartellamt hat in der Sektoruntersuchung erläutert, dass Opportunitätskosten eine erhebliche Rolle spielten, und sie keine Bedenken sehe, solche Kosten im Rahmen der Kalkulation dem Grunde nach zu berücksichtigen (Sektoruntersuchung, S. 25, 187, 188). Auch die österreichische Netzengpassentgelt-Verordnung geht zwar von einem eher engen Vergütungsbegriff aus, will aber neben den variablen Kosten auch Opportunitätskosten erstatten (Bl. 51 VV, Begründung der österreichischen Netzengpassentgelt-Verordnung S. 2).

170

Aus der Wertung des § 13 Abs. 1b EnWG und § 13a Abs. 3 EnWG ergibt sich im Umkehrschluss ebenfalls, dass Opportunitätskosten im Grundsatz zu erstatten sind. Die beiden Vorschriften schließen einen Ersatz von Opportunitäten zutreffend dann aus, wenn die betreffende Anlage – anders als beim Redispatch – nicht mehr am Markt aktiv ist. Die Gesetzesbegründung der beiden Regeln macht deutlich, dass in diesen „Stilllegungsfällen“ ausnahmsweise keine Opportunitäten vergütet werden sollen (vgl. Beschlussempfehlung des Ausschusses für Wirtschaft und Technologie, BT-Drs. 17/11705, S. 45). Dies gilt sinngemäß auch für ein Kernkraftwerk, das im Reservebetrieb nach § 118a EnWG in Anspruch genommen wird (vgl. Gesetzentwurf CDU/CSU und FDP, BT-Drs. 17/6072, S. 98; Theobald in Danner/Theobald, Energierecht, 81. Ergänzungslieferung 2014, § 118a, Rn. 3).

171

bbb) Intraday-Handel

172

Damit sind im Grundsatz auch die durch die Inanspruchnahme entstehenden Flexibilitätseinbußen und damit die fehlende Möglichkeit der Teilnahme am Intraday-Handel vergütungsfähig. Hierbei handelt es sich um entgangene Gewinnmöglichkeiten, die nur deswegen nicht wahrgenommen werden können, weil ein Kraftwerksbetreiber Redispatch-Maßnahmen erbringen muss.

173

Soweit die Bundesnetzagentur darauf verweist, dass Intraday-Handel lediglich ermögliche, kurzfristig Abweichungen von Verbrauchsprognosen auszugleichen und – wenn der Übertragungsnetzbetreiber nicht widerspreche ‑ die Kosten für Ausgleichs- und Regelenergie zu reduzieren, greift dies zu kurz (Festlegung, S. 14). Der Intraday-Handel ist inzwischen ein relevanter und erheblicher Markt, um Renditen und Deckungsbeiträge zu erwirtschaften.

174

Auch der Hinweis der Bundesnetzagentur, dass der Intraday-Handel in einer Netzengpasssituation 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, Fahrplanänderungen abzulehnen (§ 5 Abs. 2 S. 2 StromNZV), wird der Markt nicht von vornherein und regelmäßig beschränkt. So können auch die nicht Redispatch-angewiesenen Netzbetreiber während eines Netzengpasses weiterhin uneingeschränkt am Intraday-Handel teilnehmen. Damit wird im Redispatch-Fall nicht jeder Intraday-Handel ausgeschlossen, sondern aufgrund der BK6-Festlegung-Redispatch-Vorgaben nur dem betroffenen Redispatch-Kraftwerksbetreiber der Intraday-Handel verwehrt oder erschwert.

175

Die Bundesnetzagentur weist allerdings zu Recht darauf hin, dass entgangene Opportunitäten und Erlösausfälle im Einzelfall schwierig und nur schwer zu beziffern sein können. Auch besteht die Gefahr, dass je nach Art der Berechnung Fehlanreize gesetzt werden könnten. Diese im Tatsächlichen liegenden Probleme führen allerdings nicht dazu, dass solche Kosten von vornherein nicht berücksichtigungsfähig wären. Gegebenenfalls sind Opportunitäten zu schätzen oder zu pauschalieren, etwa durch einen Aufschlag.

176

So hat etwa der Vertreter der Stadtwerke Q. in der mündlichen Verhandlung erläutert, dass durchaus Indizes existierten, um Intraday-Ergebnisse abzubilden, etwa für die 96 vorangegangenen Stunden eines Zeitpunkts und man auf einen Mittelpreis abstellen könne. Die S. hatte in dem Verfahren VI-3 Kart 364/12 (V) ein Gutachten der GG. („Angemessene Vergütung von Redispatch-Maßnahmen“, VI-3 Kart 364/12, Anlage BF2) vorgelegt, in dem versucht worden war, entgangene Gewinne aus Intraday-Geschäften zu berechnen. Die U. GmbH hatte beispielhaft für den 06.01.2012 und das Gaskraftwerk Z. ebenfalls entgangene Gewinne zu berechnen versucht (Stellungnahme vom 25.05.2012, Bl. 310, 311, 316 ff. VV).

177

Hinsichtlich der Höhe der entgangenen Gewinnchancen ist nicht darauf abzustellen, welche Möglichkeiten theoretisch hätten realisiert werden können, sondern nur welche Deckungsbeiträge typischerweise oder „üblicherweise“ hätten erwirtschaftet werden können. Außerdem ist zu berücksichtigen, dass – je nach Abrechnungsmethode ‑ Gewinnerwartungen nicht doppelt berücksichtigt werden sollten, wenn etwa auf der Grundlage der StromNEV eine bestimmte Eigenkapitalverzinsung gewährt werden sollte (vgl. die Regelung in den „J.-Verträgen“).

178

ccc) vermiedene Netzentgelte

179

Dass Opportunitäten, die aufgrund der Redispatch-Anweisung nicht wahrgenommen werden, im Grundsatz ein ersatzfähiger Schaden sein können, schließt entgangene Erlöse aus vermiedenen Netzentgelten ein.

180

Dass Erlösausfälle durch energierechtliche Zwangsmaßnahmen ein erstattungsfähiger Schaden sein können, verdeutlicht auch § 15 Abs. 3 AbLaV, der vorsieht, dass eine Netzentgeltbefreiung nicht deswegen versagt werden darf, weil ein Verbraucher für Abschaltleistung in Anspruch genommen worden ist. Auch die Bundesnetzagentur geht davon aus, dass Erlöse aus vermiedenen Netzentgelten durchaus ein erstattungsfähiger Schaden sein können, wenn sie dies – bei ihrer Argumentation konsequent ‑ nur auf solche Erlöse aus vermiedenen Netzentgelten beschränken will, die bei hypothetischer Durchführung des Day-Ahead-Fahrplans angefallen wären.

181

Die entgangenen Erlöse aus vermiedenen Netzentgelten können auch spürbar sein. So ist etwa in einem Aktenvermerk vom 07.09.2011 deutlich gemacht worden, dass der Effekt der vermiedenen Netzentgelte erheblich sein und etwa Neuansiedlungen in Netzgebieten mit hohen Netzentgelten beeinflussen könne (Bl. 89 VV).

182

cc) Wärmeersatzbeschaffung – Strombezug über Dritte

183

Zusätzliche Kosten, die ggfs. durch Wärmersatzbeschaffung bei KWK-Anlagen aufgrund eines Redispatch-Einsatzes entstehen, belasten einen Kraftwerksbetreiber ebenfalls Redispatch-bedingt.

184

So kann, worauf Anlagenbetreiber nachvollziehbar hingewiesen haben, der Fall eintreten, dass bei einer Redispatch-Maßnahme eine bestimmte Fernwärme-Erzeugungsleistung nicht verfügbar ist, die Ersatzenergie dann gegebenenfalls zu erhöhten Kosten anderweitig beschafft werden muss (vgl. für § 12 Abs. 1 S. 1 EEG: Schäfermeier in Reshöft/Schäfermeier, EEG, 4. Auflage 2014, § 12, Rn. 18). Die Bundesnetzagentur hat auch gesehen, dass bei KWK-Anlagen Besonderheiten bestehen. So geht die Festlegung davon aus, dass ein „Normalbetrieb“ nicht vorliege, wenn eine Anlage ausschließlich wärmegeführt werde (Festlegung, S. 16).

185

Eine ähnliche Sachlage kann sich auch dann ergeben, wenn ein Kraftwerk im Rahmen eines Redispatch-Einsatzes auf „Null“ herunterzufahren ist und der Stromeigenbedarf deshalb nicht mehr selbst gedeckt werden kann. Der Strom muss dann zu höheren Preisen über das öffentliche Netz bezogen werden. Die C. (VI-3 Kart 348/12) hat darauf hingewiesen, dass gegebenenfalls auch zusätzliche Netzentgelte für Bahnstromlieferung entstehen könnten, wenn im Redispatch-Fall der Bahnstrom nicht über die kraftwerkseigene Stromsammelschiene, sondern aus dem öffentlichen Netz bezogen werden müsste. Auch solche Mehrkosten stehen in einem engen Zusammenhang mit der angeordneten Redispatch-Maßnahme und sind im Grundsatz zu vergüten.

186

dd) Zinsnachteil bei KWK-Zulagen

187

Auch Zinsnachteile können entstehen, wenn ein Anlagenbetreiber ein Kraftwerk Redispatch-bedingt herunterfährt. So kann sich etwa ein Barwertverlust dadurch ergeben, dass bei einer Einspeiseabsenkung nur eine geringere KWK-Zulage für das betreffende Jahr gewährt wird, der Anlagenbetreiber die nicht in Anspruch genommene Zulage erst in den Folgejahren zeitverzögert erhält.

188

ee) Redispatch-bedingte Anpassungen

189

Soweit Kraftwerksbetreiber darauf hingewiesen haben, dass Gemeinkosten, die in einem direkten Zusammenhang mit der Redispatch-Maßnahme stehen, ebenfalls abzurechnen seien, trifft dies im Grundsatz zwar zu. Dies erfasst jedoch nur solche Kosten, die nicht schon aufgrund der typischen Funktionsweise des Kraftwerks sowieso angefallen wären.

190

Die C. (VI-3 Kart 348/12) hat etwa geltend gemacht, dass die Kosten durch die Besetzung einer Kontaktstelle, die rund um die Uhr zur Entgegennahme von Anweisungen zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung einzurichten sei, auszugleichen seien. Der Senat geht jedoch davon aus, dass ein Kraftwerk mit erheblicher Erzeugungsleistung grundsätzlich rund um die Uhr besetzt und unabhängig von einem Redispatch darauf vorbereitet ist, Informationen und Anweisungen, insbesondere auch von Seiten des Übertragungsnetzbetreibers, entgegenzunehmen, schon um etwa zeitnah auf Notmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG reagieren zu können. Es ist auch nicht vorgetragen worden, welche konkreten Mehrkosten entstehen sollen.

191

Dies gilt sinngemäß auch für Kosten in Zusammenhang mit der Anpassung von Prozessen oder Datenformaten, Kosten der allgemeinen Verwaltung, wie sie typischerweise mit dem Ablauf einer Kraftwerksanlage verbunden sind. Ein Kraftwerksbetreiber hat sich auf verändernde rechtliche Vorgaben, hier durch das Redispatch, einzustellen und die entsprechenden organisatorischen Maßnahmen vorzunehmen. Es ist nicht vorgetragen, dass die verwaltungstechnischen und organisatorischen Anpassungen, die durch Redispatch geboten sind, diesen typischerweise mit dem Betrieb eines Kraftwerks verbundenen Aufwand übersteigen.

192

ff) Pumpspeicherkraftwerke

193

Soweit die Festlegung die Vergütung für Redispatch-Maßnahmen von Pumpspeicherkraftwerken regelt, ist die vorgesehene Abrechnungsmethode ebenfalls rechtswidrig.

194

Die Bundesnetzagentur hat gesehen, dass Pumpspeicherkraftwerke Besonderheiten aufweisen, die gegebenenfalls gesondert zu regeln sind (Festlegung, S. 20 f.). Allerdings will die Behörde (nur) anhand der aufgewendeten oder ersparten Strompreiskosten abrechnen. Dies ist nicht sachgerecht. Die erheblichen Besonderheiten der Pumpspeicherkraftwerke sind zu berücksichtigen, um einem Kraftwerksbetreiber eine „angemessene Vergütung“ zu gewähren.

195

Die Kostenstruktur von Speicherkraftwerken unterscheidet sich erheblich von derjenigen thermischer Kraftwerke (vgl. auch die Sektoruntersuchung des Bundeskartellamtes, S. 184, 187, „fundamental“, zur Bedeutung von Schattenpreisen: S. 185). Die Energiemenge ist anders als bei anderen Kraftwerken begrenzt oder steht jedenfalls zeitlich nur beschränkt oder verzögert zur Verfügung. Aufgrund dieser Besonderheiten liegt es nahe, dass ein Kraftwerksbetreiber regelmäßig versuchen wird, ein Pumpspeicherkraftwerk noch gezielter als andere Anlagen an den attraktivsten Stunden zu betreiben. Die Speicher werden während der Off-Peak-Stunden mit Hilfe günstigen Stroms aufgefüllt und dann zu Zeiten mit hoher Last entleert.

196

Dass die Ermittlung der relevanten Kosten oder anzusetzenden Börsenpreise bei Pumpspeicherkraftwerken problematisch sein kann, hatte der Vorschlag der W. „Grundsätze zur Anforderung, Erbringung und Abrechnung von Redispatch-Maßnahmen“, Stand: 25.02.2011“ dargestellt (Bl. 28 VV). I. hatte ebenfalls beispielhaft erläutert, dass bei einem Pumpspeicherkraftwerk sich der nutzbare Zeitraum durch die Redispatch-Maßnahme verschiebe und das Kraftwerk daher dann gegebenenfalls nicht im wirtschaftlich attraktiven Stundenkorridor eingesetzt werden könne (vgl. das Beispiel Bl. 138 ff. VV).

197

Auch die Ausnahmeregelung nach Tenorziffer 4, die an sich ‑ jedenfalls im Anwendungsbereich der Bagatellregelung insbesondere für Pumpspeicherkraftwerke ‑ abweichende Vergütungsregeln, nach seinem Wortlaut ggfs. auch die Berücksichtigung von Opportunitäten, zuließe (vgl. Festlegung, S. 19), führt nicht zu einer angemessenen Vergütungsregelung für Pumpspeicherkraftwerke. So hat die Bundesnetzagentur in der Festlegung unmissverständlich deutlich gemacht, dass im Anwendungsbereich der Festlegung grundsätzlich keine Opportunitäten vergütet werden sollen. Dieser tragende Gedanke erfasst als allgemeiner Grundsatz die Festlegung insgesamt und damit auch die Ausnahmeregelung (vgl. Festlegung, S. 14).

198

Dass eine Schätzung im Einzelfall Unsicherheiten aufweisen kann, führt ‑ wie bereits erläutert ‑ nicht dazu, dass ein entsprechender Ansatz entgangener Gewinnchancen von vornherein ausgeschlossen ist.

199

Darüber hinaus ist die Vergütungsregelung für Pumpspeicherkraftwerke aber auch deswegen rechtswidrig, weil sie zu den Bestimmungen der BK6-Festlegung inkonsistent ist.

200

Die BK6-Festlegung geht schon unzutreffend davon aus, dass als Wirkleistungseinspeisung nicht nur eine positive Einspeisung, sondern auch eine negative Einspeisung, d.h. ein Wirkleistungsbezug als Redispatch-Maßnahme in Betracht komme (BK6-Festlegung, Tenorziffer 3 Satz 2, S. 3, 38 f., siehe die Begründung in den Beschlüssen des Senats vom 28.04.2015 zur BK6-Festlegung).

201

Die streitgegenständliche Festlegung gewährt ferner keine Vergütung für den Fall, dass die Abnahmelast bei der Befüllung eines Speichers reduziert wird, obwohl die BK6-Festlegung auch diesen Fall, mithin vier Betriebszustände regeln will (vgl. BK6-Festlegung, Tenorziffer 3). So geht die hier streitgegenständliche Festlegung bei der Bestimmung der angemessenen Vergütung davon aus, dass nur drei mögliche Handlungsalternativen eines Pumpspeicherkraftwerks von Redispatch-Maßnahmen erfasst seien (Festlegung, S. 20 f.). Die streitgegenständliche Festlegung schließt die Reduzierung der Abnahmelast bei der Befüllung eines Speichers vom Anwendungsbereich aus und will damit für diese Fälle keine Vergütung gewähren (BK8-Festlegung, S. 20 f.). Es ist jedoch nicht ersichtlich, warum – wenn eine bestimmte Maßnahme als Redispatch-Maßnahme eingestuft werden sollte – diese nicht auch vergütet werden sollte. Es bleibt auch offen und ist zweifelhaft, ob und inwieweit eine Abrechnung nach der „Verordnung zu abschaltbaren Lasten“ in Betracht käme. Die Verordnung sieht ein Ausschreibungsverfahren vor (§ 1 AbLaV), das die Bundesnetzagentur jedoch bei Redispatch-Maßnahmen aufgrund eines fehlenden Marktes gerade nicht durchführen möchte.

202

gg) Phasenschieberbetrieb

203

Soweit auf eine fehlende Regelung zum Phasenschieberbetrieb hingewiesen worden ist, ist ein Regelungsbedarf weder dargelegt noch erkennbar. Die Festlegungen der BK 6 sowie der BK 8 beziehen sich ausschließlich auf die Wirkleistungseinspeisung, nicht etwa auf eine Blindleistung ohne Änderung der Wirkleistung (vgl. S. 11 der Festlegung BK 6).

204

6. Tenorziffer 3

205

Die Festlegung ist rechtswidrig, soweit sie die Grenzkosten auf der Basis des punktuell niedrigsten stündlichen EPEX-Spot-Preises, zu dem eine Anlage im Kalendermonat vor dem Einspeisezeitpunkt im normalen Betrieb eingespeist hat, berechnen will.

206

a) Bagatellgrenze

207

Es steht im Ermessen der Bundesnetzagentur zu entscheiden, ob bestimmte Bagatellgrenzen eingefügt werden. Im vorliegenden Fall hat die Bundesnetzagentur sich an der 1%-Schwelle des § 12 Abs. 1 S. 2 EEG 2012 orientiert und die Grenze mit 0,9% zugunsten der Anlagenbetreiber geringfügig niedriger angesetzt (Festlegung, S. 15). Die Behörde kann auch entscheiden, ob – wie hier – bestimmte Grenzen für alle betroffenen Unternehmen gelten oder der Abrechnungsmodus nur für solche Anlagenbetreiber gilt, die die Schwelle nicht überschreiten (Festlegung, S. 19). Bei einer derart geringen Schwelle liegt ein Bagatelleinsatz jedenfalls nicht fern und ist nicht zu beanstanden.

208

b) Grenzkosten

209

Die Bundesnetzagentur geht im Grundsatz zutreffend davon aus, dass ein Unternehmen erst dann am Markt aktiv werden wird, wenn zumindest die Grenzkosten gedeckt sind (Festlegung, S. 16). Der Bundesnetzagentur steht es im Übrigen frei, für die Berechnung einer angemessenen Vergütung auf bestimmte Börsen- oder Marktpreise abzustellen, um so eine angemessene Vergütung zu berechnen, wobei die gewählten Indizes die entstehenden Kosten allerdings nicht realitätsfern abbilden dürfen. Ihr steht ein Regulierungsermessen zu.

210

Mit Referenzpreisen ist im Grundsatz auch eine Vereinfachung verbunden. Dies wird auch nicht etwa dadurch infrage gestellt, dass es im Einzelfall schwierig sein kann, weitere Kosten, wie etwa einen erhöhten Wartungsaufwand aufgrund von An- und Abfahrten im Rahmen der Tenorziffer 3c nachzuweisen.

211

Es bestehen keine Bedenken, für die Bestimmung eines Referenzpreises auf einen vergangenen Zeitraum zurückzugreifen, um eine Abrechnung handhabbar zu machen. Insoweit hier Unschärfen durch schwankende Börsenpreise eintreten, ist davon auszugehen, dass sich diese über einen längeren Zeitraum ausgleichen. Auch der Begriff „Vorjahr“ ist nicht unklar, meint vielmehr ersichtlich das Kalenderjahr. Der Begriff „Einspeisemenge“ ist ebenfalls hinreichend bestimmt. Er bezieht sich auf die in das öffentliche Netz eingespeiste Menge, da es bei der Bagatellgrenze offenkundig auf die Relation der Redispatchmengen zu den sonstigen in das Netz eingespeisten Mengen ankommt. Auch bei dem von der Bundesnetzagentur in Bezug genommenen § 12 Abs. 1 Satz 1 EEG geht es um die Einspeisung in das öffentliche Stromnetz.

212

Die Behörde hat sich hier ersichtlich an den Konditionen orientiert, die in der Vergangenheit bei freiwilligen Vereinbarungen üblich waren (Entwurf „Leitfaden zur Findung sachgerechter Vergütungsregelungen zur Erhaltung oder Wiederherstellung der Systemsicherheit im Übertragungsnetz durch Redispatch-Maßnahmen 2010“, Bl. 71 VV, vgl. auch Bl. 86, 88 VV, vgl. Stellungnahme L. vom 30.04.2012, Bl. 205 VV; in einem Vermerk vom 26.09.2012 stellt die W. fest, dass die Bundesnetzagentur eine Vergütungsregelung erreichen wolle, die nicht besser sei als die Vergütung über existierende Redispatch-Verträge, Bl. 670 VV).

213

Die Bundesnetzagentur hält die Bagatellregelung für sinnvoll, weil ein Missbrauch von Bewertungsspielräumen verhindert werde, eine rein kostenbasierte Vergütungsregelung hingegen kaum überprüfbar sei (Bl. 88 VV). Allerdings wurde gesehen, dass durch die pauschalierte Regelung anfallende Kosten möglicherweise nur teilweise gedeckt seien und so die Errichtung neuer Kraftwerke in Süddeutschland erschwert werden könnte. So wurde etwa in einem Vermerk die Gefahr gesehen, dass Kraftwerke die Anweisung zum Hochfahren unterlaufen, Betreiber Kraftwerke als „nicht verfügbar“ melden könnten, wenn die Stromproduktionskosten, etwa bei einem Gaskraftwerk, über dem EPEX-Spot-Preis lägen (Vermerk vom 07.09.2011, Bl. 90 VV; Stellungnahme der A. GmbH vom 23.05.2012, Bl. 305 VV). Außerdem könnten Kraftwerksbetreiber Anweisungen der Übertragungsnetzbetreiber möglicherweise unterlaufen, indem sie technische Probleme vorgeben und stattdessen ein entfernt liegendes Kraftwerk hochgefahren werden müsse (Bl. 88 VV). Hochzufahrende Kraftwerke könnten benachteiligt sein, weil deren Stromproduktionskosten über dem EPEX-Spot-Preis liegen könnten, sie aufgrund der niedrigen EPEX-Preise gerade nicht produzierten und nicht „im Geld“ wären (Bl. 89 VV; vgl. auch die Stellungnahme der F. vom 22.12.2011, Bl. 158 VV; vgl. die Stellungnahme der FF. vom 22.12.2011, Bl. 163 VV). Auch die W. hat dies aufgegriffen und ebenfalls auf das Problem hochzufahrender Kraftwerke hingewiesen und deutlich gemacht, dass umgekehrt einzusenkende Kraftwerke „im Geld“ seien, deren variable Kosten zum Teil signifikant unter den Börsenpreisen lägen (Stellungnahme vom 16.12.2011, Bl. 115 VV). I. hat ebenfalls darauf hingewiesen, dass Redispatch-Leistung häufig den Einsatz von schnell anfahrbereiten Spitzenlastkraftwerken erfordere, die relativ hohe variable Kosten hätten (Vergleiche Bl. 138 VV). In der mündlichen Verhandlung hat ein Vertreter der Y. AG darauf hingewiesen, dass durch die Bagatellregelung etwa bei einem herunterfahrenden Braunkohlekraftwerk die tatsächlichen Grenzkosten von 15 €/MWh regelmäßig erheblich überschätzt würden, daher überhöhte Beträge von 25 €/MWh und mehr an den Übertragungsnetzbetreiber zu erstatten seien.

214

Im Ergebnis hat die Bundesnetzagentur die Bedenken gegen eine pauschalierte Kostenregelung dann zurückgestellt, weil Bestimmungen in der Vergangenheit bereits freiwillig vereinbart worden und deshalb als auskömmlich und angemessen einzustufen seien (Bl. 89 VV). Der Umstand, dass in der Vergangenheit Vereinbarungen zwischen Kraftwerksbetreibern und Übertragungsnetzbetreibern getroffen worden waren, die ebenfalls auf den von der Bundesnetzagentur gewählten Abrechnungsmodus abstellten, kann die hier im Streit stehende Regelung aber nicht rechtfertigen. So mögen die Verträge möglicherweise nicht immer nicht marktgerecht ausgestaltet gewesen sein, weil Vereinbarungen häufig innerhalb eines Energiekonzerns, zwischen der Netzsparte und der Energieerzeugung, geschlossen worden waren oder das Redispatch-Volumen in der Vergangenheit gering war (vgl. Bl. 205 VV). In der mündlichen Verhandlung haben die Vertreter der Bundesnetzagentur deutlich gemacht, dass die Bagatellregelung vor allem auch deshalb gewählt worden sei, damit die Kraftwerksbetreiber nicht sensible Daten an die Übertragungsnetzbetreiber übermitteln müssten.

215

c) Normalbetrieb

216

Die Bundesnetzagentur hat gesehen, dass es durchaus Fälle geben kann, bei denen für die Grenzkostenberechnung nicht auf einen Börsenpreis abgestellt werden könne.

217

Sie hat in der Festlegung noch ausreichend deutlich gemacht, was sie unter „Normalbetrieb“ versteht und Betriebszustände abgegrenzt, wann ein „Normalbetrieb“ nicht vorliegen solle, ein Anlagenbetreiber also gegebenenfalls auch einspeist, wenn seine Grenzkosten über dem Börsenpreis liegen können (Festlegung, S. 16: Vorhaltung von Regelleistung, Erbringung von Regelenergie, Betrieb in Mindestlast um An- und Abfahrkosten zu vermeiden, Probebetrieb, Redispatch, wärmegeführte KWK-Anlagen). Es ist auch nachvollziehbar, dass nicht alle möglichen Fälle geregelt werden können, in denen ein „Normalbetrieb“ nicht gegeben ist. So ist etwa vorgetragen worden, dass der anzusetzende Grenzpreis bei einem nicht stundenscharfen An- und Abfahren unklar sei. Es ist daher auch nicht zu beanstanden, dass etwa der Begriff in Tenorziffer 3d „vergleichbarer Erzeugungsanlagedaten“ nicht noch näher konkretisiert und auslegungsbedürftig ist.

218

d) Referenzstunde Vormonat

219

Die Bundesnetzagentur hat hier aber die Grenzen Ihres Regulierungsermessens überschritten, wenn sie eine Kostenregelung wählt, die Kraftwerksbetreiber in nicht mehr sachgerechter Weise benachteiligt. Soweit die Bagatellregelung sich an dem niedrigsten stündlichen Börsenpreis des Vormonats orientiert, zu dem eingespeist worden ist, führt dies dazu, dass auch dieser niedrigste Stunden-Vormonats-Preis als Monatsbasis für die Redispatch-Maßnahme zugrunde gelegt wird.

220

Hierdurch ergeben sich besondere Unsicherheiten für die Kraftwerksbetreiber, weil für die Abrechnung der Redispatch-Maßnahme auf eine einzelne Stunde im Vormonat abgestellt wird. Diese können im Rahmen der ihnen obliegenden Darlegungslast und aufgrund der aufgezeigten zahlreichen Möglichkeiten, ein Kraftwerk außerhalb des „Normalbetriebs“ zu betreiben, für diese preisentscheidende Stunde möglicherweise nicht nachweisen, dass die jeweilige Anlage außerhalb des von der Festlegung vorgesehenen „Normalbetriebes“ gefahren wurde.

221

Die Anlagenbetreiber haben substantiiert erhebliche Umstände vorgetragen, aus denen sich ergibt, dass solche Fallgestaltungen in nicht unerheblichem Maße auftreten können. So kann die Fahrweise eines Kraftwerks maßgeblich durch die am Spotmarkt sich ergebenden Preise beeinflusst sein, auch wenn das Kraftwerk langfristig vermarktet ist. Es kann gegebenenfalls günstiger sein, Kraftwerke herunterzufahren und die Stromlieferverpflichtungen durch einen Zukauf am Markt zu erfüllen. Wenn geringere oder negative Preise nur in Einzelstunden auftreten, kann es für einen Anlagenbetreiber ökonomisch sinnvoller sein, die Kraftwerke am Netz zu lassen, weil ihnen andernfalls Opportunitäten in den Folgestunden entgehen. Auch aufgrund von Min- oder Max-Take-Verpflichtungen kann ein Kraftwerk betrieben werden, obwohl die Grenzkosten nicht gedeckt sind.

222

Hier kann die Bagatellregelung daher für die Kraftwerksbetreiber zu nicht mehr hinnehmbaren Nachteilen führen. Aufgrund der hohen Volatilität der Strompreise ist es nicht sachgerecht, dass ein derartiger „Ausreißer“-Wert, ein einzelner Stundenpreis des Vormonats ‑ gerade vor dem Hintergrund der Unsicherheiten eines „Normalbetriebs“ einer Anlage ‑ einschränkungslos für die Berechnung der Grenzkostenberechnung zugrunde gelegt wird. Der möglicherweise punktuell entstandene Nachteil in einer einzigen Stunde des Vormonats schlägt auf die anzusetzenden Kosten im gesamten laufenden Monat, auch bei mehreren Redispatch-Maßnahmen in einem Monat, durch (vgl. das Berechnungsbeispiel des CC. vom 13.07.2012, Bl. 562 VV und vom 21.08.2012, Bl. 613 VV, niedrigster EPEX-Spot-Preis im April 2012: 4,39 €/MWh).

223

Diese Problematik hatte der Entwurf eines „Leitfadens zur Findung sachgerechter Vergütungsregelungen zur Einhaltung oder Wiederherstellung der Systemsicherheit im Übertragungsnetz durch Redispatch-Maßnahmen 2010“ noch gesehen und zunächst bestimmt, dass ein Aufschlag von 10% auf den Spotmarkt-Preis gezahlt, bzw. bei einem eingeschränkten Kraftwerk nur 90 % des Spotmarkt-Preises in Rechnung gestellt werden sollten (Bl. 7 VV). Auch war zu Beginn noch ein Mindestwert von 20 € je Megawattstunde als Preisuntergrenze vorgesehen, falls der Spotmarkt-Preis unter diesen Wert sinken sollte, der im Konsultationsverfahren auf 25 € pro Megawattstunde erhöht wurde (Bl. 7, 209 VV). Der Entwurf des Leitfadens wies darauf hin, dass die Vergütungsregelung für die beteiligten Kraftwerke von Vorteil sei, es aber in einzelnen Stunden zu einem Auseinanderfallen von einsatzrelevanten Grenzkosten und der Vergütung kommen könne.

224

Hierbei handelt es sich auch nicht um Einzelfälle. Dieser Effekt des „Ausreißer“-Wertes zeigt sich etwa bei negativen Strompreisen, die häufig nur in einzelnen Stunden auftreten und dann Berechnungsgrundlage für eine Redispatch-Maßnahme im Folgemonat wären. Der Strompreis kann etwa bei starker Sonnen- und Windeinspeisung volatil und niedrig sein und dann auf einen Betrag nahe null oder sogar darunter sinken. Die Festlegung verweist einen Anlagenbetreiber dann für alle Redispatch-Maßnahmen im gesamten Folgemonat auf diesen niedrigsten Preis, obwohl die Marktsituation nur kurz vorgelegen hat. Für den Kraftwerksbetreiber entsteht ein erheblicher Nachteil bereits dann, wenn das Kraftwerk nur einmal innerhalb des Referenz-Monatszeitraums Strom „für wenige Minuten“ eingespeist hat, obwohl die Grenzkosten des Kraftwerks nur für kurze Zeit oberhalb des aktuellen Börsenpreises lagen. Es überzeugt nicht, dass etwa konventionelle Kraftwerke mit vergleichsweise hohen variablen Kosten „freiwillig“ oder im „Normalbetrieb“ am Markt zu niedrigen Preisen von 3 oder 4 Euro/MWh Strom eingespeist hätten, auf dieser Basis dann die Grenzkosten berechnet werden sollen. Werden sie gleichwohl aufgrund eines Netzengpasses dazu verpflichtet, Strom zu liefern, kann dieser niedrige Preis, der ersichtlich in keinem Zusammenhang mehr mit den Kosten des Kraftwerks steht, nicht als Abrechnungsgrundlage dienen.

225

7. Tenorziffer 4

226

Auch Tenorziffer 4 führt nicht dazu, dass die Bagatellregelung deshalb angemessen wäre, weil in „begründeten Ausnahmefällen“ auf der Basis eines individuellen Aufwandsersatzes abgerechnet werden kann.

227

So will die Bundesnetzagentur mit der Festlegung den Anwendungsbereich auf wenige Fälle beschränken, so dass die Alternative einer individuellen und möglicherweise höheren Abrechnung nur für wenige Anlagenbetreiber in Betracht kommen sollte. Die Festlegung nennt als Beispiele etwa Pumpspeicherkraftwerke, fehlende Schätzungsgrundlagen oder Fälle, in denen die Bagatellregelung zu erkennbar unplausiblen Ergebnissen führen würde.

228

Eine individuelle Abrechnung wird Kraftwerksbetreibern auch dadurch erschwert, dass nicht er, sondern der Übertragungsnetzbetreiber entscheidet, ob die Ausnahmeregelung genutzt werden soll (Festlegung, S. 19). Es kann dahinstehen, ob es sich hierbei um ein echtes Leistungsbestimmungsrecht des Übertragungsnetzbetreibers handelt. Es ist fraglich, warum der Übertragungsnetzbetreiber darüber entscheiden soll. Die genannten Fälle beeinträchtigen vorrangig den Anlagenbetreiber und führen bei ihm zu einem unplausiblen Ansatz der tatsächlich entstandenen Grenzkosten. Ursprünglich hatte die Beschlusskammer 8 auch kein Wahlrecht, sondern ein Antragsverfahren bei der Bundesnetzagentur für diese Fälle vorgesehen, dann aber anscheinend im Konsultationsverfahren nach entsprechenden Bedenken davon abgesehen (vgl. Bl. 108, 116 VV).

229

Auch überzeugt die Begründung in der Festlegung nicht, dass „ein Wahlrecht für die jeweilige Erzeugungsanlage, ob sie pauschal oder individuell vergütet wird… dem Grundgedanken der Bagatellregelung, mit der eine Vereinfachung der Vergütungsregelung erzielt werden soll“, widerspreche (Festlegung, S. 19). Eine Vereinfachung ist jedenfalls dann nicht erkennbar, wenn eine Anlage oberhalb der Bagatellgrenze einspeist. Denn dann ist auf zwei verschiedene Arten, zunächst bis zur 0,9%-Schwelle pauschal und darüber hinaus individuell, abzurechnen.

230

8. Tenorziffer 5

231

Tenorziffer 5 der Festlegung ist rechtswidrig, weil sie gegen das Gleichbehandlungsgebot verstößt und kartellrechtlich bedenklich ist. Darüber hinaus ist die Regelung zu unbestimmt.

232

Sie ordnet an, dass ein Leistungsanteil dann gewährt werden kann, wenn die Redispatch-Maßnahmen jährlich mehr als 10% der Einspeisemengen des Vorjahres einer Erzeugungsanlage betreffen. Hat eine Anlage im Vorjahr nicht eingespeist, erhält sie kein Leistungsentgelt. Die Vertreter der Bundesnetzagentur haben in der mündlichen Verhandlung deutlich gemacht, dass bei Überschreiten des Schwellenwertes ein Kapitalkostenersatz erfolgen solle. Hintergrund sei auch gewesen, dass ‑ seinerzeit noch vor Inkrafttreten der ResKV ‑ eine Fixkostenvergütung zwar als Fremdkörper in der Branche angesehen worden sei, jedoch durch die Leistungsentgelt-Regelung habe versucht werden sollen, systemrelevante Kraftwerke am Netz zu halten, die andernfalls abgeschaltet worden wären. Die Vertreter der Bundesnetzagentur haben erläutert, dass ohne die kartellrechtlichen Bedenken des Bundeskartellamtes die Kraftwerksbetreiber, die mit ihren Anlagen die 10%-Schwelle überschritten hätten, zu den Konditionen der „J.-Verträge“ und anhand der StromNEV hätten abrechnen können.

233

a) keine Kriterien

234

Die Kraftwerksbetreiber weisen zutreffend darauf hin, dass es an einer konkreten Vorgabe, an Kriterien fehlt, nach welchen Grundsätzen sich ein zusätzliches Leistungsentgelt berechnen soll. Die Bundesnetzagentur nennt lediglich einen Schwellenwert, ohne im Ansatz bestimmte Kriterien vorzugeben, wie ein Leistungsentgelt ausgestaltet sein könnte.

235

In der Festlegung ist nur geregelt, dass ab Überschreiten der Schwelle dem Grunde nach ein Leistungsentgelt bezahlt werden kann, ohne dass darüber hinaus Vorgaben gemacht werden. § 13 Abs. 1a S. 3 EnWG ermächtigt zum Erlass von „Kriterien“ zur Bestimmung eines angemessenen Entgelts. Dies erfordert keineswegs eine umfassende und detaillierte Regelung. Jedoch ist ein Mindestmaß an Bestimmtheit erforderlich, um jedenfalls die Größenordnung einschätzen oder erkennen zu können, nach welchen Grundsätzen das Leistungsentgelt bestimmt werden soll. Dies gilt insbesondere deshalb, weil die Tenorziffer 5 als „kann“-Bestimmung ausgestaltet ist, so dass nach dem Wortlaut ein Übertragungsnetzbetreiber „nach Belieben“ auch ein Leistungsentgelt verweigern könnte, selbst wenn die 10%-Schwelle überschritten worden sein sollte.

236

b) Leistungsanteil

237

Es ist nicht unzulässig, einen Leistungsanteil zu gewähren. Der Senat hat keine Bedenken, dass ein Fixkostenanteil ‑ bei einer wettbewerbsrechtlich und europarechtlich unbedenklichen Ausgestaltung ‑ im Rahmen von Redispatch-Einsätzen dem Grunde nach zulässig ist. Auch sprechen maßgebliche Gründe dafür, einen Leistungs- oder Fixkostenanteil bei Redispatch-Maßnahmen anzusetzen. Jedenfalls bei einer nicht nur unerheblichen Redispatch-Inanspruchnahme wird unverhältnismäßig in die Berufsausübungsfreiheit nach Art. 12 Abs. 1 GG eingegriffen, wenn nur Grenzkosten erstattet werden.

238

Die Bundesnetzagentur geht davon aus, dass ein Leistungsentgelt und damit Fixkosten im Redispatch-Fall im Grundsatz nicht anzurechnen seien, weil der zusätzliche Einsatz eines Kraftwerks keinen Einfluss auf die Höhe der Fixkosten habe (Festlegung S. 13). Es fehle an einem kausalen Zusammenhang, weil die Fixkosten unabhängig von dem Redispatch-Eingriff anfielen. Auch die österreichische Redispatch-Regelung, die Netzengpassentgelt-Verordnung, bestimmt ebenfalls, dass Leistungsvorhaltungskosten grundsätzlich nicht berücksichtigt werden (Bl. 47 f. VV).

239

Die Regulierungsbehörde hält den Ansatz eines Leistungsanteils aber dann für sachgerecht, wenn der Redispatch-Einsatz keinen Ausnahmefall mehr darstelle (Festlegung, S. 13 f.). In dem Entwurf eines „Leitfadens zur Findung sachgerechter Vergütungsregelungen zur Einhaltung oder Wiederherstellung der Systemsicherheit im Übertragungsnetz durch Redispatch-Maßnahmen 2010“ war die Bundesnetzagentur noch davon ausgegangen, dass es bereits dann unverhältnismäßig sei, einem Kraftwerk kein Leistungsentgelt zu gewähren, wenn gemessen an der installierten Leistung mehr als 5% dieser Leistung pro Jahr für Redispatch-Zwecke zur Verfügung gestellt werden müssen (Bl. 7 VV). Hintergrund der Bestimmung der 10%-Grenze ist der zutreffende Gedanke, dass die dauerhafte Inanspruchnahme eines Kraftwerks im Interesse der Allgemeinheit nur gegen Ersatz der unmittelbar entstehenden Auslagen nicht sachgerecht sei.

240

Das Bundeskartellamt hatte schriftsätzlich zunächst ausgeführt, dass es sinnvoll sei, nur variable Kosten zu erstatten, weil andernfalls die Gefahr von Fehlanreizen bestünde und – für die typischerweise auch systemrelevanten Kraftwerke ‑ keine Alternativlösung für die Reservekraftwerksverordnung geschaffen werden dürfe. Sie hatte schriftsätzlich auf die Notwendigkeit einer europarechtskonformen Auslegung hingewiesen, die 10%-Schwelle für bedenklich gehalten. Die Vertreter des Bundeskartellamtes haben in der mündlichen Verhandlung dann aber auch deutlich gemacht, dass sie keine grundsätzlichen Bedenken gegen einen Leistungsanteil bei Redispatch-Maßnahmen haben.

241

Wird ein Kraftwerk in erheblichem und wiederkehrendem Umfang für Redispatch-Maßnahmen eingesetzt, kann dies zu einseitigen und im Ergebnis nicht mehr hinnehmbaren Belastungen Einzelner führen. So werden im Redispatch-Fall aufgrund der netztopologischen lokalen Gegebenheiten regelmäßig immer dieselben Kraftwerke in Anspruch genommen. Durch die Merit Order, durch die das jeweils relativ günstigste Kraftwerk ausgewählt wird, wird dieser Effekt weiter verstärkt. Regelmäßig tragen also dieselben Kraftwerke die Belastungen. Wird dann auf die Erstattung eines Leistungsanteils verzichtet, werden diese Kraftwerke regelmäßig und gegebenenfalls über viele Jahre im Drittinteresse und im Interesse der öffentlichen Hand (Daseinsvorsorge) übermäßig und in nicht mehr verhältnismäßiger Weise für „Notfallmaßnahmen“ in Anspruch genommen. Sie werden durch den Verweis auf einen bloßen Aufwendungsersatz benachteiligt. Es überzeugt nicht, dass bei einem erheblichen Redispatch-Einsatz, der im Interesse der Daseinsvorsorge, hier der Systemsicherheit, liegt, die Allgemeinheit nur die entstehenden variablen Kosten tragen soll. Dass die Redispatch-Maßnahme nicht unmittelbar gegenüber der öffentlichen Hand erbracht wird, sondern – wie bereits erörtert - vorrangig im Interesse des Übertragungsnetzbetreibers liegt, steht dem übergeordneten öffentlichen Interesse nicht entgegen.

242

Auch andere energierechtlicher Vorschriften, etwa § 4 Abs. 1 und 2 AbLaV, erlauben es, neben einem Arbeitspreis einen Leistungspreis zu gewähren (vgl. hierzu König, EnWZ 2013, 201, der darauf verweist, dass die ABLaV-Vergütungen „sehr hoch“, deutlich über Marktniveau lägen). So stehen auch die Vorschriften der AbLaV ebenfalls in Zusammenhang mit der Entlastung des Stromnetzes und der Verbesserung der Systemsicherheit. Dies gilt auch für die Regelenergiebeschaffung, bei der ebenfalls nach einem Leistungspreis abgerechnet wird, es sich aber weniger um eine echte „Engpassmaßnahme“ handelt (vgl. z.B. Festlegung „Ausschreibung von Regelenergie in Gestalt der Primärregelung“, BK6-10-097 vom 12.04.2011; Festlegung „Ausschreibung von Regelenergie in Gestalt der Sekundärregelung“, BK6-10-098 vom 12.04.2011).

243

Es entspricht ferner einem allgemeinen Rechtsgedanken, dass derjenige, der im Interesse der öffentliche Hand, etwa als sog. Verwaltungshelfer Tätigkeiten aus Gründen der öffentlichen Sicherheit und Ordnung erbringt, nicht nur „variable“ Kosten abrechnen, sondern auch einen Gemeinkostenzuschlag geltend machen kann (BGH, Urteil vom 15.12.1975, II ZR 54/74, BGHZ 65, 384, Bergung von die Schifffahrt gefährdenden Lukendeckeln durch Behörde; Bergmann in Staudinger, 2006, § 683, Rn. 61; OVG Hamburg, Urteil vom 07.10.2008, 3 Bf 81/08, VRS 116, 144; vgl. auch z.B. § 25a Abs. 1 Hamburger Feuerwehrgesetz; vgl. zum Gemeinkostenzuschlag für Abschleppunternehmer, der für eine Kommune verbotswidrig geparkte Fahrzeuge abschleppt: OVG Hamburg, Urteil vom 11.02.2002, 3 Bf 237/00, HmbJVBl 2003, 79, zit. nach juris; vgl. auch § 12 Abs. 1 S. 1 JVEG; vgl. zur Berücksichtigung eines Gemeinkostenzuschlags bei dem Erlass von Gebührenbescheiden: VG Köln,Urteil vom 03.07.2009, 27 K 4568/07; vgl. zur Berücksichtigung von Gemeinkosten im Schadensrecht: BGH, Urteil vom 19.11.2013, VI ZR 363/12, NZV 2014, 162; BGH, Urteil vom 03.02.1961, VI ZR 178/59, NJW 1961, 729; BGH, Urteil vom 28.02.1969, II ZR 154/67, NJW 1969, 1109; OLG Frankfurt, Urteil vom 24.01.2012, 16 U 100/11, ZfSch 2013, 204; OLG Zweibrücken, Urteil vom 06.03.2002, 1 U 209/00, NJW-RR 2002, 1246; einschränkend: BGH, Urteil vom 31.05.1983, VI ZR 241/79, NJW 1983, 2815; LG Koblenz, Urteil vom 10.07.2012, 6 S 197/08, juris m. w. Nachw. aus der Rspr.).

244

Darüber hinaus ist auch die Funktion des Redispatch als Netzersatz zu sehen. So dient Redispatch als Notfallmaßnahme, um einen erforderlichen, aber bislang noch nicht erfolgten Netzausbau zu kompensieren. Könnten aber bei einem ordnungsgemäßen Netzausbau die anfallenden Fixkosten einschließlich Eigenkapitalverzinsung im Rahmen der StromNEV geltend gemacht werden, ist nicht ersichtlich, warum Kraftwerksbetreiber im Redispatch-Fall auf die Grenzkosten verwiesen werden sollen. Es überzeugt nicht, einem Anlagenbetreiber, der mit Hilfe von Redispatch als „Leitungsersatz“ für die Systemsicherheit im Netz des jeweiligen Übertragungsnetzbetreibers sorgt, einen Fixkostenersatz von vornherein zu verwehren. Zwar muss ein Kostenersatz nicht nach den Regeln der StromNEV erfolgen, zeigt aber, dass ein Leistungsanteil – auf welche Weise auch immer – sachgerecht ist. Auch die Bundesnetzagentur will für die Erstattung der Aufwendungen die Kalkulationsmaßstäbe der StromNEV heranziehen (Festlegung, S. 12), allerdings – soweit der 10%-Schwellenwert nicht erreicht wird ‑ die Vorschriften der StromNEV nur auf die Erstattung der variablen Kosten anwenden.

245

Die Wertung des § 13 Abs. 1b EnWG, § 11 Abs. 2 S. 2, Abs. 3 ResKV steht nicht entgegen, ein Leistungsentgelt zu gewähren. Nach § 13 Abs. 1b EnWG sollen Betriebsbereitschaftsauslagen, also Fixkosten, vergütet werden, wenn ein Kraftwerk ausschließlich für Systemsicherheitsmaßnahmen eingesetzt wird. Dass § 13 Abs. 1b EnWG für die angemessene Vergütung bei vorübergehend stillgelegten Kraftwerken näher konkretisiert und zwischen Betriebsbereitschaftsauslagen und Erzeugungsauslagen unterscheidet, zwingt nicht dazu, im Umkehrschluss ein Leistungsentgelt im Rahmen des § 13 Abs. 1a EnWG auszuschließen. So existierte § 13 Abs. 1a EnWG bei Erlass des Abs. 1b des § 13 EnWG bereits, so dass die später eingefügte Regelung für die Auslegung der früher eingefügten kaum Bedeutung hat.

246

c) Art. 3 Abs. 1 GG

247

Vor diesem Hintergrund ist Tenorziffer 5 rechtswidrig, soweit ein Leistungsanteil erst ab Überschreiten der 10%-Schwelle zu gewähren ist. Es mag zwar, wie bereits erläutert, zunächst im Ansatz noch vertretbar sein, einen ein Leistungsanteil erst ab einer gewissen, niedrigen Eingriffsschwelle zu gewähren. Jedoch ist ein Schwellenwert von 10% jedenfalls deutlich zu hoch. Außerdem ergeben sich durch den starren Schwellenwert gravierende Gleichbehandlungswidersprüche und kartellrechtliche Probleme.

248

So verstößt Tenorziffer 5 gegen Art. 3 Abs. 1 GG, weil nicht erkennbar ist, weshalb die Schwelle 10% beträgt. Die Grenze ist hoch und wirkt „gegriffen“. So war in dem Entwurf eines „Leitfadens zur Findung sachgerechter Vergütungsregelungen zur Einhaltung oder Wiederherstellung der Systemsicherheit im Übertragungsnetz durch Redispatch-Maßnahmen 2010“ noch davon ausgegangen worden, dass es unverhältnismäßig sei, wenn ein Kraftwerk, gemessen an der installierten Leistung, mehr als 5% dieser Leistung pro Jahr für Redispatch-Zwecke zur Verfügung stellen müsse (Bl. 7 VV). In diesem Fall sei entweder eine besondere Vergütung zu gewähren oder ein anderes Kraftwerk auszuwählen (Bl. 7 VV).

249

Der hier vorgegebene erhebliche Schwellenwert verursacht eine Ungleichbehandlung vergleichbarer Sachverhalte, die nicht überzeugt. Es ist angesichts der gravierenden finanziellen Konsequenzen für die Kraftwerksbetreiber kein Grund ersichtlich, warum etwa bei einem Redispatch-gesteuerten Einsatz eines Kraftwerks von 10,0% keinerlei Leistungsentgelt gezahlt werden soll, darüber hinaus, ab z.B. 10,1%, sogar ein „Vollkostenersatz“ und gegebenenfalls, wie etwa in den „J.-Verträgen“ vereinbart, eine Eigenkapitalverzinsung möglich sein soll.

250

Auch soweit in der mündlichen Verhandlung die Vertreter der Bundesnetzagentur vorgetragen haben, dass die Beschränkung auf die variablen Kosten bis zum 10%-Schwellenwert sachgerecht sei, weil man davon ausgehe, dass die Investitionsplanung eines Kraftwerks eine Unsicherheitsmarge abdecke, überzeugt dies den Senat nicht. Es ist nicht ersichtlich, weshalb Sicherheitsreserven bei der Investitionsplanung der öffentlichen Hand zugutekommen sollen. Dass ggfs. auch Kraftwerksbetreiber zur Systemstabilität beitragen müssen, trifft zwar zu (vgl. etwa § 13 Abs. 2 EnWG). Wie bereits dargestellt, tragen aber vor allem die Übertragungsnetzbetreiber die Systemverantwortung. Die Kraftwerksbetreiber wirken nur nachrangig mit. Es ist nicht plausibel, dass – wie für das Redispatch typisch – immer wieder dieselben Kraftwerke im Interesse der Allgemeinheit weitgehend entschädigungslos Sonderleistungen erbringen oder sogar ihre Sicherheitsreserven bei der Investitionsplanung wiederkehrend im Interesse der Allgemeinheit auflösen sollen.

251

Darüber hinaus geht die Bundesnetzagentur davon aus, dass die „Bagatellgrenze“ bei 0,9% der Einspeisemengen des Vorjahres einer Anlage liege. Andererseits soll „kein Ausnahmefall“, also ein Redispatch-„Normalfall“, bei dem Kraftwerke Redispatch als Teil der normalen Geschäftstätigkeit betreiben, vorliegen, wenn mehr als 10% Redispatch-Leistung erbracht werden. Ist aber ein Einsatz bis zu 10% als „Ausnahmefall“ anzusehen, ist nicht nachvollziehbar, wieso dann noch – eine weitere – Bagatell- oder Ausnahmegrenze geschaffen worden ist („doppelter Ausnahmefall“).

252

Es ist darüber hinaus gleichheitswidrig, einem Kraftwerk, das im Vorjahr nicht eingespeist hat, kein Leistungsentgelt zu gewähren. Es ist zwar nachvollziehbar, dass die Bundesnetzagentur durch den Bezug auf den Einsatz im Vorjahr die Abrechnung erleichtern und Manipulationen vermeiden will. Dies benachteiligt aber Kraftwerke, etwa das C., also in der Regel hochmoderne Kraftwerke, die erstmals am Markt tätig sind. Dass für das Vorjahr aufgrund der gewählten Abrechnungsmethode keine Daten vorliegen, genügt nicht, diese Ungleichbehandlung zu rechtfertigen und Anlagenbetreiber, die möglicherweise weit mehr als 10% ihrer Einspeisemenge zum Redispatch einsetzen, vollständig von einem Leistungsentgelt auszuschließen. Ggfs. sind die Daten zu schätzen oder – da keine Vorjahreswerte vorliegen – die Zahlen des laufenden Jahres als Anhaltspunkt zu nehmen.

253

d) EU-Recht

254

Tenorziffer 5 ist darüber hinaus auch im Hinblick auf die europa- und kartellrechtlichen Vorschriften bedenklich. Ein Leistungsentgelt muss im Hinblick auf EU-Beihilfe- und Kartellvorschriften europarechtskonform ausgestaltet sein. Die „J.-Verträge“ haben gezeigt, dass die wenig konkrete Tenorziffer 5 kartellrechtswidrige und gegen Art. 101 AEUV verstoßende Vereinbarungen erlaubt. Die offene Formulierung der Tenorziffer 5 schließt eine derartige Vereinbarung nicht nur aus, sondern legt eine solche aufgrund der mit dem Schwellenwert verbundenen Anteilsregelung sogar eher nahe.

255

Das Bundeskartellamt hat in seiner Stellungnahme plausibel erläutert, dass durch die vertragliche Gestaltung eine Beschränkung der Stromerzeugung, mithin eine wettbewerbsbeschränkende Absprache nach Art. 101 Abs. 1 AEUV getroffen worden ist. Das Bundeskartellamt hat insoweit nachvollziehbar und ausführlich dargelegt, wie durch die umgekehrt proportionale Vergütungsregelung ein Anreiz gesetzt wird, ein Kraftwerk in möglichst geringem Umfang marktgetrieben einzusetzen. Da ein marktgetriebener Einsatz bereits erfolgt, wenn die Grenzkosten gedeckt sind, bei einem Redispatch-Einsatz aber die Kraftwerkskosten insgesamt zugrunde gelegt werden, besteht ein erheblicher Anreiz, das jeweilige Kraftwerk so wenig wie möglich marktgetrieben einzusetzen. So können etwa alle Fixkosten eines Kraftwerks zuzüglich eines Gewinns bzw. einer Eigenkapitalverzinsung (Anlehnung an die StromNEV) im Rahmen der Redispatch-Vereinbarung abgerechnet werden, wenn auf einen Markteinsatz des jeweiligen Kraftwerks verzichtet würde.

256

Ein bestimmter Schwellenwert verschärft die kartellrechtlichen Bedenken. Es bleibt die Gefahr, dass durch einen entsprechenden Kraftwerkseinsatz versucht werden könnte, den Schwellenwert zu erreichen. Auch kann der Schwellenwert im Hinblick auf die Merit Order zu zufälligen Ergebnissen führen und die Einsatzreihenfolge ungewollt verändern.

257

Da ein Leistungsentgelt auch Kapazitätselemente vergütet, sind auch die europarechtlichen Beihilfevorgaben zu beachten. Ein Leistungsentgelt ist jedenfalls im Grundsatz auch beihilferechtlich, bei entsprechender Ausgestaltung, europarechtlich gemäß Art. 107 Abs. 1 und 3 AEUV zulässig (vgl. etwa zum Britischen Kapazitätsmarkt: Entscheidung der Europäischen Kommission C (2014) 5083 final, SA.35980 vom 23.07.2014, „United Kingdom Electricity market reform – Capacity market“, Anm. hierzu Helbig, ER 2015, 9, Riewe, EWeRK 2014, 358).

258

e) „Abstimmung“

259

Der Senat hat keine Bedenken, dass eine vertragliche Vereinbarung über ein Leistungsentgelt mit der Bundesnetzagentur „abzustimmen“ ist, wenn auch die Bezeichnung „abzustimmen“ nicht eindeutig juristisch einzuordnen ist. Der Begriff ist hier im Sinne einer Genehmigungs- oder Anzeigepflicht gemeint.

260

Die Bundesnetzagentur ist ermächtigt, in einer Festlegung „Kriterien für eine angemessene Vergütung“ zu bestimmen. Der Begriff „Kriterien“ erfasst nicht nur die Bestimmung bestimmter Preisregeln, sondern auch die praktische Handhabung und verfahrensrechtliche Ausgestaltung der Vergütungsregelung. Ohne eine Mitteilungs‑, Anzeige- oder Genehmigungspflicht an die Bundesnetzagentur bestünde die Gefahr, dass Übertragungsnetzbetreiber und Redispatch-Betroffene Verträge zu überhöhten oder wettbewerbswidrigen Konditionen abschließen könnten.

261

9. Tenorziffer 6

262

Die obigen Ausführungen gelten sinngemäß auch für den spannungsbedingten Redispatch, so dass die Festlegung auch insoweit rechtswidrig ist.

263

10. Tenorziffer 7

264

Soweit die Festlegung bestimmte Vorlage-, Mitteilungs- und Nachweispflichten normiert, ist dies nicht zu beanstanden.

265

§ 12 Abs. 4 EnWG sieht eine weitreichende Pflicht vor, notwendige Informationen auszutauschen, die auch Redispatch-bedingte Informationspflichten erfasst. Es kann daher dahinstehen, ob auch § 13 Abs. 1a S. 3 EnWG zum entsprechenden Austausch der notwendigen Informationen ermächtigt. Auch bei Redispatch-Maßnahmen sind zur Abwicklung und Abrechnung zahlreiche Informationen erforderlich, um kurzfristig Daten zwischen Übertragungsnetzbetreiber und Anlagenbetreiber auszutauschen. Soweit während der Übergangsfrist (Tenorziffer 9) abweichende Nachweispflichten zu beachten waren, bedarf es nach Ablauf der Frist keiner Entscheidung mehr, ob diese unverhältnismäßig waren.

266

11. Haftung

267

Hinsichtlich der Ausführungen zur Haftung der Übertragungsnetzbetreiber (Begründung der Festlegung, S. 18) fehlt es bereits an einer eindeutigen Regelungswirkung. Die Vertreter der Bundesnetzagentur haben in der mündlichen Verhandlung klargestellt, dass keine Regelung habe getroffen werden sollen.

268

Es ist im Übrigen auch nicht nachvollziehbar, wieso die Haftung der Übertragungsnetzbetreiber von vornherein pauschal eingeschränkt, kein kausaler Zusammenhang „vermutet“ werden soll, nur weil mögliche Schäden auch im normalen Betrieb hätten auftreten können. Die Kraftwerksbetreiber ändern die Fahrweise Ihrer Kraftwerke im Interesse der Übertragungsnetzbetreiber, damit diese ihrer Systemverantwortung nachkommen können. Der Rechtsgedanke des Auftragsrechts, der Anlagenbetreiber wird vor allem im Interesse des Übertragungsnetzbetreibers tätig, spricht eher gegen eine derartige Verlagerung der Haftung. Im Auftragsrecht ist anerkannt, dass der Beauftragte einen Ersatzanspruch wegen der in Folge der Auftragsausführung erhöhten Gefahr entstandener Schäden selbst dann gegen den Auftraggeber hat, wenn der Auftraggeber ohne Verschulden gehandelt hat („Risikohaftung des Auftraggebers“, „tätigkeitsspezifische Risiken“ in Abgrenzung zum allgemeinen Lebensrisiko: Mansel in Jauernig, 15. Auflage 2014, § 670 BGB, Rn. 5 ff.; Seiler in Münchener Kommentar, 6. Auflage 2012, § 670 BGB, Rn. 14). Auch § 13 Abs. 4 EnWG sieht eine Haftungserleichterung für die Übertragungsnetzbetreiber nur bei Maßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG, nicht aber bei Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1a EnWG vor (vgl. König in Säcker, Energierecht, 3. Auflage 2014, § 13, Rn. 125).

269

III.

270

Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG. Die Betroffene hat in der Sache obsiegt. Soweit sie mit dem Antrag auf Neubescheidung nicht obsiegt, stellt dies wirtschaftlich das Obsiegen nicht in Frage.

271

Den Beschwerdewert 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), im Hinblick auf die Verbindung der Verfahren VI-3 Kart 332/12 (V) und VI-3 Kart 334/12 (V) mithin auf insgesamt € 100.000.

272

Der Senat hat die Rechtsbeschwerde zum Bundesgerichtshof zugelassen, weil die streitgegenständliche Frage grundsätzliche Bedeutung im Sinne des § 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG hat und die Sicherung einer einheitlichen Rechtsprechung eine Entscheidung des Bundesgerichtshofs entsprechend § 86 Abs. 2 Nr. 2 EnWG erfordert.

273

Rechtsmittelbelehrung:

274

Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf 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 S. 2, 80 S. 2 EnWG).

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BGB

Lastenausgleichsgesetz - LAG

(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

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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 20/07/2005 00:00

Bundesgerichtshof

BUNDESGERICHTSHOF IM NAMEN DES VOLKES URTEIL VIII ZR 121/04 Verkündet am: 20. Juli 2005 Kirchgeßner, Justizhauptsekretärin als Urkundsbeamtin der Geschäftsstelle in dem Rechtsstreit Nachschlagewerk: ja BGHZ: ja B

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 19/11/2013 00:00

Bundesgerichtshof

BUNDESGERICHTSHOF IM NAMEN DES VOLKES URTEIL VI ZR 363/12 Verkündet am: 19. November 2013 Holmes Justizangestellte als Urkundsbeamtin der Geschäftsstelle in dem Rechtsstreit Nachschlagewerk: ja BGHZ: nein BGHR:

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Annotations

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 5 Aufwandsgleiche Kostenpositionen

(1) Aufwandsgleiche Kostenpositionen sind den nach § 6b Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes oder nach § 4 Abs. 3 erstellten Gewinn- und Verlustrechnungen für die Elektrizitätsübertragung und Elektrizitätsverteilung zu entnehmen und nach Maßgabe des § 4 Abs. 1 bei der Bestimmung der Netzkosten zu berücksichtigen.

(2) Fremdkapitalzinsen sind in ihrer tatsächlichen Höhe einzustellen, höchstens jedoch in der Höhe kapitalmarktüblicher Zinsen für vergleichbare Kreditaufnahmen.

(3) Soweit Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach § 18 Zahlungen an Betreiber dezentraler Erzeugungsanlagen entrichten, sind die Zahlungen des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres als Kostenposition bei der Bestimmung der Netzkosten nach § 4 zu berücksichtigen.

(4) Soweit Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf Grundlage einer Vereinbarung mit Städten oder Gemeinden oder Interessenverbänden der Städte und Gemeinden Zahlungen an Städte oder Gemeinden, auf deren Gebiet eine Freileitung auf neuer Trasse errichtet wird, entrichtet, sind die Zahlungen des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres nach Maßgabe des Satzes 2 als Kostenposition bei der Bestimmung der Netzkosten nach § 4 zu berücksichtigen. Eine Berücksichtigung nach Satz 1 ist nur für die Fälle des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 des Energiewirtschaftsgesetzes bei tatsächlicher Inbetriebnahme der Leitung und nur bis zu der angegebenen Höhe einmalig möglich:

1.: Höchstspannungsfreileitungen ab 380 Kilovolt 40 000 Euro pro Kilometer;
2.: Gleichstrom-Hochspannungsfreileitungen ab 300 Kilovolt 40 000 Euro pro Kilometer.

Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen - GWB | § 32 Abstellung und nachträgliche Feststellung von Zuwiderhandlungen

(1) Die Kartellbehörde kann Unternehmen oder Vereinigungen von Unternehmen verpflichten, eine Zuwiderhandlung gegen eine Vorschrift dieses Teils oder gegen Artikel 101 oder 102 des Vertrages über die Arbeitsweise der Europäischen Union abzustellen.

(2) Sie kann ihnen hierzu alle erforderlichen Abhilfemaßnahmen verhaltensorientierter oder struktureller Art vorschreiben, die gegenüber der festgestellten Zuwiderhandlung verhältnismäßig und für eine wirksame Abstellung der Zuwiderhandlung erforderlich sind. Abhilfemaßnahmen struktureller Art können nur in Ermangelung einer verhaltensorientierten Abhilfemaßnahme von gleicher Wirksamkeit festgelegt werden, oder wenn letztere im Vergleich zu Abhilfemaßnahmen struktureller Art mit einer größeren Belastung für die beteiligten Unternehmen verbunden wäre.

(2a) In der Abstellungsverfügung kann die Kartellbehörde eine Rückerstattung der aus dem kartellrechtswidrigen Verhalten erwirtschafteten Vorteile anordnen. Die in den erwirtschafteten Vorteilen enthaltenen Zinsvorteile können geschätzt werden. Nach Ablauf der in der Abstellungsverfügung bestimmten Frist für die Rückerstattung sind die bis zu diesem Zeitpunkt erwirtschafteten Vorteile entsprechend § 288 Absatz 1 Satz 2 und § 289 Satz 1 des Bürgerlichen Gesetzbuchs zu verzinsen.

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

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

(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist, sind die Betreiber der Übertragungsnetze berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung zu beseitigen durch

1.: netzbezogene Maßnahmen, insbesondere durch Netzschaltungen,
2.: marktbezogene Maßnahmen, insbesondere durch den Einsatz von Regelenergie, Maßnahmen nach § 13a Absatz 1, vertraglich vereinbarte abschaltbare und zuschaltbare Lasten, Information über Engpässe und das Management von Engpässen sowie
3.: zusätzliche Reserven, insbesondere die Netzreserve nach § 13d und die Kapazitätsreserve nach § 13e.

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.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 5 Aufwandsgleiche Kostenpositionen

(2) Fremdkapitalzinsen sind in ihrer tatsächlichen Höhe einzustellen, höchstens jedoch in der Höhe kapitalmarktüblicher Zinsen für vergleichbare Kreditaufnahmen.

1.: Höchstspannungsfreileitungen ab 380 Kilovolt 40 000 Euro pro Kilometer;
2.: Gleichstrom-Hochspannungsfreileitungen ab 300 Kilovolt 40 000 Euro pro Kilometer.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 7 Kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung

(1) Die Verzinsung des von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen eingesetzten Eigenkapitals erfolgt im Wege einer kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung auf Grundlage des betriebsnotwendigen Eigenkapitals. Das betriebsnotwendige Eigenkapital ergibt sich aus der Summe der

1.: kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und multipliziert mit der Fremdkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
2.: kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu Tagesneuwerten und multipliziert mit der Eigenkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
3.: kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Neuanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und
4.: Bilanzwerte der betriebsnotwendigen Finanzanlagen und Bilanzwerte des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens unter Abzug des Steueranteils der Sonderposten mit Rücklageanteil

und unter Abzug des Abzugskapitals und des verzinslichen Fremdkapitals. Grundstücke sind zu Anschaffungskosten anzusetzen. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Soweit das nach Satz 2 ermittelte betriebsnotwendige Eigenkapital einen Anteil von 40 Prozent des sich aus der Summe der Werte nach Satz 2 Nr. 1 bis 4 ergebenden betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt, ist der übersteigende Anteil dieses Eigenkapitals gemäß Absatz 7 zu verzinsen.

(2) Als Abzugskapital ist das zinslos zur Verfügung stehende Kapital zu behandeln. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand der folgenden Positionen anzusetzen:

1.: Rückstellungen;
2.: erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen von Kunden;
3.: unverzinsliche Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen;
4.: erhaltene Baukostenzuschüsse einschließlich passivierter Leistungen der Anschlussnehmer zur Erstattung von Netzanschlusskosten;
5.: sonstige Verbindlichkeiten, soweit die Mittel dem Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(3) Zur Festlegung der Basis für die Eigenkapitalverzinsung ist das betriebsnotwendige Eigenkapital auf Neu- und Altanlagen aufzuteilen. Der auf die Neuanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den der Restwert der Neuanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 3 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat. Der auf die Altanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den die Summe der Restwerte der Altanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 und 2 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat.

(4) Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Neuanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz darf den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten zuzüglich eines angemessenen Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse nach Absatz 5 nicht überschreiten. Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Altanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz ist zusätzlich um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate gemäß dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

(5) Die Höhe des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse ist insbesondere unter Berücksichtigung folgender Umstände zu ermitteln:

1.: Verhältnisse auf den nationalen und internationalen Kapitalmärkten und die Bewertung von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.: durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.: beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

(6) Über die Eigenkapitalzinssätze nach § 21 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes entscheidet die Regulierungsbehörde in Anwendung der Absätze 4 und 5 vor Beginn einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung, erstmals zum 1. Januar 2009, durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Die Festlegung nach Satz 1 erfolgt jeweils für die Dauer einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung. Bis zur erstmaligen Festlegung durch die Regulierungsbehörde beträgt der Eigenkapitalzinssatz bei Neuanlagen 7,91 Prozent vor Steuern und bei Altanlagen 6,5 Prozent vor Steuern.

(7) Der Zinssatz für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach Absatz 1 Satz 5 bestimmt sich als gewichteter Durchschnitt des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen:

1.: Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Anleihen der öffentlichen Hand und
2.: Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs).

Bei der Bestimmung des gewichteten Durchschnitts wird der Durchschnitt der Umlaufsrenditen nach Satz 1 Nummer 1 einfach gewichtet und der Durchschnitt der Umlaufsrenditen nach Satz 1 Nummer 2 zweifach gewichtet. Weitere Zuschläge sind unzulässig.

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 | § 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.

Verwaltungsverfahrensgesetz - VwVfG | § 45 Heilung von Verfahrens- und Formfehlern

(1) Eine Verletzung von Verfahrens- oder Formvorschriften, die nicht den Verwaltungsakt nach § 44 nichtig macht, ist unbeachtlich, wenn

1.: der für den Erlass des Verwaltungsaktes erforderliche Antrag nachträglich gestellt wird;
2.: die erforderliche Begründung nachträglich gegeben wird;
3.: die erforderliche Anhörung eines Beteiligten nachgeholt wird;
4.: der Beschluss eines Ausschusses, dessen Mitwirkung für den Erlass des Verwaltungsaktes erforderlich ist, nachträglich gefasst wird;
5.: die erforderliche Mitwirkung einer anderen Behörde nachgeholt wird.

(2) Handlungen nach Absatz 1 können bis zum Abschluss der letzten Tatsacheninstanz eines verwaltungsgerichtlichen Verfahrens nachgeholt werden.

(3) Fehlt einem Verwaltungsakt die erforderliche Begründung oder ist die erforderliche Anhörung eines Beteiligten vor Erlass des Verwaltungsaktes unterblieben und ist dadurch die rechtzeitige Anfechtung des Verwaltungsaktes versäumt worden, so gilt die Versäumung der Rechtsbehelfsfrist als nicht verschuldet. Das für die Wiedereinsetzungsfrist nach § 32 Abs. 2 maßgebende Ereignis tritt im Zeitpunkt der Nachholung der unterlassenen Verfahrenshandlung ein.

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) 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.

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 32 Festlegungen oder Genehmigungen der Regulierungsbehörde

(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde Entscheidungen durch Festlegungen oder Genehmigungen nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen

1.: zu den Erlösobergrenzen nach § 4, insbesondere zur Bestimmung der Höhe nach § 4 Abs. 1 und 2, zur Anpassung nach Abs. 3 bis 5, zu Form und Inhalt der Anträge auf Anpassung nach Abs. 4,
2.: zu Ausgestaltung und Ausgleich des Regulierungskontos nach § 5,
2a.: zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nach § 9,
3.: zur Verwendung anderer Parameter zur Ermittlung des Erweiterungsfaktors nach § 10 Abs. 2 Satz 2 Nr. 4,
3a.: zum Kapitalkostenaufschlag nach § 10a, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags,
4.: zu den Bereichen, die nach § 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen; die Festlegung erfolgt für die Dauer der gesamten Regulierungsperiode,
4a.: zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Absatz 5, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe von Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen, unter denen Kostenanteile als volatile Kostenanteile im Sinne des § 11 Absatz 5 gelten,
4b.: zu der Geltendmachung der Kosten nach § 10 Absatz 1 und § 22 der Systemstabilitätsverordnung gemäß § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 5, einschließlich der Verpflichtung zur Anpassung pauschaler Kostensätze,
5.: zur Durchführung einer Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3,
5a.: zur Konkretisierung des Inhalts der Anlage 5,
6.: über den Beginn der Anwendung, die nähere Ausgestaltung und das Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements nach den §§ 19 und 20,
7.: zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Berichts zum Investitionsverhalten nach § 21,
8.: zu Investitionsmaßnahmen nach § 23, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zu finanziellen Anreizen nach § 23 Abs. 5 Satz 3, wobei auch die Zusammenfassung von Vorhaben verlangt werden kann, sowie zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zum Verfahren der Referenznetzanalyse,
8a.: zur Berechnung der sich aus genehmigten Investitionsmaßnahmen ergebenden Kapital- und Betriebskosten,
8b.: zu einer von § 23 Absatz 1a Satz 1 abweichenden Höhe oder Betriebskostenpauschale, soweit dies erforderlich ist, um strukturelle Besonderheiten von Investitionen, für die Investitionsmaßnahmen genehmigt werden können, oder um die tatsächliche Höhe der notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen,
8c.: zur Höhe der Betriebskostenpauschale nach § 23 Absatz 1a Satz 2, wobei die tatsächliche Höhe der für die genehmigten Investitionsmaßnahmen notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen ist,
9.: zur Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 und zu Umfang, Zeitpunkt und Form des Antrags nach § 24 Abs. 4,
9a.: zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zum Zeitpunkt der Stellung des Antrags nach § 25a Absatz 1,
10.: zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags nach § 26 Abs. 2 sowie zu den Erlösobergrenzenanteilen nach § 26 Absatz 2 und 3 und
11.: zu Umfang, Zeitpunkt und Form der nach den §§ 27 und 28 zu erhebenden und mitzuteilenden Daten, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen.

(2) Die Bundesnetzagentur kann ferner Festlegungen treffen zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zu den Verfahren des Effizienzvergleichs und der relativen Referenznetzanalyse für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen nach § 22. Die Bundesnetzagentur kann Festlegungen zur angemessenen Berücksichtigung eines zeitlichen Versatzes zwischen der Errichtung von Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz sowie dem entsprechenden und notwendigen Ausbau der Verteilernetze im Effizienzvergleich treffen, soweit ein solcher zeitlicher Versatz Kosten nach § 11 Absatz 5 Satz 1 Nummer 2 hervorruft und auf Gründen außerhalb der Einflusssphäre von Verteilernetzbetreibern beruht.

Anreizregulierungsverordnung - ARegV | § 11 Beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kostenanteile

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.: gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.: Konzessionsabgaben,
3.: Betriebssteuern,
4.: erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.: der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.: genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.: der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.: Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.: vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 13 Absatz 2 des Energiefinanzierungsgesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.: (weggefallen)
8b.: Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.: betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.: der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.: der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.: Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2020/389 (ABl. L 74 vom 11.3.2020, S. 1) geändert worden ist,
12a.: Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.: der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.: dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.: (weggefallen)
16.: den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.: (weggefallen)
18.: Kosten aus der Erfüllung des Zahlungsanspruchs nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes, wobei Erlöse aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28h des Energiewirtschaftsgesetzes mit den Kosten aus der Erfüllung von Zahlungsansprüchen nach § 28g des Energiewirtschaftsgesetzes zu verrechnen sind, soweit diese Kosten im Sinne von Artikel 19 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54) enthalten.

Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54), unterliegen, insbesondere

1.: Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/943,
2.: Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 19 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 19 Absatz 2 und 3 der Verordnung (EU) 2019/943 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.: Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.

Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005, die zuletzt durch die Verordnung (EU) 2018/1999 (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 1) geändert worden ist, unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. In den nach Satz 1 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3.

(5) Als volatile Kostenanteile sind folgende Kosten anzusehen:

1.: Kosten für die Beschaffung von Treibenergie und
2.: Kosten für Maßnahmen der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach § 13 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in Verbindung mit § 14 Absatz 1 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes.

Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

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.

Bürgerliches Gesetzbuch - BGB | § 138 Sittenwidriges Rechtsgeschäft; Wucher

(1) Ein Rechtsgeschäft, das gegen die guten Sitten verstößt, ist nichtig.

(2) Nichtig ist insbesondere ein Rechtsgeschäft, durch das jemand unter Ausbeutung der Zwangslage, der Unerfahrenheit, des Mangels an Urteilsvermögen oder der erheblichen Willensschwäche eines anderen sich oder einem Dritten für eine Leistung Vermögensvorteile versprechen oder gewähren lässt, die in einem auffälligen Missverhältnis zu der Leistung stehen.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 46 Wegenutzungsverträge

(1) Gemeinden haben ihre öffentlichen Verkehrswege für die Verlegung und den Betrieb von Leitungen, einschließlich Fernwirkleitungen zur Netzsteuerung und Zubehör, zur unmittelbaren Versorgung von Letztverbrauchern im Gemeindegebiet diskriminierungsfrei durch Vertrag zur Verfügung zu stellen. Unbeschadet ihrer Verpflichtungen nach Satz 1 können die Gemeinden den Abschluss von Verträgen ablehnen, solange das Energieversorgungsunternehmen die Zahlung von Konzessionsabgaben in Höhe der Höchstsätze nach § 48 Absatz 2 verweigert und eine Einigung über die Höhe der Konzessionsabgaben noch nicht erzielt ist.

(2) Verträge von Energieversorgungsunternehmen mit Gemeinden über die Nutzung öffentlicher Verkehrswege für die Verlegung und den Betrieb von Leitungen, die zu einem Energieversorgungsnetz der allgemeinen Versorgung im Gemeindegebiet gehören, dürfen höchstens für eine Laufzeit von 20 Jahren abgeschlossen werden. Werden solche Verträge nach ihrem Ablauf nicht verlängert, so ist der bisher Nutzungsberechtigte verpflichtet, seine für den Betrieb der Netze der allgemeinen Versorgung im Gemeindegebiet notwendigen Verteilungsanlagen dem neuen Energieversorgungsunternehmen gegen Zahlung einer wirtschaftlich angemessenen Vergütung zu übereignen. Das neue Energieversorgungsunternehmen kann statt der Übereignung verlangen, dass ihm der Besitz hieran eingeräumt wird. Für die wirtschaftlich angemessene Vergütung ist der sich nach den zu erzielenden Erlösen bemessende objektivierte Ertragswert des Energieversorgungsnetzes maßgeblich. Die Möglichkeit zur Einigung auf eine anderweitig basierte Vergütung bleibt unberührt.

(3) Die Gemeinden machen spätestens zwei Jahre vor Ablauf von Verträgen nach Absatz 2 das Vertragsende und einen ausdrücklichen Hinweis auf die nach § 46a von der Gemeinde in geeigneter Form zu veröffentlichenden Daten sowie den Ort der Veröffentlichung durch Veröffentlichung im Bundesanzeiger bekannt. Wenn im Gemeindegebiet mehr als 100 000 Kunden unmittelbar oder mittelbar an das Versorgungsnetz angeschlossen sind, hat die Bekanntmachung zusätzlich im Amtsblatt der Europäischen Union zu erfolgen. Beabsichtigen Gemeinden eine Verlängerung von Verträgen nach Absatz 2 vor Ablauf der Vertragslaufzeit, so sind die bestehenden Verträge zu beenden und die vorzeitige Beendigung sowie das Vertragsende nach Maßgabe der Sätze 1 und 2 öffentlich bekannt zu geben.

(4) Die Gemeinde ist bei der Auswahl des Unternehmens den Zielen des § 1 Absatz 1 verpflichtet. Unter Wahrung netzwirtschaftlicher Anforderungen, insbesondere der Versorgungssicherheit und der Kosteneffizienz, können auch Angelegenheiten der örtlichen Gemeinschaft berücksichtigt werden. Bei der Gewichtung der einzelnen Auswahlkriterien ist die Gemeinde berechtigt, den Anforderungen des jeweiligen Netzgebietes Rechnung zu tragen. Die Gemeinde hat jedem Unternehmen, das innerhalb einer von der Gemeinde in der Bekanntmachung nach Absatz 3 Satz 1 oder 3 gesetzten Frist von mindestens drei Kalendermonaten ein Interesse an der Nutzung der öffentlichen Verkehrswege bekundet, die Auswahlkriterien und deren Gewichtung in Textform mitzuteilen.

(5) Die Gemeinde hat die Unternehmen, deren Angebote nicht angenommen werden sollen, über die Gründe der vorgesehenen Ablehnung ihres Angebots und über den frühesten Zeitpunkt des beabsichtigten Vertragsschlusses in Textform zu informieren. Die Gemeinde macht bei Neuabschluss oder Verlängerung von Verträgen nach Absatz 2 ihre Entscheidung unter Angabe der maßgeblichen Gründe öffentlich bekannt.

(6) Die Absätze 2 bis 5 finden für Eigenbetriebe der Gemeinden entsprechende Anwendung.

(7) Die Aufgaben und Zuständigkeiten der Kartellbehörden nach dem Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen bleiben unberührt.

Patentgesetz - PatG | § 23

(1) Erklärt sich der Patentanmelder oder der im Register (§ 30 Abs. 1) als Patentinhaber Eingetragene dem Deutschen Patent- und Markenamt gegenüber schriftlich bereit, jedermann die Benutzung der Erfindung gegen angemessene Vergütung zu gestatten, so ermäßigen sich die für das Patent nach Eingang der Erklärung fällig werdenden Jahresgebühren auf die Hälfte. Die Erklärung ist im Register einzutragen und im Patentblatt zu veröffentlichen.

(2) Die Erklärung ist unzulässig, solange im Register ein Vermerk über die Einräumung einer ausschließlichen Lizenz (§ 30 Abs. 4) eingetragen ist oder ein Antrag auf Eintragung eines solchen Vermerks dem Deutschen Patent- und Markenamt vorliegt.

(3) Wer nach Eintragung der Erklärung die Erfindung benutzen will, hat seine Absicht dem Patentinhaber anzuzeigen. Die Anzeige gilt als bewirkt, wenn sie durch Aufgabe eines eingeschriebenen Briefes an den im Register als Patentinhaber Eingetragenen oder seinen eingetragenen Vertreter oder Zustellungsbevollmächtigten (§ 25) abgesandt worden ist. In der Anzeige ist anzugeben, wie die Erfindung benutzt werden soll. Nach der Anzeige ist der Anzeigende zur Benutzung in der von ihm angegebenen Weise berechtigt. Er ist verpflichtet, dem Patentinhaber nach Ablauf jedes Kalendervierteljahres Auskunft über die erfolgte Benutzung zu geben und die Vergütung dafür zu entrichten. Kommt er dieser Verpflichtung nicht in gehöriger Zeit nach, so kann der als Patentinhaber Eingetragene ihm hierzu eine angemessene Nachfrist setzen und nach fruchtlosem Ablauf die Weiterbenutzung der Erfindung untersagen.

(4) Die Vergütung wird auf schriftlichen Antrag eines Beteiligten durch die Patentabteilung festgesetzt. Für das Verfahren sind die §§ 46, 47 und 62 entsprechend anzuwenden. Der Antrag kann gegen mehrere Beteiligte gerichtet werden. Das Deutsche Patent- und Markenamt kann bei der Festsetzung der Vergütung anordnen, dass die Kosten des Festsetzungsverfahrens ganz oder teilweise vom Antragsgegner zu erstatten sind.

(5) Nach Ablauf eines Jahres seit der letzten Festsetzung kann jeder davon Betroffene ihre Änderung beantragen, wenn inzwischen Umstände eingetreten oder bekanntgeworden sind, welche die festgesetzte Vergütung offenbar unangemessen erscheinen lassen. Im übrigen gilt Absatz 4 entsprechend.

(6) Wird die Erklärung für eine Anmeldung abgegeben, so sind die Bestimmungen der Absätze 1 bis 5 entsprechend anzuwenden.

(7) Die Erklärung kann jederzeit gegenüber dem Deutschen Patent- und Markenamt schriftlich zurückgenommen werden, solange dem Patentinhaber noch nicht die Absicht angezeigt worden ist, die Erfindung zu benutzen. Die Zurücknahme wird mit ihrer Einreichung wirksam. Der Betrag, um den sich die Jahresgebühren ermäßigt haben, ist innerhalb eines Monats nach der Zurücknahme der Erklärung zu entrichten. Wird der Unterschiedsbetrag nicht innerhalb der Frist des Satzes 3 gezahlt, so kann er mit dem Verspätungszuschlag noch bis zum Ablauf einer Frist von weiteren vier Monaten gezahlt werden.

Urheberrechtsgesetz - UrhG | § 32 Angemessene Vergütung

(1) Der Urheber hat für die Einräumung von Nutzungsrechten und die Erlaubnis zur Werknutzung Anspruch auf die vertraglich vereinbarte Vergütung. Ist die Höhe der Vergütung nicht bestimmt, gilt die angemessene Vergütung als vereinbart. Soweit die vereinbarte Vergütung nicht angemessen ist, kann der Urheber von seinem Vertragspartner die Einwilligung in die Änderung des Vertrages verlangen, durch die dem Urheber die angemessene Vergütung gewährt wird.

(2) Eine nach einer gemeinsamen Vergütungsregel (§ 36) ermittelte Vergütung ist angemessen. Im Übrigen ist die Vergütung angemessen, wenn sie im Zeitpunkt des Vertragsschlusses dem entspricht, was im Geschäftsverkehr nach Art und Umfang der eingeräumten Nutzungsmöglichkeit, insbesondere nach Dauer, Häufigkeit, Ausmaß und Zeitpunkt der Nutzung, unter Berücksichtigung aller Umstände üblicher- und redlicherweise zu leisten ist. Eine pauschale Vergütung muss eine angemessene Beteiligung des Urhebers am voraussichtlichen Gesamtertrag der Nutzung gewährleisten und durch die Besonderheiten der Branche gerechtfertigt sein.

(2a) Eine gemeinsame Vergütungsregel kann zur Ermittlung der angemessenen Vergütung auch bei Verträgen herangezogen werden, die vor ihrem zeitlichen Anwendungsbereich abgeschlossen wurden.

(3) Auf eine Vereinbarung, die zum Nachteil des Urhebers von den Absätzen 1 bis 2a abweicht, kann der Vertragspartner sich nicht berufen. Die in Satz 1 bezeichneten Vorschriften finden auch Anwendung, wenn sie durch anderweitige Gestaltungen umgangen werden. Der Urheber kann aber unentgeltlich ein einfaches Nutzungsrecht für jedermann einräumen.

(4) Der Urheber hat keinen Anspruch nach Absatz 1 Satz 3, soweit die Vergütung für die Nutzung seiner Werke tarifvertraglich bestimmt ist.

Urheberrechtsgesetz - UrhG | § 54 Vergütungspflicht

(1) Lässt die Art des Werkes eine nach § 53 Absatz 1 oder 2 oder den §§ 60a bis 60f erlaubte Vervielfältigung erwarten, so hat der Urheber des Werkes gegen den Hersteller von Geräten und von Speichermedien, deren Typ allein oder in Verbindung mit anderen Geräten, Speichermedien oder Zubehör zur Vornahme solcher Vervielfältigungen benutzt wird, Anspruch auf Zahlung einer angemessenen Vergütung.

(2) Der Anspruch nach Absatz 1 entfällt, soweit nach den Umständen erwartet werden kann, dass die Geräte oder Speichermedien im Geltungsbereich dieses Gesetzes nicht zu Vervielfältigungen benutzt werden.

Gebrauchsmustergesetz - GebrMG | § 24

(1) Wer entgegen den §§ 11 bis 14 ein Gebrauchsmuster benutzt, kann von dem Verletzten bei Wiederholungsgefahr auf Unterlassung in Anspruch genommen werden. Der Anspruch besteht auch dann, wenn eine Zuwiderhandlung erstmalig droht. Der Anspruch ist ausgeschlossen, soweit die Inanspruchnahme aufgrund der besonderen Umstände des Einzelfalls und der Gebote von Treu und Glauben für den Verletzer oder Dritte zu einer unverhältnismäßigen, durch das Ausschließlichkeitsrecht nicht gerechtfertigten Härte führen würde. In diesem Fall ist dem Verletzten ein angemessener Ausgleich in Geld zu gewähren. Der Schadensersatzanspruch nach Absatz 2 bleibt hiervon unberührt.

(2) Wer die Handlung vorsätzlich oder fahrlässig vornimmt, ist dem Verletzten zum Ersatz des daraus entstehenden Schadens verpflichtet. Bei der Bemessung des Schadensersatzes kann auch der Gewinn, den der Verletzer durch die Verletzung des Rechts erzielt hat, berücksichtigt werden. Der Schadensersatzanspruch kann auch auf der Grundlage des Betrages berechnet werden, den der Verletzer als angemessene Vergütung hätte entrichten müssen, wenn er die Erlaubnis zur Nutzung der Erfindung eingeholt hätte.

Bürgerliches Gesetzbuch - BGB | § 1684 Umgang des Kindes mit den Eltern

(1) Das Kind hat das Recht auf Umgang mit jedem Elternteil; jeder Elternteil ist zum Umgang mit dem Kind verpflichtet und berechtigt.

(2) Die Eltern haben alles zu unterlassen, was das Verhältnis des Kindes zum jeweils anderen Elternteil beeinträchtigt oder die Erziehung erschwert. Entsprechendes gilt, wenn sich das Kind in der Obhut einer anderen Person befindet.

(3) Das Familiengericht kann über den Umfang des Umgangsrechts entscheiden und seine Ausübung, auch gegenüber Dritten, näher regeln. Es kann die Beteiligten durch Anordnungen zur Erfüllung der in Absatz 2 geregelten Pflicht anhalten. Wird die Pflicht nach Absatz 2 dauerhaft oder wiederholt erheblich verletzt, kann das Familiengericht auch eine Pflegschaft für die Durchführung des Umgangs anordnen (Umgangspflegschaft). Die Umgangspflegschaft umfasst das Recht, die Herausgabe des Kindes zur Durchführung des Umgangs zu verlangen und für die Dauer des Umgangs dessen Aufenthalt zu bestimmen. Die Anordnung ist zu befristen. Für den Ersatz von Aufwendungen und die Vergütung des Umgangspflegers gilt § 277 des Gesetzes über das Verfahren in Familiensachen und in den Angelegenheiten der freiwilligen Gerichtsbarkeit entsprechend.

(4) Das Familiengericht kann das Umgangsrecht oder den Vollzug früherer Entscheidungen über das Umgangsrecht einschränken oder ausschließen, soweit dies zum Wohl des Kindes erforderlich ist. Eine Entscheidung, die das Umgangsrecht oder seinen Vollzug für längere Zeit oder auf Dauer einschränkt oder ausschließt, kann nur ergehen, wenn andernfalls das Wohl des Kindes gefährdet wäre. Das Familiengericht kann insbesondere anordnen, dass der Umgang nur stattfinden darf, wenn ein mitwirkungsbereiter Dritter anwesend ist. Dritter kann auch ein Träger der Jugendhilfe oder ein Verein sein; dieser bestimmt dann jeweils, welche Einzelperson die Aufgabe wahrnimmt.

Kreditwesengesetz - KredWG | § 38 Folgen der Aufhebung und des Erlöschens der Erlaubnis, Maßnahmen bei der Abwicklung

(1) Hebt die Aufsichtsbehörde die Erlaubnis auf oder erlischt die Erlaubnis, so kann die Bundesanstalt bei juristischen Personen und Personenhandelsgesellschaften bestimmen, dass das Institut abzuwickeln ist. Ihre Entscheidung wirkt wie ein Auflösungsbeschluß. Sie ist dem Registergericht mitzuteilen und von diesem in das Handels- oder Genossenschaftsregister einzutragen.

(2) Die Bundesanstalt kann für die Abwicklung eines Instituts oder seiner Bankgeschäfte und Finanzdienstleistungen Weisungen erlassen. Das Gericht hat auf Antrag der Bundesanstalt Abwickler zu bestellen, wenn die sonst zur Abwicklung der Bankgeschäfte und Finanzdienstleistungen berufenen Personen keine Gewähr für die ordnungsmäßige Abwicklung bieten. Besteht eine Zuständigkeit des Gerichts nicht, bestellt die Bundesanstalt den Abwickler.

(2a) Der Abwickler erhält von der Bundesanstalt eine angemessene Vergütung und den Ersatz seiner Aufwendungen. Die gezahlten Beträge sind der Bundesanstalt von der betroffenen juristischen Person oder Personenhandelsgesellschaft gesondert zu erstatten und auf Verlangen der Bundesanstalt vorzuschießen. Die Bundesanstalt kann die betroffene juristische Person oder Personenhandelsgesellschaft anweisen, den von der Bundesanstalt festgesetzten Betrag im Namen der Bundesanstalt unmittelbar an den Abwickler zu leisten, wenn dadurch keine Beeinflussung der Unabhängigkeit des Abwicklers zu besorgen ist.

(3) Die Bundesanstalt hat die Aufhebung oder das Erlöschen der Erlaubnis im Bundesanzeiger bekannt zu machen. Sie hat die zuständigen Stellen der anderen Staaten des Europäischen Wirtschaftsraums zu unterrichten, in denen das Institut Zweigniederlassungen errichtet hat oder im Wege des grenzüberschreitenden Dienstleistungsverkehrs tätig gewesen ist.

(4) Die Absätze 1 und 2 gelten nicht für juristische Personen des öffentlichen Rechts.

Handelsgesetzbuch - HGB | § 412 Verladen und Entladen. Verordnungsermächtigung

(1) Soweit sich aus den Umständen oder der Verkehrssitte nicht etwas anderes ergibt, hat der Absender das Gut beförderungssicher zu laden, zu stauen und zu befestigen (verladen) sowie zu entladen. Der Frachtführer hat für die betriebssichere Verladung zu sorgen.

(2) Für die Lade- und Entladezeit, die sich mangels abweichender Vereinbarung nach einer den Umständen des Falles angemessenen Frist bemißt, kann keine besondere Vergütung verlangt werden.

(3) Wartet der Frachtführer auf Grund vertraglicher Vereinbarung oder aus Gründen, die nicht seinem Risikobereich zuzurechnen sind, über die Lade- oder Entladezeit hinaus, so hat er Anspruch auf eine angemessene Vergütung (Standgeld).

(4) Das Bundesministerium der Justiz wird ermächtigt, im Einvernehmen mit dem Bundesministerium für Digitales und Verkehr durch Rechtsverordnung, die nicht der Zustimmung des Bundesrates bedarf, für die Binnenschiffahrt unter Berücksichtigung der Art der zur Beförderung bestimmten Fahrzeuge, der Art und Menge der umzuschlagenden Güter, der beim Güterumschlag zur Verfügung stehenden technischen Mittel und der Erfordernisse eines beschleunigten Verkehrsablaufs die Voraussetzungen für den Beginn der Lade- und Entladezeit, deren Dauer sowie die Höhe des Standgeldes zu bestimmen.

Handelsgesetzbuch - HGB | § 418 Nachträgliche Weisungen

(1) Der Absender ist berechtigt, über das Gut zu verfügen. Er kann insbesondere verlangen, daß der Frachtführer das Gut nicht weiterbefördert oder es an einem anderen Bestimmungsort, an einer anderen Ablieferungsstelle oder an einen anderen Empfänger abliefert. Der Frachtführer ist nur insoweit zur Befolgung solcher Weisungen verpflichtet, als deren Ausführung weder Nachteile für den Betrieb seines Unternehmens noch Schäden für die Absender oder Empfänger anderer Sendungen mit sich zu bringen droht. Er kann vom Absender Ersatz seiner durch die Ausführung der Weisung entstehenden Aufwendungen sowie eine angemessene Vergütung verlangen; der Frachtführer kann die Befolgung der Weisung von einem Vorschuß abhängig machen.

(2) Das Verfügungsrecht des Absenders erlischt nach Ankunft des Gutes an der Ablieferungsstelle. Von diesem Zeitpunkt an steht das Verfügungsrecht nach Absatz 1 dem Empfänger zu. Macht der Empfänger von diesem Recht Gebrauch, so hat er dem Frachtführer die entstehenden Mehraufwendungen zu ersetzen sowie eine angemessene Vergütung zu zahlen; der Frachtführer kann die Befolgung der Weisung von einem Vorschuß abhängig machen.

(3) Hat der Empfänger in Ausübung seines Verfügungsrechts die Ablieferung des Gutes an einen Dritten angeordnet, so ist dieser nicht berechtigt, seinerseits einen anderen Empfänger zu bestimmen.

(4) Ist ein Frachtbrief ausgestellt und von beiden Parteien unterzeichnet worden, so kann der Absender sein Verfügungsrecht nur gegen Vorlage der Absenderausfertigung des Frachtbriefs ausüben, sofern dies im Frachtbrief vorgeschrieben ist.

(5) Beabsichtigt der Frachtführer, eine ihm erteilte Weisung nicht zu befolgen, so hat er denjenigen, der die Weisung gegeben hat, unverzüglich zu benachrichtigen.

(6) Ist die Ausübung des Verfügungsrechts von der Vorlage des Frachtbriefs abhängig gemacht worden und führt der Frachtführer eine Weisung aus, ohne sich die Absenderausfertigung des Frachtbriefs vorlegen zu lassen, so haftet er dem Berechtigten für den daraus entstehenden Schaden. Die Haftung ist auf den Betrag begrenzt, der bei Verlust des Gutes zu zahlen wäre.

Handelsgesetzbuch - HGB | § 491 Nachträgliche Weisungen

(1) Soweit § 520 Absatz 1 nichts Abweichendes bestimmt, ist der Befrachter berechtigt, über das Gut zu verfügen. Er kann insbesondere verlangen, dass der Verfrachter das Gut nicht weiterbefördert, es zu einem anderen Bestimmungsort befördert oder es an einem anderen Löschplatz oder einem anderen Empfänger abliefert. Der Verfrachter ist nur insoweit zur Befolgung solcher Weisungen verpflichtet, als deren Ausführung weder Nachteile für den Betrieb seines Unternehmens noch Schäden für die Befrachter oder Empfänger anderer Sendungen mit sich zu bringen droht. Er kann vom Befrachter Ersatz seiner durch die Ausführung der Weisung entstehenden Aufwendungen sowie eine angemessene Vergütung verlangen; der Verfrachter kann die Befolgung der Weisung von einem Vorschuss abhängig machen.

(2) Das Verfügungsrecht des Befrachters erlischt nach Ankunft des Gutes am Löschplatz. Von diesem Zeitpunkt an steht das Verfügungsrecht nach Absatz 1 dem Empfänger zu. Macht der Empfänger von diesem Recht Gebrauch, so hat er dem Verfrachter die dadurch entstehenden Aufwendungen zu ersetzen sowie eine angemessene Vergütung zu zahlen; der Verfrachter kann die Befolgung der Weisung von einem Vorschuss abhängig machen.

(3) Ist ein Seefrachtbrief ausgestellt worden, so kann der Befrachter sein Verfügungsrecht nur gegen Vorlage der für ihn bestimmten Ausfertigung des Seefrachtbriefs ausüben, sofern dies darin vorgeschrieben ist.

(4) Beabsichtigt der Verfrachter, eine ihm erteilte Weisung nicht zu befolgen, so hat er denjenigen, der die Weisung gegeben hat, unverzüglich zu benachrichtigen.

(5) Ist die Ausübung des Verfügungsrechts von der Vorlage eines Seefrachtbriefs abhängig gemacht worden und führt der Verfrachter eine Weisung aus, ohne sich die Ausfertigung des Seefrachtbriefs vorlegen zu lassen, so haftet er dem Berechtigten für den daraus entstehenden Schaden. Die Haftung ist auf den Betrag begrenzt, der bei Verlust des Gutes zu zahlen wäre. Eine Vereinbarung, durch die die Haftung erweitert oder weiter verringert wird, ist nur wirksam, wenn sie im Einzelnen ausgehandelt wird, auch wenn sie für eine Mehrzahl von gleichartigen Verträgen zwischen denselben Vertragsparteien getroffen wird.

Handelsgesetzbuch - HGB | § 419 Beförderungs- und Ablieferungshindernisse

(1) Wird nach Übernahme des Gutes erkennbar, dass die Beförderung oder Ablieferung nicht vertragsgemäß durchgeführt werden kann, so hat der Frachtführer Weisungen des nach § 418 oder § 446 Verfügungsberechtigten einzuholen. Ist der Empfänger verfügungsberechtigt und ist er nicht zu ermitteln oder verweigert er die Annahme des Gutes, so ist, wenn ein Ladeschein nicht ausgestellt ist, Verfügungsberechtigter nach Satz 1 der Absender; ist die Ausübung des Verfügungsrechts von der Vorlage eines Frachtbriefs abhängig gemacht worden, so bedarf es in diesem Fall der Vorlage des Frachtbriefs nicht. Der Frachtführer ist, wenn ihm Weisungen erteilt worden sind und das Hindernis nicht seinem Risikobereich zuzurechnen ist, berechtigt, Ansprüche nach § 418 Abs. 1 Satz 4 geltend zu machen.

(2) Tritt das Beförderungs- oder Ablieferungshindernis ein, nachdem der Empfänger auf Grund seiner Verfügungsbefugnis nach § 418 die Weisung erteilt hat, das Gut an einen Dritten abzuliefern, so nimmt bei der Anwendung des Absatzes 1 der Empfänger die Stelle des Absenders und der Dritte die des Empfängers ein.

(3) Kann der Frachtführer Weisungen, die er nach § 418 Abs. 1 Satz 3 befolgen müßte, innerhalb angemessener Zeit nicht erlangen, so hat er die Maßnahmen zu ergreifen, die im Interesse des Verfügungsberechtigten die besten zu sein scheinen. Er kann etwa das Gut entladen und verwahren, für Rechnung des nach § 418 oder § 446 Verfügungsberechtigten einem Dritten zur Verwahrung anvertrauen oder zurückbefördern; vertraut der Frachtführer das Gut einem Dritten an, so haftet er nur für die sorgfältige Auswahl des Dritten. Der Frachtführer kann das Gut auch gemäß § 373 Abs. 2 bis 4 verkaufen lassen, wenn es sich um verderbliche Ware handelt oder der Zustand des Gutes eine solche Maßnahme rechtfertigt oder wenn die andernfalls entstehenden Kosten in keinem angemessenen Verhältnis zum Wert des Gutes stehen. Unverwertbares Gut darf der Frachtführer vernichten. Nach dem Entladen des Gutes gilt die Beförderung als beendet.

(4) Der Frachtführer hat wegen der nach Absatz 3 ergriffenen Maßnahmen Anspruch auf Ersatz der erforderlichen Aufwendungen und auf angemessene Vergütung, es sei denn, daß das Hindernis seinem Risikobereich zuzurechnen ist.

Bürgerliches Gesetzbuch - BGB | § 683 Ersatz von Aufwendungen

Entspricht die Übernahme der Geschäftsführung dem Interesse und dem wirklichen oder dem mutmaßlichen Willen des Geschäftsherrn, so kann der Geschäftsführer wie ein Beauftragter Ersatz seiner Aufwendungen verlangen. In den Fällen des § 679 steht dieser Anspruch dem Geschäftsführer zu, auch wenn die Übernahme der Geschäftsführung mit dem Willen des Geschäftsherrn in Widerspruch steht.

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.

Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen - GWB | § 19 Verbotenes Verhalten von marktbeherrschenden Unternehmen

(1) Der Missbrauch einer marktbeherrschenden Stellung durch ein oder mehrere Unternehmen ist verboten.

(2) Ein Missbrauch liegt insbesondere vor, wenn ein marktbeherrschendes Unternehmen als Anbieter oder Nachfrager einer bestimmten Art von Waren oder gewerblichen Leistungen

1.: ein anderes Unternehmen unmittelbar oder mittelbar unbillig behindert oder ohne sachlich gerechtfertigten Grund unmittelbar oder mittelbar anders behandelt als gleichartige Unternehmen;
2.: Entgelte oder sonstige Geschäftsbedingungen 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 mit wirksamem Wettbewerb zu berücksichtigen;
3.: ungünstigere Entgelte oder sonstige Geschäftsbedingungen fordert, als sie das marktbeherrschende Unternehmen selbst auf vergleichbaren Märkten von gleichartigen Abnehmern fordert, es sei denn, dass der Unterschied sachlich gerechtfertigt ist;
4.: sich weigert, ein anderes Unternehmen gegen angemessenes Entgelt mit einer solchen Ware oder gewerblichen Leistung zu beliefern, insbesondere ihm Zugang zu Daten, zu Netzen oder anderen Infrastruktureinrichtungen zu gewähren, und die Belieferung oder die Gewährung des Zugangs objektiv notwendig ist, um auf einem vor- oder nachgelagerten Markt tätig zu sein und die Weigerung den wirksamen Wettbewerb auf diesem Markt auszuschalten droht, es sei denn, die Weigerung ist sachlich gerechtfertigt;
5.: andere Unternehmen dazu auffordert, ihm ohne sachlich gerechtfertigten Grund Vorteile zu gewähren; hierbei ist insbesondere zu berücksichtigen, ob die Aufforderung für das andere Unternehmen nachvollziehbar begründet ist und ob der geforderte Vorteil in einem angemessenen Verhältnis zum Grund der Forderung steht.

(3) Absatz 1 in Verbindung mit Absatz 2 Nummer 1 und Nummer 5 gilt auch für Vereinigungen von miteinander im Wettbewerb stehenden Unternehmen im Sinne der §§ 2, 3 und 28 Absatz 1, § 30 Absatz 2a, 2b und § 31 Absatz 1 Nummer 1, 2 und 4. Absatz 1 in Verbindung mit Absatz 2 Nummer 1 gilt auch für Unternehmen, die Preise nach § 28 Absatz 2 oder § 30 Absatz 1 Satz 1 oder § 31 Absatz 1 Nummer 3 binden.

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.

Baugesetzbuch - BBauG | § 95 Entschädigung für den Rechtsverlust

(1) Die Entschädigung für den durch die Enteignung eintretenden Rechtsverlust bemisst sich nach dem Verkehrswert (§ 194) des zu enteignenden Grundstücks oder sonstigen Gegenstands der Enteignung. Maßgebend ist der Verkehrswert in dem Zeitpunkt, in dem die Enteignungsbehörde über den Enteignungsantrag entscheidet.

(2) Bei der Festsetzung der Entschädigung bleiben unberücksichtigt

1.: Wertsteigerungen eines Grundstücks, die in der Aussicht auf eine Änderung der zulässigen Nutzung eingetreten sind, wenn die Änderung nicht in absehbarer Zeit zu erwarten ist;
2.: Wertänderungen, die infolge der bevorstehenden Enteignung eingetreten sind;
3.: Werterhöhungen, die nach dem Zeitpunkt eingetreten sind, in dem der Eigentümer zur Vermeidung der Enteignung ein Kauf- oder Tauschangebot des Antragstellers mit angemessenen Bedingungen (§ 87 Absatz 2 Satz 1 und § 88) hätte annehmen können, es sei denn, dass der Eigentümer Kapital oder Arbeit für sie aufgewendet hat;
4.: wertsteigernde Veränderungen, die während einer Veränderungssperre ohne Genehmigung der Baugenehmigungsbehörde vorgenommen worden sind;
5.: wertsteigernde Veränderungen, die nach Einleitung des Enteignungsverfahrens ohne behördliche Anordnung oder Zustimmung der Enteignungsbehörde vorgenommen worden sind;
6.: Vereinbarungen, soweit sie von üblichen Vereinbarungen auffällig abweichen und Tatsachen die Annahme rechtfertigen, dass sie getroffen worden sind, um eine höhere Entschädigungsleistung zu erlangen;
7.: Bodenwerte, die nicht zu berücksichtigen wären, wenn der Eigentümer eine Entschädigung in den Fällen der §§ 40 bis 42 geltend machen würde.

(3) Für bauliche Anlagen, deren Rückbau jederzeit auf Grund öffentlich-rechtlicher Vorschriften entschädigungslos gefordert werden kann, ist eine Entschädigung nur zu gewähren, wenn es aus Gründen der Billigkeit geboten ist. Kann der Rückbau entschädigungslos erst nach Ablauf einer Frist gefordert werden, so ist die Entschädigung nach dem Verhältnis der restlichen zu der gesamten Frist zu bemessen.

(4) Wird der Wert des Eigentums an dem Grundstück durch Rechte Dritter gemindert, die an dem Grundstück aufrechterhalten, an einem anderen Grundstück neu begründet oder gesondert entschädigt werden, so ist dies bei der Festsetzung der Entschädigung für den Rechtsverlust zu berücksichtigen.

Baugesetzbuch - BBauG | § 194 Verkehrswert

Der Verkehrswert (Marktwert) wird durch den Preis bestimmt, der in dem Zeitpunkt, auf den sich die Ermittlung bezieht, im gewöhnlichen Geschäftsverkehr nach den rechtlichen Gegebenheiten und tatsächlichen Eigenschaften, der sonstigen Beschaffenheit und der Lage des Grundstücks oder des sonstigen Gegenstands der Wertermittlung ohne Rücksicht auf ungewöhnliche oder persönliche Verhältnisse zu erzielen wäre.

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.

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.

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.

Justizvergütungs- und -entschädigungsgesetz - JVEG | § 12 Ersatz für besondere Aufwendungen

(1) Soweit in diesem Gesetz nichts anderes bestimmt ist, sind mit der Vergütung nach den §§ 9 bis 11 auch die üblichen Gemeinkosten sowie der mit der Erstattung des Gutachtens oder der Übersetzung üblicherweise verbundene Aufwand abgegolten. Es werden jedoch gesondert ersetzt

1.: die für die Vorbereitung und Erstattung des Gutachtens oder der Übersetzung aufgewendeten notwendigen besonderen Kosten, einschließlich der insoweit notwendigen Aufwendungen für Hilfskräfte, sowie die für eine Untersuchung verbrauchten Stoffe und Werkzeuge;
2.: für jedes zur Vorbereitung und Erstattung des Gutachtens erforderliche Foto 2 Euro und, wenn die Fotos nicht Teil des schriftlichen Gutachtens sind (§ 7 Absatz 2), 0,50 Euro für den zweiten und jeden weiteren Abzug oder Ausdruck eines Fotos;
3.: für die Erstellung des schriftlichen Gutachtens je angefangene 1 000 Anschläge 0,90 Euro, in Angelegenheiten, in denen der Sachverständige ein Honorar nach der Anlage 1 Teil 2 oder der Anlage 2 erhält, 1,50 Euro; ist die Zahl der Anschläge nicht bekannt, ist diese zu schätzen;
4.: die auf die Vergütung entfallende Umsatzsteuer, sofern diese nicht nach § 19 Abs. 1 des Umsatzsteuergesetzes unerhoben bleibt;
5.: die Aufwendungen für Post- und Telekommunikationsdienstleistungen; Sachverständige und Übersetzer können anstelle der tatsächlichen Aufwendungen eine Pauschale in Höhe von 20 Prozent des Honorars fordern, höchstens jedoch 15 Euro.

(2) Ein auf die Hilfskräfte (Absatz 1 Satz 2 Nr. 1) entfallender Teil der Gemeinkosten wird durch einen Zuschlag von 15 Prozent auf den Betrag abgegolten, der als notwendige Aufwendung für die Hilfskräfte zu ersetzen ist, es sei denn, die Hinzuziehung der Hilfskräfte hat keine oder nur unwesentlich erhöhte Gemeinkosten veranlasst.

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 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.

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.

Bürgerliches Gesetzbuch - BGB | § 670 Ersatz von Aufwendungen

Macht der Beauftragte zum Zwecke der Ausführung des Auftrags Aufwendungen, die er den Umständen nach für erforderlich halten darf, so ist der Auftraggeber zum Ersatz verpflichtet.

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 | § 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.