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

Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.

Gründe

Die Betroffene ist künftige Betreiberin des Gemeinschaftskraftwerks C., das im 1. Halbjahr 2015 den Regelbetrieb aufnehmen soll.

Das Kraftwerk ist ein modernes Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerk mit einer elektri- schen Nettoleistung von x MW. Als Mittellastkraftwerk dient es dazu, kurzzeitige Las- terhöhungen abzufedern und den Energiebedarf abzudecken, der über die Grundlast hinausgeht. Rund x % der Nettoleistung (x MW) wird bei Bedarf für Bahnstrom ver- wandt. Das Gas für das Kraftwerk wird über den Großhandelsmarkt beschafft. Das Kraftwerk weist hohe Laständerungsraten auf und ist deshalb für Redispatch- Maßnahmen besonders gut geeignet. Das Kraftwerk soll den Strom mit einer 110 KV-Freileitung über das Umspannwerk „x“ in das Netz einspeisen. Der Netzknoten liegt in einem Netzabschnitt des Übertragungsnetzes, in dem im Jahr 2011 etwa 400 Redispatch-Maßnahmen erfolgt waren. Die Betroffene geht davon aus, dass sie auf- grund des geplanten Offshore-Ausbaus in der Nordsee künftig vermehrt für Redis- patch-Einsätze in Anspruch genommen werden wird. Sie hat mit dem für sie zustän- digen Übertragungsnetzbetreiber bislang keine Verträge über Redispatch- Maßnahmen geschlossen.

Mit der Festlegung vom 30.10.2012, BK6-11-098 („BK6-Festlegung“) hat die Bun- desnetzagentur Vorgaben „wegen der Standardisierung vertraglicher Rahmenbedin-

gungen für Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber in die Fahrweise von Erzeugungsanlagen“ gemacht und geregelt, wie Redispatch-Maßnahmen durch- zuführen, in welcher Reihenfolge Kraftwerke zu Redispatch-Einsätzen heranzuzie- hen sind („Merit Order“) und wie der Datenaustausch zu erfolgen hat.

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

„…Der u. a. in der Stellungnahme von EnBW, E.ON und des VGB geforderten Zuläs- sigkeit 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 zuge- lassen wird. Denn es besteht die Gefahr, dass die Aktualisierung der Einspeisezeit- reihe 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 Wirkleistungser- zeugung von Minimal- auf Maximalleistung hochgefahren wurde, das Leistungsin- krement vom Betreiber als marktgetriebene Stromproduktion umdeklariert und zur Erhaltung des energetischen Gleichgewichtes seines Bilanzkreises die Leistung ei- nes anderen Kraftwerks in gleicher Höhe reduziert würde. Liegt das eingesenkte Kraftwerk auf der gleichen Seite des Engpasses, würde die Maßnahme zur Wirkleis- tungsanpassung in ihrer Wirkung reduziert oder sogar aufgehoben. Das durch die Maßnahme angestrebte Ziel würde dadurch konterkariert…“

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 Wirkleistungseinspei- sung“ erlassen.

Hintergrund der beiden Festlegungen ist die Zunahme sog. Redispatch-Maßnahmen,

u. a. weil im März 2011 acht Kernkraftwerken außer Betrieb genommen worden wa- ren 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 Überlas- tung eines Netzelementes dadurch entgegengewirkt, dass ein Kraftwerk auf der Sei- te 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 spannungsbe- dingten 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 Ver- gangenheit erfolgten Redispatch-Maßnahmen nur aufgrund freiwilliger Vereinbarun- gen zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Kraftwerksbetreibern.

Tenorziffer 1 der streitgegenständlichen Vergütungs-Festlegung bestimmt, dass Be- treiber von Anlagen zur Speicherung oder zur Erzeugung von elektrischer Energie bei Verträgen über Redispatch-Maßnahmen nach Maßgabe der BK6-Festlegung ei- ne 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 tatsäch- lich verursachten, zusätzlich entstehenden Aufwendungen zu vergüten haben (Auf- wandsersatz). 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 Vor- jahres 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 Kalender- monat vor dem Einsatzzeitpunkt im Normalbetrieb eingespeist hat. Der Preis wird mit der Redispatch-bedingten Einspeisemenge multipliziert. Im Falle des Herunterfah- rens der Anlage ist als zu erstattende Grenzkosten-Ersparnis ebenfalls auf den ent- sprechenden Stunden-EPEX-Spot-Preis abzustellen. In Zusammenhang mit dem Redispatch stehende An- oder Abfahrkosten einer Erzeugungsanlage werden erstat- tet. Sollte eine Anlage im Kalendermonat vor der Redispatch-Maßnahme nicht im Normalbetrieb eingespeist haben, wird die angemessene Vergütung anhand ver- gleichbarer Erzeugungsanlagedaten der letzten zwölf Vormonate berechnet.

Es sei im Sinne einer einfachen und handhabbaren Regelung sachgerecht, für Baga- telleinsätze sich an Börsenpreisen zu orientieren. Die Bundesnetzagentur verweist in der Begründung der Festlegung darauf, dass eine Erzeugungsanlage im Normalbe- trieb nur dann Energie an der Börse anbieten werde, wenn mindestens die Grenz- kosten gedeckt seien. Als „Normalbetrieb“ seien solche Zeiten nicht zu berücksichti- gen, 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 Er- zeugungsanlage nur dann einspeise, wenn deren Grenzkosten unter dem Börsen- preis lägen. So dürften etwa marktbeherrschende Erzeugungsunternehmen nur ei- nen „im Geld befindlichen“ Kraftwerkseinsatz planen. Überschreitet das Einspeisevo- lumen die Bagatellgrenze, soll nur für den oberhalb der Bagatellgrenze liegenden Anteil eine individuelle Erstattung möglich sein.

Tenorziffer 4 normiert, dass der Übertragungsnetzbetreiber in „begründeten Aus- nahmefällen“ dem Anlagenbetreiber anstelle der Bagatellvergütung einen individuel- len Aufwandsersatz gewähren könne und die Beschlusskammer unverzüglich zu in- formieren habe. Den Anlagenbetreiber wählen zu lassen, ob er pauschal oder indivi- duell abrechnen möchte, widerspreche dem Vereinfachungsgedanken der Bagatell- regelung. Anhand der Ausnahmeregelung könne etwa abgerechnet werden, wenn ein Pumpspeicherkraftwerk oder Wasserkraftwerk eine Redispatch-Leistung erbrin- ge, belastbare Daten des letzten Kalendermonats nicht vorlägen, der Übertragungs-

netzbetreiber die Grenzkosten nicht schätzen könne oder die Bagatellregelung er- kennbar zu unplausiblen Ergebnissen führe.

Tenorziffer 5 sieht ein Leistungsentgelt vor, wenn Redispatch-Maßnahmen einer Er- zeugungsanlage mehr als 10% der Einspeisemengen des Vorjahres betragen. In diesen Fällen könne der Übertragungsnetzbetreiber in Abstimmung mit der Be- schlusskammer 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 (Spannungshal- tung).

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

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 norma- len 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 Vergü- tung anhand der entstehenden Aufwendungen zu berechnen sei. Da bei Redispatch- Maßnahmen, anders als etwa bei der Regelenergie, kein funktionierender Markt exis- tiere und durch den Redispatch-Eingriff keinesfalls zusätzliche Gewinne erwirtschaf- tet werden dürften, sei nur ein Aufwandsersatz zu gewähren. Andernfalls drohten systemdestabilisierende Anreize, etwa durch einen gezielt leitungsbelastenden

Kraftwerkseinsatz, und Wettbewerbsverzerrungen, wenn durch Netzengpässe Ge- winne erzielt werden könnten. Es sollten daher nur die zusätzlichen Aufwendungen eines Redispatch-Einsatzes erstattet werden, nicht hingegen Marktprämien, Oppor- tunitäten oder Gewinnzuschläge. Es seien im Übrigen die Angemessenheitsrestrikti- onen der Netzentgeltbetrachtung und die Kalkulationsmaßstäbe der StromNEV her- anzuziehen, die für eine angemessene Vergütung auch auf eine Erstattung der Auf- wendungen 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, einsatzabhän- gige Instandhaltungen, einen erhöhten Wartungsaufwand und für verkürzte Revisi- onszyklen ersatzfähig. Die Verschiebung einer Revision beruhe im Regelfall hinge- gen nicht auf einem nur kurzfristig auftretenden und wenige Stunden andauernden Redispatch-Einsatz. Die Aufwendungen seien anhand eines „belastbaren Nachwei- ses“ auf der Basis der Anschaffungswerte aus der Finanzbuchhaltung des letzten Quartals zu ermitteln. Eine Abrechnung anhand von Großhandelspreisen der Roh- stoffbörsen 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 ver- güten.

Nicht berücksichtigungsfähig seien hingegen Fixkosten, weil Redispatch diese Kos- ten nicht beeinflusse. Erst wenn der strombedingte Redispatch keinen Ausnahmefall mehr darstelle, könnten Leistungspreisbestandteile anteilig vergütet werden. Ein der- art erheblicher Einsatz, bei dem Redispatch zum üblichen Betrieb einer Erzeugungs- anlage 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 fehlen-

de Möglichkeit, am Intraday-Markt teilzunehmen, seien ebenfalls nicht vergütungsfä- hig. Im Redispatch-Fall könnten die Anlagenbetreiber nicht frei agieren, sondern müssten sich Netzrestriktionen stellen. Der Intraday-Markt sei lediglich ein Optimie- rungsmarkt, bei dem überflüssiger Strom gehandelt und kurzfristig Abweichungen von Verbrauchsprognosen ausgeglichen und so Kosten für Ausgleichs- und Regel- energie reduziert werden sollten, wenn der Übertragungsnetzbetreiber diesem nicht widerspreche. Außerdem seien besondere Abstimmungs- oder zumindest Meldepro- zesse gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern zu beachten. Darüber hinaus sei nicht dargelegt worden, ob, auf welche Weise und in welcher Höhe Flexibilitätsein- bußen berechnet werden könnten.

Diese Grundsätze sollen im Falle der Absenkung einer Einspeisung sinngemäß gel- ten, so dass die durch das Absenken ersparten Aufwendungen dem Übertragungs- netzbetreiber zu erstatten seien.

Die Bundesnetzagentur geht davon aus, dass die Vergütungsregelung auch Strom- speicher-Betreiber verpflichte. Die Behörde unterscheidet die Eingriffsbetriebszu- stände

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 angefal- lene 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 Übertra- gungsnetzbetreiber 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 Einspei-

seleistung und sei entsprechend abzurechnen. Hingegen finde die Festlegung keine Anwendung auf die Reduzierung der Abnahmelast, weil dies der Möglichkeit zur Ab- schaltung von Lasten entspreche und die Vergütung abschaltbarer Lasten nicht Ge- genstand der Festlegung sei.

Das Bundeskartellamt hat in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur ein Kartellver- waltungsverfahren nach Art. 101 AEUV, § 32 GWB gegen die F. GmbH, die H. GmbH und den Übertragungsnetzbetreiber X. wegen zweier Verträge, die auf Tenor- ziffer 5 der Festlegung gestützt worden waren („J.-Verträge“), eingeleitet. Der Übertragungsnetzbetreiber hatte mit den beiden Unternehmen am 26.04.2013 je- weils Verträge mit einer Laufzeit vom 01.04.2013 bis zum 31.03.2016 geschlossen, in denen das Leistungsentgelt nach Tenorziffer 5 der Festlegung konkretisiert wor- den war. Das Bundeskartellamt beanstandet die Ausgestaltung der Verträge, weil sich das Leistungsentgelt nach dem Anteil der Redispatch-Erzeugung an der Ge- samterzeugung bemesse. Die Fixkosten sollen nach den Verträgen pauschaliert in Anlehnung an die StromNEV abgerechnet werden. Darüber hinaus wird ein Arbeits- preis 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 „re- gulären Markt“ eingesetzt werden.

Die Betroffene wendet sich gegen die Festlegung.

Die Bundesnetzagentur habe ihr Aufgreifermessen fehlerhaft ausgeübt, weil sie die durch Countertrading entstandenen Kosten berücksichtigt habe, obwohl Countertra- ding und Redispatch zwei verschiedene Maßnahmen seien.

Die Festlegung überschreite die Grenzen der Ermächtigung in § 13 Abs. 1a EnWG, weil sie nicht nur Vergütungskriterien bestimme, sondern eine vollständige Berech- nungsformel vorgebe. Kriterien zu normieren, wäre ausreichend gewesen, weil auf- tretenden strukturellen Störungen der Vertragsparität mit zivilrechtlichen General- klauseln (z.B. §§ 138, 242 BGB) hätte begegnet werden können.

„Angemessene Vergütung“ i.S.d. § 13 Abs. 1a EnWG sei mehr als bloßer Aufwen- dungsersatz. Hierfür sprächen Wortlaut, Gesetzeshistorie, Systematik sowie Sinn und Zweck. Eine marktbezogene Maßnahme wie das Redispatch sei marktbezogen zu vergüten. Eine angemessene Vergütung enthalte auch einen Gewinn (vgl. auch

§ 7 StromNEV - kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung). Redispatch-Betroffene er- brächten ein Sonderopfer gegenüber anderen Stromerzeugern, etwa wenn in Fällen eines Netzengpasses nach § 11 Abs. 1 EEG 2012 bzw. § 4 Abs. 1 S. 2 KWKG in die Fahrweise eingegriffen werde, die Betreiber in den dort genannten Fällen 95% der entgangenen Einnahmen und sogar 100% erhielten, wenn die entgangenen Einnah- men mehr als 1% der Einnahmen eines Jahres ausmachten (vgl. § 12 EEG 2012). Auch die Beschaffung von Regelenergie, die ebenfalls netzstützende Wirkung habe, werde ausgeschrieben und marktgerecht vergütet. Auch für ab- und zuschaltbare Lasten werde ein Entgelt gewährt (§ 18 Abs. 1 AbLaV).

Zu Unrecht berücksichtige die Vergütungsberechnung nicht verschiedene Erlöse und Kosten:

47
Kosten für Wärmeersatzbeschaffung bei KWK-Anlagen

Da KWK-Anlagen Wärme deutlich kostengünstiger als Heizkessel-Anlagen produzierten, entstünden erhöhte, bis zum Faktor x höhere Kosten, wenn auf- grund einer Redispatch-Maßnahme Fernwärme nicht verfügbar sei und eine Ersatzanlage die Wärme produzieren müsse.

50
Strombezug von Dritten bei Absenkung auf null - Bahnstrom

Wenn das Kraftwerk aufgrund einer Redispatch-Maßnahme die Leistung auf null reduzieren müsse, müsse der Bahnstrom aus dem Netz der allgemeinen Versorgung bezogen werden, wodurch Mehrkosten entstünden (Netzentgelte, EEG-Umlage u. ä.).

53
Zinsnachteil aus der zeitverzögerten Auszahlung von KWK-Zulagen nach Ein- speiseabsenkung

Es entstehe ein Barwertverlust, weil bei der Absenkung einer Anlage aufgrund einer Redispatch-Maßnahme keine KWK-Zulage gezahlt werde. Dieser ent-

gangene KWK-Anteil der Gesamt-Anlagen-KWK-Zulage werde dann erst zeit- verzögert genutzt und damit erst später gewährt.

57
Entgangene Erlöse aus vermiedenen Netzentgelte

Auch die teils ganz erheblichen entgangenen Erlöse aus vermiedenen Netz- entgelten seien zu ersetzen. Werde aufgrund einer Redispatch-Maßnahme ein durchgängiges Leistungsband der Netzeinspeisung unterbrochen, entstehe eine Bezugsspitze aus der vorgelagerten Netzebene. Die maximale Bezugs- last im Jahreszeitraum entspreche nun der höheren Bezugslast während der Redispatch-Maßnahme, so dass sich dadurch die Erlöse aus vermiedenen Netzentgelten, die am Jahresende berechnet würden, erheblich reduzieren könnten (vgl. § 18 Abs. 2 S. 2 und 4 StromNEV). So könne die Reduzierung der Einspeiseleistung der Anlage um 100 MW für eine Stunde im Kalenderjahr (bei hoher Netzlast) zu einer Erlöseinbuße von etwa x € führen, die Festle- gung gewähre aber nur eine Kompensation von x € (Berechnung Bl. 86 GA).

60
Gemeinkosten – Dienstleistungen

Außerdem müssten Gemeinkosten berücksichtigt werden, die in Zusammen- hang mit der Redispatch-Maßnahme stünden, wie Personalkosten für die Ein- richtung einer Rund-um-die-Uhr-Kontaktstelle oder die Kosten für die Anpas- sung der IT-Struktur.

63
Take-or-pay-Verträge

Außerdem fielen Brennstoffkosten teilweise unabhängig von der vereinbarten Menge an (Take-or-Pay-Brennstoff-Lieferverträge). Werde in diesen Fällen die Erzeugung abgesenkt, würden keine Kosten erspart, sondern die nicht ver- wandte Brennstoffmenge müsse zu einem späteren Zeitpunkt für geringere Er- löse zur Stromerzeugung eingesetzt werden oder könne überhaupt nicht ge- nutzt werden. Müsse die Erzeugungsleistung aufgrund einer Redispatch- Maßnahme erhöht werden, stünde der zusätzliche verbrauchte Brennstoff zu einem späteren Zeitpunkt nicht für die Erwirtschaftung höherer Erlöse zur Ver- fügung.

66
Verschiebung von Revisionen

Da Revisionen externe Firmen durchführten, seien die Arbeiten zeitlich nicht beliebig disponibel. Es könne daher sein, dass eine Anlage bis zu einem Re- visionstermin nur eingeschränkt oder gar nicht betrieben werden könne.

69
Intraday-Handel

Es seien ferner Opportunitätskosten sowie Flexibilitätseinbußen, insbesondere entgangenen Gewinnchancen am Intraday-Markt, zu berücksichtigen. Der In- traday-Handel sei kein bloßer Optimierungsmarkt, sondern inzwischen we- sentlicher, immer wichtiger werdender Bestandteil des Strommarktes. Die ent- gangenen Gewinnmöglichkeiten seien auch bezifferbar. So hätten sich etwa die Erlöse beispielhaft für ein Kraftwerk mit Grenzkosten von x €/MWh und un- ter Berücksichtigung der Intraday-Preise für die Woche vom x um x % erhöht (Schriftsatz vom 23.12.2014, S. 5 ff.).

Die Bagatellregelung nach Tenorziffer 3 der Festlegung sei rechtswidrig und verein- fache nicht. Es sei ein unverhältnismäßiger Aufwand, bei Überschreiten der Baga- tellgrenze die Vergütung zweigeteilt abzurechnen (bis 0,9 % nach Bagatellregelung, ab dann individuell). Ob die 0,9%-Schwelle überschritten werde, stehe auch erst am Ende eines Kalenderjahres fest. Dann könnten aber auch die Grenzkosten für das abgelaufene Jahr berechnet werden und individuell abgerechnet werden. Die Infor- mationspflichten nach Tenorziffer 7 b) seien insoweit unverhältnismäßig. Der Begriff

„Normalbetrieb“ sei nicht definiert und unklar. Regelmäßig würden freie Leistungs- scheiben von Kraftwerken als Regelenergie vermarktet werden, so dass der „Normal- fall“ nur selten gegeben sei. Anlagenbetreiber planten die Stromerzeugung auf der Basis von Prognosen für den EPEX-Spotmarkt, die jedoch fehlerhaft sein und „Aus- reißer“ nicht prognostiziert werden könnten. Käme es entgegen der Planung etwa zu negativen Strompreisen, würden auf dieser Basis dann die Grenzkosten fehlerhaft berechnet werden. Es sei auch nicht sachgerecht, auf den niedrigsten Preis des Vormonats abzustellen, weil die Grenzkosten erheblich schwankten und die Preise für Primärenergie sehr volatil seien. Auch entstünden gegebenenfalls erhöhte Kosten für Gas-Netznutzungsentgelte. So richteten sich die Kosten für die Leistungskompo- nente bei einem Gasbezug nach der Bezugsspitze in einem bestimmten Zeitraum. Bei einer hohen Leistungsabforderung durch Redispatch könne eine neue Gasbe- zugsspitze entstehen, die nicht von der Bagatellregelung erfasst werde.

Tenorziffer 5 S. 2 verstoße gegen den Gleichheitssatz nach Art. 3 Abs. 1 GG, weil Erzeugungsanlagen, die im Vorjahr nicht eingespeist hätten, kein Leistungsentgelt erhielten. Dies benachteilige Anlagen, die wie die der Betroffenen, neu in Betrieb ge- nommen würden. Es sei auch sachgerecht, eine Leistungsvergütung nach der StromNEV unabhängig vom Umfang der Redispatch-Erzeugung zu gewähren, weil nur einsatzbereite und funktionsfähige Kraftwerke zum Redispatch genutzt werden könnten.

Aus den genannten Gründen sei auch eine entsprechende Anwendung (Tenorziffer 6 des Tenors) für spannungsbedingte Anpassungen rechtswidrig. Die in der Begrün- dung der Festlegung erwähnte Haftungsverteilung stehe in keinem Zusammenhang mit der Frage der Vergütung, so dass sie nicht auf § 13 Abs. 1a S. 3 EnWG gestützt werden könne. Es sei fraglich, ob es sich überhaupt um eine Regelung handle. Da- rüber hinaus sei die Bestimmung unverhältnismäßig, weil das Haftungsrisiko der An- lagenbetreiber stark erhöht werde.

Die Betroffene beantragt,

den Beschluss der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012 (BK8-12-019) aufzuheben,

hilfsweise den Beschluss der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012 (BK8-12-019) aufzuheben und die Bundesnetzagentur analog § 113 Abs. 5 S. 2 VwGO zur Neubescheidung unter Beachtung der Rechts- auffassung des Gerichts zu verpflichten.

Die Bundesnetzagentur beantragt,

die Beschwerde zurückzuweisen.

Sie verweist auf die Gründe ihres Beschlusses und erläutert, dass sie ihr Aufgreifer- messen sachgerecht ausgeübt habe. Einige Kraftwerksbetreiber hätten nur unzurei- chend oder gar nicht an Redispatch-Maßnahmen mitwirken oder nur zu unangemes-

senen 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 Kraftwerksbetreiber 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 Festle- gung und die „angemessene Vergütung“ ausgestalte. „Vergütung“ beschreibe eine Gegenleistung in Geld, ohne dass zwingend weitere Kostenbestandteile zu berück- sichtigen seien. § 13 Abs. 1a EnWG sei auch nicht mit Vergütungsvorschriften ande- rer Rechtsbereiche vergleichbar, weil bei einem Redispatch nur geringfügige, notfall- bedingte Anpassungen erfolgten.

§ 13 Abs. 1b S. 1 EnWG und § 6 Abs. 1 ResKV verdeutlichten, dass mit „angemes- sener Vergütung“ „notwendige Auslagen“ im Sinne eines Aufwendungsersatzes zu verstehen und Opportunitäten nicht zu erstatten seien. Dass Redispatch marktbezo- gen sei, bedeute nicht, dass Eingriffe auch marktbezogen zu vergüten seien. Auf- grund 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. Anlagenbe- treiber 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 ein- geschränkt, weil Übertragungsnetzbetreiber kurzfristige Fahrplanänderungen auf- grund der Gefährdungssituation ablehnten. Der wirtschaftliche Erfolg der Vortages- vermarktung komme den Kraftwerksbetreiber hingegen zugute und könne auf Basis eines Day-Ahead-Fahrplans kostenneutral abgewickelt werden. Es bestehe ein An- reiz, die Anlage am Vortag auszulasten und nicht etwa durch eine bewusste Kapazi-

tätszurückhaltung 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, Gewinnzu- schläge oder Schattenpreise einzubeziehen, setze Anreize für einen destabilisieren- den Kraftwerkseinsatz und beeinträchtige so die Systemsicherheit und Planbarkeit. Es sei nicht unangemessen, die Anlagenbetreiber am wirtschaftlichen Erfolg der län- gerfristigen Vermarktung festzuhalten, weil für die Netzstabilität nicht allein die Netz- betreiber verantwortlich seien. Opportunitätskosten und Flexibilitätseinbußen seien nicht bezifferbar. Rechne man auf der Basis von Wiederbeschaffungswerten ab, be- ziehe man fiktive Kostenpositionen ein und berücksichtige nicht langfristige Lieferver- träge, etwa bei Gaskraftwerken, oder die Eigenarten des Betriebs von Braunkohle- kraftwerken, die den Brennstoff nicht am Weltmarkt beschafften. Entgangene Erlöse aus vermiedenen Netzentgelten würden erstattet, wenn sie bei hypothetischer Durch- führung des Day-Ahead-Fahrplans angefallen wären, nicht aber die in Zusammen- hang mit dem Intraday-Handel entgangenen Erlöse.

Anhand der Bagatellregelung könnten die Grenzkosten einfach und sachgerecht er- mittelt werden. Der niedrigste Preis, zu dem die Anlage im abgeschlossenen Kalen- dermonat 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 Baga- tellregelung hinzunehmen. Außerdem könne in Ausnahmefällen, etwa für Pumpspei- cherkraftwerke, 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 Erzeu- gungsanlagen anfielen. Erst wenn Redispatch-Einspeisungen 10% der Gesamtnetz- einspeisung des Vorjahres ausmachten, sei es angemessen, Fixkosten zu berück- sichtigen und ein Leistungsentgelt zu gewähren. Habe eine Anlage im Vorjahr aller- dings nicht eingespeist, fehle ein Bezugspunkt für die Einspeisemenge, so dass in diesen Fällen kein Leistungsentgelt angesetzt werden könne. Ein Leistungsbestim- mungsrecht stehe dem Übertragungsnetzbetreiber nicht zu, weil die Festlegung klare Vorgaben („Überschreiten der 10%-Schwelle“) mache. Der Übertragungsnetzbetrei-

ber 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 Wettbe- werbsverzerrungen führe.

Die in der Festlegung angeordneten Informations- und Vorlagepflichten seien not- wendig, um Redispatch-Maßnahmen abrechnen zu können, und von der Ermächti- gung 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 Abnahme- last durch einen Speicher.

Die in der Begründung der Festlegung erwähnte Haftungserleichterung für Übertra- gungsnetzbetreiber sei ohne rechtliche Bedeutung. Die Formulierung erwachse nicht in materieller Bestandskraft.

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

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

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 Kraftwerksbetrei- ber fielen umso höher aus, je weniger eine Anlage auf dem regulären Erzeugungs- markt 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 ange- schlossenen 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 Zahlungsan- spruch generiert werden. Es sei nicht nachvollziehbar, die Zahlungshöhe an den Um- fang der regulären Stromerzeugung zu koppeln, geschweige – wie in den „J.- Verträgen“ – umgekehrt proportional. Die Anwendung der StromNEV dürfe nicht da- zu führen, dass im Ergebnis eine Abrechnung über Tenorziffer 5 der Festlegung ge- genüber 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 Redis- patch eingesetzt werde.

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

Die Beteiligte zu 2 weist darauf hin, dass die Festlegung bereits deswegen aufzuhe- ben sei, weil die BK6-Festlegung rechtswidrig sei und die hier streitgegenständliche Festlegung darauf aufbaue. „Angemessene Vergütung“ bedeute ein Entgelt (§ 19 Abs. 4 Nr. 4 GWB a.F., § 19 Abs. 2 Nr. 4 GWB n.F.). Es sei auf ein Vergleichsmarkt- konzept auf der Basis eines Wettbewerbsmarktes abzustellen. Es seien auch Oppor- tunitäten, Fixkosten anteilig zu vergüten und Erlöse aus vermiedenen Netzentgelten zu berücksichtigen. Die Opportunitätskosten seien auch bezifferbar. Die Bagatellre- gelung sei rechtswidrig und es sei unangemessen, die Vergütung anhand der Grenz- kosten zu berechnen. Im Übrigen gestehe die Festlegung einem Übertragungsnetz- betreiber zu Unrecht ein Entgeltbestimmungsrecht zu, ob die Ausnahmeregelung angewandt werde. Hinsichtlich des Leistungsentgeltes seien die Kriterien nicht fest- gelegt und lägen unzulässigerweise im Ermessen des Übertragungsnetzbetreibers. Auch soweit in der Begründung der Festlegung auf die Haftung der der Übertra- gungsnetzbetreiber eingegangen werde, fehle es an einer Ermächtigung.

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

B.

Die zulässige Beschwerde ist begründet. Die Festlegung ist rechtswidrig und die Be- troffene dadurch in ihren Rechten verletzt.

I.

Die form- und fristgerecht eingelegte Beschwerde ist zulässig, insbesondere ist sie als Anfechtungsbeschwerde statthaft (§§ 75 Abs. 1, 78 Abs. 1, 3, 83 Abs. 2 S. 1 EnWG).

100

Als Adressatin der Festlegung ist die Betroffene auch beschwerdebefugt. Darüber hinaus hat sie dargelegt, dass durch die in der Festlegung bestimmten Vergütungs- regeln die Gefahr einer Kostenunterdeckung und damit die Möglichkeit einer Beein- trächtigung ihrer Rechte bestehen kann.

II.

101

Die Beschwerde ist 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 auf- zuheben.

102

1.103
Aufgreifermessen

104

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

105

Angesichts des Atomausstiegs und der damit verbundenen Abschaltungen mehrerer Kernkraftwerke sowie des stark gewachsenen Ausbaus von Photovoltaik- und Wind- energieanlagen haben die Zahl der Störungen und Engpässe im Stromnetz und da- mit 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 Redis- patch hätten verpflichtet werden können (Bl. 13 VV). Die Behörde hatte darauf hin- gewiesen, dass Kraftwerksbetreiber Redispatch-Verträge einseitig hätten kündigen, sich andererseits aber auch kein Markt für Redispatch-Maßnahmen habe bilden kön- nen, 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 „drin- gend geboten“ gesetzliche Vorgaben zu schaffen, damit die Übertragungsnetzbetrei- ber Redispatch-Maßnahmen durchsetzen könnten (Bl. 14 f. VV: „Redispatch und Redispatch-Kosten werden mehr und mehr zum Ärgernis.“).

106

Auch Übertragungsnetzbetreiber haben dargestellt, dass sich Kraftwerksbetreiber inzwischen weigerten, in dem – nach Ansicht der Übertragungsnetzbetreiber - erfor- derlichen Umfang an Redispatch-Maßnahmen mitzuwirken und Redispatch-Verträge abzuschließen. Die vier Übertragungsnetzbetreiber hatten etwa im April 2011 erläu- tert, 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 re- geln (Bl. 360 VV). A. GmbH hatte im Verwaltungsverfahren darauf hingewiesen, dass Kraftwerksbetreiber versucht sein könnten, an sich für Redispatch technisch verfüg- bare Leistung „nach unten“ als auch nach „nach oben“ zu „optimieren“, um sich so Redispatch-Maßnahmen zu entziehen, ohne dass dieses für das Redispatch nachtei- lige Verhalten erkennbar oder kurzfristig sanktioniert werden könne (Stellungnahme vom 12.9.2011, Bl. 84 VV). Auch der Gesetzentwurf hatte diese Problematik gese- hen und auf die fehlende Möglichkeit hingewiesen, Kraftwerksbetreiber zu Redis- patch-Maßnahmen und den Abschluss entsprechender angemessener Vereinbarun- gen zu verpflichten (Gesetzentwurf CDU/CSU und FDP, BT-Drs. 17/6072, S. 71).

107

Es ist daher gut nachvollziehbar, dass die Bundesnetzagentur einheitliche Vorgaben für Redispatch-Maßnahmen und deren Abrechnung regelt. 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 „Leit- fadens zur Findung sachgerechter Vergütungsregelungen zur Einhaltung oder Wie- derherstellung der Systemsicherheit im Übertragungsnetz durch Redispatch- Maßnahmen 2010“ hatte die Bundesnetzagentur deutlich gemacht, dass aufgrund der unterschiedlichen und bundeseinheitlich nicht annähernd vergleichbaren Situati- on Diskriminierungspotenziale und Ineffizienzen bestünden und sich Fragen der Ver- teilungsgerechtigkeit 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).

108

Darüber hinaus bestehen im Strommarkt aufgrund der erheblichen Veränderungen derzeit Unsicherheiten, die wirtschaftlichen Aussichten der Beteiligten für die Zukunft

109

sind teilweise unklar. So wurden zahlreiche Anträge gestellt, Stromerzeugungsanla- gen vom Netz zu nehmen. Die derzeitigen Anstrengungen, den Netzausbau zu be- schleunigen, und die gesetzlichen Anpassungen zur Verbesserung der Systemsi- cherheit machen deutlich, dass das bisherige Stromnetz in Deutschland den sich verändernden Gegebenheiten derzeit nicht mehr voll gerecht wird. Die Einschrän- kungen und damit die Redispatch-Maßnahmen betreffen häufig wiederkehrend die- selben 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 Engpass- situation „bewusst“ auszunutzen (vgl. Festlegung, S. 5).

110

Vor diesem Hintergrund kann dahinstehen, ob die Countertrading-Mengen mit in die Abwägung einzubeziehen waren. Jedenfalls auch ohne Berücksichtigung des Coun- tertradings hat die Bundesnetzagentur ihr Aufgreifermessen anhand nachvollziehba- rer Gründe sachgerecht ausgeübt. Dabei hat sie durch die gewählten Formulierun- gen, die Notwendigkeit konkretisierender Vorgaben „ergibt sich bereits“, „folgt auch aus“ und „ergibt sich nicht zuletzt aus“ (vgl. BK6-Festlegung, S. 29 ff.) deutlich ge- macht, dass jeder Ermessensgrund für sich gesehen den Erlass der Festlegung rechtfertigt. Der Ermessensgrund „Countertrading-Mengen“ war daher für den Erlass der Festlegung nicht kausal.

111

2.112
Anhörung

113

Die Bundesnetzagentur hat bei dem Erlass der Festlegung auch keine Anhörungs- rechte verletzt.

114

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 hin- sichtlich des Konsultationsverfahrens der Beschlussabteilung 6 als auch des im April 2012 eingeleiteten Konsultationsverfahren der Beschlusskammer 8 (vgl. Bl. 207 VV).

115

Wenn auch die Bundesnetzagentur im Wesentlichen bei der ursprünglichen Ausge- staltung 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 Einspeise- zeitpunkt“, Festlegung, S. 3).

116

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.).

117

3.118
Abhängigkeit von BK6-Festlegung

119

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

120

Vielmehr sind beide Festlegungen getrennt voneinander, von verschiedenen Be- schlusskammern, 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).

121

4.122
Tenorziffer 1

123

Tenorziffer 1 der Festlegung ist rechtmäßig.

124

a) Anwendungsbereich

125

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

126

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 Vergü- tung entspricht. § 13 Abs. 1a EnWG verpflichtet Anlagenbetreiber jedoch kraft Ge- setzes 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 BK8-Festlegung gilt sowohl für freiwillige auf vertraglicher Basis als auch nach § 13 Abs. 1 a EnWG kraft gesetz- licher 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 BK8-Festlegung aus- drücklich 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 Ver- gütung von Redispatch-Maßnahmen und spannungsbedingten Eingriffen zu ermögli- chen.

127

Soweit eine vertragliche Vereinbarung zwischen Anlagenbetreiber und Übertra- gungsnetzbetreiber im Energierecht als Voraussetzung erforderlich ist, hat der Ve- rordnungsgeber 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 entspre- chende Redispatch-Maßnahmen zu ergreifen.

128

b) Kriterien

129

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 Er- mächtigungsgrundlage gemäß § 13 Abs. 1a S. 3 EnWG überschritten.

130

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

131

Die Bundesnetzagentur hat hinsichtlich der Vorgaben einen nicht unerheblichen Ent- scheidungsspielraum. Den Regulierungsbehörden steht - wie der Bundesgerichtshof im Rahmen der Überprüfung des Effizienzvergleichs und des Qualitätselements ent- schieden hat – im Rahmen der rechtlichen Vorgaben bei der Auswahl der einzelnen Parameter und Methoden ein Spielraum zu, der in einzelnen Aspekten einem Beur- teilungsspielraum, 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 Re- gulierungsermessen 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, „Stadt- werke Konstanz GmbH“, juris Rn. 26 f. m. w. Nachw.).

132

Der Bundesgerichtshof hat festgestellt, dass sich dies auf die gerichtliche Kontroll- dichte 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 Ent- scheidungsverhalten nicht vollständig determiniert (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 25 m. w. Nachw.). Der genutzte Be- urteilungsspielraum ist daher (nur) darauf zu überprüfen, ob die Behörde die gültigen Verfahrensbestimmungen eingehalten hat, von einem richtigen Verständnis des an- zuwendenden Gesetzesbegriffs ausgegangen ist, den erheblichen Sachverhalt voll- ständig und zutreffend ermittelt und sich bei der eigentlichen Beurteilung an allge- meingültige Wertungsmaßstäbe gehalten, insbesondere das Willkürverbot nicht ver-

133

letzt hat (BGH Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 27). Die Ausübung des eine Abwägung zwischen unterschiedlichen ge- setzlichen Zielvorgaben erfordernden Regulierungsermessens ist vom Gericht zu beanstanden, wenn eine Abwägung überhaupt nicht stattgefunden hat (Abwägungs- ausfall), wenn in die Abwägung nicht an Belangen eingestellt worden ist, was nach Lage der Dinge in sie eingestellt werden musste (Abwägungsdefizit), wenn die Be- deutung der betroffenen Belange verkannt worden ist (Abwägungsfehleinschätzung) oder wenn der Ausgleich zwischen ihnen zur objektiven Gewichtigkeit einzelner Be- lange 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.).

134

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

135

Die Bundesnetzagentur konnte im Grundsatz auch verschiedene Abrechnungsalter- nativen 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

136

„Kriterien“ nahe, dass der Bundesnetzagentur hier hinsichtlich möglicher Abrech- nungsmodi ein Regulierungsermessen zukommen soll.

137

Es überzeugt auch nicht, dass auf eine Vergütungsregelung 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 Versorgungssi-

138

cherheit nahe, Kriterien vorzugeben, um von vornherein etwaigen Diskriminierungs- oder Missbrauchsrisiken zu begegnen. Eine gegebenenfalls nur nachträglich greifen- de Rechtskontrolle mit Hilfe zivilrechtlicher Generalklauseln ist weniger effektiv.

139

c) kein Marktmodell

140

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

141

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 da- rauf 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).

142

d) Rückzahlung ersparter Aufwendungen

143

§ 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.

144

Die Ermächtigung in § 13 Abs. 1a S. 3 EnWG, die in Zusammenhang mit einer Re- dispatch-Maßnahme stehenden Vergütungsfragen zu regeln, schließt denklogisch ein, dass auch im Falle des „Herunterfahrens“ des Kraftwerks ersparte Aufwendun- gen 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 um- fasst das Hoch- und Herunterfahren einer Anlage.

145

Die Festlegung regelt Vergütungskriterien für die Abrechnung zwischen Übertra- gungsnetzbetreiber und angewiesenem Kraftwerksbetreiber und greift so in die ver- tragliche, zivilrechtliche Gestaltung ein und regelt hierbei auch die Frage, inwieweit ersparte Aufwendungen als Bereicherung herauszugeben sind. Es wird kein öffent- lich-rechtlicher Erstattungs- oder Rückforderungsanspruch geregelt, so dass die Fra- ge, ob eine gesonderte Ermächtigungsgrundlage für eine Rückzahlungspflicht erfor- derlich ist, dahinstehen kann.

146

5.147
Tenorziffer 2

148

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

149

Die Bundesnetzagentur geht im Grundsatz zutreffend davon aus, dass als angemes- sene Vergütung die durch die Redispatch-Maßnahme verursachten, zusätzlich ent- standenen 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 Ge- winnchancen nicht berücksichtigt. Im Ergebnis führt dies dazu, dass den betroffenen Kraftwerksbetreibern keine „angemessene Vergütung“ mehr gewährt wird. Die Be- troffene und andere Anlagenbetreiber haben hier substantiiert erhebliche Umstände vorgetragen, die zu einer wirtschaftlichen Schlechterstellung des betroffenen Anla- genbetreibers während einer Redispatch-Maßnahme führen können.

150

a) „Vergütung“

151

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

152

aa) Wortlaut

153

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

154

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 re- gelt, 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 Aufwen- dungsersatz und soll sich an der Wirtschaftlichkeit orientieren und eine wirtschaftlich sinnvolle Verwertung ermöglichen (vgl. Theobald in Danner/Theobald, Energierecht,

155

81. Ergänzungslieferung 2014, § 46, Rn. 59 ff; Ertragswert als „angemessene Vergü- tung“: 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.

156

Auch in anderen Gesetzen wird der Begriff „Vergütung“ verwandt, regelmäßig in ei- nem über einen bloßen Auslagenersatz hinausgehendem Verständnis, vielmehr im Sinne einer „Entlohnung“, eines „Gehaltes“ (z.B. § 23 PatG, § 32 Abs. 1 und Abs. 2

157

S. 2 UrhG, § 61b UrhG; § 54 Abs. 1 UrhG, § 24 GebrMG; § 1987 BGB für Nachlass- verwalter, § 2221 BGB für Testamentsvollstrecker, § 1684 Abs. 3 S. 6 BGB für Um- gangspfleger: „Ersatz von Aufwendungen und die Vergütung“; § 12 BauSparkG: an- gemessene Vergütung für Vertrauensmann, § 38 KWG, § 15 Abs. 5 S. 1 Kapitalan- lagegesetzbuch: Abwickler erhält „eine angemessene Vergütung und den Ersatz sei- ner Aufwendungen“; § 35 Abs. 5 Rundfunkstaatsvertrag: KEK-Mitglieder erhalten für ihre Tätigkeit eine angemessene Vergütung und Ersatz ihrer notwendigen Auslagen;

158

§ 59 BNotO: Notariatsverwalter erhält „angemessene Vergütung“; § 412 Abs. 3 HGB;

159

§ 418 Abs. 2 HGB, § 491 Abs. 2 HGB und § 419 Abs. 4 HGB: dem Frachtführer sind

160

„entstehenden Mehraufwendungen zu ersetzen sowie eine angemessene Vergütung;

161

§ 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).

162

Soweit die Bundesnetzagentur darauf verweist, dass eine Vergleichbarkeit mit ande- ren 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 berufs- bezogene Aufgabe handelt, bei der der Gesetzgeber es für sachgerecht hält, die je- weilige Person auch „wie einen im Beruf Tätigen“ zu entlohnen.

163

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.

164

§ 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,

165

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,

166

6. Auflage 2012, § 683, Rn. 24). Eine stärker werdende Auffassung will dem Ge- schäftsführer sogar regelmäßig, unabhängig von einer beruflichen oder gewerblichen Tätigkeit, als „Ersatz von Aufwendungen“ eine angemessene Vergütung gewähren (Bergmann in Staudinger, 2006, § 683, Rn. 58).

167

bb) Gesetzeshistorie

168

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

169

So sieht der Gesetzentwurf die Fehlentwicklung, dass Kraftwerksbetreiber Redis- patch-Maßnahmen infrage gestellt hätten und diese nicht oder nur zu unangemesse- nen Konditionen hätten mitwirken wollen (BT-Drs. 17/6072, S. 71). Mit der gesetzli- chen Verpflichtung zur Teilnahme am Redispatch sollte daher eine Regelung zum Ausgleich der widerstreitenden Interessen“ geschaffen werden (BT-Drs. 17/6072,

170

S. 71). Dies spricht dafür, dass vorrangig beabsichtigt war, eine gesetzliche Teilnah- mepflicht der Kraftwerksbetreiber anzuordnen, ohne zu stark in das seinerzeit beste- hende Vertrags- oder Preisgefüge eingreifen oder die Vergütung auf einen bloßen Aufwendungsersatz begrenzen zu wollen.

171

Für dieses Verständnis spricht auch, dass die Formulierungshilfe für einen „Ände- rungsantrag der Fraktionen der CDU/CSU und FDP zu dem Gesetzentwurf der Bun- desregierung 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).

172

cc) Systematik

173

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 stillzule- genden Anlagen, die aber aufgrund der Netzsicherheit betriebsbereit gehalten wer- den sollen,

174

„…die für die Vorhaltung oder die Herstellung der Betriebsbereitschaft not- wendigen Auslagen (Betriebsbereitschaftsauslagen) neben den notwendigen Auslagen für konkrete Anpassungen der Einspeisung (Erzeugungsauslagen) als angemessene Vergütung geltend…“

175

gemacht werden können. Die Vorschrift schränkt den Begriff der „angemessenen Vergütung“ – anders als in § 13 Abs. 1a EnWG – einengend auf „Auslagen“ ein (vgl.

176

auch § 11 Abs. 2 ResKV). Dies ist auch sachgerecht, weil bei einer an sich stillzule- genden Anlage keine Opportunitätskosten mehr entstanden wären (vgl. Beschluss- empfehlung des Ausschusses für Wirtschaft und Technologie, BT-Drs. 17/11705, S. 45). Nach § 13 Abs. 1b EnWG werden auch Kosten für die Vorhaltung der Betriebs- bereitschaft, also die entstehenden Fixkosten, erstattet (§ 11 Abs. 2 Nr. 2 S. 2 ResKV).

177

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

178

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

179

hat. Die Vorschrift versteht den Begriff „angemessene Vergütung“ als „Erhaltungs- auslagen“ 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, son- dern auch die mit der Erhaltung in Zusammenhang stehenden, im Ergebnis dann als Fixkosten zu berücksichtigenden Investitionen.

180

Auch der Vergleich mit § 6 Abs. 1 ResKV spricht für ein umfassenderes Verständnis der „angemessenen Vergütung“. Die Norm stellt auf den engeren Begriff der „entste- henden 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 Leis- tungspreisanteil gewährt. Um eine überschießende Vergütung zu vermeiden, sollen allerdings solche Kosten nicht berücksichtigt werden, die auch im Falle einer Stillle- gung einer Anlage angefallen wären. So schließt § 11 Abs. 2 Nr. 2 S. 4 ResKV nach-

181

vollziehbar den Ersatz von Opportunitätskosten aus, weil solche Opportunitäten im Falle der Stilllegung nicht angefallen wären.

182

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

183

dd) Sinn und Zweck

184

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

185

Eine Beschränkung auf einen bloßen Aufwendungsersatz kann nicht daraus herge- leitet 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.

186

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. Viel- mehr sind die Anlagenbetreiber vorrangig im Interesse des Übertragungsnetzbetrei- bers tätig.

187

Systematisch ist die Regelung des Abs. 1a in § 13 „Systemverantwortung der Betrei- ber von Übertragungsnetzen“ aufgenommen worden und in den Abschnitt „Aufgaben der Netzbetreiber“ eingebettet (vgl. auch zur Systemverantwortung der Übertra- gungsnetzbetreiber: 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 sor- gen. Allein weil die Übertragungsnetzbetreiber bislang aufgrund der sich verändern- den Stromerzeugung noch nicht die erforderlichen Leitungen errichtet haben, sind Redispatch-Maßnahmen und damit die Inanspruchnahme von Kraftwerken in erheb- lichem und zunehmendem Umfang erforderlich. So fallen die Redispatch- Maßnahmen, oft wiederholend, an überlasteten und nicht ausreichend dimensionier- ten Netzknoten an. Der angewiesene Anlagenbetreiber wird daher vor allem im Dritt- interesse tätig. Hätte der jeweilige Übertragungsnetzbetreiber bereits die erforderli- chen Maßnahmen erbracht, etwa das Leitungsnetz verstärkt, wären die dadurch ent- stehenden Kosten, einschließlich Fixkosten und Eigenkapitalverzinsung, im Übrigen auch abrechnungsfähig gewesen.

188

Dem steht nicht entgegen, dass Anlagenbetreiber durchaus ein Eigeninteresse ha- ben, ein funktionierendes Netz nutzen zu können. Dies gilt aber nicht nur für den Re- dispatch-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 sach- gerecht, dem konkret betroffenen Anlagenbetreiber insoweit wiederkehrend ein Son- deropfer 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).

189

Die Bundesnetzagentur hat Bedenken gegen ein erweiterndes Verständnis, weil sie die Gefahr von Verwerfungen und Fehlanreizen sieht. Allerdings kann sich diese Ge- fahr auch bei einer besonders niedrigen Redispatch-Vergütung ergeben. Übertra- gungsnetzbetreiber könnten geneigt sein, statt Regelenergie Redispatch-Energie anzufordern, um so die Kosten für die teurere Regelenergie zu umgehen. So hatte

190

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 hinge- wiesen, dass Kraftwerksbetreiber bei einer nicht angemessenen Redispatch- Vergütung ihren Kraftwerkseinsatz so „nach oben“ oben oder „nach unten“ „optimie- ren“ könnten, dass an sich vorhandene Redispatch-Leistung nicht verfügbar sei (Stellungnahme vom 12.09.2011, Bl. 84 VV).

191

b) nicht marktbezogen

192

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 Bun- desnetzagentur zutreffend darauf hingewiesen, dass eine wettbewerbliche Ausge- staltung des Redispatch etwa in Anlehnung an die Beschaffung von Regelenergie nicht infrage kommt, weil ein marktbasierter Ansatz aufgrund der lokalen, knoten- scharfen Charakteristik des Redispatch nicht sinnvoll möglich ist.

193

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

194

Art. 15 Abs. 6 Elektrizitätsrichtlinie erfordert es ebenfalls nicht, einen Markt für Re- dispatch-Maßnahmen zu schaffen oder marktbezogen abzurechnen. Die Vorschrift bestimmt, dass die Energie zur Deckung von Energieverlusten und Kapazitätsreser- ven 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

195

nicht unerheblicher Ermessensspielraum besteht, wie die Energie zur Deckung von Energieverlusten und Kapazitätsreserven beschafft werden soll.

196

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 teilnäh- men, die erhebliche Gefahr, dass im Ergebnis ein diskriminierungsgefährdeter und möglicherweise wettbewerbswidriger und damit europarechtswidriger Markt geschaf- fen werden könnte. Dies will die Elektrizitätsrichtlinie jedoch gerade verhindern.

197

c) einzelne Kostenpositionen

198

Die Kraftwerksbetreiber haben nachvollziehbar darauf hingewiesen, dass Anlagenbe- treiber 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.

199

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

200

Wie die Bundesnetzagentur die durch das Redispatch entstehende Belastungen be- rücksichtigt, steht in ihrem Regulierungsermessen (z.B. anhand von Indizes, Preisen, Aufschlägen, pauschal oder individuell). Gegebenenfalls sind für bestimmte Kraft- werke Sonderregelungen zu treffen, wenn etwa ein Bezug zu Börsenpreisen zu nicht

201

sachgerechten Ergebnissen führen würde (siehe unten, z.B. bei Pumpspeicherkraft- werken).

202

aa) variable Kosten - Brennstoff

203

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 War- tungsaufwand und die Kosten aufgrund verkürzter Revisionszyklen (vgl. zur Ver- schiebung 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 „unmit- telbaren“, variablen Kosten sind unstreitig Aufwendungsersatz und auch nach Auf- fassung der Bundesnetzagentur berücksichtigungsfähig.

204

Hinsichtlich der Frage, in welcher Höhe und auf welcher Basis Brennstoffkosten an- zusetzen sind, steht der Bundesnetzagentur ein Beurteilungsermessen zu. Eine Ab- rechnung 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 Referenz- zeiträumen der Vergangenheit berechnet werden können, wenn diese Werte jeden- falls im Mittel und über einen bestimmten Zeitraum den entstehenden Aufwand rea- listisch abbilden.

205

Ggfs. durch besondere Vertragsgestaltungen, etwa durch langfristige Gaslieferver- träge, entstehende Nachteile, können ggfs. ausgleichspflichtig sein. So mag es durch Take-or-Pay-Regeln in Erdgasbezugsverträgen, nach denen Brennstoffkosten inner- halb einer vereinbarten Menge unabhängig von der tatsächlichen Abnahmemenge abgerechnet werden, im Redispatch-Fall zu Mehrkosten kommen. Ein solcher Nach- teil kann allerdings nur dann vorliegen, wenn eine bestimmte Brennstoffmenge be- zahlt, aber auch später tatsächlich nicht mehr genutzt werden könnte und Anpassun- gen 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 Leistungsabforde-

206

rung durch Redispatch kann eine neue Gasbezugsspitze mit entsprechender Auswir- kung auf den Gas-Leistungspreis entstehen.

207

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 Markt- preisen oder Wiederbeschaffungskosten abgerechnet. Im Enteignungsrecht ist etwa anerkannt, dass auf Basis des Verkehrswertes, also den zum Zeitpunkt der Ermitt- lung geltenden Preisen, abgerechnet werden kann (§§ 95, 194 BauGB). Im Einzelfall mag zu überprüfen sein, inwieweit etwa im Fall der „Direktbekohlung“ eines Braun- kohlekraftwerks Weltmarktpreise, auch im Hinblick auf nicht vorhandene Transport- kosten, ein realitätsnaher Abrechnungsmaßstab sein können. Allerdings ist keine

208

„Meistbegünstigung“ geboten, jeweils auf den höheren der beiden Werte (tatsächli- cher Einkaufspreis - Wiederverkaufspreis) abzustellen.

209

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

210

bb) Opportunitäten

211

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

212

aaa) Grundsatz

213

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 Redis- patch-Durchführung entstehenden Nachteile zu erstatten sind, sind daher auch Op- portunitäten im Grundsatz als ersatzfähig zu berücksichtigen.

214

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 ver- boten 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 Übertragungsnetzbe- treiber keine Einwände erhebe. Gleichwohl bleibt auch nach der nun erfolgten Klar- stellung 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 Opportunitäten entgehen, die er ansonsten hätte realisieren können.

215

Opportunitätskosten sind die entgangenen Vorteile der nächstbesten Entschei- dungsalternative, die durch die getroffene Entscheidung verworfen wird (vgl. etwa: Sektoruntersuchung Stromerzeugung und –großhandel des Bundeskartellamtes Ja- nuar 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 Op- portunitätskosten eine erhebliche Rolle spielten, und sie keine Bedenken sehe, sol- che Kosten im Rahmen der Kalkulation dem Grunde nach zu berücksichtigen (Sekto- runtersuchung, 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).

216

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

217

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, Energie- recht, 81. Ergänzungslieferung 2014, § 118a, Rn. 3).

218

bbb) Intraday-Handel

219

Damit sind im Grundsatz auch die durch die Inanspruchnahme entstehenden Flexibi- litätseinbußen und die fehlende Möglichkeit der Teilnahme am Intraday-Handel ver- gütungsfähig. Hierbei handelt es sich um entgangene Gewinnmöglichkeiten, die nur deswegen nicht wahrgenommen werden können, weil ein Kraftwerksbetreiber Redis- patch-Maßnahmen erbringen muss.

220

Soweit die Bundesnetzagentur darauf verweist, dass Intraday-Handel lediglich er- mögliche, kurzfristig Abweichungen von Verbrauchsprognosen auszugleichen und

221

- wenn der Übertragungsnetzbetreiber nicht widerspreche - die Kosten für Aus- gleichs- 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.

222

Auch der Hinweis der Bundesnetzagentur, dass der Intraday-Handel in einer Netz- engpasssituation ohnehin eingeschränkt sei, Intraday-Chancen nicht nutzbar seien, trifft in dieser Allgemeinheit nicht zu. Grundsätzlich können Fahrpläne auch im Re- dispatch-Fall kurzfristig geändert werden (§ 5 Abs. 2 S. 1 StromNZV). Durch die blo- ße Möglichkeit des Übertragungsnetzbetreibers, Fahrplanänderungen abzulehnen (§ 5 Abs. 2 S. 2 StromNZV), wird der Markt nicht von vornherein und regelmäßig be- schränkt. So können auch die nicht Redispatch-angewiesenen Netzbetreiber wäh- rend eines Netzengpasses weiterhin uneingeschränkt am Intraday-Handel teilneh- men. 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.

223

Die Bundesnetzagentur weist allerdings zu Recht darauf hin, dass entgangene Op- portunitäten 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 aller- dings nicht dazu, dass solche Kosten von vornherein nicht berücksichtigungsfähig wären. Gegebenenfalls sind Opportunitäten zu schätzen oder zu pauschalieren, etwa durch einen Aufschlag.

224

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 G. („Angemessene Vergütung von Redispatch-Maßnahmen“, VI-3 Kart 364/12, Anlage BF2) vorgelegt, in dem versucht worden war, entgangene Ge- winne aus Intraday-Geschäften zu berechnen. Die U. GmbH hatte beispielhaft für den 06.01.2012 und das Gaskraftwerk Z. ebenfalls entgangene Gewinne zu berech- nen versucht (Stellungnahme vom 25.05.2012, Bl. 310, 311, 316 ff. VV).

225

Hinsichtlich der Höhe der entgangenen Gewinne ist nicht darauf abzustellen, welche Chancen theoretisch hätten realisiert werden können, sondern nur welche De- ckungsbeiträge 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“).

226

ccc) vermiedene Netzentgelte

227

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

228

Dass Erlösausfälle durch energierechtliche Zwangsmaßnahmen ein erstattungsfähi- ger Schaden sein können, verdeutlicht auch § 15 Abs. 3 AbLaV, der vorsieht, dass

229

eine Netzentgeltbefreiung nicht deswegen versagt werden darf, weil ein Verbraucher für Abschaltleistung in Anspruch genommen worden ist. Auch die Bundesnetzagen- tur geht davon aus, dass Erlöse aus vermiedenen Netzentgelten durchaus ein erstat- tungsfähiger Schaden sein können, wenn sie dies – bei ihrer Argumentation konse- quent - nur auf solche Erlöse aus vermiedenen Netzentgelten beschränken will, die bei hypothetischer Durchführung des Day-Ahead-Fahrplans angefallen wären.

230

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).

231

cc) Wärmeersatzbeschaffung – Strombezug über Dritte

232

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

233

So kann, worauf Anlagenbetreiber nachvollziehbar hingewiesen haben, der Fall ein- treten, 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 be- stehen. So geht die Festlegung davon aus, dass ein „Normalbetrieb“ nicht vorliege, wenn eine Anlage ausschließlich wärmegeführt werde (Festlegung, S. 16).

234

Eine ähnliche Sachlage kann sich auch dann ergeben, wenn ein Kraftwerk im Rah- men eines Redispatch-Einsatzes auf „Null“ herunterzufahren ist und der Stromeigen- bedarf 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

235

Netz bezogen werden müsste. Auch solche Mehrkosten stehen in einem engen Zu- sammenhang mit der angeordneten Redispatch-Maßnahme und sind im Grundsatz zu vergüten.

236

dd) Zinsnachteil bei KWK-Zulagen

237

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

238

ee) Redispatch-bedingte Anpassungen

239

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 so- wieso angefallen wären.

240

Die C. (VI-3 Kart 348/12) hat etwa geltend gemacht, dass die Kosten durch die Be- setzung einer Kontaktstelle, die rund um die Uhr zur Entgegennahme von Anweisun- gen zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung einzurichten sei, auszugleichen seien. Der Senat geht jedoch davon aus, dass ein Kraftwerk mit erheblicher Erzeu- gungsleistung grundsätzlich rund um die Uhr besetzt und unabhängig von einem Re- dispatch 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.

241

Dies gilt sinngemäß auch für Kosten in Zusammenhang mit der Anpassung von Pro- zessen oder Datenformaten, Kosten der allgemeinen Verwaltung, wie sie typischer- weise mit dem Ablauf einer Kraftwerksanlage verbunden sind. Ein Kraftwerksbetrei- ber hat sich auf verändernde rechtliche Vorgaben, hier durch das Redispatch, einzu-

242

stellen und die entsprechenden organisatorischen Maßnahmen vorzunehmen. Es ist nicht vorgetragen, dass die verwaltungstechnischen und organisatorischen Anpas- sungen, die durch Redispatch geboten sind, diesen typischerweise mit dem Betrieb eines Kraftwerks verbundenen Aufwand erheblich übersteigen.

243

ff) Pumpspeicherkraftwerke

244

Soweit die Festlegung die Vergütung für Redispatch-Maßnahmen von Pumpspei- cherkraftwerken regelt, ist die vorgesehene Abrechnungsmethode ebenfalls rechts- widrig.

245

Die Bundesnetzagentur hat gesehen, dass Pumpspeicherkraftwerke Besonderheiten aufweisen, die gegebenenfalls gesondert zu regeln sind (Festlegung, S. 20 f.). Aller- dings will die Behörde (nur) anhand der aufgewendeten oder ersparten Strompreis- kosten abrechnen. Dies ist nicht sachgerecht. Die erheblichen Besonderheiten der Pumpspeicherkraftwerke sind zu berücksichtigen, um einem Kraftwerksbetreiber eine

246

„angemessene Vergütung“ zu gewähren.

247

Die Kostenstruktur von Speicherkraftwerken unterscheidet sich erheblich von derje- nigen thermischer Kraftwerke (vgl. auch die Sektoruntersuchung des Bundeskartell- amtes, 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 Besonderhei- ten liegt es nahe, dass ein Kraftwerksbetreiber regelmäßig versuchen wird, ein Pumpspeicherkraftwerk noch gezielter als andere Anlagen an den attraktivsten Stun- den zu betreiben. Die Speicher werden während der Off-Peak-Stunden mit Hilfe günstigen Stroms aufgefüllt und dann zu Zeiten mit hoher Last entleert.

248

Dass die Ermittlung der relevanten Kosten oder anzusetzenden Börsenpreise bei Pumpspeicherkraftwerken problematisch sein kann, hatte der Vorschlag der W.

249

„Grundsätze zur Anforderung, Erbringung und Abrechnung von Redispatch- Maßnahmen“, Stand: 25.02.2011“ dargestellt (Bl. 28 VV). I. hatte ebenfalls bei- spielhaft erläutert, dass bei einem Pumpspeicherkraftwerk sich der nutzbare Zeit- raum durch die Redispatch-Maßnahme verschiebe und das Kraftwerk daher dann

250

gegebenenfalls nicht im wirtschaftlich attraktiven Stundenkorridor eingesetzt werden könne (vgl. das Beispiel Bl. 138 ff. VV).

251

Auch die Ausnahmeregelung nach Tenorziffer 4, die an sich - jedenfalls im Anwen- dungsbereich der Bagatellregelung insbesondere für Pumpspeicherkraftwerke - ab- weichende Vergütungsregeln, nach seinem Wortlaut ggfs. auch die Berücksichtigung von Opportunitäten, zuließe (vgl. Festlegung, S. 19), führt nicht zu einer angemesse- nen 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).

252

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

253

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

254

Die BK6-Festlegung geht schon unzutreffend davon aus, dass als Wirkleistungsein- speisung nicht nur eine positive Einspeisung, sondern auch eine negative Einspei- sung, 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 Be- schlüssen des Senats vom 28.04.2015 zur BK6-Festlegung).

255

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

256

Reduzierung der Abnahmelast bei der Befüllung eines Speichers vom Anwendungs- bereich 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 Bundes- netzagentur jedoch bei Redispatch-Maßnahmen aufgrund eines fehlenden Marktes gerade nicht durchführen möchte.

257

gg) Phasenschieberbetrieb

258

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).

259

6.260
Tenorziffer 3

261

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

262

a) Bagatellgrenze

263

Es steht im Ermessen der Bundesnetzagentur zu entscheiden, ob bestimmte Baga- tellgrenzen 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% der Einspeisemengen des Vorjahres einer Erzeugungsanlage zugunsten der Anlagenbetreiber geringfügig niedriger angesetzt (Festlegung, S. 15). Die Behörde kann auch entscheiden, ob – wie hier – bestimmte Grenzen für alle betroffenen Un-

264

ternehmen gelten oder der Abrechnungsmodus nur für solche Anlagenbetreiber gilt, die die Schwelle nicht überschreiten (Festlegung, S. 19). Es kann dahinstehen, ob die Anlehnung an den Schwellenwert nach § 12 Abs. 1 S. 2 EEG 2012 sachgerecht ist. Bei einer derart geringen Schwelle liegt ein Bagatelleinsatz eines Kraftwerks je- denfalls nicht fern und ist nicht zu beanstanden.

265

b) Grenzkosten

266

Die Bundesnetzagentur geht im Grundsatz zutreffend davon aus, dass ein Unter- nehmen 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.

267

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.

268

Es bestehen keine Bedenken, für die Bestimmung eines Referenzpreises auf einen vergangenen Zeitraum zurückzugreifen, um eine Abrechnung handhabbar zu ma- chen. Insoweit hier Unschärfen durch schwankende Börsenpreise eintreten, ist da- von 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 offenkun- dig auf die Relation der Redispatchmengen zu den sonstigen in das Netz eingespeis- ten Mengen ankommt. Auch bei dem von der Bundesnetzagentur in Bezug genom- menen § 12 Abs. 1 Satz 1 EEG geht es um die Einspeisung in das öffentliche Strom- netz.

269

Die Behörde hat sich hier ersichtlich an den Konditionen orientiert, die in der Vergan- genheit bei freiwilligen Vereinbarungen üblich waren (Entwurf „Leitfaden zur Findung sachgerechter Vergütungsregelungen zur Erhaltung oder Wiederherstellung der Sys- temsicherheit 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).

270

Die Bundesnetzagentur hält die Bagatellregelung für sinnvoll, weil ein Missbrauch von Bewertungsspielräumen verhindert werde, eine rein kostenbasierte Vergütungs- regelung hingegen kaum überprüfbar sei (Bl. 88 VV). Allerdings wurde gesehen, dass durch die pauschalierte Regelung anfallende Kosten möglicherweise nur teil- weise gedeckt seien und so die Errichtung neuer Kraftwerke in Süddeutschland er- schwert werden könnte. So wurde etwa in einem Vermerk die Gefahr gesehen, dass Kraftwerke die Anweisung zum Hochfahren unterlaufen, Betreiber Kraftwerke als

271

„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 hoch- zufahrender Kraftwerke hingewiesen und deutlich gemacht, dass umgekehrt einzu- senkende Kraftwerke „im Geld“ seien, deren variable Kosten zum Teil signifikant un- ter 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 Ver- treter der Y. AG darauf hingewiesen, dass durch die Bagatellregelung etwa bei ei-

272

nem herunterfahrenden Braunkohlekraftwerk die tatsächlichen Grenzkosten von 15

273

€/MWh regelmäßig erheblich überschätzt würden, daher überhöhte Beträge von 25

274

€/MWh und mehr an den Übertragungsnetzbetreiber zu erstatten seien.

275

Im Ergebnis hat die Bundesnetzagentur die Bedenken gegen eine pauschalierte Kos- tenregelung dann zurückgestellt, weil Bestimmungen in der Vergangenheit bereits freiwillig vereinbart worden und deshalb als auskömmlich und angemessen einzustu- fen seien (Bl. 89 VV). Der Umstand, dass in der Vergangenheit Vereinbarungen zwi- schen Kraftwerksbetreibern und Übertragungsnetzbetreibern getroffen worden wa- ren, die ebenfalls auf den von der Bundesnetzagentur gewählten Abrechnungsmo- dus abstellten, kann die hier im Streit stehende Regelung aber nicht rechtfertigen. So mögen die Verträge möglicherweise nicht immer nicht marktgerecht ausgestaltet ge- wesen sein, weil Vereinbarungen häufig innerhalb eines Energiekonzerns, zwischen der Netzsparte und der Energieerzeugung, geschlossen worden waren oder das Re- dispatch-Volumen in der Vergangenheit gering war (vgl. Bl. 205 VV). In der mündli- chen 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 übermit- teln müssten.

276

c) Normalbetrieb

277

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

278

Sie hat in der Festlegung noch ausreichend deutlich gemacht, was sie unter „Nor- malbetrieb“ 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: Vorhal- tung 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 wer- den können, in denen ein „Normalbetrieb“ nicht gegeben ist. So ist etwa vorgetragen

279

worden, dass der anzusetzende Grenzpreis bei einem nicht stundenscharfen An- und Abfahren unklar sei. Es ist daher auch nicht zu beanstanden, dass etwa der Be- griff in Tenorziffer 3d „vergleichbarer Erzeugungsanlagedaten“ nicht noch näher kon- kretisiert und auslegungsbedürftig ist.

280

d) Referenzstunde Vormonat

281

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.

282

Hierdurch ergeben sich besondere Unsicherheiten für die Kraftwerksbetreiber, weil für die Abrechnung der Redispatch-Maßnahme auf eine einzelne Stunde im Vormo- nat 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 möglicher- weise nicht nachweisen, dass die jeweilige Anlage außerhalb des von der Festle- gung vorgesehenen „Normalbetriebes“ gefahren wurde.

283

Die Anlagenbetreiber haben substantiiert erhebliche Umstände vorgetragen, aus de- nen sich ergibt, dass solche Fallgestaltungen in nicht unerheblichem Maße auftreten können. So kann die Fahrweise eines Kraftwerks maßgeblich durch die am Spot- markt 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 An- lagenbetreiber 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.

284

Hier kann die Bagatellregelung daher für die Kraftwerksbetreiber zu nicht mehr hin- nehmbaren 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 „Normalbe- triebs“ einer Anlage - einschränkungslos für die Berechnung der Grenzkostenbe- rechnung 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

285

€/MWh).

286

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 zu- nächst 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 Megawattstun- de 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 ein- zelnen Stunden zu einem Auseinanderfallen von einsatzrelevanten Grenzkosten und der Vergütung kommen könne.

287

Hierbei handelt es sich auch nicht um Einzelfälle. Dieser Effekt des „Ausreißer“- Wertes zeigt sich etwa bei negativen Strompreisen, die häufig nur in einzelnen Stun- den auftreten und dann Berechnungsgrundlage für eine Redispatch-Maßnahme im Folgemonat wären. Der Strompreis kann etwa bei starker Sonnen- und Windeinspei- sung volatil und niedrig sein und dann auf einen Betrag nahe null oder sogar darun- ter 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 er- heblicher Nachteil bereits dann, wenn das Kraftwerk nur einmal innerhalb des Refe-

288

renz-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 Netz- engpasses dazu verpflichtet, Strom zu liefern, kann dieser niedrige Preis, der ersicht- lich in keinem Zusammenhang mehr mit den Kosten des Kraftwerks steht, nicht als Abrechnungsgrundlage dienen.

289

7.290
Tenorziffer 4

291

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

292

So will die Bundesnetzagentur mit der Festlegung den Anwendungsbereich auf we- nige Fälle beschränken, so dass die Alternative einer individuellen und möglicher- weise 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 un- plausiblen Ergebnissen führen würde.

293

Eine individuelle Abrechnung wird Kraftwerksbetreibern auch dadurch erschwert, dass nicht er, sondern der Übertragungsnetzbetreiber entscheidet, ob die Ausnah- meregelung genutzt werden soll (Festlegung, S. 19). Es kann dahinstehen, ob es sich hierbei um ein echtes Leistungsbestimmungsrecht des Übertragungsnetzbetrei- bers handelt. Es ist fraglich, warum der Übertragungsnetzbetreiber darüber entschei- den soll. Die genannten Fälle beeinträchtigen vorrangig den Anlagenbetreiber und führen bei ihm zu einem unplausiblen Ansatz der tatsächlich entstandenen Grenz- kosten. 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 ab- gesehen (vgl. Bl. 108, 116 VV).

294

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 Vergütungsre- gelung erzielt werden soll“, widerspreche (Festlegung, S. 19). Eine Vereinfachung ist jedenfalls dann nicht erkennbar, wenn eine Anlage oberhalb der Bagatellgrenze ein- speist. Denn dann ist auf zwei verschiedene Arten, zunächst bis zur 0,9%-Schwelle pauschal und darüber hinaus individuell, abzurechnen.

295

8.296
Tenorziffer 5

297

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

298

Sie ordnet an, dass ein Leistungsanteil dann gewährt werden kann, wenn die Redis- patch-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 Ka- pitalkostenersatz 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.

299

a) keine Kriterien

300

Die Kraftwerksbetreiber weisen zutreffend darauf hin, dass es an einer konkreten Vorgabe, an Kriterien fehlt, nach welchen Grundsätzen sich ein zusätzliches Leis-

301

tungsentgelt berechnen soll. Die Bundesnetzagentur nennt lediglich einen Schwel- lenwert, ohne im Ansatz bestimmte Kriterien vorzugeben, wie ein Leistungsentgelt ausgestaltet sein könnte.

302

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 umfas- sende und detaillierte Regelung. Jedoch ist ein Mindestmaß an Bestimmtheit erfor- derlich, um jedenfalls die Größenordnung einschätzen oder erkennen zu können, nach welchen Grundsätzen das Leistungsentgelt bestimmt werden soll. Dies gilt ins- besondere 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.

303

b) Leistungsanteil

304

Es ist nicht unzulässig, einen Leistungsanteil zu gewähren. Der Senat hat keine Be- denken, dass ein Fixkostenanteil - bei einer wettbewerbsrechtlich und europarecht- lich unbedenklichen Ausgestaltung - im Rahmen von Redispatch-Einsätzen dem Grunde nach zulässig ist. Auch sprechen maßgebliche Gründe dafür, einen Leis- tungs- 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 Grenz- kosten erstattet werden.

305

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

306

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 Bundesnetzagen- tur 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.

307

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

308

Wird ein Kraftwerk in erheblichem und wiederkehrendem Umfang für Redispatch- Maßnahmen eingesetzt, kann dies zu einseitigen und im Ergebnis nicht mehr hin- nehmbaren Belastungen Einzelner führen. So werden im Redispatch-Fall aufgrund der netztopologischen lokalen Gegebenheiten regelmäßig immer dieselben Kraftwer- ke in Anspruch genommen. Durch die Merit Order, durch die das jeweils relativ güns- tigste Kraftwerk ausgewählt wird, wird dieser Effekt weiter verstärkt. Regelmäßig tra- gen 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 (Daseins- vorsorge) übermäßig und in nicht mehr verhältnismäßiger Weise für „Notfallmaß-

309

nahmen“ 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 Systemsicher- heit, liegt, die Allgemeinheit nur die entstehenden variablen Kosten tragen soll. Dass die Redispatch-Maßnahme nicht unmittelbar gegenüber der öffentlichen Hand erb- racht wird, sondern – wie bereits erörtert - vorrangig im Interesse des Übertragungs- netzbetreibers liegt, steht dem übergeordneten öffentlichen Interesse nicht entgegen.

310

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 eben- falls in Zusammenhang mit der Entlastung des Stromnetzes und der Verbesserung der Systemsicherheit. Dies gilt auch für die Regelenergiebeschaffung, bei der eben- falls nach einem Leistungspreis abgerechnet wird, es sich aber weniger um eine ech- te „Engpassmaßnahme“ handelt (vgl. z.B. Festlegung „Ausschreibung von Regel- energie in Gestalt der Primärregelung“, BK6-10-097 vom 12.04.2011; Festlegung

311

„Ausschreibung von Regelenergie in Gestalt der Sekundärregelung“, BK6-10-098 vom 12.04.2011).

312

Es entspricht ferner einem allgemeinen Rechtsgedanken, dass derjenige, der im In- teresse der öffentliche Hand, etwa als sog. Verwaltungshelfer Tätigkeiten aus Grün- den der öffentlichen Sicherheit und Ordnung erbringt, nicht nur „variable“ Kosten ab- rechnen, sondern auch einen Gemeinkostenzuschlag geltend machen kann (BGH, Urteil vom 15.12.1975, II ZR 54/74, BGHZ 65, 384, Bergung von die Schifffahrt ge- fährdenden 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.

313

§ 25a Abs. 1 Hamburger Feuerwehrgesetz; vgl. zum Gemeinkostenzuschlag für Ab- schleppunternehmer, der für eine Kommune verbotswidrig geparkte Fahrzeuge ab- schleppt: 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 Gemein- kostenzuschlags bei dem Erlass von Gebührenbescheiden: VG Köln, Urteil vom 03.07.2009, 27 K 4568/07; vgl. zur Berücksichtigung von Gemeinkosten im Scha- densrecht: BGH, Urteil vom 19.11.2013, VI ZR 363/12, NZV 2014, 162; BGH, Urteil

314

vom 03.02.1961, VI ZR 178/59, NJW 1961, 729; BGH, Urteil vom 28.02.1969, II ZR

315

154/67, NJW 1969, 1109; OLG Frankfurt, Urteil vom 24.01.2012, 16 U 100/11, ZfSch

316

2013, 204; OLG Zweibrücken, Urteil vom 06.03.2002, 1 U 209/00, NJW-RR 2002,

317

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.).

318

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 ordnungsge- mäßen 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 sol- len. Es überzeugt nicht, einem Anlagenbetreiber, der mit Hilfe von Redispatch als

319

„Leitungsersatz“ für die Systemsicherheit im Netz des jeweiligen Übertragungsnetz- betreibers 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 Bundes- netzagentur 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 Erstat- tung der variablen Kosten anwenden.

320

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 Be- triebsbereitschaftsauslagen, 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 Erzeugungsaus- lagen 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 Rege- lung für die Auslegung der früher eingefügten kaum Bedeutung hat.

321

c) Art. 3 Abs. 1 GG

322

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

323

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 unver- hältnismäßig 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).

324

Der hier vorgegebene erhebliche Schwellenwert verursacht eine Ungleichbehand- lung vergleichbarer Sachverhalte, die nicht überzeugt. Es ist angesichts der gravie- renden 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“ ver- einbart, eine Eigenkapitalverzinsung möglich sein soll.

325

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 Investitionspla- nung 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).

326

Wie bereits dargestellt, tragen aber vor allem die Übertragungsnetzbetreiber die Sys- temverantwortung. Die Kraftwerksbetreiber wirken nur nachrangig mit. Es ist nicht plausibel, dass – wie für das Redispatch typisch – immer wieder dieselben Kraftwer- ke im Interesse der Allgemeinheit weitgehend entschädigungslos Sonderleistungen erbringen oder sogar ihre Sicherheitsreserven bei der Investitionsplanung wiederkeh- rend im Interesse der Allgemeinheit auflösen sollen.

327

Darüber hinaus geht die Bundesnetzagentur davon aus, dass die „Bagatellgrenze“ bei 0,9% der Einspeisemengen des Vorjahres einer Anlage liege. Andererseits soll

328

„kein Ausnahmefall“, also ein Redispatch-„Normalfall“, bei dem Kraftwerke Redis- patch als Teil der normalen Geschäftstätigkeit betreiben, vorliegen, wenn mehr als 10% Redispatch-Leistung erbracht werden. Ist aber ein Einsatz bis zu 10% als „Aus- nahmefall“ anzusehen, ist nicht nachvollziehbar, wieso dann noch – eine weitere – Bagatell- oder Ausnahmegrenze geschaffen worden ist („doppelter Ausnahmefall“).

329

Es ist darüber hinaus gleichheitswidrig, einem Kraftwerk, das im Vorjahr nicht einge- speist 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 Da- ten vorliegen, genügt nicht, diese Ungleichbehandlung zu rechtfertigen und Anlagen- betreiber, die möglicherweise weit mehr als 10% ihrer Einspeisemenge zum Redis- patch 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.

330

d) EU-Recht

331

Tenorziffer 5 ist darüber hinaus auch im Hinblick auf die europa- und kartellrechtli- chen 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 Formulie-

332

rung der Tenorziffer 5 schließt eine derartige Vereinbarung nicht nur aus, sondern legt eine solche aufgrund der mit dem Schwellenwert verbundenen Anteilsregelung sogar eher nahe.

333

Das Bundeskartellamt hat in seiner Stellungnahme plausibel erläutert, dass durch die vertragliche Gestaltung eine Beschränkung der Stromerzeugung, mithin eine wett- bewerbsbeschränkende 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 markt- getriebener 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 markt- getrieben 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 Markt- einsatz des jeweiligen Kraftwerks verzichtet würde.

334

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 un- gewollt verändern.

335

Da ein Leistungsentgelt auch Kapazitätselemente vergütet, sind auch die europa- rechtlichen 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 Kapazitäts- markt: 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).

336

e) „Abstimmung“

337

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

338

Die Bundesnetzagentur ist ermächtigt, in einer Festlegung „Kriterien für eine ange- messene Vergütung“ zu bestimmen. Der Begriff „Kriterien“ erfasst nicht nur die Be- stimmung 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.

339

9.340
Tenorziffer 6

341

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

342

10.343
Tenorziffer 7

344

Soweit die Festlegung bestimmte Vorlage-, Mitteilungs- und Nachweispflichten nor- miert, ist dies nicht zu beanstanden.

345

§ 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 Aus- tausch der notwendigen Informationen ermächtigt. Auch bei Redispatch-Maßnahmen sind zur Abwicklung und Abrechnung zahlreiche Informationen erforderlich, um kurz- fristig Daten zwischen Übertragungsnetzbetreiber und Anlagenbetreiber auszutau- schen. Soweit während der Übergangsfrist (Tenorziffer 9) abweichende Nachweis- pflichten zu beachten waren, bedarf es nach Ablauf der Frist keiner Entscheidung mehr, ob diese unverhältnismäßig waren.

346

11.347
Haftung

348

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

349

Es ist im Übrigen auch nicht nachvollziehbar, wieso die Haftung der Übertragungs- netzbetreiber von vornherein pauschal eingeschränkt, kein kausaler Zusammenhang

350

„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 Be- auftragte 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“,

351

„tätigkeitsspezifische Risiken“ in Abgrenzung zum allgemeinen Lebensrisiko: Mansel in Jauernig, 15. Auflage 2014, § 670 BGB, Rn. 5 ff.; Seiler in Münchener Kommentar,

352

6. Auflage 2012, § 670 BGB, Rn. 14). Auch § 13 Abs. 4 EnWG sieht eine Haftungser- leichterung 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).

III.

353

Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG.

354

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 festgesetzt (§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO).

355

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

356

Rechtsmittelbelehrung:

357

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 Beschwer- deentscheidung. Die Rechtsbeschwerde ist durch einen bei dem Beschwerdegericht oder Rechtsbeschwerdegericht (Bundesgerichtshof) einzureichenden Schriftsatz bin- nen 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 ent- halten, inwieweit die Entscheidung angefochten und ihre Abänderung oder Aufhe- bung 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 Rechtsbe- schwerdeverfahren durch ein Mitglied der Behörde vertreten lassen (§§ 88 Abs. 4 S. 2, 80 S. 2 EnWG).

ra.de-Urteilsbesprechung zu {{shorttitle}}

{{count_recursive}} Urteilsbesprechungen zu {{shorttitle}}

64 Referenzen - Gesetze

moreResultsText

{{title}} zitiert {{count_recursive}} §§.

BGB

Lastenausgleichsgesetz - LAG

5 Referenzen - Urteile

moreResultsText

{{Doctitle}} zitiert oder wird zitiert von {{count_recursive}} Urteil(en).

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:

{{Doctitle}} zitiert {{count_recursive}} Urteil(e) aus unserer Datenbank.

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.

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.

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.

Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV | § 18 Entgelt für dezentrale Einspeisung

(1) Betreiber von dezentralen Erzeugungsanlagen, die vor dem 1. Januar 2023 in Betrieb genommen worden sind, erhalten vom Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes, in dessen Netz sie einspeisen, ein Entgelt. Bei Anlagen mit volatiler Erzeugung ist Satz 1 mit der Maßgabe anzuwenden, dass sie nur dann ein Entgelt erhalten, wenn sie vor dem 1. Januar 2018 in Betrieb genommen worden sind. Dieses Entgelt muss den gegenüber den vorgelagerten Netz- oder Umspannebenen durch die jeweilige Einspeisung vermiedenen Netzentgelten entsprechen, die nach Maßgabe des § 120 des Energiewirtschaftsgesetzes ermittelt werden. Das Entgelt nach Satz 1 wird nicht gewährt, wenn die Stromeinspeisung

1.: nach § 19 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes gefördert wird,
2.: nach § 6 Absatz 4 Satz 1 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und § 13 Absatz 5 vergütet wird und in dieser Vergütung vermiedene Netzentgelte enthalten sind oder
3.: aus KWK-Anlagen nach § 8a Absatz 1 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes gefördert wird.

Netzbetreiber sind den Betreibern dezentraler Erzeugungsanlagen gleichzustellen, sofern sie in ein vorgelagertes Netz einspeisen und dort Netzentgelte in weiter vorgelagerten Netzebenen vermeiden.

(2) Die dem Entgelt für dezentrale Einspeisung zu Grunde liegenden vermiedenen gewälzten Kosten der vorgelagerten Netz- oder Umspannebenen werden für jede Netz- und Umspannebene einzeln ermittelt. Maßgeblich sind die tatsächliche Vermeidungsarbeit in Kilowattstunden, die tatsächliche Vermeidungsleistung in Kilowatt und die Netzentgelte der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene nach Maßgabe des § 120 Absatz 2 bis 6 des Energiewirtschaftsgesetzes. Bei der Ermittlung nach den Sätzen 1 und 2 sind die für die einzelnen Übertragungsnetzbetreiber in Anlage 4a angegebenen Werte zugrunde zu legen. Die Vermeidungsarbeit ist unter Berücksichtigung der Netzverluste der jeweiligen Netz- oder Umspannebene die Differenz zwischen der durch Letztverbraucher, Weiterverteiler und nachgelagerte Netz- oder Umspannebene entnommenen elektrischen Energie in Kilowattstunden und der aus der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene entnommenen elektrischen Energie in Kilowattstunden. Die Vermeidungsleistung ist die Differenz zwischen der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen aus der Netz- oder Umspannebene und der maximalen Bezugslast dieses Jahres aus der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene in Kilowatt.

(3) Die Aufteilung der nach Absatz 2 ermittelten vermiedenen Kosten der jeweils vorgelagerten Netz- oder Umspannebenen auf die einzelnen dezentralen Einspeisungen hat sachgerecht nach individueller Vermeidungsarbeit und Vermeidungsleistung zu erfolgen. Betreiber, die aus dezentralen Erzeugungsanlagen einspeisen, welche keinen überwiegenden Anteil an der Vermeidungsleistung haben, können zwischen einer Berechnung auf Basis ihrer tatsächlichen Vermeidungsleistung und einem alternativen Verfahren, welches ihre Vermeidungsleistung verstetigt, wählen. Bei dezentralen Einspeisungen ohne Lastgangmessung ist grundsätzlich nur die Vermeidungsarbeit zu berücksichtigen.

(4) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen sind verpflichtet, nach Abschluss einer Kalkulationsperiode die Differenz zwischen den an die Betreiber dezentraler Erzeugungsanlagen in Summe erstatteten Entgelten und den sich nach Absatz 2 rechnerisch ergebenden vermiedenen Kosten der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene zu ermitteln. Der Differenzbetrag ist zuzüglich einer angemessenen Verzinsung in der nächsten Kalkulationsperiode in Ansatz zu bringen.

(5) Die vermiedenen Netzentgelte nach Absatz 1, die sich auf Grund der Ermittlung nach den Absätzen 2 und 3 für die jeweilige Erzeugungsanlage ergeben, werden für Anlagen mit volatiler Erzeugung ab dem 1. Januar 2018 schrittweise jährlich, jeweils zum 1. Januar des Jahres, jeweils um einen Betrag von einem Drittel des ursprünglichen Ausgangswertes abgesenkt.

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.

Verwaltungsgerichtsordnung - VwGO | § 113

(1) Soweit der Verwaltungsakt rechtswidrig und der Kläger dadurch in seinen Rechten verletzt ist, hebt das Gericht den Verwaltungsakt und den etwaigen Widerspruchsbescheid auf. Ist der Verwaltungsakt schon vollzogen, so kann das Gericht auf Antrag auch aussprechen, daß und wie die Verwaltungsbehörde die Vollziehung rückgängig zu machen hat. Dieser Ausspruch ist nur zulässig, wenn die Behörde dazu in der Lage und diese Frage spruchreif ist. Hat sich der Verwaltungsakt vorher durch Zurücknahme oder anders erledigt, so spricht das Gericht auf Antrag durch Urteil aus, daß der Verwaltungsakt rechtswidrig gewesen ist, wenn der Kläger ein berechtigtes Interesse an dieser Feststellung hat.

(2) Begehrt der Kläger die Änderung eines Verwaltungsakts, der einen Geldbetrag festsetzt oder eine darauf bezogene Feststellung trifft, kann das Gericht den Betrag in anderer Höhe festsetzen oder die Feststellung durch eine andere ersetzen. Erfordert die Ermittlung des festzusetzenden oder festzustellenden Betrags einen nicht unerheblichen Aufwand, kann das Gericht die Änderung des Verwaltungsakts durch Angabe der zu Unrecht berücksichtigten oder nicht berücksichtigten tatsächlichen oder rechtlichen Verhältnisse so bestimmen, daß die Behörde den Betrag auf Grund der Entscheidung errechnen kann. Die Behörde teilt den Beteiligten das Ergebnis der Neuberechnung unverzüglich formlos mit; nach Rechtskraft der Entscheidung ist der Verwaltungsakt mit dem geänderten Inhalt neu bekanntzugeben.

(3) Hält das Gericht eine weitere Sachaufklärung für erforderlich, kann es, ohne in der Sache selbst zu entscheiden, den Verwaltungsakt und den Widerspruchsbescheid aufheben, soweit nach Art oder Umfang die noch erforderlichen Ermittlungen erheblich sind und die Aufhebung auch unter Berücksichtigung der Belange der Beteiligten sachdienlich ist. Auf Antrag kann das Gericht bis zum Erlaß des neuen Verwaltungsakts eine einstweilige Regelung treffen, insbesondere bestimmen, daß Sicherheiten geleistet werden oder ganz oder zum Teil bestehen bleiben und Leistungen zunächst nicht zurückgewährt werden müssen. Der Beschluß kann jederzeit geändert oder aufgehoben werden. Eine Entscheidung nach Satz 1 kann nur binnen sechs Monaten seit Eingang der Akten der Behörde bei Gericht ergehen.

(4) Kann neben der Aufhebung eines Verwaltungsakts eine Leistung verlangt werden, so ist im gleichen Verfahren auch die Verurteilung zur Leistung zulässig.

(5) Soweit die Ablehnung oder Unterlassung des Verwaltungsakts rechtswidrig und der Kläger dadurch in seinen Rechten verletzt ist, spricht das Gericht die Verpflichtung der Verwaltungsbehörde aus, die beantragte Amtshandlung vorzunehmen, wenn die Sache spruchreif ist. Andernfalls spricht es die Verpflichtung aus, den Kläger unter Beachtung der Rechtsauffassung des Gerichts zu bescheiden.

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.

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 | § 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.

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.

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 | § 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.

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.

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.

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.

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.