Die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der notwendigen Auslagen der Bundesnetzagentur trägt die Betroffene. Die weitere Beteiligte trägt ihre Kosten selbst.

Der Beschwerdewert wird auf 250.000 Euro festgesetzt.

Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen

Gründe

A.

Die Betroffene betreibt Gasverteilernetze in …. Sie wendet sich gegen die Festlegung „GABI Gas 2.0“, mit der erstmals verbindlich vorgegeben wird, dass Netzkonten tagesscharf saldiert und abgerechnet werden sollen. Die Betroffene wurde in der Vergangenheit noch nie abgerechnet. Sie verwendet zur Planung des Verbrauchs der nicht registrierend gemessenen Letztverbraucher das analytische Standardlastprofil-Verfahren, ohne weitere Optimierungsfaktoren zur Gasmengenplanung zu nutzen. Als Faktor wird nur die Prognosetemperatur nur bei der Aufschlüsselung auf die einzelnen Kundengruppen verwandt.

Die Betroffene hat zunächst vorgetragen, dass je nach Betrachtungsweise durch die Festlegung für sie Zahlungen von bis zu mehr als … € jährlich an den Marktgebietsverantwortlichen anfielen (davon … € Liquiditätskosten). Dann hat sie – nach Bekanntwerden der Schwellenwerte aus der Kooperationsvereinbarung 2016 – erklärt, dass sie vermutlich durch die Neuregelung nicht finanziell stärker als bisher belastet werde. Möglicherweise werde es zu geringfügigen Ausschüttungen an die Verteilernetzbetreiber kommen.

Unter- und Überspeisungen der Gasnetze werden durch den Einsatz von Regelenergie ausgeglichen und die Differenz im Wege der Mehr- und Mindermengenabrechnung zwischen Lieferanten (Netznutzer) und Verteilernetzbetreibern ermittelt. Anhand der Netzkonten (erstmals eingeführt mit GaBi-Gas 2008) werden im Gasbereich alle Ein- und Ausspeisungen eines Netzgebietes erfasst. Die Bilanzierung aller Ein- und Ausweisungen im Marktgebiet und deren Zuordnung zu den Transportkunden erfolgt durch Bilanzkreise auf der Basis eines Tagesregimes. Die bilanzierten Ausspeisungen („Allokationen“) werden daher täglich angepasst.

Ein Teil der Letztverbraucher wird durch die sogenannte registrierende Leistungsmessung (RLM) erfasst, bei der der Verbrauch stündlich gemessen wird (Jahresverbrauch über 1,5 GWh oder Leistung über 500 kW, § 24 Abs. 1 GasNZV). Bei nicht registrierend gemessenen Letztverbrauchern wird der Verbrauch aus Kostengründen anhand eines Standardlastprofils (SLP) geschätzt. Das Standardlastprofil bildet den Gasverbrauch eines typischen Verbrauchers über das Jahr ab, unterschieden nach mindestens drei Gruppen (§ 24 Abs. 3 GasNZV, Gewerbebetriebe, Kochgas- und Heizgaskunden). Das Standardlastprofil erstellt der Verteilernetzbetreiber.

Für das Standardlastprofil werden zwei Verfahren eingesetzt. Das synthetische Standardlastprofil (SLP) summiert die durch Profile ermittelten Einzelwerte jedes Kunden auf und berechnet so die Gesamtlast der Kundengruppen. Anhand von Funktionskoeffizienten, Kundenwert und einer Prognosetemperatur für den Folgetag wird die bilanzkreisrelevante Ausspeisemenge berechnet. Der Kundenwert ist ein Skalierungsfaktor, der das Normverhalten des Standardlastprofils an das individuelle Verbrauchsverhalten des einzelnen SLP-Ausspeisepunkts anpasst, wobei auch die Jahresverbrauchsprognose berücksichtigt wird. Weitere Korrekturfaktoren dürfen nur nach Abstimmung mit der Bundesnetzagentur verwandt werden (Leitfaden Standardlastprofilverfahren, Anlage BF3, S. 40). Aus Gründen der Transparenz dürfen beim synthetischen Lastprofilverfahren außerhalb der mathematischen Formeln keine individuellen Korrekturfaktoren verwandt werden. Die TU München entwickelte hierfür Standardlastprofile auf Basis einer Sigmoidfunktion, wobei die Eingabedaten Verbrauchertyp, Jahresverbrauch und klimatischer Standort, als wesentliche Einflussfaktoren berücksichtigt werden (2002, überarbeitet 2005, Statusbericht zum Standardlastprofilverfahren Gas, beauftragt vom BDEW, November 2014, Anlage BF4, S. 7, „Statusbericht SLP“). Die weit überwiegende Zahl der Gasnetzbetreiber greift auf diese Modelle zurück (88,6 % der Ausspeisenetzbetreiber, Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 9).

Als zweites Verfahren wird die analytische Standardlastprofil-Methode genutzt. Sie geht aus vom Gesamtverbrauch, ermittelt die Restlast und verteilt diese anschließend auf alle Verbraucher ohne RLM. Anstelle einer Temperaturprognose erfolgt eine Mengenprognose auf der Basis des Verbrauchs am Vor-Vortag („D-2“). Eine Prognosetemperatur muss nicht mit einbezogen werden. Verteilernetzbetreiber müssen die SLP-Allokationen bereits am Vortag („D-1“) des Liefertages („D“) durchführen. Bei dem analytischen Standardlastprofil-Verfahren wird damit zur Bestimmung des Gesamtlastgangs auf die Restlast des Vortages der Allokation („D-2“), also zwei Tage vor dem Liefertag, zurückgegriffen. Wird das Netzkonto, wie bisher, über einen Monat betrachtet, gleichen sich etwaige Prognoseschwankungen bis auf den 2-Tages-Versatz weitgehend aus. Der Restlastgang wird mit einem Zerlegungsfaktor auf die einzelnen Kundengruppenlastgänge aufgeschlüsselt und dann die Kundengruppenlastgänge auf die einzelnen Transportkunden mithilfe von Gewichtungsfaktoren aufgeteilt. Um die Abweichungen durch den Zeitversatz zu minimieren, können Verteilernetzbetreiber im analytischen Verfahren Optimierungsfaktoren anwenden. Dies ist der Bundesnetzagentur mitzuteilen und auf der Internetseite zu veröffentlichen (Leitfaden Standardlastprofilverfahren, Anlage BF3, S. 48, Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 7; Leitfaden 2016, S. 52, 64). Inwieweit Verteilernetzbetreiber, die das analytische Standardlastprofil-Verfahren anwenden, diese Optimierungsfaktoren nutzen, konnte in der mündlichen Verhandlung nicht geklärt werden.

Bislang wurden Differenzen der Netzkonten monatlich abgerechnet. Eine Abrechnung im Netzkonto eines Verteilernetzbetreibers erfolgte, wenn im Verhältnis des Netzkontosaldos zur Summe der Ausspeiseallokationen der SLP-Ausspeisepunkte eine Überschreitung eines positiven Schwellenwertes von über 10 % ermittelt wurde (also nur bei Unterspeisung). Der Marktgebietsverantwortliche meldete der Bundesnetzagentur, wenn das Verhältnis des monatlichen Netzkontosaldos zur Summe der Monatsausspeiseallokationen der SLP-Ausspeisepunkte einen Schwellenwert von 5 % über- bzw. unterschritt. Netzbetreiber mit einer Abweichung in ihrem Netzkonto von mehr als +/- 50 % wurden auf der Internetseite des Marktgebietsverantwortlichen veröffentlicht (§ 51 Kooperationsvereinbarung (KoV) 7).

Mit der streitgegenständlichen Festlegung vom 19.12.2014 hat die Bundesnetzagentur Vorgaben zur Gasbilanzierung gemacht. Sie setzt die Verordnung (EU) Nr. 312/2014 vom 26.3.2014, ABl. L 91, 15, zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen um. Die Behörde hatte am 3.4.2014 ein Festlegungsverfahren eingeleitet, in dessen Verlauf die Betroffene Stellung genommen hatte. Zahlreiche Stellungnahmen wendeten sich gegen die tägliche Abrechnung der Netzkonten.

Die Festlegung hält an der Tagesbilanzierung fest (Tenorziffer 1, 8 a)), wobei die Bilanzkreise auf Stundenbasis erfasst werden („untertägige Verpflichtung“, Tenorziffer 4). Durch die untertägige Verpflichtung soll ein positiver Effekt auf die Systemstabilität erzielt und die Anzahl von Regelenergieeinsätzen reduziert werden. Bei einem Tagesbilanzierungsregime ohne Anreize für die Netznutzer, ihr Transportverhalten innerhalb des Gastages anzupassen, seien Netznutzer nicht gehindert, ihren gesamten Gasbedarf möglichst spät, innerhalb weniger Stunden zum Ende eines Gastages, in das System einzuspeisen. Dies könne zu erheblichen Überschüssen in den Netzen gegen Ende des Gastages und zu Unterspeisungen zu Beginn des nächsten Gastages führen (Begründung, S. 59). Für die stündlichen Abweichungen ist bei der RLM ein Flexibilitätskostenbeitrag bei Überschreiten einer Toleranzgrenze zu zahlen, wenn dem Marktgebietsverantwortlichen an einem Gastag durch den Einsatz von Regelenergie Kosten entstanden sind ((Tenorziffer 4 c), vorher „Strukturierungsbeitrag“ nach „GABi Gas 2008“). Für die SLP-Messstellen sollen die Netzbetreiber unter Mitwirkung der Marktgebietsverantwortlichen einen Anreizmechanismus vorschlagen (Tenorziffer 8, Festlegung Begründung S. 118 ff.). Dieser soll eine tagesscharfe Erfassung der Differenzmengen vorgeben, wobei zum Monatsende abgerechnet werden kann (Tenorziffer 8 a) a. E. und e)). Die Bestimmung der konkreten Schwellenwerte bleibt den Netzbetreibern unter Mitwirkung der Marktgegebenheiten im Rahmen einer Kooperationsvereinbarung überlassen. Die Prognosegüte soll hierbei nach einer einheitlichen Systematik vorgegeben und Grenzwerte bestimmt werden (Tenorziffer 8 b) und c)). Das System soll zum 1.10.2016 umgesetzt werden (Tenorziffer 8 d)). Verteilernetzbetreiber, die im SLP-System überdurchschnittliche Abweichungen verursachen oder den Prozessen der Datenübermittlung in quantitativer oder qualitativer Hinsicht nicht ausreichend nachkommen, sind auf einer Transparenzliste im Internet zu veröffentlichen (Tenorziffer f)). Tenorziffer 9 b) der streitgegenständlichen Festlegung bestimmt für die Verteilernetzbetreiber Berichts- und Evaluierungspflichten im 2-Jahres-Rhythmus (vgl. auch Festlegung Begründung S. 133).

Inzwischen wurde der durch die Festlegung vorgegebene Rahmen für die Ausgestaltung des SLP-Verfahrens durch eine geänderte Kooperationsvereinbarung konkretisiert (Vorschlag Verbände vom 28.10.2015, BG1, Entwurf Kooperationsvereinbarung 9 vom 30.6.2016, § 50, Anlage BF19):

12
Bei einer Unterallokation rechnet der Marktgebietsverantwortliche ab, wenn der Wert um 35 % und mehr abweicht, sofern 6 Karenztage im Monat überschritten sind.
13
Bei einer Unterallokation von 0 bis 35 % erfolgen weder Abrechnungen noch Auszahlungen.
14
Bei Überallokationen und einer Abweichung von 0 bis 3 % erfolgt eine Auszahlung des Marktgebietsverantwortlichen an den Netzbetreiber.
15
Bei Überallokationen von mehr als 3 % erfolgt weder eine Abrechnung noch eine Auszahlung.

Die Betroffene wendet sich gegen die Tenorziffern 8 und 9 b) und meint, diese seien isoliert anfechtbar. Die Pflicht, Netzkonten täglich abzurechnen, sei nicht Teil des übrigen Gasbilanzierungssystems, wie es von der Festlegung geregelt werde.

Die Betroffene befürchtet, dass sie im Rahmen einer täglichen Betrachtung künftig regelmäßig abgerechnet werde und sich hieraus für sie erhebliche Liquiditätsnachteile ergeben könnten. Bis zu einer endgültigen Abrechnung könnten 12 Monate, bis zu zwei Jahre, vergehen. Dem Marktgebietsverantwortlichen werde ein Zwangsdarlehen mit einer durchschnittlichen Laufzeit von zwölf Monaten gewährt. Es handle sich um ein (verdecktes) Finanzierungsinstrument zugunsten der Marktgebietsverantwortlichen. Sie sei beschwert, auch wenn mit der Festlegung unmittelbar keine Mehrkosten entstünden. Ihr sei es angesichts des Kräfteverhältnisses in der Verhandlungsdelegation und der Verteilung der Interessen in den Verbänden aber dauerhaft kaum möglich, ihre Interessen ausreichend wahrzunehmen und etwa gegen eine Änderung der Schwellenwerte wirksam vorzugehen. Die Verteilernetzbetreiber seien gegenüber den Marktgebietsverantwortlichen strukturell benachteiligt, weil sich die Gasverteilernetzbetreiber auf die Interessenvertretung durch die Verbände verlassen müssten. Diese verträten jedoch zugleich die Interessen der Verteilernetzbetreiber und Transportkunden, die alternativ für die Finanzierung der Regelenergie heranzuziehen seien. Nach Tenorziffer 9 a) sei eine jährliche Evaluierung durch die Marktgebietsverantwortlichen vorgesehen. Die Festlegung sei zu diesem späteren Zeitpunkt dann jedoch bestandskräftig.

Ein zwischen den Beteiligten ausgehandeltes Ergebnis unterliege keiner weiteren Rechtmäßigkeitskontrolle. Die Bundesnetzagentur genehmige nicht die Kooperationsvereinbarung, sondern werde lediglich im Rahmen einer „Abstimmung“ konsultiert. Es bestehe bei dem von der Bundesnetzagentur gewählten Verfahren ohne Genehmigungsvorbehalt ein hohes Missbrauchspotenzial. Die Vorgaben in der Festlegung seien nicht konkret genug. Der Bundesnetzagentur seien spätere Vollzugsmöglichkeiten verwehrt. Zivilrechtlich bestehe nur ein eingeschränkter Rechtsschutz vor einem Schiedsgericht gegen das Detailkonzept (§ 57 Kooperationsvereinbarung 2016). Die Betroffene sei aber zum Abschluss der Kooperationsvereinbarung verpflichtet (§ 20 Abs. 1b EnWG, § 8 Abs. 6 GasNZV). Auch etwaige Aufsichtsmaßnahmen durch die Bundesnetzagentur gewährten keinen ausreichenden Rechtsschutz. Nach § 65 EnWG kämen Aufsichtsmaßnahmen nur im Hinblick auf gesetzliche oder verordnungsrechtliche Vorgaben in Betracht. Die Kooperationsvereinbarung knüpfe aber nicht unmittelbar an eine Bestimmung im EnWG oder eine auf dieser Grundlage ergangene Rechtsvorschrift an, so dass der Bundesnetzagentur Aufsichtsmaßnahmen verwehrt seien. Es sei absehbar, dass die Karenztage gestrichen werden könnten. Auf einem Workshop, den die Verhandlungsdelegation zur Kooperationsvereinbarung am 12.6.2015 veranstaltet habe, wären unterschiedliche Interessen und Auffassungen von Verteilernetzbetreiber und Marktgebietsverantwortlichen deutlich geworden, was unter dem Kriterium „Wirkungsgleichheit“ (Seite 124 f. der streitgegenständlichen Festlegung) zu verstehen sei. Nach weiteren Gesprächen hätten dann die konkreten Schwellenwerte und Karenztage festgestanden. Über den Verlauf und den Inhalt dieser Besprechungen erkläre sich die Betroffene mit Nichtwissen.

Es fehle an einer ausreichenden Ermächtigungsgrundlage für die Festlegung. Art. 39 Abs. 4 Netzkodex erlaube der nationalen Regulierungsbehörde nur, einen Anreizmechanismus vorzuschlagen („auffordern“), jedoch nicht, detaillierte Vorgaben für diesen Anreizmechanismus vorzugeben. So sei in dem Entwurf des Netzkodex zunächst kein Aufforderungsrecht der nationalen Regulierungsbehörde vorgesehen gewesen. Auch für die Veröffentlichung der Transparenzliste (Tenorziffer 8 f)) fehle es an einer hinreichenden Ermächtigungsgrundlage. § 50 Abs. 1 Nr. 9, Abs. 5 GasNZV greife nicht, weil es sich bei der Führung von Netzkonten nicht um eine Regelung handle, die im engeren Sinne zum Bilanzierungssystem nach Teil 5 Abschnitt 1 der GasNZV gehöre. § 50 Abs. 5 GasNZV sei als „Annex“ zu § 50 Abs. 1 GasNZV zu verstehen, der hier aber nicht Ermächtigungsgrundlage sei. § 50 Abs. 5 S. 1 GasNZV könne nicht Art. 39 Abs. 4 i. V. m. Art. 11 Abs. 4 Netzkodex ergänzen. Im Übrigen erfasse § 40 GasNZV nur die Pflicht zur Veröffentlichung solcher Daten, die für die Belieferung von Kunden und den Handel mit Gasmengen erforderlich seien, nicht aber die Informationssteuerung zwischen Netzbetreibern. Die Transparenzliste habe vor allem eine „Prangerwirkung“ und diene nicht der Information des Marktes. Art. 42 Abs. 3 Netzkodex ermächtige nicht zu der in der Festlegung angeordneten Evaluierungspflicht (Tenorziffer 9 b)). Die Norm verlange lediglich einen „Bericht über die Genauigkeit der Prognose für die nicht täglich gemessenen Ausspeisungen“, nicht aber einen Bericht zum Anreizsystem für SLP-Prognosen.

Die Festlegung sei nicht ordnungsgemäß bekannt gegeben. Eine öffentliche Bekanntgabe sei unzulässig. Eine Zustellung gemäß § 73 Abs. 1a S. 1 EnWG scheide aus, weil die Festlegung nicht auf § 29 Abs. 1 EnWG, sondern auf die Vorgaben des Netzkodex gestützt worden sei. Im Übrigen reiche die öffentliche Bekanntgabe des Tenors allein nicht aus, wenn – wie hier – der Tenor aus sich heraus nicht verständlich sei. Die Bundesnetzagentur hätte ferner nicht durch Verwaltungsakt in der Form einer Allgemeinverfügung handeln dürfen. Soweit die Festlegung die Kostenlast von Fernleitungsnetzbetreiber, Marktgebietsverantwortlichen und Verteilernetzbetreiber regle, berühre dies den Kernbereich der GasNZV und hätte der Verordnungsgeber bestimmen müssen. Die Festlegung sei außerdem formell rechtswidrig, weil sie mehrdeutig und unbestimmt sei (§ 37 Abs. 1 VwVfG). Der Adressatenkreis sei unklar. Es sei offen, ob „die Netzbetreiber“ alle Netzbetreiber einschließlich Fernleitungsnetzbetreiber und Betreiber von geschlossenen Verteilernetzen meine, oder nur Verteilernetzbetreiber. Das Handlungsziel sei unbestimmt. Es sei unklar, welche konkrete Handlung verlangt werde und welche Intensität diese aufweisen müsse. Der Begriff „Vorschlag“ (Tenorziffer 8) und die Kriterien in Tenorziffer 8 a) – f) seien unscharf. Sofern die Bundesnetzagentur zwingend eine tägliche Betrachtung vorgeben wolle, müsse sie selbst Regeln zu Schwellenwerten, Karenztagen u. ä. treffen, könne dies nicht den Beteiligten überlassen.

Die in der Festlegung gemachten Vorgaben für den Anreizmechanismus verstießen gegen die im Netzkodex vorgegebenen Kriterien (Art. 11 Abs. 4 a) Netzkodex). Die Bundesnetzagentur gehe ermessensfehlerhaft davon aus, dass sie initiativ einen Anreizmechanismus konkret vorschlagen könne. Die Betroffene bezweifelt, dass eine tagesscharfe Netzkontenabrechnung die Allokationsgüte verbessere. Die Genauigkeit der SLP-Prognose könne auch nicht anhand der Netzkonten bestimmt werden. Die Vorgabe, dass im Fall von Überallokationen Zahlungen an den Verteilernetzbetreiber zu leisten seien, setze Fehlanreize. Das Anreizsystem müsse ein Bonus-Element enthalten, dürfe nicht nur pönalisieren. Zahlungen an die Verteilernetzbetreiber bei besonders genauen Prognosen seien jedoch nicht vorgesehen. Es sei nicht nachgewiesen, nur eine bloße Vermutung, dass ein ausschließlicher Zusammenhang zwischen SLP-Allokationen und Regelenergie bestehe. Hinsichtlich des Zusammenhangs zwischen einer täglichen Betrachtung des Netzkontos als Ausdruck einer tagescharfen Optimierung des Standardlastprofils und dem Anfall von Regelenergie erkläre sie sich mit Nichtwissen. Die Einführung einer täglichen Netzkontenabrechnung beruhe auf modellhaften Vermutungen. Die Bundesnetzagentur hätte dies aufklären müssen.

Ursache für den Einsatz von Regelenergie seien nicht nur SLP-Entnahmestellen und gegebenenfalls deren ungenauen Prognosen, sondern auch andere Umstände, etwa das Verbrauchsverhalten der Kunden oder eine abweichende Ist-Temperatur. So könne im Rahmen der RLM-Bilanzierung Regelenergie entstehen, insbesondere bei als RLMmT geführten Entnahmestellen durch die untertägige Nutzung der Toleranzgrenzen. Auch die endliche Transportgeschwindigkeit des Gases löse Regelenergiebedarf aus. Darüber hinaus führten Abweichungen in den Netzkonten nicht zwingend zu Regelenergiebedarf, weil sich Differenzen im Marktgebiet ausgleichen könnten. Bei dem von der Betroffenen verwendeten analytischen Standardlastprofil hänge es vom Zufall ab, ob das Netzkonto trotz ordnungsgemäßer Allokation abgerechnet werde. Eine tägliche Netzkontoabrechnung führe systembedingt zu einer Abrechnung trotz regelgerechter Allokation.

Es sei auch unmöglich, die Vorgaben umzusetzen. So seien Lastprofile, die täglich passende Allokationswerte ausgäben, am Markt nicht verfügbar. Die Betroffene habe keine Möglichkeit, eine tagesgenaue Prognose abzugeben. Bei dem analytischen Standardlastprofilverfahren könne es denklogisch wegen des Zeitversatzes nicht zu einer tagesaktuellen Prognose des tatsächlichen Verbrauchs kommen. Kombiniere man die Restlast des Vor-Vortages mit einer Temperaturprognose für den Folgetag, entfalle die Berechenbarkeit des Zeitversatzes. Auch das synthetische Lastprofil-Verfahren könne nicht mehr optimiert werden. Im Mittel weiche die Prognosetemperatur von der gemessenen Ist-Temperatur um fast 1 Kelvin ab. Dies führe etwa im Temperaturbereich von 15 °C zu einer relativen Abweichung von 15 % (SLP-Statusbericht, S. 46 f., Anlage BF 4). Eine zielsichere Wetterprognose für den Liefertag sei nicht möglich. Einem Gasnetzbetreiber fehle es an den notwendigen eigenen Fähigkeiten, eine Temperaturprognose zu erstellen. Er könne allenfalls einen geeigneten Wetterdienstleister auswählen.

Nach Art. 11 Abs. 4 c) Netzkodex müsse die Aufteilung der Zuständigkeiten zwischen den beteiligten Parteien korrekt wiedergegeben werden. Dies bedeute, dass ein Anreizsystem im Verhältnis Verteilernetzbetreiber–Transportkunde hätte etabliert werden müssen. So minimiere sich durch eine genaue Prognose das Preisrisiko des Transportkunden für eventuell auftretende Mehr-/Mindermengen. Der Standardlastprofil-Anreizmechanismus treffe in seinen finanziellen Konsequenzen nicht den Gaslieferanten/Transportkunden, sondern den Verteilernetzbetreiber. Aufgrund des hohen Entwicklungsstandes des deutschen Gasmarktes bedürfe es überhaupt keines Standardlastprofil-Anreizsystems. Die Festlegung beachte auch nicht Art. 11 Abs. 4 e) Netzkodex, wonach die nationale Regulierungsbehörde regelmäßig überprüfen müsse, in welchem Umfang Änderungen am Mechanismus erforderlich sein könnten.

Eine tägliche Netzkontoabrechnung sei unverhältnismäßig, weder geeignet, erforderlich und angemessen. Die wirtschaftlichen Folgen für die Betroffene wären – je nach Szenario – erheblich. Diese Kosten würden netzentgeltseitig nicht berücksichtigt. Die Regelung verletze die Betroffene in ihren Rechten (Art. 2 Abs. 1, Art. 19 Abs. 3, 20 Abs. 3, Art. 14 Abs. 1 GG). Da die tägliche Netzkontoabrechnung rechtswidrig sei, schlage dies auch auf Tenorziffer 9 b) durch. Es erfolge keine echte Evaluierung des Anreizmechanismus durch die Bundesnetzagentur.

Die Betroffene beantragt,

den Beschluss vom 19.12.2014, Az. BK7-14-020, aufzuheben, soweit gemäß Tenorziffer 8 und 9 b) die Verpflichtung von (Verteiler)-Netzbetreibern festgelegt ist, einen Anreizmechanismus für die Bereitstellung einer genauen Prognose von Entnahmestellen mit Standardlastprofilen (SLP) nach weiteren Maßgaben der Beschwerdegegnerin vorzuschlagen sowie diesen Anreizmechanismus für SLP-Entnahmestellen ab dem 1.10.2016 umzusetzen bzw. regelmäßig zu überprüfen und der Bundesnetzagentur darüber zu berichten.

Die Bundesnetzagentur beantragt,

die Beschwerde zurückzuweisen.

Sie verweist auf die Gründe ihres Beschlusses und trägt ergänzend vor:

Sie könne als nationale Regulierungsbehörde nach Art. 39 Abs. 4 i. V. m. Art. 11 Netzkodex nicht nur zur Unterbreitung eines Vorschlags auffordern, sondern auch inhaltliche Vorgaben machen. Art. 11 Abs. 1 Netzkodex erlaube ihr, Anreize zur Liquiditätsverbesserung auf dem Gasgroßhandelsmarkt zu setzen. Sie könne daher entweder selbst oder einen solchen Mechanismus durch die Marktbeteiligten erarbeiten lassen. Die Transparenzliste könne auf § 50 Abs. 1 S. 1 Nr. 9 Gas NZV gestützt werden, wonach Vorgaben zu den Grundsätzen der Bilanzierung und zur Anwendung von Standardlastprofilen gemacht werden könnten (§§ 22, 24 GASNZV, vgl. auch § 50 Abs. 5 S. 1, § 40 Abs. 2 Nr. 3 GasNZV). Die Evaluierungspflicht folge aus Art. 42 Abs. 3 Netzkodex. „Bericht über die Genauigkeit der Prognose“ erfasse auch einen Bericht über das Ergebnis eines Anreizsystems.

Die streitgegenständliche Festlegung sei wirksam bekannt gegeben worden (§ 73 Abs. 1a S. 1 i. V. m. § 29 Abs. 1 EnWG). § 29 Abs. 1 EnWG sei ausdrücklich als Rechtsgrundlage benannt worden. Im Übrigen gebe der Netzkodex keine Handlungsform vor. Die Bundesnetzagentur sei gemäß § 50 Abs. 1 Nr. 9 GasNZV befugt, eine Festlegung zu erlassen. Es sei nicht erforderlich, über den Tenor hinaus weitere Textteile der Festlegung im Amtsblatt der Bundesnetzagentur öffentlich bekanntzumachen. Die Festlegung sei ausreichend bestimmt. Tenorziffer 8 lasse klar erkennen, dass die Verteilernetzbetreiber zusammen mit den Marktgebietsverantwortlichen einen Anreizmechanismus vorschlagen sollen. Als konkrete Handlung werden eine Zusammenarbeit und ein Vorschlag gefordert. Die Bundesnetzagentur sei auch nicht verpflichtet, detailliert alles vorzugeben. Vielmehr sei es erfolgversprechender und prozessökonomischer, wenn die Marktbeteiligten weitgehend selbst einen Vorschlag erarbeiteten und die Bundesnetzagentur nur einen Rahmen normiere.

Die Abrechnung anhand von Netzkonten sei als Teil der Qualitätskontrolle geeignet, um den angestrebten Anreizmechanismus umzusetzen. Zeitnah könnten Fehlentwicklungen bei Standardlastprofilverfahren systematisch festgestellt und Differenzmengen kontrolliert werden. Eine Monatsbetrachtung sei ungenau und suggeriere eine nicht gerechtfertigte Prognosegüte. Der durch täglich schwankende Differenzmengen entstehende Regelenergiebedarf solle durch ein Anreizsystem mit einer möglichst genauen Verbrauchsprognose auf Tagesbasis reduziert werden. Intention des Anreizsystems sei es nicht, eine exakte Übereinstimmung von Prognose und Ausspeisung zu erreichen. Das derzeit verwendete Standardlastprofil-Verfahren weise Schwächen auf, etwa bei saisonalen Schwankungen. So träten im Winterhalbjahr vermehrt Unterspeisungen und im Sommerhalbjahr Überspeisungen auf. Die Fehlmengensituation bei Standardlastprofil-Allokationen sei nach wie vor jahreszeitlich geprägt. Hierdurch entstünden insbesondere in den mengenrelevanten Wintermonaten teilweise massive Regelenergieeinsätze. Für die Verteilernetzbetreiber bestünde kein Eigeninteresse, Fehlmengen aus der Standardlastprofilanwendung mit Blick auf das Gesamtsystem zu vermeiden. Ein solcher Anreiz bestehe bisher nur zum Ende eines Abrechnungszeitraums (Monat oder Jahr). Jedoch werde der Regelenergieeinsatz taggenau bestimmt. Es sei keine generelle Verschärfung des Systems beabsichtigt, vielmehr nur eine zielgenauere Verbesserung der Standardlastprofile. Ein entsprechendes Anreizmodell setze auch keine Fehlanreize für Überallokationen. Es könne zwar nicht generell ausgeschlossen werden, dass einzelne Verteilernetzbetreiber zur Vermeidung von Zahlungen versuchen könnten, die Allokationen pauschal in Richtung einer dauerhaften Überspeisung anzuheben. Mit Blick auf das Verhalten der Verteilernetzbetreiber in der Vergangenheit und dem von Verteilernetzbetreibern geschilderten operativen Aufwand hierfür sei dies jedoch nicht zu erwarten.

Zwischen dem Regelenergiebedarf und den Schiefständen auf den Netzkonten bestehe ein relevanter Zusammenhang (Bericht zum Ausgleichs- und Regelenergiesystem Gas, „GABI-Bericht“ vom 1.4.2011). Standardlastprofile seien geeignet, Regelenergie zu vermeiden. Die durch SLP-Entnahmestellen verursachten Differenzmengen wirkten sich auf das gesamte Netz aus. Dass sich möglicherweise Mehr- oder Mindermengen bei unterschiedlichen Kundengruppen ausglichen, Differenzmengen auch bei registrierender Leistungsmessung entstehen könnten, stelle dies nicht infrage. Bei registrierender Leistungsmessung (RLM) existiere auch ein Anreizsystem aus festgelegten Grenzwerten und Flexibilitätskostenbeiträgen, um Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisungen zu vermeiden. Etwaige Ungenauigkeiten durch nicht identifizierbare Fehlmengen, Messungenauigkeiten, Verluste, Brennwertschwankungen oder die Transportgeschwindigkeit des Gases stünden dem Anreizsystem nicht entgegen. Es sei sinnvoll, den Betrachtungszeitraum auf den Zeitraum anzupassen, der auch für den externen Regelenergieeinsatz gelte.

Art. 11 Abs. 4 a) Netzkodex verlange kein Bonus-Element im Sinne einer Sondervergütung bei Erreichen einer bestimmten Leistungsvorgabe. Das Anreizsystem habe ferner keine Vorfinanzierungsfunktion für die Regelenergiebeschaffung der Marktgebietsverantwortlichen. Regelenergie werde ausschließlich über eine separat von den Transportkunden zu erhebende Bilanzierungsumlage von den Marktgebietsverantwortlichen finanziert. Kosten und Erlöse würden für die jeweilige Umlageperiode verrechnet, nach der Festlegung nunmehr getrennt nach Kundengruppen und Art der Leistungsmessung auf verschiedenen Umlagekonten. Im Übrigen würden die Zahlungen lediglich als Abschlag auf die zukünftigen Mehr- und Mindermengen geleistet, was ebenfalls gegen eine Finanzierungsfunktion spreche.

Die Standardlastprofilanwendung könne weiter verbessert werden. Dass sich möglicherweise etwa bei dem analytischen Lastprofilverfahren durch den 2-Tages-Versatz bei einer täglichen Betrachtung Nachteile ergeben könnten, rechtfertige keinen Bestandsschutz dieses Verfahrens. So habe der Statusbericht zum Standardlastprofilverfahren Gas festgestellt, dass künftige Ansätze wohl mit der Aufhebung des 2-Tages-Versatzes einhergehen müssten (Statusbericht zum Standardlastprofilverfahren Gas, Anlage BF4, S. 59). Der Tagesversatz führe tendenziell zu höheren Fehlmengen. Bei der monatlichen Betrachtung ergebe sich für das analytische Verfahren nur scheinbar eine bessere Prognosegüte. Im Übrigen bestehe aber auch bei dem analytischen Lastprofilverfahren durch Optimierungsfaktoren noch Entwicklungspotenzial. Auch wenn bestimmte Umstände nicht vollständig zu beeinflussen seien, könne hier noch optimiert werden, etwa hinsichtlich der Profilfunktion, Anpassung der Verbrauchskurve bei kalten Temperaturen, der Wahl der Wetterstation, der Güte Temperatur-Vorhersagemodelle oder des Zeithorizonts (Statusbericht zum Standardlastprofilverfahren Gas, Anlage BF4, S. 66 f.; Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH, Weiterentwicklung des Standardlastprofilverfahrens Gas, Stand Juli 2015, Anlage BG2, S. 21). Dies umzusetzen, sei nach § 24 GasNZV Sache der Verteilernetzbetreiber. Die derzeitigen Optimierungsmöglichkeiten erforderten es daher nicht, neue Standardlastprofilfunktionen in den Markt einzuführen.

Die in Tenorziffer 9 b) angeordnete Überprüfungspflicht entspreche den Vorgaben des Art. 11 Abs. 4 e) Netzkodex. Damit die Bundesnetzagentur den entsprechenden Bericht erstellen könne, sei sie auf eine ausreichende Grundlage und Informationen und Analyse der Netzbetreiber und Marktgebietsverantwortlichen angewiesen. Die monatliche Übersendungspflicht der Netzkonten durch die Marktgebietsverantwortlichen nach Tenorziffer 8 e) sei für einen Überblick über die Gesamtsituation der Marktbeteiligten erforderlich (Art. 39 Abs. 4 i. V. m. Art. 11 Abs. 1 und 4 e), Art. 42 Abs. 3 Netzkodex).

Es bestehe auch ein ausreichender Rechtsschutz, wie das anhängige Verfahren zeige. So könne die Betroffene gegen etwaige, von ihr als unangemessen erachtete Bestimmungen in einer Kooperationsvereinbarung zivilgerichtlich vorgehen. Sie könne auch in der Projektgruppe „tägliche Netzkontenabrechnung“, der themenspezifischen Projektgruppe der sogenannten „Verhandlungsdelegation“ zur Kooperationsvereinbarung, mitarbeiten. Die Verteilernetzbetreiber seien in dieser Projektgruppe im Übrigen federführend.

Die weitere Beteiligte (…) meint, die Betroffene sei nicht mehr beschwert, nachdem in der Kooperationsvereinbarung Schwellenwerte und Karenztage definiert worden seien und sich faktisch keine finanzielle Mehrbelastung ergebe. Die Einführung einer täglichen Netzkontenabrechnung sei sinnvoll, weil so ein sachgerechter Anreiz zur Verbesserung der Prognosen gesetzt werde. Es müssten für die jeweiligen Verantwortlichen, die Bilanzkreisverantwortliche und Netzbetreiber, Anreize geschaffen werden, um den Regelenergiebedarf so gering wie möglich zu halten. Für Bilanzkreisverantwortliche bestehe bereits heute ein Anreiz, möglichst präzise Prognosen für Ausspeisungen an RLM-Entnahmestellen vorzunehmen. Hingegen unterliege der Bilanzkreisverantwortliche bei Fehlmengen an SLP-Ausspeisepunkten keinem finanziellen Anreiz. Der Bilanzkreisverantwortliche könne die Prognosen und Allokationen nicht ohne Weiteres beeinflussen, müsse den sich aus der SLP-Allokation ergebenden Wert in seinen Bilanzkreis einspeisen, um den Bilanzkreis ausgeglichen zu bewirtschaften. Verantwortlich für Fehlmengen sei bei SLP-Prognosen daher allein der Ausspeisenetzbetreiber, dem gegenüber daher ein Anreiz gesetzt werden müsse. Das Netzkonto sei ein Instrument zur Qualitätskontrolle. Das Anreizsystem werde nicht dadurch infrage gestellt, dass Regelenergieeinsätze auch durch andere Umstände entstehen könnten und Kompensationseffekte möglich seien. Die „Schiefstände“ in den Netzkonten beruhten maßgeblich auf nicht genauen SLP-Prognosen und seien eine wesentliche Ursache für den Regelenergiebedarf. Es seien keine neue Daten- oder Informationsstrukturen aufzubauen. Die bestehenden Kommunikations- und Datenaustauschmöglichkeiten zwischen Verteilernetzbetreiber und Marktgebietsverantwortlichen könnten genutzt werden.

Die bisherige monatliche Betrachtungsweise saldiere über einen Monat auftretende Über- und Unterallokationen. Dies bevorzuge ungerechtfertigt solche Netzbetreiber, deren Netzkontosaldo in einem Monat sowohl Unter- als auch korrespondierende Überallokationen aufweise. Dieser Effekt schlage sich insbesondere bei solchen Ausspeisenetzbetreibern nieder, die das analytische Standardlastprofilverfahren nutzten. Durch den 2-Tages-Versatz schwankten die Schiefstände innerhalb eines Monats um den Nullpunkt und saldierten sich in der Regel innerhalb eines Monats bis auf den 2-Tages-Versatz. Eine tägliche Abrechnung sei sinnvoll, weil Regelenergie ebenfalls auf Tagesbasis beschafft werde. Es seien weitere Verbesserungen möglich, etwa durch die Wahl der Wetterstation oder einer Kontrolle der Stammdaten. Das Anreizsystem habe keine wesentliche Finanzierungsfunktion. Es sei primär geschaffen worden, um eine möglichst gute SLP-Prognose zu ermöglichen. So könne das Anreizsystem auch dazu führen, dass der Marktgebietsverantwortliche Zahlungen an den Ausspeisenetzbetreiber zu leisten habe.

Die Betroffene habe ausreichende Rechtsschutzmöglichkeiten. Sie sei nicht verpflichtet, eine Kooperationsvereinbarung zu unverhältnismäßigen oder unzumutbaren Bedingungen abzuschließen. Sie könne gegebenenfalls die Einleitung eines Missbrauchsverfahrens bei der Bundesnetzagentur beantragen. Im Übrigen stehe ihr der Zivilrechtsweg offen. Es sei nicht erkennbar, dass es zu unverhältnismäßigen Regeln kommen werde.

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

B.

Die Beschwerde hat keinen Erfolg.

I.

Die Beschwerde ist zulässig.

1.

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

2.

Die Betroffene ist Adressatin der Festlegung und daher beschwerdebefugt (§ 75 Abs. 2 i. V. m. § 66 Abs. 2 Nr. 2 EnWG).

Der Umstand, dass die Betroffene möglicherweise durch die geplante Kooperationsvereinbarung im Ergebnis finanziell nicht stärker als bisher belastet sein wird, stellt die Beschwerdebefugnis nicht infrage. Die Bundesnetzagentur gibt durch die Festlegung verbindlich einen Rahmen vor, der den Abschluss einer für die Betroffenen nachteiligen, tagesscharfen Kooperationsvereinbarung ermöglicht. Durch die Verpflichtung, an einem Anreizsystem mitzuwirken, mit dem für Verteilernetzbetreiber einschränkende und stärker kontrollierende Maßnahmen geschaffen werden, ist die Betroffene ebenfalls belastet.

3.

Die Betroffene begehrt die isolierte Aufhebung der Tenorziffern 8 und 9 b), soweit Verteilernetzbetreiber verpflichtet werden, einen Anreizmechanismus für eine genauere SLP-Prognose vorzuschlagen, umzusetzen, regelmäßig zu überprüfen und zu berichten. Der hier beanstandete Teil der Festlegung ist teilbar und kann daher isoliert angegriffen werden.

Ein Verwaltungsakt ist teilbar, wenn der Rest nach erfolgreicher Anfechtung des rechtswidrigen Teils als selbstständiger Verwaltungsakt bestehen kann, ohne seine ursprüngliche Bedeutung zu ändern (Pietzcker in Schoch/Schneider/Bier, VwGO, Februar 2016, § 42 Abs. 1 VwGO, Rn. 13). Steht der verbleibende Teil in einem untrennbaren Zusammenhang mit der Gesamtentscheidung, ist eine Teilanfechtung ausgeschlossen (Pietzcker in Schoch/Schneider/Bier, VwGO, Februar 2016, § 42 Abs. 1 VwGO, Rn. 13). Bei Ermessensentscheidungen oder Entscheidungen mit einem planerischen Gestaltungsspielraum darf die Teilaufhebung nicht dazu führen, dass der Behörde ein Rest aufgezwungen wird, den sie so nicht erlassen hätte (Pietzcker in Schoch/Schneider/Bier, VwGO, Februar 2016, § 42 Abs. 1 VwGO, Rn. 13).

Danach ist der angegriffene Teil der Festlegung isoliert angreifbar. Die beanstandete Verpflichtung, einen Anreizmechanismus vorzuschlagen, umzusetzen, zu überprüfen und zu berichten, steht in keinem untrennbaren Zusammenhang mit der Gesamtintention der Festlegung. Es handelt sich bei den Vorgaben in Zusammenhang mit der Weiterentwicklung des Anreizmechanismus bei Standardlastprofilen um eine selbstständige Anordnung der Regulierungsbehörde. Es ist nicht erkennbar, dass die Bundesnetzagentur die Festlegung ohne den hier angegriffenen Teil überhaupt nicht oder so nicht erlassen hätte. So wendet sich die Bundesnetzagentur im Verfahren auch nicht gegen die isolierte Anfechtbarkeit der Regelung. Entfielen hier die von der Betroffenen angegriffenen Anordnungen, die die Vorgaben einer tagesscharfen SLP-Netzkontoabrechnung betreffen, bliebe der Rest der Festlegung als abgrenzbarer Teil inhaltlich unverändert und eigenständig umsetzbar.

II.

Die Beschwerde ist jedoch unbegründet.

Die von der Bundesnetzagentur in Tenorziffer 8 und 9 b) angeordneten Regeln, um mit Hilfe der Verteilernetzbetreiber einen Anreizmechanismus für eine bessere SLP-Prognose vorzuschlagen, umzusetzen (Tenorziffer 8 und 8 d)) sowie regelmäßig zu überprüfen und zu berichten (Tenorziffer 9 b), sind rechtmäßig. Die Anordnungen verstoßen weder gegen die Vorgaben aus dem Netzkodex noch gegen höherrangige nationale Bestimmungen.

1.

Die Vorgaben für den Anreizmechanismus halten sich im Rahmen der Ermächtigungsgrundlage und der vom Netzkodex vorgegebenen Grenzen.

a)

Die Verpflichtung, dass die Netzbetreiber unter Mitwirkung der Marktgegebenheiten einen Anreizmechanismus vorschlagen und umsetzen sollen, ergibt sich aus Art. 39 Abs. 4 Netzkodex.

Art. 39 Abs. 4 Netzkodex ermächtigt die nationalen Regulierungsbehörden dazu, Fernleitungsnetzbetreiber und Verteilernetzbetreiber aufzufordern, einen Anreizmechanismus zur Bereitstellung einer genauen Prognose für die nicht täglich gemessenen Ausspeisungen eines Netznutzers vorzuschlagen. Dieser Anreizmechanismus soll den in Art. 11 Abs. 4 Netzkodex festgelegten Kriterien entsprechen (Art 39 Abs. 4 a. E. Netzkodex).

Die Bundesnetzagentur hat diese Vorgaben mit Tenorziffer 8 der Festlegung umgesetzt. Die SLP-Entnahmestellen sind solche Ausspeisepunkte, die anders als RLM-Messstellen nicht täglich gemessen werden. Die Reichweite der Ermächtigung wird auch nicht dadurch überschritten, dass die Bundesnetzagentur nicht nur das „Ob“ bestimmt hat, sondern in der Festlegung bereits einen Rahmen normiert hat, in dem sich der vorzuschlagende Anreizmechanismus bewegen soll. Art. 39 Abs. 4 Netzkodex verweist auf Art. 11 Abs. 4 Netzkodex. Die Norm ermächtigt nicht nur dazu, zu (irgendeinem) Anreizmechanismus-Vorschlag aufzufordern. Vielmehr soll bereits die Aufforderung zu einem Anreizmechanismus die Vorgaben des Art. 11 Abs. 4 Netzkodex im Blick haben.

Die Aufforderung zur Vorlage eines Anreizmechanismus beachtet auch die Vorgaben des Art. 11 Abs. 4 Netzkodex. So gibt die Festlegung vor, dass Mehr- und Minder-Differenzmengen abzurechnen sind (vgl. Art. 11 Abs. 4 a) Netzkodex). Die streitgegenständliche Festlegung sieht hierbei die unterschiedlichen Funktionen und Aufgaben der Beteiligten und den Entwicklungsstand des deutschen Gasmarktes (vgl. Art. 11 Abs. 4 b) und c) Netzkodex). Sie übernimmt in weiten Teilen den früheren Rechtszustand, entwickelt diesen fort. Eine echte Neuregelung findet lediglich in Teilbereichen statt, etwa hinsichtlich der tagesscharfen Netzkontoabrechnung bei SLP-Entnahmestellen. Aber auch dies baut auf bereits etablierten Berechnungs- und Abrechnungsmethoden im deutschen Gasmarkt auf. Dies entspricht der Intention des Netzkodex, bessere Prognosen und verursachungsbezogene Kostenverteilungen zu schaffen (vgl. etwa Gedanke Art. 25 Abs. 3, Art. 26 Abs. 3, Erwägungsgrund 5 Netzkodex, siehe unten).

b)

Auch die vorgesehene Transparenzliste (Tenorziffer 8 f)), beruht auf einer ausreichenden Ermächtigungsgrundlage. Damit sollen die Marktgebietsverantwortlichen die Verteilernetzbetreiber im Internet veröffentlichen, die eine überdurchschnittliche Abweichung von dem festgesetzten Schwellenwert aufweisen oder die den einschlägigen Prozessen zur Datenübermittlung nicht ausreichend nachkommen.

Nach § 50 Abs. 1 S. 1 Nr. 9 GasNZV kann die Bundesnetzagentur Festlegungen zu Teil 5 Abschnitt 1 der GasNZV (Bilanzierung) erlassen, um berechtigte Bedürfnisse des Marktes angemessen zu berücksichtigen. Sie hat dabei zu beachten, dass ein Bilanzausgleichssystem einen effizienten Netzzugang ermöglichen, und soweit erforderlich, auch Anreize gegen eine missbräuchliche Nutzung der Bilanzausgleichsdienstleistungen enthalten soll. § 50 Abs. 5 S. 1 GasNZV erlaubt ferner, mittels Festlegung Netzbetreiber zu verpflichten, über die Angaben in § 40 GasNZV hinaus weitere Informationen zu veröffentlichen, die für den Wettbewerb im Gashandel oder bei der Belieferung von Kunden erforderlich sind.

Die – schon bisher bestehende – Transparenzliste ist Teil der in Abschnitt 1 geregelten Bilanzierungsregimes. § 50 Abs. 5 S. 1 GasNZV ermächtigt hierbei dazu, den Netzbetreibern Veröffentlichungspflichten aufzuerlegen. Die Bundesnetzagentur geht innerhalb des ihr zustehenden Regulierungsermessens ermessensfehlerfrei davon aus, dass die Anordnung erforderlich ist. Durch die mit der Liste angeordnete Transparenz sollen Netzkunden Kenntnis davon erhalten, wer gegebenenfalls für etwaige Abweichungen und Schwierigkeiten bei der Datenübermittlung (mit)-ursächlich ist. Dies dient ferner dem Ziel, den Wettbewerb im Gashandel transparenter zu gestalten und zu verbessern.

c)

Auch die angeordnete zweijährige Evaluierungs- und Berichtspflicht nach Tenorziffer 9 b) der Festlegung beruht auf einer ausreichenden Ermächtigungsgrundlage.

Art 42 Abs. 3 Netzkodex verlangt von der prognostizierenden Partei, dass diese mindestens alle zwei Jahre einen Bericht über die Genauigkeit der Prognose für die nicht täglich gemessenen Ausspeisungen eines Netznutzers veröffentlicht. Die Bundesnetzagentur setzt in ihrer Festlegung zu Tenorziffer 9 b) diese Vorgabe für Verteilernetzbetreiber um. Sie fordert dazu auf, unter Mitwirkung der Marktgebietsverantwortlichen die Prognosegüte der Standardlastprofile und das Anreizsystem für SLP-Entnahmestellen regelmäßig zu überprüfen und der Beschlusskammer nach Einführung des Anreizmechanismus alle zwei Jahre über die Ergebnisse der jeweiligen Evaluierung zu berichten. Der Bericht soll hierbei Angaben über die in dem Berichtszeitraum erzielte Prognosegenauigkeit enthalten. Diese Pflicht bezieht sich ersichtlich auf die Vorgabe aus dem Netzkodex, konkretisiert in Art. 42 Abs. 3 Netzkodex. Mit der Anordnung will die Bundesnetzagentur erreichen, dass die Verteilernetzbetreiber im 2-Jahres-Rhythmus ihre Prognosegenauigkeit überprüfen und berichten. Dass die Regulierungsbehörde in ihrer Festlegung den Wortlaut des Netzkodex nicht wörtlich wiederholt hat, steht nicht entgegen.

2.

Die Bundesnetzagentur hat die Festlegung wirksam gemäß § 73 Abs. 1a S. 1 EnWG bekannt gemacht.

Nach § 73 Abs. 1a S. 1 EnWG kann die Zustellung durch öffentliche Bekanntmachung ersetzt werden, wenn Entscheidungen der Regulierungsbehörde durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 EnWG oder durch Änderungsbeschluss nach § 29 Abs. 2 EnWG gegenüber allen oder einer Gruppe von Netzbetreibern oder von sonstigen Verpflichteten einer Vorschrift getroffen werden. Die öffentliche Bekanntmachung wird dadurch bewirkt, dass der verfügende Teil der Festlegung oder des Änderungsbeschlusses, die Rechtsbehelfsbelehrung und ein Hinweis auf die Veröffentlichung der vollständigen Entscheidung auf der Internetseite der Regulierungsbehörde und im Amtsblatt der Regulierungsbehörde bekannt gemacht werden.

Die Bundesnetzagentur hat hier durch eine Festlegung Vorgaben für den Netzanschluss und Netzzugang im Gasbereich im Sinne des § 29 EnWG gemacht, so dass die Zustellung durch öffentliche Bekanntmachung erfolgen konnte. Dass Grundlage für die Entscheidung auch der Netzkodex ist, steht einer Anwendung der Vorschrift nicht entgegen. So sollen die GasNZV und die streitgegenständliche Festlegung die Bedingungen regeln, zu denen die Netzbetreiber den Netzzugangsberechtigten im Sinne des § 20 Abs. 1 EnWG Zugang zu ihren Leitungsnetzen gewähren (§ 1 GasNZV). Bedingungen und Methoden für den Netzzugang sind ausdrücklich in § 29 EnWG genannt.

3.

Es ist ferner nicht zu beanstanden, dass die Bundesnetzagentur die europarechtlichen Vorgaben durch eine Festlegung näher konkretisiert hat. Eine Umsetzung durch eine Rechtsverordnung war hier nicht erforderlich.

Die Bundesnetzagentur ist gemäß § 50 Gas NZV befugt, Vorgaben für den Gasbereich und einen effizienten Netzzugang zu machen. Die Festlegung ist nach dem EnWG als Handlungsalternative vorgesehen, um bestimmte europarechtliche, gesetzliche oder verordnungsrechtliche Vorgaben detaillierter umzusetzen (vgl. z. B. § 13j, 14 Abs. 1a S. 5, 15a Abs. 5, 17d Abs. 8, 22 Abs. 2 S. 5, 23a Abs. 1, 29 Abs. 1, 40 Abs. 6, 58a Abs. 4, 65 Abs. 2a S. 3 EnWG). Es ist hier – angesichts der verbindlichen Vorgaben aus dem Netzkodex – nicht erkennbar, dass die von der Betroffenen in der streitgegenständlichen Festlegung angegriffenen Regelungen, der Pflicht zur Netzkontenführung und tagesscharfen Netzkontenabrechnung, diesen Rahmen überschreiten. Der Grundsatz des Vorbehalts des Gesetzes (Art. 20 Abs. 3 GG) ist nicht verletzt. Die konkretisierenden Bestimmungen greifen nicht derart gravierend in Rechte ein, dass diese Anordnungen nur durch eine höherrangige Norm, etwa eine Verordnung, hätte normiert werden dürfen. Das durch den Netzkodex vorgegebene System wird nicht abgeändert oder umgestaltet.

4.

Die Festlegung ist auch hinreichend bestimmt. Es ist für die Betroffene erkennbar, welches Verhalten von ihr verlangt wird. Es ist ersichtlich, dass sich die Tenorziffern 8 und 9 b) (auch) an Verteilernetzbetreiber richten und diese zu einem bestimmten Handeln aufgefordert werden sollen. Es kann hierbei hinsichtlich des angegriffenen Teils offen bleiben, ob von der Tenorziffer neben den Verteilernetzbetreibern möglicherweise auch die Fernleitungsnetzbetreiber erfasst sind. Insoweit ist die Betroffene durch eine möglicherweise bestehende Unbestimmtheit nicht beschwert.

Auch soweit die Betroffene sich dagegen wehrt, dass der Begriff „Vorschlag“ unkonkret sei, greift dieser Einwand nicht durch. Zwar hat die Bundesnetzagentur nicht den Inhalt eines in allen Einzelheiten zu machenden Vorschlags vorgegeben. Dies war jedoch auch nicht geboten. Vielmehr sollen die Beteiligten selbst einen Anreizmechanismus entwickeln. Die Bundesnetzagentur hat in den Tenorziffern 8 a) – f) den Rahmen erläutert, wie ein entsprechender Vorschlag und Anreizmechanismus ausgerichtet sein soll. Sie hat insoweit die Vorgaben aus Art. 39 Abs. 4 i. V. m. Art. 11 Abs. 4 Netzkodex näher konkretisiert und ausgeformt.

5.

Der von der Bundesnetzagentur in Tenorziffer 8 vorgegebene Rahmen für einen von den Netzbetreibern und Marktgebietsverantwortlichen vorzuschlagenden Anreizmechanismus sowie die sich hieraus ergebenden Handlungspflichten sind sachgerecht und halten sich im Rahmen der Vorgaben des Netzkodex.

a) Regulierungsermessen

Bei der Ausgestaltung der Vorgaben aus dem Netzkodex zur Umsetzung des Anreizmechanismus steht der Bundesnetzagentur ein Regulierungsermessen zu, soweit sie die Vorgaben aus dem Netzkodex beachtet.

Sind gesetzlich normierte Grundlagen auszufüllen, unterliegt dies der uneingeschränkten Überprüfung durch den Tatrichter, soweit es um die Ermittlung der tatsächlichen Grundlagen geht (vgl. BGH, Beschluss 27.1.2015, EnVR 39/13, Rn. 13, „Thyssengas GmbH“). Ist eine wertende Betrachtung erforderlich, eine Vielzahl von Fragen einzubeziehen, die nicht exakt im Sinne von „richtig oder falsch“ beantwortet werden kann, ist ein Spielraum eröffnet (vgl. BGH, Beschluss 27.1.2015, EnVR 39/13, Rn. 13, „Thyssengas GmbH“). So steht den Regulierungsbehörden etwa im Rahmen der rechtlichen Vorgaben bei der Auswahl der einzelnen Parameter und Methoden im Rahmen des Effizienzvergleichs ein Spielraum zu, der in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum, in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleichkommt (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 10, 25 ff., juris; BGH, Beschlüsse vom 22.07.2014, EnVR 58/12 und EnVR EnVR 59/12, Rn. 13, juris). Ob und inwieweit es sich bei den der Regulierungsbehörde eröffneten Spielräumen um einen Beurteilungsspielraum auf der Tatbestandsseite der Norm oder um ein Regulierungsermessen auf der Rechtsfolgenseite handelt, kann offenbleiben. Die für diese beiden Kategorien geltenden Kontrollmaßstäbe unterscheiden sich eher verbal und weniger in der Sache (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 26 f. m. w. Nachw., juris).

Nach diesen Grundsätzen ist die Frage, wie ein vorzuschlagender Anreizmechanismus fortentwickelt werden soll, von der Bundesnetzagentur innerhalb des ihr zustehenden Beurteilungsspielraums bzw. Regulierungsermessens auszufüllen. So kommen verschiedene Modelle in Betracht, wie die vom Netzkodex gewünschte Prognoseverbesserung erreicht werden kann. Das Verfahren ist darauf angelegt, möglichst ergebnisoffen durch die Beteiligten einen auszuformenden Anreizmechanismus entwickeln und vorschlagen zu lassen. Dies verdeutlicht, dass verschiedene Optionen geprüft und abgewogen werden sollen. Eine exakte Einordnung nur eines bestimmten Anreizmechanismus im Sinne eines „richtig oder falsch“ ist daher weder gewollt noch möglich.

b) Tagesscharfe Netzkontenabrechnung

Die Bundesnetzagentur setzt mit Tenorziffer 8 in rechtmäßiger Weise die Vorgaben aus Art. 39 Abs. 4 Netzkodex im Rahmen des ihr zustehenden Beurteilungsspielraums bzw. Regulierungsermessens um.

aa)

Es ist nicht zu beanstanden, dass die Regulierungsbehörde in der Festlegung auch inhaltliche Vorgaben für einen Anreizmechanismus bestimmt hat. Die Betroffene geht unzutreffend davon aus, dass der Bundesnetzagentur nur das Recht zustehe, die Netzbetreiber und Marktgebietsverantwortlichen nur hinsichtlich des „Ob“ eines Vorschlags aufzufordern. Wie bereits erläutert, bezieht sich die Aufforderung zu einem Vorschlag auch auf die Vorgaben aus Art. 11 Abs. 4 Netzkodex. Insoweit konkretisiert die Bundesnetzagentur die sich aus dem Netzkodex ergebenden Bedingungen.

Der in Tenorziffer 8 der streitgegenständlichen Festlegung vorgegebene Anreizmechanismus einer tagesscharfen Abrechnung der Ein- und Ausspeisungen entspricht der Intention des Netzkodex und ist in der Sache nicht zu beanstanden. Die Bundesnetzagentur geht gut nachvollziehbar davon aus, dass durch einen Gleichlauf des Zeitraums der tagesscharfen Abrechnung und der Regelenergiebeschaffung sowie der taggenauen Abrechnung der Mehr-/Mindermengen tendenziell die Prognosegenauigkeit verbessert werden kann. Mit dem ins Auge gefassten Anreizmechanismus kann eine bessere verursachungsgerechte Betrachtung des Regelenergieaufwands erreicht werden. Die Bundesnetzagentur hat nicht die Grenzen des ihr zustehenden Regulierungsermessens überschritten. So zielt der Netzkodex darauf ab, die Prognosegenauigkeit bei SLP-Messstellen zu verbessern, und will insgesamt erreichen, dass die Ausgleichs- und Regelenergieeinsätze reduziert werden (vgl. etwa Erwägungsgrund 6, Art. 4 Abs. 1, Art. 25 Abs. 3, Art. 26 Abs. 3, Art. 39 Abs. 4, Art. 42 Abs. 3 Netzkodex).

Es liegt hierbei auf der Hand, dass die bislang praktizierte monatsscharfe Abrechnung die über einen Monat stark schwankenden Wetter- und Temperaturverhältnisse nur grob und letztlich unzureichend abbilden kann. Eine monatliche Betrachtung kann ein unzutreffendes Bild der tatsächlichen Verhältnisse, insbesondere des Umfangs von einem Netzbetreiber verursachten Regelenergieeinsatzes, bewirken. Weist ein Netzbetreiber in einem Monat erhebliche Über- und Unterspeisungen auf, die sich über den Monat weitgehend nivellieren, ergibt sich rechnerisch das Bild einer „guten Prognose“, obwohl tatsächlich erhebliche Regelenergiemengen angefallen sind. Ein tagesscharfes Abrechnungssystem sorgt hier für mehr Transparenz und ermöglicht eine verursachungsgerechte Zuordnung der Regelenergiekosten. Hierbei ist auch zu sehen, dass ein wesentlicher Anteil der Ausspeisemenge des Gases auf der Basis von SLP-Allokationen erfolgt (GABI-Gas Bericht 2011, S. 52 ff., 61 ff.). Verbesserungen dienen gerade in diesem Bereich dazu, den Einsatz von Regelenergie zu reduzieren.

Das geplante Anreizmodell berücksichtigt auch den Entwicklungsstand des deutschen Gasmarktes (vgl. Art. 11 Abs. 4 d) Netzkodex). Die bisher geltenden Regeln werden nicht vollständig geändert, vielmehr in weiten Teilen beibehalten und nur fortentwickelt. Dass nunmehr eine tagesgenaue Betrachtung der Netzkonten erfolgt, ist eine in sich nachvollziehbare Verbesserung des bisherigen monatsscharfen Systems hin zu einer genaueren Prognosegüte der SLP-Messungen (vgl. zur Anreizwirkung monatsscharfer Abrechnung: Bericht zum Ausgleichs- und Regelenergiesystem Gas, „GABI Gas-Bericht“, vom 1.4.2011, S. 10). Es setzt auf dem bisherigen Entwicklungsstand und geltenden Regeln auf. Dass ein Anreizmodell zur Beseitigung der Schiefstände bei den Netzkonten sinnvoll sein könnte, war bereits 2010 diskutiert worden (Stellungnahme BDEW vom 12.3.2010, Maßnahmen zur Behebung von systematischen Schieflagen im RAM-System, Anlage BF6, S. 2; vgl. auch Mitteilung Nr. 4 der Bundesnetzagentur vom 24.3.2010, Anlage BF7, und GABI-Gas Bericht 2011, S. 167).

bb)

Es ist hierbei Sache der Verteilernetzbetreiber, die Standardlastprofilfunktion anzuwenden und zu entwickeln (vgl. § 24 GasNZV). Der Bilanzkreisverantwortliche kann seine Prognosen und Allokationen an den nicht mit RLM-erfassten Messstellen kaum selbst beeinflussen, muss für einen ausgeglichenen Bilanzkreis den sich aus der SLP-Allokation ergebenden Wert in seinen Bilanzkreis einspeisen.

cc)

Auch der Einwand der Betroffenen, es sei nicht nachgewiesen, dass zwischen SLP-Allokationen und Regelenergie ein ausschließlicher Zusammenhang bestehe, greift nicht durch. So ist schon ein „ausschließlicher Zusammenhang“ nicht erforderlich, um eine Anreizregelung zu schaffen. Vielmehr ist es ausreichend, wenn ein relevanter Zusammenhang zwischen SLP-Prognosen und Regelenergieeinsatz besteht. Der Anreizmechanismus muss geeignet sein, den Regelenergieeinsatz zu verringern. Die Bundesnetzagentur und die weitere Beteiligte haben dies überzeugend dargelegt.

2009 wurde ein deutlich erhöhter Regelenergiebedarf festgestellt, wobei als Ursache auch unzureichende Standardlastprofile gesehen wurden (Mitteilung Nr. 4 der Bundesnetzagentur vom 24.3.2010, Anlage BF7, S. 1, 6; Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 15 f., Bericht zum Ausgleichs- und Regelenergiesystem Gas, „GABI-Gas Bericht 2011“ vom 1.4.2011, S. 163 f.). So war im GABI-Gas Bericht 2011 ausgeführt worden, „dass die vorhandenen synthetischen Lastprofile derzeit offensichtlich nicht in vollem Umfang die Verbrauchssituation von Haushalts- oder Gewerbekunden widerspiegeln.“ (GABI-Gas Bericht 2011, S. 78). Der BDEW/VKU/GEODE-Leitfaden zur Abwicklung von Standardlastprofilen Gas vom 30.6.2016 verweist darauf, dass der „Überwachung von SLP-Prozessen und Allokationsgüte und deren Auswirkung auf die Netzkontensalden der Netzbetreiber im Rahmen der Stabilität des gesamten GaBi-Modells eine nicht unerhebliche Bedeutung“ zukomme (Leitfaden 2016, S. 11). Die weitere Beteiligte hat anhand verschiedener Grafiken erläutert, dass ein Zusammenhang zwischen ungenauen SLP-Prognosen und Regelenergie besteht (Grafik Bl. 334, 336, 450 GA; Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 26, 33).

Dass Regelenergie auch durch andere Umstände, wie etwa Verluste, die Dauer des Gastransport u. ä., entstehen kann, schließt eine Anreizregelung nicht aus. Weder die Bundesnetzagentur noch die weitere Beteiligte bestreiten, dass Regelenergie anderweitig ausgelöst werden kann. So wird sich Regelenergie nie ganz vermeiden lassen, kann durch Verluste, ungenaue Messungen oder eine Abweichung des tatsächlichen Gasverbrauchs von dem anhand von Funktionskurven geschätzten Verbrauch entstehen. Auch der Umstand, dass sich im Einzelfall Über- und Unterspeisungen verschiedener Verteilernetzbetreiber ausgleichen können und dadurch – eher zufällig – der Einsatz von Regelenergie verringert werden kann, steht einem Anreizsystem nicht entgegen. Im Übrigen hat sich herausgestellt, dass durchaus strukturelle Probleme bestehen. So ist festzustellen, dass es im Winter tendenziell zu Unter- und im Sommer eher zu Überspeisungen kommt (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 21, 35; Bericht Weiterentwicklung SLP, Anlage BG2, S. 1).

Die Bundesnetzagentur geht im Rahmen ihres Regulierungsermessens anhand der Gesamtumstände nachvollziehbar davon aus, dass ungenaue SLP-Prognosen jedenfalls eine wesentliche Ursache für einen Regelenergieeinsatz sind. Dies wird europaweit ebenso gesehen, wie der Netzkodex verdeutlicht. Es liegt nahe, dass bei einer Verbesserung der Prognosegenauigkeit, gerade auch durch eine tagesscharfe Netzkontoabrechnung, Regelenergieeinsätze tendenziell reduziert werden können.

dd)

Die bisher praktizierten Prognosemodelle sind auch noch weiter zu verbessern. Es überzeugt nicht, dass alle Verbesserungsmöglichkeiten „ausgereizt“ sein sollen. Es ist nicht ersichtlich, dass es für die Betroffene unmöglich wäre, eine Verbesserung ihrer Lastprofile zu erreichen. Die Bundesnetzagentur hat überzeugend erläutert, dass noch Entwicklungsmöglichkeiten bestehen.

Dass das synthetische Standardlastprofilverfahren insbesondere bei kalten Temperaturen, noch verbesserungsfähige strukturelle Schwächen aufweist, hat der Statusbericht SLP verdeutlicht (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 40, 48, 49, 65, 66; FfE, Weiterentwicklung des Standardlastprofilverfahrens Gas, Juli 2015, Anlage BG2, S. 1, „Bericht Weiterentwicklung SLP“). Es ist vor dem Hintergrund der Versorgungssicherheit bedenklich und korrekturbedürftig, dass hoher Regelenergiebedarf gerade bei extremer Kälte anfällt, wie etwa im Februar 2012 (vgl. Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 17, 21). Der Statusbericht SLP (Anlage BF4, S. 41) und der Bericht Weiterentwicklung SLP haben verschiedene Verbesserungsmöglichkeiten geprüft, wie eine Anpassung der Profilfunktion bei kalten Temperaturen, bessere Temperaturmessungen und –prognosen, Nutzung eines dynamischen Korrekturfaktors oder saisonalen Ausgleichsfaktors (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 41, 48, 49; Bericht Weiterentwicklung SLP, Anlage BG2, S. 1). So ist inzwischen eine Linearisierung der Profile für den kalten Temperaturbereich erfolgt, um so frühere systematische Fehler zu korrigieren; die Profile bei hohen Temperaturen im Warmwasserbereich wurden überprüft (Leitfaden 2016, S. 14). Dass möglicherweise kein Anlass besteht, beide Prognosemethoden grundsätzlich vollständig neu oder anderes zu gestalten, schließt Änderungsmöglichkeiten nicht aus (vgl. GABI-Gas Bericht 2011, S. 164).

Die Bundesnetzagentur weist zutreffend darauf hin, dass das im analytischen Verfahren verwendete Modell des 2-Tages-Versatzes strukturell ungenau ist, wenn es nicht mit einer Temperaturprognose kombiniert wird. Die Annahme, dass die Temperatur am Vor-Vortag auch am Liefertag gelte, mag aus Vereinfachungsgründen nachvollziehbar sein. Es handelt sich hierbei jedoch in der Sache eher nur um eine grobe Schätzung des für den Liefertag benötigten Gases. Der 2-Tages-Versatz kann ohne weitere Korrekturfaktoren kaum für einzelne Liefertage eine sichere Prognose, insbesondere bei einem Wetterumschwung, gewährleisten. Er wirkt sich wie ein Temperaturprognosefehler aus (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 42). Das Wetter und die Temperaturen ändern sich tendenziell täglich und nicht monatlich. Wird etwa – wie in der mündlichen Verhandlung deutlich geworden ist – das analytische Verfahren ohne Optimierungsfaktoren angewandt, ist ein Verbesserungspotential offensichtlich. Es überzeugt nicht, dass etwa trotz einer kurzfristig heraufziehenden Kaltfront, der Gasbedarf so geplant wird, als ob sich Wetter und Temperaturen nicht änderten. Trotz Kenntnis eines gravierenden Wetterumschwungs wird auf Anpassungen verzichtet und ein unnötig hoher Regelenergiebedarf generiert.

Daher bestehen auch bei dem analytischen Standardlastprofilverfahren Verbesserungsmöglichkeiten. So ist es denkbar, den Zeitversatz mit einer Temperaturprognose und weiteren Faktoren zu kombinieren, um für den Liefertag zu einer möglichst genauen Prognose zu kommen. Nach dem Statusbericht SLP könnte es möglicherweise sinnvoll sein, den Zwei-Tages-Versatz abzuschaffen (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 58). Sollten tatsächlich bei dem analytischen Standardlastprofilverfahren keine Verbesserungsoptionen mehr bestehen, können Betroffene ggfs. – wie die meisten Verteilernetzbetreiber (vgl. GABI-Gas Bericht 2011, S. 63) – das synthetische Standardlastprofil verwenden. Ein Bestandsschutz, ein bestimmtes Standardlastprofilverfahren auch in Zukunft nutzen zu können, besteht nicht.

ee)

Dass die Prognoseschätzungen mit Unsicherheiten verbunden sind, stellt einen Anreizmechanismus ebenfalls nicht infrage. Bei der Verwendung von Lastprofilen sind Ungenauigkeiten systemimmanent (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 9).

Eine Verbesserung der Prognosegenauigkeit ist daher auch deshalb nicht von vornherein sinnlos, weil möglicherweise in bestimmten Temperaturbereichen, etwa in der Übergangszeit, Abweichungen von weniger als einem Grad Celsius zu relativ erheblichen Abweichungen von 15 % führen können (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 46 f.). Die Prognosegenauigkeit steigt aber bei höheren und niedrigeren Temperaturen deutlich, beträgt etwa bei 0 Grad Celsius nur noch 5 % (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 47). Bei noch kälteren Temperaturen sind die Schätzungen noch genauer. In der Praxis ergeben sich Abweichungen von ca. 5 % bis 6 % (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 10). Letztlich geht es darum, die Differenz zwischen Soll- und Ist-Wert durch bestimmte Berechnungsparameter zu verringern.

ff)

Dass Fehlanreize durch eine Änderung des Abrechnungssystems zusammen mit den Regeln in einer Kooperationsvereinbarung, insbesondere durch unterschiedlich hohe Schwellenwerte, nicht von vornherein ausgeschlossen werden können, steht der Rechtmäßigkeit der Vorgaben in der streitgegenständlichen Festlegung ebenfalls nicht entgegen.

Die Bundesnetzagentur hat nachvollziehbar erläutert, dass ein strukturelles, missbräuchliches Einspeiseverhalten in der Vergangenheit nicht erkennbar gewesen sei. Sie gehe davon aus, dass sich dies auch in der Zukunft nicht ändern werde. Diese Sichtweise ist jedenfalls nachvollziehbar und hält sich im Rahmen des der Bundesnetzagentur zustehenden Regulierungsermessens. Sollte sich künftig herausstellen, dass es tatsächlich zu Fehlanreizen kommen sollte, könnte die Bundesnetzagentur gegebenenfalls Gegenmaßnahmen ergreifen, etwa die streitgegenständliche Festlegung selbst ändern (vgl. zur Änderungsbefugnis BGH, Beschluss vom 12.7.2016, EnVR 15/15) oder im Rahmen eines Aufsichtsverfahrens gegen Bestimmungen in der Kooperationsvereinbarung oder einzelne Verteilernetzbetreiber vorgehen. Dass in der Vergangenheit auch auf etwaige Fehlentwicklung bei der Regelenergiebeschaffung reagiert wurde, hat der GABI-Gas Bericht 2011 gezeigt (S. 30, Optimieren des eigenen Portfolios auf Kosten des Ausgleichs- und Regelenergiesystems).

gg)

Es ist auch nicht geboten, das Anreizsystem zwingend mit einem Belohnungs- oder Bonus-Modell zu verbinden.

Nach dem Netzkodex soll ein „Anreizmodell“ geschaffen werden, um Netzbetreiber zu einer besseren Verbrauchsprognose anzuhalten. Der Änderungsdruck muss nicht durch Vergünstigungen oder Zahlungen für (besonders) sachgerechtes Verhalten erfolgen. Vielmehr können Anreize auch durch eine Pönalisierung gesetzt werden, etwa Regelenergiekosten verursachungsgerecht auf die hierfür Verantwortlichen zu verteilen. Im Übrigen sieht die geplante Kooperationsvereinbarung keineswegs nur Zahlungen an die Marktgebietsverantwortlichen vor, sondern umgekehrt auch Zahlungen an die Verteilernetzbetreiber, wenn diese ihre Abweichungen innerhalb bestimmter Schwellenwerte halten.

hh)

Es ist ferner nicht erkennbar, dass es sich bei dem von der Bundesnetzagentur mit der Festlegung vorgegebenen Anreizmodell für SLP-Messungen vorrangig um ein Finanzierungsinstrument für Marktgebietsverantwortliche handelt.

Die Finanzierung der Regelenergie erfolgt über eine Bilanzierungsumlage, in der die sich aus der Regelenergie ergebenden Kosten und Erlöse verrechnet werden. Die Kosten werden dann von den Transportkunden getragen. Hierbei ist zu sehen, dass Zahlungen nicht endgültig erbracht werden, sondern als Abschlag auf künftige Mehr- oder Mindermengen. Die Abrechnung erfolgt daher getrennt von den übrigen Einnahmen und Ausgaben der Marktgebietsverantwortlichen. Hierbei haben die Marktgebietsverantwortlichen gegebenenfalls auch Zahlungen an die Verteilernetzbetreiber zu leisten, wenn diese sich bei der Führung ihrer Netzkonten innerhalb bestimmter Schwellenwerte halten. Es kann daher auch zu Auszahlungen kommt.

Dem System steht nicht entgegen, dass Verteilernetzbetreiber gegebenenfalls Regelenergiekosten im Rahmen der Abrechnung vorzufinanzieren haben. Diese können durch eine möglichst genaue Prognose die Höhe ihrer Abschlagszahlungen beeinflussen und ggfs. reduzieren. Dass durch eine unzureichende Prognose möglicherweise höhere Abschlagszahlungen entstehen, kann – verursachungsgerecht – den Anreiz erhöhen, bessere Prognosen zu erstellen.

ii)

Die Betroffene hat auch ausreichende Rechtsschutzmöglichkeiten gegen die Ausgestaltung des Anreizmechanismus. Dies gilt auch, wenn die in der Kooperationsvereinbarung getroffenen Regeln, insbesondere Schwellenwerte und Karenztage, möglicherweise später geändert werden sollten.

Die Betroffene ist im Rahmen ihrer Kooperationspflicht zwar zur Mitwirkung bei dem Abschluss einer Kooperationsvereinbarung verpflichtet (vgl. § 21 Abs. 1b) S. 7 EnWG). Dies bedeutet jedoch nicht, dass sie von ihr als nicht hinnehmbar angesehene Regeln uneingeschränkt akzeptieren muss.

Es kann dahinstehen, ob die Betroffene ihre Rechte wirksam auf dem Zivilrechtsweg geltend machen kann. Jedenfalls bleibt die Möglichkeit, eine nicht den Vorgaben des EnWG und den Wertungen der streitgegenständlichen Festlegung und des Netzkodex entsprechende Kooperationsvereinbarung mit der Beantragung eines Aufsichts- oder Missbrauchsverfahrens überprüfen zu lassen (§§ 30, 31, 65 EnWG). Die Kooperationsvereinbarung steht hierbei nicht neben den energiewirtschaftsrechtlichen Regeln, sondern füllt diese aus. Die an der Kooperationsvereinbarung Beteiligten können nicht wirksam dem EnWG entgegenstehende Regeln vereinbaren. So sieht auch § 61 Kooperationsvereinbarung 2016 vor, dass die Vertragspartner die Kooperationsvereinbarung ändern werden, „sofern dies erforderlich ist, um insbesondere einschlägigen Gesetzen oder Rechtsverordnungen, und/oder rechtsverbindlichen Vorgaben nationaler oder internationaler Gerichte und Behörden, insbesondere Festlegungen und dazu ergangene Mitteilungen der Bundesnetzagentur, und/oder allgemein anerkannten Regeln der Technik zu entsprechen“.

100

Die Bundesnetzagentur war vor diesem Hintergrund auch zur Gewährleistung eines ausreichenden Rechtsschutzes Betroffener nicht verpflichtet, den Abschluss einer Kooperationsvereinbarung zwingend an eine behördliche Genehmigung oder Billigung zu koppeln.

101

Danach ist die Anordnung, eine tägliche Abrechnung der Netzkonten und, einen Anreizmechanismus vorzuschlagen, auch verhältnismäßig.

c) Angeordnete Handlungspflichten

102

Aus den genannten Gründen sind ferner die angeordneten Handlungspflichten für die Betroffene rechtmäßig. Der von der Bundesnetzagentur mit der Festlegung vorgegebene Rahmen für ein Anreizmodell überschreitet nicht die Grenzen des der Bundesnetzagentur zustehenden Regulierungsermessens.

103

Die Anordnung in der Festlegung, dass die Netzbetreiber unter Mitwirkung der Marktgebietsverantwortlichen einen Anreizmechanismus vorzuschlagen haben, ist nicht zu beanstanden. Dies ermöglicht den betroffenen Netzbetreibern, von sich aus Vorschläge für eine sachgerechte Prognose für Standardlastprofilverfahren zu machen. Dies ist gegenüber einer detaillierten, von der Bundesnetzagentur vorgegebenen Regelung auch das mildere Mittel und gibt den Netzbetreibern flexibler die Möglichkeit, ihre Interessen in das Verfahren einzubringen.

104

Die Anordnung, dass der Anreizmechanismus regelmäßig zu überprüfen, hierüber zu berichten ist, ist ebenfalls verhältnismäßig und rechtmäßig. Die Anordnung entspricht – wie bereits erörtert – den Vorgaben des Art. 42 Abs. 3 Netzkodex.

III.

105

Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 2 EnWG.

106

Den Gegenstandswert für das Beschwerdeverfahren setzt der Senat im Hinblick auf die wirtschaftliche Bedeutung und nach den übereinstimmenden Angaben der Beteiligten auf 250.000 Euro fest (§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO).

107

Der Senat hat die Rechtsbeschwerde zum Bundesgerichtshof zugelassen, weil die streitgegenständliche Frage grundsätzliche Bedeutung im Sinne des § 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG hat.

108

Rechtsmittelbelehrung:

109

Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf einer Verletzung des Rechts beruht (§§ 546, 547 ZPO). Sie ist binnen einer Frist von einem Monat schriftlich bei dem Oberlandesgericht Düsseldorf, Cecilienallee 3, 40474 Düsseldorf, einzulegen. Die Frist beginnt mit der Zustellung dieser Beschwerdeentscheidung. Die Rechtsbeschwerde ist durch einen bei dem Beschwerdegericht oder Rechtsbeschwerdegericht (Bundesgerichtshof) einzureichenden Schriftsatz binnen eines Monats zu begründen. Die Frist beginnt mit der Einlegung der Beschwerde und kann auf Antrag von dem oder der Vorsitzenden des Rechtsbeschwerdegerichts verlängert werden. Die Begründung der Rechtsbeschwerde muss die Erklärung enthalten, inwieweit die Entscheidung angefochten und ihre Abänderung oder Aufhebung beantragt wird. Rechtsbeschwerdeschrift und -begründung müssen durch einen bei einem deutschen Gericht zugelassenen Rechtsanwalt unterzeichnet sein. Für die Regulierungsbehörde besteht kein Anwaltszwang; sie kann sich im Rechtsbeschwerdeverfahren durch ein Mitglied der Behörde vertreten lassen (§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG).

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VwGO

(1) Jeder hat das Recht auf die freie Entfaltung seiner Persönlichkeit, soweit er nicht die Rechte anderer verletzt und nicht gegen die verfassungsmäßige Ordnung oder das Sittengesetz verstößt. (2) Jeder hat das Recht auf Leben und körperliche Unver

(1) Das Eigentum und das Erbrecht werden gewährleistet. Inhalt und Schranken werden durch die Gesetze bestimmt. (2) Eigentum verpflichtet. Sein Gebrauch soll zugleich dem Wohle der Allgemeinheit dienen. (3) Eine Enteignung ist nur zum Wohle der All

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VwGO

5 Referenzen - Urteile

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published on 21/01/2014 00:00

Bundesgerichtshof

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

published on 22/07/2014 00:00

Bundesgerichtshof

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

published on 12/07/2016 00:00

Bundesgerichtshof

Tenor Die Rechtsbeschwerde gegen den Beschluss des 3. Kartellsenats des Oberlandesgerichts Düsseldorf vom 4. Februar 2015 wird zurückgewiesen.

SubjectsBau- und Architektenrecht, Nutzungsuntersagung und -änderung, andere, Verwaltungsrecht

published on 27/01/2015 00:00

Bundesgerichtshof

BUNDESGERICHTSHOF BESCHLUSS E n V R 3 9 / 1 3 Verkündet am: 27. Januar 2015 Bürk Amtsinspektorin als Urkundsbeamtin der Geschäftsstelle in dem energiewirtschaftsrechtlichen Verwaltungsverfahren Nachschlagewerk

SubjectsHandels- und Gesellschaftsrecht, Immobilienrecht, Insolvenzrecht, Wirtschaftsrecht, Zivilprozessrecht

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Annotations

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 24 Standardlastprofile

(1) Verteilnetzbetreiber wenden für die Allokation der Ausspeisemengen von Letztverbrauchern bis zu einer maximalen stündlichen Ausspeiseleistung von 500 Kilowattstunden pro Stunde und bis zu einer maximalen jährlichen Entnahme von 1,5 Millionen Kilowattstunden vereinfachte Methoden (Standardlastprofile) an.

(2) Die Verteilnetzbetreiber können Lastprofile auch für Letztverbraucher mit höheren maximalen Ausspeiseleistungen oder höheren jährlichen Entnahmen als die in Absatz 1 genannten Grenzwerte festlegen. Darüber hinaus können die Verteilnetzbetreiber abweichend von Absatz 1 auch niedrigere Grenzwerte festlegen, wenn bei Berücksichtigung der in Absatz 1 genannten Grenzwerte ein funktionierender Netzbetrieb technisch nicht zu gewährleisten ist oder die Festlegung niedrigerer Grenzwerte im Einzelfall mit einem Transportkunden vereinbart ist. Höhere oder niedrigere Grenzwerte kann der Verteilnetzbetreiber auch lediglich für einzelne Gruppen von Letztverbrauchern festlegen. Innerhalb einer solchen Lastprofilgruppe sind die Grenzwerte jedoch einheitlich auf alle Letztverbraucher anzuwenden. Legt der Verteilnetzbetreiber höhere oder niedrigere Grenzwerte fest, hat er dies der Regulierungsbehörde unverzüglich anzuzeigen.

(3) Standardlastprofile müssen sich am typischen Abnahmeprofil verschiedener Gruppen von Letztverbrauchern orientieren, insbesondere von:

1.: Gewerbebetrieben,
2.: Kochgaskunden,
3.: Heizgaskunden.

Bei der Entwicklung und Anwendung der Standardlastprofile haben Verteilnetzbetreiber darauf zu achten, dass der Einsatz von Regelenergie möglichst reduziert wird. Die Anwendung eines Standardlastprofils für Kochgaskunden hat ab dem 1. Oktober 2011 zu erfolgen.

(4) Örtliche Verteilnetzbetreiber sind verpflichtet, für jeden Lastprofilkunden des Transportkunden eine Prognose über den Jahresverbrauch festzulegen, die in der Regel auf dem Vorjahresverbrauch basiert. Die Prognose ist dem Transportkunden mitzuteilen. Dieser kann unplausiblen Prognosen widersprechen und dem örtlichen Verteilnetzbetreiber eine eigene Prognose unterbreiten. Kommt keine Einigung zustande, legt der örtliche Verteilnetzbetreiber die Prognose über den Jahresverbrauch fest. In begründeten Ausnahmefällen kann die Jahresverbrauchsprognose vom Transportkunden und dem örtlichen Gasverteilnetzbetreiber gemeinsam auch unterjährig angepasst werden.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 20 Zugang zu den Energieversorgungsnetzen

(1) Betreiber von Energieversorgungsnetzen haben jedermann nach sachlich gerechtfertigten Kriterien diskriminierungsfrei Netzzugang zu gewähren sowie die Bedingungen, einschließlich möglichst bundesweit einheitlicher Musterverträge, Konzessionsabgaben und unmittelbar nach deren Ermittlung, aber spätestens zum 15. Oktober eines Jahres für das Folgejahr Entgelte für diesen Netzzugang im Internet zu veröffentlichen. Sind die Entgelte für den Netzzugang bis zum 15. Oktober eines Jahres nicht ermittelt, veröffentlichen die Betreiber von Energieversorgungsnetzen die Höhe der Entgelte, die sich voraussichtlich auf Basis der für das Folgejahr geltenden Erlösobergrenze ergeben wird. Sie haben in dem Umfang zusammenzuarbeiten, der erforderlich ist, um einen effizienten Netzzugang zu gewährleisten. Sie haben ferner den Netznutzern die für einen effizienten Netzzugang erforderlichen Informationen zur Verfügung zu stellen. Die Netzzugangsregelung soll massengeschäftstauglich sein.

(1a) Zur Ausgestaltung des Rechts auf Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen nach Absatz 1 haben Letztverbraucher von Elektrizität oder Lieferanten Verträge mit denjenigen Energieversorgungsunternehmen abzuschließen, aus deren Netzen die Entnahme und in deren Netze die Einspeisung von Elektrizität erfolgen soll (Netznutzungsvertrag). Werden die Netznutzungsverträge von Lieferanten abgeschlossen, so brauchen sie sich nicht auf bestimmte Entnahmestellen zu beziehen (Lieferantenrahmenvertrag). Netznutzungsvertrag oder Lieferantenrahmenvertrag vermitteln den Zugang zum gesamten Elektrizitätsversorgungsnetz. Alle Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sind verpflichtet, in dem Ausmaß zusammenzuarbeiten, das erforderlich ist, damit durch den Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen, der den Netznutzungs- oder Lieferantenrahmenvertrag abgeschlossen hat, der Zugang zum gesamten Elektrizitätsversorgungsnetz gewährleistet werden kann. Der Netzzugang durch die Letztverbraucher und Lieferanten setzt voraus, dass über einen Bilanzkreis, der in ein vertraglich begründetes Bilanzkreissystem nach Maßgabe einer Rechtsverordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen einbezogen ist, ein Ausgleich zwischen Einspeisung und Entnahme stattfindet.

(1b) Zur Ausgestaltung des Zugangs zu den Gasversorgungsnetzen müssen Betreiber von Gasversorgungsnetzen Einspeise- und Ausspeisekapazitäten anbieten, die den Netzzugang ohne Festlegung eines transaktionsabhängigen Transportpfades ermöglichen und unabhängig voneinander nutzbar und handelbar sind. Zur Abwicklung des Zugangs zu den Gasversorgungsnetzen ist ein Vertrag mit dem Netzbetreiber, in dessen Netz eine Einspeisung von Gas erfolgen soll, über Einspeisekapazitäten erforderlich (Einspeisevertrag). Zusätzlich muss ein Vertrag mit dem Netzbetreiber, aus dessen Netz die Entnahme von Gas erfolgen soll, über Ausspeisekapazitäten abgeschlossen werden (Ausspeisevertrag). Wird der Ausspeisevertrag von einem Lieferanten mit einem Betreiber eines Verteilernetzes abgeschlossen, braucht er sich nicht auf bestimmte Entnahmestellen zu beziehen. Alle Betreiber von Gasversorgungsnetzen sind verpflichtet, untereinander in dem Ausmaß verbindlich zusammenzuarbeiten, das erforderlich ist, damit der Transportkunde zur Abwicklung eines Transports auch über mehrere, durch Netzkopplungspunkte miteinander verbundene Netze nur einen Einspeise- und einen Ausspeisevertrag abschließen muss, es sei denn, diese Zusammenarbeit ist technisch nicht möglich oder wirtschaftlich nicht zumutbar. Sie sind zu dem in Satz 5 genannten Zweck verpflichtet, bei der Berechnung und dem Angebot von Kapazitäten, der Erbringung von Systemdienstleistungen und der Kosten- oder Entgeltwälzung eng zusammenzuarbeiten. Sie haben gemeinsame Vertragsstandards für den Netzzugang zu entwickeln und unter Berücksichtigung von technischen Einschränkungen und wirtschaftlicher Zumutbarkeit alle Kooperationsmöglichkeiten mit anderen Netzbetreibern auszuschöpfen, mit dem Ziel, die Zahl der Netze oder Teilnetze sowie der Bilanzzonen möglichst gering zu halten. Betreiber von über Netzkopplungspunkte verbundenen Netzen haben bei der Berechnung und Ausweisung von technischen Kapazitäten mit dem Ziel zusammenzuarbeiten, in möglichst hohem Umfang aufeinander abgestimmte Kapazitäten in den miteinander verbundenen Netzen ausweisen zu können. Bei einem Wechsel des Lieferanten kann der neue Lieferant vom bisherigen Lieferanten die Übertragung der für die Versorgung des Kunden erforderlichen, vom bisherigen Lieferanten gebuchten Ein- und Ausspeisekapazitäten verlangen, wenn ihm die Versorgung des Kunden entsprechend der von ihm eingegangenen Lieferverpflichtung ansonsten nicht möglich ist und er dies gegenüber dem bisherigen Lieferanten begründet. Betreiber von Fernleitungsnetzen sind verpflichtet, die Rechte an gebuchten Kapazitäten so auszugestalten, dass sie den Transportkunden berechtigen, Gas an jedem Einspeisepunkt für die Ausspeisung an jedem Ausspeisepunkt ihres Netzes oder, bei dauerhaften Engpässen, eines Teilnetzes bereitzustellen (entry-exit System). Betreiber eines örtlichen Verteilernetzes haben den Netzzugang nach Maßgabe einer Rechtsverordnung nach § 24 über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen durch Übernahme des Gases an Einspeisepunkten ihrer Netze für alle angeschlossenen Ausspeisepunkte zu gewähren.

(1c) Verträge nach den Absätzen 1a und 1b dürfen das Recht zum Wechsel des Messstellenbetreibers nach den Vorschriften des Messstellenbetriebsgesetzes weder behindern noch erschweren. Verträge nach Absatz 1a müssen Verträge mit Aggregatoren nach den §§ 41d und 41e ermöglichen, sofern dem die technischen Anforderungen des Netzbetreibers nicht entgegenstehen.

(1d) Der Betreiber des Energieversorgungsnetzes, an das eine Kundenanlage oder eine Kundenanlage zur betrieblichen Eigenversorgung angeschlossen ist, hat den Zählpunkt zur Erfassung der durch die Kundenanlage aus dem Netz der allgemeinen Versorgung entnommenen und in das Netz der allgemeinen Versorgung eingespeisten Strommenge (Summenzähler) sowie alle Zählpunkte bereitzustellen, die für die Gewährung des Netzzugangs für Unterzähler innerhalb der Kundenanlage im Wege der Durchleitung (bilanzierungsrelevante Unterzähler) erforderlich sind. Bei der Belieferung der Letztverbraucher durch Dritte findet im erforderlichen Umfang eine Verrechnung der Zählwerte über Unterzähler statt. Einem Summenzähler nach Satz 1 stehen durch einen virtuellen Summenzähler rechnerisch ermittelte Summenmesswerte eines Netzanschlusspunktes gleich, wenn alle Messeinrichtungen, deren Werte in die Saldierung eingehen, mit intelligenten Messsystemen nach § 2 Satz 1 Nummer 7 des Messstellenbetriebsgesetzes ausgestattet sind. Bei nicht an ein Smart-Meter-Gateway angebundenen Unterzählern ist eine Verrechnung von Leistungswerten, die durch standardisierte Lastprofile nach § 12 Absatz 1 der Stromnetzzugangsverordnung ermittelt werden, mit am Summenzähler erhobenen 15-minütigen Leistungswerten des Summenzählers aus einer registrierenden Lastgangmessung zulässig.

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

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 8 Abwicklung des Netzzugangs

(1) Die Netzbetreiber sind verpflichtet, von Transportkunden bereitgestellte Gasmengen an den vom Transportkunden benannten Einspeisepunkten des Marktgebiets zu übernehmen und an den vom Transportkunden benannten Ausspeisepunkten des Marktgebiets mit demselben Energiegehalt zu übergeben. Die Nämlichkeit des Gases braucht bei der Ausspeisung nicht gewahrt zu bleiben.

(2) Fernleitungsnetzbetreiber haben frei zuordenbare Kapazitäten anzubieten, die es ermöglichen, gebuchte Ein- und Ausspeisekapazitäten ohne Festlegung eines Transportpfads zu nutzen. Transportkunden ist es zu ermöglichen, Ein- und Ausspeisekapazitäten unabhängig voneinander, in unterschiedlicher Höhe und zeitlich voneinander abweichend zu buchen. Die Rechte an gebuchten Kapazitäten (Kapazitätsrechte) berechtigen den Transportkunden, im Rahmen dieser Kapazitätsrechte Gas an jedem gebuchten Einspeisepunkt für die Ausspeisung an jedem gebuchten Ausspeisepunkt des betreffenden Marktgebiets bereitzustellen. § 9 Absatz 3 Satz 2 Nummer 2 und 3 bleibt unberührt.

(3) Nachgelagerte Netzbetreiber bestellen bei den ihrem Netz unmittelbar vorgelagerten Fernleitungsnetzbetreibern feste Ausspeisekapazitäten an den Netzkopplungspunkten (interne Bestellung), um insbesondere die dauerhafte Versorgung von Letztverbrauchern mit Gas im eigenen und in den nachgelagerten Netzen zu gewährleisten. § 9 Absatz 4 und die §§ 11 bis 18 finden auf interne Bestellungen keine Anwendung.

(4) Die kapazitätsbezogene Abwicklung von Transporten zwischen örtlichen Verteilernetzen erfolgt nach der Inanspruchnahme des vorgelagerten örtlichen Verteilernetzes durch das nachgelagerte örtliche Verteilernetz. Der nachgelagerte örtliche Verteilernetzbetreiber hat dem vorgelagerten örtlichen Verteilernetzbetreiber die zur Abwicklung von Transporten erforderliche Vorhalteleistung rechtzeitig anzumelden.

(5) Für Letztverbraucher mit registrierender Lastgangmessung und einem in der Regel nicht planbaren, extrem hohen und extrem schwankenden Gasverbrauch kann der Ausspeisenetzbetreiber technische Ausspeisemeldungen und die Einhaltung technischer Grenzen verlangen, soweit dies für die Systemintegrität des Ausspeisenetzes erforderlich ist und entsprechend vereinbart wurde.

(6) Zur Abwicklung netzübergreifender Transporte haben die Netzbetreiber eine Kooperationsvereinbarung abzuschließen, in der sie die Einzelheiten ihrer Zusammenarbeit regeln, die notwendig sind, um einen transparenten, diskriminierungsfreien, effizienten und massengeschäftstauglichen Netzzugang zu angemessenen Bedingungen zu gewähren.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 65 Aufsichtsmaßnahmen

(1) Die Regulierungsbehörde kann Unternehmen oder Vereinigungen von Unternehmen verpflichten, ein Verhalten abzustellen, das den Bestimmungen dieses Gesetzes sowie den auf Grund dieses Gesetzes ergangenen Rechtsvorschriften entgegensteht. Sie kann 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.

(2) Kommt ein Unternehmen oder eine Vereinigung von Unternehmen seinen Verpflichtungen nach diesem Gesetz oder den auf Grund dieses Gesetzes erlassenen Rechtsverordnungen nicht nach, so kann die Regulierungsbehörde die Maßnahmen zur Einhaltung der Verpflichtungen anordnen.

(2a) Hat ein Betreiber von Transportnetzen aus anderen als zwingenden, von ihm nicht zu beeinflussenden Gründen eine Investition, die nach dem Netzentwicklungsplan nach § 12c Absatz 4 Satz 1 und 3 oder § 15a in den folgenden drei Jahren nach Eintritt der Verbindlichkeit nach § 12c Absatz 4 Satz 1 oder § 15a Absatz 3 Satz 8 durchgeführt werden musste, nicht durchgeführt, fordert die Regulierungsbehörde ihn mit Fristsetzung zur Durchführung der betreffenden Investition auf, sofern die Investition unter Zugrundelegung des jüngsten Netzentwicklungsplans noch relevant ist. Um die Durchführung einer solchen Investition sicherzustellen, kann die Regulierungsbehörde nach Ablauf der Frist nach Satz 1 ein Ausschreibungsverfahren zur Durchführung der betreffenden Investition durchführen oder den Transportnetzbetreiber verpflichten, eine Kapitalerhöhung im Hinblick auf die Finanzierung der notwendigen Investitionen durchzuführen und dadurch unabhängigen Investoren eine Kapitalbeteiligung zu ermöglichen. Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 zum Ausschreibungsverfahren nähere Bestimmungen treffen.

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

(4) § 30 Abs. 2 bleibt unberührt.

(5) Die Absätze 1 und 2 sowie die §§ 68, 69 und 71 sind entsprechend anzuwenden auf die Überwachung von Bestimmungen dieses Gesetzes und von auf Grund dieser Bestimmungen ergangenen Rechtsvorschriften durch die nach Landesrecht zuständige Behörde, soweit diese für die Überwachung der Einhaltung dieser Vorschriften zuständig ist und dieses Gesetz im Einzelfall nicht speziellere Vorschriften über Aufsichtsmaßnahmen enthält.

(6) Die Bundesnetzagentur kann gegenüber Personen, die gegen Vorschriften der Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 verstoßen, sämtliche Maßnahmen nach den Absätzen 1 bis 3 ergreifen, soweit sie zur Durchsetzung der Vorschriften der Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 erforderlich sind.

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 50 Festlegungen

(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde unter Beachtung der Anforderungen eines sicheren Netzbetriebs Entscheidungen durch Festlegungen nach § 29 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen:

1.: zu den Verträgen nach den §§ 3, 7 und 33 sowie den Geschäftsbedingungen nach § 3 Absatz 6, den §§ 4 und 40 Absatz 1a Nummer 2, sofern nicht ein Standardangebot angewendet wird;
2.: zu den Voraussetzungen und Grenzen für technische Ausspeisemeldungen nach § 8 Absatz 5;
3.: zu Verfahren und Anforderungen an eine Registrierung des Transportkunden beim Netzbetreiber oder des Bilanzkreisverantwortlichen beim Marktgebietsverantwortlichen nach § 6, insbesondere zu Fristen, die bei der Registrierung einzuhalten sind, soweit dies erforderlich ist, um die Diskriminierungsfreiheit der Registrierung zu gewährleisten;
4.: zu Ermittlung und Angebot von Kapazitäten nach § 9, insbesondere zum Verfahren zur Beschaffung von Maßnahmen nach § 9 Absatz 3 Satz 2 Nummer 1 bis 3, sowie zu Kapazitätsprodukten nach § 11;
5.: (weggefallen)
6.: zu den Kapazitätsbuchungsplattformen nach § 12; sie kann insbesondere festlegen, dass ein Anteil kurzfristiger Kapazitäten in anderer Weise, insbesondere durch implizite Auktionen, zugewiesen werden kann, wenn dies erforderlich ist, um insbesondere durch eine Kopplung der Märkte die Liquidität des Gasmarktes zu erhöhen;
7.: zum Verfahren für die Beschaffung, den Einsatz und die Abrechnung von Regelenergie nach Teil 5 Abschnitt 2 dieser Verordnung, insbesondere zu den Mindestangebotsgrößen, Ausschreibungszeiträumen, und den einheitlichen Bedingungen, die Anbieter von Regelenergie erfüllen müssen;
8.: zum System und der Beschaffenheit des Netzanschlusses von Anlagen zur Aufbereitung von Biogas an das Gasversorgungsnetz, der Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz, zur Vereinheitlichung von technischen Anforderungen für Anlagen und Netzanschluss, einschließlich Abweichungen von den Vorgaben in § 36 Absatz 1, der Arbeitsblätter G 260, G 262 und G 685 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs e. V. (Stand 2007)⁴sowie des Netzzugangs und der Bilanzierung von Transportkunden von Biogas;
9.: zum Bilanzierungssystem nach Teil 5 Abschnitt 1 dieser Verordnung, um berechtigte Bedürfnisse des Marktes angemessen zu berücksichtigen, sowie insbesondere zu einer von § 23 Absatz 2 Satz 2 abweichenden Bemessung der Toleranzmenge, zu den Anforderungen an und den zu verwendenden Datenformaten für den Informationsaustausch im Rahmen der Bilanzierung, zu Inhalten sowie den Fristen im Zusammenhang mit der Datenübermittlung und zu den Methoden, nach denen die Entgelte nach § 23 Absatz 2 Satz 3 gebildet werden; sie hat dabei zu beachten, dass ein Bilanzausgleichssystem einen effizienten Netzzugang ermöglicht und, soweit erforderlich, auch Anreize gegen eine missbräuchliche Nutzung der Bilanzausgleichsdienstleistungen enthalten soll;
10.: zu Entgelten und Gebühren für die Nutzung des Virtuellen Handelspunkts in Abweichung von § 22 Absatz 1 Satz 6;
11.: zu Anreizen und Pönalen für die Transportkunden, soweit dies zur Durchsetzung der Verpflichtung der Transportkunden zum Angebot von Kapazitäten auf dem Sekundärmarkt oder zum Zurverfügungstellen von Kapazitäten an den Fernleitungsnetzbetreiber nach § 16 Absatz 1 erforderlich ist;
12.: zur Vereinheitlichung des Nominierungsverfahrens nach § 15; insbesondere kann sie Festlegungen treffen zum Zeitpunkt, bis zu dem eine Nominierung erfolgen muss, und zum Umfang der Möglichkeiten für nachträgliche Änderungen der Nominierung;
13.: (weggefallen)
14.: zur Abwicklung des Lieferantenwechsels nach § 41, insbesondere zu den Anforderungen und dem Format des elektronischen Datenaustauschs;
15.: zu den Kriterien für die Identifizierung von Entnahmestellen; hierbei kann sie von § 41 Absatz 3 abweichen;
16.: zur Verwaltung und Übermittlung der Stammdaten, die für den massengeschäftstauglichen Netzzugang relevant sind;
17.: zur Abwicklung der Netznutzung bei Lieferbeginn und Lieferende;
18.: zu bundeseinheitlichen Regelungen zum Datenaustausch zwischen den betroffenen Marktbeteiligten, insbesondere zu Fristen und Formaten sowie zu Prozessen, die eine größtmögliche Automatisierung ermöglichen;
19.: zu den Voraussetzungen, dem Verfahren und der näheren Ausgestaltung eines Übernominierungsverfahrens für die Zuweisung unterbrechbarer untertägiger Kapazitäten;
20.: zur Einrichtung von virtuellen Kopplungspunkten sowie der näheren Ausgestaltung des Netzzugangs an virtuellen Kopplungspunkten.

(2) Die Regulierungsbehörde kann die Ausgestaltung der Versteigerungsverfahren nach § 13 für Kapazitätsrechte festlegen; diese muss diskriminierungsfrei sein. Die Regulierungsbehörde kann insbesondere die Art und Weise der Bekanntmachung sowie die Zeitpunkte der Versteigerungstermine durch die Fernleitungsnetzbetreiber festlegen; dies umfasst auch die zeitliche Reihenfolge, in der langfristige und kurzfristige Kapazitätsrechte vergeben werden.

(3) Die Regulierungsbehörde kann von Amts wegen Festlegungen treffen, mit denen die prozentuale Aufteilung der technischen Jahreskapazität auf unterschiedliche Kapazitätsprodukte festgelegt wird, soweit dies zur Erreichung der Ziele des § 1 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich ist. Sie muss auf Antrag eines Gasversorgungsunternehmens eine abweichende prozentuale Aufteilung der technischen Jahreskapazität eines Ein- oder Ausspeisepunkts oder einer Ein- oder Ausspeisezone festlegen, soweit das Gasversorgungsunternehmen nachweist, dass dies zur Erfüllung von Mindestabnahmeverpflichtungen aus Lieferverträgen erforderlich ist, die am 1. Oktober 2009 bestanden. Der im Rahmen langfristiger Kapazitätsverträge zu vergebende Anteil der technischen Jahreskapazität eines Ein- oder Ausspeisepunkts oder einer Ein- oder Ausspeisezone darf jedoch 65 Prozent der technischen Jahreskapazität eines Ein- oder Ausspeisepunkts oder einer Ein- oder Ausspeisezone nicht unterschreiten. Bei einer Festlegung von Amts wegen muss die Regulierungsbehörde zuvor die Verbände der Netzbetreiber und die Verbände der Transportkunden anhören.

(4) Die Regulierungsbehörde kann zu Standardlastprofilen nach § 24 und deren Anwendung nach Anhörung der Verbände der Netzbetreiber und der Verbände der Transportkunden Festlegungen treffen, insbesondere zur Behandlung der Messeinrichtungen im Sinne des Messstellenbetriebsgesetzes und zur Behandlung der ausgelesenen Messwerte im Rahmen des Netzzugangs sowie zur Erarbeitung von Lastprofilen für bestimmte Verbrauchergruppen. Sie kann für die Erarbeitung von Lastprofilen für bestimmte Verbrauchergruppen terminliche Vorgaben machen. Dabei sind die Erfahrungen der Marktteilnehmer angemessen zu berücksichtigen.

(5) Die Regulierungsbehörde kann die Netzbetreiber auch verpflichten, über die Angaben in § 40 hinaus weitere Informationen zu veröffentlichen oder an die Regulierungsbehörde zu übermitteln, die für den Wettbewerb im Gashandel oder bei der Belieferung der Kunden erforderlich sind. Die Regulierungsbehörde kann die Netzbetreiber und Transportkunden verpflichten, bei der Erfüllung von Veröffentlichungs- und Datenübermittlungspflichten aus dieser Verordnung oder aus Festlegungsentscheidungen auf der Grundlage dieser Verordnung bestimmte einheitliche Formate einzuhalten.

(6) Die Regulierungsbehörde macht Festlegungsentscheidungen in ihrem Amtsblatt öffentlich bekannt und veröffentlicht sie kostenfrei im Internet in druckbarer Form.

(7) Anstelle einer Festlegungsentscheidung kann die Regulierungsbehörde in den Fällen des Absatzes 1 Satz 1 Nummer 1 die Netzbetreiber auffordern, ihr innerhalb einer bestimmten, angemessenen Frist ein Standardangebot für Geschäftsbedingungen nach § 4 und für die Ausgestaltung der Kapazitätsprodukte nach § 11 vorzulegen, insbesondere in Bezug auf die Möglichkeit zur nachträglichen Änderung der Nominierung sowie auf standardisierte Bedingungen nach § 40 Absatz 1a Nummer 2. Sie kann in dieser Aufforderung Vorgaben für die Ausgestaltung einzelner Bedingungen machen, insbesondere in Bezug auf Diskriminierungsfreiheit und Angemessenheit. Sie gibt den Verbänden der Netzbetreiber und den Verbänden der Transportkunden in geeigneter Form Gelegenheit zur Stellungnahme und kann unter Berücksichtigung der Stellungnahmen durch Festlegung Änderungen der Standardangebote vornehmen, insbesondere soweit einzelne Vorgaben nicht umgesetzt worden sind.

(8) Die Regulierungsbehörde kann Netzbetreiber und Marktgebietsverantwortliche verpflichten, innerhalb einer bestimmten, angemessenen Frist ein Standardangebot zu den in Absatz 1 Nummer 9 genannten Teilen des Bilanzierungssystems vorzulegen. Sie kann in dieser Aufforderung Vorgaben für die Ausgestaltung einzelner Bedingungen machen, insbesondere in Bezug auf standardisierte Geschäftsprozesse der Bilanzierung wie für den elektronischen Datenaustausch im Rahmen der Bilanzierung, soweit dies einer effizienten Abwicklung der Bilanzierung dient. Sie gibt den Verbänden der Netzbetreiber und den Verbänden der Transportkunden in geeigneter Form Gelegenheit zur Stellungnahme und kann unter Berücksichtigung der Stellungnahmen durch Festlegung Änderungen der Standardangebote vornehmen, insbesondere soweit einzelne Vorgaben nicht umgesetzt worden sind.

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 40 Veröffentlichungspflichten

Marktgebietsverantwortliche veröffentlichen auf ihrer Internetseite:

1.: die Methoden, nach denen die Ausgleichs- und Regelenergieentgelte berechnet werden;
2.: unverzüglich nach der Bilanzierungsperiode die verwendeten Entgelte für Ausgleichsenergie sowie
3.: jeweils am Folgetag des Einsatzes der Regelenergie und mindestens für die zwölf zurückliegenden Monate, Informationen über den Einsatz interner und externer Regelenergie. Bei externer Regelenergie haben die Marktgebietsverantwortlichen zwischen externen Flexibilitäten und externen Gasmengen zu unterscheiden. Sie haben auch anzugeben, welcher Anteil der externen Regelenergie auf Grund lokaler oder räumlich begrenzter Ungleichgewichte eingesetzt wurde.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 73 Verfahrensabschluss, Begründung der Entscheidung, Zustellung

(1) Entscheidungen der Regulierungsbehörde sind zu begründen und mit einer Belehrung über das zulässige Rechtsmittel den Beteiligten nach den Vorschriften des Verwaltungszustellungsgesetzes zuzustellen. § 5 Abs. 4 des Verwaltungszustellungsgesetzes und § 178 Abs. 1 Nr. 2 der Zivilprozessordnung sind entsprechend anzuwenden auf Unternehmen und Vereinigungen von Unternehmen. Entscheidungen, die gegenüber einem Unternehmen mit Sitz im Ausland ergehen, stellt die Regulierungsbehörde der Person zu, die das Unternehmen der Regulierungsbehörde als im Inland zustellungsbevollmächtigt benannt hat. Hat das Unternehmen keine zustellungsbevollmächtigte Person im Inland benannt, so stellt die Regulierungsbehörde die Entscheidungen durch Bekanntmachung im Bundesanzeiger zu.

(1a) Werden Entscheidungen der Regulierungsbehörde durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 oder durch Änderungsbeschluss nach § 29 Absatz 2 gegenüber allen oder einer Gruppe von Netzbetreibern oder von sonstigen Verpflichteten einer Vorschrift getroffen, kann die Zustellung nach Absatz 1 Satz 1 durch öffentliche Bekanntmachung ersetzt werden. Die öffentliche Bekanntmachung wird dadurch bewirkt, dass der verfügende Teil der Festlegung oder des Änderungsbeschlusses, die Rechtsbehelfsbelehrung und ein Hinweis auf die Veröffentlichung der vollständigen Entscheidung auf der Internetseite der Regulierungsbehörde im Amtsblatt der Regulierungsbehörde bekannt gemacht werden. Die Festlegung oder der Änderungsbeschluss gilt mit dem Tag als zugestellt, an dem seit dem Tag der Bekanntmachung im Amtsblatt der Regulierungsbehörde zwei Wochen verstrichen sind; hierauf ist in der Bekanntmachung hinzuweisen. § 41 Absatz 4 Satz 4 des Verwaltungsverfahrensgesetzes gilt entsprechend. Für Entscheidungen der Regulierungsbehörde in Auskunftsverlangen gegenüber einer Gruppe von Unternehmen gelten die Sätze 1 bis 5 entsprechend, soweit den Entscheidungen ein einheitlicher Auskunftszweck zugrunde liegt.

(2) Soweit ein Verfahren nicht mit einer Entscheidung abgeschlossen wird, die den Beteiligten nach Absatz 1 zugestellt wird, ist seine Beendigung den Beteiligten mitzuteilen.

(3) Die Regulierungsbehörde kann die Kosten einer Beweiserhebung den Beteiligten nach billigem Ermessen auferlegen.

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

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

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

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

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

(1) Ein Verwaltungsakt muss inhaltlich hinreichend bestimmt sein.

(2) Ein Verwaltungsakt kann schriftlich, elektronisch, mündlich oder in anderer Weise erlassen werden. Ein mündlicher Verwaltungsakt ist schriftlich oder elektronisch zu bestätigen, wenn hieran ein berechtigtes Interesse besteht und der Betroffene dies unverzüglich verlangt. Ein elektronischer Verwaltungsakt ist unter denselben Voraussetzungen schriftlich zu bestätigen; § 3a Abs. 2 findet insoweit keine Anwendung.

(3) Ein schriftlicher oder elektronischer Verwaltungsakt muss die erlassende Behörde erkennen lassen und die Unterschrift oder die Namenswiedergabe des Behördenleiters, seines Vertreters oder seines Beauftragten enthalten. Wird für einen Verwaltungsakt, für den durch Rechtsvorschrift die Schriftform angeordnet ist, die elektronische Form verwendet, muss auch das der Signatur zugrunde liegende qualifizierte Zertifikat oder ein zugehöriges qualifiziertes Attributzertifikat die erlassende Behörde erkennen lassen. Im Fall des § 3a Absatz 2 Satz 4 Nummer 3 muss die Bestätigung nach § 5 Absatz 5 des De-Mail-Gesetzes die erlassende Behörde als Nutzer des De-Mail-Kontos erkennen lassen.

(4) Für einen Verwaltungsakt kann für die nach § 3a Abs. 2 erforderliche Signatur durch Rechtsvorschrift die dauerhafte Überprüfbarkeit vorgeschrieben werden.

(5) Bei einem schriftlichen Verwaltungsakt, der mit Hilfe automatischer Einrichtungen erlassen wird, können abweichend von Absatz 3 Unterschrift und Namenswiedergabe fehlen. Zur Inhaltsangabe können Schlüsselzeichen verwendet werden, wenn derjenige, für den der Verwaltungsakt bestimmt ist oder der von ihm betroffen wird, auf Grund der dazu gegebenen Erläuterungen den Inhalt des Verwaltungsaktes eindeutig erkennen kann.

(6) Einem schriftlichen oder elektronischen Verwaltungsakt, der der Anfechtung unterliegt, ist eine Erklärung beizufügen, durch die der Beteiligte über den Rechtsbehelf, der gegen den Verwaltungsakt gegeben ist, über die Behörde oder das Gericht, bei denen der Rechtsbehelf einzulegen ist, den Sitz und über die einzuhaltende Frist belehrt wird (Rechtsbehelfsbelehrung). Die Rechtsbehelfsbelehrung ist auch der schriftlichen oder elektronischen Bestätigung eines Verwaltungsaktes und der Bescheinigung nach § 42a Absatz 3 beizufügen.

Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland - GG | Art 2

(1) Jeder hat das Recht auf die freie Entfaltung seiner Persönlichkeit, soweit er nicht die Rechte anderer verletzt und nicht gegen die verfassungsmäßige Ordnung oder das Sittengesetz verstößt.

(2) Jeder hat das Recht auf Leben und körperliche Unversehrtheit. Die Freiheit der Person ist unverletzlich. In diese Rechte darf nur auf Grund eines Gesetzes eingegriffen werden.

Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland - GG | Art 19

(1) Soweit nach diesem Grundgesetz ein Grundrecht durch Gesetz oder auf Grund eines Gesetzes eingeschränkt werden kann, muß das Gesetz allgemein und nicht nur für den Einzelfall gelten. Außerdem muß das Gesetz das Grundrecht unter Angabe des Artikels nennen.

(2) In keinem Falle darf ein Grundrecht in seinem Wesensgehalt angetastet werden.

(3) Die Grundrechte gelten auch für inländische juristische Personen, soweit sie ihrem Wesen nach auf diese anwendbar sind.

(4) Wird jemand durch die öffentliche Gewalt in seinen Rechten verletzt, so steht ihm der Rechtsweg offen. Soweit eine andere Zuständigkeit nicht begründet ist, ist der ordentliche Rechtsweg gegeben. Artikel 10 Abs. 2 Satz 2 bleibt unberührt.

Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland - GG | Art 14

(1) Das Eigentum und das Erbrecht werden gewährleistet. Inhalt und Schranken werden durch die Gesetze bestimmt.

(2) Eigentum verpflichtet. Sein Gebrauch soll zugleich dem Wohle der Allgemeinheit dienen.

(3) Eine Enteignung ist nur zum Wohle der Allgemeinheit zulässig. Sie darf nur durch Gesetz oder auf Grund eines Gesetzes erfolgen, das Art und Ausmaß der Entschädigung regelt. Die Entschädigung ist unter gerechter Abwägung der Interessen der Allgemeinheit und der Beteiligten zu bestimmen. Wegen der Höhe der Entschädigung steht im Streitfalle der Rechtsweg vor den ordentlichen Gerichten offen.

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 22 Grundsätze der Bilanzierung

(1) Abweichungen zwischen Ein- und Ausspeisemengen eines oder mehrerer Transportkunden werden in einem Bilanzkreis ausgeglichen. Der Marktgebietsverantwortliche eines Marktgebiets führt das Bilanzkreissystem. Er hat den Bilanzausgleich für alle Transportkunden diskriminierungsfrei durchzuführen. Transportkunden ordnen jeden von ihnen genutzten Ein- und Ausspeisepunkt eindeutig einem Bilanzkreis zu. Der Virtuelle Handelspunkt des Marktgebiets ist Bestandteil jedes Bilanzkreises des Marktgebiets. Für die Nutzung des Virtuellen Handelspunkts dürfen keine Gebühren erhoben werden.

(2) Für jeden Bilanzkreis ist ein Bilanzkreisverantwortlicher gegenüber dem Marktgebietsverantwortlichen zu benennen. Die Zuordnung eines Bilanzkreises als Unterbilanzkreis zu einem anderen Bilanzkreis ist zulässig. Mehrere Bilanzkreisverantwortliche können ihre Bilanzkreise zum Zwecke der Saldierung und einheitlichen Abrechnung verbinden.

(3) Bilanzkreisverantwortliche haben bei den ihrem Bilanzkreis zugeordneten Ein- und Ausspeisemengen durch geeignete Maßnahmen innerhalb der Bilanzperiode für eine ausgeglichene Bilanz zu sorgen. Der Bilanzkreisverantwortliche trägt gegenüber dem Marktgebietsverantwortlichen die wirtschaftliche Verantwortung für Abweichungen zwischen allokierten Ein- und Ausspeisemengen des Bilanzkreises.

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 24 Standardlastprofile

(3) Standardlastprofile müssen sich am typischen Abnahmeprofil verschiedener Gruppen von Letztverbrauchern orientieren, insbesondere von:

1.: Gewerbebetrieben,
2.: Kochgaskunden,
3.: Heizgaskunden.

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 50 Festlegungen

1.: zu den Verträgen nach den §§ 3, 7 und 33 sowie den Geschäftsbedingungen nach § 3 Absatz 6, den §§ 4 und 40 Absatz 1a Nummer 2, sofern nicht ein Standardangebot angewendet wird;
2.: zu den Voraussetzungen und Grenzen für technische Ausspeisemeldungen nach § 8 Absatz 5;
3.: zu Verfahren und Anforderungen an eine Registrierung des Transportkunden beim Netzbetreiber oder des Bilanzkreisverantwortlichen beim Marktgebietsverantwortlichen nach § 6, insbesondere zu Fristen, die bei der Registrierung einzuhalten sind, soweit dies erforderlich ist, um die Diskriminierungsfreiheit der Registrierung zu gewährleisten;
4.: zu Ermittlung und Angebot von Kapazitäten nach § 9, insbesondere zum Verfahren zur Beschaffung von Maßnahmen nach § 9 Absatz 3 Satz 2 Nummer 1 bis 3, sowie zu Kapazitätsprodukten nach § 11;
5.: (weggefallen)
6.: zu den Kapazitätsbuchungsplattformen nach § 12; sie kann insbesondere festlegen, dass ein Anteil kurzfristiger Kapazitäten in anderer Weise, insbesondere durch implizite Auktionen, zugewiesen werden kann, wenn dies erforderlich ist, um insbesondere durch eine Kopplung der Märkte die Liquidität des Gasmarktes zu erhöhen;
7.: zum Verfahren für die Beschaffung, den Einsatz und die Abrechnung von Regelenergie nach Teil 5 Abschnitt 2 dieser Verordnung, insbesondere zu den Mindestangebotsgrößen, Ausschreibungszeiträumen, und den einheitlichen Bedingungen, die Anbieter von Regelenergie erfüllen müssen;
8.: zum System und der Beschaffenheit des Netzanschlusses von Anlagen zur Aufbereitung von Biogas an das Gasversorgungsnetz, der Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz, zur Vereinheitlichung von technischen Anforderungen für Anlagen und Netzanschluss, einschließlich Abweichungen von den Vorgaben in § 36 Absatz 1, der Arbeitsblätter G 260, G 262 und G 685 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs e. V. (Stand 2007)⁴sowie des Netzzugangs und der Bilanzierung von Transportkunden von Biogas;
9.: zum Bilanzierungssystem nach Teil 5 Abschnitt 1 dieser Verordnung, um berechtigte Bedürfnisse des Marktes angemessen zu berücksichtigen, sowie insbesondere zu einer von § 23 Absatz 2 Satz 2 abweichenden Bemessung der Toleranzmenge, zu den Anforderungen an und den zu verwendenden Datenformaten für den Informationsaustausch im Rahmen der Bilanzierung, zu Inhalten sowie den Fristen im Zusammenhang mit der Datenübermittlung und zu den Methoden, nach denen die Entgelte nach § 23 Absatz 2 Satz 3 gebildet werden; sie hat dabei zu beachten, dass ein Bilanzausgleichssystem einen effizienten Netzzugang ermöglicht und, soweit erforderlich, auch Anreize gegen eine missbräuchliche Nutzung der Bilanzausgleichsdienstleistungen enthalten soll;
10.: zu Entgelten und Gebühren für die Nutzung des Virtuellen Handelspunkts in Abweichung von § 22 Absatz 1 Satz 6;
11.: zu Anreizen und Pönalen für die Transportkunden, soweit dies zur Durchsetzung der Verpflichtung der Transportkunden zum Angebot von Kapazitäten auf dem Sekundärmarkt oder zum Zurverfügungstellen von Kapazitäten an den Fernleitungsnetzbetreiber nach § 16 Absatz 1 erforderlich ist;
12.: zur Vereinheitlichung des Nominierungsverfahrens nach § 15; insbesondere kann sie Festlegungen treffen zum Zeitpunkt, bis zu dem eine Nominierung erfolgen muss, und zum Umfang der Möglichkeiten für nachträgliche Änderungen der Nominierung;
13.: (weggefallen)
14.: zur Abwicklung des Lieferantenwechsels nach § 41, insbesondere zu den Anforderungen und dem Format des elektronischen Datenaustauschs;
15.: zu den Kriterien für die Identifizierung von Entnahmestellen; hierbei kann sie von § 41 Absatz 3 abweichen;
16.: zur Verwaltung und Übermittlung der Stammdaten, die für den massengeschäftstauglichen Netzzugang relevant sind;
17.: zur Abwicklung der Netznutzung bei Lieferbeginn und Lieferende;
18.: zu bundeseinheitlichen Regelungen zum Datenaustausch zwischen den betroffenen Marktbeteiligten, insbesondere zu Fristen und Formaten sowie zu Prozessen, die eine größtmögliche Automatisierung ermöglichen;
19.: zu den Voraussetzungen, dem Verfahren und der näheren Ausgestaltung eines Übernominierungsverfahrens für die Zuweisung unterbrechbarer untertägiger Kapazitäten;
20.: zur Einrichtung von virtuellen Kopplungspunkten sowie der näheren Ausgestaltung des Netzzugangs an virtuellen Kopplungspunkten.

(6) Die Regulierungsbehörde macht Festlegungsentscheidungen in ihrem Amtsblatt öffentlich bekannt und veröffentlicht sie kostenfrei im Internet in druckbarer Form.

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 40 Veröffentlichungspflichten

Marktgebietsverantwortliche veröffentlichen auf ihrer Internetseite:

1.: die Methoden, nach denen die Ausgleichs- und Regelenergieentgelte berechnet werden;
2.: unverzüglich nach der Bilanzierungsperiode die verwendeten Entgelte für Ausgleichsenergie sowie
3.: jeweils am Folgetag des Einsatzes der Regelenergie und mindestens für die zwölf zurückliegenden Monate, Informationen über den Einsatz interner und externer Regelenergie. Bei externer Regelenergie haben die Marktgebietsverantwortlichen zwischen externen Flexibilitäten und externen Gasmengen zu unterscheiden. Sie haben auch anzugeben, welcher Anteil der externen Regelenergie auf Grund lokaler oder räumlich begrenzter Ungleichgewichte eingesetzt wurde.

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

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 50 Festlegungen

1.: zu den Verträgen nach den §§ 3, 7 und 33 sowie den Geschäftsbedingungen nach § 3 Absatz 6, den §§ 4 und 40 Absatz 1a Nummer 2, sofern nicht ein Standardangebot angewendet wird;
2.: zu den Voraussetzungen und Grenzen für technische Ausspeisemeldungen nach § 8 Absatz 5;
3.: zu Verfahren und Anforderungen an eine Registrierung des Transportkunden beim Netzbetreiber oder des Bilanzkreisverantwortlichen beim Marktgebietsverantwortlichen nach § 6, insbesondere zu Fristen, die bei der Registrierung einzuhalten sind, soweit dies erforderlich ist, um die Diskriminierungsfreiheit der Registrierung zu gewährleisten;
4.: zu Ermittlung und Angebot von Kapazitäten nach § 9, insbesondere zum Verfahren zur Beschaffung von Maßnahmen nach § 9 Absatz 3 Satz 2 Nummer 1 bis 3, sowie zu Kapazitätsprodukten nach § 11;
5.: (weggefallen)
6.: zu den Kapazitätsbuchungsplattformen nach § 12; sie kann insbesondere festlegen, dass ein Anteil kurzfristiger Kapazitäten in anderer Weise, insbesondere durch implizite Auktionen, zugewiesen werden kann, wenn dies erforderlich ist, um insbesondere durch eine Kopplung der Märkte die Liquidität des Gasmarktes zu erhöhen;
7.: zum Verfahren für die Beschaffung, den Einsatz und die Abrechnung von Regelenergie nach Teil 5 Abschnitt 2 dieser Verordnung, insbesondere zu den Mindestangebotsgrößen, Ausschreibungszeiträumen, und den einheitlichen Bedingungen, die Anbieter von Regelenergie erfüllen müssen;
8.: zum System und der Beschaffenheit des Netzanschlusses von Anlagen zur Aufbereitung von Biogas an das Gasversorgungsnetz, der Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz, zur Vereinheitlichung von technischen Anforderungen für Anlagen und Netzanschluss, einschließlich Abweichungen von den Vorgaben in § 36 Absatz 1, der Arbeitsblätter G 260, G 262 und G 685 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs e. V. (Stand 2007)⁴sowie des Netzzugangs und der Bilanzierung von Transportkunden von Biogas;
9.: zum Bilanzierungssystem nach Teil 5 Abschnitt 1 dieser Verordnung, um berechtigte Bedürfnisse des Marktes angemessen zu berücksichtigen, sowie insbesondere zu einer von § 23 Absatz 2 Satz 2 abweichenden Bemessung der Toleranzmenge, zu den Anforderungen an und den zu verwendenden Datenformaten für den Informationsaustausch im Rahmen der Bilanzierung, zu Inhalten sowie den Fristen im Zusammenhang mit der Datenübermittlung und zu den Methoden, nach denen die Entgelte nach § 23 Absatz 2 Satz 3 gebildet werden; sie hat dabei zu beachten, dass ein Bilanzausgleichssystem einen effizienten Netzzugang ermöglicht und, soweit erforderlich, auch Anreize gegen eine missbräuchliche Nutzung der Bilanzausgleichsdienstleistungen enthalten soll;
10.: zu Entgelten und Gebühren für die Nutzung des Virtuellen Handelspunkts in Abweichung von § 22 Absatz 1 Satz 6;
11.: zu Anreizen und Pönalen für die Transportkunden, soweit dies zur Durchsetzung der Verpflichtung der Transportkunden zum Angebot von Kapazitäten auf dem Sekundärmarkt oder zum Zurverfügungstellen von Kapazitäten an den Fernleitungsnetzbetreiber nach § 16 Absatz 1 erforderlich ist;
12.: zur Vereinheitlichung des Nominierungsverfahrens nach § 15; insbesondere kann sie Festlegungen treffen zum Zeitpunkt, bis zu dem eine Nominierung erfolgen muss, und zum Umfang der Möglichkeiten für nachträgliche Änderungen der Nominierung;
13.: (weggefallen)
14.: zur Abwicklung des Lieferantenwechsels nach § 41, insbesondere zu den Anforderungen und dem Format des elektronischen Datenaustauschs;
15.: zu den Kriterien für die Identifizierung von Entnahmestellen; hierbei kann sie von § 41 Absatz 3 abweichen;
16.: zur Verwaltung und Übermittlung der Stammdaten, die für den massengeschäftstauglichen Netzzugang relevant sind;
17.: zur Abwicklung der Netznutzung bei Lieferbeginn und Lieferende;
18.: zu bundeseinheitlichen Regelungen zum Datenaustausch zwischen den betroffenen Marktbeteiligten, insbesondere zu Fristen und Formaten sowie zu Prozessen, die eine größtmögliche Automatisierung ermöglichen;
19.: zu den Voraussetzungen, dem Verfahren und der näheren Ausgestaltung eines Übernominierungsverfahrens für die Zuweisung unterbrechbarer untertägiger Kapazitäten;
20.: zur Einrichtung von virtuellen Kopplungspunkten sowie der näheren Ausgestaltung des Netzzugangs an virtuellen Kopplungspunkten.

(6) Die Regulierungsbehörde macht Festlegungsentscheidungen in ihrem Amtsblatt öffentlich bekannt und veröffentlicht sie kostenfrei im Internet in druckbarer Form.

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 24 Standardlastprofile

(3) Standardlastprofile müssen sich am typischen Abnahmeprofil verschiedener Gruppen von Letztverbrauchern orientieren, insbesondere von:

1.: Gewerbebetrieben,
2.: Kochgaskunden,
3.: Heizgaskunden.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 75 Zulässigkeit, Zuständigkeit

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

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

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

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

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 66 Einleitung des Verfahrens, Beteiligte

(1) Die Regulierungsbehörde leitet ein Verfahren von Amts wegen oder auf Antrag ein.

(2) An dem Verfahren vor der Regulierungsbehörde sind beteiligt,

1.: wer die Einleitung eines Verfahrens beantragt hat,
2.: natürliche und juristische Personen, gegen die sich das Verfahren richtet,
3.: Personen und Personenvereinigungen, deren Interessen durch die Entscheidung erheblich berührt werden und die die Regulierungsbehörde auf ihren Antrag zu dem Verfahren beigeladen hat, wobei Interessen der Verbraucherzentralen und anderer Verbraucherverbände, die mit öffentlichen Mitteln gefördert werden, auch dann erheblich berührt werden, wenn sich die Entscheidung auf eine Vielzahl von Verbrauchern auswirkt und dadurch die Interessen der Verbraucher insgesamt erheblich berührt werden.

(3) An Verfahren vor den nach Landesrecht zuständigen Behörden ist auch die Regulierungsbehörde beteiligt.

Verwaltungsgerichtsordnung - VwGO | § 42

(1) Durch Klage kann die Aufhebung eines Verwaltungsakts (Anfechtungsklage) sowie die Verurteilung zum Erlaß eines abgelehnten oder unterlassenen Verwaltungsakts (Verpflichtungsklage) begehrt werden.

(2) Soweit gesetzlich nichts anderes bestimmt ist, ist die Klage nur zulässig, wenn der Kläger geltend macht, durch den Verwaltungsakt oder seine Ablehnung oder Unterlassung in seinen Rechten verletzt zu sein.

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 50 Festlegungen

1.: zu den Verträgen nach den §§ 3, 7 und 33 sowie den Geschäftsbedingungen nach § 3 Absatz 6, den §§ 4 und 40 Absatz 1a Nummer 2, sofern nicht ein Standardangebot angewendet wird;
2.: zu den Voraussetzungen und Grenzen für technische Ausspeisemeldungen nach § 8 Absatz 5;
3.: zu Verfahren und Anforderungen an eine Registrierung des Transportkunden beim Netzbetreiber oder des Bilanzkreisverantwortlichen beim Marktgebietsverantwortlichen nach § 6, insbesondere zu Fristen, die bei der Registrierung einzuhalten sind, soweit dies erforderlich ist, um die Diskriminierungsfreiheit der Registrierung zu gewährleisten;
4.: zu Ermittlung und Angebot von Kapazitäten nach § 9, insbesondere zum Verfahren zur Beschaffung von Maßnahmen nach § 9 Absatz 3 Satz 2 Nummer 1 bis 3, sowie zu Kapazitätsprodukten nach § 11;
5.: (weggefallen)
6.: zu den Kapazitätsbuchungsplattformen nach § 12; sie kann insbesondere festlegen, dass ein Anteil kurzfristiger Kapazitäten in anderer Weise, insbesondere durch implizite Auktionen, zugewiesen werden kann, wenn dies erforderlich ist, um insbesondere durch eine Kopplung der Märkte die Liquidität des Gasmarktes zu erhöhen;
7.: zum Verfahren für die Beschaffung, den Einsatz und die Abrechnung von Regelenergie nach Teil 5 Abschnitt 2 dieser Verordnung, insbesondere zu den Mindestangebotsgrößen, Ausschreibungszeiträumen, und den einheitlichen Bedingungen, die Anbieter von Regelenergie erfüllen müssen;
8.: zum System und der Beschaffenheit des Netzanschlusses von Anlagen zur Aufbereitung von Biogas an das Gasversorgungsnetz, der Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz, zur Vereinheitlichung von technischen Anforderungen für Anlagen und Netzanschluss, einschließlich Abweichungen von den Vorgaben in § 36 Absatz 1, der Arbeitsblätter G 260, G 262 und G 685 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs e. V. (Stand 2007)⁴sowie des Netzzugangs und der Bilanzierung von Transportkunden von Biogas;
9.: zum Bilanzierungssystem nach Teil 5 Abschnitt 1 dieser Verordnung, um berechtigte Bedürfnisse des Marktes angemessen zu berücksichtigen, sowie insbesondere zu einer von § 23 Absatz 2 Satz 2 abweichenden Bemessung der Toleranzmenge, zu den Anforderungen an und den zu verwendenden Datenformaten für den Informationsaustausch im Rahmen der Bilanzierung, zu Inhalten sowie den Fristen im Zusammenhang mit der Datenübermittlung und zu den Methoden, nach denen die Entgelte nach § 23 Absatz 2 Satz 3 gebildet werden; sie hat dabei zu beachten, dass ein Bilanzausgleichssystem einen effizienten Netzzugang ermöglicht und, soweit erforderlich, auch Anreize gegen eine missbräuchliche Nutzung der Bilanzausgleichsdienstleistungen enthalten soll;
10.: zu Entgelten und Gebühren für die Nutzung des Virtuellen Handelspunkts in Abweichung von § 22 Absatz 1 Satz 6;
11.: zu Anreizen und Pönalen für die Transportkunden, soweit dies zur Durchsetzung der Verpflichtung der Transportkunden zum Angebot von Kapazitäten auf dem Sekundärmarkt oder zum Zurverfügungstellen von Kapazitäten an den Fernleitungsnetzbetreiber nach § 16 Absatz 1 erforderlich ist;
12.: zur Vereinheitlichung des Nominierungsverfahrens nach § 15; insbesondere kann sie Festlegungen treffen zum Zeitpunkt, bis zu dem eine Nominierung erfolgen muss, und zum Umfang der Möglichkeiten für nachträgliche Änderungen der Nominierung;
13.: (weggefallen)
14.: zur Abwicklung des Lieferantenwechsels nach § 41, insbesondere zu den Anforderungen und dem Format des elektronischen Datenaustauschs;
15.: zu den Kriterien für die Identifizierung von Entnahmestellen; hierbei kann sie von § 41 Absatz 3 abweichen;
16.: zur Verwaltung und Übermittlung der Stammdaten, die für den massengeschäftstauglichen Netzzugang relevant sind;
17.: zur Abwicklung der Netznutzung bei Lieferbeginn und Lieferende;
18.: zu bundeseinheitlichen Regelungen zum Datenaustausch zwischen den betroffenen Marktbeteiligten, insbesondere zu Fristen und Formaten sowie zu Prozessen, die eine größtmögliche Automatisierung ermöglichen;
19.: zu den Voraussetzungen, dem Verfahren und der näheren Ausgestaltung eines Übernominierungsverfahrens für die Zuweisung unterbrechbarer untertägiger Kapazitäten;
20.: zur Einrichtung von virtuellen Kopplungspunkten sowie der näheren Ausgestaltung des Netzzugangs an virtuellen Kopplungspunkten.

(6) Die Regulierungsbehörde macht Festlegungsentscheidungen in ihrem Amtsblatt öffentlich bekannt und veröffentlicht sie kostenfrei im Internet in druckbarer Form.

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 40 Veröffentlichungspflichten

Marktgebietsverantwortliche veröffentlichen auf ihrer Internetseite:

1.: die Methoden, nach denen die Ausgleichs- und Regelenergieentgelte berechnet werden;
2.: unverzüglich nach der Bilanzierungsperiode die verwendeten Entgelte für Ausgleichsenergie sowie
3.: jeweils am Folgetag des Einsatzes der Regelenergie und mindestens für die zwölf zurückliegenden Monate, Informationen über den Einsatz interner und externer Regelenergie. Bei externer Regelenergie haben die Marktgebietsverantwortlichen zwischen externen Flexibilitäten und externen Gasmengen zu unterscheiden. Sie haben auch anzugeben, welcher Anteil der externen Regelenergie auf Grund lokaler oder räumlich begrenzter Ungleichgewichte eingesetzt wurde.

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 50 Festlegungen

1.: zu den Verträgen nach den §§ 3, 7 und 33 sowie den Geschäftsbedingungen nach § 3 Absatz 6, den §§ 4 und 40 Absatz 1a Nummer 2, sofern nicht ein Standardangebot angewendet wird;
2.: zu den Voraussetzungen und Grenzen für technische Ausspeisemeldungen nach § 8 Absatz 5;
3.: zu Verfahren und Anforderungen an eine Registrierung des Transportkunden beim Netzbetreiber oder des Bilanzkreisverantwortlichen beim Marktgebietsverantwortlichen nach § 6, insbesondere zu Fristen, die bei der Registrierung einzuhalten sind, soweit dies erforderlich ist, um die Diskriminierungsfreiheit der Registrierung zu gewährleisten;
4.: zu Ermittlung und Angebot von Kapazitäten nach § 9, insbesondere zum Verfahren zur Beschaffung von Maßnahmen nach § 9 Absatz 3 Satz 2 Nummer 1 bis 3, sowie zu Kapazitätsprodukten nach § 11;
5.: (weggefallen)
6.: zu den Kapazitätsbuchungsplattformen nach § 12; sie kann insbesondere festlegen, dass ein Anteil kurzfristiger Kapazitäten in anderer Weise, insbesondere durch implizite Auktionen, zugewiesen werden kann, wenn dies erforderlich ist, um insbesondere durch eine Kopplung der Märkte die Liquidität des Gasmarktes zu erhöhen;
7.: zum Verfahren für die Beschaffung, den Einsatz und die Abrechnung von Regelenergie nach Teil 5 Abschnitt 2 dieser Verordnung, insbesondere zu den Mindestangebotsgrößen, Ausschreibungszeiträumen, und den einheitlichen Bedingungen, die Anbieter von Regelenergie erfüllen müssen;
8.: zum System und der Beschaffenheit des Netzanschlusses von Anlagen zur Aufbereitung von Biogas an das Gasversorgungsnetz, der Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz, zur Vereinheitlichung von technischen Anforderungen für Anlagen und Netzanschluss, einschließlich Abweichungen von den Vorgaben in § 36 Absatz 1, der Arbeitsblätter G 260, G 262 und G 685 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs e. V. (Stand 2007)⁴sowie des Netzzugangs und der Bilanzierung von Transportkunden von Biogas;
9.: zum Bilanzierungssystem nach Teil 5 Abschnitt 1 dieser Verordnung, um berechtigte Bedürfnisse des Marktes angemessen zu berücksichtigen, sowie insbesondere zu einer von § 23 Absatz 2 Satz 2 abweichenden Bemessung der Toleranzmenge, zu den Anforderungen an und den zu verwendenden Datenformaten für den Informationsaustausch im Rahmen der Bilanzierung, zu Inhalten sowie den Fristen im Zusammenhang mit der Datenübermittlung und zu den Methoden, nach denen die Entgelte nach § 23 Absatz 2 Satz 3 gebildet werden; sie hat dabei zu beachten, dass ein Bilanzausgleichssystem einen effizienten Netzzugang ermöglicht und, soweit erforderlich, auch Anreize gegen eine missbräuchliche Nutzung der Bilanzausgleichsdienstleistungen enthalten soll;
10.: zu Entgelten und Gebühren für die Nutzung des Virtuellen Handelspunkts in Abweichung von § 22 Absatz 1 Satz 6;
11.: zu Anreizen und Pönalen für die Transportkunden, soweit dies zur Durchsetzung der Verpflichtung der Transportkunden zum Angebot von Kapazitäten auf dem Sekundärmarkt oder zum Zurverfügungstellen von Kapazitäten an den Fernleitungsnetzbetreiber nach § 16 Absatz 1 erforderlich ist;
12.: zur Vereinheitlichung des Nominierungsverfahrens nach § 15; insbesondere kann sie Festlegungen treffen zum Zeitpunkt, bis zu dem eine Nominierung erfolgen muss, und zum Umfang der Möglichkeiten für nachträgliche Änderungen der Nominierung;
13.: (weggefallen)
14.: zur Abwicklung des Lieferantenwechsels nach § 41, insbesondere zu den Anforderungen und dem Format des elektronischen Datenaustauschs;
15.: zu den Kriterien für die Identifizierung von Entnahmestellen; hierbei kann sie von § 41 Absatz 3 abweichen;
16.: zur Verwaltung und Übermittlung der Stammdaten, die für den massengeschäftstauglichen Netzzugang relevant sind;
17.: zur Abwicklung der Netznutzung bei Lieferbeginn und Lieferende;
18.: zu bundeseinheitlichen Regelungen zum Datenaustausch zwischen den betroffenen Marktbeteiligten, insbesondere zu Fristen und Formaten sowie zu Prozessen, die eine größtmögliche Automatisierung ermöglichen;
19.: zu den Voraussetzungen, dem Verfahren und der näheren Ausgestaltung eines Übernominierungsverfahrens für die Zuweisung unterbrechbarer untertägiger Kapazitäten;
20.: zur Einrichtung von virtuellen Kopplungspunkten sowie der näheren Ausgestaltung des Netzzugangs an virtuellen Kopplungspunkten.

(6) Die Regulierungsbehörde macht Festlegungsentscheidungen in ihrem Amtsblatt öffentlich bekannt und veröffentlicht sie kostenfrei im Internet in druckbarer Form.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 73 Verfahrensabschluss, Begründung der Entscheidung, Zustellung

(2) Soweit ein Verfahren nicht mit einer Entscheidung abgeschlossen wird, die den Beteiligten nach Absatz 1 zugestellt wird, ist seine Beendigung den Beteiligten mitzuteilen.

(3) Die Regulierungsbehörde kann die Kosten einer Beweiserhebung den Beteiligten nach billigem Ermessen auferlegen.

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

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 20 Zugang zu den Energieversorgungsnetzen

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 1 Anwendungsbereich

Diese Verordnung regelt die Bedingungen, zu denen die Netzbetreiber den Netzzugangsberechtigten im Sinne des § 20 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes Zugang zu ihren Leitungsnetzen gewähren, einschließlich der Einspeisung von Biogas sowie den Anschluss von Biogasanlagen an die Leitungsnetze, den Netzanschluss von LNG-Anlagen, die Bedingungen für eine effiziente Kapazitätsausnutzung mit dem Ziel, den Netzzugangsberechtigten diskriminierungsfreien Netzzugang zu gewähren, sowie die Verpflichtungen der Netzbetreiber, zur Erreichung dieses Ziels zusammenzuarbeiten. Die Vorschriften dieser Verordnung sind abschließend im Sinne des § 111 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes.

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

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 13j Festlegungskompetenzen

(1) Die Regulierungsbehörde wird ermächtigt, nach § 29 Absatz 1 Festlegungen zu treffen zur näheren Bestimmung des Adressatenkreises nach § 13a Absatz 1 Satz 1, zu erforderlichen technischen Anforderungen, die gegenüber den Betreibern betroffener Anlagen aufzustellen sind, zu Methodik und Datenformat der Anforderung durch den Betreiber von Übertragungsnetzen. Zur Bestimmung des finanziellen Ausgleichs nach § 13a Absatz 2 kann die Regulierungsbehörde weitere Vorgaben im Wege einer Festlegung nach § 29 Absatz 1 machen, insbesondere

1.: dass sich die Art und Höhe des finanziellen Ausgleichs danach unterscheiden, ob es sich um eine Wirk- oder Blindleistungseinspeisung oder einen Wirkleistungsbezug oder um eine leistungserhöhende oder leistungsreduzierende Maßnahme handelt,
2.: zu einer vereinfachten Bestimmung der notwendigen Auslagen für die tatsächlichen Anpassungen der Einspeisung (Erzeugungsauslagen) oder des Bezugs nach § 13a Absatz 2 Satz 2 Nummer 1; der finanzielle Ausgleich nach § 13a Absatz 2 Satz 3 Nummer 1 kann ganz oder teilweise als Pauschale für vergleichbare Kraftwerkstypen ausgestaltet werden, wobei der pauschale finanzielle Ausgleich die individuell zuzurechnenden Kosten im Einzelfall nicht abdecken muss; für die Typisierung sind geeignete technische Kriterien heranzuziehen; die Regulierungsbehörde kann vorsehen, dass in Einzelfällen, in denen der pauschale finanzielle Ausgleich eine unbillige Härte darstellen würde und ein Anlagenbetreiber individuell höhere zurechenbare Auslagen nachweist, die über der pauschale finanzielle Ausgleich hinausgehenden Kosten erstattet werden können,
3.: zu der Ermittlung der anrechenbaren Betriebsstunden nach § 13a Absatz 3,
4.: zu der Ermittlung und zu dem Nachweis der entgangenen Erlösmöglichkeiten nach § 13a Absatz 2 Satz 3 Nummer 3, wobei zwischen Erzeugungsanlagen und Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie unterschieden werden kann,
5.: zu der Bemessung der ersparten Erzeugungsaufwendungen nach § 13a Absatz 2 Satz 4 und
6.: zu einer vereinfachten Bestimmung der zum Zeitpunkt der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden nach § 13a Absatz 3; die betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden können als Pauschale für vergleichbare Kraftwerkstypen ausgestaltet werden; dabei sind die üblichen Betriebsstunden eines vergleichbaren Kraftwerkstyps zum Zeitpunkt der Investitionsentscheidung zugrunde zu legen.

Die Regulierungsbehörde erhebt bei den Betreibern von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie die für die Festlegungen nach Satz 2 und für die Prüfung der angemessenen Vergütung notwendigen Daten einschließlich etwaiger Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse. Die Betreiber sind insoweit zur Auskunft verpflichtet. Die Regulierungsbehörde kann Festlegungen nach § 29 Absatz 1 zu dem Umfang, Zeitpunkt und der Form der zu erhebenden und mitzuteilenden Daten, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen, treffen.

(2) Die Bundesnetzagentur kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen treffen,

1.: in welchem Umfang, in welcher Form und innerhalb welcher Frist die Netzbetreiber Maßnahmen nach § 13 Absatz 1 und 2, deren Gründe und die zugrunde liegenden vertraglichen Regelungen der Bundesnetzagentur mitteilen und auf einer gemeinsamen Internetplattform veröffentlichen müssen,
1a.: in welchen Verfahren, Fristen und welcher Form die Unterrichtung nach § 13a Absatz 1a Satz 4 und 5 vorzunehmen ist,
2.: zu den Kriterien für die nach § 13 Absatz 3 Satz 1 geltenden Ausnahmefälle,
3.: zur näheren Ausgestaltung und Abgrenzung der Gründe für Stilllegungen nach § 13b Absatz 1 Satz 1 zweiter Halbsatz,
4.: zur Ermittlung der anrechenbaren Betriebsstunden nach § 13c Absatz 1 Satz 3 und Absatz 3 Satz 3 zweiter Halbsatz,
5.: zu den Kriterien eines systemrelevanten Gaskraftwerks nach § 13f Absatz 1,
6.: zur Form der Ausweisung von systemrelevanten Gaskraftwerken nach § 13f Absatz 1 und zur nachträglichen Anpassung an neuere Erkenntnisse,
7.: zur Begründung und Nachweisführung nach § 13f,
8.: zur angemessenen Erstattung von Mehrkosten nach § 13f Absatz 2 Satz 2, die auch nach pauschalierten Maßgaben erfolgen kann, und
9.: zur näheren Bestimmung der Verpflichteten nach § 13f Absatz 2.

(3) Solange und soweit der Verordnungsgeber nach § 13i Absatz 3 keine abweichenden Regelungen getroffen hat, wird die Regulierungsbehörde ermächtigt, nach § 29 Absatz 1 Festlegungen zu den in § 13i Absatz 3 Nummer 1 genannten Punkten zu treffen. Die Regulierungsbehörde wird darüber hinaus ermächtigt, nach § 29 Absatz 1 Festlegungen zu treffen

1.: zu erforderlichen technischen und zeitlichen Anforderungen, die gegenüber den nach § 13a Absatz 1 und § 13b Absatz 1, 4 und 5 betroffenen Betreibern von Erzeugungsanlagen aufzustellen sind,
2.: zur Methodik und zum Datenformat der Anforderung durch Betreiber von Übertragungsnetzen,
3.: zur Form der Ausweisung nach § 13b Absatz 2 und Absatz 5 Satz 1 sowie zur nachträglichen Anpassung an neuere Erkenntnisse und
4.: zur Begründung und Nachweisführung nach den §§ 13b und 13c.

(4) Die Bundesnetzagentur kann den Umfang der Kapazitätsreserve nach Maßgabe der Rechtsverordnung nach § 13h durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 anpassen, wenn eine Entscheidung nach § 13e Absatz 5 dies vorsieht oder eine Entscheidung der Europäischen Kommission über die beihilferechtliche Genehmigung der Kapazitätsreserve einen geringeren Umfang vorsieht.

(5) Die Bundesnetzagentur kann durch Festlegungen nach § 29 Absatz 1 insbesondere unter Berücksichtigung der Ziele des § 1 frühestens mit Wirkung zum 1. Oktober 2021 nähere Bestimmungen treffen zu

1.: einem abweichenden kalkulatorischen Mindestpreis nach § 13 Absatz 1c Satz 4 in der auf Grund des Artikels 1 Nummer 9 des Gesetzes vom 13. Mai 2019 (BGBl. I S. 706) ab dem 1. Oktober 2021 geltenden Fassung,
2.: der Bestimmung der kalkulatorischen Kosten und kalkulatorischen Preise nach § 13 Absatz 1a bis 1c in der auf Grund des Artikels 1 Nummer 9 des Gesetzes vom 13. Mai 2019 (BGBl. I S. 706) ab dem 1. Oktober 2021 geltenden Fassung, einschließlich Vorgaben zur Veröffentlichung durch die Netzbetreiber, und
3.: dem bilanziellen Ausgleich nach § 13a Absatz 1a in der auf Grund des Artikels 1 Nummer 10 des Gesetzes vom 13. Mai 2019 (BGBl. I S. 706) ab dem 1. Oktober 2021 geltenden Fassung.

(6) Die Bundesnetzagentur erlässt durch Festlegungen nach § 29 Absatz 1 insbesondere unter Berücksichtigung der Ziele des § 1 nähere Bestimmungen zu dem Mindestfaktor nach § 13 Absatz 1a, wobei dieser nicht weniger als das Fünffache und nicht mehr als das Fünfzehnfache betragen darf. Die Festlegung des Mindestfaktors nach Satz 1 erfolgt im Einvernehmen mit dem Umweltbundesamt.

(7) Die Bundesnetzagentur kann durch Festlegungen nach § 29 Absatz 1 unter besonderer Berücksichtigung der Ziele des § 1 abweichend von § 13 Absatz 6a Satz 5 bestimmen, dass Betreiber eines Elektrizitätsverteilernetzes, an das mindestens 100 000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind, vertragliche Vereinbarungen nach § 13 Absatz 6a unter entsprechender Anwendung der dortigen Vorgaben zur Beseitigung von Engpässen in ihrem Hochspannungsnetz schließen können. Hierzu kann sie nähere Bestimmungen zu Inhalt und Verfahren treffen, insbesondere

1.: über Art und Umfang des Nachweises, ob die Anlage nach § 13 Absatz 6a Satz 1 Nummer 1 geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Hochspannungsnetz des Verteilernetzbetreibers effizient beizutragen,
2.: über Ausnahmen von den Vorgaben des § 13 Absatz 6a Satz 1 Nummer 2,
3.: über den Nachweis, dass weder das Netz während der Dauer der Vertragslaufzeit im erforderlichen Umfang nach dem Stand der Technik optimiert, verstärkt oder ausgebaut werden kann noch andere geeignete Maßnahmen zur effizienten Beseitigung des Engpasses verfügbar sind,
4.: dass der Betreiber des Übertragungsnetzes, in dessen Netz das Elektrizitätsverteilernetz unmittelbar oder mittelbar technisch eingebunden ist, der Vereinbarung zustimmt, wobei die Zustimmung nur aus netztechnischen Gründen verweigert werden kann, und
5.: dass der Betreiber der KWK-Anlage 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 Elektrizitätsverteilernetzes verbunden sein darf.

Die Ermächtigung nach Satz 1 ist darauf beschränkt, dass Netzengpässe im Sinne des § 13 Absatz 6a Satz 1 Nummer 1 und Satz 5 im Hochspannungsnetz auftreten.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 14 Aufgaben der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen

(1) Die §§ 12, 13 bis 13c und die auf Grundlage des § 13i Absatz 3 erlassenen Rechtsverordnungen gelten für Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen im Rahmen ihrer Verteilungsaufgaben entsprechend, soweit sie für die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgung in ihrem Netz verantwortlich sind. § 13 Absatz 9 ist mit der Maßgabe anzuwenden, dass die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nur auf Anforderung der Regulierungsbehörde die Schwachstellenanalyse zu erstellen und über das Ergebnis zu berichten haben.

(1a) (weggefallen)

(1b) (weggefallen)

(1c) Die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen sind verpflichtet, auf Aufforderung eines Betreibers von Übertragungsnetzen oder eines nach Absatz 1 Satz 1 verantwortlichen Betreibers von Elektrizitätsverteilernetzen, in dessen Netz sie unmittelbar oder mittelbar technisch eingebunden sind, nach dessen Vorgaben und den dadurch begründeten Vorgaben eines Betreibers von vorgelagerten Elektrizitätsverteilernetzen in ihrem Elektrizitätsverteilernetz eigene Maßnahmen nach § 13 Absatz 1 und 2 auszuführen; dabei sind die §§ 12 und 13 bis 13c entsprechend anzuwenden. Soweit auf Grund der Aufforderung nach Satz 1 strom- und spannungsbedingte Anpassungen der Wirkleistungserzeugung oder des Wirkleistungsbezugs nach § 13a Absatz 1 durchgeführt werden, hat der Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes einen Anspruch gegen den ihn auffordernden Netzbetreiber auf bilanziellen und finanziellen Ersatz entsprechend den Vorgaben nach Satz 1. Der ihn auffordernde Netzbetreiber hat einen Anspruch auf Abnahme des bilanziellen Ersatzes.

(2) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben in Ergänzung zur Berichtspflicht nach § 14d oder in begründeten Einzelfällen auf Verlangen der Regulierungsbehörde innerhalb von zwei Monaten einen Bericht über den Netzzustand und die Umsetzung der Netzausbauplanung zu erstellen und ihr diesen vorzulegen. Die Regulierungsbehörde kann Vorgaben zu Frist, Form, Inhalt und Art der Übermittlung des Berichts machen. Die Regulierungsbehörde kann den Bericht auf bestimmte Teile des Elektrizitätsverteilernetzes beschränken. Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 zum Inhalt des Berichts nähere Bestimmungen treffen.

(3) Die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben für ihr Netzgebiet in Zusammenarbeit mit den Betreibern von Fernwärme- und Fernkältesystemen mindestens alle vier Jahre das Potenzial der Fernwärme- und Fernkältesysteme für die Erbringung marktbezogener Maßnahmen nach § 13 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 zu bewerten. Dabei haben sie auch zu prüfen, ob die Nutzung des ermittelten Potenzials gegenüber anderen Lösungen unter Berücksichtigung der Zwecke des § 1 Absatz 1 vorzugswürdig wäre.

Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland - GG | Art 20

(1) Die Bundesrepublik Deutschland ist ein demokratischer und sozialer Bundesstaat.

(2) Alle Staatsgewalt geht vom Volke aus. Sie wird vom Volke in Wahlen und Abstimmungen und durch besondere Organe der Gesetzgebung, der vollziehenden Gewalt und der Rechtsprechung ausgeübt.

(3) Die Gesetzgebung ist an die verfassungsmäßige Ordnung, die vollziehende Gewalt und die Rechtsprechung sind an Gesetz und Recht gebunden.

(4) Gegen jeden, der es unternimmt, diese Ordnung zu beseitigen, haben alle Deutschen das Recht zum Widerstand, wenn andere Abhilfe nicht möglich ist.

Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV 2010 | § 24 Standardlastprofile

(3) Standardlastprofile müssen sich am typischen Abnahmeprofil verschiedener Gruppen von Letztverbrauchern orientieren, insbesondere von:

1.: Gewerbebetrieben,
2.: Kochgaskunden,
3.: Heizgaskunden.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 21 Bedingungen und Entgelte für den Netzzugang

(1) Die Bedingungen und Entgelte für den Netzzugang müssen angemessen, diskriminierungsfrei, transparent und dürfen nicht ungünstiger sein, als sie von den Betreibern der Energieversorgungsnetze in vergleichbaren Fällen für Leistungen innerhalb ihres Unternehmens oder gegenüber verbundenen oder assoziierten Unternehmen angewendet und tatsächlich oder kalkulatorisch in Rechnung gestellt werden.

(2) Die Entgelte werden auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet, soweit in einer Rechtsverordnung nach § 24 nicht eine Abweichung von der kostenorientierten Entgeltbildung bestimmt ist. Soweit die Entgelte kostenorientiert gebildet werden, dürfen Kosten und Kostenbestandteile, die sich ihrem Umfang nach im Wettbewerb nicht einstellen würden, nicht berücksichtigt werden. Die notwendigen Investitionen in die Netze müssen so vorgenommen werden können, dass die Lebensfähigkeit der Netze gewährleistet ist.

(3) Betreiber von Energieversorgungsnetzen sind verpflichtet, die für ihr Netz geltenden Netzentgelte auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen und auf Anfrage jedermann unverzüglich in Textform mitzuteilen. Die Veröffentlichung der geltenden Netzentgelte hat in einem Format zu erfolgen, das eine automatisierte Auslesung der veröffentlichten Daten ermöglicht.

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 30 Missbräuchliches Verhalten eines Netzbetreibers

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

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

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

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

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

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

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 31 Besondere Missbrauchsverfahren der Regulierungsbehörde

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

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

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

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

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

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

Energiewirtschaftsgesetz - EnWG 2005 | § 65 Aufsichtsmaßnahmen

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

(4) § 30 Abs. 2 bleibt unberührt.

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.