(1) Vertikal integrierte Unternehmen und rechtlich selbstständige Betreiber von Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetzen, die im Sinne des § 3 Nummer 109 mit einem vertikal integrierten Unternehmen verbunden sind, sind zur Gewährleistung von Transparenz sowie diskriminierungsfreier Ausgestaltung und Abwicklung des Netzbetriebs verpflichtet. Um dieses Ziel zu erreichen, müssen sie die Unabhängigkeit der Netzbetreiber von anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung nach den §§ 6a bis 10e sicherstellen. Die §§ 9 bis 10e sind nur auf solche Transportnetze anwendbar, die am 3. September 2009 im Eigentum eines vertikal integrierten Unternehmens standen.

(2) Die in engem wirtschaftlichen Zusammenhang mit der rechtlichen und operationellen Entflechtung eines Verteilernetzes, eines Transportnetzes oder eines Betreibers von Gasspeicheranlagen nach § 7 Absatz 1 und §§ 7a bis 10e übertragenen Wirtschaftsgüter gelten als Teilbetrieb im Sinne der §§ 15, 16, 18, 20 und 24 des Umwandlungssteuergesetzes. Satz 1 gilt nur für diejenigen Wirtschaftsgüter, die unmittelbar auf Grund des Organisationsakts der Entflechtung übertragen werden. Für die Anwendung des § 15 Absatz 1 Satz 1 des Umwandlungssteuergesetzes gilt auch das Vermögen als zu einem Teilbetrieb gehörend, das der übertragenden Körperschaft im Rahmen des Organisationsakts der Entflechtung verbleibt. § 15 Absatz 2 und § 22 des Umwandlungssteuergesetzes, § 34 Absatz 7a des Körperschaftsteuergesetzes sowie § 6 Absatz 3 Satz 2 und Absatz 5 Satz 4 bis 6 sowie § 16 Absatz 3 Satz 3 und 4 des Einkommensteuergesetzes sind auf Maßnahmen nach Satz 1 nicht anzuwenden, sofern diese Maßnahme von Transportnetzbetreibern im Sinne des § 3 Nummer 98 oder Betreibern von Gasspeicheranlagen bis zum 3. März 2012 ergriffen worden sind. Satz 4 gilt bezüglich des § 22 des Umwandlungssteuergesetzes und der in § 34 Absatz 7a des Körperschaftsteuergesetzes genannten Fälle nur für solche mit der siebenjährigen Sperrfrist behafteten Anteile, die zu Beginn der rechtlichen oder operationellen Entflechtung bereits bestanden haben und deren Veräußerung unmittelbar auf Grund des Organisationsakts der Entflechtung erforderlich ist. Für den Erwerber der Anteile gilt Satz 4 nicht und dieser tritt bezüglich der im Zeitpunkt der Veräußerung der Anteile noch laufenden Sperrfrist unter Besitzzeitanrechnung in die Rechtsstellung des Veräußerers ein. Bei der Prüfung der Frage, ob die Voraussetzungen für die Anwendung der Sätze 1 und 2 vorliegen, leistet die Regulierungsbehörde den Finanzbehörden Amtshilfe (§ 111 der Abgabenordnung).

(3) Erwerbsvorgänge im Sinne des § 1 des Grunderwerbsteuergesetzes, die sich für Verteilernetzbetreiber, Transportnetzbetreiber oder Betreiber von Gasspeicheranlagen aus der rechtlichen oder operationellen Entflechtung nach § 7 Absatz 1 und den §§ 7a bis 10e ergeben, sind von der Grunderwerbsteuer befreit. Absatz 2 Satz 4 und 7 gelten entsprechend.

(4) Die Absätze 2 und 3 gelten nicht für diejenigen Unternehmen, die eine rechtliche Entflechtung auf freiwilliger Grundlage vornehmen.

(1) Unbeschadet gesetzlicher Verpflichtungen zur Offenbarung von Informationen haben vertikal integrierte Unternehmen, Transportnetzeigentümer, Netzbetreiber, Gasspeicheranlagenbetreiber sowie Betreiber von LNG-Anlagen sicherzustellen, dass die Vertraulichkeit wirtschaftlich sensibler Informationen, von denen sie in Ausübung ihrer Geschäftstätigkeit als Transportnetzeigentümer, Netzbetreiber, Gasspeicheranlagenbetreiber sowie Betreiber von LNG-Anlagen Kenntnis erlangen, gewahrt wird.

(2) Legen das vertikal integrierte Unternehmen, Transportnetzeigentümer, Netzbetreiber, ein Gasspeicheranlagenbetreiber oder ein Betreiber von LNG-Anlagen über die eigenen Tätigkeiten Informationen offen, die wirtschaftliche Vorteile bringen können, so stellen sie sicher, dass dies in nicht diskriminierender Weise erfolgt. Sie stellen insbesondere sicher, dass wirtschaftlich sensible Informationen gegenüber anderen Teilen des Unternehmens vertraulich behandelt werden.

(1) Vertikal integrierte Unternehmen im Sinne des § 3 Nummer 109, einschließlich rechtlich selbständiger Unternehmen, die zu einer Gruppe verbundener Elektrizitäts- oder Gasunternehmen gehören und mittelbar oder unmittelbar energiespezifische Dienstleistungen erbringen, und rechtlich selbständige Netzbetreiber sowie Betreiber von Gasspeicheranlagen haben ungeachtet ihrer Eigentumsverhältnisse und ihrer Rechtsform einen Jahresabschluss und Lagebericht nach den für Kapitalgesellschaften geltenden Vorschriften des Ersten, Dritten und Vierten Unterabschnitts des Zweiten Abschnitts des Dritten Buchs des Handelsgesetzbuchs aufzustellen, prüfen zu lassen und offenzulegen; § 264 Absatz 3 und § 264b des Handelsgesetzbuchs sind insoweit nicht anzuwenden. Handelt es sich bei dem Unternehmen nach Satz 1 um eine Personenhandelsgesellschaft oder das Unternehmen eines Einzelkaufmanns, dürfen das sonstige Vermögen der Gesellschafter oder des Einzelkaufmanns (Privatvermögen) nicht in die Bilanz und die auf das Privatvermögen entfallenden Aufwendungen und Erträge nicht in die Gewinn- und Verlustrechnung aufgenommen werden.

(2) Im Anhang zum Jahresabschluss sind die Geschäfte größeren Umfangs mit verbundenen oder assoziierten Unternehmen im Sinne von § 271 Absatz 2 oder § 311 des Handelsgesetzbuchs gesondert auszuweisen. Hierbei sind insbesondere Leistung und Gegenleistung anzugeben.

(3) Unternehmen nach Absatz 1 Satz 1 haben zur Vermeidung von Diskriminierung und Quersubventionierung in ihrer internen Rechnungslegung jeweils getrennte Konten für jede ihrer Tätigkeiten in den nachfolgend aufgeführten Bereichen so zu führen, wie dies erforderlich wäre, wenn diese Tätigkeiten von rechtlich selbstständigen Unternehmen ausgeführt würden:

• 1. Elektrizitätsübertragung;
• 2. Elektrizitätsverteilung;
• 3. Gasfernleitung;
• 4. Gasverteilung;
• 5. Gasspeicherung;
• 6. Betrieb von LNG-Anlagen;
• 7. Entwicklung, Verwaltung oder Betrieb von Ladepunkten für Elektromobile nach § 7c Absatz 2.

Tätigkeit im Sinne dieser Bestimmung ist auch jede wirtschaftliche Nutzung eines Eigentumsrechts an Elektrizitäts- oder Gasversorgungsnetzen, Gasspeichern, LNG-Anlagen oder Ladepunkten für Elektromobile nach § 7c Absatz 2. Für die anderen Tätigkeiten innerhalb des Elektrizitätssektors und innerhalb des Gassektors sind Konten zu führen, die innerhalb des jeweiligen Sektors zusammengefasst werden können. Für Tätigkeiten außerhalb des Elektrizitäts- und Gassektors sind ebenfalls eigene Konten zu führen, die zusammengefasst werden können. Soweit eine direkte Zuordnung zu den einzelnen Tätigkeiten nicht möglich ist oder mit unvertretbarem Aufwand verbunden wäre, hat die Zuordnung durch Schlüsselung zu den Konten, die sachgerecht und für Dritte nachvollziehbar sein muss, zu erfolgen. Mit der Aufstellung des Jahresabschlusses ist für jeden der genannten Tätigkeitsbereiche jeweils eine den in Absatz 1 Satz 1 genannten Vorschriften entsprechende Bilanz und Gewinn- und Verlustrechnung (Tätigkeitsabschluss) aufzustellen und dem Abschlussprüfer zur Prüfung vorzulegen. Dabei sind in der Rechnungslegung die Regeln, einschließlich der Abschreibungsmethoden, anzugeben, nach denen die Gegenstände des Aktiv- und Passivvermögens sowie die Aufwendungen und Erträge den gemäß Satz 1 bis 4 geführten Konten zugeordnet worden sind.

(4) Die gesetzlichen Vertreter haben den Tätigkeitsabschluss unverzüglich, jedoch spätestens vor Ablauf des zwölften Monats des dem Abschlussstichtag nachfolgenden Geschäftsjahres, gemeinsam mit dem nach Absatz 1 Satz 1 in Verbindung mit § 325 des Handelsgesetzbuchs offenzulegenden Jahresabschluss der das Unternehmensregister führenden Stelle elektronisch zur Einstellung in das Unternehmensregister zu übermitteln. § 326 des Handelsgesetzbuchs ist insoweit nicht anzuwenden.

(5) Die Prüfung des Jahresabschlusses gemäß Absatz 1 umfasst auch die Einhaltung der Pflichten zur Rechnungslegung nach Absatz 3. Dabei ist neben dem Vorhandensein getrennter Konten auch zu prüfen, ob die Wertansätze und die Zuordnung der Konten sachgerecht und nachvollziehbar erfolgt sind und der Grundsatz der Stetigkeit beachtet worden ist. Im Bestätigungsvermerk zum Jahresabschuss ist anzugeben, ob die Vorgaben nach Absatz 3 eingehalten worden sind.

(6) Unbeschadet der besonderen Pflichten des Prüfers nach Absatz 5 kann die Regulierungsbehörde zusätzliche Bestimmungen gegenüber dem Unternehmen nach Absatz 1 Satz 1 durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 treffen, die vom Prüfer im Rahmen der Jahresabschlussprüfung über die nach Absatz 1 anwendbaren Prüfungsvoraussetzungen hinaus zu berücksichtigen sind. Sie kann insbesondere zusätzliche Schwerpunkte für die Prüfungen festlegen. Eine solche Festlegung muss spätestens sechs Monate vor dem Bilanzstichtag des jeweiligen Kalenderjahres ergehen.

(7) Der Auftraggeber der Prüfung des Jahresabschlusses hat der Regulierungsbehörde unverzüglich nach Feststellung des Jahresabschlusses eine Ausfertigung des Berichts über die Prüfung des Jahresabschlusses nach § 321 des Handelsgesetzbuchs (Prüfungsbericht) einschließlich erstatteter Teilberichte zu übersenden. Der Prüfungsbericht ist fest mit dem geprüften Jahresabschluss, dem Lagebericht und den erforderlichen Tätigkeitsabschlüssen zu verbinden. Der Bestätigungsvermerk oder der Vermerk über die Versagung sind im Prüfungsbericht wiederzugeben. Der Lagebericht muss auf die Tätigkeiten nach Absatz 3 Satz 1 eingehen. Geschäftsberichte zu den in Absatz 3 Satz 1 und 2 aufgeführten Tätigkeitsbereichen sind von den Unternehmen auf ihrer Internetseite zu veröffentlichen. Tätigkeitsabschlüsse zu den Tätigkeitsbereichen, die nicht in Absatz 3 Satz 1 aufgeführt sind, hat die Regulierungsbehörde als Geschäftsgeheimnisse zu behandeln. Prüfberichte von solchen Unternehmen nach Absatz 1 Satz 1, die mittelbar oder unmittelbar energiespezifische Dienstleistungen erbringen, sind der Regulierungsbehörde zu übersenden, die für das regulierte Unternehmen nach § 54 Absatz 1 zuständig ist.

(8) Unternehmen, die nur deshalb als vertikal integriertes Unternehmen im Sinne des § 3 Nummer 109 einzuordnen sind, weil sie auch Betreiber eines geschlossenen Verteilernetzes sind, und ihre Abschlussprüfer sind von den Verpflichtungen nach den Absätzen 4 und 7 ausgenommen. Die Befugnisse der Regulierungsbehörde insbesondere nach § 110 Absatz 4 bleiben unberührt.

(1) Die Ordnungsgeldvorschriften der §§ 335 bis 335b des Handelsgesetzbuchs sind auf die Verletzung der Pflichten zur Offenlegung des Jahresabschlusses und Lageberichts nach § 6b Absatz 1 Satz 1 oder des Tätigkeitsabschlusses nach § 6b Absatz 4 entsprechend anzuwenden. Das Ordnungsgeldverfahren kann durchgeführt werden

• 1. bei einer juristischen Person gegen die juristische Person oder die Mitglieder des vertretungsberechtigten Organs;
• 2. bei einer Personenhandelsgesellschaft im Sinne des § 264a Absatz 1 des Handelsgesetzbuchs gegen die Personenhandelsgesellschaft oder gegen die in § 335b Satz 2 des Handelsgesetzbuchs genannten Personen;
• 3. bei einer Personenhandelsgesellschaft, die nicht in Nummer 2 genannt ist, gegen die Personenhandelsgesellschaft oder den oder die vertretungsbefugten Gesellschafter;
• 4. bei einem Unternehmen, das in der Rechtsform des Einzelkaufmanns betrieben wird, gegen den Inhaber oder dessen gesetzlichen Vertreter.

§ 329 des Handelsgesetzbuchs ist entsprechend anzuwenden.

(2) Die nach § 54 Absatz 1 zuständige Regulierungsbehörde übermittelt der das Unternehmensregister führenden Stelle einmal pro Kalenderjahr Name und Anschrift der ihr bekannt werdenden Unternehmen nach § 6b Absatz 1 Satz 1.

Der gemeinsame Betrieb eines Transport- sowie eines Verteilernetzes durch denselben Netzbetreiber ist zulässig, soweit dieser Netzbetreiber die Bestimmungen der §§ 8 oder 9 oder §§ 10 bis 10e einhält.

(1) Vertikal integrierte Unternehmen haben sicherzustellen, dass Verteilernetzbetreiber, die mit ihnen im Sinne von § 3 Nummer 109 verbunden sind, hinsichtlich ihrer Rechtsform unabhängig von anderen Tätigkeitsbereichen der Energieversorgung sind. Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen sind nicht berechtigt, Eigentümer einer Energiespeicheranlage zu sein oder eine solche zu errichten, zu verwalten oder zu betreiben.

(2) Vertikal integrierte Unternehmen, an deren Elektrizitätsverteilernetz weniger als 100 000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind, sind hinsichtlich der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, die mit ihnen im Sinne von § 3 Nummer 109 verbunden sind, von den Verpflichtungen nach Absatz 1 ausgenommen. Satz 1 gilt für Gasverteilernetze entsprechend.

(1) Unternehmen nach § 6 Absatz 1 Satz 1 haben die Unabhängigkeit ihrer im Sinne von § 3 Nummer 109 verbundenen Verteilernetzbetreiber hinsichtlich der Organisation, der Entscheidungsgewalt und der Ausübung des Netzgeschäfts nach Maßgabe der folgenden Absätze sicherzustellen.

(2) Für Personen, die für den Verteilernetzbetreiber tätig sind, gelten zur Gewährleistung eines diskriminierungsfreien Netzbetriebs folgende Vorgaben:

• 1. Personen, die mit Leitungsaufgaben für den Verteilernetzbetreiber betraut sind oder die Befugnis zu Letztentscheidungen besitzen, die für die Gewährleistung eines diskriminierungsfreien Netzbetriebs wesentlich sind, müssen für die Ausübung dieser Tätigkeiten einer betrieblichen Einrichtung des Verteilernetzbetreibers angehören und dürfen keine Angehörigen von betrieblichen Einrichtungen des vertikal integrierten Unternehmens sein, die direkt oder indirekt für den laufenden Betrieb in den Bereichen der Gewinnung, Erzeugung oder des Vertriebs von Energie an Kunden zuständig sind.
• 2. Personen, die in anderen Teilen des vertikal integrierten Unternehmens sonstige Tätigkeiten des Netzbetriebs ausüben, sind insoweit den fachlichen Weisungen der Leitung des Verteilernetzbetreibers zu unterstellen.

(3) Unternehmen nach § 6 Absatz 1 Satz 1 haben geeignete Maßnahmen zu treffen, um die berufliche Handlungsunabhängigkeit der Personen zu gewährleisten, die mit Leitungsaufgaben des Verteilernetzbetreibers betraut sind.

(4) Vertikal integrierte Unternehmen haben zu gewährleisten, dass die Verteilernetzbetreiber tatsächliche Entscheidungsbefugnisse in Bezug auf die für den Betrieb, die Wartung und den Ausbau des Netzes erforderlichen Vermögenswerte des vertikal integrierten Unternehmens besitzen und diese im Rahmen der Bestimmungen dieses Gesetzes unabhängig von der Leitung und den anderen betrieblichen Einrichtungen des vertikal integrierten Unternehmens ausüben können. Das vertikal integrierte Unternehmen hat sicherzustellen, dass der Verteilernetzbetreiber über die erforderliche Ausstattung in materieller, personeller, technischer und finanzieller Hinsicht verfügt, um tatsächliche Entscheidungsbefugnisse nach Satz 1 effektiv ausüben zu können. Zur Wahrnehmung der wirtschaftlichen Befugnisse der Leitung des vertikal integrierten Unternehmens und seiner Aufsichtsrechte über die Geschäftsführung des Verteilernetzbetreibers im Hinblick auf dessen Rentabilität ist die Nutzung gesellschaftsrechtlicher Instrumente der Einflussnahme und Kontrolle, unter anderem der Weisung, der Festlegung allgemeiner Verschuldungsobergrenzen und der Genehmigung jährlicher Finanzpläne oder gleichwertiger Instrumente, insoweit zulässig als dies zur Wahrnehmung der berechtigten Interessen des vertikal integrierten Unternehmens erforderlich ist. Dabei ist die Einhaltung der §§ 11 bis 16a sicherzustellen. Weisungen zum laufenden Netzbetrieb sind nicht erlaubt; ebenfalls unzulässig sind Weisungen im Hinblick auf einzelne Entscheidungen zu baulichen Maßnahmen an Energieanlagen, solange sich diese Entscheidungen im Rahmen eines vom vertikal integrierten Unternehmen genehmigten Finanzplans oder gleichwertigen Instruments halten.

(5) Vertikal integrierte Unternehmen sind verpflichtet, für die mit Tätigkeiten des Netzbetriebs befassten Mitarbeiter ein Programm mit verbindlichen Maßnahmen zur diskriminierungsfreien Ausübung des Netzgeschäfts (Gleichbehandlungsprogramm) festzulegen, den Mitarbeitern dieses Unternehmens und der Regulierungsbehörde bekannt zu machen und dessen Einhaltung durch eine natürliche oder juristische Person (Gleichbehandlungsbeauftragter) zu überwachen. Pflichten der Mitarbeiter und mögliche Sanktionen sind festzulegen. Der Gleichbehandlungsbeauftragte legt der Regulierungsbehörde jährlich spätestens zum 31. März einen Bericht über die nach Satz 1 getroffenen Maßnahmen des vergangenen Kalenderjahres vor und veröffentlicht ihn in nicht personenbezogener Form. Der Gleichbehandlungsbeauftragte des Verteilernetzbetreibers ist in seiner Aufgabenwahrnehmung vollkommen unabhängig. Er hat Zugang zu allen Informationen, über die der Verteilernetzbetreiber und etwaige verbundene Unternehmen verfügen, soweit dies zu Erfüllung seiner Aufgaben erforderlich ist.

(6) Verteilernetzbetreiber, die Teil eines vertikal integrierten Unternehmens sind, haben in ihrem Kommunikationsverhalten und ihrer Markenpolitik zu gewährleisten, dass eine Verwechslung zwischen Verteilernetzbetreiber und den Vertriebsaktivitäten des vertikal integrierten Unternehmens ausgeschlossen ist.

(7) Vertikal integrierte Unternehmen, an deren Elektrizitätsverteilernetz weniger als 100 000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind, sind hinsichtlich der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, die mit ihnen im Sinne von § 3 Nummer 109 verbunden sind, von den Verpflichtungen nach Absatz 1 bis 6 ausgenommen. Satz 1 gilt entsprechend für Gasverteilernetze.

Auf Transportnetzeigentümer, soweit ein Unabhängiger Systembetreiber im Sinne des § 9 benannt wurde, und auf Betreiber von Gasspeicheranlagen, die Teil eines vertikal integrierten Unternehmens sind und zu denen der Zugang technisch und wirtschaftlich erforderlich ist für einen effizienten Netzzugang im Hinblick auf die Belieferung von Kunden, sind § 7 Absatz 1 und § 7a Absatz 1 bis 5 entsprechend anwendbar.

(1) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen dürfen weder Eigentümer von Ladepunkten für Elektromobile sein noch diese Ladepunkte entwickeln, verwalten oder betreiben. Satz 1 ist nicht für private Ladepunkte für Elektromobile anzuwenden, die für den Eigengebrauch des Betreibers von Elektrizitätsverteilernetzen bestimmt sind.

(2) Abweichend von Absatz 1 Satz 1 sind Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen befugt, in ihrem Netzgebiet das Eigentum an Ladepunkten für Elektromobile zu halten oder diese Ladepunkte zu entwickeln, zu verwalten oder zu betreiben, sofern in Fällen regionalen Marktversagens, das nach Durchführung eines offenen, transparenten und diskriminierungsfreien Ausschreibungsverfahrens durch eine kommunale Gebietskörperschaft festgestellt worden ist, die Bundesnetzagentur nach Maßgabe der Bedingungen einer aufgrund des Absatzes 3 erlassenen Rechtsverordnung ihre Genehmigung dazu erteilt hat. Im Falle einer Genehmigung hat die Bundesnetzagentur den Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes zu verpflichten, Dritten den Zugang zu den Ladepunkten zu angemessenen und diskriminierungsfreien Bedingungen zu gewähren. Die Voraussetzungen für den Fortbestand einer Genehmigung sind mindestens alle fünf Jahre durch die Regulierungsbehörde zu überprüfen.

(3) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie wird ermächtigt, im Einvernehmen mit dem Bundesministerium für Verkehr durch Rechtsverordnung mit Zustimmung des Bundesrates die Voraussetzungen einer Genehmigung nach Absatz 2 festzulegen und das Ausschreibungsverfahren näher zu bestimmen. Insbesondere können durch Rechtsverordnung Regelungen getroffen werden,

• 1. zu der Bestimmung eines Bedarfs und eines regionalen Marktversagens im Hinblick auf den Ladeinfrastrukturaufbau, insbesondere hinsichtlich der Abgrenzung des betroffenen Gebiets und der bereits bestehenden Ladepunkte, einschließlich der Festlegung von Ausschreibungsbedingungen und -verfahren,
• 2. zu den Anforderungen an ein Ausschreibungsverfahren nach Absatz 2 Satz 1 sowie den Voraussetzungen und dem Verfahren für Genehmigungen der Regulierungsbehörde sowie
• 3. zu der regelmäßigen Überprüfung und Bewertung nach Erteilung einer Genehmigung, ob Dritte in der Lage sind, Eigentümer von Ladepunkten zu sein oder diese zu entwickeln, zu betreiben oder zu verwalten, sowie zu möglichen Folgemaßnahmen einschließlich einer mindestens schrittweisen Einstellung der von Absatz 1 erfassten Tätigkeiten des Betreibers von Elektrizitätsverteilernetzen.

(1) Vertikal integrierte Unternehmen haben sich nach Maßgabe der folgenden Absätze zu entflechten, soweit sie nicht von einer der in § 9 oder den §§ 10 bis 10e enthaltenen Möglichkeiten Gebrauch machen.

(2) Der Transportnetzbetreiber hat unmittelbar oder vermittelt durch Beteiligungen Eigentümer des Transportnetzes zu sein. Personen, die unmittelbar oder mittelbar die Kontrolle über ein Unternehmen ausüben, das eine der Funktionen Gewinnung, Erzeugung oder Vertrieb von Energie an Kunden wahrnimmt, sind nicht berechtigt, unmittelbar oder mittelbar Kontrolle über einen Betreiber eines Transportnetzes oder ein Transportnetz oder Rechte an einem Betreiber eines Transportnetzes oder einem Transportnetz auszuüben. Personen, die unmittelbar oder mittelbar die Kontrolle über einen Transportnetzbetreiber oder ein Transportnetz ausüben, sind nicht berechtigt, unmittelbar oder mittelbar Kontrolle über ein Unternehmen, das eine der Funktionen Gewinnung, Erzeugung oder Vertrieb von Energie an Kunden wahrnimmt, oder Rechte an einem solchen Unternehmen auszuüben. Insbesondere sind Übertragungsnetzbetreiber nicht berechtigt, Eigentümer einer Energiespeicheranlage zu sein oder eine solche zu errichten, zu verwalten oder zu betreiben. Personen, die unmittelbar oder mittelbar die Kontrolle über ein Unternehmen ausüben, das eine der Funktionen Gewinnung, Erzeugung oder Vertrieb von Energie an Kunden wahrnimmt, oder Rechte an einem solchen Unternehmen ausüben, sind nicht berechtigt, Mitglieder des Aufsichtsrates oder der zur gesetzlichen Vertretung berufenen Organe eines Betreibers von Transportnetzen zu bestellen. Personen, die Mitglied des Aufsichtsrates oder der zur gesetzlichen Vertretung berufenen Organe eines Unternehmens sind, das eine Funktion der Gewinnung, Erzeugung oder Vertrieb von Energie an Kunden wahrnimmt, sind nicht berechtigt, Mitglied des Aufsichtsrates oder der zur gesetzlichen Vertretung berufenen Organe des Transportnetzbetreibers zu sein. Rechte im Sinne von Satz 2, 3 und 5 sind insbesondere:

• 1. die Befugnis zur Ausübung von Stimmrechten, soweit dadurch wesentliche Minderheitsrechte vermittelt werden, insbesondere in den in § 179 Absatz 2 des Aktiengesetzes, § 182 Absatz 1 des Aktiengesetzes sowie § 193 Absatz 1 des Aktiengesetzes geregelten oder vergleichbaren Bereichen,
• 2. die Befugnis, Mitglieder des Aufsichtsrates oder der zur gesetzlichen Vertretung berufenen Organe zu bestellen,
• 3. das Halten einer Mehrheitsbeteiligung.

Die Verpflichtung nach Satz 1 gilt als erfüllt, wenn zwei oder mehr Unternehmen, die Eigentümer von Transportnetzen sind, ein Gemeinschaftsunternehmen gründen, das in zwei oder mehr Mitgliedstaaten als Betreiber für die betreffenden Transportnetze tätig ist. Ein anderes Unternehmen darf nur dann Teil des Gemeinschaftsunternehmens sein, wenn es nach den Vorschriften dieses Abschnitts entflochten und zertifiziert wurde. Transportnetzbetreiber haben zu gewährleisten, dass sie über die finanziellen, materiellen, technischen und personellen Mittel verfügen, die erforderlich sind, um die Aufgaben nach Teil 3 Abschnitt 1 bis 3 wahrzunehmen.

(3) Im unmittelbaren Zusammenhang mit einem Entflechtungsvorgang nach Absatz 1 dürfen weder wirtschaftlich sensible Informationen nach § 6a, über die ein Transportnetzbetreiber verfügt, der Teil eines vertikal integrierten Unternehmens war, an Unternehmen übermittelt werden, die eine der Funktionen Gewinnung, Erzeugung oder Vertrieb von Energie an Kunden wahrnehmen, noch ein Personalübergang vom Transportnetzbetreiber zu diesen Unternehmen stattfinden.

(1) Ein Unabhängiger Systembetreiber kann nach Maßgabe dieser Vorschrift benannt werden

• 1. für ein Transportnetz, wenn dieses am 3. September 2009 im Eigentum eines vertikal integrierten Unternehmens stand, oder
• 2. für ein Fernleitungsnetz, das Deutschland mit einem Drittstaat verbindet, in Bezug auf den Abschnitt von der Grenze des deutschen Hoheitsgebietes bis zum ersten Kopplungspunkt mit dem deutschen Netz, wenn das Fernleitungsnetz am 23. Mai 2019 im Eigentum eines vertikal integrierten Unternehmens stand.

Unternehmen, die einen Antrag auf Zertifizierung des Betriebs eines Unabhängigen Systembetreibers stellen, haben die Unabhängigkeit des Transportnetzbetreibers nach Maßgabe der Absätze 2 bis 6 sicherzustellen.

(2) Auf Unabhängige Systembetreiber ist § 8 Absatz 2 Satz 2, 3, 5 und 6 entsprechend anzuwenden, dabei ist auf Unabhängige Systembetreiber im Elektrizitätsbereich auch § 8 Absatz 2 Satz 4 entsprechend anwendbar. Er hat über die materiellen, finanziellen, technischen und personellen Mittel zu verfügen, die erforderlich sind, um die Aufgaben des Transportnetzbetreibers nach Teil 3 Abschnitt 1 bis 3 wahrzunehmen. Der Unabhängige Systembetreiber ist verpflichtet, den von der Regulierungsbehörde überwachten zehnjährigen Netzentwicklungsplan nach den §§ 12a bis 12f oder nach den §§ 15a bis 15e umzusetzen. Der Unabhängige Systembetreiber hat in der Lage zu sein, den Verpflichtungen, die sich aus der Verordnung (EU) 2019/943 in der Fassung vom 13. Juni 2024 oder der Verordnung (EU) 2024/1789 in der Fassung vom 13. Juni 2024 ergeben, auch hinsichtlich der Zusammenarbeit der Übertragungs- oder Fernleitungsnetzbetreiber auf europäischer und regionaler Ebene nachkommen zu können.

(3) Der Unabhängige Systembetreiber hat den Netzzugang für Dritte diskriminierungsfrei zu gewähren und auszugestalten. Er hat insbesondere Netzentgelte zu erheben, Engpasserlöse einzunehmen, das Transportnetz zu betreiben, zu warten und auszubauen, sowie im Wege einer Investitionsplanung die langfristige Fähigkeit des Transportnetzes zur Befriedigung einer angemessenen Nachfrage zu gewährleisten. Der Unabhängige Systembetreiber hat im Elektrizitätsbereich neben den Aufgaben nach Satz 1 und 2 auch die Rechte und Pflichten, insbesondere Zahlungen, im Rahmen des Ausgleichsmechanismus zwischen Übertragungsnetzbetreibern nach Artikel 49 der Verordnung (EU) 2019/943 in der Fassung vom 13. Juni 2024 wahrzunehmen. Der Unabhängige Systembetreiber trägt die Verantwortung für Planung, einschließlich der Durchführung der erforderlichen Genehmigungsverfahren, Bau und Betrieb der Infrastruktur. Der Transportnetzeigentümer ist nicht nach Satz 1 bis 4 verpflichtet.

(4) Der Eigentümer des Transportnetzes und das vertikal integrierte Unternehmen haben im erforderlichen Umfang mit dem Unabhängigen Systembetreiber zusammenzuarbeiten und ihn bei der Wahrnehmung seiner Aufgaben, insbesondere durch Zurverfügungstellung der dafür erforderlichen Informationen, zu unterstützen. Sie haben die vom Unabhängigen Systembetreiber beschlossenen und im Netzentwicklungsplan nach den §§ 12a bis 12f oder nach den §§ 15a bis 15e für die folgenden drei Jahre ausgewiesenen Investitionen zu finanzieren oder ihre Zustimmung zur Finanzierung durch Dritte, einschließlich des Unabhängigen Systembetreibers, zu erteilen. Die Finanzierungsvereinbarungen sind von der Regulierungsbehörde zu genehmigen. Der Eigentümer des Transportnetzes und das vertikal integrierte Unternehmen haben die notwendigen Sicherheitsleistungen, die zur Erleichterung der Finanzierung eines notwendigen Netzausbaus erforderlich sind, zur Verfügung zu stellen, es sei denn, der Eigentümer des Transportnetzes oder das vertikal integrierte Unternehmen haben der Finanzierung durch einen Dritten, einschließlich dem Unabhängigen Systembetreiber, zugestimmt. Der Eigentümer des Transportnetzes hat zu gewährleisten, dass er dauerhaft in der Lage ist, seinen Verpflichtungen nach Satz 1 bis 3 nachzukommen.

(5) Der Eigentümer des Transportnetzes und das vertikal integrierte Unternehmen haben den Unabhängigen Systembetreiber von jeglicher Haftung für Sach-, Personen- und Vermögensschäden freizustellen, die durch das vom Unabhängigen Systembetreiber betriebenen Transportnetz verursacht werden, es sei denn, die Haftungsrisiken betreffen die Wahrnehmung der Aufgaben nach Absatz 3 durch den Unabhängigen Systembetreiber.

(6) Betreibt der Unabhängige Systembetreiber die Transportnetze mehrerer Eigentümer von Transportnetzen, sind die Voraussetzungen der Absätze 1 bis 5 im Verhältnis zwischen dem Unabhängigen Systembetreiber und dem jeweiligen Eigentümer von Transportnetzen oder dem jeweiligen vertikal integrierten Unternehmen jeweils zu erfüllen.

(1) Vertikal integrierte Unternehmen können einen Unabhängigen Transportnetzbetreiber nach Maßgabe dieser Bestimmung sowie der §§ 10a bis 10e benennen:

• 1. für ein Transportnetz, wenn es am 3. September 2009 im Eigentum des vertikal integrierten Unternehmens stand, oder
• 2. für ein Fernleitungsnetz, das Deutschland mit einem Drittstaat verbindet, in Bezug auf den Abschnitt von der Grenze des deutschen Hoheitsgebietes bis zum ersten Kopplungspunkt mit dem deutschen Netz, wenn das Fernleitungsnetz am 23. Mai 2019 im Eigentum des vertikal integrierten Unternehmens stand.

Der Unabhängige Transportnetzbetreiber hat neben den Aufgaben nach Teil 3 Abschnitt 1 bis 3 mindestens für folgende Bereiche verantwortlich zu sein:
- 1. die Vertretung des Unabhängigen Transportnetzbetreibers gegenüber Dritten und der Regulierungsbehörde,
- 2. die Vertretung des Unabhängigen Transportnetzbetreibers innerhalb des Europäischen Verbunds der Übertragungs- oder Fernleitungsnetzbetreiber,
- 3. die Erhebung aller transportnetzbezogenen Entgelte, einschließlich der Netzentgelte, sowie gegebenenfalls anfallender Entgelte für Hilfsdienste, insbesondere für Gasaufbereitung und die Beschaffung oder Bereitstellung von Ausgleichs- oder Verlustenergie,
- 4. die Einrichtung und den Unterhalt solcher Einrichtungen, die üblicherweise für mehrere Teile des vertikal integrierten Unternehmens tätig wären, insbesondere eine eigene Rechtsabteilung und eigene Buchhaltung sowie die Betreuung der beim Unabhängigen Transportnetzbetreiber vorhandenen Informationstechnologie-Infrastruktur,
- 5. die Gründung von geeigneten Gemeinschaftsunternehmen, auch mit anderen Transportnetzbetreibern, mit Energiebörsen und anderen relevanten Akteuren, mit dem Ziel die Entwicklung von regionalen Strom- oder Gasmärkten zu fördern, die Versorgungssicherheit zu gewährleisten oder den Prozess der Liberalisierung der Energiemärkte zu erleichtern.

(2) Vertikal integrierte Unternehmen haben die Unabhängigkeit ihrer im Sinne von § 3 Nummer 109 verbundenen Unabhängigen Transportnetzbetreiber hinsichtlich der Organisation, der Entscheidungsgewalt und der Ausübung des Transportnetzgeschäfts nach Maßgabe der §§ 10a bis 10e zu gewährleisten. Vertikal integrierte Unternehmen haben den Unabhängigen Transportnetzbetreiber in einer der in den Anhängen I und II zu der Richtlinie (EU) 2017/1132 in der Fassung vom 14. Juni 2017 zulässigen Rechtsform zu organisieren.

(1) Unabhängige Transportnetzbetreiber müssen über die finanziellen, technischen, materiellen und personellen Mittel verfügen, die zur Erfüllung der Pflichten aus diesem Gesetz und für den Transportnetzbetrieb erforderlich sind. Unabhängige Transportnetzbetreiber haben, unmittelbar oder vermittelt durch Beteiligungen, Eigentümer an allen für den Transportnetzbetrieb erforderlichen Vermögenswerten, einschließlich des Transportnetzes, zu sein.

(2) Personal, das für den Betrieb des Transportnetzes erforderlich ist, darf nicht in anderen Gesellschaften des vertikal integrierten Unternehmens angestellt sein. Arbeitnehmerüberlassungen des Unabhängigen Transportnetzbetreibers an das vertikal integrierte Unternehmen sowie Arbeitnehmerüberlassungen des vertikal integrierten Unternehmens an den Unabhängigen Transportnetzbetreiber sind unzulässig.

(3) Andere Teile des vertikal integrierten Unternehmens haben die Erbringung von Dienstleistungen durch eigene oder in ihrem Auftrag handelnde Personen für den Unabhängigen Transportnetzbetreiber zu unterlassen. Die Erbringung von Dienstleistungen für das vertikal integrierte Unternehmen durch den Unabhängigen Transportnetzbetreiber ist nur zulässig, soweit

• 1. die Dienstleistungen grundsätzlich für alle Nutzer des Transportnetzes diskriminierungsfrei zugänglich sind und der Wettbewerb in den Bereichen Erzeugung, Gewinnung und Lieferung nicht eingeschränkt, verzerrt oder unterbunden wird;
• 2. die vertraglichen Bedingungen für die Erbringung der Dienstleistung durch den Unabhängigen Transportnetzbetreiber für das vertikal integrierte Unternehmen der Regulierungsbehörde vorgelegt und von dieser geprüft wurden und
• 3. die Dienstleistungen weder die Abrechnung erbrachter Dienstleistungen gegenüber dem Kunden für das vertikal integrierte Unternehmen im Bereich der Funktionen Erzeugung, Gewinnung, Verteilung, Lieferung von Elektrizität oder Erdgas oder Speicherung von Erdgas noch andere Dienstleistungen umfassen, deren Wahrnehmung durch den Unabhängigen Transportnetzbetreiber geeignet ist, Wettbewerber des vertikal integrierten Unternehmens zu diskriminieren.

Die Befugnisse der Regulierungsbehörde nach § 65 bleiben unberührt.

(4) Der Unabhängige Transportnetzbetreiber hat sicherzustellen, dass hinsichtlich seiner Firma, seiner Kommunikation mit Dritten sowie seiner Markenpolitik und Geschäftsräume eine Verwechslung mit dem vertikal integrierten Unternehmen oder irgendeinem Teil davon ausgeschlossen ist.

(5) Unabhängige Transportnetzbetreiber müssen die gemeinsame Nutzung von Anwendungssystemen der Informationstechnologie mit jeglichem Unternehmensteil des vertikal integrierten Unternehmens unterlassen, soweit diese Anwendungen der Informationstechnologie auf die unternehmerischen Besonderheiten des Unabhängigen Transportnetzbetreibers oder des vertikal integrierten Unternehmens angepasst wurden. Unabhängige Transportnetzbetreiber haben die gemeinsame Nutzung von Infrastruktur der Informationstechnologie mit jeglichem Unternehmensteil des vertikal integrierten Unternehmens zu unterlassen, es sei denn, die Infrastruktur

• 1. befindet sich außerhalb der Geschäftsräume des Unabhängigen Transportnetzbetreibers und des vertikal integrierten Unternehmens und
• 2. wird von Dritten zur Verfügung gestellt und betrieben.

Unabhängige Transportnetzbetreiber und vertikal integrierte Unternehmen haben sicherzustellen, dass sie in Bezug auf Anwendungssysteme der Informationstechnologie und Infrastruktur der Informationstechnologie, die sich in Geschäfts- oder Büroräumen des Unabhängigen Transportnetzbetreibers oder des vertikal integrierten Unternehmens befindet, nicht mit denselben Beratern oder externen Auftragnehmern zusammenarbeiten.

(6) Unabhängiger Transportnetzbetreiber und jegliche Unternehmensteile des vertikal integrierten Unternehmens haben die gemeinsame Nutzung von Büro- und Geschäftsräumen, einschließlich der gemeinsamen Nutzung von Zugangskontrollsystemen, zu unterlassen.

(7) Der Unabhängige Transportnetzbetreiber hat die Rechnungslegung von anderen Abschlussprüfern als denen prüfen zu lassen, die die Rechnungsprüfung beim vertikal integrierten Unternehmen oder bei dessen Unternehmensteilen durchführen. Der Abschlussprüfer des vertikal integrierten Unternehmens kann Einsicht in Teile der Bücher des Unabhängigen Transportnetzbetreibers nehmen, soweit dies zur Erteilung des Konzernbestätigungsvermerkes im Rahmen der Vollkonsolidierung des vertikal integrierten Unternehmens erforderlich ist. Der Abschlussprüfer ist verpflichtet, aus der Einsicht in die Bücher des Unabhängigen Transportnetzbetreibers gewonnene Erkenntnisse und wirtschaftlich sensible Informationen vertraulich zu behandeln und sie insbesondere nicht dem vertikal integrierten Unternehmen mitzuteilen.

(1) Vertikal integrierte Unternehmen müssen gewährleisten, dass Unabhängige Transportnetzbetreiber wirksame Entscheidungsbefugnisse in Bezug auf die für den Betrieb, die Wartung und den Ausbau des Netzes erforderlichen Vermögenswerte des vertikal integrierten Unternehmens besitzen und diese im Rahmen der Bestimmungen dieses Gesetzes unabhängig von der Leitung und den anderen betrieblichen Einrichtungen des vertikal integrierten Unternehmens ausüben können. Unabhängige Transportnetzbetreiber müssen insbesondere die Befugnis haben, sich zusätzliche Finanzmittel auf dem Kapitalmarkt durch Aufnahme von Darlehen oder durch eine Kapitalerhöhung zu beschaffen. Satz 1 und 2 gelten unbeschadet der Entscheidungen des Aufsichtsrates nach § 10d.

(2) Struktur und Satzung des Unabhängigen Transportnetzbetreibers haben die Unabhängigkeit des Transportnetzbetreibers vom vertikal integrierten Unternehmen im Sinne der §§ 10 bis 10e sicherzustellen. Vertikal integrierte Unternehmen haben jegliche unmittelbare oder mittelbare Einflussnahme auf das laufende Geschäft des Unabhängigen Transportnetzbetreibers oder den Netzbetrieb zu unterlassen; sie unterlassen ebenfalls jede unmittelbare oder mittelbare Einflussnahme auf notwendige Tätigkeiten zur Erstellung des zehnjährigen Netzentwicklungsplans nach den §§ 12a bis 12f oder nach den §§ 15a bis 15e durch den Unabhängigen Transportnetzbetreiber.

(3) Tochterunternehmen des vertikal integrierten Unternehmens, die die Funktionen Erzeugung, Gewinnung oder Vertrieb von Energie an Kunden wahrnehmen, dürfen weder direkt noch indirekt Anteile am Transportnetzbetreiber halten. Der Transportnetzbetreiber darf weder direkt oder indirekt Anteile an Tochterunternehmen des vertikal integrierten Unternehmens, die die Funktionen Erzeugung, Gewinnung oder Vertrieb von Energie an Kunden wahrnehmen, halten noch Dividenden oder andere finanzielle Zuwendungen von diesen Tochterunternehmen erhalten. Insbesondere sind Übertragungsnetzbetreiber nicht berechtigt, Eigentümer einer Energiespeicheranlage zu sein oder eine solche zu errichten, zu verwalten oder zu betreiben.

(4) Der Unabhängige Transportnetzbetreiber hat zu gewährleisten, dass er jederzeit über die notwendigen Mittel für die Errichtung, den Betrieb und den Erhalt eines sicheren, leistungsfähigen und effizienten Transportnetzes verfügt.

(5) Das vertikal integrierte Unternehmen und der Unabhängige Transportnetzbetreiber haben bei zwischen ihnen bestehenden kommerziellen und finanziellen Beziehungen, einschließlich der Gewährung von Krediten an das vertikal integrierte Unternehmen durch den Unabhängigen Transportnetzbetreiber, marktübliche Bedingungen einzuhalten. Der Transportnetzbetreiber hat alle kommerziellen oder finanziellen Vereinbarungen mit dem vertikal integrierten Unternehmen der Regulierungsbehörde in der Zertifizierung zur Genehmigung vorzulegen. Die Befugnisse der Behörde zur Überprüfung der Pflichten aus Teil 3 Abschnitt 3 bleiben unberührt. Der Unabhängige Transportnetzbetreiber hat diese kommerziellen und finanziellen Beziehungen mit dem vertikal integrierten Unternehmen umfassend zu dokumentieren und die Dokumentation der Regulierungsbehörde auf Verlangen zur Verfügung zu stellen.

(6) Die organschaftliche Haftung der Mitglieder von Organen des vertikal integrierten Unternehmens für Vorgänge in Bereichen, auf die diese Mitglieder nach diesem Gesetz keinen Einfluss ausüben durften und tatsächlich keinen Einfluss ausgeübt haben, ist ausgeschlossen.

(1) Der Unabhängige Transportnetzbetreiber hat der Regulierungsbehörde die Namen der Personen, die vom Aufsichtsrat als oberste Unternehmensleitung des Transportnetzbetreibers ernannt oder bestätigt werden, sowie die Regelungen hinsichtlich der Funktion, für die diese Personen vorgesehen sind, die Laufzeit der Verträge mit diesen Personen, die jeweiligen Vertragsbedingungen sowie eine eventuelle Beendigung der Verträge mit diesen Personen unverzüglich mitzuteilen. Im Falle einer Vertragsbeendigung hat der Unabhängige Transportnetzbetreiber der Regulierungsbehörde die Gründe, aus denen die Vertragsbeendigung vorgesehen ist, vor der Entscheidung mitzuteilen. Entscheidungen und Regelungen nach Satz 1 werden erst verbindlich, wenn die Regulierungsbehörde innerhalb von drei Wochen nach Zugang der Mitteilung des Unabhängigen Transportnetzbetreibers keine Einwände gegen die Entscheidung erhebt. Die Regulierungsbehörde kann ihre Einwände gegen die Entscheidung nur darauf stützen, dass Zweifel bestehen an:

• 1. der beruflichen Unabhängigkeit einer ernannten Person der obersten Unternehmensleitung oder
• 2. der Berechtigung einer vorzeitigen Vertragsbeendigung.

(2) Die Mehrheit der Angehörigen der Unternehmensleitung des Unabhängigen Transportnetzbetreibers darf in den letzten drei Jahren vor einer Ernennung nicht bei einem Unternehmen des vertikal integrierten Unternehmens oder einem Mehrheitsanteilseigner dieser Unternehmen angestellt gewesen sein oder Interessen- oder Geschäftsbeziehungen zu einem dieser Unternehmen unterhalten haben. Die verbleibenden Angehörigen der Unternehmensleitung des Unabhängigen Transportnetzbetreibers dürfen in den letzten sechs Monaten vor einer Ernennung keine Aufgaben der Unternehmensleitung und keine mit der Aufgabe beim Unabhängigen Transportnetzbetreiber vergleichbaren Aufgaben bei einem Unternehmen des vertikal integrierten Unternehmens oder einem Mehrheitsanteilseigner dieser Unternehmen wahrgenommen haben.

(3) Der Unabhängige Transportnetzbetreiber hat sicherzustellen, dass seine Unternehmensleitung und seine Beschäftigten weder bei anderen Unternehmensteilen des vertikal integrierten Unternehmens oder bei deren Mehrheitsanteilseignern angestellt sind noch Interessen- oder Geschäftsbeziehungen zu ihnen unterhalten. Satz 1 umfasst nicht die zu marktüblichen Bedingungen erfolgende Belieferung von Energie für den privaten Verbrauch oder die zu marktüblichen Bedingungen für den privaten Verbrauch erfolgende Belieferung im Rahmen sonstiger Kauf- oder Dienstleistungsverträge.

(4) Der Unabhängige Transportnetzbetreiber und das vertikal integrierte Unternehmen haben zu gewährleisten, dass Personen der Unternehmensleitung und die übrigen Beschäftigten des Unabhängigen Transportnetzbetreibers weder direkt noch indirekt Beteiligungen an Unternehmensteilen des vertikal integrierten Unternehmens halten noch finanzielle Zuwendungen von diesen erhalten, es sei denn, es handelt sich um Beteiligungen am Unabhängigen Transportnetzbetreiber oder Zuwendungen vom Unabhängigen Transportnetzbetreiber. Der Unabhängige Transportnetzbetreiber hat zu gewährleisten, dass die Vergütung von Personen der Unternehmensleitung und der übrigen Beschäftigten des Unabhängigen Transportnetzbetreibers nicht vom wirtschaftlichen Erfolg, insbesondere vom Betriebsergebnis, des vertikal integrierten Unternehmens, mit Ausnahme des Unabhängigen Transportnetzbetreibers, abhängig ist.

(5) Nach Beendigung des Vertragsverhältnisses zum Unabhängigen Transportnetzbetreiber dürfen Personen der Unternehmensleitung für vier Jahre bei anderen Unternehmensteilen des vertikal integrierten Unternehmens als dem Unabhängigen Transportnetzbetreiber oder bei deren Mehrheitsanteilseignern keine beruflichen Positionen bekleiden oder berufliche Aufgaben wahrnehmen oder Interessen- oder Geschäftsbeziehungen zu ihnen unterhalten.

(6) Absatz 2 Satz 1 sowie Absatz 3 und 5 gelten für Personen, die der obersten Unternehmensleitung unmittelbar unterstellt und für Betrieb, Wartung oder Entwicklung des Netzes verantwortlich sind, entsprechend.

(1) Der Unabhängige Transportnetzbetreiber hat über einen Aufsichtsrat nach Abschnitt 2 des Teils 4 des Aktiengesetzes zu verfügen.

(2) Entscheidungen, die Ernennungen, Bestätigungen, Beschäftigungsbedingungen für Personen der Unternehmensleitung des Unabhängigen Transportnetzbetreibers, einschließlich Vergütung und Vertragsbeendigung, betreffen, werden vom Aufsichtsrat getroffen. Der Aufsichtsrat entscheidet, abweichend von § 119 des Aktiengesetzes, auch über die Genehmigung der jährlichen und langfristigen Finanzpläne des Unabhängigen Transportnetzbetreibers, über die Höhe der Verschuldung des Unabhängigen Transportnetzbetreibers sowie die Höhe der an die Anteilseigner des Unabhängigen Transportnetzbetreibers auszuzahlenden Dividenden. Entscheidungen, die die laufenden Geschäfte des Transportnetzbetreibers, insbesondere den Netzbetrieb sowie die Aufstellung des zehnjährigen Netzentwicklungsplans nach den §§ 12a bis 12f oder nach den §§ 15a bis 15e betreffen, sind ausschließlich von der Unternehmensleitung des Unabhängigen Transportnetzbetreibers zu treffen.

(3) § 10c Absatz 1 bis 5 gilt für die Hälfte der Mitglieder des Aufsichtrats des Unabhängigen Transportnetzbetreibers abzüglich einem Mitglied entsprechend. § 10c Absatz 1 Satz 1 und 2 sowie Satz 4 Nummer 2 gilt für die übrigen Mitglieder des Aufsichtsrates des Unabhängigen Transportnetzbetreibers entsprechend.

(1) Unabhängige Transportnetzbetreiber haben ein Programm mit verbindlichen Maßnahmen zur diskriminierungsfreien Ausübung des Betriebs des Transportnetzes festzulegen (Gleichbehandlungsprogramm), den Mitarbeitern bekannt zu machen und der Regulierungsbehörde zur Genehmigung vorzulegen. Im Programm sind Pflichten der Mitarbeiter und mögliche Sanktionen festzulegen.

(2) Unbeschadet der Befugnisse der Regulierungsbehörde wird die Einhaltung des Programms fortlaufend durch eine natürliche oder juristische Person (Gleichbehandlungsbeauftragter des Unabhängigen Transportnetzbetreibers) überwacht. Der Gleichbehandlungsbeauftragte des Unabhängigen Transportnetzbetreibers wird vom nach § 10d gebildeten Aufsichtsrat des unabhängigen Transportnetzbetreibers ernannt. § 10c Absatz 1 bis 5 gilt für den Gleichbehandlungsbeauftragten des Unabhängigen Transportnetzbetreibers entsprechend, § 10c Absatz 2 Satz 1 und 2 gilt nicht entsprechend, wenn der Unabhängige Transportnetzbetreiber eine natürliche Person zum Gleichbehandlungsbeauftragten des Unabhängigen Transportnetzbetreibers bestellt hat. Der Gleichbehandlungsbeauftragte des Unabhängigen Transportnetzbetreibers ist der Leitung des Unabhängigen Transportnetzbetreibers unmittelbar zu unterstellen und in dieser Funktion weisungsfrei. Er darf wegen der Erfüllung seiner Aufgaben nicht benachteiligt werden. Der Unabhängige Transportnetzbetreiber hat dem Gleichbehandlungsbeauftragten des Unabhängigen Transportnetzbetreibers die zur Erfüllung seiner Aufgaben notwendigen Mittel zur Verfügung zu stellen. Der Gleichbehandlungsbeauftragte des Unabhängigen Transportnetzbetreibers kann vom Unabhängigen Transportnetzbetreiber Zugang zu allen für die Erfüllung seiner Aufgaben erforderlichen Daten sowie, ohne Vorankündigung, zu den Geschäftsräumen des Unabhängigen Transportnetzbetreibers verlangen; der Unabhängige Transportnetzbetreiber hat diesem Verlangen des Gleichbehandlungsbeauftragten des Unabhängigen Transportnetzbetreibers zu entsprechen.

(3) Der Aufsichtsrat des Unabhängigen Transportnetzbetreibers hat die Ernennung des Gleichbehandlungsbeauftragten des Unabhängigen Transportnetzbetreibers der Regulierungsbehörde unverzüglich mitzuteilen. Die Ernennung nach Absatz 2 Satz 2 wird erst nach Zustimmung der Regulierungsbehörde wirksam. Die Zustimmung zur Ernennung ist von der Regulierungsbehörde, außer im Falle fehlender Unabhängigkeit oder fehlender fachlicher Eignung der vom Unabhängigen Transportnetzbetreiber zur Ernennung vorgeschlagenen Person, zu erteilen. Die Auftragsbedingungen oder Beschäftigungsbedingungen des Gleichbehandlungsbeauftragten des Unabhängigen Transportnetzbetreibers, einschließlich der Dauer seiner Bestellung, sind von der Regulierungsbehörde zu genehmigen.

(4) Der Gleichbehandlungsbeauftragte des Unabhängigen Transportnetzbetreibers hat der Regulierungsbehörde regelmäßig Bericht zu erstatten. Er erstellt einmal jährlich einen Bericht, in dem die Maßnahmen zur Durchführung des Gleichbehandlungsprogramms dargelegt werden, und legt ihn der Regulierungsbehörde spätestens zum 30. September eines Jahres vor. Er unterrichtet die Regulierungsbehörde fortlaufend über erhebliche Verstöße bei der Durchführung des Gleichbehandlungsprogramms sowie über die finanziellen und kommerziellen Beziehungen, insbesondere deren Änderungen, zwischen dem vertikal integrierten Unternehmen und dem Unabhängigen Transportnetzbetreiber. Er berichtet dem Aufsichtsrat des Unabhängigen Transportnetzbetreibers und gibt der obersten Unternehmensleitung Empfehlungen zum Gleichbehandlungsprogramm und seiner Durchführung.

(5) Der Gleichbehandlungsbeauftragte des Unabhängigen Transportnetzbetreibers hat der Regulierungsbehörde alle Entscheidungen zum Investitionsplan oder zu Einzelinvestitionen im Transportnetz spätestens dann zu übermitteln, wenn die Unternehmensleitung des Transportnetzbetreibers diese Entscheidungen dem Aufsichtsrat zuleitet. Der Gleichbehandlungsbeauftragte des Unabhängigen Transportnetzbetreibers hat die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren, wenn das vertikal integrierte Unternehmen in der Gesellschafter- oder Hauptversammlung des Transportnetzbetreibers durch das Abstimmungsverhalten der von ihm ernannten Mitglieder einen Beschluss herbeigeführt oder die Annahme eines Beschlusses verhindert und auf Grund dessen Netzinvestitionen, die nach dem zehnjährigen Netzentwicklungsplan in den folgenden drei Jahren durchgeführt werden sollten, verhindert oder hinausgezögert werden.

(6) Der Gleichbehandlungsbeauftragte des Unabhängigen Transportnetzbetreibers ist berechtigt, an allen Sitzungen der Unternehmensleitung, des Aufsichtsrats oder der Gesellschafter- oder Hauptversammlung teilzunehmen. In den Sitzungen des Aufsichtsrats ist dem Gleichbehandlungsbeauftragten des Unabhängigen Transportnetzbetreibers ein eigenes Rederecht einzuräumen. Der Gleichbehandlungsbeauftragte des Unabhängigen Transportnetzbetreibers hat an allen Sitzungen des Aufsichtsrates teilzunehmen, die folgende Fragen behandeln:

• 1. Netzzugangsbedingungen nach Maßgabe der Verordnung (EU) 2019/943 in der Fassung vom 13. Juni 2024 und der Verordnung (EU) 2024/1789 in der Fassung vom 13. Juni 2024, insbesondere, soweit die Beratungen Fragen zu Netzentgelten, Leistungen im Zusammenhang mit dem Zugang Dritter, der Kapazitätsvergabe und dem Engpassmanagement, zu Transparenz, Systemdienstleistungen, Ausgleich von Energieverlusten und Sekundärmärkten betreffen,
• 2. Vorhaben für den Betrieb, die Wartung und den Ausbau des Transportnetzes, insbesondere hinsichtlich der notwendigen Investitionen für den Netzanschluss und Netzverbund, in neue Transportverbindungen, für die Kapazitätsausweitung und die Verstärkung vorhandener Kapazitäten oder
• 3. den Verkauf oder Erwerb von Energie, die für den Betrieb des Transportnetzes erforderlich ist.

(7) Nach vorheriger Zustimmung der Regulierungsbehörde kann der Aufsichtsrat den Gleichbehandlungsbeauftragten des Unabhängigen Transportnetzbetreibers abberufen. Die Abberufung hat aus Gründen mangelnder Unabhängigkeit oder mangelnder fachlicher Eignung auf Verlangen der Regulierungsbehörde zu erfolgen.

(1) Betreiber von Energieversorgungsnetzen sind verpflichtet, ein sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz diskriminierungsfrei zu betreiben, zu warten und bedarfsgerecht zu optimieren, zu verstärken und auszubauen, soweit es wirtschaftlich zumutbar ist; dabei sind die Erfordernisse im Verkehrs-, Wärme-, Industrie- und Strombereich zu beachten, die sich ergeben, um Treibhausgasneutralität zu ermöglichen. Betreiber von Energieversorgungsnetzen haben insbesondere die Aufgaben nach den §§ 12 bis 16a zu erfüllen. Sie nehmen diese Aufgaben für ihr Energieversorgungsnetz in eigener Verantwortung wahr. Sie kooperieren und unterstützen sich bei der Wahrnehmung dieser Aufgaben; dies ist insbesondere für Maßnahmen anzuwenden, die sich auf das Netz eines anderen Betreibers von Energieversorgungsnetzen auswirken können. Die Verpflichtungen sind auch anzuwenden im Rahmen der Wahrnehmung der wirtschaftlichen Befugnisse der Leitung des vertikal integrierten Unternehmens und seiner Aufsichtsrechte nach § 7a Absatz 4 Satz 3. Der Ausbau eines L-Gasversorgungsnetzes ist nicht bedarfsgerecht im Sinne von Satz 1, wenn er auf Grund von Netzanschlüssen erfolgen muss, zu deren Einräumung der Betreiber des L-Gasversorgungsnetzes nicht nach den §§ 17 und 18 verpflichtet war.

(2) Für einen bedarfsgerechten, wirtschaftlich zumutbaren Ausbau der Elektrizitätsversorgungsnetze nach Absatz 1 Satz 1 können Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen den Berechnungen für ihre Netzplanung die Annahme zugrunde legen, dass die prognostizierte jährliche Stromerzeugung je unmittelbar an ihr Netz angeschlossener Anlage zur Erzeugung von elektrischer Energie aus Windenergie an Land oder solarer Strahlungsenergie um bis zu 3 Prozent reduziert werden darf (Spitzenkappung). Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen, die für ihre Netzplanung eine Spitzenkappung zugrunde gelegt haben, müssen dies

• 1. auf ihrer Internetseite veröffentlichen,
• 2. dem Betreiber des vorgelagerten Elektrizitätsversorgungsnetzes, dem Betreiber des Übertragungsnetzes, der Bundesnetzagentur sowie der zuständigen Landesregulierungsbehörde unverzüglich mitteilen und
• 3. im Rahmen der Netzplanung für einen sachkundigen Dritten nachvollziehbar dokumentieren.

Die Dokumentation nach Satz 2 Nummer 3 muss der Bundesnetzagentur, der zuständigen Landesregulierungsbehörde, dem Betreiber des vorgelagerten Elektrizitätsversorgungsnetzes, dem Betreiber des Übertragungsnetzes, einem Einspeisewilligen sowie einem an das Netz angeschlossenen Anlagenbetreiber auf Verlangen unverzüglich vorgelegt werden. Die §§ 13 und 14 und § 11 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes bleiben unberührt. Ein Betreiber des Elektrizitätsversorgungsnetzes, der Kosten für die Reduzierung der Einspeisung von mehr als 3 Prozent der jährlichen Stromerzeugung einer Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien, Grubengas oder Kraft-Wärme-Kopplung bei der Ermittlung seiner Netzentgelte in Ansatz bringt, muss der Bundesnetzagentur sowie der zuständigen Landesregulierungsbehörde den Umfang der und die Ursachen für die Reduzierung der Einspeisung mitteilen und im Fall einer Spitzenkappung die Dokumentation nach Satz 2 Nummer 3 vorlegen.

(2a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind verpflichtet, Handelstransaktionen innerhalb des Gebiets der Bundesrepublik Deutschland ohne Kapazitätsvergabe in der Weise zu ermöglichen, dass das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland eine einheitliche Stromgebotszone bildet. Sie dürfen insbesondere nicht einseitig eine Kapazitätsvergabe einführen, die zu einer einseitigen Aufteilung der einheitlichen deutschen Stromgebotszone führen würde. Sobald für einen Betreiber eines Übertragungsnetzes erkennbar wird, dass die Erfüllung der Pflicht nach Satz 1 und die Einhaltung des Verbots nach Satz 2 unmöglich zu werden drohen, hat er dies der Bundesnetzagentur unverzüglich in Textform anzuzeigen. § 20 Absatz 2 sowie die Artikel 14 bis 17 der Verordnung (EU) 2019/943 in der Fassung vom 13. Juni 2024 und die Verordnung (EU) 2015/1222 bleiben unberührt.

(3) In Rechtsverordnungen über die Regelung von Vertrags- und sonstigen Rechtsverhältnissen nach § 17 Absatz 3 oder nach § 18 Absatz 3 können auch Regelungen zur Haftung der Betreiber von Energieversorgungsnetzen aus Vertrag und unerlaubter Handlung für Sach- und Vermögensschäden, die ein Kunde durch Unterbrechung der Energieversorgung oder durch Unregelmäßigkeiten in der Energieversorgung erleidet, getroffen werden. Die Bundesregierung wird ermächtigt, durch Rechtsverordnung mit Zustimmung des Bundesrates die Haftung der Betreiber von Energieversorgungsnetzen aus Vertrag und unerlaubter Handlung für Sach- oder Vermögensschäden, die ein Netznutzer durch Störungen der Netznutzung erleidet, zu regeln. In Rechtsverordnungen nach Satz 1 oder 2 kann die Haftung insbesondere auf vorsätzliche oder grob fahrlässige Verursachung beschränkt und der Höhe nach begrenzt werden. Soweit es zur Vermeidung unzumutbarer wirtschaftlicher Risiken des Netzbetriebs im Zusammenhang mit Verpflichtungen nach § 13 Absatz 2, § 13b Absatz 5 und § 13f Absatz 1, auch in Verbindung mit § 14, und § 16 Absatz 2 und 2a, auch in Verbindung mit § 16a, erforderlich ist, kann die Haftung darüber hinaus vollständig ausgeschlossen werden.

(4) Um dem Ziel einer preisgünstigen Energieversorgung nach § 1 Absatz 1 dieses Gesetzes Rechnung zu tragen, ist für zertifizierte Betreiber von Übertragungsnetzen im Sinne des § 4a auf die Anforderung von Sicherheitsleistungen oder anderer Sicherungsmittel zu verzichten.

(1) Der Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes kann die Errichtung, die Verwaltung und den Betrieb einer im Eigentum eines Dritten stehenden Energiespeicheranlage, die elektrische Energie erzeugt, in einem offenen, transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren ausschreiben, wenn diese Energiespeicheranlage notwendig ist, damit der Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes seinen Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 Satz 1 in effizienter Weise nachkommen kann. Der Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes darf einen Zuschlag in einem nach Satz 1 durchgeführten Ausschreibungsverfahren nicht an einen Dritten erteilen, wenn dieser die mit der Energiespeicheranlage im Sinne von Satz 1 angebotene Dienstleistung unter Berücksichtigung der Anforderungen an die Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems nicht zu angemessenen Kosten oder nicht rechtzeitig erbringen kann. Angemessen sind die Kosten, wenn sie die Kosten für die Errichtung, die Verwaltung und den Betrieb einer vergleichbaren Energiespeicheranlage im Eigentum eines Netzbetreibers nicht übersteigen.

(2) Der Dritte kann die Anlage nach Absatz 1 Satz 1 so planen und errichten, dass deren Leistungsfähigkeit die durch den Netzbetreiber gesetzten Anforderungen übertrifft. Wird die Anlage zeitweise oder dauerhaft nicht für die Erfüllung der Vereinbarung nach Absatz 1 benötigt, dürfen Leistung und Arbeit in diesem Umfang durch den Dritten auf den Strommärkten veräußert werden.

(3) Die Bundesnetzagentur wird ermächtigt, durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 dem Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes Vorgaben zur näheren Ausgestaltung des Ausschreibungsverfahrens nach Absatz 1 zu machen.

(1) Der Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes darf abweichend von Teil 2 Abschnitt 2 und 3 Eigentümer sein von Energiespeicheranlagen, die elektrische Energie erzeugen, oder solche errichten, verwalten oder betreiben, sofern

• 1. die Regulierungsbehörde dies nach Absatz 2 auf Antrag des Netzbetreibers genehmigt hat oder
• 2. die Regulierungsbehörde dies für Energiespeicheranlagen, die vollständig integrierte Netzkomponenten darstellen, durch Festlegung gegenüber allen oder einer Gruppe von Netzbetreibern nach § 29 Absatz 1 gestattet hat; sofern eine vollständig integrierte Netzkomponente nicht bereits von einer solchen Festlegung erfasst wird, bleibt der Regulierungsbehörde eine Genehmigung auf Antrag des Netzbetreibers im Einzelfall unbenommen.

(2) Die Regulierungsbehörde erteilt ihre Genehmigung nach Absatz 1 Nummer 1, wenn

• 1. der Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes nachgewiesen hat, dass die Energiespeicheranlage im Sinne von Absatz 1
  • a) notwendig ist, damit er seinen Verpflichtungen gemäß § 11 Absatz 1 Satz 1 in effizienter Weise nachkommen kann,
  • b) neben der bestimmungsgemäßen Nutzung nach Buchstabe a nicht verwendet wird, um Leistung oder Arbeit ganz oder teilweise auf den Strommärkten zu kaufen oder zu verkaufen, und
• 1. der Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes ein offenes, transparentes und diskriminierungsfreies Ausschreibungsverfahren nach § 11a durchgeführt hat, dessen Bedingungen die Regulierungsbehörde im Hinblick auf das technische Einsatzkonzept der Energiespeicheranlage im Sinne von Absatz 1 geprüft hat, und
  • a) der Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes den Zuschlag nach § 11a Absatz 1 zur Errichtung, zur Verwaltung oder zum Betrieb der Energiespeicheranlage im Sinne von Absatz 1 nicht an einen Dritten erteilen konnte, oder
  • b) sich nach Erteilung des Zuschlags an einen Dritten herausstellt, dass dieser die mit der Energiespeicheranlage im Sinne von Absatz 1 angebotene Dienstleistung nicht oder nicht rechtzeitig erbringen kann.

Die Regulierungsbehörde hat eine Genehmigung nach Satz 1 der Europäischen Kommission und der Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden zusammen mit den entsprechenden Informationen über den Antrag und mit den Gründen für die Gewährung der Ausnahme unverzüglich und unter Wahrung des Schutzes von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen sowie ohne personenbezogene Daten mitzuteilen.

(3) Soweit eine Genehmigung unter den Voraussetzungen des Absatzes 2 erteilt wurde, führt die Regulierungsbehörde fünf Jahre nach der Inbetriebnahme der Energiespeicheranlage im Sinne von Absatz 1 und danach in regelmäßigen Abständen von höchstens fünf Jahren eine öffentliche Konsultation durch. Dabei ermittelt die Regulierungsbehörde, ob Dritte zu angemessenen Kosten unter Berücksichtigung der Anforderungen an die Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der Lage sind, Eigentümer dieser Energiespeicheranlage im Sinne von Absatz 1 zu sein, diese zu verwalten und zu betreiben. Kann die Regulierungsbehörde dies mit hinreichender Wahrscheinlichkeit feststellen, verpflichtet sie den Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes, den Betrieb und die Verwaltung der Energiespeicheranlage im Sinne von Absatz 1 gemäß § 11a in Verbindung mit Absatz 2 Nummer 2 auszuschreiben und nach Erteilung eines Zuschlags an einen Dritten innerhalb von 12 Monaten einzustellen, sofern Belange der Versorgungssicherheit nicht entgegenstehen. Mit dem Betrieb der Energiespeicheranlage im Sinne von Absatz 1 ist auch das Eigentum gegen Zahlung des Restbuchwertes zu übertragen. Mit Übertragung des Eigentums erlischt auch die Genehmigung nach Absatz 2. Die Verpflichtung nach den Sätzen 3 und 4 kann mit Nebenbestimmungen versehen werden. Nach erfolgter Eigentumsübertragung darf die Leistung oder Arbeit der Energiespeicheranlage im Sinne von Absatz 1 weder ganz noch teilweise auf den Strommärkten veräußert werden, solange über die Energiespeicheranlage im Sinne von Absatz 1 ein Dienstleistungsvertrag mit dem Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes besteht, mindestens aber für die Dauer von fünf Jahren, nachdem erstmalig eine Ausschreibung nach Satz 3 für die Energiespeicheranlage im Sinne von Absatz 1 durchgeführt wurde.

(4) Während des üblichen kalkulatorischen Abschreibungszeitraums für Batteriespeicheranlagen ist Absatz 3 nicht anzuwenden, sofern es sich um Batteriespeicheranlagen im Eigentum

• 1. eines Übertragungsnetzbetreibers handelt, für die eine Investitionsentscheidung bis zum 31. Dezember 2024 erfolgt, oder eines Verteilernetzbetreibers handelt, für die eine Investitionsentscheidung bis zum 4. Juli 2019 erfolgte, und
• 2. die spätestens zwei Jahre nach der Investitionsentscheidung an das Elektrizitätsversorgungsnetz angeschlossen wurden oder werden und die ausschließlich der reaktiven unmittelbaren Wiederherstellung des sicheren und zuverlässigen Netzbetriebs durch netzbezogene Maßnahmen nach § 13 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 dienen.

Die Wiederherstellungsmaßnahme gemäß Satz 1 Nummer 2 beginnt unmittelbar nach Eintritt der Störung und endet, sobald das Problem durch Maßnahmen gemäß § 13 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und 3 behoben werden kann.

(5) Die Bundesnetzagentur wird ermächtigt, durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 Vorgaben zur näheren Ausgestaltung der Genehmigungsverfahren nach Absatz 1 Nummer 1 in Verbindung mit den Absätzen 2 und 3 sowie nach Absatz 1 Nummer 2 zweiter Halbsatz zu treffen.

Die Errichtung und der Betrieb von Energiespeicheranlagen liegen im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit. Bis die Stromversorgung im Bundesgebiet nahezu treibhausgasneutral ist, soll der beschleunigte Ausbau von Energiespeicheranlagen als vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführende Schutzgüterabwägung eingebracht werden. Satz 2 ist nicht gegenüber Belangen der Landes- und Bündnisverteidigung anzuwenden.

(1) Betreiber von Übertragungsnetzen haben die Energieübertragung durch das Netz unter Berücksichtigung des Austauschs mit anderen Verbundnetzen zu regeln und mit der Bereitstellung und dem Betrieb ihrer Übertragungsnetze im nationalen und internationalen Verbund zu einem sicheren und zuverlässigen Elektrizitätsversorgungssystem in ihrer Regelzone und damit zu einer sicheren Energieversorgung beizutragen. Betreiber von Übertragungsnetzen können vereinbaren, die Regelverantwortung für ihre Netze auf einen Betreiber von Übertragungsnetzen zu übertragen. Mit der Übertragung der Regelverantwortung erhält der verantwortliche Netzbetreiber die Befugnisse der §§ 13 bis 13b. Die Übertragung der Regelverantwortung ist der Regulierungsbehörde spätestens sechs Monate vorher anzuzeigen. Die Regulierungsbehörde kann zur Verringerung des Aufwandes für Regelenergie und zur Förderung von einheitlichen Bedingungen bei der Gewährung des Netzzugangs durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 die Betreiber von Übertragungsnetzen verpflichten, eine einheitliche Regelzone zu bilden.

(2) Betreiber von Übertragungsnetzen haben Betreibern eines anderen Netzes, mit dem die eigenen Übertragungsnetze technisch verbunden sind, die notwendigen Informationen bereitzustellen, um den sicheren und effizienten Betrieb, den koordinierten Ausbau und den Verbund sicherzustellen.

(2a) Jeder Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes muss sicherstellen, dass er jederzeit in der Lage ist, für die folgenden, an sein Netz angeschlossenen Anlagen Anpassungen nach § 13a Absatz 1, auch in Verbindung mit § 14 Absatz 1, vorzunehmen und die jeweilige Ist-Einspeisung abzurufen:

• 1. Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 100 Kilowatt sowie
• 2. Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie, die durch einen Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes jederzeit fernsteuerbar sind.

(2b) Zum Zwecke des Nachweises der Erfüllung der Pflichten nach Absatz 2a hat jeder Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes jährlich Anpassungen nach § 13a Absatz 1, auch in Verbindung mit § 14 Absatz 1, sowie Abrufe der Ist-Einspeisung testweise vorzunehmen, wobei Anlagen mit einer Nennleistung von unter 100 Kilowatt erst ab dem 1. Januar 2026 einzubeziehen sind. Jeder grundzuständige Messstellenbetreiber im Sinne des § 2 Satz 1 Nummer 4 des Messstellenbetriebsgesetzes hat jährlich den Stand der Erfüllung der Pflichten zur Ausstattung von Messstellen mit intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 in Verbindung mit § 45 Absatz 1 des Messstellenbetriebsgesetzes in dem Netzgebiet, auf das sich seine Grundzuständigkeit erstreckt, zu überprüfen und das Ergebnis des aktuellen Stands dem Betreiber von Energieversorgungsnetzen des jeweiligen Netzgebiets zu übermitteln. Jeder Betreiber eines Elektrizitätsverteilernetzes hat die Ergebnisse der von ihm nach Satz 1 durchzuführenden Tests und die nach Satz 2 von dem grundzuständigen Messstellenbetreiber an ihn übermittelten Ergebnisse dem ihm jeweils vorgelagerten Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes schriftlich oder elektronisch zu übermitteln. Der jeweils vorgelagerte Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes muss die Ergebnisse nach den Sätzen 1 und 2 einer Plausibilitätsprüfung unterziehen und deren jeweiliges Ergebnis dem ihm nachgelagerten Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes und dem grundzuständigen Messstellenbetreiber schriftlich oder elektronisch übermitteln. Der Betreiber eines Elektrizitätsverteilernetzes, der einem Betreiber eines Übertragungsnetzes mit Regelzonenverantwortung unmittelbar nachgelagert ist, hat diesem Betreiber eines Übertragungsnetzes mit Regelzonenverantwortung zusätzlich zu den nach Satz 3 zu übermittelnden Ergebnissen, die in seinem Netzgebiet ermittelt wurden, auch die Ergebnisse nach den Sätzen 1 und 2 der ihm jeweils nachgelagerten Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen sowie die Ergebnisse der von diesen durchgeführten Plausibilitätsprüfungen schriftlich oder elektronisch zu übermitteln.

(2c) Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung sind verpflichtet, auf der Grundlage der Ergebnisse nach Absatz 2b Satz 1 und 2 gemeinsam einen Gesamtbericht zu erstellen und bis zum Ablauf des 30. Novembers eines jeden Kalenderjahres, erstmals zum Ablauf des 30. November 2025, der Bundesnetzagentur und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie vorzulegen. Dieser Gesamtbericht umfasst

• 1. die Ergebnisse der nach Absatz 2b Satz 1 durchgeführten Tests und der nach Absatz 2b Satz 2 durchgeführten Überprüfungen, einschließlich der jeweils durchgeführten Plausibilitätsprüfungen,
• 2. eine Bewertung des Umfangs der Erfüllung der Verpflichtungen nach Absatz 2a und der Verpflichtungen nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 in Verbindung mit § 45 Absatz 1 des Messstellenbetriebsgesetzes sowie
• 3. Handlungsempfehlungen zur Verbesserung der eigenen Steuerungsfähigkeit der Betreiber von Übertragungsnetzen und derjenigen der ihnen unmittelbar oder mittelbar nachgelagerten Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen.

Jeder Betreiber eines Elektrizitätsverteilernetzes und jeder grundzuständige Messstellenbetreiber ist verpflichtet, an der Erstellung des Gesamtberichts mitzuwirken. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht spätestens drei Monate nach Eingang des Gesamtberichts diejenigen Abschnitte des Gesamtberichts, die die nach Satz 2 Nummer 2 und 3 genannten Inhalte enthalten.

(2d) Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung haben auf ihrer jeweiligen Internetseite spätestens zum 25. April 2025 einheitliche Leitlinien für die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen und grundzuständigen Messstellenbetreiber zu veröffentlichen

• 1. zum Ablauf der Tests nach Absatz 2b Satz 1 in Abhängigkeit von der Anlagengröße, der Spannungsebene und den unterschiedlichen technischen Einrichtungen, die sowohl zum Abruf der Ist-Einspeisung als auch zur Steuerung der Wirkleistungs- und Blindleistungserzeugung oder des Wirkleistungsbezugs genutzt werden,
• 2. zum Ablauf der Überprüfungen nach Absatz 2b Satz 2 sowie
• 3. zur Erfassung, Aufbereitung und Weiterleitung der Daten, insbesondere im Hinblick auf den zeitlichen Ablauf und zum Datenformat.

Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung können die einheitlichen Leitlinien innerhalb von zwei Monaten nach Vorlage des jeweiligen Gesamtberichts nach Absatz 2c Satz 1 anpassen und auf ihrer jeweiligen Internetseite veröffentlichen.

(2e) Wenn der Betreiber eines Elektrizitätsverteilernetzes, der einem anderen Betreiber eines Elektrizitätsverteilernetzes nachgelagert ist, dauerhaft oder wiederholt gegen seine Pflichten nach Absatz 2a verstößt, kann ihm die Bundesnetzagentur in Anwendung des § 65 Absatz 2 insbesondere die Pflicht nach § 13a Absatz 1 in Verbindung mit § 14 Absatz 1 zur ferngesteuerten Regelung von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie, die an ein nachgelagertes Elektrizitätsverteilernetz angeschlossen sind, sowie die Pflicht zur Ausübung der Betriebsführung, soweit diese im unmittelbaren Zusammenhang mit der ferngesteuerten Regelung von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie steht, entziehen und auf den ihm vorgelagerten Betreiber eines Elektrizitätsverteilernetzes übertragen. Die Verpflichtung von Anlagenbetreibern, die Ansteuerbarkeit und Sichtbarkeit einer von ihnen betriebenen Anlage gegenüber dem Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes, an dessen Netz sie angeschlossen ist, sicherzustellen, besteht im Falle einer Übertragung nach Satz 1 auch im Verhältnis zu dem vorgelagerten Betreiber eines Elektrizitätsverteilernetzes. Weist der nachgelagerte Betreiber eines Elektrizitätsverteilernetzes die nach Absatz 2a geforderte Fähigkeit, Anpassungen vorzunehmen und die Ist-Einspeisung abzurufen, gegenüber der Bundesnetzagentur nach, so kann die Bundesnetzagentur die Aufgaben nach Satz 1 an diesen zurückübertragen.

(2f) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie überprüft bis zum Ablauf des 31. Dezember 2033 die praktische Anwendung und die Notwendigkeit einer Weitergeltung der Regelungen in den Absätzen 2b bis 2e.

(2g) Die Bundesnetzagentur kann dem grundzuständigen Messstellenbetreiber die Grundzuständigkeit nach § 2 Satz 1 Nummer 5 des Messstellenbetriebsgesetzes entziehen und die Einsetzung eines Auffangmessstellenbetreibers im Sinne des § 11 Absatz 3 Satz 1 des Messstellenbetriebsgesetzes anordnen, wenn

• 1. sich aus den Ergebnissen des Gesamtberichts nach Absatz 2c ergibt, oder die Bundesnetzagentur auf anderem Wege hiervon Kenntnis erlangt, dass die Ausstattungsverpflichtungen nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 in Verbindung mit § 45 Absatz 1 des Messstellenbetriebsgesetzes in dem Netzgebiet eines grundzuständigen Messstellenbetreibers um mindestens 25 Prozent unterschritten sind und dies zu einer nicht unerheblichen Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in mindestens einer Regelzone wesentlich beitragen könnte oder
• 2. der grundzuständige Messstellenbetreiber seine Pflichten nach Absatz 2b oder seine Mitwirkungspflicht nach Absatz 2c Satz 3 nicht oder nicht ausreichend erfüllt und deshalb nicht festgestellt werden kann, ob die Ausstattungsverpflichtungen nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 in Verbindung mit § 45 Absatz 1 des Messstellenbetriebsgesetzes in dem Netzgebiet eines grundzuständigen Messstellenbetreibers um mindestens 25 Prozent unterschritten wurden und dies zu einer nicht unerheblichen Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in mindestens einer Regelzone wesentlich beitragen könnte.

Dem grundzuständigen Messstellenbetreiber ist vorab Gelegenheit zur Stellungnahme innerhalb einer angemessenen Frist zu gewähren.

(2h) Der Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes, an dessen Netz eine Anlage nach Absatz 2a angeschlossen ist, muss die Anlage vom Netz trennen oder deren Einspeisung durch andere Maßnahmen unterbinden, wenn

• 1. der Messstellenbetreiber seinen Pflichten zum ordnungsgemäßen Messstellenbetrieb nach § 3 Absatz 2 des Messstellenbetriebsgesetzes nicht nachkommt und dadurch die Möglichkeit des Netzbetreibers, die Einspeiseleistung der Anlage ferngesteuert zu regeln, nicht unerheblich beeinträchtigt wird und
• 2. der Anlagenbetreiber die Anlage nicht bereits nachweislich außer Betrieb genommen hat.

§ 52a Absatz 2 bis 7 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes ist entsprechend anzuwenden. Im Falle einer nach Satz 1 erfolgten Netztrennung oder Unterbindung der Einspeisung kann der Anlagenbetreiber vom Messstellenbetreiber Ersatz des aufgrund dessen entstandenen Schadens verlangen. Die Ersatzpflicht tritt nicht ein, wenn der Messstellenbetreiber die Pflichtverletzung nach Satz 1 Nummer 1 nicht zu vertreten hat. Weitergehende Ersatzansprüche bleiben unberührt.

(3) Betreiber von Übertragungsnetzen haben dauerhaft die Fähigkeit des Netzes sicherzustellen, die Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität zu befriedigen und insbesondere durch entsprechende Übertragungskapazität und Zuverlässigkeit des Netzes zur Versorgungssicherheit beizutragen. Dafür können sie im Rahmen des technisch Möglichen auch geeignete technische Anlagen etwa zur Bereitstellung von nicht frequenzgebundenen Systemdienstleistungen nutzen, die keine Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie sind. Hierbei hat eine Abwägung mit einer marktgestützten Beschaffung nach § 12h zu erfolgen.

(3a) Um die technische Sicherheit und die Systemstabilität zu gewährleisten, wird das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie ermächtigt, durch Rechtsverordnung technische Anforderungen an Energieanlagen und Energieanlagenteile, insbesondere an Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, vorzugeben sowie Netzbetreiber und Anlagenbetreiber zu verpflichten, Anlagen, die bereits vor dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen worden sind, entsprechend nachzurüsten sowie anlagenbezogene Daten, die zur Durchführung und Kontrolle des Nachrüstungsprozesses erforderlich sind, bereitzustellen und auszuwerten und Regelungen zur Kostentragung zu treffen.

(3b) Betreiber von Verteilernetzen berichten der Regulierungsbehörde auf deren Anforderung über die Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit ihres Energieversorgungsnetzes im Sinne von § 11. Bei einer Anforderung nach Satz 1 bestimmt die Regulierungsbehörde,

• 1. zu welchem Zeitpunkt und für welchen Zeitraum berichtet werden soll,
• 2. ob die Betreiber von Verteilernetzen einzeln oder gemeinsam berichten sollen,
• 3. ob und in welchem Umfang Betreiber von Übertragungsnetzen oder Dritte an der Erstellung des Berichts zu beteiligen sind,
• 4. zu welchen Themen berichtet werden soll und
• 5. ob und zu welchen Themen die Betreiber von Verteilernetzen Maßnahmen einschließlich Alternativen vorschlagen sollen, die sie zur Erfüllung ihrer Aufgaben künftig für erforderlich halten; dies kann auch Vorsorgemaßnahmen und Pilotprojekte umfassen.

(4) Die folgenden natürlichen oder juristischen Personen müssen den Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf deren Verlangen unverzüglich die Informationen einschließlich etwaiger Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse bereitstellen, die notwendig sind, damit die Elektrizitätsversorgungsnetze sicher und zuverlässig betrieben, gewartet und ausgebaut werden können:

• 1. die Betreiber von Erzeugungsanlagen,
• 2. die Betreiber von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie,
• 3. die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen,
• 4. die Betreiber von Gasversorgungsnetzen,
• 5. industrielle und gewerbliche Letztverbraucher,
• 6. Anbieter von Lastmanagement und
• 7. Großhändler oder Lieferanten von Elektrizität.

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

(5) Die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen müssen

• 1. sicherstellen, dass die Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse, die ihnen nach Absatz 4 Satz 1 zur Kenntnis gelangen, ausschließlich so zu den dort genannten Zwecken genutzt werden, dass deren unbefugte Offenbarung ausgeschlossen ist,
• 2. die nach Absatz 4 erhaltenen Informationen in anonymisierter Form an die Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen für die Zwecke des Monitorings nach § 51 übermitteln,
• 3. neben den nach Nummer 2 zu übermittelnden Informationen an die Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen weitere verfügbare und für die Zwecke des Monitorings nach § 51 erforderliche Informationen und Analysen übermitteln, insbesondere verfügbare Informationen und eine gemeinsam von den Betreibern von Übertragungsnetzen in einer von der Bundesnetzagentur zu bestimmenden Form zu erstellende Analyse zu den grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen sowie zu Angebot und Nachfrage auf den europäischen Strommärkten, zu der Höhe und der Entwicklung der Gesamtlast in den Elektrizitätsversorgungsnetzen in den vergangenen zehn Jahren im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland und zur Sicherheit, Zuverlässigkeit und Leistungsfähigkeit der Energieversorgungsnetze einschließlich des Netzbetriebs,
• 4. der Bundesnetzagentur jeweils auf deren Verlangen in einer von ihr zu bestimmenden Frist und Form für die Zwecke des Berichts nach § 63 Absatz 3a Informationen und Analysen zu der Mindesterzeugung insbesondere aus thermisch betriebenen Erzeugungsanlagen und aus Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie sowie Informationen und geeignete Analysen zur Entwicklung der Mindesterzeugung übermitteln und
• 5. der Bundesnetzagentur jeweils jährlich auf deren Verlangen in einer von ihr zu bestimmenden Frist und Form für die Zwecke des Monitorings nach § 51a die Unternehmen und Vereinigungen von Unternehmen nennen, die einen Stromverbrauch von mehr als 20 Gigawattstunden jährlich haben.

(5a) Die Bundesnetzagentur übermittelt die nach Absatz 5 zum Zwecke des Monitorings der Versorgungssicherheit nach § 51 und zur Erfüllung der Berichterstattungspflicht nach § 63 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 erhobenen Daten an das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie auf dessen Verlangen.

(6) Die Regulierungsbehörde wird ermächtigt, nach § 29 Absatz 1 Festlegungen zu treffen zur näheren Bestimmung des Kreises der nach Absatz 4 Satz 1 Verpflichteten, zum Inhalt und zur Methodik, zu den Details der Datenweitergabe und zum Datenformat der Bereitstellung an die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen.

(7) Die Regulierungsbehörde, das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie sowie die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sollen anstelle der Abfrage nach den Absätzen 4 und 5 das Marktstammdatenregister nach § 111e nutzen, sobald und soweit ihnen das Marktstammdatenregister den Zugriff auf Daten im Sinne der Absätze 4 und 5 eröffnet.

(1) Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung erarbeiten alle zwei Jahre einen gemeinsamen Szenariorahmen, der Grundlage für die Erarbeitung des Netzentwicklungsplans nach § 12b ist. Der Szenariorahmen umfasst mindestens drei Entwicklungspfade (Szenarien), die für die mindestens nächsten zehn und höchstens 15 Jahre die Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen im Rahmen der klima- und energiepolitischen Ziele der Bundesregierung abdecken. Drei weitere Szenarien müssen das Jahr 2045 betrachten und eine Bandbreite von wahrscheinlichen Entwicklungen darstellen, welche sich an den gesetzlich festgelegten sowie weiteren klima- und energiepolitischen Zielen der Bundesregierung ausrichten. Für den Szenariorahmen legen die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung angemessene Annahmen für die jeweiligen Szenarien zu Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern sowie zur Spitzenkappung nach § 11 Absatz 2 zu Grunde und berücksichtigen geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur. Die Verteilernetzbetreiber werden bei der Erstellung des Szenariorahmens angemessen eingebunden. Der Szenariorahmen hat die Festlegungen der Systementwicklungsstrategie angemessen zu berücksichtigen. Die Bundesregierung legt dem Deutschen Bundestag alle vier Jahre, beginnend mit dem Jahr 2027, bis zum Ablauf des 30. September eine Systementwicklungsstrategie vor. Die Systementwicklungsstrategie umfasst eine Bewertung des Energiesystems im Rahmen des Zieldreiecks des Energiewirtschaftsgesetzes, eine Systemkostenplanung einschließlich Szenarien und eine strategische Planung zur optimalen Nutzung aller sinnvoll verfügbaren Energieträger; sie formuliert Ziele zur Weiterentwicklung der Energieversorgung und der Netze für einen Zeitraum von mindestens vier Jahren.

(2) Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung legen der Regulierungsbehörde den Entwurf des Szenariorahmens spätestens bis zum Ablauf des 30. Juni eines jeden geraden Kalenderjahres, beginnend mit dem Jahr 2024, vor. Die Regulierungsbehörde macht den Entwurf des Szenariorahmens auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt und gibt der Öffentlichkeit, einschließlich tatsächlicher und potenzieller Netznutzer, den nachgelagerten Netzbetreibern, sowie den Trägern öffentlicher Belange Gelegenheit zur Äußerung.

(3) Die Regulierungsbehörde genehmigt den Szenariorahmen unter Berücksichtigung der Ergebnisse der Öffentlichkeitsbeteiligung. Die Regulierungsbehörde kann nähere Bestimmungen zu Inhalt und Verfahren der Erstellung des Szenariorahmens, insbesondere zum Betrachtungszeitraum nach Absatz 1 Satz 2 und 3, treffen. Die Genehmigung ist nicht selbstständig durch Dritte anfechtbar.

(1) Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung legen der Regulierungsbehörde auf der Grundlage des Szenariorahmens einen gemeinsamen nationalen Netzentwicklungsplan zur Bestätigung vor. Der gemeinsame nationale Netzentwicklungsplan muss alle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau des Netzes enthalten, die spätestens zum Ende der jeweiligen Betrachtungszeiträume im Sinne des § 12a Absatz 1 für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung müssen im Rahmen der Erstellung des Netzentwicklungsplans die Regelungen zur Spitzenkappung nach § 11 Absatz 2 bei der Netzplanung anwenden. Der Netzentwicklungsplan enthält darüber hinaus folgende Angaben:

• 1. alle Netzausbaumaßnahmen, die in den nächsten drei Jahren ab Feststellung des Netzentwicklungsplans durch die Regulierungsbehörde für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind,
• 2. einen Zeitplan für alle Netzausbaumaßnahmen sowie
• • a) Netzausbaumaßnahmen als Pilotprojekte für eine verlustarme Übertragung hoher Leistungen über große Entfernungen,
  • b) den Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen als Pilotprojekt mit einer Bewertung ihrer technischen Durchführbarkeit und Wirtschaftlichkeit sowie
  • c) das Ergebnis der Prüfung des Einsatzes von neuen Technologien als Pilotprojekte einschließlich einer Bewertung der technischen Durchführbarkeit und Wirtschaftlichkeit,
• 1. Angaben zur zu verwendenden Übertragungstechnologie,
• 1. Darlegung der in Betracht kommenden anderweitigen Planungsmöglichkeiten von Netzausbaumaßnahmen,
• 1. beginnend mit der Vorlage des ersten Entwurfs des Netzentwicklungsplans im Jahr 2018 alle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau der Offshore-Anbindungsleitungen in der ausschließlichen Wirtschaftszone und im Küstenmeer einschließlich der Netzanknüpfungspunkte an Land, die bis zum Ende der jeweiligen Betrachtungszeiträume nach § 12a Absatz 1 für einen schrittweisen, bedarfsgerechten und wirtschaftlichen Ausbau sowie einen sicheren und zuverlässigen Betrieb der Offshore-Anbindungsleitungen sowie zum Weitertransport des auf See erzeugten Stroms oder für eine Anbindung von Testfeldern im Sinne des § 3 Nummer 9 des Windenergie-auf-See-Gesetzes (Testfeld-Anbindungsleitungen) erforderlich sind; für die Maßnahmen nach dieser Nummer werden Angaben zum geplanten Zeitpunkt der Fertigstellung vorgesehen; hierbei müssen die Festlegungen des zuletzt bekannt gemachten Flächenentwicklungsplans nach den §§ 4 bis 8 des Windenergie-auf-See-Gesetzes zu Grunde gelegt werden.

Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung nutzen bei der Erarbeitung des Netzentwicklungsplans eine geeignete und für einen sachkundigen Dritten nachvollziehbare Modellierung des Elektrizitätsversorgungsnetzes. Der Netzentwicklungsplan berücksichtigt den gemeinschaftsweiten Netzentwicklungsplan nach Artikel 8 Absatz 3b der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 und vorhandene Offshore-Netzpläne.

(2) Der Netzentwicklungsplan umfasst alle Maßnahmen, die nach den Szenarien des Szenariorahmens erforderlich sind, um die Anforderungen nach Absatz 1 Satz 2 zu erfüllen. Dabei ist dem Erfordernis eines sicheren und zuverlässigen Netzbetriebs in besonderer Weise Rechnung zu tragen.

(3) Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung veröffentlichen den Entwurf des Netzentwicklungsplans vor Vorlage bei der Regulierungsbehörde auf ihren Internetseiten und geben der Öffentlichkeit, einschließlich tatsächlicher oder potenzieller Netznutzer, den nachgelagerten Netzbetreibern sowie den Trägern öffentlicher Belange und den Energieaufsichtsbehörden der Länder Gelegenheit zur Äußerung. Dafür stellen sie den Entwurf des Netzentwicklungsplans und alle weiteren erforderlichen Informationen im Internet zur Verfügung. Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung sollen den Entwurf des Netzentwicklungsplans spätestens bis zum Ablauf des 31. Mai eines jeden ungeraden Kalenderjahres, beginnend mit dem Jahr 2025, veröffentlichen. Die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sowie die Betreiber von Fernleitungsnetzen und von Wasserstofftransportnetzen sind verpflichtet, mit den Betreibern von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung in dem Umfang zusammenzuarbeiten, der erforderlich ist, um eine sachgerechte Erstellung des Netzentwicklungsplans zu gewährleisten; sie sind insbesondere verpflichtet, den Betreibern von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung für die Erstellung des Netzentwicklungsplans notwendige Informationen auf Anforderung unverzüglich zur Verfügung zu stellen.

(3a) Zum Zeitpunkt der Veröffentlichung nach Absatz 3 Satz 1 übermitteln die Betreiber von Übertragungsnetzen der Regulierungsbehörde Angaben dazu, welche Netzausbaumaßnahmen zur Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragung oder welcher länderübergreifende landseitige Teil von Offshore-Anbindungsleitungen ganz oder weit überwiegend in einem Trassenkorridor, der bereits gemäß § 17 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz in den Bundesnetzplan aufgenommen ist, oder in einem durch Landesplanungen oder nach Landesrecht bestimmten Leitungsverlauf für Erdkabel zur Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragung eines weiteren Vorhabens realisiert werden sollen.

(4) Dem Netzentwicklungsplan ist eine zusammenfassende Erklärung beizufügen über die Art und Weise, wie die Ergebnisse der Beteiligungen nach § 12a Absatz 2 Satz 2 und § 12b Absatz 3 Satz 1 in dem Netzentwicklungsplan berücksichtigt wurden und aus welchen Gründen der Netzentwicklungsplan nach Abwägung mit den geprüften, in Betracht kommenden anderweitigen Planungsmöglichkeiten gewählt wurde.

(5) Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung legen den konsultierten und überarbeiteten Entwurf des Netzentwicklungsplans der Regulierungsbehörde unverzüglich nach Fertigstellung, jedoch spätestens zehn Monate nach Genehmigung des Szenariorahmens gemäß § 12a Absatz 3 Satz 1, vor.

(1) Die Regulierungsbehörde prüft die Übereinstimmung des Netzentwicklungsplans mit den Anforderungen gemäß § 12b Absatz 1, 2 und 4. Sie kann Änderungen des Entwurfs des Netzentwicklungsplans durch die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung verlangen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung stellen der Regulierungsbehörde auf Verlangen die für ihre Prüfungen erforderlichen Informationen zur Verfügung. Bestehen Zweifel, ob der Netzentwicklungsplan mit dem gemeinschaftsweit geltenden Netzentwicklungsplan in Einklang steht, konsultiert die Regulierungsbehörde die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden.

(2) Zur Vorbereitung eines Bedarfsplans nach § 12e erstellt die Regulierungsbehörde frühzeitig während des Verfahrens zur Erstellung des Netzentwicklungsplans nach § 12b einen Umweltbericht, der den Anforderungen des § 40 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung entsprechen muss. Der Umweltbericht nach Satz 1 bezieht den Umweltbericht zum Flächenentwicklungsplan nach § 6 Absatz 4 des Windenergie-auf-See-Gesetzes ein und kann auf zusätzliche oder andere als im Umweltbericht zum Flächenentwicklungsplan nach § 6 Absatz 4 des Windenergie-auf-See-Gesetzes enthaltene erhebliche Umweltauswirkungen beschränkt werden. Der Umweltbericht nach Satz 1 kann sich auf den Bereich des Festlands und des Küstenmeeres beschränken. Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung stellen der Regulierungsbehörde die hierzu erforderlichen Informationen zur Verfügung.

(2a) Enthält der nach § 12b Absatz 5 vorgelegte Netzentwicklungsplan eine Neubaumaßnahme zur Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragung, die noch nicht im Netzentwicklungsplan bestätigt wurde und für die keine Bündelungsoption nach § 12b Absatz 3a besteht, hat die Regulierungsbehörde anhand von vorhandenen Daten zur großräumigen Raum- und Umweltsituation für diese Maßnahme einen Präferenzraum im Sinne des § 3 Nummer 10 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz zu ermitteln und dem Umweltbericht zugrunde zu legen. Liegen die Voraussetzungen des Satzes 1 im Fall einer Neubaumaßnahme für den länderübergreifenden landseitigen Teil einer Offshore-Anbindungsleitung vor, kann die Regulierungsbehörde Satz 1 entsprechend anwenden. Die Ermittlung von Präferenzräumen nach Satz 1 hat keine unmittelbare Außenwirkung und ersetzt nicht die Entscheidung über die Zulässigkeit der Netzausbaumaßnahme. Die Ermittlung von Präferenzräumen kann nur im Rahmen des Rechtsbehelfsverfahrens gegen die Zulassungsentscheidung für die jeweilige Netzausbaumaßnahme überprüft werden. Sofern Geodaten über die verbindlichen Festlegungen der Landes- und Regionalplanung benötigt werden, legt die Bundesnetzagentur die Daten des Raumordnungsplan-Monitors des Bundesinstituts für Bau-, Stadt- und Raumforschung zugrunde, die ihr für diesen Zweck zur Verfügung zu stellen sind. Für diese und andere Geodaten gilt § 31 Absatz 4 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz entsprechend. Für Maßnahmen, für die ein Bundesfachplanungsverfahren notwendig ist und bei denen noch kein Antrag auf Bundesfachplanung gestellt wurde, ist ein Präferenzraum zu ermitteln, wenn dies der Vorhabenträger bis zum 11. Juni 2023 beantragt. Bei der Präferenzraumermittlung hat die Regulierungsbehörde zu berücksichtigen, ob eine spätere gemeinsame Verlegung mehrerer Neubaumaßnahmen im Sinne von Satz 1 im räumlichen und zeitlichen Zusammenhang ganz oder weit überwiegend sinnvoll erscheint. Um eine Bündelung zu ermöglichen, darf die Regulierungsbehörde Kopplungsräume setzen. Sofern die Betreiber von Übertragungsnetzen bei einer Neubaumaßnahme, die in dem nach § 12b Absatz 5 vorgelegten Netzentwicklungsplan enthalten ist, angeben, dass diese Maßnahme die Nutzung der nach § 2 Absatz 8 des Bundesbedarfsplangesetzes vorgesehenen Leerrohrmöglichkeit eines im Bundesbedarfsplan mit „H“ gekennzeichneten Vorhabens zum Ziel hat, ist von einer Präferenzraumermittlung abzusehen. Die Ermittlung von Präferenzräumen stellt keine raumbedeutsame Planung und Maßnahme im Sinne des § 3 Absatz 1 Nummer 6 des Raumordnungsgesetzes vom 22. Dezember 2008 (BGBl. I S. 2986), das zuletzt durch Artikel 3 des Gesetzes vom 20. Juli 2022 (BGBl. I S. 1353) geändert worden ist, dar.

(3) Nach Abschluss der Prüfung nach Absatz 1 beteiligt die Regulierungsbehörde unverzüglich die Behörden, deren Aufgabenbereich berührt wird, und die Öffentlichkeit. Maßgeblich sind die Bestimmungen des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung, soweit sich aus den nachfolgenden Vorschriften nicht etwas anderes ergibt. Gegenstand der Beteiligung ist der Entwurf des Netzentwicklungsplans und in den Fällen des § 12e der Umweltbericht. Die Unterlagen für die Strategische Umweltprüfung sowie der Entwurf des Netzentwicklungsplans sind für eine Frist von sechs Wochen am Sitz der Regulierungsbehörde auszulegen und darüber hinaus auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt zu machen. Die betroffene Öffentlichkeit kann sich zum Entwurf des Netzentwicklungsplans und zum Umweltbericht bis einen Monat nach Ende der Auslegung äußern.

(4) Die Regulierungsbehörde soll den Netzentwicklungsplan unter Berücksichtigung des Ergebnisses der Behörden- und Öffentlichkeitsbeteiligung mit Wirkung für die Betreiber von Übertragungsnetzen spätestens bis zum Ablauf des 30. Juni eines jeden geraden Kalenderjahres, beginnend mit dem Jahr 2026, bestätigen. Die Bestätigung ist nicht selbstständig durch Dritte anfechtbar.

(5) Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung sind verpflichtet, den entsprechend Absatz 1 Satz 2 geänderten Netzentwicklungsplan der Regulierungsbehörde unverzüglich vorzulegen.

(6) Bei Fortschreibung des Netzentwicklungsplans kann sich die Beteiligung der Öffentlichkeit, einschließlich tatsächlicher und potenzieller Netznutzer, der nachgelagerten Netzbetreiber sowie der Träger öffentlicher Belange nach § 12a Absatz 2, § 12b Absatz 3 und § 12c Absatz 3 auf Änderungen gegenüber dem zuletzt genehmigten Szenariorahmen oder dem zuletzt bestätigten Netzentwicklungsplan beschränken. Ein vollständiges Verfahren nach den §§ 12a bis 12c Absatz 1 bis 5 muss mindestens alle vier Jahre sowie in den Fällen des § 12e Absatz 1 Satz 3 durchgeführt werden.

(7) Die Regulierungsbehörde kann nähere Bestimmungen zu Inhalt und Verfahren der Erstellung des Netzentwicklungsplans sowie zur Ausgestaltung des nach Absatz 3, § 12a Absatz 2 und § 12b Absatz 3 durchzuführenden Verfahrens zur Beteiligung der Öffentlichkeit treffen.

(8) Die Regulierungsbehörde kann bei Bestätigung des Netzentwicklungsplans oder durch gesonderte Entscheidung bestimmen, wer für die Durchführung einer im Netzentwicklungsplan bestätigten Maßnahme als Vorhabenträger ganz oder teilweise verantwortlich ist. Hierbei berücksichtigt die Regulierungsbehörde ausschließlich Belange, die im öffentlichen Interesse eine möglichst zügige, effiziente und umweltschonende Durchführung der Maßnahmen erwarten lassen. Dazu gehören Vorschläge im Netzentwicklungsplan und etwaige Vereinbarungen von Übertragungsnetzbetreibern zur Bestimmung eines oder mehrerer Vorhabenträger; in diesem Fall ist durch die Übertragungsnetzbetreiber darzulegen, dass durch eine solche anteilige Zuweisung eine möglichst zügige und effiziente Durchführung der Maßnahme erreicht werden kann. Darüber hinaus kann sie insbesondere berücksichtigen

• 1. ob ein Vorhabenträger bereits für ein Vorhaben nach dem Energieleitungsausbaugesetz oder dem Bundesbedarfsplangesetz verantwortlich ist und die bestätigte Maßnahme mit diesem Vorhaben gemeinsam realisiert werden soll,
• 2. ob durch die Durchführung einer Maßnahme durch einen Vorhabenträger oder durch eine gemeinsame Durchführung der Maßnahme durch mehrere Vorhabenträger die Ziele nach Satz 2 besser erreicht werden können,
• 3. die personelle, technische und wirtschaftliche Leistungsfähigkeit und Zuverlässigkeit eines Vorhabenträgers,
• 4. die bisherigen Fortschritte eines Vorhabenträgers bei der Realisierung von Vorhaben nach dem Energieleitungsausbaugesetz und dem Bundesbedarfsplangesetz,
• 5. in welchem Umfang der Vorhabenträger neben der Durchführung der Maßnahme im Übrigen für Netzausbauvorhaben verantwortlich ist oder sein wird.

Vorhabenträger für im Netzentwicklungsplan bestätigte Leitungen zur Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragung, für welche noch kein Antrag auf Bundesfachplanung nach § 6 Absatz 1 Netzausbaubeschleunigungsgesetz oder in den Fällen des § 5a des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes kein Antrag auf Planfeststellungsbeschluss für das Gesamtvorhaben oder Teile davon gestellt wurde, ist im Geltungsbereich des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes der Übertragungsnetzbetreiber, in dessen Regelzone der südliche Netzverknüpfungspunkt der Leitung gelegen ist. Vorhabenträger für im Netzentwicklungsplan bestätigte Offshore-Anbindungsleitungen ist entsprechend § 17d Absatz 1 der Übertragungsnetzbetreiber, in dessen Regelzone der landseitige Netzverknüpfungspunkt gelegen ist. Die Bundesnetzagentur kann bei der Bestätigung des Netzentwicklungsplans oder durch gesonderte Entscheidung abweichend von den Sätzen 5 und 6 den Vorhabenträger nach den Sätzen 1 bis 4 bestimmen, um eine möglichst zügige, effiziente und umweltschonende Durchführung der Maßnahmen sicherzustellen.

Über die Planung und den Stand der Umsetzung der Maßnahmen zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau des Übertragungsnetzes einschließlich der Offshore-Anbindungsleitungen führt die Regulierungsbehörde fortlaufend ein Monitoring und führt das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie fortlaufend ein Controlling durch. Die Regulierungsbehörde und das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie informieren hierüber regelmäßig die Öffentlichkeit. Die Betreiber von Übertragungsnetzen und Offshore-Anbindungsleitungen und die Behörden stellen der Regulierungsbehörde und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie die für das Monitoring oder das Controlling notwendigen Informationen in geeigneter Form zur Verfügung.

(1) Die Regulierungsbehörde übermittelt den Netzentwicklungsplan mindestens alle vier Jahre der Bundesregierung als Entwurf für einen Bundesbedarfsplan. Die Bundesregierung legt den Entwurf des Bundesbedarfsplans mindestens alle vier Jahre dem Bundesgesetzgeber vor. Die Regulierungsbehörde hat auch bei wesentlichen Änderungen des Netzentwicklungsplans gemäß Satz 1 zu verfahren.

(2) Die Regulierungsbehörde kennzeichnet in ihrem Entwurf für einen Bundesbedarfsplan die länderübergreifenden und grenzüberschreitenden Höchstspannungsleitungen sowie die Offshore-Anbindungsleitungen. Dem Entwurf ist eine Begründung beizufügen. Die Vorhaben des Bundesbedarfsplans entsprechen den Zielsetzungen des § 1 dieses Gesetzes.

(3) (weggefallen)

(4) Mit Erlass des Bundesbedarfsplans durch den Bundesgesetzgeber wird für die darin enthaltenen Vorhaben die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der vordringliche Bedarf festgestellt. Die Feststellungen sind für die Betreiber von Übertragungsnetzen sowie für die Planfeststellung und die Plangenehmigung nach den §§ 43 bis 43d und §§ 18 bis 24 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz verbindlich.

(5) Für die Änderung von Bundesbedarfsplänen gilt § 37 Satz 1 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung. Soweit danach keine Pflicht zur Durchführung einer Strategischen Umweltprüfung besteht, findet § 12c Absatz 2 keine Anwendung.

(1) Die Regulierungsbehörde stellt dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie sowie dem Umweltbundesamt Daten, die für digitale Netzberechnungen erforderlich sind, insbesondere Einspeise- und Lastdaten sowie Impedanzen und Kapazitäten von Leitungen und Transformatoren, einschließlich unternehmensbezogener Daten und Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse zur Verfügung, soweit dies zur Erfüllung ihrer jeweiligen Aufgaben erforderlich ist.

(2) Die Regulierungsbehörde gibt auf Antrag insbesondere netzknotenpunktscharfe Einspeise- und Lastdaten sowie Informationen zu Impedanzen und Kapazitäten von Leitungen und Transformatoren an Dritte heraus, die die Fachkunde zur Überprüfung der Netzplanung und ein berechtigtes Interesse gegenüber der Regulierungsbehörde nachweisen sowie die vertrauliche Behandlung der Informationen zusichern oder die Berechtigung zum Umgang mit Verschlusssachen mit einem Geheimhaltungsgrad nach § 4 des Sicherheitsüberprüfungsgesetzes haben. Die Daten sind in einem standardisierten, elektronisch verarbeitbaren Format zur Verfügung zu stellen. Daten, die Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse darstellen, dürfen von der Regulierungsbehörde nicht herausgegeben werden. In diesem Fall hat die Regulierungsbehörde typisierte und anonymisierte Datensätze an den Antragsteller herauszugeben.

(1) Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung und Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen sind verpflichtet, für ihr jeweiliges Netz in einem transparenten, diskriminierungsfreien und marktgestützten Verfahren folgende Systemdienstleistungen zu beschaffen:

• 1. Dienstleistungen zur Spannungsregelung,
• 2. Trägheit der lokalen Netzstabilität,
• 3. Kurzschlussstrom,
• 4. dynamische Blindstromstützung,
• 5. Schwarzstartfähigkeit und
• 6. Inselbetriebsfähigkeit.

Dabei darf die Beschaffung dieser Systemdienstleistungen nur erfolgen, soweit diese für einen sicheren, zuverlässigen und effizienten Netzbetrieb erforderlich sind.

(2) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben diese Systemdienstleistungen nur zu beschaffen, soweit sie diese in ihrem eigenen Netz benötigen oder die Systemdienstleistungen im Einvernehmen mit den Betreibern von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung beschafft werden.

(3) Die Verpflichtung nach Absatz 1 Satz 1 ist nicht für Systemdienstleistungen aus vollständig integrierten Netzkomponenten anzuwenden.

(4) Die Bundesnetzagentur kann Ausnahmen von der Verpflichtung der marktgestützten Beschaffung von Systemdienstleistungen nach § 29 Absatz 1 festlegen, wenn diese wirtschaftlich nicht effizient ist; sie kann auch einzelne Spannungsebenen ausnehmen. Erstmalig trifft die Bundesnetzagentur Entscheidungen über Ausnahmen bis zum 31. Dezember 2020 ohne Anhörung. Gewährt sie eine Ausnahme, überprüft sie ihre Einschätzung spätestens alle drei Jahre und veröffentlicht das Ergebnis.

(5) Soweit die Bundesnetzagentur keine Ausnahmen nach Absatz 4 festlegt, hat sie die Spezifikationen und technischen Anforderungen der transparenten, diskriminierungsfreien und marktgestützten Beschaffung der jeweiligen Systemdienstleistung, vorbehaltlich des Absatzes 4, nach § 29 Absatz 1 festzulegen. Die Spezifikationen und technischen Anforderungen müssen sicherstellen, dass sich alle Marktteilnehmer wirksam und diskriminierungsfrei beteiligen können; dies schließt Anbieter erneuerbarer Energien, Anbieter dezentraler Erzeugung, Anbieter von Laststeuerung und Energiespeicherung sowie Anbieter ein, die in der Aggregierung tätig sind. Die Spezifikationen und technischen Anforderungen sollen sicherstellen, dass die marktgestützte Beschaffung der jeweiligen Systemdienstleistung nicht zu einer Reduzierung der Einspeisung vorrangberechtigter Elektrizität führt. Die Spezifikationen und technischen Anforderungen wirken auf eine größtmögliche Effizienz der Beschaffung und des Netzbetriebs hin. Spezifikationen im Sinne dieses Paragrafen können auch Vergütungsregelungen und insbesondere Preisobergrenzen sein.

(6) Statt einer Festlegung nach Absatz 5 kann die Bundesnetzagentur die Betreiber von Übertragungs- und Verteilernetzen auffordern, jeweils gemeinsam Spezifikationen und technische Anforderungen in einem transparenten Verfahren, an dem alle relevanten Netznutzer und Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen teilnehmen können, zu erarbeiten oder zu überarbeiten. Diese Spezifikationen und technischen Anforderungen sind der Bundesnetzagentur zur Genehmigung vorzulegen; dabei sind die Anforderungen nach Absatz 5 Satz 2 bis 5 entsprechend anzuwenden. Die Bundesnetzagentur hat von ihr genehmigte Spezifikationen und technische Anforderungen zu veröffentlichen.

(7) Die Verpflichtungen zur marktgestützten Beschaffung von Systemdienstleistungen nach Absatz 1 sind ausgesetzt, bis die Bundesnetzagentur die Spezifikationen und technischen Anforderungen erstmals nach Absatz 5 festgelegt oder nach Absatz 6 genehmigt hat.

(8) Die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sind verpflichtet, alle erforderlichen Informationen untereinander auszutauschen und sich abzustimmen, damit die Ressourcen optimal genutzt sowie die Netze sicher und effizient betrieben werden und die Marktentwicklung erleichtert wird.

(9) Hat die Bundesnetzagentur für Systemdienstleistungen nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 5 eine Ausnahme nach Absatz 4 festgelegt oder, sofern sie von einer Ausnahme abgesehen hat, noch keine Spezifikationen und technischen Anforderungen nach Absatz 5 festgelegt oder nach Absatz 6 genehmigt, sind die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung und die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen berechtigt, Betreiber von Erzeugungsanlagen oder Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie zur Vorhaltung der Schwarzstartfähigkeit ihrer Anlagen zu verpflichten. Die Verpflichtung zur Vorhaltung der Schwarzstartfähigkeit umfasst auch die Durchführung von Schwarzstartversuchen und Betriebsversuchen im Sinne der genehmigten vertraglichen Modalitäten für Anbieter von Systemdienstleistungen zum Netzwiederaufbau nach Artikel 4 Absatz 2 Buchstabe b und Absatz 4 der Verordnung (EU) 2017/2196. Die Verpflichtung der Betreiber der Erzeugungsanlagen oder Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie ist erforderlich, sofern andernfalls die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems gefährdet wäre. Im Falle der Verpflichtung nach Satz 1 kann der Betreiber der Erzeugungsanlage oder der Anlage zur Speicherung elektrischer Energie eine angemessene Vergütung geltend machen, die entsprechend § 13c Absatz 1 bestimmt wird. § 13c Absatz 5 ist entsprechend anzuwenden.

(1) Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung berichten der Regulierungsbehörde erstmals zum 1. Januar 2025 und danach alle zwei Jahre über die Sicherheit, Zuverlässigkeit, Stabilität und Leistungsfähigkeit ihres Energieversorgungsnetzes sowie des Elektrizitätsversorgungssystems.

(2) Der Bericht soll für alle Handlungsbereiche der Systemstabilität den aktuellen Stand darstellen sowie Handlungsbedarfe in den einzelnen Bereichen im Hinblick auf einen sicheren Netzbetrieb, auch bei vollständiger Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien, ermitteln. Zusätzlich sind die Bedarfe für die nächsten zehn Jahre zu quantifizieren. Es sind konkrete Handlungsoptionen für die Bedarfe nach den Sätzen 1 und 2 abzuleiten. Dabei sind alle geeigneten Optionen aufzuzeigen, in ihrer Wirkung zu quantifizieren und zu bewerten. Zudem sind der jeweilige Umsetzungszeitraum, die Kosten und die Eignung der Optionen zu berücksichtigen und mindestens ein geeigneter Transformationspfad mit konkreten Maßnahmen vorzulegen. Der Bericht hat auch den Stand der Umsetzung der im vorhergehenden Bericht benannten Handlungsoptionen und im Fall von Verzögerungen in Bezug auf die Umsetzung die maßgeblichen Gründe der Verzögerung zu beinhalten.

(3) Die Regulierungsbehörde kann weitere Vorgaben zu Form und Inhalt des Berichts machen.

(4) Betreiber von Verteilernetzen oder Dritte sind verpflichtet, auf Aufforderung eines Betreibers von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung an der Erstellung eines Berichts nach Absatz 1 mitzuwirken.

(5) Die Regulierungsbehörde bewertet den Bericht nach Absatz 1 und gibt Handlungsempfehlungen. Dies umfasst insbesondere die Bedarfe, die mögliche Bedarfsdeckung und konkrete Maßnahmen zum weiteren Vorgehen. Die Regulierungsbehörde kann Dritte bei der Bewertung nach Satz 1 beteiligen.

(6) Die Regulierungsbehörde führt fortlaufend ein Monitoring über den Stand der Umsetzung von Maßnahmen im Bereich der Systemstabilität durch. Die Betreiber von Übertragungsnetzen, die Betreiber von Verteilernetzen und Dritte stellen der Regulierungsbehörde die für das Monitoring notwendigen Informationen in geeigneter Form zur Verfügung.

(7) Spätestens sechs Monate nach Erhalt des Berichts nach Absatz 1 legt die Regulierungsbehörde dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie die Bewertung nach Absatz 5 sowie einen Bericht zum Monitoring nach Absatz 6 vor und veröffentlicht diese sowie den Bericht nach Absatz 1.

(1) Für nach dem Ablauf des 19. November 2023 erstmals im Netzentwicklungsplan durch die Regulierungsbehörde nach § 12c bestätigte Maßnahmen für Energieleitungen kann die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde auf Antrag des Trägers des Vorhabens anhand von vorhandenen Daten zur großräumigen Raum- und Umweltsituation Infrastrukturgebiete für die Umsetzung von Maßnahmen zur Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau des Elektrizitätsversorgungsnetzes in einem Plan ausweisen (Infrastrukturgebieteplan). In der ausschließlichen Wirtschaftszone kann die Zulassungsbehörde Infrastrukturgebiete nach Satz 1 für erstmals im Flächenentwicklungsplan festgelegte Trassen und Trassenkorridore sowie Standorte von Konverter-, Sammel- oder Umspannplattformen für Offshore-Anbindungsleitungen ohne Antrag ausweisen. Sofern Geodaten über die verbindlichen Festlegungen der Landes- und Regionalplanung benötigt werden, legt die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde die Daten des Raumordnungsplan-Monitors des Bundesinstituts für Bau-, Stadt- und Raumforschung zugrunde, die ihr für diesen Zweck zur Verfügung zu stellen sind. Landesbehörden können stattdessen die verfügbaren Geodaten über die verbindlichen Festlegungen der Landes- und Regionalplanung zugrunde legen. Für die Herausgabe von Geodaten ist § 31 Absatz 4 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz entsprechend anzuwenden. Der Infrastrukturgebieteplan hat folgende Gebiete zu meiden, es sei denn, es gibt unter Berücksichtigung der mit dem Gebiet verbundenen Ziele keine verhältnismäßige Alternative:

• 1. Natura 2000-Gebiete,
• 2. Naturschutzgebiete nach § 23 des Bundesnaturschutzgesetzes vom 29. Juli 2009 (BGBl. I S. 2542), das zuletzt durch Artikel 48 des Gesetzes vom 23. Oktober 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 323) geändert worden ist,
• 3. Nationalparke nach § 24 des Bundesnaturschutzgesetzes,
• 4. die Kernzone und die Pflegezone der Biosphärenreservate nach § 25 Absatz 3 des Bundesnaturschutzgesetzes sowie
• 5. Meeresgebiete, die durch eine Rechtsverordnung nach § 57 des Bundesnaturschutzgesetzes geschützt sind.

Zur Vorbereitung der Ausweisung des Infrastrukturgebiets kann die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde den Vorhabenträger auffordern, einen Vorschlag für das auszuweisende Infrastrukturgebiet zu übermitteln.

(2) Soweit die gemeinsame Durchführung mehrerer Maßnahmen nach Absatz 1 Satz 1 oder § 14f Absatz 1 Satz 1, für die jeweils ein Infrastrukturgebiet ausgewiesen werden soll, im räumlichen und zeitlichen Zusammenhang sinnvoll erscheint, können die Planfeststellungsbehörden oder die nach Landesrecht zuständigen Behörden im gegenseitigen Einvernehmen festlegen, dass die Ausweisung eines einheitlichen Infrastrukturgebiets nach Maßgabe der für eine der Maßnahmen geltenden Rechtsvorschriften durch die für diese Maßnahme zuständige Behörde erfolgt. Satz 1 ist nur anzuwenden, soweit die betroffenen Träger der Vorhaben zustimmen. Um eine solche Bündelung zu ermöglichen, darf die nach Satz 1 zuständige Behörde Kopplungsräume setzen. Der Antrag nach Absatz 1 Satz 1 soll Angaben dazu enthalten, inwieweit die gemeinsame Durchführung mehrerer Maßnahmen nach Satz 1 sinnvoll erscheint.

(3) Bei der Ausweisung eines Infrastrukturgebiets berücksichtigt die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde, inwiefern die Bestätigung des Netzentwicklungsplans für die Maßnahmen eine Änderung und Erweiterung einer Leitung im Sinne von § 3 Nummer 1 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz, einen Ersatzneubau im Sinne von § 3 Nummer 4 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz oder einen Parallelneubau im Sinne von § 3 Nummer 5 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz vorsieht. Dazu ist bei der Ausweisung des Infrastrukturgebiets insbesondere die Bestandstrasse im Sinne von § 3 Nummer 2 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz zugrunde zu legen.

(4) Für erstmals im Flächenentwicklungsplan festgelegte Trassen und Trassenkorridore sowie Konverterstandorte für Offshore-Anbindungsleitungen in der ausschließlichen Wirtschaftszone erfolgt die Ausweisung als Infrastrukturgebiet im Infrastrukturgebieteplan anhand von vorhandenen Daten.

(5) Die Ausweisung von Infrastrukturgebieten hat keine unmittelbare Außenwirkung und ersetzt nicht die Entscheidung über die Zulässigkeit der Netzausbau-, Netzverstärkungs- oder Netzoptimierungsmaßnahme. Die Ausweisung von Infrastrukturgebieten kann nur im Rahmen des Rechtsbehelfsverfahrens gegen die Zulassungsentscheidung für die jeweilige Netzausbaumaßnahme überprüft werden. § 75 Absatz 1a des Verwaltungsverfahrensgesetzes ist entsprechend anzuwenden. § 4 Absatz 1 des Raumordnungsgesetzes vom 22. Dezember 2008 (BGBl. I S. 2986), das zuletzt durch Artikel 1 des Gesetzes vom 22. März 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 88) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung ist bei der Ausweisung von Infrastrukturgebieten mit der Maßgabe anzuwenden, dass nur die Ziele der Raumordnung und diese nur soweit entsprechend der jeweiligen Datengrundlage nach Absatz 1 Satz 3 und 4 möglich, zu beachten sind. Für den Infrastrukturgebieteplan sowie für Maßnahmen, die in einem ausgewiesenen Infrastrukturgebiet verwirklicht werden sollen, ist keine Raumverträglichkeitsprüfung nach § 15 des Raumordnungsgesetzes durchzuführen.

(6) Für den Infrastrukturgebieteplan ist eine Strategische Umweltprüfung und gegebenenfalls eine Verträglichkeitsprüfung nach § 36 des Bundesnaturschutzgesetzes durchzuführen. Die Verträglichkeitsprüfung muss ebenengerecht erfolgen. Für Offshore-Anbindungsleitungen in der ausschließlichen Wirtschaftszone ist eine Strategische Umweltprüfung nur durchzuführen, wenn diese noch nicht im Verfahren zur Aufstellung des Flächenentwicklungsplans durchgeführt wurde oder die Strategische Umweltprüfung, die im Verfahren zur Aufstellung des Flächenentwicklungsplans durchgeführt wurde, die Umweltauswirkungen im Infrastrukturgebiet nicht mit berücksichtigt.

(7) Die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde sieht in dem Infrastrukturgebieteplan Regeln für geeignete und verhältnismäßige Minderungsmaßnahmen vor, die zu ergreifen sind, um mögliche Auswirkungen auf die Erhaltungsziele nach § 7 Absatz 1 Nummer 9 des Bundesnaturschutzgesetzes und auf europäische Vogelarten nach § 7 Absatz 2 Nummer 12 des Bundesnaturschutzgesetzes, in Anhang IV der Richtlinie 92/43/EWG aufgeführte Arten oder Arten, die in einer Rechtsverordnung nach § 54 Absatz 1 Nummer 2 des Bundesnaturschutzgesetzes aufgeführt sind, zu vermeiden oder, falls dies nicht möglich ist, solche Auswirkungen erheblich zu verringern.

(8) Die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde beteiligt vor der Ausweisung des Infrastrukturgebiets die Behörden, deren Aufgabenbereich berührt wird, die zuständigen Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung und die Öffentlichkeit nach den Bestimmungen des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung, soweit sich aus den nachfolgenden Vorschriften oder aus § 70b des Windenergie-auf-See-Gesetzes nicht etwas anderes ergibt.Gegenstand der Beteiligung ist der Entwurf des Infrastrukturgebieteplans und der Umweltbericht. Die Unterlagen für die Strategische Umweltprüfung sowie der Entwurf des Infrastrukturgebieteplans sind von der Planfeststellungsbehörde oder der nach Landesrecht zuständigen Behörde für die Dauer von einem Monat zur Einsicht auszulegen. Die Auslegung ist dadurch zu bewirken, dass die Dokumente auf der Internetseite der Planfeststellungsbehörde oder der nach Landesrecht zuständigen Behörde zugänglich gemacht werden. Auf Verlangen eines Beteiligten wird ihm eine leicht zu erreichende Zugangsmöglichkeit zur Verfügung gestellt. Die Auslegung ist auf der Internetseite der Planfeststellungsbehörde oder der nach Landesrecht zuständigen Behörde sowie in einer überregionalen oder regionalen Tageszeitung öffentlich bekannt zu machen, dabei ist auf das nach Satz 5 bestehende Recht der Beteiligten hinzuweisen. Die betroffene Öffentlichkeit kann sich zum Entwurf des Infrastrukturgebieteplans und zum Umweltbericht bis einen Monat nach Ende der Auslegung äußern. Für Offshore-Anbindungsleitungen in der ausschließlichen Wirtschaftszone kann die Anhörung nach Satz 1 im Rahmen der Strategischen Umweltprüfung des Flächenentwicklungsplans durchgeführt werden. Wird die Anhörung nach Satz 1 im Rahmen der Umweltprüfung des Flächenentwicklungsplans durchgeführt, konsultiert das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie vor der Ausweisung des Infrastrukturgebiets die zuständigen Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung.

(9) Die vom Träger des Vorhabens beantragte Ausweisung des Infrastrukturgebiets soll spätestens 20 Monate nach Antragstellung erfolgen. Die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde kann nach Anhörung des Trägers des Vorhabens vorsehen, dass die Ausweisung von Infrastrukturgebieten zu einem späteren Zeitpunkt erfolgt, wenn nach überschlägiger Prüfung der geplante Inbetriebnahmezeitpunkt der jeweiligen Maßnahme nicht gefährdet wird, dabei ist Absatz 2 zu berücksichtigen. Die Bundesnetzagentur nimmt die Ausweisung von Infrastrukturgebieten auch für Maßnahmen vor, bei denen sie nicht die zuständige Planfeststellungsbehörde ist, sofern die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde dies innerhalb von einem Monat, nachdem aufgrund Änderung des Bundesbedarfsplans nach § 12e feststeht, welche Behörde für die Planfeststellung zuständig ist, verlangt. Die Bundesnetzagentur kann die Frist nach Satz 3 verlängern. Die Ausweisung des Infrastrukturgebiets für Offshore-Anbindungsleitungen in der ausschließlichen Wirtschaftszone erfolgt spätestens sechs Monate nach der Bekanntmachung des Flächenentwicklungsplans.

(10) Der Träger des Vorhabens kann den Antrag nach Absatz 1 Satz 1 innerhalb von einem Monat, nachdem aufgrund einer Änderung des Bundesbedarfsplans nach § 12e feststeht, welche Behörde für die Planfeststellung zuständig ist, bei der Planfeststellungsbehörde oder der nach Landesrecht zuständigen Behörde stellen. Bei Maßnahmen im Sinne von Absatz 1 Satz 1, die bereits vor dem 23. Dezember 2025 in den Bundesbedarfsplan aufgenommen wurden, beginnt die Frist nach Satz 1 abweichend am 23. Dezember 2025. Die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde kann die Frist nach den Sätzen 1 und 2 verlängern. Die Sätze 1 bis 3 sind nicht für Offshore-Anbindungsleitungen in der ausschließlichen Wirtschaftszone anzuwenden. Die Absätze 1 bis 9 sind nicht anzuwenden auf Maßnahmen, für die vor dem 23. Dezember 2025 bereits nach § 12c Absatz 2a mit der Ermittlung eines Präferenzraums begonnen wurde. Sofern für eine Maßnahme nach Satz 5 bis zum Ablauf des 30. Juni 2025 kein Antrag auf Planfeststellung gestellt wurde, sind die Absätze 1 bis 9 auch auf diese Maßnahme anzuwenden, wobei die Fristen nach Satz 1 und nach Absatz 9 Satz 1 und 3 am 23. Dezember 2025 beginnen.

(11) Wurden Maßnahmen im Sinne von Absatz 1 Satz 1 im Netzentwicklungsplan von der Regulierungsbehörde unter einem Vorbehalt bestätigt, beginnen die Fristen nach den Absätzen 9 und 10 frühestens mit dem Wegfall des Vorbehalts. Die Ausweisung des Infrastrukturgebiets für eine solche Maßnahme kann zu einem früheren Zeitpunkt erfolgen, wenn der Vorhabenträger dies gegenüber der Planfeststellungsbehörde oder der nach Landesrecht zuständigen Behörde beantragt. In den Fällen des Satzes 2 beginnt die Frist nach Absatz 9 Satz 3 mit Zugang des Antrags nach Satz 2.

(12) Für eine nach dem 1. Januar 2025 erstmals im Netzentwicklungsplan bestätigte Maßnahme ist kein Präferenzraum nach § 12c Absatz 2a zu ermitteln.

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

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

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

(1a) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind die Verpflichtungen nach § 11 Absatz 1 und 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einzuhalten, indem für Maßnahmen zur Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes kalkulatorische Kosten anzusetzen sind, die anhand eines für alle Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur erfolgt, wenn dadurch in der Regel ein Vielfaches an Reduzierung von nicht vorrangberechtigter Erzeugung ersetzt werden kann (Mindestfaktor). Der Mindestfaktor nach Satz 2 beträgt mindestens fünf und höchstens fünfzehn; Näheres bestimmt die Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 5 Nummer 2.

(1b) (weggefallen)

(1c) Im Rahmen der Auswahlentscheidung nach Absatz 1 Satz 2 sind bei Maßnahmen zur Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen der Netzreserve nach § 13d kalkulatorische Kosten anzusetzen, die anhand eines für alle Anlagen einheitlichen kalkulatorischen Preises zu bestimmen sind. Übersteigen die tatsächlichen Kosten die kalkulatorischen Kosten, sind die tatsächlichen Kosten anzusetzen. Der einheitliche kalkulatorische Preis ist so zu bestimmen, dass ein Einsatz der Anlagen der Netzreserve in der Regel nachrangig zu dem Einsatz von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung erfolgt und in der Regel nicht zu einer höheren Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes führt als bei einer Auswahlentscheidung nach den tatsächlichen Kosten. Der einheitliche kalkulatorische Preis entspricht mindestens dem höchsten tatsächlichen Preis, der für die Erhöhung der Erzeugungsleistung von Anlagen mit nicht vorrangberechtigter Einspeisung, die nicht zur Netzreserve zählen, regelmäßig aufgewendet wird.

(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind die Betreiber der Übertragungsnetze im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 12 Absatz 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Stromerzeugung, Stromtransite und Strombezüge in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Stromerzeugung und Strombezügen sind insbesondere die betroffenen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Stromhändler – soweit möglich – vorab zu informieren.

(3) Soweit die Einhaltung der in den Absätzen 1 und 2 genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind und keine technisch gleich wirksame andere Maßnahme verfügbar ist (netztechnisch erforderliches Minimum). Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind die Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern der Gasversorgungsnetze nach § 12 Absatz 4 Satz 1 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen.

(4) Eine Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone liegt vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Betreiber von Übertragungsnetzen nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.

(5) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 Satz 1 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt grundsätzlich nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach Absatz 2 Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt. Die Sätze 3 und 4 sind für Entscheidungen des Betreibers von Übertragungsnetzen im Rahmen von § 13b Absatz 5, § 13f Absatz 1 und § 16 Absatz 2a entsprechend anzuwenden.

(6) Die Beschaffung von Ab- oder Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- oder zuschaltbare Lasten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen in einem diskriminierungsfreien und transparenten Ausschreibungsverfahren, bei dem die Anforderungen, die die Anbieter von Ab- oder Zuschaltleistung für die Teilnahme erfüllen müssen, soweit dies technisch möglich ist, zu vereinheitlichen sind. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Ab- oder Zuschaltleistung aus ab- oder zuschaltbaren Lasten eine gemeinsame Internetplattform einzurichten. Die Einrichtung der Plattform nach Satz 2 ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwandes für Ab- und Zuschaltleistung unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.

(6a) Die Betreiber von Übertragungsnetzen können mit Betreibern von KWK-Anlagen vertragliche Vereinbarungen zur Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung aus der KWK-Anlage und gleichzeitigen bilanziellen Lieferung von elektrischer Energie für die Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 schließen, wenn die KWK-Anlage

• 1. technisch unter Berücksichtigung ihrer Größe und Lage im Netz geeignet ist, zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems aufgrund von Netzengpässen im Höchstspannungsnetz effizient beizutragen,
• 2. sich im Zeitpunkt des Vertragsabschlusses innerhalb der Bundesrepublik Deutschland, aber außerhalb der Südregion nach der Anlage 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 26 Absatz 2 des Gesetzes vom 3. Juni 2021 (BGBl. I S. 1534) geändert worden ist, befindet,
• 3. vor dem 14. August 2020 in Betrieb genommen worden ist und
• 4. eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt hat.

In der vertraglichen Vereinbarung nach Satz 1 ist zu regeln, dass
- 1. die Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung und die bilanzielle Lieferung von elektrischer Energie zum Zweck der Aufrechterhaltung der Wärmeversorgung abweichend von § 3 Absatz 1 und 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und als Maßnahme nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 durchzuführen ist,
- 2. für die Maßnahme nach Nummer 1 zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der KWK-Anlage unter Anrechnung der bilanziellen Lieferung elektrischer Energie ein angemessener finanzieller Ausgleich zu leisten ist, der den Betreiber der KWK-Anlage wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde, dabei ist § 13a Absatz 2 bis 4 entsprechend anzuwenden, und
- 3. die erforderlichen Kosten für die Investition für die elektrische Wärmeerzeugung, sofern sie nach dem Vertragsschluss entstanden sind, vom Betreiber des Übertragungsnetzes einmalig erstattet werden.

Die Betreiber der Übertragungsnetze müssen sich bei der Auswahl der KWK-Anlagen, mit denen vertragliche Vereinbarungen nach den Sätzen 1 und 2 geschlossen werden, auf die KWK-Anlagen beschränken, die kostengünstig und effizient zur Beseitigung von Netzengpässen beitragen können. Die vertragliche Vereinbarung muss mindestens für fünf Jahre abgeschlossen werden und kann höchstens eine Geltungsdauer bis zum 31. Dezember 2033 haben; sie ist mindestens vier Wochen vor dem Abschluss der Bundesnetzagentur und spätestens vier Wochen nach dem Abschluss den anderen Betreibern von Übertragungsnetzen zu übermitteln. Sie dürfen nur von Übertragungsnetzbetreibern aufgrund von Engpässen im Übertragungsnetz abgeschlossen werden, § 14 Absatz 1 Satz 1 findet insoweit keine Anwendung. Die installierte elektrische Leistung von Wärmeerzeugern, die aufgrund einer vertraglichen Vereinbarung mit den KWK-Anlagen nach den Sätzen 1 und 2 installiert wird, darf 2 Gigawatt nicht überschreiten.

(6b) (weggefallen)

(7) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.

(8) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Übertragungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Übertragungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.

(9) Zur Vermeidung schwerwiegender Versorgungsstörungen müssen die Betreiber von Übertragungsnetzen alle zwei Jahre eine Schwachstellenanalyse erarbeiten und auf dieser Grundlage notwendige Maßnahmen treffen. Das Personal in den Steuerstellen ist entsprechend zu unterweisen. Über das Ergebnis der Schwachstellenanalyse und die notwendigen Maßnahmen hat der Betreiber eines Übertragungsnetzes alle zwei Jahre jeweils zum 31. August der Regulierungsbehörde zu berichten.

(10) Die Betreiber von Übertragungsnetzen erstellen jährlich gemeinsam für die nächsten fünf Jahre eine Prognose des Umfangs von Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2, die aufgrund von Netzengpässen notwendig sind, und übermitteln diese jedes Jahr spätestens zum 1. Juli an die Bundesnetzagentur. Die zugrunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien für die Prognose nach Satz 1 sind der im jeweiligen Jahr erstellten Systemanalyse und den in dem jeweiligen Jahr oder einem Vorjahr erstellten ergänzenden Analysen nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Die Prognose nach Satz 1 enthält eine Schätzung der Kosten. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht die Prognose nach Satz 1.

(1) Betreiber von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 100 Kilowatt sowie von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie, die durch einen Netzbetreiber jederzeit fernsteuerbar sind, sind verpflichtet, auf Aufforderung durch Betreiber von Übertragungsnetzen die Wirkleistungs- oder Blindleistungserzeugung oder den Wirkleistungsbezug anzupassen oder die Anpassung zu dulden; der Netzbetreiber hat dabei Artikel 13 Absatz 6 Buchstabe c der Verordnung (EU) 2019/943 in der Fassung vom 13. Juni 2024 zu beachten. Eine Anpassung umfasst auch die Aufforderung einer Einspeisung oder eines Bezugs aus Anlagen, die

• 1. derzeit keine elektrische Energie erzeugen oder beziehen und erforderlichenfalls erst betriebsbereit gemacht werden müssen oder
• 2. zur Erfüllung der Anforderungen einer Erzeugung oder eines Bezugs eine geplante Revision verschieben müssen.

(1a) Der Bilanzkreisverantwortliche der betroffenen Einspeise- oder Entnahmestelle hat einen Anspruch auf einen bilanziellen Ausgleich der Maßnahme gegen den Übertragungsnetzbetreiber, der den Betreiber der Anlage nach Absatz 1 zur Anpassung aufgefordert oder die Anpassung durchgeführt hat. Der Übertragungsnetzbetreiber hat einen Anspruch gegen den Bilanzkreisverantwortlichen auf Abnahme des bilanziellen Ausgleichs. Ist der Strom nach § 57 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu vermarkten, erfolgt der bilanzielle Ausgleich abweichend von Satz 1 mit dem Bilanzkreis, über den der Übertragungsnetzbetreiber die Vermarktung durchführt. Der Übertragungsnetzbetreiber muss den Bilanzkreisverantwortlichen unverzüglich über den geplanten Zeitpunkt, den Umfang und die Dauer der Anpassung unterrichten. Der Übertragungsnetzbetreiber muss den Bilanzkreisverantwortlichen und den Betreiber der Anlage nach Absatz 1 unverzüglich über die tatsächlichen Zeitpunkte, den jeweiligen Umfang, die Dauer und die Gründe der Anpassung unterrichten.

(2) Eine nach Absatz 1 Satz 1 vorgenommene Anpassung ist zwischen dem Betreiber des Übertragungsnetzes und dem Betreiber der Anlage zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie angemessen finanziell auszugleichen. Der finanzielle Ausgleich ist angemessen, wenn er den Betreiber der Anlage unter Anrechnung des bilanziellen Ausgleichs nach Absatz 1a wirtschaftlich weder besser noch schlechter stellt, als er ohne die Maßnahme stünde. Ein angemessener finanzieller Ausgleich nach Satz 1 umfasst folgende Bestandteile, wenn und soweit diese durch die jeweilige Anpassung der Wirkleistungs- oder Blindleistungserzeugung oder des Wirkleistungsbezugs auf Anforderung des Betreibers eines Übertragungsnetzes verursacht worden sind:

• 1. die notwendigen Auslagen für die tatsächlichen Anpassungen der Erzeugung (Erzeugungsauslagen) oder des Bezugs,
• 2. den Werteverbrauch der Anlage für die tatsächlichen Anpassungen der Erzeugung oder des Bezugs (anteiligen Werteverbrauch),
• 3. die nachgewiesenen entgangenen Erlösmöglichkeiten, wenn und soweit diese die Summe der nach den Nummern 1 und 2 zu erstattenden Kosten übersteigen,
• 4. die notwendigen Auslagen für die Herstellung der Betriebsbereitschaft nach Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 oder die Verschiebung einer geplanten Revision nach Absatz 1 Satz 2 Nummer 2 und
• 5. im Fall der Reduzierung der Wirkleistungserzeugung aus Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes oder von KWK-Strom im Sinne des § 3 Absatz 2 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes die entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen.

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

(3) Grundlage für die Bestimmung des anteiligen Werteverbrauchs nach Absatz 2 Satz 2 Nummer 2 sind die handelsrechtlichen Restwerte und handelsrechtlichen Restnutzungsdauern in Jahren; für die Bestimmung des anteiligen Werteverbrauchs für die Anlage oder Anlagenteile ist als Schlüssel das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach Absatz 1 Satz 1 und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen.

(4) Weitergehende Kosten, die dem Anlagenbetreiber auch ohne die Anforderung nach Absatz 1 Satz 1 entstehen, insbesondere Betriebsbereitschaftsauslagen und eine Verzinsung des gebundenen Kapitals, werden nicht erstattet.

(5) Maßnahmen nach Absatz 1 erfolgen in Abstimmung mit dem Betreiber desjenigen Netzes, in das die Anlage eingebunden ist, und allen zwischengelagerten Netzbetreibern, durch die das Anschlussnetz mit dem Netz des anfordernden Netzbetreibers verbunden ist, sowie allen vorgelagerten Netzbetreibern, die durch die Maßnahme betroffen sind. Trifft ein nachgelagerter Netzbetreiber in seinem Netz Maßnahmen nach Absatz 1 und konkurrieren diese Maßnahmen mit Maßnahmen des vorgelagerten Netzbetreibers nach Absatz 1, so sollen insoweit die Maßnahmen des nachgelagerten Netzbetreibers in der Regel Vorrang haben. Der Betreiber eines Übertragungsnetzes, in dessen Netz die Ursache für eine Maßnahme nach Absatz 1 liegt, muss dem Netzbetreiber, der die Maßnahme ausführt oder nach § 14 Absatz 1c Satz 1 zu ihr auffordert, die Kosten für den bilanziellen und finanziellen Ausgleich nach Abzug entstandener Erlöse ersetzen, soweit kein Anspruch nach § 14 Absatz 1c Satz 2 besteht.

(1) Betreiber von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 10 Megawatt sind verpflichtet, vorläufige oder endgültige Stilllegungen ihrer Anlage oder von Teilkapazitäten ihrer Anlage dem systemverantwortlichen Betreiber des Übertragungsnetzes und der Bundesnetzagentur möglichst frühzeitig, mindestens aber zwölf Monate vorher anzuzeigen; dabei ist anzugeben, ob und inwieweit die Stilllegung aus rechtlichen, technischen oder betriebswirtschaftlichen Gründen erfolgen soll. Vorläufige und endgültige Stilllegungen ohne vorherige Anzeige und vor Ablauf der Frist nach Satz 1 sind verboten, wenn ein Weiterbetrieb technisch und rechtlich möglich ist. Eine Stilllegung von Anlagen vor Ablauf der Frist nach den Sätzen 1 und 2 ist zulässig, wenn der Betreiber eines Übertragungsnetzes hierdurch keine Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems erwartet und er dem Anlagenbetreiber dies nach Absatz 2 Satz 1 mitgeteilt hat.

(2) Der systemverantwortliche Betreiber des Übertragungsnetzes prüft nach Eingang der Anzeige einer Stilllegung nach Absatz 1 Satz 1 unverzüglich, ob die Anlage systemrelevant ist, und teilt dem Betreiber der Anlage und der Bundesnetzagentur das Ergebnis seiner Prüfung unverzüglich schriftlich oder elektronisch mit. Eine Anlage ist systemrelevant, wenn ihre Stilllegung mit hinreichender Wahrscheinlichkeit zu einer nicht unerheblichen Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems führen würde und diese Gefährdung oder Störung nicht durch andere angemessene Maßnahmen beseitigt werden kann. Die Begründung der Notwendigkeit der Ausweisung einer systemrelevanten Anlage im Fall einer geplanten vorläufigen oder endgültigen Stilllegung soll sich aus der Systemanalyse oder der Langfristanalyse der Betreiber von Übertragungsnetzen oder dem Bericht der Bundesnetzagentur nach § 3 der Netzreserveverordnung ergeben. Die Begründung kann sich auf die Liste systemrelevanter Gaskraftwerke nach § 13f Absatz 1 stützen.

(3) Mit Ausnahme von Revisionen und technisch bedingten Störungen sind vorläufige Stilllegungen Maßnahmen, die bewirken, dass die Anlage nicht mehr anfahrbereit gehalten wird, aber innerhalb eines Jahres nach Anforderung durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes nach Absatz 4 Satz 3 wieder betriebsbereit gemacht werden kann, um eine geforderte Anpassung ihrer Einspeisung nach § 13a Absatz 1 umzusetzen. Endgültige Stilllegungen sind Maßnahmen, die den Betrieb der Anlage endgültig ausschließen oder bewirken, dass eine Anpassung der Einspeisung nicht mehr innerhalb eines Jahres nach einer Anforderung nach Absatz 4 erfolgen kann, da die Anlage nicht mehr innerhalb dieses Zeitraums betriebsbereit gemacht werden kann.

(4) Vorläufige Stilllegungen von Anlagen, die nach Absatz 1 Satz 1 zur vorläufigen Stilllegung angezeigt wurden, sind auch nach Ablauf der in der Anzeige genannten Frist nach Absatz 1 Satz 1 verboten, solange und soweit der systemverantwortliche Betreiber des Übertragungsnetzes die Anlage nach Absatz 2 Satz 2 als systemrelevant ausweist. Die Ausweisung erfolgt für eine Dauer von 24 Monaten; zeigt der Betreiber einer Anlage für den Zeitraum nach Ablauf der 24 Monate die geplante vorläufige Stilllegung nach § 13b Absatz 1 Satz 1 erneut an und wird das Fortbestehen der Systemrelevanz der Anlage durch eine Prüfung des regelzonenverantwortlichen Betreibers eines Übertragungsnetzes festgestellt, erfolgt jede erneute Ausweisung der Anlage als systemrelevant jeweils für einen Zeitraum von bis zu 24 Monaten. Der Betreiber einer Anlage, deren vorläufige Stilllegung nach Satz 1 verboten ist, muss die Betriebsbereitschaft der Anlage für Anpassungen der Einspeisung nach § 13a Absatz 1 weiter vorhalten oder wiederherstellen. Der Betreiber einer vorläufig stillgelegten Anlage, die nach Absatz 2 Satz 2 systemrelevant ist, muss für die Durchführung von Maßnahmen nach § 13 Absatz 1 Nummer 2 und 3 und § 13a Absatz 1 auf Anforderung durch den Betreiber des Übertragungsnetzes und erforderlichenfalls in Abstimmung mit dem Betreiber desjenigen Netzes, in das die Anlage eingebunden ist, die Anlage betriebsbereit machen.

(5) Endgültige Stilllegungen von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 50 Megawatt sind auch nach Ablauf der in der Anzeige genannten Frist nach Absatz 1 Satz 1 verboten, solange und soweit

• 1. der systemverantwortliche Betreiber des Übertragungsnetzes die Anlage als systemrelevant ausweist,
• 2. die Ausweisung durch die Bundesnetzagentur genehmigt worden ist und
• 3. ein Weiterbetrieb technisch und rechtlich möglich ist.

Der Betreiber des Übertragungsnetzes hat den Antrag auf Genehmigung der Ausweisung nach Prüfung der Anzeige einer Stilllegung unverzüglich bei der Bundesnetzagentur zu stellen und zu begründen. Er hat dem Anlagenbetreiber unverzüglich eine Kopie von Antrag und Begründung zu übermitteln. Die Bundesnetzagentur hat den Antrag zu genehmigen, wenn die Anlage systemrelevant nach Absatz 2 Satz 2 ist. Die Genehmigung kann unter Bedingungen erteilt und mit Auflagen verbunden werden. Hat die Bundesnetzagentur über den Antrag nicht innerhalb einer Frist von drei Monaten nach Vorliegen der vollständigen Unterlagen entschieden, gilt die Genehmigung als erteilt, es sei denn,
- 1. der Antragsteller hat einer Verlängerung der Frist zugestimmt oder
- 2. die Bundesnetzagentur kann wegen unrichtiger Angaben oder wegen einer nicht rechtzeitig erteilten Auskunft keine Entscheidung treffen und sie hat dies den Betroffenen vor Ablauf der Frist unter Angabe der Gründe mitgeteilt.

Die Vorschriften des Verwaltungsverfahrensgesetzes über die Genehmigungsfiktion sind entsprechend anzuwenden. Die Ausweisung erfolgt in dem Umfang und für den Zeitraum, der erforderlich ist, um die Gefährdung oder Störung abzuwenden. Sie soll eine Dauer von 24 Monaten nicht überschreiten, es sei denn, die Systemrelevanz der Anlage wird durch eine Systemanalyse oder eine Langfristanalyse des regelzonenverantwortlichen Betreibers eines Übertragungsnetzes für einen längeren Zeitraum oder für einen Zeitpunkt, der nach dem Zeitraum von 24 Monaten liegt, nachgewiesen und von der Bundesnetzagentur bestätigt. Der Betreiber des Übertragungsnetzes hat dem Betreiber der Anlage die Ausweisung mit der Begründung unverzüglich nach Genehmigung durch die Bundesnetzagentur mitzuteilen. Der Betreiber einer Anlage, deren endgültige Stilllegung nach Satz 1 verboten ist, muss die Anlage zumindest in einem Zustand erhalten, der eine Anforderung zur weiteren Vorhaltung oder Wiederherstellung der Betriebsbereitschaft nach Absatz 4 ermöglicht, sowie auf Anforderung des Betreibers eines Übertragungsnetzes die Betriebsbereitschaft der Anlage für Anpassungen der Einspeisung weiter vorhalten oder wiederherstellen, soweit dies nicht technisch oder rechtlich ausgeschlossen ist.

(6) Die Absätze 1 bis 5 gelten nicht für die stillzulegenden Anlagen nach § 13g. § 42 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes bleibt unberührt.

(1) Fordert der Betreiber eines Übertragungsnetzes den Betreiber einer Anlage, die andernfalls auf Grund einer vorläufigen Stilllegung im erforderlichen Zeitraum nicht anfahrbereit wäre, nach § 13b Absatz 4 dazu auf, die Betriebsbereitschaft der Anlage für Anpassungen der Einspeisung weiter vorzuhalten oder wiederherzustellen, kann der Betreiber als angemessene Vergütung geltend machen:

• 1. die für die Vorhaltung und die Herstellung der Betriebsbereitschaft notwendigen Auslagen (Betriebsbereitschaftsauslagen); im Rahmen der Betriebsbereitschaftsauslagen
  • a) werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt; Kosten in diesem Sinn sind auch die Kosten erforderlicher immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden, und
  • b) wird ein Leistungspreis für die Bereithaltung der betreffenden Anlage gewährt; hierbei werden die Kosten berücksichtigt, die dem Betreiber zusätzlich und fortlaufend auf Grund der Vorhaltung der Anlage für die Netzreserve nach § 13d entstehen; der Leistungspreis kann als pauschalierter Betrag (Euro je Megawatt) zu Vertragsbeginn auf Grundlage von jeweils ermittelten Erfahrungswerten der Anlage festgelegt werden; die Bundesnetzagentur kann die der Anlage zurechenbaren Gemeinkosten eines Betreibers bis zu einer Höhe von 5 Prozent der übrigen Kosten dieser Nummer pauschal anerkennen; der Nachweis höherer Gemeinkosten durch den Betreiber ist möglich;
• 1. die Erzeugungsauslagen und
• 1. den anteiligen Werteverbrauch.

Betriebsbereitschaftsauslagen nach Satz 1 Nummer 1 sind zu erstatten, wenn und soweit diese ab dem Zeitpunkt der Ausweisung der Systemrelevanz der Anlage durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes anfallen und der Vorhaltung und dem Einsatz als Netzreserve im Sinne von § 13d Absatz 1 Satz 1 zu dienen bestimmt sind. Grundlage für die Bestimmung des anteiligen Werteverbrauchs nach Satz 1 Nummer 3 sind die handelsrechtlichen Restwerte und handelsrechtlichen Restnutzungsdauern in Jahren; für die Bestimmung des anteiligen Werteverbrauchs für die Anlage oder Anlagenteile ist als Schlüssel das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach § 13a Absatz 1 Satz 2 und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen. Im Rahmen der Erzeugungsauslagen wird ein Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine Einspeisung der Anlage gewährt.

(2) Nimmt der Betreiber der Anlage im Sinn von § 13b Absatz 4 Satz 1 den Betreiber des Übertragungsnetzes auf Zahlung der Betriebsbereitschaftsauslagen nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 in Anspruch, darf ab diesem Zeitpunkt die Anlage für die Dauer der Ausweisung der Anlage als systemrelevant durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes ausschließlich nach Maßgabe der von den Betreibern von Übertragungsnetzen angeforderten Systemsicherheitsmaßnahmen betrieben werden. Wird die Anlage nach Ablauf der Dauer der Ausweisung als systemrelevant wieder eigenständig an den Strommärkten eingesetzt, ist der Restwert der investiven Vorteile, die der Betreiber der Anlage erhalten hat, zu erstatten. Maßgeblich ist der Restwert zu dem Zeitpunkt, ab dem die Anlage wieder eigenständig an den Strommärkten eingesetzt wird.

(3) Der Betreiber einer Anlage, deren endgültige Stilllegung nach § 13b Absatz 5 Satz 1 verboten ist, kann als angemessene Vergütung für die Verpflichtung nach § 13b Absatz 5 Satz 11 von dem jeweiligen Betreiber eines Übertragungsnetzes geltend machen:

• 1. die Kosten für erforderliche Erhaltungsmaßnahmen nach § 13b Absatz 5 Satz 11 (Erhaltungsauslagen),
• 2. die Betriebsbereitschaftsauslagen im Sinn von Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 und Satz 2,
• 3. Erzeugungsauslagen im Sinne von Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Satz 4 und
• 4. Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht.

Erhaltungs- und Betriebsbereitschaftsauslagen nach Satz 1 Nummer 1 und 2 sind zu erstatten, wenn und soweit diese ab dem Zeitpunkt der Ausweisung der Systemrelevanz durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes nach § 13b Absatz 5 anfallen und der Vorhaltung und dem Einsatz als Netzreserve zu dienen bestimmt sind. Der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile ist nur erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden; für die Bestimmung des anteiligen Werteverbrauchs ist Absatz 1 Satz 3 anzuwenden. Weitergehende Kosten, insbesondere Kosten, die auch im Fall einer endgültigen Stilllegung angefallen wären, sind nicht erstattungsfähig.

(4) Nimmt der Betreiber der Anlage, deren endgültige Stilllegung nach § 13b Absatz 5 Satz 1 verboten ist, den Betreiber des Übertragungsnetzes auf Zahlung der Erhaltungsauslagen oder der Betriebsbereitschaftsauslagen nach Absatz 3 Satz 1 Nummer 1 und 2 sowie Satz 2 in Anspruch, darf die Anlage bis zu ihrer endgültigen Stilllegung ausschließlich nach Maßgabe der von den Betreibern von Übertragungsnetzen angeforderten Systemsicherheitsmaßnahmen betrieben werden. Wird die Anlage endgültig stillgelegt, so ist der Restwert der investiven Vorteile bei wiederverwertbaren Anlagenteilen, die der Betreiber der Anlage im Rahmen der Erhaltungsauslagen nach Absatz 3 Satz 1 Nummer 1 und der Betriebsbereitschaftsauslagen im Sinne von Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 erhalten hat, zu erstatten. Maßgeblich ist der Restwert zu dem Zeitpunkt, ab dem die Anlage nicht mehr als Netzreserve vorgehalten wird. Der Umfang der Vergütung nach Absatz 3 wird in den jeweiligen Verträgen zwischen den Betreibern der Anlagen und den Betreibern der Übertragungsnetze auf Grundlage der Kostenstruktur der jeweiligen Anlage nach Abstimmung mit der Bundesnetzagentur festgelegt.

(5) Die durch die Absätze 1 bis 4 entstehenden Kosten der Betreiber von Übertragungsnetzen werden durch Festlegung der Bundesnetzagentur zu einer freiwilligen Selbstverpflichtung der Betreiber von Übertragungsnetzen nach § 11 Absatz 2 Satz 4 und § 32 Absatz 1 Nummer 4 der Anreizregulierungsverordnung in der jeweils geltenden Fassung als verfahrensregulierte Kosten nach Maßgabe der hierfür geltenden Vorgaben anerkannt. Die Bundesnetzagentur kann zur geeigneten und angemessenen Berücksichtigung der bei den Betreibern von Übertragungsnetzen anfallenden Kosten in den Netzentgelten Festlegungen nach § 21a treffen. Dabei kann sie auch von Regelungen in Rechtsverordnungen, die auf Grund des § 21a oder des § 24 dieses Gesetzes in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung erlassen wurden, abweichen oder ergänzende Regelungen treffen.

(6) Die Absätze 1 bis 5 gelten nicht für die stillzulegenden Anlagen nach § 13g.

(1) Die Betreiber von Übertragungsnetzen halten nach § 13b Absatz 4 und 5 sowie nach Maßgabe der Netzreserveverordnung Anlagen zum Zweck der Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems insbesondere für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus vor (Netzreserve). Die Netzreserve wird gebildet aus

• 1. Anlagen, die derzeit nicht betriebsbereit sind und auf Grund ihrer Systemrelevanz auf Anforderung der Betreiber von Übertragungsnetzen wieder betriebsbereit gemacht werden müssen,
• 2. systemrelevanten Anlagen, für die die Betreiber eine vorläufige oder endgültige Stilllegung nach § 13b Absatz 1 Satz 1 angezeigt haben, und
• 3. geeigneten Anlagen im europäischen Ausland.

(2) Betreiber von bestehenden Anlagen, die als Netzreserve zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems verpflichtet worden sind, können unter den Voraussetzungen des § 13e und den Regelungen der Rechtsverordnung nach § 13h auch an dem Verfahren der Beschaffung der Kapazitätsreserve teilnehmen. Sind bestehende Anlagen der Netzreserve im Rahmen des Beschaffungsverfahrens erfolgreich, erhalten sie ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve. Sie müssen weiterhin auf Anweisung der Betreiber von Übertragungsnetzen ihre Einspeisung nach § 13a Absatz 1 sowie § 7 der Netzreserveverordnung anpassen.

(3) Unbeschadet der gesetzlichen Verpflichtungen erfolgen die Bildung der Netzreserve und der Einsatz der Anlagen der Netzreserve auf Grundlage des Abschlusses von Verträgen zwischen Betreibern von Übertragungsnetzen und Anlagenbetreibern in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur nach Maßgabe der Bestimmungen der Netzreserveverordnung. Erzeugungsanlagen im Ausland können nach den Vorgaben der Rechtsverordnung nach § 13i Absatz 3 vertraglich gebunden werden.

(1) Die Betreiber von Übertragungsnetzen halten Reserveleistung vor, um im Fall einer Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems Leistungsbilanzdefizite infolge des nicht vollständigen Ausgleichs von Angebot und Nachfrage an den Strommärkten im deutschen Netzregelverbund auszugleichen (Kapazitätsreserve). Die Kapazitätsreserve wird ab dem Winterhalbjahr 2020/2021 außerhalb der Strommärkte gebildet. Die Anlagen der Kapazitätsreserve speisen ausschließlich auf Anforderung der Betreiber von Übertragungsnetzen ein. Für die Kapazitätsreserve steht die Reduktion des Wirkleistungsbezugs der Einspeisung von Wirkleistung gleich.

(2) Die Bildung der Kapazitätsreserve erfolgt im Rahmen eines wettbewerblichen Ausschreibungsverfahrens oder eines diesem hinsichtlich Transparenz und Nichtdiskriminierung gleichwertigen wettbewerblichen Verfahrens (Beschaffungsverfahren). Die Betreiber der Übertragungsnetze führen das Beschaffungsverfahren ab dem Jahr 2019 in regelmäßigen Abständen durch. In der Kapazitätsreserve werden Anlagen mit folgender Reserveleistung gebunden:

• 1. für die Leistungserbringung ab dem Winterhalbjahr 2020/2021 eine Reserveleistung von 2 Gigawatt,
• 2. für die Leistungserbringung ab dem Winterhalbjahr 2022/2023 eine Reserveleistung in Höhe von 2 Gigawatt vorbehaltlich einer Anpassung nach Absatz 5.

Anlagen können wiederholt an dem Beschaffungsverfahren teilnehmen und in der Kapazitätsreserve gebunden werden.

(3) Die Betreiber der Anlagen der Kapazitätsreserve erhalten eine jährliche Vergütung, deren Höhe im Rahmen des Beschaffungsverfahrens nach Absatz 2 ermittelt wird. Die Vergütung umfasst alle Kosten, soweit sie nicht aufgrund einer Verordnung nach § 13h gesondert erstattet werden, einschließlich der Kosten für

• 1. die Vorhaltung der Anlage, die auch die Kosten für den Stromverbrauch der Anlage selbst, für auf Grund anderer gesetzlicher Vorschriften notwendige Anfahrvorgänge sowie für die Instandhaltung der Anlage und Nachbesserungen umfassen, sowie
• 2. den Werteverbrauch durch den Einsatz der Anlage.

Die Betreiber von Übertragungsnetzen dürfen die ihnen auf Grund der Durchführung der Rechtsverordnung nach § 13h entstehenden Kosten nach Abzug der entstehenden Erlöse über die Netzentgelte geltend machen. Die Kosten nach Satz 3 gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile nach § 11 Absatz 2 Satz 1 der Anreizregulierungsverordnung, sofern die Bundesnetzagentur im Wege einer Festlegung nach § 21a keine anderen Regelungen getroffen hat.

(4) Die Betreiber von Anlagen, die in der Kapazitätsreserve gebunden sind,

• 1. dürfen die Leistung oder Arbeit dieser Anlagen weder ganz noch teilweise auf den Strommärkten veräußern (Vermarktungsverbot) und
• 2. müssen diese Anlagen endgültig stilllegen, sobald die Anlagen nicht mehr in der Kapazitätsreserve gebunden sind (Rückkehrverbot), wobei Absatz 2 Satz 4 sowie die Regelungen zur Stilllegung von Erzeugungsanlagen nach den §§ 13b und 13c sowie zur Netzreserve nach § 13d unberührt bleiben.

Das Vermarktungsverbot und das Rückkehrverbot gelten auch für Rechtsnachfolger des Betreibers sowie im Fall einer Veräußerung der Anlage für deren Erwerber sowie für die Betreiber von Übertragungsnetzen.

(5) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie überprüft den Umfang der Kapazitätsreserve bis zum 31. Oktober 2018 und dann mindestens alle zwei Jahre auf Basis des Berichts zum Monitoring der Versorgungssicherheit nach § 63 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 und entscheidet, ob eine Anpassung des Umfangs erforderlich ist. Die Entscheidung ist zu begründen und zu veröffentlichen. Eine eventuell erforderliche Anpassung des Umfangs der Kapazitätsreserve erfolgt durch oder auf Grund der Rechtsverordnung nach § 13h oder durch Festlegung der Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 4. Eine Entscheidung, durch die die gebundene Reserveleistung 5 Prozent der durchschnittlichen Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland übersteigen würde, darf nur durch Rechtsverordnung nach § 13h ergehen; diese Rechtsverordnung bedarf der Zustimmung des Bundestages. Der zugrunde zu legende Wert der durchschnittlichen Jahreshöchstlast errechnet sich als Durchschnittswert aus der für das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland für das Jahr, in dem die Erhöhung erstmals stattfinden soll, sowie das Folgejahr prognostizierten Jahreshöchstlast. Die Prognosen sind aus dem jährlichen Bericht der Bundesnetzagentur nach § 3 Absatz 1 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Der Jahreshöchstlastwert umfasst auch Netzverluste.

(6) Schließen die Betreiber von Übertragungsnetzen innerhalb von drei aufeinanderfolgenden Jahren keine neuen wirksamen Verträge für den Einsatz von Anlagen in der Kapazitätsreserve, dürfen sie keine Beschaffungsverfahren nach Absatz 2 durchführen.

(1) Betreiber von Übertragungsnetzen können eine Anlage zur Erzeugung von elektrischer Energie aus Gas mit einer Nennleistung ab 50 Megawatt ganz oder teilweise als systemrelevantes Gaskraftwerk ausweisen, soweit eine Einschränkung der Gasversorgung dieser Anlage mit hinreichender Wahrscheinlichkeit zu einer nicht unerheblichen Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems führt. Die Ausweisung erfolgt in dem Umfang und für den Zeitraum, der erforderlich ist, um die Gefährdung oder Störung abzuwenden. Sie soll eine Dauer von 24 Monaten nicht überschreiten, es sei denn, die Systemrelevanz der Anlage wird durch eine Systemanalyse des regelzonenverantwortlichen Betreibers eines Übertragungsnetzes für einen längeren Zeitraum nachgewiesen und von der Bundesnetzagentur bestätigt. Die Ausweisung bedarf der Genehmigung der Bundesnetzagentur. Der Betreiber des Übertragungsnetzes hat den Antrag auf Genehmigung unverzüglich nach der Ausweisung bei der Bundesnetzagentur zu stellen und zu begründen. Er hat dem Anlagenbetreiber unverzüglich eine Kopie von Antrag und Begründung zu übermitteln. Die Bundesnetzagentur hat den Antrag zu genehmigen, wenn die Anlage systemrelevant im Sinne der Sätze 1 und 2 ist. § 13b Absatz 5 Satz 5 bis 7 ist entsprechend anzuwenden. Der Betreiber des Übertragungsnetzes hat die Ausweisung eines systemrelevanten Gaskraftwerks nach Genehmigung durch die Bundesnetzagentur unverzüglich dem Betreiber der Anlage, den betroffenen Betreibern von Gasversorgungsnetzen sowie dem Betreiber des Elektrizitätsversorgungsnetzes, an das die Anlage angeschlossen ist, mitzuteilen und zu begründen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen haben eine Liste mit den systemrelevanten Kraftwerken aufzustellen, diese Liste, falls erforderlich, zu aktualisieren und der Bundesnetzagentur unverzüglich vorzulegen.

(2) Soweit die Ausweisung einer Anlage genehmigt worden ist, sind Betreiber der Erzeugungsanlagen verpflichtet, soweit technisch und rechtlich möglich sowie wirtschaftlich zumutbar, eine Absicherung der Leistung im erforderlichen Umfang durch Inanspruchnahme der vorhandenen Möglichkeiten für einen Brennstoffwechsel vorzunehmen. Fallen bei dem Betreiber der Erzeugungsanlage in diesem Zusammenhang Mehrkosten für einen Brennstoffwechsel an, sind diese durch den jeweiligen Betreiber eines Übertragungsnetzes zu erstatten. Soweit ein Brennstoffwechsel nicht möglich ist, ist dies gegenüber der Bundesnetzagentur zu begründen und kurzfristig dazulegen, mit welchen anderen Optimierungs- oder Ausbaumaßnahmen der Kapazitätsbedarf befriedigt werden kann. Die durch den Brennstoffwechsel oder andere Optimierungs- oder Ausbaumaßnahmen entstehenden Kosten des Betreibers von Übertragungsnetzen werden durch Festlegung der Bundesnetzagentur zu einer freiwilligen Selbstverpflichtung der Betreiber von Übertragungsnetzen nach § 11 Absatz 2 Satz 4 und § 32 Absatz 1 Nummer 4 der Anreizregulierungsverordnung in ihrer jeweils geltenden Fassung als verfahrensregulierte Kosten nach Maßgabe der hierfür geltenden Vorgaben anerkannt, sofern die Bundesnetzagentur im Wege einer Festlegung nach § 21a keine anderen Regelungen getroffen hat. Die Bundesnetzagentur kann zur geeigneten und angemessenen Berücksichtigung der bei den Betreibern von Übertragungsnetzen anfallenden Kosten in den Netzentgelten Festlegungen nach § 21a treffen. Dabei kann sie auch von Regelungen in Rechtsverordnungen, die auf Grund des § 21a oder des § 24 dieses Gesetzes in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung erlassen wurden, abweichen oder ergänzende Regelungen treffen.

(1) Als Beitrag zur Erreichung der nationalen und europäischen Klimaschutzziele müssen die folgenden Erzeugungsanlagen bis zu dem genannten Kalendertag vorläufig stillgelegt werden (stillzulegende Anlagen), um die Kohlendioxidemissionen im Bereich der Elektrizitätsversorgung zu verringern:

• 1. bis zum 1. Oktober 2016: Kraftwerk Buschhaus,
• 1. bis zum 1. Oktober 2017:
  • a) Block P des Kraftwerks Frimmersdorf und
  • b) Block Q des Kraftwerks Frimmersdorf,
• 1. bis zum 1. Oktober 2018:
  • a) Block E des Kraftwerks Niederaußem,
  • b) Block F des Kraftwerks Niederaußem und
  • c) Block F des Kraftwerks Jänschwalde,
• 1. bis zum 1. Oktober 2019:
  • a) Block C des Kraftwerks Neurath und
  • b) Block E des Kraftwerks Jänschwalde.

Die stillzulegenden Anlagen dürfen jeweils ab dem in Satz 1 genannten Kalendertag für vier Jahre nicht endgültig stillgelegt werden. Nach Ablauf der vier Jahre müssen sie endgültig stillgelegt werden.

(2) Die stillzulegenden Anlagen stehen jeweils ab dem in Absatz 1 Satz 1 genannten Kalendertag bis zu ihrer endgültigen Stilllegung ausschließlich für Anforderungen der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe des § 1 Absatz 6 der Elektrizitätssicherungsverordnung zur Verfügung (Sicherheitsbereitschaft). Dabei dürfen die Betreiber von Übertragungsnetzen die stillzulegenden Anlagen nur entsprechend den zeitlichen Vorgaben nach Absatz 3 Satz 1 anfordern.

(3) Während der Sicherheitsbereitschaft müssen die Betreiber der stillzulegenden Anlagen jederzeit sicherstellen, dass die stillzulegenden Anlagen die folgenden Voraussetzungen erfüllen:

• 1. die stillzulegenden Anlagen müssen bei einer Vorwarnung durch den zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes innerhalb von 240 Stunden betriebsbereit sein und
• 2. die stillzulegenden Anlagen müssen nach Herstellung ihrer Betriebsbereitschaft ab Anforderung durch den zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes innerhalb von 11 Stunden auf Mindestteilleistung und innerhalb von weiteren 13 Stunden auf Nettonennleistung angefahren werden können.

Die Betreiber der stillzulegenden Anlagen müssen dem zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes vor Beginn der Sicherheitsbereitschaft nachweisen, dass ihre stillzulegenden Anlagen die Voraussetzungen nach Satz 1 Nummer 2 erfüllen.

(4) Während der Sicherheitsbereitschaft darf in den stillzulegenden Anlagen Strom nur im Fall eines Einsatzes nach Absatz 2 Satz 1 oder im Fall eines mit dem zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes abgestimmten Probestarts erzeugt werden. Die Betreiber von Übertragungsnetzen müssen die aus den stillzulegenden Anlagen eingespeisten Strommengen in ihren Bilanzkreisen führen, dürfen die Strommengen aber nicht auf den Strommärkten veräußern. Die Betreiber von Übertragungsnetzen informieren die Marktteilnehmer unverzüglich und auf geeignete Art und Weise über die Vorwarnung und die Anforderung zur Einspeisung einer stillzulegenden Anlage.

(5) Die Betreiber der stillzulegenden Anlagen erhalten für die Sicherheitsbereitschaft und die Stilllegung einer Anlage eine Vergütung nach Maßgabe des Absatzes 7 Satz 1 bis 4 in Höhe der Erlöse, die sie mit der stillzulegenden Anlage in den Strommärkten während der Sicherheitsbereitschaft erzielt hätten, abzüglich der kurzfristig variablen Erzeugungskosten. Die Höhe der Vergütung für jede stillzulegende Anlage ergibt sich aus der Formel in der Anlage zu diesem Gesetz. Wenn eine stillzulegende Anlage bei einer Vorwarnung durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes nicht innerhalb von 288 Stunden ab der Vorwarnung nach Absatz 3 Satz 1 Nummer 1 betriebsbereit ist oder nicht innerhalb der Anfahrzeiten nach Absatz 3 Satz 1 Nummer 2 die angeforderte Leistung im Bereich der üblichen Schwankungen einspeist, verringert sich die Vergütung für die stillzulegende Anlage

• 1. auf null ab dem 13. Tag, wenn und solange die Voraussetzungen aus arbeitsschutz- oder immissionsschutzrechtlichen Gründen nicht erfüllt werden, oder
• 2. um jeweils 10 Prozent in einem Jahr der Sicherheitsbereitschaft, wenn die Voraussetzungen aus anderen Gründen nicht erfüllt werden.

Wenn eine stillzulegende Anlage die Voraussetzungen der Sicherheitsbereitschaft vorübergehend nicht erfüllen kann, verringert sich die Vergütung ebenfalls ab dem 13. Tag solange auf null, bis die Voraussetzungen wieder erfüllt werden können. Dies gilt nicht für mit dem Betreiber eines Übertragungsnetzes abgestimmte Wartungs- und Instandsetzungsarbeiten. Unbeschadet der Sätze 1 bis 5 werden den Betreibern der stillzulegenden Anlagen nach Maßgabe des Absatzes 7 Satz 5 die im Fall einer Vorwarnung oder der Anforderung zur Einspeisung durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes oder im Fall eines Probestarts entstehenden Erzeugungsauslagen erstattet.

(6) Eine stillzulegende Anlage kann abweichend von Absatz 1 Satz 2 mit Ablauf des ersten Jahres der Sicherheitsbereitschaft endgültig stillgelegt werden, wenn der Betreiber das dem zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes spätestens ein halbes Jahr vorher anzeigt. Der Betreiber der vorzeitig endgültig stillgelegten Anlage erhält nach der vorzeitigen endgültigen Stilllegung nur noch eine einmalige Abschlussvergütung nach Maßgabe des Absatzes 7 Satz 1, 2 und 6. Diese Abschlussvergütung wird pauschal festgesetzt und entspricht der Vergütung, die dem Betreiber für die stillzulegende Anlage im ersten Jahr der Sicherheitsbereitschaft erstattet wurde. Unbeschadet des Satzes 1 kann eine stillzulegende Anlage auf Antrag des Betreibers und nach Genehmigung durch die Bundesnetzagentur jederzeit endgültig stillgelegt werden, wenn sie die Voraussetzungen der Sicherheitsbereitschaft dauerhaft nicht oder nur unter unverhältnismäßigem Aufwand erfüllen kann; in diesem Fall entfällt mit Wirkung ab der endgültigen Stilllegung der Vergütungsanspruch nach Absatz 5 für diese stillzulegende Anlage; die Sätze 2 und 3 finden in diesem Fall keine Anwendung.

(7) Die Höhe der Vergütung nach Absatz 5 oder 6 wird durch die Bundesnetzagentur festgesetzt. Der Betreiber einer stillzulegenden Anlage hat gegen den zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes einen Vergütungsanspruch in der von der Bundesnetzagentur festgesetzten Höhe. Die Vergütung nach Absatz 5 Satz 1 und 2 wird jährlich im Voraus gezahlt, zahlbar monatlich in zwölf gleichen Abschlägen. Die endgültige Abrechnung eines Bereitschaftsjahres erfolgt – soweit erforderlich – spätestens zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres. Die Erzeugungsauslagen nach Absatz 5 Satz 6 werden von den Betreibern der Übertragungsnetze nach Ablauf eines Bereitschaftsjahres spätestens zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres gesondert erstattet. Die Vergütung nach Absatz 6 wird nach Ablauf des ersten Bereitschaftsjahres spätestens zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres abgerechnet. Die Betreiber von Übertragungsnetzen rechnen Bilanzkreisunterspeisungen und Bilanzkreisüberspeisungen für die Fahrplanviertelstunden, in denen eine Anforderung zur Einspeisung erfolgt ist, im Rahmen der Ausgleichsenergieabrechnung nach § 8 Absatz 2 der Stromnetzzugangsverordnung in der bis zum 29. Dezember 2023 geltenden Fassung oder nach den Vorgaben einer Festlegung nach § 20 Absatz 3 ab. Die Betreiber von Übertragungsnetzen dürfen die ihnen nach den Absätzen 5 und 6 entstehenden Kosten nach Abzug der entstehenden Erlöse über die Netzentgelte geltend machen. Die Kosten mit Ausnahme der Erzeugungsauslagen nach Absatz 5 Satz 6 gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile nach § 11 Absatz 2 Satz 1 der Anreizregulierungsverordnung, sofern die Bundesnetzagentur im Wege einer Festlegung nach § 21a keine anderen Regelungen getroffen hat.

(8) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie überprüft im Einvernehmen mit dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und nukleare Sicherheit bis zum 30. Juni 2018, in welchem Umfang Kohlendioxidemissionen durch die Stilllegung der stillzulegenden Anlagen zusätzlich eingespart werden. Sofern bei der Überprüfung zum 30. Juni 2018 absehbar ist, dass durch die Stilllegung der stillzulegenden Anlagen nicht 12,5 Millionen Tonnen Kohlendioxidemissionen ab dem Jahr 2020 zusätzlich eingespart werden, legt jeder Betreiber von stillzulegenden Anlagen bis zum 31. Dezember 2018 in Abstimmung mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie einen Vorschlag vor, mit welchen geeigneten zusätzlichen Maßnahmen er beginnend ab dem Jahr 2019 jährlich zusätzliche Kohlendioxidemissionen einsparen wird. Die zusätzlichen Maßnahmen aller Betreiber von stillzulegenden Anlagen müssen insgesamt dazu führen, dass dadurch zusammen mit der Stilllegung der stillzulegenden Anlagen 12,5 Millionen Tonnen Kohlendioxid im Jahr 2020 zusätzlich eingespart werden, wobei die Betreiber gemeinsam zusätzlich zu den Einsparungen durch die Stilllegung der stillzulegenden Anlagen nicht mehr als insgesamt 1,5 Millionen Tonnen Kohlendioxid einsparen müssen. Sofern keine Einigung zu den zusätzlichen Maßnahmen erreicht wird, kann die Bundesregierung nach Anhörung der Betreiber durch Rechtsverordnung nach § 13i Absatz 5 weitere Maßnahmen zur Kohlendioxideinsparung in der Braunkohlewirtschaft erlassen.

(9) (weggefallen)

(1) Zur näheren Bestimmung der Kapazitätsreserve nach § 13e wird das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie ermächtigt, durch Rechtsverordnung, die nicht der Zustimmung des Bundesrates bedarf, insbesondere Regelungen vorzusehen

• 1. zur Konkretisierung der Anlagen, aus denen Reserveleistung für die Kapazitätsreserve gebunden werden kann,
• 2. zu der Menge an Reserveleistung, die in der Kapazitätsreserve gebunden wird, und zu den Zeitpunkten der Leistungserbringung, abweichend von § 13e Absatz 2 Satz 3 und bis zur Grenze nach § 13e Absatz 5 Satz 4,
• 3. zur Anpassung des Umfangs der Kapazitätsreserve in Ergänzung zu den Anforderungen in § 13e Absatz 5,
• 4. zum Verhältnis der Kapazitätsreserve zu netz- und marktbezogenen Maßnahmen nach § 13 sowie zu den Anlagen der Netzreserve im Sinne des § 13d Absatz 1,
• 5. zu der Aktivierung und dem Abruf (Einsatz) der Anlagen, insbesondere um zu gewährleisten, dass die Anlagen der Kapazitätsreserve elektrische Energie ausschließlich auf Anforderung der Betreiber von Übertragungsnetzen einspeisen und die Betreiber der Anlagen die Reserveleistung nicht an den Strommärkten veräußern,
• 1. zu Art, Zeitpunkt, Zeitraum sowie Häufigkeit, Form und Inhalt des Beschaffungsverfahrens, insbesondere
  • a) zu der jeweils zu beschaffenden Reserveleistung,
  • b) zur zeitlichen Staffelung der zu beschaffenden Reserveleistung in Teilmengen,
  • c) zu den Vorlaufzeiten und zu den Zeitpunkten der tatsächlichen Bereitstellung der Reserveleistung, die nach bestehenden oder neu zu errichtenden Kapazitätsreserveanlagen differenziert werden können,
  • d) zur Preisbildung für die Bereitstellung und die Verfügbarkeit der Reserveleistung, einschließlich der Festlegung von Mindest- und Höchstpreisen,
  • e) zum Ablauf des Beschaffungsverfahrens,
  • f) zur Nachbeschaffung von Reserveleistung, insbesondere wenn die insgesamt zu beschaffende Reserveleistung voraussichtlich nicht erreicht wird, ein Vertrag während der Verpflichtung zur Vorhaltung der Reserveleistung beendet wird oder die Funktionsprüfung trotz Nachbesserungsmöglichkeit nicht erfolgreich ist,
• 1. zu den Anforderungen für die Teilnahme an dem Beschaffungsverfahren und für die Anlagen, insbesondere
  • a) Mindestanforderungen an die Eignung der Teilnehmer,
  • b) Anforderungen an die Lage, Größe und die Eignung der Anlagen oder Teilkapazitäten der Anlage, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Fall von Leistungsbilanzdefiziten zu gewährleisten,
  • c) Anforderungen zur Netz- oder Systemintegration der Anlagen der Kapazitätsreserve,
  • d) Anforderungen an das Vorliegen von Genehmigungen bei Anlagen,
  • e) Anforderungen an die Anlagen zur Einhaltung des Rückkehrverbotes sowie zu Art, Form, Inhalt und Höhe von Sicherheiten, die von allen Teilnehmern des Beschaffungsverfahrens oder im Fall der Zuschlagserteilung zu leisten sind, um eine Inbetriebnahme sowie die Vorhaltung und den Einsatz der Anlage der Kapazitätsreserve sicherzustellen und zu gewährleisten, dass die Anlagen der Kapazitätsreserve bis zu ihrer endgültigen Stilllegung auch im Fall einer Veräußerung der Anlage nur außerhalb der Strommärkte eingesetzt werden, sowie Anforderungen an die entsprechenden Regelungen zur teilweisen oder vollständigen Rückgewährung dieser Sicherheiten,
  • f) festzulegen, wie Teilnehmer an dem Beschaffungsverfahren die Einhaltung der Anforderungen nach den Buchstaben a bis e nachweisen müssen,
• 1. zu Form, Inhalt und Zeitpunkt der Zuschlagserteilung bei einem Beschaffungsverfahren und zu den Kriterien für die Zuschlagserteilung,
• 1. zur Berücksichtigung der durch die Kapazitätsreserve entstehenden Kosten der Betreiber von Übertragungsnetzen und zu den Anforderungen an einen Kostenausgleichsmechanismus zwischen den Betreibern der Übertragungsnetze,
• 1. zu der durch einen Zuschlag vergebenen Vergütung einschließlich der Vergütungsbestandteile, insbesondere zu regeln, dass die Vergütung für die Vorhaltung der Reserveleistung als Leistungspreis in Euro pro Megawatt zu zahlen ist,
• 1. zu den Kosten, die den Betreibern von Anlagen der Kapazitätsreserve gesondert zu erstatten sind, zur Abgrenzung zwischen erstattungsfähigen Kostenpositionen, nicht erstattungsfähigen Kostenpositionen und Vergütungsbestandteilen sowie zur Abgeltung der Kosten durch einen pauschalen Vergütungssatz,
• 1. zum Verfahren der Abrechnung der Kosten für die Vorhaltung und den Einsatz der Anlagen der Kapazitätsreserve durch die Betreiber der Übertragungsnetze,
• 1. zum Verfahren der Anpassung bestehender Verträge bei der Erteilung eines Zuschlags für Anlagen, die nach § 13a Absatz 1, § 13b oder § 13d sowie der Netzreserveverordnung als Netzreserve verpflichtet und an das Netz angeschlossen sind,
• 1. zur Dauer der vertraglichen Verpflichtung bei bestehenden und neu zu errichtenden Anlagen der Kapazitätsreserve,
• 1. zu der Art, den Kriterien, den Bedingungen, dem Umfang und der Reihenfolge des Einsatzes der Anlagen der Kapazitätsreserve, einschließlich des Einsatzes geeigneter Anlagen der Kapazitätsreserve für die Netzreserve, durch die Betreiber der Übertragungsnetze,
• 1. zur Sicherstellung, dass die Anlagen der Kapazitätsreserve den Betreibern der Übertragungsnetze im Bedarfsfall für den Einsatz zur Verfügung stehen, sowie zur Vermeidung von Wettbewerbsverzerrungen auf den Strommärkten, einschließlich der Untersagung des Betriebs der Anlage,
• 1. zu den Anforderungen, die bei Anlagen der Kapazitätsreserve sicherstellen sollen, dass die Anlagen von den Betreibern der Übertragungsnetze im Bedarfsfall eingesetzt werden können, insbesondere für den Fall, dass eine Anlage nicht oder verspätet aktiviert worden ist oder nicht in einem ausreichenden Umfang einspeist, und zu den Anforderungen, die bei neu zu errichtenden Anlagen die Inbetriebnahme sicherstellen sollen, insbesondere für den Fall, dass eine Anlage nicht oder verspätet in Betrieb genommen worden ist,
  • a) zu einem Verfahren für Probeabrufe, für einen Funktionstest der Anlagen und für Nachbesserungen in angemessener Frist, um die Betriebsbereitschaft und rechtzeitige Aktivierbarkeit der Anlagen zu gewährleisten, insbesondere
  • aa) die Möglichkeit vorzusehen, einen Vertrag mit einem Betreiber einer Anlage bei Vorliegen wichtiger Gründe zu beenden,
  • bb) Regelungen zur nachträglichen Beschaffung von Anlagen der Kapazitätsreserve vorzusehen und
  • cc) eine Pflicht zu einer Geldzahlung oder zur Reduzierung der Vergütung vorzusehen und deren Höhe und die Voraussetzungen für die Zahlungspflicht zu regeln,
  • b) zum Vorgehen bei erfolglosen Probeabrufen, Funktionstests oder Einsätzen, insbesondere
  • aa) bei der unterlassenen oder verspäteten Aktivierung einer Anlage oder bei der unterlassenen Inbetriebnahme einer neu errichteten Anlage eine Pflicht zu einer Geldzahlung vorzusehen und deren Höhe und die Voraussetzungen für die Zahlungspflicht zu regeln,
  • bb) Kriterien für einen Ausschluss von Bietern bei künftigen Beschaffungen der Kapazitätsreserve zu regeln und
  • cc) die Möglichkeit vorzusehen, die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens zu zahlende Vergütung nach Ablauf einer angemessenen Frist nicht mehr zu zahlen oder zu verringern und danach die Reserveleistung erneut zu vergeben, oder die Dauer oder Höhe der Vergütung nach Ablauf einer angemessenen Frist zu verringern,
• 1. zu der Art, der Form und dem Inhalt der Veröffentlichungen der Bekanntmachung von Beschaffungsverfahren, der abgegebenen Gebote und den Ergebnissen der Beschaffungsverfahren,
• 1. zu den Informationen, die zur Durchführung der Nummern 1 bis 14 zu übermitteln sind, und zum Schutz der in diesem Zusammenhang übermittelten Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse,
• 1. zur Bestimmung, wie der nach § 13e Absatz 5 Satz 5 bis 7 zugrunde zu legende Wert der durchschnittlichen Jahreshöchstlast berechnet wird und worauf er sich bezieht,
• 1. welche Daten übermittelt werden müssen und wer als Verantwortlicher zur Übermittlung verpflichtet ist,
• 1. zur Gewährleistung von Datensicherheit und Datenschutz; dies umfasst insbesondere Regelungen zum Schutz personenbezogener Daten im Zusammenhang mit den nach Nummer 18 zu übermittelnden Daten einschließlich Aufklärungs-, Auskunfts- und Löschungspflichten,
• 1. zu Art und Form der Veröffentlichung und Zustellung von Entscheidungen der Bundesnetzagentur im Anwendungsbereich der Rechtsverordnung nach diesem Absatz, insbesondere eine öffentliche Bekanntmachung vorzusehen.

(2) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie wird ermächtigt, durch Rechtsverordnung, die nicht der Zustimmung des Bundesrates bedarf, die Bundesnetzagentur zu ermächtigen, im Anwendungsbereich der Kapazitätsreserve zur näheren Bestimmung der Regelungen nach Absatz 1 Nummer 1 bis 20 Festlegungen nach § 29 Absatz 1 zu treffen.

(1) (weggefallen)

(2) (weggefallen)

(3) Die Bundesregierung wird ermächtigt, durch Rechtsverordnungen, die nicht der Zustimmung des Bundesrates bedürfen,

• 1. Bestimmungen zu treffen
  • a) zur näheren Bestimmung des Adressatenkreises nach § 13a Absatz 1 und § 13b Absatz 4 und 5,
  • b) zur näheren Bestimmung der Kriterien einer systemrelevanten Anlage nach § 13b Absatz 2 Satz 2,
  • c) zu den Kriterien vorläufiger und endgültiger Stilllegungen und zu dem Umgang mit geplanten Stilllegungen von Erzeugungsanlagen nach den §§ 13b und 13c,
  • d) zu den Verpflichtungen der Betreiber von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie im Sinne von § 13a Absatz 1 und § 13b Absatz 4 und 5,
  • e) zu der Vergütung bei geplanten Stilllegungen von Anlagen, abweichend von § 13c, und den Kriterien einer angemessenen Vergütung bei geplanten Stilllegungen von Erzeugungsanlagen nach § 13c,
  • f) zum Einsatz von Anlagen in dem Vierjahreszeitraum nach § 13c Absatz 2 sowie
  • g) zur Berechnung des finanziellen Ausgleichs nach § 13a Absatz 2 Satz 3 Nummer 5,
• 1. Regelungen vorzusehen für ein transparentes Verfahren zur Bildung und zur Beschaffung einer Netzreserve aus Anlagen nach § 13d Absatz 1 zum Zwecke der Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems, zu den Kriterien einer angemessenen Vergütung, zu den Anforderungen an diese Anlagen sowie zu dem Einsatz der Anlagen in der Netzreserve; hierbei können für die Einbeziehung neu zu errichtender Anlagen auch regionale Kernanteile und Ausschreibungsverfahren vorgesehen werden,
• 1. Regelungen zu vertraglichen Vereinbarungen nach § 13 Absatz 6a vorzusehen, insbesondere Regelungen für die Auswahl der geeigneten KWK-Anlagen festzulegen.

(4) In Rechtsverordnungen nach Absatz 3 können der Bundesnetzagentur Kompetenzen übertragen werden im Zusammenhang mit der Festlegung des erforderlichen Bedarfs an Netzreserve sowie zum Verfahren und zu möglichen Präqualifikationsbedingungen für den in Absatz 3 Nummer 2 genannten Beschaffungsprozess.

(5) Die Bundesregierung wird ermächtigt, durch Rechtsverordnung, die nicht der Zustimmung des Bundesrates bedarf, Regelungen zur weiteren Einsparung von bis zu 1,5 Millionen Tonnen Kohlendioxid zusätzlich im Jahr 2020 in der Braunkohlewirtschaft nach Maßgabe des § 13g Absatz 8 vorzusehen, wenn und soweit das zur Erreichung der angestrebten Kohlendioxideinsparung in der Braunkohlewirtschaft von 12,5 Millionen Tonnen zusätzlich im Jahr 2020 erforderlich ist. Durch die Regelungen der Verordnung muss sichergestellt werden, dass die zusätzliche Einsparung von 12,5 Millionen Tonnen Kohlendioxid im Jahr 2020 so weit wie möglich erreicht wird, die Betreiber gemeinsam aber insgesamt nicht mehr als 1,5 Millionen Tonnen Kohlendioxid zusätzlich im Jahr 2020 einsparen müssen.

(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 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.

(1) Um eine Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes wegen strombedingter Engpässe zu verringern, müssen Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung berechtigten Teilnehmern nach Maßgabe der Absätze 2 bis 7 ab dem 1. Oktober 2024 ermöglichen, Strommengen in zusätzlichen zuschaltbaren Lasten zu nutzen.

(2) Zu diesem Zweck bestimmen Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung die stündlichen Strommengen aus Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die am Tag der Erfüllung der Handelsgeschäfte der vortägigen Auktion voraussichtlich wegen strombedingter Engpässe im Übertragungsnetz reduziert werden müssten (Abregelungsstrommengen). Sie bestimmen durch tägliche wettbewerbliche Ausschreibungen, die frühestens zwei Tage und spätestens zwei Stunden vor Handelsschluss der vortägigen Auktion am Spotmarkt einer Strombörse durchgeführt werden, welche der berechtigten Teilnehmer in welcher Höhe und zu welchem Zeitpunkt Abregelungsstrommengen nutzen. Abweichend von Satz 2 können die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung in einer maximal zweijährigen Erprobungsphase ab dem 1. Oktober 2024 die Zuteilung der Abregelungsstrommengen durch ein vereinfachtes pauschaliertes Zuteilungsverfahren bestimmen.

(3) Berechtigte Teilnehmer sind ausschließlich Betreiber von registrierten zusätzlich zuschaltbaren Lasten in Entlastungsregionen (Entlastungsanlagen) oder Aggregatoren solcher Anlagen. Eine Teilnahme ist ausgeschlossen für Entlastungsanlagen, für die eine vertragliche Vereinbarung nach § 13 Absatz 6a zwischen Betreibern von Übertragungsnetzen mit Betreibern von KWK-Anlagen besteht. Die Regulierungsbehörde bestimmt zum 1. Juli 2024 in einer Festlegung nach § 29 Kriterien bezüglich der Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs, die eine zuschaltbare Last für die Registrierung zu erfüllen hat, um sicherzustellen, dass durch ihre Teilnahme die Zielsetzung nach Absatz 1 erreicht wird. Dabei sind ausschließlich diejenigen zusätzlichen Stromverbräuche zu berücksichtigen, die in ihrer Fahrweise flexibel sind und zur Transformation zu einem treibhausgasneutralen, zuverlässigen, sicheren und bezahlbaren Energieversorgungssystem beitragen. Für am 29. Dezember 2023 bestehende Lasten, die regelmäßig Strom an Strommärkten beziehen, ist es besonders wichtig, an den Nachweis der Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs hohe Anforderungen zu stellen. Die Regulierungsbehörde kann für die über Aggregatoren teilnehmenden steuerbaren Verbrauchseinrichtungen in der Niederspannung vereinfachte Kriterien bezüglich der Zusätzlichkeit des Stromverbrauchs festlegen.

(4) Für berechtigte Teilnehmer mit einer oder mehreren Entlastungsanlagen, die mit Anlagen nach § 3 Nummer 41 oder 48 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes am selben Netzverknüpfungspunkt angeschlossen und die miteinander im Wege der Direktleitung verbunden sind (Eigenverbrauchsentlastungsanlagen), gilt, dass die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung der Erzeugungsanlagen nach § 13 Absatz 1 Satz 1 oder § 14 Absatz 1c Satz 1 zweiter Halbsatz nicht erfolgt, soweit sie nicht den gleichzeitigen Bezug von Abregelungsstrommengen durch Entlastungsanlagen, die am selben Netzverknüpfungspunkt angeschlossen sind, übersteigt. Satz 1 ist für Anlagen gemäß § 3 Nummer 41 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nur für den Fall anzuwenden, dass sie spätestens sechs Monate nach dem 29. Dezember 2023 in Betrieb genommen wurden. Satz 1 findet nur dann Anwendung, wenn die Anlagen nach § 3 Nummer 41 oder 48 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes nach Satz 1 mit überwiegender Wahrscheinlichkeit von einer Reduzierung der Wirkleistungserzeugung nach § 13a Absatz 1 Satz 1 oder § 14 Absatz 1c Satz 1 zweiter Halbsatz betroffen wären.

(5) Soweit ein berechtigter Teilnehmer Abregelungsstrommengen nach Absatz 2 oder Absatz 4 bezieht und diese nicht verbraucht, muss dieser an den Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung, der ihm den Strom zur zusätzlichen Nutzung zugeteilt hat, eine Pönale entrichten, die auch unter Berücksichtigung der Gegenleistung für die Nutzung der Abregelungsstrommengen effektiv sein muss.

(6) Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung legen der Regulierungsbehörde spätestens zum 1. April 2024 ein detailliertes Konzept für die Umsetzung der Absätze 1 bis 5 vor. Das Konzept enthält mindestens

• 1. die Bestimmung einer oder mehrerer geographisch eindeutig abgegrenzter Gebiete als Entlastungsregionen, in der oder in denen die Entlastungsanlagen angeschlossen sein müssen, mit einer Begründung, inwiefern durch die gewählte Gebietsdefinition die Reduzierung der Wirkleistungserzeugung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes effektiv verringert werden kann;
• 2. Angaben zur Beschaffung des notwendigen bilanziellen Ausgleichs für die zugeteilten Abregelungsstrommengen;
• 3. die Anforderungen an das Verfahren zur Registrierung der Entlastungsanlagen der berechtigten Teilnehmer bei dem entsprechenden Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung; dabei müssen die in den Entlastungsanlagen verbrauchten Abregelungsstrommengen über eine Entnahmestelle entnommen und bilanziert werden, über die kein Strom zur Deckung des Verbrauchs anderer Verbrauchsanlagen oder Stromspeicher entnommen wird; die Messung muss viertelstundenscharf erfolgen; die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung können eine Mindestleistung für die Entlastungsanlagen oder die aggregierten Entlastungsanlagen vorsehen, die 500 Kilowatt installierter elektrischer Leistung nicht überschreiten darf; die Registrierung muss zum 1. eines jeden Monats für eine Teilnahme an der Maßnahme im Folgemonat bei Vorlage der vollständigen Unterlagen möglich sein;
• 4. die Bestimmung der Ausschreibungsbedingungen nach Absatz 2 Satz 1, die einen gesamtwirtschaftlichen Nutzen und kostensenkenden Effekt der Maßnahme gegenüber Maßnahmen im Sinne des § 13 Absatz 1a Satz 1 sicherstellen sollen, sowie, sofern von der einjährigen Erprobungsphase Gebrauch gemacht wird, nach Absatz 2 Satz 2;
• 5. Angaben dazu, auf Grundlage welcher Prognosen unter Anwendung welcher Methode die Abregelungsstrommenge der jeweiligen Entlastungsregion bestimmt wird, einschließlich der Angabe eines hinreichenden Abschlags, um sicherzustellen, dass nicht mehr Abregelungsstrommengen zugeteilt werden, als abgeregelt werden müssten, sowie die Angabe dazu, auf welcher Grundlage der Abschlag bestimmt wird;
• 6. die Definition eines Auslösekriteriums, um die Verfahren gemäß Absatz 2 und 4 auszulösen;
• 7. Angaben dazu, an welcher Stelle und zu welchem Zeitpunkt die Abregelungsstrommenge der jeweiligen Entlastungsregion, die Zeitpunkte und Bedingungen der Ausschreibungen nach Absatz 2 Satz 1 oder Angaben zum pauschalierten Zuteilungsverfahren nach Absatz 2 Satz 2 und 3 sowie die Ergebnisse der Ausschreibungen veröffentlicht werden, und
• 8. Angaben zu weiteren Voraussetzungen, unter denen berechtigte Teilnehmer nach Absatz 4 an der Maßnahme teilnehmen können; dazu zählen insbesondere die Modalitäten der Teilnahme und Zeitpunkt der Information, dass der Entlastungsanlage kein Abregelungsstrom zugeteilt wird.

(7) Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 Vorgaben zur Anerkennung der dem Betreiber von Übertragungsnetzen entstehenden Kosten machen. Sie überprüft das Konzept nach Absatz 6 dahingehend, ob es in seiner konkreten Ausgestaltung dazu geeignet ist, die Abregelung von Strom aus Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes effektiv zu reduzieren und die Netz- und Systemsicherheit nicht zu beeinträchtigen.

(8) Um die Zielsetzung nach Absatz 1 zu erreichen, können auch Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt, an deren Netz jeweils mehr als 100 000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind, und die nicht im Sinne des Artikels 3 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 139/2004 mit einem Betreiber einer Entlastungsanlage oder einem Aggregator solcher Anlagen oder, im Fall von Absatz 4, mit einer Anlage nach § 3 Nummer 41 oder 48 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes verbunden sind, berechtigten Teilnehmern nach Absatz 3 ab dem 1. April 2025 ermöglichen, Strommengen in zusätzlichen zuschaltbaren Lasten zu nutzen, wenn

• 1. die Höhe der Wirkleistungsreduzierung von Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes gemäß § 13a Absatz 1, deren Ursache im eigenen Elektrizitätsverteilernetz lag, in den letzten zwei Kalenderjahren bei mindestens jeweils 100 000 Megawattstunden lag,
• 2. die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen in der Lage sind, geeignete Erzeugungs- und Abregelungsprognosen entsprechend Absatz 2 vorzunehmen und
• 3. die durch den Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen entsprechend Absatz 6 Satz 2 Nummer 1 bestimmte Entlastungsregion keine geographische Überschneidung mit einer Entlastungsregion aufweist, die durch die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung nach Absatz 5 Satz 2 Nummer 1 bestimmt wurde.

Im Übrigen sind die Absätze 2 bis 7 entsprechend anzuwenden. Die Pflichten der Betreiber von Elektrizitätsverteilnetzen nach § 11 Absatz 1 Satz 1 bleiben unberührt. Die Umsetzung von Satz 1 erfolgt in Abstimmung mit dem Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung, an dessen Netz das betroffene Elektrizitätsverteilernetz angeschlossen ist. Sofern der Netzbetreiber feststellt, dass die Bedingung nach Satz 1 Nummer 1 in drei aufeinander folgenden Kalenderjahren nicht erfüllt ist, ist Satz 1 ab dem darauffolgenden Kalenderjahr nicht mehr anwendbar.

(9) Erstmals zum 1. Juli 2028 und anschließend alle zwei Jahre evaluieren die Betreiber der Übertragungsnetze mit Regelzonenverantwortung die Anwendung der Maßnahme nach den Absätzen 1 bis 7 und legen einen Bericht vor. Satz 1 ist für Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, die von der Möglichkeit nach Absatz 8 seit mindestens zwölf Monaten Gebrauch machen, mit der Maßgabe anzuwenden, dass sie die Anwendung der Maßnahme nach Absatz 8 evaluieren. Die Regulierungsbehörde legt auf dieser Basis ebenfalls einen Bericht gegebenenfalls mit Empfehlungen für Anpassungen der Anwendungen der Maßnahme vor.

(1) Der Betreiber eines Übertragungsnetzes mit Regelzonenverantwortung kann vom Betreiber einer in seiner Regelzone angeschlossenen Erzeugungsanlage mit einer Nennleistung ab 50 Megawatt die Umrüstung dieser Erzeugungsanlage zu einem Betriebsmittel zur Bereitstellung von Blind- und Kurzschlussleistung verlangen (Umrüstungsverlangen), wenn

• 1. die Erzeugungsanlage
  • a) eine Steinkohleanlage nach § 3 Nummer 25 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes, eine Steinkohle-Kleinanlage nach § 3 Nummer 26 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes oder eine Braunkohle-Kleinanlage nach § 3 Nummer 10 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes ist und für diese Erzeugungsanlage nach § 51 Absatz 1 Satz 1 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes ein Verbot der Kohleverfeuerung wirksam wird und die Erzeugungsanlage nach § 26 Absatz 2 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes oder § 37 Absatz 2 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes, jeweils in Verbindung mit § 13b Absatz 1 Satz 1 und Absatz 3 Satz 2 dieses Gesetzes, endgültig stillgelegt werden soll oder
  • b) durch ihren Betreiber zur endgültigen Stilllegung nach § 13b Absatz 1 Satz 1 in Verbindung mit § 13b Absatz 3 Satz 2 angezeigt wurde,
• 1. die Stilllegung dieser Erzeugungsanlage wegen des im Elektrizitätsversorgungssystem bestehenden Bedarfs zur Bereitstellung von Blind- und Kurzschlussleistung mit hinreichender Wahrscheinlichkeit zu einer nicht unerheblichen Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems führen würde,
• 1. die Gefährdung oder Störung nach Nummer 2 nicht durch andere angemessene Maßnahmen beseitigt werden kann,
• 1. die Umrüstung der Erzeugungsanlage und der Betrieb nach Absatz 4 des durch die Umrüstung entstandenen Betriebsmittels den Zwecken des § 1 Absatz 1 und 2 entsprechen und
• 1. die Bundesnetzagentur das Umrüstungsverlangen zuvor nach Absatz 3 genehmigt hat.

(2) Der Betreiber eines Übertragungsnetzes mit Regelzonenverantwortung kann vom Betreiber einer in seiner Regelzone angeschlossenen Erzeugungsanlage mit einer Nennleistung ab 50 Megawatt bei Gelegenheit der Umrüstung nach Absatz 1 auch verlangen, dass diese Erzeugungsanlage so umgerüstet wird, dass sie neben den in Absatz 1 genannten Systemsicherheitsmaßnahmen zusätzlich auch in der Lage ist, Trägheit der lokalen Netzstabilität bereitzustellen (erweitertes Umrüstungsverlangen), wenn

• 1. die in Absatz 1 Nummer 1 bis 4 aufgeführten Voraussetzungen vorliegen,
• 2. zusätzlich an dem Standort der Erzeugungsanlage ein entsprechender Bedarf für die Bereitstellung von Trägheit der lokalen Netzstabilität besteht, die Stilllegung dieser Erzeugungsanlage wegen dieses Bedarfs mit hinreichender Wahrscheinlichkeit zu einer nicht unerheblichen Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems führen würde und die Gefährdung oder Störung nicht durch andere angemessene Maßnahmen beseitigt werden kann und
• 3. die Bundesnetzagentur das erweiterte Umrüstungsverlangen zuvor nach Absatz 3 genehmigt hat.

Die Umrüstung nach diesem Absatz umfasst auch die Installation der für die Bereitstellung von Trägheit der lokalen Netzstabilität erforderlichen Komponenten, wie insbesondere Schwungmassen, in angemessenem Umfang.

(3) Der Betreiber eines Übertragungsnetzes mit Regelzonenverantwortung stellt bei der Bundesnetzagentur spätestens sechs Monate vor dem angezeigten Stilllegungszeitpunkt einer in Absatz 1 genannten Erzeugungsanlage schriftlich oder elektronisch einen mit einer Begründung versehenen Antrag auf die nach Absatz 1 Nummer 5 oder Absatz 2 Satz 1 Nummer 3 erforderliche Genehmigung des Umrüstungsverlangens oder des erweiterten Umrüstungsverlangens und übermittelt dem Betreiber der Erzeugungsanlage unverzüglich schriftlich oder elektronisch eine Kopie des Antrags. In dem Antrag ist nachzuwiesen, dass die Voraussetzungen für das Umrüstungsverlangen nach Absatz 1 Nummer 1 bis 4 beziehungsweise nach Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 und 2 erfüllt sind. Zur Begründung der Notwendigkeit des Umrüstungsverlangens oder des erweiterten Umrüstungsverlangens soll der Antragsteller insbesondere die Systemanalyse oder die Langfristanalyse der Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung, den Bericht der Bundesnetzagentur nach § 3 Absatz 1 der Netzreserveverordnung oder den Systemstabilitätsbericht der Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung nach § 12i dieses Gesetzes heranziehen. Die Bundesnetzagentur hat den Antrag zu genehmigen, wenn die in Absatz 1 beziehungsweise bei einem erweiterten Umrüstungsverlangen zusätzlich auch die in Absatz 2 genannten Voraussetzungen vorliegen. Die Genehmigung kann unter Bedingungen erteilt und mit Auflagen verbunden werden. Der Betreiber des Übertragungsnetzes mit Regelzonenverantwortung übermittelt dem Betreiber der Erzeugungsanlage unverzüglich nach Zugang der Genehmigung schriftlich oder elektronisch eine Kopie der Genehmigung.

(4) Die Umrüstung der Erzeugungsanlage nach den Absätzen 1 und 2 sowie der Betrieb des durch die Umrüstung entstandenen Betriebsmittels erfolgen in dem Umfang und für den Zeitraum, die erforderlich sind, um die Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems abzuwenden. Die Dauer des angeforderten Betriebs darf einen Zeitraum von insgesamt acht Jahren ab der Inbetriebnahme des Betriebsmittels nicht überschreiten. Das durch die Umrüstung nach den Absätzen 1 oder 2 entstandene Betriebsmittel darf ausschließlich nach Maßgabe der von den Betreibern von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung angeforderten Systemsicherheitsmaßnahmen betrieben und in dem für diese Zwecke erforderlichen Umfang nicht stillgelegt werden. Ab dem Zeitpunkt der Genehmigung nach Absatz 1 Nummer 5 oder Absatz 2 Satz 1 Nummer 3 ist § 13b für den Zeitraum der Verpflichtung nach diesem Absatz nicht anzuwenden.

(5) Der Betreiber der nach den Absätzen 1 oder 2 umgerüsteten Erzeugungsanlage hat gegen den Betreiber des Übertragungsnetzes mit Regelzonenverantwortung, in dessen Regelzone die Anlage angeschlossen ist, Anspruch auf

• 1. Erstattung der nachgewiesenen Kosten für die Umrüstung seiner Erzeugungsanlage und
• 2. eine angemessene Vergütung entsprechend § 13c Absatz 3.

Zu den Kosten der Umrüstung nach Satz 1 Nummer 1 zählen auch die Kosten für Komponenten wie insbesondere Schwungmassen nach Absatz 2 Satz 2. Nach der Beendigung der Verpflichtung nach Absatz 4 ist § 13c Absatz 4 Satz 2 und 3 entsprechend anzuwenden. Unbeschadet der gesetzlichen Verpflichtungen erfolgen auf Grundlage der anlagenspezifischen Kostenstruktur die Kostenerstattung sowie die Vergütung für die Verpflichtungen nach den Absätzen 1 bis 4 auf Grundlage des Abschlusses von Verträgen zwischen den Betreibern von Übertragungsnetzen und Anlagenbetreibern in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur. § 13c Absatz 5 ist entsprechend anzuwenden.

(6) Die Absätze 1 bis 5 sind nicht anzuwenden auf die in Anlage 2 zum Kohleverstromungsbeendigungsgesetz genannten Braunkohleanlagen.

(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. Abweichend von Satz 1 ist § 13a Absatz 1a Satz 1 und 2 bis zum Ablauf des 31. Dezember 2031 nur im Falle einer nach Absatz 1a getroffenen Festlegung der Regulierungsbehörde und nur nach deren Maßgabe anzuwenden.

(1a) Die Regulierungsbehörde regelt durch eine bis zum Ablauf des 31. Dezember 2031 zu befristende Festlegung nach § 29 Absatz 1, unter welchen Voraussetzungen § 13a Absatz 1a Satz 1 und 2 für Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen entsprechend anzuwenden ist. Die Regulierungsbehörde kann die Anwendung insbesondere auf bestimmte Netzebenen, Anlagenarten und Anlagengrößen sowie auf bestimmte Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen beschränken oder von der Zustimmung der Betreiber vorgelagerter Elektrizitätsversorgungsnetze oder anderer Beteiligter abhängig machen. § 13j Absatz 5 Nummer 3 ist entsprechend anzuwenden.

(1b) Sofern oder soweit nach Absatz 1 Satz 3 der § 13a Absatz 1a Satz 1 und 2 für den Betreiber eines Elektrizitätsverteilernetzes keine entsprechende Anwendung findet, ist § 13a Absatz 2 in Verbindung mit Absatz 1 Satz 1 mit der Maßgabe entsprechend anzuwenden, dass der bilanzielle Ausgleich nach § 13a Absatz 1a Satz 1 als erfüllt gilt und der Betreiber eines Elektrizitätsverteilernetzes als Bestandteil des nach § 13a Absatz 2 von ihm an den Betreiber der Anlage zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie zu zahlenden finanziellen Ausgleichs einen angemessenen Aufwendungsersatz für die Durchführung des bilanziellen Ausgleichs durch den Bilanzkreisverantwortlichen zu zahlen hat. Die Höhe des zu zahlenden angemessenen Aufwendungsersatzes entspricht den Kosten, die bei einer Vornahme des bilanziellen Ausgleichs der Maßnahme durch den Bilanzkreisverantwortlichen erforderlich sind. Wirtschaftliche Vorteile, die der Bilanzkreisverantwortliche durch die Vornahme des bilanziellen Ausgleichs hätte erlangen können, hat der Betreiber der Anlage zur Erzeugung oder zur Speicherung von elektrischer Energie dem Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen zu erstatten. Die Regulierungsbehörde trifft durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen zur Höhe des angemessenen Aufwendungsersatzes und zur Bestimmung der fiktiven wirtschaftlichen Vorteile. Sie gibt insbesondere pauschale Bestimmungsmethoden, Maßgaben für eine effiziente Bewirtschaftung sowie negative Anreize bei einer ineffizienten Bewirtschaftung vor. Die Sätze 1 bis 3 sind nicht anzuwenden, wenn und soweit die Anlage zur Erzeugung oder zur Speicherung von elektrischer Energie der Einspeisevergütung nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zugeordnet ist. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie evaluiert zum 1. Juli 2028 die Umsetzung und Wirkung der von der Bundesnetzagentur nach Satz 5 festgelegten Maßgaben und Anreize.

(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 Absatz 1 Satz 3, die Absätze 1a und 1b sowie 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, einschließlich Netzkarten, 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.

(4) Die Bundesnetzagentur hat dem Bundesministerium für Verkehr auf Verlangen die von den Betreibern von Elektrizitätsverteilernetzen im Rahmen ihrer Berichtspflicht nach Absatz 2 Satz 1 ab dem Jahr 2024 übermittelten Netzkarten zum Zwecke der Planung des Bedarfs an öffentlich zugänglicher Ladeinfrastruktur zur Verfügung zu stellen.

(1) Die Bundesnetzagentur kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 bundeseinheitliche Regelungen treffen, nach denen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Lieferanten, Letztverbraucher und Anschlussnehmer verpflichtet sind, nach den Vorgaben der Bundesnetzagentur Vereinbarungen über die netzorientierte Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen oder von Netzanschlüssen mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen (steuerbare Netzanschlüsse) im Gegenzug für Netzentgeltreduzierungen abzuschließen. Dabei kann die netzorientierte Steuerung über wirtschaftliche Anreize, über Vereinbarungen zu Netzanschlussleistungen und über die Steuerung einzelner steuerbarer Verbrauchseinrichtungen erfolgen. Die Festlegung kann insbesondere spezielle Regelungen beinhalten zu:

• 1. der Vorrangigkeit des Einsatzes wirtschaftlicher Anreize und von Vereinbarungen zu Netzanschlussleistungen gegenüber der Steuerung einzelner Verbrauchseinrichtungen in der netzorientierten Steuerung,
• 2. der Staffelung des Einsatzes mit direkter Regelung von Verbrauchseinrichtungen oder Netzanschlüssen bei relativ wenigen Anwendungsfällen und zu der verstärkten Verpflichtung zu marktlichen Ansätzen bei steigender Anzahl von Anwendungsfällen in einem solchen Markt,
• 3. der Verpflichtung des Netzbetreibers, sein Netz im Falle von netzorientierter Steuerung präziser zu überwachen und zu digitalisieren,
• 4. Definitionen und Voraussetzungen für steuerbare Verbrauchseinrichtungen oder steuerbare Netzanschlüsse,
• 5. Voraussetzungen der netzorientierten Steuerung durch den Netzbetreiber, etwa durch die Vorgabe von Spannungsebenen, und zur diskriminierungsfreien Umsetzung der netzorientierten Steuerung, insbesondere mittels der Vorgabe maximaler Entnahmeleistungen,
• 6. Spreizung, Stufung sowie netztopologischer und zeitlicher Granularität wirtschaftlicher Anreize sowie zu Fristen der spätesten Bekanntgabe von Änderungen wirtschaftlicher Anreize, um Fehlanreize im vortägigen Stromhandel zu vermeiden,
• 7. von einer Rechtsverordnung nach § 18 abweichenden besonderen Regelungen für den Netzanschluss und die Anschlussnutzung, insbesondere zu Anschlusskosten und Baukostenzuschüssen,
• 8. Methoden für die bundeseinheitliche Ermittlung von Entgelten für den Netzzugang für steuerbare Verbrauchseinrichtungen und steuerbare Netzanschlüsse im Sinne des Satzes 1,
• 9. Netzzustandsüberwachung und Bilanzierung durch den Netzbetreiber sowie Vorgaben zur Messung.

(2) Bis zur Festlegung bundeseinheitlicher Regelungen nach Absatz 1 haben Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen denjenigen Lieferanten und Letztverbrauchern im Bereich der Niederspannung, mit denen sie Netznutzungsverträge abgeschlossen haben, ein reduziertes Netzentgelt zu berechnen, wenn mit ihnen im Gegenzug die netzorientierte Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen, die über einen separaten Zählpunkt verfügen, vereinbart wird. Die Bundesnetzagentur kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 Regelungen zu Definition und Voraussetzungen für steuerbare Verbrauchseinrichtungen, zum Umfang einer Netzentgeltreduzierung nach Satz 1 oder zur Durchführung von Steuerungshandlungen treffen und Netzbetreiber verpflichten, auf Verlangen Vereinbarungen gemäß Satz 1 nach diesen Regelungen anzubieten.

(3) Als steuerbare Verbrauchseinrichtungen im Sinne von Absatz 1 und 2 gelten insbesondere Wärmepumpen, nicht öffentlich-zugängliche Ladepunkte für Elektromobile, Anlagen zur Erzeugung von Kälte oder zur Speicherung elektrischer Energie und Nachtstromspeicherheizungen, solange und soweit die Bundesnetzagentur in einer Festlegung nach Absatz 1 oder 2 nichts anderes vorsieht.

(4) Sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, hat die Steuerung entsprechend den Vorgaben des Messstellenbetriebsgesetzes und der konkretisierenden Technischen Richtlinien und Schutzprofile des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik sowie gemäß den Festlegungen der Bundesnetzagentur über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes zu erfolgen. Die Anforderungen aus Satz 1 sind nicht anzuwenden, solange der Messstellenbetreiber von der Möglichkeit des agilen Rollouts nach § 31 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 in Verbindung mit § 21 Absatz 1 Nummer 1 Buchstabe c des Messstellenbetriebsgesetzes Gebrauch macht und gegenüber dem Letztverbraucher sowie dem Netzbetreiber in Textform das Vorliegen der Voraussetzungen des § 31 Absatz 1 des Messstellenbetriebsgesetzes bestätigt, wobei die Anforderungen nach Satz 1 spätestens mit dem Anwendungsupdate nach § 31 Absatz 1 des Messstellenbetriebsgesetzes zu erfüllen sind. Beauftragt der Letztverbraucher den Messstellenbetreiber nach § 34 Absatz 2 des Messstellenbetriebsgesetzes mit den erforderlichen Zusatzleistungen, so genügt er bereits mit der Auftragserteilung seinen Verpflichtungen. Die Bundesnetzagentur kann Bestands- und Übergangsregeln für Vereinbarungen treffen, die vor Inkrafttreten der Festlegungen geschlossen worden sind.

Soweit und solange es der Vermeidung von Engpässen im vorgelagerten Netz dient, können Betreiber von Gasverteilernetzen an Ausspeisepunkten von Letztverbrauchern, mit denen eine vertragliche Abschaltvereinbarung zum Zweck der Netzentlastung vereinbart ist, ein reduziertes Netzentgelt berechnen. Das reduzierte Netzentgelt muss die Wahrscheinlichkeit der Abschaltung angemessen widerspiegeln. Die Betreiber von Gasverteilernetzen haben sicherzustellen, dass die Möglichkeit von Abschaltvereinbarungen zwischen Netzbetreiber und Letztverbraucher allen Letztverbrauchern diskriminierungsfrei angeboten wird. Die grundsätzliche Pflicht der Betreiber von Gasverteilernetzen, vorrangig nicht unterbrechbare Verträge anzubieten und hierfür feste Bestellleistungen nachzufragen, bleibt hiervon unberührt. Die Bundesregierung wird ermächtigt, durch Rechtsverordnung, die nicht der Zustimmung des Bundesrates bedarf, zur näheren Konkretisierung der Verpflichtung für Betreiber von Gasverteilernetzen und zur Regelung näherer Vorgaben für die vertragliche Gestaltung der Abschaltvereinbarung Bestimmungen zu treffen

• 1. über Kriterien, für Kapazitätsengpässe in Netzen, die eine Anpassung der Gasausspeisungen zur sicheren und zuverlässigen Gasversorgung durch Anwendung der Abschaltvereinbarung erforderlich macht und
• 2. über Kriterien für eine Unterversorgung der Netze, die eine Anpassung der Gasausspeisungen zur sicheren und zuverlässigen Gasversorgung durch Anwendung der Abschaltvereinbarung erforderlich macht.

(1) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, die Flexibilitätsdienstleistungen für ihr Netz beschaffen, um die Effizienz bei Betrieb und Ausbau ihres Verteilernetzes zu verbessern, haben dies in einem transparenten, diskriminierungsfreien und marktgestützten Verfahren durchzuführen. Die §§ 13, 13a, 14 Absatz 1 und 1c sowie § 14a bleiben unberührt. Dienstleistungen nach § 12h sind keine Flexibilitätsdienstleistungen im Sinne des Satzes 1.

(2) Spezifikationen für die Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen müssen gewährleisten, dass sich alle Marktteilnehmer wirksam und diskriminierungsfrei beteiligen können. Die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben in einem transparenten Verfahren Spezifikationen für die Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen und für geeignete standardisierte Marktprodukte zu erarbeiten, die von der Bundesnetzagentur zu genehmigen sind.

(3) Abweichend von Absatz 2 kann die Bundesnetzagentur durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 Spezifikationen für die Beschaffung von Flexibilitätsdienstleistungen und geeignete standardisierte Marktprodukte vorgeben.

(4) Die Bundesnetzagentur kann für bestimmte Flexibilitätsdienstleistungen eine Ausnahme von der Verpflichtung zur marktgestützten Beschaffung festlegen, sofern eine solche Beschaffung nicht wirtschaftlich effizient ist oder zu schwerwiegenden Marktverzerrungen oder zu stärkeren Engpässen führen würde.

(1) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben der Regulierungsbehörde alle zwei Jahre jeweils zum 31. Oktober eines Kalenderjahres, beginnend mit dem Jahr 2026, einen Plan für ihr jeweiliges Elektrizitätsverteilernetz (Netzausbauplan) vorzulegen. Der Netzausbauplan wird auf der Grundlage des nach Absatz 3 zu erstellenden Regionalszenarios erarbeitet, um eine integrierte und vorausschauende Netzplanung zu gewährleisten. Die Regulierungsbehörde kann Anpassungen des Regionalszenarios sowie des Netzausbauplans verlangen.

(2) Zur Erstellung eines Netzausbauplans teilen die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland in geographisch abgrenzbare und räumlich zusammenhängende Gebiete (Planungsregionen) auf. Innerhalb einer Planungsregion haben sich die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen zu den Grundlagen ihrer Netzausbauplanung abzustimmen. Die Regulierungsbehörde kann auf Antrag oder von Amts wegen die Aufnahme eines Betreibers eines Elektrizitätsverteilernetzes in eine Planungsregion anordnen.

(3) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen einer Planungsregion erstellen unter Einbeziehung der Übertragungsnetzbetreiber ein Regionalszenario, welches gemeinsame Grundlage der jeweiligen Netzausbaupläne der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen in der Planungsregion ist. Das Regionalszenario besteht aus einem Entwicklungspfad, der sowohl die für das langfristige Zieljahr 2045 gesetzlich festgelegten sowie weitere klima- und energiepolitische Ziele der Bundesregierung als auch die wahrscheinlichen Entwicklungen für die nächsten fünf und zehn Jahre berücksichtigt. Das Regionalszenario beinhaltet

• 1. Angaben zu bereits erfolgten, erwarteten und maximal möglichen Anschlüssen der verschiedenen Erzeugungskapazitäten und Lasten,
• 2. Angaben zu den zu erwartenden Ein- und Ausspeisungen,
• 3. Annahmen zur Entwicklung des Verkehrssektors, insbesondere unter Berücksichtigung von Prognosen des Bundesministeriums für Verkehr zum Ausbaubedarf an öffentlich zugänglicher Ladeinfrastruktur,
• 4. Annahmen zur Entwicklung des Gebäudesektors, insbesondere zum voraussichtlichen Wärmeverbrauch und zur Art der Wärmeversorgung unter Berücksichtigung der Ergebnisse von Wärmeplanungen, sowie
• 5. Annahmen zur Entwicklung anderer Sektoren.

Das Regionalszenario ist durch die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen spätestens zehn Monate bevor der jeweilige Netzausbauplan der Regulierungsbehörde vorzulegen ist, fertigzustellen und der Regulierungsbehörde vorzulegen. Die Regulierungsbehörde kann Vorgaben zu Form, Inhalt und Art der Übermittlung des Regionalszenarios machen.

(4) Der Netzausbauplan enthält insbesondere folgende Angaben:

• 1. Netzkarten des Hochspannungs- und Mittelspannungsnetzes und der Umspannstationen auf Mittelspannung und Niederspannung mit den Engpassregionen des jeweiligen Netzes,
• 2. Daten, die dem nach Absatz 3 angefertigten Regionalszenario zugrunde liegen,
• 3. eine Darlegung der voraussichtlichen Entwicklung der Verteilungsaufgabe bis 2045 einschließlich voraussichtlich erforderlicher Maßnahmen zur Optimierung, zur Verstärkung, zur Erneuerung und zum Ausbau des Netzes sowie notwendiger Energieeffizienz- und Nachfragesteuerungsmaßnahmen,
• 4. die geplanten Optimierungs-, Verstärkungs-, Erneuerungs- und Ausbaumaßnahmen sowie notwendige Energieeffizienz- und Nachfragesteuerungsmaßnahmen in den nächsten fünf und zehn Jahren, wobei anzugeben ist, inwieweit für die Umsetzung dieser Maßnahmen öffentlich-rechtliche Planungs- oder Genehmigungsverfahren notwendig sind, sowie den jeweiligen Stand dieser Verfahren und die Angabe, ob und zu welchem Zeitpunkt durch den Betreiber eines Elektrizitätsverteilernetzes bereits Investitionsentscheidungen bezüglich dieser Maßnahmen getroffen wurden und bis zu welchem Zeitpunkt der Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes von der tatsächlichen Durchführung einer Maßnahme ausgeht,
• 5. eine detaillierte Darlegung der engpassbehafteten Leitungsabschnitte und der jeweilig geplanten Optimierungs-, Verstärkungs- und Ausbaumaßnahmen,
• 6. den Bedarf an nicht frequenzgebundenen Systemdienstleistungen und Flexibilitätsdienstleistungen im Sinne des § 14c sowie die geplante Deckung dieses Bedarfs und
• 7. den Umfang, in dem von dem Instrument der Spitzenkappung nach § 11 Absatz 2 Gebrauch gemacht werden soll.

Die Darstellung der Angaben nach Satz 1 muss so ausgestaltet sein, dass ein sachkundiger Dritter nachvollziehen kann,
- 1. welche Veränderungen der Kapazitäten für Leitungstrassen und Umspannstationen sowie welche Veränderungen bei nicht frequenzgebundenen Systemdienstleistungen mit den geplanten Maßnahmen einhergehen,
- 2. welche Alternativen der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen geprüft hat,
- 3. welcher Bedarf an Systemdienstleistungen und Flexibilitätsdienstleistungen nach Realisierung der geplanten Maßnahmen verbleibt und
- 4. welche Kosten voraussichtlich entstehen.

Die Regulierungsbehörde kann Vorgaben zu Form, Inhalt und Art der Übermittlung des Netzausbauplans machen.

(5) Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen zu den Absätzen 1 bis 4 treffen.

(6) Die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben zumindest den Netznutzern der Mittel- und Hochspannungsebene sowie den Betreibern von Übertragungsnetzen zu den sie betreffenden Netzausbauplänen Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben.

(7) Bei der Erstellung der Netzausbaupläne haben Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen die Möglichkeiten von Energieeffizienz- und Nachfragesteuerungsmaßnahmen zu berücksichtigen und für Niederspannungsnetze die langfristig erwarteten Anschlüsse von Erzeugungskapazitäten und Lasten anzusetzen. Die Bundesregierung wird ermächtigt, durch Rechtsverordnung ohne Zustimmung des Bundesrates allgemeine Grundsätze für die Berücksichtigung der in Satz 1 genannten Belange festzulegen.

(8) Die Absätze 1 bis 4 sowie 6 und 7 sind nicht anzuwenden auf Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen, an deren Elektrizitätsverteilernetz weniger als 100 000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind. Abweichend von Satz 1 sind die Absätze 1 bis 4 sowie 6 und 7 auf Betreiber nach Satz 1 anzuwenden, wenn in dem Elektrizitätsverteilernetz die technisch mögliche Stromerzeugung der beiden vorherigen Jahre aus Windenergie an Land oder aus solarer Strahlungsenergie aus den an das Elektrizitätsverteilernetz angeschlossenen Anlagen auf Veranlassung des Betreibers eines Elektrizitätsverteilernetzes um jeweils mehr als 3 Prozent gekürzt wurde.

(9) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach Absatz 8 Satz 1 sind verpflichtet, Daten nach Absatz 4 Satz 1 Nummer 1 und 2 an den vorgelagerten Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen zu übermitteln. Die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach Absatz 1 stimmen sich zumindest innerhalb einer Planungsregion zu den Anforderungen an die zu übermittelnden Daten ab. Dabei haben sie den Betreibern von Elektrizitätsverteilernetzen nach Absatz 8 Satz 1 Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben.

(10) Die Errichtung und der Betrieb von Elektrizitätsverteilernetzen liegen im überragenden öffentlichen Interesse und dienen der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit. Bis die Stromversorgung im Bundesgebiet nahezu treibhausgasneutral ist, soll der beschleunigte Ausbau des Elektrizitätsverteilernetzes, einschließlich der für den Betrieb notwendigen Anlagen, als vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführende Schutzgüterabwägung eingebracht werden. Satz 2 ist nicht gegenüber Belangen der Landes- und Bündnisverteidigung anzuwenden.

(1) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen sind verpflichtet, ab dem 1. Januar 2023 zu den in den folgenden Absätzen genannten Zwecken eine gemeinsame Internetplattform einzurichten und zu betreiben.

(2) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben spätestens ab dem 1. Januar 2024 sicherzustellen, dass Anschlussbegehrende von Anlagen gemäß § 8 Absatz 1 Satz 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes sowie Letztverbraucher, einschließlich Anlagen nach § 3 Nummer 15d und 25, über die gemeinsame Internetplattform auf die Internetseite des zuständigen Netzbetreibers gelangen können, um dort Informationen für ein Netzanschlussbegehren nach § 8 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes oder die im Rahmen eines Netzanschlusses nach § 18 erforderlichen Informationen zu übermitteln.

(2a) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben spätestens ab dem 1. Januar 2025 sicherzustellen, dass jedermann auf der gemeinsamen Internetplattform kostenlosen Zugang zu den technischen Anschlussbedingungen nach § 19 Absatz 1 sowie zu den Begründungen der Ergänzungen im Sinne des § 19 Absatz 1a Satz 4 erhält.

(3) Die Beteiligung nach § 14d Absatz 6 hat über die gemeinsame Internetplattform zu erfolgen.

(4) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen veröffentlichen auf der gemeinsamen Internetplattform mindestens Folgendes:

• 1. das jeweilige Regionalszenario nach § 14d Absatz 3, spätestens vier Wochen nach Fertigstellung,
• 2. den jeweiligen Netzausbauplan nach § 14d Absatz 1, spätestens vier Wochen nach Fertigstellung und
• 3. die Stellungnahmen nach § 14d Absatz 6.

(5) Die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen haben die Regulierungsbehörde auf die Veröffentlichungen nach Absatz 4 in Textform hinzuweisen.

(6) Die Regulierungsbehörde kann die Übermittlung einer Zusammenfassung der Stellungnahmen nach § 14d Absatz 6 in Textform verlangen.

(7) Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen zu den Absätzen 1 bis 5 treffen.

(1) Für Maßnahmen zur Errichtung und zum Betrieb sowie zur Änderung von Hochspannungsfreileitungen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt, die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach § 14d Absatz 4 Satz 1 Nummer 4 in ihrem Netzausbauplan angegeben haben, kann die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde auf Antrag des Trägers des Vorhabens anhand von vorhandenen Daten zur großräumigen Raum- und Umweltsituation Infrastrukturgebiete für die Umsetzung von Optimierungs-, Verstärkungs-, Erneuerungs- und Ausbaumaßnahmen in einem Plan ausweisen (Infrastrukturgebieteplan im Elektrizitätsverteilernetz). Die Ausweisung des Infrastrukturgebiets soll spätestens 20 Monate nach Antragstellung erfolgen. Für die Ausweisung der Infrastrukturgebiete nach Satz 1 ist § 12j Absatz 1 Satz 3 bis 7 entsprechend anzuwenden.

(2) Soweit die gemeinsame Durchführung mehrerer Maßnahmen nach Absatz 1 Satz 1 oder § 12j Absatz 1 Satz 1, für die jeweils ein Infrastrukturgebiet ausgewiesen werden soll, im räumlichen und zeitlichen Zusammenhang sinnvoll erscheint, können die Planfeststellungsbehörden oder die nach Landesrecht zuständigen Behörden im gegenseitigen Einvernehmen festlegen, dass die Ausweisung eines einheitlichen Infrastrukturgebiets nach Maßgabe der für eine der Maßnahmen geltenden Rechtsvorschriften durch die für diese Maßnahme zuständige Behörde erfolgt. Satz 1 ist nur anzuwenden, soweit die betroffenen Träger der Vorhaben zustimmen. Um eine solche Bündelung zu ermöglichen, darf die nach Satz 1 zuständige Behörde Kopplungsräume setzen.

(3) Bei der Ausweisung eines Infrastrukturgebiets im Elektrizitätsverteilernetz berücksichtigt die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde, inwiefern es sich bei den Vorhaben nach Absatz 1 Satz 1 um eine Änderung und Erweiterung einer Leitung im Sinne von § 3 Nummer 1 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz, um einen Ersatzneubau im Sinne von § 3 Nummer 4 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz oder einen Parallelneubau im Sinne von § 3 Nummer 5 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz handelt. Dazu ist bei der Ausweisung des Infrastrukturgebiets insbesondere die Bestandstrasse im Sinne von § 3 Nummer 2 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz zugrunde zu legen.

(4) § 12j Absatz 5, 6 Satz 1 und 2, Absatz 7 sowie Absatz 9 Satz 2 ist entsprechend anzuwenden.

(5) Die Planfeststellungsbehörde oder die nach Landesrecht zuständige Behörde beteiligt vor der Ausweisung des Infrastrukturgebiets die Behörden, deren Aufgabenbereich berührt wird, die zuständigen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und die Öffentlichkeit nach den Bestimmungen des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung, soweit sich aus den nachfolgenden Vorschriften nicht etwas anderes ergibt. Gegenstand der Beteiligung ist der Entwurf des Infrastrukturgebieteplans im Elektrizitätsverteilernetz und der Umweltbericht. Die Unterlagen für die Strategische Umweltprüfung sowie der Entwurf des Infrastrukturgebieteplans im Elektrizitätsverteilernetz sind von der Planfeststellungsbehörde oder der nach Landesrecht zuständigen Behörde für eine Dauer von einem Monat zur Einsicht auszulegen. Die Auslegung ist dadurch zu bewirken, dass die Dokumente auf der Internetseite der Planfeststellungsbehörde oder der nach Landesrecht zuständigen Behörde zugänglich gemacht werden. Auf Verlangen eines Beteiligten wird ihm eine leicht zu erreichende Zugangsmöglichkeit zur Verfügung gestellt. Die Auslegung ist auf der Internetseite der Planfeststellungsbehörde oder der nach Landesrecht zuständigen Behörde sowie in einer überregionalen oder regionalen Tageszeitung öffentlich bekannt zu machen, dabei ist auf das nach Satz 5 bestehende Recht der Beteiligten hinzuweisen. Die betroffene Öffentlichkeit kann sich zum Entwurf des Infrastrukturgebieteplans im Elektrizitätsverteilernetz und zum Umweltbericht bis einen Monat nach Ende der Auslegung äußern.

(6) Der Antrag nach Absatz 1 Satz 1 muss die Angabe der anvisierten Anfangs- und Endpunkte der Maßnahme enthalten. Der Antrag soll Angaben dazu enthalten, inwieweit die gemeinsame Durchführung mehrerer Maßnahmen nach Absatz 2 Satz 1 sinnvoll erscheint.

(1) Betreiber von Fernleitungsnetzen haben den Gastransport durch ihr Netz unter Berücksichtigung der Verbindungen mit anderen Netzen zu regeln und mit der Bereitstellung und dem Betrieb ihrer Fernleitungsnetze im nationalen und internationalen Verbund zu einem sicheren und zuverlässigen Gasversorgungssystem in ihrem Netz und damit zu einer sicheren Energieversorgung beizutragen.

(2) Um zu gewährleisten, dass der Transport und die Speicherung von Erdgas in einer mit dem sicheren und effizienten Betrieb des Verbundnetzes zu vereinbarenden Weise erfolgen kann, haben Betreiber von Fernleitungsnetzen, Speicher- oder LNG-Anlagen jedem anderen Betreiber eines Gasversorgungsnetzes, mit dem die eigenen Fernleitungsnetze oder Anlagen technisch verbunden sind, die notwendigen Informationen bereitzustellen. Betreiber von Übertragungsnetzen sind verpflichtet, Betreibern von Fernleitungsnetzen unverzüglich die Informationen einschließlich etwaiger Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse bereitzustellen, die notwendig sind, damit die Fernleitungsnetze sicher und zuverlässig betrieben, gewartet und ausgebaut werden können. Die Betreiber von Fernleitungsnetzen haben sicherzustellen, ihnen nach Satz 2 zur Kenntnis gelangte Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse ausschließlich so zu den dort genannten Zwecken zu nutzen, dass deren unbefugte Offenbarung ausgeschlossen ist.

(3) Betreiber von Fernleitungsnetzen haben dauerhaft die Fähigkeit ihrer Netze sicherzustellen, die Nachfrage nach Transportdienstleistungen für Gas zu befriedigen und insbesondere durch entsprechende Transportkapazität und Zuverlässigkeit der Netze zur Versorgungssicherheit beizutragen.

(1) Alle zwei Jahre, erstmals im Jahr 2025, haben die Betreiber von Fernleitungsnetzen und die regulierten Betreiber von Wasserstofftransportnetzen einen nationalen Netzentwicklungsplan für das Fernleitungs- und Wasserstofftransportnetz (Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff) zu erstellen.

(2) Die Betreiber von Fernleitungsnetzen und die regulierten Betreiber von Wasserstofftransportnetzen richten spätestens bis zum Ablauf des 31. Mai 2024 gemeinsam eine Koordinierungsstelle ein, die insbesondere folgende Aufgaben wahrnimmt:

• 1. Koordinierung der Erarbeitung des Szenariorahmens nach § 15b Absatz 1,
• 2. Vorlage des Entwurfs des Szenariorahmens nach § 15b Absatz 4 Satz 1 zur Genehmigung durch die Regulierungsbehörde,
• 3. Koordinierung der Erstellung des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff nach § 15c Absatz 1 und
• 4. Vorlage des Entwurfs des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff nach § 15c Absatz 5 Satz 1 zur Bestätigung durch die Regulierungsbehörde.

(3) Es ist sicherzustellen, dass alle Betreiber von Fernleitungsnetzen und alle regulierten Betreiber von Wasserstofftransportnetzen in gleicher und diskriminierungsfreier Weise an der Einrichtung und Erfüllung der Aufgaben der Koordinierungsstelle mitwirken können. Die kartellrechtlichen Vorschriften sind bei der Einrichtung der Koordinierungsstelle und ihrer Aufgabenwahrnehmung zu beachten. Die Bundesregierung wird ermächtigt, durch Rechtsverordnung ohne Zustimmung des Bundesrates Vorgaben zur Ausgestaltung der Koordinierungsstelle zu machen. Die Regulierungsbehörde überprüft anhand der bis dahin zur Erstellung der Netzentwicklungspläne und Szenariorahmen abgelaufenen Prozesse und unter Berücksichtigung insbesondere von deren Übereinstimmung mit den geltenden gesetzlichen Bestimmungen sowie von Effizienzaspekten bis zum Ablauf des 31. Dezember 2027, ob die Aufgaben der Koordinierungsstelle zu einem späteren Zeitpunkt durch eine neu zu gründende juristische Person des Privatrechts wahrgenommen werden sollen. Die Ergebnisse der Überprüfung sind dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie unverzüglich in Berichtsform zur Verfügung zu stellen.

(4) Die Koordinierungsstelle erstellt und betreibt eine Datenbank für Gas und Wasserstoff. Die Datenbank enthält die Netzmodelle, bestehend aus der Netztopologie und den angesetzten Kapazitäten, die von den Betreibern von Fernleitungsnetzen und den regulierten Betreibern von Wasserstofftransportnetzen bei der Erstellung des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff zugrunde zu legen sind. Hierzu stellen die Betreiber von Fernleitungsnetzen und die regulierten Betreiber von Wasserstofftransportnetzen der Koordinierungsstelle spätestens mit Übermittlung des Entwurfs des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff nach § 15c Absatz 1 Satz 1 alle dem Entwurf zugrunde liegenden Daten zur Verfügung. Die Koordinierungsstelle überführt diese Daten unverzüglich in die Datenbank. Die Daten sind von den Betreibern von Fernleitungsnetzen und den regulierten Betreibern von Wasserstofftransportnetzen so aufzubereiten und zur Verfügung zu stellen, dass ein fachkundiger Dritter den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff vollständig nachvollziehen und die Koordinierungsstelle eine eigene Modellierung erstellen kann. Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen zu Inhalt und Ausgestaltung der Datenbank treffen. Die Betreiber von Gasverteilernetzen, von Wasserstoffnetzen, die kein Transportnetz darstellen, von sonstigen Leitungsinfrastrukturen, die auf Wasserstoff umgestellt werden können, und von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung erhalten Zugang zur Datenbank, soweit sie ein berechtigtes Interesse gegenüber der Koordinierungsstelle darlegen und bei Bedarf nachweisen. Sie sind zum vertraulichen Umgang mit den Daten verpflichtet; insbesondere dürfen sie die Daten nicht an Dritte weitergeben oder veröffentlichen. Die Regulierungsbehörde und das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie haben uneingeschränkten Zugang zur Datenbank.

(5) Die Betreiber von Fernleitungsnetzen, von Wasserstofftransportnetzen, von Gasverteilernetzen, von Wasserstoffnetzen, die kein Transportnetz darstellen, von sonstigen Leitungsinfrastrukturen, die auf Wasserstoff umgestellt werden können, sowie von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung sind berechtigt und verpflichtet, mit der Koordinierungsstelle und untereinander in dem Umfang zusammenzuarbeiten, der erforderlich ist, um eine sachgerechte Erstellung des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff zu gewährleisten. Betreiber von Gasverteilernetzen, von Wasserstoffnetzen, die kein Transportnetz darstellen, von sonstigen Leitungsinfrastrukturen, die auf Wasserstoff umgestellt werden können, sowie von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung sind insbesondere verpflichtet, den Betreibern von Fernleitungsnetzen und regulierten Betreibern von Wasserstofftransportnetzen sowie der Koordinierungsstelle alle Informationen zur Verfügung zu stellen, die zur sachgerechten Erstellung des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff und zur Wahrnehmung der der Koordinierungsstelle nach den Absätzen 2 und 4 Satz 1 obliegenden Aufgaben erforderlich sind.

(1) Die Betreiber von Fernleitungsnetzen und die regulierten Betreiber von Wasserstofftransportnetzen sind verpflichtet, gemeinsam alle zwei Jahre, erstmals im Jahr 2024, einen Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff zu erstellen und an die Koordinierungsstelle zu übermitteln. Sie sind verpflichtet, alle betroffenen Netzbetreiber bei der Erstellung des Szenariorahmens angemessen einzubinden. Betroffene Netzbetreiber im Sinne von Satz 2 sind insbesondere Betreiber von Gasverteilernetzen, von Wasserstoffnetzen, die kein Transportnetz darstellen, von sonstigen Leitungsinfrastrukturen, die auf Wasserstoffleitungen umgestellt werden können, und von Elektrizitätsversorgungsnetzen.

(2) Der nach Absatz 1 zu erstellende Szenariorahmen umfasst mindestens drei Szenarien, die mindestens für die nächsten zehn und höchstens 15 Jahre die Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen im Rahmen der klima- und energiepolitischen Ziele der Bundesregierung abdecken. Drei weitere Szenarien müssen das Jahr 2045 betrachten und eine Bandbreite von wahrscheinlichen Entwicklungen darstellen, welche sich an den gesetzlich festgelegten sowie weiteren klima- und energiepolitischen Zielen der Bundesregierung ausrichten.

(3) Für die Szenarien nach Absatz 2 sind angemessene Annahmen zugrunde zu legen über die Entwicklung der Gewinnung oder Erzeugung, der Versorgung und des Verbrauchs von Gas und Wasserstoff und deren Austausch mit anderen Ländern sowie der Dekarbonisierung. Zudem sind geplante Investitionsvorhaben in die regionale und gemeinschaftsweite Netzinfrastruktur sowie in Bezug auf Gas- und Wasserstoffspeicheranlagen und LNG-Wiederverdampfungsanlagen und die Auswirkungen denkbarer Störungen der Versorgung zu berücksichtigen. Der Szenariorahmen hat die Festlegungen der Systementwicklungsstrategie sowie Wärmepläne angemessen zu berücksichtigen; dabei können auch geeignete Transformationspläne der Verteilernetzbetreiber berücksichtigt werden.

(4) Die Koordinierungsstelle legt den Entwurf des Szenariorahmens der Regulierungsbehörde spätestens bis zum Ablauf des 30. Juni eines jeden geraden Kalenderjahres, erstmals zum Ablauf des 30. Juni 2024, zur Genehmigung vor. Die Regulierungsbehörde hat den Entwurf des Szenariorahmens auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt zu machen und gibt der Öffentlichkeit einschließlich tatsächlicher oder potenzieller Netznutzer sowie betroffener Netzbetreiber im Sinne von Absatz 1 Satz 2 und 3 Gelegenheit zur Äußerung.

(5) Die Regulierungsbehörde soll den Szenariorahmen unter Berücksichtigung der Ergebnisse der Öffentlichkeitsbeteiligung innerhalb von sechs Monaten nach Zugang des von der Koordinierungsstelle nach Absatz 4 vorgelegten Entwurfs genehmigen. Die Regulierungsbehörde kann nähere Bestimmungen zu Inhalt und Verfahren der Erstellung des Szenariorahmens, insbesondere zu den Betrachtungszeiträumen nach Absatz 2, treffen. Die Genehmigung ist nicht selbstständig durch Dritte anfechtbar.

(1) Die Betreiber von Fernleitungsnetzen und die regulierten Betreiber von Wasserstofftransportnetzen sind verpflichtet, auf der Grundlage des Szenariorahmens nach § 15b sowie anhand der nach § 15a Absatz 5 Satz 2 zur Verfügung gestellten Informationen einen Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff zu erstellen und an die Koordinierungsstelle zu übermitteln. Die Erstellung des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff erfolgt anhand bundeseinheitlicher Modellierungen auf Basis gemeinsamer, bundeseinheitlicher Parameter. Für das Fernleitungsnetz ist die bundeseinheitliche Modellierung als Grundlage der Netzentwicklungsplanung erst ab dem zweiten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff, den die Regulierungsbehörde im Jahr 2028 bestätigt, verbindlich, dabei ist bis dahin eine geeignete und allgemein nachvollziehbare Modellierung des Fernleitungsnetzes anzuwenden.

(2) Der Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff muss alle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten und effizienten Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau der Netze enthalten, die spätestens zum Ende der jeweiligen Betrachtungszeiträume im Sinne des § 15b Absatz 2 für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind. Insbesondere ist in den Netzentwicklungsplan ein Zeitplan für die Durchführung aller Netzausbaumaßnahmen aufzunehmen. Bei der Auswahl der Maßnahmen nach Satz 1 sind die Verteilnetzbetreiber angemessen zu beteiligen, ebenso ist der Umsetzung der klimapolitischen Ziele der Bundesregierung sowie der Versorgungssicherheit in besonderer Weise Rechnung zu tragen; bei den Maßnahmen zur Schaffung eines bundesweiten Wasserstoffnetzes ist überdies das Ziel einer preisgünstigen Energieversorgung in besonderer Weise zur berücksichtigen. Im Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff hat die Umstellung von vorhandenen Leitungsinfrastrukturen auf Wasserstoff grundsätzlich Vorrang gegenüber dem Neubau von Leitungen, sofern dies möglich und wirtschaftlich ist. Der Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff muss insbesondere die Fernleitungen ausweisen, die in den Betrachtungszeiträumen nach § 15b Absatz 2 auf Wasserstoff umgestellt werden können. Fernleitungen dürfen nur umgestellt werden, wenn das verbleibende Fernleitungsnetz die Anforderungen des nach § 15b Absatz 5 genehmigten Szenariorahmens erfüllt und die zum Zeitpunkt der Umstellung voraussichtlich verbleibenden Erdgastransportbedarfe erfüllen kann. Um die Umstellung von Fernleitungen auf Wasserstoff zu ermöglichen, kann der Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff zusätzliche Ausbaumaßnahmen im Fernleitungsnetz in einem geringfügigen Umfang ausweisen. Im Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff ist anzugeben, weshalb eine Maßnahme im Vergleich zu möglichen Alternativen als die langfristig effizienteste ausgewählt wurde. Dabei ist auf die Kosten und die zeitliche Durchführung der jeweiligen Alternativen einzugehen. In dem Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff sind der gemeinschaftsweite Netzentwicklungsplan für Erdgas nach Artikel 32 der Verordnung (EU) 2024/1789 sowie der gemeinschaftsweite Netzentwicklungsplan für Wasserstoff nach Artikel 60 der Verordnung (EU) 2024/1789 zu berücksichtigen. Der Netzentwicklungsplan muss Angaben zum Stand der Umsetzung des zuletzt veröffentlichten Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff und im Falle von Verzögerungen der Umsetzung die dafür maßgeblichen Gründe enthalten. Im ersten Netzentwicklungsplan müssen darüber hinaus Angaben zum Stand der Umsetzung des Wasserstoffkernnetzes enthalten sein.

(3) Die Betreiber von Fernleitungsnetzen und die regulierten Betreiber von Wasserstofftransportnetzen schlagen in Abstimmung mit den jeweils betroffenen Betreibern von Gasverteilernetzen, von Wasserstoffnetzen, die keine Transportnetze darstellen, sowie von sonstigen Leitungsinfrastrukturen, die auf Wasserstoff umgestellt werden können, für jede Maßnahme ein Unternehmen vor, das für die Durchführung der Maßnahme ganz oder teilweise verantwortlich ist. Es können auch mehrere Unternehmen vorgeschlagen werden. Im Rahmen des Vorschlags nach Satz 1 oder Satz 2 müssen die Betreiber von Fernleitungsnetzen und die regulierten Betreiber von Wasserstofftransportnetzen darlegen, dass die Durchführung der Maßnahme durch das vorgeschlagene Unternehmen oder die vorgeschlagenen Unternehmen möglichst zügig und effizient ist. Sofern kein Unternehmen einvernehmlich vorgeschlagen wird oder wenn der Vorschlag aus Gründen der Effizienz, der Realisierungsgeschwindigkeit oder aus anderen im öffentlichen Interesse liegenden Erwägungen von der Regulierungsbehörde als nicht zweckmäßig erachtet wird, kann die Regulierungsbehörde im Rahmen der Bestätigung des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff oder durch gesonderte Entscheidung ein geeignetes oder mehrere geeignete Unternehmen bestimmen. Geeignet ist ein Unternehmen, wenn es über die personelle, technische und wirtschaftliche Leistungsfähigkeit und Zuverlässigkeit verfügt, um den Netzbetrieb auf Dauer zu gewährleisten. Die durch die Bestätigung nach § 15d Absatz 3 bestimmten Unternehmen sind zur Umsetzung der Maßnahmen verpflichtet. Satz 6 ist nur für solche Unternehmen anzuwenden, die der Regulierung unterfallen oder die erklärt haben, dass sie zur Umsetzung der Maßnahme bereit sind.

(4) Die Koordinierungsstelle veröffentlicht den Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff vor Vorlage bei der Regulierungsbehörde auf ihrer Internetseite und gibt der Öffentlichkeit einschließlich tatsächlicher und potenzieller Netznutzer sowie betroffener Netzbetreiber Gelegenheit zur Äußerung. Dafür werden neben dem Entwurf alle weiteren erforderlichen Informationen auf der Internetseite der Koordinierungsstelle zur Verfügung gestellt. Betroffene Netzbetreiber im Sinne von Satz 1 sind insbesondere Betreiber von Gasverteilernetzen, von Wasserstoffnetzen, die kein Transportnetz darstellen, sowie von sonstigen Leitungsinfrastrukturen, die auf Wasserstoffleitungen umgestellt werden können. Der Entwurf ist spätestens bis zum Ablauf des 31. Mai eines jeden ungeraden Kalenderjahres, erstmals bis zum Ablauf des 31. Mai 2025, zu veröffentlichen.

(5) Die Koordinierungsstelle legt den nach Absatz 4 konsultierten und überarbeiteten Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff unverzüglich nach Fertigstellung, jedoch spätestens zehn Monate nach Genehmigung des Szenariorahmens nach § 15b Absatz 5, der Regulierungsbehörde zur Bestätigung vor.

(1) Die Regulierungsbehörde prüft die Übereinstimmung des vorgelegten Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff mit den Anforderungen nach § 15c Absatz 1 bis 3. Sie kann von den Betreibern von Fernleitungsnetzen und den regulierten Betreibern von Wasserstofftransportnetzen Änderungen des Entwurfs des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff verlangen. Die Betreiber von Fernleitungsnetzen und die regulierten Betreiber von Wasserstofftransportnetzen sind verpflichtet, den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff unverzüglich entsprechend dem Änderungsverlangen nach Satz 2 anzupassen. Die Koordinierungsstelle ist verpflichtet, den nach Satz 3 geänderten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff unverzüglich der Regulierungsbehörde vorzulegen. Die Koordinierungsstelle stellt der Regulierungsbehörde auf Verlangen die für ihre Prüfungen erforderlichen Informationen und Daten zur Verfügung. Die Regulierungsbehörde kann von den Betreibern von Fernleitungsnetzen, den regulierten Betreibern von Wasserstofftransportnetzen und von der Koordinierungsstelle die Vorlage weiterer Angaben oder Unterlagen verlangen, soweit dies für ihre Prüfung erforderlich ist. Die Regulierungsbehörde kann Vorgaben zur Art der Bereitstellung der Angaben oder Unterlagen machen. Bestehen Zweifel, ob der Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff mit dem gemeinschaftsweiten Netzentwicklungsplan für Gas und für Wasserstoff in Einklang steht, konsultiert die Regulierungsbehörde die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden. Die Regulierungsbehörde holt bei der Prüfung des Wasserstofftransportnetzes der in den Jahren 2026 und 2028 zu bestätigenden Netzentwicklungspläne Gas und Wasserstoff nach Satz 1 jeweils die gutachterliche Äußerung eines unabhängigen Sachverständigen ein und berücksichtigt diese bei ihrer Entscheidung nach Absatz 3.

(2) Die Regulierungsbehörde veröffentlicht den nach § 15c Absatz 5 oder im Fall eines Änderungsverlangens nach Absatz 1 Satz 2 den nach Absatz 1 Satz 4 vorgelegten Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff und gibt der Öffentlichkeit einschließlich tatsächlicher und potenzieller Netznutzer und betroffener und potenzieller Netzbetreiber im Sinne von § 15c Absatz 4 Satz 1 und 3 Gelegenheit zur Äußerung.

(3) Die Regulierungsbehörde soll den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff unter Berücksichtigung der Öffentlichkeitsbeteiligung mit Wirkung für die Fernleitungsnetzbetreiber und die regulierten Betreiber von Wasserstofftransportnetzen spätestens bis zum Ablauf des 30. Juni eines jeden geraden Kalenderjahres, erstmals bis zum Ablauf des 30. Juni 2026, bestätigen. Die Bestätigung ist nicht selbstständig durch Dritte anfechtbar.

(4) Die Regulierungsbehörde kann nähere Bestimmungen zum Inhalt und zum Verfahren der Erstellung des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff sowie zur Ausgestaltung des nach Absatz 2, § 15b Absatz 4 Satz 2 und § 15c Absatz 4 Satz 1 durchzuführenden Verfahrens zur Beteiligung der Öffentlichkeit treffen.

(5) Nach der erstmaligen Durchführung des Verfahrens nach den §§ 15b und 15c kann die Regulierungsbehörde die Öffentlichkeitsbeteiligung auf Änderungen gegenüber dem zuletzt bestätigten Szenariorahmen oder dem zuletzt veröffentlichten Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff beschränken. Abweichend von Satz 1 muss mindestens alle vier Jahre eine umfassende Öffentlichkeitsbeteiligung durchgeführt werden.

(6) Für Projekte, die Teil des nach § 28q Absatz 8 Satz 1 genehmigten Wasserstoff-Kernnetzes sind, sind die Rechtsfolgen des § 28q Absatz 8 Satz 4 nur anzuwenden, solange sie Teil eines nach Absatz 3 bestätigten Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff sind, dabei bleibt § 28q Absatz 8 Satz 5 unberührt.

(1) Die Regulierungsbehörde stellt den Bundesministerien sowie dem Umweltbundesamt Daten für digitale Netzberechnungen zur Verfügung, soweit sie darlegen, dass die Daten zur Erfüllung ihrer jeweiligen Aufgaben erforderlich sind. Dazu gehören insbesondere die Netzmodelle und Daten zur Netztopologie, einschließlich unternehmensbezogener Daten, sofern diese keine personenbezogenen Daten sind, und Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse.

(2) Die Regulierungsbehörde gibt auf Antrag Dritter die Netzmodelle und Daten zur Netztopologie an solche antragstellenden Dritten heraus, die

• 1. die Fachkunde zur Überprüfung der Netzentwicklungsplanung nachweisen und darlegen, dass die Daten zur Erfüllung ihrer jeweiligen Aufgaben erforderlich sind, sowie
• 2. die vertrauliche Behandlung der Informationen zusichern oder, sofern die Informationen als Verschlusssachen eingestuft wurden, die Berechtigung zum Umgang mit Verschlusssachen mit einem Geheimhaltungsgrad nach § 4 Absatz 2 des Sicherheitsüberprüfungsgesetzes haben, der dem Geheimhaltungsgrad der eingestuften Verschlusssache entspricht, die herausgegeben werden soll; im Übrigen bleiben die geheimschutzrechtlichen Regelungen insbesondere nach § 4 des Sicherheitsüberprüfungsgesetzes unberührt.

Die Regulierungsbehörde stellt die Daten in einem standardisierten, elektronisch verarbeitbaren Format zur Verfügung, sofern dies unter Beachtung geheimschutzrechtlicher Regelungen möglich ist. Daten, die Betriebs- oder Geschäftsgeheimnisse darstellen oder die sicherheitsrelevant sind, sowie personenbezogene Daten dürfen von der Regulierungsbehörde nicht nach Satz 1 herausgegeben werden. In diesem Fall hat die Regulierungsbehörde typisierte Datensätze an den Antragsteller herauszugeben. Die Herausgabe geospezifischer Daten zur Netztopologie an Dritte setzt die vorherige Zustimmung des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik voraus.

(1) Sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Gasversorgungssystems in dem jeweiligen Netz gefährdet oder gestört ist, sind Betreiber von Fernleitungsnetzen berechtigt und verpflichtet, die Gefährdung oder Störung durch

• 1. netzbezogene Maßnahmen und
• 2. marktbezogene Maßnahmen, wie insbesondere den Einsatz von Ausgleichsleistungen, vertragliche Regelungen über eine Abschaltung und den Einsatz von Speichern,

zu beseitigen.

(2) Lässt sich eine Gefährdung oder Störung durch Maßnahmen nach Absatz 1 nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so sind Betreiber von Fernleitungsnetzen im Rahmen der Zusammenarbeit nach § 15 Abs. 1 berechtigt und verpflichtet, sämtliche Gaseinspeisungen, Gastransporte und Gasausspeisungen in ihren Netzen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs der Netze anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Soweit die Vorbereitung und Durchführung von Anpassungsmaßnahmen nach Satz 1 die Mitwirkung der Betroffenen erfordert, sind diese verpflichtet, die notwendigen Handlungen vorzunehmen. Bei einer erforderlichen Anpassung von Gaseinspeisungen und Gasausspeisungen sind die betroffenen Betreiber von anderen Fernleitungs- und Gasverteilernetzen und Gashändler soweit möglich vorab zu informieren.

(2a) Bei Maßnahmen nach den Absätzen 1 und 2 sind Auswirkungen auf die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf Grundlage der von den Betreibern von Übertragungsnetzen nach § 15 Absatz 2 bereitzustellenden Informationen angemessen zu berücksichtigen. Der Gasbezug einer Anlage, die als systemrelevantes Gaskraftwerk nach § 13f ausgewiesen ist, darf durch eine Maßnahme nach Absatz 1 nicht eingeschränkt werden, soweit der Betreiber des betroffenen Übertragungsnetzes die weitere Gasversorgung der Anlage gegenüber dem Betreiber des Fernleitungsnetzes anweist. Der Gasbezug einer solchen Anlage darf durch eine Maßnahme nach Absatz 2 nur nachrangig eingeschränkt werden, soweit der Betreiber des betroffenen Übertragungsnetzes die weitere Gasversorgung der Anlage gegenüber dem Betreiber des Fernleitungsnetzes anweist. Eine Anweisung der nachrangigen Einschränkbarkeit systemrelevanter Gaskraftwerke nach Satz 3 ist nur zulässig, wenn der Betreiber des betroffenen Übertragungsnetzes zuvor alle verfügbaren netz- und marktbezogenen Maßnahmen nach § 13 Absatz 1 ausgeschöpft hat und eine Abwägung der Folgen weiterer Anpassungen von Stromeinspeisungen und Stromabnahmen im Rahmen von Maßnahmen nach § 13 Absatz 2 mit den Folgen weiterer Anpassungen von Gaseinspeisungen und Gasausspeisungen im Rahmen von Maßnahmen nach Absatz 2 eine entsprechende Anweisung angemessen erscheinen lassen.

(3) Im Falle einer Anpassung nach Absatz 2 ruhen bis zur Beseitigung der Gefährdung oder Störung alle hiervon jeweils betroffenen Leistungspflichten. Satz 1 führt nicht zu einer Aussetzung der Abrechnung der Bilanzkreise durch den Marktgebietsverantwortlichen. Soweit bei Vorliegen der Voraussetzungen nach den Absätzen 2 und 2a Maßnahmen getroffen werden, ist insoweit die Haftung für Vermögensschäden ausgeschlossen. Im Übrigen bleibt § 11 Absatz 3 unberührt.

(4) Über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen sind die hiervon unmittelbar Betroffenen und die Regulierungsbehörde unverzüglich zu informieren. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen.

(4a) Reichen die Maßnahmen nach Absatz 2 nach Feststellung eines Betreibers von Fernleitungsnetzen nicht aus, um eine Versorgungsstörung für lebenswichtigen Bedarf im Sinne des § 1 des Energiesicherungsgesetzes abzuwenden, muss der Betreiber von Fernleitungsnetzen unverzüglich die Regulierungsbehörde unterrichten.

(5) (weggefallen)

Die §§ 15 und 16 Absatz 1 bis 4a gelten für Betreiber von Gasverteilernetzen im Rahmen ihrer Verteilungsaufgaben entsprechend, soweit sie für die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Gasversorgung in ihrem Netz verantwortlich sind.

(1) Betreiber von Energieversorgungsnetzen haben Letztverbraucher, gleich- oder nachgelagerte Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze sowie -leitungen, Ladepunkte für Elektromobile, Erzeugungs- und Gasspeicheranlagen, Biogasaufbereitungsanlagen sowie Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie zu technischen und wirtschaftlichen Bedingungen an ihr Netz anzuschließen, die angemessen, diskriminierungsfrei, transparent und nicht ungünstiger sind, als sie von den Betreibern der Energieversorgungsnetze in vergleichbaren Fällen für Leistungen innerhalb ihres Unternehmens oder gegenüber verbundenen oder assoziierten Unternehmen angewendet werden. Diese Pflicht besteht nicht für Betreiber eines L-Gasversorgungsnetzes hinsichtlich eines Anschlusses an das L-Gasversorgungsnetz, es sei denn, die beantragende Partei weist nach, dass ihr der Anschluss an ein H-Gasversorgungsnetz aus wirtschaftlichen oder technischen Gründen unmöglich oder unzumutbar ist. Hat die beantragende Partei diesen Nachweis erbracht, bleibt der Betreiber des L-Gasversorgungsnetzes berechtigt, den Anschluss an das L-Gasversorgungsnetz unter den Voraussetzungen von Absatz 2 zu verweigern. Die Sätze 2 und 3 sind nicht anzuwenden, wenn der Anschluss bis zum 21. Dezember 2018 beantragt wurde.

(2) Betreiber von Energieversorgungsnetzen können einen Netzanschluss nach Absatz 1 Satz 1 verweigern, soweit sie nachweisen, dass ihnen die Gewährung des Netzanschlusses aus betriebsbedingten oder sonstigen wirtschaftlichen oder technischen Gründen unter Berücksichtigung des Zwecks des § 1 nicht möglich oder nicht zumutbar ist. Die Ablehnung ist in Textform zu begründen. 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 im Einzelnen erforderlich wären, um den Netzanschluss durchzuführen; 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.

(2a) Der Netzanschlussvorrang gemäß § 8 Absatz 1 Satz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 3 Absatz 1 Satz 1 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes ist nicht gegenüber Energiespeicheranlagen anzuwenden.

(2b) Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen können Anschlussnehmern den Abschluss einer flexiblen Netzanschlussvereinbarung anbieten. Eine flexible Netzanschlussvereinbarung nach Satz 1 gibt dem Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen das Recht, vom Anschlussnehmer eine statische oder dynamische Begrenzung der maximalen Entnahme- oder Einspeiseleistung zu verlangen. Eine flexible Netzanschlussvereinbarung muss insbesondere folgende Regelungen enthalten:

• 1. Höhe der Begrenzung der Entnahme- oder Einspeiseleistung,
• 2. Zeitraum oder Zeiträume der Begrenzung der Entnahme- oder Einspeiseleistung,
• 3. Dauer der flexiblen Netzanschlussvereinbarung,
• 4. technische Anforderungen an die Begrenzung der Entnahme- oder Einspeiseleistung und
• 5. Haftung des Anschlussnehmers bei Überschreitung der vereinbarten maximalen Entnahme- oder Einspeiseleistung.

§ 8a des Erneuerbare-Energien-Gesetzes sowie Inhalte einer Festlegung der Bundesnetzagentur nach § 14a bleiben unberührt.

(3) Die Bundesregierung wird ermächtigt, durch Rechtsverordnung mit Zustimmung des Bundesrates Vorschriften über die technischen und wirtschaftlichen Bedingungen für einen Netzanschluss nach Absatz 1 Satz 1 zu erlassen. Insbesondere können durch Rechtsverordnungen nach Satz 1 unter angemessener Berücksichtigung der Interessen der Betreiber von Energieversorgungsnetzen und der Anschlussnehmer

• 1. die Bestimmungen der Verträge einheitlich festgesetzt werden,
• 2. Regelungen über den Vertragsabschluss, den Gegenstand und die Beendigung der Verträge getroffen werden und
• 3. festgelegt sowie näher bestimmt werden, in welchem Umfang und zu welchen Bedingungen ein Netzanschluss nach Absatz 2 zumutbar ist; dabei kann auch das Interesse der Allgemeinheit an einer möglichst kostengünstigen Struktur der Energieversorgungsnetze berücksichtigt werden.

(4) Die Bundesnetzagentur kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 Vorgaben zu den technischen und wirtschaftlichen Bedingungen für einen Netzanschluss nach Absatz 1 Satz 1 oder Absatz 2b oder zu den Methoden für die Bestimmung dieser Bedingungen machen; dabei kann sie von Verordnungen nach Absatz 3 abweichen oder ergänzende Regelungen treffen. Dies umfasst insbesondere Vorgaben zu Anschlusskosten und Baukostenzuschüssen.

(1) Betreiber von Übertragungsnetzen, in deren Regelzone die Netzanbindung von Windenergieanlagen auf See erfolgen soll (anbindungsverpflichteter Übertragungsnetzbetreiber), haben die Offshore-Anbindungsleitungen entsprechend den Vorgaben des Offshore-Netzentwicklungsplans und ab dem 1. Januar 2019 entsprechend den Vorgaben des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes zu errichten und zu betreiben. Sie haben mit der Umsetzung der Netzanbindungen von Windenergieanlagen auf See entsprechend den Vorgaben des Offshore-Netzentwicklungsplans und ab dem 1. Januar 2019 entsprechend den Vorgaben des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes zu beginnen und die Errichtung der Netzanbindungen von Windenergieanlagen auf See zügig voranzutreiben. Eine Offshore-Anbindungsleitung nach Satz 1 ist ab dem Zeitpunkt der Fertigstellung ein Teil des Energieversorgungsnetzes.

(1a) Es sind alle erforderlichen Maßnahmen zu ergreifen, damit die Offshore-Anbindungsleitungen, die im Flächenentwicklungsplan festgelegt sind, rechtzeitig zum festgelegten Jahr der Inbetriebnahme errichtet werden können. Insbesondere können mehrere Offshore-Anbindungsleitungen in einem Trassenkorridor pro Jahr errichtet werden. Für die Errichtung von Offshore-Anbindungsleitungen können alle technisch geeigneten Verfahren verwendet werden. Im Küstenmeer soll in den Jahren 2024 bis 2032 die Errichtung auch im Zeitraum vom 1. April bis zum 31. Oktober erfolgen, wenn dies mit dem Küstenschutz vereinbar ist.

(1b) Der Betrieb von Offshore-Anbindungsleitungen soll in der Regel nicht dazu führen, dass sich das Sediment im Abstand zur Meeresbodenoberfläche von 20 Zentimetern in der ausschließlichen Wirtschaftszone oder im Abstand von 30 Zentimetern im Küstenmeer der Nordsee oder im Abstand von 20 Zentimetern im Küstenmeer der Ostsee um mehr als 2 Kelvin erwärmt. Eine stärkere Erwärmung ist zulässig, wenn sie nicht mehr als zehn Tage pro Jahr andauert oder weniger als 1 Kilometer Länge der Offshore-Anbindungsleitung betrifft. Die Sätze 1 und 2 sind sowohl auf bereits in Betrieb befindliche Offshore-Anbindungsleitungen als auch auf neu zu errichtende Offshore-Anbindungsleitungen anwendbar. Auf die parkinternen Seekabel und grenzüberschreitende Kabelsysteme sind die Sätze 1 bis 3 entsprechend anwendbar.

(2) Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber beauftragt die Offshore-Anbindungsleitung so rechtzeitig, dass die Fertigstellungstermine in den im Flächenentwicklungsplan und im Netzentwicklungsplan dafür festgelegten Kalenderjahren einschließlich des Quartals im jeweiligen Kalenderjahr liegen. Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber beauftragt die Offshore-Anbindungsleitung, sobald die anzubindende Fläche im Flächenentwicklungsplan festgelegt ist. Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber hat spätestens nach Auftragsvergabe die Daten der voraussichtlichen Fertigstellungstermine der Offshore-Anbindungsleitung der Regulierungsbehörde bekannt zu machen und auf seiner Internetseite zu veröffentlichen. Nach Bekanntmachung der voraussichtlichen Fertigstellungstermine nach Satz 3 hat der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber mit den Betreibern der Windenergieanlage auf See, die gemäß den §§ 20, 21, 34 oder 54 des Windenergie-auf-See-Gesetzes einen Zuschlag erhalten haben, einen Realisierungsfahrplan abzustimmen, der die zeitliche Abfolge für die einzelnen Schritte zur Errichtung der Windenergieanlage auf See und zur Herstellung des Netzanschlusses enthält. Dabei sind die Fristen zur Realisierung der Windenergieanlage auf See gemäß § 81 des Windenergie-auf-See-Gesetzes und die Vorgaben gemäß § 5 Absatz 1 Nummer 4 des Windenergie-auf-See-Gesetzes im Flächenentwicklungsplan zu berücksichtigen. Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber und der Betreiber der Windenergieanlage auf See haben sich regelmäßig über den Fortschritt bei der Errichtung der Windenergieanlage auf See und der Herstellung des Netzanschlusses zu unterrichten; mögliche Verzögerungen oder Abweichungen vom Realisierungsfahrplan sind unverzüglich mitzuteilen. Die bekannt gemachten voraussichtlichen Fertigstellungstermine können nur mit Zustimmung der Regulierungsbehörde im Benehmen mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie geändert werden; die Regulierungsbehörde trifft die Entscheidung nach pflichtgemäßem Ermessen und unter Berücksichtigung der Interessen der Beteiligten und der volkswirtschaftlichen Kosten. 36 Monate vor Eintritt der voraussichtlichen Fertigstellung werden die bekannt gemachten Fertigstellungstermine jeweils verbindlich. Die Sätze 2 und 4 sind nicht auf Testfeld-Anbindungsleitungen anzuwenden.

(3) Betreiber von Windenergieanlagen auf See mit einem Zuschlag nach den §§ 20, 21, 34 oder 54 des Windenergie-auf-See-Gesetzes erhalten ausschließlich eine Kapazität auf der Offshore-Anbindungsleitung, die zur Anbindung der entsprechenden Fläche im Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes vorgesehen ist. Ausnahmsweise kann eine Anbindung über einen anderen im Bundesfachplan Offshore nach § 17a festgelegten Cluster erfolgen, sofern dies im Bundesfachplan Offshore und im Offshore-Netzentwicklungsplan ausdrücklich vorgesehen ist und dies für eine geordnete und effiziente Nutzung und Auslastung der Offshore-Anbindungsleitungen erforderlich ist.

(4) Die Regulierungsbehörde kann im Benehmen mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie dem Betreiber einer Windenergieanlage auf See, der über zugewiesene Netzanbindungskapazität verfügt, die Netzanbindungskapazität entziehen und ihm Netzanbindungskapazität auf einer anderen Offshore-Anbindungsleitung zuweisen (Kapazitätsverlagerung), soweit dies einer geordneten und effizienten Nutzung und Auslastung von Offshore-Anbindungsleitungen dient und soweit dem die Bestimmungen des Bundesfachplans Offshore und ab dem 1. Januar 2019 des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes nicht entgegenstehen. Vor der Entscheidung sind der betroffene Betreiber einer Windenergieanlage auf See und der betroffene anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber zu hören.

(5) Die zugewiesene Netzanbindungskapazität besteht, soweit und solange ein Planfeststellungsbeschluss oder eine Plangenehmigung für die Windenergieanlagen auf See wirksam ist. Wird ein Zuschlag nach den §§ 20, 21, 34 oder 54 des Windenergie-auf-See-Gesetzes unwirksam, entfällt die zugewiesene Netzanbindungskapazität auf der entsprechenden Offshore-Anbindungsleitung, die zur Anbindung der Fläche vorgesehen ist. Die Regulierungsbehörde teilt dem anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreiber unverzüglich die Unwirksamkeit eines Zuschlags mit und ergreift im Benehmen mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie angemessene Maßnahmen für eine geordnete und effiziente Nutzung und Auslastung der betroffenen Offshore-Anbindungsleitung. Vor der Entscheidung ist der betroffene anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber zu hören.

(6) Anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber sind gegenüber dem Inhaber einer Genehmigung zum Bau von Windenergieanlagen auf See im Küstenmeer nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz verpflichtet, die Netzanbindung von dem Umspannwerk der Windenergieanlagen auf See bis zu dem technisch und wirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt des nächsten Übertragungsnetzes auf die technisch und wirtschaftlich günstigste Art und Weise zu errichten und zu betreiben. Inhaber einer Genehmigung zum Bau von Windenergieanlagen auf See im Küstenmeer nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz haben einen Anspruch auf Anbindung nach Satz 1 nur dann, wenn der auf der Fläche im Küstenmeer erzeugte Strom ausschließlich im Wege der sonstigen Direktvermarktung nach § 21a des Erneuerbare-Energien-Gesetzes veräußert wird und eine Sicherheit entsprechend § 21 des Windenergie-auf-See-Gesetzes bezogen auf die genehmigte Höhe der zu installierenden Leistung an die Bundesnetzagentur zur Sicherung von Ansprüchen des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers nach Absatz 9 geleistet wurde. § 31 Absatz 3 bis 5 des Erneuerbaren-Energien-Gesetzes ist entsprechend anzuwenden. Absatz 2 Satz 3 ist entsprechend für Netzanbindungen nach Satz 1 anzuwenden. Die Anbindungsverpflichtung entfällt, wenn Vorgaben des Flächenentwicklungsplans entgegenstehen oder der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber gegenüber der Bundesnetzagentur eine Stellungnahme nach Satz 4 und Absatz 2 Satz 5 abgibt. Eine Netzanbindung nach Satz 1 ist ab dem Zeitpunkt der Fertigstellung ein Teil des Energieversorgungsnetzes.

(7) Nachdem die Bundesnetzagentur auf Antrag des Inhabers der Genehmigung bestätigt hat, dass der Nachweis über eine bestehende Finanzierung für die Errichtung von Windenergieanlagen auf See in dem Umfang der genehmigten Anlagen gegenüber der Bundesnetzagentur erbracht worden ist, beauftragt der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber unverzüglich die Netzanbindung nach Absatz 6. Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber hat spätestens nach Auftragsvergabe den voraussichtlichen Fertigstellungstermin der Netzanbindung der Bundesnetzagentur bekannt zu machen und auf seiner Internetseite zu veröffentlichen. Der bekannt gemachte voraussichtliche Fertigstellungstermin kann nur mit Zustimmung der Regulierungsbehörde verschoben werden, dabei trifft die Regulierungsbehörde die Entscheidung nach pflichtgemäßem Ermessen und unter Berücksichtigung der Interessen der Beteiligten und der volkswirtschaftlichen Kosten. 30 Monate vor Eintritt der voraussichtlichen Fertigstellung wird der bekannt gemachte Fertigstellungstermin verbindlich.

(8) Nach Bekanntmachung des voraussichtlichen Fertigstellungstermins nach Absatz 7 Satz 4 hat der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber mit dem Inhaber der Genehmigung zum Bau von Windenergieanlagen auf See im Küstenmeer nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz einen Realisierungsfahrplan abzustimmen, der die zeitliche Abfolge für die einzelnen Schritte zur Errichtung der Windenergieanlage auf See und zur Herstellung des Netzanschlusses einschließlich eines Anschlusstermins enthält. Der Inhaber der Genehmigung für die Errichtung der Windenergieanlagen auf See muss

• 1. spätestens sechs Monate vor dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass mit der Errichtung der Windenergieanlagen begonnen worden ist,
• 2. spätestens zum verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft mindestens einer Windenergieanlage auf See einschließlich der zugehörigen parkinternen Verkabelung hergestellt worden ist, und
• 3. innerhalb von sechs Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der Bundesnetzagentur den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist; diese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu 95 Prozent der genehmigten installierten Leistung entspricht.

Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber und der Betreiber der Windenergieanlage auf See haben sich regelmäßig über den Fortschritt bei der Errichtung der Windenergieanlage auf See und der Herstellung des Netzanschlusses zu unterrichten, dabei sind mögliche Verzögerungen oder Abweichungen vom Realisierungsfahrplan unverzüglich auch der Bundesnetzagentur mitzuteilen.

(9) Der Inhaber der Genehmigung zum Bau von Windenergieanlagen auf See im Küstenmeer nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz muss an den anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreiber eine Pönale leisten, wenn er gegen die Fristen nach Absatz 8 Satz 2 verstößt. Die Höhe der Pönale entspricht

• 1. bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 1 70 Prozent der nach Absatz 6 Satz 2 zu leistenden Sicherheit,
• 2. bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 2 70 Prozent der verbleibenden Sicherheit und
• 3. bei Verstößen gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 3 dem Wert, der sich aus dem Betrag der verbleibenden Sicherheit multipliziert mit dem Quotienten aus der installierten Leistung der nicht betriebsbereiten Windenergieanlagen und der genehmigten zu installierenden Leistung ergibt.

§ 88 des Windenergie-auf-See-Gesetzes ist entsprechend anzuwenden. Unbeschadet der Pönale nach Satz 1 entfällt der Anspruch nach Absatz 6 Satz 1 bei einem Verstoß gegen Absatz 8 Satz 2 Nummer 1. § 81 Absatz 2a des Windenergie-auf-See-Gesetzes ist entsprechend anzuwenden.

(10) Die Regulierungsbehörde kann durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen treffen

• 1. zur Umsetzung des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans gemäß § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes, zu den erforderlichen Schritten, die die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Erfüllung ihrer Pflichten nach Absatz 1 zu unternehmen haben, und zu deren zeitlicher Abfolge; dies schließt Festlegungen zur Ausschreibung und Vergabe von Anbindungsleitungen, zur Vereinbarung von Realisierungsfahrplänen nach Absatz 2 Satz 4, zur Information der Betreiber der anzubindenden Windenergieanlagen auf See und zu einem Umsetzungszeitplan ein, und
• 2. zum Verfahren zur Kapazitätsverlagerung nach Absatz 4 und im Fall der Unwirksamkeit des Zuschlags nach Absatz 5; dies schließt Festlegungen zur Art und Ausgestaltung der Verfahren sowie zu möglichen Sicherheitsleistungen oder Garantien ein.

Festlegungen nach Nummer 2 erfolgen im Einvernehmen mit dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie.

(11) § 65 Absatz 2a ist entsprechend anzuwenden, wenn der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber eine Leitung, die entsprechend den Vorgaben des Netzentwicklungsplans und des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes nach Absatz 1 errichtet werden muss, nicht entsprechend diesen Vorgaben errichtet.

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

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

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

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

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

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

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

(1) Soweit sich aus den nachfolgenden Absätzen oder einer Rechtsverordnung nichts anderes ergibt, werden den Übertragungsnetzbetreibern nach den Vorgaben des Energiefinanzierungsgesetzes die Kosten erstattet

• 1. für Entschädigungszahlungen nach § 17e,
• 2. für Maßnahmen aus einem der Bundesnetzagentur vorgelegten Schadensminderungskonzept nach Absatz 3 Satz 2 und 3,
• 3. nach § 17d Absatz 1 und 6,
• 4. nach den §§ 17a und 17b in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung,
• 5. nach § 12b Absatz 1 Satz 4 Nummer 6,
• 6. für den Flächenentwicklungsplan nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes und
• 7. für Entschädigungszahlungen bei Störungen oder Verzögerungen der Einrichtung internationaler Offshore-Anbindungsleitungen nach Maßgabe des § 17k.

Zu den nach Satz 1 Nummer 1 erstattungsfähigen Kosten zählen auch die Kosten für eine Zwischenfinanzierung der Entschädigungszahlungen. Von den nach Satz 1 Nummer 1 erstattungsfähigen Kosten sind anlässlich des Schadensereignisses nach § 17e erhaltene Vertragsstrafen, Versicherungsleistungen oder sonstige Leistungen Dritter abzuziehen.

(2) Soweit der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber die Störung der Netzanbindung im Sinn von § 17e Absatz 1 oder die nicht rechtzeitige Fertigstellung der Anbindungsleistung im Sinn von § 17e Absatz 2 verursacht hat, werden die Kosten nach Absatz 1 Satz 1 nach den Vorgaben des Energiefinanzierungsgesetzes im Fall einer

• 1. vorsätzlichen Verursachung nicht erstattet,
• 2. fahrlässigen Verursachung nach Abzug eines Eigenanteils erstattet.

Der Eigenanteil nach Satz 1 Nummer 2 darf bei der Ermittlung der Netzentgelte nicht berücksichtigt werden. Er beträgt pro Kalenderjahr
- 1. 20 Prozent für Kosten bis zu einer Höhe von 200 Millionen Euro,
- 2. 15 Prozent für Kosten, die 200 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 400 Millionen Euro,
- 3. 10 Prozent für Kosten, die 400 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 600 Millionen Euro,
- 4. 5 Prozent für Kosten, die 600 Millionen übersteigen, bis zu einer Höhe von 1 000 Millionen Euro.

Bei fahrlässig, jedoch nicht grob fahrlässig verursachten Schäden ist der Eigenanteil des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers nach Satz 2 auf 17,5 Millionen Euro je Schadensereignis begrenzt. Soweit der Betreiber einer Windenergieanlage auf See einen Schaden auf Grund der nicht rechtzeitigen Herstellung oder der Störung der Netzanbindung erleidet, wird vermutet, dass zumindest grobe Fahrlässigkeit des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers vorliegt.

(3) Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber hat alle möglichen und zumutbaren Maßnahmen zu ergreifen, um einen Schadenseintritt zu verhindern, den eingetretenen Schaden unverzüglich zu beseitigen und weitere Schäden abzuwenden oder zu mindern. Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber hat bei Schadenseintritt unverzüglich der Bundesnetzagentur ein Konzept mit den geplanten Schadensminderungsmaßnahmen nach Satz 1 vorzulegen und dieses bis zur vollständigen Beseitigung des eingetretenen Schadens regelmäßig zu aktualisieren. Die Bundesnetzagentur kann bis zur vollständigen Beseitigung des eingetretenen Schadens Änderungen am Schadensminderungskonzept nach Satz 2 verlangen. Eine Erstattung der Kosten nach Absatz 1 findet nur statt, soweit der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber nachweist, dass er alle möglichen zumutbaren Schadensminderungsmaßnahmen nach Satz 1 ergriffen hat. Der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber hat den Schadenseintritt, das der Bundesnetzagentur vorgelegte Schadensminderungskonzept nach Satz 2 und die ergriffenen Schadensminderungsmaßnahmen zu dokumentieren und darüber auf seiner Internetseite zu informieren.

(4) Der rechnerische Anteil an der zur Erstattung der Kosten nach Absatz 1 nach § 12 Absatz 1 des Energiefinanzierungsgesetzes erhobenen Umlage, der auf die Kosten nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 entfällt, darf höchstens 0,25 Cent pro Kilowattstunde betragen. Entschädigungszahlungen nach § 17e, die wegen einer Überschreitung des zulässigen Höchstwerts nach Satz 1 in einem Kalenderjahr nicht erstattet werden können, werden einschließlich der Kosten des betroffenen anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers für eine Zwischenfinanzierung in den folgenden Kalenderjahren erstattet.

Die Haftung des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers gegenüber Betreibern von Windenergieanlagen auf See für nicht vorsätzlich verursachte Sachschäden ist je Schadensereignis insgesamt begrenzt auf 100 Millionen Euro. Übersteigt die Summe der Einzelschäden bei einem Schadensereignis die Höchstgrenze nach Satz 1, so wird der Schadensersatz in dem Verhältnis gekürzt, in dem die Summe aller Schadensersatzansprüche zur Höchstgrenze steht.

Anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber sollen Versicherungen zur Deckung von Vermögens- und Sachschäden, die beim Betreiber von Offshore-Anlagen auf Grund einer nicht rechtzeitig fertiggestellten oder gestörten Anbindung der Offshore-Anlage an das Übertragungsnetz des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers entstehen, abschließen. Der Abschluss einer Versicherung nach Satz 1 ist der Regulierungsbehörde nachzuweisen.

(1) Die Ermittlung der nach § 17f Absatz 1 Satz 1 Nummer 3 bis 6 umlagefähigen Netzkosten für die Errichtung und den Betrieb von Offshore-Anbindungsleitungen erfolgt nach den von der Regulierungsbehörde gemäß den §§ 21 und 21a festgelegten Regelungen zur Netzkostenermittlung mit den Maßgaben des Absatzes 2, solange und sofern die Regulierungsbehörde nicht eine Festlegung nach § 21 Absatz 3 Nummer 1 Buchstabe g erlassen hat. Die Ermittlung der Kosten nach Satz 1 hat getrennt von den sonstigen Netzkosten zu erfolgen, die nicht die Errichtung und den Betrieb von Offshore-Anbindungsleitungen betreffen, solange und sofern die Regulierungsbehörde nicht eine Festlegung nach § 21 Absatz 3 Satz 4 Nummer 1 Buchstabe g erlassen hat.

(2) Netzkosten für die Errichtung und den Betrieb von Offshore-Anbindungsleitungen, die nicht oder nicht vollständig in einer separaten Gewinn- und Verlustrechnung für die Elektrizitätsübertragung oder Elektrizitätsverteilung des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres nach § 6b Absatz 3 erfasst sind, hat der Netzbetreiber in vergleichbarer Weise darzulegen und auf Verlangen der Bundesnetzagentur nachzuweisen. Bei der Ermittlung der Netzkosten nach Absatz 1 ist im jeweiligen Kalenderjahr der Eigenkapitalzinssatz zugrunde zu legen, der von der Regulierungsbehörde gemäß den §§ 21 und 21a für die jeweilige Regulierungsperiode für alle Netzbetreiber festgelegt worden ist.

(3) Die für ein folgendes Kalenderjahr zu erwartenden Kosten sind durch die Übertragungsnetzbetreiber unter Anwendung der Grundsätze des Absatzes 1 und des § 17f Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 und 2 nachvollziehbar zu prognostizieren.

(4) Die Ausgaben folgen aus den nach Absatz 1 und § 17f Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 und 2 ermittelten Kosten des jeweils vorangegangenen Kalenderjahres.

(5) In die Einnahmen fließen insbesondere tatsächliche Erlöse ein

• 1. auf Grund der finanziellen Verrechnung zwischen den Übertragungsnetzbetreibern nach § 17f Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 bis 5 sowie aus den vereinnahmten Aufschlägen auf die Netzentgelte für die Netzkosten nach § 17d Absatz 1 und den §§ 17a und 17b in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung sowie
• 2. für Kosten nach § 12b Absatz 1 Satz 4 Nummer 6 und des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes nach § 17f Absatz 1 Satz 1 Nummer 6.

(6) Der Übertragungsnetzbetreiber ermittelt jährlich den Saldo zwischen den zulässigen Einnahmen nach Absatz 5 und den tatsächlichen Ausgaben nach Absatz 4. Sofern bilanzielle oder kalkulatorische Netzkosten für die Ermittlung der tatsächlichen Ausgaben nach Absatz 4 im Folgejahr noch nicht vorliegen, sind diese Netzkosten in dem Jahr abzugleichen, in dem die für die Ermittlung der tatsächlichen Netzkosten vorliegenden Daten zur Verfügung stehen. Der Saldo einschließlich der Kosten für eine Zwischenfinanzierung wird gemäß § 17f im Folgejahr oder im Falle des Satzes 2 in einem der Folgejahre über den Belastungsausgleich ausgeglichen.

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie wird ermächtigt, im Einvernehmen mit dem Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz durch Rechtsverordnung ohne Zustimmung des Bundesrates die Haftung des anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreibers und Vorgaben an Versicherungen nach § 17h zu regeln. Durch Rechtsverordnung nach Satz 1 können insbesondere Regelungen getroffen werden

• 1. zu näheren Anforderungen an Schadensminderungsmaßnahmen einschließlich Regelungen zur Zumutbarkeit dieser Maßnahmen und zur Tragung der aus ihnen resultierenden Kosten;
• 2. zu Veröffentlichungspflichten der anbindungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreiber hinsichtlich eingetretener Schäden nach § 17e Absatz 1 und 2, der durchgeführten Schadensminderungsmaßnahmen und der dem Belastungsausgleich unterliegenden Entschädigungszahlungen;
• 3. zu Anforderungen an die Versicherungen nach § 17h hinsichtlich der Mindestversicherungssumme und des Umfangs des notwendigen Versicherungsschutzes.

(1) Einem Übertragungsnetzbetreiber mit Regelzonenverantwortung werden nach Maßgabe der Absätze 2 bis 5 die Kosten für geleistete Entschädigungszahlungen im Rahmen des Belastungsausgleichs nach § 17f Absatz 1 Satz 1 Nummer 7 erstattet, wenn er

• 1. auf der Grundlage einer Offshore-Kooperationsvereinbarung eine internationale Offshore-Anbindungsleitung, die in einem von der Bundesnetzagentur nach § 12c bestätigten Netzentwicklungsplan enthalten ist oder hinsichtlich derer sich eine hoheitlich begründete Errichtungs- oder Betriebspflicht aus anderen Gründen ergibt, errichtet oder betreibt oder an der Errichtung oder dem Betrieb einer solchen internationalen Offshore-Anbindungsleitung beteiligt ist und
• 2. wegen einer Störung, einer Verzögerung der Fertigstellung der Anbindung oder einer betriebsbedingten Wartung dieser internationalen Offshore-Anbindungsleitung, aufgrund derer eine Einspeisung aus einer betriebsbereiten Windenergieanlage auf See nicht möglich ist, Entschädigungszahlungen zu leisten oder sich an ihnen zu beteiligen hat, die beruhen
  • a) auf den gesetzlichen Bestimmungen eines Staates, in dessen Küstenmeer oder in dessen ausschließlicher Wirtschaftszone die Windenergieanlagen auf See liegen, die durch die internationale Offshore-Anbindungsleitung angebunden werden, oder
  • b) auf der Offshore-Kooperationsvereinbarung.

(2) Kosten für Entschädigungszahlungen sind einem Übertragungsnetzbetreiber mit Regelzonenverantwortung nach § 17f Absatz 1 Satz 1 Nummer 7 nur dann zu erstatten, wenn diese Kosten

• 1. auch bei einer vergleichbaren Anlage, die innerhalb der ausschließlichen Wirtschaftszone der Bundesrepublik Deutschland oder des deutschen Küstenmeeres liegt, nach § 17e Absatz 1, 2 Satz 1 bis 5, Absatz 3, 4 oder 5, § 17f Absatz 2 oder 3 und § 17g entstanden wären, oder
• 2. auf Bestimmungen der Offshore-Kooperationsvereinbarung beruhen, die von der Bundesnetzagentur auf Antrag des betroffenen Übertragungsnetzbetreibers genehmigt wurden.

(3) Der Anteil der Entschädigungszahlung, der über den Belastungsausgleich nach § 17f erstattungsfähig ist, richtet sich nach dem Anteil des Übertragungsnetzbetreibers mit Regelzonenverantwortung an den Anschaffungs- und Herstellungskosten für die Errichtung der internationalen Offshore-Anbindungsleitung. Sofern für einzelne Komponenten dieser Leitung einschließlich der Konverter auf der Grundlage der Offshore-Kooperationsvereinbarung eine andere Kostenaufteilung vereinbart ist, ist diese maßgeblich für den Anteil nach Satz 1, wobei dies insbesondere der Fall sein kann, wenn bestimmte Teile ausschließlich in der Verantwortung eines Partners stehen. Soweit eine Offshore-Kooperationsvereinbarung eine von Satz 1 abweichende Verteilung der anteiligen Entschädigungszahlungen zwischen den Partnern der Offshore-Kooperationsvereinbarung vorsieht, können diese Kosten nur in den Belastungsausgleich eingebracht werden, wenn diese Bestimmung der Offshore-Kooperationsvereinbarung von der Bundesnetzagentur genehmigt wurde.

(4) Die Bundesnetzagentur soll auf Antrag des betroffenen Übertragungsnetzbetreibers mit Regelzonenverantwortung vor Abschluss einer Offshore-Kooperationsvereinbarung die Regelungen zur Übernahme der Kosten für Entschädigungszahlungen auf der Grundlage der Bestimmungen der Offshore-Kooperationsvereinbarung nach Absatz 2 Nummer 2 und Absatz 3 Satz 3 genehmigen, wenn diese Bestimmungen gegenüber den Regelungen nach Absatz 2 Nummer 1 für den deutschen Letztverbraucher bei einer Gesamtbetrachtung der Offshore-Kooperationsvereinbarung nicht nachteilig sind.

(5) § 17h ist für einen deutschen Übertragungsnetzbetreiber mit Regelzonenverantwortung für eine internationale Offshore-Anbindungsleitung für Entschädigungszahlungen nach Absatz 1 entsprechend anzuwenden.

(1) Abweichend von § 17 haben Betreiber von Energieversorgungsnetzen für Gemeindegebiete, in denen sie Energieversorgungsnetze der allgemeinen Versorgung von Letztverbrauchern betreiben, allgemeine Bedingungen für den Netzanschluss von Letztverbrauchern in Niederspannung oder Niederdruck und für die Anschlussnutzung durch Letztverbraucher zu veröffentlichen sowie zu diesen Bedingungen jedermann an ihr Energieversorgungsnetz anzuschließen und die Nutzung des Anschlusses zur Entnahme von Energie zu gestatten. Diese Pflichten bestehen nicht, wenn

• 1. der Anschluss oder die Anschlussnutzung für den Betreiber des Energieversorgungsnetzes aus wirtschaftlichen Gründen nicht zumutbar ist oder
• 2. ab dem 21. Dezember 2018 der Anschluss an ein L-Gasversorgungsnetz beantragt wird und der Betreiber des L-Gasversorgungsnetzes nachweist, dass der beantragenden Partei auch der Anschluss an ein H-Gasversorgungsnetz technisch möglich und wirtschaftlich zumutbar ist.

In der Regel sind die Kosten für die Herstellung eines Anschlusses an ein H-Gasversorgungsnetz wirtschaftlich zumutbar im Sinne von Satz 2 Nummer 2, wenn sie die Kosten für die Herstellung eines Anschlusses an ein L-Gasversorgungsnetz nicht wesentlich übersteigen. Satz 2 Nummer 2 und Satz 3 sind nicht anzuwenden, wenn der technische Umstellungstermin gemäß § 19a Absatz 1 Satz 5 im Gebiet des beantragten Anschlusses bereits zu veröffentlichen ist und der Gesamtbedarf an L-Gas in dem betreffenden L-Gasversorgungsnetz durch den Anschluss nur unwesentlich erhöht wird.

(2) Wer zur Deckung des Eigenbedarfs eine Anlage zur Erzeugung von Elektrizität auch in Verbindung mit einer Anlage zur Speicherung elektrischer Energie betreibt oder sich von einem Dritten an das Energieversorgungsnetz anschließen lässt, kann sich nicht auf die allgemeine Anschlusspflicht nach Absatz 1 Satz 1 berufen. Er kann aber einen Netzanschluss unter den Voraussetzungen des § 17 verlangen. Satz 1 gilt nicht für die Deckung des Eigenbedarfs von Letztverbrauchern aus Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung bis 150 Kilowatt elektrischer Leistung und aus erneuerbaren Energien.

(3) Die Bundesregierung kann durch Rechtsverordnung mit Zustimmung des Bundesrates die Allgemeinen Bedingungen für den Netzanschluss und dessen Nutzung bei den an das Niederspannungs- oder Niederdrucknetz angeschlossenen Letztverbrauchern angemessen festsetzen und hierbei unter Berücksichtigung der Interessen der Betreiber von Energieversorgungsnetzen und der Anschlussnehmer

• 1. die Bestimmungen über die Herstellung und Vorhaltung des Netzanschlusses sowie die Voraussetzungen der Anschlussnutzung einheitlich festsetzen,
• 2. Regelungen über den Vertragsabschluss und die Begründung des Rechtsverhältnisses der Anschlussnutzung, den Übergang des Netzanschlussvertrages im Falle des Überganges des Eigentums an der angeschlossenen Kundenanlage, den Gegenstand und die Beendigung der Verträge oder der Rechtsverhältnisse der Anschlussnutzung treffen und
• 3. die Rechte und Pflichten der Beteiligten einheitlich festlegen.

Das Interesse des Anschlussnehmers an kostengünstigen Lösungen ist dabei besonders zu berücksichtigen. Die Sätze 1 und 2 gelten entsprechend für Bedingungen öffentlich-rechtlich gestalteter Versorgungsverhältnisse mit Ausnahme der Regelung des Verwaltungsverfahrens.

(1) Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sind verpflichtet, unter Berücksichtigung der nach § 17 festgelegten Bedingungen für den Netzanschluss von Erzeugungsanlagen, Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie, Elektrizitätsverteilernetzen, Anlagen direkt angeschlossener Kunden, Verbindungsleitungen und Direktleitungen technische Mindestanforderungen an deren Auslegung und deren Betrieb (technische Anschlussbedingungen) festzulegen und im Internet zu veröffentlichen. Dabei werden die allgemeinen technischen Mindestanforderungen nach Absatz 4 über die technischen Anschlussbedingungen in den Netzanschlussvertrag oder in das sonstige dem Netzanschluss zugrunde liegende Schuldverhältnis einbezogen.

(1a) Anforderungen in den technischen Anschlussbedingungen, die im Widerspruch zu den allgemeinen technischen Mindestanforderungen nach Absatz 4 stehen, sind unwirksam. Ergänzungen zu den allgemeinen technischen Mindestanforderungen nach Absatz 4 sind nur zulässig, soweit

• 1. sie notwendig sind, um die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des jeweiligen Elektrizitätsversorgungsnetzes aufgrund dessen technischer Besonderheiten zu gewährleisten oder
• 2. Rechtsvorschriften diese gebieten.

Ergänzungen nach Satz 2 sind Regelungen zu Sachverhalten, zu denen die allgemeinen technischen Mindestanforderungen nach Absatz 4 keine Vorgaben enthalten; nicht darunter fallen Regelungen zu Sachverhalten, für die die allgemeinen technischen Mindestanforderungen nach Absatz 4 ausdrücklich Ausgestaltungsmöglichkeiten für die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen vorsehen (Konkretisierungen). Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen müssen Ergänzungen zusammen mit der Begründung für deren Zulässigkeit nach Satz 2 auf ihrer Internetseite veröffentlichen. Satz 4 ist nicht anzuwenden auf
- 1. Ergänzungen, die in einem vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. erstellten Musterwortlaut für technische Anschlussbedingungen enthalten sind, sowie
- 2. Ergänzungen in technischen Anschlussbedingungen für Elektrizitätsversorgungsnetze der Hoch- und Höchstspannungsebene.

(1b) Bei der textlichen Darstellung der technischen Anschlussbedingungen sind die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen an die Struktur der allgemeinen technischen Mindestanforderungen nach Absatz 4 gebunden. Dabei sind Ergänzungen nach Absatz 1a Satz 2 und Konkretisierungen nach Absatz 1a Satz 3 gesondert kenntlich zu machen.

(2) Betreiber von Gasversorgungsnetzen sind verpflichtet, unter Berücksichtigung der nach § 17 festgelegten Bedingungen für den Netzanschluss von LNG-Anlagen, dezentralen Erzeugungsanlagen und Gasspeicheranlagen, von anderen Fernleitungs- oder Gasverteilernetzen und von Direktleitungen technische Mindestanforderungen an die Auslegung und den Betrieb festzulegen und im Internet zu veröffentlichen. Betreiber von Gasversorgungsnetzen, an deren Gasversorgungsnetz mehr als 100 000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind oder deren Netz über das Gebiet eines Landes hinausreicht, haben die technischen Mindestanforderungen rechtzeitig durch Veröffentlichung auf ihrer Internetseite öffentlich zu konsultieren.

(3) Die technischen Mindestanforderungen nach den Absätzen 1 und 2 müssen die Interoperabilität der Netze sicherstellen sowie sachlich gerechtfertigt und nichtdiskriminierend sein. Die Interoperabilität umfasst insbesondere die technischen Anschlussbedingungen und die Bedingungen für netzverträgliche Gasbeschaffenheiten unter Einschluss von Gas aus Biomasse oder anderen Gasarten, soweit sie technisch und ohne Beeinträchtigung der Sicherheit in das Gasversorgungsnetz eingespeist oder durch dieses Netz transportiert werden können. Für die Gewährleistung der technischen Sicherheit gilt § 49 Absatz 2 bis 4.

(4) Die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen erstellen gemeinsam allgemeine technische Mindestanforderungen. Der VDE Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e. V. wird als beauftragte Stelle bestimmt, um die allgemeinen technischen Mindestanforderungen zu verabschieden

• 1. nach Artikel 7 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2016/631 der Kommission,
• 2. nach Artikel 6 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2016/1388 der Kommission und
• 3. nach Artikel 5 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2016/1447 der Kommission.

Dabei ist dafür Sorge zu tragen, dass die allgemeinen technischen Mindestanforderungen nach Satz 1 nur dann Möglichkeiten für Konkretisierungen durch die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen vorsehen, wenn diese zwingend notwendig sind, um technischen Besonderheiten von Elektrizitätsversorgungsnetzen zur Wahrung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgung Rechnung zu tragen.

(5) Die allgemeinen technischen Mindestanforderungen nach Absatz 4 sind der Regulierungsbehörde und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie vor deren Verabschiedung mitzuteilen. Das Bundesministerium Wirtschaft und Energie unterrichtet die Europäische Kommission nach den Artikeln 4 und 5 der Richtlinie (EU) 2015/1535 in der Fassung vom 9. September 2015 über ein Informationsverfahren auf dem Gebiet der technischen Vorschriften und der Vorschriften für die Dienste der Informationsgesellschaft. Die Verabschiedung der Mindestanforderungen darf nicht vor Ablauf der jeweils maßgeblichen Fristen nach Artikel 6 dieser Richtlinie erfolgen.

(1) Stellt der Betreiber eines Gasversorgungsnetzes die in seinem Netz einzuhaltende Gasqualität auf Grund eines von einem oder mehreren Fernleitungsnetzbetreibern veranlassten und netztechnisch erforderlichen Umstellungsprozesses dauerhaft von L-Gas auf H-Gas um, hat er die notwendigen technischen Anpassungen der Netzanschlüsse, Kundenanlagen und Verbrauchsgeräte auf eigene Kosten vorzunehmen. Diese Kosten werden bis einschließlich 31. Dezember 2016 auf alle Gasversorgungsnetze innerhalb des Marktgebiets umgelegt, in dem das Gasversorgungsnetz liegt. Ab dem 1. Januar 2017 sind diese Kosten bundesweit auf alle Gasversorgungsnetze unabhängig vom Marktgebiet umzulegen. Die näheren Modalitäten der Berechnung sind der Kooperationsvereinbarung nach § 20 Absatz 1b und § 8 Absatz 6 der Gasnetzzugangsverordnung in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung oder einer Festlegung nach § 20 Absatz 4 vorbehalten. Betreiber von Gasversorgungsnetzen haben den jeweiligen technischen Umstellungstermin zwei Jahre vorher auf ihrer Internetseite zu veröffentlichen und die betroffenen Anschlussnehmer entsprechend schriftlich zu informieren; hierbei ist jeweils auch auf den Kostenerstattungsanspruch nach Absatz 3 hinzuweisen.

(2) Der Netzbetreiber teilt der zuständigen Regulierungsbehörde jährlich bis zum 31. August mit, welche notwendigen Kosten ihm im vorherigen Kalenderjahr durch die Umstellung entstanden sind und welche notwendigen Kosten ihm im folgenden Kalenderjahr planmäßig entstehen werden. Die Regulierungsbehörde kann Entscheidungen durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 darüber treffen, in welchem Umfang technische Anpassungen der Netzanschlüsse, Kundenanlagen und Verbrauchsgeräte notwendig im Sinne des Absatzes 1 Satz 1 sind. Daneben ist die Regulierungsbehörde befugt, gegenüber einem Netzbetreiber festzustellen, dass bestimmte Kosten nicht notwendig waren. Der Netzbetreiber hat den erforderlichen Nachweis über die Notwendigkeit zu führen. Kosten, deren fehlende Notwendigkeit die Regulierungsbehörde festgestellt hat, dürfen nicht umgelegt werden.

(3) Installiert der Eigentümer einer Kundenanlage oder eines Verbrauchsgeräts mit ordnungsgemäßem Verwendungsnachweis auf Grund des Umstellungsprozesses nach Absatz 1 ein Neugerät, welches im Rahmen der Umstellung nicht mehr angepasst werden muss, so hat der Eigentümer gegenüber dem Netzbetreiber, an dessen Netz die Kundenanlage oder das Verbrauchsgerät angeschlossen ist, einen Kostenerstattungsanspruch. Dieser Erstattungsanspruch entsteht nur dann, wenn die Installation nach dem Zeitpunkt der Veröffentlichung gemäß Absatz 1 Satz 5 und vor der Anpassung des Verbrauchsgeräts auf die neue Gasqualität im jeweiligen Netzgebiet erfolgt. Der Erstattungsanspruch beträgt 100 Euro für jedes Neugerät. Der Eigentümer hat gegenüber dem Netzbetreiber die ordnungsgemäße Verwendung des Altgeräts und die Anschaffung des Neugeräts nachzuweisen. Absatz 1 Satz 3 und Absatz 2 sind entsprechend anzuwenden. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie wird ermächtigt, im Einvernehmen mit dem Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz durch Rechtsverordnung das Nähere zu darüber hinausgehenden Kostenerstattungsansprüchen für technisch nicht anpassbare Kundenanlagen oder Verbrauchsgeräte zu regeln. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie kann die Ermächtigung nach Satz 6 durch Rechtsverordnung unter Sicherstellung der Einvernehmensregelung auf die Bundesnetzagentur übertragen.

(4) Anschlussnehmer oder -nutzer haben dem Beauftragten oder Mitarbeiter des Netzbetreibers den Zutritt zu ihrem Grundstück und zu ihren Räumen zu gestatten, soweit dies für die nach Absatz 1 durchzuführenden Handlungen erforderlich ist. Die Anschlussnehmer und -nutzer sind vom Netzbetreiber vorab zu benachrichtigen. Die Benachrichtigung kann durch schriftliche Mitteilung an die jeweiligen Anschlussnehmer oder -nutzer oder durch Aushang am oder im jeweiligen Haus erfolgen. Sie muss mindestens drei Wochen vor dem Betretungstermin erfolgen; mindestens ein kostenfreier Ersatztermin ist anzubieten. Der Beauftragte oder Mitarbeiter des Netzbetreibers muss sich entsprechend ausweisen. Die Anschlussnehmer und -nutzer haben dafür Sorge zu tragen, dass die Netzanschlüsse, Kundenanlagen und Verbrauchsgeräte während der durchzuführenden Handlungen zugänglich sind. Soweit und solange Netzanschlüsse, Kundenanlagen oder Verbrauchsgeräte zum Zeitpunkt der Umstellung aus Gründen, die der Anschlussnehmer oder -nutzer zu vertreten hat, nicht angepasst werden können, ist der Betreiber des Gasversorgungsnetzes berechtigt, den Netzanschluss und die Anschlussnutzung zu verweigern. Hinsichtlich der Aufhebung der Unterbrechung des Anschlusses und der Anschlussnutzung ist § 24 Absatz 5 der Niederdruckanschlussverordnung entsprechend anzuwenden. Das Grundrecht der Unverletzlichkeit der Wohnung (Artikel 13 des Grundgesetzes) wird durch Satz 1 eingeschränkt.

(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 Einspeise- oder Entnahmestellen zu beziehen (Lieferantenrahmenvertrag). Netznutzungsvertrag oder Lieferantenrahmenvertrag vermitteln den Zugang zum gesamten Elektrizitätsversorgungsnetz. Jeder Netzbetreiber ist verpflichtet, gemeinsam mit den anderen Netzbetreibern einheitliche, für Letztverbraucher und Lieferanten einfach umsetzbare Bedingungen des Netzzugangs, einschließlich massengeschäftstauglicher Abrechnungs- und Kommunikationssysteme, zu schaffen, um die Transaktionskosten des Zugangs zum gesamten Elektrizitätsversorgungsnetz so gering wie möglich zu halten, untereinander die zur effizienten Organisation des Netzzugangs erforderlichen Verträge abzuschließen und die notwendigen Daten unverzüglich auszutauschen. 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 oder einer Festlegung der Regulierungsbehörde nach Absatz 3 Satz 2 Nummer 1 einbezogen ist, ein Ausgleich zwischen Einspeisung und Entnahme stattfindet. Zwischen dem Bilanzkreisverantwortlichen und dem jeweils regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber muss ein Vertrag über die Führung, Abwicklung und Abrechnung von Bilanzkreisen (Bilanzkreisvertrag) geschlossen werden. Der Bilanzkreisverantwortliche trägt die finanzielle Verantwortung für Bilanzkreisabweichungen.

(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, insbesondere im Rahmen einer Kooperationsvereinbarung 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 möglichst gering zu halten; die Betreiber von Fernleitungsnetzen fassen die gleichgelagerten und nachgelagerten Netze zu einem gemeinsamen Marktgebiet zusammen, in dem Transportkunden Kapazität frei zuordnen, Gas an Letztverbraucher ausspeisen und in andere Bilanzkreise übertragen. 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 des Marktgebietes für die Ausspeisung an jedem Ausspeisepunkt des Marktgebietes bereitzustellen (entry-exit System). Betreiber eines örtlichen Verteilernetzes haben den Netzzugang nach Maßgabe einer Rechtsverordnung nach § 24 über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen oder einer Festlegung der Regulierungsbehörde nach Absatz 4 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 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.

(3) Die Regulierungsbehörde kann gegenüber einzelnen oder mehreren Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen, Bilanzkreisverantwortlichen, Netznutzern oder Lieferanten anhand transparenter Kriterien die Bedingungen für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen, einschließlich der Beschaffung und Erbringung von Ausgleichsleistungen, oder die Methoden zur Bestimmung dieser Bedingungen in einem Verfahren nach § 29 Absatz 1 festlegen. Sie kann dabei insbesondere Regelungen treffen zu

• 1. der vertraglichen Ausgestaltung des Netzzugangs in Bezug auf Entnahme- und Einspeisestellen, insbesondere zu den Inhalten des Netznutzungs- und Bilanzkreisvertrags,
• 2. der Abwicklung des Netzzugangs nach den Absätzen 1, 1a und 1d, insbesondere zur bundesweit standardisierten massengeschäftstauglichen Abwicklung des Netzzugangs; dabei kann sie standardisierte Lastprofile für einzelne Gruppen von Letztverbrauchern vorsehen,
• 2a. der Abwicklung des Netzzugangs nach den Absätzen 1, 1a und 1d, insbesondere zur massengeschäftstauglichen Bestellung, Abwicklung und Änderung erforderlicher Zählpunktanordnungen und Verrechnungskonzepte,
• 3. erforderlichen Informations- und Zusammenarbeitspflichten der an der Abwicklung des Netzzugangs Beteiligten,
• 4. der Bestimmung des Bedarfs, der Beschaffung, der Vergütung, dem Einsatz, der Preisbildung und der Abrechnung von Ausgleichsleistungen, insbesondere für Regelreserve, Ausgleichsenergie und Verlustenergie,
• 5. der Ausgestaltung des Bilanzierungssystems, insbesondere zur Einrichtung und Abwicklung von Bilanzkreisen, der bilanziellen Zuordnung von Energiemengen, den Verfahren und den Bedingungen der Abwicklung von Energielieferungen, der Abrechnung und dem Ausgleich der Energiemengen in Bilanzkreisen, den Kriterien einer missbräuchlichen Über- oder Unterspeisung von Bilanzkreisen und der Energiemengenprognose sowie
• 6. der die Gebotszone betreffenden Ausgestaltungsfragen, insbesondere zur Kapazitätsberechnung und ‑vergabe sowie zur Verwendung der Erlöse, die Netzbetreiber aus der Durchführung der Kapazitätsvergabe (Engpasserlöse) erzielen.

Die Regulierungsbehörde kann dabei von den Vorgaben einer Rechtsverordnung nach § 24 in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung abweichen oder ergänzende Regelungen treffen.

(4) Die Regulierungsbehörde kann gegenüber einzelnen oder mehreren Betreibern von Gasversorgungsnetzen, Marktgebietsverantwortlichen, Netznutzern, Bilanzkreisverantwortlichen oder Lieferanten anhand transparenter Kriterien die Bedingungen für den Zugang zu den Gasversorgungsnetzen oder die Methoden zur Bestimmung dieser Bedingungen in einem Verfahren nach § 29 Absatz 1 festlegen. Sie kann insbesondere Regelungen treffen über

• 1. die vertragliche Ausgestaltung des Netzzugangs, insbesondere zu Inhalten des Ein- und Ausspeisevertrags oder des Bilanzkreisvertrags, zu den allgemeinen Vertragsbedingungen für diese Verträge sowie zu Verfahren und Anforderungen an eine Registrierung von Interessenten, die diese Verträge schließen wollen,
• 2. die Abwicklung des Netzzugangs nach Absatz 1b, insbesondere zu Inhalt und Umfang der erforderlichen Zusammenarbeit der Netzbetreiber bei der Abwicklung netzübergreifender Transporte, über die Rechte und Pflichten des Marktgebietsverantwortlichen und der Fernleitungsnetzbetreiber, die das Marktgebiet bilden, über die Voraussetzungen und Grenzen für technische Ausspeisemeldungen sowie zur bundesweit standardisierten massengeschäftstauglichen Abwicklung des Netzzugangs; dabei kann sie standardisierte Lastprofile für einzelne Gruppen von Letztverbrauchern vorsehen,
• 3. die Art und Weise der Ermittlung und über das Angebot von Ein- und Ausspeisekapazität, insbesondere zu Regelungen zum Einsatz kapazitätserhöhender Maßnahmen, zur Zusammenarbeit der Netzbetreiber mit dem Ziel einer bedarfsgerechten Maximierung von Ein- und Ausspeisekapazität, zu Kapazitätsprodukten und den Verfahren für deren Zuweisung sowie zur Verwendung von Kapazitätsplattformen,
• 4. den Handel mit Transportrechten sowie zu Art, Umfang und Voraussetzungen von Engpassmanagementmaßnahmen,
• 5. das Verfahren und die Bedingungen für die Beschaffung, den Einsatz und die Abrechnung von Regelenergie, insbesondere zu den Mindestangebotsgrößen, Ausschreibungszeiträumen sowie zu den einheitlichen Bedingungen, die Anbieter von Regelenergie erfüllen müssen,
• 6. das Bilanzierungssystem und dessen Ausgestaltung, insbesondere zur Bemessung der Toleranzmenge bei Bilanzkreisabrechnungen, zu den Anforderungen an die zu verwendenden Datenformate für den Informations- und Datenaustausch im Rahmen der Bilanzierung, zu Inhalten sowie zu den Fristen im Zusammenhang mit der Datenübermittlung, zur Methodik, nach der die Entgelte für die Ausgleichsenergie ermittelt und abgerechnet werden, sowie zu Entgelten und Gebühren für die Nutzung des Virtuellen Handelspunkts,
• 7. die besonderen Bedingungen des Netzzugangs für Transportkunden von Biogas, insbesondere zu den Voraussetzungen und zur Ausgestaltung einer vorrangigen Gewährleistung von Netzzugang für diese Transportkunden, zur spezifischen Ausgestaltung eines erweiterten Bilanzausgleichs sowie zu Qualitätsanforderungen für Biogas am Einspeisepunkt und während der Einspeisung in das Erdgasnetz,
• 8. Bedingungen des Netzzugangs bei projektierten Anlagen oder bei projektierten Erweiterungen bestehender Anlagen, insbesondere zu Voraussetzungen und Verfahren von Kapazitätsreservierungen und Kapazitätsausbauansprüchen,
• 9. die Veröffentlichung von Informationen, die für den Wettbewerb im Gashandel oder bei der Belieferung der Kunden erforderlich sind, oder zur Übermittlung von diesen Informationen an die Regulierungsbehörde sowie zur Einhaltung bestimmter einheitlicher Formate bei der Erfüllung von Veröffentlichungs- und Datenübermittlungspflichten,
• 10. die Abwicklung des Lieferantenwechsels nach § 20a, insbesondere zu den Anforderungen an den elektronischen Datenaustausch, zum Format des elektronischen Datenaustauschs sowie zu den Kriterien, anhand derer Entnahmestellen identifiziert werden können.

Die Regulierungsbehörde kann dabei von den Vorgaben einer Rechtsverordnung nach § 24 in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung abweichen oder ergänzende Regelungen treffen.

(1) Bei einem Lieferantenwechsel hat der neue Lieferant dem Letztverbraucher unverzüglich in Textform zu bestätigen, ob und zu welchem Termin er eine vom Letztverbraucher gewünschte Belieferung aufnehmen kann.

(2) Das Verfahren für den Wechsel des Lieferanten oder des Aggregators darf drei Wochen, gerechnet ab dem Zeitpunkt des Zugangs der Anmeldung zur Netznutzung durch den neuen Lieferanten bei dem Netzbetreiber, an dessen Netz die Entnahmestelle angeschlossen ist, nicht überschreiten. Der Netzbetreiber ist verpflichtet, den Zeitpunkt des Zugangs zu dokumentieren. Eine von Satz 1 abweichende längere Verfahrensdauer ist nur zulässig, soweit die Anmeldung zur Netznutzung sich auf einen weiter in der Zukunft liegenden Liefertermin bezieht. Ab dem 1. Januar 2026 muss der technische Vorgang des Energielieferantenwechsels binnen 24 Stunden vollzogen und an jedem Werktag möglich sein.

(3) Der Lieferantenwechsel oder der Wechsel des Aggregators darf für den Letztverbraucher mit keinen zusätzlichen Kosten verbunden sein. Satz 1 ist auch anzuwenden, wenn die Energielieferung Bestandteil gebündelter Angebote im Sinne des § 41 Absatz 1 Satz 1 Nummer 4 ist.

(4) Erfolgt der Lieferantenwechsel nicht innerhalb der in Absatz 2 vorgesehenen Frist, so kann der Letztverbraucher von dem Lieferanten oder dem Netzbetreiber, der die Verzögerung zu vertreten hat, Schadensersatz nach den §§ 249 ff. des Bürgerlichen Gesetzbuchs verlangen. Der Lieferant oder der Netzbetreiber trägt die Beweislast, dass er die Verzögerung nicht zu vertreten hat. Nimmt der bisherige Lieferant die Abmeldung von der Belieferung nicht unverzüglich nach Vertragsbeendigung vor oder gibt er auf Nachfrage des Netzbetreibers die Entnahmestelle bei Vertragsbeendigung nicht frei, kann der Letztverbraucher vom Energielieferanten Schadensersatz nach Maßgabe des Satzes 1 verlangen.

(1) Die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sind verpflichtet, zu den in den folgenden Absätzen genannten Zwecken eine gemeinsame und bundesweit einheitliche Internetplattform zu errichten und zu betreiben. Jeder Betreiber eines Elektrizitätsversorgungsnetzes ist verpflichtet, mit den jeweils anderen Betreibern eines Elektrizitätsversorgungsnetzes in dem erforderlichen Ausmaß zusammenzuarbeiten, um die Verpflichtung nach Satz 1 zu erfüllen.

(2) Über die Internetplattform nach Absatz 1 ist einem Anschlussnehmer, einem Anschlussnutzer oder einem nach § 20 Absatz 1 Anspruchsberechtigten für die Abwicklung des Netzzugangs nach § 20 in benutzerfreundlicher Weise mindestens der Austausch folgender Daten und Informationen zu gewährleisten:

• 1. die erstmalige Bestellung, die Änderung oder die Abbestellung von Zählpunktanordnungen hinter einem Netzanschluss,
• 2. die erstmalige Bestellung, die Änderung oder die Abbestellung von Verrechnungskonzepten hinter einem Netzanschluss sowie
• 3. die Registrierung von Vereinbarungen nach § 42c.

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

• 1. zu dem Zeitpunkt, bis zu dem die Internetplattform nach Absatz 1 zu errichten und zu betreiben ist,
• 2. zu dem Zeitpunkt, ab dem der Austausch der in Absatz 2 Nummern 1 bis 3 genannten Daten und Informationen über die Internetplattform zu gewährleisten ist,
• 3. zu der Konkretisierung der in Absatz 2 genannten Anwendungsfälle,
• 4. zu der Beschränkung, Erweiterung oder Konkretisierung des Kreises berechtigter Nutzergruppen der Internetplattform in Abhängigkeit vom jeweiligen Anwendungsfall sowie
• 5. zu Berechtigungskonzepten.

(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 in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung oder in einer Festlegung nach Absatz 3 oder nach § 21a nicht eine Abweichung von der kostenorientierten Entgeltbildung bestimmt ist. Dabei können auch zukünftig wirkende Kostenänderungen aus netzbezogenen Maßnahmen berücksichtigt werden, die aus der Integration von erneuerbaren Energien in das Energieversorgungssystem folgen. 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. Bei der Bildung von Entgelten nach Satz 1 sollen auch Kosten eines vorausschauenden Netzausbaus zur Verfolgung des Zwecks und der Ziele des § 1 sowie das überragende öffentliche Interesse an der Errichtung und dem Betrieb von Elektrizitätsversorgungsnetzen nach § 1 Satz 3 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz und nach § 14d Absatz 10 dieses Gesetzes sowie Kosten neuer gesetzlicher oder behördlich angeordneter Aufgaben der Netzbetreiber berücksichtigt werden. Die Entgelte sollen die Auswirkungen angemessen berücksichtigen, die das Verhalten der Netznutzer auf die Kosten der Energieversorgung insgesamt oder auf die Kosten eines stabilen Betriebs der Energieversorgungsnetze hat, insbesondere durch ein für ein bestimmtes Netznutzungsverhalten zu entrichtendes individuell ermäßigtes oder erhöhtes Entgelt oder durch ein last- oder zeitvariables Entgelt.

(3) Die Regulierungsbehörde kann in einem Verfahren nach § 29 Absatz 1 die Entgelte für den Zugang zu den Energieversorgungsnetzen oder die Methoden zur Bestimmung dieser Entgelte oder beides gegenüber den Betreibern von Energieversorgungsnetzen festlegen oder diese auf Antrag genehmigen. Die nach Satz 1 festgelegten Methoden müssen den Stand der Wissenschaft berücksichtigen. Dabei stellt die Regulierungsbehörde sicher, dass eine Quersubventionierung zwischen den Transport-, Verteilungs- und Versorgungstätigkeiten oder anderen Tätigkeiten inner- oder außerhalb des einschlägigen Sektors verhindert wird. Sie kann insbesondere Regelungen treffen

• 1. zu den Kosten für die Netzentgeltermittlung hinsichtlich des Zugangs zu den Gasversorgungsnetzen und den Elektrizitätsversorgungsnetzen, insbesondere
  • a) zur Bestimmung betriebsnotwendiger Netzkosten ausgehend von den Tätigkeitsabschlüssen nach § 6b Absatz 3, beispielsweise zu aufwandsgleichen Kostenpositionen, zu kalkulatorischen Abschreibungen, zu einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung, zur kalkulatorischen Gewerbesteuer und zu kostenmindernden Erlösen und Erträgen,
  • b) zum maßgeblichen Bezugsjahr für die Prüfung der Netzkosten,
  • c) zu Einzel- und Gemeinkosten einschließlich der Sachgerechtigkeit von Schlüsselungen,
  • d) zur Bestimmung von Kosten oder Kostenbestandteilen, die auf Grund einer Überlassung betriebsnotwendiger Anlagegüter beziehungsweise auf Grund einer Dienstleistungserbringung anfallen,
  • e) darüber, inwieweit und wie Kosten, die auf Grundlage einer Vereinbarung eines Betreibers von Übertragungsnetzen mit Dritten, die im Zusammenhang mit dem Bundesbedarfsplangesetz oder dem Energieleitungsausbaugesetz entstehen, bei der Bestimmung der Netzkosten zu berücksichtigen sind,
  • f) zu Dokumentations-, Mitteilungs- und Aufbewahrungspflichten der Betreiber von Energieversorgungsnetzen,
  • g) zur Ermittlung der umlagefähigen Kosten von Offshore-Anbindungsleitungen,
  • h) zur Ermittlung der Netzkosten von grenzüberschreitenden Elektrizitätsverbindungsleitungen nach § 28d, einschließlich der Regelungen zur Ausgestaltung des Ermittlungs-, Antrags- und Genehmigungsverfahrens,
• 1. zu den Entgelten für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen, insbesondere
  • a) zur Ermittlung der Fernleitungsnetzentgelte,
  • b) zur Ermittlung der Verteilernetzentgelte,
  • c) zu Sondernetzentgelten zur Vermeidung von Direktleitungsbauten in Verteilernetzen,
  • d) zu Ermäßigungen für die Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz,
• 1. zu den Entgelten für den Zugang zu den Elektrizitätsversorgungsnetzen, insbesondere
  • a) zur verursachungsgerechten und sachgerechten Verteilung von Netzkosten auf verschiedene Nutzergruppen sowie zur Setzung von Anreizen zu Netzentlastung und zur Beschleunigung des Netzausbaus, zur Effizienz und Flexibilität bei Energieeinspeisung und -verbrauch,
  • b) zur Zuordnung der Netzkosten auf Kostenstellen des Netzbetriebs,
  • c) zu den Parametern, die für die Kostenallokation auf die Netznutzer über die Entgelte maßgeblich sind,
  • d) zu verschiedenen Entgeltkomponenten, einschließlich Entgelten für den Anschluss an das Netz der allgemeinen Versorgung sowie Elementen, die auf die Netzanschlusskapazität bezogen sind,
  • e) zur Struktur der Übertragungsnetzentgelte, auch in Abweichung von den Vorgaben nach § 24 Absatz 1,
  • f) zu individuellen Netzentgelten bei Sonderformen der Netznutzung sowie zur Vermeidung von Direktleitungsbauten, insbesondere Bestimmungen zu
  • aa) möglichen Ausprägungen von Sonderformen der Netznutzung,
  • bb) den Voraussetzungen für die Ermittlung von individuellen Netzentgelten sowie einer Genehmigung und Untersagung,
  • cc) Art, Inhalt, Umfang und Format der Informationen, die vom Netzbetreiber oder Netznutzer bei der Beantragung individueller Netzentgelte zu übermitteln sind,
  • dd) Art, Inhalt, Umfang und Format der Informationen, die vom Netzbetreiber im Falle einer Genehmigung individueller Netzentgelte zu veröffentlichen sind,
  • g) zur Ausgestaltung last- oder zeitvariabler Netzentgelte, wobei deren Variabilität auch am erwarteten Umfang der Einspeisung von Elektrizität ausgerichtet sein kann,
  • h) zur Ermittlung besonderer Kostenbelastungen einzelner Netzbetreiber oder einer Gruppe von Netzbetreibern, insbesondere auch im Zusammenhang mit dem Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien,
  • i) zur Methodik, nach der Mindererlöse von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf Grund von Festlegungen nach Buchstabe f oder besondere Kostenbelastungen, die auf Grund einer Festlegung nach Buchstabe h ermittelt werden, bundesweit anteilig verteilt werden können, wobei sowohl festgelegt werden kann, ob und wie die Mindererlöse oder Kostenbelastungen bei der Ermittlung der netzebenenspezifischen Kosten der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen zu berücksichtigen sind, als auch, wie diese anderweitig angemessen anteilig auf die Netznutzer zu verteilen sind.

Die Regulierungsbehörde kann dabei von den Vorgaben einer Rechtsverordnung nach § 24 in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung abweichen oder ergänzende Regelungen treffen.

(4) 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.

(1) Nach Maßgabe von Festlegungen oder Genehmigungen der Regulierungsbehörde nach § 29 Absatz 1 können Entgelte für den Netzzugang der Betreiber von Energieversorgungsnetzen ergänzend zu einer Entgeltbildung nach § 21 auch durch eine Methode bestimmt werden, die Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzt (Anreizregulierung). Die Anreizregulierung kann insbesondere Vorgaben von Obergrenzen, die in der Regel für die Höhe der Entgelte für den Netzzugang oder die Gesamterlöse aus Entgelten für den Netzzugang gebildet werden, für eine Regulierungsperiode unter Berücksichtigung von Effizienzvorgaben beinhalten. Die Obergrenzen und Effizienzvorgaben sind auf einzelne Netzbetreiber bezogen, sofern die Regulierungsbehörde in einer Festlegung nach Absatz 3 Satz 1 nichts anderes bestimmt. Bei der Ermittlung von Obergrenzen sollen die durch den jeweiligen Netzbetreiber beeinflussbaren Kostenanteile und die von ihm nicht beeinflussbaren Kostenanteile unterschieden werden. Die Effizienzvorgaben sollen so gestaltet und über die Regulierungsperiode verteilt sein, dass der betroffene Netzbetreiber die Vorgaben unter Nutzung der ihm möglichen und zumutbaren Maßnahmen erreichen und übertreffen kann. Sie sollen objektive strukturelle Unterschiede berücksichtigen und sich nur auf den beeinflussbaren Kostenanteil beziehen. Die Methode zur Ermittlung von Effizienzvorgaben muss so gestaltet sein, dass eine geringfügige Änderung einzelner Parameter der zugrunde gelegten Methode nicht zu einer, insbesondere im Vergleich zur Bedeutung, überproportionalen Änderung der Vorgaben führt.

(2) Im Einklang mit dem Zweck des Gesetzes nach § 1 Absatz 1 kann die Regulierungsbehörde insbesondere Entscheidungen durch Festlegungen oder Genehmigungen nach § 29 Absatz 1 treffen zur Entwicklung und Ausgestaltung eines Anreizregulierungsmodells unter Anwendung ökonomischer, ökonometrischer und regulatorischer Methoden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen müssen.

(3) Die Bundesnetzagentur kann zur näheren Ausgestaltung des Anreizregulierungsmodells Festlegungen treffen und Maßnahmen des Netzbetreibers auf Antrag genehmigen. Dabei soll auch ein vorausschauender Netzausbau zur Verfolgung des Zwecks und der Ziele des § 1 berücksichtigt werden. Im Rahmen ihrer Befugnisse kann die Regulierungsbehörde insbesondere Regelungen treffen

• 1. zur zeitlichen Dauer und Abfolge von Regulierungsperioden, wobei deren Dauer fünf Jahre nicht überschreiten sollte, und zum hierfür relevanten Bezugsjahr,
• 2. zur Bestimmung eines Ausgangsniveaus oder einer Kostenbasis,
• 3. zur Unterscheidung von beeinflussbaren Kostenanteilen und solchen Kostenanteilen, bei denen keine Effizienzvorgaben umsetzbar oder die einer gesonderten nationalen oder europäischen Verfahrensregulierung unterworfen sind, einschließlich ihrer Anpassbarkeit im Verlauf einer Regulierungsperiode; sie kann dabei insbesondere Kostenanteile als nicht beeinflussbar ansehen, die sich aus tatsächlich entstehenden Betriebssteuern und Abgaben sowie aus gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten ergeben können, sowie Kosten, die sich aus anderen gesetzlichen Übernahmeverpflichtungen des Netzbetreibers im Zusammenhang mit dem Netzbetrieb einschließlich Digitalisierungsmaßnahmen ergeben können,
• 4. zu Effizienzvorgaben durch Bestimmung von Effizienzzielen, die die objektiven strukturellen Unterschiede der einzelnen Netzbetreiber angemessen berücksichtigen, auf Grundlage eines oder mehrerer Verfahren zur Effizienzmessung,
• 5. zur Ermittlung und näheren Ausgestaltung von Qualitätsvorgaben, die etwa auf der Grundlage einer Bewertung von Netzzuverlässigkeitskenngrößen oder Netzleistungsfähigkeitskenngrößen ermittelt werden, unter Berücksichtigung von objektiven strukturellen Unterschieden der einzelnen Netzbetreiber,
• 6. zu einem Ausgleichsmechanismus, der insbesondere die Auswirkungen jährlich schwankender Mengen sowie Abweichungen zwischen tatsächlich entstandenen Kosten und zulässigen Erlösen abzubilden hat (Regulierungskonto),
• 7. zum Verfahren bei der Berücksichtigung der Inflationsrate unter Einbeziehung der Besonderheiten der Einstandspreisentwicklung und des Produktivitätsfortschritts in der Netzwirtschaft,
• 8. zur Ausgestaltung von Anreizen für die Verringerung von Kosten für Engpassmanagement,
• 9. zu Verfahren zur Berücksichtigung von Netzübergängen,
• 10. zu vereinfachten Verfahren für kleinere Netzbetreiber,
• 11. zur Erhebung der für die Durchführung einer Anreizregulierung erforderlichen Daten durch die Regulierungsbehörde einschließlich Umfang, Zeitpunkt und Form, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen, sowie
• 12. zu einem Aufschlag auf die Erlösobergrenze für solche Kapitalkosten, die im Laufe einer Regulierungsperiode auf Grund getätigter Investitionen in den Bestand betriebsnotwendiger Anlagegüter entstehen.

Die Regulierungsbehörde kann dabei von einer Rechtsverordnung nach § 21a Absatz 6 in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung abweichen oder ergänzende Regelungen treffen.

(1) Bei Betreibern von Transportnetzen gilt im Rahmen des Anreizregulierungssystems der regulatorische Anspruch, der sich aus einer negativen Differenz auf dem Regulierungskonto zwischen den tatsächlich erzielbaren Erlösen und den geplanten Kosten eines Kalenderjahres einerseits sowie den zulässigen Erlösen und den tatsächlich entstandenen Kosten eines Kalenderjahres andererseits ergibt, als Vermögensgegenstand im Sinne von § 246 Absatz 1 Satz 1 des Handelsgesetzbuchs. Der Betrag eines regulatorischen Anspruchs nach Satz 1 ist bei Transportnetzbetreibern, die nicht die Einstufung als klein im Sinne von § 267 des Handelsgesetzbuchs erfüllen, in der Bilanz unter dem Posten „sonstige Vermögensgegenstände“ gesondert auszuweisen und im Anhang des Jahresabschlusses zu erläutern. Bei Transportnetzbetreibern, die einen Konzernabschluss nach den Vorschriften des Dritten Buchs Zweiter Abschnitt Zweiter Unterabschnitt Zweiter bis Achter Titel des Handelsgesetzbuchs aufstellen, ist Satz 2 auf die Konzernbilanz und den Konzernanhang entsprechend anzuwenden.

(2) Betreiber von Transportnetzen haben im Fall der dauerhaften Einstellung ihres Geschäftsbetriebs die regulatorischen Ansprüche und Verpflichtungen im Rahmen des Anreizregulierungssystems, die sich aus Differenzen zwischen den tatsächlich erzielbaren Erlösen und den geplanten Kosten eines Kalenderjahres einerseits sowie den zulässigen Erlösen und den tatsächlich entstandenen Kosten eines Kalenderjahres andererseits ergeben, über die Erlösobergrenze des Jahres der dauerhaften Einstellung des Geschäftsbetriebs an die Kunden dieses Jahres abzurechnen. Die Bundesnetzagentur trifft durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen zur Abrechnung nach Satz 1.

(1) Betreiber von Energieversorgungsnetzen haben die Energie, die sie zur Deckung von Verlusten und für den Ausgleich von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisung benötigen, nach transparenten, auch in Bezug auf verbundene oder assoziierte Unternehmen nichtdiskriminierenden und marktorientierten Verfahren zu beschaffen. Dem Ziel einer möglichst preisgünstigen Energieversorgung ist bei der Ausgestaltung der Verfahren, zum Beispiel durch die Nutzung untertäglicher Beschaffung, besonderes Gewicht beizumessen, sofern hierdurch nicht die Verpflichtungen nach den §§ 13, 16 und 16a gefährdet werden.

(2) Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung haben Regelenergie nach den geltenden unionsrechtlichen Vorgaben sowie nach den auf deren Basis ergangenen Entscheidungen der jeweils zuständigen Regulierungsbehörde oder der jeweils zuständigen Regulierungsbehörden zu beschaffen. Die Anforderungen, die Anbieter von Regelenergie für die Teilnahme erfüllen müssen, haben die Betreiber von Übertragungsnetzen so weit wie möglich zu vereinheitlichen. Die Beschaffung hat regelzonenübergreifend auf einer gemeinsamen Internetplattform zu erfolgen. Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind unter Beachtung ihrer jeweiligen Systemverantwortung verpflichtet, zur Senkung des Aufwands für Regelenergie unter Berücksichtigung der Netzbedingungen zusammenzuarbeiten.

(3) Die Betreiber von Übertragungsnetzen sind zum Zweck der Erfüllung ihrer Verpflichtungen nach § 12 Absatz 1 und 3 sowie § 13 Absatz 1 berechtigt, einen technisch notwendigen Anteil an Regelenergie aus Kraftwerken in ihrer Regelzone auszuschreiben, soweit dies zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit in ihrer jeweiligen Regelzone, insbesondere zur Aufrechterhaltung der Versorgung im Inselbetrieb nach Störungen, erforderlich ist.

(4) Betreiber von Übertragungsnetzen sind berechtigt, Mindestangebote festzulegen. Die Anbieter sind berechtigt, zeitlich und mengenmäßig Teilleistungen anzubieten. Dabei dürfen die Teilleistungen nicht das jeweilige Mindestangebot unterschreiten. Die Bildung einer Anbietergemeinschaft ist auch zur Erreichung der Mindestangebote zulässig.

(1) Sofern den Betreibern von Energieversorgungsnetzen der Ausgleich des Energieversorgungsnetzes obliegt, müssen die von ihnen zu diesem Zweck festgelegten Regelungen einschließlich der von den Netznutzern für Energieungleichgewichte zu zahlenden Entgelte sachlich gerechtfertigt, transparent, nichtdiskriminierend 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. Die Entgelte sind auf der Grundlage einer Betriebsführung nach § 21 Abs. 2 kostenorientiert festzulegen und zusammen mit den übrigen Regelungen im Internet zu veröffentlichen.

(2) Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung haben die bei ihnen zum Einsatz kommenden Regelenergieprodukte nach den geltenden unionsrechtlichen Vorgaben sowie nach der auf deren Basis ergangenen Entscheidungen der jeweils zuständigen Regulierungsbehörde oder der jeweils zuständigen Regulierungsbehörden einzusetzen.

(3) Betreiber von Übertragungsnetzen müssen die Kosten für Primärregelleistung und -arbeit, für die Vorhaltung von Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung sowie die Kosten für weitere beschaffte und eingesetzte Regelenergieprodukte als eigenständige Systemdienstleistungen den Nutzern der Übertragungsnetze in Rechnung stellen, soweit nicht durch Entscheidung der zuständigen Regulierungsbehörde etwas anderes bestimmt ist. Für jedes Regelleistungs- und Regelarbeitsangebot, das zum Zuge kommt, bemisst sich die zu zahlende Vergütung nach dem im jeweiligen Angebot geforderten Preis, soweit nicht durch Entscheidung der zuständigen Regulierungsbehörde oder der zuständigen Regulierungsbehörden etwas anderes bestimmt ist.

(4) Die Betreiber von Übertragungsnetzen mit Regelzonenverantwortung haben mit den Bilanzkreisverantwortlichen die in jedem Abrechnungszeitintervall angefallenen Bilanzkreisabweichungen mit einem Ausgleichsenergiepreis abzurechnen. Der Ausgleichsenergiepreis ist nach den geltenden europäischen Vorgaben sowie nach den auf deren Basis ergangenen Entscheidungen der jeweils zuständigen Regulierungsbehörde oder der jeweils zuständigen Regulierungsbehörden zu bestimmen.

(1) Soweit eine kostenorientierte Entgeltbildung im Sinne des § 21 Abs. 2 Satz 1 erfolgt, bedürfen Entgelte für den Netzzugang nach § 21 einer Genehmigung, es sei denn, dass die Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang im Wege einer Anreizregulierung in einer Rechtsverordnung nach § 21a Absatz 6 in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung oder in einer Festlegung der Regulierungsbehörde nach § 21a Absatz 3 angeordnet worden ist.

(2) Die Genehmigung ist zu erteilen, soweit die Entgelte den Anforderungen dieses Gesetzes und den auf Grund des § 24 in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung oder einer Festlegung der Bundesnetzagentur nach § 21 erlassenen Rechtsverordnungen entsprechen. Die genehmigten Entgelte sind Höchstpreise und dürfen nur überschritten werden, soweit die Überschreitung ausschließlich auf Grund der Weitergabe nach Erteilung der Genehmigung erhöhter Kostenwälzungssätze einer vorgelagerten Netz- oder Umspannstufe erfolgt; eine Überschreitung ist der Regulierungsbehörde unverzüglich anzuzeigen.

(3) Die Genehmigung ist mindestens sechs Monate vor dem Zeitpunkt schriftlich oder elektronisch zu beantragen, an dem die Entgelte wirksam werden sollen. Dem Antrag sind die für eine Prüfung erforderlichen Unterlagen beizufügen; auf Verlangen der Regulierungsbehörde haben die Antragsteller Unterlagen auch elektronisch zu übermitteln. Die Regulierungsbehörde kann ein Muster und ein einheitliches Format für die elektronische Übermittlung vorgeben. Sie kann auch vorgeben, welche Mindestangaben im Antrag enthalten sein müssen. Die Regulierungsbehörde hat dem Antragsteller den Eingang des Antrags schriftlich oder elektronisch zu bestätigen; dies ist auch anzuwenden, wenn und soweit die Regulierungsbehörde Angaben oder Unterlagen nachfordert, die zur Prüfung des Antrags erforderlich sind. Die Regulierungsbehörde ist befugt, in einem Verfahren nach § 29 Absatz 1 das Verfahren und die Anforderungen an die vorzulegenden Unterlagen näher auszugestalten. Abweichend von Satz 1 kann die Regulierungsbehörde über einen Antrag zur Genehmigung von Entgelten auch dann entscheiden, wenn dieser weniger als sechs Monate vor dem geplanten Wirksamwerden der Entgelte gestellt wurde und das Genehmigungsverfahren nach pflichtgemäßer Einschätzung der Regulierungsbehörde in diesem Zeitraum abgeschlossen werden kann. Die Regulierungsbehörde ist verpflichtet, dem Antragsteller mitzuteilen, dass sie beabsichtigt, den Zeitraum zwischen Antragstellung und voraussichtlichem Wirksamwerden der Entgelte zu verkürzen. Die Regulierungsbehörde muss den Antragsteller in diesem Fall zudem unverzüglich informieren, sobald seine Antragsunterlagen vollständig sind.

(4) Die Genehmigung ist zu befristen und mit einem Vorbehalt des Widerrufs zu versehen; sie kann unter Bedingungen erteilt und mit Auflagen verbunden werden. Trifft die Regulierungsbehörde innerhalb von sechs Monaten nach Vorliegen der vollständigen Unterlagen nach Absatz 3 keine Entscheidung, so gilt das beantragte Entgelt als unter dem Vorbehalt des Widerrufs für einen Zeitraum von einem Jahr genehmigt. Satz 2 gilt nicht, wenn

• 1. das beantragende Unternehmen einer Verlängerung der Frist nach Satz 2 zugestimmt hat oder
• 2. die Regulierungsbehörde wegen unrichtiger Angaben oder wegen einer nicht rechtzeitig erteilten Auskunft nicht entscheiden kann und dies dem Antragsteller vor Ablauf der Frist unter Angabe der Gründe mitgeteilt hat.

(5) Ist vor Ablauf der Befristung oder vor dem Wirksamwerden eines Widerrufs nach Absatz 4 Satz 1 oder 2 eine neue Genehmigung beantragt worden, so können bis zur Entscheidung über den Antrag die bis dahin genehmigten Entgelte beibehalten werden. Ist eine neue Entscheidung nicht rechtzeitig beantragt, kann die Regulierungsbehörde unter Berücksichtigung der §§ 21 und 30 sowie der auf Grund des § 24 in der bis zum Ablauf des 28. Dezember 2023 geltenden Fassung erlassenen Rechtsverordnungen oder einer Festlegung nach den §§ 20 oder 21 ein Entgelt als Höchstpreis vorläufig festsetzen.

(1) Die Regulierungsbehörde veröffentlicht auf ihrer Internetseite, einschließlich etwaiger darin enthaltener Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse, unternehmensbezogen in nicht anonymisierter, frei zugänglicher Form:

• 1. die durch die Regulierungsbehörde für eine Regulierungsperiode vorgegebenen kalenderjährlichen Erlösobergrenzen und, sofern abweichend, die zur Entgeltbildung vom Netzbetreiber herangezogene angepasste kalenderjährliche Erlösobergrenze jeweils als Summenwert,
• 2. den jährlichen Aufschlag auf die Erlösobergrenze für Kapitalkosten, die im Laufe einer Regulierungsperiode aufgrund von nach dem hierfür relevanten Bezugsjahr, insbesondere einem Basisjahr, getätigten Investitionen in den Bestand betriebsnotwendiger Anlagegüter entstehen, als Summenwert und den jährlichen Abzug von der Erlösobergrenze für Kapitalkosten, die im Laufe einer Regulierungsperiode nicht fortgeführt werden, als Summenwert,
• 3. die in der vorgegebenen kalenderjährlichen Erlösobergrenze enthaltenen anpassbaren Kostenanteile, insbesondere nicht dem Effizienzvergleich unterliegende oder volatile Kostenanteile sowie jeweils deren jährliche Anpassung durch den Netzbetreiber als Summenwert,
• 4. die zu berücksichtigenden jährlichen beeinflussbaren und vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile als Summenwert,
• 5. die in der vorgegebenen kalenderjährlichen Erlösobergrenze enthaltenen Kosten aufgrund von Forschungs- und Entwicklungsvorhaben im Rahmen der staatlichen Energieforschungsförderung sowie deren jährliche Anpassung durch den Netzbetreiber als Summenwert,
• 6. die Werte der zu berücksichtigenden Mengeneffekte,
• 7. die ermittelten unternehmensindividuellen Effizienzvorgaben, insbesondere Effizienzwerte sowie die hierbei erhobenen, geprüften und verwendeten Parameter zur Abbildung struktureller Unterschiede und die Aufwandsparameter,
• 8. das ermittelte Ausgangsniveau oder die Kostenbasis sowie deren Aufteilung in operative und Kapitalkosten, die bei der Ermittlung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung eingeflossenen Bilanzpositionen sowie die bei der Ermittlung der kalkulatorischen Gewerbesteuer verwendete Messzahl sowie den Hebesatz; dabei ist Gleiches anzuwenden für die in das Ausgangsniveau oder die Kostenbasis eingeflossenen Kosten oder Kostenbestandteile, die aufgrund einer Überlassung betriebsnotwendiger Anlagegüter durch Dritte anfallen,
• 9. jährliche tatsächliche Kosten der genehmigten Investitionsmaßnahmen für die Erweiterung und Umstrukturierung in die Transportnetze jeweils als Summenwert,
• 10. die erhobenen, geprüften sowie verwendeten Daten zur Versorgungsqualität sowie die darauf ermittelten Kennzahlen, die ermittelten Kennzahlenvorgaben und die Abweichungen der Netzbetreiber von diesen Kennzahlenvorgaben wie auch die darauf resultierenden Zu- oder Abschläge auf die Erlösobergrenzen,
• 11. Summe der Kosten für das Engpassmanagement, einschließlich der Summe der saldierten geleisteten und erhaltenen Zahlungen für den finanziellen Ausgleich nach § 13a Absatz 2 und 5 Satz 3 sowie für den finanziellen Ersatz nach § 14 Absatz 1c Satz 2,
• 1. die jährliche Entwicklung der Summe der Kosten für die folgenden Systemdienstleistungen der Übertragungsnetzbetreiber,
  • a) für Kraftwerksreserven der Transportnetzbetreiber Strom nach den §§ 13b, 13d, 13e, 13g und 50 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 14 des Gesetzes vom 22. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 405) geändert worden ist, sowie
  • b) für die gesicherte Versorgung von Kraftwerken mit Gas außerhalb der Netzreserve nach § 13f,
• 1. die Daten, die bei der Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors Verwendung finden,
• 1. die in der Entscheidung nach § 23 der Anreizregulierungsverordnung genannten Daten, ausgenommen Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse Dritter,
• 1. Kosten für die erforderliche Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen als Summenwert und
• 1. Kosten für die an Betreiber einer dezentralen Erzeugungsanlage und an vorgelagerte Netzbetreiber aufgrund von dezentraler Einspeisung gezahlten vermiedenen Netzentgelte als Summenwert,
• 1. Summe der Kosten, die dem Anschlussnetzbetreiber nach § 7 Absatz 2 sowie nach § 36 Absatz 2 des Messstellenbetriebsgesetzes aus Entgelten zur Ausstattung von Zählpunkten einer Messstelle mit intelligenten Messsystemen und des Netzanschlusspunktes einer Messstelle mit einer Steuerungseinrichtung entstehen.