02019R0943 — DE — 23.06.2022 — 001.001

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►B VERORDNUNG (EU) 2019/943 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (Neufassung) (Text von Bedeutung für den EWR) (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54)

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VERORDNUNG (EU) 2019/943 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES

vom 5. Juni 2019

über den Elektrizitätsbinnenmarkt

(Neufassung)

(Text von Bedeutung für den EWR)







KAPITEL I

GEGENSTAND, ANWENDUNGSBEREICH UND BEGRIFFSBESTIMMUNGEN

Artikel 1

Gegenstand und Anwendungsbereich

Ziel dieser Verordnung ist

a) die Festlegung der Grundlagen für eine effiziente Verwirklichung der Ziele der Energieunion und insbesondere des Rahmens für die Klima- und Energiepolitik bis 2030 durch das Aussenden von Marktsignalen für größere Effizienz und einen höheren Anteil erneuerbarer Energiequellen sowie für Versorgungssicherheit, Flexibilität, Nachhaltigkeit, Dekarbonisierung und Innovation;

b) die Festlegung von Grundsätzen für gut funktionierende, integrierte Elektrizitätsmärkte, die allen Ressourcenanbieter und Stromkunden diskriminierungsfreien Marktzugang ermöglichen, die Position der Verbraucher stärken, Wettbewerbsfähigkeit auf dem Weltmarkt, Laststeuerung, Energiespeicherung und Energieeffizienz sicherstellen und die Aggregierung von dezentralem Angebot und dezentraler Nachfrage erleichtern und die Marktintegration und die Integration verschiedener Sektoren sowie eine marktbasierte Vergütung für Elektrizität aus erneuerbaren Quellen ermöglichen;

c) die Festlegung gerechter Regeln für den grenzüberschreitenden Stromhandel und somit eine Verbesserung des Wettbewerbs auf dem Elektrizitätsbinnenmarkt unter Berücksichtigung der besonderen Merkmale nationaler und regionaler Märkte, einschließlich der Schaffung eines Ausgleichsmechanismus für grenzüberschreitende Stromflüsse, der Festlegung harmonisierter Grundsätze für die Entgelte für die grenzüberschreitende Übertragung und der Vergabe der auf den Verbindungsleitungen zwischen nationalen Übertragungsnetzen verfügbaren Kapazitäten;

d) die Erleichterung der Herausbildung eines gut funktionierenden und transparenten Großhandelsmarkts, der zu einem hohen Maß an Stromversorgungssicherheit beiträgt und die Bereitstellung von Mechanismen zur Harmonisierung der Regeln für den grenzüberschreitenden Stromhandel.

Artikel 2

Begriffsbestimmungen

Es gelten die folgenden Begriffsbestimmungen:

1. „Verbindungsleitung“ bezeichnet eine Übertragungsleitung, die eine Grenze zwischen Mitgliedstaaten überquert oder überspannt und die nationalen Übertragungsnetze der Mitgliedstaaten verbindet;

2. „Regulierungsbehörde“ bezeichnet die nach Maßgabe von Artikel 57 Absatz 1 der Richtlinie (EU) 2019/944 von jedem Mitgliedstaat benannte Regulierungsbehörde;

3. „grenzüberschreitender Stromfluss“ bezeichnet das physikalische Durchströmen einer Menge elektrischer Energie durch ein Übertragungsnetz eines Mitgliedstaats aufgrund der Auswirkungen der Tätigkeit von Erzeugern oder Kunden oder beiden außerhalb dieses Mitgliedstaats auf dessen Übertragungsnetz;

4. „Engpass“ bezeichnet eine Situation, in der nicht allen Ersuchen von Marktteilnehmern auf Handel zwischen Netzbereichen nachgekommen werden kann, weil sie erhebliche Auswirkungen auf die physikalischen Stromflüsse in Netzelementen hätten, die diese Stromflüsse nicht bewältigen können;

5. „neue Verbindungsleitung“ bezeichnet eine Verbindungsleitung, die nicht bis zum 4. August 2003 fertiggestellt war;

6. „struktureller Engpass“ bezeichnet einen Engpass im Übertragungsnetz, der eindeutig festgestellt werden kann, vorhersehbar ist, geografisch über längere Zeit stabil bleibt und unter normalen Bedingungen des Stromsystems häufig wiederauftritt;

7. „Marktbetreiber“ bezeichnet eine Funktionseinheit, die eine Dienstleistung erbringt, mit der die Ankaufs- und Verkaufsangebote für Elektrizität aufeinander abgestimmt werden;

8. „nominierter Strommarktbetreiber“ oder „NEMO“ bezeichnet einen Marktbetreiber, der von der zuständigen Behörde für die Ausübung von Aufgaben im Zusammenhang mit der einheitlichen Day-Ahead-Marktkopplung oder der einheitlichen Intraday-Marktkopplung benannt wurde;

9. „Wert der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung“ bezeichnet eine Schätzung des Strompreises in EUR/MWh, den die Kunden höchstens zu zahlen bereit sind, um einen Ausfall der Stromversorgung abzuwenden;

10. „Systemausgleich“ bezeichnet alle Handlungen und Verfahren über alle Zeiträume hinweg, mit denen die Übertragungsnetzbetreiber kontinuierlich dafür sorgen, dass die Netzfrequenz in einem vorbestimmten Stabilitätsbereich bleibt und die Menge der für die erforderliche Qualität benötigten Reserven eingehalten wird;

11. „Regelarbeit“ bezeichnet die von den Übertragungsnetzbetreibern für den Systemausgleich eingesetzte Energie;

12. „Regelreserveanbieter“ bezeichnet einen Marktteilnehmer, der Regelarbeit und/oder Regelleistung für Übertragungsnetzbetreiber bereitstellt;

13. „Regelleistung“ bezeichnet das Volumen der Kapazität, zu dessen Bereithaltung sich ein Regelenergiedienstleister verpflichtet hat und in Bezug auf das er sich verpflichtet hat, während der Vertragslaufzeit Gebote für ein entsprechendes Regelenergievolumen an den Übertragungsnetzbetreiber abzugeben;

14. „Bilanzkreisverantwortlicher“ bezeichnet einen Marktteilnehmer oder dessen von ihm gewählten Vertreter, der für dessen Bilanzkreisabweichungen im Strommarkt verantwortlich ist;

15. „Bilanzkreisabrechnungszeitintervall“ bezeichnet den Zeitraum, für den die Bilanzkreisabweichung der Bilanzkreisverantwortlichen berechnet wird;

16. „Ausgleichsenergiepreis“ bezeichnet den positiven, negativen oder null betragenden Preis in einem Bilanzkreisabrechnungszeitintervall für eine Bilanzkreisabweichung in jeder Richtung;

17. „Geltungsbereich des Ausgleichsenergiepreises“ bezeichnet das Gebiet, für das ein Ausgleichsenergiepreis berechnet wird;

18. „Präqualifikationsverfahren“ bezeichnet das Verfahren zur Überprüfung, ob ein Regelenergiedienstleister die Anforderungen der Übertragungsnetzbetreiber erfüllt;

19. „Reservekapazität“ bezeichnet die Menge der Frequenzhaltungsreserven, Frequenzwiederherstellungsreserven oder Ersatzreserven, die dem Übertragungsnetzbetreiber zur Verfügung stehen müssen;

20. „vorrangiger Dispatch“ bezeichnet im Zusammenhang mit dem Self-Dispatch-Modell den Einsatz von Kraftwerken auf der Grundlage anderer Kriterien als der wirtschaftlichen Reihung der Gebote, und, im Zusammenhang mit dem zentralen Dispatch-Modell, den Einsatz von Kraftwerken auf der Grundlage anderer Kriterien als der wirtschaftlichen Reihung der Gebote und der Netzbeschränkungen, wobei dem Einsatz bestimmter Erzeugungstechnologien Vorrang eingeräumt wird;

21. „Kapazitätsberechnungsregion“ bezeichnet das geografische Gebiet, in dem die koordinierte Kapazitätsberechnung vorgenommen wird;

22. „Kapazitätsmechanismus“ bezeichnet eine vorübergehende Maßnahme zur Erreichung des notwendigen Maßes an Angemessenheit der Ressourcen, in deren Rahmen Ressourcen für ihre Verfügbarkeit vergütet werden, mit Ausnahme von Systemdienstleistungen betreffenden Maßnahmen oder Engpassmanagement;

23. „hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung“ bezeichnet die Kraft-Wärme-Kopplung, die den Kriterien in Anhang II der Richtlinie 2012/27/EU des Europäischen Parlaments und des Rates ( 1 ) entspricht;

24. „Demonstrationsvorhaben“ bezeichnet ein Vorhaben, das eine in der Union völlig neuen Technologie („first of its kind“) demonstriert, die eine wesentliche, weit über den Stand der Technik hinausgehende Innovation darstellt;

25. „Marktteilnehmer“ bezeichnet eine natürliche oder juristische Person, die Elektrizität kauft, verkauft oder erzeugt, sich mit Aggregierung beschäftigt oder Leistungen im Bereich der Laststeuerung oder der Speicherung betreibt, was die Erteilung von Handelsaufträgen in einem oder mehreren Elektrizitätsmärkten einschließlich der Regelarbeitsmärkte umfasst;

26. „Redispatch“ bezeichnet eine Maßnahme, einschließlich einer Einschränkung, die von einem oder mehreren Übertragungs- oder Verteilernetzbetreibern durch die Veränderung des Erzeugungs- oder des Lastmusters oder von beidem aktiviert wird, um die physikalischen Lastflüsse im Stromsystem zu ändern und physikalische Engpässe zu mindern oder anderweitig für Systemsicherheit zu sorgen;

27. „Countertrading“ bezeichnet einen zonenübergreifenden Austausch zwischen zwei Gebotszonen, der von den Netzbetreibern zur Minderung physikalischer Engpässe initiiert wird;

28. „Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung“ bezeichnet eine Einrichtung, die Primärenergie in elektrische Energie umwandelt und eine oder mehrere mit einem Netz verbundene Stromerzeugungsanlagen umfasst;

29. „zentrales Dispatch-Modell“ bezeichnet ein Fahrplanerstellungs- und Dispatch-Modell, bei dem die Erzeugungs- und Verbrauchsfahrpläne sowie die Einsatzplanung für Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung und Verbrauchsanlagen — was regelbare Anlagen betrifft — von einem Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen des integrierten Fahrplanerstellungsverfahrens bestimmt werden;

30. „Self-Dispatch-Modell“ bezeichnet ein Fahrplanerstellungs- und Dispatch-Modell, bei dem die Erzeugungs- und Verbrauchsfahrpläne sowie die Einsatzplanung für Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung und Verbrauchsanlagen von den Scheduling Agenten dieser Einrichtungen bestimmt werden;

31. „Standard-Regelreserveprodukt“ bezeichnet ein von allen Übertragungsnetzbetreibern für den Austausch von Regelreserve definiertes harmonisiertes Regelreserveprodukt;

32. „spezifisches Regelreserveprodukt“ bezeichnet ein Regelreserveprodukt, bei dem es sich nicht um ein Standard-Regelreserveprodukt handelt;

33. „delegierter Betreiber“ bezeichnet eine Einrichtung, der spezifische Aufgaben und Pflichten, mit denen nach Maßgabe dieser Verordnung oder anderer Rechtsakte der Union ein Übertragungsnetzbetreiber oder ein nominierter Strommarktbetreiber betraut wurde, von diesem Übertragungsnetzbetreiber oder NEMO übertragen oder von einem Mitgliedstaat oder einer Regulierungsbehörde zugewiesen wurden;

34. „Kunde“ bezeichnet einen Kunden im Sinne von Artikel 2 Nummer 1 der Richtlinie (EU) 2019/944;

35. „Endkunde“ bezeichnet einen Endkunden im Sinne von Artikel 2 Nummer 3 der Richtlinie (EU) 2019/944;

36. „Großhändler“ bezeichnet einen Großhändler im Sinne von Artikel 2 Nummer 2 der Richtlinie (EU) 2019/944;

37. „Haushaltskunde“ bezeichnet einen Haushaltskunden im Sinne von Artikel 2 Nummer 4 der Richtlinie (EU) 2019/944;

38. „Kleinunternehmen“ bezeichnet ein Kleinunternehmen im Sinne von Artikel 2 Nummer 7 der Richtlinie (EU) 2019/944;

39. „aktiver Kunde“ bezeichnet einen aktiven Kunden im Sinne von Artikel 2 Nummer 8 der Richtlinie (EU) 2019/944;

40. „Elektrizitätsmärkte“ bezeichnet Elektrizitätsmärkte im Sinne von Artikel 2 Nummer 9 der Richtlinie (EU) 2019/944;

41. „Versorgung“ bezeichnet Versorgung im Sinne von Artikel 2 Nummer 12 der Richtlinie (EU) 2019/944;

42. „Elektrizitätsversorgungsvertrag“ bezeichnet einen Elektrizitätsversorgungsvertrag im Sinne von Artikel 2 Nummer 13 der Richtlinie (EU) 2019/944;

43. „Aggregierung“ bezeichnet Aggregierung im Sinne von Artikel 2 Nummer 18 der Richtlinie (EU) 2019/944;

44. „Laststeuerung“ bezeichnet Laststeuerung im Sinne von Artikel 2 Nummer 20 der Richtlinie (EU) 2019/944.;

45. „intelligentes Messsystem“ bezeichnet ein intelligentes Verbrauchserfassungssystem im Sinne von Artikel 2 Nummer 23 der Richtlinie (EU) 2019/944;

46. „Interoperabilität“ bezeichnet Interoperabilität im Sinne von Artikel 24 Nummer 2 der Richtlinie (EU) 2019/944;

47. „Verteilung“ bezeichnet Verteilung im Sinne von Artikel 2 Nummer 28 der Richtlinie (EU) 2019/944;

48. „Verteilernetzbetreiber“ bezeichnet einen Verteilernetzbetreiber im Sinne von Artikel 2 Nummer 29 der Richtlinie (EU) 2019/944;

49. „Energieeffizienz“ bezeichnet Energieeffizienz im Sinne von Artikel 2 Nummer 30 der Richtlinie (EU) 2019/944;

50. „Energie aus erneuerbaren Quellen“ oder „erneuerbare Energie“ bezeichnet Energie aus erneuerbaren Quellen im Sinne von Artikel 2 Nummer 31 der Richtlinie (EU) 2019/944;

51. „verteilte Erzeugung“ bezeichnet verteilte Erzeugung im Sinne von Artikel 2 Nummer 32 der Richtlinie (EU) 2019/944;

52. „Übertragung“ bezeichnet Übertragung im Sinne von Artikel 2 Nummer 34 der Richtlinie (EU) 2019/944;

53. „Übertragungsnetzbetreiber“ bezeichnet einen Übertragungsnetzbetreiber im Sinne von Artikel 2 Nummer 35 der Richtlinie (EU) 2019/944;

54. „Netzbenutzer“ bezeichnet einen Netzbenutzer im Sinne von Artikel 2 Nummer 36 der Richtlinie (EU) 2019/944;

55. „Erzeugung“ bezeichnet Erzeugung im Sinne von Artikel 2 Nummer 37 der Richtlinie (EU) 2019/944;

56. „Erzeuger“ bezeichnet einen Erzeuger im Sinne von Artikel 2 Nummer 38 der Richtlinie (EU) 2019/944;

57. „Verbundnetz“ bezeichnet ein Verbundnetz im Sinne von Artikel 2 Nummer 40 der Richtlinie (EU) 2019/944;

58. „kleines, isoliertes Netz“ bezeichnet ein kleines, isoliertes Netz im Sinne von Artikel 2 Nummer 42 der Richtlinie (EU) 2019/944;

59. „kleines Verbundnetz“ bezeichnet ein kleines Verbundnetz im Sinne von Artikel 2 Nummer 43 der Richtlinie (EU) 2019/944;

60. „Systemdienstleistung“ bezeichnet eine Systemdienstleistung im Sinne von Artikel 2 Nummer 48 der Richtlinie (EU) 2019/944;

61. „nicht frequenzgebundene Systemdienstleistung“ bezeichnet eine nicht frequenzgebundene Systemdienstleistung im Sinne von Artikel 2 Nummer 49 der Richtlinie (EU) 2019/944;

62. „Energiespeicherung“ bezeichnet Energiespeicherung im Sinne von Artikel 2 Nummer 59 der Richtlinie (EU) 2019/944;

63. „regionales Koordinierungszentrum“ bezeichnet ein regionales Koordinierungszentrum im Sinne des Artikel 35 dieser Verordnung;

64. „Energiegroßhandelsmarkt“ bezeichnet einen Energiegroßhandelsmarkt im Sinne von Artikel 2 Nummer 6 der Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 2 );

65. „Gebotszone“ bezeichnet das größte geografische Gebiet, in dem Marktteilnehmer ohne Kapazitätsvergabe Energie austauschen können;

66. „Kapazitätsvergabe“ bezeichnet die Zuweisung zonenübergreifender Kapazität;

67. „Regelzone“ bezeichnet einen von einem einzigen Übertragungsnetzbetreiber betriebenen zusammenhängenden Teil des Verbundnetzes und umfasst angeschlossene physikalische Lasten und/oder gegebenenfalls Erzeugungseinheiten;

68. „koordinierte Nettoübertragungskapazität“ bezeichnet eine Kapazitätsberechnungsmethode, die auf dem Grundsatz beruht, dass ein maximaler Austausch von Energie zwischen angrenzenden Gebotszonen ex ante geprüft und festgelegt wird;

69. „kritisches Netzelement“ bezeichnet ein Netzelement entweder innerhalb einer Gebotszone oder zwischen Gebotszonen, das bei der Kapazitätsberechnung berücksichtigt wird und die Strommenge, die ausgetauscht werden kann, begrenzt;

70. „zonenübergreifende Kapazität“ bezeichnet die Fähigkeit des Verbundnetzes, einen Energietransfer zwischen den Gebotszonen zu ermöglichen;

71. „Erzeugungseinheit“ bezeichnet eine einzelne Stromerzeugungseinheit, die zu einer Produktionseinheit gehört.







KAPITEL II

ALLGEMEINE VORSCHRIFTEN FÜR DEN ELEKTRIZITÄTSMARKT

Artikel 3

Grundsätze für den Betrieb der Elektrizitätsmärkte

Die Mitgliedstaaten, die Regulierungsbehörden, die Übertragungsnetzbetreiber, die Verteilernetzbetreiber, die Marktbetreiber und die delegierten Betreiber sorgen dafür, dass die Elektrizitätsmärkte nach den folgenden Grundsätzen betrieben werden:

a) Preise werden auf der Grundlage von Angebot und Nachfrage gebildet.

b) Die Marktvorschriften begünstigen die freie Preisbildung und vermeiden Maßnahmen, mit denen eine Preisbildung auf der Grundlage von Angebot und Nachfrage verhindert wird.

c) Die Marktvorschriften erleichtern die Heranbildung flexiblerer Erzeugung, nachhaltiger Erzeugung mit geringen CO2-Emissionen und flexiblerer Nachfrage.

d) Den Kunden wird es ermöglicht, von den Marktchancen und dem erhöhten Wettbewerb auf den Endkundenmärkten zu profitieren, und sie werden in die Lage versetzt, als Marktteilnehmer am Energiemarkt und der Energiewende mitzuwirken.

e) Die Marktbeteiligung von Endkunden und Kleinunternehmen wird, in Einklang mit dem Wettbewerbsrecht der Union, durch die Aggregierung der Erzeugung mehrerer Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung oder der Last mehrerer Laststeuerungsanlagen ermöglicht, um auf dem Elektrizitätsmarkt Elektrizität gemeinsam anzubieten und die Anlagen im Stromsystem gemeinsam zu betreiben.

f) Die Marktvorschriften ermöglichen die Dekarbonisierung des Stromsystems und somit der Wirtschaft, einschließlich durch die Integration von Elektrizität aus erneuerbaren Quellen und die Schaffung von Anreizen für Energieeffizienz.

g) Die Marktvorschriften bieten geeignete Investitionsanreize, damit Erzeugung, insbesondere langfristige Investitionen in ein dekarbonisiertes und nachhaltiges Stromsystem, Energiespeicherung, Energieeffizienz und Laststeuerung den Erfordernissen des Marktes Rechnung tragen, ermöglichen lauteren Wettbewerb und gewährleisten damit Versorgungssicherheit.

h) Hindernisse für grenzüberschreitende Stromflüsse zwischen Gebotszonen oder Mitgliedstaaten und grenzüberschreitende Transaktionen auf den Elektrizitätsmärkten und die mit ihnen verbundenen Dienstleistungsmärkte sind schrittweise zu beseitigen.

i) Die Marktvorschriften ermöglichen die regionale Zusammenarbeit dort, wo diese sinnvoll ist.

j) Die sichere und nachhaltige Erzeugung sowie Energiespeicherung und Laststeuerung nehmen gemäß den Anforderungen des Unionsrechts gleichberechtigt am Markt teil.

k) Alle Erzeuger sind direkt oder indirekt für den Verkauf der von ihnen erzeugten Elektrizität verantwortlich.

l) Die Marktvorschriften ermöglichen die Entwicklung von Demonstrationsvorhaben zu nachhaltigen und sicheren Energiequellen, -technologien oder -systemen mit geringen CO2-Emissionen, die verwirklicht und zum Wohle der Gesellschaft genutzt werden.

m) Die Marktvorschriften ermöglichen den Dispatch von Erzeugungsanlagen, Energiespeicherung und Laststeuerung.

n) Die Marktvorschriften ermöglichen den Markteintritt und -austritt von Stromerzeugungs-, Energiespeicherungs- und Stromversorgungsunternehmen auf der Grundlage der von ihnen durchgeführten Bewertung der wirtschaftlichen und finanziellen Tragfähigkeit ihrer Tätigkeit.

o) Damit sich die Markteilnehmer marktbasiert gegen Preisschwankungsrisiken wappnen können und Unsicherheiten hinsichtlich künftiger Investitionsrenditen abgeschwächt werden, dürfen langfristige Absicherungsmöglichkeiten auf transparente Weise an den Börsen gehandelt und langfristige Lieferverträge außerbörslich ausgehandelt werden, wobei das Wettbewerbsrecht der Union einzuhalten ist.

p) Die Marktvorschriften erleichtern den unionsweiten Handel mit Produkten und bei Änderungen des Regelungsrahmens muss den Auswirkungen auf sowohl kurzfristige als auch langfristige Terminmärkte und -produkte Rechnung getragen werden.

q) Marktteilnehmer haben Anspruch darauf, Zugang zu Übertragungs- und Verteilungsnetzen auf der Grundlage objektiver, transparenter und diskriminierungsfreier Bedingungen zu erlangen.

Artikel 4

Gerechter Übergang

Die Kommission unterstützt mit allen zur Verfügung stehenden Mitteln Mitgliedstaaten, die eine nationale Strategie zur schrittweise vorgenommenen Verringerung der vorhandenen Kapazitäten für die Erzeugung von Energie aus Kohle und anderen festen fossilen Brennstoffen sowie des Abbaus dieser Brennstoffe einführen, um den „gerechten Übergang“ in vom Strukturwandel betroffenen Regionen zu ermöglichen. Die Kommission unterstützt die Mitgliedstaaten dabei, die sozialen und wirtschaftlichen Auswirkungen der Umstellung auf saubere Energie anzugehen.

Die Kommission arbeitet eng und partnerschaftlich mit den Interessenträgern in Regionen, die in hohem Maße von Kohle und einer CO2-intensiven Wirtschaft abhängig sind, zusammen, erleichtert den Zugang zu verfügbaren Mitteln und Programmen sowie deren Nutzung, und fördert den Austausch über bewährte Verfahren, wozu auch Gespräche über Fahrpläne für die Industrie und über den Umschulungsbedarf zählen.

Artikel 5

Bilanzkreisverantwortung

(1) Alle Marktteilnehmer sind für die von ihnen im System verursachten Bilanzkreisabweichungen verantwortlich (im Folgenden „Bilanzkreisverantwortung“). Zu diesem Zweck sind die Marktteilnehmer entweder Bilanzkreisverantwortliche, oder sie übertragen ihre Verantwortung mit einem Vertrag an einen Bilanzkreisverantwortlichen ihrer Wahl. Jeder Bilanzkreisverantwortliche trägt die finanzielle Verantwortung für seine Bilanzkreisabweichungen und bemüht sich, den eigenen Bilanzkreis auszugleichen oder dazu beizutragen, das Stromsystem auszugleichen.

(2) Die Mitgliedstaaten können Freistellungen von der Bilanzkreisverantwortung vorsehen, jedoch ausschließlich für: a) Demonstrationsvorhaben für innovative Technologien, vorbehaltlich der Genehmigung durch die Regulierungsbehörde, sofern diese Freistellungen auf den Zeitraum und den Umfang begrenzt sind, die zur Verwirklichung der Demonstrationszwecke erforderlich sind. b) Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden und die eine installierte Stromerzeugungskapazität von weniger als 400 kW haben. (c) Anlagen, die mit Genehmigung der Kommission nach den Unionsvorschriften über staatliche Beihilfen gemäß den Artikeln 107, 108 und 109 AEUV gefördert werden und vor dem 4. Juli 2019 in Betrieb genommen wurden.

Unbeschadet der Artikel 107 und 108 AEUV können die Mitgliedstaaten Marktteilnehmern, die vollständig oder teilweise von der Bilanzkreisverantwortung ausgenommen sind, Anreize bieten, damit diese die vollständige Bilanzkreisverantwortung übernehmen.

(3) Sieht ein Mitgliedstaat eine Freistellung nach Absatz 2 vor, stellt er sicher, dass ein anderer Marktteilnehmer die finanzielle Verantwortung für Bilanzkreisabweichungen übernimmt.

(4) Was ab dem 1. Januar 2026 in Betrieb genommene Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung anbelangt, so gilt Absatz 2 Buchstabe b nur für Erzeugungseinrichtungen, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden, die eine installierte Stromerzeugungskapazität von weniger als 200 kW haben.

Artikel 6

Regelreservemarkt

(1) Die Regelreservemärkte einschließlich der Präqualifikationsverfahren werden so organisiert, dass a) jedwede Diskriminierung einzelner Marktteilnehmer unter Berücksichtigung der unterschiedlichen technischen Bedürfnisse des Stromsystems und der unterschiedlichen technischen Fähigkeiten von Stromerzeugungsquellen, Energiespeicherung und Laststeuerung verhindert wird, b) die transparente und technologieneutrale Definition der Dienstleistungen und ihre transparente, marktbasierte Beschaffung sichergestellt wird, c) allen Marktteilnehmern, auch denjenigen, die aus Elektrizität aus fluktuierender erneuerbaren Energiequellen sowie Laststeuerung und Speicherung anbieten, entweder einzeln oder durch Aggregierung diskriminierungsfreier Zugang gewährt wird, d) sie dem Umstand Rechnung tragen, dass immer größere Anteile fluktuierender Erzeugung, höhere Nachfrageflexibilität und die Entwicklung neuer Technologien bewältigt werden müssen.

(2) Der Regelarbeitspreis darf nicht vorab in einem Vertrag über die Bereitstellung von Regelleistung festgelegt werden. Die Beschaffungsverfahren sind transparent gemäß Artikel 40 Absatz 4 der Richtlinie (EU) 2019/944 und wahren zugleich die Vertraulichkeit von Geschäftsinformationen.

(3) Regelreservemärkte sorgen für Betriebssicherheit und ermöglichen gleichzeitig die maximale Nutzung und effiziente Zuweisung zonenübergreifender Kapazität für alle Zeitbereiche gemäß Artikel 17.

(4) Die Abrechnung von Regelarbeit beruht bei Standard-Regelreserveprodukten und spezifischen Regelreserveprodukten auf dem Grenzpreisverfahren, es sei denn, alle Regulierungsbehörden genehmigen eine alternative Preisberechnungsmethode auf der Grundlage eines gemeinsamen Vorschlags aller Übertragungsnetzbetreiber nach Vorlage einer Analyse, aus der hervorgeht, dass diese alternative Preisberechnungsmethode effizienter ist.

Die Marktteilnehmer dürfen Gebote möglichst echtzeitnah abgeben, und der Zeitpunkt der Schließung des Regelarbeitsmarkts darf nicht vor dem Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes liegen.

Übertragungsnetzbetreiber, die ein zentrales Dispatch-Modell anwenden, dürfen weitere Regeln in Einklang mit der gemäß Artikel 6 Absatz 11 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie über den Systemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem einführen.

(5) Bilanzkreisabweichungen werden zu einem Preis abgerechnet, der dem Echtzeitwert der Energie Rechnung trägt.

(6) Jeder Geltungsbereich des Ausgleichsenergiepreises entspricht einer Gebotszone, außer in einem zentralen Dispatch-Modell, in dem der Geltungsbereich des Ausgleichsenergiepreises Teil einer Gebotszone sein kann.

(7) Die Dimensionierung der Reservekapazität wird von den Übertragungsnetzbetreibern vorgenommen und auf regionaler Ebene erleichtert.

(8) Die Beschaffung der Regelleistung wird von den Übertragungsnetzbetreibern vorgenommen und darf auf regionaler Ebene erleichtert werden. Die Reservierung grenzüberschreitender Kapazität zu diesem Zweck kann begrenzt werden. Gemäß Artikel 40 Absatz 4 der Richtlinie (EU) 2019/944 erfolgt die Beschaffung der Regelleistung marktbasiert und ist so organisiert, dass es zu keiner Diskriminierung zwischen den einzeln oder durch Aggregierung am Präqualifikationsverfahren teilnehmenden Marktteilnehmern kommt.

Bei der Beschaffung von Regelleistung wird ein Primärmarkt zugrunde gelegt, sofern und soweit die Regulierungsbehörde nicht eine Freistellung vorsieht, um aufgrund mangelnden Wettbewerbs auf dem Markt für Regelreserve andere Formen der marktbasierten Beschaffung zuzulassen. Freistellungen von der Verpflichtung, die Nutzung der Primärmärkte der Beschaffung von Regelleistung zugrunde zu legen, werden alle drei Jahre überprüft.

(9) Regelleistung für die Aufwärts- und Abwärtsregelung wird getrennt beschafft' es sei denn, die Regulierungsbehörde genehmigt eine Freistellung von diesem Grundsatz, wenn eine vom Übertragungsnetzbetreiber durchgeführte Beurteilung nachweist, dass sich durch ein solches Vorgehen die wirtschaftliche Effizienz steigern ließe. Der Abschluss eines Regelleistungsvertrags darf nicht mehr als einen Tag vor der Bereitstellung der Regelleistung erfolgen, und die Vertragslaufzeit darf höchstens einen Tag betragen, sofern und soweit die Regulierungsbehörde nicht frühere Vertragsabschlüsse oder längere Vertragszeiträume zur Wahrung der Versorgungssicherheit oder zur Verbesserung der wirtschaftlichen Effizienz genehmigt hat.

Wenn eine Freistellung gewährt wird, darf für zumindest 40 % der Standard-Regelreserveprodukte und mindestens 30 % aller Produkte, die für die Regelleistung verwendet werden, der Regelleistungsvertrag nicht mehr als einen Tag vor der Bereitstellung der Regelleistung abgeschlossen werden, und die Vertragslaufzeit darf nicht mehr als einen Tag betragen. Der Vertrag über den verbleibenden Regelleistungsanteil darf höchstens einen Monat vor der Bereitstellung der Regelleistung geschlossen werden, und die Vertragslaufzeit darf höchstens einen Monat betragen.

(10) Auf Antrag des Übertragungsnetzbetreibers kann die Regulierungsbehörde beschließen, die in Absatz 9 genannte Vertragslaufzeit für den verbleibenden Regelleistungsanteil auf höchstens zwölf Monate zu verlängern, sofern eine derartige Entscheidung zeitlich begrenzt ist und der Vorteil der Kostensenkung für Endkunden den Nachteil der Beeinträchtigung des Marktes überwiegt. Dieser Antrag enthält a) den bestimmten Zeitraum, in dem die Ausnahme gelten soll, b) das bestimmte Volumen der Regelleistung, für das die Ausnahme gelten soll, c) eine Analyse der Auswirkung der Ausnahme auf die Beteiligung von Regelreserveressourcen und d) den Nachweis, dass sich durch eine derartige Ausnahme die Kosten für die Endkunden senken ließen.

(11) Ungeachtet Absatz 10 dürfen die Vertragslaufzeiten ab dem 1. Januar 2026 nicht mehr als sechs Monate betragen.

(12) Bis zum 1. Januar 2028 erstatten die Regulierungsbehörden ACER und der Kommission Bericht über den Anteil der Gesamtkapazität, der durch Verträge mit einer Laufzeit oder einem Beschaffungszeitraum von mehr als einem Tag abgedeckt wird.

(13) Die Übertragungsnetzbetreiber oder ihre delegierten Betreiber veröffentlichen so nah an der Echtzeit wie möglich, jedoch mit nicht mehr als 30 Minuten nach Lieferung Verzögerung, den aktuellen Systemausgleich in ihren Fahrplangebieten, die geschätzten Ausgleichsenergiepreise und die geschätzten Regelarbeitspreise.

(14) Die Übertragungsnetzbetreiber können für den Fall, dass Standard-Regelreserveprodukte für die Wahrung der Betriebssicherheit nicht ausreichen oder einige Regelreserveressourcen nicht über Standard-Regelreserveprodukte am Regelreservemarkt teilnehmen können, Freistellungen von den Absätzen 2 und 4 für spezifische Regelreserveprodukte, die örtlich aktiviert und nicht mit anderen Übertragungsnetzbetreibern ausgetauscht werden, vorschlagen und diese Freistellungen können von den Regulierungsbehörden genehmigt werden.

Die Vorschläge für Freistellungen enthalten eine Beschreibung der Maßnahmen, die vorgeschlagen werden, um die Verwendung spezifischer Produkte auf ein Mindestmaß, welches von der wirtschaftlichen Effizienz abhängig ist, zu beschränken, einen Nachweis, dass die spezifischen Produkte keine erheblichen Effizienzmängel oder Verzerrungen auf dem Regelreservemarkt entweder innerhalb oder außerhalb des Fahrplangebiets verursachen, und etwaige Regeln und Informationen in Bezug auf das Verfahren für die Umwandlung von Regelarbeitsgeboten für spezifische Regelreserveprodukte in Regelarbeitsgebote für Standard-Regelreserveprodukte.

Artikel 7

Day-Ahead- und Intraday-Märkte

(1) Die Übertragungsnetzbetreiber und NEMO organisieren gemeinsam die Verwaltung der integrierten Day-Ahead- und Intraday-Märkte gemäß der Verordnung (EU) 2015/1222. Die Übertragungsnetzbetreiber und NEMO arbeiten auf Unionsebene oder, sofern angemessener, auf regionaler Ebene zusammen, um für höchstmögliche Effizienz und Wirksamkeit des Day-Ahead- und Intraday-Stromhandels zu sorgen. Die Pflicht zur Zusammenarbeit besteht unbeschadet der Anwendung des Wettbewerbsrechts der Union. Bei der Erfüllung ihrer Aufgaben im Zusammenhang mit dem Stromhandel unterliegen die Übertragungsnetzbetreiber und NEMO der Regulierungsaufsicht gemäß Artikel 59 der Richtlinie (EU) 2019/944 durch die Regulierungsbehörden und gemäß den Artikeln 4 und 8 der Verordnung (EU) 2019/942 durch ACER.

(2) Die Day-Ahead- und Intraday-Märkte müssen a) so organisiert sein, dass es zu keiner Diskriminierung kommt, b) es ermöglichen, dass alle Marktteilnehmer Bilanzkreisabweichungen weitestgehend selbst bewältigen, c) allen Marktteilnehmern möglichst viele Gelegenheiten bieten, weitestgehend echtzeitnah und über alle Gebotszonen hinweg am zonenübergreifenden Handel teilzunehmen, d) den grundlegenden Marktbedingungen, einschließlich des Echtzeitwerts der Energie, entsprechende Preise bieten, auf die die Marktteilnehmer bei der Vereinbarung längerfristiger Absicherungsprodukte zurückgreifen können, e) die Betriebssicherheit gewährleisten und gleichzeitig die maximale Nutzung von Übertragungskapazität ermöglichen, f) bei Wahrung der Vertraulichkeit von Geschäftsinformationen transparent sein und sicherstellen, dass beim Handel die Anonymität gewahrt bleibt, g) eine Unterscheidung zwischen Transaktionen innerhalb einer Gebotszone und Transaktionen zwischen Gebotszonen ausschließen und h) so organisiert sein, dass sie allen Marktteilnehmern einzeln oder durch Aggregierung zugänglich sind.

Artikel 8

Handel an den Day-Ahead- und Intraday-Märkten

(1) Die NEMO lassen zu, dass die Marktteilnehmer Energie möglichst echtzeitnah, zumindest jedoch bis zu dem Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes, handeln.

(2) Die NEMO bieten den Marktteilnehmern die Möglichkeit, Energie an den Day-Ahead- und Intraday-Märkten in zeitlichen Intervallen zu handeln, die mindestens so kurz sind wie das Bilanzkreisabrechnungszeitintervall.

(3) Die NEMO stellen für den Handel in den Day-Ahead- und Intraday-Märkten Produkte zur Verfügung, die mit Mindestgebotsgrößen von 500 kW oder weniger klein genug sind, um die wirksame Beteiligung der Laststeuerung, der Energiespeicherung und kleiner Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen — auch durch direkte Teilnahme der Kunden — zu ermöglichen.

(4) Bis zum 1. Januar 2021 beträgt das Bilanzkreisabrechnungszeitintervall in allen Fahrplangebieten 15 Minuten, sofern die Regulierungsbehörden keine Freistellung oder Ausnahme gewährt haben. Freistellungen dürfen nur bis zum 31. Dezember 2024 gewährt werden.

Wurde von allen nationalen Regulierungsbehörden eines Synchrongebiets eine Ausnahme gewährt, so beträgt das Bilanzkreisabweichungszeitintervall ab dem 1. Januar 2025 nicht mehr als 30 Minuten.

Artikel 9

Terminmärkte

(1) Gemäß der Verordnung (EU) 2016/1719 vergeben die Übertragungsnetzbetreiber langfristige Übertragungsrechte oder treffen gleichwertige Maßnahmen, damit die Marktteilnehmer, einschließlich der Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden, Preisrisiken über die Gebotszonengrenzen hinweg absichern können, es sei denn, eine von den zuständigen Regulierungsbehörden durchgeführte Bewertung des Terminmarkts an den Gebotszonengrenzen ergibt, dass ausreichende Absicherungsmöglichkeiten in den betroffenen Gebotszonen vorhanden sind.

(2) Langfristige Übertragungsrechte werden transparent, marktbasiert und diskriminierungsfrei über eine zentrale Vergabeplattform zugewiesen.

(3) Vorbehaltlich der Einhaltung des Wettbewerbsrechts der Union steht es den Marktbetreibern frei, Terminabsicherungsprodukte — einschließlich langfristiger Terminabsicherungsprodukte — zu entwickeln, um den Marktteilnehmern, einschließlich der Eigentümer von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden, angemessene Möglichkeiten zur Absicherung finanzieller Risiken gegen Preisschwankungen zu bieten. Die Mitgliedstaaten dürfen nicht vorsehen, dass solche Sicherungstätigkeiten auf Transaktionen innerhalb eines Mitgliedstaats oder einer Gebotszone beschränkt sind.

Artikel 10

Technische Gebotsgrenzen

(1) Für den Großhandelsstrompreis gibt es weder eine Obergrenze noch eine Untergrenze. Diese Bestimmung gilt unter anderem für Gebote und Clearings in allen Zeitbereichen sowie für Regelarbeit und Ausgleichsenergiepreise, unbeschadet der technischen Preisgrenzen, die im für den Austausch von Regelarbeit maßgeblichen Zeitbereich und in den Day-Ahead- und Intraday-Zeitbereichen gemäß Absatz 2 festgelegt werden können.

(2) NEMO dürfen harmonisierte Mindest- und Höchstclearingpreise für die Day-Ahead- und Intraday-Zeitbereiche festlegen. Diese Unter- und Obergrenzen müssen ausreichend hoch sein, damit der Handel nicht unnötig beeinträchtigt wird, sie müssen für den Binnenmarkt harmonisiert werden, und bei ihrer Festlegung wird der höchste Wert der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung berücksichtigt. Die NEMO schaffen einen transparenten Mechanismus, mit dem rechtzeitig eine automatische Anpassung der technischen Gebotsgrenzen für den Fall sichergestellt wird, dass die festgelegten Grenzwerte voraussichtlich erreicht werden. Die angepassten Obergrenzen gelten so lange, bis weitere Erhöhungen im Rahmen dieses Mechanismus erforderlich sind.

(3) Die Übertragungsnetzbetreiber unterlassen alle Maßnahmen, deren Ziel es ist, die Großhandelspreise zu ändern.

(4) Die Regulierungsbehörden oder, wenn ein Mitgliedstaat eine andere Behörde zu diesem Zweck benannt hat, die dementsprechend benannten zuständigen Behörden, ermitteln in ihrem Hoheitsgebiet die Strategien und Maßnahmen, die indirekt zur Beschränkung der Preisbildung im Großhandel beitragen könnten, darunter beschränkende Gebote im Zusammenhang mit der Aktivierung von Regelarbeit, Kapazitätsmechanismen, Maßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber, sowie Maßnahmen zur Anfechtung von Marktergebnissen, oder Maßnahmen zur Verhinderung des Missbrauchs einer marktbeherrschenden Stellung oder ineffizient festgelegter Gebotszonen.

(5) Hat eine Regulierungsbehörde oder eine andere benannte zuständige Behörde festgestellt, dass eine Strategie oder eine Maßnahme dazu dienen könnte, die Preisbildung im Großhandel zu beschränken, so trifft sie alle geeigneten Maßnahmen zur Unterbindung dieser Strategie oder Maßnahme oder, falls dies nicht möglich ist, zur Eindämmung ihrer Auswirkungen auf das Bietverhalten. Die Mitgliedstaaten erstatten der Kommission bis zum 5. Januar 2020 ausführlich Bericht über die Maßnahmen und Aktionen, die sie ergriffen haben oder zu ergreifen beabsichtigen.

Artikel 11

Wert der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung

(1) Bis zum 5. Juli 2020, sofern dies zur Festlegung eines Zuverlässigkeitsstandards nach Artikel 25 erforderlich ist, nehmen die Regulierungsbehörden oder, wenn ein Mitgliedstaat eine andere Behörde zu diesem Zweck benannt hat, die dementsprechend benannten zuständigen Behörden, für ihr Hoheitsgebiet eine einzige Schätzung des Wertes der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung vor. Diese Schätzung wird veröffentlicht. Verfügen die Mitgliedstaaten in ihrem Hoheitsgebiet über mehrere Gebotszonen, so können die Regulierungsbehörden oder andere benannte zuständige Behörden für die einzelnen Gebotszonen unterschiedliche Schätzungen vornehmen. Umfasst eine Gebotszone Hoheitsgebiete mehr als eines Mitgliedstaats, so legen die betroffenen Regulierungsbehörden oder anderen benannten zuständigen Behörden für diese Gebotszone einen einzigen Wert der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung fest. Bei der Vornahme der einzigen Schätzung des Wertes der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung wenden die Regulierungsbehörden oder andere benannte zuständige Behörden die gemäß Artikel 23 Absatz 6 ausgearbeitete Methode an.

(2) Regulierungsbehörden oder andere benannte zuständige Behörden aktualisieren ihre Schätzung des Wertes der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung mindestens alle fünf Jahre oder — wenn sie eine erhebliche Änderung feststellen — zu einem früheren Zeitpunkt.

Artikel 12

Dispatch von Erzeugungsanlagen und Laststeuerung

(1) Der Dispatch von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung und die Laststeuerung müssen diskriminierungsfrei, transparent und, sofern in Absatz 2 bis 6 nichts anderes bestimmt ist, marktbasiert erfolgen.

(2) Unbeschadet der Artikel 107, 108 und 109 AEUV stellen die Mitgliedstaaten sicher, dass die Netzbetreiber beim Dispatch von Stromerzeugungseinrichtungen — soweit der sichere Betrieb des nationalen Stromsystems es zulässt — auf der Grundlage transparenter und diskriminierungsfreier Kriterien Erzeugungseinrichtungen Vorrang gewähren, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden und sofern diese Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung entweder a) Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung sind, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden und die eine installierte Stromerzeugungskapazität von weniger als 400 kW haben, oder b) Demonstrationsvorhaben für innovative Technologien sind, vorbehaltlich der Genehmigung durch die Regulierungsbehörde, sofern dieser Vorrang auf den Zeitraum und den Umfang begrenzt ist, der zur Verwirklichung der Demonstrationszwecke erforderlich ist.

(3) Ein Mitgliedstaat kann beschließen, der vorrangige Dispatch gemäß Absatz 2 Buchstabe a nicht auf Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung anzuwenden, die mindestens sechs Monate nach diesem Beschluss in Betrieb genommen werden, oder eine niedrigere Mindestkapazität als in Absatz 2 Buchstabe a festzulegen, sofern die folgenden Bedingungen erfüllt sind: a) Er verfügt über gut funktionierenden Intraday-, und andere Großhandels- und Regelreservemärkte, die allen Marktteilnehmern gemäß dieser Verordnung uneingeschränkt zugänglich sind. b) Die Vorschriften über Redispatch und das Engpassmanagement sind für alle Marktteilnehmer transparent. c) Der nationale Beitrag des Mitgliedstaats zu dem verbindlichen Gesamtziel der Union für den Anteil von Energie aus erneuerbaren Quellen nach Artikel 3 Absatz 2 der Richtlinie (EU) 2018/2001 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 3 ) und Artikel 4 Buchstabe a Nummer 2 der Verordnung (EU) 2018/1999 des Europäischen Parlaments und des Rates ( 4 ) ist mindestens gleich dem Ergebnis der Formel in Anhang II der Verordnung (EU) 2018/1999, und der Anteil an Energie aus erneuerbaren Quellen in dem jeweiligen Mitgliedstaat liegt nicht unter seinen Referenzwerten nach Artikel 4 Buchstabe a Nummer 2 der Verordnung (EU) 2018/1999, oder — alternativ — der Anteil der Energie aus erneuerbaren Quellen am Bruttoendelektrizitätsverbrauch des jeweiligen Mitgliedstaats beträgt mindestens 50 %. d) Der Mitgliedstaat hat die geplante Freistellung der Kommission mitgeteilt und dabei im Einzelnen dargelegt, wie die Bedingungen der Buchstaben a, b und c erfüllt werden. e) Der Mitgliedstaat hat die geplante Freistellung mit einer ausführlichen Begründung für ihre Gewährung veröffentlicht und dabei erforderlichenfalls der Wahrung vertraulicher Geschäftsinformationen gebührend Rechnung getragen.

Bei jeder Freistellung dürfen ungeachtet etwaiger freiwilliger Vereinbarungen zwischen einem Mitgliedstaat und einer Erzeugungseinrichtung keine rückwirkenden Änderungen mit Wirkung für Erzeugungseinrichtungen, denen bereits ein vorrangiger Dispatch eingeräumt wurde, vorgenommen werden.

Unbeschadet der Artikel 107, 108 und 109 AEUV können die Mitgliedstaaten im Fall von Anlagen, die für den vorrangigen Dispatch infrage kommen, Anreize vorsehen, es freiwillig aufzugeben.

(4) Unbeschadet der Artikel 107, 108 und 109 AEUV können Mitgliedstaaten ein vorrangiger Dispatch für Elektrizität vorsehen, die in Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung mit hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung und einer installierten Stromerzeugungskapazität von weniger als 400 kW erzeugt wird.

(5) Was ab dem 1. Januar 2026 in Betrieb genommene Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung anbelangt, so gilt Absatz 2 Buchstabe a nur für Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden und die eine installierte Stromerzeugungskapazität von weniger als 200 kW haben.

(6) Unbeschadet der vor dem 4. Juli 2019 geschlossenen Verträge wird Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, in denen erneuerbare Energiequellen oder hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung genutzt werden, und die vor dem 4. Juli 2019 in Betrieb genommen wurden und für die bei ihrer Inbetriebnahme gemäß Artikel 15 Absatz 5 der Richtlinie 2012/27/EU oder Artikel 16 Absatz 2 der Richtlinie 2009/28/EG des Europäischen Parlaments und des Rates ( 5 ) ein vorrangiger Dispatch vorgesehen war, auch künftig ein vorrangiger Dispatch eingeräumt. Ab dem Zeitpunkt, zu dem eine Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung erheblich verändert wird, was zumindest dann angenommen wird, wenn ein neuer Netzanschlussvertrag erforderlich ist oder die Erzeugungskapazität der Gesamteinrichtung zur Stromerzeugung erhöht wird, gilt für solche Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung kein vorrangiger Dispatch mehr.

(7) Der vorrangige Dispatch darf den sicheren Betrieb des Stromsystems nicht gefährden, darf nicht als Rechtfertigung für Einschränkungen der zonenübergreifenden Kapazitäten über das nach Artikel 16 vorgesehene Maß hinaus dienen und erfolgt auf der Grundlage transparenter und diskriminierungsfreier Kriterien.

Artikel 13

Redispatch

(1) Der Redispatch der Erzeugung und der Redispatch der Laststeuerung erfolgt auf der Grundlage objektiver, transparenter und diskriminierungsfreier Kriterien. Es muss allen Erzeugungstechnologien und allen Arten der Energiespeicherung und Laststeuerung, einschließlich solchen mit Standort in anderen Mitgliedstaaten, offenstehen, sofern dies technisch machbar ist.

(2) Die für einen Redispatch in Frage kommenden Ressourcen werden unter Nutzung marktbasierter Mechanismen aus den Erzeugungsanlagen, Energiespeicherung oder Laststeuerung ausgewählt und finanziell vergütet. Der Regelarbeitspreis wird nicht durch Regelarbeitsgebote bestimmt, die zu Redispatch-Zwecken genutzt werden.

(3) Der nicht marktbasierte Redispatch der Erzeugung, der Energiespeicherung und der Laststeuerung darf nur zum Einsatz kommen, wenn a) keine marktbasierte Alternative verfügbar ist, b) alle verfügbaren marktbasierten Ressourcen eingesetzt wurden, c) die Zahl der verfügbaren Stromerzeugungs-, Energiespeicherungs- oder Laststeuerungsanlagen in dem Gebiet, in dem sich für die Erbringung der Dienstleistung geeignete Anlagen befinden, zu gering ist, um einen wirksamen Wettbewerb sicherzustellen, oder d) durch die aktuelle Netzsituation derart regelmäßig und vorhersehbar Engpässe verursacht werden, dass ein marktbasierter Redispatch ein regelmäßiges strategisches Bietverhalten herbeiführen würde, was die interne Engpasslage weiter verschlechtern würde, und der betroffene Mitgliedstaat hat entweder einen Aktionsplan zum Angehen dieses Engpasses erlassen, oder er stellt sicher, dass die verfügbare Mindestkapazität für zonenübergreifenden Handel Artikel 16 Absatz 8 entspricht.

(4) Die Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber legen der zuständigen Regulierungsbehörde zumindest jährlich einen Bericht vor, und zwar über a) den Entwicklungsstand und die Wirksamkeit der marktbasierten Redispatch-Mechanismen für Stromerzeugungs-, Energiespeicherungs- und Laststeuerungsanlagen, b) die Gründe, das Volumen in MWh und die Art der Erzeugungsquelle, die einem Redispatch unterliegen, c) die Maßnahmen — einschließlich Investitionen in die Digitalisierung der Netzinfrastruktur und in Dienstleistungen zur Erhöhung der Flexibilität —, dank deren der abwärts gerichtete Redispatch von Erzeugungseinrichtungen, in denen erneuerbare Energiequellen oder hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung genutzt werden, künftig seltener erforderlich ist.

Die Regulierungsbehörden leiten den Bericht an ACER weiter und veröffentlichen eine Zusammenfassung der in Unterabsatz 1 Buchstabe a, b und c genannten Daten, der sie nötigenfalls Verbesserungsvorschläge beifügen.

(5) Vorbehaltlich der zur Wahrung der Zuverlässigkeit und der Sicherheit des Netzes zu erfüllenden Anforderungen und auf der Grundlage transparenter und diskriminierungsfreier Kriterien, die von den Regulierungsbehörden festgelegt werden, müssen die Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber a) gewährleisten, dass die Übertragungs- und Verteilernetze in der Lage sind, die aus erneuerbaren Energiequellen oder mittels hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung erzeugte Elektrizität mit möglichst geringem Redispatch zu übertragen; dabei darf Redispatch bei der Netzplanung jedoch weiterhin in begrenztem Umfang Berücksichtigung finden, wenn die Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber transparent nachweisen können, dass dies wirtschaftlich effizienter ist, und wenn dies 5 % der jährlich erzeugten Elektrizität in Anlagen, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden und die direkt an das jeweilige Netz angeschlossen sind, nicht überschreitet, sofern ein Mitgliedstaat, in dem Elektrizität aus Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, in denen erneuerbare Energiequellen oder hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung genutzt werden, einen Anteil von mindestens 50 % am jährlichen Bruttoendstromverbrauch ausmacht, nichts anderes bestimmt; b) angemessene netz- und marktbezogene betriebliche Maßnahmen ergreifen, um der abwärts gerichtete Redispatch von Elektrizität aus erneuerbaren Energiequellen oder hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung zu minimieren; c) sicherstellen, dass ihre Netze flexibel genug sind, damit sie sie betreiben können.

(6) Bei nicht marktbasiertem abwärts gerichtetem Redispatch gelten folgende Grundsätze: a) Bei Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden, darf abwärts gerichteter Redispatch nur dann angewandt werden, wenn es keine Alternative gibt oder wenn andere Lösungen zu erheblich unverhältnismäßig hohen Kosten führen oder die Netzsicherheit erheblich gefährden würden. b) Auf Elektrizität, die mittels hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung erzeugt wurde, darf abwärts gerichteter Redispatch nur dann angewandt werden, wenn es abgesehen von abwärts gerichtetem Redispatch bei Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung, in denen erneuerbare Energiequellen genutzt werden, keine Alternative gibt oder, wenn andere Lösungen zu unverhältnismäßig hohen Kosten führen oder die Netzsicherheit erheblich gefährden würden. c) Nicht in das Übertragungs- oder Verteilernetz eingespeiste, selbst erzeugte Elektrizität aus Erzeugungseinrichtungen, in denen erneuerbare Energiequellen oder hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung genutzt werden, darf nicht Gegenstand von abwärts gerichtetem Redispatch sein, es sei denn, es gäbe keine andere Möglichkeit zur Lösung von Netzsicherheitsproblemen. d) Abwärts gerichteter Redispatch gemäß den Buchstaben a, b und c ist hinreichend und auf transparente Weise zu begründen. Die Begründung ist in den Bericht gemäß Absatz 3 aufzunehmen.

(7) Bei der Anwendung des nicht marktbasierten Redispatch hat der Betreiber der Erzeugungs-, Energiespeicherungs- oder Laststeuerungsanlage, mit der der Redispatch erfolgt ist, Anspruch auf einen finanziellen Ausgleich durch den Netzbetreiber, der den Redispatch angefordert hat, außer wenn der Erzeuger einen Netzanschlussvertrag akzeptiert hat, der keine Garantie für eine verbindliche Lieferung von Energie enthält. Ein solcher finanzieller Ausgleich erfolgt mindestens in Höhe des höheren der folgenden Beträge oder einer Kombination beider Beträge, wenn die Anwendung nur des höheren einen ungerechtfertigt niedrigen bzw. hohen finanziellen Ausgleich zur Folge hätte: a) Betrag der zusätzlichen Betriebskosten, die durch den Redispatch entstehen, beispielsweise zusätzliche Brennstoffkosten im Fall von aufwärts gerichtetem Redispatch oder zusätzliche Wärmebereitstellung im Fall von abwärts gerichtetem Redispatch von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung mit hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung; b) Nettoeinnahmen aus dem Verkauf von Elektrizität auf dem Day-Ahead-Markt, die die Stromerzeugungs-, Energiespeicherungs- oder Laststeuerungsanlage ohne die Aufforderung zum Redispatch erzielt hätte. Erhält die Stromerzeugungs-, Energiespeicherungs- oder Laststeuerungsanlage eine finanzielle Unterstützung auf der Grundlage der erzeugten oder verbrauchten Strommenge, so gilt die finanzielle Unterstützung, die ohne die Aufforderung zum Redispatch erteilt worden wäre, als Teil der Nettoeinnahmen.







KAPITEL III

NETZZUGANG UND ENGPASSMANAGEMENT







ABSCHNITT 1

Kapazitätsvergabe

Artikel 14

Überprüfung von Gebotszonen

(1) Die Mitgliedstaaten ergreifen alle zum Angehen von Engpässen geeigneten Maßnahmen. Den Gebotszonengrenzen müssen langfristige, strukturelle Engpässe in den Übertragungsnetzen zugrunde liegen. Die Gebotszonen dürfen keine derartigen strukturellen Engpässe aufweisen, es sei denn, diese haben keine Auswirkungen auf benachbarte Gebotszonen, oder — als vorübergehende Ausnahme — ihre Auswirkungen auf benachbarte Gebotszonen werden durch Entlastungsmaßnahmen gemindert, und diese strukturellen Engpässe bewirken keine Verringerung der zonenübergreifenden Handelskapazität entsprechend der Anforderungen von Artikel 16. Die Gebotszonen in der Union müssen so gestaltet sein, dass größtmögliche wirtschaftliche Effizienz sichergestellt ist und sich gemäß Artikel 16 möglichst viele Möglichkeiten zum zonenübergreifenden Handel ergeben, während gleichzeitig die Versorgungssicherheit erhalten bleibt.

(2) Alle drei Jahre erstellt ENTSO (Strom) einen Bericht über strukturelle Engpässe und andere erhebliche physikalische Engpässe zwischen und in Gebotszonen, auch über den Ort des Auftretens und die Häufigkeit solcher Engpässe im Einklang mit der auf der Grundlage des Artikels 18 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement. Dieser Bericht enthält eine Bewertung, ob die zonenübergreifende Handelskapazität die lineare Verlaufskurve gemäß Artikel 15 oder die Mindestkapazität gemäß Artikel 16 der vorliegenden Verordnung erreicht hat.

(3) Damit die Gebotszonen optimal konfiguriert sind, wird eine Überprüfung der Gebotszonen durchgeführt. Bei dieser Überprüfung werden alle strukturellen Engpässe ermittelt, und sie umfasst eine koordinierte Analyse der einzelnen Gebotszonenkonfigurationen unter Einbeziehung der betroffenen Interessenträger aller maßgeblichen Mitgliedstaaten gemäß der auf der Grundlage des Artikels 18 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement durchgeführt wird. Die aktuellen Gebotszonen werden anhand dessen bewertet, ob mit ihnen ein verlässliches Marktumfeld geschaffen werden kann, auch für flexible Erzeugungs- und Lastkapazitäten, was von entscheidender Bedeutung dafür ist, Netzengpässe zu verhindern, Elektrizitätsangebot und -nachfrage im Gleichgewicht zu halten und die langfristige Sicherheit von Investitionen in die Netzinfrastruktur sicherzustellen.

(4) Für die Zwecke dieses Artikels und des Artikels 15 dieser Verordnung sind die maßgeblichen Mitgliedstaaten, Übertragungsnetzbetreiber oder Regulierungsbehörden diejenigen Mitgliedstaaten, Übertragungsnetzbetreiber oder Regulierungsbehörden, die sich an der Überprüfung der Gebotszonenkonfiguration beteiligen, sowie jene, die sich gemäß der auf der Grundlage des Artikels 18 Absatz 5 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement in derselben Kapazitätsberechnungsregion befinden.

(5) Bis zum 5. Oktober 2019 übermitteln alle maßgeblichen Übertragungsnetzbetreiber einen Vorschlag für die Methoden und Annahmen, die im Hinblick auf das Verfahren zur Überprüfung der Gebotszonen genutzt werden sollen, und für die in Betracht zu ziehenden alternativen Gebotszonenkonfigurationen, der den maßgeblichen Regulierungsbehörden zur Genehmigung vorgelegt wird. Die maßgeblichen Regulierungsbehörden fassen binnen drei Monaten nach Vorlage des Vorschlags einen einstimmigen Beschluss zu dem Vorschlag. Sind die Regulierungs-behörden nicht in der Lage, innerhalb dieser Frist einstimmig über den Vorschlag zu beschließen, so entscheidet ACER binnen drei weiteren Monaten über die Methoden und Annahmen und über die in Betracht zu ziehenden alternativen Gebotszonenkonfigurationen. Den Methoden müssen strukturelle Engpässe zugrunde liegen, die in den folgenden drei Jahren voraussichtlich nicht überwunden werden, wobei spürbare Fortschritte bei Projekten zur Infrastrukturentwicklung, die in den folgenden drei Jahren voraussichtlich verwirklicht werden, gebührend zu berücksichtigen sind.

(6) Auf der Grundlage der gemäß Absatz 5 beschlossenen Methoden und Annahmen legen die an der Überprüfung der Gebotszonen beteiligten Übertragungsnetzbetreiber den maßgeblichen Mitgliedstaaten oder ihren benannten zuständigen Behörden bis spätestens zwölf Monate nach Genehmigung der Methoden und Annahmen gemäß Absatz 5 einen gemeinsamen Vorschlag zur Änderung oder Aufrechterhaltung der Gebotszonenkonfiguration vor. Andere Mitgliedstaaten, Vertragsparteien der Energiegemeinschaft oder Drittländer, die sich ein synchrones Gebiet mit einem maßgeblichen Mitgliedstaat teilen, können Stellungnahmen abgeben.

(7) Werden in dem Bericht nach Absatz 2 dieses Artikels oder in der Überprüfung der Gebotszonen nach diesem Artikel oder von einem oder mehreren Übertragungsnetzbetreibern in ihrer jeweiligen Regelzone in einem von der zuständigen Regulierungsbehörde angenommenen Bericht strukturelle Engpässe festgestellt, so beschließt der Mitgliedstaat mit festgestellten strukturellen Engpässen in Zusammenarbeit mit seinen Übertragungsnetzbetreibern binnen sechs Monaten nach Erhalt des Berichts, entweder nationale oder multinationale Aktionspläne gemäß Artikel 15 festzulegen oder seine Gebotszonenkonfiguration zu überprüfen und anzupassen. Diese Beschlüsse sind der Kommission und ACER umgehend zu übermitteln.

(8) In Bezug auf jene Mitgliedstaaten, die sich für eine Änderung der Gebotszonenkonfiguration gemäß Absatz 7 entschieden haben, fassen die maßgeblichen Mitgliedstaaten binnen sechs Monaten nach der Mitteilung gemäß Absatz 7 einen einstimmigen Beschluss. Andere Mitgliedstaaten können diesen Mitgliedstaaten Stellungnahmen übermitteln, wobei die maßgeblichen Mitgliedstaaten diese Stellungnahmen bei ihrer Beschlussfassung berücksichtigen sollten. Der Beschluss ist zu begründen und der Kommission und ACER zu übermitteln. Fassen die maßgeblichen Mitgliedstaaten innerhalb dieser sechs Monate keinen einstimmigen Beschluss, so teilen sie dies der Kommission umgehend mit. Als letztes Mittel erlässt die Kommission nach Konsultation von ACER binnen sechs Monaten nach Erhalt dieser Mitteilung einen Beschluss, ob die Gebotszonenkonfiguration in und zwischen jenen Mitgliedstaaten geändert oder beibehalten werden sollte.

(9) Die Mitgliedstaaten und die Kommission konsultieren die maßgeblichen Interessenträger, bevor sie einen Beschluss nach diesem Artikel fassen.

(10) Jeder nach diesem Artikel gefasste Beschluss enthält Angaben zum Zeitpunkt der Anwendung einer Änderung. Bei diesem Anwendungszeitpunkt ist sowohl der Dringlichkeit der Anwendung als auch praktischen Erwägungen wie dem Stromterminhandel Rechnung zu tragen. In dem Beschluss können geeignete Übergangsmaßnahmen festgelegt werden.

(11) Werden auf der Grundlage der gemäß Artikel 18 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement weitere Gebotszonenüberprüfungen eingeleitet, so ist das Verfahren des vorliegenden Artikels anzuwenden.

Artikel 15

Aktionspläne

(1) Im Anschluss an die Fassung eines Beschlusses nach Artikel 14 Absatz 7 erarbeitet der Mitgliedstaat mit festgestellten strukturellen Engpässen in Zusammenarbeit mit seiner Regulierungsbehörde einen Aktionsplan. Dieser Aktionsplan enthält einen konkreten Zeitplan für das Ergreifen von Maßnahmen zur Verringerung der strukturellen Engpässe, die binnen höchstens vier Jahren nach Fassung des Beschlusses gemäß Artikel 14 Absatz 7 festgestellt wurden.

(2) Unabhängig von den konkreten Fortschritten im Zusammenhang mit dem Aktionsplan sorgen die Mitgliedstaaten dafür, dass unbeschadet der Freistellungen gemäß Artikel 16 Absatz 9 oder Abweichungen nach Artikel 16 Absatz 3 die Kapazität für den grenzüberschreitenden Handel jedes Jahr erhöht wird, bis die Mindestkapazität gemäß Artikel 16 Absatz 8 erreicht wird. Diese Mindestkapazität ist bis zum 31. Dezember 2025 zu erreichen.

Für diese jährliche Erhöhung wird eine lineare Verlaufskurve zugrunde gelegt. Den Ausgangspunkt dieser Verlaufskurve bildet entweder die im Jahr vor der Annahme des Aktionsplans zugewiesene Kapazität an dieser Grenze oder auf einem kritischen Netzelement oder der Durchschnitt der letzten drei Jahre vor der Annahme des Aktionsplans, je nachdem, welcher Wert höher ist. Die Mitgliedstaaten stellen, während sie ihre Aktionspläne umsetzen — auch unter Rückgriff auf Entlastungsmaßnahmen in der Kapazitätsberechnungsregion — sicher, dass die gemäß Artikel 16 Absatz 8 für den zonenübergreifenden Handel zur Verfügung gestellte Kapazität mindestens gleich den Werten der linearen Verlaufskurve ist.

(3) Die Kosten der notwendigen Entlastungsmaßnahmen zur Einhaltung der linearen Verlaufskurve gemäß Absatz 2 oder zur Bereitstellung von zonenübergreifender Kapazität an den Grenzen oder auf kritischen Netzelementen, auf die sich der Aktionsplan bezieht, werden von dem Mitgliedstaat oder den Mitgliedstaaten getragen, die den Aktionsplan umsetzen.

(4) Jedes Jahr während der Umsetzung des Aktionsplans und binnen sechs Monaten nach seinem Ablauf bewerten die maßgeblichen Übertragungsnetzbetreiber für die vorangehenden 12 Monate, ob die verfügbare grenzüberschreitende Kapazität die lineare Verlaufskurve erreicht hat, oder, ab dem 1. Januar 2026, ob die in Artikel 16 Absatz 8 festgelegte Mindestkapazität erreicht wurde. Sie übermitteln ACER und den maßgeblichen nationalen Regulierungsbehörden ihre Bewertungen. Vor der Ausarbeitung des Berichts übermittelt jeder Übertragungsnetzbetreiber seine Beiträge zu dem Bericht mit allen maßgeblichen Daten seiner Regulierungsbehörde zur Genehmigung.

(5) In Bezug auf jene Mitgliedstaaten, in deren Fall aus der in Absatz 4 genannten Bewertung hervorgeht, dass ein Übertragungsnetzbetreiber die lineare Verlaufskurve nicht erreicht hat, fassen die maßgeblichen Mitgliedstaaten binnen sechs Monaten nach Erhalt des in Absatz 4 genannten Berichts einen einstimmigen Beschluss, ob die Gebotszonenkonfiguration innerhalb und zwischen jenen Mitgliedstaaten geändert oder beibehalten wird. Dabei berücksichtigen die maßgeblichen Mitgliedstaaten die Stellungnahmen anderer Mitgliedstaaten. Der Beschluss des maßgeblichen Mitgliedstaats ist zu begründen und der Kommission und ACER zu übermitteln.

Fassen die maßgeblichen Mitgliedstaaten keinen einstimmigen Beschluss innerhalb der zulässigen Frist, so teilen sie dies der Kommission umgehend mit. Als letztes Mittel erlässt die Kommission nach Konsultation von ACER und der maßgeblichen Interessenträger binnen sechs Monaten nach Erhalt dieser Mitteilung einen Beschluss, ob die Gebotszonenkonfiguration in und zwischen jenen Mitgliedstaaten geändert oder beibehalten werden sollte.

(6) Sechs Monate vor Ablauf des Aktionsplans entscheidet der Mitgliedstaat mit festgestellten strukturellen Engpässen, ob er seine verbleibenden Engpässe angeht indem er seine Gebotszone ändert oder ob er die verbleibenden internen Engpässe mit Entlastungsmaßnahmen, deren Kosten er selbst trägt, angeht.

(7) Wurde ein struktureller Engpass gemäß Artikel 14 Absatz 7 festgestellt, jedoch binnen sechs Monaten kein Aktionsplan festgelegt, so bewerten die maßgeblichen Übertragungsnetzbetreiber binnen zwölf Monaten nach Feststellung eines solchen strukturellen Engpasses, ob die verfügbare grenzüberschreitende Kapazität die in Artikel 16 Absatz 8 festgelegten Mindestkapazitäten in den vorangehenden 12 Monaten erreicht hat, und sie erstatten den maßgeblichen Regulierungsbehörden und ACER hierüber Bericht.

Vor der Ausarbeitung des Berichts übermittelt jeder Übertragungsnetzbetreiber seiner Regulierungsbehörde seinen Beitrag zu dem Bericht mit allen maßgeblichen Daten zur Genehmigung. Zeigt die Bewertung, dass ein Übertragungsnetzbetreiber die Mindestkapazität nicht erreicht hat, erfolgt die Beschlussfassung nach Absatz 5 dieses Artikels.

Artikel 16

Allgemeine Grundsätze für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement

(1) Netzengpässen wird mit diskriminierungsfreien marktbasierten Lösungen begegnet, von denen wirksame wirtschaftliche Signale an die Marktteilnehmer und beteiligten Übertragungsnetzbetreiber ausgehen. Netzengpässe werden mit nicht transaktionsbezogenen Methoden bewältigt, d. h. mit Methoden, bei denen nicht zwischen den Verträgen einzelner Marktteilnehmer unterschieden wird. Ergreift der Übertragungsnetzbetreiber betriebliche Maßnahmen, um sein Übertragungsnetz im Normalzustand zu halten, so muss er die Auswirkungen dieser Maßnahmen auf die benachbarten Regelzonen berücksichtigen und diese Maßnahmen gemäß der Verordnung (EU) 2015/1222 mit anderen betroffenen Übertragungsnetzbetreibern koordinieren.

(2) Transaktionen dürfen nur in Notfällen eingeschränkt werden, insbesondere wenn der Übertragungsnetzbetreiber schnell handeln muss und ein Redispatch oder Countertrading nicht möglich ist. Jedes diesbezügliche Verfahren muss diskriminierungsfrei angewendet werden. Abgesehen von Fällen höherer Gewalt werden Marktteilnehmer, denen Kapazitäten zugewiesen wurden, für jede solche Einschränkung entschädigt.

(3) Gemäß Artikel 37 Absatz 1 Buchstabe a und Artikel 42 Absatz 1 führen die regionalen Koordinierungszentren eine koordinierte Kapazitätsberechnung im Einklang mit den Absätzen 4 und 8 dieses Artikels durch.

Regionale Koordinierungszentren berechnen die zonenübergreifenden Kapazitäten unter Einhaltung der Betriebssicherheitsgrenzwerte anhand der Daten der Übertragungsnetzbetreiber einschließlich der Daten über die technische Verfügbarkeit von Entlastungsmaßnahmen, ohne den Lastabwurf miteinzubeziehen. Gelangen die regionalen Koordinierungszentren zu dem Schluss, dass diese verfügbaren Entlastungsmaßnahmen in der Kapazitätsberechnungsregion oder zwischen Kapazitätsberechnungsregionen nicht ausreichen, um unter Einhaltung der Betriebssicherheitsgrenzwerte die lineare Verlaufskurve gemäß Artikel 15 Absatz 2 oder die Mindestkapazitäten gemäß Artikel 16 Absatz 8 zu erreichen, so können sie als letztes Mittel koordinierte Maßnahmen festlegen, um die zonenübergreifenden Kapazitäten entsprechend zu verringern. Die Übertragungsnetzbetreiber dürfen von koordinierten Maßnahmen zur koordinierten Kapazitätsberechnung und zur koordinierten Sicherheitsanalyse nur gemäß Artikel 42 Absatz 2 abweichen.

Die regionalen Koordinierungszentren berichten, ab drei Monaten nachdem sie ihren Betrieb nach Artikel 35 Absatz 2 dieser Verordnung aufgenommen haben, und alle drei Monate danach, den maßgeblichen Regulierungsbehörden und ACER über Verringerungen der Kapazität und Abweichungen von koordinierten Maßnahmen gemäß Unterabsatz 2, bewerten die Fälle und unterbreiten erforderlichenfalls Empfehlungen dazu, wie diese Abweichungen in Zukunft vermieden werden können. Gelangt ACER zu dem Schluss, dass die Voraussetzungen für eine Abweichung gemäß diesem Absatz nicht erfüllt sind und diese Abweichung von struktureller Art ist, so übermittelt sie den maßgeblichen Regulierungsbehörden und der Kommission eine entsprechende Stellungnahme. Die zuständigen Regulierungsbehörden ergreifen gemäß Artikel 59 oder 62 der Richtlinie (EU) 2019/944 geeignete Maßnahmen gegen Übertragungsnetzbetreiber oder regionale Koordinierungszentren, wenn die Voraussetzungen für eine Abweichung nach diesem Absatz nicht erfüllt waren.

Abweichungen struktureller Art sind in einem Aktionsplan nach Artikel 14 Absatz 7 oder mittels einer Aktualisierung eines vorhandenen Aktionsplans anzugehen.

(4) Den Marktteilnehmern wird die unter Einhaltung der Sicherheitsnormen für den sicheren Netzbetrieb maximale Kapazität der Verbindungsleitungen und der Übertragungsnetze, die durch die grenzüberschreitenden Kapazitäten beeinflusst werden, zur Verfügung gestellt. Countertrading und Redispatch, einschließlich grenzüberschreitendem Redispatch, werden zur Maximierung der verfügbaren Kapazitäten genutzt, um die Mindestkapazität nach Absatz 8 zu erreichen. Um eine solche Maximierung zu ermöglichen wird ein koordiniertes und diskriminierungsfreies Verfahren für grenzüberschreitende Entlastungsmaßnahmen angewandt, nachdem die Methode zur Kostenteilung bei Redispatch und Countertrading umgesetzt wurde.

(5) Die Kapazitätsvergabe erfolgt durch explizite Kapazitätsauktionen oder durch implizite Auktionen für sowohl Kapazität als auch Energie. Beide Methoden können für ein und dieselbe Verbindungsleitung gleichzeitig bestehen. Für den Intraday-Handel wird ein fortlaufendes Handelssystem verwendet, das durch Auktionen ergänzt werden kann.

(6) Im Fall von Engpässen erhalten die höchsten impliziten oder expliziten gültigen Gebote für Netzkapazität, die den höchsten Wert für die knappe Übertragungskapazität in einem bestimmten Zeitbereich bieten, den Zuschlag. Außer bei neuen Verbindungsleitungen, für die eine Ausnahme nach Artikel 7 der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003, nach Artikel 17 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach Artikel 63 der vorliegenden Verordnung gilt, dürfen bei den Kapazitätsvergabemethoden keine Mindestpreise festgesetzt werden.

(7) Die Kapazität ist auf sekundärer Basis frei handelbar, sofern der Übertragungsnetzbetreiber ausreichend rechtzeitig unterrichtet wird. Lehnt ein Übertragungsnetzbetreiber den Sekundärhandel (Sekundärtransaktionen) ab, so muss er dies allen Marktteilnehmern in deutlicher und transparenter Form mitteilen und erklären sowie der Regulierungsbehörde melden.

(8) Die Übertragungsnetzbetreiber dürfen die den Marktteilnehmern zur Verfügung zu stellende Verbindungskapazität nicht beschränken, um einen Engpass in ihrer eigenen Gebotszone zu beheben oder um Stromflüsse zu bewältigen, die aufgrund von Transaktionen innerhalb der Gebotszonen entstanden sind. Unbeschadet der Anwendung von Freistellungen gemäß Absatz 3 und 9 dieses Artikels und der Anwendung von Artikel 15 Absatz 2 gelten die Bestimmungen dieses Absatzes als erfüllt, wenn die folgenden Mindestwerte der verfügbaren Kapazität für den zonenübergreifenden Handel erreicht sind: a) Bei Grenzen, bei denen ein Ansatz der koordinierten Nettoübertragungskapazität angewandt wird, beträgt der Mindestwert 70 % der Übertragungskapazität, welche die Betriebssicherheitsgrenzwerte einhält und wegen der Ausfallvarianten einen Abzug vornimmt, die gemäß der auf der Grundlage des Artikels 18 Absatz 5 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement ermittelt wurden. b) Bei Grenzen, an denen ein lastflussgestützter Ansatz angewandt wird, ist die Mindestkapazität eine bei der Kapazitätsberechnung gesetzte Grenze, die für durch zonenübergreifenden Austausch ausgelöste Lastflüsse verfügbar ist. Die Grenze beträgt 70 % der Kapazität der internen und zonenübergreifenden kritischen Netzelemente, die die Betriebssicherheitsgrenzwerte einhält, wobei Ausfallvarianten zu berücksichtigen sind, die gemäß der auf der Grundlage des Artikels 18 Absatz 5 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement festgelegt wurden.

Die Gesamtmenge von 30 % kann auf jedem kritischen Netzelement für Zuverlässigkeitsmargen, Ringflüsse und interne Stromflüsse verwendet werden.

(9) Auf Antrag von Übertragungsnetzbetreibern einer Kapazitätsberechnungsregion können die maßgeblichen Regulierungsbehörden — sofern dies zur Aufrechterhaltung der Betriebssicherheit erforderlich ist — aus vorhersehbaren Gründen eine Freistellung von Absatz 8 gewähren. Eine solche Freistellung, die nicht die Einschränkung von bereits nach Absatz 2 zugewiesenen Kapazitäten betreffen darf, wird für nicht länger als ein Jahr auf einmal, oder, soweit der Umfang der Freistellung nach dem ersten Jahr bedeutend abnimmt, für höchstens zwei Jahre erteilt. Der Umfang solchen Freistellungen darf nicht über das für die Aufrechterhaltung der betrieblichen Sicherheit erforderliche Maß hinausgehen und solche Freistellungen dürfen nicht zur Diskriminierung zwischen dem internen und dem zonenübergreifenden Austausch führen.

Vor der Gewährung einer Freistellung konsultiert die maßgebliche Regulierungsbehörde die Regulierungsbehörden der anderen Mitgliedstaaten, die zu der betroffenen Kapazitätsberechnungsregion gehören. Ist eine der Regulierungsbehörden mit der vorgeschlagenen Freistellung nicht einverstanden, so entscheidet gemäß Artikel 6 Absatz 10 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/942 ACER über ihre Erteilung. Die Gründe für die Freistellung werden veröffentlicht.

Wird eine Freistellung gewährt, so erarbeiten und veröffentlichen die maßgeblichen Übertragungsnetzbetreiber eine Methode und Projekte für eine langfristige Lösung des Problems, gegen das mit der Freistellung vorgegangen werden soll. Die Freistellung endet mit Ablauf der Frist für die Freistellung oder sobald die Lösung angewendet wird, je nachdem, welcher Zeitpunkt der frühere ist.

(10) Die Marktteilnehmer teilen den betroffenen Übertragungsnetzbetreibern rechtzeitig vor dem maßgeblichen Betriebszeitraum mit, ob sie die zugewiesene Kapazität zu nutzen gedenken. Zugewiesene Kapazitäten, die nicht in Anspruch genommen werden, werden nach einem offenen, transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren wieder dem Markt zur Verfügung gestellt.

(11) Die Übertragungsnetzbetreiber saldieren, soweit technisch möglich, die auf der überlasteten Verbindungsleitung in gegenläufiger Richtung beanspruchten Kapazitäten, um diese Leitung bis zu ihrer maximalen Kapazität zu nutzen. Unter vollständiger Berücksichtigung der Netzsicherheit dürfen Transaktionen, die mit einer Entlastung verbunden sind, nicht abgelehnt werden.

(12) Die finanziellen Folgen, die sich daraus ergeben, dass die mit der Kapazitätsvergabe verbundenen Verpflichtungen nicht eingehalten werden, werden den Übertragungsnetzbetreibern oder NEMO angelastet, die dafür verantwortlich sind. Nutzen Marktteilnehmer die Kapazität, zu deren Nutzung sie sich verpflichtet haben, nicht, oder handeln sie diese Kapazität im Fall einer durch eine explizite Auktion erworbenen Kapazität nicht auf sekundärer Basis oder geben sie die Kapazität nicht rechtzeitig zurück, so verlieren diese Marktteilnehmer ihren Anspruch auf diese Kapazität und zahlen ein kostenorientiertes Entgelt. Die kostenorientierten Entgelte für die nicht erfolgte Nutzung von Kapazität müssen gerechtfertigt und angemessen sein. Kommt ein Übertragungsnetzbetreiber seiner Verpflichtung, solide Übertragungskapazität bereitzustellen, nicht nach, so muss er den Marktteilnehmer für den Verlust von Kapazitätsrechten entschädigen. Folgeverluste werden dabei nicht berücksichtigt. Die zentralen Konzepte und Methoden zur Bestimmung der Haftungsansprüche aus der nicht erfolgten Einhaltung von Verpflichtungen sind, was die finanziellen Konsequenzen betrifft, im Voraus festzulegen und von der maßgeblichen Regulierungsbehörde zu überprüfen.

(13) Bei der Zuordnung von Kosten von Entlastungsmaßnahmen auf die Übertragungsnetzbetreiber analysieren die Regulierungsbehörden, inwieweit die Stromflüsse aufgrund von Transaktionen innerhalb von Gebotszonen zu dem zwischen zwei Gebotszonen beobachteten Engpass beitragen, und sie ordnen die Kosten auf der Grundlage des jeweiligen Beitrags zum Engpass auf die Übertragungsnetzbetreiber der Gebotszonen, in denen diese Stromflüsse entstehen, zu, außer bei Kosten, die durch Stromflüsse bedingt sind, die aufgrund von Transaktionen innerhalb von Gebotszonen entstehen und unterhalb des Niveaus liegen, der ohne strukturelle Engpässe in einer Gebotszone wahrscheinlich ist.

Dieses Niveau wird von allen Übertragungsnetzbetreibern in einer Kapazitätsberechnungsregion für jede einzelne Gebotszonengrenze gemeinsam analysiert und festgelegt und unterliegt der Genehmigung aller Regulierungsbehörden in der Kapazitätsberechnungsregion.

Artikel 17

Zuweisung zonenübergreifender Kapazität für alle Zeitbereiche

(1) Die Übertragungsnetzbetreiber berechnen die verfügbare zonenübergreifende Kapazität zumindest nach dem jeweiligen Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Day-Ahead-Marktes und des zonenübergreifenden Intraday-Marktes neu. Bei der folgenden Zuweisung zonenübergreifender Kapazität vergeben die Übertragungsnetzbetreiber neben der verfügbaren zonenübergreifenden Kapazität auch eventuell verbliebene, zuvor nicht zugewiesene Kapazität sowie zonenübergreifende Kapazität aus früheren Zuweisungen, die von Inhabern von Rechten zur physischen Übertragung freigegeben wurde.

(2) Die Übertragungsnetzbetreiber schlagen eine angemessene Struktur für die Zuweisung zonenübergreifender Kapazität für alle Zeitbereiche, einschließlich derjenigen für die Day-Ahead-, Intraday- und Regelarbeitsmärkte, vor. Diese Vergabestruktur wird von den maßgeblichen Regulierungsbehörden überprüft. Bei der Ausarbeitung ihrer Vorschläge berücksichtigen die Übertragungsnetzbetreiber a) die Eigenheiten der Märkte, b) die Betriebsbedingungen des Stromsystems, z. B. die Auswirkungen der Saldierung verbindlich angemeldeter Zeitpläne, (c) den Grad der Harmonisierung der verschiedenen Zeitbereichen zugewiesenen Prozentsätze und die Zeitbereiche, die für die verschiedenen bestehenden Mechanismen für die Zuweisung zonenübergreifender Kapazität festgelegt wurden.

(3) Ist nach dem Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes noch zonenübergreifende Kapazität vorhanden, so nutzen die Übertragungsnetzbetreiber die zonenübergreifende Kapazität für den Austausch von Regelarbeit oder zur Durchführung des Verfahrens für das gegenseitige Anrechnen beim Abruf von Sekundärregelenergie (Imbalance Netting).

(4) Wird zonenübergreifende Kapazität für den Austausch von Regelleistung oder die Reserventeilung gemäß Artikel 6 Absatz 8 dieser Verordnung zugewiesen, so wenden die Übertragungsnetzbetreiber die in der gemäß Artikel 6 Absatz 11 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Leitlinie über den Systemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem ausgearbeiteten Methoden an.

(5) Die Übertragungsnetzbetreiber dürfen die gemäß der Verordnung (EU) 2015/1222 berechnete Zuverlässigkeitsmarge aufgrund des Austauschs von Regelleistung oder der Reserventeilung nicht erhöhen.







ABSCHNITT 2

Netzentgelte und Engpasserlöse

Artikel 18

Entgelte für den Netzzugang, die Nutzung und den Ausbau der Netze

(1) Die Entgelte, die die Netzbetreiber für den Zugang zu den Netzen erheben, einschließlich Entgelte für den Anschluss an die Netze, Entgelte für die Nutzung der Netze und etwaige Entgelte für den damit verbundenen Ausbau der Netze, müssen kostenorientiert und transparent sein, der Notwendigkeit der Netzsicherheit und der Flexibilität Rechnung tragen und die tatsächlichen Kosten insofern zum Ausdruck bringen, als sie denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen und unterschiedslos angewandt werden. Die Entgelte dürfen keine damit nicht zusammenhängenden Kosten zur Unterstützung damit nicht zusammenhängender politischer Ziele umfassen.

Unbeschadet des Artikels 15 Absätze 1 und 6 und der Kriterien in Anhang XI der Richtlinie 2012/27/EU muss die Methode zur Bestimmung der Netzentgelte in neutraler Weise langfristig durch Preissignale für Kunden und Erzeuger zur Gesamteffizienz des Netzes beitragen und insbesondere so angewandt werden, dass durch sie die an die Verteilerebene angeschlossenen Erzeugungsanlagen gegenüber den an die Übertragungsebene angeschlossenen Erzeugungsanlagen weder bevorzugt noch benachteiligt werden. Die Netzentgelte dürfen Energiespeicherung oder -aggregierung weder bevorteilen noch benachteiligen und auch keine Negativanreize für Eigenerzeugung, Eigenverbrauch oder die Teilnahme an der Laststeuerung setzen. Diese Entgelte dürfen unbeschadet des Absatzes 3 dieses Artikels nicht entfernungsabhängig sein.

(2) Die Tarifmethoden spiegeln die Fixkosten der Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber wider und setzen sowohl kurzfristig als auch langfristig angemessene Anreize für Übertragungs- und Verteilernetzbetreiber, um die Effizienz einschließlich der Energieeffizienz zu steigern, die Marktintegration und die Versorgungssicherheit zu fördern, effiziente Investitionen zu unterstützen, die damit verbundenen Forschungstätigkeiten zu unterstützen, und Innovationen im Interesse der Verbraucher in Bereichen wie Digitalisierung, Flexibilitätsdienste und Verbindungsleitungen zu erleichtern.

(3) Von der Höhe der gegenüber den Erzeugern oder Endkunden, oder beiden erhobenen Tarife gehen erforderlichenfalls standortbezogene Preissignale auf Unionsebene aus, und diese Tarife tragen dem Umfang der verursachten Netzverluste und Engpässe und den Kosten von Investitionen in die Infrastruktur Rechnung.

(4) Bei der Festsetzung der Netzzugangsentgelte ist Folgendes zu berücksichtigen: a) die im Rahmen des Ausgleichsmechanismus zwischen Übertragungsnetzbetreibern geleisteten Zahlungen und verbuchten Einnahmen, b) die tatsächlich geleisteten und eingegangenen Zahlungen sowie die auf der Grundlage vergangener Zeiträume geschätzten voraussichtlichen Zahlungen für künftige Zeiträume.

(5) Die Festsetzung der Netzzugangsentgelte gilt unbeschadet etwaiger Entgelte aufgrund des in Artikel 16 genannten Engpassmanagements.

(6) Für einzelne Transaktionen für den zonenübergreifenden Stromhandel wird kein besonderes Netzentgelt verlangt.

(7) Die Verteilungstarife müssen kostenorientiert sein, wobei die Nutzung des Verteilernetzes durch die Netznutzer einschließlich der aktiven Kunden zu berücksichtigen ist. Verteilungstarife können auf die Netzanschlusskapazität bezogene Elemente enthalten und können sich anhand der Verbrauchs- oder Erzeugungsprofile der Netznutzer unterscheiden. In den Mitgliedstaaten, die bereits intelligente Messsysteme verwenden, ziehen die Regulierungsbehörden gemäß Artikel 59 der Richtlinie (EU) 2019/944 bei der Festlegung oder Genehmigung von Übertragungs- oder Verteilungstarifen oder der entsprechenden Methoden zeitlich abgestufte Netztarife in Erwägung und führen diese erforderlichenfalls ein, um die Nutzung des Netzes auf eine für die Endkunden transparente, kosteneffiziente und vorhersehbare Weise zum Ausdruck zu bringen.

(8) Die Verteilungstarifmethoden müssen den Verteilernetzbetreibern Anreize für den effizientesten Betrieb und Ausbau ihrer Netze bieten, unter anderem mittels der Beschaffung von Dienstleistungen. Zu diesem Zweck erkennen die Regulierungsbehörden maßgebliche Kosten an und berücksichtigen sie in den Verteilungstarifen; außerdem können sie Leistungsziele einführen, um den Verteilernetzbetreibern Anreize zur Steigerung der Effizienz in ihren Netzen zu bieten, auch durch Energieeffizienz, Flexibilität, den Ausbau intelligenter Netze und die Einführung intelligenter Messsysteme.

(9) Bis zum 5. Oktober 2019 legt ACER zur Minderung des Risikos der Marktfragmentierung einen Bericht über bewährte Verfahren in Bezug auf Übertragungs- und Verteilungstarifmethoden vor und trägt dabei nationalen Besonderheiten Rechnung. Dieser Bericht über bewährte Verfahren umfasst mindestens a) das Verhältnis der gegenüber den Erzeugern und den Endkunden erhobenen Tarife, b) die durch die Tarife zu deckenden Kosten, c) zeitlich abgestufte Netztarife, d) standortbezogene Preissignale, e) das Verhältnis zwischen den Übertragungs- und Verteilungstarifen, f) Methoden zur Wahrung der Transparenz bei der Festsetzung und Struktur der Tarife, g) die Gruppen der Netznutzer, die Tarifen unterliegen, einschließlich der etwaigen Merkmale dieser Gruppen, Formen des Verbrauchs, und alle Tarifbefreiungen, h) Verluste in Hoch-, Mittel- und Niederspannungsnetzen.

ACER aktualisiert ihren Bericht zu bewährten Verfahren mindestens alle zwei Jahre.

(10) Bei der Festlegung oder Genehmigung von Übertragungs- oder Verteilungstarifen oder der entsprechenden Methoden gemäß Artikel 59 Buchstabe a der Richtlinie (EU) 2019/944 tragen die Regulierungsbehörden dem Bericht über bewährte Verfahren gebührend Rechnung.

Artikel 19

Engpasserlöse

(1) Außer bei neuen Verbindungsleitungen, für die eine Ausnahmeregelung nach Artikel 63 der vorliegenden Verordnung, nach Artikel 17 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach Artikel 7 der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003in Anspruch genommen werden darf, dürfen mit Engpassmanagementverfahren, die für einen vorher festgelegten Zeitbereich gelten, Erlöse nur aus Engpässen erzielt werden, die in Bezug auf diesen Zeitbereich entstehen. Das Verfahren für die Aufteilung dieser Erlöse wird von den Regulierungsbehörden überprüft und darf weder die Vergabe zugunsten einer Kapazität oder Energie nachfragenden Partei verzerren noch einen Negativanreiz für die Verringerung von Engpässen darstellen.

(2) Die folgenden Zielsetzungen haben in Hinblick auf die Zuteilung von Einnahmen aus der Vergabe von zonenübergreifender Kapazität Vorrang: a) Sicherstellung der tatsächlichen Verfügbarkeit der vergebenen Kapazität, einschließlich Stabilitätskompensation, b) Erhaltung oder Ausbau von zonenübergreifenden Kapazitäten durch Optimierung des Einsatzes vorhandener Verbindungsleitungen, erforderlichenfalls durch koordinierte Entlastungsmaßnahmen, oder Deckung von Kosten von Investitionen in die Netze, die für die Verringerung von Engpässen bei Verbindungsleitungen maßgeblich sind.

(3) Wurden die in Absatz 2 genannten vorrangigen Ziele angemessen erfüllt, so können die Einnahmen als Erlöse verwendet werden, die von den Regulierungsbehörden bei der Genehmigung der Methode zur Berechnung oder Festlegung oder Berechnung und Festlegung der Netzentgelte zu berücksichtigen sind. Die übrigen Einnahmen sind auf ein gesondertes internes Konto zu übertragen, bis sie für die in Absatz 2 genannten Zwecke verwendet werden können.

(4) Die Verwendung der Einnahmen gemäß Absatz 2 Buchstaben a oder b erfolgt nach einer von den Übertragungsnetzbetreibern nach Konsultation der nationalen Regulierungsbehörden und der maßgeblichen Interessenträger vorgeschlagenen und von ACER genehmigten Methode. Die Übertragungsnetzbetreiber legen ACER die vorgeschlagene Methode bis zum 5. Juli 2020 vor, und ACER entscheidet binnen sechs Monaten nach Eingang der vorgeschlagenen Methode darüber.

ACER kann die Übertragungsnetzbetreiber auffordern, die in Unterabsatz 1 genannte Methode zu ändern oder zu aktualisieren. ACER entscheidet über die geänderte oder aktualisierte Methode spätestens sechs Monate nach ihrer Vorlage.

Die Methode muss mindestens die Bedingungen enthalten, unter denen die Einnahmen für die in Absatz 2 genannten Zwecke verwendet werden können, sowie Angaben dazu, unter welchen Voraussetzungen und für wie lange die Einnahmen zur künftigen Verwendung für diese Zwecke auf ein gesondertes internes Konto übertragen werden können.

(5) Die Übertragungsnetzbetreiber legen im Voraus genau fest, wie sie Engpasserlöse zu verwenden gedenken, und sie erstatten den Regulierungsbehörden über die tatsächliche Verwendung dieser Erlöse Bericht. Bis zum 1. März jeden Jahres setzen die nationalen Regulierungsbehörden ACER in Kenntnis und veröffentlichen einen Bericht in dem a) die Erlöse für den am 31. Dezember des vorangegangenen Jahres endenden Zwölfmonatszeitraum aufgeführt werden; b) dargelegt wird, wie diese Erlöse gemäß Absatz 2 verwendet wurden, darunter Angaben zu den einzelnen Projekten, für die die Erlöse verwendet wurden, und zu dem auf ein gesondertes Konto übertragenen Betrag; c) der bei der Berechnung der Netztarife verwendeten Betrag angeführt wird; und d) der Nachweis erbracht wird, dass die Verwendung im Einklang mit dieser Verordnung und der nach den Absätzen 3 und 4 ausgearbeiteten Methode erfolgt ist.

Wird ein Teil der Engpasserlöse zur Berechnung der Netztarife verwendet, so wird im Bericht dargelegt, wie die Übertragungsnetzbetreiber die etwaigen vorrangigen Ziele gemäß Absatz 2 erreicht haben.







KAPITEL IV

ANGEMESSENHEIT DER RESSOURCEN

Artikel 20

Angemessenheit der Ressourcen im Elektrizitätsbinnenmarkt

(1) Die Mitgliedstaaten beobachten die Angemessenheit der Ressourcen in ihrem Hoheitsgebiet auf der Grundlage der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene nach Artikel 23. Ergänzend zu der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene können die Mitgliedstaaten eine Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene nach Artikel 24 durchführen.

(2) Ergeben sich bei der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene nach Artikel 23 oder auf nationaler Ebene nach Artikel 24 Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen, so ermittelt der betroffene Mitgliedstaat alle regulatorischen Verzerrungen oder Fälle von Marktversagen, die zum Entstehen der Bedenken beigetragen oder diese Bedenken verursacht haben.

(3) Die Mitgliedstaaten, in denen Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen festgestellt wurden, entwickeln und veröffentlichen im Rahmen des beihilferechtlichen Genehmigungsverfahrens einen Umsetzungsplan mit einem Zeitplan für die Verabschiedung von Maßnahmen zur Beseitigung ermittelter regulatorischer Verzerrungen oder von Fällen von Marktversagen. Um Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen anzugehen, müssen die Mitgliedstaaten insbesondere den in Artikel 3 genannten Grundsätzen Rechnung tragen und Folgendes in Betracht ziehen: a) die Beseitigung regulatorischer Verzerrungen, b) die Aufhebung von Preisobergrenzen gemäß Artikel 10, c) die Einführung einer Funktion für die Knappheitspreisbildung bei Regelarbeit im Sinne von Artikel 44 Absatz 3 der Verordnung (EU) 2017/2195, d) die Erhöhung der Verbundkapazität und der Kapazität des internen Netzes im Hinblick darauf, zumindest die in Artikel 4 Buchstabe d Ziffer 1 der Verordnung (EU) 2018/1999 genannte Verbundvorgabe zu erreichen, e) die Ermöglichung von Eigenerzeugung, Energiespeicherung, Laststeuerungsmaßnahmen und Energieeffizienz durch den Erlass von Maßnahmen zur Beseitigung ermittelter regulatorischer Hindernisse, f) die Sicherstellung der kosteneffizienten und marktbasierten Beschaffung von Regelreserve und Systemdienstleistungen, g) die Abschaffung regulierter Preise, sofern nach Artikel 5 der Richtlinie (EU) 2019/944 vorgeschrieben.

(4) Die betroffenen Mitgliedstaaten legen der Kommission den Umsetzungsplan zur Überprüfung vor.

(5) Die Kommission gibt binnen vier Monaten nach Erhalt des Umsetzungsplans eine Stellungnahme ab, ob die Maßnahmen ausreichen, um die nach Absatz 2 festgestellten regulatorischen Verzerrungen oder Fälle von Marktversagen zu beseitigen, und sie kann die jeweiligen Mitgliedstaaten auffordern, den Umsetzungsplan entsprechend zu ändern.

(6) Die betroffenen Mitgliedstaaten beobachten die Anwendung des Umsetzungsplans und veröffentlichen die Ergebnisse der Beobachtung in einem jährlichen Bericht, den sie der Kommission übermitteln.

(7) Die Kommission gibt eine Stellungnahme dazu ab, ob die Umsetzungspläne in ausreichendem Maße umgesetzt und die Bedenken bezüglich der Angemessenheit ausgeräumt wurden.

(8) Die Mitgliedstaaten befolgen den Umsetzungsplan auch nach der Ausräumung der festgestellten Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen.

Artikel 21

Allgemeine Grundsätze für Kapazitätsmechanismen

(1) Zur Ausräumung der verbleibenden Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen können die Mitgliedstaaten als letztes Mittel während der Umsetzung der in Artikel 20 Absatz 3 dieser Verordnung genannten Maßnahmen gemäß Artikel 107, 108 und 109 AEUV Kapazitätsmechanismen einführen.

(2) Vor der Einführung von Kapazitätsmechanismen führen die betroffenen Mitgliedstaaten eine umfassende Studie zu den möglichen Auswirkungen dieser Mechanismen auf die benachbarten Mitgliedstaaten durch, indem sie mindestens ihre benachbarten Mitgliedstaaten mit direkter Netzverbindung und die Interessenträger dieser Mitgliedstaaten konsultieren.

(3) Die Mitgliedstaaten beurteilen, ob die Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen mit einem Kapazitätsmechanismus in Form einer strategischen Reserve angegangen werden können. Ist das nicht der Fall, so können die Mitgliedstaaten eine andere Art von Kapazitätsmechanismus einsetzen.

(4) Die Mitgliedstaaten dürfen keine Kapazitätsmechanismen einführen, wenn bei der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen sowohl auf europäischer als auch auf nationaler Ebene bzw. — in Ermangelung einer Abschätzung auf nationaler Ebene — bei der Abschätzung auf europäischer Ebene keine Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen ermittelt wurden.

(5) Die Mitgliedstaaten dürfen Kapazitätsmechanismen nur dann einführen, wenn die Kommission eine Stellungnahme gemäß Artikel 20 Absatz 5 zu dem in Artikel 20 Absatz 3 genannten Umsetzungsplan abgegeben hat.

(6) Wendet ein Mitgliedstaat einen Kapazitätsmechanismus an, so überprüft er diesen Kapazitätsmechanismus und gewährleistet, dass keine neuen Verträge nach diesem Mechanismus geschlossen werden, wenn bei der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen sowohl auf europäischer als auch auf nationaler Ebene oder — in Ermangelung einer Abschätzung auf nationaler Ebene — bei der Abschätzung auf europäischer Ebene keine Bedenken bezüglich der Angemessenheit ermittelt wurden oder wenn die Kommission keine Stellungnahme gemäß Artikel 20 Absatz 5 zu dem in Artikel 20 Absatz 3 genannten Umsetzungsplan abgegeben hat.

(7) Bei der Gestaltung von Kapazitätsmechanismen nehmen die Mitgliedstaaten eine Bestimmung auf, die die effiziente administrative Abschaffung des Kapazitätsmechanismus vorsieht, wenn in drei aufeinanderfolgenden Jahren keine neuen Verträge gemäß Absatz 6 geschlossen werden.

(8) Kapazitätsmechanismen sind zeitlich begrenzt. Sie werden von der Kommission für einen Zeitraum von höchstens zehn Jahren genehmigt. Auf der Grundlage des Umsetzungsplans gemäß Artikel 20 werden sie abgeschafft oder wird die gebundene Kapazität reduziert. Die Mitgliedstaaten wenden den Umsetzungsplan auch nach Einführung des Kapazitätsmechanismus weiter an.

Artikel 22

Gestaltungsgrundsätze für Kapazitätsmechanismen

(1) Die Kapazitätsmechanismen a) müssen befristet sein, b) dürfen keine unnötigen Marktverzerrungen herbeiführen und den zonenübergreifenden Handel nicht beschränken, c) dürfen nicht über das hinausgehen, was zum Angehen der in Artikel 20 genannten Bedenken bezüglich der Angemessenheit erforderlich ist, d) müssen die Kapazitätsanbieter in einem transparenten, diskriminierungsfreien und wettbewerblichen Verfahren auswählen e) müssen Anreize für Kapazitätsanbieter bieten, damit die Kapazitätsanbieter in Zeiten voraussichtlich hoher Systembelastung zur Verfügung stehen, f) müssen vorsehen, dass die Vergütung nach einem wettbewerblichen Verfahren bestimmt wird, g) müssen die technischen Voraussetzungen für die Beteiligung von Kapazitätsanbietern im Vorfeld des Auswahlverfahrens vorsehen, h) müssen allen Ressourcen, die die erforderliche technische Leistung erbringen können, offenstehen, einschließlich Energiespeicherung und Laststeuerung, i) müssen vorsehen, dass Kapazitätsanbietern, die bei hoher Systembelastung nicht zur Verfügung stehen, angemessene Sanktionen auferlegt werden.

(2) Für Gestaltungsgrundsätze für strategische Reserven gilt Folgendes: a) Wird ein Kapazitätsmechanismus als strategische Reserve gestaltet, so kommt es nur zum Dispatch der darin enthaltenen Ressourcen, wenn die Übertragungsnetzbetreiber voraussichtlich ihre Regelreserveressourcen ausschöpfen, um Angebot und Nachfrage ins Gleichgewicht zu bringen. b) Während Bilanzkreisabrechnungszeitintervallen, in denen es zum Dispatch der Ressourcen der strategischen Reserve gekommen ist, werden Bilanzkreisabweichungen auf dem Markt mindestens zu dem Wert der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung oder zu einem Wert oberhalb der in Artikel 10 Absatz 1 genannten technischen Preisgrenze für den Intraday-Handel ausgeglichen, je nachdem, welcher Wert höher ist. c) Der Output der strategischen Reserve nach dem Dispatch wird den Bilanzkreisverantwortlichen über den Mechanismus zur Abrechnung von Bilanzkreisabweichungen zugerechnet. d) Die an der strategischen Reserve teilnehmenden Ressourcen werden nicht von den Stromgroßhandelsmärkten oder den Regelreservemärkten vergütet. e) Die Ressourcen in der strategischen Reserve werden zumindest für die Dauer der Vertragslaufzeit außerhalb des Marktes vorgehalten.

Die in Unterabsatz 1 Buchstabe a genannte Vorschrift gilt unbeschadet der Aktivierung von Ressourcen vor dem tatsächlichen Dispatch, um den Zwängen im Bereich der Rampenbeschränkung und den betrieblichen Anforderungen der Ressourcen Rechnung zu tragen. Der Output der strategischen Reserve während der Aktivierung darf weder über Großhandelsmärkte Bilanzkreisen zugerechnet werden noch eine Änderung der entsprechenden Ungleichgewichte bewirken.

(3) Zusätzlich zu den Anforderungen nach Absatz 1 gilt, dass Kapazitätsmechanismen abgesehen von strategischen Reserven a) so gestaltet sind, dass sichergestellt wird, dass der für die Verfügbarkeit von Erzeugungskapazität gezahlte Preis automatisch gegen Null geht, wenn davon auszugehen ist, dass der Kapazitätsbedarf mit der bereitgestellten Kapazität gedeckt werden kann, b) vorsehen, dass den beteiligten Ressourcen nur ihre Verfügbarkeit vergütet wird und dass Entscheidungen des Kapazitätsanbieters über die Erzeugung durch die Vergütung nicht beeinflusst werden, c) vorsehen, dass die Kapazitätsverpflichtungen zwischen den berechtigten Kapazitätsanbietern übertragbar sind.

(4) Für Kapazitätsmechanismen gelten folgende Anforderungen in Bezug auf CO2-Emissionsgrenzwerte: a) Spätestens ab dem 4. Juli 2019 dürfen für eine Erzeugungskapazität, die die kommerzielle Erzeugung an oder nach diesem Tag aufgenommen hat, und die Emissionen von mehr als 550 g CO2 aus fossilen Brennstoffen je kWh Elektrizität ausstößt, im Rahmen eines Kapazitätsmechanismus weder Zahlungen getätigt werden noch dürfen ihr gegenüber Verpflichtungen für künftige Zahlungen eingegangen werden. b) Spätestens ab dem 1. Juli 2025 dürfen für eine Erzeugungskapazität, die vor dem 4. Juli 2019 die kommerziellen Erzeugung aufgenommen hat, und die Emissionen von mehr als 550 g CO2 aus fossilen Brennstoffen je kWh Elektrizität und mehr als 350 kg CO2 aus fossilen Brennstoffen im Jahresdurchschnitt je installierte Kilowatt Leistung elektrisch (kWe) ausstößt, im Rahmen eines Kapazitätsmechanismus weder Zahlungen getätigt werden noch dürfen ihr gegenüber Verpflichtungen für künftige Zahlungen eingegangen werden.

Der in Unterabsatz 1 Buchstabe a und b genannte Emissionsgrenzwert von 550 g CO2 aus fossilen Brennstoffen je kWh Elektrizität und der Grenzwert von 350 kg CO2 aus fossilen Brennstoffen im Jahresdurchschnitt je installierte Kilowatt Leistung elektrisch (kWe) wird auf der Grundlage der konstruktionsbedingten Effizienz der Erzeugungseinheit im Sinne der Nettoeffizienz bei Nennkapazität unter einschlägigen, von der internationalen Organisation für Normung herausgegebenen, Normen berechnet.

Bis zum 5. Januar 2020 veröffentlicht ACER eine Stellungnahme mit technischen Leitlinien zur Berechnung der in Unterabsatz 1 genannten Werte.

(5) Mitgliedstaaten, die am 4. Juli 2019 Kapazitätsmechanismen anwenden, müssen ihre Mechanismen so anpassen, dass sie Kapitel IV entsprechen, unbeschadet der Verpflichtungen oder Verträge, die vor dem 31. Dezember 2019 eingegangen oder. geschlossen wurden.

Artikel 23

Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene

(1) Bei der Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene werden Bedenken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen festgestellt, indem die Gesamtangemessenheit des Stromsystems zur Deckung des bestehenden und zu erwartenden Strombedarfs auf Unionsebene, auf Ebene der Mitgliedstaaten und gegebenenfalls auf Ebene der Gebotszonen beurteilt wird. Die Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene deckt, ab dem Zeitpunkt der Beurteilung, jedes Jahr eines Zehnjahreszeitraums ab.

(2) Die Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene erfolgt durch ENTSO (Strom).

(3) Bis zum 5. Januar 2020 legt ENTSO (Strom) der nach Artikel 1 des Beschlusses der Kommission vom 15. November 2012 ( 6 ) zusammengesetzten Koordinierungsgruppe „Strom“ und ACER den Entwurf einer Methode für die Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene vor, die sich auf die in Absatz 5 dieser Verordnung genannten Grundsätze stützt.

(4) Die Übertragungsnetzbetreiber stellen ENTSO (Strom) die Daten zu Verfügung, die es für die Ab