Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2015-04-28, Aktenzeichen VI-3 Kart 2/13 (V)
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2015:0428.VI3KART2.13V.00

Tenor:
1. Auf die Beschwerde der Betroffenen wird der Beschluss der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012 (BK6-11/098) aufgehoben.
2. Die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der notwendigen Auslagen der Betroffenen trägt die Bundesnetzagentur. Die weiteren Beteiligten tragen ihre Kosten selbst.
3. Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.

Tatbestand:
Die Betroffene ist eine 100%-ige Tochtergesellschaft der Stadtwerke N. und betreibt KWK-Anlagen. Das Heizkraftwerk O. ist eine Dampfturbinen-Anlage mit einer Nennleistung von x MW und erzeugt Fernwärme. Das Heizkraftwerk D. der Betroffenen besteht aus zwei GuD-Anlagen mit einer Netto-Nennwirkungsleistung von x MW, bei maximaler Fernwärmeauskoppelung x MW, sowie einer Netto-Nennwirkungsleistung von x MW, bei maximaler Fernwärmeauskoppelung x MW. Der Betrieb des Heizkraftwerks D. mit Erdgas als Brennstoff ist nach BImSchV auf x Stunden pro Jahr sowie x Stunden Betrieb mit leichtem Heizöl beschränkt. Das Heizkraftwerk L. ist eine Gasturbinen-Anlage, bestehend aus zwei Blöcken mit einer Nennleistung von zweimal x MW. Die beiden Anlagen dürfen nach BImSchV jeweils nur x Stunden pro Jahr für die Abdeckung von Spitzenlasten betrieben werden. Weitere x Betriebsstunden stehen dem Heizkraftwerk L. zusätzlich für Eingriffe in dessen Fahrweise nach § 13 Abs. 2 EnWG zu, sofern der Übertragungsnetzbetreiber die Notwendigkeit der Engpassbeseitigung durch dieses Kraftwerk nachweist. Eine der Gasturbinen dient bei hohen Fernwärmelasten dazu, die Fernwärmeversorgung in einem Teilnetz abzusichern. Darüber hinaus betreibt die Betroffene zwei Blockheizkraftwerke mit den Leistungen von jeweils unter 10 MW.
Alle Erzeugungsanlagen sind am selben Netzknoten an das Netz der T. GmbH angeschlossen. Vorgelagerter Übertragungsnetzbetreiber ist die X. GmbH. Die Kraftwerke werden einschließlich der von der S. GmbH betriebenen Anlagen von ein- und derselben Leitstelle im Pool-Betrieb geführt.
Mit dem angegriffenen Beschluss vom 30.10.2012 hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur (BK6-11/098) die Festlegung zur „Standardisierung vertraglicher Rahmenbedingungen für Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber in die Fahrweise von Erzeugungsanlagen“ erlassen. Der Beschluss wurde am 07.11.2012 im Amtsblatt der Bundesnetzagentur veröffentlicht. Die Betroffene war nicht zum Verwaltungsverfahren beigeladen.
Hintergrund der Festlegung ist die Zunahme sog. Redispatch-Maßnahmen, u. a. weil im März 2011 acht Kernkraftwerke außer Betrieb genommen worden waren und zunehmend Strom aus erneuerbaren Energien in das Netz eingespeist wird, mit der der Netzausbau nicht Schritt hält. Bei Redispatch-Maßnahmen handelt es sich um physikalische Eingriffe in die Fahrweise von Kraftwerken, die notwendig werden, wenn die strom- oder spannungsbedingte Überlastung eines Netzelements die Netzsicherheit gefährdet. Beim strombedingten Redispatch wird einer Überlastung eines Netzelementes dadurch entgegengewirkt, dass ein Kraftwerk auf der Seite mit dem Erzeugungsüberschuss seine Einspeisung reduziert und ein Kraftwerk hinter dem Engpass seine Einspeisung entsprechend erhöht. Dadurch nimmt der Stromfluss (Stromstärke) auf dem betroffenen Netzelement ab. Beim spannungsbedingten Redispatch wird die Wirkleistungseinspeisung von einem oder mehreren Kraftwerken reduziert oder erhöht, um den Einsatz von Blindleistung aus Kraftwerken zur Spannungsstabilisierung in ausreichender Menge zu gewährleisten. In der Vergangenheit erfolgten Redispatch-Maßnahmen nur aufgrund freiwilliger Vereinbarungen zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Kraftwerksbetreibern.
Durch die angegriffene Festlegung vom 20.10.2012 hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur die Vorgaben in § 13 Abs. 1 EnWG näher ausgestaltet.
Nach Tenorziffer 1 der Festlegung ist eine Anweisung zur Vornahme einer Redispatch-Maßnahme zulässig, wenn aufgrund von Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse andernfalls strombedingte Überlastungen von Betriebsmitteln oder Verletzungen betrieblich zulässiger Spannungsbänder zu erwarten sind. Etablierte, dem anerkannten Stand der Technik entsprechende Methoden zur Berücksichtigung von etwaigen Ausfällen von Netzbetriebsmitteln und von Erzeugungsanlagen, z.B. das (n-1)-Prinzip, sind bei den Netzbelastungsberechnungen zu berücksichtigen. Eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie ist ebenfalls bei akuten Überlastungen oder Spannungsgrenzwertverletzungen zulässig. Eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zum Ausgleich von Leistungsungleichgewichten ist nicht zulässig.
Nach Tenorziffer 2 der Festlegung erstreckt sich die Verpflichtung, sich der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung durch die Übertragungsnetzbetreiber zu unterwerfen, auf alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie mit einer elektrischen Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW. Dazu gehören auch Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, die zumindest in einem Betriebszustand eine disponible, d.h. keinen Einschränkungen durch die Wärmeproduktion unterworfene elektrische Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW erzeugen können. Maßgeblich ist die Summe der Netto-Nennwirkleistung aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen. Tenorziffer 3 regelt den Umfang der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung. Speicheranlagen können auch zu einem Wirkleistungsbezug angewiesen werden (Tenorziffer 3 Satz 2).
Die Anweisung zur Anpassung der Wirkleistung erfolgt für die Gesamtheit aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie eines Betreibers (Tenorziffer 3 Satz 3) und ist frühestens ab 14.30 Uhr für den Folgetag zulässig (Tenorziffer 3 Satz 4). Wirkleistungsanpassungen sind unter Berücksichtigung der technischen Möglichkeiten der Anlage anzukündigen und durchzuführen (Tenorziffer 3 Satz 5). Leistungsscheiben von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie, deren Brennstoffverfeuerung oder Primärenergieträgerverbrauch aufgrund von gesetzlichen oder behördlichen Vorgaben bzw. aufgrund von an die Stromproduktion gekoppelten industriellen Produktionsprozessen nicht disponibel ist, sind für Wirkleistungsanpassungen nicht heranzuziehen (Tenorziffer 3 Satz 6). Dasselbe gilt nach Tenorziffer 10 für Leistungsscheiben, die für die Erbringung von Regelenergie und zur Besicherung vorgehalten werden; § 13 Abs. 2 EnWG bleibt unberührt.
Die Anweisung zur Wirkleistungsanpassung erfolgt nach Ziffer 6 der Festlegung ausschließlich durch denjenigen Übertragungsnetzbetreiber, an dessen Netz die Anlagen mittelbar oder unmittelbar angeschlossen sind.
Die Einsatzfolge der Kraftwerke (Merit Order) richtet sich gemäß Tenorziffer 4 der Festlegung bei mehreren in Betracht kommenden Anlagen nach dem Quotienten aus netzstützender Wirkung und zu entrichtender Vergütung. Im Fall einer Erhöhung der Einspeisung sind die Anlagen beginnend mit dem höchsten Quotienten hin zum niedrigsten abzurufen, bis ein sicherer Betriebszustand erreicht ist. Bei einer Reduzierung gilt die umgekehrte Reihenfolge. Sobald die netztechnische Notwendigkeit entfällt, ist die Anpassung zu beenden.
Zur Gewährleistung der bilanziellen Neutralität einer spannungsbedingten Redispatch-Maßnahme – bei einer strombedingten Redispatch-Maßnahme ergibt sich der energetische Ausgleich automatisch durch die Erhöhung und Reduzierung der Einspeisemengen auf beiden Seiten des Engpasses - bestimmt Tenorziffer 5 der Festlegung, dass die Übertragungsnetzbetreiber den energetischen Ausgleich des Eingriffs sicherzustellen haben.
Die Anpassung der Einspeisung wird nach Tenorziffer 7 der Festlegung durch den Austausch eines Fahrplans im Viertelstundenraster zwischen Übertragungsnetzbetreiber und Anlagenbetreiber bestätigt, wobei bei Differenzen der Fahrplan des Übertragungsnetzbetreibers vorrangig gilt. Referenzgröße für den Fahrplan ist die aktuellste, vom Anlagenbetreiber an den Übertragungsnetzbetreiber vor Beginn der Maßnahme übermittelte Einspeisezeitreihe der betroffenen Anlage. Nach Tenorziffer 8 der Festlegung sind die Anlagenbetreiber verpflichtet, dem zuständigen Übertragungsnetzbetreiber zum Zeitpunkt der Abgabe der Kraftwerkseinsatzpläne um 14.30 Uhr des Vortags viertelstundenscharf freie Leistungsscheiben ihrer Anlagen zur Erhöhung als auch Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung für den Folgetag zu melden und bei Veränderungen unverzüglich anzupassen. Die freien Leistungsscheiben sind bezogen auf die Gesamtheit aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen zu melden. In der Begründung der Festlegung (S. 53) führt die Beschlusskammer 6 aus, dass sie sich der teilweise geforderten Zulässigkeit einer jederzeitigen, insbesondere auch während eines anstehenden Eingriffs zur Wirkleistungsanpassung möglichen Aktualisierung der Einspeisezeitreihen durch die Anlagenbetreiber nicht anschließen könne, auch wenn dies bereits heute von einem Übertragungsnetzbetreiber zugelassen werde. Es bestehe ansonsten die Gefahr, dass die Aktualisierung der Einspeisezeitreihe während einer Maßnahme zu Lasten des Übertragungsnetzbetreibers erfolge und eine Anweisung zur Wirkleistungsanpassung unterlaufen werde.
In einer weiteren Festlegung vom 30.10.2013 hat die Beschlusskammer 8 der Bundesnetzagentur Kriterien für die Bestimmung einer angemessenen Vergütung bei Redispatch-Maßnahmen und Anpassungen von Wirkleistungseinspeisung bestimmt (BK8-12/019). Nach Tenorziffer 2 haben Übertragungsnetzbetreiber den Betreibern hochfahrender Erzeugungsanlagen die durch die Redispatch-Maßnahme tatsächlich verursachten, zusätzlich entstehenden Aufwendungen zu vergüten (Aufwendungsersatz). Betreiber von absenkenden Erzeugungsanlagen haben den Übertragungsnetzbetreibern die durch die Redispatch-Maßnahme ersparten Aufwendungen zu vergüten. Maßgebend sind jeweils die Anschaffungswerte aus der Finanzbuchhaltung des letzten Quartals. Marktprämien, Gewinnzuschläge und Opportunitäten sind nicht zu vergüten. Sofern Maßnahmen jährlich nicht mehr als die Bagatellgrenze von 0,9 % der Einspeisemengen des Vorjahres betreffen, führt dies nach Tenorziffer 3 zu einer pauschalen Vergütung: Hochfahrende Anlagen erhalten das Produkt aus der maßnahmenbedingten Veränderung ihrer Einspeisemenge und den aus den stündlichen EPEX-Spot-Preisen (Deutschland) abgeleiteten Grenzkosten. Maßgebend ist insoweit der niedrigste Preis, zu dem die Erzeugungsanlage im Vormonat im Normalbetrieb eingespeist hat. Für das Herunterfahren der Einspeiseleistung ist als Grenzkostenersparnis das Produkt aus redispatchbedingter Veränderung der Einspeisemenge und den aus den EPEX-Spot-Preisen (Deutschland) abgeleiteten Grenzkosten zu vergüten. Liegen keine EPEX-Spot-Daten für den Vormonat vor, weil die Anlage in diesem Zeitraum nicht eingespeist hat, wird die angemessene Vergütung mittels vergleichbarer Erzeugungsanlagedaten der letzten zwölf Vormonate berechnet. Wird ein zusätzliches An- oder Abfahren erforderlich, werden die zusätzlichen Aufwendungen erstattet. Von der Bagatellregelung darf nach Tenorziffer 4 nur in begründeten Ausnahmefällen abgewichen und ein individueller Aufwendungsersatz gewährt werden. Die Vergütung eines Leistungsanteils kommt nach Tenorziffer 5 erst in Betracht, wenn Maßnahmen jährlich mehr als 10 % der Einspeisemengen des Vorjahres betreffen. Anlagen, die in diesem Zeitraum nicht eingespeist haben, sind davon ausgenommen. Diese Festlegung hat die Betroffene mit gesondert eingelegter Beschwerde angegriffen, die beim Senat unter dem Aktenzeichen VI-3 Kart 10/13 (V) geführt wird.
Mit form- und fristgerecht eingelegter Beschwerde wendet sich die Betroffene gegen die Festlegung der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012.
Die Betroffene ist der Ansicht, die Festlegung sei rechtswidrig, da sie in mehreren Punkten gegen das Gesetz, den Bestimmtheitsgrundsatz sowie den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit verstoße.
Im Hinblick auf die für Redispatch-Maßnahmen in Betracht kommenden Anlagen wendet sie ein:
Die Nennwertgrenze von 50 MW in Tenorziffer 2 Satz 1 stehe im Widerspruch zu der nunmehrigen gesetzlichen Regelung des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG, die eine Nennwertgrenze von 10 MW vorsehe. Dass das Gesetz erst nach Erlass der Festlegung entsprechend geändert worden sei, ändere hieran nichts. Denn bei einem Dauerverwaltungsakt komme es darauf an, ob dieser zum Schluss der mündlichen Verhandlung mit der zu diesem Zeitpunkt gültigen Rechtslage vereinbar sei. Die Bundesnetzagentur hätte entweder die Nennleistungsgrenze entsprechend anpassen oder insofern dynamisch auf das Gesetz verweisen müssen. Durch die im Widerspruch zur gesetzlichen Regelung stehende zu hohe Nennleistungsgrenze würde der Adressatenkreis zu Lasten der Betreiber von Kraftwerken ab 50 MW verengt.
Darüber hinaus sei die Festlegung insofern auch unbestimmt, da nicht klar sei, ob und wenn ja, unter welchen Voraussetzungen und mit welchen Rechtsfolgen Betreiber von Kraftwerken mit einer Nennleistung ab 10 MW bis unter 50 MW zu Redispatch-Maßnahmen verpflichtet werden könnten. Sollte die Redispatch-Festlegung für diese Anlagen nicht gelten, würden diese auch nicht in der Merit Order berücksichtigt und entgegen dem Gesetz überhaupt nicht zu Redispatch-Maßnahmen herangezogen werden können.
Dasselbe gelte für Anlagen, die an einer Netzebene mit einer Spannung von unter 110 kV angeschlossen seien. In der nunmehr gültigen Gesetzesfassung sei eine Begrenzung auf die Spannungsebenen von 110 kV und höher nicht mehr vorgesehen, die Festlegung enthalte dazu keine ausdrückliche Regelung, die Bundesnetzagentur gehe aber von aus, dass die Festlegung sich auf die Spannungsgrenze von 110 kV beziehe.
Tenorziffer 2 Satz 3 der Festlegung verstoße gegen § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG, da sie den Adressatenkreis über die Vorgaben der Ermächtigungsgrundlage hinaus erweitere. Durch die netzknotenbezogene Betrachtung umgehe die Bundesnetzagentur die vom Gesetzgeber vorgesehene Mindestleistungsgrenze von 10 MW bzw. 50 MW. § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG sehe eine anlagenbezogene Betrachtung vor. Dies ergebe die Auslegung der Norm nach Wortlaut, Systematik, Gesetzgebungsgeschichte sowie nach ihrem Sinn und Zweck.
Tenorziffer 2 Satz 3 verstoße aber auch gegen den Bestimmtheitsgrundsatz, da offen bleibe, was die Bundesnetzagentur unter einem „Netzknoten“ verstehe. Trotz der Vielzahl unterschiedlicher Netzknotenbegriffe (z.B. Tenorziffer 1c der Poolingfestlegung, BK8-11-015 bis 022; § 2 Abs. 11 StromNEV; Festlegung hinsichtlich der sachgerechten Ermittlung individueller Entgelte vom 11.12.2013, BK 4-13-739; Netzentwicklungsplan Strom 2013 vom 19.12.2013, S. 507), habe die Bundesnetzagentur den Begriff ohne nähere Definition verwendet. Aus ihrer Sicht wäre bei unterstellter Zulässigkeit einer netzknotenbezogenen Betrachtung bei der Bestimmung des Adressatenkreises nur ein „übertragungsnetzknotenbezogener“ Begriff des Netzknotens – die Verbindung zwischen dem fraglichen Übertragungsnetz und dem Elektrizitätsverteilernetz, an das die Anlagen angeschlossen seien - mit Sinn und Zweck der Vorschrift vereinbar. Die Redispatch-Festlegung diene im Rahmen der gesetzlichen Ermächtigungsgrundlagen der Konkretisierung der Anforderungen an Maßnahmen zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone.
Im Hinblick auf die Meldungen des Anlagenbetreibers an den Übertragungsnetzbetreiber trägt die Betroffene vor:
Die Verpflichtung in Tenorziffer 8 der Redispatch-Festlegung zur Meldung und laufenden Aktualisierung der viertelstundenscharfen Angaben zu freien Leistungsscheiben verstoße gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz, insbesondere, soweit wärmegesteuerte KWK-Anlagen dieser Verpflichtung unterworfen würden. Die Wärmeerzeugung in KWK-Anlagen und damit auch die Stromerzeugung ohne Wärmeauskopplung in solchen Anlagen hingen von der Wärmeabnahme im jeweiligen Fernwärmenetz ab. Die Bestimmung der freien Leistung würde voraussetzen, dass für jede Zeiteinheit eine Prognose über die Fernwärmeabnahme im Netz getroffen werde. Hierauf basierend müsste die Einsatzplanung für sämtliche in dieses Netz einspeisenden KWK-Anlagen gemacht werden. Dies sei nicht anlagenscharf möglich, sondern nur für Anlagenpools, weil die Fernwärmeerzeugung zwischen den einzelnen Anlagen aufgrund der hydraulischen Rahmenbedingungen verschoben würde. Eine solche Prognose wäre mit der Unsicherheit behaftet, dass die Prognose der Fernwärmenachfrage von der realen Fernwärmenachfrage abweichen könne. Die Prognose müsste daher laufend aktualisiert werden. Dies gelte dann auch für die Aktualisierung der nach Ziffer 8 Satz 3 der Festlegung bis 14.30 Uhr des Vortags abzugebenden Meldung der freien Leistungsscheiben. Es sei also vorprogrammiert, dass der Kraftwerksbetreiber seine Meldung für KWK-Anlagen laufend in sehr kurzen zeitlichen Abständen aktualisieren müsse. Dies sei unverhältnismäßig. Die umfassenden Informationspflichten des Anlagenbetreibers seien zur Erreichung des damit verfolgen Zwecks, dem Übertragungsnetzbetreiber die Bestimmung der für Redispatch-Maßnahmen zur Verfügung stehenden Leistung zu ermöglichen, nicht geeignet. Das ergebe sich schon daraus, dass die Festlegung offen lasse, ob die ggf. unverzüglich aktualisierte Meldung durch den Anlagenbetreiber für diesen verbindlich sei oder ob dieser die Vornahme einer Redispatch-Maßnahme nach Ziffer 3 Satz 5 der Redispatch-Festlegung oder wegen zwischenzeitlicher Indisponibilität der zuvor gemeldeten Leistungsscheibe noch verweigern könne. Hinzu komme, dass die gemeldeten Daten nur sehr eingeschränkt belastbar und nicht geeignet seien, dem Übertragungsnetzbetreiber die Sicherheit zu geben, auf die gemeldete Kapazität für Redispatch-Maßnahmen auch zugreifen zu können. Schließlich seien die allermeisten Meldungen mangels Notwendigkeit einer Redispatch-Maßnahme überflüssig. Als geeigneteres und milderes Mittel komme eine situationsbedingte Nachfrage des Übertragungsnetzbetreibers beim Anlagenbetreiber in Betracht. Überdies bestehe die Möglichkeit der marktmäßigen Beschaffung von Redispatch-Leistungen anstelle der Auswahl nach einer Einsatzreihenfolge, welche laufende Meldungen entbehrlich mache.
Die Verpflichtung zur laufenden Aktualisierung von Meldungen sei aber auch nicht verhältnismäßig im engeren Sinne. Der Aufwand beim Anlagenbetreiber für eine solche laufende Aktualisierung der Angabe gerade von Leistungsscheiben von KWK-Anlagen stehe in keinem vernünftigen Verhältnis zum Nutzen einer solchen Meldung.
Auch die in Tenorziffer 7b der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 statuierte laufende Meldepflicht des Anlagenbetreibers belaste diesen übermäßig und verstoße gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz. Sie führe dazu, dass ein ständiger Datenfluss vom Anlagenbetreiber zum Übertragungsnetzbetreiber stattfinde, auch wenn dieser die übermittelten Daten überhaupt nicht benötige, weil keine Anweisung zur Vornahme von Redispatch-Maßnahmen gegenüber dem fraglichen Anlagenbetreiber erfolge. Ferner erhalte der Übertragungsnetzbetreiber durch den Datenfluss Einsicht in die Kraftwerksfahrweise und die Erzeugungsstruktur des Anlagenbetreibers. Dabei handele es sich um wettbewerblich höchst sensible Angaben.
Es sei schon zweifelhaft ob das Mittel der umfangreichen Informationspflichten für die Aufstellung der Merit Order und die Bestimmung der Vergütung geeignet sei. Bei der netzknotenbezogenen Anweisung von Redispatch-Maßnahmen sei nicht klar, welche Anlage vom Anlagenbetreiber überhaupt für die Redispatch-Maßnahmen ausgewählt werden würde und der Übertragungsnetzbetreiber die ihm übermittelten Informationen überhaupt benötige. Hinzu komme, dass der Übertragungsnetzbetreiber aus den nach Ziffer 7b der Vergütungsfestlegung gemeldeten Daten die für die Redispatch-Maßnahme zu leistende Vergütung gar nicht bestimmen könne, wenn diese im Falle der Bagatellregelung noch weitere Aufwendungen oder Preisbestandteile enthalte oder aber die Bagatellregelung gar nicht zur Anwendung komme. Auch erlaube die gelieferte Information nicht die Ermittlung und Bezahlung einer angemessenen Vergütung für den Anlagenbetreiber für die Vornahme der Redispatch Maßnahme.
Die laufende Informationspflicht sei weder erforderlich noch angesichts des damit verbundenen Aufwands verhältnismäßig im engeren Sinne. Als milderes Mittel wäre der kurzfristige zielgerichtete Abruf der Information zur Aufstellung der Einsatzreihenfolge möglich. Hinzu komme, dass die durch die Meldepflichten entstehenden zusätzlichen Kosten nicht erstattet würden. Gleichzeitig liege ein Verstoß gegen § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG vor, da eine angemessene Vergütung auch die Aufwendungen für die Meldepflichten umfasse.
Die Vorgaben zur Meldepflicht in Tenorziffer 8 S. 2, 3 und 5 der BK6-Festlegung verstießen gegen den Bestimmtheitsgrundsatz. Es bleibe unklar, ob die Meldungen – Ausgangsmeldung und Aktualisierungsmeldung – nach Tenorziffer 8 S. 2 und 3 für den Anlagenbetreiber und den Übertragungsnetzbetreiber verbindlich seien oder ob Beschränkungen von Anlagenbetreibern auch noch gegen eine vom Übertragungsnetzbetreiber ausgesprochene Anweisung einer Redispatch-Maßnahme vorgebracht werden könnten.
Unbestimmt sei auch die Regelung in Tenorziffer 8 S. 5. Es bleibe offen, welche technischen Parameter und Restriktionen gemeint seien, insbesondere ob nur die z.B. in Tenorziffer 3 S. 6 aufgeführten gemeint seien. Der Anlagenbetreiber könne sich daher nicht darauf verlassen, zu welcher Zeit und unter welchen Umständen technische oder wirtschaftliche Einschränkungen der Verfügbarkeit seiner Anlagen für Redispatch-Maßnahmen durch den Übertragungsnetzbetreiber zu berücksichtigen seien.
Hinsichtlich der Regelungen über die Disponibilität bzw. über Restriktionen für die Inanspruchnahme wendet die Betroffene ein:
Die Regelungen in Tenorziffer 3, 8 und 10 der Festlegung verstießen ebenfalls gegen den Bestimmtheitsgrundsatz. Es sei unklar, ob wirtschaftliche Restriktionen, wie z.B. im Falle des Heizkraftwerks L. der Betroffenen, sowie genehmigungsrechtliche Grenzen, wie Betriebsstundenbegrenzungen für Gasturbinen, Berücksichtigung fänden und ob dies auch für vertragsrechtliche Grenzen, wie begrenzte Herstellergarantien oder wartungsbezogene Vertragsregelungen gelte. Tenorziffer 3 S. 5 sowie Tenorziffer 8 S. 5 der Festlegung legten nahe, dass nur technische Restriktionen anerkannt würden.
Der Regelung lasse sich nicht entnehmen, dass eine Restriktion bereits vor Erreichen der maximalen Betriebsstundenzahl anerkannt werde. Es sei nicht davon auszugehen, dass die Bundesnetzagentur den Begriff „disponibel“ i.S.v. „frei verfügbar“ verstehe, sondern vielmehr lediglich i.S.v. „verfügbar“. Der betroffene Anlagenbetreiber könne nicht erkennen, ob und wenn ja, ab wie vielen verbleibenden Betriebsstunden er eine Restriktion geltend machen könne. Angesichts dieser Unklarheit, beantrage sie hilfsweise die Feststellung, dass das HKW L. nicht zum Redispatch herangezogen werden dürfe.
Ob Restriktionen der Disponibilität anlagenscharf oder netzknotenbezogen berücksichtigt würden, gehe aus der Festlegung ebenfalls nicht hervor.
Die Regelungen der Redispatch-Festlegung über die Berücksichtigung ausschließlich technischer Restriktionen der Disponibilität von Anlagen für die Inanspruchnahme von Redispatch-Maßnahmen in Tenorziffer 3 S. 5 und 6, Tenorziffer 8 S. 5 verstießen gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz. Nach den Regelungen der Redispatch-Festlegung würde die beschränkte Betriebsstundenanzahl der Anlage … 1 des Heizkraftwerks L. womöglich noch berücksichtigt, auch wenn es sich nicht um eine technische Restriktion oder eine technische Möglichkeit der Anlage handele, sondern um ein rechtliches Hindernis für den Betrieb der Anlage. Unberücksichtigt bliebe nach der Festlegung jedoch die wirtschaftliche Beschränkung, dass die Betroffene auf die Verfügbarkeit der Anlage gerade im Winter angewiesen sei, um bei hohen Fernwärmelasten die Fernwärmeversorgung im Teilnetz L. abzusichern. Würde die beschränkte Betriebsstundenanzahl der Anlage bereits im Sommer durch Redispatch-Maßnahmen verbraucht, stünde die Anlage im Winter nicht mehr zur Sicherstellung der Fernwärmeversorgung zur Verfügung. Dabei gehe es nicht lediglich um „privatwirtschaftliche Interessen“ des Anlagenbetreibers, sondern um Gemeinwohlbelange. Die Anerkennung einer Restriktion bereits vor Erreichen der maximalen Betriebsstundenzahl lasse sich der Festlegung aber nicht entnehmen. Die netzknotenbezogene Betrachtung trage den wirtschaftlichen Beschränkungen nicht ausreichend Rechnung. Auch unabhängig von der besonderen Situation im Falle des Heizkraftwerks L. führe die Nichtanerkennung wirtschaftlicher Restriktionen bei Spitzenlastanlagen mit beschränkter Betriebsstundenzahl dazu, dass die Anlagen wegen Aufbrauchens der Betriebsstundenzahl durch Redispatch-Maßnahmen für ihre Betreiber nicht mehr zur Verfügung stünden. Dem Anlagenbetreiber werde dadurch die eigenbestimmte Nutzung seiner Anlage unmöglich gemacht.
In Bezug auf die Erstellung der Merit Order der Anlagen macht die Betroffene geltend:
Die Merit Order in Tenorziffer 4 der Festlegung verstoße gegen den Bestimmtheitsgrundsatz. Die Regelung sei widersprüchlich und in sich nicht stimmig. Der Übertragungsnetzbetreiber könne eine Einsatzreihenfolge wegen Widerspruchs zwischen netzknotenbezogener (Tenorziffer 2, Tenorziffer 8 S. 2-4) und anlagenscharfer Betrachtung (Tenorziffer 4 S. 1, Tenorziffer 3 s. 5, 6, Tenorziffer 10) nicht aufstellen. Da die Anweisung netzknotenbezogen erfolge, wisse er zum Zeitpunkt der anlagenscharfen Aufstellung der Einsatzreihenfolge sowie zum Zeitpunkt der Erteilung der Anweisung nicht, für welche Anlage er eine Vergütung zu bezahlen habe. Abzustellen sei jedoch auf die Vergütung für die konkret eingesetzte Anlage, wie sich aus Wortlaut sowie Sinn und Zweck der Merit Order ergebe.
Hinzu komme, dass der Übertragungsnetzbetreiber wegen der nur netzknotenbezogenen Meldung freier Leistungsscheiben und der Einschränkungen der Disponibilität durch technische Restriktionen nicht wisse, ob eine bestimmte Anlage über eine freie Leistungsscheibe verfüge. Er könne daher auch nicht die netzstützende Wirkung dieser Anlage berechnen und auch keine Merit Order aufstellen. Das Kriterium der netzstützenden Wirkung sei auch unbestimmt.
Die Aufstellung der Einsatzreihenfolge nach Tenorziffer 4 der Festlegung sei aber auch deshalb unmöglich, weil die für die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zu entrichtende Vergütung nach den Vorgaben der Redispatch-Festlegung und der Vergütungsfestlegung gar nicht vorab bestimmbar sei. Dem Übertragungsnetzbetreiber lägen die erforderlichen Informationen zur Bestimmung der zu leistenden Vergütung in Normalfällen nach Tenorziffer 2 der Vergütungsfestlegung vorab gar nicht vor. Diese seien ihm nach Tenorziffer 7 der Vergütungsfestlegung nur auf Verlangen zu übermitteln. Der Übertragungsnetzbetreiber könne bei der Aufstellung der Einsatzreihenfolge auch noch nicht bestimmen, nach welcher Variante der Vergütungsfestlegung – Bagatellvergütung, „Normalvergütung“, zusätzlicher Leistungsanteil - die Anlage zu vergüten sei. Unklar sei auch, ob in Fällen, die an sich der Bagatellregelung nach Tenorziffer 3 der Vergütungsfestlegung unterliegen würden, ausnahmsweise nach Tenorziffer 4 der Vergütungsfestlegung die „Normalvergütung“ zu bezahlen sei.
Die Regelung sei ferner unbestimmt, weil die Einsatzreihenfolge nach Tenorziffer 4 der Festlegung durch die Übergangsregelung nach Tenorziffer 9 der Vergütungsfestlegung gestört werde. Anlagenbetreiber, die vor Inkrafttreten der Vergütungsfestlegung eine höhere Vergütung mit dem Übertragungsnetzbetreiber vereinbart hätten, könnten sich übergangsweise der Inanspruchnahme durch den Übertragungsnetzbetreiber für Redispatch-Maßnahmen entziehen. Lediglich der Vollständigkeit halber sei darauf hinzuweisen, dass die Bundesnetzagentur die fragwürdige Übergangsregelung in Tenorziffer 9 der Vergütungsfestlegung nirgendwo näher begründe und damit auch gegen die Anforderungen des §§ 39 VwVfG verstoße.
Schließlich folge die Unbestimmtheit daraus, dass die Vergütungsfestlegung in Tenorziffer 3d ihrerseits an einem Verstoß gegen den Bestimmtheitsgrundsatz leide, da nicht ersichtlich sei, wie der Übertragungsnetzbetreiber die angemessene Vergütung im Rahmen der Bagatellregelung „anhand vergleichbarer Erzeugungsanlagendaten der letzten zwölf Vormonate“ abzuleiten habe.
Infolge der fehlenden Bestimmbarkeit der Vergütung könne auch die Einsatzreihenfolge nach Tenorziffer 4 der Redispatch-Festlegung nicht aufgestellt werden. Ihrem Eindruck nach würden die Übertragungsnetzbetreiber die Einsatzreihenfolge auch seit Inkrafttreten der Redispatch-Festlegung und Ablauf der Umsetzungsfrist nach Tenorziffer 12 der Redispatch-Festlegung nicht festlegungskonform aufstellen. Es liege im Hinblick auf die Aufstellung der Einsatzreihenfolge daher ein Fall der tatsächlichen Unmöglichkeit vor. Dies führe nach § 44 Abs. 2 Nr. 4 VwVfG nicht nur zur Rechtswidrigkeit der Redispatch-Festlegung und der damit verbundenen Vergütungsfestlegung, sondern sogar weitergehend zu deren Nichtigkeit. Es sei anerkannt, dass Gegenstand eine Anfechtungsbeschwerde auch ein nichtiger Verwaltungsakt sein könne.
Die Umsetzung der Merit Order durch Anweisung des gesamten Netzknotens führe Sinn und Zweck der Aufstellung einer Merit Order ad absurdum, da in vielen Fällen eine teurere Anlage zum Einsatz komme und entsprechend vergütet werde, obwohl gesamtwirtschaftlich sinnvollere Anlagen ebenfalls zur Verfügung stünden. Ein solches Verfahren sei zur preisgünstigen, verbraucherfreundlichen und effizienten Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität nicht geeignet und würde auch gegen das Wirtschaftlichkeitsprinzip nach § 1 Abs. 1 EnWG verstoßen. Überdies verstoße es gegen das Wirtschaftlichkeitsprinzip des § 1 Abs. 1 EnWG, dass die freien Leistungsscheiben nach Tenorziffer 8 Satz 4 der Festlegung nur netzknotenbezogen mitgeteilt werden sollten. Kenne der Übertragungsnetzbetreiber aber weder bei der Aufstellung der Merit Order noch vor der Anweisung zum Redispatch die anlagenspezifisch zur Verfügung stehende freie Leistungsscheibe, habe dies zur Folge, dass die Platz-1-Anlage auch dann angewiesen werde, wenn diese gar nicht über eine ausreichende freie Leistungsscheibe verfüge. Dann würde statt der Platz-2-Anlage eines anderen Betreibers eine in der Merit Order nachrangige und gesamtwirtschaftlich teurere Anlage am selben Netzknoten eingesetzt werden. Nicht nur die Restriktionen, sondern auch die freien Leistungsscheiben müssten anlagenbezogen bereits bei Aufstellung der Merit Order berücksichtigt werden. Dies habe die Bundesnetzagentur im Rahmen der Festlegung von Datenaustauschprozessen im Rahmen eines Energieinformationsnetzes (Strom) vom 16.04.2014, BK6-13-200, auch entsprechend umgesetzt (vgl. dort S. 12).
Die Vergütung eines Leistungsanteils nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung verstoße sowohl im Falle der Berücksichtigung als auch im Falle der Nichtberücksichtigung im Rahmen der Merit Order gegen § 1 Abs. 1 EnWG. Werde sie berücksichtigt, führe dies dazu, dass Kraftwerke, welche besonders geeignet für Redispatch-Maßnahmen seien, in der Merit Order aufgrund der höheren Vergütung nach hinten rückten und nicht mehr für Redispatch-Maßnahmen in Anspruch genommen würden. Die Nichtberücksichtigung führe zu einem ineffizienten Kraftwerkseinsatz, da nicht mehr notwendigerweise das Kraftwerk mit den geringsten variablen Kosten zum Einsatz käme, wie das Bundeskartellamt in dem Verfahren zur Vergütungsfestlegung ausführe (VI-3 Kart 10/13 (V), Stellungnahme vom 31.07.2014, S. 20).
Die Bundesnetzagentur unterwerfe in Tenorziffer 2 der Redispatch-Festlegung sämtliche Erzeugungsanlagen der Verpflichtung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung. Im Zusammenhang mit der Regelung zur Einsatzreihenfolge in Tenorziffer 4 der Redispatch-Festlegung verstoße die Bundesnetzagentur jedoch gegen den in § 8 Abs. 1 EEG gesetzlich abgesicherten Einspeisevorrang von Strom aus erneuerbaren Energien, der nach § 13 Absatz 2a Satz 1 EnWG auch bei Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 EnWG zu berücksichtigen sei.
Die Bundesnetzagentur habe in der Redispatch-Festlegung EEG-Anlagen nicht generell ausgenommen. Sie drücke sich insoweit in der Begründung der Redispatch-Festlegung (dort S. 36) etwas unklar aus, wenn sie den Einspeisevorrang für EEG-Anlagen und KWK-Anlagen explizit erwähne, im Folgenden aber nur auf die KWK-Anlagen eingehe. Aus dem Wortlaut des § 13 Abs. 1a EnWG werde man aber schließen können, dass jedenfalls der Gesetzgeber EEG-Anlagen nicht generell freistellen habe wollen. Überdies würde § 13 Abs. 2a EnWG sonst im Anwendungsbereich des § 13 Abs. 1a EnWG leerlaufen.
EEG-Anlagen seien nicht schon aufgrund der gesetzlichen Regelung des § 13 Abs. 2a EnWG aus dem Anwendungsbereich der Festlegung ausgenommen (in diese Richtung wohl auch Begründung der Redispatch-Festlegung S. 36). Dieses Verständnis sei rechtsirrig. Für den Fall, dass der Senat der Auffassung der Bundesnetzagentur folgen sollte, begehre sie hilfsweise die Feststellung, dass ihre EEG-Anlagen, insbesondere die V. (…) nicht der Redispatch-Festlegung unterlägen. Diesbezüglich hat die Betroffene in der mündlichen Verhandlung klargestellt, dass dieser Antrag hilfsweise zum Anfechtungsantrag gestellt wird.
Die Einsatzreihenfolge nach Tenorziffer 4 der Redispatch-Festlegung berücksichtige auch nicht den Einspeisevorrang von KWK-Anlagen und verstoße daher gegen § 13 Abs. 2 EnWG i.V.m. § 4 Abs. 1 KWKG 2002.
Im Ausgangspunkt regele § 4 Abs. 1 KWKG 2002 nur einen Einspeisevorrang für KWK-Strom. Im Ergebnis komme aber der gesamte, in einer KWK-Anlage erzeugte Strom in den Genuss des Einspeisevorrangs. Dies folge daraus, dass bei dem Faktor „Stromkennzahl“ des § 3 Abs. 4 KWKG 2002 auf einen bestimmten Zeitraum und damit auf die Vergangenheit abgestellt werde. Hinzu komme, dass auch physikalisch und technisch bei der Einspeisung nicht zwischen den verschiedenen „Stromarten“ – KWK-Strom und Kondensationsstrom – unterschieden werden könne. Hieraus folge, dass der Kondensationsstrom – bis zu einer noch nicht definierten Missbrauchsgrenze – in den Genuss des Einspeisevorrangs nach § 4 Abs. 1 KWKG 2002 komme. Dies bedeute wiederum, dass auf die gesamte Stromproduktion in KWK-Anlagen § 13 Abs. 2a S. 1 EnWG anzuwenden sei. Eine Einsatzreihenfolge, bei der der Einspeisevorrang für KWK-Anlagen nicht berücksichtigt werde, verstoße damit gegen das Gesetz. Dies sei in der Gesetzesbegründung zu § 13 Abs. 1a EnWG sehr anschaulich festgehalten, wonach aufgrund des Einspeisevorrangs die Abriegelung von EEG- und KWK-Anlagen ausscheide, bis die Einspeisung aller übrigen Anlagen bereits auf das netztechnisch erforderliche Minimum heruntergefahren worden sei. Dem trage Tenorziffer 4 der Redispatch Festlegung jedoch nicht Rechnung. Damit setze sich die Bundesnetzagentur auch in Widerspruch zu ihrer eigenen Verlautbarung zur Rangfolge von Abregelungen bei KWK-Anlagen (Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement – Abschaltung Rangfolge, Berechnung von Entschädigungszahlungen und Auswirkungen auf die Netzentgelte, Version 1.0, Stand: 29.03.2011, S. 7).
Die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur verstoße darüber hinaus gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz. Durch ihre Differenzierung zwischen virtuellen Leistungsscheiben von KWK-Anlagen in Tenorziffer 2 Satz 2 der Redispatch-Festlegung, nämlich eine Leistungsscheibe, die der KWK-Nettostromerzeugung diene, und eine – als disponibel bezeichnete- Leistungsscheibe, die der Stromerzeugung ohne unmittelbare physikalische Koppelung mit der Erzeugung von Nutzwärme diene (Kondensationsleistung), erlege sie den KWK-Anlagenbetreibern in Tenorziffer 8 eine unverhältnismäßige Meldepflicht auf.
Die Bestimmung über die Merit Order in Tenorziffer 4 der Redispatch-Festlegung sei außerdem unverhältnismäßig. Sie sei schon nicht geeignet, das Ziel der Redispatch-Festlegung, Diskriminierungen durch den Übertragungsnetzbetreiber zu verhindern, zu erreichen, da sie weder für die Bundesnetzagentur als Regulierungsbehörde noch für die Betroffene als Anlagenbetreiberin überprüfbar und nachvollziehbar sei. Die mangelnde Transparenz und fehlende Nachvollziehbarkeit der Einsatzreihenfolge und damit der Anforderung von Redispatch-Maßnahmen bei dem einzelnen Anlagenbetreiber werde auch nicht durch die Veröffentlichungspflicht in Tenorziffer 11 der Redispatch-Festlegung beseitigt oder ausgeglichen.
Bezüglich der Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers an den Anlagenbetreiber trägt die Betroffene vor:
Tenorziffern 1 und 4 der Redispatch-Festlegung verstießen gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz, da sich die Bundesnetzagentur nicht für das mildeste Mittel zur Erreichung des vom Gesetz vorgegebenen Zwecks, der Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen für die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungsnetzes in der Regelzone eines Übertragungsnetzbetreibers, entschieden habe. § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG enthalte als Vorgabe für die Ausgestaltung, dass Redispatch-Maßnahmen als marktbezogene Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG einzuordnen sein. Damit stünden Redispatch-Maßnahmen in einer gedanklichen Reihe mit anderen Maßnahmen, wie insbesondere der Einsatz von Regelenergie oder die Beschaffung von Ab-und Zuschaltleistung über vertraglich vereinbarte ab- und zuschaltbare Lasten, bei denen es sich jeweils um marktmäßig beschaffte Instrumente handele. Unabhängig davon, ob man der Regulierungsbehörde bei der erforderlichen Ausgestaltung einen Spielraum einräume oder nicht, unterliege sie bei der Ausgestaltung Grenzen. Dies ergebe sich aus dem auf die Förderung des Wettbewerbs gerichteten Zwecks des Gesetzes (§ 1 EnWG), aus den Grundrechten der Anlagenbetreiber (insbesondere Art. 12 GG) sowie aus dem Verhältnismäßigkeitsgrundsatz. Die Bundesnetzagentur hätte danach ein marktkonformes Verhalten zur Beschaffung von Redispatch-Maßnahmen wählen müssen, da ein solches bei gleicher Eignung weniger grundrechtsbeschränkend wäre. Die Bundesnetzagentur könne sich dabei nicht einfach darauf zurückziehen, ein großer Kraftwerksbetreiber halte eine wettbewerbliche Ausgestaltung/Marktplattform für nicht umsetzbar (Seite 18, 35 der Redispatch-Festlegung). Dass der lokale Charakter von Maßnahmen zur Wirkleistungsanpassung einer marktmäßigen Beschaffung von Redispatch-Leistungen nicht entgegenstehe (so aber S. 35 der Festlegung), lasse sich für die Betroffene jedenfalls indiziell durch die Redispatch-Historie belegen. Der von ihr und der mit ihr verbundenen S. GmbH betriebene Kraftwerks-Pool sei zwischen Dezember 2011 bis Juli 2012 sehr häufig für Redispatch-Maßnahmen in der Form von Erhöhungen der Wirkleistungseinspeisung durch den Übertragungsnetzbetreiber X. GmbH in Anspruch genommen worden. Ab Juli 2012 bis zum Umsetzungszeitpunkt der Veröffentlichungspflicht nach der Redispatch-Festlegung (01.04.2013) habe der Übertragungsnetzbetreiber keine Redispatch-Abrufe mehr an sie gerichtet, danach habe es erst einen Abruf von Redispatch-Maßnahmen bei ihr gegeben, obwohl nach der Internetdatenbank www.eeg-kwk.net ab dem 01.04.2013 eine Vielzahl von Redispatch-Maßnahmen nachgewiesen seien. Daraus lasse sich nur der Schluss ziehen, dass der Übertragungsnetzbetreiber ab Juli 2012 für die Beseitigung von Gefährdungen und Störungen für die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungsnetzes in seiner Regelzone auf andere Anbieter als die Betroffene zurückgegriffen habe. Im Hinblick auf die netzstützende Wirkung müsse es also entgegen der pauschalen Ausführungen der Bundesnetzagentur in der Festlegung Auswahlmöglichkeiten gegeben haben. Damit bestehe auch ein Ansatzunkt für ein marktmäßiges Verfahren. Auch die Reservekraftwerksverordnung ziehe im Gegensatz zur Festlegung eine marktwirtschaftlich organisiert Beschaffung von Redispatch-Potential in der Form der Netzreserve vor, obwohl für die Netzreserve sehr viel weniger Erzeugungsanlagen in Betracht kämen (§§ 1 Abs. 2, 5 Abs. 2 ResKVO, Begründung zum Verordnungsentwurf, s. 16).
Auch der „Network Code on Capacity Allocation and Congestion Management“ auf europäischer Ebene gehe davon aus, dass Redispatch-Maßnahmen in einem marktmäßigen Verfahren beschafft werden könnten. Als Alternative zum Aufwendungsersatz sehe dieser die Bezahlung von Marktpreisen vor (Art. 41 Abs. 4). Die Bundesnetzagentur hätte sich mithin nicht einfach auf die Angaben eines Kraftwerksbetreibers verlassen dürfen, sondern hätte den Hinweisen anderer Kraftwerksbetreiber auf die Möglichkeit einer marktmäßigen Beschaffung von Redispatch-Maßnahmen nachgehen müssen. Der Verzicht hierauf begründe einen Verstoß gegen ihre Amtsermittlungspflicht (§ 24 Abs. 1 VwVfG). Dass § 13 Abs. 1a EnWG ein Anweisungsrecht vorsehe, stehe dessen Ausgestaltung durch ein marktwirtschaftliches Verfahren nicht entgegen.
Das von der Bundesnetzagentur gewählte Mittel der nicht marktmäßigen Adressatenauswahl und Beschaffung sei wegen der Unbestimmtheit der Redispatch-Festlegung zur Erreichung des gesetzlichen Ziels schon nicht geeignet und auch nicht erforderlich. Die Bestimmung des Adressaten nach der Merit Order in Tenorziffer 4 sei auch nicht verhältnismäßig im engeren Sinne. Das Vorgehen der Bundesnetzagentur stelle eine Ausdehnung der nach dem Gesetz nur für den Netzzugang vorgesehenen Regulierung auf bisher wettbewerbliche Bereiche der Energieversorgung, wie die der Stromerzeugung, dar. Die Regulierung selbst stelle einen Eingriff in das Grundrecht auf Berufsfreiheit des Anlagenbetreibers dar, Art. 12 GG. Durch die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur werde der bisher funktionierende Stromerzeugungsmarkt erheblich beeinträchtigt.
Die Bestimmung in Tenorziffer 3 S. 2 der Festlegung, die als Redispatch-Maßnahme angeordnet Wirkleistungseinspeisung könne auch negativ sein und die Form eines Wirkleistungsbezug annehmen, verstoße gegen § 13 Abs. 1a S. 1 EnWG. Danach sei nur die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zulässig, nicht jedoch ein Stromverbrauch. Dies ergebe sich aus Wortlaut Systematik, Historie und Sinn und Zweck der Vorschrift.
Bezüglich der Durchführung der Anweisung und Anpassung der Wirkleistungseinspeisung trägt die Betroffene vor:
Es sei unklar, ob der Anlagenbetreiber an eine Meldung bzw. aktualisierte Meldung von Restriktionen nach Tenorziffer 8 S. 2, 3 und 5 der Redispatch-Festlegung gebunden sei oder ob er – wie Tenorziffer 3 S. 5 der Festlegung nahelege – die Durchführung der Maßnahme verweigern könne, wenn zwischenzeitlich Restriktionen aufgetreten seien.
Im Hinblick auf die Bezahlung der Vergütung nach Durchführung der Redispatch-Maßnahmen wendet die Betroffene ein:
Die Regelung der Vergütungsfestlegung sei in mehrerlei Hinsicht rechtswidrig. Dies habe nicht nur für die Vergütungsfestlegung Bedeutung, sondern wegen der sich auf diese Vergütung beziehenden Merit Order nach der Redispatch-Festlegung auch für Letztere. Es bestehe damit ein untrennbarer Zusammenhang zwischen beiden Festlegungen. Ihre Beschwerde gegen die Redispatch-Festlegung richte sich damit gleichzeitig auch gegen die Vergütungsfestlegung und umgekehrt.
Die „Bagatellvergütung“ nach Tenorziffer 3 der Vergütungsfestlegung stelle entgegen der Vorgabe in § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG keine angemessene Vergütung dar. Die Bagatellgrenze sei willkürlich und verstoße gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz.
Die „Normalvergütung“ nach Tenorziffer 2 sei ebenfalls rechtswidrig, weil sie nicht entgangenes Entgelt für die dezentrale Einspeisung (§ 18 StromNEV) und Opportunitätskosten umfasse.
Tenorziffer 5 setze unter Verstoß gegen § 1 Abs. 1 EnWG einen Anreiz für Kraftwerksbetreiber, möglichst wenig regulär einzuspeisen, um im darauffolgenden Jahr eine möglichst hohe Vergütung durch den Leistungsanteil nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung zu erhalten. (vgl. BKartA, Stellungnahme vom 31.07.2014,S. 15f., VI-3 Kart 10/13 (V)).
Die Regelung in Tenorziffer 9 der Vergütungsfestlegung, nach der bestehende Vereinbarungen über die Vergütungshöhe nach dem 17.12.2012 bis zum 31.12.2013 fortgeführt werden dürften, verstoße gegen den Gleichheitsgrundsatz, Art. 3 GG. Die Vergütungsfestlegung leide insoweit auch an einem Begründungsmangel und verstoße damit gegen § 39 VwVfG.
Die Verpflichtung der Anlagenbetreiber zur Leistung einer Vergütung an Übertragungsnetzbetreiber in Tenorziffer 2 Satz 2 und Tenorziffer 3b der Vergütungsfestlegung verstoße gegen § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG. Ersparte Aufwendungen stellten keine „Vergütung“ i.S.d. Gesetzes dar.
Die Betroffene beantragt,
1. den Beschluss der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012 (Az.: BK6-11/098) aufzuheben,
2. hilfsweise zu Ziffer 1. festzustellen, dass
a) ihre EEG-Anlagen, insbesondere die V. (…..) nicht der Redispatch-Festlegung unterliegen,
b) festzustellen, dass das HKW L. der Betroffenen nach Tenorziffer 3 Satz 5 und Satz 6 der Festlegung der Bundesnetzagentur wegen der Standardisierung vertraglicher Rahmenbedingungen für Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber in die Fahrweise von Erzeugungsanlagen vom 30.10.2012, BK 6-11-098, nicht für Anpassungen der Wirkleistungseinspeisung herangezogen werden darf.
Die Bundesnetzagentur beantragt,
die Beschwerde zurückzuweisen.
Sie verteidigt die angegriffene Festlegung unter Wiederholung und Vertiefung ihrer Gründe. Ergänzend trägt sie vor:
Sie habe ihr Aufgreifermessen sachgerecht ausgeübt. Grund für das Aufgreifen der Festlegungsermächtigung aus § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG sei insbesondere der Umstand gewesen, dass die zu diesem Zeitpunkt gelebte Praxis der freiwilligen Vereinbarungen zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung eine diskriminierungsfreie Durchführung von Redispatch-Maßnahmen nach transparenten und eindeutigen Kriterien nicht mehr gewährleistet habe. Trotz der gestiegenen Erforderlichkeit von Markteingriffen zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität hätten einige Kraftwerksbetreiber ihre Teilnahme an Redispatch-Maßnahmen verweigert. Die zwischen Übertragungsnetzbetreibern und an Maßnahmen teilnehmenden Kraftwerksbetreibern geschlossenen Verträge seien extrem uneinheitlich ausgestaltet. Das praktizierte, rein privatwirtschaftliche Modell sei vor diesem Hintergrund nicht länger geeignet, die Aufrechterhaltung der Systemsicherheit angesichts der zunehmenden Anzahl von Engpässen hinreichend sicher zu stellen.
Hinsichtlich der Analyse des Redispatch-Volumens habe sie richtigerweise Countertrading-Maßnahmen mit in die Betrachtung einbezogen, da diese ebenfalls der Engpassbeseitigung dienten. Während in der Vergangenheit das Verhältnis von Countertrading und Redispatch relativ ausgeglichen gewesen sei, würden seit einigen Jahren verstärkt Redispatch-Maßnahmen durchgeführt und würde Countertrading wegen der schlechteren Steuerungsmöglichkeiten im Hinblick auf den Engpass vernachlässigt. Diesen Trend habe sie in ihrer Prognose zur Entwicklung der Redispatch-Mengen und ihren Abwägungen zum Aufgreifermessen berücksichtigt.
Schließlich habe sie das Gefahrenpotential drohender Überlastungssituationen und Spannungsgrenzwertverletzungen in ihre Entscheidung mit einbezogen.
Die streitgegenständliche Festlegung konkretisiere die Eingriffsbefugnisse der Übertragungsnetzbetreiber nach § 13 Abs. 1a EnWG. Dieser Absatz beziehe sich nach seinem klaren Wortlaut auf marktbezogene Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG. Er nehme damit gerade keine Zwischenstufe zwischen anderen (u.U. freiwilligen) marktbezogenen Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG und Zwangsmaßnahmen gemäß § 13 Abs. 2 EnWG ein. § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG lasse sich keine Rangfolge der geeigneten marktbezogenen Maßnahmen entnehmen, insbesondere bestehe keine Verpflichtung der Übertragungsnetzbetreiber, zunächst auf freiwillige Vereinbarungen zur Anpassung der Wirkleistungs- oder Blindleistungseinspeisung zurückzugreifen, bevor sie Verpflichtungen nach § 13 Abs. 1a EnWG zur Anwendung bringe.
In der Regelung in Tenorziffer 2 liege keine rechtswidrige Überschreitung der Ermächtigung im Hinblick auf die 50 MW Untergrenze. Der Wortlaut der Norm des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG a.F. sei so zu verstehen, dass die angegebene Nennleistung von 50 MW auf alle Erzeugungs- oder Speicheranlagen eines Betreibers an einem Netzknoten bezogen sei. Die Angabe „Betreiber von Anlagen […] mit einer Nennleistung ab 50 Megawatt […]“ sei keine eindeutige Bezugnahme auf Einzelanlagen, sondern beziehe sich auf alle in der Verantwortung eines Betreibers stehenden Anlagen. Dies zeige die Verwendung des Wortes „Anlagen“ im Plural. Auch die nunmehr auf 10 MW abgesenkte Nennleistungsgrenze beziehe sich auf die Gesamtheit aller Anlagen eines Betreibers an einem Netzknoten.
Dem stehe auch nicht entgegen, dass der Wortlaut des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG nicht ausdrücklich auf den Netzknoten Bezug nehme. Das Netzknotenkriterium ergebe sich eindeutig aus dem Sinn und Zweck der Nennleistungsgrenze. Die Regelung solle übermäßige Belastungen kleiner Anlagenbetreiber vermeiden. Insoweit mache es aber keinen Unterschied, ob ein Anlagenbetreiber an einem Netzknotenpunkt fünf Anlagen zu je 10 MW oder eine Anlage zu 50 MW angeschlossen habe. Entscheidend sei, dass die Anlagen insgesamt nicht mehr so klein seien, dass sie der Privilegierung durch die Begrenzung bedürften. Dieses Verständnis werde im Übrigen vom Verordnungsgeber der Reservekraftwerksverordnung vom 27.06.2013 geteilt, wie sich aus der netzknotenbezogenen Betrachtung in § 10 Abs. 1 sowie aus der Verordnungsbegründung (S. 23), wonach ausdrücklich auf die Definition der Bundesnetzagentur in der streitgegenständlichen Festlegung Bezug genommen worden sei, ergebe.
Die Regelung müsse darüber hinaus im Zusammenhang mit den weiteren Vorgaben zur Konkretisierung des Adressatenkreises von Redispatch-Anweisungen betrachtet werden. Nach Ziffer 3 Satz 3 der Festlegung erfolge eine entsprechende Anweisung nicht anlagenscharf, sondern auch bezogen auf die Gesamtheit aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen eines Betreibers. Sinn und Zweck dieser Regelung sei es, dem angewiesenen Anlagenbetreiber eine größtmögliche Flexibilität bezüglich der konkreten Umsetzung der Maßnahme zu ermöglichen. Gleichzeitig verhindere die netzknotenbezogene Betrachtung eine Umgehung des Anwendungsbereichs der Festlegung durch einzelne Anlagenbetreiber. Eine anlagenscharfe Untergrenze der Nennwirkleistung könnte dazu führen, dass verschiedene Betreiber kleinerer Anlagen diese bis kurz unterhalb der Leistungsschwelle dimensionierten, um sich so dem Adressatenkreis von Redispatch-Anweisungen zu entziehen.
Die Bildung der Merit Order gemäß Tenorziffer 4 sei hinreichend bestimmt und eindeutig. Entscheidend sei der Quotient aus netzstützender Wirkung und der für die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zu entrichtenden Vergütung. Die Merit Order gewährleiste die notwendige netzphysikalische Wirkung der Maßnahme zur Wirkleistungsanpassung sowie deren volks- und betriebswirtschaftliche Effizienz. Damit würden zugleich die in § 1 Abs. 1 EnWG formulierten Ziele des EnWG verwirklicht. Beide Komponenten zur Berechnung des Quotienten seien bestimmbar. Die abstrakte Vorgehensweise zur Ermittlung der Merit Order sei vollständig in der streitgegenständlichen Festlegung geregelt. Es handele sich dabei um eine von der Frage der konkreten Höhe der Vergütung unabhängige Methodik. Die Frage der konkreten Ermittlung des zu entrichtenden Entgelts sei im Parallelverfahren zu klären, da die Kriterien für die Bestimmung der Vergütung im Rahmen der Festlegung der BK 8 festgelegt worden seien.
Die Höhe der Kosten könne der Übertragungsnetzbetreiber, soweit sie ihm nicht ohnehin konkret bekannt seien, für die einzelnen Kraftwerkstypen jedenfalls realistisch abschätzen. Dies sei für die Erstellung der Merit Order sachgerecht und auch ausreichend. Zur Bildung der Merit Order komme es schließlich alleine auf eine sachgerechte Reihung der Anlagen an. Die Kosten der einzelnen Anlagen unterschieden sich tatsächlich nicht derart, als dass eventuelle, mit einer Schätzung verbundene Unsicherheiten oder Abweichungen regelmäßig einen entscheidenden Einfluss auf die Platzierung der Anlagen hätten.
Die Aufteilung der Regelungsgegenstände in zwei Festlegungen basiere auf der Zuständigkeitsverteilung der Beschlusskammern der Bundesnetzagentur, die verfahrensunabhängig und abstrakt in der Geschäftsordnung der Bundesnetzagentur geregelt sei. Eine Rechtsverletzung der Betroffenen sei damit nicht verbunden.
Dass freie Leistungsscheiben netzknotenbezogen gemeldet würden, sei nicht problematisch. Die Bestimmung der netzstützenden Wirkung einzelner an einem Netzknoten gelegener Anlagen erfolge vollkommen unabhängig von der freien Kapazität der einzelnen Anlagen. Maßgebend sei allein die Lage des Netzknotens zum Engpass. Der von der Betroffenen hergestellte Konnex zwischen freier Leistungsscheibe einer Einzelanlage und netzstützender Wirkung dieser Anlage bestehe nicht.
Die Ermittlung der durch eine Anlage an einem bestimmten Netzknoten bewirkten Lastflussänderung bzw. Spannungsänderung bezogen auf deren Änderung der Einspeiseleistung erfolge unabhängig von deren freien Leistungsscheiben (i.d.R. relativ, d.h. in Prozent). Die Übertragungsnetzbetreiber führten dazu sog. Sensitivitätsuntersuchungen durch. Im modulierten Netz würden verschiedene Szenarien simuliert, um so den netzstützenden Einfluss der verschiedenen Netzknoten bzw. der daran angeschlossenen Anlagen festzustellen. Tatsächlich sei also die Kenntnis der freien Kapazität einer einzelnen Anlage für die Ermittlung der netzstützenden Wirkung und damit auch für die Aufstellung der Merit Order nicht erforderlich. Insofern stelle es auch keinen Widerspruch dar, dass Restriktionen anlagenscharf zu melden seien. Dies folge zum einen aus dem Umstand, dass die nach der Festlegung beachtlichen Restriktionen in der Regel anlagenspezifisch seien (z.B. emissionsrechtliche Beschränkungen, Prozessdampf etc.). Die anlagenbezogene Mitteilung ermögliche es dem Übertragungsnetzbetreiber diese nachzuvollziehen und ggfs. zu überprüfen. Zum anderen sei die anlagenbezogene Kenntnis der Indisponibilitäten erforderlich, damit der Übertragungsnetzbetreiber dies bei einer ggf. erforderlichen Anweisung zum Redispatch berücksichtigen könne.
Darüber hinaus stehe die Vorgabe zur Bestimmung der Merit Order nicht im Widerspruch zu den weiteren Regelungen bezüglich der Bestimmung des Adressaten einer Anweisung zur Wirkleistungsanpassung in Tenorziffer 3. Der jeweilige Übertragungsnetzbetreiber sei aufgrund der Regelungen in der Lage, den in der konkreten Situation richtigen Adressaten der Anweisung zur Wirkleistungsanpassung zu bestimmen. Dies erfolge in zwei Schritten: Zunächst sei im Rahmen einer anlagenscharfen Reihung die Anlage zu ermitteln, die technisch geeignet sei, die Gefährdung oder Störung des Elektrizitätsversorgungssystems zu beseitigen und gleichzeitig unter volkswirtschaftlichen Gesichtspunkten effizient sei. Die konkrete Anweisung zur Wirkleistungsanpassung sei in einem zweiten Schritt an den Betreiber der „Platz-1-Anlage“ zu richten, jedoch nicht auf Umsetzung der Maßnahme durch diese konkrete Anlage, sondern hinsichtlich sämtlicher, von ihm an dem fraglichen Netzknoten angeschlossenen Anlagen, um dem Anlagenbetreiber ein gewisses Maß an Flexibilität einzuräumen. Die getroffenen Regelungen führten somit bei gleicher Wirkung für die Systemsicherheit zu einem milderen Eingriff in die Fahrplanhoheit der Anlagenbetreiber, als eine anlagenscharfe Anweisung. Die Unkenntnis darüber, welche Anlage der Betreiber letztlich zur Umsetzung der Anweisung einsetze, stehe der Aufstellung der Merit Order erkennbar nicht entgegen.
Entgegen der Ansicht der Betroffenen sei die in Tenorziffer 3 Satz 2 der streitgegenständlichen Festlegung vorgesehene Befugnis der Übertragungsnetzbetreiber zur Anweisung eines Wirkleistungsbezugs von § 13 Abs. 1a EnWG gedeckt. Es handele sich lediglich um eine Klarstellung, die – auf Wunsch verschiedener am Festlegungsverfahren Beteiligter – in den Tenor aufgenommen worden sei, um Missverständnissen und Wertungswidersprüchen bei der späteren Durchführung von Eingriffen zur Wirkleistungsanpassung vorzubeugen. Die Möglichkeit zur Anweisung eines Wirkleistungsbezugs ergebe sich unmittelbar aus § 13 Abs. 1a EnWG. Der Wortlaut der Norm enthalte zwar nur den Begriff der „Einspeisung“. Allerdings seien Speicheranlagen ohne jedwede Beschränkung auf eine ihrer möglichen Einsatzmöglichkeiten explizit in den Adressatenkreis der Regelung aufgenommen worden. Dies sei gerade als Bezugnahme auf ihre besondere, diese von anderen Erzeugungsanlagen unterscheidende Fähigkeit zum Speichern von Energie durch den Bezug und die Umwandlung derselben in Lageenergie zu sehen. Andernfalls wäre die Nennung von Speicheranlagen redundant, da diese bereits von „Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie“ erfasst seien. Insofern hätte es keiner expliziten Nennung bedurft. Dies spreche dafür, dass Speicheranlagen sowohl zur Erhöhung ihrer Wirkleistungseinspeisung, als auch zur Reduzierung derselben bis hin in den negativen Bereich und damit zum Wirkleistungsbezug angewiesen werden könnten.
Dies entspreche darüber hinaus dem Sinn und Zweck der Regelung. Die Befugnis der Übertragungsnetzbetreiber zur Anweisung von Redispatch-Maßnahmen diene der Erweiterung der zur Verfügung stehenden Instrumente zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität. Die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems sei letztlich das zentrale Schutzgut des § 13 EnWG. Wenn daher bei einem Engpass ohnehin eine Erhöhung und eine Absenkung der Wirkleistungseinspeisung erforderlich sei, um die Systemstabilität aufrecht zu erhalten, sei nicht ersichtlich, warum dabei nicht auf die technische Möglichkeit von Speicheranlagen, Wirkleistung zu beziehen, zurückgegriffen werden sollte, sofern dies die effektivste Möglichkeit zur Beseitigung des akuten Engpasses darstelle. Dabei sei zu berücksichtigen, dass es in der Zeit vor der Festlegung der Praxis entsprochen habe, dass sich auch Speicheranlagen im Pumpbetrieb an Redispatch-Maßnahmen beteiligten.
Die Einbeziehung von KWK-Anlagen durch Tenorziffer 2 Satz 2 in den Anwendungsbereich der Festlegung stelle keinen Verstoß gegen den Einspeisevorrang von KWK-Anlagen dar. Der Einspeisevorrang des § 4 Abs. 1 KWKG erfasse ausschließlich KWK-Strom i.S.d. § 3 Abs. 4 KWKG, also die Strommenge, die an die Nutzwärmeerzeugung gekoppelt sei. Auch § 13 Abs. 2a EnWG beziehe sich ausschließlich auf diese Strommenge. Der konventionell erzeugte Kondensationsstromanteil falle nicht unter den Einspeisevorrang. Der Anwendungsbereich der Festlegung sei entsprechend auf den konventionellen, nicht durch § 4 Abs. 1 KWK und § 13 Abs.2a EnWG privilegierten Kondensationsstromanteil beschränkt.
Es sei kein Sachgrund erkennbar, warum eine KWK-Anlage, soweit sie konventionell Strom erzeuge, nicht für Redispatch-Anweisungen zur Verfügung stehen sollten. Unter dem Aspekt der Gleichbehandlung gehörten KWK-Anlagen zum möglichen Adressatenkreis einer Anweisung zur Durchführung von Maßnahmen zur Wirkleistungsanpassung. Die Anteile von KWK-Strom und Kondensationsstrom seien – auch nach dem Vortrag der Betroffenen - anhand einer Prognose möglich. Die entsprechenden Leistungsscheiben seien bei der Aufstellung der Merit Order einzubeziehen. Der gesetzliche Einspeisevorrang von KWK-Anlagen werde dadurch nicht verletzt.
Die Festlegung verstoße auch nicht gegen den Einspeisevorrang für Strom aus Erneuerbaren Energien gemäß § 8 Abs. 1 EEG, da EEG-Anlagen aufgrund ihres Einspeisevorrangs gerade nicht vom Anwendungsbereich der angegriffenen Festlegung erfasst seien. Innerhalb der Vorschrift des § 13 EnWG sichere Abs. 2a das EE- und KWK-Vorrangprinzip. Entsprechende Anlagen nähmen danach nur in Ausnahmesituationen an Maßnahmen zur Gewährleistung bzw. Wiederherstellung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems teil. Der in Abs. 1a genannte Adressatenkreis sei insofern – das verkenne die Betroffene – eingeschränkt. Die Privilegierung von EEG- und KWK-Anlagen habe sie in der Festlegung berücksichtigt (Tenorziffer 2 Satz 2, Beschlussbegründung S. 36f.). Vor diesem Hintergrund fehle für den hilfsweise gestellten Feststellungsantrag bereits das Feststellungsinteresse.
Die Festlegung sei hinreichend bestimmt i.S.d. § 37 Abs. 1 VwVfG. Sie richte sich ausschließlich an Marktteilnehmer, die den Regelungsgegenstand der Festlegung aufgrund ihrer Sachkenntnis und Erfahrung selbstverständlich genau kennen.
Auch die Bezugnahme auf den Netzknoten sei nicht mehrdeutig, sondern hinreichend bestimmt. Der netzknotenbezogenen Anweisung nach Ziffer 3 Satz 3 habe die Überlegung zugrunde gelegen, dem angewiesenen Betreiber bei der Umsetzung der Redispatch-Maßnahme möglichst viel Flexibilität einzuräumen, indem er das Recht zur Auswahl der konkret eingesetzten Anlage erhalte. Um innerhalb der Regelungen der Festlegung konsistent zu bleiben, sei eine entsprechende Bezugnahme auf den Netzknoten ebenfalls bei der Regelung der grundsätzlich von der Festlegung erfassten Anlagen in Ziffer 2 Satz 3 eingefügt. Auch wenn verschiedene situationsspezifische Netzknotenbegriffe existierten, sei die im Rahmen der streitgegenständlichen Festlegung maßgebliche Definition des „Netzknotens“ zweifelsfrei bestimmbar. Die angegriffene Festlegung erfasse Betreiber von Erzeugungs- und Speicheranlagen, die an das Hoch- und Höchstspannungsnetz angeschlossen seien. Im Kontext der Festlegung könne es sich bei einem Netzknoten folglich allein um den Anschlusspunkt dieser Anlagen an das Elektrizitätsversorgungsnetz handeln. Innerhalb der Begründung der Festlegung würden auch die Begriffe „Netzanschlusspunkt“ und „Anschlusspunkt“ verwendet.
Auch die jeweiligen Regelungen zur Freistellung bestimmter Leistungsscheiben von Erzeugungsanlagen von der Teilnahme an Wirkleistungsanpassungen seien hinreichend bestimmt. Sie würden insbesondere durch umfangreiche und eindeutige Ausführungen in der Begründung der angegriffenen Festlegung ergänzt. Insofern werde auf die Ziffern 3 Satz 5, 8 Satz 5 und 10 der angegriffenen Festlegung sowie die zugehörigen Erläuterungen verwiesen. Danach führten wirtschaftliche Beschränkungen von Anlagen nicht zu deren Freistellung von der Teilnahme an Redispatch-Maßnahmen. Eine unklare Lage bestehe diesbezüglich nicht. Im Hinblick auf den Sinn und Zweck einer Anweisung zur Wirkleistungsanpassung sei eine solche Freistellung auch nicht geboten. Die Systemsicherheit und –zuverlässigkeit gehe privatwirtschaftlichen Interessen der Anlagenbetreiber vor. Diesen werde hinreichend durch die netzknotenbezogene Anweisung Rechnung getragen.
Es bestünden auch keine Unsicherheiten hinsichtlich der in Ziffer 8 geregelten Meldepflichten der Anlagenbetreiber. Diese hätten dem Übertragungsnetzbetreiber freie Leistungsscheiben bezogen auf die Gesamtheit der von ihnen betriebenen Anlagen an einem Netzknoten zu melden. Nach den Ziffern 3, 8 und 10 freigestellte Leistungsscheiben könnten im Bedarfsfall nicht zur Wirkleistungsanpassung herangezogen werden und seien folglich auch nicht als „frei“ zu melden. Die Meldung freier Leistungsscheiben und des Lastgangs der Kraftwerke eines Betreibers ermögliche es dem Übertragungsnetzbetreiber eine konkrete, auf die Aufrechterhaltung bzw. Wiederherstellung der Systemstabilität gerichtete Anweisung zur Durchführung von Redispatch auszusprechen. Dieser müsse sich auf die ihm vorliegenden Informationen und Daten verlassen können. Insofern seien abgegebene Meldungen selbstverständlich verbindlich. Dies ergebt sich schon aus der Pflicht, Veränderungen der gemeldeten Werte unverzüglich anzuzeigen (Ziffer 8 Satz 3). Trotz der grundsätzlichen Bindung des Anlagenbetreibers an seine Meldung könne er nicht zu einer Maßnahme verpflichtet werden, die ihm aufgrund kurzfristig aufgetretener Restriktionen unmöglich sei. Die entsprechenden Restriktionen seien zu beachten, auch wenn eine Anweisung zur Wirkleistungseinspeisung bereits ausgesprochen worden sei. Dies ergebe sich bereits aus dem Umstand, dass es sich bei den nach der Festlegung berücksichtigungsfähigen Indisponibilitäten nicht um Faktoren handele, die der Anlagenbetreiber in freier unternehmerischer Entscheidung bestimme. Vielmehr handele es sich um Umstände, die entweder von außen oder von der Technik der betreffenden Anlage vorgegeben würden und denen sich der Anlagenbetreiber nicht entziehen könne. Es bestehe daher zu jeder Zeit ein Verfügbarkeitsrisiko.
Sie habe das ihr hinsichtlich der inhaltlichen Ausgestaltung der Festlegung eingeräumte Ermessen fehlerfrei ausgeübt. Insbesondere habe sie ein marktmäßiges Verfahren zu Recht abgelehnt. Sie habe sich dabei nicht allein auf die Aussage eines Kraftwerksbetreibers verlassen. Anders als bei den übrigen marktbezogenen Maßnahmen des § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG bestehe für die erforderlichen Redispatch-Kapazitäten kein Markt. Dem stehe schon der netztopologisch lokale Charakter auftretender Engpässe oder Gefährdungen der Spannungshaltung entgegen. Beleg für den fehlenden Markt sei die Reservekraftwerksverordnung vom 27.06.2013. Der lokale Charakter der auftretenden Engpässe sei derart dominierend, dass sogar die Stilllegung von Erzeugungsanlagen untersagt werden müsse, um die Systemstabilität gewährleisten zu können. Zudem sei zu beachten, dass die seitens des Gesetzgebers gewählte Ausgestaltung des § 13 Abs. 1a EnWG als Anweisungsrecht der Übertragungsnetzbetreiber ebenfalls gegen eine marktmäßige Beschaffung von Redispatch-Leistungen spreche.
Die von ihr gewählte Ausgestaltung der Rahmenbedingungen stelle auch keine unzulässige Ausdehnung der Regulierung auf den Bereich der Stromerzeugung dar. Die Befugnis zur verbindlichen Anweisung einer Wirkleistungsanpassung folge nicht erst aus der Festlegung, sondern sei bereits vom Gesetzgeber mit der Einführung des § 13 Abs. 1a EnWG auf die Übertragungsnetzbetreiber übertragen worden. Die streitgegenständliche Festlegung gestalte diesen gesetzlich vorgesehenen Eingriff lediglich aus.
Die Festlegung sei geeignet, Gefahren oder Störungen für die Sicherheit oder Zuverlässigkeit von Elektrizitätsversorgungssystemen effizient zu beseitigen.
Die Regelung zur Aufstellung der Einsatzreihenfolge sei gleichfalls geeignet. Der gegenteilige Vortrag der Betroffenen greife nicht die grundsätzliche Vorgehensweise der Quotientenbildung an, sondern die Tatsache, dass die konkret seitens des Übertragungsnetzbetreibers ermittelte Merit Order nicht von den betroffenen Anlagenbetreibern oder der Bundesnetzagentur überprüft werden könne. Für ein diskriminierendes Vorgehen der Übertragungsnetzbetreiber bestünden jedoch keine Anhaltspunkte. Sollten sich entsprechende Verdachtsmomente ergeben, werde sie selbstverständlich ihren Pflichten als Regulierungsbehörde nachkommen und diese aufklären. Sie treffe zahlreiche regulatorische Vorgaben, die sie im Einzelnen nicht laufend überwachen könne und müsse. Eine Unverhältnismäßigkeit der Maßnahmen könne daraus nicht abgeleitet werden.
Etwas anderes ergebe sich auch nicht daraus, dass einzelnen Anlagenbetreiber ihre Platzierung sowie die der anderen Betreiber nicht nachrechnen könnten, da ihnen die entsprechenden Informationen und Werte fehlen. An einer Offenlegung der Rechengrößen werde jedoch weder die Betroffene, noch die übrigen Anlagenbetreiber ein Interesse haben. Schließlich handele es sich dabei um sensible, wettbewerbsrelevante Unternehmensdaten, an deren Geheimhaltung wohl sämtlichen Marktteilnehmern gelegen sei. Eine alternative Vorgehensweise zur Bestimmung der Einsatzreihenfolge, die in einer netzkritischen Situation ebenso praktikabel sei und gleichzeitig die Interessen der beteiligten Parteien ausreichend berücksichtige, sei insofern nicht ersichtlich und werde auch seitens der Betroffenen nicht vorgetragen. Die Bildung des die Quotienten aus netzstützender Wirkung und zu entrichtender Vergütung sei eine diskriminierungsfreie, objektive und eindeutige Methode zur Ermittlung der Einsatzreihenfolge.
Die Festlegung sei auch erforderlich. Ein in jeder Hinsicht gleich geeignetes, aber milderes Mittel um das erstrebte Ziel zu erreichen, bestehe nicht.
Um eine schnelle Reaktion auf Engpässe und Spannungsprobleme sowie eine effektive Durchführung von Wirkleistungsanpassungen zu ermöglichen, sei es erforderlich, den betroffenen Anlagenbetreibern die in Ziffer 8 der angegriffenen Festlegung geregelten Meldepflichten aufzuerlegen. Ohne die Kenntnis freier Leistungsscheiben und des Lastgangs der Kraftwerke eines Betreibers sei dem Übertragungsnetzbetreiber eine konkrete, auf die Aufrechterhaltung bzw. Wiederherstellung der Systemstabilität gerichtete Anweisung zur Durchführung von Redispatch unmöglich. Es sei daher zwingend erforderlich, dass ihm die entsprechenden Informationen im Bedarfsfall vorlägen. Weniger weitgehende Mitteilungspflichten wären nicht in jeder Hinsicht gleich gut geeignet, den Festlegungszweck zu erfüllen. Eine erst im akuten Bedarfsfall beginnende Abfrage freier Leistungsscheiben würde zu einem Zeitverzug führen, der einer zügigen und zielgerichteten Wirkleistungsanpassung entgegen stehe und schlimmstenfalls zu einer Eskalation der kritischen Netzsituation führe. Aus diesem Grund komme eine situationsbedingte Nachfrage durch den jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber auch nicht gegenüber Betreibern von KWK-Anlagen in Betracht. Auch sei ihr ein höherer Aufwand für KWK-Anlagenbetreiber nicht bekannt. Im Rahmen des Festlegungsverfahrens sei hierzu nichts vorgetragen worden. KWK-Anlagenbetreiber obläge schließlich die Pflicht zur Fahrplananmeldung beim Übertragungsnetzbetreiber über den jeweiligen Bilanzkreisverantwortlichen sowie zur Mitteilung von Fahrplanänderungen. Insofern müsse eine Einsatzplanung auch für KWK-Anlagen erfolgen. Im Übrigen treffe die Pflicht zur laufenden Aktualisierung sämtliche von der Festlegung adressierten Anlagenbetreiber gleichermaßen. Eine besondere Belastung für Betreiber von KWK-Anlagen sei nicht ersichtlich.
Die Festlegung sei auch verhältnismäßig im engeren Sinne. Die Sicherheit der Energieversorgung sei ein Gemeinschaftsinteresse höchsten Ranges. Zögerliche oder ineffiziente Maßnahmen könnten in einer Engpasssituation zur Verletzung des n-1- Prinzips oder in der Folge letztlich sogar zum Schwarzfall des Übertragungsnetzes und damit zu unabsehbaren europaweiten Schäden führen.
Die Unbeachtlichkeit wirtschaftlicher Restriktionen sei mit dem Verhältnismäßigkeitsgrundsatz vereinbar. Die genehmigungsrechtliche Vorgabe der Betriebsstundenbegrenzung von x Stunden für das von der Betroffenen betriebene Heizkraftwerk L. stelle eine nach der angegriffenen Festlegung beachtliche Restriktion der Anlage dar. Zur Absicherung des Wärmebedarfs im Winterhalbjahr könne die Betroffene angesichts der sehr geringen Jahresbetriebsstundenzahl schon vor Erreichen der maximal zulässigen Betriebsstunden davon absehen, freie Leistungsscheiben an den Übertragungsnetzbetreiber zu melden. Die seitens der Betroffenen befürchteten Nachteile bestünden somit nicht.
Die Festlegung verstoße darüber hinaus nicht gegen Grundrechte. Eine Verletzung von Art. 12 GG sei fernliegend. Da die Sicherheit der Energieversorgung ein absolutes Gemeinschaftsgut darstelle, könne an einer Rechtfertigung des Eingriffs kein Zweifel bestehen. Dies gelte umso mehr, als die Betroffenen auch ohne die Festlegung durch die Übertragungsnetzbetreiber unmittelbar aus § 13 Abs. 1a EnWG zur Redispatch-Maßnahmen herangezogen werden könnten. Der durch § 13 Abs.1a EnWG bewirkte Eingriff in die Berufsausübungsfreiheit zur Gewährleistung der Sicherheit des Elektrizitätsversorgungsnetzes diene zugleich auch dem Zweck, den Anlagenbetreibern die Berufsausübung weiterhin zu ermöglichen. Die Verhältnismäßigkeit eines Eingriffs in Art. 12 GG könne jedenfalls durch eine Kostenerstattungsregel gewährleistet werden. Eine solche sei Gegenstand des Parallelverfahrens zur Festlegung der BK 8. Die Frage, ob die Vergütung unzureichend sei, sei für das vorliegende Verfahren jedoch irrelevant.
Eine ungerechtfertigte Diskriminierung durch den Auswahlmechanismus (Tenorziffer 4) sei nicht erkennbar. Dass bestimmte Erzeugungsanlagen häufiger zu Redispatch herangezogen würden als andere, stelle eine gerechtfertigte Ungleichbehandlung und damit keinen Verstoß gegen Art. 3 GG dar. Die unterschiedliche Häufigkeit der Heranziehung sei dadurch bedingt, dass aufgrund des netztopologisch lokalen Charakters der netztechnischen Probleme für die effektive Störungsbeseitigung tatsächlich meist nur wenige Netzknoten in Betracht kämen. Erzeugungsanlagen an räumlich weiter vom Netzengpass entfernt liegenden Netzknoten könnten aus technischen Gründen nicht in annähernd gleich effektiver Weise zur Beseitigung der Netzstörung beitragen. Die netzstützende Wirkung sei somit maßgeblicher Faktor. Die Regelung sei folglich diskriminierungsfrei, weil sie allein auf die technische Notwendigkeit zur Durchführung einer Wirkleistungsanpassung wegen einer Störung des Übertragungsnetzes und damit auf einen aus den tatsächlichen Gegebenheiten folgenden Sachgrund abstelle.
Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstandes wird auf die zu den Akten gereichten Schriftsätze mit Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang und das Protokoll der Senatssitzung Bezug genommen.

Entscheidungsgründe:
Die zulässige Beschwerde hat in der Sache aus den mit den Verfahrensbeteiligten in der Senatssitzung erörterten Gründen hinsichtlich des als Hauptantrag gestellten Anfechtungsantrags Erfolg. Die Festlegung ist rechtswidrig und die Betroffene dadurch in ihren Rechten verletzt. Auf die hilfsweise zum Anfechtungsantrag gestellten Feststellungsanträge kommt es daher nicht an.
I.
Die form- und fristgerecht eingelegte und begründete Beschwerde ist zulässig, ins-
besondere ist sie als Anfechtungsbeschwerde statthaft, §§ 83 Abs. 2 Satz 1, 75 Abs. 1, 78 Abs. 1 EnWG.
Die Betroffene ist gemäß §§ 75 Abs. 2, 66 Abs. 2 Nr. 2 als Adressatin der Festlegung auch beschwerdebefugt.
II.
Die Beschwerde ist begründet. Die Festlegung ist hinsichtlich der Tenorziffern 2 Satz 3 (netzknotenbezogene Nennwertgrenze) und 3 Satz 2 (Wirkleistungsbezug durch Speicheranlagen) materiell rechtswidrig. Im Übrigen sind die Regelungen der Festlegung nicht zu beanstanden. Da die Festlegung inhaltlich nicht teilbar ist, ist sie jedoch insgesamt aufzuheben.
1. Ermächtigungsgrundlage
Die Bundesnetzagentur war gemäß § 13 Abs. 1a EnWG grundsätzlich zum Erlass der streitgegenständlichen Festlegung ermächtigt. Die Tenorziffern 2 Satz 3 und 3 Satz 2 sind jedoch von dieser Ermächtigungsgrundlage nicht mehr gedeckt. Die gegen weitere Tenorziffern unter dem Gesichtspunkt der fehlenden Ermächtigungsgrundlage erhobenen Rügen der Betroffenen sind allerdings unbegründet.
1.1. Voraussetzungen
Aufgrund des mit Wirkung zum 04.08.2011 neu in das Energiewirtschaftsgesetz eingefügten § 13 Abs. 1a EnWG sind Betreiber von Anlagen zur Speicherung und zur Erzeugung von elektrischer Energie mit einer näher bestimmten Nennleistung im Falle der Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems kraft Gesetzes verpflichtet, auf Anforderung durch den jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber gegen angemessene Vergütung die Wirkleistungs- oder Blindleistungseinspeisung anzupassen. Nach der bis zum 27.12.2012 geltenden Fassung bezog sich diese Verpflichtung ursprünglich auf Betreiber von Erzeugungsanlagen und Speichern mit einer Nennleistung ab 50 MW und einer Spannung von mindestens 110 kV. Durch das dritte Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftlicher Vorschriften vom 20.12.2012 ist der Anwendungsbereich von Absatz 1a dahingehend ausgeweitet worden, dass mit Wirkung ab dem 28.12.2012 Anlagen zur Speicherung und zur Erzeugung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 10 MW zur Anpassung verpflichtet sind. Die Ausweitung ist bis zum 31.12.2017 befristet (vgl. Art. 2 Nr. 3 i.V.m. Art. 8 Abs. 2 des Dritten Gesetzes zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 20.12.2012, BGBl. I. S. 2743).
Schon vor der Einfügung des Abs. 1a in § 13 EnWG standen den Übertragungsnetzbetreibern gemäß § 13 EnWG ein Stufensystem von Maßnahmen im Netz und gegenüber Netznutzern auf Erzeuger- und Verbraucherseite zu (BT-Drs. 15/3917 vom 14.10.2004, S. 57), um die ihnen nach §§ 12, 13 EnWG übertragene Systemverantwortung ausüben zu können. Ist die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in ihrer Regelzone gefährdet oder gestört, sind sie gemäß § 13 Abs. 1 Satz 1 EnWG auf einer ersten Stufe berechtigt und verpflichtet, netzbezogene (Nr. 1) oder marktbezogene (Nr. 2) Maßnahmen zu ergreifen. Netzbezogene Maßnahmen iSv. § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EnWG betreffen lediglich den technischen Netzbetrieb ohne Kosten und Beeinträchtigungen von Netznutzern zu verursachen (Bourwieg in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 2. Aufl., § 13 RN 12; König in: BerlKommEnR, 3. Aufl., § 13 RN 15 m.w.N.), wie beispielsweise die Beeinflussung der Lastflüsse im Netz durch Schaltungen sowie die Ausnutzung betrieblich zulässiger Toleranzbänder (vgl. TransmissionCode 2007, Anhang A 1. S.1). Marktbezogene Maßnahmen iSv. § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG sind solche, die die Netznutzer mit einbeziehen und regelmäßig auf der Grundlage entsprechender vertraglicher Vereinbarungen gegen Vergütung getroffen werden (Bourwieg in: Britz/Hellermann/Hermes, a.a.O., § 13 RN 13, König in: BerlKommEnR, a.a.O., § 13 RN 21 m.w.N). Dazu gehört auch der Redispatch von Erzeugungsanlagen. In der Vergangenheit erfolgten Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG aufgrund freiwilliger Vereinbarungen zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Kraftwerksbetreibern.
Reichen netz- und marktbezogene Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 und 2 EnWG nicht aus, um eine Gefährdungs- oder Störungssituation rechtzeitig und vollständig abzuwenden, sind die Übertragungsnetzbetreiber auf einer zweiten Stufe berechtigt und verpflichtet, auf gesetzlicher Grundlage sogenannte Notfallmaßnahmen gemäß § 13 Abs. 2 EnWG zu ergreifen (vgl. BT-Drs. 15/3917, S. 57), indem sie sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anpassen oder diese Anpassung verlangen. Gemäß § 13 Abs. 2a Satz 1 EnWG müssen die Übertragungsnetzbetreiber bei Maßnahmen gemäß Abs. 1, Abs. 1a und Absatz 2 die Verpflichtungen nach § 8 Abs. 1 EEG und § 4 Abs. 1, Abs. 2 Satz 2 KWKG einhalten (sog. EE-/KWK-Vorrangprinzip).
Zur Einführung des § 13 Abs. 1a EnWG sah sich der Gesetzgeber deshalb veranlasst, weil entsprechende Befugnisse der Übertragungsnetzbetreiber zur Wirkleistungsanpassung in der Vergangenheit teilweise von Kraftwerksbetreibern entweder in Frage gestellt oder die Wirk- und Blindleistungserzeugung von der Kostenerstattung abhängig gemacht wurde oder einzelne Kraftwerksbetreiber an Maßnahmen wie dem Redispatch gar nicht mitwirkten. Der neu eingefügte Absatz 1a sollte daher nach den Ausführungen des Gesetzgebers einen Ausgleich zwischen den wechselseitigen Interessen schaffen, indem Anpassungsbefugnisse gegenüber größeren Kraftwerken gegen Zahlung einer angemessenen Vergütung unmittelbar gesetzlich vorgegeben werden (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71).
§ 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG ermächtigt die Regulierungsbehörde, Festlegungen zu treffen zur Konkretisierung des Adressatenkreises der Regelung in § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG, zu erforderlichen technischen Anforderungen, die gegenüber den Betreibern betroffener Erzeugungsanlagen aufzustellen sind, zu Methodik und Datenformat der Anforderung durch den Betreiber von Übertragungsnetzen sowie zu Kriterien für die Bestimmung der angemessenen Vergütung.
Von dieser Ermächtigung hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur durch die angegriffene Festlegung vom 30.10.2012 (BK6-11/098) Gebrauch gemacht.
1.2. Tenorziffer 2 Satz 3
Die Regelung in Tenorziffer 2 Satz 3 der Festlegung ist jedoch nicht von der Ermächtigung gemäß § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG gedeckt und daher rechtswidrig. Zwar ist die Bundesnetzagentur gemäß § 13 Abs. 1a Satz 3, 1. Alt. EnWG grundsätzlich zur Konkretisierung des Adressatenkreises berechtigt. Die Tenorziffer 2 regelt auch den Adressatenkreis. Die Betroffene rügt aber zu Recht, dass die Regelung den Adressatenkreis durch die netzknotenbezogene Betrachtungsweise entgegen der Vorgaben in § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG unzulässig erweitert.
Nach Tenorziffer 2 Satz 1 der Festlegung erstreckt sich die Verpflichtung, sich der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung durch die Übertragungsnetzbetreiber zu unterwerfen, auf alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie mit einer elektrischen Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW. Maßgeblich ist nach Tenorziffer 2 Satz 3 der Festlegung die Summe der Netto-Nennwirkleistungen aller an einem Netzknoten, also demselben Netzanschlusspunkt (siehe nachfolgende Ausführungen unter Ziffer 2.1.1.) angeschlossenen Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie eines Betreibers. Dadurch werden aber auch Anlagen verpflichtet, die für sich gesehen unter der Nennwertgrenze von 50 MW liegen. Wie sich in der mündlichen Verhandlung vom 21.01.2015 ergeben hat, rechnen mehrere Kraftwerksbetreiber, die kleinere Anlagen als 50 MW an einem Netzknoten betreiben, mit der Heranziehung ihrer Anlagen oder sind sogar schon konkret vom Übertragungsnetzbetreiber angesprochen worden. § 13 Abs. 1a EnWG unterwirft dem Redispatch jedoch nur Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie und Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie - zum Zeitpunkt des Erlasses der Festlegung - mit einer Nennleistung von ursprünglich 50 MW. Zwar ist seit dem Inkrafttreten des dritten Gesetzes zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften (BGBl. 2012, I, S. 2743f.) am 28.12.2012 die Nennleistungsgrenze auf 10 MW herabgesetzt worden, so dass zumindest ab diesem Zeitpunkt die Einbeziehung von Anlagen ab 10 MW nach § 13 Abs.1a EnWG zulässig wäre. Allerdings werden durch die netzknotenbezogene Regelung auch Anlagen mit einer Nennleistung unter 10 MW erfasst. Die netzknotenbezogene Betrachtungsweise der Bundesnetzagentur ist im Gesetz nicht vorgesehen. Die Mindestnennleistungsgrenze von ursprünglich 50 MW (jetzt 10 MW) des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG bezieht sich nicht auf die addierte Nennwirkleistung aller an einem Netzknoten angeschlossener Anlagen eines Betreibers, sondern auf die jeweiligen Einzelanlagen (Erzeugungseinheit). Dies ergibt die Auslegung der Vorschrift nach Wortlaut, Gesetzesbegründung, Systematik und Sinn und Zweck.
Dem Wortlaut der Vorschrift lässt sich nicht entnehmen, dass sich die Mindestnennleistungsgrenze auf alle in der Verantwortung eines Betreibers stehenden Anlagen an einem Netzknoten bezieht. Der Begriff des Netzknotens wird ebenso wenig genannt wie die Formulierung „Anlagen mit einer Nennleistung von insgesamt 50 MW“. Auch aus der Verwendung des Wortes „Anlagen“ im Plural folgt nicht, dass der Gesetzgeber auf eine netzknotenbezogene Betrachtung der Mindestnennleistungsgrenze abstellen wollte. Die Verwendung des Plurals macht lediglich deutlich, dass alle Anlagenbetreiber, unabhängig von der Zahl ihrer Anlagen, verpflichtet sind. Die Verwendung des Singulars, wonach „Betreiber einer Anlage zur Speicherung von elektrischer Energie und einer Anlage zur Erzeugung von elektrischer Energie“ zum Redispatch verpflichtet sind, hätte demgegenüber zu Unklarheiten über den Umfang der Verpflichtung geführt (nur Betreiber mit einer einzigen Anlage). Dass der Verwendung des Plurals nicht die von der Bundesnetzagentur beigemessene Bedeutung zukommt, zeigt sich auch daran, dass im weiteren Verlauf des Satzes 1 auf „die Erzeugungsanlage“ im Singular abgestellt wird („in Abstimmung mit dem Betreiber desjenigen Netzes, in das die Erzeugungsanlage eingebunden ist“). Ansonsten hätte es heißen müssen „in das die Erzeugungsanlagen eines Betreibers eingebunden sind“. Damit spricht schon der Wortlaut dafür, dass bei der Mindestnennwertgrenze auf die einzelne Anlage (Erzeugungseinheit) abzustellen ist. Auch die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur ist im Verwaltungsverfahren zunächst nicht von einem netzknotenbezogenen Verständnis des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG ausgegangen, sondern hat in ihrem Eckpunktepapier vom 06.01.2012 (Bl. 496ff, 498 VV) „alle Blöcke von Erzeugungs- und Speicheranlagen mit einer elektrischen Nennleistung ab 50 MW“ als verpflichtet angesehen. Erst auf Anregung einzelner Netzbetreiber (W. AG, Bl. 803f. VV, Y., Bl. 857f. VV) hat die Bundesnetzagentur eine netzknotenbezogene Betrachtungsweise favorisiert.
Die Gesetzesmaterialien sprechen ebenfalls dafür, dass sich die Nennleistungsgrenze auf die jeweilige Anlage und nicht auf sämtliche Anlagen eines Betreibers an einem Netzknoten bezieht. Nach der Gesetzesbegründung schafft der neu eingeführte Absatz 1a einen Ausgleich zwischen den wechselseitigen Interessen, indem Anpassungsbefugnisse „gegenüber größeren Kraftwerken“ gegen Zahlung einer angemessenen Vergütung unmittelbar gesetzlich vorgegeben werden (BT-Drs. 17/6072, S. 71). Verpflichtet werden sollen danach nur „größere Kraftwerke“. Diese Vorgabe steht jedoch einer netzknotenbezogenen Betrachtung entgegen, da diese auch die Verpflichtung kleinerer Kraftwerke zur Folge hätte. Dass kleinere Anlagen zunächst nicht einbezogen werden sollten, zeigt aber auch die Absenkung der Leistungsgrenze von 50 MW auf 10 MW durch das dritte Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften (BGBl. 2012, I, S. 2743f.). Wäre der Gesetzgeber von einem netzknotenbezogenen Verständnis ausgegangen, wären Anlagen unterhalb der 50 MW-Grenze, soweit sie an einem Netzknoten liegen, von der ursprünglichen Regelung bereits erfasst gewesen. Die Begründung der Gesetzesänderung enthält jedoch keinerlei Hinweise darauf, dass der Gesetzgeber mit der Absenkung nun zusätzlich diejenigen Anlagen erfassen wollte, die nicht schon ohnehin über den Netzknoten verpflichtet waren. Er führt lediglich aus, dass die Leistungsgrenze zur Bestimmung der betroffenen Kraftwerke von 50 auf 10 Megawatt gesenkt würde, weil die Erfahrungen im Umgang mit Versorgungsengpässen im Winter 2011/12 gezeigt hätten, dass auch diese Kraftwerke mit geringerer Leistung entscheidenden Einfluss auf den Erhalt der Systemstabilität haben könnten. Vor diesem Hintergrund erschien ihm eine Absenkung des Schwellenwertes und damit eine Ausweitung des Kreises der potentiell Verpflichteten zielführend (BT-Drs. 17/11705, S. 50). Dass der Gesetzgeber wie schon in der Begründung zur vorherigen Fassung erneut von „Kraftwerken“ („betroffenen Kraftwerke“, “diese Kraftwerke mit geringerer Leistung“) spricht, belegt vielmehr, dass hinsichtlich der Nennwertleistungsgrenze auf das einzelne Kraftwerk und nicht auf die Gesamtheit der an einem Netzknoten befindlichen Kraftwerke eines Betreibers abzustellen ist.
Die Gesetzesänderung und ihre Begründung ist im Rahmen der Auslegung des § 13 Abs. 1a EnWG auch nicht irrelevant. Etwas anderes lässt sich insbesondere nicht den Ausführungen des Senats im Beschluss vom 18.12.2013, VI-3 Kart 92/09 (V), entnehmen, wonach die Erwägungen in der Begründung einer Gesetzesänderung als nachgeschobene Rechtsauffassung im Rahmen der genetischen Auslegung zur Ermittlung des vom Gesetzgeber zuvor Gewollten nicht maßgebend sind. Anders als bei der Verordnungsänderung des § 15 Abs. 1 Satz 1 ARegV (BR-Drs. 447/13 vom 05.07.2013, S. 28), auf die sich der Senatsbeschluss vom 18.12.2013 bezieht, enthält die Begründung der Herabsetzung der Leistungsgrenze in der Bundestags-Drucksache 17/11705 keinerlei ausdrückliche Erwägungen zum Verständnis der bisherigen Regelung. Von einer nachgeschobenen Rechtsauffassung kann daher keine Rede sein.
Auch systematische Erwägungen sprechen dafür, dass der Adressatenkreis i.S.v. § 13 Abs. 1a EnWG nur Betreiber von Anlagen erfasst, die je für sich genommen eine Leistung von 50 MW erreichen und nicht im Wege der Zusammenrechnung sämtlicher an einem Netzknoten angeschlossener Anlagen. Denn an anderen Stellen im Gesetz hat der Gesetzgeber die Zusammenrechnung mehrerer Anlagen ausdrücklich angeordnet. So enthält § 117 a Satz 2 EnWG die Vorgabe, dass Anlagen zur Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie zum Zweck der Ermittlung der elektrischen Leistung im Sinne des Satzes 1 Nr. 1 (bis zu 500 Kilowatt) unter bestimmten Voraussetzungen als eine Anlage gelten. Auch § 117a Satz 5 EnWG enthält eine Zusammenrechnungsklausel bezüglich der elektrischen Leistung mehrerer Anlagen im Sinne des § 3 Nr. 1 EEG bzw. § 3 Abs. 2 KWKG. Ferner ist auch in § 19 Abs. 1 EEG ausdrücklich angeordnet, dass mehrere Anlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen zum Zwecke der Ermittlung der Vergütung unter bestimmten Voraussetzungen als eine Anlage gelten. Daraus kann geschlossen werden, dass der Gesetzgeber eine Zusammenrechnung der Nennleistungen mehrerer Anlagen an einem Netzknoten ebenfalls ausdrücklich angeordnet hätte. Dafür spricht auch § 10 Abs. 1 der Reservekraftwerksverordnung vom 27.06.2013 (ResKVO, BGBl. I S. 1947), in der der Verordnungsgeber im Hinblick auf die Pflichten der Betreiber von Anlagen zur Anzeige einer Stilllegung nach § 13a Abs. 1 EnWG, zur Unterlassung der Stilllegung nach § 13a Absatz 1 Satz 2 und nach § 13a Absatz 3 EnWG, zur Bereithaltung der Anlage nach § 13a Abs. 3 EnWG sowie zur Anpassung der Einspeisung nach § 13 Abs. 1a EnWG ausdrücklich angeordnet hat, dass Anlagen oder Teilkapazitäten von Anlagen eines Betreibers, bei denen die Summe der Nettonennwirkleistungen aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen den jeweiligen Schwellenwert überschreitet, als eine Anlage gelten.
Dass der Verordnungsgeber in der Begründung auf Seite 23 darauf verweist, dass Anlagen oder Teilkapazitäten von Anlagen unterhalb der Nennleistungsschwelle gleichwohl in Summe zu einer Gefährdung der Systemsicherheit führen können und deshalb § 10 Abs. 1 ResKVO festlegt, dass auf die Summe der Netto-Nennwirkleistungen aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen abzustellen ist, lässt entgegen der Ansicht der Bundesnetzagentur keine Rückschlüsse auf das vom Gesetzgeber bei § 13 Abs. 1a EnWG zuvor Gewollte zu. Zum einen handelt es sich nicht um die Erklärung des Gesetzgebers, sondern um die der Bundesregierung, für die sich im Rahmen der Normauslegung des § 13 Abs. 1a EnWG jedoch keinerlei Anhaltspunkte ergeben und die schon von daher unbeachtlich ist. Zum anderen nimmt der Verordnungsgeber nicht etwa auf das sich unmittelbar aus der Norm des § 13 Abs. 1a EnWG ergebende Verständnis Bezug, sondern auf die Definition der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur in der hier streitgegenständlichen Festlegung, die er für die Auslegung der Norm im Rahmen der ResKVO entsprechend anwendbar erklärt. Ergäbe sich die netzknotenbezogene Betrachtung unmittelbar aus § 13 Abs. 1a EnWG, wäre dieser Hinweis – ebenso wie die Anordnung der Fiktion in § 10 Abs. 1 ResKVO - nicht erforderlich gewesen.
Auch nach dem Sinn und Zweck des Schwellenwerts ist hinsichtlich des Nennlei-stungswerts auf das jeweilige Kraftwerk (Erzeugungseinheit) und nicht auf die Summe der an einem Netzknoten angeschlossenen Kraftwerke eines Betreibers abzustellen. Der Gesetzgeber wollte lediglich „größere Kraftwerke“ verpflichten. Die Mindestnennleistungsgrenze hat dabei den Zweck, die betroffenen – größeren - Kraftwerke näher zu bestimmen. Kraftwerke unterhalb der Nennleistungsgrenze von 50 MW hat der Gesetzgeber hingegen zunächst nicht für die Aufrechterhaltung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems als systemrelevant angesehen. Dies hat sich erst aufgrund der Erfahrungen im Umgang mit den Versorgungsengpässen im Winter 2011/12 geändert, die gezeigt hatten, dass auch Kraftwerke mit einer Nennwertleistung von mindestens 10 MW entscheidenden Einfluss auf den Erhalt der Systemstabilität haben können (BT-Drs. 17/11705 vom 28.11.2012, S. 50). Bezugspunkt für die Nennleistungsgrenze ist damit das Kraftwerk, also die Anlage, nicht der dahinter stehende Kraftwerksbetreiber. Anlagen, die unterhalb der Nennleistungsgrenze liegen, sollen mangels Systemrelevanz nicht verpflichtet sein. Bei netzknotenbezogener Betrachtungsweise würden aber auch Kraftwerke, die unterhalb dieser Bagatellgrenze liegen, in die Verpflichtung zur Wirkleistungsanpassung einbezogen, sofern sie an einem Netzknoten liegen. Soweit eine netzbezogene Betrachtung hätte erfolgen sollen, hätte der Gesetzgeber entweder eine ausdrücklich Regelung vorgenommen oder zumindest in der Gesetzesbegründung – wie der Verordnungsgeber in § 10 Abs. 1 ResKVO – zwischen Anlagen und Teilkapazitäten von Anlagen oder - wie die Bundesnetzagentur in dem Eckpunktepapier vom 06.01.2012 – Blöcken von Erzeugungs- und Speicheranlagen unterschieden. Anhaltspunkte für das Vorliegen einer Regelungslücke sind nicht vorhanden. Der Gesetzgeber wollte mit der 50 MW-Grenze auf Anlagen und nicht auf den Betreiber oder den Netzknoten abstellen. Insoweit verbietet sich eine Ausfüllung durch eine netzknotenbezogene Betrachtungsweise, unabhängig davon, dass eine solche für die Aufrechterhaltung der Systemstabilität grundsätzlich nützlich und geeignet wäre.
Die Ausweitung des Adressatenkreises durch die Bundesnetzagentur kann auch nicht damit begründet werden, dass die Redispatch-Anweisung zu Gunsten der Anlagenbetreiber netzknotenbezogen erfolgen soll. Die Möglichkeit, die Anlage für die Redispatch-Maßnahme selbst auswählen zu können, ist nicht davon abhängig, dass für alle an einem Netzknoten gelegenen Anlagen eine Verpflichtung zum Redispatch besteht. Ebenso wenig kann die netzknotenbezogene Betrachtungsweise die Gefahr einer Gesetzesumgehung verhindern. Eine Umgehungsmöglichkeit besteht - theoretisch - nicht nur im Falle der anlagenbezogenen Betrachtungsweise der Bagatellgrenze durch eine bewusst geringere Dimensionierung der Einzelanlage, sondern auch im Falle der netzknotenbezogenen Betrachtung durch die vertragliche Übertragung der Betreibereigenschaft.
1.3. Tenorziffer 3 Satz 2
Auch die Regelung in Tenorziffer 3 Satz 2 der Festlegung, wonach die Wirkleistungseinspeisung für Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie auch negativ, d.h. ein Wirkleistungsbezug sein kann, ist rechtswidrig. Die den Übertragungsnetzbetreibern eingeräumte Befugnis zur Anweisung eines Wirkleistungsbezugs ist von § 13 Abs. 1a EnWG nicht gedeckt.
Schon nach dem Wortlaut des § 13 Abs. 1a EnWG bezieht sich die Verpflichtung der Betreiber von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie und von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie nur auf die Wirkleistungseinspeisung. Dies korrespondiert mit dem Verständnis von Redispatch als Maßnahme des Erzeugungsmanagements, die auf die Anpassung der Stromeinspeisungen an die Bedürfnisse der Netzsicherheit abzielt. Davon zu unterscheiden ist das Lastmanagement, das auf eine Anpassung des Stromverbrauchs gerichtet ist. Das Lastmanagement ist zwar eine marktbezogene Maßnahme, die jedoch nicht in § 13 Abs. 1a EnWG, sondern in § 13 Abs. 4a EnWG (große Verbrauchsanlagen), § 14a EnWG (unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen in der Niederspannung) und § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG (sonstige Verbrauchsanlagen) geregelt ist. Schon vor diesem Hintergrund verbietet sich eine Gleichsetzung der Wirkleistungseinspeisung mit dem Wirkleistungsbezug. Daran ändert auch die Formulierung „negative Wirkleistungseinspeisung“ nichts. Auch die ausdrückliche Nennung von Speicheranlagen neben Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie lässt nicht zwingend den Schluss auf die Zulässigkeit der Anforderung eines Wirkleistungsbezugs zu. Die explizite Nennung von Speicheranlagen ist vielmehr dem Umstand geschuldet, dass das Energiewirtschaftsgesetz in § 3 Nr. 15 EnWG zwischen Anlagen zur Erzeugung und solchen zur Speicherung von elektrischer Energie unterscheidet. Speicher wären daher entgegen der Ansicht der Bundesnetzagentur nicht schon automatisch von dem Begriff „Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie“ umfasst, zumindest ergäben sich berechtigte Zweifel an ihrer Adressatenstellung, da Speicher sowohl Strom einspeisen als auch verbrauchen können. Dass Speicheranlagen nur unter dem Aspekt der Erzeugungsanlage erfasst sind, ergibt sich jedoch aus der ausdrücklichen Beschränkung auf die Wirkleistungseinspeisung. In den Sätzen 2 und 3 des § 13 Abs. 1a EnWG werden Speicher- und Kraftwerke darüber hinaus nur noch unter dem Begriff der „Erzeugungsanlagen“ zusammengefasst. Auch dies belegt, dass Speicher lediglich wegen ihrer Erzeugungsfunktion in § 13 Abs. 1a EnWG einbezogen worden sind.
Auch aus der Gesetzesbegründung ergibt sich nichts Gegenteiliges. Der Gesetzgeber wollte mit der Einbeziehung von Speicheranlagen den potentiellen Adressatenkreis erweitern, „um nach Ausschöpfung von Maßnahmen nach Absatz 1 bei konventionellen Kraftwerken den Umfang von Einspeisemanagementmaßnahmen nach § 11 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu minimieren“. Dass es ihm dabei nicht nur um die Anpassung der Einspeisungen durch Speicher, sondern auch um die Anpassung des Bezugs von elektrischer Energie ging, ist nicht ersichtlich.
Dass der Wirkleistungsbezug bei Speichern nicht identisch ist mit der Wirkleistungseinspeisung, ergibt sich auch aus § 118 Abs. 6 EnWG. Danach ist der Bezug der zu speichernden elektrischen Energie unter bestimmten Voraussetzungen nicht entgeltpflichtig. Diese Regelung wäre jedoch nicht erforderlich, wenn es sich bei dem Wirkleistungsbezug von Speichern nicht um eine - grundsätzlich entgeltpflichtige - Netznutzung, sondern um eine (negative) Einspeisung handelte, da diese nach § 15 Abs. 1 Satz 3 StromNEV unentgeltlich ist.
Schließlich steht auch der Sinn und Zweck der Norm der Einbeziehung des Wirkleistungsbezugs von Speicheranlagen in die gesetzlich begründete Redispatch-Verpflichtung nach § 13 Abs. 1a EnWG entgegen. § 13 Abs. 1a EnWG bezweckt die Anpassung von Einspeisungen zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität. Wie bereits ausgeführt, ist der Wirkleistungsbezug jedoch keine Einspeisung. Dass der Wirkleistungsbezug von Speicheranlagen grundsätzlich ebenfalls geeignet wäre, die Systemstabilität zu gewährleisten, rechtfertigt keine andere Bewertung. Einen solchen hat der Gesetzgeber im Rahmen des § 13 Abs. 1a EnWG nicht angeordnet. Dass sich in der Vergangenheit Speicheranlagen auch im Pumpbetrieb an Maßnahmen des Übertragungsnetzbetreibers nach § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG beteiligt haben, lässt keine Rückschlüsse auf das Verständnis von § 13 Abs. 1a EnWG zu. Denn auf freiwilliger vertraglicher Grundlage ist der Gestaltungsrahmen in das Belieben der Parteien gestellt. Vorliegend geht es aber um das gesetzliche Eingriffsrecht der Übertragungsnetzbetreiber. Dessen Umfang muss der Gesetzgeber nach dem Wesentlichkeitsgrundsatz wegen des damit verbundenen Eingriffs in Grundrechte der Kraftwerks- und Speicheranlagenbetreiber selbst bestimmen (BVerfG, Beschluss vom 08.08.1978, 2 BvL 8/77, juris RN 75; BVerfGE 116, 24, 58; Jarass/Pieroth, Grundgesetz, Art. 20 RN 54, 58ff).
2. Bestimmtheit
Die Festlegung ist auch nicht im Hinblick auf die Anforderungen an die inhaltliche Bestimmtheit von Verwaltungsakten rechtswidrig.
Grundsätzlich wird dem Bestimmtheitsgebot dann Genüge getan, wenn der Adressat aus dem verfügenden Teil in Zusammenhang mit den Gründen vollständig, klar und unzweideutig erkennen kann, was von ihm gefordert wird (BGH, Beschluss vom 19.06.2007, KVR 17/06, RN 37). Dabei ist nicht notwendig, dass der Inhalt der Regelung im Tenor der Verfügung so zusammengefasst ist, dass alle Aspekte aus sich heraus verständlich sind. Vielmehr genügt es, dass sich der Regelungsinhalt aus dem Bescheid einschließlich seiner Begründung ergibt (BGH, WuW DE-R 195, 196 m. w. N.; Kopp/Ramsauer, VwVfG, 15. Aufl., § 37 RN 5, 12).
Diesen Anforderungen genügt die angegriffene Festlegung.
2.1. Tenorziffer 2:
Tenorziffer 2 ist hinreichend bestimmt.
2.1.1. Netzknoten
Die Verwendung des Begriffs „Netzknoten“ in Tenorziffer 2 Satz 3 führt nicht zur Unbestimmtheit der Festlegung. Dasselbe gilt für die Tenorziffern 3 Satz 3 und 8 Satz 4.
Auch wenn verschiedene situationsspezifische Netzknotenbegriffe existieren, wie beispielsweise nach § 2 Nr. 11 StromNEV für das Pooling, ist die im Rahmen der streitgegenständlichen Festlegung maßgebliche Definition zweifelsfrei bestimmbar. In der Begründung zu Tenorziffer 2 Satz 3 der Festlegung führt die Bundesnetzagentur aus, dass auf „die Summe der Netto-Nennwirkleistungen aller an einen Netzanschlusspunkt angeschlossenen Einzel-Erzeugungsanlagen und – Speicher eines Betreibers“ abzustellen ist (S. 37). Auch die weitere Begründung stellt auf „die Gesamtheit aller an einen Anschlusspunkt angeschlossenen Anlagen“ ab (S. 37). Daraus ergibt sich mit hinreichender Deutlichkeit, dass die Bundesnetzagentur den Begriff „Netzknoten“ als Synonym für den Begriff „Netzanschlusspunkt“ verwendet. Nichts anderes ergibt sich aus der Begründung zu Tenorziffer 3 Satz 3, die bezüglich der Anweisung zur Anpassung der Wirkleistung ebenfalls auf die Gesamtheit aller an einem Netzknoten angeschlossenen Erzeugungsanlagen und Speicher eines Betreibers abstellt. In der Begründung wird Netzknoten ausdrücklich als „Anschlusspunkt bzw. Netzknoten“ und „Anschlusspunkt“ bezeichnet (S. 39). Der Netzanschlusspunkt beschreibt die Anlagenteile, an denen die Anlagen des Netzbetreibers und des Netzkunden miteinander verbunden sind. Vor dem Hintergrund, dass sowohl § 13 Abs. 1a EnWG als auch die angegriffene Festlegung Betreiber von Erzeugungs- und Speicheranlagen erfasst, die an das Hoch- und Höchstspannungsnetz angeschlossen sind, ergibt sich, dass es sich bei einem Netzknoten allein um den Anschlusspunkt dieser Anlagen an das Elektrizitätsversorgungsnetz handeln kann. Dementsprechend stellt bei dem von Anlagenbetreibern beschriebenen Fall des sogenannten getrennten Zwei-Sammelschienen-Betriebs, bei dem zwei Sammelschienen in einer Umspannanlage zweitweise ungekoppelt betrieben werden, jede Sammelschiene einen Netzknoten i.S.d. Festlegung dar.
Der Hinweis der Betroffenen, aus Sinn und Zweck der Vorschrift ergebe sich ein übertragungsnetzbezogener Netzknotenbegriff, wonach auf die Verbindung zwischen dem fraglichen Übertragungsnetz und dem Elektrizitätsverteilernetz abzustellen sei, überzeugt hingegen nicht. Die Redispatch-Festlegung dient im Rahmen der gesetzlichen Ermächtigungsgrundlage zwar der Konkretisierung der Anforderungen an Maßnahmen zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone. Eine Beschränkung des Netzknotens auf Verbindungen zwischen Übertragungsnetz und Elektrizitätsverteilernetz, an das die fraglichen Anlagen angeschlossen sind, lässt sich daraus jedoch nicht herleiten. § 13 Abs. 1a EnWG bezieht sich klar auf Anlagen zur Erzeugung und Speicherung elektrischer Energie. Wie bereits ausgeführt bezeichnet ein Anschlusspunkt jedoch deren Verbindung zum Elektrizitätsversorgungsnetz. Für eine andere Auslegung besteht angesichts dessen kein Raum, insbesondere stellt die Verbindung zwischen Verteilernetz und Übertragungsnetz keinen Anschlusspunkt dar. Üblicherweise wird bei der Verbindung zwischen Verteiler- und Übertragungsnetz von einem Verbindungspunkt oder von einem Umspannwerk bzw. einer Umspannstation gesprochen. Etwas anderes ergibt sich auch nicht daraus, dass auf der Informationsplattform der vier Übertragungsnetzbetreiber auf der Internetseite „netztransparenz.de“ bei Redispatch-Maßnahmen in der Rubrik „Betroffene Kraftwerke“ Kraftwerkpools genannt werden („R. KW-Pool“, „I. KW-Pool“). Dies lässt keine Rückschlüsse auf eine missverständliche Bedeutung des Begriffs „Netzknoten“ zu. Denn die Rubrik nennt entgegen seiner Bezeichnung nicht immer nur das betroffene Kraftwerk. Teilweise wird nur der Ort der Redispatch-Maßnahme, teilweise das konkrete Kraftwerk, teilweise aber auch nur die Betreiberin des Kraftwerks, nicht jedoch der Ort oder der Namen des konkret herangezogenen Kraftwerks aufgeführt. So wird beispielsweise auch die Z. AG genannt, die ebenfalls mehrere Kraftwerke betreibt. Dass lediglich die Betreiberin der Kraftwerke genannt wird, lässt damit nicht den Schluss auf einen „übertragungsnetzbezogenen“ Netzknotenbegriff zu.
2.1.2. ausländische Anlagenbetreiber
Die teilweise geltend gemachten Unklarheiten über die Adressatenstellung von ausländischen Stromerzeugern und Speicheranlagenbetreibern mit Anschluss an ein deutsches Übertragungsnetz bestehen ebenfalls nicht. Dass Tenorziffer 2 dazu keine Regelung enthält, ist unerheblich. Vielmehr bestimmt sich der Anwendungsbereich der nach § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG erlassenen Festlegung nach dem Anwendungsbereich des EnWG. Als Bundesgesetz findet dieses räumlich auf dem Gebiet der Bundesrepublik Deutschland Anwendung. Ergänzend gilt § 109 Abs. 2 EnWG, wonach das EnWG Anwendung findet auf alle Verhaltensweisen, die sich im Geltungsbereich dieses Gesetzes auswirken, auch wenn sie außerhalb des Geltungsbereichs dieses Gesetzes veranlasst würden. Liegt der Anschluss der Anlage in Deutschland, gilt damit das EnWG und folglich auch die Festlegung.
2.1.3. Anlagen ab 10 MW bis unter 50 MW, Spannungsgrenze unter 100 kV
Die Festlegung ist auch nicht in Bezug auf Anlagen ab 10 MW bis unter 50 MW unbestimmt. Die Festlegung ist zeitlich vor der Änderung der Nennwertgrenze von 50 auf 10 MW und der Streichung der Vorgabe einer Anbindung an ein Stromnetz mit einer Spannung von mindestens 110 kV durch das Dritte Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 20.12.2012 ergangen. Sie bezieht solche Anlagen schon nicht ein. Auf diese können Übertragungsnetzbetreiber aufgrund des ihnen kraft Gesetzes eingeräumten Eingriffsrechts jedoch durchaus zurückgreifen. Dies schließt die Festlegung nicht aus. Dasselbe gilt für Anlagen, die an eine geringere Spannungsebene als 110 kV angeschlossen ist. Unabhängig davon hat die Bundesnetzagentur in der mündlichen Verhandlung mitgeteilt, dass sie die Festlegung zeitnah nach dem zunächst abgewarteten Senatstermin an die Gesetzesänderung anpassen wird.
2.2. Tenorziffer 4
Die Regelung in Tenorziffer 4 Satz 1 ist ebenfalls hinreichend bestimmt. Die Rügen der Betroffenen sowie weiterer Kraftwerksbetreiber haben keinen Erfolg.
2.2.1. netzstützende Wirkung
Die Bundesnetzagentur hat in der Festlegung auf Seite 44 ausreichend deutlich gemacht, was unter dem Begriff „netzstützende Wirkung“ zu verstehen ist. Danach beschreibt die netzstützende Wirkung im Falle eines strombedingten Redispatch, um welche Leistung der Lastfluss auf dem von Überlast bedrohten Netzelement durch Anpassen der Wirkleistungseinspeisung der betroffenen Erzeugungsanlagen und Speicher reduziert wird. Im Falle einer spannungsbedingten Wirkleistungsanpassung beschreibt die netzstützende Wirkung die bewirkte Spannungsänderung an dem von einer Spannungsgrenzwertverletzung bedrohten oder betroffenen Netzknoten. Die Ermittlung der durch eine Anlage an einem bestimmten Netzknoten bewirkten Lastflussänderung bzw. Spannungsänderung bezogen auf deren Änderung der Einspeiseleistung erfolgt nach den unwidersprochen gebliebenen Ausführungen der Bundesnetzagentur unabhängig von deren freien Leistungsscheiben, und zwar in der Regel relativ, d.h. in Prozent. Dafür führen die Übertragungsnetzbetreiber sog. Sensitivitätsuntersuchungen durch, indem im modulierten Netz verschiedene Szenarien simuliert werden. Diese Vorgehensweise entspricht den Handlungsempfehlungen bei der Vornahme von Anpassungsmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG im Leitfaden des BDEW und VKU („Praxis-Leitfaden für unterstützende Maßnahmen von Stromnetzbetreibern“ vom 12.12.2012, S. 16, 27). Auch der Gesetzentwurf der Bundesregierung zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich und zur Änderung damit zusammenhängender Vorschriften (BR-Drs. 10/08 vom 04.01.2008) ging im Rahmen des Eispeisemanagements nach § 11 EEG bereits von der Durchführung einer Sensitivitätsanalyse aus. Dabei darf der Netzbetreiber die Wechselwirkung zwischen einer Einspeisungsänderung an einem Netzknoten und dem Leistungsfluss über ein Netzbetriebsmittel vereinfacht als einen linearen Zusammenhang, den so genannten Sensitivitätsfaktor, beschreiben. Für das gesamte Netz ergibt sich somit eine Sensitivitätsmatrix, die den Zusammenhang abbildet, wie stark die an einem bestimmten Netzknoten eingespeiste Leistung die Leistungsflüsse über die verschiedenen Netzleitungen beeinflusst. Damit kann der Netzbetreiber ermitteln, welche Anlage in ihrer Einspeiseleistung beschränkt werden muss, um einen bestehendenNetzengpass zu beheben (vgl. BR-Drs. 10/08, Seite 107). Es handelt sich um eine anerkannte Methode, die netzstützende Wirkung zu berechnen. Der sich danach ergebende Wert kann sodann in den Quotienten eingestellt werden. Vor diesem Hintergrund kann keine Rede davon sein, dass die Übertragungsnetzbetreiber mangels Vorgaben zur Bemessung der netzstützenden Wirkung die Kriterien aufstellen, anhand derer die Einsatzreihenfolge zu bestimmen ist. Die Übertragungsnetzbetreiber berechnen lediglich die netzstützende Wirkung nach einer anerkannten Methode. Die Reihenfolge der anzuweisenden Anlagen ergibt sich jedoch zwingend aus der Vorgabe in Tenorziffer 4, nämlich aus dem Quotienten von netzstützender Wirkung und Vergütung.
Dass die netzstützende Wirkung von der jeweiligen Netzschaltung abhängig ist, wie teilweise geltend gemacht wird, steht ihrer Bestimmtheit nicht entgegen. Die Merit Order wird bei einem drohenden oder bestehenden Engpass erstellt. Dieser wird aber auf der Grundlage der aktuellen Netzschaltung prognostiziert, so dass auch die netzstützende Wirkung entsprechend der aktuellen Netzschaltung berechnet wird. Vor diesem Hintergrund kann es auch im Falle des sogenannten getrennten Zwei-Sammelschienen-Betriebs nicht dazu kommen, dass der Redispatch in einem Teil der Netzgruppe wirkt, in dem gerade kein Engpass besteht.
Die netzstützende Wirkung der Erzeugungsanlage ist nach der Festlegung abstrakt,
d.h. unabhängig von der freien Leistungsscheibe einer Anlage zu bestimmen. Eine konkrete Betrachtungsweise, wie sie die Betroffene favorisiert, scheidet schon deshalb aus, weil die Meldepflichten bezüglich der freien Leistungsscheiben nach Tenorziffer 8 Satz 4 der Festlegung lediglich netzknotenbezogen erfolgen, die Merit Order jedoch anlagenscharf aufgestellt wird.
Dass der Übertragungsnetzbetreiber wegen der nur netzknotenbezogenen Meldung freier Leistungsscheiben nicht weiß, ob er eine bestimmte Anlage überhaupt in die Merit Order aufnehmen kann, steht der Berechnung der netzstützenden Wirkung einer Anlage sowie der Merit Order auch nicht entgegen. Die Festlegung enthält keine Vorgabe dahingehend, dass die netzstützende Wirkung anhand der freien Leistungspotentiale zu berechnen ist. Vielmehr wird diese – wie ausgeführt - unabhängig von den freien Leistungsscheiben anhand von Sensitivitätsuntersuchungen ermittelt. Die freien Leistungsscheiben – nach Tenorziffer 8 Satz 4 der Festlegung bezogen auf den Netzknoten - sind erst im Rahmen der Anweisung zu berücksichtigen. Für die Aufstellung der Merit Order spielen sie keine Rolle.
2.2.2. Merit Order für spannungsbedingten Redispatch
Es ist auch nicht zu beanstanden, dass Tenorziffer 4 für strombedingte und spannungsbedingte Redispatch-Maßnahmen nicht die Bildung unterschiedlicher Merit Order vorsieht. Die Bundesnetzagentur hat den Unterschied zwischen einem spannungsbedingten und einem strombedingten Redispatch gesehen und dementsprechend die netzstützende Wirkung für beide gesondert definiert (vgl. S. 44 der Begründung). Sie hat ferner ausdrücklich die Bildung einer Merit Order im Falle von Spannungsproblemen angeordnet und der Forderung der Übertragungsnetzbetreiber und einiger Anlagenbetreiber, die Merit Order auf strombedingte Überlastungen zu beschränken, eine Absage erteilt (S. 46f. der Begründung). Dementsprechend werden für strombedingte und spannungsbedingte Redispatch-Maßnahmen jeweils unterschiedliche Merit Order gebildet. Dies folgt daraus, dass die netzstützende Wirkung je nachdem, ob ein strom- oder spannungsbedingter Engpass besteht, unterschiedlich ist. Die Merit Order wird nicht abstrakt, sondern immer bezogen auf das konkret zu behebende Netzproblem (Strom- oder Spannungsgrenzwertverletzung) sowie unter Berücksichtigung von dessen Lokalität im Übertragungsnetz vorgenommen.
Die Wirkleistungseinspeisung ist für eine Änderung der Spannung auch nicht irrelevant. Richtig ist zwar, dass die Spannung letztlich durch die Blindleistungseinspeisung beeinflusst wird. Insoweit ist jedoch zu unterscheiden zwischen der Einspeisung von Blindleistung ohne Änderung der Wirkleistung und mit Änderung der Wirkleistung. Die Festlegung umfasst nur die Wirkleistungsanpassung zur Ermöglichung der Blindleistungseinspeisung (vgl. S. 11 der Festlegung). Um Blindleistung in der benötigten Menge einspeisen zu können, kann es erforderlich sein, dass ein Kraftwerk, seine Wirkleistungseinspeisung reduziert oder umgekehrt wenigstens auf Mindestlast hochfährt. Die Übertragungsnetzbetreiber haben daher zu prognostizieren, welche Wirkleistungsanpassung einzelner Kraftwerke für die zur Beseitigung oder Verhinderung einer Spannungsgrenzwertverletzung erforderliche Blindleistungsmenge im Netz erforderlich ist.
Es bestehen auch keine Unklarheiten über Zeitpunkt und Häufigkeit der Bildung der Merit Order. Diese ist für jeden Netzengpass individuell und jeweils neu aufzustellen. Dies folgt schon daraus, dass die für die Aufstellung der Merit Order maßgebliche netzstützende Wirkung wegen ihrer Abhängigkeit von der Entfernung der Anlage zum Engpass immer nur für das konkret bedrohte Netzelement ermittelt wird. Insoweit bestehen auch keine Probleme, einen Wechsel zwischen den unterschiedlichen Vergütungsregelungen bei der Bildung der Merit Order zu berücksichtigen.
2.2.3. unbestimmte Rechtsbegriffe
Die Verwendung der unbestimmten Rechtsbegriffe „sicherer Betriebszustand“ in Tenorziffer 4 Satz 4 und „netztechnische Notwendigkeit“ in Tenorziffer 4 Satz 5 der Festlegung sind hinreichend bestimmbar. Die Rügen einiger Kraftwerksbetreiber gehen fehl. Aufgrund der Tatsache, dass Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1a EnWG sowie Tenorziffer 1 der Festlegung nur im Falle von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone aufgrund strombedingter Überlastungen oder Spannungsgrenzwertverletzungen zulässig sind, sichern Tenorziffer 4 Satz 4 und 5 der Festlegung – zugunsten der Anlagenbetreiber -, dass der Umfang und die Dauer der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung nur zur Erreichung des mit der Redispatch-Maßnahme verfolgten Zwecks – Beseitigung des Engpasses bzw. der Spannungsgrenzwertverletzung – erfolgen darf. Ein sicherer Betriebszustand ist demnach erreicht, sobald die strombedingte oder spannungsbedingte Gefährdung oder Störung beseitigt ist. Ob dies der Fall ist, ergibt sich aus den in Tenorziffer 1 erwähnten Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse der Übertragungsnetzbetreiber. Im Falle der strombedingten Überlastung wird – nach einhelliger Meinung sämtlicher Akteure - auf das n-1-Kriterium abgestellt. Liegt keine strombedingte Überlastung von Betriebsmitteln oder die Verletzung betrieblich zulässiger Spannungsbänder mehr vor, entfällt dementsprechend auch die „netztechnische Notwendigkeit“ für die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung.
2.2.4. Widerspruch zwischen Tenorziffern 3 und 4
Dass die Anweisung zur Wirkleistungsanpassung nach Tenorziffer 3 bezogen auf den Netzknoten, an dem eine Gesamtheit von Anlagen eines Betreibers angeschlossen ist, erfolgt, während die Reihenfolge der Heranziehung der Anlagen nach Tenorziffer 4 anlagenscharf bestimmt wird, führt nicht zur Widersprüchlichkeit der Regelungen. Die netzbezogene Anweisung nach Tenorziffer 3 soll nur das Wahlrecht der Anlagenbetreiber sichern, verpflichtet ist aber letztlich nur die sich aus der Merit Order ergebende Anlage. Dass die Merit Order anlagenscharf zu bilden ist, ergibt sich schon daraus, dass im Rahmen des zu bildenden Quotienten auf die Vergütung abgestellt wird. Es würde wenig Sinn machen, die Vergütung netzknotenbezogen zu ermitteln, da diese anlagenspezifisch sehr unterschiedlich sein kann und die Merit Order mit der Einbeziehung der Vergütung gerade den Zweck verfolgt, die Maßnahmen zur Wirkleistungsanpassung möglichst kosteneffizient durchzuführen. Auch die Regelung in Tenorziffer 3 Satz 3 wäre überflüssig, wenn die Merit Order nicht anlagenscharf, sondern netzknotenbezogen ermittelt würde. Unklarheiten bezüglich der verpflichteten Anlage ergeben sich demnach grundsätzlich nicht.
Dasselbe gilt für die Frage, auf welche Anlage für die Vergütung abzustellen ist. Entgegen der Auffassung der Betroffenen ist der Übertragungsnetzbetreiber trotz seiner Unkenntnis darüber, welche der an demselben Netzknoten angeschlossenen Anlagen der Betreiber für die Wirkleistungsanpassung heranzieht, in der Lage, den Quotienten aus netzstützender Wirkung einerseits und der für die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zu entrichtenden Vergütung andererseits nach Tenorziffer 4 S. 2 der Festlegung zu bestimmen. Denn die Merit Order wird unabhängig davon, welche Anlage eines Betreibers später die Wirkleistungsanpassung vornimmt, anlagenscharf bestimmt, d.h. für jede einzelne Anlage wird deren netzstützende Wirkung und die für deren Heranziehung zu zahlende Vergütung ermittelt und anschließend eine Reihung vorgenommen. Auch insoweit bestehen keine Unklarheiten. Selbst wenn tatsächlich eine andere Anlage die Wirkleistungsanpassung durchführt, wird die Anlage bzw. der Netzknoten angewiesen, an dem sich die aus der Merit Order ergebende günstigste Anlage liegt. Wie im Senatstermin bestätigt worden ist, erhält der Anlagenbetreiber aber die Vergütung für die Anlage, die die Redispatch-Maßnahme tatsächlich ausführt. Soweit die Betroffene darin einen Verstoß gegen das Wirtschaftlichkeitsprinzip nach § 1 Abs. 1 EnWG sieht, ist schon nicht ersichtlich, inwieweit sie dadurch beschwert sein soll. Dasselbe gilt für die Rüge der Betroffenen sowie weiterer Kraftwerksbetreiber, wonach durch die netzknotenbezogene Anweisung und das damit verbundene Wahlrecht des Anlagenbetreibers die festgelegte Einsatzreihenfolge konterkariert werde.
Soweit die Betroffene und weitere Kraftwerksbetreiber geltend gemacht haben, die Festlegung sei unbestimmt, weil sie nicht sicherstelle, dass die Inanspruchnahme nur im Rahmen der freien Leistungsscheiben der verpflichteten Anlage erfolge, kann dem nicht gefolgt werden. Dass die Wirkleistungsanpassung auch über die freien Leistungspotentiale der „Platz 1-Anlage“ hinaus erfolgen kann, solange an demselben Netzknoten noch freie Leistungsscheiben anderer Anlagen des Betreibers zur Verfügung stehen, beruht nicht auf der – nur das Wahlrecht des Anlagenbetreibers sichernden – netzknotenbezogenen Anweisung, sondern ist – von der Festlegung ganz bewusst beabsichtigte – Folge der nur netzknotenbezogenen Meldung freier Leistungsscheiben nach Tenorziffer 8, die die Anlagenbetreiber in geringerem Maße belastet als die anlagenscharfe Meldung. Ein Verstoß der Merit Order gegen den Bestimmheitsgrundsatz folgt daraus nicht.
2.2.5. Vergütung
Die Bildung der Merit Order nach Ziffer 4 ist auch nicht wegen der Einbeziehung der zu entrichtenden Vergütung unklar.
2.2.5.1. gesonderte Vergütungsfestlegung
Dass die Vergütung nicht in der Festlegung der Beschlusskammer 6, sondern in der der Beschlusskammer 8 geregelt ist, führt für sich gesehen weder zur Rechtswidrigkeit der Festlegung im Allgemeinen noch der Merit Order im Besonderen. Die Methodik zur Bestimmung der Einsatzreihenfolge ist in der hier streitgegenständlichen Festlegung geregelt. Die im Rahmen des Quotienten aus netzstützender Wirkung und Vergütung zu berücksichtigende Vergütung ist nach den Vorgaben der Festlegung der Beschlusskammer 8 zu bestimmen.
2.2.5.2. fehlende Datengrundlage
Der Einwand der Betroffenen und weiterer Kraftwerksbetreiber, die Vergütung sei nicht schon im Voraus bei Erstellung der Merit Order bestimmbar, da dem Übertragungsnetzbetreiber die dazu erforderliche Datengrundlage fehle, greift ebenfalls nicht durch.
Sowohl für den individuellen Aufwandsersatz nach Tenorziffer 2 der Vergütungsfestlegung als auch für die Bagatellvergütung nach Tenorziffer 3 der Vergütungsfestlegung sind historische Werte heranzuziehen, die dem Übertragungsnetzbetreiber zu melden sind. Die von manchen Anlagenbetreibern aufgeworfene Problematik der täglichen Aktualisierung der Preise stellt sich daher nicht. Da es nicht auf die mit der Redispatch-Maßnahme verbundenen aktuellen Kosten ankommt, steht die für die Bestimmung der Vergütung im Rahmen der Merit Order erforderliche Datengrundlage grundsätzlich im Voraus zur Verfügung. Für den individuellen Aufwandsersatz nach Tenorziffer 2 der Vergütungsfestlegung sind die Anschaffungswerte des letzten Quartals maßgeblich. Diese sind nach Tenorziffer 7a der Vergütungsfestlegung vom Anlagenbetreiber auf Verlangen des Übertragungsnetzbetreibers zu belegen und nachzuweisen. Um die Merit Order erstellen zu können, wird der Übertragungsnetzbetreiber die Daten daher jeweils rechtzeitig zum Abschluss eines Quartals anfordern. Für die Bagatellvergütung sind die Börsenpreise des vorherigen Kalendermonats maßgeblich. Diese Daten sind nach Tenorziffer 7b der Vergütungsfestlegung laufend monatlich zu übermitteln und zu aktualisieren. Ausweislich der Begründung der Festlegung sind diese Werte jeweils einmal monatlich zu melden (vgl. S. 16, 18 der Festlegung). Der genaue Zeitpunkt für die Meldung ist in der Festlegung zwar nicht genannt, aus der Verpflichtung diese „laufend“ zu übermitteln und zu aktualisieren, ergibt sich jedoch, dass diese unverzüglich nach Ablauf des Betrachtungszeitraums zu erfolgen hat. Die darüber hinaus zu vergütenden zusätzlichen Aufwendungen für An- oder Abfahrvorgänge bestimmen sich – entsprechend der Erläuterungen in Ziffer 5.1.3.1. der Vergütungsfestlegung - ebenfalls nach den in der Finanzbuchhaltung des Vorquartals ausgewiesenen Werten, die auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers nach Tenorziffer 7 a) der Festlegung mitzuteilen sind. Angesichts der klaren Regelungen in Tenorziffer 7 der Vergütungsfestlegung kann eine (vorherige) Mitteilungsverpflichtung der Anlagenbetreiber nicht ernsthaft in Zweifel gezogen werden.
Allerdings ist davon auszugehen, dass die Daten des Vorquartals sowie die des Vormonats in der Regel nicht schon am ersten Tag der Folgeperiode vorliegen werden. Das Problem der Datenlücken stellt sich nur für einen kurzen Zeitraum, der darüber hinaus nicht zwingend relevant sein muss, da die Merit Order nur im konkreten Engpassfall aufgestellt wird. Für die Bagatellvergütung sieht Tenorziffer 4 im Übrigen ausdrücklich eine Ausnahmeregelung vor, wenn die Bagatellregelung nicht zu sachgerechten Ergebnissen führen kann. Beispielhaft ist in der Begründung (S. 20) aufgeführt, dass dem Übertragungsnetzbetreiber keine belastbaren Daten des letzten Kalendermonats vorliegen und er nicht in der Lage ist, die Grenzkosten zu schätzen. In einem solchen Fall ist ein individueller Aufwandsersatz gemäß Ziffer 2 vorzunehmen, bei dem es auf die Anschaffungswerte des Vorquartals ankommt. Damit reduziert sich das Problem des Vorliegens einer kurzfristigen Datenlücke auf Zeiten des Quartalsbeginns. Solche Datenlücken zu Beginn des Betrachtungszeitraums sind jedoch nicht zu vermeiden, wenn man nicht – den Interessen der Anlagenbetreiber zuwider - generell auf zeitlich noch weiter zurückliegende Daten abstellen möchte.
Soweit noch keine belastbare Datenbasis vorliegt, muss der Übertragungsnetzbetreiber zur Erstellung der Merit Order die Vergütung daher schätzen. Davon geht auch die Vergütungsfestlegung auf Seite 20 aus. Die Übertragungsnetzbetreiberin X. hat in der mündlichen Verhandlung unwidersprochen vorgetragen, dass sie die Kosten jeder Anlage kennt. Damit erscheint eine Schätzung jedenfalls grundsätzlich möglich. Notfalls muss der Übertragungsnetzbetreiber kurzfristig auf ältere Daten zurückgreifen. Ein willkürliches Vorgehen ist dadurch nicht zu besorgen. Insofern ist zu beachten, dass die Schätzung nur auf die Erstellung der Merit Order beschränkt ist, die Vergütung wird jedoch nach den tatsächlichen Kosten der Anlage gezahlt, so dass eine Beschwer der Anlagenbetreiber nicht gegeben ist. Nach § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG steht dem Anlagenbetreiber für die Wirkleistungsanpassung eine angemessene Vergütung zu. Soweit die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 demgegenüber nur einen Aufwandsersatz vorsieht, ist diese rechtswidrig und ist – mit Beschlüssen vom heutigen Tag in den Beschwerdeverfahren gegen die Festlegung der Beschlusskammer 8, auf die verwiesen wird - aufzuheben.
2.2.5.3. Vergütungsvarianten
Auch die weiteren von den Anlagenbetreibern geäußerten Bedenken gegen die Bestimmbarkeit der konkret zu zahlenden Vergütung führen nicht zur Unbestimmtheit der Regelung in Tenorziffer 4. Mit der Einbeziehung der Vergütung, die auf den ausdrücklichen Wunsch der Anlagenbetreiber zurückzuführen ist, soll nicht nur die für die Beseitigung des Engpasses oder der Spannungsgrenzwertverletzung erforderliche netzphysikalische Wirkung der Wirkleistungsanpassung berücksichtigt werden, sondern auch die Kosteneffizienz der Maßnahme. Dabei geht es aber nicht darum, die Wirklichkeit 1:1 wiederzugeben, vielmehr stellt die Merit Order lediglich eine Methodik zur bestmöglichen Reihung der einzelnen im Engpassfall in Betracht kommenden Anlagen dar. Verzerrungen lassen sich dabei jedoch nicht gänzlich ausschließen. Auch die Anlagenbetreiber haben auf ausdrückliche Nachfrage des Senats im Termin nichts dazu vorgetragen, wie man die Reihenfolge sinnvoller oder einfacher gestalten könnte. Ausreichend ist daher, dass die Vergütung – notfalls im Wege der Schätzung – jedenfalls ungefähr im Voraus bestimmbar ist. Dies ist jedoch der Fall.
So ist nicht unklar, welche der drei Vergütungsvarianten der Festlegung der Beschlusskammer 8 der Übertragungsnetzbetreiber wählen wird. Die Vergütungsfestlegung sieht zwar verschiedene Abrechnungsalternativen vor, nämlich den individuellen Aufwendungsersatz nach Ziffer 2, die pauschale Vergütung nach der Bagatellregelung in Ziffer 3 oder die zusätzliche Vergütung eines Leistungsanteils nach Ziffer 5. Diese Varianten knüpfen jeweils an den Umfang der aktuellen Redispatch-Menge im Verhältnis zur Vorjahresmenge an. Dass die Vergütung damit jeweils von dem Ausmaß der Heranziehung eines Kraftwerksbetreibers zu Redispatch-Maßnahmen abhängig ist, steht der Bildung der Merit Order ebenfalls nicht entgegen.
Grundsätzlich ist bis zur Bagatellgrenze von 0,9 % der Einspeisemengen des Vorjahres einer Erzeugungsanlage eine pauschale Vergütung nach Tenorziffer 3 der Vergütungsfestlegung zu zahlen. Bei Überschreiten dieser Grenze ist für die weiteren Redispatch-Mengen ein individueller Aufwandsersatz nach Tenorziffer 2 zu leisten. Die Daten liegen dem Übertragungsnetzbetreiber vor. Er ist daher in der Lage, bei Aufstellung der Merit Order zu erkennen oder zumindest abschätzen zu können, ob und wann mit einer aktuellen Wirkleistungsanpassung die Grenzwerte überschritten werden. Die zur Bestimmung der Höhe der Vergütung erforderlichen historischen Daten liegen ihm aufgrund der Meldungen der Anlagenbetreiber ebenfalls vor oder können zumindest von ihm geschätzt werden. Nur in Ausnahmefällen ist anstelle der pauschalen Vergütung nach Tenorziffer 3 auch für Mengen unterhalb der 0,9 % Grenze ein individueller Aufwandsersatz zu zahlen, Tenorziffer 4 der Vergütungsfestlegung. In der Begründung wird auf S. 19 beispielhaft aufgeführt, welche Situationen ein Abweichen ausnahmsweise zulassen. Die dort genannten Ausnahmesituationen lassen sich für den Übertragungsnetzbetreiber schon bei Aufstellung der für jeden Engpassfall erstellten Merit Order absehen. Das gilt auch für den Fall, dass die Erzeugungsanlage im Kalendermonat vor der Redispatch-Maßnahme nicht im Normalbetrieb eingespeist hat und der Übertragungsnetzbetreiber die angemessene Vergütung nach Tenorziffer 3d) anhand vergleichbarer Erzeugungsanlagedaten der letzten 12 Vormonate abzuleiten hat. Ob die Regelung ihrerseits unbestimmt ist, wie die Betroffene geltend macht, kann dahinstehen, da dies keinen Einfluss auf die Bestimmbarkeit der Merit Order hat. Unzureichende Vorgaben zur Bestimmung vergleichbarer Erzeugungsanlagedaten stellen allenfalls die Belastbarkeit der herangezogenen Daten in Frage. Der Erstellung der Merit Order als solcher steht die Berücksichtigung solcher Daten im Quotienten netzstützende Wirkung/Vergütung hingegen nicht entgegen. Selbst wenn dem Übertragungsnetzbetreiber ein Vergleich gänzlich unmöglich sein sollte, führt dies lediglich dazu, dass er die Bagatellvergütung für im Kalendervormonat nicht im Normalbetrieb einspeisende Anlagen nicht ermitteln und statt dessen in Anwendung von Tenorziffer 4 der Vergütungsfestlegung den individuellen Aufwandsersatz gemäß Tenorziffer 2 zu leisten und der Merit Order zugrunde zu legen hat.
Bei Redispatch-Mengen, die mehr als 10 % der Einspeisemengen des Vorjahres ausmachen, kann der Übertragungsnetzbetreiber nach Tenorziffer 5 zusätzlich in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur einen Leistungsanteil vergüten. Auch dieser ist damit grundsätzlich bestimmbar. Nur soweit ein solcher Abstimmungsprozess nicht rechtzeitig bis zur Erreichung der 10 %-Grenze stattgefunden hat, kann das Leistungsentgelt bei Aufstellung der Merit Order möglicherweise vorübergehend nicht berücksichtigt werden. Da es sich nur um einen zusätzlichen Vergütungsanteil handelt, bleibt die grundsätzlich zu zahlende Basisvergütung aber weiterhin bestimmbar und kann in die Merit Order eingestellt werden. Dass die Merit Order die Vergütung in diesem Fall nicht vollständig abbildet, mag zwar im Einzelfall zu einer unrichtigen Reihung führen. Da die Anlagenbetreiber jedoch für die Wirkleistungsanpassung die tatsächlich angefallene Vergütung vom Übertragungsnetzbetreiber erhalten, sind sie dadurch nicht beschwert.
2.2.5.4. Übergangsfrist in Tenorziffer 9 der Vergütungsfestlegung
Soweit die Betroffene gerügt hat, Tenorziffer 4 der hier streitgegenständlichen Festlegung und Tenorziffer 9 der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 seien widersprüchlich, bedarf es nach Ablauf der Übergangsfrist zum 31.12.2013 dazu keiner Entscheidung mehr.
2.2.5.5. Vertrag
Der ex-ante-Bestimmung der Vergütung und damit der Merit Order steht auch nicht das Erfordernis eines vorherigen Vertragsschlusses nach Tenorziffer 1 der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 entgegen. Zwar gibt die Vergütungsfestlegung in Tenorziffer 1 vor, dass bei Verträgen über strombedingte Anpassungen der Wirkleistungseinspeisungen i.S.d. § 13 Abs. 1a EnWG nach Maßgabe der Festlegung BK6-11-098 eine Vergütungsregelung zu vereinbaren ist, die den festgelegten Kriterien für die Bestimmung einer angemessenen Vergütung entspricht. § 13 Abs. 1a EnWG verpflichtet Anlagenbetreiber jedoch kraft Gesetzes zur Mitwirkung an einer Redispatch-Maßnahme. Dementsprechend setzt auch die Festlegung der Beschlusskammer 6 keinen Vertragsschluss voraus. Auch für die Vergütung ist ein Vertragsschluss nicht erforderlich. Die Festlegung der Beschlusskammer 8 gilt sowohl für freiwillige auf vertraglicher Basis erbrachte als auch nach § 13 Abs. 1a EnWG kraft gesetzlicher Verpflichtung erbrachte Redispatch-Leistungen. Dies ergibt sich schon aus der Bezugnahme in Tenorziffer 1 der Vergütungsfestlegung auf § 13 Abs. 1a EnWG. Ferner wird in der Begründung des Aufgreifermessens in der Festlegung der Beschlusskammer 8 ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die gesetzliche Verpflichtung nach § 13a Abs. 1 EnWG einer konkretisierenden Ausgestaltung im Hinblick auf die Vergütungshöhe bedarf, um eine diskriminierungsfreie, sich an sachlichen Kriterien orientierende Vergütung von Redispatch-Maßnahmen und spannungsbedingten Eingriffen zu ermöglichen.
2.2.5.6. Unmöglichkeit
Da die Vergütung bestimmbar ist, liegt im Hinblick auf die Aufstellung der Einsatzreihenfolge auch kein Fall der tatsächlichen Unmöglichkeit vor. Die streitgegenständliche Festlegung ist daher nicht gemäß § 44 Abs. 2 Nr. 4 VwVfG nichtig.
Etwas anderes ergibt sich auch nicht daraus, dass die gegen die Vergütungsfestlegung eingelegten Beschwerden Erfolg haben und der Senat die Festlegung mit Beschlüssen vom heutigen Tag aufhebt. Damit entfallen zwar die Vorgaben zur Bestimmung der Vergütung vorübergehend bis zur Festlegung einer etwaigen neuen Vergütungsfestlegung. Der Vergütungsanspruch der Anlagenbetreiber ergibt sich allerdings schon unmittelbar aus dem Gesetz aus § 13 Abs. 1a EnWG, wonach Redispatch-Maßnahmen nur gegen angemessene Vergütung durchzuführen sind. Da die Bestimmung der angemessenen Vergütung – unabhängig vom Schicksal der Festlegung der Beschlusskammer 8 – aber grundsätzlich möglich ist, liegt keine tatsächliche Unmöglichkeit vor, die gemäß § 44 Abs. 1 Nr. 4 VwGO zur Nichtigkeit der hier streitgegenständlichen Festlegung führen würde.
2.3. Tenorziffer 8
Die Regelungen der Festlegung zu den Meldepflichten der Anlagen sind ebenfalls hinreichend bestimmt. Die von der Betroffenen gegen Tenorziffer 8 Satz 2, 3 und 5 der Festlegung erhobenen Einwände haben keinen Erfolg.
2.3.1. Verbindlichkeit
Es ist nicht unklar, ob die Meldungen der freien Leistungsscheiben – Ausgangsmeldung und Aktualisierungsmeldung – nach Tenorziffer 8 S. 2 und 3 für den Anlagenbetreiber und den Übertragungsnetzbetreiber verbindlich sind oder ob Beschränkungen von Anlagenbetreibern auch noch gegen eine vom Übertragungsnetzbetreiber ausgesprochene Anweisung einer Redispatch-Maßnahme vorgebracht werden können. Nach der Begründung der Festlegung (S.55ff) soll die Meldung freier Leistungsscheiben die zielgerichtete und verzögerungsfreie Durchführung von Eingriffen sicherstellen, indem der Übertragungsnetzbetreiber im Falle eines drohenden und bestehenden Engpassfalls unverzüglich die notwendigen Maßnahmen einleiten kann. Dazu ist er auf die Information angewiesen, welche der sich aus der Merit Order ergebenden Anlagen bzw. nach den Regelungen der Festlegung in Tenorziffer 8 Satz 4, welcher Netzknoten überhaupt in welchem Umfang eine Wirkleistungsanpassung durchführen kann. Denn nur auf der Grundlage dieser Informationen ist er in der Lage, die erforderlichen Anweisungen an die Anlagenbetreiber zu richten. Vor diesem Hintergrund sind Meldungen über freie Leistungsscheiben unverzüglich zu aktualisieren, wenn sich dazu ein Anlass ergibt. Der Übertragungsnetzbetreiber soll damit immer auf den aktuellen Stand gebracht werden. Dies setzt zwingend voraus, dass die gemeldeten Daten grundsätzlich richtig und auch verbindlich sind. Die Aktualisierungspflicht stellt die Verbindlichkeit nicht in Frage. Sie ist dem Umstand geschuldet, dass eine Meldung durch neu eintretende Umstände, die nach den Regelungen der Festlegung exogen oder anlagentechnisch bedingt sind und die auf den Umfang der freien Leistungsscheiben Einfluss haben, überholt werden kann. Die Aktualisierungsmeldung ist vom Übertragungsnetzbetreiber jederzeit zu beachten, auch wenn er eine Redispatch-Anweisung bereits ausgesprochen hat. Denn der Anlagenbetreiber kann nicht zu einer Wirkleistungsanpassung verpflichtet werden, die ihm tatsächlich nicht möglich ist. Dies ist selbstverständlich und bedarf keiner ausdrücklichen Erwähnung in der Festlegung.
2.3.2. Art der Restriktionen
Auch die Regelung über die Restriktionen für die Inanspruchnahme in Tenorziffer 8 Satz 5 der Festlegung ist hinreichend bestimmt. Soweit die Betroffene einwendet, es bleibe offen, welche technischen Parameter und Restriktionen gemeint seien, insbesondere ob nur die z.B. in Tenorziffer 3 S. 6, kann dem nicht gefolgt werden. Tenorziffer 8 Satz 5 regelt die Meldepflichten. Die zu meldenden, für die Wirkleistungsanpassung beachtlichen technischen Parameter und Restriktionen einer Anlage werden hingegen in anderen Regelungen der Festlegung genannt. So nimmt Tenorziffer 3 Satz 5 auf die technischen Möglichkeiten der Anlage Bezug. Was darunter zu verstehen ist, ergibt sich aus der Begründung der Festlegung (S.41). Dort konkretisiert die Bundesnetzagentur den Begriff beispielhaft dahingehend, dass darunter die einzuhaltenden Mindeststillstandzeiten, Mindestbetriebszeiten, An- und Abfahrzeiten oder maximale Laständerungsgradienten zu verstehen sind. Ferner fallen unter den Begriff die Möglichkeit der Herunterregelung der Kraftwerke von der Mindestlast auf 0 MW und technisch bedingte längere An- und Abfahrrampen. Die Berücksichtigung dieser Umstände entspricht der Forderung der Anlagenbetreiber im Verwaltungsverfahren (vgl. S. 19 der Festlegung). Weitere Restriktionen ergeben sich aus Tenorziffer 3 Satz 6 der Festlegung, nämlich solche aufgrund gesetzlicher oder behördlicher Vorgaben sowie infolge verfahrensbedingter Umstände im Hinblick auf an die Stromproduktion gekoppelte industrielle Produktionsprozesse. Auch hier nennt die Bundesnetzagentur in der Begründung beispielhaft die Verpflichtung von Müllverbrennungsanlagen oder Hüttengaskraftwerken zur Verfeuerung der anfallenden Brennstoffe Müll bzw. Hüttengas, die eine Regelbarkeit der Leistungsscheiben nicht zulassen, den limitierten Kühlwassereintrag in Gewässer, behördliche Auflagen bei Laufwasserkraftwerken sowie die unzureichende Brennstoffversorgung bei Gaskraftwerken (S. 20, 42). Im Verwaltungsverfahren ist ferner auf die Einhaltung von Emissionsgrenzwerten, Restriktionen in der Kühlwasserversorgung sowie Betriebsstundenbegrenzungen für Gasturbinen hingewiesen worden (SW E. Bl. 634 VV, K. Bl. 869 VV, W. AG, Bl.801 VV). Schließlich nimmt Tenorziffer 10 Leistungsscheiben von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie, die zur Erbringung von Regelenergie und zur Besicherung vorgehalten werden, aus.
Wirtschaftliche Restriktionen sind in Tenorziffern 3, 8 und 10 hingegen nicht genannt. Sie fallen daher nicht unter die Befreiung und sind demnach auch nicht zu melden. Dasselbe gilt für vertragsrechtliche Grenzen, sofern diese keine technischen Auswirkungen auf die Anlage selbst und damit auf deren Einsatzfähigkeit haben. Unklarheiten bestehen diesbezüglich nicht. Soweit die Betroffene auf ihr Heizkraftwerk L. verweist, dessen beiden Gasturbinen-Anlagen aus emissionsschutzrechtlichen Gründen nur für jeweils x Stunden im Jahr für die Abdeckung von Spitzenlasten betrieben werden dürfen, liegt keine wirtschaftliche Restriktion vor, sondern eine solche nach Tenorziffer 3 Satz 6 der Festlegung, die Berücksichtigung findet. Dies gilt nicht erst, wenn die Betriebsstundenbeschränkung überschritten wird, sondern bereits dann, wenn die im öffentlichen Interesse liegende Absicherung des Wärmebedarfs der Bevölkerung im Winterhalbjahr aufgrund des vorherigen Verbrauchs der Betriebsstunden im Rahmen des Redispatch in Frage gestellt wäre. Denn auch insoweit liegt nicht nur eine wirtschaftliche Restriktion vor, sondern geht die fehlende Verfügbarkeit auf die genehmigungsrechtliche Restriktion zurück. Das stellt auch die Bundesnetzagentur nicht in Zweifel. Zwar ist der konkrete Fall in der Festlegung nicht aufgeführt, dies schließt dessen Anerkennung jedoch nicht aus. Die Festlegung nennt nur einige Beispiele, die jedoch ersichtlich nicht abschließend sind. Im Gegenteil verweist die Bundesnetzagentur auf Seite 42 der Festlegung ausdrücklich auf den Umfang der möglichen Ausnahmen und sieht wegen der damit verbundenen Missbrauchsgefahr eine Nachweispflicht auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers als gerechtfertigt an. Dass der für die Betroffene zuständige Übertragungsnetzbetreiber die aus den beschränkten Betriebsstunden resultierende Restriktion im Hinblick auf die Absicherung des Wärmebedarfs der Bevölkerung im Winterhalbjahr nicht anerkennt, ist weder vorgetragen noch ersichtlich. Es ist auch nicht unklar, ab wie vielen verbleibenden Betriebsstunden die Restriktion geltend gemacht werden kann. Aufgrund ihrer Erfahrungswerte kann die Betroffene sowie jeder andere Kraftwerksbetreiber den für die Wärmeversorgung im Winter erforderlichen Umfang der Betriebsstunden ungefähr abschätzen. Bezüglich dieser für die Wärmeversorgung als erforderlich angesehenen Betriebsstunden kann die Restriktion geltend gemacht werden. Vor diesem Hintergrund liegt auch der ebenfalls gerügte Verstoß gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz nicht vor.
2.3.3. Anlagenscharfe Meldung
Die Meldungen der technischen Parameter und Restriktionen haben anlagenscharf zu erfolgen. Dies ergibt sich schon daraus, dass derartige Restriktionen anlagenspezifisch sind, wie beispielsweise die begrenzte Betriebsstundenzahl des Heizkraftwerks L. Dass nicht auf den Netzknoten, sondern die einzelne Anlage abzustellen ist, ergibt sich auch aus Tenorziffer 3. So wird in Tenorziffer 3 Satz 5 ausdrücklich auf die „technischen Möglichkeiten der Anlage“ abgestellt. Ferner ergeben sich gesetzliche oder behördliche Vorgaben i.S.v. Tenorziffer 3 Satz 6 nicht für einen Netzknoten, sondern stets für die einzelne Anlage. Auch Regelenergie nach Tenorziffer 10 wird von einer konkreten Anlage und nicht von einem Netzknoten vorgehalten. Lediglich für das Vorhandensein freier Leistungsscheiben wird in Tenorziffer 8 Satz 4 der Festlegung ausdrücklich angeordnet, dass diese netzknotenbezogen zu melden sind.
3. Verstoß gegen § 13 EnWG
Ohne Erfolg wird von der Betroffenen geltend gemacht, die Festlegung verstoße wegen der Vorgabe einer Nennleistungsgrenze von 50 MW in Tenorziffer 2 Satz 1 sowie einer Spannungsgrenze von mindestens 110 kV gegen die aktuelle Fassung des § 13 Abs.1a EnWG und sei daher rechtswidrig.
Zum Zeitpunkt des Erlasses der Festlegung am 30.10.2014 sah § 13 Abs. 1a EnWG eine Nennleistungsgrenze ab 50 MW und die Anbindung der Anlage an ein Elektrizitätsversorgungsnetz mit einer Spannung von mindestens 110 kV vor. Diese Vorgaben hat die Bundesnetzagentur übernommen. Erst mit dem Dritten Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 20.12.2012 hat der Gesetzgeber die Nennwertgrenze mit Wirkung ab dem 28.12.2012 auf 10 MW gesenkt und das Mindesterfordernis der Anbindung an Elektrizitätsversorgungsnetze mit einer Spannung von mindestens 110 kV gestrichen. Dass die Bundesnetzagentur die Festlegung insoweit nicht angepasst hat, stellt keinen Verstoß gegen § 13 Abs. 1a EnWG n.F. dar. Denn der Bundesnetzagentur kommt hinsichtlich der Konkretisierung des Adressatenkreises ein Ermessensspielraum zu. Sie hat diesbezüglich auch bereits neue Ermessenserwägungen angestellt und in der mündlichen Verhandlung eine Änderung der Tenorziffer 2 bezüglich der Nennwert- und Spannungsgrenze angekündigt. Dabei hat sie nachvollziehbar darauf hingewiesen, dass sie zunächst den Verlauf der Redispatch-Verfahren abwarten wolle.
4. Verstoß gegen § 8 Abs. 1 EEG
Die Bundesnetzagentur hat den Einspeisevorrang des § 8 Abs.1 EEG (2012), § 11 Abs. 1 EEG (2014) beachtet. EEG-Anlagen sind bereits nicht vom Anwendungsbereich der Festlegung umfasst.
§§ 8 Abs.1 EEG (2012), 11 Abs. 1 EEG (2014), 4 Abs. 1 Satz 1, 4 Satz 2 KWKG verpflichten die Netzbetreiber zur vorrangigen Abnahme von Strom aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. Die Vorschriften enthalten damit Vorgaben für die Auflösung von Netznutzungskonflikten in Engpasssituationen, indem sie Strom aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung gegenüber Strom aus konventionellen Erzeugungsanlagen im Falle von Netznutzungskonflikten den Vorrang einräumen (BT-Drs. 15/2864 vom 01.04.2004, S. 28; Altrock in: Altrock/Oschmann/Theobald, EEG, 4. Aufl., § 8 RN 19). Vom Vorrangprinzip darf der Netzbetreiber nur abweichen, wenn er dies mit dem Anlagenbetreiber nach § 8 Abs. 3 EEG (2012)/§ 11 Abs. 3 EEG (2014) vereinbart hat oder wenn ein Fall von § 11 EEG (2012)/§ 14 (EEG 2014) vorliegt. Um Unsicherheiten mit den Bestimmungen des EEG und KWKG zu vermeiden, stellt § 13 Abs. 2a Satz 1 EnWG klar, dass das EE-/KWK-Vorrangprinzip bei allen Maßnahmen des kurzfristigen Engpassmanagements nach § 13 Abs. 1 und 2 EnWG gilt (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 72), d.h., Maßnahmen müssen sich stets zunächst auf nicht-vorrangberechtigten Strom beziehen und erst anschließend auf vorrangberechtigten Strom (Altrock in: Altrock/Oschmann/Theobald, EEG, 4. Aufl., § 8 RN 20). § 13 Abs. 2a Satz 2 EnWG klärt in diesem Zusammenhang das Verhältnis zwischen den in Absatz 1 Nummer 2 genannten marktbezogenen Maßnahmen und den vertraglichen Vereinbarungen nach § 8 Abs. 3 EEG (2012)/§ 11 Abs. 3 EEG(2014), wonach ausnahmsweise zur besseren Integration der Anlagen in das Netz von dem Vorrangprinzip abgewichen werden darf. Eine entsprechende spezialgesetzliche Öffnungsklausel besteht für Anlagen nach dem KWKG derzeit nicht (König in: Säcker, BerlKommEnR, a.a.O., § §13 RN 53; Ruge in: Rosin u.a., a.a.O., § 13 RN 54). Um zu verhindern, dass die Ausnahmeregelung für vertragliche Vereinbarungen zu einer Entwertung des Vorrangprinzips an sich führt, schreibt § 13 Abs. 2a Satz 2 EnWG daher vor, dass bei der Auswahl unter den marktbezogenen Maßnahmen vorrangig die Vereinbarungen zur Regelung der nicht privilegierten Anlagen einzusetzen ist. Die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien oder Kraft-Wärme-Kopplung darf also grundsätzlich erst unterbunden werden, wenn keine konventionellen Erzeugungsanlagen mehr in das maßgebliche Stromnetz einspeisen (vgl. auch BNetzA, Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement, Version 1.0, 29.03.2011, S. 6ff). Soweit die Einhaltung der genannten Verpflichtungen die Beseitigung einer Gefährdung oder Störung verhindern würde, kann allerdings nach § 13 Abs. 2a Satz 4 EnWG ausnahmsweise von ihnen abgewichen werden. Ein solcher Ausnahmefall liegt nach § 13 Abs. 2a Satz 5 EnWG insbesondere vor, soweit die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems auf die Mindesteinspeisung aus bestimmten Anlagen angewiesen sind (netztechnisch erforderliches Minimum). Ausnahmen nach den Sätzen 4 und 5 sind der Regulierungsbehörde unverzüglich anzuzeigen und die besonderen Gründe nachzuweisen, § 13 Abs. 2a Satz 6 EnWG.
Mit Blick auf diese Regelungen, die auch ohne ausdrückliche Nennung in der Festlegung Geltung beanspruchen, geht die Bundesnetzagentur zu Recht davon aus, dass EEG-Anlagen sowie KWK-Anlagen, welche aufgrund der Wärmeproduktion bei der Anpassung der Wirkleistungserzeugung Einschränkungen unterworfen sind, schon nicht von § 13 Abs. 1a EnWG und damit auch nicht von der Festlegung erfasst sind. Dies hat sie insbesondere bezüglich der EEG-Anlagen bereits im Verwaltungsverfahren im Eckpunktepapier vom 06.01.2012 (S. 4) verlautbart. Dieses Verständnis kommt auch in der Festlegung (S. 36) zum Ausdruck. Auch wenn sie EEG-Anlagen dort nicht ausdrücklich in Tenorziffer 2 aus dem Anwendungsbereich der Festlegung herausgenommen hat, ergibt sich dies jedoch nach dem objektiven Empfängerhorizont aus der Begründung der Festlegung. Dort hat sie ausgeführt, eine Klarstellung der Teilnahmepflichten von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen sei bereits deswegen erforderlich, da deren Betreiber sich durch den expliziten Hinweis in § 13 Abs. 2a EnWG auf die Einhaltung der Vorrangregelungen für EEG-Anlagen und KWK-Anlagen von der Verpflichtung zur Teilnahme an Maßnahmen zur Wirkleistungsanpassung grundsätzlich ausgeschlossen sehen könnten und klargestellt, dass die Regelung des § 13 Abs. 2a EnWG ihrer Auffassung nach nur für diejenigen elektrischen Leistungsscheiben von KWK-Anlagen einschlägig sei, welche aufgrund der Wärmeproduktion Einschränkungen bei der Anpassung der Wirkleistungserzeugung unterworfen seien (S. 36). Diesem Verständnis entsprechend sind aber konsequenterweise auch die zuvor erwähnten EEG-Anlagen durch § 13 Abs. 2a EnWG vom Anwendungsbereich der Festlegung ausgenommen.
Dass EEG- und KWK-Anlagen im Hinblick auf § 13 Abs. 2a EnWG dem Anwendungsbereich der Festlegung nicht unterfallen, ist auch folgerichtig. Denn der Netzbetreiber muss im Rahmen von marktbezogenen Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG zunächst die konventionellen Erzeuger nach § 13 Abs. 1 Nr. 2, Abs. 1a EnWG herunterfahren lassen. Gelingt dies nicht, sieht § 13 Abs. 2a EnWG vor, dass einspeiseprivilegierte Anlagen, mit denen zulässigerweise Verträge nach § 8 Abs. 3 EEG (2012)/§ 11 Abs. 3 EEG (2014) abgeschlossen worden sind, abgeschaltet werden müssen (König in: BerlKommEnR, a.a.O., § 13 RN 53; Altrock in: Altrock/Oschmann/Theobald, EEG, 4. Aufl., § 8 RN 78). Grundsätzlich können daher auch EEG-Anlagen in marktbezogene Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG einbezogen werden, jedoch mit der Einschränkung, dass entsprechende Vereinbarungen zwischen den Netzbetreibern und den EEG-Anlagenbetreibern nach den Vorschriften des EEG zulässig ist. § 8 Abs. 3 EEG (2012)/§ 11 Abs. 3 EEG (2014) erlauben entsprechende Vereinbarungen jedoch nur ausnahmsweise, soweit sie der besseren Integration einer EEG-Anlage in das Netz dienen. Vor diesem Hintergrund ist kein Raum für die Annahme, dass EEG-Anlagen auch nach § 13 Abs. 1a EnWG unter Beachtung des Vorrangverhältnisses zur Abregelung verpflichtet sind (a.A. König, Engpassmanagement in der deutschen und europäischen Elektrizitätsversorgung, S. 442f., FN 443). Reichen die Abschaltungen auf vertraglicher Grundlage nicht aus, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Netzes wieder herzustellen oder zu erhalten, muss der Netzbetreiber daher Abschaltungen nach § 13 Abs. 2 EnWG gegenüber konventionellen Erzeugern bzw. solche nach § 11 EEG (2012)/§ 14 EEG (2014) gegenüber privilegierten Anlagen veranlassen (Altrock in: Altrock/Oschmann/Theobald, EEG, 4. Aufl., § 8 RN 78; Schumacher, ZUR 2012, 17, 19, vgl. auch BNetzA, Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement, Version 1.0, Stand 29.03.2011, der für die Abschaltrangfolge nach den neueren Versionen weiterhin Geltung beansprucht). Dies ergibt sich auch aus der Gesetzesbegründung zu § 13 Abs. 1a EnWG, wonach der Zugriff auf Speicheranlagen gerade deswegen eingeräumt wurde, „um nach Ausschöpfung von Maßnahmen nach Absatz 1 bei konventionellen Kraftwerken den Umfang von Einspeisemanagementmaßnahmen nach § 11 EEG zu minimieren“.
5. Verstoß gegen § 4 KWKG
Der Einwand der Betroffenen, die Einsatzreihenfolge nach Tenorziffer 4 der Redispatch-Festlegung berücksichtige den Einspeisevorrang von KWK-Anlagen nicht und verstoße daher gegen § 13 Abs. 2 EnWG i.V.m. § 4 Abs. 1 KWKG 2002, hat keinen Erfolg.
Wie bereits unter 4. ausgeführt, sind Netzbetreiber gemäß § 4 Abs. 1 Satz 1 KWKG verpflichtet, den in KWK-Anlagen erzeugten KWK-Strom vorrangig vor nicht-vorrangberechtigtem Strom einzuspeisen. Dementsprechend dürfen Wirkleistungsreduzierungen hinsichtlich KWK-Stroms erst nach Abschaltung konventioneller Anlagen erfolgen. Dies wird auch in § 13 Abs. 2a EnWG klarstellend festgehalten. KWK-Strom wird definiert in § 3 Abs. 4 Satz 1 KWKG als das Produkt aus Nutzwärme und Stromkennzahl. Nutzwärme ist nach § 3 Abs. 6 KWKG die aus dem KWK-Prozess ausgekoppelte Wärme, die außerhalb der KWK-Anlage verwendet wird. Die Stromkennzahl ist nach § 3 Abs. 7 KWKG das Verhältnis von KWK-Nettostromerzeugung zur KWK-Nutzwärmerzeugung in einem bestimmten Zeitraum. KWK-Nettostromerzeugung wird in § 3 KWK nicht definiert. Es handelt sich hierbei jedoch um die physikalisch unmittelbar mit der Wärmeerzeugung gekoppelte Teilmenge der Nettostromerzeugung (Jacobshagen/Kachel in: Danner/Theobald, Energierecht, 81. Erg.lief. 2014, § 3 KWKG RN 24). Die Stromkennzahl dient der Berechnung der förderfähigen KWK-Strommenge in Abgrenzung zum nicht förderfähigen Kondensationsstrom. Die Berechnung ergibt sich im Einzelnen aus dem AGFW-Arbeitsblatt FW 308 (insbesondere Anlage 1, S. 45ff). Die Stromkennzahl ist keine feste Größe, sondern hängt von dem jeweiligen Betriebszustand der Anlage ab.
Für KWK-Anlagen, in denen sowohl KWK-Strom als auch Kondensationsstrom erzeugt wird, ohne dass zeitlich oder örtlich zwischen der gekoppelten und der ungekoppelten Erzeugung von Strom und Nutzwärme differenziert werden kann, ist eine technische Unterscheidung der Stromarten nicht möglich. Dies führt faktisch dazu, dass der Netzbetreiber zunächst einmal sämtlichen Strom aus der KWK-Anlage aufnehmen muss (Jacobshagen/Kachel in: Danner/Theobald, Energierecht, 81. Erg.lief. 2014, (hier: Stand Mai 2010), § 3 KWKG RN 30). Privilegiert bleibt aber dennoch nur der eigentliche KWK-Strom. Dies gilt auch im Rahmen des Redispatch. Denn aufgrund der vorherigen Mitteilung der freien Leistungsscheiben ist eine Unterscheidung zwischen Kondensationsstrom und KWK-Strom möglich. Dies rechtfertigt die von der Bundesnetzagentur in der Festlegung getroffene Unterscheidung zwischen Leistungsscheiben, die Einschränkungen durch die Wärmeproduktion unterliegen und solchen, bei denen dies nicht der Fall ist.
Ewas anderes ergibt sich auch nicht aus dem Umstand, dass die Stromkennzahl wegen ihres Bezugs auf einen bestimmten – vergangenen - Zeitraum nicht im Voraus berechnet werden kann. Dies führt nicht zu einer gesamten Privilegierung des von einer KWK-Anlage eingespeisten Stroms. Denn auch KWK-Anlagen-Betreiber sind nach § 5 Abs. 1 StromNZV verpflichtet, über ihren Bilanzkreisverantwortlichen ihre Fahrpläne sowie deren Änderungen gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern anzuzeigen. Dies setzt voraus, dass sie die eingespeisten Strommengen jedenfalls prognostizieren können. Dies gilt auch in Bezug auf den Anteil des Kondensationsstroms, soweit dieser vermarktet werden soll – nach dem Vortrag der Bundesnetzagentur trifft dies für die Betroffene in Bezug auf die Teilnahme am Regelenergiemarkt zu. Auch die Betroffene geht davon aus, dass eine Prognose möglich ist, wenngleich sie diese wegen des nicht sicher einschätzbaren Fernwärmebedarfs für unsicher bzw. fortlaufend korrekturbedürftig hält. Soweit sich im konkreten Redispatch-Fall Änderungen bezüglich der freien Leistungsscheiben in Bezug auf die Wärmeerzeugung ergeben, sind diese aber noch berücksichtigungsfähig, so dass sich ein Verstoß gegen den Einspeisevorrang nicht ergibt.
Soweit die Betroffene für ihre gegenteilige Auffassung auf die Gesetzesbegründung zu § 13 Abs. 2 a EnWG verweist, wonach aufgrund des Einspeisevorrangs die Abriegelung von EEG- und KWK-Anlagen ausscheidet, bis die Einspeisung aller übrigen Anlagen bereits auf das netztechnisch erforderliche Minimum heruntergefahren worden ist, übersieht sie, dass sich diese Aussage nur auf den privilegierten KWK-Strom bezieht. Denn nur für diesen ergibt sich nach § 4 KWKG überhaupt ein Einspeisevorrang. In Bezug auf die Produktion von KWK-Strom sind Anlagen von der Festlegung jedoch schon nicht erfasst, weswegen auch insofern kein Verstoß gegen das Vorrangprinzip vorliegt.
6. Ermessen/Verhältnismäßigkeit
Die Bundesnetzagentur hat ihr Ermessen sachgerecht ausgeübt und dabei den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit beachtet.
6.1. Marktwirtschaftliches Verfahren
Die Festlegung ist nicht deshalb ermessensfehlerhaft, weil die Bundesnetzagentur
kein marktwirtschaftliches Verfahren für die Beschaffung von Redispatch-Leistungen vorgegeben hat.
Die Festlegungsbefugnis in § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG bezieht sich nicht auf die Ausgestaltung eines marktwirtschaftlichen Verfahrens. Nach § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG ist die Bundesnetzagentur u.a. ermächtigt, die Methodik der Anforderung durch den Betreiber von Übertragungsnetzen zu konkretisieren. § 13 Abs. 1a EnWG normiert die Anforderung jedoch als ein unmittelbares Eingriffsrecht der Übertragungsnetzbetreiber. Dies ergibt sich bereits aus dem Wortlaut der Norm. Nach seinem Wortsinn bedeutet „Anforderung“ „Anspruch, Forderung, an jemandes Leistung“. (vgl. www.duden.de „Anforderung“). In Bezug auf Redispatch ist Anforderung daher als Forderung oder Anweisung zur Wirkleistungsanpassung zu verstehen. Mit diesem Verständnis ist die von den Anlagenbetreibern angeführte Ausschreibung bzw. Aufforderung zur Angebotsabgabe nicht in Einklang zu bringen, da diese nicht unmittelbar auf die Wirkleistungsanpassung, sondern nur auf die Abgabe verschiedener Angebote zum Zwecke der Ermittlung des günstigsten Angebots abzielt. Dass Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG den marktbezogenen Maßnahmen zugeordnet werden, rechtfertigt keine andere Bewertung, sondern beruht auf der Vergütungspflicht der angeordneten Maßnahme. Auch nach der Gesetzesbegründung ist von einem unmittelbaren Anweisungsrecht auszugehen. Dort heißt es, dass der neu eingefügte Absatz 1a den Übertragungsnetzbetreibern Befugnisse an die Hand gibt, auf die genannten Anlagen gegen angemessene Vergütung zuzugreifen (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71). Systematische Gründe sprechen ebenfalls dafür, dass der Begriff „Anforderung“ keine „Ausschreibung“ umfasst. Denn das Gesetz ordnet regelmäßig ausdrücklich an, wenn die Beschaffung von Maßnahmen im Wege eines marktwirtschaftlichen Verfahrens erfolgen soll. Dasselbe gilt für die Ermächtigung zur Ausgestaltung eines marktwirtschaftlichen Verfahrens. So sieht § 22 EnWG i.V.m. § 6 StromNZV für den Einsatz von Regelenergie nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG – anders als für Redispatch-Maßnahmen - ausdrücklich eine Ausschreibung vor. Die Bundesnetzagentur ist in § 22 Abs. 2 EnWG zur Festlegung eines marktorientierten Verfahrens zur Beschaffung von Regelenergie sowie in 27 Abs. 1 Nr. 2 StromNZV zur Ausgestaltung des Ausschreibungsverfahrens von Regelenergie jeweils ausdrücklich ermächtigt worden. Für das vertragliche Lastmanagement nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG sieht § 13 Abs. 4a EnWG ebenfalls die Beschaffung im Rahmen eines Ausschreibungsverfahrens vor, welches von der Bundesregierung durch Rechtsverordnung näher geregelt werden kann. Der Bundesnetzagentur ist diesbezüglich keine Festlegungskompetenz zugewiesen. Hinsichtlich stillgelegter Anlagen nach § 13a EnWG ermächtigt § 13b Abs. 2 EnWG die Bundesregierung, durch Rechtsverordnungen Regelungen für einen transparenten Prozess zur Beschaffung einer Netzreserve vorzusehen. Hiervon hat die Bundesregierung durch Erlass der Reservekraftwerksverordnung Gebrauch gemacht. Demgegenüber sieht § 13 Abs. 1a EnWG solche Möglichkeiten nicht vor. Die Bundesnetzagentur ist daher auch nicht zu entsprechenden Regelungen ermächtigt.
Auf die Frage, ob ein Ausschreibungsverfahren wegen des netztopologisch lokalen Charakters der Netzengpässe im Hinblick auf die zur Verfügung stehende Anzahl von geeigneten Erzeugungsanlagen überhaupt in Betracht kommt, kommt es daher nicht an.
6.2. Tenorziffer 4
Tenorziffer 4 lässt keine Ermessensfehler erkennen. Die Rügen der Betroffenen sowie weiterer Anlagenbetreiber haben keinen Erfolg.
6.2.1. Überprüfbarkeit
Die Merit Order stellt ein geeignetes Mittel zur objektiven Reihung der Anlagen im Engpassfall dar. Die eingeschränkte Überprüfbarkeit steht dem nicht entgegen und führt insbesondere nicht zur Unverhältnismäßigkeit und damit Rechtswidrigkeit der Tenorziffer 4.
Die Vorgabe der Merit Order dient der Schaffung eines objektiven und eindeutigen Maßstabs zur Reihung der Erzeugungsanlagen und Speicher für die Durchführung von Redispatch-Maßnahmen (vgl. S. 43 der Festlegung) und damit dem mit der Festlegung verfolgten Zweck, eine diskriminierungsfreie, sich an sachlichen Kriterien orientierende Durchführung von Anpassungsmaßnahmen zu ermöglichen (vgl. S. 30 der Festlegung). Die Methodik der Merit Order ist grundsätzlich geeignet, diesen Zweck zu erfüllen. Denn die Auswahl der für die Redispatch-Maßnahme heranzuziehenden Anlage ist nicht in das Belieben der Übertragungsnetzbetreiber gestellt, sondern orientiert sich an sachlichen Kriterien, nämlich der netzstützenden Wirkung sowie der Vergütung. Die netzstützende Wirkung ermittelt der Übertragungsnetzbetreiber – wie erläutert – anhand von sog. Sensitivitätsuntersuchungen, die eine anerkannte Methode zur Berechnung der netzstützenden Wirkung darstellen. Die Vergütung bestimmt sich nach den Kriterien der Festlegung der Beschlusskammer 8, BK8-12-019. Zur Wahrung der Transparenz (vgl. BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 72f.) bestimmt § 13 Abs. 5 EnWG, dass der Übertragungsnetzbetreiber die Regulierungsbehörde und die Betroffenen unverzüglich über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen unmittelbar unterrichtet. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen. Mit den in Tenorziffer 11 der Festlegung geregelten Veröffentlichungspflichten hat die Bundesnetzagentur die Übertragungsnetzbetreiber ferner dazu verpflichtet, die Maßnahmen zu veröffentlichen, um auch andere Kraftwerks- und Speicherbetreiber in die Lage zu versetzen, den Eingriff in die Wirkleistungseinspeisung ihrer Kraftwerke und Speicher in den Kontext zu den Eingriffen in die Fahrweise anderer Kraftwerke und Speicher zu stellen. Aus der Angabe der betroffenen Netzregion, dem Grund der nach Datum und Uhrzeit konkretisierten Maßnahme und der Nennung des Anlagenbetreibers kann der Anlagenbetreiber zumindest ersehen, welche Anlagenbetreiber in welcher Häufigkeit und welchem Umfang in der betroffenen Netzregion zum Redispatch herangezogen werden und anhand dieser Angaben die eigene Inanspruchnahme in Relation setzen.
Dass eine volle Überprüfung der Entscheidung des Übertragungsnetzbetreibers für die Anlagenbetreiber nicht möglich ist, steht der Gewährleistung der Diskriminierungsfreiheit dabei nicht entgegen. Eine volle Überprüfung würde voraussetzen, dass der Übertragungsnetzbetreiber die Merit Order einschließlich der bei der Anweisung auf Basis der Mitteilungen der Anlagenbetreiber zu beachtenden weiteren Parameter (Restriktionen und freie Leistungsscheiben nach Tenorziffer 3, 8, 10) sowie die für die konkrete Redispatch-Maßnahme jeweils anfallende Vergütung der einzelnen Anlagen veröffentlicht. Die in Rede stehenden Informationen stellen jedoch Geschäftsgeheimnisse der Anlagenbetreiber dar. An ihrer Nichtverbreitung besteht ein berechtigtes Interesse (vgl. auch BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 73: „unter Wahrung datenschutzrechtlicher Belange“). Dies kommt auch in § 12 Abs. 4 Satz 2 EnWG zum Ausdruck, wonach Betreiber von Übertragungsnetzen jeweils sicherzustellen haben, dass ihnen aufgrund nach Absatz 1 bestehender Mitteilungspflichten zur Kenntnis gelangte Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse ausschließlich so zu den dort genannten Zwecken zu nutzen, dass deren unbefugte Offenbarung ausgeschlossen ist. Eine umfassende Überprüfung der Angaben der Anlagenbetreiber sowie der der Übertragungsnetzbetreiber durch die Bundesnetzagentur oder die betroffenen Anlagenbetreiber sehen damit weder § 13 EnWG noch § 12 EnWG vor. Vielmehr hat ein Anlagenbetreiber diese Einschränkung im Hinblick auf das Spannungsverhältnis zwischen dem berechtigten Interesse des einzelnen Anlagenbetreibers an möglichst weitgehender Transparenz der Merit Order und dem berechtigten Interesse aller in die Merit Order einbezogenen Anlagenbetreiber, ihre Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse zu wahren, hinzunehmen (vgl. zum Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen auch BGH, Beschlüsse vom 22.07.2014, EnVR 59/12, RN 34ff – Stromnetz Berlin GmbH; EnVR 58/12, RN 34ff jeweils zum Qualitätselement nach §§ 19, 20 ARegV). Sofern sich aus den veröffentlichten Daten ein begründeter Anlass zu Zweifeln an der Richtigkeit der Merit Order ergeben, kann die Bundesnetzagentur nach § 13 Abs. 5 Satz 2 entsprechende Nachweise fordern und gegebenenfalls nach §§ 65ff EnWG vorgehen. Die Anlagenbetreiber sind damit nicht rechtsschutzlos gestellt.
6.2.2. Kosteneffizienz
Dass die mit der Redispatch-Maßnahme verbundenen Kosten in dem Quotienten aus netzstützender Wirkung und Vergütung aufgrund der Regelungen der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 nicht hinreichend abgebildet werden, führt weder zur Ungeeignetheit des Merit Order-Modells noch zu einem Verstoß gegen den Grundsatz der Preis- oder Kostengünstigkeit nach § 1 EnWG.
Zwar gewährleistet die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 keine angemessene Vergütung, da sie u.a. Opportunitätskosten nicht berücksichtigt sowie im Rahmen der Bagatellvergütung die Grenzkosten nicht angemessen abbildet (vgl. Beschlüsse des Senats vom heutigen Tage in den Beschwerdeverfahren gegen die Vergütungsfestlegung). Dies führt jedoch nicht zur Ungeeignetheit der Merit Order. Insoweit ist zwischen der Merit Order als solcher, also der in der streitgegenständlichen Festlegung vorgeschriebenen Methodik der Reihung, und den Auswirkungen einzelner Kostenpositionen auf die Merit Order zu unterscheiden. Sind Kostenpositionen nicht sachgerecht erfasst, wirkt sich dies naturgemäß auf die Merit Order aus, weil diese allgemein auf die Vergütung Bezug nimmt. Die Frage der Angemessenheit der Vergütung und der sachgerechten Erfassung einzelner Kostenbestandteile ist jedoch im Rahmen der Vergütungsfestlegung zu klären. Im Rahmen der hier streitgegenständlichen Festlegung kann es hingegen nur darum gehen, ob die Methodik als solche zu sachgerechten Ergebnissen führt. Dies ist jedoch zu bejahen. Mit der Berücksichtigung der netzstützenden Wirkung sowie der Vergütung wird einerseits die netzphysikalische Effektivität der Wirkleistungsanpassung, andererseits aber auch die Kosteneffizienz der Maßnahme berücksichtigt. Ob die Maßnahme kosteneffizient ist, richtet sich im Rahmen der Merit Order jedoch nach dem jeweils vorgegebenen Vergütungssystem und damit nach der relativen Kostengünstigkeit und nicht nach der materiellen Kostengerechtigkeit. Diese kann nur durch die jeweilige Vergütungsordnung selbst gewährleistet werden. Dies gilt unabhängig davon, ob die Vergütung in einer gesonderten Festlegung geregelt ist oder in einer einheitlichen Redispatch-Festlegung. Das Merit Order-Modell der streitgegenständlichen Festlegung ist jedoch geeignet, eine objektive Reihung nach der relativen Kostengünstigkeit zu gewährleisten und das sich aus der Vergütungsordnung ergebende kosteneffizienteste Kraftwerk/Kraftwerkspaar auszusuchen. So erfolgt die Reihung der Anlagen - bislang - entsprechend der sich aus der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 ergebenden Vergütung nach ihrer relativen Kosteneffizienz. Auch für den Fall, dass die Bundesnetzagentur nach der Aufhebung der Vergütungsfestlegung eine neue, rechtmäßige Vergütungsfestlegung erlässt, ist das Merit-Order Modell grundsätzlich geeignet, eine objektive Reihung nach den Kriterien physikalische Wirkung und Vergütung zu gewährleisten.
Die weiteren in diesem Verfahren gegen die Rechtmäßigkeit einzelner Regelungen der Vergütungsfestlegung vorgebrachten Rügen der Betroffenen sind Gegenstand des gegen die Vergütungsfestlegung gerichteten Beschwerdeverfahrens.
6.2.3. Anstieg Redispatch-Volumen und -Kosten
Das Merit Order-Modell führt auch nicht zu einem übergroßen Redispatch-Volumen und damit zu einem Anstieg der Redispatch-Kosten. Die Merit Order verstößt somit weder gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz noch gegen den Grundsatz der Preisgünstigkeit nach § 1 EnWG wie von einigen Kraftwerksbetreibern geltend gemacht wird.
Nach Tenorziffer 4 erfolgt die Wirkleistungsanpassung bei einer Wirkleistungserhöhung beginnend mit der Erzeugungs- oder Speicheranlage mit dem höchsten Quotienten aus netzstützender Wirkung und Vergütung in abfallender Reihenfolge. Bei einer Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung ist die Reihung beginnend mit der Erzeugungs- oder Speicheranlage mit dem geringsten Quotienten aus netzstützender Wirkung und Vergütung in aufsteigender Reihenfolge vorzunehmen. Dieser Mechanismus führt jedoch nicht zu einem Anstieg des Redispatch-Volumens und damit der Redispatch-Kosten. Die Annahme einiger Anlagenbetreiber, die Heranziehung der „teuersten“ Anlagen bei gleichzeitig geringer netzstützender Wirkung im Falle der Wirkleistungsreduzierung führe wegen der zur Erreichung der zur Engpassbeseitigung erforderlichen physikalischen Wirkung zu einer Erhöhung des Umfangs der Wirkleistungsreduzierung und damit auch zu einer höheren Vergütung, wobei der Effekt durch den erforderlichen energetischen Ausgleich auf der anderen Seite des Engpasses noch verstärkt werde, geht fehl.
Die Methodik der Merit Order schließt eine Erhöhung des Redispatch-Volumens und der Kosten aus. Denn bei der Reihung ist zunächst auf die netzstützende Wirkung und erst bei annähernd gleicher netzstützender Wirkung auf die Vergütung abzustellen. Dies ergibt die Auslegung der Regelung, für die nicht nur auf den verfügenden Teil, sondern ergänzend auf die Begründung (S.44f.) zu Tenorziffer 4 abzustellen ist. In der Begründung stellt die Bundesnetzagentur aber vorrangig auf die netzphysikalische Wirkung ab. Auf Seite 44 unten legt sie dar, dass das vorrangige Aktivieren von Anlagen mit einer hohen netzphysikalischen Wirkung nicht nur deswegen geboten sei, um den Umfang der Wirkleistungsanpassung und damit den Eingriff in die Fahrweise der Kraftwerke und Speicher möglichst gering zu halten. Sie weist auch ausdrücklich auf die von den Anlagenbetreibern beschriebene multiplizierende Wirkung auf der anderen Seite des Engpasses hin. So führt sie aus, das vorrangige Aktivieren von Anlagen mit einer hohen netzphysikalischen Wirkung sei auch deswegen geboten, da im Falle eines strombedingten Redispatch eine wechselseitige Beeinflussung der Anlagen auf beiden Seiten des Engpasses existiere und die Nutzung von Anlagen mit einer nur geringen netzphysikalischen Wirkung auf der einen Seite des Engpasses nicht nur einseitig das Eingriffsvolumen erhöhe. Durch die Einbeziehung der Vergütung könne die nach der Merit Order nach ihrer netzstützenden Wirkung als nächste kommende Anlage übersprungen werden, wenn – bei ähnlicher netzstützender Wirkung – die zu entrichtende Vergütung für das Hochfahren deutlich höher als die Vergütung der übernächsten Anlage sei. Auch der Übertragungsnetzbetreiber X. hat in der mündlichen Verhandlung bestätigt, dass bei der Merit Order primär auf die netzstützende Wirkung und sekundär auf die Vergütung abgestellt wird. Dadurch könne es nicht zu dem Fall kommen, dass Kraftwerke mit geringer netzstützender Wirkung große Wirkleistungsmengen „verschieben“ müssten. Vielmehr findet nach den Ausführungen von X. eine Paarungsbetrachtung nach der netzstützenden Wirkung statt. Danach muss die netzstützende Wirkung des herunterfahrenden Kraftwerks, der des herauffahrenden Kraftwerks entsprechen. Bei dieser Vorgehensweise wird gewährleistet, dass das Redispatch-Volumen und die –Kosten möglichst gering gehalten werden.
Gleichzeitig gewährleistet die Merit Order, dass die Kosten volkswirtschaftlich effizient sind. Beim strombedingten Redispatch werden zur Behebung des Engpasses gerade nicht nur ein, sondern mindestens zwei Kraftwerke angewiesen, und zwar jeweils mindestens eines vor und hinter dem Engpass. Dadurch wird gleichzeitig der energetische Ausgleich hergestellt und - durch die jeweils für das anzuweisende herunter- und herauffahrende Kraftwerk zu erstellende Merit Order - die mit der jeweiligen Wirkleistungsanpassung verbundenen Kosten mit einbezogen. Bei der Wirkleistungsreduzierung werden die – bei annähernd identischer netzstützender Wirkung - „teureren“ Anlagen, die eine höhere Vergütung an den Übertragungsnetzbetreiber als Kompensation für die ersparten Brennstoffkosten zu entrichten haben, herangezogen. Bei der Wirkleistungserhöhung werden die „preiswertesten“ Anlagen herangezogen, mit der Folge, dass der Übertragungsnetzbetreiber an diese auch nur eine geringere Vergütung zahlen muss. Diese Vergütung soll durch die Vereinnahmung möglichst hoher zu zahlender ersparter Aufwendungen der herunterfahrenden Kraftwerksbetreiber kompensiert werden. Dadurch wird erreicht, dass der Saldo der von den herunterfahrenden Kraftwerksbetreibern sowie den Übertragungsnetzbetreibern geleisteten Zahlungen – wie von den Anlagenbetreibern gefordert – möglichst niedrig bleibt. Demzufolge werden die Kosten, die an die Verbraucher weitergewälzt werden, i.S.d. Ziels der Preisgünstigkeit der Versorgung, möglichst geringfügig gehalten. Etwaige Erlöse kommen ihnen nach § 9 StromNEV zugute. Allerdings ist das System der Merit Order nicht darauf ausgelegt, möglichst Überschüsse zugunsten der Übertragungsnetzbetreiber bzw. der Netznutzer zu generieren. Dies gilt insbesondere auch, soweit sich die zu zahlende oder zu erstattende Vergütung nach der Bagatellregelung der Tenorziffer 3 der Vergütungsregelung richtet. Denn die von den herunterfahrenden Kraftwerken nach Tenorziffer 3b der Vergütungsfestlegung an den Übertragungsnetzbetreiber zu erstattenden Aufwendungen nach Grenzkostenersparnis liegen regelmäßig nicht über der vom Übertragungsnetzbetreiber an die hochfahrenden Kraftwerksbetreiber zu zahlenden Vergütung nach Tenorziffer 3a der Vergütungsfestlegung.
Der Hinweis eines Kraftwerksbetreibers, die von den vor dem Engpass liegenden Kraftwerksbetreibern zu zahlenden ersparten Aufwendungen richteten sich nach den höchsten Grenzkosten am Markt, die von dem Übertragungsnetzbetreiber an das hinter dem Engpass liegende Kraftwerk zu zahlende Vergütung entspreche den geringsten am Markt verfügbaren Grenzkosten, geht schon im Ansatz fehl. Die für jede Engpassseite gesondert zu bildende Merit Order betrachtet jeweils nur die Kosten der einen Engpassseite. Das zur Wirkleistungsreduzierung anzuweisende Kraftwerk hat daher nur im Vergleich zu den anderen Anlagen auf derselben Engpassseite die höchsten Grenzkosten. Entsprechendes gilt für das herauffahrende Kraftwerk. Dieses hat nur die geringsten Grenzkosten im Vergleich zu den übrigen in Betracht kommenden Anlagen. Im Vergleich zu dem herunterfahrenden Kraftwerk vor der Engpassseite wird es jedoch regelmäßig höhere Grenzkosten aufweisen. Insofern geht die Bundesnetzagentur im Grundsatz zutreffend davon aus, dass ein Unternehmen erst dann am Markt aktiv werden wird, wenn es zumindest seine Grenzkosten decken kann (vgl. S. 16 der Vergütungsfestlegung). Wird daher eine einspeisende Anlage zur Wirkleistungsreduzierung angewiesen, wird diese – regelmäßig – „im Geld gelegen“ haben. Eine Anlage, die zur Wirkleistungserhöhung angewiesen wird, hat offensichtlich nicht alle Kapazitäten vermarktet. Dies lässt regelmäßig darauf schließen, dass ihre Grenzkosten über dem Marktpreis liegen, sie also nicht oder nur knapp „im Geld liegt“. Vor diesem Hintergrund ist die Vergütung einer hochfahrenden Anlage regelmäßig höher als die ersparten Aufwendungen einer herunterfahrenden Anlage. Dass es auch Situationen gibt, in denen ein Kraftwerk einspeist, obwohl es seine Grenzkosten nicht deckt, ist unbestritten, stellt aber das Merit-Order-Modell nicht in Frage, insbesondere führt es nicht zu einer unverhältnismäßigen Belastung der einzelnen Kraftwerksbetreiber. Denn dem zur Wirkleistungsreduzierung angewiesene Kraftwerksbetreiber bleibt die Vergütung des von ihm vor der Redispatch-Anweisung abgeschlossenen Handelsgeschäfts erhalten, da die von ihm nicht eingespeiste Menge durch das hinter dem Engpass liegende Kraftwerk eingespeist wird. Er hat lediglich die ersparten Aufwendungen herauszugeben, die dadurch anfallen, dass er das Kraftwerk nicht, wie ursprünglich beabsichtigt, fährt. Es handelt sich daher gerade nicht um Gewinne, die eigentlich dem Kraftwerksbetreiber zustehen. Soweit die ersparten Aufwendungen im Rahmen der Bagatellvergütung der Vergütungsfestlegung zu hoch ermittelt werden, betrifft dies – wie ausgeführt - nicht die Merit Order als solche, sondern die Rechtmäßigkeit der Vergütungsfestlegung. Dies gilt auch für den Ausgleich der mit Redispatch-Maßnahmen verbundenen Auswirkungen auf Min-Take und Max-Take Verpflichtungen im Rahmen von Gasbezugsverträgen von Gaskraftwerksbetreibern.
Beim spannungsbedingten Redispatch wird nur die angewiesene Anlage betrachtet, da der energetische Ausgleich durch den Übertragungsnetzbetreiber im Wege des Intraday-Handels oder aufgrund eines bilateralen Handelsgeschäfts erfolgt. Andernfalls hätte auch beim spannungsbedingten Redispatch der energetische Ausgleich über die gegenläufige Redispatch-A1anweisung des Übertragungsnetzbetreibers erfolgen müssen. Dies hätte aber das Redispatch-Volumen vergrößert, weshalb sich die Kraftwerks- und Speicheranlagenbetreiber im Verwaltungsverfahren ausdrücklich gegen eine solche Vorgehensweise ausgesprochen haben.
6.2.4. Leistungsanteil nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung
Tenorziffer 4 ist auch nicht im Hinblick auf Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung rechtswidrig. Soweit die Betroffene darauf hingewiesen hat, die Vergütung eines Leistungsanteils nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung führe sowohl im Falle der Berücksichtigung als auch im Falle der Nichtberücksichtigung im Rahmen der Merit Order zu einem volkswirtschaftlich ineffizienten Kraftwerkseinsatz, rechtfertigt dies keine andere Bewertung. Ein Verstoß gegen den Grundsatz der Preisgünstigkeit nach § 1abs. 1 EnWG liegt nicht vor.
Da die Merit Order allgemein auf die Vergütung abstellt, kommt hier allein der Fall der Berücksichtigung des Leistungsanteils in Betracht. Davon geht auch die Bundesnetzagentur aus (vgl. S. 2 der Anlage 2 zur Stellungnahme des Bundeskartellamts vom 31.07.2014 in den Beschwerdeverfahren gegen die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8, BK8-12-19). Der zusätzlich zum Aufwandsersatz gewährte Leistungsanteils führt aber zu einer Verteuerung des Kraftwerkseinsatzes. Das Bundeskartellamt hat es daher in seiner Stellungnahme vom 31.07.2014 in den Verfahren zur Vergütungsfestlegung auf Seite 20 für denkbar gehalten, dass die Übertragungsnetzbetreiber aufgrund der Merit Order nur Kraftwerke für Redispatch-Maßnahmen heranziehen (dürfen), wenn durch deren Einsatz nicht die 10 % Schwelle überschritten wird und keine zusätzlichen Entgelte nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 entrichtet werden müssen. Folge dessen wäre ein ineffizienter Kraftwerkseinsatz, da nicht mehr notwendigerweise das Kraftwerk mit den geringsten variablen Kosten zum Einsatz käme, was einen Anstieg der Redispatch-Kosten zur Folge habe. Nach der Systematik der Merit Order, wonach zunächst auf die netzstützende Wirkung und erst dann auf die Vergütung abzustellen ist, würde sich an der Reihung der Anlagen trotz Verteuerung des Kraftwerkseinsatzes durch die zusätzliche Gewährung eines Leistungsanteils nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung allerdings nur dann etwas ändern, wenn die weiteren Kraftwerke eine annähernd identische netzstützende Wirkung haben. Das die Leistungsvergütung erhaltende Kraftwerk rückt also nicht zwangsläufig in der Merit Order weiter nach hinten. Sind jedoch weitere Kraftwerke vorhanden, die eine ähnliche netzstützende Wirkung haben, insgesamt aber „preisgünstiger“ sind, würde das Kraftwerk, das nach Ansicht der Bundesnetzagentur mit Überschreiten der 10 %- Grenze regelmäßig Redispatch-Maßnahmen erbringt und daher offensichtlich als besonders geeignet für Redispatch-Maßnahmen erscheint, in der Merit Order aufgrund der insgesamt höheren Vergütung nach hinten rücken. Das zum Einsatz kommende „preisgünstigere“ Kraftwerk hätte zwar vergleichsweise höhere variable Kosten, wegen der annähernd identischen netzstützenden Wirkung käme es aber nicht zu einem Anstieg des Redispatch-Volumens. Damit dürfte die Steigerung der Redispatch-Kosten unterhalb derjenigen liegen, die für das nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung zu vergütende Kraftwerk anfallen. Letztlich kann jedoch dahinstehen, ob durch die Tenorziffer 5 ein volkswirtschaftlich ineffizienter Kraftwerksansatz hervorgerufen wird. Denn die Auswirkungen der Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung beruhen nicht auf Unzulänglichkeiten des Merit-Order-Models, sondern allein auf der Fehlerhaftigkeit der Tenorziffer 5 der Vergütungsregelung (vgl. Beschlüsse vom heutigen Tage in den Verfahren gegen die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8). Wie bereits ausgeführt, ist insoweit zwischen der Merit Order als solcher und den Auswirkungen einzelner Kostenpositionen auf die Merit Order zu unterscheiden. Die sachgerechte Erfassung einzelner Kostenbestandteile ist durch die Vergütungsfestlegung zu gewährleisten und daher Gegenstand der Beschwerdeverfahren gegen die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8.
6.2.5. Spannungsbedingter Redispatch
Das Merit Order-Modell führt auch nicht zu einer fehlerhaften Einsatzreihenfolge beim spannungsbedingten Redispatch. Dem kann nicht entgegengehalten werden, der Quotient aus netzstützender Wirkung und Vergütungshöhe sei für die Einsatzreihenfolge beim spannungsbedingten Redispatch völlig ungeeignet. Wie bereits vorstehend unter Ziffer 2.2.2. ausgeführt, ist die Merit Order für den spannungsbedingten Redispatch nach anderen Kriterien aufzustellen als bei dem strombedingten Redispatch. Dies ergibt sich aus der unterschiedlichen Definition der netzstützenden Wirkung bei einem strom- oder spannungsbedingten Engpass. Bei einer spannungsbedingten Wirkleistungsanpassung beschreibt die netzstützende Wirkung die durch die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung bewirkte Spannungsänderung an dem von einer Spannungsgrenzwertverletzung bedrohten oder betroffenen Netzknoten (vgl. S. 44 der Festlegung). Richtig ist zwar, dass die Spannung letztlich durch die Blindleistungseinspeisung beeinflusst wird. Maßgebend ist vorliegend jedoch nicht die Blindleistungseinspeisung als solche, sondern ausweislich Tenorziffer 1 sowie den erläuternden Ausführungen auf Seite 11 der Festlegung die Wirkleistungsanpassung, da erst durch diese die für die Spannungshaltung maßgebliche Blindleistungseinspeisung ermöglicht werden soll. Vor diesem Hintergrund ist – wie beim strombedingten Redispatch – auf die Vergütung für die Wirkleistungsanpassung (nach der Vergütungsfestlegung der Aufwandsersatz für den Brennstoffverbrauch) und nicht für die mit einer Blindleistungseinspeisung verbundenen Kosten abzustellen.
6.2.6. Kraftwerksrevisionen
Kraftwerke, die zum Zeitpunkt der Redispatch-Maßnahme eine Kraftwerksrevision geplant haben, werden nicht ermessensfehlerhaft in die Merit Order einbezogen und zum Redispatch angewiesen. Denn aufgrund der geplanten Revision sind sie nicht für den konkreten Redispatch-Einsatz verfügbar und können daher nach Tenorziffer 8 Satz 2 der Festlegung schon keine freien Leistungsscheiben melden. Grundsätzlich bleiben Anlagen zwar auch in diesem Fall zum Redispatch verpflichtet, da nach § 13 Abs. 1a Satz 2 EnWG die Wirkleistungsanpassung auch die Anforderung einer Einspeisung aus Erzeugungsanlagen, die zur Erfüllung der Anforderung eine geplante Revision verschieben müssen, umfasst. Nach der Gesetzesbegründung soll dies jedoch nur im Einzelfall nach Ausschöpfung milderer Mittel zulässig sein (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71). Dieser Grundsatz gilt auch im Rahmen der Festlegung und bedarf daher keiner ausdrücklichen Anordnung. Eine Anlage, die eine Revision geplant hat, kann daher nur im Notfall herangezogen werden.
6.2.7. Differenzierung zwischen Minimallast und Abschaltung
Die Bundesnetzagentur musste auch nicht Leistungsscheiben von 0 MW bis zur Mindestwirkleistungseinspeisung und Leistungsscheiben von der Mindestwirkleistungseinspeisung bis zur maximalen, technisch möglichen Einspeisung separat in die Merit Order einbeziehen. Die teilweise erhobene Rüge, die Festlegung sei ermessensfehlerhaft, weil den Übertragungsnetzbetreibern nicht aufgegeben werde, vorrangig vor der Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung einer Anlage bis auf 0 MW bzw. vor der Erhöhung der Wirkleistungseinspeisung aus einem Zustand, in dem die Anlage nicht einspeise, Reduzierungen bzw. Erhöhungen der Wirkleistungseinspeisung anderer Anlagen aufzufordern, die dafür nicht abgeschaltet bzw. angefahren werden müssten, geht fehl.
Tenorziffer 3 der Festlegung regelt die Eingriffstiefe einer Redispatch-Maßnahme bis auf 0 MW sowie bis zur maximalen, technisch möglichen Einspeisung, auch aus einem Zustand, in dem die Anlagen nicht einspeist. Die Regelung steht in Einklang mit der Vorgabe in § 13 Abs. 1a Satz 2 EnWG, die die Anforderung einer Einspeisung aus Erzeugungsanlagen, die derzeit nicht einspeisen und erst betriebsbereit gemacht werden müssen, ausdrücklich vorsieht. Mit Blick auf die möglicherweise zeitlich und finanziell aufwändigen Vorbereitungsmaßnahmen, um die Erzeugungsanlagen in einen betriebsbereiten Zustand zu versetzen, soll eine Anforderung ihrer Einspeisung allerdings nur erforderlichenfalls, nach Ausschöpfung der milderen Mittel erfolgen (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71). Diesen Anforderungen wird die Festlegung dadurch gerecht, dass sie im Rahmen der Merit Order auf die Vergütung abstellt. Nach Ziffer 5.1.3.1. der Vergütungsfestlegung (S. 13) werden plausibel nachgewiesene zusätzlich entstandene Aufwendungen, die aus zusätzlichen An- und Abfahrvorgängen resultieren, vergütet. Damit ist eine Anlage, die erst betriebsbereit gemacht werden muss, regelmäßig teurer als eine Anlage, die schon einspeist. Dies führt im Rahmen der Merit Order dazu, dass diese in der Reihenfolge weiter nach hinten rückt. Dies sieht die Festlegung auf Seite 45 auch ausdrücklich vor. Eine Differenzierung nach Leistungsscheiben ist angesichts dessen entbehrlich. Sowohl die streitgegenständliche Festlegung als auch die Vergütungsfestlegung als auch das Gesetz gehen jeweils davon aus, dass sich derartige Kosten beziffern lassen. Bei einer Anlage, die ihre Wirkleistung auf 0 MW herunterfahren soll, gilt entsprechendes. Die Kosten für den Abfahrvorgang sind nach Ziffer 5.1.3.2. der Vergütungsfestlegung (S.15) von den ersparten Aufwendungen abzuziehen, so dass sich die an den Übertragungsnetzbetreiber zu zahlende Vergütung reduziert und die Anlage in der Reihenfolge nach hinten rückt. Durch den Verweis auf die zusätzlichen Aufwendungen nach Ziffer 5.1.3.1., die ausdrücklich zusätzliche An- und Abfahrvorgänge nennt, sind auch die Kosten des nach beendeter Redispatch-Maßnahme erforderlich werdenden Anfahrvorgangs berücksichtigungsfähig.
6.2.8. Abhängigkeit vom Bestand der Vergütungsfestlegung
Dass die Bundesnetzagentur nicht erwogen hat, wie zu verfahren ist, wenn die Vergütungsfestlegung aufgehoben oder widerrufen wird, stellt keinen Ermessensfehler in Form eines Ermessensausfalls dar. Denn der Vergütungsanspruch der Anlagenbetreiber ergibt sich bereits aus § 13 Abs. 1a EnWG selbst. Die Festlegung bzw. die Merit Order wird daher durch die Aufhebung der Vergütungsfestlegung nicht rechtswidrig, mag es auch bis zum Erlass einer neuen Vergütungsfestlegung Vollzugsprobleme im Hinblick auf die Bestimmung der Vergütung geben.
6.2.9. netzknotenbezogene Anweisung konterkariert Merit Order
Zu Recht wird darauf hingewiesen, dass die nach Tenorziffer 4 festgelegte Einsatzreihenfolge durch die netzknotenbezogene Anweisung konterkariert werden kann. Allerdings führt dies nicht zur Unverhältnismäßigkeit der Festlegung.
Wie bereits ausgeführt, bezieht sich die Verpflichtung, sich einer Redispatch-Anweisung zu unterwerfen auch an einem Netzknoten mit mehreren Anlagen eines Betreibers – entgegen der Regelung in Tenorziffer 2 der Festlegung - nur auf diejenigen Anlagen, die eine Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW aufweisen. Durch die Festlegung einer Merit Order in Tenorziffer 4 konkretisiert sich die Verpflichtung im Falle eines Netzengpasses oder einer Spannungsgrenzwertverletzung auf eine bestimmte Anlage. Die angewiesene Anlage ist grundsätzlich nur im Rahmen ihrer freien Leistungsscheiben zur Wirkleistungsanpassungen verpflichtet, danach ist die nach der Merit Order nächste Anlage anzuweisen. Dies wird allerdings im Rahmen der Festlegung nicht gewährleistet. Weder die Regelung über die Merit Order noch die über die Anweisung stellen sicher, dass die Inanspruchnahme nur im Rahmen der freien Leistungsscheiben der konkret verpflichteten Anlage erfolgt. Die netzstützende Wirkung wird im Rahmen der Merit Order unabhängig von den freien Leistungsscheiben berechnet. Die Anweisung erfolgt nach Tenorziffer 3 Satz 3 netzknotenbezogen, ebenso die Meldung freier Leistungsscheiben nach Tenorziffer 8. Dies führt dazu, dass die Wirkleistungsanpassung auch über die freien Leistungspotentiale der „Platz 1-Anlage“ hinaus erfolgen kann, solange an demselben Netzknoten noch freie Leistungsscheiben anderer Anlagen des Betreibers zur Verfügung stehen. Dadurch werden Anlagen herangezogen ohne Rücksicht darauf, ob diese nach der Reihenfolge der Merit Order als nächstes oder erst später verpflichtet sind. Allerdings belastet dies die Anlagenbetreiber nicht. Denn, wie die Beteiligten in der mündlichen Verhandlung vorgetragen haben, erhalten sie die Vergütung für die tatsächlich eingesetzte Anlage. Die Beteiligten haben ferner dargelegt, dass sie selbst bei vorhandenen freien Leistungsscheiben der sich nach der Merit Order ergebenden Anlage immer die teuerste Anlage einsetzen und dafür die Vergütung erhalten. Ein etwaig damit verbundener Verstoß gegen den Grundsatz der Preisgünstigkeit nach § 1 EnWG beschwert sie daher schon nicht. Dasselbe gilt, soweit darauf hingewiesen wird, dass der Netzknoten unter Umständen wegen der freien Leistungsscheiben der anderen Anlagen öfter angewiesen wird als dies beim Abstellen der freien Leistungsscheiben der Fall wäre. Dem kann nicht entgegen gehalten werden, dass die Vergütung nach der Vergütungsfestlegung nicht angemessen ist, denn dies hat lediglich die Aufhebung der Festlegung zur Konsequenz (vgl. Beschlüsse vorm heutigen Tag in den Beschwerdeverfahren gegen die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8). Für den Einsatz der die Redispatch-Maßnahme ausführenden Anlage steht dem Anlagenbetreiber schon kraft Gesetzes ein Anspruch auf angemessene Vergütung zu.
6.3. Tenorziffer 8
Die Verpflichtung in Tenorziffer 8 der Redispatch-Festlegung zur Meldung und laufenden Aktualisierung der viertelstundenscharfen Angaben zu freien Leistungsscheiben verstößt nicht gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz.
6.3.1. Betriebs-und Geschäftsgeheimnisse
Die Mitteilungspflichten sind erforderlich, um dem Übertragungsnetzbetreiber die für die Anweisung von Redispatch-Maßnahmen notwendige Kenntnis zu verschaffen, welche Erzeugungsanlage bzw., da die Meldepflichten nach Tenorziffer 8 Satz 4 netzknotenbezogen erfolgen, welcher Netzknoten über ausreichend freie Kapazitäten für die erforderliche Maßnahme verfügt. Insofern ist die Wahrnehmung der Systemverantwortung durch die Übertragungsnetzbetreiber zwangsläufig eine „geteilte Verantwortung“, die betrieblich eine enge Kooperation zwischen den verbundenen Übertragungsnetzbetreibern einerseits sowie mit den Netzkunden in der jeweiligen Regelzone andererseits voraussetzt. Vor diesem Hintergrund sieht § 12 Abs. 4 Satz 4 EnWG entsprechende Mitteilungspflichten vor, um u.a. einen sicheren Netzbetrieb zu ermöglichen. Die Sicherheit der Energieversorgung stellt ein absolutes Gemeinschaftsgut dar (BVerfG, Entscheidung vom 16.03.1971, 1 BvR 52/66, RN 82; BVerfGE 13, 97, 107). Ein Verstoß gegen die Berufsausübungsfreiheit nach Art. 12 Abs. 1 GG, die unter dem Regelungsvorbehalt des Satzes 2 steht, liegt angesichts dessen nicht vor. Aus der Zweckgebundenheit der Meldepflichten ergibt sich zwangsläufig, dass Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse zu wahren sind. Dies stellt § 12 Abs. 4 Satz 2 EnWG nunmehr auch ausdrücklich klar. Danach sind Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, sicherzustellen, Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse ausschließlich so zu nutzen, dass deren unbefugte Offenbarung ausgeschlossen ist.
6.3.2. Abfrage im Bedarfsfall
Die Regelung in Tenorziffer 8 ist zur Gewährleistung einer schnellen Reaktion auf Engpässe und Spannungsprobleme erforderlich. Eine erst im akuten Bedarfsfall beginnende Abfrage freier Leistungsscheiben ist nicht gleich gut geeignet, da sie zwangsläufig mit zeitlichen Verzögerungen einhergeht. Demgegenüber überzeugt der Hinweis der Betroffenen auf Verzögerungen, die sich aus einer Überschneidung von Anweisung und Fahrplanaktualisierung ergibt, nicht. Etwaige Überschneidungen im Einzelfall sind nicht geeignet, das Meldesystem der Tenorziffer 8 grundsätzlich in Frage zu stellen.
6.3.3. Zusätzlicher Kostenaufwand
Die Meldepflichten sind nicht unverhältnismäßig im engeren Sinne. Dass die Anlagenbetreiber Personal sowie entsprechende EDV bereitstellen müssen, um die Meldepflichten zu erfüllen, rechtfertigt keine andere Bewertung. Ein Kraftwerksbetreiber hat sich auf verändernde rechtliche Vorgaben, wie hier durch das Redispatch, einzustellen und die entsprechenden organisatorischen Maßnahmen vorzunehmen. Es ist nicht ersichtlich, dass die verwaltungstechnischen und organisatorischen Anpassungen, die durch Redispatch geboten sind, diesen typischerweise mit dem Betrieb eines Kraftwerks verbundenen Aufwand übersteigen. Vor diesem Hintergrund ist auch nicht zu beanstanden, dass die durch die Meldepflichten entstandenen Kosten nicht nach der Vergütungsfestlegung erstattet werden. Entsprechendes gilt auch für KWK-Anlagen. Diesbezüglich ist im Verwaltungsverfahren nicht auf einen besonderen Aufwand hingewiesen worden. Ein solcher ist auch nicht ersichtlich. Denn nach § 5 StromNZV sind die KWK-Anlagen ohnehin zur Fahrplananmeldung und dessen Aktualisierung beim Übertragungsnetzbetreiber über ihren Bilanzkreisverantwortlichen verpflichtet, so dass sie schon von daher eine Prognose über die Fernwärmeabnahme im Netz treffen müssen. Dass die Einsatzplanung nicht anlagenscharf möglich ist, sondern nur für Anlagenpools, hat auf den Aufwand keinen Einfluss. Auch das Erfordernis, zusätzlich Personal bereitzuhalten, trifft alle Netzbetreiber gleichermaßen. Schließlich steht der Verhältnismäßigkeit im engeren Sinne auch nicht entgegen, dass die Datenmeldungen nur auf Prognosen beruhen und damit mit gewissen Unsicherheiten behaftet sind. Auch bei konventionellen Anlagen besteht aufgrund unvorhersehbarer Restriktionen ein allgemeines Verfügbarkeitsrisiko. Dieses mag zwar bei KWK-Anlagen erhöht sein. Es ist aber weder vorgetragen noch ersichtlich, dass sich der Umfang der gemeldeten freien Leistungsscheiben in kürzester Zeit so erheblich verändert, dass die Meldungen letztlich wertlos sind.
6.3.4. Privilegierte Anlagen
Die Meldepflichten nach Tenorziffer 8 sind auch nicht im Hinblick auf die sich nach Ziffer 3 und Ziffer 10 ergebenden Privilegierungen unverhältnismäßig, wie einzelne Kraftwerksbetreiber meinen. Inwieweit privilegierte Anlagen vollumfänglich zur Datenbereitstellung verpflichtet sind, hängt - unter Beachtung des Verhältnismäßigkeitsgrundsatzes - von dem Umfang ihrer Privilegierung ab. KWK-Anlagen, deren Leistungsscheiben Einschränkungen durch die Wärmeproduktion unterliegen, sind nicht erst durch Tenorziffer 3 privilegiert, sondern nach den Ausführungen der Bundesnetzagentur auf Seite 36 der Festlegung bereits nicht von der Festlegung umfasst. Damit treffen sie auch keine Mitteilungspflichten. KWK-Anlagen, deren Leistungsscheiben nicht diesen Einschränkungen unterliegen, sind nicht privilegiert und den Meldepflichten in vollem Umfang unterworfen. Anlagen, die nach Tenorziffer 10 (Regelenergie und Besicherung) privilegiert Leistungsscheiben vorhalten, sind, soweit sie weitere freie Leistungsscheiben vorhalten, ebenfalls in vollem Umfang den Meldepflichten nach Tenorziffer 8 unterworfen. Anlagen, die ausschließlich Regelenergie vorhalten, können nach Tenorziffer 8 keine freien Leistungsscheiben melden, müssen allerdings Restriktionen, nämlich das Vorhalten von Regelenergie, nach Tenorziffer 8 Satz 5 melden.
6.3.5. Tenorziffer 7b der Vergütungsfestlegung
Soweit die Betroffene die Unverhältnismäßigkeit der Mitteilungspflichten nach Tenorziffer 7b der Vergütungsregelung der Beschlusskammer 8 beanstandet, ist diese Rüge im Rahmen des Beschwerdeverfahrens gegen die Vergütungsfestlegung anzubringen. Etwas anderes ergibt sich auch nicht daraus, dass die Meldepflichten auch in Bezug auf die Erstellung der Merit Order von Bedeutung sind. Geregelt sind sie jedoch in der Vergütungsfestlegung.
6.4. Restriktionen nach Tenorziffern 3, 8
Die Regelungen in Tenorziffer 3 Satz 5, Satz 6 und Tenorziffer 8 Satz 5 zur Berücksichtigung von Restriktionen sind ebenfalls verhältnismäßig. Etwas anderes ergibt sich auch nicht daraus, dass diese wirtschaftliche Restriktionen nicht erfassen. Soweit die Betroffene in diesem Zusammenhang auf das Heizkraftwerk L. verweist, dessen beiden Gasturbinen-Anlagen aus emissionsschutzrechtlichen Gründen nur für jeweils x Stunden im Jahr für die Abdeckung von Spitzenlasten betrieben werden dürfen, liegt, wie unter Ziffer 2.3.2. ausgeführt, keine wirtschaftliche Restriktion vor, sondern eine solche nach Tenorziffer 3 Satz 6 der Festlegung, die Berücksichtigung findet. Dies gilt auch für die für die Wärmeversorgung im Winter vorzuhaltenden Betriebsstunden.
Dass dem Anlagenbetreiber einer Anlage mit Betriebsstundenbegrenzung die Anlage nach Verbrauch der Betriebsstunden durch Redispatch-Maßnahmen nicht mehr zur eigenbestimmten Nutzung zur Verfügung steht, führt ebenfalls nicht zur Unverhältnismäßigkeit. Inwieweit dieser Fall überhaupt praxisrelevant ist, kann dahinstehen. Denn der Anlagenbetreiber, der grundsätzlich schon nach dem Gesetz zur Wirkleistungsanpassung verpflichtet ist, muss die Eingriffe in die Fahrweise seiner Anlage nicht entschädigungslos hinnehmen, sondern erhält dafür nach § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG eine angemessene Vergütung. Dass die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer dies nicht ausreichend umsetzt, führt lediglich zu deren Rechtswidrigkeit.
7. Gesamtaufhebung
Auch wenn nur die Reglungen in Tenorziffer 2 Satz 3 und Tenorziffer 3 Satz 2 der streitgegenständlichen Festlegung rechtswidrig sind, handelt es sich dabei um zentrale Regelungen, die zur Gesamtaufhebung der Festlegung führen. Schon die Rechtswidrigkeit der Tenorziffer 2, die den Adressatenkreis der Festlegung näher definiert, führt dazu, dass die übrigen Regelungen keinen Bestand haben können. Denn diese setzen die Bestimmung des Adressatenkreises voraus. Es kann auch nicht davon ausgegangen werden, dass die Bundesnetzagentur die Festlegung auch ohne die netzknotenbezogene Bestimmung der Nennwertgrenze der verpflichteten Anlagen bestimmt hätte. Vielmehr hat sie der Festlegung insgesamt ein netzknotenbezogenes Verständnis zugrunde gelegt. So geht sie auch in den Tenorziffern 3 und 8 von einer netzknotenbezogenen Betrachtungsweise aus.
C.
Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG.
Den Gegenstandswert für das Beschwerdeverfahren hat der Senat bereits im Termin vom 21.01.2015 im Hinblick auf die wirtschaftliche Bedeutung und nach den übereinstimmenden Angaben der Beteiligten auf 50.000 Euro für jedes Verfahren festgesetzt (§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO).
D.
Die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof ist zuzulassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung i.S.d. § 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG haben.

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

Zitierte Normen: §§ 1 Abs. 2, 5 Abs. 2 ResKVO
§§ 83 Abs. 2 Satz 1, 75 Abs. 1, 78 Abs. 1 EnWG
§§ 12, 13 EnWG
§§ 8 Abs.1 EEG
§§ 19, 20 ARegV
§§ 65ff EnWG
§§ 546, 547 ZPO
§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG
§ 39 VwVfG
§ 1 EnWG
§ 18 StromNEV
§ 13 EnWG
§ 14a EnWG
§ 11 EEG
§ 14 EEG
§ 4 KWKG
§ 3 KWKG
§ 22 EnWG
§ 6 StromNZV
§ 13a EnWG
§ 12 EnWG
§ 9 StromNEV
§ 5 StromNZV
§ 3 ZPO
§ 13 Abs. 2 EnWG
§ 13 Abs. 1 EnWG
§ 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG
§ 2 Abs. 11 StromNEV
§ 44 Abs. 2 Nr. 4 VwVfG
§ 1 Abs. 1 EnWG
§ 8 Abs. 1 EEG
§ 13 Absatz 2a Satz 1 EnWG
§ 13 Abs. 1a EnWG
§ 13 Abs. 2a EnWG
§ 4 Abs. 1 KWKG
§ 3 Abs. 4 KWKG
§ 13 Abs. 2a S. 1 EnWG
§ 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG
§ 24 Abs. 1 VwVfG
§ 13 Abs. 1a S. 1 EnWG
§ 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG
§ 13 Abs.2a EnWG
§ 37 Abs. 1 VwVfG
§ 13 Abs.1a EnWG
§ 13 Abs. 1 Satz 1 EnWG
§ 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EnWG
§ 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG
§ 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 und 2 EnWG
§ 13 Abs. 2a Satz 1 EnWG
§ 4 Abs. 1, Abs. 2 Satz 2 KWKG
§ 13 Abs. 1a Satz 3, 1. Alt. EnWG
§ 15 Abs. 1 Satz 1 ARegV
§ 117 a Satz 2 EnWG
§ 117a Satz 5 EnWG
§ 3 Nr. 1 EEG
§ 3 Abs. 2 KWKG
§ 19 Abs. 1 EEG
§ 13a Abs. 1 EnWG
§ 13a Absatz 3 EnWG
§ 13a Abs. 3 EnWG
§ 10 Abs. 1 ResKVO
§ 13 Abs. 4a EnWG
§ 3 Nr. 15 EnWG
§ 118 Abs. 6 EnWG
§ 15 Abs. 1 Satz 3 StromNEV
§ 2 Nr. 11 StromNEV
§ 109 Abs. 2 EnWG
§ 44 Abs. 1 Nr. 4 VwGO
§ 8 Abs.1 EEG
§ 11 Abs. 1 EEG
§ 8 Abs. 3 EEG
§ 11 Abs. 3 EEG
§ 13 Abs. 1 und 2 EnWG
§ 13 Abs. 2a Satz 2 EnWG
§ 13 Abs. 2a Satz 4 EnWG
§ 13 Abs. 2a Satz 5 EnWG
§ 13 Abs. 2a Satz 6 EnWG
§ 13 Abs. 1  Nr. 2 EnWG
§ 13 Abs. 1 Nr. 2, Abs. 1a EnWG
§ 4 Abs. 1 Satz 1 KWKG
§ 3 Abs. 4 Satz 1 KWKG
§ 3 Abs. 6 KWKG
§ 3 Abs. 7 KWKG
§ 5 Abs. 1 StromNZV
§ 13 Abs. 2 a EnWG
§ 22 Abs. 2 EnWG
§ 13b Abs. 2 EnWG
§ 13 Abs. 5 EnWG
§ 12 Abs. 4 Satz 2 EnWG
§ 13 Abs. 1a Satz 2 EnWG
§ 12 Abs. 4 Satz 4 EnWG
§ 90 Satz 1 EnWG
§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG
§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG
§ 10 Abs. 1 der Reservekraftwerksverordnung
Art. 12 GG
Art. 3 GG
Art. 12 Abs. 1 GG

Zitierte Entscheidungen: BVerfGE 116, 24, 58
BVerfGE 13, 97, 107
3 Kart 10/13
3 Kart 92/09
2 BvL 8/77
1 BvR 52/66