Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2015-04-28, Aktenzeichen VI-3 Kart 316/12 (V)
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2015:0428.VI3KART316.12V.00

Tenor:
1. Auf die Beschwerde der Betroffenen zu 1. und 4. wird der Beschluss der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012 (BK6-11/098) aufgehoben. Die Beschwerde der Betroffenen zu 2. und 3 wird als unzulässig verworfen.
2. Die Gerichtskosten des Beschwerdeverfahrens tragen die Bundesnetzagentur zu 50 % sowie die Beteiligten zu 2. und 3. jeweils zu 25 %. Die außergerichtlich entstandenen notwendigen Auslagen der Betroffenen zu 1. und 4. trägt die Bundesnetzagentur. Die außergerichtlich entstandenen notwendigen Auslagen der Bundesnetzagentur tragen diese zu 50 % und die Betroffenen zu 2. und 3. jeweils zu 25 %. Die außergerichtlichen Kosten der Betroffenen zu 2. und 3. tragen diese jeweils selbst. Die weiteren Beteiligten tragen ihre Kosten selbst.
3. Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen.

Tatbestand:
Die Betroffene zu 1. ist Eigentümerin und Betreiberin des Gaskraftwerks D. in x, das als Kraft-Wärme-Kopplungsanlage gleichzeitig Strom und Fernwärme produziert. Die elektrische Netto-Nennwirkleistung des Kraftwerks beträgt x MW ohne Wärmeauskopplung und x MW mit Wärmeauskopplung. Die Betroffene zu 2. ist Eigentümerin des Gemeinschaftskraftwerkes DD. in x, einem Steinkohlekraftwerk mit zwei Blöcken, das als Kraft-Wärme-Kopplungsanlage gleichzeitig Strom, Fernwärme und Industriewärme produziert. Die elektrische Netto-Nennwirkleistung des Kraftwerkes beträgt x MW (x MW je Block) mit Wärmeauskopplung. Die Betroffene zu 3. ist Eigentümerin des Gemeinschaftskraftwerks EE., einem Gaskraftwerk, das nach dem Kraft-Wärme-Kopplungsprinzip arbeitet und gleichzeitig Strom und Fernwärme produziert. Die elektrische Netto-Nennwirkleistung des Kraftwerks beträgt x MW ohne Wärmeauskopplung und x MW mit Wärmeauskopplung. …. Die Betroffene zu 4. ist Eigentümerin und Betreiberin des Kraftwerks J. in x, Landkreis x, einem Steinkohlekraftwerk mit einer elektrischen Netto-Nennwirkleistung von x MW. ….
Die Kraftwerke der Betroffenen zu 1. bis 3. sind an das Verteilernetz der L. GmbH angeschlossen, welches über den Anschlusspunkt J. mit dem vorgelagerten Übertragungsnetz der X GmbH verbunden ist. Das Kraftwerk der Betroffenen zu 4. ist am Netzanschlusspunkt J. direkt an das Übertragungsnetz der X. GmbH angeschlossen.
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 Betroffenen waren nicht zu 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.
Wegen der weiteren Einzelheiten der Festlegung wird auf die Anlage Bf 1 verwiesen.
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 haben die Betroffenen mit gesondert eingelegter Beschwerde angegriffen, die beim Senat unter dem Aktenzeichen VI-3 Kart 317/12 (V) geführt wird.
Mit form- und fristgerecht eingelegter Beschwerde wenden sich die Betroffenen gegen die Festlegung der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012.
Die Betroffenen sind der Ansicht, sie seien beschwerdebefugt. Die Betroffene zu 1. und 4. seien als Betreiber von Anlagen i.S.v. Tenorziffer 2 Satz 1 und 2 des Beschlusstenors Adressaten der streitgegenständlichen Festlegung und damit unmittelbar kraft Gesetzes Beteiligte des Verwaltungsverfahrens (§ 63 Abs. 2 Nr. 2 EnWG). Da nicht vollständig auszuschließen sei, dass der Betreiberbegriff i.S. der Festlegung der Beschlusskammer 6 auf das Eigentum abstelle, sei die Beschwerde in Bezug auf die Gemeinschaftskraftwerke DD. und EE. aus Gründen äußerster anwaltlicher Vorsorge … für die Betroffenen zu 2. und 3. erhoben worden. In Bezug auf das Kraftwerk J. sei die Beschwerde nicht nur für die Betroffene zu 4., sondern wegen der Unschärfen des Betreiberbegriffs zusätzlich auch für die Betroffene zu 1. erhoben. Die materielle Beschwer folge schon daraus, dass die Betroffenen aufgrund ihrer Adressatenstellung verpflichtet seien, die in der Festlegung angeordneten rechtswidrigen Regelungen zu befolgen.
Die Festlegung sei schon deshalb rechtswidrig und daher insgesamt aufzuheben, weil sie die Grenzen ihrer gesetzlichen Ermächtigungsgrundlage in § 13 Abs. 1 Satz 3 EnWG überschreite und damit gegen den Grundsatz des Vorbehalts des Gesetzes verstoße. Die Regelungen in Tenorziffern 1, 5 und 6 der Festlegung seien nicht von einer der drei zuerst genannten Tatbestandsalternativen des § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG gedeckt. Damit verletze die Festlegung auch ihre Grundrechte nach Art. 12 Abs. 1 GG, da die Berufsausübung nur „durch Gesetz oder aufgrund eines Gesetzes“ geregelt werden könne.
Tenorziffer 1 Sätze 1 und 2 der Festlegung regelten Voraussetzungen, unter denen eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisungen der dort genannten Anlagen durch die Übertragungsnetzbetreiber „zulässig“ sei. Derartige Zulässigkeits- oder „Eingriffsvoraussetzungen“ (S.31 der Festlegung) seien nicht von der Festlegungsbefugnis der Bundesnetzagentur nach § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG erfasst.
Tenorziffer 5 der Festlegung, wonach die Übertragungsnetzbetreiber den energetischen Ausgleich des Eingriffs sicherzustellen hätten, stelle ebenfalls keine Regelung i.S.v. § 13 Abs. 1a Satz 3, 1. bis 3. Alt. EnWG dar. Dass die Regelung in Tenorziffer 5 der Festlegung die Übertragungsnetzbetreiber verpflichte, sei unerheblich, da die Anweisungen des Übertragungsnetzbetreibers in Bezug auf die Art und Weise der Anweisung unmittelbar verbunden seien mit Auswirkungen für den Betreiber der Erzeugungsanlagen, an den die betreffende Anweisung ergehe. Beides lasse sich weder rechtlich noch sachlich trennen, weil die Festlegung insgesamt in allen ihren Regelungsteilen auf einer einheitlichen Ermessensausübung der Bundesnetzagentur beruhe. Die Regelung „infiziere“ daher die Rechtmäßigkeit der gesamten Festlegung einschließlich derjenigen Regelungen, die sich unmittelbar an die Betreiber von Erzeugungsanlangen richteten.
Auch die Vorgaben in Tenorziffer 6 der Festlegung zur Konkretisierung des anweisungsbefugten Übertragungsnetzbetreibers seien nicht durch § 13 Abs. 1a Satz 3, 1. bis 3. Alt. EnWG gedeckt. Es gehe weder um eine Konkretisierung des Adressaten einer Anweisung noch um den Inhalt einer Anweisung, sondern um die Konkretisierung des Absenders der Anweisung.
Rechtswidrig sei auch der in Tenorziffer 4 Satz 1 der Festlegung vorgesehene Auswahlmechanismus. Die Vorgaben zur Merit Order führten nach den eigenen Annahmen der Beschlusskammer dazu, dass Redispatch-Maßnahmen nahezu ausnahmslos die Betreiber von Erzeugungsanlagen beträfen, die ihr Kraftwerk in der räumlichen Nähe zu Engpässen der Übertragungsnetze betrieben. Darin liege eine Ungleichbehandlung gleicher Sachverhalte und damit ein Verstoß gegen Art. 3 Abs. 1 GG vor. Denn die Notwendigkeit von Redispatch-Maßnahmen werde durch die stärker betroffenen Betreiber der Erzeugungsanlagen, die ihren Standort in räumlicher Nähe zu den Netzengpässen hätten, nicht in einem stärkeren Maße verursacht als durch die übrigen Betreiber von Erzeugungsanlagen. Die mit der Festlegung für diese Betreiber von Erzeugungsanlagen verbundene Ungleichbehandlung sei sachlich nicht gerechtfertigt. Insbesondere stelle die netzstützende Wirkung kein Rechtsfertigungsgrund dar. Da es für den energetischen Ausgleich nicht mehr auf eine netzstützende Wirkung ankomme, könnten dazu Anlagen herangezogen werden, die keine oder wenigstens keine kontraproduktiven Auswirkungen auf den Lastfluss des betrachteten Betriebsmittels hätten.
Eine sachliche Rechtfertigung wäre allenfalls dann gegeben, wenn die mit dem Eingriff in den Betrieb der Erzeugungsanlage durch den Übertragungsnetzbetreiber verbundenen Kosten vollständig durch das hierfür vom Übertragungsnetzbetreiber zu zahlende „angemessene Entgelt“ kompensiert würden, was jedoch nicht der Fall sei. Insoweit könne die Rechtmäßigkeit der Festlegung BK6-11/098 nicht losgelöst von der die angemessene Vergütung betreffenden Festlegung BK 8-12/019 beurteilt werden.
Die Festlegung sei auch nicht verhältnismäßig. Es fehle an einer Vorgabe, dass zumindest bei gleicher Eignung der betreffenden Erzeugungsanlagen auf freiwilliger, d.h. auf vertraglicher Basis zur Verfügung stehende Redispatch-Kapazitäten zurückzugreifen sei. Die Bundesnetzagentur habe ein zwangsweises Zugreifen auf die Redispatch-Kapazitäten der Betreiber von Erzeugungsanlagen nur dann gestatten dürfen, wenn sich die in § 13 Abs. 1 EnWG geregelten freiwilligen Maßnahmen nicht als zumindest gleich wirksam erwiesen. Ausweislich der Festlegung sei aber nicht ersichtlich, ob und inwieweit nach den Ermittlungen der Beschlusskammer davon auszugehen gewesen sei, dass auch eine freiwillige Redispatch-Vereinbarung ausreichend wäre, um die Ziele der Festlegung zu erreichen. Insofern sei die Festlegung bereits nicht erforderlich, jedenfalls nicht angemessen. Denn angesichts des Umstands, dass in den letzten Jahren Redispatch auf der Basis freiwilliger Vereinbarungen ausreichend gewesen sei, um die Ziele der Versorgungssicherheit zu erreichen, sei nicht erkennbar, weshalb die Beschlusskammer nunmehr den Kräften des Marktes nicht mehr „traue“ und es für notwendig halte, im Wege der hoheitlichen Verpflichtung vorzugehen.
Die Betroffenen beantragen,
die Festlegung der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012 (Az.: BK6-11/098) aufzuheben.
Die Bundesnetzagentur beantragt,
die Beschwerde zurückzuweisen.
Sie verteidigt die angegriffene Festlegung unter Wiederholung und Vertiefung ihrer Gründe. Ergänzend trägt sie vor:
Die Beschwerde der Betroffenen zu 2. und 3. sei unzulässig. Als Eigentümerinnen des Gemeinschaftskraftwerks DD. bzw. des Gemeinschaftskraftwerks EE. seien sie nicht beschwerdebefugt.
Im Übrigen sei die Beschwerde unbegründet. Die seitens der Betroffenen zu 1. und 4. vorgebrachten Angriffe gegen die streitgegenständliche Festlegung griffen nicht durch.
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.
§ 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG ermächtige sie zu sämtlichen im Rahmen der Festlegung getroffenen Regelungen. Der Gesetzgeber habe ihr für die praxisgerechte Ausgestaltung von Redispatch einen weiten Spielraum und eine umfassende Regelungskompetenz eingeräumt.
Mit den in Tenorziffer 1 der Festlegung geregelten Eingriffsvoraussetzungen überschreite sie die Ermächtigungsgrundlage nicht. Vielmehr handele es sich dabei um eine notwendige Konkretisierung der Eingriffssituation, ohne die die übrigen Regelungen obsolet wären. Die Regelungen in Ziffer 1 stellten Festlegungen zu erforderlichen technischen Anforderungen sowie zur Methodik der Anforderung durch den Übertragungsnetzbetreiber i.S.d. § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG dar. Die für alle Beteiligten transparente Feststellung, in welcher Situation eine Anweisung zur Durchführung von Redispatch-Maßnahmen erfolgen könne, stehe zudem in einem funktionellen Zusammenhang mit dem gesamten Kompetenzgegenstand der Festlegungsermächtigung. Sie seien dem ihr zugewiesenen Kompetenztitel immanent. Im Übrigen sei die Festlegung der Eingriffsvoraussetzungen eine für die Betroffenen – als potentiell zur Wirkleistungsanpassung verpflichteten Anlagenbetreiberinnen – auch begünstigend, weil sie damit überprüfen könnten, ob die Voraussetzungen für eine Redispatch-Anweisung vorlägen. Letztlich stellten die Regelungen der Tenorziffer 1 eine Wiederholung der gesetzlich vorgegebenen Voraussetzungen dar und seien insoweit deklaratorisch. Der Verweis auf die Berücksichtigung etablierter, dem anerkannten Stand der Technik entsprechender Methoden zur Berücksichtigung von etwaigen Ausfällen von Netzbetriebsmitteln und von Erzeugungsanlagen bei der Netzbelastungsberechnung stelle eine Vorgehensweise dar, die ohnehin praktiziert werde. Auch die Nennung der Parameter „Überlastung von Betriebsmitteln oder Verletzung betrieblich zulässiger Spannungsbänder“ sowie das „n-1 Prinzip“ deckten sich mit der allgemeinen Ansicht über das Vorliegen eines kritischen Netzzustands i.S.d. § 13 Abs. 3 EnWG. Die getroffenen Regelungen erweiterten die Befugnisse der Übertragungsnetzbetreiber aus § 13 Abs. 1a Satz 1 und 2 EnWG nicht.
Bei der seitens der Betroffenen beanstandeten Regelung in Tenorziffer 5 der Festlegung (Sicherstellung des energetischen Ausgleichs) handele es sich um eine an die Übertragungsnetzbetreiber und nicht an die Erzeugungsanlagenbetreiber gerichtete Verpflichtung. Insofern sei bereits nicht ersichtlich, inwiefern die Betroffenen von der Regelung betroffen sein sollten. Ungeachtet dessen sei die in Rede stehende Regelung auf die Gewährleistung der bilanziellen Neutralität der Redispatch-Maßnahme bzw. der Maßnahme zur spannungsbedingten Anpassung der Wirkleistungseinspeisung gerichtet, deren Notwendigkeit sich ohnehin aus den Vorschriften des EnWG und der StromNZV ergebe. Im Übrigen sei der energetische Ausgleich bei Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG – soweit erforderlich – gelebte Praxis.
Die in Ziffer 6 der angegriffenen Festlegung geregelte Beschränkung der Anweisungsbefugnis auf denjenigen Übertragungsnetzbetreiber, an dessen Netz die Erzeugungs- und Speicheranlagen des anzuweisenden Betreibers angeschlossen sind, sei ebenfalls von der Festlegungsermächtigung gedeckt. Der Regelungsgegenstand „Konkretisierung des Adressatenkreises“ umfasse die Frage, an wen sich die Festlegung richte, mithin wer berechtigt sei, Wirkleistungsanpassungen anzuweisen und wer verpflichtet sei, diese Maßnahmen zu erbringen.
Darüber hinaus sei zu beachten, dass diese Vorgabe für die Betroffenen von Vorteil sei. Sie diene der Vereinfachung der Kommunikationsstrukturen zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Anlagenbetreibern. Dabei werde klargestellt, dass ein Anlagenbetreiber nur von einem Übertragungsnetzbetreiber, und zwar demjenigen, in dessen Regelzone die Anlagen angeschlossen sind, zur Wirkleitungsanpassung angewiesen werden dürfe. Insofern sei eine Beschwer der Betroffenen nicht ersichtlich.
Die streitgegenständliche Festlegung sei verhältnismäßig. Sie sei insbesondere erforderlich. Ein in jeder Hinsicht gleich geeignetes, aber milderes Mittel um das erstrebte Ziel zu erreichen, bestehe nicht. Die gestiegenen Fallzahlen von Redispatch-Maßnahmen und die stark sinkende Bereitschaft der Erzeuger, Redispatch-Verträge mit den Übertragungsnetzbetreibern abzuschließen, hätten eine einheitliche und diskriminierungsfreie Regelung erforderlich gemacht. Das Absehen von dem Erlass der gegenständlichen Festlegung stelle demzufolge kein gleich geeignetes, milderes Mittel dar. Die zuvor auf bilateralen Vereinbarungen beruhenden Redispatch-Maßnahmen seien nicht mehr geeignet gewesen, Gefahren oder Störungen für die Systemstabilität wirksam zu verhindern bzw. zu beseitigen.
Die Festlegung sei auch nicht deswegen unverhältnismäßig, weil sie das Verhältnis einer Anweisung zur Wirkleistungsanpassung nach § 13 Abs. 1a EnWG zu den auf vertraglicher Basis zur Verfügung stehenden Redispatch-Kapazitäten nicht regle. Eine solche Regelung sei bereits nicht erforderlich, da sich das Verhältnis der Maßnahmen nach den Absätzen 1, 1a und 2 bereits aus § 13 EnWG selbst ergebe. Grundsätzlich sei es Kraftwerksbetreibern und Übertragungsnetzbetreibern nicht untersagt, Verträge zur Durchführung von Wirkleistungsanpassungen abzuschließen, sofern diese nicht im Widerspruch zu den Vorgaben des § 13 Abs.1a EnWG i.V.m. der Festlegung stünden oder missbräuchlich seien. Darüber hinaus könnten Redispatch-Verträge mit Kraftwerksbetreibern abgeschlossen werden, die nicht der streitgegenständlichen Festlegung unterfielen. Derartige marktbezogene Maßnahmen i.S.d. § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG sowie Anweisungen zur Wirkleistungseinspeisung stünden gleichrangig nebeneinander.
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. Der lokale Charakter der auftretenden Engpässe sei sogar derart dominierend, dass der Verordnungsgeber die Notwendigkeit zur Regelung einer Netzreserve zur Gewährleistung der Systemsicherheit gesehen und die Reservekraftwerksverordnung vom 27.06.2013 erlassen habe. Dabei habe er in § 3 Abs. 3 Satz 1 ResKVO sowie in der Begründung des Referentenentwurfs ausdrücklich darauf abgestellt, dass die Netzreserve zur Gewährleistung ausreichender Redispatch-Kapazitäten zur Beseitigung lokal auftretender Engpässe benötigt werde. 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. Eine etwaige unzureichende Vergütung müsse im Parallelverfahren gegen die Festlegung der BK8 gerügt werden.
In diesem Zusammenhang dürfe nicht vernachlässigt werden, dass beim strombedingten Redispatch die auszuwählenden Anlagen auf beiden Seiten des Engpassens einander bedingten. Zur Aufrechterhaltung des Leistungsgleichgewichts im Netz müsse die Änderung der Wirkleistungseinspeisung auf beiden Seiten des Engpasses in Summe energetisch ausgeglichen sein. Daher erfolge in der Praxis keine voneinander losgelöste Auswahl der zur Beseitigung des Engpasses heranzuziehenden Anlagen. Vielmehr werde unter Berücksichtigung der Kriterien der netzstützenden Wirkung und der Kosten der Anlagen, die sich in der Merit Order widerspiegelten, eine ganzheitliche Optimierung für den betreffenden Engpass vorgenommen, um diesen volkswirtschaftlich effizient beheben zu können. Bei der Optimierung komme dem Kriterium der netzstützenden Wirkung eine besondere Bedeutung zu, da diese die zur Engpassbeseitigung erforderliche Wirkleistungsänderung und damit das notwendige Redispatch-Volumen determiniere. Ferner sei auch das Maß der zur Engpassbehebung notwendigen Wirkleistungsanpassung umso geringer, je höher die netzphysikalische Wirkung der angewiesenen Anlagen sei. Die Nähe zum Engpass und die daraus folgende netzstützende Wirkung seien damit auf beiden Seiten des Engpasses von entscheidender Bedeutung bei der Beseitigung von Gefährdungen und Störungen des Elektrizitätsversorgungssystems. Im Fall des spannungsbedingten Redispatch kämen ohnehin nur Kraftwerke in räumlicher Nähe für die Blindleistungskompensation in Frage. Es sei daher sachgerecht, dass der Nähe zum Engpass oder zur Spannungsgrenzwertverletzung über das Kriterium der netzstützenden Wirkung eine zentrale Rolle bei der Aufstellung der Einsatzreihenfolge zukomme. Eine ungerechtfertigte Ungleichbehandlung liege damit nicht vor.
Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstandes wird auf die zu den Akten gereichten Schriftsätze und Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang sowie das Protokoll zur Senatssitzung verwiesen.

Entscheidungsgründe:
Die zulässige Beschwerde der Betroffenen zu 1. und 4. hat in der Sache aus den mit den Verfahrensbeteiligten in der Senatssitzung erörterten Gründen Erfolg. Die Festlegung ist rechtswidrig und die Betroffenen dadurch in ihren Rechten verletzt. Die Beschwerde der Betroffenen zu 2. und 3. ist hingegen unzulässig.
I.
Die form- und fristgerecht eingelegte und begründete Beschwerde der Betroffenen zu 1. und 4. ist zulässig, die der Betroffenen zu 2. und 3. jedoch unzulässig.
Die Beschwerde ist als Anfechtungsbeschwerde statthaft, §§ 83 Abs. 2 Satz 1, 75 Abs. 1, 78 Abs. 1 EnWG. Die Betroffenen zu 1. und 4. sind als Anlagenbetreiber Adressaten der Festlegung und damit auch gemäß §§ 75 Abs. 2, 66 Abs. 2 Nr. 2 EnWG beschwerdebefugt.
Die Betroffenen zu 2. und 3. sind hingegen nicht beschwerdebefugt. Nach § 75 Abs. 2 EnWG steht die Beschwerde den am regulierungsbehördlichen Verfahren Beteiligten zu. Die Betroffenen waren nicht zum Verwaltungsverfahren beigeladen, weshalb eine Beteiligung nach § 66 Abs. 2 Nr. 3 EnWG nicht in Betracht kommt. Als Eigentümerinnen des Gemeinschaftskraftwerks DD. bzw. des Gemeinschaftskraftwerks EE. sind sie aber auch nicht als Adressaten der Festlegung gemäß 66 Abs. 2 Nr. 2 EnWG Beteiligte des Verwaltungsverfahrens gewesen. ….. Tenorziffer 2 Satz 1 und 2 des Beschlusstenors stellt hinsichtlich der Verpflichtung, sich der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung durch die Übertragungsnetzbetreiber zu unterwerfen, zunächst zwar auf die Anlagen ab. Aus § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG sowie Tenorziffer 2 Satz 3, Tenorziffer 3 Satz 3, Satz 5, Tenorziffer 7 Satz 1, Tenorziffer 8 sowie aus der Beschlussgründung ergibt sich jedoch mit hinreichender Deutlichkeit, dass in personeller Hinsicht auf den Betreiber der Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung von elektrischer Energie abzustellen ist. Eine Definition des Betreibers enthält das EnWG nicht. Nach der Legaldefinition des § 3 Nr. 2 EEG ist Anlagenbetreiber, wer unabhängig vom Eigentum die Anlage für die Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien oder aus Grubengas nutzt. Wer die öffentlich-rechtliche Genehmigung für eine Anlage erhalten hat, ist für die Betreiberstellung unerheblich. Die amtliche Begründung stellt darauf ab, wer die Kosten und das wirtschaftliche Risiko des Anlagenbetriebs trägt und das Recht hat, die Anlage auf eigene Rechnung (Unternehmensrisiko) zur Stromerzeugung zu nutzen, also über den Einsatz der Anlage bestimmt bzw. zumindest bestimmenden Einfluss hat (Oschmann in: Altrock/Oschmann/Theobald, EEG, 3. Aufl., §3 RN 37ff). Dies korrespondiert mit dem immissionsschutzrechtlichen Verständnis. Danach ist Betreiber einer immissionsschutzrechtlichen Anlage, wer die Anlage in seinem Namen auf seine Rechnung und in eigener Verantwortung führt, d.h. derjenige, der unter Berücksichtigung sämtlicher konkreter rechtlicher, wirtschaftlicher und tatsächlicher Gegebenheiten bestimmenden Einfluss auf die Errichtung, die Beschaffenheit und den Betrieb der Anlage ausübt (BVerwGE, 107, 299, 301, juris RN 10, OVG Münster, NVwZ-RR 2009, 462f.; OVG Lüneburg NVwZ 2009, 991f.). Daraus kann auch für den Betreiberbegriff in § 13 Abs. 1a EnWG sowie in der Festlegung geschlossen werden, dass dieser das wirtschaftliche Risiko der Anlage tragen und diese in eigenem Namen und eigene Rechnung führen muss, also die tatsächliche Verfügungsgewalt inne hat (vgl. auch Boesche in BerlKommEnR, 2. Aufl., Band 1, § 3 RN. 4). Davon gehen auch die Betroffenen zu 2. und 3. aus, weswegen sie die Beschwerden auch nur vorsorglich eingelegt haben. Mangels Betreibereigenschaft sind die Beschwerden der Betroffenen zu 2. und 3. jedoch unzulässig.
II.
Die Beschwerde der Betroffenen zu 1. und 4. 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. Zu Recht ist von Anlagenbetreibern jedoch eingewandt worden, 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 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).
1.4. Weitere Tenorziffern:
Die gegen weitere Tenorziffern erhobenen Rügen zur fehlenden Ermächtigungsgrundlage sind jedoch nicht begründet. Ein Verstoß gegen den Grundsatz des Vorbehalts des Gesetzes oder Art. 12 GG liegt insoweit nicht vor.
1.4.1. Tenorziffer 1
Die Regelungen in Tenorziffer 1 decken sich mit den gesetzlichen Vorgaben zur Zulässigkeit von Redispatch-Maßnahmen und sind daher letztlich nicht zu beanstanden. Denn unter welchen Voraussetzungen eine Redispatch-Maßnahme zulässig ist, hat der Gesetzgeber in § 13 Abs. 1, Abs. 1a, Abs. 3 EnWG selbst ausdrücklich geregelt. Nach § 13 Abs. 1 EnWG sind marktbezogene Maßnahmen des Übertragungsnetzbetreibers, zu denen auch die Anforderung der Wirkleistungsanpassung nach § 13 Abs. 1a EnWG gehört, zulässig, „sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist“. Nach der in § 13 Abs. 3 EnWG enthaltenen Legaldefinition liegt eine Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Übertragungsnetzbetreiber nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werde kann. Der Begriff der „Störung“ ist nicht legal definiert. Nach allgemeinem Wortverständnis liegt eine Störung jedoch vor, wenn sich die Gefährdung verwirklicht hat (Theobald in: Danner/Theobald, Energierecht, I EnWG, § 13 B 1, RN 6; Ruge in: Rosin u.a., Praxiskommentar zum EnWG, Stand Dezember 2012, § 13 RN 63; Salje, EnWG, § 13 RN 5).
Tenorziffer 1 der Festlegung gibt letztlich das wieder, was der Gesetzgeber vorgegeben hat. Die Vorgabe in Tenorziffer 1 Satz 1 EnWG, wonach eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie und von Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie durch die Übertragungsnetzbetreiber dann zulässig ist, wenn aufgrund von Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse andernfalls strombedingte Überlastungen von Betriebsmitteln oder Verletzungen betrieblich zulässiger Spannungsbänder zu erwarten sind, entspricht den Vorgaben in § 13 Abs. 1, Abs. 1a, Abs. 3 EnWG. Soweit die Bundesnetzagentur die Gefährdungslage nicht in der Wortwahl des § 13 Abs. 3 EnWG mit „kurzfristigen Netzengpässen“, sondern mit der Erwartung „strombedingter Überlastungen von Betriebsmitteln oder Verletzungen betrieblich zulässiger Spannungsbänder“ beschreibt, ist damit keine Änderung des Regelungsinhalts des § 13 Abs. 1a, Abs. 3 EnWG verbunden. Wie sich aus der Gesetzesbegründung zum gleichzeitig mit § 13 EnWG (BGBl. 2991 I, S. 1554) geänderten § 11 EEG 2012 (BGBl. 2011 I S. 1634) ergibt, entspricht diese Umschreibung der Definition des Gesetzgebers, der einen Netzengpass ausdrücklich bei Überschreitungen von Spannungsbändern oder der Strombelastbarkeit der Leitungen als gegeben ansieht (BT-Drs. 17/6071 vom 06.06.2011, S. 64). Da ausweislich der Gesetzesbegründung die Regelung des § 11 EEG 2012 im Zusammenhang mit § 13 EnWG zu sehen ist (BT-Drs. 17/6071, a.a.O.), ist diese Definition des Netzengpasses auch für § 13 Abs. 3 EnWG maßgeblich. Tenorziffer 1 Satz 1 der Festlegung bezieht sich dabei auf die Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems, Tenorziffer 1 Satz 3 auf die in § 13 Abs. 1 EnWG genannte Störung.
Auch mit dem Einschub in Tenorziffer 1 Satz 1 der Festlegung „wenn aufgrund von Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse“ sowie dem Hinweis in Tenorziffer 1 Satz 2, wonach dem anerkannten Stand der Technik entsprechende Methoden zur Berücksichtigung von etwaigen Ausfällen von Netzbetriebsmitteln und von Erzeugungsanlagen bei den Netzbelastungsberechnungen zu berücksichtigen sind, definiert die Bundesnetzagentur keine neuen, vom Gesetz nicht vorgesehenen Eingriffsvoraussetzungen. Sie stellt lediglich fest, was das Gesetz durch den Begriff „Gefährdung“ ohnehin voraussetzt. Der in § 13 Abs. 1 EnWG genannte Begriff der „Gefährdung“ erfordert nach § 13 Abs. 3 EnWG die Besorgnis eines der dort aufgeführten kritischen Netzzustände. Zu besorgen ist einer der kritischen Netzzustände, wenn für deren Eintritt eine hinreichende Wahrscheinlichkeit besteht (Ruge in: Rosin u.a., Praxiskommentar EnWG, a.a.O., § 13 RN 61). Der Begriff „besorgen“ setzt damit zwangsläufig eine Prognose der Übertragungsnetzbetreiber voraus. Nach den allgemeinen rechtlichen Anforderungen an Prognosen muss der Netzbetreiber dabei insbesondere den Sachverhalt zutreffend feststellen und davon ausgehend schlüssige Annahmen treffen (Bourwieg in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 2. Aufl., § 13 RN 8; König in: BerlKommEnR, a.a.O., § 13 RN 123, König, Engpassmanagement in der deutschen und europäischen Elektrizitätsversorgung, 2013, S. 422 m.w.N. zum allgemeinen Gefahrenabwehrrecht in FN 1853). Wenngleich dem Übertragungsnetzbetreiber bei der Beurteilung, ob Netzengpässe drohen, ein gewisser Spielraum zugestanden werden muss (vgl. König, Engpassmanagement in der deutschen und europäischen Elektrizitätsversorgung, 2013, S. 423), darf er nicht willkürlich handeln. Um prognostizieren zu können, ob Netzengpässe bestehen, bedarf es daher objektiver Methoden wie der in Tenorziffer 1 genannten Netzbelastungsberechnungen oder anderer gesicherter Erkenntnisse. Denn die Gründe von durchgeführten Anpassungen sind den Betroffenen und der Regulierungsbehörde gemäß § 13 Abs. 5 EnWG mitzuteilen und gegebenenfalls zu belegen. Die Festlegung setzt damit in Tenorziffer 1 nicht mehr voraus als § 13 Abs. 3 EnWG selbst, insbesondere wird keine bestimmte Methode vorgeschrieben. Sowohl nach § 13 Abs. 3 EnWG als auch nach Tenorziffer 1 der Festlegung bleibt es den Übertragungsnetzbetreibern überlassen, anhand welcher objektiver und nachprüfbarer Methoden sie die Gefahr eines Netzengpasses feststellen. Insoweit haben diese im Transmission Code 2007 Netzengpässe aber mit Hilfe des n-1-Kriteriums definiert. Dieses besagt, dass der sichere Netzbetrieb auch noch gewährleistet sein muss, wenn ein Betriebsmittel ausfällt (Transmission Code 2007, S. 76; Erbring/Kuring/Ruge in: Säcker, Handbuch zum deutsch-russischen Energierecht, 2010, S. 107ff, RN 145, 166). Die Festlegung greift in Tenorziffer 1 diese Vereinbarung auf, wobei sie das n-1-Kriterium nur als Beispiel einer etablierten Methode anführt und im Übrigen methodenoffen ist. Eine Verletzung von § 13 EnWG liegt damit nicht vor. Es ist auch nicht ersichtlich, inwieweit die Betroffenen durch den Hinweis auf die Anwendung etablierter und dem anerkannten Stand der Technik entsprechender Methoden bei der Gefahrenanalyse überhaupt beschwert sind. Die Anwendung solcher Methoden sichert – zugunsten der betroffenen Anlagenbetreiber - eine objektive Vorgehensweise bei der vorzunehmenden Prognose über das Vorliegen einer Gefahrenlage.
Auch Tenorziffer 1 Satz 4, wonach eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zum Ausgleich von Leistungsungleichgewichten nicht zulässig ist, stellt keine die Ermächtigungsgrundlage überschreitende Regelung dar, sondern einen Hinweis auf die bestehende Rechtslage. Denn Leistungsungleichgewichte in der jeweiligen Regelzone werden von den Übertragungsnetzbetreibern durch den Einsatz von Regelenergie ausgeglichen, §§ 2 Nr. 9, 6ff StromNZV. Die Beschaffung der Regelenergie erfolgt in gemeinsamen Ausschreibungen der Übertragungsnetzbetreiber gemäß § 22 EnWG in transparenter und nicht-diskriminierender Weise entsprechend der Vorgaben in §§ 6ff StromNEV i.V.m. § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG und in Festlegungen der Bundesnetzagentur nach § 27 Abs. 1 Nr. 2 und 3 StromNZV i.V.m. § 29 EnWG (Ruge in: Rosin u.a., Praxiskommentar EnWG, a.a.O., § 13 RN 77). Diese Vorgaben würden umgangen, wenn die zum Ausgleich von Leistungsungleichgewichten erforderliche Energie durch Redispatch-Maßnahmen beschafft würde. Insofern sind Erzeugungsmanagement (Redispatch) und Regelleistung Instrumente, die strikt voneinander unterschieden werden müssen (König: in Säcker, BerlKommEnR, a.a.O., § 13 RN 36; König, Engpassmanagement in der deutschen und europäischen Elektrizitätsversorgung, 2013, S. 469f.).
Die Nennung der gesetzlichen Eingriffsvoraussetzungen in Tenorziffer 1 der Festlegung war auch erforderlich, um den Anwendungsbereich der Festlegung deutlich zu machen, nachdem im Verwaltungsverfahren darüber diskutiert wurde, ob eine Anpassung der Wirkleistungseinspeisung – und damit der Anwendungsbereich der Festlegung – auf die Vermeidung strombedingter Überlastungen beschränkt werden sollte (vgl. S. 32 der Festlegung). Ferner wird durch Tenorziffer 1 klargestellt, dass sich die Festlegung nur auf die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung bezieht und nicht auf die in § 13 Abs. 1a EnWG zusätzlich vorgesehene Anpassung der Blindleistungseinspeisung.
1.4.2. Tenorziffer 5
Ohne Erfolg wenden sich die Betroffenen gegen die Regelungen in Tenorziffer 5 der Festlegung, wonach es dem anweisenden Übertragungsnetzbetreiber obliegt, bei einer Anpassung der Wirkleistungseinspeisung durch Speicher- oder Erzeugungsanlagen den energetischen Ausgleich des Eingriffs sicherzustellen. Es spricht viel dafür, dass die Bundesnetzagentur die Regelung zumindest wegen ihres Zusammenhangs mit der Anforderung einer Wirkleistungsanpassung auf § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG stützen konnte. Letztlich kann jedoch dahinstehen, ob die Regelung vom Katalog des § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG umfasst ist. Denn Tenorziffer 5 verpflichtet ausschließlich die Übertragungsnetzbetreiber, so dass die Kraftwerksbetreiber schon nicht beschwert sind. Dem kann auch nicht entgegengehalten werden, dass die Regelung in Tenorziffer 5 mit den Regelungen der Festlegung, welche den Betreibern von Erzeugungsanlagen Pflichten auferlegen, in untrennbarem sachlichem und rechtlichem Zusammenhang stehen. Denn die Regelung führt lediglich zu einer Entlastung der Anlagenbetreiber. Durch die Anordnung, dass der Übertragungsnetzbetreiber den energetischen Ausgleich des Eingriffs über den Intraday-Handel bzw. gegebenenfalls auch über bilaterale Handelsgeschäfte herzustellen hat, wird die bilanzielle Neutralität von Maßnahmen zur Wirkleistungsanpassung und damit der erforderlich Ausgleich der Systembilanz bewirkt. Alternativ hätte – wie beim strombedingten Redispatch – ein anderes Kraftwerk zur gegenläufigen Wirkleistungsanpassung herangezogen werden können, was jedoch zu einer Ausweitung von Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1a EnWG und einer damit einhergehenden zusätzlichen Belastung von Kraftwerksbetreibern geführt hätte. Durch die Regelung wird ferner der Einsatz von Regelenergie vermieden, den letztlich die Anlagenbetreiber als Ausgleichsenergie wirtschaftlich zu tragen hätten. Dementsprechend ist auch in Tenorziffer 7 Satz 2 der Festlegung geregelt, dass die Bilanzkreise, denen die Erzeugungsanlagen oder Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie zugeordnet sind, so zu stellen sind, als habe eine Anpassung der Wirkleistung nicht stattgefunden.
1.4.3. Tenorziffer 6
Die Rüge der Betroffenen, die Regelung in Tenorziffer 6 zum anweisungsbefugten Übertragungsnetzbetreiber sei von der Ermächtigungsgrundlage in § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG nicht gedeckt und deshalb rechtswidrig, hat keinen Erfolg.
Nach Tenorziffer 6 erfolgt die Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung ausschließlich durch denjenigen Übertragungsnetzbetreiber, an dessen Netz die Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie mittelbar oder unmittelbar angeschlossen sind. Damit stellt die Bundesnetzagentur jedoch lediglich klar, was ohnehin gesetzlich vorgegeben ist. § 13 Abs. 1 a Satz 1 EnWG bestimmt, dass die Anforderung der Wirkleistungsanpassung „durch die Betreiber von Übertragungsnetzen erforderlichenfalls in Abstimmung mit dem Betreiber desjenigen Netzes, in das die Erzeugungsanlage eingebunden ist“ ergeht. Damit ist die Anforderung durch den Übertragungsnetzbetreiber gesetzlich vorgegeben. Dass es sich jeweils um den Anschlussübertragungsnetzbetreiber handeln muss, ergibt sich schon aus der Systemverantwortung eines jeden Übertragungsnetzbetreibers für seine Regelzone gemäß §§ 12 Abs. 1, 13 Abs. 1 EnWG. Nichts anderes bestimmt Tenorziffer 6.
Aber auch wenn man dem nicht folgen wollte und § 13 Abs. 1 a Satz 1 EnWG im Hinblick auf den anweisungsbefugten Übertragungsnetzbetreiber für konkretisierungsbedürftig hielte, wäre die Regelung nicht zu beanstanden, sondern in diesem Fall durch die Festlegungsbefugnis der Bundesnetzagentur nach § 13 Abs. 1 a Satz 3, 1. Alt. EnWG gedeckt. Die Ermächtigung zur „Konkretisierung des Adressatenkreises nach Satz 1“ umfasst sowohl die Bestimmung der verpflichteten Kraftwerks- und Speicherbetreiber als auch die der anweisungsbefugten Übertragungsnetzbetreiber. Entgegen der Ansicht der Betroffenen kann der Ermächtigung zur „Konkretisierung des Adressatenkreises nach Satz 1“ eine Einschränkung dahingehend, dass sich diese auf den Adressatenkreis der Anweisung beziehen soll, nicht entnommen werden. Der Wortlaut enthält eine solche Beschränkung nicht. Satz 1 richtet sich sowohl an die Kraftwerks- als auch die Übertragungsnetzbetreiber. Auch die Verordnungsbegründung stellt in diesem Zusammenhang nicht nur auf die Pflichten der Betreiber der betroffenen Erzeugungsanlagen ab, sondern auch auf die der Übertragungsnetzbetreiber.
2. Aufgreifermessen
Die Bundesnetzagentur hat ihr Aufgreifermessen sachgerecht ausgeübt.
Nach § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG ist die Bundesnetzagentur ermächtigt, Festlegungen zu den vier genannten Themenkomplexen zu erlassen. Die Ermächtigung soll ihr ausweislich der Gesetzesbegründung ermöglichen, in einem Feld von erheblicher Bedeutung für die Netzstabilität konkrete bundeseinheitliche Regelungen festzulegen, um die Pflichten zwischen den Übertragungsnetzbetreibern und den Betreibern der betroffenen Erzeugungsanlagen praxisgerecht auszugestalten (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71). Damit hat ihr der Gesetzgeber ein weites Ermessen eingeräumt. Dies betrifft sowohl die Frage, ob sie überhaupt eine Festlegung erlässt (Aufgreifermessen), als auch die Frage des Inhalts der Festlegung (Gestaltungs-/Auswahlermessen). Die Ermessensentscheidung ist nach den auch im Energiewirtschaftsrecht geltenden allgemeinen Grundsätzen gerichtlich nur daraufhin überprüfbar, ob die Behörde die gesetzlichen Grenzen des Ermessens überschritten (Ermessensüberschreitung), ihr Ermessen überhaupt nicht ausgeübt (Ermessensnichtgebrauch) oder von dem Ermessen in einer dem Zweck der Ermächtigung nicht entsprechenden Weise Gebrauch gemacht hat (Ermessensfehlgebrauch).
Nach diesen Maßgaben liegt eine rechtsfehlerhafte Ausübung des Entschließungsermessens der Bundesnetzagentur nicht vor. Mit der Festlegung wollte sie eine gesicherte und einheitliche Rechtsgrundlage für Redispatch-Einsätze schaffen. Dabei hat sie zutreffend darauf abgestellt, dass die gesetzliche Verpflichtung nach § 13 Abs. 1a EnWG für eine eindeutige, transparente und Unklarheiten vermeidende Durchführung von Redispatch-Maßnahmen in der Praxis nicht ausreicht. Die gesetzliche Regelung bestimmt nur die Grundzüge, nicht jedoch die konkrete Umsetzung, weswegen es zur Vermeidung von Diskriminierungspotential einer konkretisierenden Ausgestaltung bedarf. Beispielhaft hat die Bundesnetzagentur die Konkretisierungsbedürftigkeit im Hinblick auf den nach § 13 Abs. 1a EnWG weit aufgespannten Adressatenkreis bezüglich der Behandlung von KWK-Anlagen, die über eine nur beschränkte Disponibilität bei der Stromerzeugung verfügen, sowie im Hinblick auf die Einbindung der Verteilernetzbetreiber aufgeführt, um der Gefahr unklarer Zweifelsfälle und organisatorischer Defizite entgegenzuwirken.
Ferner hat die Bundesnetzagentur die Notwendigkeit konkretisierender Vorgaben wegen der Uneinheitlichkeit bestehender Verträge über in der Regel strombedingte Wirkleistungsanpassungen aus Gründen der Diskriminierungsfreiheit als erforderlich angesehen. Sie hat dies damit begründet, dass die Verträge teilweise noch auf Zeiten zurückgingen, in denen Übertragungsnetzbetreiber und Kraftwerksbetreiber gemeinsam zu einem integrierten Unternehmen gehörten und Einzel- und Sonderregelungen beinhalteten, die eine gegenüber den anderen Marktteilnehmern diskriminierungsfreie Durchführung von Eingriffen in die Wirkleistungseinspeisung fraglich erscheinen ließen. Auch dies lässt Ermessensfehler nicht erkennen. Uneinheitliche Verträge führen zwangsläufig zu einer Ungleichbehandlung einzelner Anlagenbetreiber und bergen damit jedenfalls eine Diskriminierungsgefahr. Dies gilt insbesondere auch für Verträge zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Kraftwerksbetreibern, die aus einer Zeit stammen, als die Vertragspartner einem integrierten Unternehmen angehörten, und daher Sonderregelungen enthalten. Auch der Gesetzgeber hat bei Einführung des § 13 Abs. 1a EnWG auf die uneinheitlich ausgestalteten Verträge hingewiesen (BT-Drs. 17/072 vom 06.06.2011, S. 71).
Auch vor dem Hintergrund, dass die Anzahl der Eingriffe in die Fahrweise der Kraftwerke und Speicher wegen der Abschaltung der Atomkraftwerke und der zunehmenden Einspeisung von EEG-Anlagen zugenommen hat, ist die von der Bundesnetzagentur gezogene Schlussfolgerung, dass das bisherige rein privatwirtschaftliche Modell nicht mehr geeignet gewesen ist, eine diskriminierungsfreie Durchführung von Redispatch-Maßnahmen zu gewährleisten, nicht ermessensfehlerhaft und ein Bedürfnis für eine bundesweite Vereinheitlichung der Vorgaben durch den Erlass der Festlegung nachvollziehbar.
Dass die Bundesnetzagentur gegen Diskriminierungen grundsätzlich auch im Wege von Missbrauchsverfügungen nach §§ 30, 31 EnWG vorgehen könnte, macht die Ermessensausübung entgegen der Ansicht einzelner Anlagenbetreiber nicht fehlerhaft. Zum einen ist die Vereinheitlichung der Vorgaben für Redispatch-Maßnahmen das effektivere Mittel zur Gewährleistung der Diskriminierungsfreiheit als die Anordnung von Einzelmaßnahmen, zum anderen sind Missbrauchsverfügungen auch nicht geeignet, die mit der Festlegung weiter bezweckte Klarheit und Transparenz für alle Marktteilnehmer bei der Durchführung von Redispatch-Maßnahmen zu schaffen. Denn die Bundesnetzagentur hat die Regelungsbedürftigkeit im Beschluss auch damit begründet, dass infolge der mit der Abschaltung der acht Kernkraftwerke einhergegangenen sprunghaften Zunahme der Häufigkeit und des Umfangs von Maßnahmen zum strombedingten Redispatch und der seitdem bestehenden Notwendigkeit zur Durchführung von spannungsbedingten Redispatch klare Vorgaben für die Durchführung von Wirkleistungsanpassungen geboten sind, um ein ausreichendes Maß an Transparenz zu schaffen. Auch dabei handelt es sich um nicht zu beanstandende Erwägungen. Im Beschwerdeverfahren hat die Bundesnetzagentur ergänzend vorgetragen, dass die zuvor praktizierte privatwirtschaftliche Ausgestaltung von Redispatch-Vereinbarungen nicht mehr geeignet gewesen sei, die Aufrechterhaltung der Systemsicherheit angesichts der zunehmenden Anzahl von Engpässen hinreichend sicher zu stellen, weil einige Kraftwerksbetreiber ihre Teilnahme an Redispatch-Maßnahmen verweigert hätten. Dieser Umstand hatte die Bundesnetzagentur veranlasst, bereits vor Erlass des § 13 Abs. 1a EnWG ein Verwaltungsverfahren zu eröffnen, um Redispatch-Maßnahmen einheitlich und verpflichtend vertraglich zu regeln (Bl. 1, 2 VV). Die teilweise fehlende Bereitschaft von Kraftwerksbetreibern, an Redispatch-Maßnahmen überhaupt oder zu angemessenen Konditionen teilzunehmen, waren auch der Anlass für den Gesetzgeber, das gesetzliche Anweisungsrecht des Übertragungsnetzbetreibers in § 13 Abs. 1a EnWG einzuführen (BT-Drs. 17/072 vom 06.06.2011, S. 71). Vor diesem Hintergrund ist das Bestreiten der fehlenden Bereitschaft einiger Kraftwerksbetreiber durch einzelne Anlagenbetreiber nicht nachvollziehbar. Angesichts der je nach Lage des Engpasses nur geringen Anzahl der für Redispatch-Maßnahmen in Betracht kommenden Anlagenbetreiber kann die fehlende Bereitschaft auch nur einzelner Kraftwerksbetreiber bereits zu einer Gefährdung der Netzsituation und damit der Systemsicherheit führen. Es ist daher gut nachvollziehbar, dass die Bundesnetzagentur einheitliche Vorgaben für Redispatch-Maßnahmen regeln wollte. Es ist nicht fernliegend, dass das System freiwilliger Vereinbarungen in Zukunft nicht oder jedenfalls nicht so wie in der Vergangenheit weiter funktioniert hätte.
Vor diesem Hintergrund kann dahinstehen, ob die Countertrading-Mengen mit in die Abwägung einzubeziehen waren. Jedenfalls auch ohne Berücksichtigung des Countertradings hat die Bundesnetzagentur ihr Aufgreifermessen anhand nachvollziehbarer Gründe sachgerecht ausgeübt. Dabei hat sie durch die gewählten Formulierungen, die Notwendigkeit konkretisierender Vorgaben „ergibt sich bereits“, „folgt auch aus“ und „ergibt sich nicht zuletzt aus“ deutlich gemacht, dass jeder Ermessensgrund für sich gesehen den Erlass der Festlegung rechtfertigt. Der Ermessensgrund „Countertrading-Mengen“ war daher für den Erlass der Festlegung nicht kausal (Kopp/Schenke, VwGO, 20.Aufl., § 114 RN 6a). Eine Einbeziehung der auf Countertrading-Maßnahmen entfallenden Kosten in den Abwägungsprozess des Aufgreifermessens hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur hingegen nicht vorgenommen.
3. Ermessen/Verhältnismäßigkeit
Die Bundesnetzagentur hat ihr Ermessen sachgerecht ausgeübt und dabei den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit beachtet.
Die Rüge der Betroffenen, es fehle an einer Vorgabe, dass zumindest bei gleicher Eignung der betreffenden Erzeugungsanlagen auf freiwilliger, d.h. auf vertraglicher Basis zur Verfügung stehende Redispatch-Kapazitäten zurückzugreifen sei, geht fehl. Weder ergibt sich ein derartiges Vorrangverhältnis vertraglicher Redispatch-Maßnahmen gegenüber solchen nach § 13 Abs. 1a EnWG aus dem Gesetz noch erfordert der Grundsatz der Verhältnismäßigkeit eine entsprechende Vorgabe in der Festlegung.
Bereits nach dem Wortlaut bezieht sich § 13 Abs. 1a EnWG auf marktbezogene Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG („Für die Durchführung von Maßnahmen nach Absatz 1 Nummer 2…“). Dies belegt auch die systematische Stellung des § 13 Abs. 1a EnWG unmittelbar in Anschluss an die marktbezogenen Maßnahmen (König, Engpassmanagement in der deutschen und internationalen Elektrizitätsversorgung, 2013, S. 437). Zwischen den einzelnen marktbezogenen Maßnahmen ordnet das Gesetz jedoch kein Vorrangverhältnis einzelner Maßnahmen an. Auch aus der Gesetzesbegründung ergibt sich nichts Gegenteiliges. Dort wird lediglich auf das Stufenverhältnis zwischen Absatz 1 und 2 hingewiesen. Für § 13 Abs. 1a EnWG bestätigt der Gesetzgeber jedoch dessen Zugehörigkeit zu § 13 Abs. 1 EnWG. Insofern führt er aus, dass die Übertragungsnetzbetreiber, sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems nach Absatz 1 gefährdet oder gestört ist, bei der Durchführung von marktbezogenen Maßnahmen auch auf den gesetzlich ausgestalteten Anspruch nach Absatz 1a EnWG zurückgreifen können. Eine Rangfolge gegenüber anderen marktbezogenen (freiwilligen) Maßnahmen lässt sich daraus nicht herleiten.
Schließlich ergibt sich auch aus dem Sinn und Zweck des § 13 Abs. 1a EnWG, dass zwischen freiwilligen Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG und solchen nach § 13 Abs. 1a EnWG kein Rangverhältnis besteht. Mit § 13 Abs. 1a EnWG wollte der Gesetzgeber den Kreis der zum Redispatch potentiell Verpflichteten zugunsten der Systemsicherheit erweitern. Maßnahmen zur Verhinderung von Netzengpässen sollten nicht mehr nur mit einigen Freiwilligen durchgeführt werden können, sondern mit allen am Hoch- und Höchstspannungsnetz angeschlossenen Anlagenbetreibern mit einer Nennleistung ab 50 MW, um eine effektive Beseitigung der Gefahr für die Systemsicherheit zu gewährleisten. Dies setzt aber voraus, dass jeweils derjenige der potentiell Verpflichteten die Maßnahme durchführt, der dies am effektivsten kann. Ein generelles Vorrangverhältnis zugunsten freiwillig abgeschlossener Redispatch-Verträge stünde dem jedoch entgegen. Vor diesem Hintergrund ist nicht zu beanstanden, dass die Festlegung kein Vorrangverhältnis für freiwillig erbrachte Maßnahmen vorschreibt.
Auch der Grundsatz der Verhältnismäßigkeit erfordert keine entsprechende Vorgabe in der Festlegung, denn der Übertragungsnetzbetreiber darf bei jeder Störung/Gefährdung des Netzbetriebs – wie auch sonst bei § 13 Abs. 1 Nr. 1 und 2 EnWG – ohnehin nur verhältnismäßige Maßnahmen ergreifen. Kommen daher im Einzelfall verschiedene gleich effektive Maßnahmen in Frage, müssen die Übertragungsnetzbetreiber diejenige auswählen, die mit den geringsten Auswirkungen auf die Versorgung und die Netznutzer verbunden ist (vgl. Salje, EnWG, § 13 RN 19; Bourwieg in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 2. Aufl., § 13 RN 11).
Sofern die Rüge der Betroffenen auf die Vereinheitlichung der Vorgaben für Redispatch und damit die Unzulässigkeit abweichender freiwilliger Vereinbarungen abzielen sollte, betrifft dies die Erforderlichkeit des Erlasses der Festlegung und damit das Aufgreifermessen, welches jedoch, wie ausgeführt, sachgerecht ausgeübt worden ist. Der Abschluss von Verträgen, die nicht im Widerspruch zu den Vorgaben des § 13 Abs. 1a EnWG i.V.m. der Festlegung stehen, sind Kraftwerksbetreibern und Übertragungsnetzbetreibern durch die Festlegung nicht untersagt.
4. Art. 12, Art. 3 GG
Die streitgegenständliche Redispatch-Festlegung verstößt auch nicht unter dem Gesichtspunkt der unzureichenden Vergütung gegen Art. 12 Abs. 1 i.V.m. Art. 3 Abs. 1 GG.
Redispatch-Anweisungen nach § 13 Abs. 1a EnWG greifen in die unternehmerische Freiheit der Kraftwerksbetreiber und damit in das nach Art. 12 Abs. 1 GG geschützte Grundrecht auf freie Berufsausübung ein. Sie sind jedoch grundsätzlich im Hinblick auf die Versorgungssicherheit, die ein Gemeinschaftsinteresse höchsten Ranges darstellt (BVerfG, Beschluss vom 16.03.1971, 1 BVR 52/66 juris RN 82; BVerfGE 13,97 (107)), gerechtfertigt und aufgrund des gesetzlich eingeräumten Anspruchs auf angemessene Vergütung verhältnismäßig (vgl. nur zur Statthaftigkeit von Regelungen der Berufsausübung BVerfG, Beschluss vom 17.10.1984, 1 BvL 18/82 u. a., NJW 1985, 963f.). Allerdings setzt die Vergütungsfestlegung den Anspruch auf angemessene Vergütung nicht ausreichend um, da sie die mit dem Eingriff in den Betrieb der Erzeugungsanlage durch den Übertragungsnetzbetreiber verbundenen Kosten nur unzureichend kompensiert. Dies führt zu einer nicht gerechtfertigten Ungleichbehandlung der in Anspruch genommenen Kraftwerksbetreiber gegenüber den nicht in Anspruch genommenen Kraftwerksbetreibern, die ihre Kapazitäten weiterhin voll flexibel am Markt anbieten und damit die Chancen aus alternativen Vermarktungsmöglichkeiten realisieren können. Die angewiesenen Anlagenbetreiber werden daher innerhalb der betroffenen Berufsgruppe ohne zureichende sachliche Gründe wesentlich stärker als andere belastet, so dass Art. 12 Abs. 1 GG i.V.m. Art. 3 Abs. 1 GG verletzt ist. Die Rechtsverletzung ergibt sich aber nicht aus der Inanspruchnahme zum Redispatch, zu dem der Anlagenbetreiber ohnehin schon kraft Gesetzes verpflichtet ist. Etwas anderes ergibt sich auch nicht daraus, dass die Festlegung bei der Merit Order auf die netzstützende Wirkung und damit letztlich auf die Nähe der Anlage zum Engpass abstellt. Wie die Bundesnetzagentur zu Recht ausgeführt hat (vgl. S. 44 der Festlegung), ist das vorrangige Aktivieren von Anlagen mit einer hohen netzphysikalischen Wirkung nicht nur deswegen geboten, um den Umfang der Wirkleistungsanpassung und damit den Eingriff in die Fahrweise der Kraftwerke und Speicher möglichst gering zu halten, sondern auch deshalb, weil im Falle eines strombedingten Redispatch eine wechselseitige Beeinflussung der Anlagen auf beiden Seiten des Engpasses stattfindet. Wie der Übertragungsnetzbetreiber X. in der mündlichen Verhandlung bestätigt hat, findet bei Aufstellung der Merit Order jeweils eine Paarungsbetrachtung nach der netzstützenden Wirkung statt. Danach muss die netzstützende Wirkung des einsenkenden Kraftwerks, der des herauffahrenden Kraftwerks entsprechen. Andernfalls wäre der Umfang der Wirkleistungsanpassungen der angewiesenen Anlagen nicht identisch. Denn eine Anlage mit einer geringeren netzstützenden Wirkung muss ihre Wirkleistung in größerem Umfang anpassen, um die am Engpass physikalisch erforderliche Wirkleistungsveränderung zu erreichen. Im Hinblick auf den energetischen Ausgleich muss die Wirkleistungsanpassung der auf der anderen Seite des Engpasses befindlichen Anlage jedoch in derselben Höhe erfolgen. Das Abstellen auf die netzstützende Wirkung gewährleistet daher, dass das Redispatch-Volumen und die Redispatch-Kosten möglichst gering gehalten werden. Die Rechtsverletzung ergibt sich somit nicht aus den Vorgaben der Festlegung, sondern allein aus der unzureichenden Vergütung der Maßnahme. Die unzureichenden Vergütungsregelungen führen daher zur Rechtswidrigkeit und Aufhebung der Festlegung der Beschlusskammer 8, nicht jedoch gleichzeitig zur Rechtswidrigkeit der hier streitgegenständlichen Festlegung unter dem Gesichtspunkt der Unverhältnismäßigkeit. Mit dem Wegfall der Vergütungsfestlegung entfällt auch nicht gleichzeitig der Anspruch auf angemessene Vergütung. Dieser ergibt sich vielmehr bereits unmittelbar aus dem Gesetz.
5. 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. Da die Beschwerde der Betroffenen zu 2. und 3. keinen Erfolg hat, die Betroffenen zu 1. und 4. hingegen obsiegt haben, entspricht es der Billigkeit, die Kosten des Verfahrens entsprechend der getroffenen Kostenquote den Beteiligten anteilig aufzuerlegen.
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 streitge-
genständlichen 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: §§ 83 Abs. 2 Satz 1, 75 Abs. 1, 78 Abs. 1 EnWG
§§ 75 Abs. 2, 66 Abs. 2 Nr. 2 EnWG
§§ 12, 13 EnWG
§§ 2 Nr. 9, 6ff StromNZV
§§ 6ff StromNEV i.V.m. § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG und in Festlegungen der Bundesnetzagentur nach § 27 Abs. 1 Nr. 2 und 3 StromNZV i.V.m. § 29 EnWG
§§ 12 Abs. 1, 13 Abs. 1 EnWG
§§ 30, 31 EnWG
§§ 546, 547 ZPO
§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG
§ 13 EnWG
§ 14a EnWG
§ 11 EEG
§ 22 EnWG
§ 3 ZPO
§ 13 Abs. 1 EnWG
§ 13 Abs. 2 EnWG
§ 63 Abs. 2 Nr. 2 EnWG
§ 13 Abs. 1 Satz 3 EnWG
§ 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG
§ 13 Abs. 1a Satz 3, 1. bis 3. Alt. EnWG
§ 13 Abs. 3 EnWG
§ 13 Abs. 1a Satz 1 und 2 EnWG
§ 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG
§ 13 Abs. 1a EnWG
§ 13 Abs.1a EnWG
§ 3 Abs. 3 Satz 1 ResKVO
§ 75 Abs. 2 EnWG
§ 66 Abs. 2 Nr. 3 EnWG
§ 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG
§ 3 Nr. 2 EEG
§ 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
§ 8 Abs. 1 EEG
§ 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
§ 13 Abs. 1, Abs. 1a, Abs. 3 EnWG
§ 13 Abs. 1a, Abs. 3 EnWG
§ 13 Abs. 5 EnWG
§ 13 Abs. 1 a Satz 1 EnWG
§ 13 Abs. 1 a Satz 3, 1. Alt. EnWG
§ 13 Abs. 1  Nr. 2 EnWG
§ 13 Abs. 1 Nr. 1 und 2 EnWG
§ 90 Satz 1 EnWG
§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG
§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG
§ 10 Abs. 1 der Reservekraftwerksverordnung
Art. 12 Abs. 1 GG
Art. 3 Abs. 1 GG
Art. 3 GG
Art. 12 GG

Zitierte Entscheidungen: NVwZ-RR 2009, 462
NVwZ 2009, 991
BVerfGE 116, 24, 58
BVerfGE 13,97
NJW 1985, 963
3 Kart 317/12
3 Kart 92/09
2 BvL 8/77
1 BVR 52/66
1 BvL 18/82