Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2016-10-26, Aktenzeichen VI-3 Kart 37/15 (V)
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2016:1026.VI3KART37.15V.00

Tenor:
Die Beschwerde der Betroffenen vom 27.2.2015 gegen Beschluss der Bundesnetzagentur vom 19.12.2014, Az. BK7-14-020, wird zurückgewiesen.
Die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der notwendigen Auslagen der Bundesnetzagentur trägt die Betroffene. Die weitere Beteiligte trägt ihre Kosten selbst.
Der Beschwerdewert wird auf 250.000 Euro festgesetzt.
Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen
Die Betroffene betreibt Gasverteilernetze in …. Sie wendet sich gegen die Festlegung „GABI Gas 2.0“, mit der erstmals verbindlich vorgegeben wird, dass Netzkonten tagesscharf saldiert und abgerechnet werden sollen. Die Betroffene wurde in der Vergangenheit noch nie abgerechnet. Sie verwendet zur Planung des Verbrauchs der nicht registrierend gemessenen Letztverbraucher das analytische Standardlastprofil-Verfahren, ohne weitere Optimierungsfaktoren zur Gasmengenplanung zu nutzen. Als Faktor wird nur die Prognosetemperatur nur bei der Aufschlüsselung auf die einzelnen Kundengruppen verwandt.
Die Betroffene hat zunächst vorgetragen, dass je nach Betrachtungsweise durch die Festlegung für sie Zahlungen von bis zu mehr als … € jährlich an den Marktgebietsverantwortlichen anfielen (davon … € Liquiditätskosten). Dann hat sie – nach Bekanntwerden der Schwellenwerte aus der Kooperationsvereinbarung 2016 – erklärt, dass sie vermutlich durch die Neuregelung nicht finanziell stärker als bisher belastet werde. Möglicherweise werde es zu geringfügigen Ausschüttungen an die Verteilernetzbetreiber kommen.
Unter- und Überspeisungen der Gasnetze werden durch den Einsatz von Regelenergie ausgeglichen und die Differenz im Wege der Mehr- und Mindermengenabrechnung zwischen Lieferanten (Netznutzer) und Verteilernetzbetreibern ermittelt. Anhand der Netzkonten (erstmals eingeführt mit GaBi-Gas 2008) werden im Gasbereich alle Ein- und Ausspeisungen eines Netzgebietes erfasst. Die Bilanzierung aller Ein- und Ausweisungen im Marktgebiet und deren Zuordnung zu den Transportkunden erfolgt durch Bilanzkreise auf der Basis eines Tagesregimes. Die bilanzierten Ausspeisungen („Allokationen“) werden daher täglich angepasst.
Ein Teil der Letztverbraucher wird durch die sogenannte registrierende Leistungsmessung (RLM) erfasst, bei der der Verbrauch stündlich gemessen wird (Jahresverbrauch über 1,5 GWh oder Leistung über 500 kW, § 24 Abs. 1 GasNZV). Bei nicht registrierend gemessenen Letztverbrauchern wird der Verbrauch aus Kostengründen anhand eines Standardlastprofils (SLP) geschätzt. Das Standardlastprofil bildet den Gasverbrauch eines typischen Verbrauchers über das Jahr ab, unterschieden nach mindestens drei Gruppen (§ 24 Abs. 3 GasNZV, Gewerbebetriebe, Kochgas- und Heizgaskunden). Das Standardlastprofil erstellt der Verteilernetzbetreiber.
Für das Standardlastprofil werden zwei Verfahren eingesetzt. Das synthetische Standardlastprofil (SLP) summiert die durch Profile ermittelten Einzelwerte jedes Kunden auf und berechnet so die Gesamtlast der Kundengruppen. Anhand von Funktionskoeffizienten, Kundenwert und einer Prognosetemperatur für den Folgetag wird die bilanzkreisrelevante Ausspeisemenge berechnet. Der Kundenwert ist ein Skalierungsfaktor, der das Normverhalten des Standardlastprofils an das individuelle Verbrauchsverhalten des einzelnen SLP-Ausspeisepunkts anpasst, wobei auch die Jahresverbrauchsprognose berücksichtigt wird. Weitere Korrekturfaktoren dürfen nur nach Abstimmung mit der Bundesnetzagentur verwandt werden (Leitfaden Standardlastprofilverfahren, Anlage BF3, S. 40). Aus Gründen der Transparenz dürfen beim synthetischen Lastprofilverfahren außerhalb der mathematischen Formeln keine individuellen Korrekturfaktoren verwandt werden. Die TU München entwickelte hierfür Standardlastprofile auf Basis einer Sigmoidfunktion, wobei die Eingabedaten Verbrauchertyp, Jahresverbrauch und klimatischer Standort, als wesentliche Einflussfaktoren berücksichtigt werden (2002, überarbeitet 2005, Statusbericht zum Standardlastprofilverfahren Gas, beauftragt vom BDEW, November 2014, Anlage BF4, S. 7, „Statusbericht SLP“). Die weit überwiegende Zahl der Gasnetzbetreiber greift auf diese Modelle zurück (88,6 % der Ausspeisenetzbetreiber, Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 9).
Als zweites Verfahren wird die analytische Standardlastprofil-Methode genutzt. Sie geht aus vom Gesamtverbrauch, ermittelt die Restlast und verteilt diese anschließend auf alle Verbraucher ohne RLM. Anstelle einer Temperaturprognose erfolgt eine Mengenprognose auf der Basis des Verbrauchs am Vor-Vortag („D-2“). Eine Prognosetemperatur muss nicht mit einbezogen werden. Verteilernetzbetreiber müssen die SLP-Allokationen bereits am Vortag („D-1“) des Liefertages („D“) durchführen. Bei dem analytischen Standardlastprofil-Verfahren wird damit zur Bestimmung des Gesamtlastgangs auf die Restlast des Vortages der Allokation („D-2“), also zwei Tage vor dem Liefertag, zurückgegriffen. Wird das Netzkonto, wie bisher, über einen Monat betrachtet, gleichen sich etwaige Prognoseschwankungen bis auf den 2-Tages-Versatz weitgehend aus. Der Restlastgang wird mit einem Zerlegungsfaktor auf die einzelnen Kundengruppenlastgänge aufgeschlüsselt und dann die Kundengruppenlastgänge auf die einzelnen Transportkunden mithilfe von Gewichtungsfaktoren aufgeteilt. Um die Abweichungen durch den Zeitversatz zu minimieren, können Verteilernetzbetreiber im analytischen Verfahren Optimierungsfaktoren anwenden. Dies ist der Bundesnetzagentur mitzuteilen und auf der Internetseite zu veröffentlichen (Leitfaden Standardlastprofilverfahren, Anlage BF3, S. 48, Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 7; Leitfaden 2016, S. 52, 64). Inwieweit Verteilernetzbetreiber, die das analytische Standardlastprofil-Verfahren anwenden, diese Optimierungsfaktoren nutzen, konnte in der mündlichen Verhandlung nicht geklärt werden.
Bislang wurden Differenzen der Netzkonten monatlich abgerechnet. Eine Abrechnung im Netzkonto eines Verteilernetzbetreibers erfolgte, wenn im Verhältnis des Netzkontosaldos zur Summe der Ausspeiseallokationen der SLP-Ausspeisepunkte eine Überschreitung eines positiven Schwellenwertes von über 10 % ermittelt wurde (also nur bei Unterspeisung). Der Marktgebietsverantwortliche meldete der Bundesnetzagentur, wenn das Verhältnis des monatlichen Netzkontosaldos zur Summe der Monatsausspeiseallokationen der SLP-Ausspeisepunkte einen Schwellenwert von 5 % über- bzw. unterschritt. Netzbetreiber mit einer Abweichung in ihrem Netzkonto von mehr als +/- 50 % wurden auf der Internetseite des Marktgebietsverantwortlichen veröffentlicht (§ 51 Kooperationsvereinbarung (KoV) 7).
Mit der streitgegenständlichen Festlegung vom 19.12.2014 hat die Bundesnetzagentur Vorgaben zur Gasbilanzierung gemacht. Sie setzt die Verordnung (EU) Nr. 312/2014 vom 26.3.2014, ABl. L 91, 15, zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen um. Die Behörde hatte am 3.4.2014 ein Festlegungsverfahren eingeleitet, in dessen Verlauf die Betroffene Stellung genommen hatte. Zahlreiche Stellungnahmen wendeten sich gegen die tägliche Abrechnung der Netzkonten.
Die Festlegung hält an der Tagesbilanzierung fest (Tenorziffer 1, 8 a)), wobei die Bilanzkreise auf Stundenbasis erfasst werden („untertägige Verpflichtung“, Tenorziffer 4). Durch die untertägige Verpflichtung soll ein positiver Effekt auf die Systemstabilität erzielt und die Anzahl von Regelenergieeinsätzen reduziert werden. Bei einem Tagesbilanzierungsregime ohne Anreize für die Netznutzer, ihr Transportverhalten innerhalb des Gastages anzupassen, seien Netznutzer nicht gehindert, ihren gesamten Gasbedarf möglichst spät, innerhalb weniger Stunden zum Ende eines Gastages, in das System einzuspeisen. Dies könne zu erheblichen Überschüssen in den Netzen gegen Ende des Gastages und zu Unterspeisungen zu Beginn des nächsten Gastages führen (Begründung, S. 59). Für die stündlichen Abweichungen ist bei der RLM ein Flexibilitätskostenbeitrag bei Überschreiten einer Toleranzgrenze zu zahlen, wenn dem Marktgebietsverantwortlichen an einem Gastag durch den Einsatz von Regelenergie Kosten entstanden sind ((Tenorziffer 4 c), vorher „Strukturierungsbeitrag“ nach „GABi Gas 2008“). Für die SLP-Messstellen sollen die Netzbetreiber unter Mitwirkung der Marktgebietsverantwortlichen einen Anreizmechanismus vorschlagen (Tenorziffer 8, Festlegung Begründung S. 118 ff.). Dieser soll eine tagesscharfe Erfassung der Differenzmengen vorgeben, wobei zum Monatsende abgerechnet werden kann (Tenorziffer 8 a) a. E. und e)). Die Bestimmung der konkreten Schwellenwerte bleibt den Netzbetreibern unter Mitwirkung der Marktgegebenheiten im Rahmen einer Kooperationsvereinbarung überlassen. Die Prognosegüte soll hierbei nach einer einheitlichen Systematik vorgegeben und Grenzwerte bestimmt werden (Tenorziffer 8 b) und c)). Das System soll zum 1.10.2016 umgesetzt werden (Tenorziffer 8 d)). Verteilernetzbetreiber, die im SLP-System überdurchschnittliche Abweichungen verursachen oder den Prozessen der Datenübermittlung in quantitativer oder qualitativer Hinsicht nicht ausreichend nachkommen, sind auf einer Transparenzliste im Internet zu veröffentlichen (Tenorziffer f)). Tenorziffer 9 b) der streitgegenständlichen Festlegung bestimmt für die Verteilernetzbetreiber Berichts- und Evaluierungspflichten im 2-Jahres-Rhythmus (vgl. auch Festlegung Begründung S. 133).
Inzwischen wurde der durch die Festlegung vorgegebene Rahmen für die Ausgestaltung des SLP-Verfahrens durch eine geänderte Kooperationsvereinbarung konkretisiert (Vorschlag Verbände vom 28.10.2015, BG1, Entwurf Kooperationsvereinbarung 9 vom 30.6.2016, § 50, Anlage BF19):
Bei einer Unterallokation rechnet der Marktgebietsverantwortliche ab, wenn der Wert um 35 % und mehr abweicht, sofern 6 Karenztage im Monat überschritten sind.
Bei einer Unterallokation von 0 bis 35 % erfolgen weder Abrechnungen noch Auszahlungen.
Bei Überallokationen und einer Abweichung von 0 bis 3 % erfolgt eine Auszahlung des Marktgebietsverantwortlichen an den Netzbetreiber.
Bei Überallokationen von mehr als 3 % erfolgt weder eine Abrechnung noch eine Auszahlung.
Die Betroffene wendet sich gegen die Tenorziffern 8 und 9 b) und meint, diese seien isoliert anfechtbar. Die Pflicht, Netzkonten täglich abzurechnen, sei nicht Teil des übrigen Gasbilanzierungssystems, wie es von der Festlegung geregelt werde.
Die Betroffene befürchtet, dass sie im Rahmen einer täglichen Betrachtung künftig regelmäßig abgerechnet werde und sich hieraus für sie erhebliche Liquiditätsnachteile ergeben könnten. Bis zu einer endgültigen Abrechnung könnten 12 Monate, bis zu zwei Jahre, vergehen. Dem Marktgebietsverantwortlichen werde ein Zwangsdarlehen mit einer durchschnittlichen Laufzeit von zwölf Monaten gewährt. Es handle sich um ein (verdecktes) Finanzierungsinstrument zugunsten der Marktgebietsverantwortlichen. Sie sei beschwert, auch wenn mit der Festlegung unmittelbar keine Mehrkosten entstünden. Ihr sei es angesichts des Kräfteverhältnisses in der Verhandlungsdelegation und der Verteilung der Interessen in den Verbänden aber dauerhaft kaum möglich, ihre Interessen ausreichend wahrzunehmen und etwa gegen eine Änderung der Schwellenwerte wirksam vorzugehen. Die Verteilernetzbetreiber seien gegenüber den Marktgebietsverantwortlichen strukturell benachteiligt, weil sich die Gasverteilernetzbetreiber auf die Interessenvertretung durch die Verbände verlassen müssten. Diese verträten jedoch zugleich die Interessen der Verteilernetzbetreiber und Transportkunden, die alternativ für die Finanzierung der Regelenergie heranzuziehen seien. Nach Tenorziffer 9 a) sei eine jährliche Evaluierung durch die Marktgebietsverantwortlichen vorgesehen. Die Festlegung sei zu diesem späteren Zeitpunkt dann jedoch bestandskräftig.
Ein zwischen den Beteiligten ausgehandeltes Ergebnis unterliege keiner weiteren Rechtmäßigkeitskontrolle. Die Bundesnetzagentur genehmige nicht die Kooperationsvereinbarung, sondern werde lediglich im Rahmen einer „Abstimmung“ konsultiert. Es bestehe bei dem von der Bundesnetzagentur gewählten Verfahren ohne Genehmigungsvorbehalt ein hohes Missbrauchspotenzial. Die Vorgaben in der Festlegung seien nicht konkret genug. Der Bundesnetzagentur seien spätere Vollzugsmöglichkeiten verwehrt. Zivilrechtlich bestehe nur ein eingeschränkter Rechtsschutz vor einem Schiedsgericht gegen das Detailkonzept (§ 57 Kooperationsvereinbarung 2016). Die Betroffene sei aber zum Abschluss der Kooperationsvereinbarung verpflichtet (§ 20 Abs. 1b EnWG, § 8 Abs. 6 GasNZV). Auch etwaige Aufsichtsmaßnahmen durch die Bundesnetzagentur gewährten keinen ausreichenden Rechtsschutz. Nach § 65 EnWG kämen Aufsichtsmaßnahmen nur im Hinblick auf gesetzliche oder verordnungsrechtliche Vorgaben in Betracht. Die Kooperationsvereinbarung knüpfe aber nicht unmittelbar an eine Bestimmung im EnWG oder eine auf dieser Grundlage ergangene Rechtsvorschrift an, so dass der Bundesnetzagentur Aufsichtsmaßnahmen verwehrt seien. Es sei absehbar, dass die Karenztage gestrichen werden könnten. Auf einem Workshop, den die Verhandlungsdelegation zur Kooperationsvereinbarung am 12.6.2015 veranstaltet habe, wären unterschiedliche Interessen und Auffassungen von Verteilernetzbetreiber und Marktgebietsverantwortlichen deutlich geworden, was unter dem Kriterium „Wirkungsgleichheit“ (Seite 124 f. der streitgegenständlichen Festlegung) zu verstehen sei. Nach weiteren Gesprächen hätten dann die konkreten Schwellenwerte und Karenztage festgestanden. Über den Verlauf und den Inhalt dieser Besprechungen erkläre sich die Betroffene mit Nichtwissen.
Es fehle an einer ausreichenden Ermächtigungsgrundlage für die Festlegung. Art. 39 Abs. 4 Netzkodex erlaube der nationalen Regulierungsbehörde nur, einen Anreizmechanismus vorzuschlagen („auffordern“), jedoch nicht, detaillierte Vorgaben für diesen Anreizmechanismus vorzugeben. So sei in dem Entwurf des Netzkodex zunächst kein Aufforderungsrecht der nationalen Regulierungsbehörde vorgesehen gewesen. Auch für die Veröffentlichung der Transparenzliste (Tenorziffer 8 f)) fehle es an einer hinreichenden Ermächtigungsgrundlage. § 50 Abs. 1 Nr. 9, Abs. 5 GasNZV greife nicht, weil es sich bei der Führung von Netzkonten nicht um eine Regelung handle, die im engeren Sinne zum Bilanzierungssystem nach Teil 5 Abschnitt 1 der GasNZV gehöre. § 50 Abs. 5 GasNZV sei als „Annex“ zu § 50 Abs. 1 GasNZV zu verstehen, der hier aber nicht Ermächtigungsgrundlage sei. § 50 Abs. 5 S. 1 GasNZV könne nicht Art. 39 Abs. 4 i. V. m. Art. 11 Abs. 4 Netzkodex ergänzen. Im Übrigen erfasse § 40 GasNZV nur die Pflicht zur Veröffentlichung solcher Daten, die für die Belieferung von Kunden und den Handel mit Gasmengen erforderlich seien, nicht aber die Informationssteuerung zwischen Netzbetreibern. Die Transparenzliste habe vor allem eine „Prangerwirkung“ und diene nicht der Information des Marktes. Art. 42 Abs. 3 Netzkodex ermächtige nicht zu der in der Festlegung angeordneten Evaluierungspflicht (Tenorziffer 9 b)). Die Norm verlange lediglich einen „Bericht über die Genauigkeit der Prognose für die nicht täglich gemessenen Ausspeisungen“, nicht aber einen Bericht zum Anreizsystem für SLP-Prognosen.
Die Festlegung sei nicht ordnungsgemäß bekannt gegeben. Eine öffentliche Bekanntgabe sei unzulässig. Eine Zustellung gemäß § 73 Abs. 1a S. 1 EnWG scheide aus, weil die Festlegung nicht auf § 29 Abs. 1 EnWG, sondern auf die Vorgaben des Netzkodex gestützt worden sei. Im Übrigen reiche die öffentliche Bekanntgabe des Tenors allein nicht aus, wenn – wie hier – der Tenor aus sich heraus nicht verständlich sei. Die Bundesnetzagentur hätte ferner nicht durch Verwaltungsakt in der Form einer Allgemeinverfügung handeln dürfen. Soweit die Festlegung die Kostenlast von Fernleitungsnetzbetreiber, Marktgebietsverantwortlichen und Verteilernetzbetreiber regle, berühre dies den Kernbereich der GasNZV und hätte der Verordnungsgeber bestimmen müssen. Die Festlegung sei außerdem formell rechtswidrig, weil sie mehrdeutig und unbestimmt sei (§ 37 Abs. 1 VwVfG). Der Adressatenkreis sei unklar. Es sei offen, ob „die Netzbetreiber“ alle Netzbetreiber einschließlich Fernleitungsnetzbetreiber und Betreiber von geschlossenen Verteilernetzen meine, oder nur Verteilernetzbetreiber. Das Handlungsziel sei unbestimmt. Es sei unklar, welche konkrete Handlung verlangt werde und welche Intensität diese aufweisen müsse. Der Begriff „Vorschlag“ (Tenorziffer 8) und die Kriterien in Tenorziffer 8 a) – f) seien unscharf. Sofern die Bundesnetzagentur zwingend eine tägliche Betrachtung vorgeben wolle, müsse sie selbst Regeln zu Schwellenwerten, Karenztagen u. ä. treffen, könne dies nicht den Beteiligten überlassen.
Die in der Festlegung gemachten Vorgaben für den Anreizmechanismus verstießen gegen die im Netzkodex vorgegebenen Kriterien (Art. 11 Abs. 4 a) Netzkodex). Die Bundesnetzagentur gehe ermessensfehlerhaft davon aus, dass sie initiativ einen Anreizmechanismus konkret vorschlagen könne. Die Betroffene bezweifelt, dass eine tagesscharfe Netzkontenabrechnung die Allokationsgüte verbessere. Die Genauigkeit der SLP-Prognose könne auch nicht anhand der Netzkonten bestimmt werden. Die Vorgabe, dass im Fall von Überallokationen Zahlungen an den Verteilernetzbetreiber zu leisten seien, setze Fehlanreize. Das Anreizsystem müsse ein Bonus-Element enthalten, dürfe nicht nur pönalisieren. Zahlungen an die Verteilernetzbetreiber bei besonders genauen Prognosen seien jedoch nicht vorgesehen. Es sei nicht nachgewiesen, nur eine bloße Vermutung, dass ein ausschließlicher Zusammenhang zwischen SLP-Allokationen und Regelenergie bestehe. Hinsichtlich des Zusammenhangs zwischen einer täglichen Betrachtung des Netzkontos als Ausdruck einer tagescharfen Optimierung des Standardlastprofils und dem Anfall von Regelenergie erkläre sie sich mit Nichtwissen. Die Einführung einer täglichen Netzkontenabrechnung beruhe auf modellhaften Vermutungen. Die Bundesnetzagentur hätte dies aufklären müssen.
Ursache für den Einsatz von Regelenergie seien nicht nur SLP-Entnahmestellen und gegebenenfalls deren ungenauen Prognosen, sondern auch andere Umstände, etwa das Verbrauchsverhalten der Kunden oder eine abweichende Ist-Temperatur. So könne im Rahmen der RLM-Bilanzierung Regelenergie entstehen, insbesondere bei als RLMmT geführten Entnahmestellen durch die untertägige Nutzung der Toleranzgrenzen. Auch die endliche Transportgeschwindigkeit des Gases löse Regelenergiebedarf aus. Darüber hinaus führten Abweichungen in den Netzkonten nicht zwingend zu Regelenergiebedarf, weil sich Differenzen im Marktgebiet ausgleichen könnten. Bei dem von der Betroffenen verwendeten analytischen Standardlastprofil hänge es vom Zufall ab, ob das Netzkonto trotz ordnungsgemäßer Allokation abgerechnet werde. Eine tägliche Netzkontoabrechnung führe systembedingt zu einer Abrechnung trotz regelgerechter Allokation.
Es sei auch unmöglich, die Vorgaben umzusetzen. So seien Lastprofile, die täglich passende Allokationswerte ausgäben, am Markt nicht verfügbar. Die Betroffene habe keine Möglichkeit, eine tagesgenaue Prognose abzugeben. Bei dem analytischen Standardlastprofilverfahren könne es denklogisch wegen des Zeitversatzes nicht zu einer tagesaktuellen Prognose des tatsächlichen Verbrauchs kommen. Kombiniere man die Restlast des Vor-Vortages mit einer Temperaturprognose für den Folgetag, entfalle die Berechenbarkeit des Zeitversatzes. Auch das synthetische Lastprofil-Verfahren könne nicht mehr optimiert werden. Im Mittel weiche die Prognosetemperatur von der gemessenen Ist-Temperatur um fast 1 Kelvin ab. Dies führe etwa im Temperaturbereich von 15 °C zu einer relativen Abweichung von 15 % (SLP-Statusbericht, S. 46 f., Anlage BF 4). Eine zielsichere Wetterprognose für den Liefertag sei nicht möglich. Einem Gasnetzbetreiber fehle es an den notwendigen eigenen Fähigkeiten, eine Temperaturprognose zu erstellen. Er könne allenfalls einen geeigneten Wetterdienstleister auswählen.
Nach Art. 11 Abs. 4 c) Netzkodex müsse die Aufteilung der Zuständigkeiten zwischen den beteiligten Parteien korrekt wiedergegeben werden. Dies bedeute, dass ein Anreizsystem im Verhältnis Verteilernetzbetreiber–Transportkunde hätte etabliert werden müssen. So minimiere sich durch eine genaue Prognose das Preisrisiko des Transportkunden für eventuell auftretende Mehr-/Mindermengen. Der Standardlastprofil-Anreizmechanismus treffe in seinen finanziellen Konsequenzen nicht den Gaslieferanten/Transportkunden, sondern den Verteilernetzbetreiber. Aufgrund des hohen Entwicklungsstandes des deutschen Gasmarktes bedürfe es überhaupt keines Standardlastprofil-Anreizsystems. Die Festlegung beachte auch nicht Art. 11 Abs. 4 e) Netzkodex, wonach die nationale Regulierungsbehörde regelmäßig überprüfen müsse, in welchem Umfang Änderungen am Mechanismus erforderlich sein könnten.
Eine tägliche Netzkontoabrechnung sei unverhältnismäßig, weder geeignet, erforderlich und angemessen. Die wirtschaftlichen Folgen für die Betroffene wären – je nach Szenario – erheblich. Diese Kosten würden netzentgeltseitig nicht berücksichtigt. Die Regelung verletze die Betroffene in ihren Rechten (Art. 2 Abs. 1, Art. 19 Abs. 3, 20 Abs. 3, Art. 14 Abs. 1 GG). Da die tägliche Netzkontoabrechnung rechtswidrig sei, schlage dies auch auf Tenorziffer 9 b) durch. Es erfolge keine echte Evaluierung des Anreizmechanismus durch die Bundesnetzagentur.
Die Betroffene beantragt,
den Beschluss vom 19.12.2014, Az. BK7-14-020, aufzuheben, soweit gemäß Tenorziffer 8 und 9 b) die Verpflichtung von (Verteiler)-Netzbetreibern festgelegt ist, einen Anreizmechanismus für die Bereitstellung einer genauen Prognose von Entnahmestellen mit Standardlastprofilen (SLP) nach weiteren Maßgaben der Beschwerdegegnerin vorzuschlagen sowie diesen Anreizmechanismus für SLP-Entnahmestellen ab dem 1.10.2016 umzusetzen bzw. regelmäßig zu überprüfen und der Bundesnetzagentur darüber zu berichten.
Die Bundesnetzagentur beantragt,
die Beschwerde zurückzuweisen.
Sie verweist auf die Gründe ihres Beschlusses und trägt ergänzend vor:
Sie könne als nationale Regulierungsbehörde nach Art. 39 Abs. 4 i. V. m. Art. 11 Netzkodex nicht nur zur Unterbreitung eines Vorschlags auffordern, sondern auch inhaltliche Vorgaben machen. Art. 11 Abs. 1 Netzkodex erlaube ihr, Anreize zur Liquiditätsverbesserung auf dem Gasgroßhandelsmarkt zu setzen. Sie könne daher entweder selbst oder einen solchen Mechanismus durch die Marktbeteiligten erarbeiten lassen. Die Transparenzliste könne auf § 50 Abs. 1 S. 1 Nr. 9 Gas NZV gestützt werden, wonach Vorgaben zu den Grundsätzen der Bilanzierung und zur Anwendung von Standardlastprofilen gemacht werden könnten (§§ 22, 24 GASNZV, vgl. auch § 50 Abs. 5 S. 1, § 40 Abs. 2 Nr. 3 GasNZV). Die Evaluierungspflicht folge aus Art. 42 Abs. 3 Netzkodex. „Bericht über die Genauigkeit der Prognose“ erfasse auch einen Bericht über das Ergebnis eines Anreizsystems.
Die streitgegenständliche Festlegung sei wirksam bekannt gegeben worden (§ 73 Abs. 1a S. 1 i. V. m. § 29 Abs. 1 EnWG). § 29 Abs. 1 EnWG sei ausdrücklich als Rechtsgrundlage benannt worden. Im Übrigen gebe der Netzkodex keine Handlungsform vor. Die Bundesnetzagentur sei gemäß § 50 Abs. 1 Nr. 9 GasNZV befugt, eine Festlegung zu erlassen. Es sei nicht erforderlich, über den Tenor hinaus weitere Textteile der Festlegung im Amtsblatt der Bundesnetzagentur öffentlich bekanntzumachen. Die Festlegung sei ausreichend bestimmt. Tenorziffer 8 lasse klar erkennen, dass die Verteilernetzbetreiber zusammen mit den Marktgebietsverantwortlichen einen Anreizmechanismus vorschlagen sollen. Als konkrete Handlung werden eine Zusammenarbeit und ein Vorschlag gefordert. Die Bundesnetzagentur sei auch nicht verpflichtet, detailliert alles vorzugeben. Vielmehr sei es erfolgversprechender und prozessökonomischer, wenn die Marktbeteiligten weitgehend selbst einen Vorschlag erarbeiteten und die Bundesnetzagentur nur einen Rahmen normiere.
Die Abrechnung anhand von Netzkonten sei als Teil der Qualitätskontrolle geeignet, um den angestrebten Anreizmechanismus umzusetzen. Zeitnah könnten Fehlentwicklungen bei Standardlastprofilverfahren systematisch festgestellt und Differenzmengen kontrolliert werden. Eine Monatsbetrachtung sei ungenau und suggeriere eine nicht gerechtfertigte Prognosegüte. Der durch täglich schwankende Differenzmengen entstehende Regelenergiebedarf solle durch ein Anreizsystem mit einer möglichst genauen Verbrauchsprognose auf Tagesbasis reduziert werden. Intention des Anreizsystems sei es nicht, eine exakte Übereinstimmung von Prognose und Ausspeisung zu erreichen. Das derzeit verwendete Standardlastprofil-Verfahren weise Schwächen auf, etwa bei saisonalen Schwankungen. So träten im Winterhalbjahr vermehrt Unterspeisungen und im Sommerhalbjahr Überspeisungen auf. Die Fehlmengensituation bei Standardlastprofil-Allokationen sei nach wie vor jahreszeitlich geprägt. Hierdurch entstünden insbesondere in den mengenrelevanten Wintermonaten teilweise massive Regelenergieeinsätze. Für die Verteilernetzbetreiber bestünde kein Eigeninteresse, Fehlmengen aus der Standardlastprofilanwendung mit Blick auf das Gesamtsystem zu vermeiden. Ein solcher Anreiz bestehe bisher nur zum Ende eines Abrechnungszeitraums (Monat oder Jahr). Jedoch werde der Regelenergieeinsatz taggenau bestimmt. Es sei keine generelle Verschärfung des Systems beabsichtigt, vielmehr nur eine zielgenauere Verbesserung der Standardlastprofile. Ein entsprechendes Anreizmodell setze auch keine Fehlanreize für Überallokationen. Es könne zwar nicht generell ausgeschlossen werden, dass einzelne Verteilernetzbetreiber zur Vermeidung von Zahlungen versuchen könnten, die Allokationen pauschal in Richtung einer dauerhaften Überspeisung anzuheben. Mit Blick auf das Verhalten der Verteilernetzbetreiber in der Vergangenheit und dem von Verteilernetzbetreibern geschilderten operativen Aufwand hierfür sei dies jedoch nicht zu erwarten.
Zwischen dem Regelenergiebedarf und den Schiefständen auf den Netzkonten bestehe ein relevanter Zusammenhang (Bericht zum Ausgleichs- und Regelenergiesystem Gas, „GABI-Bericht“ vom 1.4.2011). Standardlastprofile seien geeignet, Regelenergie zu vermeiden. Die durch SLP-Entnahmestellen verursachten Differenzmengen wirkten sich auf das gesamte Netz aus. Dass sich möglicherweise Mehr- oder Mindermengen bei unterschiedlichen Kundengruppen ausglichen, Differenzmengen auch bei registrierender Leistungsmessung entstehen könnten, stelle dies nicht infrage. Bei registrierender Leistungsmessung (RLM) existiere auch ein Anreizsystem aus festgelegten Grenzwerten und Flexibilitätskostenbeiträgen, um Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisungen zu vermeiden. Etwaige Ungenauigkeiten durch nicht identifizierbare Fehlmengen, Messungenauigkeiten, Verluste, Brennwertschwankungen oder die Transportgeschwindigkeit des Gases stünden dem Anreizsystem nicht entgegen. Es sei sinnvoll, den Betrachtungszeitraum auf den Zeitraum anzupassen, der auch für den externen Regelenergieeinsatz gelte.
Art. 11 Abs. 4 a) Netzkodex verlange kein Bonus-Element im Sinne einer Sondervergütung bei Erreichen einer bestimmten Leistungsvorgabe. Das Anreizsystem habe ferner keine Vorfinanzierungsfunktion für die Regelenergiebeschaffung der Marktgebietsverantwortlichen. Regelenergie werde ausschließlich über eine separat von den Transportkunden zu erhebende Bilanzierungsumlage von den Marktgebietsverantwortlichen finanziert. Kosten und Erlöse würden für die jeweilige Umlageperiode verrechnet, nach der Festlegung nunmehr getrennt nach Kundengruppen und Art der Leistungsmessung auf verschiedenen Umlagekonten. Im Übrigen würden die Zahlungen lediglich als Abschlag auf die zukünftigen Mehr- und Mindermengen geleistet, was ebenfalls gegen eine Finanzierungsfunktion spreche.
Die Standardlastprofilanwendung könne weiter verbessert werden. Dass sich möglicherweise etwa bei dem analytischen Lastprofilverfahren durch den 2-Tages-Versatz bei einer täglichen Betrachtung Nachteile ergeben könnten, rechtfertige keinen Bestandsschutz dieses Verfahrens. So habe der Statusbericht zum Standardlastprofilverfahren Gas festgestellt, dass künftige Ansätze wohl mit der Aufhebung des 2-Tages-Versatzes einhergehen müssten (Statusbericht zum Standardlastprofilverfahren Gas, Anlage BF4, S. 59). Der Tagesversatz führe tendenziell zu höheren Fehlmengen. Bei der monatlichen Betrachtung ergebe sich für das analytische Verfahren nur scheinbar eine bessere Prognosegüte. Im Übrigen bestehe aber auch bei dem analytischen Lastprofilverfahren durch Optimierungsfaktoren noch Entwicklungspotenzial. Auch wenn bestimmte Umstände nicht vollständig zu beeinflussen seien, könne hier noch optimiert werden, etwa hinsichtlich der Profilfunktion, Anpassung der Verbrauchskurve bei kalten Temperaturen, der Wahl der Wetterstation, der Güte Temperatur-Vorhersagemodelle oder des Zeithorizonts (Statusbericht zum Standardlastprofilverfahren Gas, Anlage BF4, S. 66 f.; Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH, Weiterentwicklung des Standardlastprofilverfahrens Gas, Stand Juli 2015, Anlage BG2, S. 21). Dies umzusetzen, sei nach § 24 GasNZV Sache der Verteilernetzbetreiber. Die derzeitigen Optimierungsmöglichkeiten erforderten es daher nicht, neue Standardlastprofilfunktionen in den Markt einzuführen.
Die in Tenorziffer 9 b) angeordnete Überprüfungspflicht entspreche den Vorgaben des Art. 11 Abs. 4 e) Netzkodex. Damit die Bundesnetzagentur den entsprechenden Bericht erstellen könne, sei sie auf eine ausreichende Grundlage und Informationen und Analyse der Netzbetreiber und Marktgebietsverantwortlichen angewiesen. Die monatliche Übersendungspflicht der Netzkonten durch die Marktgebietsverantwortlichen nach Tenorziffer 8 e) sei für einen Überblick über die Gesamtsituation der Marktbeteiligten erforderlich (Art. 39 Abs. 4 i. V. m. Art. 11 Abs. 1 und 4 e), Art. 42 Abs. 3 Netzkodex).
Es bestehe auch ein ausreichender Rechtsschutz, wie das anhängige Verfahren zeige. So könne die Betroffene gegen etwaige, von ihr als unangemessen erachtete Bestimmungen in einer Kooperationsvereinbarung zivilgerichtlich vorgehen. Sie könne auch in der Projektgruppe „tägliche Netzkontenabrechnung“, der themenspezifischen Projektgruppe der sogenannten „Verhandlungsdelegation“ zur Kooperationsvereinbarung, mitarbeiten. Die Verteilernetzbetreiber seien in dieser Projektgruppe im Übrigen federführend.
Die weitere Beteiligte (…) meint, die Betroffene sei nicht mehr beschwert, nachdem in der Kooperationsvereinbarung Schwellenwerte und Karenztage definiert worden seien und sich faktisch keine finanzielle Mehrbelastung ergebe. Die Einführung einer täglichen Netzkontenabrechnung sei sinnvoll, weil so ein sachgerechter Anreiz zur Verbesserung der Prognosen gesetzt werde. Es müssten für die jeweiligen Verantwortlichen, die Bilanzkreisverantwortliche und Netzbetreiber, Anreize geschaffen werden, um den Regelenergiebedarf so gering wie möglich zu halten. Für Bilanzkreisverantwortliche bestehe bereits heute ein Anreiz, möglichst präzise Prognosen für Ausspeisungen an RLM-Entnahmestellen vorzunehmen. Hingegen unterliege der Bilanzkreisverantwortliche bei Fehlmengen an SLP-Ausspeisepunkten keinem finanziellen Anreiz. Der Bilanzkreisverantwortliche könne die Prognosen und Allokationen nicht ohne Weiteres beeinflussen, müsse den sich aus der SLP-Allokation ergebenden Wert in seinen Bilanzkreis einspeisen, um den Bilanzkreis ausgeglichen zu bewirtschaften. Verantwortlich für Fehlmengen sei bei SLP-Prognosen daher allein der Ausspeisenetzbetreiber, dem gegenüber daher ein Anreiz gesetzt werden müsse. Das Netzkonto sei ein Instrument zur Qualitätskontrolle. Das Anreizsystem werde nicht dadurch infrage gestellt, dass Regelenergieeinsätze auch durch andere Umstände entstehen könnten und Kompensationseffekte möglich seien. Die „Schiefstände“ in den Netzkonten beruhten maßgeblich auf nicht genauen SLP-Prognosen und seien eine wesentliche Ursache für den Regelenergiebedarf. Es seien keine neue Daten- oder Informationsstrukturen aufzubauen. Die bestehenden Kommunikations- und Datenaustauschmöglichkeiten zwischen Verteilernetzbetreiber und Marktgebietsverantwortlichen könnten genutzt werden.
Die bisherige monatliche Betrachtungsweise saldiere über einen Monat auftretende Über- und Unterallokationen. Dies bevorzuge ungerechtfertigt solche Netzbetreiber, deren Netzkontosaldo in einem Monat sowohl Unter- als auch korrespondierende Überallokationen aufweise. Dieser Effekt schlage sich insbesondere bei solchen Ausspeisenetzbetreibern nieder, die das analytische Standardlastprofilverfahren nutzten. Durch den 2-Tages-Versatz schwankten die Schiefstände innerhalb eines Monats um den Nullpunkt und saldierten sich in der Regel innerhalb eines Monats bis auf den 2-Tages-Versatz. Eine tägliche Abrechnung sei sinnvoll, weil Regelenergie ebenfalls auf Tagesbasis beschafft werde. Es seien weitere Verbesserungen möglich, etwa durch die Wahl der Wetterstation oder einer Kontrolle der Stammdaten. Das Anreizsystem habe keine wesentliche Finanzierungsfunktion. Es sei primär geschaffen worden, um eine möglichst gute SLP-Prognose zu ermöglichen. So könne das Anreizsystem auch dazu führen, dass der Marktgebietsverantwortliche Zahlungen an den Ausspeisenetzbetreiber zu leisten habe.
Die Betroffene habe ausreichende Rechtsschutzmöglichkeiten. Sie sei nicht verpflichtet, eine Kooperationsvereinbarung zu unverhältnismäßigen oder unzumutbaren Bedingungen abzuschließen. Sie könne gegebenenfalls die Einleitung eines Missbrauchsverfahrens bei der Bundesnetzagentur beantragen. Im Übrigen stehe ihr der Zivilrechtsweg offen. Es sei nicht erkennbar, dass es zu unverhältnismäßigen Regeln kommen werde.
Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstands wird auf die zwischen den Beteiligten gewechselten Schriftsätze mit Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang der Bundesnetzagentur sowie das Protokoll der Senatssitzung Bezug genommen.
Die Beschwerde hat keinen Erfolg.
Die Beschwerde ist zulässig.
Die form- und fristgerecht eingelegte und begründete Beschwerde ist als Anfechtungsbeschwerde statthaft (§§ 75 Abs. 1, 78 Abs. 1, 3, 83 Abs. 2 S. 1 EnWG).
Die Betroffene ist Adressatin der Festlegung und daher beschwerdebefugt (§ 75 Abs. 2 i. V. m. § 66 Abs. 2 Nr. 2 EnWG).
Der Umstand, dass die Betroffene möglicherweise durch die geplante Kooperationsvereinbarung im Ergebnis finanziell nicht stärker als bisher belastet sein wird, stellt die Beschwerdebefugnis nicht infrage. Die Bundesnetzagentur gibt durch die Festlegung verbindlich einen Rahmen vor, der den Abschluss einer für die Betroffenen nachteiligen, tagesscharfen Kooperationsvereinbarung ermöglicht. Durch die Verpflichtung, an einem Anreizsystem mitzuwirken, mit dem für Verteilernetzbetreiber einschränkende und stärker kontrollierende Maßnahmen geschaffen werden, ist die Betroffene ebenfalls belastet.
Die Betroffene begehrt die isolierte Aufhebung der Tenorziffern 8 und 9 b), soweit Verteilernetzbetreiber verpflichtet werden, einen Anreizmechanismus für eine genauere SLP-Prognose vorzuschlagen, umzusetzen, regelmäßig zu überprüfen und zu berichten. Der hier beanstandete Teil der Festlegung ist teilbar und kann daher isoliert angegriffen werden.
Ein Verwaltungsakt ist teilbar, wenn der Rest nach erfolgreicher Anfechtung des rechtswidrigen Teils als selbstständiger Verwaltungsakt bestehen kann, ohne seine ursprüngliche Bedeutung zu ändern (Pietzcker in Schoch/Schneider/Bier, VwGO, Februar 2016, § 42 Abs. 1 VwGO, Rn. 13). Steht der verbleibende Teil in einem untrennbaren Zusammenhang mit der Gesamtentscheidung, ist eine Teilanfechtung ausgeschlossen (Pietzcker in Schoch/Schneider/Bier, VwGO, Februar 2016, § 42 Abs. 1 VwGO, Rn. 13). Bei Ermessensentscheidungen oder Entscheidungen mit einem planerischen Gestaltungsspielraum darf die Teilaufhebung nicht dazu führen, dass der Behörde ein Rest aufgezwungen wird, den sie so nicht erlassen hätte (Pietzcker in Schoch/Schneider/Bier, VwGO, Februar 2016, § 42 Abs. 1 VwGO, Rn. 13).
Danach ist der angegriffene Teil der Festlegung isoliert angreifbar. Die beanstandete Verpflichtung, einen Anreizmechanismus vorzuschlagen, umzusetzen, zu überprüfen und zu berichten, steht in keinem untrennbaren Zusammenhang mit der Gesamtintention der Festlegung. Es handelt sich bei den Vorgaben in Zusammenhang mit der Weiterentwicklung des Anreizmechanismus bei Standardlastprofilen um eine selbstständige Anordnung der Regulierungsbehörde. Es ist nicht erkennbar, dass die Bundesnetzagentur die Festlegung ohne den hier angegriffenen Teil überhaupt nicht oder so nicht erlassen hätte. So wendet sich die Bundesnetzagentur im Verfahren auch nicht gegen die isolierte Anfechtbarkeit der Regelung. Entfielen hier die von der Betroffenen angegriffenen Anordnungen, die die Vorgaben einer tagesscharfen SLP-Netzkontoabrechnung betreffen, bliebe der Rest der Festlegung als abgrenzbarer Teil inhaltlich unverändert und eigenständig umsetzbar.
Die Beschwerde ist jedoch unbegründet.
Die von der Bundesnetzagentur in Tenorziffer 8 und 9 b) angeordneten Regeln, um mit Hilfe der Verteilernetzbetreiber einen Anreizmechanismus für eine bessere SLP-Prognose vorzuschlagen, umzusetzen (Tenorziffer 8 und 8 d)) sowie regelmäßig zu überprüfen und zu berichten (Tenorziffer 9 b), sind rechtmäßig. Die Anordnungen verstoßen weder gegen die Vorgaben aus dem Netzkodex noch gegen höherrangige nationale Bestimmungen.
Die Vorgaben für den Anreizmechanismus halten sich im Rahmen der Ermächtigungsgrundlage und der vom Netzkodex vorgegebenen Grenzen.
Die Verpflichtung, dass die Netzbetreiber unter Mitwirkung der Marktgegebenheiten einen Anreizmechanismus vorschlagen und umsetzen sollen, ergibt sich aus Art. 39 Abs. 4 Netzkodex.
Art. 39 Abs. 4 Netzkodex ermächtigt die nationalen Regulierungsbehörden dazu, Fernleitungsnetzbetreiber und Verteilernetzbetreiber aufzufordern, einen Anreizmechanismus zur Bereitstellung einer genauen Prognose für die nicht täglich gemessenen Ausspeisungen eines Netznutzers vorzuschlagen. Dieser Anreizmechanismus soll den in Art. 11 Abs. 4 Netzkodex festgelegten Kriterien entsprechen (Art 39 Abs. 4 a. E. Netzkodex).
Die Bundesnetzagentur hat diese Vorgaben mit Tenorziffer 8 der Festlegung umgesetzt. Die SLP-Entnahmestellen sind solche Ausspeisepunkte, die anders als RLM-Messstellen nicht täglich gemessen werden. Die Reichweite der Ermächtigung wird auch nicht dadurch überschritten, dass die Bundesnetzagentur nicht nur das „Ob“ bestimmt hat, sondern in der Festlegung bereits einen Rahmen normiert hat, in dem sich der vorzuschlagende Anreizmechanismus bewegen soll. Art. 39 Abs. 4 Netzkodex verweist auf Art. 11 Abs. 4 Netzkodex. Die Norm ermächtigt nicht nur dazu, zu (irgendeinem) Anreizmechanismus-Vorschlag aufzufordern. Vielmehr soll bereits die Aufforderung zu einem Anreizmechanismus die Vorgaben des Art. 11 Abs. 4 Netzkodex im Blick haben.
Die Aufforderung zur Vorlage eines Anreizmechanismus beachtet auch die Vorgaben des Art. 11 Abs. 4 Netzkodex. So gibt die Festlegung vor, dass Mehr- und Minder-Differenzmengen abzurechnen sind (vgl. Art. 11 Abs. 4 a) Netzkodex). Die streitgegenständliche Festlegung sieht hierbei die unterschiedlichen Funktionen und Aufgaben der Beteiligten und den Entwicklungsstand des deutschen Gasmarktes (vgl. Art. 11 Abs. 4 b) und c) Netzkodex). Sie übernimmt in weiten Teilen den früheren Rechtszustand, entwickelt diesen fort. Eine echte Neuregelung findet lediglich in Teilbereichen statt, etwa hinsichtlich der tagesscharfen Netzkontoabrechnung bei SLP-Entnahmestellen. Aber auch dies baut auf bereits etablierten Berechnungs- und Abrechnungsmethoden im deutschen Gasmarkt auf. Dies entspricht der Intention des Netzkodex, bessere Prognosen und verursachungsbezogene Kostenverteilungen zu schaffen (vgl. etwa Gedanke Art. 25 Abs. 3, Art. 26 Abs. 3, Erwägungsgrund 5 Netzkodex, siehe unten).
Auch die vorgesehene Transparenzliste (Tenorziffer 8 f)), beruht auf einer ausreichenden Ermächtigungsgrundlage. Damit sollen die Marktgebietsverantwortlichen die Verteilernetzbetreiber im Internet veröffentlichen, die eine überdurchschnittliche Abweichung von dem festgesetzten Schwellenwert aufweisen oder die den einschlägigen Prozessen zur Datenübermittlung nicht ausreichend nachkommen.
Nach § 50 Abs. 1 S. 1 Nr. 9 GasNZV kann die Bundesnetzagentur Festlegungen zu Teil 5 Abschnitt 1 der GasNZV (Bilanzierung) erlassen, um berechtigte Bedürfnisse des Marktes angemessen zu berücksichtigen. Sie hat dabei zu beachten, dass ein Bilanzausgleichssystem einen effizienten Netzzugang ermöglichen, und soweit erforderlich, auch Anreize gegen eine missbräuchliche Nutzung der Bilanzausgleichsdienstleistungen enthalten soll. § 50 Abs. 5 S. 1 GasNZV erlaubt ferner, mittels Festlegung Netzbetreiber zu verpflichten, über die Angaben in § 40 GasNZV hinaus weitere Informationen zu veröffentlichen, die für den Wettbewerb im Gashandel oder bei der Belieferung von Kunden erforderlich sind.
Die – schon bisher bestehende – Transparenzliste ist Teil der in Abschnitt 1 geregelten Bilanzierungsregimes. § 50 Abs. 5 S. 1 GasNZV ermächtigt hierbei dazu, den Netzbetreibern Veröffentlichungspflichten aufzuerlegen. Die Bundesnetzagentur geht innerhalb des ihr zustehenden Regulierungsermessens ermessensfehlerfrei davon aus, dass die Anordnung erforderlich ist. Durch die mit der Liste angeordnete Transparenz sollen Netzkunden Kenntnis davon erhalten, wer gegebenenfalls für etwaige Abweichungen und Schwierigkeiten bei der Datenübermittlung (mit)-ursächlich ist. Dies dient ferner dem Ziel, den Wettbewerb im Gashandel transparenter zu gestalten und zu verbessern.
Auch die angeordnete zweijährige Evaluierungs- und Berichtspflicht nach Tenorziffer 9 b) der Festlegung beruht auf einer ausreichenden Ermächtigungsgrundlage.
Art 42 Abs. 3 Netzkodex verlangt von der prognostizierenden Partei, dass diese mindestens alle zwei Jahre einen Bericht über die Genauigkeit der Prognose für die nicht täglich gemessenen Ausspeisungen eines Netznutzers veröffentlicht. Die Bundesnetzagentur setzt in ihrer Festlegung zu Tenorziffer 9 b) diese Vorgabe für Verteilernetzbetreiber um. Sie fordert dazu auf, unter Mitwirkung der Marktgebietsverantwortlichen die Prognosegüte der Standardlastprofile und das Anreizsystem für SLP-Entnahmestellen regelmäßig zu überprüfen und der Beschlusskammer nach Einführung des Anreizmechanismus alle zwei Jahre über die Ergebnisse der jeweiligen Evaluierung zu berichten. Der Bericht soll hierbei Angaben über die in dem Berichtszeitraum erzielte Prognosegenauigkeit enthalten. Diese Pflicht bezieht sich ersichtlich auf die Vorgabe aus dem Netzkodex, konkretisiert in Art. 42 Abs. 3 Netzkodex. Mit der Anordnung will die Bundesnetzagentur erreichen, dass die Verteilernetzbetreiber im 2-Jahres-Rhythmus ihre Prognosegenauigkeit überprüfen und berichten. Dass die Regulierungsbehörde in ihrer Festlegung den Wortlaut des Netzkodex nicht wörtlich wiederholt hat, steht nicht entgegen.
Die Bundesnetzagentur hat die Festlegung wirksam gemäß § 73 Abs. 1a S. 1 EnWG bekannt gemacht.
Nach § 73 Abs. 1a S. 1 EnWG kann die Zustellung durch öffentliche Bekanntmachung ersetzt werden, wenn Entscheidungen der Regulierungsbehörde durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 EnWG oder durch Änderungsbeschluss nach § 29 Abs. 2 EnWG gegenüber allen oder einer Gruppe von Netzbetreibern oder von sonstigen Verpflichteten einer Vorschrift getroffen werden. Die öffentliche Bekanntmachung wird dadurch bewirkt, dass der verfügende Teil der Festlegung oder des Änderungsbeschlusses, die Rechtsbehelfsbelehrung und ein Hinweis auf die Veröffentlichung der vollständigen Entscheidung auf der Internetseite der Regulierungsbehörde und im Amtsblatt der Regulierungsbehörde bekannt gemacht werden.
Die Bundesnetzagentur hat hier durch eine Festlegung Vorgaben für den Netzanschluss und Netzzugang im Gasbereich im Sinne des § 29 EnWG gemacht, so dass die Zustellung durch öffentliche Bekanntmachung erfolgen konnte. Dass Grundlage für die Entscheidung auch der Netzkodex ist, steht einer Anwendung der Vorschrift nicht entgegen. So sollen die GasNZV und die streitgegenständliche Festlegung die Bedingungen regeln, zu denen die Netzbetreiber den Netzzugangsberechtigten im Sinne des § 20 Abs. 1 EnWG Zugang zu ihren Leitungsnetzen gewähren (§ 1 GasNZV). Bedingungen und Methoden für den Netzzugang sind ausdrücklich in § 29 EnWG genannt.
Es ist ferner nicht zu beanstanden, dass die Bundesnetzagentur die europarechtlichen Vorgaben durch eine Festlegung näher konkretisiert hat. Eine Umsetzung durch eine Rechtsverordnung war hier nicht erforderlich.
Die Bundesnetzagentur ist gemäß § 50 Gas NZV befugt, Vorgaben für den Gasbereich und einen effizienten Netzzugang zu machen. Die Festlegung ist nach dem EnWG als Handlungsalternative vorgesehen, um bestimmte europarechtliche, gesetzliche oder verordnungsrechtliche Vorgaben detaillierter umzusetzen (vgl. z. B. § 13j, 14 Abs. 1a S. 5, 15a Abs. 5, 17d Abs. 8, 22 Abs. 2 S. 5, 23a Abs. 1, 29 Abs. 1, 40 Abs. 6, 58a Abs. 4, 65 Abs. 2a S. 3 EnWG). Es ist hier – angesichts der verbindlichen Vorgaben aus dem Netzkodex – nicht erkennbar, dass die von der Betroffenen in der streitgegenständlichen Festlegung angegriffenen Regelungen, der Pflicht zur Netzkontenführung und tagesscharfen Netzkontenabrechnung, diesen Rahmen überschreiten. Der Grundsatz des Vorbehalts des Gesetzes (Art. 20 Abs. 3 GG) ist nicht verletzt. Die konkretisierenden Bestimmungen greifen nicht derart gravierend in Rechte ein, dass diese Anordnungen nur durch eine höherrangige Norm, etwa eine Verordnung, hätte normiert werden dürfen. Das durch den Netzkodex vorgegebene System wird nicht abgeändert oder umgestaltet.
Die Festlegung ist auch hinreichend bestimmt. Es ist für die Betroffene erkennbar, welches Verhalten von ihr verlangt wird. Es ist ersichtlich, dass sich die Tenorziffern 8 und 9 b) (auch) an Verteilernetzbetreiber richten und diese zu einem bestimmten Handeln aufgefordert werden sollen. Es kann hierbei hinsichtlich des angegriffenen Teils offen bleiben, ob von der Tenorziffer neben den Verteilernetzbetreibern möglicherweise auch die Fernleitungsnetzbetreiber erfasst sind. Insoweit ist die Betroffene durch eine möglicherweise bestehende Unbestimmtheit nicht beschwert.
Auch soweit die Betroffene sich dagegen wehrt, dass der Begriff „Vorschlag“ unkonkret sei, greift dieser Einwand nicht durch. Zwar hat die Bundesnetzagentur nicht den Inhalt eines in allen Einzelheiten zu machenden Vorschlags vorgegeben. Dies war jedoch auch nicht geboten. Vielmehr sollen die Beteiligten selbst einen Anreizmechanismus entwickeln. Die Bundesnetzagentur hat in den Tenorziffern 8 a) – f) den Rahmen erläutert, wie ein entsprechender Vorschlag und Anreizmechanismus ausgerichtet sein soll. Sie hat insoweit die Vorgaben aus Art. 39 Abs. 4 i. V. m. Art. 11 Abs. 4 Netzkodex näher konkretisiert und ausgeformt.
Der von der Bundesnetzagentur in Tenorziffer 8 vorgegebene Rahmen für einen von den Netzbetreibern und Marktgebietsverantwortlichen vorzuschlagenden Anreizmechanismus sowie die sich hieraus ergebenden Handlungspflichten sind sachgerecht und halten sich im Rahmen der Vorgaben des Netzkodex.
Bei der Ausgestaltung der Vorgaben aus dem Netzkodex zur Umsetzung des Anreizmechanismus steht der Bundesnetzagentur ein Regulierungsermessen zu, soweit sie die Vorgaben aus dem Netzkodex beachtet.
Sind gesetzlich normierte Grundlagen auszufüllen, unterliegt dies der uneingeschränkten Überprüfung durch den Tatrichter, soweit es um die Ermittlung der tatsächlichen Grundlagen geht (vgl. BGH, Beschluss 27.1.2015, EnVR 39/13, Rn. 13, „Thyssengas GmbH“). Ist eine wertende Betrachtung erforderlich, eine Vielzahl von Fragen einzubeziehen, die nicht exakt im Sinne von „richtig oder falsch“ beantwortet werden kann, ist ein Spielraum eröffnet (vgl. BGH, Beschluss 27.1.2015, EnVR 39/13, Rn. 13, „Thyssengas GmbH“). So steht den Regulierungsbehörden etwa im Rahmen der rechtlichen Vorgaben bei der Auswahl der einzelnen Parameter und Methoden im Rahmen des Effizienzvergleichs ein Spielraum zu, der in einzelnen Aspekten einem Beurteilungsspielraum, in anderen Aspekten einem Regulierungsermessen gleichkommt (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 10, 25 ff., juris; BGH, Beschlüsse vom 22.07.2014, EnVR 58/12 und EnVR 59/12, Rn. 13, juris). Ob und inwieweit es sich bei den der Regulierungsbehörde eröffneten Spielräumen um einen Beurteilungsspielraum auf der Tatbestandsseite der Norm oder um ein Regulierungsermessen auf der Rechtsfolgenseite handelt, kann offenbleiben. Die für diese beiden Kategorien geltenden Kontrollmaßstäbe unterscheiden sich eher verbal und weniger in der Sache (BGH, Beschluss vom 21.01.2014, EnVR 12/12, „Stadtwerke Konstanz GmbH“, Rn. 26 f. m. w. Nachw., juris).
Nach diesen Grundsätzen ist die Frage, wie ein vorzuschlagender Anreizmechanismus fortentwickelt werden soll, von der Bundesnetzagentur innerhalb des ihr zustehenden Beurteilungsspielraums bzw. Regulierungsermessens auszufüllen. So kommen verschiedene Modelle in Betracht, wie die vom Netzkodex gewünschte Prognoseverbesserung erreicht werden kann. Das Verfahren ist darauf angelegt, möglichst ergebnisoffen durch die Beteiligten einen auszuformenden Anreizmechanismus entwickeln und vorschlagen zu lassen. Dies verdeutlicht, dass verschiedene Optionen geprüft und abgewogen werden sollen. Eine exakte Einordnung nur eines bestimmten Anreizmechanismus im Sinne eines „richtig oder falsch“ ist daher weder gewollt noch möglich.
Die Bundesnetzagentur setzt mit Tenorziffer 8 in rechtmäßiger Weise die Vorgaben aus Art. 39 Abs. 4 Netzkodex im Rahmen des ihr zustehenden Beurteilungsspielraums bzw. Regulierungsermessens um.
Es ist nicht zu beanstanden, dass die Regulierungsbehörde in der Festlegung auch inhaltliche Vorgaben für einen Anreizmechanismus bestimmt hat. Die Betroffene geht unzutreffend davon aus, dass der Bundesnetzagentur nur das Recht zustehe, die Netzbetreiber und Marktgebietsverantwortlichen nur hinsichtlich des „Ob“ eines Vorschlags aufzufordern. Wie bereits erläutert, bezieht sich die Aufforderung zu einem Vorschlag auch auf die Vorgaben aus Art. 11 Abs. 4 Netzkodex. Insoweit konkretisiert die Bundesnetzagentur die sich aus dem Netzkodex ergebenden Bedingungen.
Der in Tenorziffer 8 der streitgegenständlichen Festlegung vorgegebene Anreizmechanismus einer tagesscharfen Abrechnung der Ein- und Ausspeisungen entspricht der Intention des Netzkodex und ist in der Sache nicht zu beanstanden. Die Bundesnetzagentur geht gut nachvollziehbar davon aus, dass durch einen Gleichlauf des Zeitraums der tagesscharfen Abrechnung und der Regelenergiebeschaffung sowie der taggenauen Abrechnung der Mehr-/Mindermengen tendenziell die Prognosegenauigkeit verbessert werden kann. Mit dem ins Auge gefassten Anreizmechanismus kann eine bessere verursachungsgerechte Betrachtung des Regelenergieaufwands erreicht werden. Die Bundesnetzagentur hat nicht die Grenzen des ihr zustehenden Regulierungsermessens überschritten. So zielt der Netzkodex darauf ab, die Prognosegenauigkeit bei SLP-Messstellen zu verbessern, und will insgesamt erreichen, dass die Ausgleichs- und Regelenergieeinsätze reduziert werden (vgl. etwa Erwägungsgrund 6, Art. 4 Abs. 1, Art. 25 Abs. 3, Art. 26 Abs. 3, Art. 39 Abs. 4, Art. 42 Abs. 3 Netzkodex).
Es liegt hierbei auf der Hand, dass die bislang praktizierte monatsscharfe Abrechnung die über einen Monat stark schwankenden Wetter- und Temperaturverhältnisse nur grob und letztlich unzureichend abbilden kann. Eine monatliche Betrachtung kann ein unzutreffendes Bild der tatsächlichen Verhältnisse, insbesondere des Umfangs von einem Netzbetreiber verursachten Regelenergieeinsatzes, bewirken. Weist ein Netzbetreiber in einem Monat erhebliche Über- und Unterspeisungen auf, die sich über den Monat weitgehend nivellieren, ergibt sich rechnerisch das Bild einer „guten Prognose“, obwohl tatsächlich erhebliche Regelenergiemengen angefallen sind. Ein tagesscharfes Abrechnungssystem sorgt hier für mehr Transparenz und ermöglicht eine verursachungsgerechte Zuordnung der Regelenergiekosten. Hierbei ist auch zu sehen, dass ein wesentlicher Anteil der Ausspeisemenge des Gases auf der Basis von SLP-Allokationen erfolgt (GABI-Gas Bericht 2011, S. 52 ff., 61 ff.). Verbesserungen dienen gerade in diesem Bereich dazu, den Einsatz von Regelenergie zu reduzieren.
Das geplante Anreizmodell berücksichtigt auch den Entwicklungsstand des deutschen Gasmarktes (vgl. Art. 11 Abs. 4 d) Netzkodex). Die bisher geltenden Regeln werden nicht vollständig geändert, vielmehr in weiten Teilen beibehalten und nur fortentwickelt. Dass nunmehr eine tagesgenaue Betrachtung der Netzkonten erfolgt, ist eine in sich nachvollziehbare Verbesserung des bisherigen monatsscharfen Systems hin zu einer genaueren Prognosegüte der SLP-Messungen (vgl. zur Anreizwirkung monatsscharfer Abrechnung: Bericht zum Ausgleichs- und Regelenergiesystem Gas, „GABI Gas-Bericht“, vom 1.4.2011, S. 10). Es setzt auf dem bisherigen Entwicklungsstand und geltenden Regeln auf. Dass ein Anreizmodell zur Beseitigung der Schiefstände bei den Netzkonten sinnvoll sein könnte, war bereits 2010 diskutiert worden (Stellungnahme BDEW vom 12.3.2010, Maßnahmen zur Behebung von systematischen Schieflagen im RAM-System, Anlage BF6, S. 2; vgl. auch Mitteilung Nr. 4 der Bundesnetzagentur vom 24.3.2010, Anlage BF7, und GABI-Gas Bericht 2011, S. 167).
Es ist hierbei Sache der Verteilernetzbetreiber, die Standardlastprofilfunktion anzuwenden und zu entwickeln (vgl. § 24 GasNZV). Der Bilanzkreisverantwortliche kann seine Prognosen und Allokationen an den nicht mit RLM-erfassten Messstellen kaum selbst beeinflussen, muss für einen ausgeglichenen Bilanzkreis den sich aus der SLP-Allokation ergebenden Wert in seinen Bilanzkreis einspeisen.
Auch der Einwand der Betroffenen, es sei nicht nachgewiesen, dass zwischen SLP-Allokationen und Regelenergie ein ausschließlicher Zusammenhang bestehe, greift nicht durch. So ist schon ein „ausschließlicher Zusammenhang“ nicht erforderlich, um eine Anreizregelung zu schaffen. Vielmehr ist es ausreichend, wenn ein relevanter Zusammenhang zwischen SLP-Prognosen und Regelenergieeinsatz besteht. Der Anreizmechanismus muss geeignet sein, den Regelenergieeinsatz zu verringern. Die Bundesnetzagentur und die weitere Beteiligte haben dies überzeugend dargelegt.
2009 wurde ein deutlich erhöhter Regelenergiebedarf festgestellt, wobei als Ursache auch unzureichende Standardlastprofile gesehen wurden (Mitteilung Nr. 4 der Bundesnetzagentur vom 24.3.2010, Anlage BF7, S. 1, 6; Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 15 f., Bericht zum Ausgleichs- und Regelenergiesystem Gas, „GABI-Gas Bericht 2011“ vom 1.4.2011, S. 163 f.). So war im GABI-Gas Bericht 2011 ausgeführt worden, „dass die vorhandenen synthetischen Lastprofile derzeit offensichtlich nicht in vollem Umfang die Verbrauchssituation von Haushalts- oder Gewerbekunden widerspiegeln.“ (GABI-Gas Bericht 2011, S. 78). Der BDEW/VKU/GEODE-Leitfaden zur Abwicklung von Standardlastprofilen Gas vom 30.6.2016 verweist darauf, dass der „Überwachung von SLP-Prozessen und Allokationsgüte und deren Auswirkung auf die Netzkontensalden der Netzbetreiber im Rahmen der Stabilität des gesamten GaBi-Modells eine nicht unerhebliche Bedeutung“ zukomme (Leitfaden 2016, S. 11). Die weitere Beteiligte hat anhand verschiedener Grafiken erläutert, dass ein Zusammenhang zwischen ungenauen SLP-Prognosen und Regelenergie besteht (Grafik Bl. 334, 336, 450 GA; Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 26, 33).
Dass Regelenergie auch durch andere Umstände, wie etwa Verluste, die Dauer des Gastransport u. ä., entstehen kann, schließt eine Anreizregelung nicht aus. Weder die Bundesnetzagentur noch die weitere Beteiligte bestreiten, dass Regelenergie anderweitig ausgelöst werden kann. So wird sich Regelenergie nie ganz vermeiden lassen, kann durch Verluste, ungenaue Messungen oder eine Abweichung des tatsächlichen Gasverbrauchs von dem anhand von Funktionskurven geschätzten Verbrauch entstehen. Auch der Umstand, dass sich im Einzelfall Über- und Unterspeisungen verschiedener Verteilernetzbetreiber ausgleichen können und dadurch – eher zufällig – der Einsatz von Regelenergie verringert werden kann, steht einem Anreizsystem nicht entgegen. Im Übrigen hat sich herausgestellt, dass durchaus strukturelle Probleme bestehen. So ist festzustellen, dass es im Winter tendenziell zu Unter- und im Sommer eher zu Überspeisungen kommt (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 21, 35; Bericht Weiterentwicklung SLP, Anlage BG2, S. 1).
Die Bundesnetzagentur geht im Rahmen ihres Regulierungsermessens anhand der Gesamtumstände nachvollziehbar davon aus, dass ungenaue SLP-Prognosen jedenfalls eine wesentliche Ursache für einen Regelenergieeinsatz sind. Dies wird europaweit ebenso gesehen, wie der Netzkodex verdeutlicht. Es liegt nahe, dass bei einer Verbesserung der Prognosegenauigkeit, gerade auch durch eine tagesscharfe Netzkontoabrechnung, Regelenergieeinsätze tendenziell reduziert werden können.
Die bisher praktizierten Prognosemodelle sind auch noch weiter zu verbessern. Es überzeugt nicht, dass alle Verbesserungsmöglichkeiten „ausgereizt“ sein sollen. Es ist nicht ersichtlich, dass es für die Betroffene unmöglich wäre, eine Verbesserung ihrer Lastprofile zu erreichen. Die Bundesnetzagentur hat überzeugend erläutert, dass noch Entwicklungsmöglichkeiten bestehen.
Dass das synthetische Standardlastprofilverfahren insbesondere bei kalten Temperaturen, noch verbesserungsfähige strukturelle Schwächen aufweist, hat der Statusbericht SLP verdeutlicht (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 40, 48, 49, 65, 66; FfE, Weiterentwicklung des Standardlastprofilverfahrens Gas, Juli 2015, Anlage BG2, S. 1, „Bericht Weiterentwicklung SLP“). Es ist vor dem Hintergrund der Versorgungssicherheit bedenklich und korrekturbedürftig, dass hoher Regelenergiebedarf gerade bei extremer Kälte anfällt, wie etwa im Februar 2012 (vgl. Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 17, 21). Der Statusbericht SLP (Anlage BF4, S. 41) und der Bericht Weiterentwicklung SLP haben verschiedene Verbesserungsmöglichkeiten geprüft, wie eine Anpassung der Profilfunktion bei kalten Temperaturen, bessere Temperaturmessungen und –prognosen, Nutzung eines dynamischen Korrekturfaktors oder saisonalen Ausgleichsfaktors (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 41, 48, 49; Bericht Weiterentwicklung SLP, Anlage BG2, S. 1). So ist inzwischen eine Linearisierung der Profile für den kalten Temperaturbereich erfolgt, um so frühere systematische Fehler zu korrigieren; die Profile bei hohen Temperaturen im Warmwasserbereich wurden überprüft (Leitfaden 2016, S. 14). Dass möglicherweise kein Anlass besteht, beide Prognosemethoden grundsätzlich vollständig neu oder anderes zu gestalten, schließt Änderungsmöglichkeiten nicht aus (vgl. GABI-Gas Bericht 2011, S. 164).
Die Bundesnetzagentur weist zutreffend darauf hin, dass das im analytischen Verfahren verwendete Modell des 2-Tages-Versatzes strukturell ungenau ist, wenn es nicht mit einer Temperaturprognose kombiniert wird. Die Annahme, dass die Temperatur am Vor-Vortag auch am Liefertag gelte, mag aus Vereinfachungsgründen nachvollziehbar sein. Es handelt sich hierbei jedoch in der Sache eher nur um eine grobe Schätzung des für den Liefertag benötigten Gases. Der 2-Tages-Versatz kann ohne weitere Korrekturfaktoren kaum für einzelne Liefertage eine sichere Prognose, insbesondere bei einem Wetterumschwung, gewährleisten. Er wirkt sich wie ein Temperaturprognosefehler aus (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 42). Das Wetter und die Temperaturen ändern sich tendenziell täglich und nicht monatlich. Wird etwa – wie in der mündlichen Verhandlung deutlich geworden ist – das analytische Verfahren ohne Optimierungsfaktoren angewandt, ist ein Verbesserungspotential offensichtlich. Es überzeugt nicht, dass etwa trotz einer kurzfristig heraufziehenden Kaltfront, der Gasbedarf so geplant wird, als ob sich Wetter und Temperaturen nicht änderten. Trotz Kenntnis eines gravierenden Wetterumschwungs wird auf Anpassungen verzichtet und ein unnötig hoher Regelenergiebedarf generiert.
Daher bestehen auch bei dem analytischen Standardlastprofilverfahren Verbesserungsmöglichkeiten. So ist es denkbar, den Zeitversatz mit einer Temperaturprognose und weiteren Faktoren zu kombinieren, um für den Liefertag zu einer möglichst genauen Prognose zu kommen. Nach dem Statusbericht SLP könnte es möglicherweise sinnvoll sein, den Zwei-Tages-Versatz abzuschaffen (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 58). Sollten tatsächlich bei dem analytischen Standardlastprofilverfahren keine Verbesserungsoptionen mehr bestehen, können Betroffene ggfs. – wie die meisten Verteilernetzbetreiber (vgl. GABI-Gas Bericht 2011, S. 63) – das synthetische Standardlastprofil verwenden. Ein Bestandsschutz, ein bestimmtes Standardlastprofilverfahren auch in Zukunft nutzen zu können, besteht nicht.
Dass die Prognoseschätzungen mit Unsicherheiten verbunden sind, stellt einen Anreizmechanismus ebenfalls nicht infrage. Bei der Verwendung von Lastprofilen sind Ungenauigkeiten systemimmanent (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 9).
Eine Verbesserung der Prognosegenauigkeit ist daher auch deshalb nicht von vornherein sinnlos, weil möglicherweise in bestimmten Temperaturbereichen, etwa in der Übergangszeit, Abweichungen von weniger als einem Grad Celsius zu relativ erheblichen Abweichungen von 15 % führen können (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 46 f.). Die Prognosegenauigkeit steigt aber bei höheren und niedrigeren Temperaturen deutlich, beträgt etwa bei 0 Grad Celsius nur noch 5 % (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 47). Bei noch kälteren Temperaturen sind die Schätzungen noch genauer. In der Praxis ergeben sich Abweichungen von ca. 5 % bis 6 % (Statusbericht SLP, Anlage BF4, S. 10). Letztlich geht es darum, die Differenz zwischen Soll- und Ist-Wert durch bestimmte Berechnungsparameter zu verringern.
Dass Fehlanreize durch eine Änderung des Abrechnungssystems zusammen mit den Regeln in einer Kooperationsvereinbarung, insbesondere durch unterschiedlich hohe Schwellenwerte, nicht von vornherein ausgeschlossen werden können, steht der Rechtmäßigkeit der Vorgaben in der streitgegenständlichen Festlegung ebenfalls nicht entgegen.
Die Bundesnetzagentur hat nachvollziehbar erläutert, dass ein strukturelles, missbräuchliches Einspeiseverhalten in der Vergangenheit nicht erkennbar gewesen sei. Sie gehe davon aus, dass sich dies auch in der Zukunft nicht ändern werde. Diese Sichtweise ist jedenfalls nachvollziehbar und hält sich im Rahmen des der Bundesnetzagentur zustehenden Regulierungsermessens. Sollte sich künftig herausstellen, dass es tatsächlich zu Fehlanreizen kommen sollte, könnte die Bundesnetzagentur gegebenenfalls Gegenmaßnahmen ergreifen, etwa die streitgegenständliche Festlegung selbst ändern (vgl. zur Änderungsbefugnis BGH, Beschluss vom 12.7.2016, EnVR 15/15) oder im Rahmen eines Aufsichtsverfahrens gegen Bestimmungen in der Kooperationsvereinbarung oder einzelne Verteilernetzbetreiber vorgehen. Dass in der Vergangenheit auch auf etwaige Fehlentwicklung bei der Regelenergiebeschaffung reagiert wurde, hat der GABI-Gas Bericht 2011 gezeigt (S. 30, Optimieren des eigenen Portfolios auf Kosten des Ausgleichs- und Regelenergiesystems).
Es ist auch nicht geboten, das Anreizsystem zwingend mit einem Belohnungs- oder Bonus-Modell zu verbinden.
Nach dem Netzkodex soll ein „Anreizmodell“ geschaffen werden, um Netzbetreiber zu einer besseren Verbrauchsprognose anzuhalten. Der Änderungsdruck muss nicht durch Vergünstigungen oder Zahlungen für (besonders) sachgerechtes Verhalten erfolgen. Vielmehr können Anreize auch durch eine Pönalisierung gesetzt werden, etwa Regelenergiekosten verursachungsgerecht auf die hierfür Verantwortlichen zu verteilen. Im Übrigen sieht die geplante Kooperationsvereinbarung keineswegs nur Zahlungen an die Marktgebietsverantwortlichen vor, sondern umgekehrt auch Zahlungen an die Verteilernetzbetreiber, wenn diese ihre Abweichungen innerhalb bestimmter Schwellenwerte halten.
Es ist ferner nicht erkennbar, dass es sich bei dem von der Bundesnetzagentur mit der Festlegung vorgegebenen Anreizmodell für SLP-Messungen vorrangig um ein Finanzierungsinstrument für Marktgebietsverantwortliche handelt.
Die Finanzierung der Regelenergie erfolgt über eine Bilanzierungsumlage, in der die sich aus der Regelenergie ergebenden Kosten und Erlöse verrechnet werden. Die Kosten werden dann von den Transportkunden getragen. Hierbei ist zu sehen, dass Zahlungen nicht endgültig erbracht werden, sondern als Abschlag auf künftige Mehr- oder Mindermengen. Die Abrechnung erfolgt daher getrennt von den übrigen Einnahmen und Ausgaben der Marktgebietsverantwortlichen. Hierbei haben die Marktgebietsverantwortlichen gegebenenfalls auch Zahlungen an die Verteilernetzbetreiber zu leisten, wenn diese sich bei der Führung ihrer Netzkonten innerhalb bestimmter Schwellenwerte halten. Es kann daher auch zu Auszahlungen kommt.
Dem System steht nicht entgegen, dass Verteilernetzbetreiber gegebenenfalls Regelenergiekosten im Rahmen der Abrechnung vorzufinanzieren haben. Diese können durch eine möglichst genaue Prognose die Höhe ihrer Abschlagszahlungen beeinflussen und ggfs. reduzieren. Dass durch eine unzureichende Prognose möglicherweise höhere Abschlagszahlungen entstehen, kann – verursachungsgerecht – den Anreiz erhöhen, bessere Prognosen zu erstellen.
Die Betroffene hat auch ausreichende Rechtsschutzmöglichkeiten gegen die Ausgestaltung des Anreizmechanismus. Dies gilt auch, wenn die in der Kooperationsvereinbarung getroffenen Regeln, insbesondere Schwellenwerte und Karenztage, möglicherweise später geändert werden sollten.
Die Betroffene ist im Rahmen ihrer Kooperationspflicht zwar zur Mitwirkung bei dem Abschluss einer Kooperationsvereinbarung verpflichtet (vgl. § 21 Abs. 1b) S. 7 EnWG). Dies bedeutet jedoch nicht, dass sie von ihr als nicht hinnehmbar angesehene Regeln uneingeschränkt akzeptieren muss.
Es kann dahinstehen, ob die Betroffene ihre Rechte wirksam auf dem Zivilrechtsweg geltend machen kann. Jedenfalls bleibt die Möglichkeit, eine nicht den Vorgaben des EnWG und den Wertungen der streitgegenständlichen Festlegung und des Netzkodex entsprechende Kooperationsvereinbarung mit der Beantragung eines Aufsichts- oder Missbrauchsverfahrens überprüfen zu lassen (§§ 30, 31, 65 EnWG). Die Kooperationsvereinbarung steht hierbei nicht neben den energiewirtschaftsrechtlichen Regeln, sondern füllt diese aus. Die an der Kooperationsvereinbarung Beteiligten können nicht wirksam dem EnWG entgegenstehende Regeln vereinbaren. So sieht auch § 61 Kooperationsvereinbarung 2016 vor, dass die Vertragspartner die Kooperationsvereinbarung ändern werden, „sofern dies erforderlich ist, um insbesondere einschlägigen Gesetzen oder Rechtsverordnungen, und/oder rechtsverbindlichen Vorgaben nationaler oder internationaler Gerichte und Behörden, insbesondere Festlegungen und dazu ergangene Mitteilungen der Bundesnetzagentur, und/oder allgemein anerkannten Regeln der Technik zu entsprechen“.
Die Bundesnetzagentur war vor diesem Hintergrund auch zur Gewährleistung eines ausreichenden Rechtsschutzes Betroffener nicht verpflichtet, den Abschluss einer Kooperationsvereinbarung zwingend an eine behördliche Genehmigung oder Billigung zu koppeln.
Danach ist die Anordnung, eine tägliche Abrechnung der Netzkonten und, einen Anreizmechanismus vorzuschlagen, auch verhältnismäßig.
Aus den genannten Gründen sind ferner die angeordneten Handlungspflichten für die Betroffene rechtmäßig. Der von der Bundesnetzagentur mit der Festlegung vorgegebene Rahmen für ein Anreizmodell überschreitet nicht die Grenzen des der Bundesnetzagentur zustehenden Regulierungsermessens.
Die Anordnung in der Festlegung, dass die Netzbetreiber unter Mitwirkung der Marktgebietsverantwortlichen einen Anreizmechanismus vorzuschlagen haben, ist nicht zu beanstanden. Dies ermöglicht den betroffenen Netzbetreibern, von sich aus Vorschläge für eine sachgerechte Prognose für Standardlastprofilverfahren zu machen. Dies ist gegenüber einer detaillierten, von der Bundesnetzagentur vorgegebenen Regelung auch das mildere Mittel und gibt den Netzbetreibern flexibler die Möglichkeit, ihre Interessen in das Verfahren einzubringen.
Die Anordnung, dass der Anreizmechanismus regelmäßig zu überprüfen, hierüber zu berichten ist, ist ebenfalls verhältnismäßig und rechtmäßig. Die Anordnung entspricht – wie bereits erörtert – den Vorgaben des Art. 42 Abs. 3 Netzkodex.
Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 2 EnWG.
Den Gegenstandswert für das Beschwerdeverfahren setzt der Senat im Hinblick auf die wirtschaftliche Bedeutung und nach den übereinstimmenden Angaben der Beteiligten auf 250.000 Euro fest (§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO).
Der Senat hat die Rechtsbeschwerde zum Bundesgerichtshof zugelassen, weil die streitgegenständliche Frage grundsätzliche Bedeutung im Sinne des § 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG hat.

Tatbestand:

Entscheidungsgründe:

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: §§ 22, 24 GASNZV, vgl. auch § 50 Abs. 5 S. 1, § 40 Abs. 2 Nr. 3 GasNZV
§§ 75 Abs. 1, 78 Abs. 1, 3, 83 Abs. 2 S. 1 EnWG
§§ 30, 31, 65 EnWG
§§ 546, 547 ZPO
§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG
§ 65 EnWG
§ 40 GasNZV
§ 24 GasNZV
§ 29 EnWG
§ 1 GasNZV
§ 29 EnWG
§ 3 ZPO
§ 24 Abs. 1 GasNZV
§ 24 Abs. 3 GasNZV
§ 20 Abs. 1b EnWG
§ 8 Abs. 6 GasNZV
§ 50 Abs. 1 Nr. 9, Abs. 5 GasNZV
§ 50 Abs. 5 GasNZV
§ 50 Abs. 1 GasNZV
§ 50 Abs. 5 S. 1 GasNZV
§ 73 Abs. 1a S. 1 EnWG
§ 29 Abs. 1 EnWG
§ 37 Abs. 1 VwVfG
§ 29 Abs. 1 EnWG
§ 29 Abs. 1 EnWG
§ 50 Abs. 1 Nr. 9 GasNZV
§ 66 Abs. 2 Nr. 2 EnWG
§ 42 Abs. 1 VwGO
§ 42 Abs. 1 VwGO
§ 50 Abs. 1 S. 1 Nr. 9 GasNZV
§ 73 Abs. 1a S. 1 EnWG
§ 29 Abs. 2 EnWG
§ 20 Abs. 1 EnWG
§ 90 Satz 2 EnWG
§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG
§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG
Art. 14 Abs. 1 GG
Art. 20 Abs. 3 GG