Oberlandesgericht Düsseldorf (Nordrhein-Westfalen, )
Beschluss vom 2016-10-26, Aktenzeichen VI-3 Kart 18/15 (V)
ECLI: ECLI:DE:OLGD:2016:1026.VI3KART18.15V.00

Tenor:
Die Beschwerde der Betroffenen vom 26.02.2015 gegen den Beschluss der Beschlusskammer 7 der Bundesnetzagentur vom 19.12.2014, Az.: BK7-14-020, wird zurückgewiesen.
Die Kosten des Beschwerdeverfahrens und die 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.

Tatbestand:
Die Betroffene, eine Aktiengesellschaft mit Sitz in …, ist Verteilernetzbetreiberin. Ihr Netzbetrieb umfasst das Abwasser-, Trinkwasser- und Gasnetz. Das Gasleitungsnetz der Betroffenen wies zum … eine Gesamtlänge von … und eine versorgte Fläche von … auf. Im Gasnetz der Betroffenen liegen … Ausspeisepunkte bzw. Zählpunkte. Die im Jahr 2014 durch Weiterverteilung und Letztverbraucher entnommene Jahresarbeit in Kilowattstunden (kWh) betrug …. Vorgelagerte Netzbetreiber sind die …. Marktgebietsverantwortliche ist die …. Zur Planung der Erdgaseinkäufe errechnet die Betroffene die Prognose zum Erdgasverbrauch der Haushaltskunden und der gewerblichen Kunden in ihrem Gasnetz mithilfe eines Standardlastprofilverfahrens (SLP-Verfahren), wobei sie das synthetische SLP-Verfahren anwendet. Für die Ermittlung der Standardlastprofile des Ausspeisegebiets … kommt die Prognosetemperatur der Wetterstation … zur Anwendung.
Mit ihrer Beschwerde wendet sich die Betroffene gegen die Festlegung „GaBI Gas 2.0“, mit der erstmals verbindlich vorgegeben wird, dass Differenzen auf den Netzkonten tagesscharf abgerechnet werden sollen. Bislang erfolgte eine monatsgenaue Betrachtung.
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 1.0 (2008)) werden im Gasbereich alle Ein- und Ausspeisungen eines Netzgebietes erfasst. Die Bilanzierung aller Ein- und Ausspeisungen 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 Verteilnetzbetreiber.
Für das Standardlastprofil werden zwei Verfahren eingesetzt. Das synthetische Standardlastprofil 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, 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 (Statusbericht zum Standardlastprofilverfahren Gas, beauftragt vom BDEW, November 2014, S. 7, „Statusbericht SLP“, Anlage BG 2, überarbeitet 2015, Anlage BG 3). Die weit überwiegende Zahl der Gasnetzbetreiber greift auf diese Modelle zurück (88,6 % der Ausspeisenetzbetreiber, Statusbericht SLP, S. 9).
Das analytische Standardlastprofil-Verfahren geht vom Gesamtverbrauch aus, ermittelt die Restlast und verteilt diese anschließend auf alle Verbraucher ohne RLM. Anstelle einer Temperaturprognose erfolgt eine Mengenprognose auf der Basis des Verbrauchs am Vorvortag („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 SLP-Verfahren wird derzeit 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 werden 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, S. 48, Statusbericht SLP, Anlage BG2, S. 7; Leitfaden 2016, S. 52, 64).
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 26.03.2014, ABl. L 91, 15, zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen um. Die Behörde hatte am 03.04.2014 ein Festlegungsverfahren eingeleitet, in dessen Verlauf die Betroffene Stellung genommen hatte. Zahlreiche Stellungnahmen wendeten sich gegen die tägliche Abrechnung der Netzkonten.
Die Festlegung hält das System der Tagesbilanzierung bei (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 festgelegt werden (Tenorziffer 8 b) und c)). Das System soll zum 01.10.2016 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, sollen auf einer Transparenzliste im Internet veröffentlicht werden (Tenorziffer f)). Tenorziffer 11 der streitgegenständlichen Festlegung bestimmt, dass Marktgebietsverantwortliche, Fernleitungsnetzbetreiber und Verteilernetzbetreiber verpflichtet sind, die festgelegten Regelungen mit Wirkung zum 01.10.2015 anzuwenden und soweit erforderlich in die betroffenen abgeschlossenen sowie in neu abzuschließende Verträge aufzunehmen.
Inzwischen wurde der durch die Festlegung vorgegebene Rahmen für die Ausgestaltung des SLP-Verfahrens durch eine Kooperationsvereinbarung wie folgt konkretisiert (Vorschlag Verbände vom 28.10.2015, Entwurf Kooperationsvereinbarung IX vom 30.06.2016, § 50, vgl. auch Schreiben der Verbändevereinigung VKU, BDEW und GEODE vom 26.05.2016, Bl. 361 GA):
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 hat zunächst vorgetragen, dass je nach Betrachtungsweise durch die Festlegung für sie Zahlungen und Zinsverluste von bis zu … jährlich an den Marktgebietsverantwortlichen anfielen. Die Bundesnetzagentur hat indes unwidersprochen nach Bekanntwerden der Schwellenwerte aus der Kooperationsvereinbarung 2016 erklärt, dass das Netzkonto der Betroffenen unter Berücksichtigung dieser Schwellenwerte im Zeitraum Oktober 2012 bis September 2015 nicht abgerechnet worden, sondern ihr Ausschüttungen zugute gekommen wären.
Die Betroffene wendet sich gegen Regelungen in Tenorziffer 8 und 11, soweit diese die Umsetzung von Tenorziffer 8 verlangt, und meint, die tägliche Netzkontenabrechnung stelle eine rechtsfehlerhafte Umsetzung höherrangiger europarechtlicher und nationaler Vorgaben dar.
Der Netzkodex Gasbilanzierung ermächtige die Bundesnetzagentur nicht zur Einführung der in Tenor Ziffer 8 lit. a) bis e) vorgesehenen täglichen Netzkontenabrechnung. Die nationale Regulierungsbehörde sei nach Art. 39 Abs. 4 i.V.m. Art. 11 Abs. 4 Netzkodex Gasbilanzierung verpflichtet, im Rahmen der Entwicklung eines neuen Anreizmechanismus zur Verbesserung der Prognosequalität der SLP-Verfahren und damit der Allokationsgüte den Nachweis zu erbringen, dass die Umstellung von einer bisherigen monatlichen Netzkontenabrechnung auf eine tägliche Netzkontenabrechnung für die Netzintegrität und -stabilität, etwa als Anreiz für die Vermeidung von Fehlallokationen und die damit einhergehende Reduzierung des Einsatzes von Regelenergie, erforderlich sei. Diesen Nachweis habe die Bundesnetzagentur nicht erbracht. Die Umstellung auf das tägliche Netzkontenabrechnungssystem sei als Anreiz zur Vermeidung von Fehlmengen durch genauere Prognosewerte vielmehr ungeeignet. Die Bundesnetzagentur lasse außer Acht, dass die meisten Einflussfaktoren, auf denen die Prognose beruhe, von den Verteilernetzbetreibern nicht beeinflussbar seien. Dennoch sollten diese für Fehler – etwa bei der Temperaturprognose oder im Falle eines geänderten Abnahmeverhaltens des Letztverbrauchers – nach dem Willen der Bundesnetzagentur in die Verantwortung genommen werden, obwohl die Bundesnetzagentur selbst einräume, dass die Abweichungen der Prognose von den tatsächlichen Verbrauchswerten bei Standardlastprofilverfahren systemimmanent unvermeidlich seien – unabhängig vom gewählten Zeithorizont der Bewertung. Daraus folge, dass eine Verbesserung der Prognosequalität und – in der Folge – der Allokationsgüte mit der Einführung der täglichen Netzkontenabrechnung anstelle der monatlichen Netzkontenabrechnung nicht zu erreichen sei. Anreizwirkungen würden daher mit der Umstellung nicht erzielt. Die Umstellung führe lediglich dazu, dass es den Verteilernetzbetreibern – ohne die Glättung der täglichen Abweichungen im Rahmen der Monatsabrechnung - künftig nicht mehr möglich sein werde, ihre Netzkonten ausgeglichen zu halten. Vorauszahlungen auf die endgültige Mehr- / Mindermengenabrechnung könnten dann von den Verteilernetzbetreibern nicht mehr vermieden werden. Der von den Verteilernetzbetreibern nicht beeinflussbare Temperaturversatz würde sie bei einer täglichen Netzkontenabrechnung besonders in der Übergangsjahreszeit (Frühjahr, Herbst) mit teils extremen Temperaturschwankungen und Temperaturstürzen zu permanenten Vorauszahlungen auf die endgültige Mehr- / Mindermengenabrechnung zwingen, da sich das tatsächliche Verbrauchsverhalten der Kunden in diesen Fällen ganz anders darstelle als das auf der Grundlage der SLP-Verfahren prognostizierte Verbrauchsverhalten. Bereits Temperaturprognosefehler des Wetterdienstleisters der Betroffenen von -2 °C bis -3 °C hätten eine Abweichung von bis zu 25 % der von der Betroffenen allokierten Menge von der tatsächlich verbrauchten Menge zur Folge. Temperatureinbrüche und -umschwünge, die eine Differenz von bis zu 6 °C zwischen prognostiziertem und tatsächlichem Wert ausmachten, hätten massiv zugenommen. Die auf unbeständiges Wetter zurückzuführenden Temperatur- und Verbrauchsschwankungen würden von den Tagesmitteltemperaturen auf der Grundlage der bestehenden Temperaturprofile nicht hinreichend genau abgebildet, so dass es zu Abweichungen des prognostizierten Bedarfs und der auf der Basis dieser Prognose allokierten Menge von der tatsächlich verbrauchten Menge von bis zu 50 % kommen könne (vgl. die Abbildung S. 49 der Beschwerdebegründung, Bl. 65 GA). Das Verbesserungspotential der Betroffenen sei insoweit ausgeschöpft, den Wetterdienst habe sie sorgfältig ausgewählt. Verbesserungen seien nur mit aktualisierten und modifizierten Vorgaben zu erreichen, wie sie im gemeinsamen Leitfaden des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW), des VKU sowie des GEODE zur Verbesserung der SLP-Verfahren im Gas vorgeschlagen würden.
Hinzu komme, dass der Ansatz der Bundesnetzagentur in Tenorziffer 8 lit. c) S. 2, die unterschiedliche Schwellenwerte für Unter- und Überspeisungen vorgebe, zu einer Asymmetrie im Abrechnungssystem führe. Während sich die Bundesnetzagentur in der Festlegung für Unterspeisungen auf einen Schwellenwert von 15 % festlege, nenne sie keinen Schwellenwert, bei dessen Überschreiten Überspeisungen Zahlungspflichten der Marktgebietsverantwortlichen gegenüber Verteilernetzbetreibern auslösten. Durch die Formulierung, dass „Fehlmengen bislang (…) sehr stark von Unterspeisungen dominiert sind“ und das künftige „Anreizsystem auch darauf ausgerichtet sein muss“, komme vielmehr der Wille der Bundesnetzagentur zum Ausdruck, dass der Schwellenwert bei Überspeisungen deutlich höher ausfallen solle als bei Unterspeisungen. Unterstellt, dass die Vorauszahlungen im Rahmen der endgültigen Mehr- / Mindermengenabrechnung vollständig oder überwiegend durch den Marktgebietsverantwortlichen ausgeglichen würden, führe die Pflicht zur Vorfinanzierung zu einer Bindung von Kapital und der dauerhafte Liquiditätsverlust auch zu Zinsnachteilen.
Mit Einführung des neuen Systems der täglichen Netzkontenabrechnung missachte die Bundesnetzagentur zudem die bewährten nationalen Bilanzierungspraktiken und verletze hierdurch den Netzkodex Gasbilanzierung (vgl. Ziffer 11 der Präambel) sowie zugleich Art. 288 Abs. 2 AEUV. Denn die Bundesnetzagentur habe nicht berücksichtigt, dass das System der monatlichen Netzkontenabrechnung in beiden SLP-Verfahren zielgenaue Prognosen auswerfe und sich damit als tauglich erwiesen habe. Weitere Verbesserungen der Prognosegüte seien in beiden SLP-Verfahren nur mit aktualisierten und modifizierten Vorgaben zu erreichen. Gerade in der Übergangsjahreszeit seien die derzeitigen Lastprofile nicht geeignet, täglich passende Allokationswerte auszugeben. Trotz niedriger monatlicher Abweichungen träten bei allen Verteilernetzbetreibern erhebliche Abweichungen auf Tagesbasis auf. Es bedürfe daher der Glättungseffekte der monatlichen Netzkontenabrechnung. Bereits im Rahmen der Festlegung GaBi Gas 2008 habe die Bundesnetzagentur eine tägliche Netzkontenabrechnung angedacht, diese jedoch zu Gunsten der monatlichen Netzkontenabrechnung wieder verworfen und sich dabei ausdrücklich auf die Sachgerechtigkeit der Glättungseffekte berufen. Auch in der Begründung der angegriffenen Festlegung führe die Bundesnetzagentur aus, dass die derzeit bestehende monatliche Netzkontenabrechnung nach der GaBi Gas 1.0 ein „sachgerechtes und praktikables“ Anreizinstrument zur Verbesserung der SLP-Prognosegüte sei und sich in der Vergangenheit bewährt habe.
Die Regelung in Tenorziffer 8 leiste entgegen den Vorgaben in Ziffer 2 der Präambel und Art. 11 Abs. 1 des Netzkodex Gasbilanzierung keinen Beitrag zum Entstehen bzw. zur Verbesserung der Liquidität auf dem Gasmarkt.
Hiermit sei zunächst die Liquidität in den Gasnetzen – Sicherstellung ausreichend freier Kapazitäten – gemeint. Diese lasse sich nur durch eine Verbesserung der Prognose- und Allokationsgüte erreichen. Die ausgeprägte Volatilität in der täglichen Netzkontenabrechnung führe tendenziell zu einer Zunahme von Fehlallokationen und trage damit nicht zum Entstehen von bzw. zur Verbesserung der Liquidität auf dem Markt bei.
Daneben schreibe der Netzkodex Gasbilanzierung auch einen wirtschaftlich effizienten Netzbetrieb und das Ziel einer Verbesserung der unionsweiten Netzinfrastruktur vor. Diese Ziele seien aber nur dann erreichbar, wenn den Netzbetreibern noch finanzielle Mittel in ausreichendem Maße zur Verfügung stünden (Liquidität im weiteren Sinne). Aufgrund der bereits absehbaren und nicht zu vermeidenden Abweichungen der allokierten von den tatsächlich verbrauchten Mengen, die der Systemwechsel von der monatlichen Netzkontenabrechnung zur täglichen Netzkontenabrechnung mit sich brächte, hätten die Verteilernetzbetreiber, wie ihre Berechnungen zeigten, erhebliche einseitige Liquiditätsabflüsse zu befürchten. Die Pflicht zur Vorfinanzierung binde Kapital und der dauerhafte Liquiditätsverlust führe zu Zinsnachteilen.
Die streitgegenständliche Festlegung verletze auch Ziffer 4 der Präambel des Netzkodex Gasbilanzierung, in dem festgelegt sei, dass marktbasierte Bilanzierungsregeln finanzielle Anreize dafür vorsehen müssten, dass Verteilernetzbetreiber wie die Betroffene ihre Netzkonten ausgeglichen hielten. Durch die Asymmetrie in der vorläufigen Abrechnung, den Wegfall der statistischen Glättung im Monatssystem und der deutlich höheren Volatilität der täglichen Abweichungen würden häufigere Vorauszahlungen der Betroffenen und anderer Verteilernetzbetreiber auf die Mehr- / Mindermengenabrechnung nicht mehr durch Ausschüttungen der Marktgebietsverantwortlichen an die Verteilernetzbetreiber kompensiert. Die zu erwartende finanzielle Einbahnstraße in der vorläufigen Netzkontenabrechnung stelle faktisch eine Pönale für die Verteilernetzbetreiber dar.
Wie die Tabelle 6 Seite 66 der Beschwerdebegründung zeige (Bl. 84 GA), habe bei ihr an … Tagen im Kalenderjahr 2015 eine Überspeisung vorgelegen, während es lediglich an … Tagen zu einer Unterspeisung gekommen sei. Die pauschale Annahme der Bundesnetzagentur, das Anreizsystem sei auf eine Vermeidung von Unterspeisungen auszurichten, treffe für die Betroffene nicht zu.
Die geplante tägliche Netzkontenabrechnung verletzte auch den europarechtlichen Grundsatz der Diskriminierungsfreiheit, indem gemäß Tenorziffer 8 lit. c) für Über- und Unterspeisungen jeweils unterschiedliche Schwellenwerte zu bestimmen seien. Anders als im derzeitigen Abrechnungssystem, bei dem ein einheitlicher Schwellenwert von 10 % vorgegeben sei, behandle die streitgegenständliche Festlegung Verteilernetzbetreiber und Marktgebietsverantwortliche ungleich.
Zudem würden Verteilernetzbetreiber auch untereinander ungleich behandelt, da unberücksichtigt bleibe, dass nicht alle Verteilernetzbetreiber dieselbe Netzgröße oder dieselbe Kundenstruktur aufwiesen. Ein Schwellenwert, der für einen größeren Verteilernetzbetreiber in einem einzuhaltenden Rahmen liege, könne für einen kleineren Verteilernetzbetreiber mit einer inhomogenen und überwiegend gewerblichen Kundenstruktur kaum bis gar nicht einzuhalten sein.
Die Regelungen in Tenorziffern 8 lit. a) bis e) der streitgegenständlichen Festlegung verletzten auch den europarechtlichen Verhältnismäßigkeitsgrundsatz, der in Art. 39 Abs. 4 i.V.m. Art. 11 Abs. 4 lit. e) Netzkodex Gasbilanzierung durch die Vorgabe der „Erforderlichkeit“ umgesetzt worden sei. Die Umstellung des Netzkontenabrechnungssystems von der monatlichen auf die tägliche Netzkontenabrechnung sei nicht geeignet, die Prognosegüte zu verbessern. Dies sei vielmehr nur mit aktualisierten und modifizierten Vorgaben sowohl für die analytische wie auch für das synthetische SLP-Verfahren zu erreichen. Damit könne die Umstellung der Netzkontenabrechnung erst recht nicht das mildeste Mittel zur Verbesserung der Funktionsfähigkeit der Netze durch die Vermeidung von Fehlmengen und die Reduzierung von Regelenergie sein. Die Pflicht der Verteilernetzbetreiber zu permanenten Vorauszahlungen führe zu einem Verlust von Liquidität, die ständige Bereithaltung von Mitteln für die tägliche Netzkontenabrechnung binde Kapital der Betroffenen.
Die tägliche Netzkontenabrechnung verletze sie schließlich in ihrem Grundrecht auf unternehmerische Freiheit gemäß Art. 16 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union (nachfolgend: EU-Grundrechtecharta). Die Mitgliedsstaaten seien gemäß Art. 51 Abs. 1 S. 1 der EU-Grundrechtecharta bei der Durchführung des Rechts der Union, wie hier bei der Umsetzung einer Verordnung wie des Netzkodex Gasbilanzierung - an die Unionsgrundrechte gebunden. Verstießen nationale Rechtsvorschriften oder Vollzugsakte im Rahmen der Durchführung bzw. Umsetzung von Unionsrecht gegen Grundrechte der EU-Grundrechtecharta, seien sie absolut unanwendbar und daher sofort aufzuheben.
Die Betroffene sei als juristische Person in privater Rechtsform, auch wenn sie staatlich beherrscht werde, Grundrechtsträgerin. Der Schutzbereich von Art. 16 EU-Grundrechtecharta sei eröffnet, da die Betroffene ihre Leistungen entgeltlich zur Verfügung stelle und damit eine wirtschaftliche Tätigkeit ausübe. Die tägliche Netzkontenabrechnung stelle auch einen Eingriff in den Schutzbereich des Art. 16 der EU-Grundrechtecharta dar, da sie für die Betroffene zu einem Liquiditätsverlust, Liquiditätsengpässen und Zinsnachteilen führe. Schließlich würden umfangreiche und kostenintensive Anpassungen in den IT Systemen nötig.
Der Eingriff in den Schutzbereich sei auch rechtswidrig. Die unternehmerische Freiheit unterliege dem Vorbehalt des Art. 52 Abs. 1 der EU-Grundrechtecharta. Danach müsse jede Einschränkung der Ausübung der in der EU-Grundrechtecharta anerkannten Rechte und Pflichten gesetzlich vorgesehen sein und den Wesensgehalt dieser Rechte und Freiheiten achten. Als legitime Einschränkungen gälten dem Gemeinwohl dienende Zielsetzungen sowie der Schutz der Rechte anderer. Des Weiteren müsse der Eingriff verhältnismäßig sein. Diese Voraussetzungen für die Rechtfertigung eines Eingriffs seien vorliegend nicht erfüllt. Wie bereits ausgeführt, bestehe für den Wechsel des monatlichen Netzkontenabrechnungssystems in das tägliche Netzkontenabrechnungssystem keine gesetzliche Grundlage. Auch habe die Bundesnetzagentur in der Begründung der Festlegung nicht dargelegt, warum die Umstellung zur Erreichung des Ziels, Anreize für eine bessere Prognosegüte zu schaffen, geeignet, erforderlich und das mildeste Mittel sein solle, um einen Anreiz für eine bessere Prognose und die Vermeidung von Fehlmengen zu schaffen. Das Gegenteil sei der Fall, da der pönale Charakter der Maßnahme im Vordergrund stehe.
Des weiteren sei sie in ihren Rechten aus Art. 17 Abs. 1 der EU Grundrechtecharta verletzt. Erfasst sei von Art. 17 EU-Grundrechtecharta jedes vermögenswerte Recht sowie das Recht am eingerichteten und ausgeübten Gewerbebetrieb. Eine vollständige Eigentumsentziehung sei im Hinblick auf die Liquiditätsabflüsse zu bejahen, wenn diese nicht kompensiert werden. Hinsichtlich der Bindung von Mitteln, die anderweitige Verfügungen wie etwa Investitionen verhindere, liege zumindest eine de-facto-Enteignung vor. Zudem stellten die notwendige kostenintensive Anpassung ihrer IT-Systeme sowie die steigenden Anforderungen an das Liquiditätsmanagement eine Einschränkung der Nutzung des Eigentums dar. Indem sie einseitige Liquiditätsabflüsse zulasten der Verteilernetzbetreiber vorsehe, verletze die Bundesnetzagentur schließlich ihre Schutz- und Achtungspflichten. Der Eingriff sei auch rechtswidrig. Das Eigentumsrecht unterliege ebenfalls dem Vorbehalt des Art. 52 Abs. 1 der EU-Grundrechtecharta, dessen Voraussetzungen, wie bereits ausgeführt, nicht erfüllt seien.
Die tägliche Netzkontenabrechnung verletzte schließlich auch den Grundsatz der Gleichheit vor dem Gesetz nach Art. 20 der EU-Grundrechtecharta. Wie bereits ausgeführt würden Verteilernetzbetreiber und Marktgebietsverantwortliche sowie auch Verteilernetzbetreiber untereinander anders als im bisherigen Abrechnungssystem ungleich behandelt.
Die Ungleichbehandlung sei auch nicht objektiv gerechtfertigt. Die tägliche Netzkontenabrechnung setze im Vergleich zum bestehenden System keinen Anreiz zu einer Verbesserung der Prognose- und damit Allokationsgüte. Vielmehr laufe sie auf eine einseitige Pönale für die Verteilernetzbetreiber hinaus.
Die Regelungen in Tenorziffer 8 lit. a) bis e) missachteten zudem fundamentale Grundsätze des Anreizsystems. Das Anreizsystem sei so auszugestalten, dass es die Versorgungssicherheit und die Preisgünstigkeit fördere. Diese Zielsetzung greife auch der Netzkodex Gasbilanzierung in Ziffer 1 der Präambel auf. Indem die Umstellung von der monatlichen auf die tägliche Netzkontenabrechnung keinen Beitrag zur Netzstabilität und Netzintegrität durch eine Verbesserung der Prognosegüte leiste, trage sie zum Ziel der Versorgungssicherheit nichts bei. Ebenso wenig komme es zu einer Reduzierung von Fehlmengen und damit möglicherweise zu einer preisgünstigeren Energieversorgung der Verbraucher. Im Bereich der Entgelt- bzw. Anreizregulierung erfordere das Setzen von Anreizen von Unternehmen zwingend, dass sie einen Handlungsspielraum haben, der es ihnen erlaube, den Anreizen entsprechend zu reagieren. Da die Betroffene weder die Güte der Temperaturprognose noch temperaturbedingte oder nachfragebedingte Abweichungen im Verhalten des Letztverbrauchers beeinflussen könne, seien ihr keine Handlungsspielräume eröffnet. Das Verbesserungspotential sei ausgeschöpft.
Die streitgegenständliche Festlegung leide schließlich an einem unheilbaren Verfahrensmangel, da sie nicht den Begründungsanforderungen des Art. 41 Abs. 2 EU-Grundrechtecharta und den Vorgaben des § 1 Abs. 3 EnWG genüge. Nach dem Gedanken des effet utile und der europarechtlichen Rechtsschutzgarantien müssten die Gerichte die Erforderlichkeit der Umstellung des Systems der Netzkontenabrechnung für die Setzung von weiteren Anreizen zur Vermeidung von Fehlallokationen gemäß Tenorziffer 8 ohne jede Einschränkung und ohne jede Zubilligung von Spielräumen überprüfen können. Die streitgegenständliche Festlegung weise nicht die Erforderlichkeit des Wechsels von der monatlichen auf die tägliche Netzkontenabrechnung nach, genüge damit nicht den Begründungsanforderungen und unterliege der Aufhebung. Da das höherrangige EU-Recht die Heilungsklauseln einschränke, griffen auch die Regelungen des § 45 Abs. 1 Nr. 2 und Abs. 2 VwVfG nicht.
Die vollständige Auslagerung der Ausgestaltung der streitgegenständlichen Festlegung hinsichtlich der Bestimmung der zulässigen Schwellenwerte in die KoV stelle eine sowohl nach § 24 VwVfG als auch nach Art. 20 Abs. 3 GG rechtswidrige Verletzung der Amtsermittlungspflicht dar. Die Behörde sei nach alledem zur Ermittlung und Feststellung des für ihre Entscheidung maßgeblichen Sachverhalts – hier des Netzkodex Gasbilanzierung - von Amts wegen verpflichtet und trage hierfür allein die Verantwortung. Sie dürfe nicht - wie hier im Hinblick auf die Bestimmung der Schwellenwerte für zulässige Abweichungen - wesentliche Entscheidungen vollständig den Betroffenen überlassen. Die Angaben der Betroffenen seien vielmehr stets inhaltlich auf ihre Plausibilität zu prüfen. Unterbleibe diese Prüfung gänzlich oder weit gehend, sei eine fehlerhafte Aufklärung des Sachverhalts zu bejahen und die Entscheidung materiell rechtswidrig. So liege der Fall hier, da die Betroffenen autonom entscheiden sollten, welche Schwellenwerte geeignet seien.
Außerdem lasse sie das Gebot der rechtsstaatlichen Klarheit und Bestimmtheit in rechtswidriger Weise außer Acht, § 37 VwVfG. Die Überantwortung der Grenzwertbestimmung an die genannten Beteiligten genüge nicht diesen Bestimmtheitsanforderungen. Es sei völlig unklar, in welchem Verfahren und nach welchen Kriterien die Festsetzung der Grenzwerte erfolgen solle. Es sei nicht einmal hinreichend klar, ob alle Verteilernetzbetreiber an einem Verfahren beteiligt werden oder ob aus Gründen der Verfahrensökonomie nur die Verteilernetzbetreiber, deren Gebiete eine bestimmte Größe aufwiesen, Berücksichtigung finden sollten.
Die Regelungen zu der Veröffentlichung in einer Transparenzliste gemäß Tenorziffer 8 lit. f) der streitgegenständlichen Festlegung verletze den Grundsatz des Schutzes von Betriebs und Geschäftsgeheimnissen gemäß Ziffer 7 der Präambel. Im Rahmen der Veröffentlichung der Namen der Verteilernetzbetreiber im Zusammenhang mit der Nichteinhaltung eines bestimmten Schwellenwertes würden derartige Geheimnisse verletzt. Denn hierdurch hätten sowohl andere Verteilernetzbetreiber als auch sonstige Nutzer, insbesondere Medienvertreter, die Möglichkeit, Einblicke in das Marktverhalten der Betroffenen (Prognosegenauigkeit, Allokationsgüte) zu gewinnen, die sie anderenfalls nicht bekommen würden. Aus der Abweichung von dem festzulegenden Schwellenwert und der Veröffentlichung der betroffenen Verteilernetzbetreiber könnten z.B. Rückschlüsse auf das Ein- und Ausspeiseverhalten gezogen werden.
Es fehle auch hinsichtlich der Regelung zur Transparenzliste an einer entsprechenden Ermächtigungsgrundlage. Die in der Begründung der Festlegung genannte Ermächtigungsgrundlage des § 50 Abs. 5 S. 1 und Abs. 1 GasNZV i.V.m. § 29 Abs. 1 EnWG rechtfertige die Veröffentlichung sensibler Daten in einer Transparenzliste nicht. Die Veröffentlichung der Fehlallokation durch die Verteilernetzbetreiber in einer Transparenzliste sei weder für den Wettbewerb im Gashandel noch für die Belieferung von Kunden erforderlich. Insbesondere sei dies auch nicht der von der Bundesnetzagentur verfolgte Zweck. Es handele sich vielmehr um eine weitere Pönale, die einzig und allein den Effekt habe, Verteilernetzbetreiber für Fehlallokationen, die sie nicht vermeiden könnten, zu bestrafen und öffentlich an den Pranger zu stellen.
Durch die Veröffentlichung der Verteilernetzbetreiber in der Transparenzliste werde außerdem gegen den Geheimhaltungsgrundsatz aus § 30 VwVfG verstoßen, da Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse nicht unbefugt offenbart werden dürften. Die Norm fände nach Abschluss des Verfahrens entsprechende Anwendung. Die Veröffentlichung der Unternehmensnamen im Zusammenhang mit der Nichteinhaltung eines bestimmten Schwellenwertes in der Transparenzliste sei unbefugt. Sie stimme der Veröffentlichung auch nicht zu.
Im Übrigen hätte auch im Falle des Vorliegens einer gestattenden Rechtsvorschrift eine Abwägung der kollidierenden Interessen stattfinden müssen. Eine solche Abwägung sei nicht erfolgt.
Durch die Transparenzliste sei sie auch in ihrem Grundrecht auf unternehmerische Freiheit gemäß Art. 16 der EU-Grundrechtecharta verletzt. Durch die Veröffentlichung würden Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse verletzt, die ebenfalls dem Schutz des Art. 16 der EU-Grundrechtecharta unterfielen. Der Eingriff sei auch rechtswidrig. Für die unter Tenorziffer 8 lit. f) der streitgegenständlichen Festlegung geregelte Transparenzliste bestehe keine gesetzliche Grundlage. Das Ziel des Netzkodex, die Netzstabilität und Netzintegrität zu sichern, werde durch die Transparenzliste nicht erreicht oder gefördert. Die Bundesnetzagentur habe auch nicht dargelegt, warum aus ihrer Sicht eine Veröffentlichung erforderlich und das mildeste Mittel sein solle.
Die Regelung in Tenorziffer 8 lit. f) verstoße außerdem gegen den europarechtlichen Grundsatz der Diskriminierungsfreiheit. Wie bereits ausgeführt könne ein Grenzwert, der für einen größeren Verteilernetzbetreiber in einem problemlos einzuhaltenden Rahmen liege, für einen kleineren Verteilernetzbetreiber kaum bis gar nicht einzuhalten sein.
Aus den vorgenannten Gründen verstoße die Festlegung des Schwellenwertes auch gegen den Grundsatz auf Gleichheit nach Art. 20 der EU-Grundrechtecharta, wonach wesentlich Ungleiches nicht gleich behandelt werden dürfe. Objektive Gründe für die Gleichbehandlung lägen nicht vor.
Schließlich verletze die Veröffentlichung der Verteilernetzbetreiber in der Transparenzliste die Betroffene auch aufgrund von rechtswidrigen Anprangerungseffekten in ihrem europarechtlich garantierten Schutz auf unternehmerische Freiheit gemäß Art. 16 der EU-Grundrechtecharta. Aufgrund der Unvermeidbarkeit von Abweichungen im volatileren System der täglichen Netzkontenabrechnung ohne die statistischen Glättungseffekte der monatlichen Netzkontenabrechnung müsse die Betroffene – wie praktisch alle Verteilernetzbetreiber – in Zukunft häufiger mit Unterspeisungen und daher mit Negativ-Berichterstattung in der Presse und den damit einhergehenden Reputationsrisiken rechnen, ohne diesen Konsequenzen infolge der Fehleranfälligkeit der Prognoseverfahren entgegentreten zu können. Je öfter die Nennung eines Verteilernetzbetreibers in diesem Zusammenhang erfolge, desto größer falle folglich die Benachteiligung im Rahmen des Konzessionswettbewerbs aus. Dadurch werde die Möglichkeit einer objektiven und diskriminierungsfreien Entscheidung bei der Konzessionsvergabe konterkariert. Der Eingriff sei auch nicht gerechtfertigt da er, wie bereits ausgeführt, weder dem Gemeinwohl oder dem Schutz der Rechte und Freiheiten anderer diene noch verhältnismäßig sei.
Die Regelung in Tenorziffer 8 lit. f) verstoße auch gegen fundamentale Verfahrensgrundsätze. Sie stelle eine nach § 24 VwVfG rechtswidrige Verletzung des Amtsermittlungs- bzw. Untersuchungsgrundsatzes dar, da die Bundesnetzagentur, wie bereits ausgeführt, die Festlegung des Schwellenwertes für die Veröffentlichung in der Transparenzliste vollständig aus der Hand gebe.
Die Regelung in Tenorziffer 8 lit. f) verstoße darüber hinaus gegen den Bestimmtheitsgrundsatz des § 37 VwVfG. Es sei völlig unklar, in welchem Verfahren und nach welchen Kriterien die Festsetzung des Schwellenwertes erfolgen solle. Ebenso wenig mache die Bundesnetzagentur Vorgaben, an denen sich die Beteiligten bei der Bestimmung des Schwellenwertes, auch hinsichtlich des zeitlichen Rahmens, orientieren könnten. Es hätte klarer Vorgaben bedurft, wie die Geeignetheit des zu bestimmenden Schwellenwertes festgestellt bzw. näher ausgestaltet werden solle. Gleiches gelte für die Aufführung von Verteilernetzbetreibern in der Transparenzliste, die „nach den einschlägigen Prozessen der Datenübermittlung in qualitativer oder quantitativer Hinsicht nicht nachkommen“. Auch hier gebe es keine Anhaltspunkte dafür, wann dieser Verpflichtung nicht entsprochen werde. Die getroffene Regelung sei mithin nicht klar und verständlich.
Die Bundesnetzagentur verstoße im Hinblick auf ihre Begründung zu der Einführung der Transparenzliste der Marktgebietsverantwortlichen gegen Art. 41 Abs. 2 Unterabschnitt 3 der Grundrechtecharta. Sie erfülle mit ihrer halbseitigen Ausführung nicht die inhaltlichen Anforderungen an eine von den betroffenen Verteilernetzbetreibern nachvollziehbare, gerichtlich überprüfbare Begründung.
Aufgrund des Anwendungsvorrangs des Netzkodex Gasbilanzierung nach Art. 288 Abs. 2 AEUV sei im Kollisionsfall jede entgegenstehende Bestimmung mitgliedschaftlichen Rechts unanwendbar, Einzelakte seien unwirksam und dürften nicht vollzogen (Antrag zu Ziffer II.) werden. Da die streitgegenständliche Festlegung weder mit dem Netzkodex Gasbilanzierung und Art. 288 Abs. 2 AEUV noch mit dem europarechtlichen Verhältnismäßigkeitsprinzip und dem europarechtlichen Diskriminierungsverbot vereinbar sei, verletzte sie primäres und sekundäres Recht der Union und sei nicht vollziehbar.
Ferner beruhe ihr Feststellungsantrag darauf, dass selbst bestandskräftige oder sofort vollziehbare Verwaltungsakte des nationalen deutschen Rechts nicht erzwingbar seien, wenn sie – wie hier die streitgegenständliche Festlegung in Tenorziffer 8 – EU-Grundrechte verletzten.
Sollte der Senat die Tenorziffer 8 der streitgegenständlichen Festlegung mit dem EU-Recht für vereinbar halten, sei er zur Aussetzung des Verfahrens und Vorlage an den EuGH im Wege des Vorabentscheidungsverfahrens (Antrag zu Ziffer III.1) nach Art. 267 Abs. 1 und 2 AEUV zur Klärung der Frage, ob Tenorziffer 8 der streitgegenständlichen Festlegung mit dem Netzkodex Gasbilanzierung und Art. 288 Abs. 2 AEUV sowie mit dem europarechtlichen Grundsatz der Diskriminierungsfreiheit und dem europarechtlichen Verhältnismäßigkeitsprinzip vereinbar sei, vorzulegen. Die Voraussetzungen für eine ausnahmsweise bestehende Vorlagepflicht lägen vor. Der EuGH gehe bereits dann von einer Vorlageverpflichtung auch der unteren Instanzen aus, wenn es um die Gültigkeit nationaler Maßnahmen gehe, die zur Durchführung bzw. Umsetzung einer Verordnung im Rahmen eines einheitlichen unionsrechtlichen Systems zur besseren wirtschaftlichen Koordinierung und Harmonisierung innerhalb der EU ergingen. So liege der Fall hier. Der Netzkodex Gasbilanzierung diene nach Ziffer 1 der Präambel der Vollendung eines vollvernetzten Energiebinnenmarktes, der zur nachhaltigen Energieversorgung für die Wirtschaft der Europäischen Union beitrage. Der EuGH habe zudem die alleinige Entscheidungskompetenz, wenn es um die Frage der Vereinbarkeit eines Exekutivaktes einer mitgliedsstaatlichen Behörde mit dem europarechtlichen Prinzip der Diskriminierungsfreiheit und dem europarechtlichen Verhältnismäßigkeitsgrundsatz des Art. 5 Abs. 4 EU gehe und das nationale Gericht zu dem Ergebnis komme, dass der nationale Exekutivakt zur Durchführung einer EU-Verordnung mit diesen höherrangigen europarechtlichen Vorgaben des Primärrechts vereinbar sei. Die Frage der Vereinbarkeit sei auch entscheidungserheblich.
Sollte der Senat im Hinblick auf die Grundrechte der EU-Grundrechtecharta der Rechtsprechung des Bundesverfassungsgerichts zur fehlenden Grundrechtsberechtigung juristischer Personen des öffentlichen Rechts und juristischer Personen des Privatrechts mit Beteiligung der öffentlichen Hand im Bereich der Grundrechte des Grundgesetzes folgen wollen, werde hilfsweise mit dem Antrag zu III.2 beantragt, das vorliegende Verfahren auszusetzen und die Frage der Grundrechtsfähigkeit juristischer Personen des privaten Rechts mit gänzlicher, überwiegender oder teilweiser Beteiligung der öffentlichen Hand, im Hinblick auf die hier einschlägigen aufgeführten Grundrechte der EU-Grundrechtecharta im Wege der Vorabentscheidung nach Art. 267 Abs. 1 und Abs. 2 A EUV vorzulegen. Die Wahrung der Rechtseinheit innerhalb der EU und die letztverbindliche Entscheidungs- und Auslegungskompetenz hinsichtlich der Anwendbarkeit der Grundrechte der EU-Grundrechtecharta, die Teil des Primärrechts der EU seien, obliege dem EuGH. Die Vorlagefrage sei auch entscheidungserheblich.
Bezüglich der Frage der Grundrechtsfähigkeit juristischer Personen des privaten Rechts mit gänzlicher, überwiegender oder teilweiser Beteiligung der öffentlichen Hand bestehe für den Fall, dass der Senat die Grundrechtsfähigkeit verneinen solle, eine Vorlagepflicht schon aus dem Grunde, weil der Senat in diesem Fall von der – allerdings bislang nicht ausdrücklich entschiedenen, sondern nur im Rahmen eines obiter dictum geäußerten – gegenteiligen Auffassung des EuGH abweichen würde. Die Vorlagefrage sei auch entscheidungserheblich.
Die Betroffene beantragt,
I. die Festlegung der Bundesnetzagentur zur Bilanzierung Gas (Umsetzung Netzkodex Gasbilanzierung, GABi Gas 2.0), Beschluss vom 19.12.2014, Az.: BK7-14-020, in Tenorziffer 8 vollständig und in Tenorziffer 11 insoweit aufzuheben, als sie die Betroffene verpflichtet, Tenorziffer 8 dieser Festlegung anzuwenden und – soweit erforderlich – in die betroffenen abgeschlossenen sowie in neu abzuschließende Verträge aufzunehmen;
II. festzustellen, dass Tenorziffer 8 und Tenorziffer 11 (im Umfang der vorstehenden Ziffer I.) der Festlegung der Bundesnetzagentur zur Bilanzierung Gas (Umsetzung Netzkodex Gasbilanzierung, GABi Gas 2.0), Beschluss vom 19.12.2014, Az.: BK7-14-020, nicht vollziehbar sind;
III. hilfsweise zu Ziffer I:
1. Für den Fall, dass das angerufene Gericht Tenorziffer 8 und Tenorziffer 11 (im Umfang des Antrags zu Ziffer I.) der Festlegung der Bundesnetzagentur zur Bilanzierung Gas (Umsetzung Netzkodex Gasbilanzierung, GABi Gas 2.0), Beschluss vom 19.12.2014, Az.: BK7-14-020, für mit der Verordnung EU Nr. 312/2014 der Kommission vom 26.03.2014 zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen und Art. 288 Abs. 2 des Vertrages über die Arbeitsweise der Europäischen Union vereinbar hält, das vorliegende Verfahren auszusetzen und dem Gerichtshof der Europäischen Union folgende Fragen zur Vorabentscheidung nach Art. 267 Abs. 1 und Abs. 2 des Vertrages über die Arbeitsweise der Europäischen Union vorzulegen:
- Stehen die Verordnung EU Nr. 312/2014 der Kommission vom 26.03.2014 zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen und Art. 288 Abs. 2 des Vertrages über die Arbeitsweise der Europäischen Union einer nationalen Regelung entgegen, die im Rahmen der Umsetzung der Verordnung EU Nr. 312/2014 der Kommission vom 26.03.2014 zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen von der nationalen Regulierungsbehörde erlassen wurde und als Anreizmechanismus für die Bereitstellung einer genauen Prognose bei SLP-Entnahmestellen vorsieht, dass Ausschüttungen der Marktgebietsverantwortlichen an die Gas-Verteilernetzbetreiber und Zahlungen der Gas-Verteilernetzbetreiber an die Marktgebietsverantwortlichen bei gegenüber den prognostizierten und allokierten Mengen eines Tages auftretenden höheren oder niedrigeren Ausspeisungen erfolgen, wenn diese nationale Regelung unter anderem folgende Vorgaben macht,
Die Bestimmung der Differenzmengen für SLP-Entnahmestellen ist auf der Basis einer Gegenüberstellung der prognostizierten Tagesmengen mit den vorläufig ermittelten Ausspeisungen im Rahmen einer Kontensystematik (Netzkonten) vorzunehmen. Die Kontensystematik enthält sämtliche Ein- und Ausspeisungen eines Gas-Verteilernetzbetreibers, die zur Ermittlung der vorläufigen täglichen Ausspeisung von SLP-Entnahmestellen notwendig sind. Die Anreizwirkung ist durch eine vorläufige Abrechnung der durch die Gegenüberstellung festgestellten Tagesdifferenzmenge(n) auf die Mehr- und Mindermengenabrechnung der SLP-Entnahmestellen eines Gas-Verteilernetzbetreibers sicherzustellen;
Die bezogen auf die prognostizierten und ausgespeisten Mengen täglich ermittelte Prognosegüte der Standardlastprofile ist anhand der Höhe und der Richtung der aufgetretenen Abweichung zu bewerten. Für die Bewertung der Höhe der täglich aufgetretenen Prognoseabweichung ist für die Über- und Unterspeisung jeweils ein Grenzwert in Bezug auf die Abweichung der prognostizierten Menge zu bestimmen;
Die Zahlungen der Marktgebietsverantwortlichen an die Gas-Verteilernetzbetreiber bei Überspeisungen sind einseitig zu begrenzen;
und damit von einem bewährten mitgliedstaatlichen Anreizsystem abweicht, in dem die Anreizwirkung durch eine vorläufige Abrechnung der durch die Gegenüberstellung festgestellten monatlichen Differenzmenge(n) auf die Mehr- und Mindermengenabrechnung der SLP-Entnahmestellen eines Gas-Verteilernetzbetreibers sichergestellt wird und in dem ferner für die Bewertung der Höhe der täglich aufgetretenen Prognoseabweichung für die Über- und Unterspeisung ein einheitlicher Grenzwert in Bezug auf die Abweichung der prognostizierten Menge bestimmt ist, sofern durch die Umstellung des Anreizmechanismus von einer monatlichen auf eine tägliche vorläufige Netzkontenabrechnung eine Verbesserung der Prognosegüte nicht zu erzielen ist?
- Stehen die Verordnung EU Nr. 312/2014 der Kommission vom 26.03.2014 zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen und Art. 288 Abs. 2 des Vertrages über die Arbeitsweise der Europäischen Union einer nationalen Regelung entgegen, die im Rahmen der Durchführung bzw. Umsetzung der Verordnung EU Nr. 312/2014 der Kommission vom 26.03.2014 zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen von der nationalen Regulierungsbehörde erlassen wurde und vorsieht, dass Gas-Verteilernetzbetreiber, die bei Anwendung eines Anreizmechanismus für SLP-Entnahmestellen eine überdurchschnittliche Abweichung von einem festgestellten Schwellenwert aufweisen, vom jeweiligen Marktgebietsverantwortlichen in einer Transparenzliste im Internet zu veröffentlichen sind?
- Stehen die Verordnung EU Nr. 312/2014 der Kommission vom 26.03.2014 zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen und Art. 288 Abs. 2 des Vertrages über die Arbeitsweise der Europäischen Union einer nationalen Regelung entgegen, die im Rahmen der Durchführung bzw. Umsetzung der Verordnung EU Nr. 312/2014 der Kommission vom 26.03.2014 zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen von der nationalen Regulierungsbehörde erlassen wurde und vorsieht, dass sämtliche Gas-Verteilernetzbetreiber, die der Datenübermittlung bezüglich der Ein- und Ausspeisungen eines Gas-Verteilernetzbetreibers, die im Rahmen einer Kontensystematik (Netzkonten) täglich erfasst werden, in qualitativer oder quantitativer Hinsicht nicht ordnungsgemäß nachkommen, auf einer Transparenzliste des jeweiligen Marktgebietsverantwortlichen im Internet aufzuführen sind?
2. Für den Fall, dass das angerufene Gericht die Grundrechtsberechtigung der Betroffenen im Hinblick auf die Grundrechte der unternehmerischen Freiheit gemäß Art. 16 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union, des Eigentumsrechts gemäß Art. 17 Abs. 1 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union und der Gleichheit vor dem Gesetz gemäß Art. 20 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union im Rahmen der Durchführung bzw. Umsetzung der Verordnung EU Nr. 312/2014 der Kommission vom 26.03.2014 zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen durch die Beschwerdegegnerin verneinen sollte und/oder Tenorziffer 8 und Tenorziffer 11 im Umfang des Antrags zu Ziffer I. der Festlegung der Beschwerdegegnerin zur Bilanzierung Gas (Umsetzung Netzkodex Gasbilanzierung, GABi Gas 2.0), Beschluss vom 19.12.2014, Az.: BK7-14-020 für mit den Grundrechten der unternehmerischen Freiheit gemäß Art. 16 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union, des Eigentumsrechts gemäß Art. 17 Abs. 1 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union und der Gleichheit vor dem Gesetz gemäß Art. 20 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union vereinbar hält, wird beantragt, das vorliegende Verfahren auszusetzen und dem Gerichtshof der Europäischen Union folgende Fragen zur Vorabentscheidung nach Art. 267 Abs. 1 und Abs. 2 des Vertrages über die Arbeitsweise der Europäischen Union vorzulegen:
- Können sich juristische Personen des nationalen privaten Rechts eines Mitgliedstaates, an denen die öffentliche Hand ganz, überwiegend oder teilweise beteiligt ist, auf die Grundrechte der unternehmerischen Freiheit gemäß Art. 16 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union, des Eigentumsrechts gemäß Art. 17 Abs. 1 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union und der Gleichheit vor dem Gesetz gemäß Art. 20 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union berufen, wenn die nationale Regulierungsbehörde eines Mitgliedstaates im Rahmen der Durchführung bzw. Umsetzung einer Verordnung der Europäischen Union gemäß Art. 288 Abs. 2 des Vertrages über die Arbeitsweise der Europäischen Union einen Exekutivakt erlässt, der gegenüber diesen juristischen Personen des privaten Rechts eines Mitgliedstaates in ihre Grundrechte aus Art. 16, Art. 17 Abs. 1 und Art. 20 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union eingreift?
- Stehen die Grundrechte der unternehmerischen Freiheit gemäß Art. 16 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union, des Eigentumsrechts gemäß Art. 17 Abs. 1 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union und der Gleichheit vor dem Gesetz gemäß Art. 20 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union einer nationalen Regelung entgegen, die im Rahmen der Durchführung bzw. Umsetzung der Verordnung EU Nr. 312/2014 der Kommission vom 26.03.2014 zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen von der nationalen Regulierungsbehörde gegenüber juristischen Personen des privaten Rechts eines Mitgliedstaates erlassen wurde und als Anreizmechanismus für die Bereitstellung einer genauen Prognose bei SLP-Entnahmestellen vorsieht, dass Ausschüttungen der Marktgebietsverantwortlichen an die Gas-Verteilernetzbetreiber und Zahlungen der Gas-Verteilernetzbetreiber an die Marktgebietsverantwortlichen bei gegenüber den prognostizierten und allokierten Mengen eines Tages auftretenden höheren oder niedrigeren Ausspeisungen erfolgen, wenn diese nationale Regelung unter anderem folgende Vorgaben macht,
und damit von einem bewährten mitgliedstaatlichen Anreizsystem abweicht, in dem die Anreizwirkung durch eine vorläufige Abrechnung der durch die Gegenüberstellung festgestellten monatlichen Differenzmenge(n) auf die Mehr- und Mindermengenabrechnung der SLP-Entnahmestellen eines Gas-Verteilernetzbetreibers sichergestellt wird, und in dem ferner für die Bewertung der Höhe der täglich aufgetretenen Prognoseabweichung für die Über- und Unterspeisung ein einheitlicher Grenzwert in Bezug auf die Abweichung der prognostizierten Menge bestimmt ist, sofern durch die Umstellung des Anreizmechanismus von einer monatlichen auf eine tägliche vorläufige Netzkontenabrechnung eine Verbesserung der Prognosegüte nicht zu erzielen ist?
- Stehen die Grundrechte der unternehmerischen Freiheit gemäß Art. 16 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union und der Gleichheit vor dem Gesetz gemäß Art. 20 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union einer nationalen Regelung entgegen, die im Rahmen der Durchführung bzw. Umsetzung der Verordnung EU Nr. 312/2014 der Kommission vom 26.03.2014 zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen von der nationalen Regulierungsbehörde gegenüber juristischen Personen des privaten Rechts eines Mitgliedstaates erlassen wurde und vorsieht, dass Gas-Verteilernetzbetreiber, die bei Anwendung eines Anreizmechanismus für SLP-Entnahmestellen eine überdurchschnittliche Abweichung von einem festgestellten Schwellenwert aufweisen, vom jeweiligen Marktgebietsverantwortlichen in einer Transparenzliste im Internet zu veröffentlichen sind?
- Stehen die Grundrechte der unternehmerischen Freiheit gemäß Art. 16 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union und der Gleichheit vor dem Gesetz gemäß Art. 20 der Charta der Grundrechte der Europäischen Union einer nationalen Regelung entgegen, die im Rahmen der Durchführung bzw. Umsetzung der Verordnung EU Nr. 312/2014 der Kommission vom 26.03.2014 zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen von der nationalen Regulierungsbehörde gegenüber juristischen Personen des privaten Rechts eines Mitgliedstaates erlassen wurde und vorsieht, dass sämtliche Gas-Verteilernetzbetreiber, die der Datenübermittlung bezüglich der Ein- und Ausspeisungen eines Gas-Verteilernetzbetreibers, die im Rahmen einer Kontensystematik (Netzkonten) täglich erfasst werden, in qualitativer oder quantitativer Hinsicht nicht ordnungsgemäß nachkommen, auf einer Transparenzliste des jeweiligen Marktgebietsverantwortlichen im Internet aufzuführen sind?
IV. H i l f s w e i s e zu Ziffer I., II. und III:
Für den Fall einer ungünstigen Entscheidung die Rechtsbeschwerde zum Bundesgerichtshof zuzulassen.
Die Bundesnetzagentur beantragt,
die Beschwerde zurückzuweisen.
Die Bundesnetzagentur ist der Ansicht, 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 Vorgaben machen. Art. 11 Abs. 1 Netzkodex erlaube der Bundesnetzagentur, Anreize zur Liquiditätsverbesserung auf dem Gasgroßhandelsmarkt zu setzen. Sie könne daher entweder selbst einen solchen Mechanismus erarbeiten oder diesen durch die Marktbeteiligten erarbeiten lassen. Eine Umstellung der monatlichen auf die tägliche Abrechnung sei auch erforderlich. Das bisherige Abrechnungssystem führe durch die monatliche Saldierung der Über- und Unterallokationen dazu, dass trotz mangelhafter Prognosegüte und daraus resultierendem Regelenergiebedarf diejenigen Netzbetreiber privilegiert würden, die in ihren Netzen sowohl Unter- als auch Überallokationen in vergleichbarer Größenordnung aufwiesen. Dies führe in der Praxis dazu, dass Verteilernetzbetreiber mit geringeren Abweichungen – also höherer Prognosegüte – abgerechnet werden, während Verteilernetzbetreiber mit stärkeren, sich aber im Monatsverlauf ausgleichenden Abweichungen nicht abzurechnen seien.
Diesen Aspekten solle ein tägliches Anreizsystem entgegenwirken. Ziel dieses System sei es, eine möglichst genaue Prognose der täglichen Verbräuche zu erreichen und dadurch den Einsatz externer Regelenergie zu verringern. Mit einer Verbesserung der kurzfristigen Prognosegüte verbessere sich letztlich auch die Prognosegüte über einen längeren Betrachtungszeitraum. Eine exakte Übereinstimmung von Prognose und Ausspeisemenge werde dabei immer die Ausnahme bleiben und sei auch nicht Ziel eines zukünftigen Anreizsystems.
Es bleibe zutreffend, dass Fehlmengen eines einzelnen Verteilernetzbetreiber i.V.m. weiteren gleichgerichteten Differenzmengen anderer Netzbetreiber potentiell Regelenergie hervorrufen könnten. Die Vermeidung von Fehlmengen, z.B. durch ein Anreizsystem für eine Kundengruppe, sei daher immer auf eine mögliche Reduktion von externer Regelenergie ausgerichtet. Sie diene daher grundsätzlich der Netzstabilität und –integrität und ziele darauf ab, Verteilernetze bzw. das Marktgebiet in den jeweiligen netztechnischen Grenzen zu halten. Es sei ausreichend, mit einem Anreizsystem einen möglichen Regelenergiebedarf einer Kundengruppe zu minimieren. Hierzu bedürfe es nicht zwangsläufig eines Abgleichs der Netzkontosalden eines jeden Verteilernetzbetreiber mit dem tatsächlichen Regelenergieaufkommen. Die potenzielle Möglichkeit, dass durch das Prognoseverhalten einer Kundengruppe externe Regelenergie entstehen könnte, rechtfertige den Einsatz von Maßnahmen, die dieses Aufkommen grundsätzlich reduzierten. Ein Nachweis in Form einer verteilernetzspezifischen Prüfung sei daher im Rahmen des Festlegungsverfahrens nicht erforderlich.
Entgegen der Behauptung der Betroffenen sei die Einführung einer täglichen Netzkontoabrechnung als SLP-Anreizsystems nicht Gegenstand des Festlegungsverfahrens GaBi Gas 1.0 gewesen.
Sie habe den angegriffenen Beschluss ausführlich und in einem den Rechtsschutz nicht behindernden Umfang begründet und die wesentlichen tatsächlichen und rechtlichen Gründe für die Entscheidung mitgeteilt. Mehr werde im Rahmen der formellen Rechtmäßigkeit nicht verlangt. Ob die Begründung den Anforderungen der Ermächtigungsgrundlage gerecht werde, sei erst im Rahmen der materiellen Rechtmäßigkeit zu prüfen.
Die Festlegung sei auch hinreichend bestimmt. Bereits Art. 39 Abs. 4 Netzkodex Gasbilanzierung sehe vor, dass Verteiler- und Fernleitungsnetzbetreiber einen Vorschlag für einen Anreizmechanismus initiativ erarbeiten dürften, ohne dass weitere Vorgaben gemacht würden. Sie sei auch nicht verpflichtet, Einzelheiten vorzugeben. Vielmehr sei es erfolgversprechender und prozessökonomischer, wenn sie nur einen Rahmen vorgebe, der dem Ziel der Prognoseverbesserung diene, und die Marktbeteiligten selbst einen Vorschlag mit den Detailfragen erarbeiteten.
Die Berücksichtigung bewährter nationaler Bilanzierungspraktiken sei keine Vorgabe des Netzkodex Gasbilanzierung. Dem Wortlaut der Ziffer 11 der Erwägungsgründe zum Netzkodex Gasbilanzierung nach handele es sich allenfalls um eine Sollvorschrift. Gegenstand dieser seien zudem nicht die „bewährten Bilanzierungspraktiken“, sondern „die bewährten Praktiken und Bemühungen zur Harmonisierung der Prozesse für die Durchführung dieser Verordnung“.
Gleichwohl habe sie die bewährten nationalen Bilanzierungspraktiken berücksichtigt.
Bereits die gegenwärtige Netzkontensystematik stelle sämtliche Ein- und Ausspeisungen eines Netzbetreibers tagesscharf gegenüber. Da mit Ausnahme der am Vortag abgegebenen SLP-Prognose (SLP-Allokation) die Mengenangaben aller Ein- und Ausspeisungen eines Netzbetreibers auf gemessenen Verbrauchswerten beruhten, könne durch Subtraktion dieser gemessenen Ausspeisungen von den gemessenen Einspeisungen der tatsächlich eingetretene Verbrauch von SLP-Entnahmestellen eines Gasverteilernetzes täglich bestimmt werden. Durch einen Vergleich der Mengenangabe der am Vortag abgegebenen Allokation mit dem errechneten tatsächlich an den Liefertag eingetretenen Verbrauch („Restlast“), lasse sich die jeweilige Prognosegüte der SLP-Allokation und damit die Güte des Standardlastprofilverfahrens eines Ausspeisenetzbetreibers hinreichend genau bestimmen. Eine Monatsbetrachtung stelle nur das Ergebnis der einzelnen Tagessalden dar. Somit unterscheide sich die Funktionsweise des täglichen Anreizsystems grundsätzlich nicht von einem monatlichen Anreizsystem.
Die Wandlung des Netzkontos zu einem Instrument der Qualitätskontrolle habe sowohl für den einzelnen Netzbetreiber als auch für den Marktgebietsverantwortlichen erst die Möglichkeit eröffnet, auch Fehlentwicklungen bei Standardlastprofilverfahren systematisch feststellen zu können. Durch die Überführung und Weiterentwicklung der Netzkontensystematik im Rahmen der verschiedenen Kooperationsvereinbarungen sei diese Art der Qualitätskontrolle auch Bestandteil der bilanziellen Systematik geworden. Insoweit nehme die Festlegung mit ihren Regelungen über die Einrichtung und Führung eines Netzkontos lediglich die folgerichtige und sachgerechte gaswirtschaftliche Praxis auf, die auch von den Marktbeteiligten in der Vergangenheit nicht infrage gestellt worden sei.
Die Betroffene übersehe, dass die Festlegung in ihrer Systematik ein finanzielles Anreizsystem für die Bewertung der in beiden Richtungen aufgetretenen Fehlmengen vorsehe. Die Aussage, es sei eine „finanzielle Einbahnstraße“ für die Verteilernetzbetreiber zu erwarten, treffe nicht zu. Insoweit gehe die neue Systematik vielmehr über die bestehende hinaus. Entgegen der Darstellung der Betroffenen werden bei der gegenwärtigen monatlichen Netzkontoabrechnung nur Überschreitungen von Unterspeisungen als Abrechnung in Form eines Abschlags auf die Mehr- und Mindermengenabrechnung herangezogen.
Art. 11 Abs. 4 lit. a des Netzkodex Gasbilanzierung beinhalte auch nicht zwangsweise die Ausweisung einer einheitlich definierten Leistungsvorgabe. Die Norm ermögliche vielmehr ausdrücklich die Festlegung von mehreren Leistungszielen und beinhalte sowohl den Empfang als auch die Zahlung für eine entsprechende Über- bzw. Unterschreitung anhand vorher bestimmter Zielgrößen. Der vom Normgeber verwendete Begriff der „höheren Leistung“ sei demnach als Einspeisung von Mehrmengen in das Netz der Fernleitungsnetzbetreiber zu bewerten, der Begriff der „niedrigeren Leistung“ als Einspeisung einer gegenüber dem tatsächlichen Verbrauch zu geringen Menge (Mindermenge). Dass diese Zielgrößen in gleicher Höhe zu bestimmen seien, gehe aus der Norm nicht hervor.
Der von ihr festgelegte Rahmen für einen SLP-Anreizmechanismus erfülle sämtliche inhaltlichen Erfordernisse dieser Regelung. Der Begriff der Leistung sei an den Leistungen des Fernleitungsnetzbetreibers orientiert. Dieser nehme bei SLP-Allokation immer Fehlmengen der einzelnen Verteilernetzbetreiber in Form von Mehr- oder Mindermengen entgegen. Ein Anreizsystem müsse daher die Reduktion dieser unterschiedlichen Fehlmengen zum Ziel haben. Hierbei gehe weder aus den Regelungen des Netzkodex Gasbilanzierung hervor noch erscheine es auf gaswirtschaftlicher Systemsicht notwendig, die Abweichungen in ihrer Höhe gleich zu bewerten.
Das durch die Marktbeteiligten vorgelegte tägliche SLP-Anreizsystem sehe zudem nur eine Abrechnung der unterspeisten Mengen an den Tagen vor, die den Grenzwert von 35 % überschreiten. Bei der derzeitigen monatlichen Netzkontoabrechnung komme nach Überschreiten des Grenzwertes die saldierte Monatsmenge an Unterspeisungen zur Abrechnung. Im Gegensatz dazu würden die abzurechnenden Mengen künftig auf die den Grenzwert überschreitenden Tagesmengen beschränkt. Im derzeitigen System könnten, wenn der monatliche Grenzwert überschritten sei, deutlich größere Mengen abgerechnet würden, da sämtliche unterspeisten Tage für die Abrechnung herangezogen werden. Zukünftig profitierten die Verteilernetzbetreiber auch von Zahlungen der Marktgebietsverantwortlichen. Dass sich geleistete und erhaltene Zahlungen aufheben müssten, sei nicht notwendig.
Die Verbände gingen davon aus, dass mit den vorgeschlagenen Grenzwerten i.V.m. den Karenztagen eine gegenüber dem Monatssystem auf den einzelnen Netzbetreiber bezogene vergleichbare, im Ergebnis aber zielgerichtetere Anreizwirkung entfaltet werde. Sie wiesen darauf hin, dass selbst die Ausgestaltung der Kappungsfunktion bei einer Höhe von 3 % für Überspeisungen in der Marktgebietsbetrachtung noch zu Nettoausschüttungen an die Verteilernetzbetreiber innerhalb eines Jahres führen könne. Insoweit könne auch für das kommende Anreizsystem davon ausgegangen werden, dass dem Marktgebietsverantwortlichen keine finanziellen Vorteile erwüchsen.
Zutreffend sei, dass es beim SLP-Anreizsystem grundsätzlich zu Vorfinanzierungskosten bei den Verteilernetzbetreibern kommen könne. Die Vermeidung von derartigen Kosten stelle den Anreiz für den Netzbetreiber dar, eine möglichst genaue SLP-Prognose zu erstellen, um derartige Abschlagszahlungen an den Marktgebietsverantwortlichen zu vermeiden. Die Höhe derartiger Vorfinanzierungskosten spiegele letztlich indirekt, da die Abschlagszahlungen in voller Höhe mit der Mehr- und Mindermengenabrechnung zu verrechnen seien, den mengenmäßigen Umfang der zu bewertenden Fehlleistung sachgerecht wieder.
Die Vorgaben des Anreizsystems seien für die Betroffene auch umsetzbar. Eine mit der tatsächlichen Ausspeisung übereinstimmende Prognose werde gerade nicht gefordert, sondern lediglich eine Optimierung der Profile, um den aus den Fehlmengen resultierenden Regelenergiebedarf auf ein unvermeidbares Maß zu beschränken. Etwaige Ungenauigkeiten durch nicht vollständig zu beeinflussende Temperaturprognosen stünden dem Anreizsystem nicht entgegen. Hier sei durch die Netzbetreiber zu prüfen, ob bereits alle möglichen Stellgrößen zur Optimierung ausgereizt seien, wie z.B. die Wahl der Wetterstation, die Unterschiedlichkeit in der Güte von Temperaturvorhersagemodellen für unterschiedliche Zeithorizonte und auch der Zeitpunkt der Bereitstellung von Vorhersagedaten durch die meteorologischen Dienstleister (je später je genauer). Ein beispielhaftes Abstellen auf meteorologische Einzelereignisse könne nicht zu einer schlechten Bewertung der Qualität eines Anreizsystems führen.
Auch bei der Betroffenen sei zu erwarten, dass durch weitere Anpassungen der die Prognosegüte beeinflussenden Komponenten auf die individuellen Gegebenheiten des Netzes und der Kundenstruktur eine höhere Genauigkeit der SLP-Entnahmen erzielt werde. An der grundsätzlichen Zielrichtung eines Anreizsystems, den Netzbetreiber zu motivieren, auch im Detail die einzelnen Faktoren des SLP Verfahrens für sein Netzgebiet optimal auszutarieren, ändere die vorgenommene Umstellung des Betrachtungshorizonts auf den Tag nichts.
Die Kostenbeispiele der Betroffenen blieben rein theoretischer Natur, da die Betroffene die erarbeiteten Grenzwerte nicht gekannt habe und zudem fälschlicherweise die eigenen Standardlastprofile als „optimiert“ ansehe.
Kleinere Netzbetreiber würden durch die Regelung auch nicht diskriminiert. Dass bei ihnen Änderungen im Verbrauchsverhalten einer einzelnen Entnahmestelle eine größere Wirkung auf den Gesamtsaldo der Fehlmengen ausübe, sei möglich, könne aber nicht zu unterschiedlichen Grenzwerten für einzelne Verteilernetzgrößen führen. Der Verteilernetzbetreiber wisse generell unterjährig unabhängig von seiner Kundenstruktur nicht, ob der Verbrauch der Entnahmestelle sich zukünftig ändern werde. Auch eine unterjährige Änderung des Verbrauchsverhaltens an Entnahmestellen erfolge zudem nie lediglich in eine Richtung, so dass mit einem statistischen Mengenausgleich zu rechnen sei.
Die getroffene Regelung sei aus den vorgenannten Gründen auch verhältnismäßig. Eine Unverhältnismäßigkeit könne auch nicht mit der kostenintensiven Umstellung und Anpassung in den IT Systemen begründet werden. Unabhängig davon, dass die Betroffene hierzu keine näheren Ausführungen mache, obliege die Führung der Netzkonten zudem den Marktgebietsverantwortlichen, so dass die Hauptlast der IT-Anpassungen bei Ihnen liegen dürfte.
Die Umstellung auf die tägliche Netzkontoabrechnung verletze die Betroffene auch nicht in ihren Grundrechten aus Art. 16, 17 Abs. 1 oder 20 der EU-Grundrechtecharta.
Die Verpflichtung zur Einführung einer Transparenzliste gemäß Tenorziffer 8 lit. f) verletze keine Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse, da lediglich der Unternehmensname und die Bilanzkreiskennung veröffentlicht würden, so dass ein Rückschluss auf konkrete Einspeisungen und Entnahmemengen nicht möglich sei.
Im Übrigen erfolge die Veröffentlichung auch nicht unbefugt. § 40 GasNZV enthalte Verpflichtungen zur Veröffentlichung solcher Daten, die für die Durchführung der Belieferung von Kunden und den Handel mit Gasmengen erforderlich seien. Bei Verteilernetzbetreibern, bei denen dauerhaft hohe Fehlmengen aufträten, müsse aus Sicht des Transportkunden entweder mit einer erhöhten Mehr- oder Mindermengenabrechnung am Jahresende oder mit einer entsprechend hohen Gutschrift gerechnet werden. Belieferten diese Transportkunden Haushaltskunden, sei die Mengenkalkulation für einen Kunden mit erheblichen Risiken behaftet, welche er bis zum Ende des Zeitraums nicht abschließend einschätzen könne. Dieses Preisrisiko werde er in seiner eigenen Preiskalkulation mittels eines Risikozuschlags gegenüber dem Letztverbraucher absichern müssen, was ihm letztlich einen Wettbewerbsnachteil einbringe. Der Transportkunde müsse daher durch ein geeignetes Mittel in die Lage gesetzt werden, zu entscheiden, ob er die Entnahmestelle aus diesem Verteilernetz überhaupt beliefern möchte oder nicht. Sie sehe das Informationsbedürfnis der Transportkunden bei einem derart eklatanten Fehlverhalten des Netzbetreibers als vorzugswürdig an. Der Verteilernetzbetreiber habe es in der eigenen Hand, die Prognosegüte seiner SLP-Entnahmen derart zu verbessern, dass er die bewusst sehr hoch gewählten Grenzwerte einhalten könne.
Die weitere Beteiligte … meint, 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 Bilanzkreisverantwortlichen und Netzbetreiber, Anreize gesetzt 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. Differenzen zwischen gastäglichen Ein- und Ausspeisungen würden abgegolten. Hingegen unterliege der Bilanzkreisverantwortliche bei Fehlmengen an SLP-Ausspeisepunkten keinem finanziellen Anreiz. Die SLP-Prognosen und ‑Allokationen lägen im Verantwortungsbereich des Ausspeisenetzbetreibers. Der Bilanzkreisverantwortliche könne die Prognosen und Allokationen nicht ohne Weiteres selbst 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.
Da die Regelungen in Art. 11 sowie Art. 39 des Netzkodex Gasbilanzierung weder eine tägliche Netzkontenabrechnung ausdrücklich verböten oder einer solchen faktisch entgegen stünden, sondern vielmehr allein die Implementierung eines Anreizsystems zur Verbesserung der Liquidität forderten, ohne dass bestimmte Vorgaben für die Art und Weise der nationalen Umsetzung gemacht würden, sei die Bundesnetzagentur zum Erlass der Festlegung ermächtigt.
Die Betroffene übersehe die Besonderheiten einer „hinkende Verordnung“. Bei dieser könne die nationale Umsetzung auch über den Regelungsgehalt der Verordnung hinausgehen, sofern die Umsetzung nicht zu den Vorgaben der Verordnung in Widerspruch stehe. Denn mit der „hinkenden Verordnung" habe der europäische Gesetzgeber einerseits unmittelbar verbindliche Vorgaben definiert und andererseits den Mitgliedstaaten die Einführung bestimmter ergänzender oder ausgestaltender Regelungen aufgetragen.
Bewährte Bilanzierungspraktiken würden berücksichtigt. Auch bislang erfolge im Rahmen der monatlichen Netzkontenabrechnung eine Betrachtung des Netzkontosaldos auf täglicher Basis, da die monatliche Abweichung auf Basis der täglichen Werte ermittelt werde. Lediglich der Schritt der monatlichen Gesamtsaldierung entfalle zukünftig. Dies stelle indes keinen völligen Systembruch mit den bewährten Bilanzierungspraktiken dar.
Es seien auch weitere Verbesserungen möglich, etwa durch systematische Optimierungen, z.B. die Anwendung der jüngst eingeführten bundeseinheitlichen Profilfunktion (so genannte SigLinDe) oder einer weiter entwickelten Allokationstemperatur unter Berücksichtigung weiterer meteorologischer Einflussgrößen, durch Optimierungen wie die Wahl der Wetterstation oder einer Kontrolle der Stammdaten.
Es stelle auch einen Anreiz dar, Schlechtleistungen zu vermeiden, wenn diese mit unmittelbaren finanziellen Nachteilen verbunden seien. Im Übrigen seien nach dem derzeitigen Diskussionsstand sogar auch Auszahlungen an Netzbetreiber vorgesehen, wenn diese nur geringfügig überallokierten. Der Vorwurf einer einseitigen Pönale gehe daher fehl.
Soweit die Betroffene auf Temperaturschwankungen eingehe, setze sie sich bereits nicht damit auseinander, ob solche Schwankungen prognostizierbar seien.
Unterschiedliche Schwellenwerte für Verteilernetzbetreiber und Marktgebietsverantwortliche begründeten keinen Verstoß gegen den Grundsatz der Diskriminierungsfreiheit. Ein solcher könne nur dann gegeben sein, wenn gleiche Sachverhalte ohne Rechtfertigung unterschiedlich behandelt würden. Hieran fehle es bereits, da die Ausspeisenetzbetreiber es selbst in der Hand hätten, genaue SLP-Prognosen zu erstellen, die Marktgebietsverantwortlichen indes von schlechten Prognosen, auf die sie keinen Einfluss hätten, durch den erforderlichen Einsatz von Regelenergie betroffen seien.
Das tägliche Netzkontenabrechnungssystem bringe auch Verbesserungen der Prognosegüte. 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. Eine tägliche Abrechnung sei auch deshalb sinnvoll, weil Regelenergie ebenfalls auf Tagesbasis beschafft werde.
Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstands wird auf die zwischen den Beteiligten gewechselten Schriftsätze mit Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang und das Protokoll der Senatssitzung Bezug genommen.

Entscheidungsgründe:
Die zulässige Beschwerde der Betroffenen ist nicht begründet.
I. Die Beschwerde ist zulässig.
1. 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).
2. Der hier beanstandete Teil der Festlegung ist teilbar und kann daher isoliert angegriffen werden.
Die Betroffene begehrt die isolierte Aufhebung der Tenorziffern 8 und 11, soweit die Umsetzung von Tenorziffer 8 verlangt wird.
Ein Verwaltungsakt ist teilbar, wenn der Rest nach erfolgreicher Anfechtung des rechtswidrigen Teils als selbständiger 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).
Ausgehend hiervon ist der angegriffene Teil der Festlegung isoliert angreifbar. Die beanstandeten Verpflichtungen, eine tägliche Netzkontoabrechnung einzuführen sowie die Verteilernetzbetreiber in einer Transparenzliste im Internet zu veröffentlichen, stehen 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 über den Kern der Entscheidung hinausgehende 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, macht nicht geltend, dass sie in ihren Ermessenerwägungen eingeschränkt wäre. 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 im Wesentlichen unverändert und eigenständig umsetzbar.
II. Die Beschwerde ist jedoch unbegründet.
1. Der auf Aufhebung der Tenorziffern 8 a) – f) und teilweise Aufhebung der Tenorziffer 11 – soweit eine Verpflichtung zur Anwendung der Tenorziffer 8 besteht - der Festlegung gerichtete Hauptantrag zu I. bleibt ohne Erfolg.
Die von der Bundesnetzagentur in Tenorziffer 8 angeordneten Regeln, eine tägliche Netzkontoabrechnung einzuführen und die Verteilernetzbetreiber in einer Transparenzliste zu veröffentlichen, sind rechtmäßig. Gleiches gilt für die Regelung in Tenorziffer 11, die eine Anwendung und Aufnahme dieser Vorgaben in privatrechtlichen Verträgen vorsieht.
a) Die Vorgaben für den Anreizmechanismus halten sich im Rahmen der Ermächtigungsgrundlage und der vom Netzkodex vorgegebenen Grenzen.
aa) 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 und ergänzt soweit Art. 39 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 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 und 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.
bb) 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 ermöglicht, 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 Gas NZV 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 des in Abschnitt 1 geregelten Bilanzierungsregimes. § 50 Abs. 5 S. 1 GasNZV ermächtigt dazu, den Netzbetreibern Veröffentlichungspflichten aufzuerlegen. Die Bundesnetzagentur geht hierbei im Rahmen 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 auch dem Ziel, den Wettbewerb im Gashandel transparenter zu gestalten und zu verbessern.
cc) Die in Tenorziffer 11 festgelegte Umsetzung der Vorschriften beruht auf Art. 53 Netzkodex Gasbilanzierung.
b) Die von der Betroffenen aufgezeigten formellen Mängel bestehen nicht.
aa) Tenorziffern 8a) bis f) der Festlegung sind hinreichend begründet. Entgegen der Auffassung der Betroffenen bedarf es zur Feststellung eines Begründungsmangels keines Rückgriffs auf Art. 41 Abs. 2 der EU-Grundrechtecharta. Nach dem Grundsatz des sogenannten Anwendungsvorrangs des Unionsrechts darf das nationale Recht im Kollisionsfall nicht angewendet werden. Nationale Behörden und Gerichte sind danach verpflichtet, die Vorschrift des Unionsrechts auch dann anzuwenden, wenn eine Vorschrift des nationalen Rechts dem entgegensteht (vgl. EuGH, Rs. 11/70, Slg. 1970, 1125; Rs. 106/77, Slg. 1978, 629). Ein allgemeiner Geltungsvorrang des Unionsrechts – wie ihn die Betroffene offenbar annehmen will - besteht dagegen nicht (vgl. EuGH, verb. Rs. C-10/97 bis C-22/97, Slg. 1998, S. I-6307, Rn. 18 ff. – IN.CO.GE. '90 u.a.). Da die in Art. 41 Abs. 2 der EU-Grundrechtecharta für behördliches Handeln normierte Begründungspflicht ausweislich der maßgeblichen und spezifischen nationalen Vorschrift des § 73 Abs. 1 S. 1 EnWG auch für die Entscheidungen der Regulierungsbehörden gilt und Art. 41 EU-Grundrechtecharta keine weitergehenden Anforderungen an die Begründungspflicht stellt, ist die Begründung der angefochtenen Entscheidung anhand der Vorschrift des § 73 S. 1 EnWG zu überprüfen.
Der Umfang der nach 73 Abs. 1 S. 1 EnWG erforderlichen Begründung richtet sich nach § 39 Abs. 1 Satz 2 VwVfG. Danach muss die Regulierungsbehörde die wesentlichen tatsächlichen und rechtlichen Gründe mitteilen, die ihrer Entscheidung zugrunde liegen. Die Behörde muss den zugrunde liegenden Sachverhalt, ihre eigenen rechtlichen Erwägungen sowie die zentralen Argumente der Beteiligten darstellen. Es genügt, wenn die Behörde die maßgeblichen Gründe für die Entscheidung angibt, so dass eine Überprüfung der Entscheidung möglich ist (vgl. Senat, Beschluss v. 22.08.2012, VI-3 Kart 39/11; Hanebeck, in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 2015, § 73 Rdn. 8; Turiaux, in: Kment, EnWG, 2015, § 73 Rdn. 4).
Diesen Anforderungen genügt der angefochtene Bescheid. In den ausführlichen Beschlussgründen sind die wesentlichen Gesichtspunkte für das Verfahren zur Einführung einer täglichen Netzkontoabrechnung sowie auch die Stellungnahmen der Marktteilnehmer, die sich kritisch mit der täglichen Netzkontoabrechnung auseinandersetzen, dargelegt. Insbesondere führt die Bundesnetzagentur in dem Beschluss aus, warum eine Fortsetzung des bisherigen monatlichen Systems nicht dem Netzkodex Gasbilanzierung entspricht und warum sie einen tagesscharfen Anreizmechanismus für notwendig erachtet. Auch setzt sie sich damit auseinander, aus welchen Gründen der bereits eingeführte Transparenzmechanismus beizubehalten und eine Transparenzliste zu führen ist.
bb) Mit der Auslagerung der Festlegung des Schwellenwertes in eine Kooperationsvereinbarung verstößt die Bundesnetzagentur nicht gegen ihre Amtsermittlungspflicht.
Art. 39 Abs. 4 Netzkodex Gasbilanzierung legt fest, dass die Bundesnetzagentur Fernleitungs- und Verteilernetzbetreiber auffordern kann, einen Anreizmechanismus für die Bereitstellung einer genauen Prognose für die nicht täglich gemessenen Ausspeisungen eines Netznutzers vorzuschlagen, der die für den Fernleitungsnetzbetreiber in Artikel 11 Absatz 4 festgelegten Kriterien erfüllt. Damit überträgt bereits die europäische Verordnung die Erarbeitung wesentlicher Entscheidungen auf die Betroffenen.
§ 20 Abs. 1b S. 7 EnWG sieht zudem ausdrücklich den Abschluss von Kooperationsvereinbarungen zwischen den Betroffenen vor. Die Kooperationsvereinbarung steht hierbei wie andere Verträge im Energiewirtschaftsrecht (§ 21 Abs. 1b EnWG) nicht neben den energiewirtschaftsrechtlichen Regeln, sondern füllt diese aus. Zwischen den an der Kooperationsvereinbarung Beteiligten können nicht wirksam dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) entgegenstehende Regeln vereinbart werden. 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“.
Sollte eine Kooperationsvereinbarung nicht den Vorgaben des EnWG und den Wertungen der streitgegenständlichen Festlegung und des Netzkodex entsprechen, kann die Betroffene diese im Wege eines Aufsichts- oder Missbrauchsverfahrens überprüfen lassen (§§ 30, 31, 65 EnWG).
Die Bundesnetzagentur war vor diesem Hintergrund daher auch nicht verpflichtet, den Abschluss einer Kooperationsvereinbarung an eine Genehmigung oder Billigung durch die Regulierungsbehörde zu koppeln.
cc) Die in Tenorziffer 8 der Festlegung vorgesehene Überantwortung der Bestimmung der Schwellenwerte auf die Marktgebietsverantwortlichen und Verteilernetzbetreiber ist auch hinreichend bestimmt. Es ist für die Betroffene erkennbar, welches Verhalten von ihr verlangt wird. Es ist ersichtlich, dass sich die Tenorziffer 8 (auch) an Verteilernetzbetreiber, und zwar ohne Beschränkung auf eine bestimmte Größe, richtet und dass diese zu einem bestimmten Handeln aufgefordert werden sollen.
Soweit sich die Betroffene dagegen wehrt, dass die Bundesnetzagentur nicht im Einzelnen vorgegeben habe, nach welchem Verfahren und nach welchen Kriterien die Festsetzung der Grenzwerte erfolgen solle, liegt keine mangelnde Bestimmtheit vor. Die Beteiligten sollen 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. Vor diesem Hintergrund ist nicht nachvollziehbar, wieso das Handlungsziel für einen Verteilernetzbetreiber unklar sein soll.
c) 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 Gasbilanzierung.
aa) Regulierungsermessen
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 Gasbilanzierung 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 bei Beachtung der Vorgaben des Netzkodex fortentwickelt werden soll, von der Bundesnetzagentur innerhalb des ihr zustehenden Beurteilungsspielraums bzw. Regulierungsermessens auszufüllen. Es kommen verschiedene Modelle in Betracht wie die vom Netzkodex gewünschte Prognoseverbesserung erreicht werden kann. Das Verfahren ist daher darauf angelegt, dass möglichst ergebnisoffen ein „Anreizmechanismus vorgeschlagen“ werden soll, was verdeutlicht, dass verschiedene Möglichkeiten in Betracht kommen, Optionen geprüft und abgewogen werden sollen. Eine exakte Einordnung nur eines Mechanismus im Sinne eines „richtig oder falsch“ ist daher weder gewollt noch möglich.
bb) Tagesscharfe Netzkontenabrechnung
Die Bundesnetzagentur setzt mit Tenorziffer 8 in rechtmäßiger Weise die Vorgaben aus Art. 39 Abs. 4 Netzkodex Gasbilanzierung im Rahmen des ihr zustehenden Beurteilungsspielraums bzw. Regulierungsermessens um.
(1) 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 vorgegebenen Rahmen für einen 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 des 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 01.04.2011, 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 (vgl. auch Mitteilung Nr. 4 der Bundesnetzagentur vom 24.3.2010 und GABI-Gas Bericht 2011, S. 167).
(2) 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.
(3) Die Auffassung der Betroffenen, die Bundesnetzagentur müsse den Nachweis erbringen, dass die Umstellung von einer bisherigen monatlichen Netzkontenabrechnung auf eine tägliche Abrechnung als Anreiz für die Vermeidung von Fehlallokationen und die damit einhergehende Reduzierung des Einsatzes von Regelenergie erforderlich ist, ist nicht zutreffend. Der Behörde obliegt vielmehr, wie bereits ausgeführt, ein Beurteilungsspielraum bzw. ein Regulierungsermessen. Dieses übt sie sachgerecht aus, wenn das von ihr vorgeschlagene Anreizsystem – hier die tagesgenaue Netzkontoabrechnung - die vom Netzkodex gewünschte Verbesserung der Prognosegenauigkeit erreicht. Die Umstellung auf eine tägliche Netzkontoabrechnung leistet, wie zuvor ausgeführt, einen erheblichen Beitrag zur Verbesserung der Güte von SLP-Prognosen. Damit ist sie auch geeignet, sachgerechte Anreize zu leisten.
Einen Nachweis, dass die Umstellung von einer bisherigen monatlichen Netzkontenabrechnung auf eine tägliche Netzkontenabrechnung für die Reduzierung des Einsatzes von Regelenergie erforderlich ist, zum Beispiel in Form eines Kontoabgleichs der Netzkontosalden eines jeden Verteilernetzbetreiber mit dem tatsächlichen Regelenergieaufkommen und deren Richtung, fordert der Netzkodex nicht. Ausreichend ist vielmehr, dass mit dem Anreizsystem ein möglicher Regelenergiebedarf minimiert werden kann. Die Bundesnetzagentur hat dies überzeugend dargelegt. Sie 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.
(4) Dass die Prognoseschätzungen mit Unsicherheiten verbunden sind und viele Einflussfaktoren, auf denen die Prognose beruht, von den Verteilernetzbetreibern nicht exakt beeinflussbar sind, stellt einen Anreizmechanismus ebenfalls nicht infrage. Bei der Verwendung von Lastprofilen sind Ungenauigkeiten systemimmanent.
Die Festlegung verlangt keine mit der tatsächlichen Ausspeisung übereinstimmende Prognose, sondern lediglich eine Optimierung der Profile, um die Fehlmengen und damit den Regelenergiebedarf zu beschränken. Es ist nicht ersichtlich, dass es für die Betroffene unmöglich wäre, eine Verbesserung ihrer Lastprofile zu erreichen. Die Bundesnetzagentur hat vielmehr unter Vorlage des Statusberichts zum Standardlastprofilverfahren Gas, Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH, November 2014 (Statusbericht SLP, Anlage BG 2) erläutert, dass noch Verbesserungsmöglichkeiten ergriffen werden könnten, die die Prognosegüte bei SLP-Verfahren erhöhten.
Auch etwaige Ungenauigkeiten durch nicht vollständig zu beeinflussende Temperaturprognosen stehen dem Anreizsystem nicht entgegen. Hier müssten die Netzbetreiber prüfen, ob bereits alle möglichen Stellgrößen zur Optimierung ausgereizt seien, wie z.B. die Wahl der Wetterstation, die Unterschiedlichkeit in der Güte von Temperaturvorhersagemodellen für unterschiedliche Zeithorizonte und auch der Zeitpunkt der Bereitstellung von Vorhersagedaten durch die meteorologischen Dienstleister (je später je genauer).
Auch für die Betroffene ist zu erwarten, dass eine höhere Genauigkeit der SLP-Entnahmen durch weitere Anpassungen der die Prognosegüte beeinflussenden Komponenten auf die individuellen Gegebenheiten des Netzes und der Kundenstruktur erzielt wird. Soweit die Betroffene beispielhaft auf meteorologische Einzelereignisse abstellt, hat sie bereits nicht ausgeführt, dass sich nicht die Prognosegenauigkeit verbessern lässt.
Eine Verbesserung der Prognosegenauigkeit ist daher auch deshalb nicht von vornherein sinnlos, weil möglicherweise in bestimmten Temperaturbereichen (Übergangszeit) Abweichungen von weniger als einem Grad Celsius zu relativ erheblichen Abweichungen von 15 % führen können (vgl. Statusbericht SLP, Anlage BG 2, 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 BG 2, 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 BG 2, S. 10). Letztlich geht es darum, die Differenz zwischen Soll- und Ist-Wert durch bestimmte Berechnungsparameter zu verringern.
Entgegen der Auffassung der Betroffenen nehmen die Abweichungen zwischen allokierter und tatsächlicher verbrauchter Gasmenge ohne die statistische Glättung im Rahmen der monatlichen Netzkontenabrechnung auch nicht zu. Die Ungenauigkeit einer Prognose bei Verkürzung des Betrachtungszeitraums von einer Monats- auf eine Tagesbetrachtung bleibt gleich, da die Tagesbetrachtung auch Ausgangspunkt der monatlichen Betrachtung ist. Es ergeben sich durch eine Monatsbetrachtung lediglich Saldierungseffekte, die gegenüber einer Tagesbetrachtung zu einer scheinbar besseren Prognosegüte führten.
(5) Ein Verstoß gegen den Netzkodex Gasbilanzierung kann die Betroffene auch nicht mit Erfolg mit einer asymmetrischen Zahlungsverpflichtung von Netzbetreibern und Marktgebietsverantwortlichen begründen.
Art. 11 Abs. 4 lit. a des Netzkodex Gasbilanzierung verlangt nicht zwangsweise die Ausweisung einer einheitlich definierten Leistungsvorgabe. Nach dieser Vorschrift beruht der Anreizmechanismus auf den Leistungen des Fernleitungsnetzbetreibers und sieht begrenzte Zahlungen an den Fernleitungsnetzbetreiber für eine höhere Leistung vor sowie begrenzte Zahlungen des Fernleitungsnetzbetreibers bei einer geringeren Leistung, die anhand von vorab festgelegten Leistungszielen gemessen wird, zu denen u. a. Vorgaben zu Kostenzielen gehören können.
Der vom Verordnungsgeber verwendete Begriff der „höheren Leistung“ definiert die Einspeisung von einer gegenüber dem tatsächlichen Verbrauch zu hohen Menge (Mehrmenge) in das Netz der Fernleitungsnetzbetreiber, der Begriff der „geringeren Leistung“ die Einspeisung einer gegenüber dem tatsächlichen Verbrauch zu geringen Menge (Mindermenge). Die Norm ermöglicht damit ausdrücklich die Festlegung von mehreren Leistungszielen und beinhaltet sowohl den Empfang als auch die Zahlung für eine entsprechende Über- bzw. Unterschreitung anhand vorher bestimmter Zielgrößen. Dass diese Zielgrößen in gleicher Höhe zu bestimmen sind, geht aus der Norm gerade nicht hervor.
Der von der Bundesnetzagentur in Tenorziffer 8 der angegriffenen Festlegung festgelegte Rahmen für einen SLP-Anreizmechanismus erfüllt sämtliche inhaltlichen Erfordernisse dieser Regelung. Der Begriff der Leistung ist an den Leistungen des Fernleitungsnetzbetreibers orientiert. Dieser nimmt bei SLP-Allokation immer Fehlmengen der einzelnen Verteilernetzbetreiber in Form von Mehr- oder Mindermengen entgegen. Da ein Anreizsystem die Reduktion dieser unterschiedlichen Fehlmengen zum Ziel hat und aus den Regelungen des Netzkodex Gasbilanzierung nicht hervor geht, dass Abweichungen in ihrer Höhe gleich zu bewerten sind, ist es vielmehr sachgerecht, unterschiedliche Zielgrößen für Mehr- und Mindermengenabweichungen zu bestimmen. Denn nur so werden die Verteilernetzbetreiber angereizt, Unterspeisungen zu minimieren und damit den Einsatz von Regelenergie zu verringern. Ein Gleichlauf der Schwellenwerte würde diesem Ziel nicht gerecht werden, da so keine finanziellen Anreize bestünden, Mindermengenabweichungen zu vermeiden.
Zutreffend ist damit, dass es beim SLP-Anreizsystem grundsätzlich zu Vorfinanzierungskosten bei den Verteilernetzbetreibern kommen kann. Die Vermeidung von derartigen Kosten stellt aber gerade den Anreiz für den Netzbetreiber dar, eine möglichst genaue SLP-Prognose zu erstellen, um derartige Abschlagszahlungen an den Marktgebietsverantwortlichen zu vermeiden. Die Höhe derartiger Vorfinanzierungskosten spiegelt zudem letztlich indirekt, da die Abschlagszahlungen in voller Höhe mit der Mehr- und Mindermengenabrechnung zu verrechnen sind, den mengenmäßigen Umfang der zu bewertenden Fehlleistung wieder, ist also sachgerecht.
Die Marktgebietsverantwortlichen haben in Bezug auf den Vorschlag der Marktbeteiligten schließlich darauf hingewiesen, dass es selbst bei einem sehr niedrigen Grenzwert von 3 % und einer entsprechenden Deckelung der Zahlungen ihrer Einschätzung nach im Saldo zu mehr Auszahlungen als Einzahlungen an Verteilernetzbetreiber kommen könne.
Die Aussage, es sei eine „finanzielle Einbahnstraße“ für die Verteilernetzbetreiber zu erwarten, trifft nach alledem nicht zu. Durch den temporären Mittelzufluss bei Überschreitungen sind vielmehr auch kurzfristig Finanzmittel zu erwarten, die im derzeitigen System nicht vorgesehen sind.
(6) Das geplante Anreizmodell berücksichtigt auch bewährte nationale Bilanzierungspraktiken. Wie die Bundesnetzagentur zutreffend ausführt, stellt die Berücksichtigung bewährter nationaler Bilanzierungspraktiken keine Vorgabe des Netzkodex Gasbilanzierung dar. Ziffer 11 der Präambel ist lediglich eine Sollvorschrift, die zudem nicht auf die „bewährten Bilanzierungspraktiken“, sondern auf „die bewährten Praktiken und Bemühungen zur Harmonisierung der Prozesse für die Durchführung dieser Verordnung“ abstellt.
Ein Verstoß gegen bewährte Bilanzierungspraktiken liegt indes auch nicht vor. Bereits die gegenwärtige Netzkontensystematik stellt sämtliche Ein- und Ausspeisungen eines Netzbetreibers tagesscharf gegenüber. Da mit Ausnahme der am Vortag abgegebenen SLP-Prognose die Mengenangaben aller Ein- und Ausspeisungen eines Netzbetreibers auf gemessenen Verbrauchswerten beruhen, kann durch Subtraktion dieser gemessenen Ausspeisungen von den gemessenen Einspeisungen der tatsächlich eingetretene Verbrauch von SLP-Entnahmestellen eines Gasverteilernetzes täglich bestimmt werden. Durch einen Vergleich der Mengenangabe der am Vortag abgegebenen Allokation mit dem errechneten, tatsächlich an dem Liefertag eingetretenen Verbrauch („Restlast“), lässt sich die jeweilige Prognosegüte der SLP-Allokation und damit die Güte des Standardlastprofilverfahrens eines Ausspeisenetzbetreibers hinreichend genau bestimmen. Eine Monatsbetrachtung stellt nur das Ergebnis der einzelnen Tagessalden dar. Somit unterscheidet sich die Funktionsweise des täglichen Anreizsystems grundsätzlich nicht von einem monatlichen Anreizsystem.
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. Bereits in der Vergangenheit hat sich das Netzkonto zu einem Instrument der Qualitätskontrolle entwickelt, indem es die Möglichkeit eröffnet, Fehlentwicklungen bei Standardlastprofilverfahren systematisch feststellen zu können. 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 01.04.2011, S. 10). Es setzt auf dem bisherigen Entwicklungsstand und den bisher geltenden Regeln auf. Dass ein Anreizmodell zur Beseitigung der Schiefstände bei den Netzkonten sinnvoll sein könnte, hat der BDEW bereits 2010 geltend gemacht (Stellungnahme BDEW vom 12.03.2010, Maßnahmen zur Behebung von systematischen Schieflagen im RAM-System, S. 2; vgl. auch Mitteilung Nr. 4 der Bundesnetzagentur vom 24.03.2010, und GABI-Gas Bericht 2011, S. 167).
Unzutreffend ist, dass die Bundesnetzagentur im Rahmen des Festlegungsverfahrens zur GaBi Gas 1.0 eine tägliche Netzkonten-Abrechnung angedacht, diese aber wieder verworfen habe. Folglich liegt auch keine Abkehr vom eigenen Ergebnis und damit eine Nicht-Berücksichtigung bewährter Bilanzierungspraktiken vor.
(7) Der Einwand der Betroffenen, die angegriffene Tenorziffer leiste keinen Beitrag zum Entstehen von bzw. zur Verbesserung der Liquidität auf dem Markt gemäß Ziffer 2 der Präambel und Art. 11 Abs. 1 des Netzkodex Gasbilanzierung, ist unzutreffend. Wie bereits ausgeführt, lässt sich durch die Umstellung der monatlichen Netzkontenabrechnung auf eine tägliche eine Verbesserung der Prognosegüte erreichen. Das Optimierungspotenzial der Verteilernetzbetreiber ist auch nicht ausgeschöpft. Auf die zuvor gemachten Ausführungen wird Bezug genommen.
Dass die tägliche Netzkontenabrechnung bei Unterspeisungen und damit zu leistenden Zahlungen der Netzbetreiber an die Marktgebietsverantwortlichen zu einem Verlust finanzieller Mittel führen kann, mag zutreffen und ist gewollt. Die Vermeidung eines solchen finanziellen Verlusts setzt gerade den Anreiz für den Netzbetreiber, eine möglichst genaue SLP-Prognose zu erstellen
Schließlich hat eine Auswertung der der Bundesnetzagentur für den Zeitraum Oktober 2012 bis September 2015 vorliegenden Netzkonten ergeben, dass das Netzkonto der Betroffenen in der Vergangenheit auch bei täglicher Betrachtung nicht abgerechnet worden wäre. Die Betroffene wäre vielmehr besser gestellt worden, da ihr vorübergehende Zahlungen des Marktgebietsverantwortlichen zu Gute gekommen wären. Ein Verlust von Liquidität im engeren Sinne durch Mittelabflüsse und Zinsnachteile ist nach alledem nicht gegeben.
(8) Tenorziffer 8 der streitgegenständlichen Festlegung verletzt auch nicht Ziffer 4 der Präambel des Netzkodex Gasbilanzierung. Insbesondere stellt die vorläufige Netzkontenabrechnung nicht, wie von der Betroffenen behauptet, eine finanzielle Einbahnstraße und damit eine Pönale für die Verteilernetzbetreiber dar. Denn anders noch als die Festlegung GaBi Gas 1.0 sieht der Netzkodex 2.0 Zahlungen in beide Richtungen vor. Unter Berücksichtigung der nunmehr vorliegenden Zahlen ist die Betroffene, wie bereits ausgeführt, sogar bessergestellt.
(9) Die tägliche Netzkontenabrechnung gemäß Tenorziffer 8 lit. a) bis e) verletzt auch nicht den europarechtlichen Grundsatz der Diskriminierungsfreiheit.
Unterschiedliche Schwellenwerte für Verteilernetzbetreiber und Marktgebietsverantwortliche begründen keinen Verstoß gegen den Grundsatz der Diskriminierungsfreiheit. Ein solcher kann nur dann gegeben sein, wenn gleiche Sachverhalte ohne Rechtfertigung unterschiedlich behandelt werden. Hieran fehlt es bereits, da keine gleichen Sachverhalte zugrunde liegen. Die Ausspeisenetzbetreiber können, anders als die Marktgebietsverantwortlichen, selbst eine genaue SLP-Prognose erstellen und die Marktgebietsverantwortlichen sind von unzutreffenden Prognosen, auf die sie keinen Einfluss haben, durch den erforderlichen Einsatz von Regelenergie betroffen.
Schließlich liegt auch ein sachlicher Grund für die Ungleichbehandlung vor. Nur durch die Festlegung unterschiedlich hoher Schwellenwerte für Unterspeisungen und Überspeisungen wird das Ziel erreicht, Anreize zur Vermeidung von Mindermengen und damit auch zur Reduzierung des Einsatzes von Regelenergie zu setzen. Auf die zuvor gemachten Ausführungen wird Bezug genommen.
Kleinere Netzbetreiber werden durch die Regelung auch nicht diskriminiert. Der Verteilernetzbetreiber weiß generell unterjährig unabhängig von seiner Kundenstruktur nicht, ob sich der Verbrauch der Entnahmestelle zukünftig ändern wird. Diese Erkenntnis hat er erst mit Ablesung der Verbrauchswerte und kann dann durch eine künftige Anpassung des Kundenwertes bei den Allokationen reagieren. Diese Möglichkeit gilt für alle Verteilernetzbetreiber gleich. Auch eine unterjährige Änderung des Verbrauchsverhaltens an Entnahmestellen erfolgt zudem nie lediglich in eine Richtung, so dass mit einem statistischen Mengenausgleich zu rechnen ist. Zudem begrenzt § 24 Absatz 1 GasNZV die Anwendung von Standardlastprofilen für Verteilernetzbetreiber auf eine maximale stündliche Ausspeiseleistung von 500 Kilowattstunden pro Stunde und bis zu einer maximalen jährlichen Entnahme von 1,5 Millionen Kilowattstunden. Große Netzbetreiber mit einer darüber hinausgehenden Ausspeiseleistung können das Standardlastprofil daher bereits nicht anwenden.
(10) Auch der europarechtliche Grundsatz der Verhältnismäßigkeit ist gewahrt. Wie bereits ausgeführt, ist die Einführung der untertägigen Netzkontenabrechnung geeignet und auch erforderlich, um die Netzintegrität und Netzstabilität, etwa durch Vermeidung von Fehlmengen infolge genauerer Prognosewerte, zu erreichen. Es ist bereits nicht zutreffend, dass es ständig zu Vorauszahlungen und damit zu einem Verlust der Liquidität der Verteilernetzbetreiber kommt. Sollten die Netzbetreiber Vorauszahlungen aufgrund der Überschreitung des Schwellenwertes von 35 % und der 6 Karenztage leisten müssen, wäre eine solche Leistung zur Erreichung des mit der Festlegung verfolgten Ziels – das Regelenergieaufkommen zu reduzieren – auch angemessen. Gleiches gilt für aufgrund der Vorauszahlungen möglicherweise entstehende Zinsverluste.
Zu berücksichtigen ist, dass eine Abrechnung der Betroffenen nach den bisherigen Berechnungen bereits nicht erfolgen wird. Eine gewisse Bindung von Liquidität ist zur Herbeiführung von Anreizen zudem geeignet, erforderlich und angemessen.
(11) Die im Tenor zu Ziffer 8 vorgesehene tagesscharfe Netzkontenabrechnung verletzt die Betroffene auch nicht in ihren Grundrechten aus Art. 16 und Art. 17 Abs. 1 der EU Grundrechtecharta.
Es kann angenommen werden, dass der Anwendungsbereich der EU-Grundrechtecharta eröffnet ist und die Bestimmungen der Festlegungen somit an der Charta der Grundrechte der Europäischen Union zu messen sind. Nach der ständigen Rechtsprechung des Gerichtshofs der Europäischen Union sind die in der Unionsrechtsordnung garantierten Grundrechte in allen unionsrechtlich geregelten Fallgestaltungen anzuwenden (vgl. EuGH, Urteil vom 26. Februar 2013 - C-617/10, NJW 2013, 1415 Rn. 19 mwN - Åkerberg Fransson; Urteil vom 30. April 2014 - C-390/12, EuZW 2014, 597 Rn. 33 - Pfleger ua; BGH, Beschluss vom 26.01.2016, EnVR 51/14, Rn. 20 (juris)). Dies betrifft insbesondere Fallgestaltungen, in denen Mitgliedstaaten das Gemeinschaftsrecht, vor allem Verordnungen und Richtlinien, umsetzen oder durch allgemeine Rechtsakte oder Einzelakte durchführen (vgl. EuGH, Urteil vom 13. Juli 1989 - 5/88, Slg. 1989, 2609 Rn. 17 ff. – Wachauf; BGH, Beschluss vom 26.01.2016, EnVR 51/14, Rn. 20 (juris)). Diese Voraussetzungen dürften im Streitfall zutreffen. Die Bundesnetzagentur hat mit dem Erlass der streitgegenständlichen Festlegung im Bereich der Bilanzierung von Gasmengen die Verordnung EU Nr. 312/2014 der Kommission zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen umgesetzt. Zudem ergibt sich aus § 1 Abs. 3 EnWG, dass Zweck des Gesetzes die Umsetzung und Durchführung des Europäischen Gemeinschaftsrechts auf dem Gebiet der leitungsgebundenen Energieversorgung ist.
Entgegen der mit der Beschwerde vorgebrachten Argumentation verstoßen die angegriffenen Regelungen der streitgegenständlichen Festlegung nicht gegen das Grundrecht auf unternehmerische Freiheit nach Art. 16 und das Eigentumsrecht nach Art. 17 der Charta.
Zwar können die Schutzbereiche dieser Grundrechte als berührt unterstellt werden. Nach der Rechtsprechung des Unionsgerichtshofes können aber weder das Eigentumsrecht noch die unternehmerische Freiheit uneingeschränkte Geltung beanspruchen, sondern müssen im Hinblick auf ihre gesellschaftliche Funktion gesehen werden (vgl. nur EuGH, Urteil vom 13. Dezember 1994 - C-306/93, Slg. 1994, I-5555 Rn. 22 = EuZW 1995, 109 - SMW Winzersekt). Nach dieser nunmehr in Art. 52 Abs. 1 der EU-Grundrechtecharta normierten Rechtsprechung können die Ausübung des Eigentumsrechts sowie der unternehmerischen Freiheit Beschränkungen unterworfen werden, sofern diese Beschränkungen dem Gemeinwohl dienenden Zielen der Gemeinschaft entsprechen und nicht einen im Hinblick auf den verfolgten Zweck unverhältnismäßigen, nicht tragbaren, den Wesensgehalt der Rechte antastenden Eingriff darstellen (vgl. EuGH, Slg. 1994, I-5555 Rn. 22 = EuZW 1995, 109 - SMW Winzersekt). Nach Art. 52 Abs. 1 der Charta setzt die Zulässigkeit einer solchen Einschränkung voraus, dass sie gesetzlich vorgesehen ist und den Wesensgehalt dieser Freiheiten und Rechte achtet. Unter Wahrung des Grundsatzes der Verhältnismäßigkeit darf sie außerdem nur vorgenommen werden, wenn sie erforderlich ist und den von der Union anerkannten dem Gemeinwohl dienenden Zielsetzungen oder den Erfordernissen des Schutzes der Rechte und Freiheiten anderer tatsächlich entspricht (vgl. EuGH, EuZW 2014, 597 Rn. 58 - Pfleger u.a.). Dabei kommt den Gemeinschaftsorganen grundsätzlich ein weiter Ermessens- und Prognosespielraum zu (vgl. EuGH, Slg. 1994, I-5555 Rn. 21 = EuZW 1995, 109 - SMW Winzersekt).
Nach diesen Maßgaben ist der mit den Vorgaben zur Einführung einer täglichen Netzkontoabrechnung verbundende Eingriff in den Schutzbereich der unternehmerischen Freiheit und des Eigentumsrechts nach Art. 52 Abs. 1 der Charta gerechtfertigt. Wie sich aus den voranstehenden Ausführungen ergibt, besteht für den Wechsel des monatlichen Netzkontoabrechnungssystems in das tägliche Netzkontenabrechnungssystem eine gesetzliche Grundlage. Die Umstellung ist auch zur Erreichung des Ziels, Anreize für eine bessere Prognose und Allokationsgüte zu schaffen, geeignet und notwendig. Es kann nicht festgestellt werden, dass die Unternehmen für Unterspeisungen „bestraft“ werden sollen. Die angesetzten Schwellenwerte stellen lediglich einen angemessenen Anreiz für die Unternehmen dar, das Regelenergieaufkommen möglichst gering zu halten.
(12) Der von der Betroffenen gerügte Eingriff in den Schutzbereich von Art. 20 der EU-Grundrechtecharta liegt gleichfalls nicht vor.
Unterschiedliche Schwellenwerte für Verteilernetzbetreiber und Marktgebietsverantwortlicher begründen keinen Verstoß gegen Art. 20 der EU-Grundrechtecharta. Es werden nicht gleiche Sachverhalte ohne Rechtfertigung unterschiedlich behandelt. Ausspeisenetzbetreiber haben selbst in der Hand, genaue SLP-Prognosen zu erstellen, wohingegen die Marktgebietsverantwortlichen indes von schlechten Prognosen, auf die sie keinen Einfluss haben, durch den erforderlichen Einsatz von Regelenergie betroffen sind.
Schließlich wird das Ziel, Anreize zur Vermeidung von Mindermengen und damit auch dem Einsatz von Regelenergie nur dann erreicht, wenn unterschiedliche Schwellenwerte für Über- und Unterspeisungen angesetzt werden. Auf die zuvor gemachten Ausführungen wird Bezug genommen.
(13) Die Regelungen in Tenorziffern 8 a) bis e) der Festlegung achten auch fundamentale Grundsätze eines Anreizsystems. Insbesondere wird zu klaren, bestimmten und von den Betroffenen umsetzbaren Maßnahmen angereizt. Die Umstellung von der monatlichen auf die tägliche Netzkontenabrechnung stellt einen Beitrag zur Netzstabilität und Integrität durch Verbesserung der Prognosegüte dar und dient damit dem Ziel der Versorgungssicherheit. Sie veranlasst die Netzbetreiber dazu, ihre Netze möglichst ausgeglichen zu halten, führt so zu einer Reduzierung von Fehlmengen und damit zu einer preisgünstigen Energieversorgung der Verbraucher.
cc) Transparenzliste
Auch die in Tenorziffer 8 f geregelte Verpflichtung der Marktgebietsverantwortlichen, Verteilernetzbetreiber im Internet zu veröffentlichen, die eine überdurchschnittliche Abweichung von dem festgesetzten Schwellenwert aufweisen oder die den einschlägigen Prozessen zur Datenübermittlung nicht ausreichend nachkommen, verstößt nicht gegen den Netzkodex oder höherrangiges Recht, sondern hält sich im Rahmen der Ermächtigungsgrundlage.
(1) Ein Verstoß gegen den Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen sowie gegen den Geheimhaltungsgrundsatz ist nicht gegeben. Es werden keine konkreten Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse berührt, da nur der Unternehmensname und die Bilanzkreiskennung veröffentlicht werden.
Selbst eine Verletzung von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen unterstellt, erfolgt die Veröffentlichung nicht unbefugt. Wie bereits ausgeführt erlaubt § 50 Abs. 5 S. 1 GasNZV, mittels Festlegung Netzbetreiber zu verpflichten, über die Angaben in § 40 Gas NZV 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 des in Abschnitt 1 geregelten Bilanzierungsregimes. § 50 Abs. 5 S. 1 GasNZV ermächtigt hierbei dazu, den Netzbetreibern Veröffentlichungspflichten aufzuerlegen. Die Bundesnetzagentur geht hierbei im Rahmen 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 auch dem Ziel, den Wettbewerb im Gashandel transparenter zu gestalten und zu verbessern.
Bei dieser Entscheidung hat die Bundesnetzagentur auch die Interessen der Beteiligten abgewogen und das Informationsbedürfnis der Transportkunden als vorzugswürdig angesehen. Der Verteilernetzbetreiber hat es in der eigenen Hand, die Prognosegüte seiner SLP-Entnahmen derart zu verbessern, dass er die bewusst sehr hoch gewählten Grenzwerte einhalten kann.
(2) Da der Eingriff in die Grundrechte aus Art. 16 und 17 der EU-Grundrechtecharta aus den zuvor genannten Gründen jedenfalls gerechtfertigt ist, ist auch eine Verletzung von Grundrechten nicht erkennbar.
(3) Ein Verstoß gegen das europarechtliche Diskriminierungsverbot und gegen Art. 20 der EU-Grundrechtecharta liegt ebenfalls nicht vor. Die Betroffene wiederholt hier ihre Ausführungen zu Tenorziffer 8 lit. a) bis e), so dass hinsichtlich der Begründung auch auf die zu dieser Tenorziffer gemachten Ausführungen verwiesen werden kann.
cc) Da die Regelungen in Tenorziffer 8 rechtmäßig sind, kann die Betroffene auch nicht mit Erfolg die Aufhebung der Tenorziffer 11 verlangen, soweit diese die Adressaten zur Umsetzung der Regelungen in Tenorziffer 8 verpflichtet.
2. Der Feststellungsantrag (Hauptantrag zu II) ist ebenfalls unbegründet. Es kann dahin stehen, ob ein nationaler Rechtsakt, der gegen eine unmittelbar verbindliche EU-Verordnung verstößt, tatsächlich nicht vollziehbar ist. Der auf Feststellung der Nichtvollziehbarkeit der streitgegenständlichen Festlegung gerichtete Hauptantrag zu II) ist jedenfalls deshalb nicht begründet, da die Festlegung rechtmäßig erlassen worden ist.
3. Schließlich besteht entgegen der Auffassung der Betroffenen in ihrem ersten Hilfsantrag auch keine Pflicht zur Vorlage an den EuGH.
Gemäß Art. § 267 Abs. 3 AEUV ist erst das nationale Gericht, dessen Entscheidungen nicht mehr mit Rechtsmitteln des innerstaatlichen Rechts angefochten werden können, zur Vorlage an den EuGH verpflichtet. Dies gilt auch dann, wenn das oberste nationale Gericht die Rechtsmittel nur nach vorheriger Zulassungserklärung in der Sache prüft (vgl. EuGH, Urteil v. 04.11.1999, C-337/95, Slg. 1997, I-6013). Gegen die Entscheidung des erkennenden Senats ist die Rechtsbeschwerde zum Bundesgerichtshof möglich, so dass eine Verpflichtung zur Vorlage an den EuGH demgemäß ausscheidet.
Die Betroffene geht fehl in der Annahme, dass im Streitfall eine Ausnahme dieses Grundsatzes vorliegt, weil eine Vorlageverpflichtung auch der unteren Instanzen dann besteht, wenn es um die Gültigkeit nationaler Maßnahmen geht, die zur Durchführung bzw. Umsetzung einer Verordnung im Rahmen eines einheitlichen unionsrechtlichen Systems zur besseren wirtschaftlichen Koordinierung und Harmonisierung innerhalb der EU ergehen. Eine solche generelle Vorlagepflicht besteht nicht.
Sie ergibt sich insbesondere nicht aus der Entscheidung des EuGH vom 04.06.2002, C-6/99, Slg. I-2000, 1651. Soweit dort (Rdn. 54 f.) ausgeführt wird, dass in einem Fall, in dem die verwaltungsmäßige Durchführung einer Gemeinschaftsentscheidung nationalen Behörden obliegt, allein der EuGH befugt ist, die Ungültigkeit einer Gemeinschaftshandlung festzustellen und das nationale Gericht verpflichtet ist, den EuGH im Wege des Vorabentscheidungsersuchen anzurufen, wenn es der Auffassung ist, dass die Gemeinschaftsentscheidung ungültig ist, bezieht sich diese Vorgabe auf den Fall, dass ein nationales Gericht der Auffassung ist, dass die unionsrechtliche Entscheidung ungültig und deswegen auf nationaler Ebene nicht umzusetzen ist. In dem vom EuGH entschiedenen Fall hatte das nationale Gericht Unregelmäßigkeiten bei der Durchführung eines unionsrechtlich vorgesehenen Prüfungsverfahrens festgestellt und war zu dem Ergebnis gekommen, dass diese Unregelmäßigkeiten die Wirksamkeit des umzusetzenden Beschlusses der Kommission beeinträchtigten. Der EuGH hat für diese Sachverhaltskonstellation sicherstellen wollen, dass die Entscheidung über die Umsetzung oder Durchführung einer gemeinschaftsrechtlichen Entscheidung nicht auf innerstaatlicher Ebene verhindert wird, weil das angerufene Gericht diese Entscheidung für ungültig hält, sondern dass die Frage, ob die unionsrechtliche Vorgabe tatsächlich ungültig ist, im Wege des Vorabentscheidungsersuchens geklärt wird. Im Streitfall liegt eine damit nicht vergleichbare Situation vor; die Betroffene wendet sich nicht gegen die Umsetzung einer konkreten unionsrechtlichen Entscheidung, sondern macht geltend, dass die Festlegung mit unionsrechtlichen Vorgaben kollidiert. Die zitierte Entscheidung stützt damit die Auffassung der Betroffenen nicht.
Aus dem gleichen Grund kann eine Vorlagepflicht auch nicht mit Erfolg auf die Entscheidung des EuGH vom 22.10.1987, C-314/85, Slg. 1987, 4199 gestützt werden. Unter Rn. 14 ff führt der EuGH aus: „Die nationalen Gerichte, deren Entscheidungen selbst noch mit Rechtsmitteln des innerstaatlichen Rechts angefochten werden können, können die Gültigkeit einer Gemeinschaftshandlung prüfen und, wenn sie die Gründe, die von den Parteien vor ihnen für die Ungültigkeit vorgebracht werden, für nicht zutreffend halten, diese Gründe mit der Feststellung zurückweisen, dass die Handlung in vollem Umfang gültig ist. Dagegen sind die nationalen Gerichte, unabhängig davon, ob ihre Entscheidungen selbst noch mit Rechtsmitteln des innerstaatlichen Rechts angefochten werden können, nicht befugt, selbst Handlungen der Gemeinschaftsorgane für ungültig zu erklären.“ Es geht damit auch hier um die Frage, ob eine unionsrechtliche Handlung ungültig ist. Vorliegend steht aber die Frage der Gültigkeit einer nationalen Handlung im Hinblick auf unionsrechtliche Vorgaben in Streit, nicht die Gültigkeit einer Gemeinschaftshandlung.
4. Eine Vorlagepflicht entsprechend des 2. Hilfsantrags besteht bereits deshalb nicht, weil der Senat von der Grundrechtsfähigkeit der Betroffenen ausgeht.
C.
1. Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 2 EnWG.
2. 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).
D.
Der Senat hat die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof gegen diese Entscheidung zugelassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung im Sinne des § 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 S. 2, 80 S. 2 EnWG).

Zitierte Normen: §§ 75 Abs. 1, 78 Abs. 1, 3, 83 Abs. 2 S. 1 EnWG
§§ 30, 31, 65 EnWG
§§ 546, 547 ZPO
§§ 88 Abs. 4 S. 2, 80 S. 2 EnWG
§ 24 VwVfG
§ 37 VwVfG
§ 30 VwVfG
§ 40 GasNZV
§ 24 GasNZV
§ 3 ZPO
§ 24 Abs. 1 GasNZV
§ 24 Abs. 3 GasNZV
§ 1 Abs. 3 EnWG
§ 45 Abs. 1 Nr. 2 und Abs. 2 VwVfG
§ 50 Abs. 5 S. 1 und Abs. 1 GasNZV
§ 29 Abs. 1 EnWG
§ 42 Abs. 1 VwGO
§ 42 Abs. 1 VwGO
§ 50 Abs. 1 S. 1 Nr. 9 GasNZV
§ 50 Abs. 5 S. 1 GasNZV
§ 73 Abs. 1 S. 1 EnWG
§ 73 S. 1 EnWG
§ 39 Abs. 1 Satz 2 VwVfG
§ 20 Abs. 1b S. 7 EnWG
§ 21 Abs. 1b EnWG
§ 24 Absatz 1 GasNZV
§ 267 Abs. 3 AEUV
§ 90 Satz 2 EnWG
§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG
§ 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG
Art. 288 Abs. 2 AEUV
Art. 20 Abs. 3 GG
Art. 267 Abs. 1 und 2 AEUV

Zitierte Entscheidungen: NJW 2013, 1415
3 Kart 39/11