elcom · 212-00413-lLcavU · 2025-12-16 · de
212-00413 BKW und KWO gegen Swissgrid betreffend Kosten für Ausgleichsenergie
Elektrizitätsrecht


Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom
Christoffelgasse 5 , 3003 Bern
Tel. +41 58 462 58 33
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www.elcom.admin.ch
ElCom-D-4F023501/125
Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom
Referenz/Aktenzeichen: 212-00413
Bern, 16. Dezember 2025
V E R F Ü G U N G
der Eidgenössischen Elektrizitätskommission ElCom
Zusammensetzung:
Felix Vontobel (Vizepräsident), Madeleine Camprubi Hüser, Katia Delbiaggio,
Anne Gillardin, Jürg Rauchenstein, Andreas Stöckli
in Sachen:
1. BKW Energie AG, Viktoriaplatz 2, 3013 Bern
(Gesuchstellerin 1)
und
2. Kraftwerke Oberhasli AG, Grimselstrasse 19, 3862 Innertkirchen
(Gesuchstellerin 2)
beide vertreten durch Rechtsanwalt Dr. Matthias Kaufmann, LL.M., Swissle-
gal (Aarau), Jurastrasse 4, Postfach, 5001 Aarau
gegen:
Swissgrid AG, Bleichemattstrasse 31, 5001 Aarau
(Gesuchsgegnerin)

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betreffend
Verrechnung von Kosten für Ausgleichsenergie nach dem direkten Eingriff der
Swissgrid AG in den Kraftwerkseinsatz der Kraftwerke Oberhasli AG vom
22. August 2018

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Inhaltsverzeichnis
I
Sachverhalt ....................................................................................................................................4
II
Erwägungen ...................................................................................................................................7
1
Anwendbares Recht ...........................................................................................................7
2
Zuständigkeit ......................................................................................................................7
3
Parteien und rechtliches Gehör ..........................................................................................8
3.1
Parteien ..............................................................................................................................8
3.2
Rechtliches Gehör ..............................................................................................................8
4
Vorbringen der Parteien .....................................................................................................9
4.1
Gesuchstellerinnen .............................................................................................................9
4.2
Gesuchsgegnerin ............................................................................................................ 11
5
Massnahmen der Gesuchsgegnerin bei Gefährdung des stabilen Netzbetriebes
aufgrund eines Netzengpasses ....................................................................................... 12
5.1
Rechtliche Grundlagen .................................................................................................... 12
5.2
Umsetzung in der Praxis ................................................................................................. 13
6
Zulässigkeit des direkten Eingriffs der Gesuchsgegnerin in den Kraftwerkseinsatz der
Gesuchstellerin 2 am 22. August 2018 ........................................................................... 14
7
Kostentragung ................................................................................................................. 21
7.1
Fragestellung ................................................................................................................... 21
7.2
Zulässigkeit der Verrechnung von Ausgleichsenergie .................................................... 22
7.3
Weiteres zur Kostentragung bei Massnahmen zur Gewährleistung des sicheren
Netzbetriebes .................................................................................................................. 31
8
Fazit ................................................................................................................................. 33
9
Gebühren ........................................................................................................................ 33
10
Parteientschädigung........................................................................................................ 33
III
Entscheid .................................................................................................................................... 34
IV
Rechtsmittelbelehrung .............................................................................................................. 35

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I
Sachverhalt
A.
1
Die Kraftwerke Oberhasli AG (KWO; Gesuchstellerin 2) betreibt im Grimselgebiet einen Kraft-
werkskomplex. Sie speist ihre Energie physikalisch in die Unterwerke Grimsel, Handeck und In-
nertkirchen bzw. die Leitungen Peccia, Mörel, Bickigen 1 und 2, Giswil und Mettlen ein, die zum
schweizerischen Übertragungsnetz gehören. Die Energie der Gesuchstellerin 2 wird energiewirt-
schaftlich der Bilanzgruppe der BKW Energie AG (BKW; Gesuchstellerin 1) zugeordnet, wo sie in
einer Subbilanzgruppe verbucht wird (act. 3).
2
Das schweizerische Übertragungsnetz wird von der Swissgrid AG (Gesuchsgegnerin) als eine
Regel- und Bilanzzone geführt. Für Abweichungen zwischen den einer Bilanzgruppe zugeordne-
ten ein- und ausgespeisten Energiemengen verrechnet sie Ausgleichsenergie.
3
Die Gesuchsgegnerin hat gemäss Darstellung der Gesuchstellerinnen im Zeitraum Mai bis Mitte
Oktober 2018 115 D-1-Warnungen für die Netzknoten Innertkirchen, Grimsel und Handeck abge-
geben (act. 3).
4
Am 20. August 2018 publizierte die Gesuchsgegnerin eine D-2-Warnung für die Netzknoten In-
nertkirchen, Grimsel und Handeck für den 22. August 2018, welche für die Gesuchstellerin 2 im
Zeitraum von 13.00–24.00 Uhr eine maximale Einspeisung von 690 MW vorsah. Gleichwohl
reichte die Gesuchstellerin 1 am 21. August 2018 einen Fahrplan ein, der für den fraglichen Zeit-
raum eine Einspeisung von maximal 963 MW vorsah. Gleichentags sandte die Gesuchsgegnerin
den Gesuchstellerinnen eine D-1-Warnung für den 22. August 2018 mit einer maximalen Einspei-
sung der KWO von 690 MW für den Zeitraum von 13.00–23.59 Uhr (act. 3).
5
Am 22. August 2018 wies die Gesuchsgegnerin die Gesuchstellerin 1 um 15.02 Uhr telefonisch
darauf hin, dass die Gesuchstellerin 2 gemäss Fahrplan ab 17.00 Uhr über der Limite von 730 MW
einspeist und rief die erfolgte Engpasswarnung in Erinnerung (act. 3).
6
Die Gesuchstellerin 1 versuchte daraufhin, die nach einer Leistungsreduktion fehlende Energie
am Markt zu beschaffen. Um 17.19 Uhr musste die Gesuchstellerin 2 ihr Fahrprogramm um
41 MW reduzieren. Um 17.50 Uhr wies die Gesuchsgegnerin die Gesuchstellerin 2 an, die Ein-
speisung ab 18.00 Uhr von 945 MW auf 750 MW zu reduzieren. Anschliessend informierte die
Gesuchsgegnerin die Gesuchstellerin 1 über diese Anordnung. Gemäss Gesuchstellerinnen stan-
den keine Ersatzproduktionskapazitäten zur Verfügung und eine entsprechende Kompensation
war aufgrund operativer Einschränkungen, insbesondere im grenzüberschreitenden Handelsge-
schäft, nicht möglich. Die führte dazu, dass die Bilanzgruppe der Gesuchstellerin 1 unausgegli-
chen war (act. 3).
7
Die Gesuchsgegnerin stellte der Gesuchstellerin 1 daraufhin Rechnung für Ausgleichsenergie in
der Höhe von […] Euro (act. 3).
B.
8
Mit Eingabe vom 11. September 2019 stellten die Gesuchstellerinnen bei der Eidgenössischen
Elektrizitätskommission ElCom ein Gesuch um Erlass einer Feststellungsverfügung und machten
insbesondere geltend, die Kosten der Ausgleichsenergie zur Deckung der durch den Eingriff der
Gesuchsgegnerin in den Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2 verursachten Unterdeckung in
der Bilanzgruppe der Gesuchstellerin 1 sei zu Unrecht in Rechnung gestellt und dem Kontokorrent
der Gesuchstellerin 1 belastet worden.



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Die ElCom trat aufgrund – zumindest teilweise – mangelnder Zuständigkeit sowie mangels Vor-
liegens eines Feststellungsinteresses mit Verfügung vom 21. November 2019 nicht auf das Ge-
such der Gesuchstellerinnen ein (Verfügung 212-00381 der ElCom vom 21.11.2019; www.el-
com.admin.ch > Publikationen und Veranstaltungen > Verfügungen > 2019).
10
Mit Eingabe vom 16. März 2020 haben die Gesuchstellerinnen Klage beim Handelsgericht des
Kantons Aargau eingereicht. Mit Zwischenentscheid vom 9. April 2021 hielt das Handelsgericht
fest, dass es zu einer Spaltung der Zuständigkeit für die einzelnen Klagebegehren komme (Urteil
des Bundesgerichtes 4A_275/2021 und 4A_283/2021 vom 11. Januar 2022 zum Sacherhalt). Ge-
gen diesen Entscheid haben alle Parteien Beschwerde in Zivilsachen beim Bundesgericht erho-
ben.
11
Das Bundesgericht kam mit Urteil 4A_275/2021 und 4A_283/2021 vom 11. Januar 2022 zum
Schluss, dass es sich vorliegend um ein öffentlich-rechtliches Vertragsverhältnis handelt, welches
dem Verwaltungsverfahren unterliegt (E. 5.2.4).
C.
12
Mit Eingabe vom 21. Dezember 2022 reichten die Gesuchstellerinnen bei der ElCom ein Gesuch
betreffend rechtswidrige Verrechnung von Kosten für Ausgleichsenergie nach Eingriff von Swiss-
grid in den Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2 am 22. August 2018 ein und stellten die fol-
genden Rechtsbegehren (act. 1):
«1. Die Gesuchsgegnerin sei zu verpflichten, das Ausgleichsenergiekonto der Bilanzgruppe der
Gesuchstellerin 1 (Energy Identification Code 12XBKW-HANDEL-X) bei der Gesuchsgegnerin
für den Zeitraum 22. August 2018 von 18.00 Uhr bis 20.00 Uhr im Umfang von 327,75 MWh zu
korrigieren bzw. auszugleichen.
2. Die Gesuchsgegnerin sei zu verpflichten, der Gesuchstellerin 1 […] Euro zu bezahlen, zuzüg-
lich 5% Zins seit dem 26. Oktober 2018.
3. In der Betreibung […] des Regionalen Betreibungsamts Buchs sei der Rechtsvorschlag der
Gesuchsgegnerin vom 16. März 2022 im Umfang des Betrags in Schweizerfranken, welcher
dem Wert von […] Euro zum Wechselkurs Euro : Schweizerfranken am Tag des Entscheids im
vorliegenden Verfahren entspricht, zu beseitigen.
4. Eventualiter zu Ziffer 2 und 3:
4.1 Die Gesuchsgegnerin sei zu verpflichten, der Gesuchstellerin 2 […] Euro zu bezahlen, zu-
züglich 5% Zins seit dem 26. Oktober 2018.
4.2 In der Betreibung […] des Regionalen Betreibungsamts Buchs sei der Rechtsvorschlag der
Gesuchsgegnerin vom 26. April 2022 im Umfang des Betrags in Schweizerfranken, welcher dem
Wert von […] Euro zum Wechselkurs Euro : Schweizerfranken am Tag des Entscheids im vor-
liegenden Verfahren entspricht, zu beseitigen.
5. Unter Kosten- und Entschädigungsfolge zulasten der Gesuchsgegnerin.»
13
Da die Beilagen im Umfang von ca. 250 Seiten nicht nummeriert waren, hat das Fachsekretariat
der ElCom (FS ElCom) die Gesuchstellerinnen gebeten, dies nachzuholen. Mit Eingabe vom 25.
Januar 2023 haben die Gesuchstellerinnen das Gesuch vom 21. Dezember 2022 mit nummerier-
ten Beilagen eingereicht (act. 3).



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14
Mit Schreiben vom 1. Februar 2023 eröffnete das FS ElCom ein Verfahren nach dem Bundesge-
setz über das Verwaltungsverfahren vom 20. Dezember 1968 (VwVG; SR 172.021) und setzte
der Gesuchsgegnerin eine Frist zur Stellungnahme an (act. 7).
15
Mit Schreiben vom 3. April 2023 reichte die Gesuchsgegnerin innert erstreckter Frist eine Stel-
lungnahme ein und stellte die folgenden Anträge (act. 10):
«1. Das Gesuch sei vollumfänglich abzuweisen.
2. Unter gesetzlichen Kosten- und Entschädigungsfolgen.»
16
Mit Schreiben vom 4. April 2023 stellte das FS ElCom den Gesuchstellerinnen ein Doppel der
Stellungnahme der Gesuchsgegnerin zu und setzte ihnen eine Frist für die Einreichung einer Rep-
lik an (act. 11).
17
Mit Eingabe vom 2. Juni 2023 reichten die Gesuchstellerinnen innert erstreckter Frist eine Replik
bei der ElCom ein (act. 19).
18
Mit Schreiben vom 6. Juni 2023 stellte das FS ElCom der Gesuchsgegnerin ein Doppel der Replik
zu und lud sie ein, eine Duplik einzureichen (act. 20).
19
Die Gesuchsgegnerin reichte die Duplik innert erstreckter Frist mit Schreiben vom 16. August
2023 bei der ElCom ein (act. 23).
20
Mit Eingabe vom 13. Oktober 2023 nahmen die Gesuchstellerinnen zur Duplik der Gesuchsgeg-
nerin Stellung (act. 26).
21
Zu dieser Stellungnahme reichte die Gesuchsgegnerin mit Schreiben vom 16. November 2023
Bemerkungen bei der ElCom ein (act. 28).
22
Mit Schreiben vom 8. Dezember 2023 nahmen die Gesuchstellerinnen zu den Bemerkungen der
Gesuchsgegnerin Stellung (act. 30). Das FS ElCom stellte die Stellungnahme der Gesuchstelle-
rinnen vom 8. Dezember 2023 der Gesuchsgegnerin mit Schreiben vom 12. Dezember zur Kennt-
nis zu (act. 31).
23
Auf Einzelheiten des Sachverhalts und der Eingaben der Parteien wird – soweit entscheidrelevant
– im Rahmen der Erwägungen eingegangen.





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II
Erwägungen
1
Anwendbares Recht
24
Vorbehältlich besonderer übergangsrechtlicher Regelungen sind in zeitlicher Hinsicht grundsätz-
lich diejenigen Rechtssätze massgeblich, die bei der Erfüllung des rechtlich zu ordnenden oder
zu Rechtsfolgen führenden Tatbestands Geltung haben (BGE 150 II 334 E. 4).
25
Vorliegend kommen keine Übergangsbestimmungen zur Anwendung. Die vorliegende Streitigkeit
betrifft den Zeitraum August bis Oktober 2018. In materieller Hinsicht sind daher die entsprechen-
den gesetzlichen Grundlagen, die zu jenem Zeitraum Geltung hatten, nämlich das Bundesgesetz
über die Stromversorgung vom 23. März 2007 (Stromversorgungsgesetz; StromVG; SR 734.7)
mit Stand am 15. Mai 2018 (nachfolgend StromVG; Stand am 15. Mai 2018) und die Stromversor-
gungsverordnung vom 14. März 2008 (StromVV; SR 734.71) mit Stand am 23. Mai 2018 (nach-
folgend StromVV; Stand am 23. Mai 2018) anzuwenden.
26
Der für die Bestimmung der Zuständigkeit massgebende Zeitpunkt ist die Rechtshängigkeit. Die
Zuständigkeit wird sodann anhand jener Normen beurteilt, die bei Eintritt der Rechtshängigkeit
des Verfahrens in Kraft sind (WIEDERKEHR RENÉ/MEYER CHRISTIAN/BÖHM ANNA, VwVG Kommen-
tar, Ausgabe 2022, Art. 7 Rz. 28).
27
Das vorliegende Gesuch wurde am 21. Dezember 2022 eingereicht. In Bezug auf die Zuständig-
keitsprüfung werden im Folgenden die einschlägigen Bestimmungen angewendet, die zu jenem
Zeitpunkt Geltung hatten, somit das StromVG mit Stand am 1. Juni 2021 (nachfolgend StromVG;
Stand am 1. Juni 2021) sowie die StromVV mit Stand am 1. Oktober 2022 (nachfolgend StromVV;
Stand am 1. Oktober 2022).
2
Zuständigkeit
28
Die Gesuchstellerinnen hatten mit Eingabe vom 16. März 2020 in der vorliegenden Sache bereits
Klage beim Handelsgericht des Kantons Aargau eingereicht. Dieses hielt mit Zwischenentscheid
vom 9. April 2021 fest, dass es zu einer Spaltung der Zuständigkeit für die einzelnen Klagebegeh-
ren komme. Gegen diesen Entscheid haben alle Parteien beim Bundesgericht Beschwerde in Zi-
vilsachen erhoben.
29
Das Bundesgericht kam mit Urteil 4A_275/2021 und 4A_283/2021 vom 11. Januar 2022 zum
Schluss, dass es sich vorliegend um ein öffentlich-rechtliches Vertragsverhältnis handelt, welches
dem Verwaltungsverfahren unterliegt (E. 5.2.4). Sowohl bei der Betriebsvereinbarung zwischen
der Gesuchstellerin 2 und der Gesuchsgegnerin wie auch beim Bilanzgruppenvertrag zwischen
der Gesuchstellerin 1 und der Gesuchsgegnerin handle es sich um öffentlich-rechtliche Verträge.
Entgegen dem Wortlaut des Artikels 5 Absatz 5 StromVV unterliege die Beurteilung von Streitig-
keiten aus diesen Vertragsverhältnissen nicht der Zivilgerichtsbarkeit (E. 4.2 f. sowie E. 5.2.3 f.).
30
Mit Inkrafttreten des Mantelerlasses wurde sodann Artikel 5 StromVV aufgehoben und inhaltlich
teilweise auf Gesetzesstufe gehoben, nicht jedoch Absatz 5, welcher für die Beurteilung von Ver-
einbarungen zwischen der Gesuchsgegnerin und Erzeugern, Netzbetreibern und übrigen Betei-
ligten betreffend Massnahmen zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit eine Zuständig-
keit von Zivilgerichten vorsah.



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Die Gesuchsgegnerin sorgt gemäss Artikel 20 Absatz 1 StromVG dauernd für einen diskriminie-
rungsfreien, zuverlässigen und leistungsfähigen Betrieb des Übertragungsnetzes als wesentliche
Grundlage für die sichere Versorgung in der Schweiz und ist gestützt auf Artikel 20 Absatz 2
Buchstabe c StromVG verpflichtet, bei Gefährdung des stabilen Netzbetriebes die notwendigen
Massnahmen anzuordnen. Die Kostentragungspflicht für Ausgleichsenergie ergibt sich ebenfalls
aus dem StromVG. Gemäss Artikel 15a Absatz 1 StromVG stellt die Gesuchsgegnerin den Bilanz-
gruppen die Kosten für Ausgleichsenergie individuell in Rechnung.
32
Gemäss Artikel 22 Absatz 1 StromVG überwacht die ElCom die Einhaltung des Gesetzes, trifft die
Entscheide und erlässt die Verfügungen, die für den Vollzug des Gesetzes und der Ausführungs-
bestimmungen notwendig sind. Im Rahmen ihrer Zuständigkeit nach StromVG kommt der ElCom
eine umfassende Kompetenz zu (Urteil des Bundesverwaltungsgerichtes A-3343/2013 vom
10. Dezember 2013 E. 1.1.2.2).
33
Daraus ergibt sich, dass die ElCom für die Beurteilung der vorliegenden Streitigkeit zuständig ist.
3
Parteien und rechtliches Gehör
3.1 Parteien
34
Als Parteien gelten nach Artikel 6 des Bundesgesetzes über das Verwaltungsverfahren vom
20. Dezember 1968 (VwVG; SR 172.021) Personen, deren Rechte oder Pflichten die Verfügung
berühren soll, und andere Personen, Organisationen oder Behörden, denen ein Rechtsmittel ge-
gen die Verfügung zusteht.
35
Die Gesuchstellerinnen 1 und 2 haben bei der ElCom ein Gesuch um Erlass einer Verfügung
eingereicht. Sie sind somit materielle Verfügungsadressatinnen. Ihnen kommt Parteistellung ge-
mäss Artikel 6 VwVG zu. Im vorliegenden Verfahren ist streitig, ob die Verrechnung von Kosten
für Ausgleichsenergie durch die Gesuchsgegnerin an die Gesuchstellerin 1 nach einem direkten
Eingriff in den Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2 zulässig war. Damit ist die Gesuchsgeg-
nerin vom Ausgang dieses Verfahrens in ihren Rechten und Pflichten unmittelbar betroffen. Auch
sie hat daher Parteistellung nach Artikel 6 VwVG.
3.2 Rechtliches Gehör
36
Den Parteien wurde im vorliegenden Verfahren Gelegenheit zur Stellungnahme zu den Eingaben
der Gegenpartei(en) gegeben. Die von den Parteien vorgebrachten Anträge und die diesen zu-
grundeliegenden Argumente werden bei der materiellen Beurteilung behandelt. Damit wird das
rechtliche Gehör der Parteien gewahrt (Art. 29 VwVG).




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4
Vorbringen der Parteien
4.1 Gesuchstellerinnen
37
Die Gesuchstellerinnen machen geltend, dass es in der Bilanzgruppe BKW am 22. August 2018
keine Unterdeckung in der Energiebilanz gegeben hätte, wenn sich die Gesuchsgegnerin im Zu-
sammenhang mit dem Netzengpass auf den fraglichen Leitungen an diesem Tag vertrags- und
gesetzeskonform verhalten hätte (act. 3 Rz. 35). Nach einem Kraftwerkseingriff zur Aufrechterhal-
tung der Netzsicherheit hätte die Gesuchsgegnerin gemäss klarem Wortlaut der Betriebsverein-
barung (Anhang 5 Ziff. 1.3) am Folgetag das Ausgleichsenergiekonto der betroffenen Bilanzgrup-
pen im Post-Scheduling-Verfahren um die gelieferte bzw. bezogene Redispatchenergie korrigie-
ren müssen. Dies sei auch im Betriebsführungshandbuch so vorgesehen (Griff 8 Ziff. 8.10.1 Abs.
4) (act. 3 Rz. 72).
38
Nach Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe d StromVG müsse die Handhabung von Netzengpässen
durch die Gesuchsgegnerin auf diskriminierungsfreie Weise erfolgen. Dies bedeute, dass die wirt-
schaftlichen Nachteile und Kosten eines Netzengpasses, der wie vorliegend nicht durch ein ein-
zelnes Kraftwerk oder eine einzelne Bilanzgruppe, sondern durch eine Vielzahl von externen Ein-
flussfaktoren verursacht worden sei, aufgrund des anwendbaren Gleichbehandlungs- und Verur-
sacherprinzips nicht einem einzelnen Kraftwerk bzw. einer einzelnen zufällig betroffenen Bilanz-
gruppe auferlegt werden dürfe. Vielmehr seien solche Nachteile den allgemeinen Netzkosten zu-
zuordnen (Art. 15 StromVV). Die Verrechnung der Kosten für Ausgleichsenergie sei stossend,
wenn für die Durchführung eines positiven Redispatchs nicht genügend freie Leistungsreserven
zur Verfügung stehen und daher Sekundär- und Tertiärregelleistung eingesetzt werden müsse.
Die Kraftwerksbetreiber und Bilanzgruppenverantwortlichen könnten diesen Umstand weder vor-
hersehen, geschweige denn beeinflussen, weshalb die Pönalisierung gegen das im Stromversor-
gungsrecht verankerte Verursacherprinzip verstosse (act. 3 Rz. 74).
39
Die Gesuchsgegnerin sei gemäss Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b StromVG verpflichtet, dafür zu
sorgen, dass jederzeit genügend Regelenergie zur Verfügung stehe. Diese gesetzliche Verpflich-
tung gelte auch in Bezug auf Leistungsreserven für die Durchführung von Redispatch im Fall von
kurzfristigen Netzengpässen. Vorliegend sei der Gesuchsgegnerin seit Langem bekannt gewe-
sen, dass beim Netzknoten Innertkirchen ein struktureller Engpass bestehe. Zudem habe sich der
kurzfristige Netzengpass am 22. August 2018 bereits zwei Tage im Voraus abgezeichnet, was die
erfolgte D-2 Warnung belege. Ebenfalls bekannt sei der Gesuchsgegnerin gewesen, dass am 22.
August 2018 die Leitung Innertkirchen-Mettlen planmässig teilweise ausser Betrieb gewesen sei,
was zur Verschärfung der Engpasssituation auf den Leitungen Peccia, Mörel, Bickigen 1 und 2
und Giswil beigetragen habe. Unter diesen Umständen wäre es demnach die gesetzliche Pflicht
der Gesuchsgegnerin gewesen, für diesen spezifischen Fall rechtzeitig für genügend Leistungs-
reserven zu sorgen, um einen allenfalls notwendigen negativen Redispatch im Raum des Netz-
knotens Innertkirchen im Rahmen des vertraglich vorgeschriebenen Redispatch-Verfahrens aus-
gleichen zu können. Die Gesuchsgegnerin habe vorliegend nicht rechtzeitig genügend Leistungs-
reserven für die Durchführung des vorgesehenen Redispatchs für den 22. August 2018 beim Netz-
knoten Innertkirchen reserviert und damit gegen ihre gesetzliche Pflicht zur Bereitstellung von
ausreichend Regelenergie gemäss Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b StromVG verstossen. Die
Ursachen für den durch den strukturellen und kurzfristigen Engpass bedingten Einsatz von Se-
kundär- und Tertiärleistung am 22. August 2018 und die entsprechenden Kosten würden demnach
im Verantwortungsbereich der Gesuchsgegnerin liegen. Diese Kosten seien durch die Verletzung
von vertraglichen und gesetzlichen Pflichten durch die Gesuchsgegnerin und nicht durch die Ge-
suchstellerinnen verursacht worden (act. 3 Rz. 75 ff.).



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Nur die Gesuchsgegnerin (und nicht die Gesuchstellerinnen) habe den Überblick über den Zu-
stand des Übertragungsnetz zu diesem Zeitpunkt gehabt und hätte die entsprechenden präven-
tiven Massnahmen treffen können. Die Verantwortung des Bilanzgruppenverantwortlichen ende
dort, wo eine Unausgeglichenheit seiner Bilanzgruppe auf Umstände zurückzuführen sei, die sich
wie vorliegend seinem Herrschafts- und Verantwortungsbereich entziehen würden. Die betreffen-
den Kosten für Ausgleichsenergie hätten daher gemäss Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe d StromVG
i.V.m. Artikel 15 Absatz 1 Buchstabe b StromVV nicht der BKW verrechnet werden dürfen. Die
Verrechnung der Kosten für Ausgleichsenergie am 22. August 2018 verstosse somit gegen das
im StromVG und in der StromVV verankerte Verursacherprinzip (act. 3 Rz. 78 ff.).
41
Zwar sei die Gesuchsgegnerin berechtigt, als Letztmassnahme zur Aufrechterhaltung der Netz-
stabilität Eingriffe in den Kraftwerksbetrieb vorzunehmen. Solche Eingriffe müssten jedoch ge-
mäss ausdrücklicher gesetzlicher Regelung in Artikel 20 Absatz 1 und 2 Buchstabe d StromVG
diskriminierungsfrei gestaltet werden. Es sei demnach mit den anwendbaren gesetzlichen Grund-
lagen nicht vereinbar, dass die zufällig Betroffenen die aus Eingriffen in den Kraftwerksbetrieb zur
Aufrechterhaltung der gesamtschweizerischen Netzstabilität resultierenden Nachteile selber zu
tragen hätten, wie dies heute der Fall sei (act. 3, Rz. 37).
42
Wenn die Gesuchstellerin 1 die rechtlich unverbindliche Leistungslimite D-1 eingehalten und die
Gesuchstellerin 2 zur Reduktion ihres Kraftwerkseinsatzes angewiesen hätte, wäre der KWO,
bzw. deren Aktionären, aus der Produktionseinbusse ein wirtschaftlicher Verlust entstanden, für
den sie von der Gesuchsgegnerin nicht entschädigt worden wäre. Ausserdem käme hinzu, dass
sich die Engpasswarnungen der Gesuchsgegnerin in der Vergangenheit als sehr unzuverlässig
erwiesen hätten (act. 3 Rz. 88).
43
Schliesslich weisen die Gesuchstellerinnen darauf hin, dass die Gesuchsgegnerin in dem mit dem
vorliegenden Fall direkt vergleichbaren Netzengpass auf der Leitung zwischen Mühleberg und
Bassecourt mit der betroffenen […] eine Vereinbarung abgeschlossen habe, wonach diese für die
mit dem Netzengpass zusammenhängenden Leistungsreduktionen entschädigt werde. Gemäss
Artikel 20 Absatz 1 und 2 Buchstabe d StromVG sei die Gesuchsgegnerin verpflichtet, alle am
Übertragungsnetz angeschlossenen Kraftwerke diskriminierungsfrei, d.h. unter gleichen Voraus-
setzungen gleich zu behandeln. Die rechtsungleiche Behandlung der Gesuchstellerinnen durch
die Gesuchsgegnerin im Vergleich mit der […] würde daher gegen diese gesetzlichen Bestimmun-
gen verstossen. Gemäss Artikel 5 Absatz 2 StromVV habe die Gesuchsgegnerin zudem mit den
Kraftwerksbetreibern die für die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit zu treffenden Mas-
snahmen, insbesondere eine Regelung der Produktionsanpassung, auf rechtsgleiche Weise zu
vereinbaren, was im Fall der Gesuchstellerin 2 im Vergleich mit der […] nicht geschehen sei (act.
3 Rz. 79 f.).
44
Die Ursachen für den Netzengpass am 22. August 2018 und den aus diesem Grund erfolgten
Eingriff der Gesuchsgegnerin in den Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2 würden ausschliess-
lich im Verantwortungsbereich der Gesuchsgegnerin liegen. Die Gesuchstellerinnen hätten sich
im Zusammenhang mit dem Netzengpass am 22. August 2018 in jeder Hinsicht vertrags- und
rechtskonform verhalten. Der wegen des Netzengpasses erfolgte Eingriff der Gesuchsgegnerin in
den Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2 sei auch sonst in keiner Weise durch die Gesuch-
stellerinnen, sondern ausschliesslich durch die Gesuchsgegnerin verursacht worden. Somit seien
die Kosten der verrechneten Ausgleichsenergie demnach in keiner Weise durch die Gesuchstel-
lerinnen verursacht worden. Die Verursachung sei jedoch nach klarem Wortlaut von Artikel 15
Absatz 1 Buchstabe b StromVV Voraussetzung für die Verrechnung solcher Kosten. Die Kosten
für Ausgleichsenergie seien demzufolge gemäss Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe d StromVG i.V.m.
Artikel 15 Absatz 1 Buchstabe b StromVV sowie den anwendbaren vertraglichen Grundlagen der
Gesuchstellerin 1 zu Unrecht in Rechnung gestellt und dem Kontokorrent der Gesuchstellerin 1
belastet worden (act. 3 Rz. 35).



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4.2 Gesuchsgegnerin
45
Die Gesuchsgegnerin bringt vor, die sinngemässe Behauptung der Gesuchstellerinnen, dass für
sämtliche Folgen eines tatsächlichen Engpasses die Gesuchsgegnerin ursächlich verantwortlich
sei, aufgrund der tatsächlichen Gegebenheiten völlig verfehlt sei. Es sei faktisch schlicht unmög-
lich und widersinnig, dass jeder Kraftwerksbetreiber jederzeit seine volle Produktionskapazität in
das Netz einspeisen können müsse, und zwar unbesehen der konkreten Netzsituation und immer
zulasten der Allgemeinheit (act. 10, Rz. 15).
46
Die Gesuchstellerinnen hätten gewusst, dass aufgrund der besonderen Umstände (Ausserbe-
triebnahme der 220-kV-Leitung Innertkirchen-Mettlen) eine kritische Netzsituation vorgelegen
habe. An all den Tagen zwischen dem 20. und dem 24. August 2018 hätten Redispatch-Mass-
nahmen getroffen werden müssen und bereits am 21. August 2018 führte eine kritische Netzsitu-
ation in der Region Innertkirchen zu einem direkten Eingriff in den Kraftwerksbetrieb der Gesuch-
stellerin 2 durch die Gesuchsgegnerin. Deshalb musste den Gesuchstellerinnen am 22. August
2018 völlig bewusst gewesen sein, dass an diesem Tag mit einer kritischen Netzsituation zu rech-
nen sei (act. 10, Rz. 17 f.).
47
Der Abruf von Regelenergie bezwecke von Gesetzes wegen die Gewährleistung der Ausgegli-
chenheit der Regelzone Schweiz (Haltung der Frequenz) und sei kein Instrument für das Eng-
passmanagement. Die Massnahme eines Redispatch (geregelt in Anhang 5 der Betriebsverein-
barung i.V.m. dem Betriebsführungshandbuch) sei nicht jederzeit möglich und die Gesuchsgeg-
nerin sei nicht zur Vorhaltung bzw. Sicherung von Redispatchleistung verpflichtet. Das StromVG
sehe eine solche Verpflichtung gerade nicht vor. Davon zu unterscheiden sei der direkte Eingriff
in den Kraftwerkseinsatz, zu dem die Gesuchsgegnerin von Gesetzes wegen (Art. 20 Abs. 2 Bst. c
StromVG) zur Beseitigung der Gefährdung des stabilen Netzbetriebs verpflichtet sei (vgl. Griff 8
Betriebsführungshandbuch). Diese Anordnung erfolge gegenüber dem einspeisenden Kraftwerks-
betreiber, durch welchen die Überlastung der vom Engpass betroffenen Leitung behoben werden
könne, in concreto am 22. August 2018 bei der Gesuchstellerin 2. Als Letztmassnahme folge der
direkte Eingriff in den Kraftwerkseinsatz einzig unter dem Gesichtspunkt der netztechnischen Er-
forderlichkeit. Ein anderer Kraftwerksbetreiber hätte zur Behebung der Gefährdung des stabilen
Netzbetriebs gar nicht eingeschränkt werden können. Die Anordnung der Gesuchsgegnerin ge-
genüber der Gesuchstellerin 2 habe daher auf einer tatsächlich begründeten Erforderlichkeit be-
ruht. Der direkte Eingriff sei damit begründet und folglich nicht diskriminierend (act. 10 Rz. 33 f.
und 78).
48
Das Vorbringen der Gesuchstellerinnen, wonach die Gesuchsgegnerin mit der […] eine Verein-
barung abgeschlossen habe, wonach Letztere für Lastreduktionen entschädigt würde, sei
schliesslich nicht korrekt. Wie die Gesuchsgegnerin mit Medienmitteilung vom 19. Dezember 2019
transparent ausgewiesen habe, habe die Gesuchsgegnerin mit ausgewählten Kraftwerken in der
Westschweiz eine Vereinbarung abgeschlossen, wonach die Kraftwerke verpflichtet worden
seien, über die Weihnachtsfeiertage eine Mindestproduktion einzuhalten. Der Grund für diese
Massnahme habe bei der beschränkten Verfügbarkeit des Transformators Bassecourt (der Re-
serve-Pol fiel aus) und des noch nicht installierten neuen Transformators Mühleberg (aufgrund
noch vorhandener Mängel konnte die Werkabnahme nicht zum geplanten Zeitpunkt stattfinden)
gelegen. Es handle sich somit bei der genannten Vereinbarung um eine Regelung für eine unge-
plante, ausserordentliche Netzsituation über eine kurze Zeitdauer. Eine Vergleichbarkeit mit dem
Engpass vom 22. August 2018 in der Region der Gesuchstellerin 2 liege nicht vor und entspre-
chend auch keine diskriminierende und rechtswidrige Handhabung von Netzengpässen durch die
Gesuchsgegnerin (act. 10, Rz. 36 f.).



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49
Der direkte Eingriff in den Kraftwerkeinsatz gemäss Griff 8 Ziffer 8.10 des Betriebsführungshand-
buchs stelle eine Letztmassnahme zur Netzrettung dar und komme nur zum Einsatz, wenn trotz
vorgängiger Massnahmen – namentlich mittels präventiver und operativer Massnahmen gemäss
Anhang 5 der Betriebsvereinbarung – der gefährdete Netzzustand nicht verlassen werden könne
und aus zeitlichen und technischen Gründen die Engpasssituation nicht mit ausreichend Redis-
patchleistung vollständig behoben werden könne (act. 10 Rz. 96). Am 22. August 2018 stand nach
Kenntnis der Gesuchsgegnerin keine weitere Redispatchleistung zur Verfügung, sodass gemäss
Betriebsführungshandbuch der direkte Eingriff in den Kraftwerkseinsatz habe erfolgen müssen,
welcher definitionsgemäss einseitig sei und folglich zu einer Unausgeglichenheit der betroffenen
Bilanzgruppe führe (act. 10 Rz. 109). Die Ausführungen der Gesuchstellerinnen zur Korrektur des
Bilanzgruppen-Saldos, wonach die Gesuchsgegnerin verpflichtet sei, am Folgetag im Rahmen
des Post-Scheduling-Verfahrens einen Korrekturfahrplan an die betroffenen Bilanzgruppenverant-
wortlichen zu versenden, fänden nur bei Durchführungen eines Redispatchs Anwendung. Bei ei-
nem direkten Eingriff in den Kraftwerksbetrieb fehle es an einem Counterpart, weshalb dieses
Vorgehen bereits aus technischen und objektiven Gründen nicht zur Anwendung kommen könne
(act. 10, Rz. 104 f.).
5
Massnahmen der Gesuchsgegnerin bei Gefährdung des stabi-
len Netzbetriebes aufgrund eines Netzengpasses
5.1 Rechtliche Grundlagen
5.1.1
Stromversorgungsrecht
50
Nach Artikel 20 Absatz 1 Satz 1 StromVG ist die Gesuchsgegnerin verpflichtet, dauernd für einen
diskriminierungsfreien, zuverlässigen und leistungsfähigen Betrieb des Übertragungsnetzes als
wesentliche Grundlage für die sichere Versorgung der Schweiz zu sorgen. Zu ihren Aufgaben
gehört unter anderem, bei Gefährdung des stabilen Netzbetriebs die notwendigen Massnahmen
anzuordnen, wobei sie die Einzelheiten mit den Kraftwerksbetreibern, den Netzbetreibern und
weiteren Beteiligten regelt (Art. 20 Abs. 2 Bst. c StromVG). Gemäss Artikel 5 Absatz 2 StromVV
vereinbart die Gesuchsgegnerin mit den Netzbetreibern, Erzeugern und übrigen Beteiligten auf
einheitliche Weise die für die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit zu treffenden Mass-
nahmen, insbesondere eine Regelung des automatischen Lastabwurfs sowie der Produktionsan-
passung bei Kraftwerken im Fall einer Gefährdung des stabilen Netzbetriebs.



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5.1.2
Betriebsvereinbarung und Betriebsführungshandbuch
51
Vorliegend hat die Gesuchsgegnerin mit der Gesuchstellerin 2 gestützt auf Artikel 5 Absatz 2
StromVV eine Betriebsvereinbarung abgeschlossen («Betriebsvereinbarung mit KWB für direkt
am Übertragungsnetz angeschlossene Kraftwerke» [Version 2.0 vom 20. Juli 2010, act. 3 Beilage
22], vgl. Urteil 4A_275/2021 und 4A_283/2021 des Bundesgerichtes vom 11. Januar 2022,
E. 4.2.1). Diese Vereinbarung regelt die notwendige Zusammenarbeit der Parteien betreffend Ko-
ordination des Betriebs des schweizerischen Übertragungsnetzes mit dem Betrieb des Kraftwer-
kes (Ziffer 3 der Vereinbarung). Gemäss Ziffer 4 der Betriebsvereinbarung ist der Kraftwerksbe-
treiber verpflichtet, die ihn betreffenden anerkannten betrieblichen, technischen und organisatori-
schen Regeln, insbesondere diejenigen des Transmission Codes, Metering Codes, der Allgemei-
nen Bedingungen für das Messdatenmanagement und die Informationsprozesse sowie des Be-
triebsführungshandbuches in der jeweils gültigen Fassung einzuhalten. Nach Ziffer 8 der Betriebs-
vereinbarung sind die einzuhaltenden operativen Prozesse an der Schnittstelle zum Übertra-
gungsnetz im Betriebsführungshandbuch in seiner jeweils gültigen Fassung festgelegt. Im Be-
triebsführungshandbuch Netzführung CH (Version 4.0 vom Januar 2013) sind die Abläufe betref-
fend die Netzzustandsüberwachung und das Störfallmanagement geregelt. Als Notmassnahme
zur Netzrettung ist dabei auch der direkte Eingriff in den Kraftwerkseinsatz vorgesehen (vgl. Ziffer
8 der Betriebsvereinbarung, act. 3 Beilage 22, sowie Ziffer 8.10 des Betriebsführungshandbuches,
act. 3 Beilage 28).
52
In Anhang 5 der Betriebsvereinbarung (Version 3.0 des Anhangs vom 1. Januar 2014, act. 3 Bei-
lage 24) sind die Massnahmen sowie die Prozesse der Gesuchsgegnerin bei Gefährdung des
stabilen Netzbetriebes beschrieben. Dabei wird zwischen präventiven und operativen Massnah-
men unterschieden. Die präventiven Massnahmen haben das Ziel, den Einsatz der operativen
Massnahmen, vor allem Redispatch-Massnahmen, zu vermeiden und kommen im Bereich der
Engpassregionen, welche von Swissgrid situativ identifiziert werden, zum Einsatz. (Ziff. 1.1. des
Anhangs 5). Wenn die Engpässe trotz der präventiven Massnahmen immer noch bestehen bzw.
kurzfristige Ereignisse eintreten, wird die Gesuchsgegnerin gemäss Ziffer 1.2 des Anhangs 5 der
Betriebsvereinbarung entweder topologische Massnahmen oder den Eingriff in den Kraftwerksein-
satz mittels nationalem Redispatch oder internationalem Redispatch oder eine Kombination von
topologischen Massnahmen und von Redispatch anwenden. Um den nationalen und internatio-
nalen Redispatch in der Schweiz abwickeln zu können, muss die Gesuchsgegnerin positive und
negative Redispatchenergie bei den Kraftwerksbetreibern beschaffen. Die Kraftwerksbetreiber
melden hierfür an die Gesuchsgegnerin via Kraftwerksfahrplan neben dem geplanten Betriebs-
punkt auch die maximale und minimale Produktionsleistung unter Berücksichtigung der hydrolo-
gischen Gegebenheiten pro Erzeugungseinheit. Im Redispatchfall (national und international)
weist die Gesuchsgegnerin einzelne Erzeugungseinheiten, unter Berücksichtigung der Reserve-
vorhaltung für Systemdienstleistungen (CH) an, die Produktion hoch- bzw. zurückzufahren. Im
Post Scheduling-Verfahren wird von der Gesuchsgegnerin am nächsten Arbeitstag ein Korrektur-
fahrplan an die betroffenen Bilanzgruppenverantwortlichen der Kraftwerksbetreiber versendet und
zur Abstimmung gebracht. Dieser korrigiert das Ausgleichsenergiekonto um die gelieferte resp.
bezogene Redispatchenergie und gleicht die betroffenen Bilanzgruppen nach der Redispatch-
Massnahme wieder aus (Ziffer 1.3 des Anhangs 5 der Betriebsvereinbarung).
5.2 Umsetzung in der Praxis
53
Die Massnahmen bei Gefährdung des stabilen Netzbetriebs in der Praxis wurden gemeinsam von
der Gesuchsgegnerin und der Branche entwickelt (act. 10 Beilage 2 S. 15, act. 19 Rz. 11). Zur
Wahrung der Netzsicherheit sind in der Praxis gemäss Fachbericht der Gesuchsgegnerin vom
27. März 2023 Ziffer 5 (Version 2.0) die folgenden Massnahmen vorgesehen (act. 10 Beilage 2
sowie act. 10 Rz. 62 ff.):



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54
Versand von Engpasswarnungen: Stellt die Gesuchsgegnerin Engpässe im Netz fest, spricht sie
eine Engpasswarnung aus. Diese Warnungen sind als Information für die Kraftwerksbetreiber zu
sehen, damit diese ihren Kraftwerkseinsatz wirtschaftlich bestmöglich planen können und sie vor
möglichen Einschränkungen frühzeitig gewarnt sind. Die Kraftwerksbetreiber erhalten erste Infor-
mationen bereits im Langfristhorizont (mehrere Monate im Voraus), welche bis einen Tag im Vo-
raus (D-1) verfeinert werden. Aufgrund volatiler Einspeisung und ständiger Änderung der Kraft-
werksproduktionsfahrpläne gibt es bis zum Echtzeitbetrieb noch Anpassungen.
55
Topologische Massnahmen (präventive Massnahmen): Die Gesuchsgegnerin versucht zunächst,
die Engpässe durch präventive Massnahmen wie topologische Anpassungen zu entschärfen.
Durch das Verbinden oder Trennen von Leitungen in den Schaltanlagen (z.B. Zweisammelschie-
nenbetrieb oder Stufung der Phasenschiebertransformatoren) wird die Auslastung des Netzes op-
timiert und Lastflüsse werden im Rahmen der technischen Möglichkeiten angepasst.
56
Redispatch: Wenn die Engpässe trotz der präventiven Massnahmen noch immer bestehen bzw.
durch kurzfristige Ereignisse eintreten, wird ein Redispatch durchgeführt. Ein Redispatch ist ein
Eingriff in den Kraftwerkseinsatz (jedoch zu unterscheiden vom «direkten Eingriff in den Kraft-
werkseinsatz», siehe dazu unten). Ein Redispatch wird bei mindestens zwei Kraftwerken ausge-
führt. Ein Kraftwerk drosselt seine Produktion und ein anderes steigert zeitgleich die Produktion
zur Kompensation. Voraussetzung für die Durchführung eines Redispatchs ist somit, dass ausrei-
chend Redispatchleistung verfügbar ist. Durch die Anordnung eines Redispatchs stellt die Ge-
suchsgegnerin sicher, dass die Leistungsbilanz der Schweiz ausgeglichen wird. Aus diesem
Grund erhalten die Bilanzgruppenverantwortlichen der Bilanzgruppen, welchen die betroffenen
Kraftwerke zugeordnet sind, im Rahmen eines nachgelagerten Fahrplanmanagementprozesses
(Post-Scheduling) jeweils einen Fahrplan in der Höhe des Redispatchs.
57
Direkter Eingriff in den Kraftwerkseinsatz: Diese Massnahme wird als Letztmassnahme dann an-
gewendet, wenn alle vorhergehenden Massnahmen ausgeschöpft sind (z.B. wenn aus techni-
schen Gründen kein Redispatch möglich ist), um eine kritische Netzsituation zu beheben oder
wenn unvorhersehbare Ereignisse eintreten. Mit diesem Eingriff wird ein Kraftwerk angewiesen,
seine Stromeinspeisung sofort auf einen von der Gesuchsgegnerin vorgegebenen Wert zu redu-
zieren.
6
Zulässigkeit des direkten Eingriffs der Gesuchsgegnerin in den
Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2 am 22. August 2018
58
Fraglich ist, ob der direkte Eingriff in den Kraftwerkseinsatz (als einseitiger Eingriff, nicht als zwei-
seitiger Redispatch) eine zulässige Massnahme bei Gefährdung des stabilen Netzbetriebes ist.
59
Die Gesuchstellerinnen bestreiten nicht, dass die Gesuchsgegnerin die Möglichkeit hat, gestützt
auf Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe c StromVG bei Gefährdung des stabilen Netzbetriebes einen
Kraftwerkseingriff anzuordnen (act. 19 Rz. 22 und 33). Jedoch sei rechtlich nicht festgelegt, wie
die Massnahmen konkret auszugestalten sind und von wem die wirtschaftlichen Folgen der Mas-
snahmen zu tragen seien. Die diesbezüglichen Einzelheiten seien gemäss Artikel 20 Absatz 2
Buchstabe b Satz 2 StromVG (die Gesuchstellerinnen beziehen sich vermutlich auf Artikel 20
Absatz 2 Buchstabe c Satz 2 StromVG), von der Gesuchsgegnerin mit den Kraftwerksbetreibern
zu regeln, was vorliegend insbesondere in Bezug auf die Massnahmen im Fall eines Engpasses
mit Anhang 5 der Betriebsvereinbarung geschehen sei. Die Betriebsvereinbarung sei somit ent-
gegen der Auffassung der Gesuchsgegnerin vorliegend bezüglich der Art der Netzrettungsmass-
nahmen im Fall eines Engpasses und die Zuweisung der daraus entstehenden wirtschaftlichen
Folgen die im Verhältnis zwischen den Parteien rechtlich allein massgebende Rechtsgrundlage
(act. 19 Rz. 22).



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60
Gemäss Gesuchstellerinnen sind in der Betriebsvereinbarung (Anhang 5 in der vorliegend recht-
lich verbindlichen Version 3.0 vom 1. Januar 2014) andere operative Massnahmen als topologi-
sche Massnahmen und/oder Eingriffe in den Einsatz bestimmter Kraftwerke mittels Redispatch
nicht vorgesehen. Diese Aufzählung der operativen Massnahmen in Ziffer 1.2 des Anhangs 5 zur
Betriebsvereinbarung sei aufgrund der Formulierung dieser Bestimmung abschliessend. Danach
habe jeder Eingriff in den Kraftwerkseinsatz – und somit auch ein (angeblicher) «direkter Eingriff
in den Kraftwerkseinsatz» – bei einem kurzfristigen betrieblichen Netzengpass mittels nationalem
oder internationalem Redispatch zu erfolgen. Die (rechtswidrige) Unterscheidung der Gesuchs-
gegnerin zwischen einem vollständigen Redispatch bei einem «Eingriff in den Kraftwerkseinsatz»
und einem unvollständigen Redispatch bei einem «direkten Eingriff in den Kraftwerkseinsatz» sei
damals von der Gesuchsgegnerin so angewendet worden und werde dies auch heute noch. Diese
Unterscheidung sei jedoch diskriminierend und bestritten und stehe im Widerspruch zu den ge-
setzlichen Grundlagen sowie den entsprechenden Regelungen in der Betriebsvereinbarung (act.
3 Rz. 65). Anhang 5 der Betriebsvereinbarung lege fest, dass Kraftwerkseingriffe ausschliesslich
in Form eines nationalen oder internationalen Redispatchs mit anschliessendem Ausgleich der
betroffenen Bilanzgruppe zu erfolgen haben (act. 19 Rz. 33). Gemäss Gesuchstellerinnen ist so-
mit ein sogenannter direkter Kraftwerkseingriff zwar zulässig, jedoch als Redispatch mit nachfol-
gendem Ausgleich der betroffenen Bilanzgruppe auszugestalten (vgl. act. 19 Rz. 22).
61
Die Gesuchsgegnerin entgegnet diesem Vorbringen, die Betriebsvereinbarung begründe keinen
Rechtsanspruch auf eine Redispatch-Massnahme. Es sei widersinnig zu verlangen, ein direkter
Eingriff in den Kraftwerksbetrieb (als eine Notmassnahme zur Aufrechterhaltung des Netzbetriebs)
sei als Redispatch mit nachfolgendem Ausgleich der betroffenen Bilanzgruppe auszugestalten.
Hierfür bestehe weder eine rechtliche Grundlage in der Stromversorgungsgesetzgebung noch
liesse sich eine solche Forderung mit dem Sinn und Zweck von Artikel 15a StromVG vereinbaren.
62
Nach Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe c StromVG hat die Gesuchsgegnerin bei Gefährdung des
stabilen Netzbetriebs die notwendigen Massnahmen anzuordnen. Die Einzelheiten regelt sie mit
den Kraftwerksbetreibern, den Netzbetreibern und den übrigen Beteiligten, was sie vorliegend mit
der Betriebsvereinbarung getan hat (vgl. Rz. 50 ff.).
63
In Anhang 5 der vorliegend massgebenden Version des Anhangs der Betriebsvereinbarung vom
1. Januar 2014 (Version 3.0) ist unter den operativen Massnahmen für die Behebung von Eng-
pässen die Möglichkeit eines direkten Eingriffes in den Kraftwerkseinsatz in der Tat nicht direkt
erwähnt. Die Ergänzung, dass, wenn die Engpässe trotz Anwendung dieser präventiven und ope-
rativen Massnahmen immer noch bestehen, die Gesuchsgegnerin unter anderem den «direkten»
Eingriff in den Kraftwerkseinsatz gemäss Betriebsführungshandbuch anwenden wird, wurde erst
in der Version 4.0 vom 31. Juli 2018 aufgenommen, welche die Gesuchstellerin 2 am 28. Oktober
2019 unter dem Vorbehalt unterzeichnete, dass die Gesuchstellerinnen die diskriminierende und
damit rechtswidrige Praxis der Gesuchsgegnerin beim direkten Kraftwerkseingriff und die daraus
resultierende Belastung der Bilanzgruppe mit Ausgleichsenergiekosten auch weiterhin und trotz
Unterzeichnung der Version 4.0 nicht akzeptieren würden (act. 3 Beilagen 26 und 27).



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64
In der vorliegend massgebenden Version des Betriebsführungshandbuchs Netzbetrieb CH der
Gesuchsgegnerin (Version 4.0 vom Januar 2013, act. 3 Beilage 28), worauf in der Betriebsverein-
barung explizit verwiesen wird (siehe oben Rz. 51 ff.) ist der «direkte» Eingriff in den Kraft-
werkseinsatz jedoch beschrieben. Danach ist der direkte Eingriff in den Kraftwerkseinsatz eine
Notmassnahme zur Netzrettung, welche in Anwendung von Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe c
StromVG von der NLÜ (nationale Leitstelle des Übertragungsnetzes) in der Netzbetriebsführung
angewandt wird, falls trotz vorgängigen Massnahmen der gefährdete Netzzustand nicht verlassen
werden kann oder falls sich das Übertragungsnetz im gestörten Netzzustand befindet. Dieser Not-
prozess kommt gemäss Betriebsführungshandbuch zur Anwendung, wenn eine Engpasssituation
vorliegt, welche durch CH-interne Mittel zu beseitigen ist und aus zeitlichen oder technischen
Gründen nicht mit nationalem Redispatch vollständig behoben werden kann. Ein direkter Eingriff
in den Kraftwerkseinsatz kann durch folgende Gründe erforderlich werden: Betriebsmittelausfall,
die Kraftwerksbetreiber haben die präventiven Produktionsgrenzwerte nicht berücksichtigt, die
präventiven Produktionsgrenzwerte waren unzureichend oder aufgrund grenznaher Ereignisse im
Ausland (Ziffer. 8.10 des Betriebsführungshandbuchs).
65
Gemäss Ziffer 4 der Betriebsvereinbarung (Version 2.0 vom 20. Juli 2010, act. 3 Beilage 22) ist
der Kraftwerksbetreiber verpflichtet, die ihn betreffenden anerkannten, betrieblichen, technischen
und organisatorischen Regeln, insbesondere auch diejenigen des Betriebsführungshandbuches
in der jeweils gültigen Fassung, einzuhalten. Im Betriebsführungshandbuch ist der direkte Eingriff
in den Kraftwerkseinsatz als Notmassnahme zur Netzrettung dabei wie erwähnt auch ausdrücklich
vorgesehen. Festgehalten werden kann demnach, dass neben dem Redispatch (als Eingriff in den
Einsatz von zwei Kraftwerken) auch der «direkte» (einseitige) Eingriff in den Kraftwerkseinsatz
eine anerkannte Notmassnahme für die Gewährleistung des stabilen Netzbetriebs darstellt, wel-
che im Betriebsführungshandbuch, auf welche die gestützt auf Artikel 5 Absatz 2 StromVV zwi-
schen der Gesuchsgegnerin und der Gesuchstellerin 2 abgeschlossene Betriebsvereinbarung ex-
plizit verweist, vorgesehen ist.
66
Zwar bringen die Gesuchstellerinnen vor, die Aufzählung der operativen Massnahmen in Ziffer 1.2
des Anhangs 5 der Betriebsvereinbarung sei aufgrund der Formulierung dieser Bestimmung ab-
schliessend. Demzufolge gebe es gemäss dieser Bestimmung keinen «direkten Kraftwerksein-
griff», welcher nicht mittels vollständigem Redispatch erfolge, die Unterscheidung der Gesuchs-
gegnerin zwischen einem vollständigen Redispatch bei einem Eingriff in den Kraftwerkseinsatz
und einem unvollständigen Redispatch bei einem direkten Eingriff in den Kraftwerkseinsatz sei
somit rechtswidrig (act. 3 Rz. 65). Schliesslich stellen die Gesuchstellerinnen jedoch nicht den
«direkten» (einseitigen) Eingriff in den Kraftwerkseinsatz an sich in Frage, sondern vielmehr die
Tatsache, dass die Gesuchsgegnerin im Anschluss an den Eingriff die angeordnete Leistungsre-
duktion nicht mittels Ausgleichs der Bilanzgruppe «kompensiert» hat. Gemäss Auffassung der
Gesuchstellerinnen hätte der direkte Eingriff in den Kraftwerkseinsatz zwar nicht mit freier Leis-
tungsreserve, sondern mit Sekundär- und Tertiärregelleistung kompensiert werden sollen. Sie ma-
chen geltend, auch der «direkte Eingriff in den Kraftwerkseinsatz» gemäss Betriebsführungshand-
buch, wie in Ziffer 1.2 des Anhangs 5 zur Betriebsvereinbarung vorgesehen, müsse mit einem
nationalen Redispatch erfolgen. Dieser im Betriebsführungshandbuch definierte operative Pro-
zess sei für die Gesuchsgegnerin verbindlich und hätte von ihr beim Netzengpass am 22. August
2018 befolgt werden sollen. Dies habe sie zwar getan, jedoch habe sie vertrags- und rechtswidrig
die Kosten als Ausgleichsenergie der Gesuchstellerin 1 verrechnet (act. 3 Rz. 67 f.; zur Frage der
Kostentragung vgl. Rz. 90 ff.).
67
Die Gesuchstellerinnen machen geltend, die Gesuchsgegnerin habe dadurch, dass sie nicht
rechtzeitig genügend Leistungsreserven für die Durchführung des vorhersehbaren Redispatchs
für den 22. August 2018 beim Netzknoten Innertkirchen reserviert hat, gegen ihre gesetzliche
Pflicht zur Bereitstellung von ausreichend Regelenergie nach Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b
StromVG verstossen (act. 3 Rz. 77).



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68
Nach Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b StromVG ist die Gesuchsgegnerin für das Bilanzmanage-
ment verantwortlich und stellt die weiteren Systemdienstleistungen einschliesslich Bereitstellung
von Regelenergie sicher. Die zu diesem Zweck benötigten Kraftwerkskapazitäten sind von der
Gesuchsgegnerin nach transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren zu beschaffen. Der
Begriff Regelenergie bedeutet nach Artikel 4 Absatz 1 Buchstabe e StromVG den automatischen
oder von Kraftwerken abrufbaren Einsatz von Elektrizität zur Einhaltung des geplanten Elektrizi-
tätsaustausches und zur Gewährleistung des sicheren Netzbetriebes.
69
Es gibt verschiedene Ursachen, die zu einer Gefährdung des stabilen Netzbetriebs führen. Her-
vorzuheben ist einerseits eine Unausgeglichenheit zwischen Produktion und Verbrauch, die dazu
führt, dass die Frequenz von 50 Hz (im gesamten Netz) nicht gehalten werden kann. Andererseits
können sogenannte Engpässe, die insbesondere z.B. aufgrund von Ausserbetriebnahmen von
Netzelementen entstehen, dazu führen, dass die (n-1)-Sicherheit1 nicht mehr erfüllt ist (vgl. dazu
auch Transmission Code 2013, Ziffer 2.1.3 [1] b). Diesen Gefährdungslagen wird mit unterschied-
lichen Massnahmen entgegengetreten: Besteht eine Unausgeglichenheit zwischen Produktion
und Verbrauch, so hat die Gesuchsgegnerin Regelenergie nach Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b
StromVG einzusetzen. Diese sorgt für einen Ausgleich im gesamten Netz. Ein Engpass hingegen
ist ein lokales Problem, dem mit den oben beschriebenen (lokalen) Massnahmen zu begegnen
(vgl. Rz.53 ff.).
70
Vorliegend bestand am 22. August 2018 ein Engpass im Netz (act. 3 Rz. 1 ff. und act. 10 Rz.
11 ff.). Ein Einsatz von Regelenergie nach Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b StromVG kam zu
dessen Behebung deshalb nicht in Frage. Regelenergie war zu diesem Zeitpunkt genügend vor-
handen und musste von der Gesuchsgegnerin anschliessend auch eingesetzt werden, und zwar
zum Ausgleich der Regelzone, aber nicht zur Behebung des Netzengpasses. Die Gesuchsgeg-
nerin hat somit ihre gesetzliche Pflicht zur Bereitstellung von ausreichender Regelenergie nach
Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b StromVG vorliegend nicht verletzt.
71
Das Vorliegen einer gesetzlichen oder vertraglichen Grundlage, welche die Gesuchsgegnerin ver-
pflichtet hätte, Redispatchleistung vorzuhalten, um dem vorliegend relevanten Netzengpass mit
einem Redispatch zu begegnen, ist weder ersichtlich noch wird eine solche von den Gesuchstel-
lerinnen dargetan. Besteht jedoch keine Pflicht zur Vorhaltung von Redispatchleistung für die Be-
hebung eines Netzengpasses, kann auch keine Verpflichtung der Gesuchsgegnerin zur Durch-
führung eines (notwendigerweise «zweiseitigen» resp. «symmetrischen») Redispatches beste-
hen, wenn die dafür benötigte Leistung nicht zur Verfügung steht.
72
Die Gesuchstellerinnen bringen weiter vor, sie könnten mangels genauer Kenntnis der Situation
am 22. August 2018 nicht beurteilen, ob der fragliche Kraftwerkseingriff für die Aufrechterhaltung
des sicheren Netzbetriebs tatsächlich notwendig war (act. 19 Rz. 32). Sie machen geltend, dass
es sich beim vorliegend herangezogenen Fachbericht der Gesuchsgegnerin um eine Parteibe-
hauptung handelt, die in Bezug auf die vorliegend zu entscheidenden Rechtsfragen keinerlei Be-
weiskraft habe (act. 19 Rz. 4).

1 Die n-1-Sicherheit besagt, dass bei einem Ausfall eines beliebigen Netzelementes die Belastungswerte der verbleibenden Netzelemente nicht
über 100 Prozent steigen dürfen.



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73
Nach Artikel 19 VwVG finden auf das Beweisverfahren ergänzend die Artikel 37, 39–41 und 43–
61 des Bundesgesetzes über den Bundeszivilprozess vom 4. Dezember 1947 (BZP; SR 273)
sinngemäss Anwendung. Nach Artikel 40 BZP würdigt der Richter die Beweise nach freier Über-
zeugung. Er wägt mit das Verhalten der Parteien im Prozesse, wie das Nichtbefolgen einer per-
sönlichen Vorladung, das Verweigern der Beantwortung richterlicher Fragen und das Vorenthalten
angeforderter Beweismittel. Freie Beweiswürdigung heisst auch, dass die Behörde die Überzeu-
gungskraft der erhobenen Beweise von Fall zu Fall anhand der konkreten Umstände prüft und
bewertet, ohne dabei an starre Regeln gebunden zu sein, die ihr vorschreiben, welchen Beweis-
wert die einzelnen Beweismittel im Verhältnis zueinander haben (BERNHARD WALDMANN in Bern-
hard Waldmann / Patrick L. Krauskopf (Hrsg), Praxiskommentar Verwaltungsverfahrensgesetz,
2023, 3. Auflage, Art. 19 VwVG, Rz. 20).
74
Vorliegend verfügt zwar allein die Gesuchgegnerin als Betreiberin des Übertragungsnetzes und
damit auch der vorliegend relevanten Leitungen über sämtliche Informationen betreffend die vor-
liegend relevante Netzsituation im August 2018. Die Ausserbetriebnahme der 220-kV-Leitung In-
nertkirchen–Mettlen wurde von der Gesuchsgegnerin jedoch bereits im November 2017 gegen-
über den Gesuchstellerinnen kommuniziert (act. 10 Beilage 2, S. 17). Den Gesuchstellerinnen
musste zudem bewusst gewesen sein, dass es sich dabei um eine für den Abtransport der Energie
in der Region wichtige Leitung handelt. Die allgemeine Netzsituation im Gebiet der Gesuchstelle-
rin 2 war diesen somit bekannt: Die Leitung Innertkirchen–Mettlen wurde schliesslich vom 20. bis
am 24. August 2018 ausser Betrieb genommen. In diesen Tagen führten verschiedene Faktoren
zu einer kritischen Netzsituation und schliesslich zum Engpass, nämlich einerseits hohe Exporte
von der Schweiz ins Ausland, insbesondere nach Deutschland, und andererseits, aufgrund der
hohen Preise im Ausland, eine hohe Produktion der Kraftwerke in der Schweiz. Hinzu kam eine
Ausserbetriebnahme des Kernkraftwerkes Mühleberg.
75
Konkret präsentiert sich die Ausgangslage wie folgt: Vorliegend sind die Kraftwerke der Gesuch-
stellerin 2 an den drei Unterwerken Grimsel, Handeck und Innertkirchen mit Spannung 220 kV an
die Netzebene 1 angeschlossen. Die Kraftwerke der Gesuchstellerin 2 Innertkirchen 1, Innertkir-
chen 2, Hopflauenen und Fuhren speisen in das Unterwerk Innertkirchen 150 kV ein und werden
durch zwei Transformatoren 220/132 kV an das Übertragungsnetz angebunden. Über eine 132
kV-Leitung nach Wilderswil und danach Wattenwil wird ein Teil der Produktion von Innertkirchen
direkt in das Netz der Gesuchstellerin 1 eingespeist. Wegen der Ausserbetriebnahme der 220-kV-
Leitung Innertkirchen – Mettlen (vom 20.08.2018 um 07.00 Uhr, bis am 24.08.2018 um 17.00 Uhr),
über die Energie in Richtung Mettlen abtransportiert werden kann, war die Netzsituation in der
Region bereits seit dem 20. August 2018 angespannt. Aufgrund der Netztopologie (Auftrennung
des Netzes in Ost-/West-Richtung im UW Mörel, Ausserbetriebnahme der 220-kV-Leitungen In-
nertkirchen – Mettlen und Airolo – Lavorgo) standen am 22. August 2018 deshalb nur noch acht
Netzelemente für den Abtransport der gesamten Produktion der Zonen Oberwallis (Region Mörel),
Oberhasli (Kraftwerke der Gesuchstellerin 2) und Tessin zur Verfügung, nämlich:
-
die 220-kV-Leitungen Bickigen – Innertkirchen 1 und 2 nach Norden, welche durch die Be-
triebstopologie und/oder die Trafoeinstellungen in Bickigen beeinflusst werden können;
-
die 220-kV-Leitung Giswil – Innertkirchen, die durch die Betriebstopologie und/oder die Tra-
foeinstellung in Mettlen beeinflusst werden können;
-
die 220-kV-Leitung Airolo – Mettlen, die von der Betriebstopologie und/oder der Trafoeinstel-
lung in Mettlen beeinflusst werden kann;
-
die 220-kV-Leitung All’Acqua – Ponte – Verampio – Pallanzeno;
-
der 380/220-kV-Transformator in Lavorgo (PST), der den Lastfluss in den 220-kV-Leitungen
Lavorgo – Peccia beim Ausfall der 220-kV-Leitung Avegno – Cavergno und 220-kV-Leitung
Avegno – Magadino beim Ausfall der 220-kV-Leitung Iragna – Soazza beeinflussen kann;
-
der 380/220-kV-Transformator in Soazza, der einen begrenzten Einfluss auf den Abtransport
der Produktion der Region mit dieser Topologie hatte;



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-
die Leitungen Magadino – Manno – Mendrisio – Cagno, deren Lastfluss von der Belastung im
Tessin und dem Transit durch den 380/150-kV-Transformator Mendrisio abhängt;
-
die Leitung Wattenwil – Wimmis.
76
Nach Angaben im Fachbericht der Gesuchsgegnerin vom 27. März 2023 (act. 10 Beilage 2) seien
gemäss der Vortags-Analyse (Day Ahead Congestion Forecast) der Gesuchsgegnerin Überlas-
tungen in Echtzeit auf der 220-kV-Leitung Giswil – Innertkirchen nach Ausfall der 220 kV-Leitung
Bickigen – Innertkirchen 1 zu erwarten gewesen. Aus diesem Grund habe die Gesuchsgegnerin
am 22. August 2018 die Stufung der Transformatoren in Mettlen und Bickigen als präventive Mas-
snahme zur Reduktion der Überlast umgesetzt. Die Stufen der Transformatoren in Bickigen und
Mettlen seien ab 17.45 Uhr nicht mehr angepasst worden. In Mettlen habe nicht weiter gestuft
werden können, da ansonsten Spannungsprobleme im 220-kV-Netz aufgetreten wären. Die Span-
nung im 220-kV-Unterwerk Mettlen sei schon auf 245 kV gewesen, was der maximal zugelasse-
nen Betriebsspannung entsprochen habe. Eine weitere Stufung in Bickigen hätte die anderen
Engpässe verstärkt.
77
Sodann waren die präventiven topologischen Massnahmen (Stufung Transformatoren in Bickigen
und Mettlen) gemäss Darstellung der Gesuchsgegnerin am 22. August 2018 ausgeschöpft. Weiter
bestand nach Angaben der Gesuchsgegnerin keine Möglichkeit, einen Redispatch durchzuführen.
Aus der Darstellung der Gesuchsgegnerin ergibt sich sodann, dass die Auslastung der Leitung
Giswil-Innertkirchen an jenem Abend auch nach dem fraglichen Kraftwerkseingriff mit über 90
Prozent noch ausserordentlich hoch war. Gemäss ex-post-Berechnungen der Gesuchsgegnerin
hätte sich die tatsächliche Belastung der 220-kV-Leitung Giswil-Innertkirchen am 22. August 2018
abends ohne Eingriff der Gesuchsgegnerin in den Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2 auf
über 100 Prozent erhöht (n-Belastung). Die Situation ohne direkten Eingriff in den Kraftwerksein-
satz hätte somit mit sehr grosser Wahrscheinlichkeit zu einer Schutzauslösung der 220-kV-Lei-
tung Giswil – Innertkirchen geführt. Diese Leitung wäre somit zum Schutz vor Schäden der Bau-
teile des Übertragungsnetzes automatisiert ausser Betrieb gegangen. Ein Grossteil des Lastflus-
ses der 220-kV-Leitung Giswil – Innertkirchen würde bei einem Ausfall auf die beiden 220-kV-
Leitungen Bickigen – Innertkirchen übertragen, sodass die beiden Leitungen mit ca. 92 % belastet
wären. Insbesondere wären diese beiden Leitungen anschliessend stark gefährdet gewesen, da
der Ausfall von einem weiteren Netzelement zu einer sofortigen Überlastung dieser beiden Lei-
tungen führen würde. Das Sicherheitskriterium, dass das Netz nach dem Ausfall eines Netzele-
ments sicher weiterbetrieben werden kann, war somit nicht weiter erfüllt und erforderte die sofor-
tige Umsetzung von Massnahmen. Die einzige verfügbare Massnahme im vorliegenden Fall war
wiederum nur der direkte Eingriff in den Kraftwerkseinsatz. Ausserdem führte der Ausfall der 220-
kV-Leitung Giswil – Innertkirchen zu einer sehr angespannten Netzsituation, da die Unterwerke
Giswil und Littau nur noch durch eine Stichleitung mit dem restlichen Netz verbunden wären und
die Leitungen Bickigen – Innertkirchen stark belastet wären. Während des kritischen Zeitfensters
wurden bei diesen beiden Unterwerken Ausspeisungen bis 200 MW beobachtet. Beim Ausfall der
220-kV-Leitung Giswil – Innertkirchen wäre diese Last radial mit dem restlichen Netz verbunden
gewesen, was heisst, dass diese Last bei einem weiteren Ausfall der 220-kV-Leitung Bickigen –
Innertkirchen nicht mehr gedeckt hätte werden können. (act. 10 Beilage 2, S. 33 ff.).
78
Die Gesuchsgegnerin hat vorliegend nachvollziehbar und überzeugend begründet, weshalb sie in
der damals vorliegenden Situation von einer Gefährdung des stabilen Netzbetriebes ausging. Die
Darstellung der Gefährdungslage durch die Gesuchsgegnerin erscheint schlüssig und passt voll-
ends ins Gesamtbild der Netzsituation, welches sich am 22. August 2018 in der Region der Ge-
suchstellerin 2 abzeichnete. Die Gesuchstellerinnen bringen zudem nicht vor, welche Angaben
der Gesuchsgegnerin sie konkret in Zweifel ziehen.



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79
Zusammengefasst ergibt sich, dass der stabile Netzbetrieb im Gebiet der Gesuchstellerin 2 als
gefährdet zu betrachten war. Ohne entsprechende Massnahmen der Gesuchsgegnerin ist mit
überwiegender Wahrscheinlichkeit davon auszugehen, dass der stabile Netzbetrieb nicht mehr
gewährleistet gewesen wäre. Nicht auszuschliessen ist zudem, dass es ohne Massnahmen sogar
noch zu weitergehenden Störungen hätte kommen können. So ist beispielsweise insbesondere
das Unterwerk Littau ein wichtiger Ausspeisepunkt für die Versorgung des Grossraums Luzern
und der dort angesiedelten Industrie. Die Gesuchsgegnerin war aufgrund ihrer Aufgabe nach
Artikel 20 Absatz 1 Buchstabe c StromVG somit verpflichtet, die notwendigen Massnahmen an-
zuordnen. Mangels alternativer Möglichkeiten (topologische Massnahmen oder Redispatch) war
die Anordnung eines direkten Eingriffes in den Kraftwerkseinsatz als Letztmassnahme in der da-
mals vorliegenden Situation somit zwingend angezeigt, zumal es im Interesse aller Netznutzer ist,
dass bei einer sich im Netz abzeichnenden Gefährdungslage aufgrund der potentiell schwerwie-
genden Auswirkungen eines ungeplanten Ausfalls von Netzelementen infolge Überlastung keine
Risiken eingegangen werden.
80
Fraglich ist schliesslich, ob der vorliegend als notwendig betrachtete direkte Eingriff in den Kraft-
werkseinsatz zwingend bei der Gesuchstellerin 2 zu erfolgen hatte oder ob dieser Eingriff auch
bei einem oder mehreren anderen Kraftwerksbetreiber(n) hätte erfolgen können.
81
Die Gesuchstellerinnen machen geltend, neben der Gesuchstellerin 2 seien gemäss Gesuchs-
gegnerin an dem durch die Ausserbetriebnahme der Leitung Innertkirchen–Mettlen verursachten
Engpass acht weitere Einspeisepunkte beteiligt gewesen. Die Gesuchsgegnerin könne demnach
nicht schlüssig nachweisen, dass die Gesuchstellerin 2 am 22. August 2018 den ausschlagge-
benden Beitrag zum Engpass gegeben habe und damit den fraglichen Kraftwerkseingriff tatsäch-
lich verursacht habe (act. 19 Rz. 16). Die Gesuchstellerinnen machen zudem geltend, es liege
kein Beweis vor, dass der fragliche Engpass nur durch den Kraftwerkseingriff bei der Gesuchstel-
lerin 2 beseitigt werden konnte (act. 19 Rz. 20).
82
Die Gesuchsgegnerin bringt vor, ein anderer Kraftwerksbetreiber hätte zur Behebung der Gefähr-
dung des stabilen Netzbetriebs gar nicht eingeschränkt werden können (act. 10 Rz. 78).
83
Vorliegend wurde der Engpass tatsächlich durch verschiedene Faktoren verursacht und nicht (al-
leine) durch die Einspeisung der Gesuchstellerin 2 (Rz. 74). Für die Frage, ob die Gesuchsgeg-
nerin berechtigt war, bei der Gesuchstellerin 2 den direkten Kraftwerkseingriff durchzuführen, ist
vielmehr relevant, durch welche Massnahme in der vorliegenden Situation der stabile Netzbetrieb
aufrecht erhalten werden konnte. Darauf wird im Folgenden eingegangen.
84
Die von der Gesuchsgegnerin ex-post durchgeführte «Power Flow Decomposition» zeigt, dass
die drei Einspeiseknoten von der Gesuchstellerin 2 (Innertkirchen, Grimsel, Handeck) die Haupt-
beiträger zum Engpass auf der 220-kV-Leitung Giswil–Innertkirchen waren. Ebenso zeigt die Dar-
stellung der Power Transfer Distribution Factors, dass die Produktion der Gesuchstellerin 2 und
die Last des Knotens Wimmis den stärksten Einfluss auf die Belastung der 220-kV-Leitung Giswil
– Innertkirchen hatten. Die Produktion im Oberwallis habe zwar aufgrund der Ausserbetriebnahme
der 220-kV-Leitung Serra – Pallanzeno und des Zweisammelschienenbetriebs in Mörel auch ei-
nen signifikanten Einfluss auf den Engpass in der Region gehabt, allerdings habe die höhere Pro-
duktionskapazität und der hohe Einfluss der Produktion der Gesuchstellerin 2 auf die Belastung
der 220-kV-Leitung Giswil – Innertkirchen ebenfalls zum Schluss geführt, dass die Gesuchstellerin
2 für den Hauptteil der Belastung des Engpasses verantwortlich war (vgl. act. 10, Beilage 2 Ziffer
9.2.3). Nicht korrekt ist sodann das Vorbringen der Gesuchstellerinnen, dass neben der Gesuch-
stellerin 2 gemäss Gesuchsgegnerin an dem durch die Ausserbetriebnahme der Leitung Innert-
kirchen-Mettlen verursachten Engpass acht weitere Einspeisepunkte beteiligt gewesen seien.
Vielmehr standen am 22. August 2018 nur noch acht Netzelemente für den Abtransport der ge-
samten Produktion der Zonen Oberwallis (Region Mörel), Oberhasli (Kraftwerke der Gesuchstel-
lerin 2) und Tessin zur Verfügung (vgl. Rz. 75; act. 10 Beilage 2 Ziffer 6.1).



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85
Die Gesuchsgegnerin hat vorliegend glaubhaft dargelegt, dass in der vorliegenden Situation der
direkte Eingriff in den Kraftwerkseinsatz bei der Gesuchstellerin 2 geeignet und erforderlich war
und ein allfälliger Eingriff bei einem oder mehreren anderen Kraftwerksbetreiber(n) in Bezug auf
die vorliegend angestrebte Beseitigung des Engpasses nicht in gleichem Masse zielführend ge-
wesen wäre. Andere Massnahmen im Kompetenzbereich der Gesuchsgegnerin, die eine gleiche
Reduktion der Belastung pro Megawatt gehabt hätten, sind vorliegend nicht ersichtlich. Angesichts
des öffentlichen Interesses an einem stabilen Netzbetrieb und der potentiell schwerwiegenden
Auswirkungen eines ungeplanten Ausfalls von Netzelementen erscheint der direkte Eingriff in den
Kraftwerkseinsatz für die Gesuchstellerin 2 auch zumutbar.
86
In ihrer Stellungnahme vom 2. Juni 2023 bringen die Gesuchstellerinnen sodann auch vor, sie
hätten nie geltend gemacht, dass ein unumgänglicher Kraftwerkseingriff in einer Notsituation per
se diskriminierend sei. Diskriminierend sei demgegenüber, dass die Gesuchsgegnerin wie vorlie-
gend bei einem Kraftwerkseingriff, der nach der Ausserbetriebnahme der Leitung Innertkirchen–
Mettlen durch zahlreiche Einspeisepunkte verursacht und zugunsten der allgemeinen Netzsicher-
heit durchgeführt wurde, den daraus entstehenden Aufwand nicht den allgemeinen Netzkosten,
sondern der betroffenen Bilanzgruppe der Gesuchstellerin 1 belastet habe (act. 19 Rz. 37). Ob
die den Gesuchstellerinnen vorliegend im Zusammenhang mit dem direkten Eingriff in den Kraft-
werkseinsatz der Gesuchstellerin 2 entstandenen Ausgleichsenergiekosten anrechenbare Netz-
kosten nach Artikel 15 StromVG darstellen und somit gemäss Ausspeiseprinzip nach Artikel 14
Absatz 2 StromVG von den Endverbrauchern zu tragen sind, wird im Rahmen der Kostentragung
(sogleich unter Ziffer 7) zu prüfen sein.
87
Aus dem Gesagten geht hervor, dass die Gesuchsgegnerin berechtigt und verpflichtet war, der
damals vorliegenden Netzsituation mit Massnahmen zu begegnen. Die Gesuchsgegnerin war auf-
grund mangelnder Alternativen berechtigt und verpflichtet, in der damals vorliegenden Netzsitua-
tion einen direkten Eingriff in den Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2 durchzuführen.
7
Kostentragung
7.1 Fragestellung
88
Gemäss den Gesuchstellerinnen geht es vorliegend im Kern um die Frage, wer die wirtschaftli-
chen Folgen von betrieblichen Eingriffen der Gesuchsgegnerin, welche im Interesse der allgemei-
nen Netzsicherheit vorgenommen wurden, zu tragen hat (act. 26 Rz. 3).
89
Der direkte Eingriff der Gesuchsgegnerin in den Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2 am
22. August 2018 führte in der Bilanzgruppe der Gesuchstellerin 1 zu einer Unterdeckung, für wel-
che die Gesuchsgegnerin der Gesuchstellerin 1 die Kosten für Ausgleichsenergie verrechnete
(act. 3 Rz. 1). Gestützt auf den Bilanzgruppenmanagementvertrag war die Gesuchstellerin 1 be-
rechtigt, die von der Gesuchsgegnerin als Folge von Fahrplanabweichungen bei der Gesuchstel-
lerin 2 in Rechnung gestellte Ausgleichsenergie an die Gesuchstellerin 2 weiter zu verrechnen
(act. 3 Rz. 51). Fraglich ist, ob die Gesuchsgegnerin berechtigt war, der Gesuchstellerin 1 diese
Kosten für Ausgleichsenergie zu verrechnen oder ob diese als anrechenbare Kosten des Übertra-
gungsnetzes zu qualifizieren sind, welche gemäss dem Ausspeiseprinzip nach Artikel 14 Absatz
2 StromVG von den Endverbrauchern zu tragen sind.



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7.2 Zulässigkeit der Verrechnung von Ausgleichsenergie
90
Die Gesuchstellerinnen machen geltend, die Verrechnung der Kosten für Ausgleichsenergie sei
stossend, wenn für die Durchführung eines positiven Redispatchs nicht genügend freie Leistungs-
reserven zur Verfügung stehen und daher Sekundär- und Tertiärregelleistung eingesetzt werden
müsse. Die Kraftwerksbetreiber und Bilanzgruppenverantwortlichen könnten diesen Umstand we-
der vorhersehen, geschweige denn beeinflussen, weshalb die Pönalisierung gegen das im Strom-
versorgungsrecht verankerte Verursacherprinzip verstosse (act. 3 Rz. 74). Sie ergänzen, die Ver-
antwortung des Bilanzgruppenverantwortlichen ende dort, wo eine Unausgeglichenheit seiner Bi-
lanzgruppe auf Umstände zurückzuführen sei, die sich wie vorliegend seinem Herrschafts- und
Verantwortungsbereich entziehen würden. Eine Verrechnung von Ausgleichsenergie bei einer Un-
terdeckung in der Bilanzgruppe sei gemäss klarem Wortlaut von Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe d
StromVG i.V.m. Artikel 15 Absatz 1 Buchstabe b StromVV nur dann zulässig, wenn die Unterde-
ckung bzw. die entsprechenden Kosten durch die betreffende Bilanzgruppe verursacht worden
sei (act. 3 Rz. 84 f.).
91
Zu prüfen ist, ob die Gesuchsgegnerin vorliegend berechtigt war, der Gesuchstellerin 1 die Kosten
für Ausgleichsenergie in Höhe von […] Euro in Rechnung zu stellen, obwohl diese Kosten auslö-
sende Unausgeglichenheit der Bilanzgruppe der Gesuchstellerin 1 mit dem direkten Eingriff der
Gesuchsgegnerin in den Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2 zusammenhängt.
92
Eine Bilanzgruppe ist gemäss Artikel 4 Absatz 1 Buchstabe ebis StromVG ein rechtlicher Zusam-
menschluss von Teilnehmern am Elektrizitätsmarkt, um gegenüber der nationalen Netzgesell-
schaft eine gemeinsame Mess- und Abrechnungseinheit innerhalb der Regelzone Schweiz zu bil-
den. Artikel 23 StromVV gibt vor, dass alle einer Bilanzgruppe zugeordneten Ein- bzw. Ausspei-
sepunkte sich in der Regelzone Schweiz befinden müssen und jeder Ein- und Ausspeisepunkt
einer einzigen Bilanzgruppe zugeordnet werden muss (Abs. 1). Die nationale Netzgesellschaft
legt in Richtlinien die Mindestanforderungen an die Bilanzgruppen nach transparenten und diskri-
minierungsfreien Kriterien fest. Sie berücksichtigt dabei die Anliegen von kleinen Bilanzgruppen
(Abs. 2). Sie schliesst ausserdem mit jeder Bilanzgruppe einen Vertrag ab (Abs. 3). Die Notwen-
digkeit zur Bildung von Bilanzgruppen beruht auf der Trennung von Elektrizitätslieferung und Netz-
betrieb bei gleichzeitiger Gewährleistung einer zuverlässigen Stromversorgung. Die Stromversor-
gung funktioniert nur dann zuverlässig, wenn gleichzeitig so viel Elektrizität in das Netz eingespeist
wird, wie von den Endverbrauchern entnommen wird (Bundesamt für Energie, Stromversorgungs-
verordnung, Erläuternder Bericht zum Vernehmlassungsentwurf vom 27. Juni 2007, S. 16). Nach
Artikel 4 Absatz 1 Buchstabe eter StromVG stellt Ausgleichsenergie Elektrizität dar, die zum Aus-
gleich der Differenz zwischen dem effektiven Bezug oder der effektiven Lieferung einer Bilanz-
gruppe und deren Bezug bzw. deren Lieferung nach Fahrplan in Rechnung gestellt wird. Gemäss
Artikel 15a StromVG stellt die nationale Netzgesellschaft den Bilanzgruppen die Kosten für die
Ausgleichsenergie individuell in Rechnung (Abs. 1). Sie legt die Preise für die Ausgleichsenergie
so fest, dass ein Anreiz besteht, gesamtschweizerisch Regelenergie und Regelleistung effizient
einzusetzen, und dass Missbräuche verhindert werden. Die Preise für die Ausgleichsenergie ori-
entieren sich an den Kosten für Regelenergie (Abs. 2). Resultiert aus dem Verkauf von Ausgleich-
senergie ein Gewinn, so ist er mit den Kosten der Systemdienstleistungen zu verrechnen (Abs.
3). Nach Artikel 15 Absatz 1 Buchstabe b StromVV stellt die nationale Netzgesellschaft den Bi-
lanzgruppen die Kosten für die Ausgleichsenergie (inklusive Anteile der Leistungsvorhaltung für
die Sekundär- und Tertiärregelung) und das Fahrplanmanagement, die sie verursacht haben, in-
dividuell in Rechnung. Gemäss Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe d StromVG, dessen Verletzung von
den Gesuchstellerinnen in diesem Zusammenhang ebenfalls geltend gemacht wird, erarbeitet die
Gesuchsgegnerin transparente und diskriminierungsfreie Verfahren zur Handhabung von Eng-
pässen.



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93
Die Gesuchsgegnerin publizierte am 20. August 2018 für den 22. August 2018 (13.00 bis 24.00
Uhr) eine D-2 Warnung für die entsprechenden Netzknoten, welche für die Gesuchstellerin 2 im
Zeitraum 13.00 bis 24.00 Uhr eine maximale Einspeiseleistung von 690 MW vorsah. Die Gesuch-
stellerinnen entschieden sich, diese Einspeisebegrenzung nicht zu befolgen. Am 21. August 2018
sandte die Gesuchsgegnerin den Gesuchstellerinnen eine D-1-Warnung für den 22. August 2018
mit einer maximalen Einspeisung für die Gesuchstellerin 2 von 690 MW für den Zeitraum 13.00-
23.59 Uhr. Eine entsprechende Anpassung des Fahrplans der Gesuchstellerin 1 erfolgte auch
nach dieser D-1 Warnung nicht (act. 3 Rz. 12).
94
Vorliegend wurde die Gesuchstellerin 2 mit den D-2 resp. D-1 Warnungen ausdrücklich auf die
Engpasssituation aufmerksam gemacht und darauf hingewiesen, dass sie die Produktion zu re-
duzieren habe. Somit haben die Gesuchstellerinnen entgegen ihrer Argumentation vorhersehen
können, dass der stabile Netzbetrieb gefährdet war und hätten auf diese Gefährdungslage mittels
Produktionsanpassung bei der Gesuchstellerin 2 durchaus auch Einfluss nehmen können. Die
zum Ausgleich der Bilanzgruppe notwendige Energie hätte sie im Zeitpunkt der D-2 resp. D-1
Warnungen mit grosser Wahrscheinlichkeit noch rechtzeitig am Markt beschaffen können. Daher
können die Gesuchstellerinnen nicht geltend machen, dass die Unausgeglichenheit der Bilanz-
gruppe der Gesuchstellerin 1 auf Umstände zurückzuführen sei, die sich dem Herrschafts- und
Verantwortungsbereich der Gesuchstellerinnen entziehen würden.
95
Nach dem Gesagten sind die vorliegend entstandenen Kosten für die Ausgleichsenergie als durch
die Bilanzgruppe der Gesuchstellerin 1 (selbst) verursacht zu betrachten. Gestützt auf Artikel 15a
StromVG i.V.m. Artikel 15 Absatz 1 Buchstabe b StromVV war die Gesuchsgegnerin somit ver-
pflichtet, die Ausgleichsenergie der entsprechenden Bilanzgruppe, vorliegend der Gesuchstellerin
1 als Bilanzgruppenverantwortlichen, individuell in Rechnung zu stellen. Somit handelt es sich
dabei nicht um eine gegen das Verursacherprinzip verstossende Pönalisierung der Kraftwerksbe-
treiber, wie die Gesuchstellerinnen vorbringen. Vorliegend ist im Übrigen nicht ersichtlich und wird
von den Gesuchstellerinnen auch nicht näher dargetan, weshalb die Gesuchsgegnerin durch die
vorliegend streitige Verrechnung von Ausgleichsenergie ihre Pflicht zur Erarbeitung von transpa-
renten und diskriminierungsfreien Verfahren zur Handhabung von Engpässen nach Artikel 20 Ab-
satz 2 Buchstabe d StromVG, verletzt haben soll.
96
Die Gesuchstellerinnen bringen vor, dass eine Reduktion der Einspeisung aufgrund der Engpass-
warnungen der Gesuchsgegnerin zu Opportunitätskosten bei den betreffenden Kraftwerksbetrei-
bern führe. Von Mitte Mai bis Anfang Oktober 2018 seien gemäss Feststellung der Gesuchstellerin
1 bei der Gesuchstellerin 2 115, d.h. praktisch täglich, D-1-Warnungen für die Netzknoten Innert-
kirchen, Grimsel und Handeck eingegangen. Diesen von der Gesuchstellerin 2 jeweils nicht um-
gesetzten 115 d-1-Warnungen folgte im tatsächlichen Betrieb lediglich an 37 Tagen ein nationaler
und internationaler Redispatch und lediglich in vier Fällen ein direkter Kraftwerkseingriff. Dieses
Verhältnis der 115 D-1-Warnungen zu den tatsächlich erforderlichen 41 Massnahmen zur Auf-
rechterhaltung der Netzsicherheit beweise die Unzuverlässigkeit der D-1-Warnungen. Diese Zah-
len zeigten auch, dass die Gesuchstellerin 2 bei freiwilliger Einhaltung der 115 D-1-Limiten in 74
Fällen für die Netzsicherheit unnötige Leistungseinbussen mit entsprechenden Opportunitätsver-
lusten erlitten hätten. Für diese wirtschaftlichen Einbussen sei nach aktueller Regelung keine Ent-
schädigung vorgesehen, d.h. die Kosten der Verhinderung des Engpasses würden (zu Unrecht)
nicht den allgemeinen Netzkosten, sondern einem zufällig betroffenen Kraftwerksbetreiber ange-
lastet (act. 3 Rz. 12 ff. und 36). Die Gesuchstellerin 1 sei sodann als koordinierter KWO-Aktionär
aufgrund des KWO-Betriebsreglements verpflichtet dafür zu sorgen, dass für die Gesuchstellerin
2 stets ein zweckmässiger Betriebszustand entstehe. Wenn die Gesuchstellerin 1 die rechtlich
unverbindliche Leistungslimite D-1 eingehalten hätte und die Gesuchstellerin 2 zur Reduktion ih-
res Kraftwerkseinsatzes angewiesen hätte, wären den Aktionären der Gesuchstellerin 2 aus der
Produktionseinbusse ein wirtschaftlicher Verlust entstanden, für den sie von der Gesuchsgegnerin
nicht entschädigt worden wäre. Die Gesuchstellerin 1 sei somit vertraglich gegenüber der Ge-
suchstellerin 2 verpflichtet gewesen, in der Produktionsplanung der uneingeschränkten Durchfüh-
rung des Produktionsfahrplans den Vorzug zu geben (act. 3 Rz. 88 f.).



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97
Die Gesuchsgegnerin macht geltend, die Vorbringen, dass die Gesuchstellerin 1 aufgrund ihrer
vertraglichen Verpflichtungen gegenüber der Gesuchstellerin 2 verpflichtet gewesen sei, das Ri-
siko eines wirtschaftlichen Verlusts durch eine Produktionseinbusse höher zu gewichten als die
Einhaltung der unzuverlässigen Engpasswarnungen, seien nicht korrekt. Sie bringt vor, die Ge-
suchstellerinnen hätten um die Ernsthaftigkeit der Netzgefährdung gewusst, da die Netzsituation
aufgrund der Ausserbetriebnahme der 220-kV Leitung Innertkirchen–Mettlen sehr angespannt war
und bereits am Vortag ein direkter Eingriff in den Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2 habe
angeordnet werden müssen. Die Gesuchstellerinnen würden vollständig ausblenden, dass ein
Netzausfall auch für sie viel weitreichendere Folgen hätte als eine einstweilige Reduktion der Ein-
speisekapazität zur Gewährleistung des sicheren und stabilen Netzbetriebs. Mit dem direkten Ein-
griff in den Kraftwerkseinsatz habe die Gesuchsgegnerin sowohl im allgemeinen eminenten öf-
fentlichen Interesse eines sicheren, stabilen Netzbetriebs als auch im Interesse der Gesuchstel-
lerinnen selbst gehandelt (act. 10 Rz. 116 f.).
98
Die Berechnung der Engpässe im Netz stützt sich auf die von den Kraftwerkbetreibern an die
Gesuchsgegnerin gemeldeten Produktionsdaten. Die tatsächlich geplante Einspeisung wird durch
die Kraftwerksbetreiber am Vortag (D-1) nach 16:00 Uhr erstmalig gesendet. Die Planwerte kön-
nen und werden durch die Kraftwerksbetreiber immer dann angepasst, wenn sich Änderungen
ergeben. Eine verbindliche Vorlaufzeit bzw. die letzte Änderungsmöglichkeit für den Kraft-
werkseinsatz gibt es somit nicht und die Gesuchsgegnerin kann zu keinem Zeitpunkt mit «exak-
ten» Prognosewerten die Engpasswarnungen korrigieren. Die Folge können Engpasswarnungen
sein, welche in Echtzeit nicht relevant sind, da mit einem zu hohen Einspeisewert der Kraftwerke
gerechnet wurde (vgl. act. 10 Beilage 2 Ziff. 5.1.2 S. 17). Aufgrund der potentiell erheblichen Aus-
wirkungen eines ungeplanten Ausfalls von Netzelementen infolge Überlastung dürfte eine eher
extensive Handhabung der Engpasswarnungen jedoch durchaus im Interesse der Netznutzer
(und somit auch der Kraftwerksbetreiber) sein.
99
Es trifft zu, dass die Engpasswarnungen der Gesuchsgegnerin keinen absolut verpflichtenden
Charakter haben. Weder im Stromversorgungsrecht noch in den entsprechenden Vereinbarungen
ist eine Pönale bei Nichteinhaltung der Engpasswarnungen vorgesehen. So führt eine Nichtbe-
rücksichtigung bei einer nachträglichen Entspannung der Netzsituation zu keinen Konsequenzen
für die Kraftwerksbetreiber oder die entsprechenden Bilanzgruppen. Dennoch haben die Engpass-
warnungen konsequenterweise einen Zweck, nämlich, dass sie grundsätzlich berücksichtigt wer-
den, damit die Gesuchsgegnerin nicht zum Ergreifen weiterer Massnahmen gezwungen wird.
Werden Engpasswarnungen nicht befolgt, kann dies unter Umständen weitere Massnahmen der
Gesuchsgegnerin notwendig machen, welche allenfalls auch finanzielle Folgen für die entspre-
chenden Kraftwerksbetreiber und Bilanzgruppen haben können. Den Gesuchstellerinnen steht es
selbstverständlich offen, untereinander privatrechtliche Vereinbarungen, z.B. betreffend Kraft-
werksbetrieb, abzuschliessen. Ob entsprechende Verträge, welche mit der Tragung allfälliger Ri-
siken einhergehen, abgeschlossen werden oder nicht, ist ein rein unternehmerischer Entscheid.
Privatrechtliche Vereinbarungen oder Gewinnansprüche der Aktionäre von Kraftwerksbetreibern
begründen jedenfalls keine Ansprüche von Kraftwerksbetreibern gegenüber der Übertragungs-
netzbetreiberin. Soweit die Gesuchstellerinnen vorbringen, die Gesuchstellerin 1 sei gegenüber
der Gesuchstellerin 2 verpflichtet gewesen, trotz Engpasswarnung der Gesuchsgegnerin die Pro-
duktion nicht anzupassen, verkennen sie, dass gemäss bundesgerichtlicher Rechtsprechung die
Kraftwerksbetreiber gestützt auf Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe c StromVG und Artikel 5 Absatz 2
StromVV vertraglich direkt in die Gewährleistung des stabilen Netzbetriebs eingebunden sind und
daher in ihrem Verhalten betreffend Produktion und Einspeisung nicht gänzlich frei sind (vgl. Urteil
4A_275/2021 vom 11. Januar 2022, E. 4.2.2, vgl. auch Verfügung der ElCom 212-00405 vom
14.09.2023 Rz. 41 ff.).



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Die Situation aufgrund der häufigen Engpasswarnungen der Gesuchsgegnerin war damals für alle
betroffenen Akteure unbestrittenermassen unbefriedigend. Der entsprechende Prozess wurde so-
dann (mit Einbezug der Branche) laufend optimiert. Mit der Einführung des neuen Engpasswar-
nungsprozesses im Januar 2022 haben sich schliesslich sowohl die Anzahl als auch die Dauer
der Engpasswarnungen signifikant verringert.
101
Die Gesuchstellerinnen machen geltend, vorliegend sei der Netzengpass gemäss unbestrittener
Darstellung der Gesuchsgegnerin allein durch die Ausserbetriebnahme der Leitung Innertkirchen–
Mettlen verursacht worden. Ohne diese netztechnische Massnahme hätte die Netzsicherheit mit
präventiven Massnahmen gewährleistet werden können. Die Ausserbetriebnahme der Leitung In-
nertkirchen–Mettlen sei eine rein netztechnische Massnahme gewesen, die im Interesse der all-
gemeinen Netzsicherheit vorgenommen worden sei. Dementsprechend seien auch die mit dieser
Massnahme verbundenen Aufwendungen gemäss Verursacherprinzip den allgemeinen Netzkos-
ten und nicht den Gesuchstellerinnen zu belasten (act. 19 Rz. 53).
102
Nach Artikel 8 Absatz 1 Buchstabe a StromVG obliegt den Netzbetreibern die Gewährleistung
eines sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzes. Als Netzbetreiber im Sinne von Artikel 8
StromVG gelten sowohl die Betreiber der Verteilnetze als auch die Gesuchsgegnerin als schwei-
zerische Übertragungsnetzbetreiberin (vgl. BBl 2005 1646). So gelten auch die übrigen Vorschrif-
ten, die für alle Netzbetreiber gelten, in gleichem Masse für die Gesuchsgegnerin (vgl. FREDERIK
KREUZER in: Brigitta Kratz/Michael Merker/Renato Tami/Stefan Rechsteiner/Kathrin Föhse [Hrsg.]
Kommentar zum Energierecht, Bern 2016, Art. 20 Rz. 4). Die Gewährleistung eines sicheren,
leistungsfähigen und effizienten Netzbetriebes nach Artikel 8 Absatz 1 Buchstabe a StromVG um-
fasst auch die Instandhaltung von Leitungen, welche wiederum Ausserbetriebnahmen notwendig
machen. Gemäss der Stromversorgungsgesetzgebung gelten als anrechenbare Kosten die Be-
triebs- und Kapitalkosten eines sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzes (Art. 15 Abs. 1
StromVG). Als Betriebskosten gelten die mit dem Betrieb der Netze direkt zusammenhängenden
Leistungen. Dazu zählen insbesondere die Kosten für Systemdienstleistungen sowie den Unter-
halt der Netze (Art. 15 Abs. 2 StromVG). Als Kapitalkosten gelten die ursprünglichen Anschaf-
fungs- bzw. Herstellkosten der bestehenden Anlagen (Art. 15 Abs. 3 StromVG). Als Anschaffungs-
bzw. Herstellkosten gelten nur die Baukosten der betreffenden Anlage (Art. 13 Abs. 2 StromVV).
103
Die Kosten für die Instandhaltungsarbeiten der Gesuchsgegnerin an der Leitung Innertkirchen–
Mettlen dürften unbestrittenermassen anrechenbare Netzkosten darstellen. Fraglich ist jedoch
vielmehr, ob die Kosten, die den Gesuchstellerinnen im Zusammenhang mit dem direkten Eingriff
der Gesuchsgegnerin in den Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2 entstanden sind, als Be-
triebskosten nach Artikel 15 Absatz 2 StromVG zu qualifizieren sind. Die Gesuchstellerinnen be-
ziehen sich in ihrem Gesuch auf Artikel 15 StromVV (act. 3, Rz. 74). Artikel 15 StromVV regelt
jedoch die individuelle Anlastung von Kosten des Übertragungsnetzes und eben gerade nicht die
Zuordnung zu den allgemeinen Netzkosten, welche die Gesuchstellerinnen geltend machen. Vor-
liegend wird deshalb die Anwendung von Artikel 15 StromVG (vorliegend dessen Abs. 2) und nicht
von Artikel 15 StromVV geprüft. Offensichtlich handelt es sich bei den fraglichen Kosten nicht um
Netzunterhaltskosten. Die Gesuchstellerinnen haben keine Unterhaltsarbeiten am Übertragungs-
netz vorgenommen. Ebenso wenig handelt es sich um Entgelte für die Einräumung von Rechten
und Dienstbarkeiten im Zusammenhang mit dem Netzbetrieb. Zu prüfen ist daher, ob es sich bei
den vorliegenden Kosten um Kosten für Systemdienstleistungen handeln könnte.



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104
Systemdienstleistungen sind gemäss Artikel 4 Absatz 1 Buchstabe g StromVG die für den siche-
ren Betrieb der Netze notwendigen Hilfsdienste. Diese umfassen insbesondere Systemkoordina-
tion, Bilanzmanagement, Primärregelung, Schwarzstart- und Inselbetriebsfähigkeit von Erzeu-
gern, Spannungshaltung (inkl. Anteil Blindenergie), betriebliche Messungen und Ausgleich der
Wirkverluste. Konkret handelt es sich bei den Systemdienstleistungen insbesondere um Energie-
reserven, welche für Kraftwerksausfälle oder Konsumschwankungen bereitgehalten werden müs-
sen (FREDERIK KREUZER a.a.O., Art. 20 Rz. 11). Nach Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe b StromVG
ist die Gesuchsgegnerin für das Bilanzmanagement verantwortlich und stellt die weiteren Sys-
temdienstleistungen einschliesslich der Bereitstellung von Regelenergie sicher. Die Gesuchsgeg-
nerin hat die Systemdienstleistungen in einem marktorientierten, diskriminierungsfreien und trans-
parenten Verfahren zu beschaffen, sofern sie diese nicht selber erbringt (Art. 22 Abs. 1 StromVV).
105
Vorliegend sind den Gesuchstellerinnen Ausgleichsenergiekosten aufgrund der Unausgeglichen-
heit der Bilanzgruppe der Gesuchstellerin 1 entstanden, da sie sich dafür entschieden, die Eng-
passwarnungen der Gesuchsgegnerin nicht zu beachten, die Produktion der Gesuchstellerin 2
nicht zu reduzieren und entsprechend auch den Fahrplan nicht anzupassen. Systemdienstleistun-
gen sind jedoch für den sicheren Betrieb der Netze notwendige Hilfsdienste, welche die Gesuchs-
gegnerin auf dem Markt beschafft und die im Übrigen der Frequenzhaltung und dem Ausgleich
der Regelzone Schweiz und nicht dem Engpassmanagement dienen (vgl. Rz. 47 und 69 f.). In-
wiefern die bei den Gesuchstellerinnen im Zusammenhang mit dem direkten Eingriff in den Kraft-
werkseinsatz bei der Gesuchstellerin 2 als Folge der Unausgeglichenheit der Bilanzgruppe der
Gesuchstellerin 1 entstandenen Ausgleichsenergiekosten als anrechenbare Netzkosten nach Ar-
tikel 15 StromVG betrachtet werden könnten, ist nicht ersichtlich und tun die Gesuchstellerinnen
auch nicht dar. Des Weiteren war vorliegend die Netzsituation in der Region der Gesuchstellerin
aufgrund der Ausserbetriebnahme der Leitung Innertkirchen–Mettlen zwar bereits angespannt,
Auslöser des Engpasses war schliesslich jedoch die ausserordentliche Situation aufgrund der ho-
hen Marktpreise im Ausland und der entsprechend starken Anreize für eine hohe Produktion in
der Schweiz (Exportsituation). Sodann führten im Endeffekt verschiedene Faktoren zum Engpass
am 22. August 2018 in der Region der Gesuchstellerin 2.
106
Festgehalten werden kann, dass die Unausgeglichenheit in der Bilanzgruppe durch diese selbst
verursacht wurde. Zwar besteht vorliegend ein Zusammenhang zwischen dem direkten Eingriff in
den Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2 und der Unausgeglichenheit in der Bilanzgruppe der
Gesuchstellerin 1, jedoch lag es durchaus in der Hand und auch in der Verantwortung der Ge-
suchstellerin 1, eine solche Unausgeglichenheit zu verhindern. Schliesslich sei anzumerken, dass
sie sich dessen durchaus bewusst gewesen sein dürfte, denn gemäss eigenen Aussagen hatte
sie nach der Information der Gesuchsgegnerin betreffend direkten Eingriff in den Kraftwerksein-
satz zunächst tatsächlich versucht, die fehlende Energie zu beschaffen. Eine entsprechende Kom-
pensation war schliesslich nach Angaben der Gesuchstellerinnen nicht mehr vollumfänglich mög-
lich, einerseits, weil die Kraftwerke der Gesuchstellerin 1 voll ausgelastet waren und andererseits
aufgrund operativer Einschränkungen, insbesondere im grenzüberschreitenden Handelsgeschäft
(act. 3 Rz. 21). Aus Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe d StromVG, wonach die Gesuchsgegnerin zur
Handhabung von Engpässen transparente und diskriminierungsfreie Verfahren erarbeitet, lässt
sich ebenfalls keine Kostentragungspflicht der Gesuchsgegnerin betreffend die Ausgleichsenergie
ableiten. Somit war die Gesuchsgegnerin berechtigt, der Gesuchstellerin 1 die Kosten für Aus-
gleichsenergie aufgrund der Unausgeglichenheit in der Bilanzgruppe der Gesuchstellerin 1 in
Rechnung zu stellen.



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Abweichungen zwischen Produktion und Verbrauch müssen zur Konstanthaltung der Frequenz
des Netzes sowie zum Ausgleich der Regelzone Schweiz gegenüber dem Ausland von der Ge-
suchsgegnerin als Betreiberin des Übertragungsnetzes mittels Einsatzes von Regelenergie kom-
pensiert und als Ausgleichsenergie den Bilanzgruppen verrechnet werden (vgl. Bundesamt für
Energie, Stromversorgungsverordnung, Erläuternder Bericht zum Vernehmlassungsentwurf vom
27. Juni 2007, S. 16). Vorliegend musste die Gesuchsgegnerin die Regelzone mit Regelenergie
ausgleichen, welche sie auf dem Markt beschafft hatte. Den Bilanzgruppen hatte sie schliesslich
entsprechend ihrer Unausgeglichenheit die Kosten für Ausgleichsenergie in Rechnung gestellt
(Art. 15a Abs. 1 StromVG und Art. 15 StromVV, vgl. Rz. 92). Bei den Ausgleichsenergiekosten,
welche aufgrund der zulässigen individuellen Inrechnungstellung nach Artikel 15a StromVG und
Artikel 15 StromVV bei den Gesuchstellerinnen entstanden, handelt es sich somit eben gerade
nicht um Kosten der Übertragungsnetzbetreiberin und somit nicht um anrechenbare Netzkosten
nach Artikel 15 StromVG.
108
Die Gesuchstellerinnen bringen weiter vor, dass die Bilanzgruppe BKW am 22. August 2018 nicht
aufgrund eines direkten Eingriffs der Gesuchsgegnerin in den Kraftwerkseinsatz unausgeglichen
gewesen wäre, wenn die Gesuchsgegnerin ihre gesetzlichen und vertraglichen Pflichten im Zu-
sammenhang mit dem Netzengpass am 22. August 2018 erfüllt hätte. Vielmehr wäre die Bilanz-
gruppe spätestens im Post Scheduling-Verfahren ausgeglichen worden. Schon allein aus diesem
Grund sei die Verrechnung der Kosten für Ausgleichsenergie an die betroffene Bilanzgruppe BKW
gestützt auf den Bilanzgruppenvertrag vertragswidrig (act. 3 Rz. 83). Anhang 5 der Betriebsver-
einbarung sehe abschliessend vor, dass Kraftwerkseingriffe ausschliesslich in Form eines natio-
nalen oder internationalen Redispatchs mit anschliessendem Ausgleich der betroffenen Bilanz-
gruppe zu erfolgen habe. Welche Art von Energie bzw. Leistung dabei von der Gesuchsgegnerin
eingesetzt werde, sei in der Betriebsvereinbarung nicht geregelt und daher vorliegend rechtlich
irrelevant (act. 19 Rz. 29). Die Betriebsvereinbarung sei vorliegend bezüglich der Art der Netzret-
tungsmassnahmen im Fall eines Engpasses und die Zuweisung der daraus entstehenden wirt-
schaftlichen Folgen die im Verhältnis zwischen den Parteien rechtlich allein massgebende Rechts-
grundlage (act. 19 Rz. 22). In Ziffer 8.10.1 Absatz 3 und 4 des Betriebsführungshandbuches sei
sodann vorgesehen, dass für den Ausgleich der betroffenen Bilanzgruppe Regelenergie einzuset-
zen sei, bis die Bilanzgruppe durch den Verantwortlichen ausgeglichen werden kann. Somit habe
die Gesuchsgegnerin im Fall eines direkten Eingriffs in den Kraftwerkseinsatz die dadurch verur-
sachte Unausgeglichenheit nicht nur in der Regelzone Schweiz, sondern auch in der betroffenen
Bilanzgruppe mit Regelenergie auszugleichen (act. 19 Rz. 30 f.).



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Die Gesuchsgegnerin macht geltend, dass das Post-Scheduling-Verfahren nur bei Durchführun-
gen eines Redispatchs Anwendung findet (vgl. Anhang 5 Ziffer 1.3 der Betriebsvereinbarung). Die
Rechtsauffassung der Gesuchstellerinnen, wonach diese Regelung auch beim direkten Eingriff in
den Kraftwerkseinsatz und damit beim Einsatz von Regelleistung zur Anwendung kommt, sei un-
zutreffend. Bei einem direkten Eingriff in den Kraftwerksbetrieb fehle es an einem Counterpart,
weshalb dieses Vorgehen bereits aus technischen und objektiven Gründen nicht zu Anwendung
kommen könne (act. 10 Rz. 104 ff.). Die Gesuchstellerinnen hätten daher keinen Anspruch darauf,
dass bei Nichtbeachtung der Engpasswarnungen die Gesuchsgegnerin eine Korrektur des Bilanz-
gruppen-Saldos im Post-Scheduling-Verfahren mittels Korrekturfahrplan vornehme bzw. über-
haupt vornehmen könne. Die individuelle Kostenanlastung der Ausgleichsenergie bezwecke den
effizienten gesamtschweizerischen Einsatz von Regelenergie und Regelleistung und soll dadurch
Missbräuche verhindern (Art. 15a Abs. 2 StromVG). Die Redispatch-Massnahme sei ausserdem
so ausgestaltet, dass keine Vorhaltepflicht der Gesuchsgegnerin bestehe, sondern die Kraftwerks-
betreiber vielmehr verpflichtet seien, ihre frei verfügbare Leistung der Gesuchsgegnerin zu melden
(act. 10 Rz. 107). Regelenergie diene der Gewährleistung des sicheren Netzbetriebes der Regel-
zone Schweiz und nicht einem wirtschaftlichen Partikularinteresse eines direkt in das Übertra-
gungsnetz einspeisenden Kraftwerksbetreibers (zulasten der Allgemeinheit durch tarifliche Kos-
tenwälzung auf die Endverbraucher). Mit Regelenergie würde die Regelzone Schweiz ausgegli-
chen und nicht eine einzelne unausgeglichene Bilanzgruppe. Bei einem direkten Eingriff in den
Kraftwerkseinsatz müsse die betroffenen Bilanzgruppe für ihren Ausgleich besorgt sein (act. 10
Rz. 61).
110
Es ist richtig, dass im Anhang 5 der in der Betriebsvereinbarung (Stand am 1. Januar 2014) nur
der Redispatch direkt geregelt ist und nicht auch der direkte Eingriff in den Kraftwerkseinsatz. Die
Ergänzung, dass, wenn die Engpässe trotz Anwendung dieser präventiven und operativen Mass-
nahmen immer noch bestehen, die Gesuchsgegnerin unter anderem den «direkten» Eingriff in
den Kraftwerkseinsatz gemäss Betriebsführungshandbuch anwenden wird, wurde erst in der Ver-
sion 4.0 vom 31. Juli 2018 vorgenommen (Unterzeichnung durch die Gesuchstellerin 2 am 28. Ok-
tober 2019 mit Vorbehalten, vgl. Rz 63). Jedoch verweist die Betriebsvereinbarung an diversen
Stellen explizit auf das Betriebsführungshandbuch, in welchem der direkte Eingriff in den Kraft-
werkseinsatz vorgesehen ist (siehe zum Ganzen oben Rz. 64 f.).
111
Bei der Anordnung eines Redispatchs stellt die Gesuchsgegnerin sicher, dass die Leistungsbilanz
der Schweiz ausgeglichen wird. Deshalb erhalten die Bilanzgruppen jedes Kraftwerkes im Rah-
men eines nachgelagerten Fahrplanmanagementprozesses (Post-Scheduling) jeweils einen
Fahrplan in der Höhe des Redispatchs, so dass die Bilanzgruppe durch den Eingriff neutral gestellt
wird (vgl. dazu Fachbericht der Gesuchsgegnerin vom 27.03.2023 [act. 10 Beilage 2]). Die Ge-
suchstellerinnen können jedoch nicht geltend machen, dass Kraftwerkseingriffe ausschliesslich in
Form eines nationalen oder internationalen Redispatchs mit anschliessendem Ausgleich der be-
troffenen Bilanzgruppe zu erfolgen haben (act. 19 Rz. 33). Im Stromversorgungsrecht gibt es
keine Verpflichtung der Gesuchsgegnerin, rechtzeitig genügend Leistung für Redispatch zu reser-
vieren und dadurch weitere Massnahmen zu verhindern (vgl. Rz. 71). Nach Kenntnis der Ge-
suchsgegnerin stand am 22. August 2018 keine weitere Redispatchleistung zur Verfügung. Somit
war ein Redispatch, welcher stets (symmetrisch) bei zwei Kraftwerken zu erfolgen hat nicht mög-
lich. Der direkte Eingriff in den Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2 war zulässig (vgl. Rz. 87).
Da der direkte Eingriff in den Kraftwerkseinsatz eine einseitige Massnahme bei nur einem Kraft-
werk ist, ist das in der Betriebsvereinbarung dem zweiseitigen Redispatch nachgelagerte Post-
Scheduling-Verfahren nicht möglich und somit von der Gesuchsgegnerin nicht anzuwenden.



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112
Da elektrische Energie im Stromnetz nicht gespeichert werden kann, muss die ins Netz einge-
speiste Menge an Energie zu jedem Zeitpunkt mit jener Menge übereinstimmen, die aus dem Netz
entnommen wird. Kommt es zu Abweichungen bei den Sollwerten, d.h. sind die Bilanzgruppen in
der Schweiz in der Summe nicht ausgeglichen, dann setzt die Gesuchsgegnerin Regelenergie
ein, damit die Regelzone ausgeglichen ist. Der Einsatz von Regelenergie stellt somit eine physi-
kalische Massnahme dar, die den Zweck hat, die Sicherheit des Netzes zu gewährleisten. Aus-
gleichsenergie ist nach Artikel 4 Absatz 1 Buchstabe eter StromVG hingegen Elektrizität, die zum
Ausgleich der Differenz zwischen dem effektiven Bezug oder der effektiven Lieferung einer Bi-
lanzgruppe und deren Bezug bzw. deren Lieferung nach Fahrplan in Rechnung gestellt wird. Die
von den Bilanzgruppen verursachten Ausgleichsenergiekosten, welche die Gesuchsgegnerin den
Bilanzgruppenverantwortlichen bei Unausgeglichenheit ihrer Bilanzgruppen in Rechnung stellt
(vgl. Rz. 92), stellt keine physikalische Massnahme, sondern eine reine Abrechnungsgrösse dar,
wie die Gesuchsgegnerin richtig festhält (act. 23, Rz. 16, vgl. Art. 4 Abs. 1 Bst. eter StromVG). Die
Gesuchsgegnerin ist somit verpflichtet, die Regelzone physisch in Echtzeit auszugleichen und
schliesslich den Bilanzgruppen zu einem späteren Zeitpunkt (nach Bekanntgabe der definitiven
Fahrpläne) entsprechend ihrer Unausgeglichenheit die Kosten für die Ausgleichsenergie in Rech-
nung zu stellen. Resultiert aus dem Verkauf von Ausgleichsenergie ein Gewinn, so hat die Ge-
suchsgegnerin diesen nach Artikel 15a Absatz 3 StromVG mit den Kosten der Systemdienstleis-
tungen zu verrechnen. Dadurch verringert sich im entsprechenden Umfang der von den Endver-
brauchern zu bezahlende allgemeine SDL-Tarif (vgl. ANDRE SPIELMANN in: Brigitta Kratz/Michael
Merker/Renato Tami/Stefan Rechsteiner/Kathrin Föhse [Hrsg.] Kommentar zum Energierecht,
Bern 2016, Art. 15a Rz. 13). Eine Unausgeglichenheit in der betroffenen Bilanzgruppe mit Re-
gelenergie ausgleichen und auf die Verrechnung von Ausgleichsenergiekosten, welche die Bi-
lanzgruppen verursacht haben, zu verzichten, wie es die Gesuchstellerinnen vorliegend sinnge-
mäss geltend machen, würde somit gegen den im Stromversorgungsrecht explizit vorgesehenen
Mechanismus verstossen (act. 19 Rz. 30 f.). Eine entsprechende Pflichtverletzung der Gesuchs-
gegnerin liegt somit nicht vor.
113
Die Gesuchsgegnerin war sodann weder verpflichtet noch berechtigt, die Bilanzgruppe der Ge-
suchstellerin 1 nach dem direkten Eingriff in den Kraftwerkseinsatz am 22. August 2018 mittels
eines nachgelagerten Fahrplanmanagementprozesses auszugleichen. Es wäre an der Gesuch-
stellerin 2 selbst gelegen, für den Ausgleich ihrer Bilanzgruppe zu sorgen oder vielmehr die Eng-
passwarnungen der Gesuchsgegnerin zu berücksichtigen. Die Gesuchsgegnerin war hingegen
verpflichtet, der Gesuchstellerin 1 aufgrund der Unausgeglichenheit ihrer Bilanzgruppe die Kosten
für Ausgleichsenergie nach Artikel 15a Absatz 1 StromVG in Rechnung zu stellen.
114
Die Gesuchstellerinnen bringen vor, seit der Abschaltung des Kernkraftwerkes Mühleberg bestehe
auf der Leitung zwischen Mühleberg und Bassecourt ebenfalls ein struktureller Netzengpass. Im
Unterschied zum vorliegenden Fall habe die Gesuchsgegnerin jedoch offenbar mit der betroffenen
[…] eine Vereinbarung abgeschlossen, wonach diese für die mit dem Netzengpass zusammen-
hängenden Leistungsreduktionen entschädigt werde (act. 3 Rz. 40). Gemäss Artikel 20 Absatz 1
und 2 Buchstabe d StromVG sei die Gesuchsgegnerin verpflichtet, alle am Übertragungsnetz an-
geschlossenen Kraftwerke diskriminierungsfrei, d.h. unter gleichen Voraussetzungen gleich zu
behandeln. Die rechtsungleiche Behandlung der Gesuchstellerin durch die Gesuchsgegnerin im
Vergleich mit der […] verstosse daher gegen diese gesetzlichen Bestimmungen. Gemäss Artikel
5 Absatz 2 StromVV habe die Gesuchsgegnerin zudem mit den Kraftwerksbetreibern die für die
Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit zu treffenden Massnahmen, insbesondere eine Re-
gelung der Produktionsanpassung, auf rechtsgleiche Weise zu vereinbaren, was im Fall der Ge-
suchstellerin 2 im Vergleich mit der […] nicht geschehen sei. Auch diese gesetzliche Vorschrift
habe die Gesuchsgegnerin demnach missachtet (act. 3 Rz. 79 f.).



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115
Die Gesuchsgegnerin macht geltend, die Vorbringen der Gesuchstellerinnen, wonach die Ge-
suchsgegnerin mit der […] eine Vereinbarung abgeschlossen habe, wonach Letztere für Lastre-
duktionen entschädigt würde, seien nicht korrekt. Die Gesuchsgegnerin habe mit ausgewählten
Kraftwerken in der Westschweiz eine Vereinbarung abgeschlossen, wonach die Kraftwerke ver-
pflichtet worden seien, über die Weihnachtsfeiertage eine Mindestproduktion einzuhalten. Der
Grund für diese Massnahme sei in der beschränkten Verfügbarkeit des Transformators Basse-
court und des noch nicht installierten neuen Transformators Mühleberg gelegen. Es handle sich
somit bei der genannten Vereinbarung um eine Regelung für eine ungeplante, ausserordentliche
Netzsituation über eine kurze Zeitdauer. Die Gesuchsgegnerin habe mit der […] keine Vereinba-
rung zur Entschädigung einer mit einem Netzengpass zusammenhängenden Leistungsreduktion
abgeschlossen. Eine Vergleichbarkeit mit dem Engpass vom 22. August 2018 in der Region der
Gesuchstellerin 2 liege nicht vor und entsprechend auch keine diskriminierende und rechtswidrige
Handhabung von Netzengpässen durch die Gesuchsgegnerin (act. 10 Rz. 36 und 113).
116
Gemäss Medienmitteilung der Gesuchstellerin vom 19. Dezember 2019 (vgl. www.swissgrid.ch >
Newsroom > News und Medienmitteilungen > Mindestproduktion mit Speicherkraftwerken in der
Westschweiz vereinbart, zuletzt besucht am 27.11.2025) hatte die Gesuchsgegnerin zur Siche-
rung der Netzstabilität in der Region zwischen Bassecourt, Mühleberg und Chamoson mit ausge-
wählten Speicherkraftwerken eine Mindestproduktion für die Zeit der Schwachlasttage zwischen
Weihnachten und Neujahr, im Zeitraum vom 20. Dezember 2019 bis am 06.Januar 2020, verein-
bart. Die präventive Massnahme diente der Vermeidung der Überlastung von Netzelementen in
der Westschweiz und der Reduktion eines etwaigen Redispatchbedarfs während dieser Tage.
117
Mitte November 2019 hatten ungeplante Nichtverfügbarkeiten von Kraftwerken in Südfrankreich
während einigen Tagen zu hohen geplanten und ungeplanten Flüssen in der Schweiz geführt.
Dies hatte Auswirkungen auf den schweizerischen Netzbetrieb, insbesondere auf den inner-
schweizerischen Zuleitungen Richtung Westschweiz, und machte zusätzlich eine Reduktion der
Importkapazitäten notwendig. Aufgrund der generell angespannten Lage und wegen des Abschal-
tens des Kernkraftwerks Mühleberg Ende Dezember 2019 wurde daher in der Schweiz mit der
Mindestproduktion von Speicherkraftwerken in der Westschweiz eine zusätzliche temporäre Mas-
snahme ergriffen, was aufgrund der hohen verfügbaren Speicherenergie problemlos möglich war
(vgl. Tätigkeitsbericht der ElCom 2019, S. 39, abrufbar unter www.elcom.admin.ch > Publikationen
und Veranstaltungen > Berichte und Studien). Die Massnahme diente einerseits der Vorbeugung
einer kritischen Netzsituation in der betroffenen Region und andererseits der substanziellen Erhö-
hung der Grenzkapazitäten für den Stromimport über die Feiertage, womit gleichzeitig auch das
Risiko für kurzfristig notwendigen Redispatch, welcher zu hohen Kosten geführt hätte, reduziert
werden konnte. Im Gegensatz zum vorliegenden Streitfall, in welchem der Engpass für wenige
Stunden während der Dauer der abgestimmten und geplanten knapp fünftägigen Ausserbetrieb-
nahme der Leitung Innertkirchen-Mettlen (20.08.2018 07.00 bis 24.08.2018 17.00 Uhr) auftrat,
war die Situation in der Westschweiz während längerer Zeit angespannt und hatte wegen der
Reduktion der Importkapazitäten der Schweiz Auswirkungen auf die Versorgung des gesamten
Landes. Es wurde in jenem Fall demzufolge kein Kraftwerkbetreiber angewiesen, seine Einspei-
sung zu verringern und es fand kein direkter Eingriff in einen Kraftwerkseinsatz statt. Hingegen
wurden in jenem Fall Kraftwerke verpflichtet, zur Sicherstellung der Versorgung eine Mindest-
menge an Strom zu produzieren und in das Netz einzuspeisen. Für die den Kraftwerken durch die
vereinbarte Verpflichtung entstandenen zusätzlichen Kosten – insbesondere für die Nutzung des
gespeicherten Wassers, welches nach der vereinbarten Mindestproduktion schliesslich nicht mehr
für eine weitere Turbinierung bei höheren Marktpreisen zur Verfügung stand – wurde damals
durch die Gesuchsgegnerin eine vertraglich vereinbarte Entschädigung ausgerichtet.



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118
Nach Artikel 20 Absatz 1 StromVG hat die Gesuchsgegnerin dauernd für einen diskriminierungs-
freien, zuverlässigen und leistungsfähigen Betrieb des Übertragungsnetzes als wesentliche
Grundlage für die sichere Versorgung der Schweiz zu sorgen. Sie legt die grenzüberschreitenden
Übertragungskapazitäten in Koordination mit den Netzbetreibern der Nachbarländer fest. Gemäss
Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe d StromVG erarbeitet die Gesuchsgegnerin transparente und dis-
kriminierungsfreie Verfahren zur Handhabung von Engpässen. In der Region Bassecourt, Mühle-
berg und Chamoson lag um den Jahreswechsel 2019/2020 eine Situation vor, welche sich nicht
mit dem Netzengpass vom 22. August 2018 in der Region der Gesuchstellerin 2 vergleichen lässt.
Es handelt sich vorliegend vielmehr um zwei unterschiedliche Sachverhalte, welche eine unter-
schiedliche Handhabung der jeweiligen Netzsituationen durch die Gesuchsgegnerin erforderlich
machten. Es ist somit nicht ersichtlich, inwiefern die Gesuchsgegnerin durch den direkten Eingriff
in den Kraftwerkseinsatz der Gesuchstellerin 2, welcher wie oben ausgeführt erforderlich war, die
am Übertragungsnetz angeschlossenen Kraftwerke nicht diskriminierungsfrei behandelte und Ar-
tikel 20 Absatz 1 und 2 Buchstabe d StromVG verletzt hätte.
119
Nach Artikel 5 Absatz 2 StromVV vereinbart die Gesuchsgegnerin sodann mit den Netzbetreibern,
Erzeugern und den übrigen Beteiligten auf einheitliche Weise die für die Aufrechterhaltung der
Versorgungssicherheit zu treffenden Massnahmen, insbesondere eine Regelung des automati-
schen Lastabwurfs sowie der Produktionsanpassung bei Kraftwerken im Fall einer Gefährdung
des stabilen Netzbetriebes. Artikel 5 Absatz 2 StromVV schreibt somit den Abschluss einer Be-
triebsvereinbarung vor (siehe Urteil des Bundesgerichtes 4A_275/2021 und 4A_283/2021 vom
11. Januar 2022, E. 4.2.1). Eine solche wurde vorliegend abgeschlossen (siehe oben Rz. 51). Der
direkte Eingriff in den Kraftwerkseinsatz ist zwar in der Version der damals abgeschlossenen Be-
triebsvereinbarung nicht direkt vorgesehen, jedoch wird darin auf das Betriebsführungshandbuch
verwiesen, wo diese Massnahme explizit aufgeführt wird. Ausserdem ergibt sich aus der Verpflich-
tung der Gesuchsgegnerin nach Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe c StromVG, dass dieser als zuläs-
sig zu erachten ist (siehe oben Rz. 62 ff.). Insofern hat die Gesuchsgegnerin auch Artikel 5 Absatz
2 StromVV nicht, wie von den Gesuchstellerinnen vorgebracht, verletzt, indem sie im Jahr 2018
bei der Gesuchstellerin 2 einen als zulässig und notwendig erachteten direkten Eingriff in den
Kraftwerkseinsatz durchführte und im Jahr 2019 mit einer anderen Kraftwerksbetreiberin in einer
nicht vergleichbaren Situation eine Vereinbarung betreffend Mindestproduktion abschloss. Die
Gesuchstellerinnen können somit aus der Vereinbarung zwischen der Gesuchsgegnerin und der
[…] betreffend Mindestproduktion, welche zudem über ein Jahr später abgeschlossen wurde, als
sich der vorliegend relevante Sachverhalt zugetragen hat, nichts zu ihren Gunsten ableiten.
7.3 Weiteres zur Kostentragung bei Massnahmen zur Gewährleistung des si-
cheren Netzbetriebes
120
Die Gesuchsgegnerin bringt vor, die sinngemässe Behauptung der Gesuchstellerinnen, dass für
sämtliche Folgen eines tatsächlichen Engpasses die Gesuchsgegnerin ursächlich verantwortlich
sei, aufgrund der tatsächlichen Gegebenheiten völlig verfehlt sei. Es sei faktisch schlicht unmög-
lich und widersinnig, dass jeder Kraftwerksbetreiber jederzeit seine volle Produktionskapazität in
das Netz einspeisen können müsse, und zwar unbesehen der konkreten Netzsituation und immer
zulasten der Allgemeinheit (act. 10, Rz. 15).



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121
Die Gesuchstellerinnen machen geltend, sie hätten entgegen der Behauptung der Gesuchsgeg-
nerin nie den Standpunkt vertreten, dass jeder Kraftwerksbetreiber jederzeit seine volle Produkti-
onskapazität in das Netz einspeisen können muss. Rechtlich verhalte es sich so, dass die Kraft-
werksbetreiber mit dem Netzanschlussvertrag das Recht erwerben würden, die vereinbarte Leis-
tung dauernd in das Netz einzuspeisen. Dieses Recht werde durch das Recht der Gesuchsgeg-
nerin eingeschränkt, zur Aufrechterhaltung eines sicheren Netzbetriebs die Einspeisung der ver-
einbarten Leistung fallweise zu reduzieren. Damit stehe aber rechtlich noch nicht fest, wer die aus
der Einschränkung resultierenden wirtschaftlichen Folgen zu tragen habe. Das in Artikel 15a und
Artikel 20 Absatz 2 Buchstabe d StromVG i.V.m. Artikel 15 Absatz 1 Buchstabe b StromVV ver-
ankerte Verursacherprinzip gebiete es analog zu Artikel 32d Absatz 3 USG, dass diese Kosten
den allgemeinen Netzkosten und nicht einem einzelnen Kraftwerksbetreiber bzw. einer einzelnen
Bilanzgruppe belastet würden (act. 19 Rz. 17).
122
Gemäss bundesgerichtlicher Rechtsprechung sind die Kraftwerksbetreiber gestützt auf Artikel 20
Absatz 2 Buchstabe c StromVG und Art. 5 Abs. 2 StromVV vertraglich direkt in die Gewährleistung
des stabilen Netzbetriebs eingebunden (Urteil 4A_275/2021 und 4A_283/2021 des Bundesgerich-
tes vom 11. Januar 2022, E. 4.2.2). Die Kraftwerksbetreiber haben somit ebenfalls einen Beitrag
an den stabilen Netzbetrieb zu leisten. Eine Entschädigung ist weder im Stromversorgungsrecht
noch den entsprechenden vertraglichen Vereinbarungen zwischen der Gesuchsgegnerin und den
Gesuchstellerinnen vorgesehen (vgl. dazu ebenfalls das Urteil 4A_275/2021 und 4A_283/2021
des Bundesgerichtes vom 11. Januar 2022, welches aus dem Umstand der fehlenden Entschädi-
gung das Vorliegen eines öffentlich-rechtlichen Verhältnisses zwischen Gesuchsgegnerin und Ge-
suchstellerin 2 ableitet, E. 4.2.2). Das Treffen von Massnahmen für den sicheren Betrieb der Netze
durch Kraftwerksbetreiber auf eigene Kosten rechtfertigt sich auch insofern, dass zuletzt alle Ak-
teure der Stromversorgung von einem sicheren Netzbetrieb profitieren (vgl. dazu rechtskräftige
Verfügung der ElCom 212-00405 vom 14. September 2023, Rz. 45).
123
Nach Artikel 8 Absatz 1 Buchstabe a StromVG obliegt den Netzbetreibern sodann die Gewähr-
leistung eines sicheren, leistungsfähigen und effizienten Netzes. Im Stromversorgungsrecht gibt
es keinen Anspruch der Kraftwerksbetreiber (oder anderen Netznutzern), das Netz ununterbro-
chen und mit voller Kapazität zu nutzen. Solange weder der Grundsatz eines sicheren, leistungs-
fähigen und effizienten Netzbetriebs nach Stromversorgungsrecht noch vertragliche Verpflichtun-
gen verletzt werden, besteht somit kein Anspruch auf Entschädigung in Fällen, wo die Netznut-
zung aufgrund von Massnahmen zur Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebes eingeschränkt
wird. Vorliegend wurde aufgezeigt, dass der direkte Eingriff in den Kraftwerkseinsatz der Gesuch-
stellerin 2 für die Aufrechterhaltung der Netzsicherheit angezeigt war und die Gesuchsgegnerin
keine vertraglichen Verpflichtungen verletzt hat, welche zu einer Entschädigungspflicht gegenüber
den Gesuchstellerinnen führen würden.
124
Die Gesuchstellerinnen machen geltend, dass sie nach aktueller Regelung für die Verluste im
Zusammenhang mit der Befolgung der D-1 Warnungen in keiner Weise entschädigt werden (act.
3 Rz. 12). Umso weniger rechtfertigt sich vor diesem Hintergrund eine Übernahme der Kosten,
welche aufgrund der Nicht-Befolgung einer D-1-Warnung entstanden sind. Eine Übernahme aller
Kosten durch die Gesuchsgegnerin, die im Zusammenhang mit der Befolgung oder auch der
«Nicht-Befolgung» ihrer Engpasswarnungen stehen, würde des Weiteren dem Sinn und Zweck
des Engpassmanagements einerseits widersprechen und wäre andererseits kaum gerechtfertigt,
da zuletzt alle Akteure der Stromversorgung, auch die Kraftwerksbetreiber, von einem sicheren
Netzbetrieb profitieren.



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Fazit
125
Die Gesuchsgegnerin war in der am 22. August 2018 vorliegenden Situation berechtigt und ver-
pflichtet, bei der Gesuchstellerin 2 einen direkten Eingriff in den Kraftwerkseinsatz anzuordnen
(vgl. Art. 20 Abs. 2 Bst. c StromVG, Art. 5 Abs. 2 StromVV; Ziffer 4 und 8 der Betriebsvereinbarung
sowie Ziffer 8.10 des Betriebsführungshandbuchs). Die Gesuchsgegnerin war berechtigt und ver-
pflichtet, der Gesuchstellerin 1 die Kosten für die von der Bilanzgruppe verursachte Ausgleichs-
energie in Rechnung zu stellen (vgl. Art. 15a Abs. 1 StromVG und Art. 15 Abs. 1 Bst. b StromVV).
Bei den der Gesuchstellerin 1 durch die Unausgeglichenheit ihrer Bilanzgruppe entstandenen
Kosten handelt es sich somit nicht um anrechenbare Kosten des Übertragungsnetzes, welche
gemäss dem Ausspeiseprinzip von den Endverbrauchern zu tragen wären (vgl. Art. 14 f.
StromVG).
126
Eine weitergehende gesetzliche Grundlage für die Kostentragung durch die Gesuchsgegnerin be-
steht im Stromversorgungsrecht nicht.
9
Gebühren
127
Die ElCom erhebt für Verfügungen im Bereich der Stromversorgung Gebühren (Art. 21 Abs. 5
StromVG, Artikel 13a der Verordnung über Gebühren und Aufsichtsabgaben im Energiebereich
vom 22. November 2006 [GebV-En; SR 730.05]). Die Gebühren werden nach Zeitaufwand be-
rechnet und betragen je nach Funktionsstufe des ausführenden Personals 75 bis 250 Franken pro
Stunde (Art. 3 GebV-En).
128
Für die vorliegende Verfügung werden folgende Gebühren in Rechnung gestellt: 5 anrechenbare
Stunden zu einem Gebührenansatz von 250 Franken pro Stunde (ausmachend 1’250 Franken),
8 anrechenbare Stunden zu einem Gebührenansatz von 230 Franken pro Stunde (ausmachend
1’840 und 114 anrechenbare Stunden zu einem Gebührenansatz von 200 Franken pro Stunde
(ausmachend 22’800 Franken). Gesamthaft ergibt sich damit eine Gebühr von 25’890 Franken.
129
Die Gebühr hat zu bezahlen, wer eine Verfügung veranlasst (Art. 1 Abs. 3 GebV-En i.V.m. Art. 2
Abs. 1
der
Allgemeinen
Gebührenverordnung
vom
8. September
2004
[AllgGebV;
SR 172.041.1]). Haben mehrere Parteien den Erlass einer Verfügung veranlasst, werden die
dadurch entstandenen Gebühren nach dem Unterliegerprinzip auferlegt. Dies entspricht einem
allgemeinen prozessualen Grundsatz, der für zahlreiche kostenpflichtige staatliche Verfahren üb-
lich ist (siehe ALFRED KÖLZ/ISABELLE HÄNER/MARTIN BERTSCHI/LIVIO BUNDI, Verwaltungsverfahren
und Verwaltungsrechtspflege des Bundes, 4. Aufl. Zürich/Genf 2025, Rz. 653; BGE 132 II 47
E. 3.3). Die Gesuchstellerinnen haben durch ihr Gesuch betreffend Verrechnung von Kosten für
Ausgleichsenergie nach dem direkten Eingriff der Gesuchsgegnerin in den Kraftwerkseinsatz der
Gesuchstellerin 2 vom 22. August 2018 diese Verfügung veranlasst und sind mit ihren Rechtsbe-
gehren nicht durchgedrungen. Die Gebühr ist somit je zur Hälfte und unter solidarischer Haftung
den Gesuchstellerinnen aufzuerlegen.
10 Parteientschädigung
130
Weder das StromVG noch das VwVG sehen im erstinstanzlichen Verwaltungsverfahren die Aus-
richtung einer Parteientschädigung vor. Für eine analoge Anwendung von Artikel 64 VwVG, wel-
cher das Beschwerdeverfahren betrifft, besteht kein Raum, da es sich beim Ausschluss von Par-
teientschädigungen im erstinstanzlichen Verfahren nicht um eine echte Lücke handelt, sondern
dies vom Gesetzgeber bewusst so vorgesehen wurde (BGE 132 II 47, E. 5.2 mit weiteren Hinwei-
sen). Aus diesem Grund werden vorliegend keine Parteientschädigungen gesprochen.



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III Entscheid
Gestützt auf diesen Erwägungen wird verfügt:
1.
Die Rechtsbegehren 1–5 der BKW Energie AG und der Kraftwerke Oberhasli AG werden abge-
wiesen.
2.
Die Gebühr für diese Verfügung beträgt 25’890 Franken. Sie wird je zur Hälfte der BKW Energie
AG und der Kraftwerke Oberhasli AG auferlegt. Sie haften dafür solidarisch. Die Rechnungen
werden nach Rechtskraft der vorliegenden Verfügung zugestellt.
3.
Es werden keine Parteientschädigungen gesprochen.
4.
Die Verfügung wird der BKW Energie AG, der Kraftwerke Oberhasli AG sowie der Swissgrid AG
mit eingeschriebenem Brief eröffnet.
Bern, 16. Dezember 2025
Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom
Felix Vontobel
Vizepräsident
Michael Bhend
Stv. Geschäftsführer
Versand:

Zu eröffnen mit eingeschriebenem Brief:
− BKW Energie AG, Viktoriaplatz 2, 3013 Bern
− Kraftwerke Oberhasli AG, Grimselstrasse 19, 3862 Innertkirchen
beide vertreten durch Rechtsanwalt Dr. Matthias Kaufmann, Swisslegal (Aarau), Jurastrasse 4, Post-
fach, 5001 Aarau

− Swissgrid AG, Bleichemattstrasse 31, 5001 Aarau



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IV Rechtsmittelbelehrung
Gegen diese Verfügung kann innert 30 Tagen seit Zustellung Beschwerde erhoben werden. Die Be-
schwerde ist beim Bundesverwaltungsgericht, Postfach, 9023 St. Gallen, einzureichen (Art. 50 VwVG,
Art. 23 Absatz 1 StromVG). Die Frist steht still:
a)
vom 7. Tag vor Ostern bis und mit dem 7. Tag nach Ostern;
b)
vom 15. Juli bis und mit dem 15. August;
c)
vom 18. Dezember bis und mit dem 2. Januar (Art. 22a VwVG).
Die Beschwerde hat die Begehren, deren Begründung mit Angabe der Beweismittel und die Unterschrift
des Beschwerdeführers oder seines Vertreters zu enthalten. Die angefochtene Verfügung und die als
Beweismittel angerufenen Urkunden sind beizulegen, soweit der Beschwerdeführer sie in Händen hat
(Art. 52 Abs. 1 VwVG).