amtsblatt-24-2018
Dieses Dokument ist Teil der Anfrage „Amtsblätter bis 2018“
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2838 – Mitteilungen, Sonstiges, Teil A, Mitteilungen der Bundesnetzagentur – 24 2018
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rende Überprüfung der Roaming-Regelungen bis Ende 2019 Inhalt dieser Informationsver-
anstaltung sein.
Post-Universaldienst: Qualitätsmonitoring
Die Bundesnetzagentur strebt im Jahr 2019 eine verstärkte, fortlaufende Auswertung der ihr
zur Verfügung gestellten Daten der Marktakteure an. Dies betrifft u. a. Daten zu Laufzeiten,
zu Nachforschungen oder Filialen und Briefkästen. Durch eine Präzisierung der eigenen
Auswertungen verspricht sich die Bundesnetzagentur eine verbesserte Kontrolle der gesetz-
lich vorgegebenen Qualitätsparameter. Für mehr verbraucherfreundliche Transparenz sollen
die Ergebnisse regelmäßig auf den Internetseiten der Bundesnetzagentur veröffentlicht wer-
den.
II Energie
Die Bundesnetzagentur wird neben ihren regelmäßigen gesetzlichen Aufgaben im Jahre
2019 insbesondere die sie betreffenden energiewirtschaftlichen Weichenstellungen der Bun-
desregierung weiter umsetzen. Sie wird dies aktiv vorantreiben und die politischen Entschei-
dungsträger beraten, wo dies gewünscht ist.
1. Netzausbau
Konsultation und Genehmigung des Netzentwicklungsplan Strom 2019 – 2030
Aufbauend auf dem von der Bundesnetzagentur am 15. Juni 2018 genehmigten Szenario-
rahmen 2019 – 2030 mussten die Übertragungsnetzbetreiber bis zum 10. Dezember 2018
einen ersten Entwurf zum Netzentwicklungsplan (NEP) mit dem Zieljahr 2030 (NEP 2019 -
2030) der Öffentlichkeit zur Konsultation vorlegen. Anfang Mai 2019 ist der konsultierte und
überarbeitete Entwurf des NEP der Bundesnetzagentur vorzulegen. Die Bundesnetzagentur
wird diesen Entwurf prüfen und ihrerseits zur Konsultation stellen. Mit einer Bestätigung des
Netzentwicklungsplans 2019 - 2030 ist gegen Ende des Jahres 2019 zu rechnen. Die Bun-
desnetzagentur wird der Bundesregierung den NEP 2019 - 2030 als Entwurf für den zu ak-
tualisierenden Bundesbedarfsplan übermitteln.
Unterstützung zur Ausgestaltung und Umsetzung des Aktionsplans Stromnetze
Der am 20. September 2018 vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi)
durchgeführte Netzgipfel fordert u.a. die Konkretisierung des „Aktionsplans Stromnetze“ un-
ter Berücksichtigung der Optimierung der Netze.
Bonn, 19. Dezember 2018
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Die Beteiligung der Bundesnetzagentur legt in 2019 ihren Focus auf die Bewertung von
technischen Innovationen für eine verbesserte Netzauslastung, inklusive der Einführung ei-
ner automatisierten Betriebsführung und eines reaktiven Redispatch-Konzeptes.
2. Entgeltregulierung
Die Anreizregulierung sieht eine Neufestlegung der Erlösobergrenzen der Stromnetzbe-
treiber zu Beginn der dritten Regulierungsperiode am 1. Januar 2019 auf der Grundlage des
Basisjahres 2016 vor.
Die Festlegung der Erlösobergrenzen soll im Frühjahr 2019 auf Grundlage der bereits ge-
prüften Daten des Basisjahres 2016, soweit noch nicht erfolgt, abgeschlossen werden.
Genehmigungen zu Erlösobergrenzen sowie Kapitalkostenaufschlägen
Verteilernetzbetreiber können darüber hinaus gemäß § 4 Abs. 4 Nr. 1 i. V. m. § 10a ARegV
eine Anpassung der Erlösobergrenze aufgrund neuer Investitionen bzw. Investitionsprojekten
beantragen. Der Antrag kann jährlich zum 30. Juni für den Kapitalkostenaufschlag im Fol-
gejahr gestellt werden. Der Aufschlag deckt die Kapitalkosten auf Plankostenbasis ab.
Entsprechende Plan-/Ist-Abweichungen sind nach den ersten Jahren des Kapitalk-
ostenaufschlags auszuwerten. Plan-/Ist-Abweichungen werden über das Regulierungskonto
ausgeglichen.
Qualitätsregulierung Elektrizität
Qualitätsvorgaben sollen einen langfristig angelegten, leistungsfähigen und zuverlässigen
Betrieb von Energieversorgungsnetzen sichern. Zur Weiterentwicklung der Qualitätsreguli-
erung legt die Bundesnetzagentur dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie zum
31. Dezember 2019 einen Bericht mit Vorschlägen zur Ausgestaltung eines Qualitätsele-
mentes vor, das auch die Netzleistungsfähigkeit einbezieht. Dieser Bericht soll insbesondere
Aussagen zu möglichen Kennzahlen, Kennzahlenvorgaben (Referenzwerten) sowie der
monetären Bewertung von Abweichungen zwischen Kennzahlen und Referenzwerten treffen.
In diesem Zusammenhang plant die Bundesnetzagentur die Entwicklung eines Konzepts für
die zweite Säule der Qualitätsregulierung, um ggf. daraus ein entsprechendes Qualitätsele-
ment auf Basis der Netzleistungsfähigkeit abzuleiten.
Selbstständige Entscheidungen mit Wirkung auf die Erlösobergrenzen
In der 3. Regulierungsperiode stehen ferner an:
- Entscheidungen nach § 15 ARegV zu Besonderheiten der Versorgungsaufgabe
Bonn, 19. Dezember 2018
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2840 – Mitteilungen, Sonstiges, Teil A, Mitteilungen der Bundesnetzagentur – 24 2018
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- Entscheidungen zur Kostenübernahme für Forschungs- und Entwicklungskosten von
Netzbetreibern nach § 25a ARegV;
- Bearbeitung der Anträge auf Anpassung der Erlösobergrenze nach § 5 ARegV (Regulie-
rungskonto) für die Jahre 2012-2016, 2017 und 2018.
Entscheidungen zur Anerkennung der von ÜNB an Kraftwerksbetreiber zu zahlenden Ko-
stenerstattungen
2019 stehen Festlegungsentscheidungen an, die bestimmen, welche Kosten dem Kraft-
werksbetreiber regulatorisch anerkannt werden und er über die Netzentgelte auf die
Netznutzer wälzen kann. Entscheidungen sind für die Betreiber der Kraftwerke von hoher
wirtschaftlicher Bedeutung – ungeachtet der Tatsache, dass in vielen Fällen der eigentliche
Entscheidungsadressat ein Übertragungsnetzbetreiber ist. Dies betrifft Entscheidungen über:
- Vergütung von stillzulegenden Braunkohlekraftwerken zur Sicherheitsbereitschaft nach
§ 13g EnWG für die Kraftwerke Neurath Block C und Jänschwalde Block E.
- Sicherheitsbereitschaft der Kraftwerke Niederaußem Block E und F sowie Jänschwalde
Block F zum 1.10.2018 sind noch ausstehend.
- Freiwillige Selbstverpflichtung oder Verlängerung der freiwilligen Selbstverpflichtung der
ÜNB zur Vorhaltung und zum Einsatz von Netzreservekraftwerken gem. § 13c EnWG für
die Kraftwerke Irsching 3, 4, 5, Staudinger 4, Marbach Block 3, Walheim Block 1 und 2,
KMW Block 2, Ingolstadt 3 und 4, Heilbronn Block 5 und 6, GTKW Darmstadt, Weiher 3,
Bexbach, RDK 4 sowie ggf. weiterer inländischer Anlagen.
Auf Grund der Befristung der beihilferechtliche Genehmigung der Netzreserve gem. § 118
Abs. 18 EnWG bis zum 30. Juni 2020 kann die Genehmigung der Kostenerstattung an die
Kraftwerksbetreiber ebenfalls nur bis zum 30. Juni 2020 ausgesprochen werden.
Sowohl im Interesse der Kraftwerksbetreiber als auch dem der dort arbeitenden Menschen,
vor allem aber im Hinblick auf die Systemsicherheit wird die Bundesnetzagentur das BMWi
bei einer möglichst frühzeitigen Verlängerung der beihilferechtlichen Genehmigung unter-
stützen.
Untersuchung zur Verlustenergie und Energieeffizienz in Verteilernetzen Elektrizität
Netzverluste reduzieren nennenswert die eingespeiste Erzeugungsmenge in Deutschland.
Verlustenergiemengen können sowohl durch effiziente Netzstrukturen und das Alter der Be-
triebsmittel eines Netzbetreibers als auch durch die Versorgungssituation beeinflusst
werden. Dazu wird die Bundesnetzagentur mit Stakeholdern einen Dialog im Jahr 2019 be-
ginnen.
Bonn, 19. Dezember 2018
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3. Versorgungssicherheit
Bestimmung des Netzreservebedarfs
Im jährlichen Zyklus müssen die vier Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam gemäß §13d
EnWG den notwendigen Bedarf an Netzreserveanlagen bestimmen, der zur
Aufrechterhaltung eines sicheren und zuverlässigen Netzbetriebs insbesondere im Win-
terhalbjahr notwendig ist.
Die Übertragungsnetzbetreiber werden 2019 neben dem vorgeschriebenen Zeitraum (Winter
2019/2020) auch das Jahr 2022/2023 untersuchen.
Mit der Betrachtung des Winters 2022/2023 wird zum ersten Mal in einer Reservebedarfs-
analyse ein Zeitraum nach Auslaufen der Kernenergienutzung betrachtet. Die Kernkraft-
werke Isar 2, Emsland und Neckarwestheim 2 verlieren mit Ablauf des Jahres 2022 ihre
Berechtigung zum kommerziellen Leistungsbetrieb. Außerdem werden 2022 grenzüber-
schreitende Leitungen nach Belgien und Norwegen ihren Betrieb aufgenommen haben.
Der Bundesnetzagentur werden die Ergebnisse und die zugrundeliegenden Netzmodelle
sowie Marktdaten zur Prüfung und Bestätigung vorgelegt. Mittels eigener Netzberechnungen
und Auswertungsalgorithmen werden die Ergebnisse der Übertragungsnetzbetreiber kritisch
begutachtet, auf Plausibilität und Konsistenz geprüft und bezüglich möglicher (besserer) Al-
ternativen untersucht. Am Ende der Prüfung stehen die Bestätigung des Netzreservebedarfs
und die Erstellung des zugehörigen Berichts.
Bericht zur LÜKEX 2018
Die Bundesnetzagentur nahm Ende 2018 eine tragende Rolle in der länderübergreifenden
Krisenmanagementübung / Exercise (LÜKEX) ein. Das fiktive Übungsszenario simulierte
eine Gasmangellage in Süddeutschland. Nach der Übungsdurchführung im November 2018
mit etwa 2500 Beteiligten aus Bundes- und Länderressorts, der Privatwirtschaft, sowie Insti-
tutionen des Katastrophen- und Bevölkerungsschutzes folgt in 2019 die intensive Auswer-
tungsphase dieser Krisenmanagementübung.
Die Ergebnisse der geübten Risiko- und Krisenpläne bzw. Bewältigungskonzepte, die durch-
geführte Krisenkommunikation sowie Abstimmungs- und Entscheidungswege werden in
einem Auswertungsbericht dargestellt, in dem ggf. erforderlicher Optimierungsbedarf identi-
fiziert und Handlungsempfehlungen formuliert werden.
4. Gasnetze
Zusammenlegung der deutschen Gasmarktgebiete
Die 2017 novellierte Gasnetzzugangsverordnung sieht eine Zusammenlegung der beiden
deutschen Marktgebiete vor. Fernleitungsnetzbetreiber und Bundesnetzagentur haben sich
auf einen Start des gemeinsamen Marktgebietes zum 1. Oktober 2021 verständigt. Zukünftig
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wird durch einen deutschlandweiten Marktgebietsverantwortlichen das operative Handeln
weiter vereinfacht.
Die Bundesnetzagentur wird den Prozess weiterhin eng begleiten und unterstützen. Ein för-
dernder Beitrag der Bundesnetzagentur zum Prozess der Marktgebietszusammenlegung soll
auch mit dem Festlegungsverfahren zur Standardisierung von Kapazitätsprodukten (KAS-
PAR) geleistet werden. Einfache, möglichst einheitlichen Regeln unterliegende und trans-
parente Kapazitätsprodukte sollen einen effizienten Netzzugang in das gesamte Marktgebiet
gewährleisten.
Bei dem Prozess der Marktgebietszusammenlegung gilt es, die Zielsetzung der Bundesre-
gierung möglichst zu berücksichtigen, einheitliche Referenzpreise für den deutschen Erd-
gasmarkt zu bilden und den deutschen Gasmarkt durch Liquiditätserhöhung zu stärken. Au-
ßerdem sollen durch die nationale Marktgebietszusammenlegung die Weichen für künftige
europäische Entwicklungen gestellt werden, die perspektivisch ein grenzüberschreitendes
Marktgebiet unter deutscher Beteiligung umfassen könnten.
Einrichtung Virtueller Kopplungspunkte (VIP)
Die Bundesnetzagentur wird die Implementierung der virtuellen Kopplungspunkte (Virtual
Interconnection Point - VIP) überwachen und die Einrichtung von VIP an Marktgebietsgren-
zen, die erst im Laufe des Jahres 2019 eingerichtet werden, begleiten.
Gemäß Art. 19 Abs. 9 der Verordnung (EU) 2017/459 („Netzkodex Kapazitätszuweisung“)
sind Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) für den Fall, dass zwei oder mehr Kopplungspunkte
benachbarte Marktgebiete verbinden, verpflichtet, die an diesen Kopplungspunkten ver-
fügbaren Kapazitäten spätestens ab dem 1. November 2018 an einem VIP anzubieten.
Dabei sieht der Netzkodex Kapazitätszuweisung vor, dass der VIP bei Beteiligung von mehr
als zwei FNB soweit wie möglich alle diese FNB umfasst. Durch die Einrichtung von VIP sol-
len der grenzüberschreitende Handel durch einheitliche Buchung an nur noch einem VIP
vereinfacht und Markteintrittsbarrieren gesenkt werden.
L-H-Gas-Umstellung
Nachdem die Umstellung der bisher mit L-Gas versorgten Netzgebiete auf H-Gas im vergan-
genen Jahr stark durch die Diskussion um die Zukunft der L-Gas-Förderungen in den Nieder-
landen nach dem Erdbeben in Groningen geprägt war, wird neben der Umstellung vieler In-
dustriekunden die Herausforderung im kommenden Jahr darin liegen, die Anpassungszahlen
bei Haushaltskunden mehr als zu verdoppeln: 2019 werden neben Bremen als bisher größte
Stadt große Umstellgebiete und Ballungsräume wie z.B. Osnabrück, Hannover Ost / Wolfs-
burg und Mittelhessen vom L-Gas ins H-Gas überführt.
Daher stellen die Jahre 2019 und 2020 die entscheidende Anlaufphase für die Markt-
raumumstellung mit rund 500.000 Geräten pro Jahr dar. Die in dieser Zeit auftretenden
Schwierigkeiten und regulatorischen Fragestellungen gemeinsam mit der Branche aufzulö-
sen, wird eine Hauptaufgabe der Bundesnetzagentur sein.
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Die Bundesnetzagentur trifft in 2019 Entscheidungen zur Erforderlichkeit der im Zuge der
Marktraumumstellungsumlage gewälzten Kosten für die technische Umstellung von Netzan-
schlüssen, Kundenanlagen und Verbrauchsgeräten sowie im Hinblick auf die korrekte Ko-
stenzuordnung.
5. Optimierung Datenqualität und Kommunikation
Offensive Regulierungsdatenqualität
Die Entgeltregulierung ist angesichts der Vielzahl der Akteure und Prozesse datenintensiv.
Dies betrifft insbesondere die Elektrizitäts-Versorgungsnetze. Gerade deswegen muss der
Regulierungsprozess sachgerecht und situationsbezogen Verfahren zur Bewertung von Effi-
zienz, Qualität und Kostenentwicklung heranziehen. Die Beschlusskammer 8 plant mit der
Branche in eine Konsultation zur Verbesserung der Datenqualität für die Regulierung ein-
zusteigen, um Handlungsfelder zu identifizieren.
Indikatorbasiertes Investitionsmonitoring
Die Anreizregulierungsverordnung sieht ein indikatorbasiertes Investitionsmonitoring (IBIM)
vor. Die Bundesnetzagentur muss demnach das Investitionsverhalten der Netzbetreiber be-
obachten und aussagekräftige Kennzahlen zum Investitionsverhalten veröffentlichen.
Hierzu wird die Bundesnetzagentur 2019 die konzeptionelle Entwicklung abschließen und mit
dem BMWi, den Landesregulierungsbehörden und den Netzbetreibern abstimmen. Danach
beginnt die Datenerhebung und Auswertung. Die Ergebnisse werden in einem Bericht verö-
ffentlicht.
Marktstammdatenregister
Mit dem Marktstammdatenregister (MaStR) wird ein umfassendes behördliches Register des
Strom- und Gasmarktes aufgebaut, das von Behörden und Marktakteuren des Energiebe-
reichs (Strom und Gas) genutzt werden kann. Die Erfassung sämtlicher Erzeugungsanlagen
und der Akteure des Energiemarktes sorgt zukünftig für eine umfangreiche Transparenz der
Energiewende. Mit dem MaStR soll eine deutliche Steigerung der Datenqualität und eine
Vereinfachung der Kommunikationsprozesse erreicht werden.
Im MaStR-Webportal werden das PV-Meldeportal und das Anlagenregister der Bundesnetz-
agentur zusammengefasst. Mit Inbetriebnahme des MaStR-Webportals in 2019 erfolgen zu-
künftig alle Registrierungen gemäß der MaStR-Verordnung über ein Portal und die Funktio-
nen der alten Register werden vollständig übernommen. Nach dem Start des Webportals
werden die registrierten Daten öffentlich einsehbar sein. Personenbezogene Daten und als
vertraulich eingestufte Daten werden jedoch nicht veröffentlicht.
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6. Transparenz
Transparenz und Entwicklung der Netzentgelte
Die Bundesnetzagentur wird sich weiterhin für die Erhöhung der Transparenz hinsichtlich der
Zusammensetzung der Netzkosten bei Strom und Gas einsetzen. Hierfür lässt die Bundes-
netzagentur vor mehreren Gerichten klären, welche Netzbetreiberdaten tatsächlich geheim-
haltungswürdig sind. Die Veröffentlichung der Netzkostendaten für Netzbetreiber, die sich in
Zuständigkeit der Bundesnetzagentur befinden, kann eingesehen werden unter:
www.bnetza.de/netzentgelttransparenz
Daneben wird sich die Bundesnetzagentur auch aus Verbrauchersicht mit den aktuellen
Entwicklungen bei den Netzentgelten befassen. Das umfasst zum einen eine angemessene
Bepreisung der Netznutzung, die eine verstärkte Nutzung des Energieträgers Strom auch in
anderen Märkten möglich macht. Zum anderen auch eine genauere Betrachtung der Verur-
sachungsgerechtigkeit der Netzentgelte und eine Beobachtung der Angemessenheit der
sogenannten Grundpreise in der Niederspannung.
7. Sektorkopplung
Optimierung der Registrierung von Ladepunkten
Aufgrund der zunehmenden Zahl an Meldungen und des großen Interesses an den Daten
wird die Bundesnetzagentur das Ladesäulenregister verbessern. Das neue Ladesäulenregi-
ster wird einen größeren Komfort - sowohl bei der Registrierung als auch bei der Nutzung
der Karte - bieten und die Datensicherheit und den Datenschutz erhöhen.
Netzintegration flexibler Verbraucher
Im Rahmen der Energiewende und der Sektorenkopplung werden zukünftig immer mehr
Anwendungen auf regenerativem Strom basieren. Neue Verbraucher – wie Elektrofahrzeuge
oder Wärmepumpen – führen zu deutlich höheren Gleichzeitigkeiten. Verstärkt wird diese
Problematik noch durch neue (digitale) Geschäftsmodelle wie beispielsweise Aggregatoren,
die Verbraucher gleichzeitig auf Preissignale reagieren lassen. Der dadurch – bei konventio-
neller Herangehensweise – notwendige Netzausbau würde bei einer schnellen Ausbreitung
der E-Mobilität nicht Schritt halten können und zu einem starken Anstieg der Netzentgelte
führen.
Daher arbeitet die Bundesnetzagentur gemeinsam mit dem BMWi an einem Konzept, das es
Verteilernetzbetreibern ermöglicht, auf diese Herausforderung zu reagieren. Das Konzept
wird u.a. eine Meldepflicht und eine Vorgabe zur Steuerung von flexiblen Verbrauchseinrich-
tungen beinhalten. So können Netzbetreiber Ladevorgänge netzdienlich gestalten. Dies wird
die künftige Standardform der Netznutzung sein müssen, die den Standardtarifen bei den
Netzentgelten zu Grunde liegt. Wer damit nicht einverstanden ist, wird einen deutlich erhöh-
ten Kostenbeitrag zu leisten haben. Vergütungsmodelle, bei denen diejenigen, die ein Netz-
problem verursachen, für dessen Lösung auch noch vergütet werden, kommen für die Bun-
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desnetzagentur nicht in Betracht.
Auf diese Weise kann die Ausbreitung der Elektromobilität ermöglicht werden, ohne extreme
Kostensteigerungen im Netz zu verursachen.
8. Erneuerbare Energien
Novellierung des Netzausbaugebiets
Die Bundesnetzagentur hat im Februar 2017 als Bestandteil der Erneuerbare-Energien-
Ausführungsverordnung (EEAV) ein Netzausbaugebiet definiert, in dem die Zuschläge bei
Ausschreibungen für Windenergie an Land-Anlagen auf 902 MW pro Jahr begrenzt werden.
Der Zuschnitt des Netzausbaugebiets muss alle zwei Jahre neu evaluiert werden, um die bis
dahin erzielten Fortschritte beim Netzausbau von Bund und Ländern zu würdigen. Die Bun-
desnetzagentur plant, die Novellierung des Netzausbaugebietes bis Ende 2019 abgeschlos-
sen zu haben. Das Netzausbaugebiet dient auch zukünftig der besseren Verzahnung des
Ausbaus des Übertragungsnetzes mit dem Zubau der Windenergie an Land.
Ausschreibungen
Die Förderbedingungen für Erneuerbare Energien- wie auch für die Kraft-Wärme-
Kopplungsanlagen (KWK) werden zunehmend über Ausschreibungen bestimmt.
Die Bundesnetzagentur wird im Jahr 2019 folgende Ausschreibungen durchführen:
Gebotstermin Technologie Volumen2
1. Februar Solar 175 Megawatt
Windenergie an Land 700 Megawatt
1. März Solar 500 Megawatt
1. April Gemeinsame Ausschreibung 200 Megawatt
Windenergie an Land und Solar
Biomasse 75 Megawatt
2. Mai Windenergie an Land 650 Megawatt
3. Juni Solar 150 Megawatt
KWK-Anlagen 75 Megawatt
Innovative KWK-Systeme 25 Megawatt
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1. August Windenergie an Land 650 Megawatt
2. September Innovationsausschreibung 250 Megawatt
Windenergie an Land 500 Megawatt
1. Oktober Solar 150 Megawatt
Windenergie an Land 675 Megawatt
4. November Gemeinsame Ausschreibung 200 Megawatt
Windenergie an Land und Solar
Biomasse 75 Megawatt
2. Dezember KWK-Anlagen 75 Megawatt
Innovative KWK-Systeme 25 Megawatt
Solar 500 Megawatt
Windenergie an Land 500 Megawatt
1
Alle Angaben stehen unter dem Vorbehalt potenzieller Gesetzesänderungen.
2
Die Volumina werden sich noch aufgrund der gesetzlichen Bestimmungen ändern.
Veröffentlichung des Berichts über die Mindesterzeugung 2019
Der weitaus größere Teil der deutschen Erzeugungsleistung, der nur stark eingeschränkt auf
Preissignale reagiert, besteht aus dem sogenannten „konventionellen Erzeugungssockel“
(ca. 21,5 GW). Diese Anlagen laufen aus technischen und ökonomischen Gründen, wie
technische Restriktionen der Kraftwerke, Wärmeauskopplung und Eigenerzeugungsanrei-
zen, obwohl der Strommarkt ihnen keine auskömmlichen Preise zahlt. Nur der deutlich klei-
nere Anteil der konventionellen Kraftwerksleistung lässt sich der für das Netz erforderlichen
„Mindesterzeugung“ zuordnen (ca. 4 GW).
Die Bundesnetzagentur wird bis zum 30. November 2019 ihren 2. Bericht über die konven-
tionelle Mindesterzeugung veröffentlichen. Darin wird der konventionelle Erzeugungssockel
detaillierter betrachtet und Gründe der unflexiblen Kraftwerkseinspeisung differenziert be-
nannt. Es wird zudem genauer untersucht, inwiefern die Mindesterzeugung oder der konven-
tionelle Erzeugungssockel die Einspeisung aus Erneuerbaren Energien beeinflusst.
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9. Europäische Energieregulierung
Umsetzung des EU-Rechts im Strombereich
Der Schwerpunkt der Aufgaben liegt im Jahr 2019 auf der weiteren Umsetzung der zahlrei-
chen Vorgaben aus den europäischen Netzkodizes und Leitlinien, wobei wie bisher eine in-
tensive Abstimmung mit Regulierungsbehörden anderer Mitgliedstaaten erforderlich sein
wird. Die Bundesnetzagentur wird dabei bis zu 60 Genehmigungsverfahren durchführen.
Voraussichtlich 28 Verfahren resultieren aus der EB-Verordnung (Guideline on Electricity
Balancing), 14 Verfahren aus der SO-Verordnung (Guideline on Electricity Transmission Sy-
stem Operation) und sechs Verfahren aus der E&R-Verordnung (Network Code Emergency
and Restoration). Ferner werden sieben Verfahren nach der CACM-Verordnung (Guideline
on Capacity Allocation and Congestion Management) und vier Verfahren nach der FCA-
Verordnung (Guideline on Forward Capacity Allocation) durchgeführt.
Die Genehmigungsverfahren betreffen unter anderem nationale Modalitäten für Regelreser-
veanbieter und für Bilanzkreisverantwortliche, Regelungen zur Einrichtung europäischer
Plattformen für Regelenergie, Regeln für die Dimensionierung und den Austausch verschie-
dener Regelenergiequalitäten, Bestimmungen zur Aussetzung und Wiederaufnahme von
Markttätigkeiten sowie Methoden zur koordinierten Berechnung von Übertragungskapazität.
Schließlich kommt der Bundesnetzagentur im Rahmen der europäischen Netzkodizes und
Leitlinien die Rolle der Streitbeilegungsstelle zu. In dieser Funktion sind ggf. Entscheidungen
zu Beschwerden, beispielsweise hinsichtlich der Nichteinhaltung der aus den Verordnungen
resultierenden Verpflichtungen, zu treffen.
Umsetzung der Verordnung (EU) 2017/2195 zur Festlegung einer Leitlinie über den Sy-
stemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem
2019 werden wichtige Weiterentwicklungen bei der Beschaffung der Primärregelleistung um-
gesetzt. Diese betreffen die Einführung von werktäglichen anstatt wöchentlicher Auktionen
und die Verkürzung der Produktdauer von einer Woche auf 24 Stunden. Gleichzeitig wird bei
der Primärregelung die Preisbildung auf die Grenzkostenpreisbildung (heute: Gebotspreis-
verfahren) umgestellt.
Für die Sekundärregelarbeit (SRA) und die Minutenreservearbeit (MRA) werden die Geneh-
migungen zu den Rahmenbestimmungen der europäischen Plattformen erwartet. Damit wer-
den die technischen Produktspezifika harmonisiert, hauptsächlich in den Synchrongebieten
Kontinentaleuropa und Skandinavien. Bei der SRA soll die Mindestangebotsgröße von 5 MW
auf 1 MW abgesenkt werden. Bei der MRA soll die vollständige Aktivierungszeit von derzeit
15 Minuten auf 12,5 Minuten harmonisiert werden. Zudem werden die Preisbildungsregeln
für die auf den Plattformen auszutauschenden Gebote erwartet. Dies führt bei SRA und MRA
zur zukünftigen Einführung der Grenzkostenpreisbildung.
Die Grundlage für die europäischen Plattformen zur SRA und MRA ist die Einführung von
Regelarbeitsmärkten für diese beiden Regelreservearten. Diese sollen 12 Monate nach der
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