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Dieses Dokument ist Teil der Anfrage „Amtsblätter bis 2018“
Amtsblatt der Bundesnetzagentur
für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
23 2015 – Mitteilungen, Sonstiges, Teil A, Mitteilungen der Bundesnetzagentur – 3479
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Vorhabenplan 2016 der Bundesnetzagentur
Die Bundesnetzagentur ist nach § 122 Abs. 2 des Telekommunikationsgesetzes verpflichtet,
in den Jahresbericht einen Vorhabenplan aufzunehmen, in dem die im laufenden Jahr von
der Bundesnetzagentur im Telekommunikationssektor zu begutachtenden grundsätzlichen
rechtlichen und ökonomischen Fragestellungen enthalten sind. Über diese Verpflichtung hin-
aus berichtet die Bundesnetzagentur über alle wesentlichen Vorhaben aus sämtlichen Tätig-
keitsfeldern, in denen im Jahr 2016 Fragen von grundsätzlicher Bedeutung zu erwarten sind.
I Energie
Die Bundesnetzagentur wird neben ihren regelmäßigen gesetzlichen Aufgaben im Jahre
2016 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
Methodendiskussion - Erdkabel
Die Regierungskoalition hat in ihrem Eckpunktepapier vom 01. Juli 2015 festgelegt, dass
Netzausbaumaßnahmen in Gleichstromtechnik zukünftig vorrangig als Erdkabel realisiert
werden sollen. Erhofft wird hierdurch u. a. eine Akzeptanzsteigerung in der Bevölkerung und
als Folge eine schnellere Umsetzung der erforderlichen Maßnahmen.
Anfang Oktober 2015 hat in diesem Zusammenhang das Bundeskabinett eine Formulie-
rungshilfe zum Gesetzesentwurf zur Änderung von Bestimmungen des Rechts des Energie-
leitungsausbaus beschlossen. Zentraler Punkt der Formulierungshilfe ist die grundsätzliche
Festlegung des Vorrangs der Erdverkabelung für Höchstspannungen-Gleichstrom-
Übertragungsleitungen (HGÜ) in der Bundesfachplanung.
Diese neu geschaffenen Rahmenbedingungen für HGÜ-Netzausbauvorhaben werfen in der
praktischen Umsetzung neue Fragen zu Anforderungen inhaltlicher und/oder methodischer
Art für den Antrag auf Bundesfachplanung gem. § 6 NABEG auf. Die Übertragungsnetzbe-
treiber werden ihre Planungen neu aufsetzen bzw. bereits bestehende Planungsdokumente
ergänzen.
Die Bundesnetzagentur wird darauf hinwirken, dass möglichst rasch nach Inkrafttreten der
Vorschriften Klarheit über die inhaltlichen Anforderungen an die entsprechenden Planungen
besteht, und im Jahr 2016 Grundlagen festlegen, die den Übertragungsnetzbetreibern eine
eindeutige und zügige Ausarbeitung der Anträge auf Bundesfachplanung ermöglichen. Dies
kann u. a. die Methodik der Herleitung von Trassenkorridoren, Planungsgrundsätze oder die
Festlegung des jeweiligen Detaillierungsgrades betreffen.
Netzentwicklungsplan Strom für das Zieljahr 2025 und Szenariorahmen Strom für das Ziel-
jahr 2030
Die Ausbaubedarfsermittlung im Höchstspannungsnetz bleibt eine der großen Aufgaben der
Bundesnetzagentur. Die ÜNB (Übertragungsnetzbetreiber) haben ihre überarbeiteten Ent-
würfe des Netzentwicklungsplans Strom und des Offshore-Netzentwicklungsplans für das
Zieljahr 2025 im Frühjahr 2016 vorgelegt. Die Bundesnetzagentur prüft die Entwürfe und wird
Bonn, 9. Dezember 2015
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sie voraussichtlich im Sommer zur Konsultation stellen. Mit einer Bestätigung dieser Netz-
entwicklungspläne ist im Herbst 2016 zu rechnen.
Daneben läuft bereits das Verfahren zur Ermittlung des im Jahr 2030 zu erwartenden Be-
darfs. Das neue Zieljahr 2030 beruht auf Änderungen an den rechtlichen Grundlagen der
Netzentwicklungsplanung, die außerdem auf einen Zwei-Jahres-Turnus umgestellt wurde. In
einem ersten Verfahrensschritt haben die ÜNB im Januar 2016 einen Szenariorahmen für
das Zieljahr 2030 vorgelegt [ggf. aktuell berichtigen]. Diesen wird die Bundesnetzagentur im
Anschluss an die Konsultation im Sommer 2016 genehmigen, damit die ÜNB auf dieser
Grundlage ihre ersten Entwürfe für den NEP Strom für das Zieljahr 2030 bzw. für den Offs-
hore-Netzentwicklungsplan für das Zieljahr 2030 erarbeiten können.
Die Bundesnetzagentur wird die genannten Prozesse weiter so strukturieren und kommuni-
zieren, dass sie sinnvoll voneinander abgegrenzt werden können und in der öffentlichen Dis-
kussion wahrnehmbar bleibt, welche Planung auf welcher Grundlage betrieben wird.
2. Entgeltregulierung
Festlegung der Eigenkapitalzinssätze für die Betreiber von Energieversorgungsnetzen
Die Bundesnetzagentur hat gemäß den Regelungen des § 7 Abs. 6 StromNEV bzw. Gas-
NEV vor Beginn der dritten Regulierungsperiode (Strom: Jahre 2019-2023; Gas: Jahre 2018-
2022) eine erneute Festlegung der für diese Regulierungsperiode geltenden Eigenkapital-
zinssätze für Betreiber von Energieversorgungsnetzen vorzunehmen. Dieser Aufgabe wird
die Bundesnetzagentur im Jahr 2016 nachkommen. Zur fachlichen Unterstützung hat die
Bundesnetzagentur bereits Anfang des Jahres ein Gutachten vergeben.
Bestimmung des Ausgangsniveaus der Erlösobergrenze (EOG) der dritten Regulierungspe-
riode
Im Jahr 2016 legt die Beschlusskammer 9 die Vorgaben zur Durchführung der Kostenprü-
fung zur Bestimmung des Ausgangsniveaus der Betreiber von Gasversorgungsnetzen für die
dritte Regulierungsperiode fest.
Gemäß § 6 Abs. 1 ARegV ermittelt die Beschlusskammer 9 das Ausgangsniveau für die Be-
stimmung der Erlösobergrenzen durch eine Kostenprüfung nach den Vorschriften der Gas-
netzentgeltverordnung. Die Kostenprüfung erfolgt im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn der
Regulierungsperiode auf Grundlage der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjah-
res. Für die dritte Regulierungsperiode findet somit die Kostenprüfung im Jahr 2016 statt. Als
Basisjahr gilt das Kalenderjahr, in dem das der Kostenprüfung zugrunde liegende Geschäfts-
jahr endet. Dementsprechend ist das Geschäftsjahr 2015 als Basisjahr für die dritte Regulie-
rungsperiode zu betrachten.
Die zur Kostenprüfung erforderlichen Daten müssen zum 30.06.2016 von den Netzbetreibern
eingereicht werden.
Festlegungen Strukturparameter
Die Beschlusskammer 9 wird im Jahr 2016 Vorgaben für die Erhebung von Daten zur Durch-
führung des Effizienzvergleichs der Gasverteilernetzbetreiber für die dritte Regulierungsperi-
ode festlegen.
Des Weiteren wird die Beschlusskammer 9 Vorgaben für die Erhebung von Daten zur Durch-
führung des Effizienzvergleichs der Fernleitungsnetzbetreiber für die dritte Regulierungsperi-
ode festlegen.
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Festlegung von Vorgaben für Entgeltgenehmigungen nach § 23a EnWG
Außerdem legt die Beschlusskammer 9 die Vorgaben für Entgeltgenehmigungen nach § 23 a
EnWG fest. Dies betrifft Netzbetreiber, für die bisher noch keine Erlösobergrenze festgelegt
wurden. Es handelt sich dabei etwa um neugegründete Netzbetreiber.
Vorbereitung auf die dritte Regulierungsperiode für die Elektrizitätsverteilernetz- und Über-
tragungsnetzbetreiber
Am 01. Januar 2019 beginnt die dritte Regulierungsperiode für die Elektrizitätsverteilernetz-
und Übertragungsnetzbetreiber.
Gemäß § 6 Abs. 1 ARegV ermittelt die Bundesnetzagentur das Ausgangsniveau für die Be-
stimmung der Erlösobergrenzen durch eine Kostenprüfung nach den Vorschriften der Strom-
netzentgeltverordnung. Die Kostenprüfung erfolgt im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn der
Regulierungsperiode auf Grundlage der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjah-
res. Für die dritte Regulierungsperiode findet somit die Kostenprüfung im Jahr 2017 statt. Als
Basisjahr gilt das Kalenderjahr, in dem das der Kostenprüfung zugrunde liegende Geschäfts-
jahr endet. Dementsprechend ist das Geschäftsjahr 2016 als Basisjahr für die dritte Regulie-
rungsperiode zu betrachten.
Die Bundesnetzagentur beabsichtigt im Jahr 2016 mit den für die Festlegung der Erlösober-
grenzen erforderlichen Vorbereitungen zu beginnen. Im ersten Schritt ist dafür eine Festle-
gung zur Erhebung der Kostendaten zu erlassen. Zugleich muss gemäß § 12 ARegV vor
Beginn der dritten Regulierungsperiode ein bundesweiter Effizienzvergleich durchgeführt
werden, um für jeden Netzbetreiber einen individuellen Effizienzwert festzulegen. Hierzu soll
im Jahr 2016 eine entsprechende Festlegung zur Erhebung der Strukturparameter erlassen
werden.
Abarbeitung vorliegender Anträge
Die Bundesnetzagentur beabsichtigt im Jahr 2016 die noch offenen Anträge auf Anpassung
der Erlösobergrenzen nach § 10 ARegV (Erweiterungsfaktor) und auf Neufestlegung der
Erlösobergrenzen gemäß § 26 Abs. 2 ARegV (Netzübergänge) aus den Jahren 2012, 2013,
2014 und 2015 abzuarbeiten.
Festlegung Horizontale Kostenwälzung der Gasfernleitungsnetzbetreiber
Transporte zwischen marktgebietsaufspannenden Netzbetreibern werden derzeit nicht be-
preist. Kosten werden somit an Netzkoppelpunkten zwischen marktgebietsaufspannenden
Netzbetreibern nicht allokiert, obwohl sie auch dort entstehen. Der Systematik des Zweiver-
tragsmodells folgend wird die Entgeltbildung an den „Rändern“ des Marktgebietes entspre-
chend verzerrt und setzt ungenaue Preissignale. Es können dadurch Fehlanreize bei Kapazi-
täten innerhalb der deutschen Marktgebiete entstehen.
Im Laufe der zweiten Regulierungsperiode erkannte die Beschlusskammer 9 die Gefahr fal-
scher Preissignale in den Netzentgelten und leitete ein Festlegungsverfahren ein, um der
geschilderten Problematik angemessen zu begegnen.
Im Anschluss an die im Jahre 2015 durchgeführte Konsultation der Marktbeteiligten soll im
Jahr 2016 die Festlegung der horizontalen Kostenwälzung erfolgen, die von den Fernlei-
tungsnetzbetreibern zum 01.01.2017 umzusetzen sein wird.
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3. Versorgungssicherheit
Aufgaben aus der Kapazitätsreserveverordnung
Mit dem {geplanten] Strommarktgesetz zur Weiterentwicklung des Strommarktes wird eine
Kapazitätsreserve zum Winterhalbjahr 2017/18 eingeführt. Die Kapazitätsreserve dient der
Absicherung der Stromversorgung vor unvorhersehbare Extremsituationen, in denen der
Strommarkt keine ausreichende Produktion bereitstellt und deshalb zusätzliche Erzeugung
benötigt wird. Mit der Kapazitätsreserve werden Erzeugungskapazitäten außerhalb des
Marktes vorgehalten, um jederzeit eine Deckung des Stromverbrauchs gewährleisten zu
können.
In der [geplante] Kapazitätsreserveverordnung werden der Bundesnetzagentur eine Vielzahl
neuer Aufgaben übertragen. Da die Kapazitätsreserve im Jahr 2017 erstmalig ausgeschrie-
ben wird, fallen im Jahr 2016 insbesondere Aufgaben zur Vorbereitung und Durchführung
der Ausschreibung, zur Bestimmung von technischen Anforderungen an die Anlagen als
Teilnahmevoraussetzung sowie zu Art, Form und Verzinsung der von den Anlagenbetreibern
zu erbringenden Sicherheitsleistung (jeweils in Abstimmung mit den Übertragungsnetzbe-
treibern) an. Des Weiteren obliegt der Bundesnetzagentur die Genehmigung der Standard-
bedingungen, zu denen die Kapazitätsreserveanlagen bezuschlagt und kontrahiert werden,
und die Anpassung des Höchstwertes der Ausschreibung.
Neben den vorbereitenden Aufgaben prüft die BNetzA die bei den Übertragungsnetzbetrei-
bern bei der Durchführung der Kapazitätsreserve anfallenden Kosten, Erlöse und Strafzah-
lungen, beschafft bei Bedarf Reserveleistung in Abstimmung mit den Übertragungsnetzbe-
treiber und untersagt den Betrieb von Kapazitätsreserveanlagen bei vertragswidrigem Ver-
halten in Absprache mit der zuständigen Aufsichtsbehörde.
Aufgaben aus dem Strommarktgesetz
Im [geplanten] Strommarktgesetz ist die Möglichkeit enthalten, einen zusätzlichen Netzreser-
vebedarf von bis zu zwei Gigawatt an neu zu errichtenden Erzeugungsanlagen für das Win-
terhalbjahr 2021/22 auszuweisen. Der Bundesnetzagentur obliegt die Aufgabe, den von den
Übertragungsnetzbetreibern ermittelten zusätzlichen Bedarf an Netzreserve spätestens bis
zum 30. Januar 2017 zu bestätigen.
Praktisch bedeutet dies, dass die Bundesnetzagentur neben der weiterhin notwendigen Be-
darfsanalyse für den Reservekraftwerksbedarf, die im Frühjahr 2016 abzuschließen ist, und
der daran anschließenden Kontrahierung von Reservekraftwerken eine weitere strukturell
gleichartige Analyse mit einem wesentlich erweiterten Zeithorizont und damit deutlich erhöh-
ter Prognoseunsicherheit zu erstellen hat. Dies stellt nicht nur die Bundesnetzagentur, son-
dern auch die Übertragungsnetzbetreiber, welche die Hauptlast der Berechnungsarbeit zu
tragen haben, vor große Herausforderungen und einen höchst aufwendigen Abstimmungs-
prozess hinsichtlich der anzunehmenden Eingangsparameter.
Für den Fall, dass diese Systemanalyse einen Neubaubedarf - von maximal 2,0 GW - ergibt,
müssen bereits jetzt alle erforderlichen Maßnahmen zur Vorbereitung und Durchführung der
Ausschreibung, die Bestimmung von technischen Anforderungen an die Anlagen als Teil-
nahmevoraussetzung (jeweils in Abstimmung mit den Übertragungsnetzbetreibern) sowie die
Genehmigung von Standardbedingungen, zu denen die Erzeugungsanlagen bezuschlagt
und kontrahiert werden, vorbereitet werden. Starten wird eine eventuelle Ausschreibung
zwar erst in 2017, der Zeitplan bis zu einem eventuell nötigen praktischen Einsatz der Anla-
gen ist jedoch höchst ambitioniert. Daher muss das Ausschreibungssystem bereits frühzeitig
ausgearbeitet sein, selbst wenn im Jahre 2017 keine Ausschreibung nötig werden sollte.
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Evaluierung der Mindesterzeugung:
Die Bundesnetzagentur soll ab 2017 alle 2 Jahre einen Bericht über die Mindesterzeugung
erstellen und veröffentlichen. Hintergrund ist, dass für die Sicherheit des gesamten Strom-
netzes ständig Systemdienstleistungen wie Regelenergie, Verlustenergie, Blindleistung,
Schwarzstartfähigkeit, Redispatch-Kapazitäten und andere technische Dienstleistungen vor-
gehalten werden müssen, die bei heutigem technischen Stand überwiegend durch konventi-
onelle Kraftwerke und Pumpspeicherkraftwerke bereitgestellt werden. Dadurch werden zu
manchen Zeiten erneuerbare Energien verdrängt.
In der Untersuchung werden die relevanten Faktoren für die Mindesterzeugung aus konven-
tionellen Kraftwerken und deren Auswirkungen auf die Integration erneuerbarer Energien
untersucht und offengelegt. Auf dieser Basis wird die Bundesnetzagentur prüfen, wie gege-
benenfalls auch bei einer niedrigeren Mindesterzeugung die Sicherheit des Stromnetzes
gewährleistet und erneuerbare Energien eingesetzt werden können.
Für diese Untersuchung werden im Jahr 2016 die notwendigen wissenschaftlichen und or-
ganisatorischen Vorbereitungen getroffen.
Beschaffung und Vergütung der Netzreserve
Seit dem 27.06.2013 regelt die Reservekraftwerksverordnung die Beschaffung der Netzre-
serve. Trotz des voranschreitenden Netzausbaus ist mit einem zusätzlichen Bedarf an Re-
servekraftwerken im Jahr 2016 zu rechnen.
Der Bundesnetzagentur obliegt die Prüfung des von den Übertragungsnetzbetreibern ermit-
telten Bedarfs an Kraftwerksleistung für die Netzreserve und die Bestimmung der angemes-
senen Vergütung, welche durch die Nutzung der bestehenden Anlagen in der Netzreserve
anfällt. Die zu wälzenden Kosten werden zwischen dem Übertragungsnetzbetreiber und dem
Kraftwerksbetreiber, unter Einbeziehung der Bundesnetzagentur, vertraglich festgelegt. Die
durch den Vertrag entstehenden Kosten werden dann - durch die Festlegung der Bundes-
netzagentur zu einer freiwilligen Selbstverpflichtung der Übertragungsnetzbetreiber - als ver-
fahrensregulierte Kosten anerkannt und in die entsprechenden Erlösobergrenzen der Über-
tragungsnetzbetreiber implementiert.
Im Jahr 2016 wird die Bundesnetzagentur nach dem vorliegenden Entwurf des Strommarkt-
gesetzes voraussichtlich kurzfristig mit neuen Aufgaben betraut werden. Darunter fallen un-
ter anderem die Bestimmung der Kosten aus der Kapazitätsreserve sowie die Berechnung
der Kosten der Braunkohlestilllegung.
IT-Sicherheitskatalog für Energieanlagen
Im August 2015 hat die Bundesnetzagentur einen Katalog von IT-Sicherheitsanforderungen
veröffentlicht, der sich an Betreiber von Strom- und Gasnetzen richtet. Ein Schutz gegen
Bedrohungen für Telekommunikations- und elektronische Datenverarbeitungssysteme ist
aber nicht nur für einen sicheren Betrieb der Netze notwendig. Mit dem IT-Sicherheitsgesetz
hat der Gesetzgeber festgelegt, dass auch für bestimmte Energieanlagen IT-
Sicherheitsstandards notwendig sind. Welche Energieanlagen im Einzelnen als kritisch an-
zusehen sind, bestimmt das Bundesministerium des Innern im Einvernehmen mit dem Bun-
desministerium für Wirtschaft und Energie im Jahr 2016 durch eine Rechtsverordnung nach
§ 10 des Gesetzes über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSIG).
Anschließend wird die Bundesnetzagentur ihren gesetzlichen Auftrag nach § 11 Absatz 1b
EnWG wahrnehmen, für diese Anlagen einen eigenen Katalog von IT-
Sicherheitsanforderungen zu erstellen, zu konsultieren und zu veröffentlichen.
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Marktraumumstellung (L-H-Gasumstellung)
Im Jahr 2016 geht die Umstellung der Gasversorgung großer Teile Nordwest- und West-
deutschlands von niederkalorischem L-Gas auf hochkalorisches H-Gas verstärkt weiter. Die-
se Umstellung ist aufgrund des Rückgangs der inländischen L-Gas-Produktion und der sin-
kenden L-Gas-Importmengen aus den Niederlanden erforderlich. Die L-H-Gas-Umstellung ist
eines der größten Projekte der deutschen Gaswirtschaft. Beteiligt sind neben den L-Gas-
Netzbetreibern auf Fernleitungs- und Verteilerebene insbesondere die Endkunden, Anpas-
sungsfirmen, Installateure, Verbände sowie die zuständigen Landesregulierungsbehörden
und die Bundesnetzagentur. Diese nimmt eine aktiv begleitende und vermittelnde Rolle in
diesem Branchenprozess ein. Bei rechtlichen Fragestellungen und Fragen zur Kostentra-
gung steht sie als Ansprechpartnerin zur Verfügung. Das Themengebiet Marktraumumstel-
lung nimmt die Bundesnetzagentur im Jahr 2016 in das jährliche Monitoring nach § 35
EnWG auf, um eine systematische und langfristige Beobachtung der Umstellungen zu er-
möglichen und somit die Transparenz des Prozesses zu erhöhen.
4. Zugang zu Elektrizitätsnetzen
Regel- und Ausgleichsenergie
Der Schwerpunkt der Tätigkeiten der Beschlusskammer 6 liegt im Jahr 2016 in der konkreten
Umsetzung und Ausgestaltung von Vorgaben der Energiewende im Strombereich.
Einer der Hauptaufgaben liegt in der Weiterentwicklung der Ausschreibungsbedingungen zur
Teilnahme an den Regelenergiemärkten. Regelenergie wird benötigt, um die permanenten
und unvermeidlichen Abweichungen zwischen Stromerzeugung und -verbrauch auszuglei-
chen. Regelenergie wird von den Übertragungsnetzbetreibern in regelmäßigen Ausschrei-
bungen beschafft. Die Teilnahme an den Regelenergieausschreibungen steht grundsätzli-
chen allen Marktakteuren offen, sofern technische und betriebliche Mindestanforderungen
(sog. Präqualifikationsanforderungen) eingehalten werden. Die Neugestaltung der Aus-
schreibungsbedingungen ist erforderlich, um die Teilnahmemöglichkeiten sowohl für die
stark wachsende Zahl an Erneuerbare-Energie-Anlagen als auch für andere dezentrale An-
lagen weiter zu verbessern.
Zusätzlich zur Neugestaltung der Ausschreibungsbedingungen zur Teilnahme an den Re-
gelenergiemärkten beabsichtigt die Beschlusskammer 6 auch, das Ausgleichsenergiepreis-
system weiterzuentwickeln. Das Ausgleichsenergiepreissystem dient dazu, die Bilanzkreis-
verantwortlichen durch ausreichende Anreize zu einer präzisen und sorgfältigen Prognose
und damit zu einer ausgeglichenen Bilanz zwischen Einspeisung und Verbrauch anzuhalten.
Dadurch sollen die Abweichungen zwischen Stromerzeugung und -verbrauch auf ein Min-
destmaß reduziert und der Einsatz von Regelenergie minimiert werden.
Die Weiterentwicklungen im Bereich der Regel- und der Ausgleichsenergie wurden in dem
im Juli 2015 vom BMWi veröffentlichten Weißbuch zur Energiewende angekündigt und wer-
den von der Beschlusskammer 6 im Rahmen von Festlegungsverfahren bearbeitet.
Europäische Netzkodizes, insbesondere Kapazitätsvergabe- und Engpassmanagement
Ein weiterer Schwerpunkt der Aufgaben der Beschlusskammer 6 liegt 2016 in der Umset-
zung der zahlreichen Vorgaben aus den neuen europäischen Netzkodizes und Leitlinien. Die
erste der insgesamt 10 Verordnungen, die Verordnung zur Festlegung einer Leitlinie für die
Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (englisch Capacity Allocation and Conges-
tion Management, abgekürzt CACM), ist bereits in Kraft und macht Vorgaben zur grenzüber-
schreitenden Vergabe knapper Transportkapazitäten. Darüber hinaus werden in der CACM-
Verordnung neue Marktrollen geschaffen. Die neue Marktrolle des NEMO (Nominated
Electricity Market Operator) soll – unter Einbeziehung der nationalen Strombörsen – der op-
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timalen Ausnutzung der beschränkten grenzüberschreitenden Transportkapazitäten dienen.
Die NEMOs müssen von den nationalen Regulierungsbehörden benannt werden. Dieses
Benennungsverfahren hat starke Ähnlichkeit mit den Zertifizierungsverfahren für Übertra-
gungsnetzbetreiber.
Zusätzlich zu diesen geplanten oder konkret absehbaren Aufgaben ist möglich, dass im Jahr
2016 im Rahmen der Energiewende weitere Aufgaben mit vergleichbarer Bedeutung hinzu-
kommen.
5. Zugang zu Gasnetzen
Umsetzungen der Netzkodizes Bilanzierung, Kapazitätszuweisung sowie Interoperabilität
und Datenaustausch
Die nationale Umsetzung des Netzkodex Bilanzierung ist durch die Bundesnetzagentur mit
der Festlegung in Sachen Bilanzierung Gas „GaBi Gas 2.0“ mit Beschluss vom 19.12.2014
der Beschlusskammer 7 erfolgt. Die im Dialog mit der Gasbranche identifizierten Umset-
zungsspielräume und Weiterentwicklungspotentiale der GABi Gas werden im nächsten Jahr
intensiv bewertet.
Mit Inkrafttreten des Netzkodex Interoperabilität und Datenaustausch am 01.05.2016 gelten
für die Fernleitungsnetzbetreiber europaweit harmonisierte Vorgaben für den Betrieb von
Gasfernleistungsnetzen. Dies schließt auch gemeinsame Lösungen für den Datenaustausch
der Fernleitungsnetzbetreiber mit ein. Im Rahmen einer Umsetzung sieht der Netzkodex zu
verschiedenen inhaltlichen Aspekten eine Einbeziehung der Marktbeteiligten und eine Betei-
ligung der Bundesnetzagentur durch die Fernleitungsnetzbetreiber vor. Die Bundesnetzagen-
tur geht davon aus, dass die Fernleitungsnetzbetreiber von diesen Möglichkeiten Gebrauch
machen werden.
Zum 01.11.2015 ist des Weiteren der Netzkodex Kapazitätszuweisung für alle Marktbeteilig-
ten voll wirksam geworden. Er enthält eine erhebliche Bandbreite neuer Anforderungen an
die Vergabe von Kapazitäten in Fernleitungsnetzen wie z.B. die grenzüberschreitende Kapa-
zitätsbündelung sowie die Verauktionierung von untertägigen sowie unterbrechbaren Kapazi-
täten. Die Beschlusskammer 7 wird die zur Umsetzung dieser Neuerungen erforderlichen
Unternehmensprozesse intensiv überwachen und begleiten. Zudem hat die Beschlusskam-
mer über zwei Anträge auf Genehmigung einer konkurrierenden Kapazitätszuweisung nach
Art. 8 Abs. 2 Netzkodex Kapazitätszuweisung zu entscheiden. Diese Methode zur nachfra-
gebasierten Kapazitätsallokation hat der Netzkodex Kapazitätszuweisung erstmals unter
Genehmigungsvorbehalt gestellt. Hierzu wird die Beschlusskammer in einer Gesamtschau
die Interessen aller betroffenen Marktbeteiligten zu untersuchen und zu bewerten haben.
6. Erneuerbare Energien
Im Bereich der erneuerbaren Energien wird die Bundesnetzagentur weiterhin an der Umset-
zung der Energiewende mitarbeiten:
Die 2015 begonnenen Ausschreibungen der Förderhöhe für PV-Freiflächenanlagen werden
weiterhin durchgeführt werden, außerdem wird die Erweiterung der Ausschreibungen auf
den Energieträger Wind Onshore vorbereitet, die 2017 kommen wird.
Bis dahin wird die Zubauabhängigkeit der Fördersätze auf Grundlage der im Anlagenregister
gemeldeten Anlagen 2015 ausgedehnt: Wurden bis 2015 nur die Fördersätze für PV-Strom
vom Zubau abhängig gemacht, erfolgt dies nun auch für die Energieträger Wind und Bio-
masse.
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7. Marktintegrität und Transparenz
Markttransparenzstelle für den Großhandel mit Strom und Gas
Die Markttransparenzstelle für den Großhandel mit Strom und Gas, in der Bundesnetzagen-
tur und Bundeskartellamt gemeinsame Marktüberwachungsaufgaben erfüllen, soll im Jahr
2016 insbesondere auf Basis der von ACER erhobenen Daten ihre Datenanalyse starten.
Die Datenmeldepflicht für Marktteilnehmer gilt gemäß der Durchführungsverordnung (EU) Nr.
1348/2014 seit 7.10.2015 für sog. Standardverträge und ab 7.4.2016 auch für sog. Nicht-
Standardverträge. Die für Deutschland relevanten Daten werden zukünftig an die Bundes-
netzagentur übermittelt werden und können zur nationalen Marktüberwachung verwendet
werden. Hierfür arbeiten Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt gemeinsam an einem
eigenen Marktüberwachungssystem, vor allem damit Datensicherheit und Datenintegrität
gewährleistet sind.
Die Bundesnetzagentur wird zu Beginn des Jahres 2016 weiterhin die Registrierung der
Marktteilnehmer nach REMIT durchführen, die ab 7.4.2016 Nicht-Standardverträge an ACER
melden müssen. Nachdem sich bis zum ersten Stichtag am 7.10.2015 bereits 1.056 Markt-
teilnehmer von der Bundesnetzagentur registrieren ließen, ist mit einer gleich hohen Anzahl
neuer Registrierungen bis zum 7.4.2016 zu rechnen. Die Bundesnetzagentur wird die Kos-
tenfestsetzungen für die Registrierungen auf Basis der Energiewirtschaftskostenverordnung
durchführen.
Die Bundesnetzagentur wird Verdachtsfälle, die Verstöße gegen das Verbot der Marktmani-
pulation und des Insiderhandels beinhalten, prüfen und hierbei die relevanten Daten einholen
und auswerten. Bislang werden ihr Verdachtsfälle vor allem über die europäische ACER No-
tification Plattform angezeigt. Zusätzlich wird die Bundesnetzagentur die Einhaltung der Ver-
pflichtung zur Veröffentlichung von Insiderinformationen überprüfen.
Nationale Informationsplattform
Der neue Gesetzentwurf der Bundesregierung zur Weiterentwicklung des Strommarktes
(Strommarktgesetzentwurf vom 4.11.2015) sieht in § 111d des Energiewirtschaftsgesetzes
die Einrichtung einer nationalen Informationsplattform vor. Damit wird es die Aufgabe der
Bundesnetzagentur sein, die neue nationale Informationsplattform einzurichten und zu be-
treiben, um Strommarktdaten für die deutsche Gebotszone bereitzustellen.
Das Ziel der nationalen Informationsplattform ist die Stärkung der Transparenz des deut-
schen Strommarktes für interessierte Bürgerinnen und Bürger. Ein breiter und einfacher Zu-
gang zu relevanten Informationen trägt zu einer sachlichen Diskussion über die Energiewen-
de, den Strommarkt 2.0 und den Netzausbau bei. Zudem soll die Informationsplattform auch
der Fachöffentlichkeit als qualitativ hochwertige Datenquelle dienen.
Im Jahr 2016 wird die technische Vorbereitung der Informationsplattform vorangetrieben,
damit diese entsprechend der gesetzlichen Vorgabe bis spätestens 1.07.2017 in Betrieb ge-
nommen werden kann.
8. Europäische Energieregulierung
Regelenergie: Komitologie und frühzeitige Umsetzung der Europäischen Leitlinie
Die Regelenergiemärkte werden im Jahr 2016 Gegenstand eines Komitologieverfahrens zur
Kommissionsverordnung Electricity Balancing Guideline sein. Damit sollen die heute noch
weitgehend national organisierten Regelenergiemärkte europäisch integriert werden. Um die
Effizienz und den Wettbewerb in den Regelenergiemärkten zu stärken und gleichzeitig die
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Versorgungssicherheit zu wahren, soll der grenzüberschreitende Austausch von Regelener-
gie ermöglicht und gestärkt werden. Auch sollen künftig Lastmanagement und erneuerbare
Energien leichter am Regelenergiemarkt teilnehmen können. Die Bundesnetzagentur wird
das Komitologieverfahren zur Electricity Balancing Guideline begleiten und dem BMWi als
federführendem Ressort beratend zur Seite stehen.
Ferner wird im Jahr 2016 die frühzeitige Umsetzung der Electricity Balancing Guideline fort-
gesetzt werden. Zu dieser hatte die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulie-
rungsbehörden (ACER) den Verband der Europäischen Übertragungsnetzbetreiber im Be-
reich Strom (ENTSO-E) im Jahr 2014 aufgefordert. Ziel ist es, mit der Arbeit an spezifischen
Vorgaben aus der Electricity Balancing Guideline schon frühzeitig und vor der formellen Ver-
abschiedung des Regelwerks zu beginnen, um die ehrgeizigen Fristen aus der Kommissi-
onsverordnung einhalten zu können. Die Bundesnetzagentur wird die frühzeitige Umsetzung
der Electricity Balancing Guideline in Zusammenarbeit mit ACER und anderen nationalen
Regulierungsbehörden auch im Jahr 2016 aktiv begleiten.
Zudem werden im Zuge der Umsetzung der Kommissionsverordnung im Bereich Regelener-
gie Übertragungsnetzbetreiber künftig stärker grenzüberschreitend miteinander kooperieren
müssen. Dazu gehören unter anderem der grenzüberschreitende Austausch von Regelener-
gie und die Vermeidung des gegenläufigen Abrufs von Regelenergie in benachbarten Regel-
zonen.
Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber sind schon heute in verschiedenen grenzüber-
schreitenden Regelenergieprojekten aktiv. Im internationalen Netzregelverbund (International
Grid Control Cooperation - IGCC) wird die Vermeidung des gegenläufigen Abrufs von Re-
gelenergie, das sogenannte „Gegeneinanderregeln“, mittlerweile von 10 europäischen Über-
tragungsnetzbetreibern erfolgreich umgesetzt. Eine Erweiterung des IGCC auf weitere Län-
der ist angedacht und soll bereits im Jahr 2016 umgesetzt werden. Auch wollen die deut-
schen Übertragungsnetzbetreiber im Jahr 2016 damit beginnen, gemeinsam mit dem öster-
reichischen Übertragungsnetzbetreiber APG Sekundärregelleistung grenzüberschreitend
auszutauschen. Ferner untersuchen die deutschen Übertragungsnetzbetreiber zusammen
mit den Übertragungsnetzbetreibern aus Belgien, den Niederlanden und Österreich in dem
sogenannten EXPLORE-Projekt die Möglichkeit, ein gemeinsames Marktgebiet für den Aus-
tausch von Sekundärregelleistung und Minutenreserve zu schaffen. Die Einrichtung solcher
„Coordinated Balancing Areas“ ist eine zentrale Forderung aus der Electricity Balancing Gui-
deline. Die Bundesnetzagentur wird die grenzüberschreitenden Regelenergieprojekte der
deutschen Übertragungsnetzbetreiber in Zusammenarbeit mit anderen nationalen Regulie-
rungsbehörden auch im Jahr 2016 regulatorisch begleiten.
Rechtsetzung zum Systembetrieb
Daneben wird die Bundesnetzagentur im Jahre 2016 mit beratenden Experten das BMWi im
Rahmen der Rechtsetzung auf europäischer Ebene, dem Komitologieverfahren, bei der Ver-
abschiedung neuer Leitlinien zum Systembetrieb (englisch: System Operation Guideline)
unterstützen. Dazu werden die Bereiche Betriebssicherheit (Operational Security), Betriebs-
planung (Operational Planning & Scheduling) sowie Frequenzhaltung und Reserven (Load
Frequency Control & Reserves) jeweils in Leitlinien geregelt.
Die Operational Security Guideline soll ein europäisch einheitliches Niveau der Sicherheit
und Qualität der Versorgung sowie effizienter Anwendung der Infrastruktur und Mittel ge-
währleisten. Es werden Grundsätze zur allgemeinen betrieblichen Sicherheit, zur paneuropä-
ischen betrieblichen Sicherheit, zur Koordination des Systembetriebs und einige wichtige
Aspekte für mit dem Übertragungsnetz verbundene Netznutzer gegeben.
Die Operational Planning & Scheduling Guideline soll die koordinierte Betriebsführung von
Übertragungsnetzen und Einspeisesystemen in Europa gewährleisten. Es werden die Rollen
Bonn, 9. Dezember 2015
Amtsblatt der Bundesnetzagentur
für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen
3488 – Mitteilungen, Sonstiges, Teil A, Mitteilungen der Bundesnetzagentur – 23 2015
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und Verantwortlichkeiten von TSOs, DSOs und besonderen Netznutzern sowie der Daten-
austausch untereinander geregelt. Hierdurch soll die Planungsphase optimiert, Kosteneffi-
zienten gehoben und die Systemsicherheit gewährleistet werden. Des Weiteren werden ge-
meinsame Methoden und Prinzipien der Sicherheitsanalyse definiert.
Die Load Frequency Control & Reserves Guideline soll einen zusammenhängenden und
koordinierten Betrieb der Übertragungsnetze sichern und die erforderliche Frequenzstabilität
gewährleisten. Dies wird durch Sicherstellung von Qualitätskriterien, Steuerungsstrukturen,
Eindämmungsreserven, Wiederherstellungsreserven, Ersatzreserven, Austausch von Reser-
ven und gleichzeitige Zeitkontrolle der Frequenz erreicht. Es soll der effiziente Einsatz von
Infrastruktur und Mitteln erreicht werden.
Bonn, 9. Dezember 2015
