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Mit Urteil vom 12.04.2016 hat der BGH den Wälzungsmechanismus des § 19 Abs. 2 S. 15 StromNEV für nichtig erklärt. Zur Begründung führt der BGH aus, dass der Wälzungsmechanismus nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 S. 1 Nr. 1, 3 EnWG gedeckt sei. Zwischenzeitlich der Gesetzgeber hierzu Stellung genommen und hat durch das Strommarktgesetz eine Ergänzung der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Satz 1 Nr. 3 und Satz 2 Nr. 5 EnWG vorgenommen. Diese bilden nunmehr die Grundlage für di § 19 Abs. 2 StromNEV-Umlage und wirkt rückwirkend zum 01.01.2012.]26]

Mit Urteil vom 12.04.2016 hat der BGH den Wälzungsmechanismus des § 19 Abs. 2 S. 15 StromNEV für nichtig erklärt. Zur Begründung füjrt der BGH aus, dass der Wälzungsmechanismus nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 S. 1 Nr. 1, 3 EnWG gedeckt sei. Zwischenzeitlich der Gesetzgeber hierzu Stellung genommen und hat durch das Strommarktgesetz eine Ergänzung der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Satz 1 Nr. 3 und Satz 2 Nr. 5 EnWG vorgenommen. Diese bilden nunmehr die Grundlage für di § 19 Abs. 2 StromNEV-Umlage und wirkt rückwirkend zum 01.01.2012.]26]

~~CategoryEnergierecht~~

Hierfür sehen {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} und {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} unterschiedliche Möglichkeiten vor. Dabei unterscheiden sich die nach Abs. 1 und 2 zu ergreifenden Maßnahmen dadurch, dass die Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} nur dann durchgeführt werden dürfen, wenn die Störung oder Gefährdung des Stromversorgungssystems nicht mit Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} beseitigt werden kann. Nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems netzbezogene bzw. marktbezogene Maßnahmen zu ergreifen. Unter netzbezogenen Maßnahmen sind jene zu erfassen, die sich ausschließlich auf den technischen Netzbetrieb beschränken und keine Beteiligung der Netznutzer notwendig machen. Bei marktbezogenen Maßnahmen handelt es sich hingegen um solche Maßnahmen, die auf vertraglichen Regelungen zwischen dem Netzbetreiber und den Netznutzern beruhen. Diese sind im Vergleich zu den netzbezogenen Maßnahmen untergeordnet. Regelbeispiele für marktbezogene Maßnahmen ergeben sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG. Die dort enthaltene Aufzählung ist nicht abschließend, wie sich aus der Formulierung "insbesondere" ergibt. Besondere Relevanz bei den markbezogenen Maßnahmen erhalten das [[EnRRedispatch Redispatch]] und das Countertrading. Beide verfolgen zwar das Ziel Netzengpässe durch Eingriffe zu vermeiden bzw. zu beheben. Doch unterscheiden sich diese dadurch, dass das Countertrading ein Handelsgeschäft darstellt, für diese auf Seiten der Kraftwerksverbraucher kein Kontrahierungszwang besteht.[15]
Dogmatisch gesehen zählt zu dem gesetzlichen Erzeugungsmanagement auch Maßnahmen des Einsspeisemanagments gem. {{du przepis="§ 14 EEG"}}. Somit gehört dieses zu den Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}}. Grundlage hierfür bildet {{du przepis="§ 13 Abs. 2a S. 3 EnWG"}}. Jedoch muss beachtet werden, dass {{du przepis="§ 14 EEG"}} im Gegensatz zu {{du przepis="§ 13 EnWG"}} nicht für sämtliche Gefährdungs- und Störungssituationen anwendbar ist. Vielmehr kommt dieser ausschließlich bei Netzengpässen zur Anwendung. Sowohl diie Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} und jene nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} erfordern das Vorliegen einer Gefahrensituation. Diese wird in {{du przepis="§ 13 Abs. 4 EnWG"}} definiert. Demnach liegt eine solche dann vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Übertragungsnetzbetreiber nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.[17]
- [[https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Stromnetze/System-_u_Netzsicherheit/Quartalsbericht_Q4_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=1 3. Quartalsbericht 2015 zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen, Viertes Quartal 2015 sowie Gesamtjahresbetrachtung 2015 vom 02.08.2016]]
Aufgrund der immer mehr steigenden Netzkosten erhöhen sich gleichzeitig die Anreize zu einer Eigenerzeugung und Eigenversorgung. Der Begriff der Eigenerzeugung wird zwar nicht vom Gesetz verwendet, jedoch findet sich eine Definition der Eigenversorgung in § 5 Nr. 12 EEG. Diese Begriffsbestimmung enthält verschiedene Tatbestandsmerkmale, welche **kumulativ** erfüllt sein müssen, damit überhaupt eine Eigenversorgung vorliegt. Einzelheiten zu den einzelnen Tatbestandsmerkmalen können Sie im Artikel [[EnREigenversorgungEEG Eigenversorgung und EEG -Umlage]] nachlesen. Für 2017v ist eine umfassende Novellierung des EEG 2014 geplant. Diese führt dazu, dass die Begriffsbestimmung zur Eigenversorgung in § 3 Nr. 19 EEG 2016/2017 - E verschoben wird.
Mit Urteil vom 12.04.2016 hat der BGH den Wälzungsmechanismus des § 19 Abs. 2 S. 15 StromNEV für nichtig erklärt. Zur Begründung füjrt der BGH aus, dass der Wälzungsmechanismus nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 S. 1 Nr. 1, 3 EnWG gedeckt sei. Zwischenzeitlich der Gesetzgeber hierzu Stellung genommen und hat durch das Strommarktgesetz eine Ergänzung der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Satz 1 Nr. 3 und Satz 2 Nr. 5 EnWG vorgenommen. Diese bilden nunmehr die Grundlage für di § 19 Abs. 2 StromNEV-Umlage und wirkt rückwirkend zum 01.01.2012.]26]
[26] BGH, Beschluss vom 12.April 2016 – EnVR 25/13, Rn. 17 juris; BT-Drs. 18/8915, S. 17 f., S. 20f; Schneider, Das Strommarktgesetz - ein Überblick, jurisPR-UmwR 7/2016 Anm. 1
CategoryEnergierecht

Hierfür sehen {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}, 13 Abs. 1a EnWG und {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} unterschiedliche Möglichkeiten vor. Dabei unterscheiden sich die nach Abs. 1 und 2 zu ergreifenden Maßnahmen dadurch, dass die Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} nur dann durchgeführt werden dürfen, wenn die Störung oder Gefährdung des Stromversorgungssystems nicht mit Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} beseitigt werden kann. Nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems netzbezogene bzw. marktbezogene Maßnahmen zu ergreifen. Unter netzbezogenen Maßnahmen sind jene zu erfassen, die sich ausschließlich auf den technischen Netzbetrieb beschränken und keine Beteiligung der Netznutzer notwendig machen. Bei marktbezogenen Maßnahmen handelt es sich hingegen um solche Maßnahmen, die auf vertraglichen Regelungen zwischen dem Netzbetreiber und den Netznutzern beruhen. Diese sind im Vergleich zu den netzbezogenen Maßnahmen untergeordnet. Regelbeispiele für marktbezogene Maßnahmen ergeben sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG. Die dort enthaltene Aufzählung ist nicht abschließend, wie sich aus der Formulierung "insbesondere" ergibt. Besondere Relevanz bei den markbezogenen Maßnahmen erhalten das [[EnRRedispatch Redispatch]] und das Countertrading. Beide verfolgen zwar das Ziel Netzengpässe durch Eingriffe zu vermeiden bzw. zu beheben. Doch unterscheiden sich diese dadurch, dass das Countertrading ein Handelsgeschäft darstellt, für diese auf Seiten der Kraftwerksverbraucher kein Kontrahierungszwang besteht.[15]
Dogmatisch gesehen zählt zu dem gesetzlichen Erzeugungsmanagement auch Maßnahmen des Einsspeisemanagments gem. {{du przepis="§ 14 EEG"}}. Somit gehört dieses zu den Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}}. Grundlage hierfür bildet {{du przepis="§ 13 Abs. 2a S. 3 EnWG"}}. Jedoch muss beachtet werden, dass {{du przepis="§ 14 EEG"}} im Gegensatz zu {{du przepis="§ 13 EnWG"}} nicht für sämtliche Gefährdungs- und Störungssituationen anwendbar ist. Vielmehr kommt dieser ausschließlich bei Netzengpässen zur Anwendung. Sowohl diie Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} und jene nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} erfordern das Vorliegen einer Gefahrensituation. Diese wird in {{du przepis="§ 13 Abs. 3 EnWG"}} definiert. Demnach liegt eine solche dann vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Übertragungsnetzbetreiber nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.[17]
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Aufgrund der immer mehr steigenden Netzkosten erhöhen sich gleichzeitig die Anreize zu einer Eigenerzeugung und Eigenversorgung. Der Begriff der Eigenerzeugung wird zwar nicht vom Gesetz verwendet, jedoch findet sich eine Definition der Eigenversorgung in § 5 Nr. 12 EEG. Diese Begriffsbestimmung enthält verschiedene Tatbestandsmerkmale, welche **kumulativ** erfüllt sein müssen, damit überhaupt eine Eigenversorgung vorliegt. Einzelheiten zu den einzelnen Tatbestandsmerkmalen können Sie im Artikel [[EnREigenversorgungEEG Eigenversorgung und EEG -Umlage]] nachlesen.
Mit Urteil vom 12.04.2016 hat der BGH den Wälzungsmechanismus des § 19 Abs. 2 S. 15 StromNEV für nichtig erklärt. Zur Begründung füjrt der BGH aus, dass der Wälzungsmechanismus nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 S. 1 Nr. 1, 3 EnWG gedeckt sei. Zwischenzeitlich der Gesetzgeber hierzu Stellung genommen sieht nunmehr in seinem Entwurf zum Strommarktgesetz eine Ergänzung der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Satz 1 Nr. 3 und Satz 2 Nr. 5 EnWG vor. Diese soll rückwirkend zum 01.01.2012 gelten.]26]
[26] BGH, Beschluss vom 12.April 2016 – EnVR 25/13, Rn. 17 juris; BT-Drs. 18/8915, S. 17 f., S. 20f.

~~//in Arbeit//~~

Im Rahmen der Energiewende unterliegt die Flussrichtung des eingespeisten Stroms einem Wandel. Waren es bisher Großkraftwerke, welche den erzeugten Strom in das Höchst-und Hochspannungsnetz einspeisten, erfolgt die Bereitstellung von Strom heute aufgrund einer zunehmenden, dezentralen Einspeisung aus erneuerbaren Energien und KWK in das Verteilernetz. Dies führt dazu, dass das Volumen des Verteilernetzes nicht mehr genügt, um das "Über" an Strom zu transpotieren. Dies führt wiederum zu einer Notwendigkeit des Verteilernetzausbaus. Hierzu die [[http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Projekte/Energiesysteme/Dokumente/denaVNS_Abschlussbericht.pdf Verteilernetzstudie der Dena vom 11.12.2012.]] sowie [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/verteilernetzstudie,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf „ (Verteilernetzstudie) des BMWi - Moderne Verteilernetze für Deutschland“]] und die [[http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Projekte/Energiesysteme/Dokumente/denaVNS_Abschlussbericht.pdf dena II - Verteilnetzstudie. Ausbau - und Innovationsbedarf der Stromverteilnetze in Deutschland bis 2030, Endbericht vom 11.12.2012]].[24]

Im Rahmen der Energiewende unterliegt die Flussrichtung des eingespeisten Stroms einem Wandel. Waren es bisher Großkraftwerke, welche den erzeugten Strom in das Höchst-und Hochspannungsnetz einspeisten, erfolgt die Bereitstellung von Strom heute aufgrund einer zunehmenden, dezentralen Einspeisung aus erneuerbaren Energien und KWK in das Verteilernetz. Dies führt dazu, dass das Volumen des Verteilernetzes nicht mehr genügt, um das "Über" an Strom zu transpotieren. Dies führt wiederum zu einer Notwendigkeit des Verteilernetzausbaus. Hierzu die [[http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Projekte/Energiesysteme/Dokumente/denaVNS_Abschlussbericht.pdf Verteilernetzstudie der Dena vom 11.12.2012.]] sowi [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/verteilernetzstudie,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf „ (Verteilernetzstudie) des BMWi - Moderne Verteilernetze für Deutschland“]] und die [[http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Projekte/Energiesysteme/Dokumente/denaVNS_Abschlussbericht.pdf dena II - Verteilnetzstudie. Ausbau - und Innovationsbedarf der Stromverteilnetze in Deutschland bis 2030, Endbericht vom 11.12.2012]].[24]

[18] König, in: BerlKommEEG 2014, § 14, Rn. 7.
[19] Ehricke/Frenz, in: Frenz/Müggenborg/Cosack/Ekard, EEG 2014, § 15, Rn. 3, 4; BT-Drs. 17/6071, S. 65.
[20] König, in: BerlKommEEG 2014, § 15, Rn. 30; Krüger, in: Säcker/ Rixecker/Oetker, MünchKommBGB, § 271, Rn. 2; Ehricke/Frenz, in: Frenz/Müggenborg/ Cosack/Ekardt, EEG 2014, § 15, Rn. 24.
[21] Ehricke/Frenz, in: Frenz/Müggenborg/ Cosack/Ekardt, EEG 2014, § 15, Rn. 28 ff..
[22] Ehricke/Frenz, in: Frenz/Müggenborg/ Cosack/Ekardt, EEG 2014, § 15, Rn. 76 ff..
[23] Agora, Netzentgelte in Deutschland, Herausforderungen und Handlungsoptionen Analyse S. 9; Kornig/Maubach/Beck, Funktionsorientierte Netzentgelte für die Energiewende, EW 8/2014, S. 25 – 27, (25).
[24] dena-Netzstudie II. Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung Zeitraum 2015 – 2020 mit Ausblick 2025 S. 1, 3; Agora, Netzentgelte in Deutschland, Herausforderungen und Handlungsoptionen Analyse, S. 9; Kornig/Maubach/Beck, Funktionsorientierte Netzentgelte für die Energiewende, EW 8/2014, S. 25 – 27, (25).
[25] Swantje Küchler, Ausnahmeregelungen bei den Stromnetzentgelten – Entwicklung und Ausblick, S. 2.
[26] BGH, Beschluss vom 12.April 2016 – EnVR 25/13, Rn. 17 juris; BT-Drs. 18/8915, S. 17 f., S. 20f.

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[15] König, in: BerlKommEnR, EnWG, § 13, Rn. 7, 11, 14 f., 20 f.; Britz/Hellermann/Hermes/Bourwieg, EnWG, § 13, Rn. 12, 13; Salje, EnWG, § 13, Rn. 15.
[16] Monitoringbericht BNetzA 2015, S. 102; König, in: BerlKommEnR, EnWG, § 13, Rn. 88 ff..
[17] König, in: BerlKommEEG 2014, § 14, Rn.1, 63; König, in: BerlKommEnR, EnWG, {{du przepis="§ 13 EnWG"}}, Rn. 97; Frenz, in: Frenz/Müggenborg/Cosack/Ekard, EEG 2014, § 14, Rn. 63 ff..
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[16] Monitoringbericht BNetzA 2015, S. 102.
[17] König, in: BerlKommEEG 2014, § 14, Rn.1; König, in: BerlKommEEG 2014, {{du przepis="§ 13 EnWG"}}, Rn. 97 und {{du przepis="§ 14 EEG"}}, Rn. 63.;
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Der Transport des eingespeisten Stroms erfolgt über das Übertragungsnetz hin zum Verteilernetz, an welchem der Verbraucher angeschlossen ist. Die hiermit verbundenen Kosten werden gem. § 14 Abs. 1 S. 1 StromNEV jeweils anteilig auf die nachgelagerte Netz- oder Umspannebene verteilt (**Kostenwälzung**), soweit diese Kosten nicht der Entnahme von Letztverbrauchern und Weiterverteilern aus der jeweiligen Netz- oder Umspannebene zuzuordnen sind. Hierbei hat eine Verteilung der Kosten entsprechend der von der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene bezogenen und zeitgleich über alle Übergabepunkte gemessenen höchsten Leistung unter Berücksichtigung des Gleichzeitigkeitsgrades nach § 16 StromNEV zu erfolgen. Diese Kosten werden sodann vom Netzbetreiber, in Form von Netzentgelten, den jeweils angeschlossenen [[EnRNetznutzer Netznutzern]] in Rechnung gestellt. Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die Privaten sowie die gewerblichen Nutzer, Kunden der Verteilernetze. Hauptsächlich werden Kosten für den Netzausbau an diese weitergegeben. Dies ist aber nur dann möglich, wenn dafür Budget vorhanden ist, welches der Genehmigungspflicht nach {{du przepis="§ 23 ARegV"}} unterworfen ist. Hiervon ausgeschlossen sind jene Unternehmen, welche sich im vereinfachten Verfahren gem. {{du przepis="§ 24 ARegV"}} befinden. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden.[23]
Im Rahmen der Energiewende unterliegt die Flussrichtung des eingespeisten Stroms einem Wandel. Waren es bisher Großkraftwerke, welche den erzeugten Strom in das Höchst-und Hochspannungsnetz einspeisten, erfolgt die Bereitstellung von Strom heute aufgrund einer zunehmenden, dezentralen Einspeisung aus erneuerbaren Energien und KWK in das Verteilernetz. Dies führt dazu, dass das Volumen des Verteilernetzes nicht mehr genügt, um das "Über" an Strom zu transpotieren. Dies führt wiederum zu einer Notwendigkeit des Verteilernetzausbaus. Hierzu die [[http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Projekte/Energiesysteme/Dokumente/denaVNS_Abschlussbericht.pdf Verteilernetzstudie der Dena vom 11.12.2012.]] sowi [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/verteilernetzstudie,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf „ (Verteilernetzstudie) des BMWi - Moderne Verteilernetze für Deutschland“]] und die [[http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Projekte/Energiesysteme/Dokumente/denaVNS_Abschlussbericht.pdf dena II - Verteilnetzstudie. Ausbau - und Innovationsbedarf der Stromverteilnetze in Deutschland bis 2030, Endbericht vom 11.12.2012]].[24]
Neben § 18 StromNEV enthält § 19 Abs. 2 StromNEV Ausnahmen von der regulären Verpflichtung zur Zahlung von Netzentgelten. Nach § 19 Abs. 2 S. 1 StromNEV ist dies dann möglich, wenn der Höchstlastbeitrag eines Stromverbrauchers wegen tatsächlicher oder vorhersehbarer Verbrauchsdaten oder aus technischen bzw. Vertraglichen Gründen vorhersehbar sich enorm von der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen aus dieser Netz- oder Umspannebene unterscheidet. Diese Sonderregelung ist u.a. für Pumpspeicherkraftwerken, Groß-und Einzelhändlern, Gewerbebetriebe, Krankenhäuser und Erlebnisparks vorteilhaft. Entsprechend § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV ist auch eine teilweise Befreiung möglich. Hierfür ist es jedoch notwendig, dass mindestens 7 000 Stunden im Jahr erreicht werden und der Stromverbrauch an dieser Abnahmestelle pro Kalenderjahr zehn Gigawattstunden übersteigt. Hiervon profitieren insbesondere stromintensive Unternehmnen aus den Bereichen Aluminiums und Chemie.[25]
Mit Urteil vom 12.04.2016 hat der BGH den Wälzungsmechanismus des § 19 Abs. 2 S. 15 StromNEV für nichtig erklärt. Zur Begründung füjrt der BGH aus, dass der Wälzungsmechanismus nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 S. 1 Nr. 1, 3 EnWG gedeckt sei. Zwischenzeitlich der Gesetzgeber hierzu Stellung genommen sieht nunmehr in seinem Entwurf zum Strommarktgesetz eine Ergänzung der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Satz 1 Nr. 3 und Satz 2 Nr. 5 EnWG vor. Diese soll rückwirkend zum 01.01.2012 gelten.]26]
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Der Transport des eingespeisten Stroms erfolgt über das Übertragungsnetz hin zum Verteilernetz, an welchem der Verbraucher angeschlossen ist. Die hiermit verbundenen Kosten werden gem. § 14 Abs. 1 S. 1 StromNEV jeweils anteilig auf die nachgelagerte Netz- oder Umspannebene verteilt (**Kostenwälzung**), soweit diese Kosten nicht der Entnahme von Letztverbrauchern und Weiterverteilern aus der jeweiligen Netz- oder Umspannebene zuzuordnen sind. Hierbei hat eine Verteilung der Kosten entsprechend der von der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene bezogenen und zeitgleich über alle Übergabepunkte gemessenen höchsten Leistung unter Berücksichtigung des Gleichzeitigkeitsgrades nach § 16 StromNEV zu erfolgen. Diese Kosten werden sodann vom Netzbetreiber, in Form von Netzentgelten, den jeweils angeschlossenen [[EnRNetznutzer Netznutzern]] in Rechnung gestellt.
Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die Privaten sowie die gewerblichen Nutzer, Kunden der Verteilernetze. Hauptsächlich werden Kosten für den Netzausbau an diese weitergegeben. Dies ist aber nur dann möglich, wenn dafür Budget vorhanden ist, welches der Genehmigungspflicht nach {{du przepis="§ 23 ARegV"}} unterworfen ist. Hiervon ausgeschlossen sind jene Unternehmen, welche sich im vereinfachten Verfahren gem. {{du przepis="§ 24 ARegV"}} befinden. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden.
Im Rahmen der Energiewende unterliegt die Flussrichtung des eingespeisten Stroms einem Wandel. Waren es bisher Großkraftwerke, welche den erzeugten Strom in das Höchst-und Hochspannungsnetz einspeisten, erfolgt die Bereitstellung von Strom heute aufgrund einer zunehmenden, dezentralen Einspeisung aus erneuerbaren Energien und KWK in das Verteilernetz. Dies führt dazu, dass das Volumen des Verteilernetzes nicht mehr genügt, um das "Über" an Strom zu transpotieren. Dies führt wiederum zu einer Notwendigkeit des Verteilernetzausbaus. Hierzu die [[http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Projekte/Energiesysteme/Dokumente/denaVNS_Abschlussbericht.pdf Verteilernetzstudie der Dena vom 11.12.2012.]] sowi [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/verteilernetzstudie,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf „ (Verteilernetzstudie) des BMWi - Moderne Verteilernetze für Deutschland“]] und die [[http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Projekte/Energiesysteme/Dokumente/denaVNS_Abschlussbericht.pdf dena II - Verteilnetzstudie. Ausbau - und Innovationsbedarf der Stromverteilnetze in Deutschland bis 2030, Endbericht vom 11.12.2012]].
Neben § 18 StromNEV enthält § 19 Abs. 2 StromNEV Ausnahmen von der regulären Verpflichtung zur Zahlung von Netzentgelten. Nach § 19 Abs. 2 S. 1 StromNEV ist dies dann möglich, wenn der Höchstlastbeitrag eines Stromverbrauchers wegen tatsächlicher oder vorhersehbarer Verbrauchsdaten oder aus technischen bzw. Vertraglichen Gründen vorhersehbar sich enorm von der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen aus dieser Netz- oder Umspannebene unterscheidet. Diese Sonderregelung ist u.a. für Pumpspeicherkraftwerken, Groß-und Einzelhändlern, Gewerbebetriebe, Krankenhäuser und Erlebnisparks vorteilhaft. Entsprechend § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV ist auch eine teilweise Befreiung möglich. Hierfür ist es jedoch notwendig, dass mindestens 7 000 Stunden im Jahr erreicht werden und der Stromverbrauch an dieser Abnahmestelle pro Kalenderjahr zehn Gigawattstunden übersteigt. Hiervon profitieren insbesondere stromintensiven Unternehmnen aus den Bereichen des Aluminiums oder Chemie.
Mit Urteil vom 12.04.2016 hat der BGH den Wälzungsmechanismus des § 19 Abs. 2 S. 15 StromNEV für nichtig erklärt. Zur Begründung füjrt der BGH aus, dass der Wälzungsmechanismus nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 S. 1 Nr. 1, 3 EnWG gedeckt sei. Zwischenzeitlich der Gesetzgeber hierzu Stellung genommen sieht nunmehr in seinem Entwurf zum Strommarktgesetz eine Ergänzung der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Satz 1 Nr. 3 und Satz 2 Nr. 5 EnWG vor. Diese soll rückwirkend zum 01.01.2012 gelten.
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Dogmatisch gesehen zählt zu dem gesetzlichen Erzeugungsmanagement auch Maßnahmen des Einsspeisemanagments gem. {{du przepis="§ 14 EEG"}}. Somit gehört dieses zu den Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}}. Grundlage hierfür bildet {{du przepis="§ 13 Abs. 2a S. 3 EnWG"}}. Jedoch muss beachtet werden, dass {{du przepis="§ 14 EEG"}} im Gegensatz zu {{du przepis="§ 13 EnWG"}} nicht für sämtliche Gefährdungs- und Störungssituationen anwendbar ist. Vielmehr kommt dieser ausschließlich bei Netzengpässen zur Anwendung. Sowohl diie Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} und jene nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} erfordern das Vorliegen einer Gefahrensituation. Diese wird in {{du przepis="§ 13 Abs. 3 EnWG"}} definiert. Demnach liegt eine solche dann vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Übertragungsnetzbetreiber nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.[17]

Dogmatisch gesehen zählt zu dem gesetzlichen Erzeugungsmanagement auch Maßnahmen des Einsspeisemanagments gem. {{du przepis="§ 14 EEG"}}. Somit gehört dieses zu den Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}}. Grundlage hierfür bildet {{du przepis="§ 13 Abs. 2a S. 3 EnWG"}}. Jedoch muss beachtet werden, dass {{du przepis="§ 14 EEG"}} im Gegensatz zu {{du przepis="§ 13 EnWG"}} nicht für sämtliche Gefährdungs- und Störungssituationen anwendbar ist. Vielmehr kommt dieser ausschließlich bei Netzengpässen zur Anwendung.
Sowohl diie Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} und jene nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} erfordern das Vorliegen einer Gefahrensituation. Diese wird in {{du przepis="§ 13 Abs. 3 EnWG"}} definiert. Demnach liegt eine solche dann vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Übertragungsnetzbetreiber nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.[17]

- {{du przepis="§ 24 Nr. 3 EnWG"}} i.V.m. StromNEV/GasNEV

~~- {{du przepis="§ 24 Nr. 3 EnWG"}} i.V.m. StromNEV/asNEV~~

- {{du przepis="§ 24 Nr. 3 EnWG"}} i.V.m. StromNEV/asNEV

~~- {{du przepis="§ 24 Abs. 1 Nr. 3 EnWG"}} i.V.m. StromNEV/asNEV~~

- {{du przepis="§ 24 Abs. 1 Nr. 3 EnWG"}} i.V.m. StromNEV/asNEV

~~- {{du przepis="§ 24 Nr. 3 EnWG"}} i.V.m. StromNEV/asNEV~~

[1] Missling, in: Danner/Theobald, StromNEV § 1 Rn.8.
[2] Salje, EnWG, Vor §§ 20–28 a Rn. 1; Missling, in: Danner/Theobald, StromNEV § 1 Rn. 9; de Wyl/Thole/Bartsch, in: Schneider/Theobald, Recht der Energiewirtschaft, § 16, Rn. 347, 348.
[3] König/Kühling/Rasbach, Energierecht. Kap. 4, Rn. 9; Säcker, in: BerlKommEnR, EnWG, § 111, Rn. 11 ff.; Säcker/Meinzenbach, in: BerlKommEnR, EnWG, § 21, Rn. 43; König/Kühling/Rasbach, Energierecht, Kap. 4, Rn. 11; Säcker/Mainzenbach, in: BerlKommEnR, EnWG, § 21, Rn. 44, 45.
[4] König/Kühling/Rasbach, Energierecht, Kap. 4, Rn. 13; Säcker/Mainzenbach, in: BerlKommEnR, EnWG, § 21, Rn. 45, 49.
[5] Säcker/Mainzenbach, in: BerlKommEnR, EnWG, § 21, Rn. 46, 49.
[6] König/Kühling/Rasbach, Energierecht, Kap. 4, Rn. 13; Säcker/Mainzenbach, in: BerlKommEnR, EnWG, § 21, Rn. 50.
[7] Theobald/Theoabald, Grdz. Energiewirtschaftsrecht, S. 287 ff..
[8] de Wyl/Thole/Bartsch, in: Schneider/Theobald, Recht der Energiewirtschaft, § 16, Rn. 348.
[9] Bloch, RdE 2012, 241 – 248 (241 ff.); Europäische Kommission, Einleitung Beihilfeverfahren gegen Deutschland wg. Netzentgeltbefreiung für stromintensive Unternehmen (§ 19 StromNEV)
[10] Winkler, in: Kment, EnWG, § 24, Rn. 12, 13.
[11] Theobald/Zenke/Lange, in: Schneider/Theobald, Recht der Energiewirtschaft, § 17, Rn. 65 f..
[12] Schwarz, in: BerlKommEnR, § 13, Rn. 4; Frenz, in: Frenz/Müggenborg/Cosack/Ekard, EEG 2014, § 14, Rn. 64; König, in: BerlKommEEG 2014, § 14, Rn. 62.
[13] BT-Drs. 15/3917, S. 56; Burweig, in: Britz/Hellermann/Hermes, § 13, Rn. 3; König, in: BerlKommEnR, EnWG, § 13, Rn. 5; Schwarz, in: BerlKommEnR, § 13, Rn. 1, 10.
[14] König, in: BerlKommEnR, EnWG, § 13, Rn. 88; BWE, Studie: Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach {{du przepis="§ 11 EEG"}} und {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}}, S. 5.
[15]
[16] Monitoringbericht BNetzA 2015, S. 102.
[17] König, in: BerlKommEEG 2014, § 14, Rn.1; König, in: BerlKommEEG 2014, {{du przepis="§ 13 EnWG"}}, Rn. 97 und {{du przepis="§ 14 EEG"}}, Rn. 63.;
[18]
[19]
[20]
[21]
[22]

Nach § 1 StromNEV handelt es sich bei Netzentgelten um diejenigen Entgelte, welche im Gegenzug zur Gewährung für den Netzzugang zum Stromversorgungsnetz zu zahlen sind. Eine vergleichbare Definition in der GasNEV ist nicht enthalten. Das Netzentgelt erfasst die zur Bereitstellung der Netzinfrastruktur, unter Einbeziehung sämtlicher vorgelagerter Netze. Auch bilden Systemdienstleistungen einen Bestandteil des Netzentgeltes. Zudem sind bei diesem die anfallenden Kosten bezüglich der Führung und Abrechnung von Bilanzkreisen wie auch die Durchführung des erforderlichen Datentransfers einzubeziehen.[1]
Die Begriffsbestimmung ist in Verbindung mit den Vorschriften des EnWG zu interpretieren. Hierbei resultiert der Begriff der Netzentgelte aus {{du przepis="§ 21 EnWG"}}. In dieser Norm werden die grundlegenden Vorgaben für die Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang normiert. [2]
Während bis zum 31.12.2008 die Ermittlung der Netzentgeltede kostenorientiert erfolgte, wurde dies 2009 durch das Modell der Anreizregulierung abgelöst, {{du przepis="§ 1 Abs. 2 ARegV"}}. Dementsprechend sind nunmehr die behördlich, festgelegten Erlösvorgaben vom Netzbetreiber nach den Zuordnungsregeln in Netzentgelte umzusetzen, {{du przepis="§ 17 Abs. 1 ARegV"}}.
Zunächst ergeben sich die maßgeblichen Parameter für die Bestimmung und Berechnung von Netzentgelten aus {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} . Hiernach müssen die Netzentgelte angemessen, transparent und diskriminierungsfrei sein. Eine Angemessenheit der Entgelte ist dann gegeben, wenn der Netznutzer hierfür eine adäquate Leistung bekommt. Davon unabhängig wird das Entgelt regelmäßig dann angemessen sein, wenn dieses sich auf dem Niveau eines strukturell vergleichbaren Anbieter hält. An diesem Kriterium ist erkennbar, dass dieses sehr ungenau ist und deswegen eine genauere inhaltliche Ausgestaltung notwendig ist. dies erfolgt u.a. durch das Vergleichsverfahren sein. Das Kriterium der Angemessenheit erlangt dann Bedeutung, wenn in der Entgeltregulierung Probleme z.B. das regulatorische Problem der Preis-Kosten Schere auftreten.[3]
Zudem müssen die Entgelte diskriminierungsfrei sein. Durch diese Anforderung soll eine Ungleichbehandlung von Netzzugangspatenten bei der Gestaltung der Tarife vermieden werden. Diese Anforderung kommt auf zwei Ebenen zum Tragen. Zunächst wird eine Ungleichbehandlung von konzernexternen Netztzugangspatenten gegenüber konzerninternen verboten. (**vertikales Diskriminierungsverbot**)[4]
Hierdurch gilt es zu unterbinden, dass es durch die Privilegierung von internen Netzzugangspatenten zu verdeckten Quersubventionen zugunsten der konzernspezifischen Vertriebszweige kommt und hierdurch der Wettbewerb verfälscht wird. Von diesem sog. vertikalen Diskriminierungsverbot ist das Horizontale zu unterscheiden. {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} selber trifft keine Aussage darüber, ob und in welchen Fällen eine Diskriminierung zulässig sein kann. Dies könnte dahin verstanden werden, dass jede Ungleichbehandlung grundsätzlich verboten ist. Doch geht dieses Verständnis wohl zu weit. {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} kann nur solche Fälle unter dem Diskriminierungsverbot fassen, wenn es sich um vergleichbare Fälle handelt. Ungleiche Sachverhalte können demnach unterschiedlich behandelt werden.[5]
Schließlich müssen die Entgelte transparent sein. Hiervon ist dann auszugehen, wenn diese öffentlich zugänglich sind. Durch diese Anforderung soll die Angemessenheit wie auch die Überprüfbarkeit für die Netzkunden und die Regulierungsbehörde sichergestellt werden. In erster Linie ermöglichen transparente Netzentgelte den Netznutzern eine klare sowie unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen Folgen, eine kalkulierbare Netzzugangsplanung.[6]
Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} wird die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23 EnWG. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV in 2005 und GasNEV im Jahre 2005 Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV werden zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten bestimmt. Hieran schließt sich eine Aufteilung auf die Kostenstellen an. Schließlich werden hieraus die Netzentgelte gebildet, welche gem. § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV zur Kostendeckung dienen.[7]
Hinsichtlich der Höhe der Netzentgelte bestimmt § 17 Abs. 1 StromNEV, dass diese nicht durch die räumliche Entfernung zwischen dem Ort der Einspeisung elektrischer Energie und dem Ort der Entnahme beeinflusst wird. Nach Abs. 2 setzt sich das Entgelt aus einem Jahresleistungspreis (€/kWh) pro Jahr sowie einem Arbeitspreis (ct/kWh) zusammen. Weitere spezielle Vorgaben ergeben sich aus § 17 Abs. 2 - 7 StromNEV. Abschließend bestimmt § 17 Abs. 8 StromNEV, dass nur solche Entgelte, welche in der StromNEV genannt werden, erlaubt sind.[8]
Im Unterschied zur Vereinbarung eines individuellen Entgelts gestaltet sich die Rechtsmäßigkeit der vollständigen Entgeltbefreiung in der Vergangenheit als problematisch. Aus dem europarechtlichen Blickwinkel wurde diese, insbesondere aus Sicht des europäischen Beihilferechts als fraglich eingestuft. zur Klärung dieser Frage hat die eurpäische Kommission am 06.03.2013 ein Beihilfeprüfverfahren gestartet. Aktuell läuft dieses noch.[9]
Ebenso wurde die Zulässigkeit der kompletten Entgeltbefreiung auch von der deutschen Rechtsprechung in Frage gestellt. Diesbezüglich entschied der BGH in seinem Beschluss vomHierzu hat der Bundesgerichtshof am 8.10.2015, dass die vollständige Entgeltbefreiung unzulässig sei. Hierzu erklärte der BGH, dass diese nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 S. 1 Nr. 3 EnWG gedeckt sei. Entsprechend dieser ist die BNetzA berechtigt Regelungen zu erlassen, in welchen Sonderfällen der Netznutzung und unter welchen Voraussetzungen im Einzelfall individuelle Entgelte für den Netzzugang genehmigt oder untersagt werden können. Hiernach bezieht sich diese Ermächtigungsgrundlage nicht auf das „Ob“ der Entgeltpflicht. Vielmehr nimmt diese Bezug auf die Bestimmung des Entgeltumfangs.Zu unterscheiden hiervon ist die wirtschaftspolitische Entscheidung ob und unter welchen Anfordrungen die Entgeltpflicht entfallen soll. Derweil hat der Verordnungsgeber mit Wirkung vom 22.08.2013 hierauf reagiert und den Normtext entsprechend angeglichen. Demnach besteht die Möglichkeit der vollständigen Entgeltbefreiung nunmehr nicht mehr. Lediglich die Option ein individuelles Entgelt zu verabreden besteht fort. Ab 2014 wurde die stufenweise Verringerung zusätzlich dem individuellen Netzentlastungsbeitrag des Letztverbrauchers unterstellt.[10]
Dem schließt sich die **eigentliche** Berechnung der Erlösobergrenze an. Hierfür bilden nach {{du przepis="§ 6 Abs. 1 ARegV"}} die Kostenprüfungen nach den §§ 4 - 10 StromNEV/GasNEV, welche im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn einer Regulierungsperiode angefertigt wurden, die Ausgangsgröße für diese. Im Hinblick auf die erste Regulierungsperiode bestimmt {{du przepis="§ 6 Abs. 2 ARegV"}}, dass stets die Daten von 2006 die Basis bilden.[11]
Eine sichere Stromversorgung stellt die Grundlage für eine moderne Volkswirtschaft dar. Kommt es bei diesem System zu Stromausfällen, geht dies mit hohen Kosten einher. Bereits kleinste Unterbrechungen und Spannungseinbrüchen können längere Betriebsunterbrechungen, schwerwiegende Schäden bei den Betriebsmitteln sowie eine mangelhafte Qualität von Produktivität zur Folge haben. Zur Vermeidung dieser Folgen und zur weiteren Sicherstellung des hohen Niveaus der Versorgungssicherheit ist es zum einem notwendig, ausreichend gesicherte Kraftwerksleistung zur Stromerzeugung einsatzbereit zu halten. Zum anderen ist genügend Netzkapazität für den Transport des erzeugten Stroms an den Abnehmer vorzuhalten. Hierfür ist es notwendig, dass Erzeugung und Verbrauch sich stets im Gleichgewicht befinden. Dies ist wiederum physikalisch bedingt, damit die Systemsicherheit gewährleistet ist. Hierfür normieren die §§ 12 ff. EnWG und §§ 14, 15 EEG Vorgaben im Hinblick auf die Systemverantwortung, welche wiederum dazu dienen die Systemsicherheit zu gewährleisten. In diesem Kontext sieht sowohl {{du przepis="§ 13 EnWG"}} wie auch {{du przepis="§ 14 EEG"}} entsprechende Maßnahmen vor. Die bei den Maßnahmen zur Netzsicherheit entstehenden Kosten werden auf die Netzentgelte umgelegt. Dieser Abschnitt befasst sich im Weiteren mit den gesetzlich, vorgesehenen Regelungen zu diesen Maßnahmen und deren Folgen auf für die Höhe der Netzentgelte.[12]
Durch {{du przepis="§ 13 EnWG"}} erfolgt einer nähere Ausgestaltung der Systemverantwortung nach {{du przepis="§ 12 EnWG"}}. Dabei ist unter Systemverantwortung die Pflicht zur Sicherstellung der Funktionsfähigkeit des Gesamtsystems der Stromversorgung zu verstehen. Diese Pflicht wird den Übertragungsnetzbetreibern vom Gesetzgeber zugesprochen. Dies ist damit zu begründen, dass die Übertragungsnetzbetreiber den besten Überblick haben und ihnen die wesentlichen, technischen Instrumente zur Verfügung stehen, um dieser Pflicht nachzukommen und somit der Systemverantwortung gerecht werden können.[13]
Die Systemverantwortung erstreckt sich nicht nur auf das eigene Netz des systemverantwortlichen Netzbetreibers. Vielmehr ist das gesamte Stromversorgungssystem hiervon umfasst., bspw. angeschlossene Erzeugungsanlagen, Speicheranlagen und Verbrauchsanlagen. Den systemverantwortlichen Netzbetreiber obliegt es sämtliche physikalische Prozesse im Gleichgewicht zu halten und hierdurch die Spannung und Frequenz im Netz ihrer Regelzonen auf dem gleichen Niveau zu halten. Diese Verantwortung kann gem. {{du przepis="§ 14 Abs. 1 S. 1 EnWG"}} auf die verantwortlichen Verteilernetzbetreiber übertragen werden. Nach diesem gilt {{du przepis="§ 13 EnWG"}} für diese entsprechend. [14]
Hierfür sehen {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}, 13 Abs. 1a EnWG und {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} unterschiedliche Möglichkeiten vor. Dabei unterscheiden sich die nach Abs. 1 und 2 zu ergreifenden Maßnahmen dadurch, dass die Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} nur dann durchgeführt werden dürfen, wenn die Störung oder Gefährdung des Stromversorgungssystems nicht mit Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} beseitigt werden kann. Nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems netzbezogene bzw. marktbezogene Maßnahmen zu ergreifen. Unter netzbezogenen Maßnahmen sind jene zu erfassen, die sich ausschließlich auf den technischen Netzbetrieb beschränken und keine Beteiligung der Netznutzer notwendig machen. Bei marktbezogenen Maßnahmen handelt es sich hingegen um solche Maßnahmen, die auf vertraglichen Regelungen zwischen dem Netzbetreiber und den Netznutzern beruhen. Diese sind im Vergleich zu den netzbezogenen Maßnahmen untergeordnet. Regelbeispiele für marktbezogene Maßnahmen ergeben sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG. Die dort enthaltene Aufzählung ist nicht abschließend, wie sich aus der Formulierung "insbesondere" ergibt. Besondere Relevanz bei den markbezogenen Maßnahmen erhalten das [[EnRRedispatch Redispatch]] und das Countertrading. Beide verfolgen zwar das Ziel Netzengpässe durch Eingriffe zu vermeiden bzw. zu beheben. Doch unterscheiden sich diese dadurch, dass das Countertrading ein Handelsgeschäft darstellt, für diese auf Seiten der Kraftwerksverbraucher kein Kontrahierungszwang besteht.[15]
Erst wenn diese nicht ausreichen, um die Störung oder Gefährdung zu beseitigen bzw. rechtzeitig zu beseitigen dürfen die Übertragungsnetzbetreiber Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} ergreifen, {{du przepis="§ 13 Abs. 2 S. 1 EnWG"}}. Danach ist es für die Übertragungsnetzbetreiber möglich sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Bei der Anpassung sämtlicher Stromeinspeisungen bzw. beim gesetzlichen Erzeugungsmanagement wirkt der Netzbetreiber in die Fahrweise der Erzeugungsanlagen ein. Hierdurch erfolgt eine Angleichung der Stromerzeugung an die Anforderungen der Netzsicherheit. [16]
Dogmatisch gesehen zählt zu dem gesetzlichen Erzeugungsmanagement auch Maßnahmen des Einsspeisemanagments gem. {{du przepis="§ 14 EEG"}}. Somit gehört dieses zu den Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}}. Grundlage hierfür bildet {{du przepis="§ 13 Abs. 2a S. 3 EnWG"}}. Jedoch muss beachtet werden, dass {{du przepis="§ 14 EEG"}} im Gegensatz zu {{du przepis="§ 13 EnWG"}} nicht für sämtliche Gefährdungs- und Störungssituationen anwendbar ist. Vielmehr kommt dieser ausschließlich bei Netzengpässen zur Anwendung.
Sowohl diie Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} und jene nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} erfordern das Vorliegen einer Gefahrensituation. Diese wird in {{du przepis="§ 13 Abs. 3 EnWG"}} definiert. Demnach liegt eine solche dann vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Übertragungsnetzbetreiber nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.[17]
Die Zahlung einer Entschädigung nach {{du przepis="§ 15 EEG"}} stellt die bedeutsamste Rechtsfolge von {{du przepis="§ 15 Abs. 1 EEG"}} dar. Diese kann ausschließlich von EE-Anlagebetreiber gefördert werden. Insofern stellt {{du przepis="§ 15 EEG"}} eine Sondernorm zum {{du przepis="§ 13 Abs. 4 EnWG"}} dar. [18]
Im Hinblick auf die Tatbestandsmerkmale des {{du przepis="§ 15 EEG"}} ist es für die Zahlung der Entschädigung **nicht **notwendig, dass sämtliche Voraussetzungen des {{du przepis="§ 14 EEG"}} erfüllt sind. Entsprechend des Wortlautes von {{du przepis="§ 15 Abs. 1 EEG"}} ist das Vorliegen eines Netzengpasses ausreichend. Dies darf allerdings nicht so verstanden werden, dass keine Entschädigung zu zahlen ist, wenn der Netzbetreiber die restlichen Voraussetzungen nach {{du przepis="§ 14 Abs. 1 EEG"}} nicht beachtet hat. Auch in diesen Fällen ist eine Entschädigung an den Anlagenbetreiber zu zahlen.[19]
Für das Entstehen der Zahlungspflicht kommt es auf ein Vertretenmüssen des Nertzbetreeibers i.S.d. {{du przepis="§ 276 Abs. 1 BGB"}} nicht an. Ebenso kommt ein Schadensersatz gem. {{du przepis="§ 280 Abs. 1 BGB"}} nicht in Frage. Dies resultiert daraus, dass der Netzbetreiber gesetzlich dazu verpflichtet ist seine Maßnahmen ordnungsgemäß durchzuführen, sodass bereits keine Pflichtevrletzung aus Vertrag vorliegt. Im Hinblick auf die Fälligkeit des Anspruchs enthält das EEG keine Vorgaben. Somit sind die allgemeine Regelung des {{du przepis="§ 271 BGB"}} anzuwenden.[20]
Bezüglich der Entschädigungshöhe normiert {{du przepis="§ 15 Abs. 1 S. 1 EEG"}}, dass der Netzbetreiber 95% der entgangenen Einnahmen an den Anlagenbetreiber zahlen muss. Dies kann zum einem die Einsspeisevergütung sein. Zum anderen kann dies die Marktprämie bei Direktvermarktung sein. Eine Erhöhung der Entschädigungszahlung auf 100 % ist gem. {{du przepis="§ 15 Abs. 1 S. 2 EEG"}} möglich, wenn die entgangenen Einnahmen nach S. 1 in einem Jahr 1 % der Einnahmen dieses Jahres übersteigen. [21]
Gem. {{du przepis="§ 15 Abs. 2 EEG"}} ist wird den Netzbetreibern das Recht eingeräumt, die an die Anlagenbetreiber gezahlten Entschädigungen auf die Netzentgelte umzulegen. Dies setzt voraus, dass die Regelung wirklich erforderlich war und der Netzbetreiber die Maßnahme nicht zu vertreten hat. Die Notwendigkeit der Regelung erfolgt zunächst nach den Bedingungen des {{du przepis="§ 14 EEG"}}.. Aufgrund das die Frage der Notwendigkeit einer Regelung nach {{du przepis="§ 14 EEG"}} mit der Berücksichtigung der Abschaltreihenfolge in Verbindung steht, ist auch deren Einhaltung für die Bestimmung der Erforderlichkeit bedeutend. Nach {{du przepis="§ 15 Abs. 2 S. 2 EEG"}} hat der Netzbetreiber die Maßnahme dann zu vertreten, wenn dieser nicht vorher sämtliche, schonenden Möglichkeiten zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau des Netzes durchgeführt hat. An der Formulierung "insbesondere" wird deutlich, dass es sich hierbei um keine abschließende Aufzählung handelt. [22]

Nach § 1 StromNEV handelt es sich bei Netzentgelten um diejenigen Entgelte, welche im Gegenzug zur Gewährung für den Netzzugang zum Stromversorgungsnetz zu zahlen sind. Eine vergleichbare Definition in der GasNEV ist nicht enthalten. Das Netzentgelt erfasst die zur Bereitstellung der Netzinfrastruktur, unter Einbeziehung sämtlicher vorgelagerter Netze. Auch bilden Systemdienstleistungen einen Bestandteil des Netzentgeltes. Zudem sind bei diesem die anfallenden Kosten bezüglich der Führung und Abrechnung von Bilanzkreisen wie auch die Durchführung des erforderlichen Datentransfers einzubeziehen.
Die Begriffsbestimmung ist in Verbindung mit den Vorschriften des EnWG zu interpretieren. Hierbei resultiert der Begriff der Netzentgelte aus {{du przepis="§ 21 EnWG"}}. In dieser Norm werden die grundlegenden Vorgaben für die Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang normiert.
Während bis zum 31.12.2008 die Ermittlung der Netzentgeltede kostenorientiert erfolgte, würde dies 2009 durch das Modell der Anreizregulierung abgelöst, {{du przepis="§ 1 Abs. 2 ARegV"}}. Dementsprechend sind nunmehr die behördlich, festgelegten Erlösvorgaben vom Netzbetreiber nach den Zuordnungsregeln in Netzentgelte umzusetzen, {{du przepis="§ 17 Abs. 1 ARegV"}}.
Zunächst ergeben sich die maßgeblichen Parameter für die Bestimmung und Berechnung von Netzentgelten aus {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} . Hiernach müssen die Netzentgelte angemessen, transparent und diskriminierungsfrei sein. Eine Angemessenheit der Entgelte ist dann gegeben, wenn der Netznutzer hierfür eine adäquate Leistung bekommt. Davon unabhängig wird das Entgelt regelmäßig dann angemessen sein, wenn dieses sich auf dem Niveau eines strukturell vergleichbaren Anbieter hält. An diesem Kriterium ist erkennbar, dass dieses sehr ungenau ist und deswegen eine genauere inhaltliche Ausgestaltung notwendig ist. dies erfolgt u.a. durch das Vergleichsverfahren sein. Das Kriterium der Angemessenheit erlangt dann Bedeutung, wenn in der Entgeltregulierung Probleme z.B. das regulatorische Problem der Preis-Kosten Schere auftreten.
Zudem müssen die Entgelte diskriminierungsfrei sein. Durch diese Anforderung soll eine Ungleichbehandlung von Netzzugangspatenten bei der Gestaltung der Tarife vermieden werden. Diese Anforderung kommt auf zwei Ebenen zum Tragen. Zunächst wird eine Ungleichbehandlung von konzernexternen Netztzugangspatenten gegenüber konzerninternen verboten. (**vertikales Diskriminierungsverbot**)
Hierdurch gilt es zu unterbinden, dass es durch die Privilegierung von internen Netzzugangspatenten zu verdeckten Quersubventionen zugunsten der konzernspezifischen Vertriebszweige kommt und hierdurch der Wettbewerb verfälscht wird. Von diesem sog. vertikalen Diskriminierungsverbot ist das Horizontale zu unterscheiden.
{{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} selber trifft keine Aussage darüber, ob und in welchen Fällen eine Diskriminierung zulässig sein kann. Dies könnte dahin verstanden werden, dass jede Ungleichbehandlung grundsätzlich verboten ist. Doch geht dieses Verständnis wohl zu weit. {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} kann nur solche Fälle unter dem Diskriminierungsverbot fassen, wenn es sich um vergleichbare Fälle handelt. Ungleiche Sachverhalte können demnach unterschiedlich behandelt werden.
Schließlich müssen die Entgelte transparent sein. Hiervon ist dann auszugehen, wenn diese öffentlich zugänglich sind. Durch diese Anforderung soll die Angemessenheit wie auch die Überprüfbarkeit für die Netzkunden und die Regulierungsbehörde sichergestellt werden. In erster Linie ermöglichen transparente Netzentgelte den Netznutzern eine klare sowie unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen Folgen, eine kalkulierbare Netzzugangsplanung.
Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} wird die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23 EnWG. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV in 2005 und GasNEV im Jahre 2005 Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV werden zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten bestimmt. Hieran schließt sich eine Aufteilung auf die Kostenstellen an. Schließlich werden hieraus die Netzentgelte gebildet, welche gem. § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV zur Kostendeckung dienen.
Hinsichtlich der Höhe der Netzentgelte bestimmt § 17 Abs. 1 StromNEV, dass diese nicht durch die räumliche Entfernung zwischen dem Ort der Einspeisung elektrischer Energie und dem Ort der Entnahme beeinflusst wird. Nach Abs. 2 setzt sich das Entgelt aus einem Jahresleistungspreis (€/kWh) pro Jahr sowie einem Arbeitspreis (ct/kWh) zusammen. Weitere spezielle Vorgaben ergeben sich aus § 17 Abs. 2 - 7 StromNEV. Abschließend bestimmt § 17 Abs. 8 StromNEV, dass nur solche Entgelte, welche in der StromNEV genannt werden, erlaubt sind.
Im Unterschied zur Vereinbarung eines individuellen Entgelts gestaltet sich die Rechtsmäßigkeit der vollständigen Entgeltbefreiung in der Vergangenheit als problematisch. Aus dem europarechtlichen Blickwinkel wurde diese, insbesondere aus Sicht des europäischen Beihilferechts als fraglich eingestuft. zur Klärung dieser Frage hat die eurpäische Kommission am 06.03.2013 ein Beihilfeprüfverfahren gestartet. Aktuell läuft dieses noch.
Ebenso wurde die Zulässigkeit der kompletten Entgeltbefreiung auch von der deutschen Rechtsprechung in Frage gestellt. Diesbezüglich entschied der BGH in seinem Beschluss vomHierzu hat der Bundesgerichtshof am 8.10.2015, dass die vollständige Entgeltbefreiung unzulässig sei. Hierzu erklärte der BGH, dass diese nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 S. 1 Nr. 3 EnWG gedeckt sei. Entsprechend dieser ist die BNetzA berechtigt Regelungen zu erlassen, in welchen Sonderfällen der Netznutzung und unter welchen Voraussetzungen im Einzelfall individuelle Entgelte für den Netzzugang genehmigt oder untersagt werden können. Hiernach bezieht sich diese Ermächtigungsgrundlage nicht auf das „Ob“ der Entgeltpflicht. Vielmehr nimmt diese Bezug auf die Bestimmung des Entgeltumfangs.Zu unterscheiden hiervon ist die wirtschaftspolitische Entscheidung ob und unter welchen Anfordrungen die Entgeltpflicht entfallen soll
Derweil hat der Verordnungsgeber mit Wirkung vom 22.08.2013 hierauf reagiert und den Normtext entsprechend angeglichen. Demnach besteht die Möglichkeit der vollständigen Entgeltbefreiung nunmehr nicht mehr. Lediglich die Option ein individuelles Entgelt zu verabreden besteht fort. Ab 2014 wurde die stufenweise Verringerung zusätzlich dem individuellen Netzentlastungsbeitrag des Letztverbrauchers unterstellt.
Dem schließt sich die **eigentliche** Berechnung der Erlösobergrenze an. Hierfür bilden nach {{du przepis="§ 6 Abs. 1 ARegV"}} die Kostenprüfungen nach den §§ 4 - 10 StromNEV/GasNEV, welche im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn einer Regulierungsperiode angefertigt wurden, die Ausgangsgröße für diese. Im Hinblick auf die erste Regulierungsperiode bestimmt {{du przepis="§ 6 Abs. 2 ARegV"}}, dass stets die Daten von 2006 die Basis bilden.
Eine sichere Stromversorgung stellt die Grundlage für eine moderne Volkswirtschaft dar. Kommt es bei diesem System zu Stromausfällen, geht dies mit hohen Kosten einher. Bereits kleinste Unterbrechungen und Spannungseinbrüchen können längere Betriebsunterbrechungen, schwerwiegende Schäden bei den Betriebsmitteln sowie eine mangelhafte Qualität von Produktivität zur Folge haben. Zur Vermeidung dieser Folgen und zur weiteren Sicherstellung des hohen Niveaus der Versorgungssicherheit ist es zum einem notwendig, ausreichend gesicherte Kraftwerksleistung zur Stromerzeugung einsatzbereit zu halten. Zum anderen ist genügend Netzkapazität für den Transport des erzeugten Stroms an den Abnehmer vorzuhalten. Hierfür ist es notwendig, dass Erzeugung und Verbrauch sich stets im Gleichgewicht befinden. Dies ist wiederum physikalisch bedingt, damit die Systemsicherheit gewährleistet ist. Hierfür normieren die §§ 12 ff. EnWG und §§ 14, 15 EEG Vorgaben im Hinblick auf die Systemverantwortung, welche wiederum dazu dienen die Systemsicherheit zu gewährleisten. In diesem Kontext sieht sowohl {{du przepis="§ 13 EnWG"}} wie auch {{du przepis="§ 14 EEG"}} entsprechende Maßnahmen vor. Die bei den Maßnahmen zur Netzsicherheit entstehenden Kosten werden auf die Netzentgelte umgelegt. Dieser Abschnitt befasst sich im Weiteren mit den gesetzlich, vorgesehenen Regelungen zu diesen Maßnahmen und deren Folgen auf für die Höhe der Netzentgelte.
Durch {{du przepis="§ 13 EnWG"}} erfolgt einer nähere Ausgestaltung der Systemverantwortung nach {{du przepis="§ 12 EnWG"}}. Dabei ist unter Systemverantwortung die Pflicht zur Sicherstellung der Funktionsfähigkeit des Gesamtsystems der Stromversorgung zu verstehen. Diese Pflicht wird den Übertragungsnetzbetreibern vom Gesetzgeber zugesprochen. Dies ist damit zu begründen, dass die Übertragungsnetzbetreiber den besten Überblick haben und ihnen die wesentlichen, technischen Instrumente zur Verfügung stehen, um dieser Pflicht nachzukommen und somit der Systemverantwortung gerecht werden können.
Die Systemverantwortung erstreckt sich nicht nur auf das eigene Netz des systemverantwortlichen Netzbetreibers. Vielmehr ist das gesamte Stromversorgungssystem hiervon umfasst., bspw. angeschlossene Erzeugungsanlagen, Speicheranlagen und Verbrauchsanlagen. Den systemverantwortlichen Netzbetreiber obliegt es sämtliche physikalische Prozesse im Gleichgewicht zu halten und hierdurch die Spannung und Frequenz im Netz ihrer Regelzonen auf dem gleichen Niveau zu halten. Diese Verantwortung kann gem. {{du przepis="§ 14 Abs. 1 S. 1 EnWG"}} auf die verantwortlichen Verteilernetzbetreiber übertragen werden. Nach diesem gilt {{du przepis="§ 13 EnWG"}} für diese entsprechend.
Hierfür sehen {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}, 13 Abs. 1a EnWG und {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} unterschiedliche Möglichkeiten vor. Dabei unterscheiden sich die nach Abs. 1 und 2 zu ergreifenden Maßnahmen dadurch, dass die Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} nur dann durchgeführt werden dürfen, wenn die Störung oder Gefährdung des Stromversorgungssystems nicht mit Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} beseitigt werden kann. Nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems netzbezogene bzw. marktbezogene Maßnahmen zu ergreifen. Unter netzbezogenen Maßnahmen sind jene zu erfassen, die sich ausschließlich auf den technischen Netzbetrieb beschränken und keine Beteiligung der Netznutzer notwendig machen. Bei marktbezogenen Maßnahmen handelt es sich hingegen um solche Maßnahmen, die auf vertraglichen Regelungen zwischen dem Netzbetreiber und den Netznutzern beruhen. Diese sind im Vergleich zu den netzbezogenen Maßnahmen untergeordnet. Regelbeispiele für marktbezogene Maßnahmen ergeben sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG. Die dort enthaltene Aufzählung ist nicht abschließend, wie sich aus der Formulierung "insbesondere" ergibt. Besondere Relevanz bei den Markbezogenen Maßnahmen erhalten das [[EnRRedispatch Redispatch]] und das Countertrading. Beide verfolgen zwar das Ziel Netzengpässe durch Eingriffe zu vermeiden bzw. zu beheben. Doch unterscheiden sich diese dadurch, dass das Countertrading Handelsgeschäfte darstellt, für diese auf Seiten der Kraftwerksverbraucher kein Kontrahierungszwang besteht.
Erst wenn diese nicht ausreichen, um die Störung oder Gefährdung zu beseitigen bzw. rechtzeitig zu beseitigen dürfen die Übertragungsnetzbetreiber Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} ergreifen, {{du przepis="§ 13 Abs. 2 S. 1 EnWG"}}. Danach ist es für die Übertragungsnetzbetreiber möglich sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Bei der Anpassung sämtlicher Stromeinspeisungen bzw. beim gesetzlichen Erzeugungsmanagement wirkt der Netzbetreiber in die Fahrweise der Erzeugungsanlagen ein. Hierdurch erfolgt eine Angleichung der Stromerzeugung an die Anforderungen der Netzsicherheit.
Dogmatisch gesehen zählen zu dem gesetzlichen Erzeugungsmanagement auch Maßnahmen des Einsspeisemanagments gem. {{du przepis="§ 14 EEG"}}. Somit gehört dieses zu den Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}}. Grundlage hierfür bildet {{du przepis="§ 13 Abs. 2a S. 3 EnWG"}}. Jedoch muss beachtet werden, dass {{du przepis="§ 14 EEG"}} im Gegensatz zu {{du przepis="§ 13 EnWG"}} nicht für sämtliche Gefährdungs- und Störungssituationen anwendbar ist. Vielmehr kommt dieser ausschließlich bei Netzengpässen zur Anwendung.
Sowohl diie Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} und jene nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} erfordern das Vorliegen einer Gefahrensituation. Diese wird in {{du przepis="§ 13 Abs. 3 EnWG"}} definiert. Demnach liegt eine solche dann vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Übertragungsnetzbetreiber nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.
Die Zahlung einer Entschädigung nach {{du przepis="§ 15 EEG"}} stellt die bedeutsamste Rechtsfolge von {{du przepis="§ 15 Abs. 1 EEG"}} dar. Diese kann ausschließlich von EE-Anlagebetreiber gefördert werden. Insofern stellt {{du przepis="§ 15 EEG"}} eine Sondernorm zum {{du przepis="§ 13 Abs. 4 EnWG"}} dar.
Im Hinblick auf die Tatbestandsmerkmale des {{du przepis="§ 15 EEG"}} ist es für die Zahlung der Entschädigung **nicht **notwendig, dass sämtliche Voraussetzungen des {{du przepis="§ 14 EEG"}} erfüllt sind. Entsprechend des Wortlautes von {{du przepis="§ 15 Abs. 1 EEG"}} ist das Vorliegen eines Netzengpasses ausreichend. Dies darf allerdings nicht so verstanden werden, dass keine Entschädigung zu zahlen ist, wenn der Netzbetreiber die restlichen Voraussetzungen nach {{du przepis="§ 14 Abs. 1 EEG"}} nicht beachtet hat. Auch in diesen Fällen ist eine Entschädigung an den Anlagenbetreiber zu zahlen.
Für das Entstehen der Zahlungspflicht kommt es auf ein Vertretenmüssen des Nertzbetreeibers i.S.d. {{du przepis="§ 276 Abs. 1 BGB"}} nicht an. Ebenso kommt ein Schadensersatz gem. {{du przepis="§ 280 Abs. 1 BGB"}} nicht in Frage. Dies resultiert daraus, dass der Netzbetreiber gesetzlich dazu verpflichtet ist seine Maßnahmen ordnungsgemäß durchzuführen, sodass bereits keine Pflichtevrletzung aus Vertrag vorliegt. Im Hinblick auf die Fälligkeit des Anspruchs enthält das EEG keine Vorgaben. Somit sind die allgemeine Regelung des {{du przepis="§ 271 BGB"}} anzuwenden.
Bezüglich der Entschädigungshöhe normiert {{du przepis="§ 15 Abs. 1 S. 1 EEG"}}, dass der Netzbetreiber 95% der entgangenen Einnahmen an den Anlagenbetreiber zahlen muss. Dies kann zum einem die Einsspeisevergütung sein. Zum anderen kann dies die Marktprämie bei Direktvermarktung sein. Eine Erhöhung der Entschädigungszahlung auf 100 % ist gem. {{du przepis="§ 15 Abs. 1 S. 2 EEG"}} möglich, wenn die entgangenen Einnahmen nach S. 1 in einem Jahr 1 % der Einnahmen dieses Jahres übersteigen.
Gem. {{du przepis="§ 15 Abs. 2 EEG"}} ist wird den Netzbetreibern das Recht eingeräumt, die an die Anlagenbetreiber gezahlten Entschädigungen auf die Netzentgelte umzulegen. Dies setzt voraus, dass die Regelung wirklich erforderlich war und der Netzbetreiber die Maßnahme nicht zu vertreten hat. Die Notwendigkeit der Regelung erfolgt zunächst nach den Bedingungen des {{du przepis="§ 14 EEG"}}.. Aufgrund das die Frage der Notwendigkeit einer Regelung nach {{du przepis="§ 14 EEG"}} mit der Berücksichtigung der Abschaltreihenfolge in Verbindung steht, ist auch deren Einhaltung für die Bestimmung der Erforderlichkeit bedeutend. Nach {{du przepis="§ 15 Abs. 2 S. 2 EEG"}} hat der Netzbetreiber die Maßnahme dann zu vertreten, wenn dieser nicht vorher sämtliche, schonenden Möglichkeiten zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau des Netzes durchgeführt hat. An der Formulierung "insbesondere" wird deutlich, dass es sich hierbei um keine abschließende Aufzählung handelt.

- [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/weissbuch,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf BMWi, Ein Strommarkt für die Energiewende Ergebnispapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (Weißbuch), Stand Juli 2015]]
- [[http://gruene-fraktion-mv.de/userspace/MV/ltf_mv/Dokumente/Sonstiges/IE-2014-03-07_Endbericht-Kurzgutachten-Strompreis-Unterschieden.pdf Leipziger Institut für Energie GmbH, Kurzgutachten: Regionale Stompreisunterschiede in Deutschland]]
- [[https://www.mitnetz-strom.de/irj/go/km/docs/z_ep_em_mns_documents/mitnetzstrom/Dokumente/Mediathek/Faire-Lastenverteilung-Netzkosten-Netzentgelte-et-Sonderdruck-Hiersig%20Wittig.pdf Hiersig/Wittig, Gestaltung einer fairen Lastenverteilung in den Netzkosten- und Netzentgeltstrukturen, Energiewirtschaftliche Tagesfragen 07/2015, S.13 – 16]]
- [[https://www.agora-energiewen-de.de/fileadmin/downloads/publikationen/Analysen/Netzentgelte_in_Deutschland/Agora_Netzentgelte_web.pdf Agora, Netzentgelte in Deutschland Herausforderungen und Handlungsoptionen Analyse]]

~~- ....~~

((1)) Geltende Netzentgeltsystematik
((3)) Festlegung der Netzentgelte
((3)) Netzstabilität
**aa. Systemverantwortung nach § 13 EnWG**
((2)) Wälzen der Netzentgelte
Azufgrund der sich laufend ändernden Situation im Stromversorgungsnetz sowie der anhaltenden Änderungen in der Gesetzgebung wie auch einem Wanel der Anforderungen für die Weitergabe der Netzkosten, ergeben sich für die jetzige Netzentgeltsystematik, im Zugeder Energiewende, einige Herausforderungen. Baierend hierauf werden im Weiteren die einzelnen Herausforderungen vorgstellt.
Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem** Prinzip der Versorgungssicherheit** , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Im Bereich der Übertragung erfolgt der Ausbau an bereits durch Gesetz bestimmte Engpasstellen, den sog. EnLAG/NABEG Vorhaben. Vor diesem Hintergund sind im weiteren folgende Punkte relevant:
Mit Urteil vom 12.04.2016 hat der BGH den Wälzungsmechanismus des § 19 Abs. 2 S. 15 StromNEV für nichtig erklärt. Zur Begründung füjrt der BGH aus, dass der Wälzungsmechanismus nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 S. 1 Nr. 1, 3 EnWG gedeckt sei. Zwischenzeitlich der Gesetzgeber hierzu Stellung genommen sieht nunmehr in seinem Entwurf zum Strommarktgesetz eine Ergänzung der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Satz 1 Nr. 3 und Satz 2 Nr. 5 EnWG vor. Diese soll rückwirkend zum 01.01.2012 gelten.

((1)) Netzentgeltsystematik - heute
((3)) Bestimmung der Netzentgelte
((3)) Netzsicherheit
**aa. Maßnahmen nach § 13 EnWG**
((2)) Weitereichen der Netzentgelte
Vor dem Hintergrund der sich laufend ändernden Situation im Stromversorgungsnetz sowie der anhaltenden Änderungen in der Gesetzgebung wie auch inem Wanel der nforderungen für die Weitergabe der Netzkosten, ergeben sichür die jetzige Netzentgeltsystematik einige Herausforderungen im Zugeder Energiewende. Baierend hierauf werden im Weiteren die einzelnen Herausforderungen vorgstellt.
Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem** Prinzip der Versorgungssicherheit** , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegtenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Im Bereich der Übertragung erfolgt der Ausbau an bereits durch Gesetz bestimmte Engpasstellen, den sog. EnLAG/NABEG Vorhaben. Vor diesem Hintergund sind im weiteren folgende Punkte relevant:
Mit Urteil vom Urteil vom 12.04.2016 hat der BGH den Wälzungsmechanismus des § 19 Abs. 2 S. 15 StromNEV für nichtig erklärt. Zur Begründung füjrt der BGH aus, dass der Wälzungsmechanismus nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 S. 1 Nr. 1, 3 EnWG gedeckt sei. Zwischenzeitlich der Gesetzgeber hierzu Stellung genommen sieht nunmehr in seinem Entwurf zum Strommarktgesetz eine Ergänzung der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Satz 1 Nr. 3 und Satz 2 Nr. 5 EnWG vor. Diese soll rückwirkend zum 01.01.2012 gelten.

Vor dem Hintergrund der sich laufend ändernden Situation im Stromversorgungsnetz sowie der anhaltenden Änderungen in der Gesetzgebung wie auch inem Wanel der nforderungen für die Weitergabe der Netzkosten, ergeben sichür die jetzige Netzentgeltsystematik einige Herausforderungen im Zugeder Energiewende. Baierend hierauf werden im Weiteren die einzelnen Herausforderungen vorgstellt.
Das Thema der vermiedenen Netzentgelte wurde im separaten Artikel ausführlich behandelt. Diesen können Sie [[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV hier]] nachlesen.

Vor dem Hintergrund der sich laufend ändernden Situation im Stromversorgungsnetz sowie der anhaltenden Änderungen in der Gesetzgebung wie auch inem Wanel der nforderungen für die Weitergabe der Netzkosten, ergeben sichür die jetzige Netzentgeltsystematik einige Herausforderungen im Zugeder Energiewende. Vor diesem Hintergrund werdenh im Weiteren die einzelnen Herausforderungen vorgstellt.
Das Thema der vermiedenen Netzentgelte wurde im separaten Artikel ausführlich behandelt. Diesen können Sie [[[[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV hier]] nachlesen.
((2)) Demografischer Wandel

- {{du przepis="§ 21 EnWG"}}, {{du przepis="§ 21a EnWG"}} und {{du przepis="§ 23a EnWG"}}
Weitere Informationen zu den Anforderungen an die ordnungsgemäße Duchführung des Einsspeisemanagements können Sie[[EnREinspeisemanagement hier]] nachlesen.
Erfolgt gem. {{du przepis="§ 14 EEG"}} eine ordnungsgemäße Abregelung einer EE-Anlage im Rahmen des Einsspeisemanagments, resultieren hieraus folgende Rechtsfolgen:
Die Zahlung einer Entschädigung nach {{du przepis="§ 15 EEG"}} stellt die bedeutsamste Rechtsfolge von {{du przepis="§ 15 Abs. 1 EEG"}} dar. Diese kann ausschließlich von EE-Anlagebetreiber gefördert werden. Insofern stellt {{du przepis="§ 15 EEG"}} eine Sondernorm zum {{du przepis="§ 13 Abs. 4 EnWG"}} dar.
Im Hinblick auf die Tatbestandsmerkmale des {{du przepis="§ 15 EEG"}} ist es für die Zahlung der Entschädigung **nicht **notwendig, dass sämtliche Voraussetzungen des {{du przepis="§ 14 EEG"}} erfüllt sind. Entsprechend des Wortlautes von {{du przepis="§ 15 Abs. 1 EEG"}} ist das Vorliegen eines Netzengpasses ausreichend. Dies darf allerdings nicht so verstanden werden, dass keine Entschädigung zu zahlen ist, wenn der Netzbetreiber die restlichen Voraussetzungen nach {{du przepis="§ 14 Abs. 1 EEG"}} nicht beachtet hat. Auch in diesen Fällen ist eine Entschädigung an den Anlagenbetreiber zu zahlen.
Für das Entstehen der Zahlungspflicht kommt es auf ein Vertretenmüssen des Nertzbetreeibers i.S.d. {{du przepis="§ 276 Abs. 1 BGB"}} nicht an. Ebenso kommt ein Schadensersatz gem. {{du przepis="§ 280 Abs. 1 BGB"}} nicht in Frage. Dies resultiert daraus, dass der Netzbetreiber gesetzlich dazu verpflichtet ist seine Maßnahmen ordnungsgemäß durchzuführen, sodass bereits keine Pflichtevrletzung aus Vertrag vorliegt. Im Hinblick auf die Fälligkeit des Anspruchs enthält das EEG keine Vorgaben. Somit sind die allgemeine Regelung des {{du przepis="§ 271 BGB"}} anzuwenden.
Der Transport des eingespeisten Stroms erfolgt über das Übertragungsnetz hin zum Verteilernetz, an welchem der Verbraucher angeschlossen ist. Die hiermit verbundenen Kosten werden gem. § 14 Abs. 1 S. 1 StromNEV jeweils anteilig auf die nachgelagerte Netz- oder Umspannebene verteilt (**Kostenwälzung**), soweit diese Kosten nicht der Entnahme von Letztverbrauchern und Weiterverteilern aus der jeweiligen Netz- oder Umspannebene zuzuordnen sind. Hierbei hat eine Verteilung der Kosten entsprechend der von der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene bezogenen und zeitgleich über alle Übergabepunkte gemessenen höchsten Leistung unter Berücksichtigung des Gleichzeitigkeitsgrades nach § 16 StromNEV zu erfolgen. Diese Kosten werden sodann vom Netzbetreiber, in Form von Netzentgelten, den jeweils angeschlossenen [[EnRNetznutzer Netznutzern]] in Rechnung gestellt.
Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die Privaten sowie die gewerblichen Nutzer, Kunden der Verteilernetze. Hauptsächlich werden Kosten für den Netzausbau an diese weitergegeben. Dies ist aber nur dann möglich, wenn dafür Budget vorhanden ist, welches der Genehmigungspflicht nach {{du przepis="§ 23 ARegV"}} unterworfen ist. Hiervon ausgeschlossen sind jene Unternehmen, welche sich im vereinfachten Verfahren gem. {{du przepis="§ 24 ARegV"}} befinden. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden.
Im Rahmen der Energiewende unterliegt die Flussrichtung des eingespeisten Stroms einem Wandel. Waren es bisher Großkraftwerke, welche den erzeugten Strom in das Höchst-und Hochspannungsnetz einspeisten, erfolgt die Bereitstellung von Strom heute aufgrund einer zunehmenden, dezentralen Einspeisung aus erneuerbaren Energien und KWK in das Verteilernetz. Dies führt dazu, dass das Volumen des Verteilernetzes nicht mehr genügt, um das "Über" an Strom zu transpotieren. Dies führt wiederum zu einer Notwendigkeit des Verteilernetzausbaus. Hierzu die [[http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Projekte/Energiesysteme/Dokumente/denaVNS_Abschlussbericht.pdf Verteilernetzstudie der Dena vom 11.12.2012.]] sowi [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/verteilernetzstudie,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf „ (Verteilernetzstudie) des BMWi - Moderne Verteilernetze für Deutschland“]] und die [[http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Projekte/Energiesysteme/Dokumente/denaVNS_Abschlussbericht.pdf dena II - Verteilnetzstudie. Ausbau - und Innovationsbedarf der Stromverteilnetze in Deutschland bis 2030, Endbericht vom 11.12.2012]].
((1)) Herausforderungen im Zuge der Energiewende
Vor dem Hintergrund der sich laufend ändernden Situation im Stromversorgungsnetz sowie der anhaltenden Änderungen in der Gesetzgebung wie auch inem Wanel der nforderungen für die Weitergabe der Netzkosten, ergeben sichür die jetzige Netzentgeltsystematik einige Herausforderungen im Zugeder Energiewende. Vor diesem Hintergrund werdenh im Weiteren die einzelnen Herausforderungen vorgstellt.

- {{du przepis="§ 21 EnWG"}}, {{du przepis="§ 21a EnWG"}} und {{du przepis="§ 23a EnWG"}}
Weitere Informationen zu den Anforderungen an die ordnungsgemäße Duchführung des Einsspeisemanagements sind [[http://wiki.fh-sm.de/EnREinspeisemanagement hier]].
Erfolgt gem. {{du przepis="§ 14 EEG"}} eine ordnungsgemäße Abregelung einer EE-Anlage im Rahmen des Einsspeisemanagments, resultieren hieraus folgende Rechtsfolgen:
Die Zahlung einer Entschädigung nach {{du przepis="§ 15 EEG"}} stellt die bedeutsamste Rechtsfolge von {{du przepis="§ 14 EEG"}} dar. Diese kann ausschließlich von EE-Anlagebetreiber gefördert werden. Insofern stellt {{du przepis="§ 15 EEG"}} eine Sonddernorm zum {{du przepis="§ 13 Abs. 4 EnWG"}} dar.
Im Hinblick auf die Tatbestandsmerkmale des {{du przepis="§ 15 EEG"}} ist es für die Zahlung der Entschädigung nicht notwendig, dass sämtliche Voraussetzungen des {{du przepis="§ 14 EEG"}} erfüllt sind. Entsprechend des Wortlautes von {{du przepis="§ 15 Abs. 1 EEG"}} ist das Vorliegen eines Netzengpasses ausreichend. Dies darf allerdings nicht so verstanden werden, dass keine Entschädigung zu zahlen ist, wenn der Netzbetreiber die restlichen Voraussetzungen nach {{du przepis="§ 14 Abs. 1 EEG"}} nicht beachtet hat. Auch in diesen Fällen ist eine Entschädigung an den Anlagenbetreiber zu zahlen.
Für das Entstehen der Zahlungspflicht kommt es auf ein Vertrtenmüssen des Nertzbetreeibers i.S.d. {{du przepis="§ 276 Abs. 1 BGB"}} nicht an. Ebenso kommt ein Schadensersatz gem. {{du przepis="§ 280 Abs. 1 BGB"}} nicht in Frage. Dies resultiert daraus, dass der Netzbetreiber gesetzlich dazu verpflichtet ist seine Maßnahmen ordnungsgemäß durchzuführen, sodass bereits keine Pflichtevrletzung aus Vertrag vorliegt.
Im Hinblick auf die Fälligkeit des Anspruchs enthält das EEG keine Vorgaben. Somit sind die allgemeine Regelung des {{du przepis="§ 271 BGB"}} anzuwenden.
Der Transport des eingespeisten Stroms erfolgt über das Übertragungsnetz hin zum Verteilernetz, an welchem der Verbraucher angeschlossen ist. Die hiermit verbundenen Kosten werden gem. § 14 Abs. 1 S. 1 StromNEV jeweils anteilig auf die nachgelagerte Netz- oder Umspannebene verteilt (Kostenwälzung), soweit diese Kosten nicht der Entnahme von Letztverbrauchern und Weiterverteilern aus der jeweiligen Netz- oder Umspannebene zuzuordnen sind, gewälzt. Hierbei hat eine Verteilung der Kosten entsprechend der von der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene bezogenen und zeitgleich über alle Übergabepunkte gemessenen höchsten Leistung unter Berücksichtigung des Gleichzeitigkeitsgrades nach § 16 auf die nachgelagerte Netz- oder Umspannebene zu erfolgen. Diese Kosten werden sodann vom Netzbetreiber, in Form von Netzentgelten, den jeweils angeschlossenen [[EnRNetznutzer Netznutzern]] in Rechnung gestellt. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden.
Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die Privaten sowie die gewerblichen Nutzer, Kunden der Verteilernetze. Hauptsächlich werden Kosten für den Netzausbau an diese weitergegeben. Dies ist aber nur dann möglich, wenn dafür Budget vorhanden ist, welches der Genehmigungspflicht nach {{du przepis="§ 23 ARegV"}} unterworfen ist. Hiervon ausgeschlossen sind jene Unternehmen, welche sich im vereinfachten Verfahren gem. {{du przepis="§ 24 ARegV"}} befinden.
Im Rahmen der Energiewende unterliegen die Einsspeisungen ins Stromnetz Änderungen. Waren es bisher Großkraftwerke, welche den erzeugten Strom in das Höchst-und Hochspannungsnetz einspeisten, erfolgt die Bereitstellung von Strom heute aufgrund einer zunehmenden, dezentralen Einspeisung aus erneuerbaren Energien und KWK in das Verteilernetz. Dies führt dazu, dass das Volumen des Verteilernetzes nicht mehr genügt, um das Zuviel an Strom zu transpotieren. Dies führt wiederum zu einer Notwendigkeit des Verteilernetzausbaus. Hierzu die [[http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Projekte/Energiesysteme/Dokumente/denaVNS_Abschlussbericht.pdf Verteilernetzstudie der Dena vom 11.12.2012.]] sowi [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/verteilernetzstudie,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf „Moderne Verteilernetze für Deutschland“ (Verteilernetzstudie) des BMWi]].
((1)) Herausforderungen
Hierbei gestaltet es sich schwierig neben den technisch-ökonomischen Herausforderungen auch jenen sozio-ökonomische Anforderungen nachzukommmen. Dies hängt zum einem damit zusammen, dass das deutsche Regulieerungssystem diesbezüglich noch jung ist und sich noch im Stadium der Optimierung befindet. Hinischtlich der Erlösanerkennung erfolgt die Ermittlung einer Optimierung innerhalb des auktuellen Monitoringvorgangs.
Folgende Herausforderungen sind im Einzelnen zu unterscheiden:

Infolge der Berücksichtigung dieser Regulierungsformel und einer ordnungsgemäßen Saldierung auf dem Regulierungskonto, {{du przepis="§ 5 ARegV"}}, ergeben sich für die jeweiligen Netzbetreiber Erlösobergrenzen. Diese gelten für das jeweilige Jahr der Regulierungsperiode. Jene nach {{du przepis="§ 32 ARegV"}} festgelegte Erlösobergrenzen sind gem. § 17 Abs.1 ARegV in Netzentgelte schließlich umzusetzen. Weiterführende Informationen zur ARegV können Sie im folgenden [[EnergieRAnreizregulierung Artikel]] nachlesen.
**__Weiterführende Informationen__**
- [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/XYZ/zweite-verordnung-aenderung-anreizregulierung-bundesregierungsverordnung,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf Zweite Verordnung zur Änderung der Anreizregulierungsverordnung vom 01.06.2016]]
- [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/M-O/novelle-anreizregulierung-faq,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf Fragenkatalog Novellierung ARegV vom BMWi]]
- [[https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2015/ARegV_Evaluierungsbericht_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=3 Evaluierunghsbericht der BNetzA zur ARegV vom 21.01.2015]]
- [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/M-O/moderner-regulierungsrahmen-fuer-moderne-verteilernetze,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf Eckpunkte zur ovellierung der ARegV,"Moderner Regulierungsrahmen für moderne Verteilernetze", vom 16.03.2015]]

Weiterführende Informationen zur ARegV sind unter Punkt **cc.** und im folgenden [[EnergieRAnreizregulierung Artikel]] zu finden.
Infolge der Berücksichtigung dieser Regulierungsformel und einer ordnungsgemäßen Saldierung auf dem Regulierungskonto, {{du przepis="§ 5 ARegV"}}, ergeben sich für die jeweiligen Netzbetreiber Erlösobergrenzen. Diese gelten für das jeweilige Jahr der Regulierungsperiode. Jene nach {{du przepis="§ 32 ARegV"}} festgelegte Erlösobergrenzen sind gem. § 17 Abs.1 ARegV in Netzentgelte schließlich umzusetzen.
In diesem Zusammenhang, der [[https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2015/ARegV_Evaluierungsbericht_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=3 Evaluierunghsbericht der BNetzA zur ARegV vom 21.01.2015]]

~~Die in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} enthaltenen Vorgaben werden durch {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} konkretisiert.~~

Ebenso wurde die Zulässigkeit der kompletten Entgeltbefreiung auch von der deutschen Rechtsprechung in Frage gestellt. Diesbezüglich entschied der BGH in seinem Beschluss vomHierzu hat der Bundesgerichtshof am 8.10.2015, dass die vollständige Entgeltbefreiung unzulässig sei. Hierzu erklärte der BGH, dass diese nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 S. 1 Nr. 3 EnWG gedeckt sei. Entsprechend dieser ist die BNetzA berechtigt Regelungen zu erlassen, in welchen Sonderfällen der Netznutzung und unter welchen Voraussetzungen im Einzelfall individuelle Entgelte für den Netzzugang genehmigt oder untersagt werden können. Hiernach bezieht sich diese Ermächtigungsgrundlage nicht auf das „Ob“ der Entgeltpflicht. Vielmehr nimmt diese Bezug auf die Bestimmung des Entgeltumfangs.Zu unterscheiden hiervon ist die wirtschaftspolitische Entscheidung ob und unter welchen Anfordrungen die Entgeltpflicht entfallen soll
Derweil hat der Verordnungsgeber mit Wirkung vom 22.08.2013 hierauf reagiert und den Normtext entsprechend angeglichen. Demnach besteht die Möglichkeit der vollständigen Entgeltbefreiung nunmehr nicht mehr. Lediglich die Option ein individuelles Entgelt zu verabreden besteht fort. Ab 2014 wurde die stufenweise Verringerung zusätzlich dem individuellen Netzentlastungsbeitrag des Letztverbrauchers unterstellt.

Besondere Ausformungen der Netzentglte sind zum einem in § 18 StromNEV, (**[[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV vermiedene Netzentgelte]]**) und zum anderen Sonderfomen der Netznutzung in § 19 StromNEV. (**individuelles Entgelt**) bzw. (**Entgeltbefreiungen**) geregelt. Für den Fall der Entgeltbefreiungen war es nach der ursprünglichen Fassung der StromNEV möglich sich komplett befreien zu lassen, § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV 2011. Dies erfordert jedoch, dass die Stromabnahme aus dem Netz der allgemeinen Versorgung für den eigenen Verbrauch an einer Abnahmestelle pro Kalenderjahr sowohl die Benutzungsstundenzahl von mindestens 7 000 Stunden im Jahr erreicht als auch der Stromverbrauch an dieser Abnahmestelle pro Kalenderjahr mehr als zehn Gigawattstunden beträgt.
Im Unterschied zur Vereinbarung eines individuellen Entgelts gestaltet sich die Rechtsmäßigkeit der vollständigen Entgeltbefreiung in der Vergangenheit als problematisch. Aus dem europarechtlichen Blickwinkel wurde diese, insbesondere aus Sicht des europäischen Beihilferechts als fraglich eingestuft. zur Klärung dieser Frage hat die eurpäische Kommission am 06.03.2013 ein Beihilfeprüfverfahren gestartet. Aktuell läuft dieses noch.

Besondere Ausformungen der Netzentglte sind zum einem in § 18 StromNEV, (**[[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV vermiedene Netzentgelte]]**) und zum anderen in § 19 StromNEV. (**individuelles Entgelt**) bzw. (**Entgeltbefreiungen**) geregelt.

Das Thema der vermiedenen Netzentgelte wurde im separaten Artikel ausführlich behandelt. Diesen können Sie [[[[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV hier]] nachlesen.
Mit Urteil vom Urteil vom 12.04.2016 hat der BGH den Wälzungsmechanismus des § 19 Abs. 2 S. 15 StromNEV für nichtig erklärt. Zur Begründung füjrt der BGH aus, dass der Wälzungsmechanismus nicht von der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Abs. 1 S. 1 Nr. 1, 3 EnWG gedeckt sei. Zwischenzeitlich der Gesetzgeber hierzu Stellung genommen sieht nunmehr in seinem Entwurf zum Strommarktgesetz eine Ergänzung der Ermächtigungsgrundlage des § 24 Satz 1 Nr. 3 und Satz 2 Nr. 5 EnWG vor. Diese soll rückwirkend zum 01.01.2012 gelten.
- [[http://dip21.bundestag.de/dip21/btd/18/089/1808915.pdf Beschlussempfehlung und Bericht, (BT-Drs. 18/8915 vom 22.06.2016]]

~~Das Thema der vermiedenen Netzentgelte wurde im separaten Artikel ausführlich behandelt. Dieser kann [[[[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV hier]] aufgerufen werden.~~

((2)) Dezentrale Erzeugung und Einspeisung, insb. vermiedene Netzentgelte gem. § 18 StromNEV
Das Thema der vermiedenen Netzentgelte wurde im separaten Artikel ausführlich behandelt. Dieser kann [[[[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV hier]] aufgerufen werden.

~~((2)) Dezentrale Erzeugung und Einspeisung, insb. [[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV vermiedene Netzentgelte gem. § 18 StromNEV]]~~

- **rechtliche **Grundlagen: §§ 12a ff. EnWG sowie §§ 43 ff. EnWG, NABEG, EnLAG, BBPlG und UVPG

**Weitere Inforrmationen:**
- [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/E83A6702E4CCCB89C1257CA5003159A6/$file/Chartsatz%20Energienetze%20in%20der%20Energiewende.pdf Energienetze in der Energiewende vom 21.03.2013]]
- [[https://www.uni-duesseldorf.de/home/fileadmin/redaktion/DUP/055_OP_Haucap_Pagel.pdf Ordnungspolitische Perspektiven, Ausbau der Stromnetze im Rahmen der Energiewende: Effizienter Netzausbau und effiziente Struktur der Netznutzungsentgelte]]
- [[http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2015/Jahresbericht14barrierefrei.pdf?__blob=publicationFile&v=6 Jahresbericht 2014 Netze ausbauen. Zukunft sichern. Infrastrukturausbau in Deutschland.]]
- [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/verteilernetzstudie,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf "Moderne Verteilernetze für Deutschland" (Verteilernetzstudie)]]
- [[http://www.netzausbau.de/bedarfsermittlung/2024/nep-ub/de.html Netzentwicklungspläne 2024 und Umweltbericht]]
- [[http://www.impres-projekt.de/impres-wAssets/docs/2014_08_03_Netzausbaukosten-ImpRES_final.pdf Analyse der Netzausbaukosten und Kostenwirkung - Untersuchung im Rahmen des Projekts „Wirkungen des Ausbaus erneuerbarer Energien (ImpRES)“, gefördert durch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit]]
Die hierbei entgangenen Erlöse hat der Übertragungsnetzbetreiber gem. § 19 Abs. 2 S. 13 StromNEV dem nachfolgenden Verteilernetzbetreiber auszugleichen. Hiervon sind Zahlungen aufgrund von individuellen Netzentgelten wie auch eigene entgangene Erlöse aus individuelle Netzentgelten durch Verrechnung zwischen diesen erfasst. Hieraus resultierenden Kosten werden gem. § 19 Abs. 2 S. 15 StromNEV als Extra auf die Netzentgelte anteilig auf die Letztverbraucher gewälzt. Dieser Wälzungsmechnaaismus ist mit jenen nach dem KWKG gleichzusetzen.
- [[http://www.netztransparenz.de/de/file/Internetveroeffentlichung_Paragraph_19StromNEV_Datenbasis-2012.pdf Datenbasis 2012]]

- **rechtliche **Grundlagen: §§ 12a ff. EnWG sowie §§ 43 ff. EnWG, NABEG und EnLAG
- **Weitere Inforrmationen:**
- [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/E83A6702E4CCCB89C1257CA5003159A6/$file/Chartsatz%20Energienetze%20in%20der%20Energiewende.pdf Energienetze in der Energiewende vom 21.03.2013]]
- [[https://www.uni-duesseldorf.de/home/fileadmin/redaktion/DUP/055_OP_Haucap_Pagel.pdf Ordnungspolitische Perspektiven, Ausbau der Stromnetze im Rahmen der Energiewende: Effizienter Netzausbau und effiziente Struktur der Netznutzungsentgelte]]
- [[http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2015/Jahresbericht14barrierefrei.pdf?__blob=publicationFile&v=6 Jahresbericht 2014 Netze ausbauen. Zukunft sichern. Infrastrukturausbau in Deutschland.]]
- [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/verteilernetzstudie,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf "Moderne Verteilernetze für Deutschland" (Verteilernetzstudie)]]
- [[http://www.netzausbau.de/bedarfsermittlung/2024/nep-ub/de.html Netzentwicklungspläne 2024 und Umweltbericht]]
- [[http://www.impres-projekt.de/impres-wAssets/docs/2014_08_03_Netzausbaukosten-ImpRES_final.pdf Analyse der Netzausbaukosten und Kostenwirkung - Untersuchung im Rahmen des Projekts „Wirkungen des Ausbaus erneuerbarer Energien (ImpRES)“, gefördert durch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit]]
Die hierbei entgangenen Erlöse hat der Übertragungsnetzbetreiber gem. § 19 Abs. 2 S. 13 dem nachfolgenden Verteilernetzbetreiber auszugleichen. Hiervon sind Zahlungen aufgrund von individuellen Netzentgelten wie auch eigene entgangene Erlöse aus individuelle Netzentgelten durch Verrechnung zwischen diesen erfasst. Hieraus resultierenden Kosten werden gem. § 19Abs. 2 S. 15 StromNEV als Extra auf die Netzentgelte anteilig auf die Letztverbraucher gewälzt. Dieser Wälzungsmechnaaismus ist mit jenen nach dem KWKG gleichzusetzen.
- [[http://www.netztransparenz.de/de/file/Internetveroeffentlichung_Paragraph_19StromNE
V_Datenbasis-2012.pdf Datenbasis 2012]]

- [[http://www.netztransparenz.de/de/file/Internetveroeffentlichung_Paragraph_19StromNE
V_Datenbasis-2012.pdf Datenbasis 2012]]
- [[https://www.netztransparenz.de/de/Umlage-2016.htm Umlage nach § 19 Abs. 2 StromNEV für 2016]]

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Neben § 18 StromNEV enthält § 19 Abs. 2 StromNEV Ausnahmen von der regulären Verpflichtung zur Zahlung von Netzentgelten. Nach § 19 Abs. 2 S. 1 StromNEV ist dies dann möglich, wenn der Höchstlastbeitrag eines Stromverbrauchers wegen tatsächlicher oder vorhersehbarer Verbrauchsdaten oder aus technischen bzw. Vertraglichen Gründen vorhersehbar sich enorm von der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen aus dieser Netz- oder Umspannebene unterscheidet. Diese Sonderregelung ist u.a. für Pumpspeicherkraftwerken, Groß-und Einzelhändlern, Gewerbebetriebe, Krankenhäuser und Erlebnisparks vorteilhaft. Entsprechend § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV ist auch eine teilweise Befreiung möglich. Hierfür ist es jedoch notwendig, dass mindestens 7 000 Stunden im Jahr erreicht werden und der Stromverbrauch an dieser Abnahmestelle pro Kalenderjahr zehn Gigawattstunden übersteigt. Hiervon profitieren insbesondere stromintensiven Unternehmnen aus den Bereichen des Aluminiums oder Chemie.
Die hierbei entgangenen Erlöse hat der Übertragungsnetzbetreiber gem. § 19 Abs. 2 S. 13 dem nachfolgenden Verteilernetzbetreiber auszugleichen. Hiervon sind Zahlungen aufgrund von individuellen Netzentgelten wie auch eigene entgangene Erlöse aus individuelle Netzentgelten durch Verrechnung zwischen diesen erfasst. Hieraus resultierenden Kosten werden gem. § 19Abs. 2 S. 15 StromNEV als Extra auf die Netzentgelte anteilig auf die Letztverbraucher gewälzt. Dieser Wälzungsmechnaaismus ist mit jenen nach dem KWKG gleichzusetzen.

~~((2)) Freistellung der Erzeuger, § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV~~

Der Transport des eingespeisten Stroms erfolgt über das Übertragungsnetz hin zum Verteilernetz, an welchem der Verbraucher angeschlossen ist. Die hiermit verbundenen Kosten werden gem. § 14 Abs. 1 S. 1 StromNEV jeweils anteilig auf die nachgelagerte Netz- oder Umspannebene verteilt (Kostenwälzung), soweit diese Kosten nicht der Entnahme von Letztverbrauchern und Weiterverteilern aus der jeweiligen Netz- oder Umspannebene zuzuordnen sind, gewälzt. Hierbei hat eine Verteilung der Kosten entsprechend der von der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene bezogenen und zeitgleich über alle Übergabepunkte gemessenen höchsten Leistung unter Berücksichtigung des Gleichzeitigkeitsgrades nach § 16 auf die nachgelagerte Netz- oder Umspannebene zu erfolgen. Diese Kosten werden sodann vom Netzbetreiber, in Form von Netzentgelten, den jeweils angeschlossenen [[EnRNetznutzer Netznutzern]] in Rechnung gestellt. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden.
Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die Privaten sowie die gewerblichen Nutzer, Kunden der Verteilernetze. Hauptsächlich werden Kosten für den Netzausbau an diese weitergegeben. Dies ist aber nur dann möglich, wenn dafür Budget vorhanden ist, welches der Genehmigungspflicht nach {{du przepis="§ 23 ARegV"}} unterworfen ist. Hiervon ausgeschlossen sind jene Unternehmen, welche sich im vereinfachten Verfahren gem. {{du przepis="§ 24 ARegV"}} befinden.
Im Rahmen der Energiewende unterliegen die Einsspeisungen ins Stromnetz Änderungen. Waren es bisher Großkraftwerke, welche den erzeugten Strom in das Höchst-und Hochspannungsnetz einspeisten, erfolgt die Bereitstellung von Strom heute aufgrund einer zunehmenden, dezentralen Einspeisung aus erneuerbaren Energien und KWK in das Verteilernetz. Dies führt dazu, dass das Volumen des Verteilernetzes nicht mehr genügt, um das Zuviel an Strom zu transpotieren. Dies führt wiederum zu einer Notwendigkeit des Verteilernetzausbaus. Hierzu die [[http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Projekte/Energiesysteme/Dokumente/denaVNS_Abschlussbericht.pdf Verteilernetzstudie der Dena vom 11.12.2012.]] sowi [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/verteilernetzstudie,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf „Moderne Verteilernetze für Deutschland“ (Verteilernetzstudie) des BMWi]].

Der Transport des eingespeisten Stroms erfolgt über das Übertragungsnetz hin zum Verteilernetz, an welchem der Verbraucher angeschlossen ist. Die hiermit verbundenen Kosten werden vom Netzbetreiber, in Form von Netzentgelten, den jeweils angeschlossenen [[EnRNetznutzer Netznutzern]] in Rechnung gestellt.
Hierbei erfolgt das Weiterreichen der Neztzentgelte durch eine Wälzung dieser. Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die Privaten sowie die gewerblichen Nutzer, Kunden der Verteilernetze. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden. Hauptsächlich werden Kosten für den Netzausbau gewälzt. Dies ist aber nur dann möglich, wenn dafür Budget vorhanden ist , welches der Genehmigungspflicht nach {{du przepis="§ 23 ARegV"}} unterworfen ist. Hiervon ausgeschlossen sind jene Unternehmen, welche sich im vereinfachten Verfahren gem. {{du przepis="§ 24 ARegV"}} befinden.
Im Rahmen der Energiewende unterliegen die Einsspeisungen ins Stromnetz Änderungen. . Waren es bisher Großkraftwerke, welche den erzeugten Strom in das Höchst-und Hochspannungsnetz einspeisen, erfolgt die Bereitstellung von Strom heute durch eine steigende, dezentrale Erzeugung aus erneuerbaren Energien und KWK in das Verteilernetz. Dies führt dazu, dass das Volumen des Verteilernetzes nicht mehr genügt, um das Zuviel an Strom zu transpotieren.

Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem** Prinzip der Versorgungssicherheit** , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegtenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Im Bereich der Übertragung erfolgt der Ausbau an bereits durch Gesetz bestimmte Engpasstellen, den sog. EnLAG/NABEG Vorhaben. Vor diesem Hintergund sind im weiteren folgende Punkte relevant:

Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem** Prinzip der Versorgungssicherheit** , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegtenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Im Bereich der Übertragung erfolgt der Ausbau an bereits durch Gesetz bestimmte Engpasstellen, den sog. EnLAG/NABEG Vorhaben. Dennoch liegt ein zusätzlicher Bedarf an überregionalen Stromübertragungsleitungen vor damit der im Norden erzeugte Strom aus Wind in den Süden transportiert werden kann. Hingegen konzentriert sich der Ausbau im Verteilernetz auf Regionen mit viel Globalstrahlung (PVA) bzw. hohen Windgeschwindigkeiten (WEA) und dort wo bereits eine enorme EE-Dichte vorhanden ist. Dabei ist der erforderliche Investitionsbedarf im Verteilnetz in jenen Regionen höher, als in den Regionen mit einem größeren Ausbau von erneuerbare Energien. Dennoch ist die Investitionslast für jeden einzelnen Einwohner in den dünnbesiedelten neuen Bundesländern größer als in den alten Bundesländern. Vor diesem Hintergund sind im weiteren folgende Punkte relevant:

- [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/3D07D0E3866043D0C1257CB30034DC29/$file/EWI_IW_Gutachten_Eigenerzeugung_Selbstverbrauch_04042014.pdf Gutachten - Eigenerzeugung und Selbstverbrauch von Strom, Stand, Potentiale und Trends vom 04.04.2014]]

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((2)) Eigenerzeugung und Eigenverbrauch
Aufgrund der immer mehr steigenden Netzkosten erhöhen sich gleichzeitig die Anreize zu einer Eigenerzeugung und Eigenversorgung. Der Begriff der Eigenerzeugung wird zwar nicht vom Gesetz verwendet, jedoch findet sich eine Definition der Eigenversorgung in § 5 Nr. 12 EEG. Diese Begriffsbestimmung enthält verschiedene Tatbestandsmerkmale, welche **kumulativ** erfüllt sein müssen, damit überhaupt eine Eigenversorgung vorliegt. Einzelheiten zu den einzelnen Tatbestandsmerkmalen können Sie im Artikel [[EnREigenversorgungEEG Eigenversorgung und EEG -Umlage]] nachlesen.
Der Hauptanreiz für eine Eigenversorgung besteht gerade darin, dass hierbei keine Netzentgelte, wegen fehlender Nutzung des Netzes, zu zahlen sind. Dies führt allerdings wieder dazu, dass die dennoch anfallenden Netzkosten auf weniger Netznutzer verteilt werden.
**Weitere Informationen**
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~~((2)) Eigenerzeugung~~

Hierfür sehen {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}, 13 Abs. 1a EnWG und {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} unterschiedliche Möglichkeiten vor. Dabei unterscheiden sich die nach Abs. 1 und 2 zu ergreifenden Maßnahmen dadurch, dass die Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} nur dann durchgeführt werden dürfen, wenn die Störung oder Gefährdung des Stromversorgungssystems nicht mit Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} beseitigt werden kann. Nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems netzbezogene bzw. marktbezogene Maßnahmen zu ergreifen. Unter netzbezogenen Maßnahmen sind jene zu erfassen, die sich ausschließlich auf den technischen Netzbetrieb beschränken und keine Beteiligung der Netznutzer notwendig machen. Bei marktbezogenen Maßnahmen handelt es sich hingegen um solche Maßnahmen, die auf vertraglichen Regelungen zwischen dem Netzbetreiber und den Netznutzern beruhen. Diese sind im Vergleich zu den netzbezogenen Maßnahmen untergeordnet. Regelbeispiele für marktbezogene Maßnahmen ergeben sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG. Die dort enthaltene Aufzählung ist nicht abschließend, wie sich aus der Formulierung "insbesondere" ergibt. Besondere Relevanz bei den Markbezogenen Maßnahmen erhalten das [[EnRRedispatch Redispatch]] und das Countertrading. Beide verfolgen zwar das Ziel Netzengpässe durch Eingriffe zu vermeiden bzw. zu beheben. Doch unterscheiden sich diese dadurch, dass das Countertrading Handelsgeschäfte darstellt, für diese auf Seiten der Kraftwerksverbraucher kein Kontrahierungszwang besteht.

Hierfür sehen {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}, 13 Abs. 1a EnWG und {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} unterschiedliche Möglichkeiten vor. Dabei unterscheiden sich die nach Abs. 1 und 2 zu ergreifenden Maßnahmen dadurch, dass die Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} nur dann durchgeführt werden dürfen, wenn die Störung oder Gefährdung des Stromversorgungssystems nicht mit Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} beseitigt werden kann. Nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems netzbezogene bzw. marktbezogene Maßnahmen zu ergreifen. Unter netzbezogenen Maßnahmen sind jene zu erfassen, die sich ausschließlich auf den technischen Netzbetrieb beschränken und keine Beteiligung der Netznutzer notwendig machen. Bei marktbezogenen Maßnahmen handelt es sich hingegen um solche Maßnahmen, die auf vertraglichen Regelungen zwischen dem Netzbetreiber und den Netznutzern beruhen. Diese sind im Vergleich zu den netzbezogenen Maßnahmen untergeordnet. Regelbeispiele für marktbezogene Maßnahmen ergeben sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG. Die dort enthaltene Aufzählung ist nicht abschließend, wie sich aus der Formulierung "insbesondere" ergibt.

- [[http://www.thega.de/de/service/publikationen/?type=31230&tx_browser_pi1%5Bplugin%5D=3999&tx_browser_pi1%5Bfile%5D=single.301.tx_org_downloads.403.documents.0&cHash=2fb1cb853080b0cf3128175e12fe26e5 Angleichung der Netzentgelte Strom infolge EE-bedingten Netzausbaus, Abschlussberichtzur Untersuchung im Auftrag der THeAG]]
**Quellen:**

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- **rechtliche **Grundlagen: §§ 12a ff. EnWG sowie §§ 43 ff. EnWG, NABEG und EnLAG
((2)) Sonderformen der Netznutzung insb. Entgeltbefreiung nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV

- **rechtliche **Grundlagen: Die rechtlichen Grundlagen für den Nertzausbasu sind in verschiedenen Gesetzen zu finden. Hierbei konzentrieren sich die Vorgaben vom NABEG und EnLAG auf die Höchstspannungseben, somit auf die Ebene der Übertragung.
((2)) [[EnRSonderformenNetznutzung Sonderformen der Netznutzung insb. Entgeltbefreiung nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV]]

Gem. {{du przepis="§ 15 Abs. 2 EEG"}} ist wird den Netzbetreibern das Recht eingeräumt, die an die Anlagenbetreiber gezahlten Entschädigungen auf die Netzentgelte umzulegen. Dies setzt voraus, dass die Regelung wirklich erforderlich war und der Netzbetreiber die Maßnahme nicht zu vertreten hat. Die Notwendigkeit der Regelung erfolgt zunächst nach den Bedingungen des {{du przepis="§ 14 EEG"}}.. Aufgrund das die Frage der Notwendigkeit einer Regelung nach {{du przepis="§ 14 EEG"}} mit der Berücksichtigung der Abschaltreihenfolge in Verbindung steht, ist auch deren Einhaltung für die Bestimmung der Erforderlichkeit bedeutend. Nach {{du przepis="§ 15 Abs. 2 S. 2 EEG"}} hat der Netzbetreiber die Maßnahme dann zu vertreten, wenn dieser nicht vorher sämtliche, schonenden Möglichkeiten zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau des Netzes durchgeführt hat. An der Formulierung "insbesondere" wird deutlich, dass es sich hierbei um keine abschließende Aufzählung handelt.

Gem. {{du przepis="§ 15 Abs. 2 EEG"}} ist wird den Netzbetreibern das Recht eingeräumt, die an die Anlagenbetreiber gezahlten Entschädigungen auf die Netzentgelte umzulegen. Dies setzt voraus, dass die Maßnahme erforderlich war und der Netzbetreiber diese nicht zu vertreten hat. Der. Netzbetreiber hat die Maßnahme dann zu vertreten, wenn dieser nicht vorher sämtliche, schonenden Möglichkeiten zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau des Netzes durchgeführt hat. An der Formulierung "insbesondere" wird deutlich, dass es sich hierbei um keine abschließende Aufzählung handelt.

Bezüglich der Entschädigungshöhe normiert {{du przepis="§ 15 Abs. 1 S. 1 EEG"}}, dass der Netzbetreiber 95% der entgangenen Einnahmen an den Anlagenbetreiber zahlen muss. Dies kann zum einem die Einsspeisevergütung sein. Zum anderen kann dies die Marktprämie bei Direktvermarktung sein. Eine Erhöhung der Entschädigungszahlung auf 100 % ist gem. {{du przepis="§ 15 Abs. 1 S. 2 EEG"}} möglich, wenn die entgangenen Einnahmen nach S. 1 in einem Jahr 1 % der Einnahmen dieses Jahres übersteigen.
Gem. {{du przepis="§ 15 Abs. 2 EEG"}} ist wird den Netzbetreibern das Recht eingeräumt, die an die Anlagenbetreiber gezahlten Entschädigungen auf die Netzentgelte umzulegen. Dies setzt voraus, dass die Maßnahme erforderlich war und der Netzbetreiber diese nicht zu vertreten hat. Der. Netzbetreiber hat die Maßnahme dann zu vertreten, wenn dieser nicht vorher sämtliche, schonenden Möglichkeiten zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau des Netzes durchgeführt hat. An der Formulierung "insbesondere" wird deutlich, dass es sich hierbei um keine abschließende Aufzählung handelt.

Bezüglich der Entschädigungshöhe normiert {{du przepis="§ 15 Abs. 1 S. 1 EEG"}}, dass der Netzbetreiber 95% der entgangenen Einnahmen an den Anlagenbetreiber zahlen muss. Dies kann zum einem die Einsspeisevergütung sein. Zum anderen kann dies die Marktprämie bei Direktvermarktung sein. Eine Erhöhung der Entschädigungszahlung auf 100 % ist gem. {{du przepis="§ 15 Abs. 1 S. 2 EEG"}} möglich, wenn

Für das Entstehen der Zahlungspflicht kommt es auf ein Vertrtenmüssen des Nertzbetreeibers i.S.d. {{du przepis="§ 276 Abs. 1 BGB"}} nicht an. Ebenso kommt ein Schadensersatz gem. {{du przepis="§ 280 Abs. 1 BGB"}} nicht in Frage. Dies resultiert daraus, dass der Netzbetreiber gesetzlich dazu verpflichtet ist seine Maßnahmen ordnungsgemäß durchzuführen, sodass bereits keine Pflichtevrletzung aus Vertrag vorliegt.
Im Hinblick auf die Fälligkeit des Anspruchs enthält das EEG keine Vorgaben. Somit sind die allgemeine Regelung des {{du przepis="§ 271 BGB"}} anzuwenden.
Bezüglich der Entschädigungshöhe normiert {{du przepis="§ 15 Abs. 1 S. 1 EEG"}}, dass der Netzbetreiber 95% der entgangenen Einnahmen an den Anlagenbetreiber zahlen muss. Dies kann zum einem die Einsspeisevergütung sein. Zum anderen kann dies die Marktprämie bei Direktvermarktung sein. Eine Erhöhung der Entschädigungszahlung auf 100 % ist gem. {{du przepis="§ 15 Abs. 1 S. 2 EEG"}} möglich, wenn

Die Zahlung einer Entschädigung nach {{du przepis="§ 15 EEG"}} stellt die bedeutsamste Rechtsfolge von {{du przepis="§ 14 EEG"}} dar. Diese kann ausschließlich von EE-Anlagebetreiber gefördert werden. Insofern stellt {{du przepis="§ 15 EEG"}} eine Sonddernorm zum {{du przepis="§ 13 Abs. 4 EnWG"}} dar.
Im Hinblick auf die Tatbestandsmerkmale des {{du przepis="§ 15 EEG"}} ist es für die Zahlung der Entschädigung nicht notwendig, dass sämtliche Voraussetzungen des {{du przepis="§ 14 EEG"}} erfüllt sind. Entsprechend des Wortlautes von {{du przepis="§ 15 Abs. 1 EEG"}} ist das Vorliegen eines Netzengpasses ausreichend. Dies darf allerdings nicht so verstanden werden, dass keine Entschädigung zu zahlen ist, wenn der Netzbetreiber die restlichen Voraussetzungen nach {{du przepis="§ 14 Abs. 1 EEG"}} nicht beachtet hat. Auch in diesen Fällen ist eine Entschädigung an den Anlagenbetreiber zu zahlen.

Die Zahlung einer Entschädigung nach {{du przepis="§ 15 EEG"}} stellt die bedeutsamste Rechtsfolge von {{du przepis="§ 14 EEG"}} dar. Entsprechend {{du przepis="§ 15 Abs. 1 EEG"}} hat der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber 95 % seiner entgangenen Einnahmen zu erstatten. Dies kann sowohl die Einsspeisevergütung oder die Marktprämie bei Direktvermarktung sein.

Nach § 1 StromNEV handelt es sich bei Netzentgelten um diejenigen Entgelte, welche im Gegenzug zur Gewährung für den Netzzugang zum Stromversorgungsnetz zu zahlen sind. Eine vergleichbare Definition in der GasNEV ist nicht enthalten. Das Netzentgelt erfasst die zur Bereitstellung der Netzinfrastruktur, unter Einbeziehung sämtlicher vorgelagerter Netze. Auch bilden Systemdienstleistungen einen Bestandteil des Netzentgeltes. Zudem sind bei diesem die anfallenden Kosten bezüglich der Führung und Abrechnung von Bilanzkreisen wie auch die Durchführung des erforderlichen Datentransfers einzubeziehen.
Die Begriffsbestimmung ist in Verbindung mit den Vorschriften des EnWG zu interpretieren. Hierbei resultiert der Begriff der Netzentgelte aus {{du przepis="§ 21 EnWG"}}. In dieser Norm werden die grundlegenden Vorgaben für die Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang normiert.
Zunächst ergeben sich die maßgeblichen Parameter für die Bestimmung und Berechnung von Netzentgelten aus {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} . Hiernach müssen die Netzentgelte angemessen, transparent und diskriminierungsfrei sein. Eine Angemessenheit der Entgelte ist dann gegeben, wenn der Netznutzer hierfür eine adäquate Leistung bekommt. Davon unabhängig wird das Entgelt regelmäßig dann angemessen sein, wenn dieses sich auf dem Niveau eines strukturell vergleichbaren Anbieter hält. An diesem Kriterium ist erkennbar, dass dieses sehr ungenau ist und deswegen eine genauere inhaltliche Ausgestaltung notwendig ist. dies erfolgt u.a. durch das Vergleichsverfahren sein. Das Kriterium der Angemessenheit erlangt dann Bedeutung, wenn in der Entgeltregulierung Probleme z.B. das regulatorische Problem der Preis-Kosten Schere auftreten.
Hierdurch gilt es zu unterbinden, dass es durch die Privilegierung von internen Netzzugangspatenten zu verdeckten Quersubventionen zugunsten der konzernspezifischen Vertriebszweige kommt und hierdurch der Wettbewerb verfälscht wird. Von diesem sog. vertikalen Diskriminierungsverbot ist das Horizontale zu unterscheiden.
{{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} selber trifft keine Aussage darüber, ob und in welchen Fällen eine Diskriminierung zulässig sein kann. Dies könnte dahin verstanden werden, dass jede Ungleichbehandlung grundsätzlich verboten ist. Doch geht dieses Verständnis wohl zu weit. {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} kann nur solche Fälle unter dem Diskriminierungsverbot fassen, wenn es sich um vergleichbare Fälle handelt. Ungleiche Sachverhalte können demnach unterschiedlich behandelt werden.
Die in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} enthaltenen Vorgaben werden durch {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} konkretisiert.
Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} wird die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23 EnWG. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV in 2005 und GasNEV im Jahre 2005 Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV werden zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten bestimmt. Hieran schließt sich eine Aufteilung auf die Kostenstellen an. Schließlich werden hieraus die Netzentgelte gebildet, welche gem. § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV zur Kostendeckung dienen.

Nach § 1 StromNEV handelt es sich bei Netzentgelten um diejenigen Entgelte, welche im Gegenzug zur Gewährung für den Netzzugang zum Stromversorgungsnetz zu zahlen zahlen sind. Eine vergleichbare Definition in der GasNEV ist nicht vorhanden. Das Netzentgelt erfasst die zur Bereitstellung der Netzinfrastruktur, unter Einbeziehung sämtlicher vorgelagerter Netze. Auch bilden Systemdienstleistungen einen Bestandteil des Netzentgeltes. Zudem sind bei diesem die anfallenden Kosten bezüglich der Führung und Abrechnung von Bilanzkreisen wie auch die Durchführung des erforderlichen Datentransfers einzubeziehen.
Die Begriffsbestimmung ist in Verbindung mit den Vorschriften des EnWG zu interpretieren. Hierbei resultiert der Begriff der Netzentgelte aus {{du przepis="§ 21 EnWG"}}. In dieser Norm werden die grundlegenden Vorgaben für die Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang normiert. Demgemäß bezieht sich {{du przepis="§ 23a Abs. 1 EnWG"}}, welcher die Genehmigungspflicht für Netzentgelte regelt, auch auf diese Vorschrift.
Zunächst sind die maßgeblichen Parameter für die Bestimmung und Berechnung von Netzentgelten in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} normiert. Dementsprechend müssen die Netzentgelte angemessen, transparent und diskriminierungsfrei sein. Eine Angemessenheit der Entgelte ist dann gegeben, wenn der Netznutzer hierfür eine adäquate Leistung erhält. Davon unabhängig wird das Entgelt regelmäßig dann angemessen sein, wenn dieses sich auf dem Niveau eines strukturell vergleichbaren Anbieter hält. An diesem Kriterium ist erkennbar, dass dieses sehr ungenau ist und deswegen eine genauere inhaltliche Ausgestaltung notwendig ist. dies erfolgt u.a. durch das Vergleichsverfahren sein. Das Kriterium der Angemessenheit erlangt dann Bedeutung, wenn in der Entgeltregulierung Probleme z.B. das regulatorische Problem der Preis-Kosten Schere auftreten.
Hierdurch gilt es zu vermeiden, dass es durch die Begünstigung von internen Netzzugangspatenten zu verdeckten Quersubventionen zugunsten der konzernspezifischen Vertriebszweige kommen kann und hierdurch der Wettbewerb verfälscht wird. Von diesem sog. vertikalen Diskriminierungsverbot ist das Horizontale zu unterscheiden.
{{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} selber nascht keine Aussage darüber, ob und in welchen Fällen eine Diskriminierung zulässig sein kann. Dies könnte so verstanden werden, dass jede Ungleichbehandlung grundsätzlich verboten ist. Doch geht dieses Verständnis wohl zu weit. {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} kann nur solche Fälle unter dem Diskriminierungsverbot erfassen, wenn es sich um vergleichbare Fälle handelt. Ungleiche Sachverhalte können demnach unterschiedlich behandelt werden. Somit kann der Netzbetreiber als sachlichen Grund bei folgenden Punkten differenzieren:
- Höhe der NNE auf Grundlage der Benutzungsstundenzahl
- Spannungsebene
Die in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} enthaltenen Vorgaben werden durch {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} konkretisiert. Dieser normiert, dass die Entgelte auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet werden. Erfolgt hiernach eine kostenorientierte Entgeltbildung im Sinne des § 21 Abs. 2 Satz 1, so bestimmt {{du przepis="§ 21a Abs. 1 EnWG"}}, dass Betreiber von Energieversorgungsnetzen nach Maßgabe einer Rechtsverordnung nach § 21a Absatz 6 S.1 Nr. 1 EnWG Netzzugangsentgelte, abweichend von der Entgeltbildung nach {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} auch durch eine Methode bestimmen können, die Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzt. Von dieser Möglichkeit wurde durch den Erlass der ARegV zum 01.01.2009 Gebrauch gemacht.
Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} wird die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23 EnWG. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV in 2005 und GasNEV im Jahre 2005 Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentgelte gebildet, welche gem. § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV zur Kostendeckung dienen.

Gesetzliche Vorgaben im Hinblick auf das Einspeisemanagement resultieren aus den §§ 12 - 15 EEG. Von besonderer Bedeutung in diesem Zusammenhang ist die Regelung des {{du przepis="§ 14 EEG"}}. Diese stellt eine Ausbahme zu {{du przepis="§ 12 EEG"}} dar. Dies resultiert aus dem Umstand, dass {{du przepis="§ 14 EEG"}} sowohl für unmittelbar wie auch für mittelbar angeschlosseneAnlagen greift. Nach {{du przepis="§ 14 Abs. 1 EEG"}} wird den Netzbetreibern die Option eingeräumt Einspeisungen aus EE- Anlagen, welche unmittelbar oder mittelbar an dem Netz des Netzbetreibers angeschlossen abzuriegeln, wenn:
Erfolgt gem. {{du przepis="§ 14 EEG"}} eine ordnungsgemäße Abregelung einer EE-Anlage im Rahmen des Einsspeisemanagments, resultieren hieraus folgende Rechtsfolgen:
- Verlust des Anspruches auf Abnahme nach {{du przepis="§ 11 EEG"}} sowie
- Zahlung einer Entschädigung nach {{du przepis="§ 15 EEG"}}
Die Zahlung einer Entschädigung nach {{du przepis="§ 15 EEG"}} stellt die bedeutsamste Rechtsfolge von {{du przepis="§ 14 EEG"}} dar. Entsprechend {{du przepis="§ 15 Abs. 1 EEG"}} hat der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber 95 % seiner entgangenen Einnahmen zu erstatten. Dies kann sowohl die Einsspeisevergütung oder die Marktprämie bei Direktvermarktung sein.

Vorgaben im Hinblick auf das Einspeisemanagement ergeben sich aus §§ 12 - 15 EEG. Von besonderer Bedeutung in diesem Zusammenhang ist die Regelung des {{du przepis="§ 14 EEG"}}. Diese stellt eine Ausbahme zu {{du przepis="§ 12 EEG"}} dar. Dies resultiert aus dem Umstand, dass {{du przepis="§ 14 EEG"}} sowohl für unmittelbar wie auch für mittelbar angeschlosseneAnlagen greift. Nach {{du przepis="§ 14 Abs. 1 EEG"}} wird den Netzbetreibern die Option eingeräumt Einspeisungen aus EE- Anlagen, welche unmittelbar oder mittelbar an dem Netz des Netzbetreibers angeschlossen abzuriegeln, wenn:

Der Transport des eingespeisten Stroms erfolgt über das Übertragungsnetz hin zum Verteilernetz, an welchem der Verbraucher angeschlossen ist. Die hiermit verbundenen Kosten werden vom Netzbetreiber, in Form von Netzentgelten, den jeweils angeschlossenen [[EnRNetznutzer Netznutzern]] in Rechnung gestellt.
Hierbei erfolgt das Weiterreichen der Neztzentgelte durch eine Wälzung dieser. Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die Privaten sowie die gewerblichen Nutzer, Kunden der Verteilernetze. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden. Hauptsächlich werden Kosten für den Netzausbau gewälzt. Dies ist aber nur dann möglich, wenn dafür Budget vorhanden ist , welches der Genehmigungspflicht nach {{du przepis="§ 23 ARegV"}} unterworfen ist. Hiervon ausgeschlossen sind jene Unternehmen, welche sich im vereinfachten Verfahren gem. {{du przepis="§ 24 ARegV"}} befinden.
Im Rahmen der Energiewende unterliegen die Einsspeisungen ins Stromnetz Änderungen. . Waren es bisher Großkraftwerke, welche den erzeugten Strom in das Höchst-und Hochspannungsnetz einspeisen, erfolgt die Bereitstellung von Strom heute durch eine steigende, dezentrale Erzeugung aus erneuerbaren Energien und KWK in das Verteilernetz. Dies führt dazu, dass das Volumen des Verteilernetzes nicht mehr genügt, um das Zuviel an Strom zu transpotieren.
Hierbei gestaltet es sich schwierig neben den technisch-ökonomischen Herausforderungen auch jenen sozio-ökonomische Anforderungen nachzukommmen. Dies hängt zum einem damit zusammen, dass das deutsche Regulieerungssystem diesbezüglich noch jung ist und sich noch im Stadium der Optimierung befindet. Hinischtlich der Erlösanerkennung erfolgt die Ermittlung einer Optimierung innerhalb des auktuellen Monitoringvorgangs.
Die derzeit bestehende Netzentgeltsystematik macht eine Umgestaltung notwendig. Dies hängt damit zusammen, dass die Aufgabe des Netzes ständigen Änderungen unterliegt und die bestehende Netzentgeltsystematik nicht mehr passt.
Vor diesem Hintergrund werden im Weiteren mögliche Lösungsansätze aufgezeigt. Hierbei ist voraus anzumerken, dass hinsichtlich der Herausforderungen verschiedene Lösungsmöglichkeiten diskutiert wurden bzw. werden. Die nähere Behandlung der einzelnen Lösungsansätze erfolgt unter Berücksichtigung einer fairen Kostenverteilung für die jeweiligen Netznutzer. Zu diesen zählen:

Das Stromnetz in Deutschland untergliedert sich in die Ebene der Übertragung und die der Verteilung. Dabei bilden diese, geographischen Strukturen, ihre lange Lebensdauer, ihre hohen Investitionen und sonstigen Fixkosten wie auch niedrige, variable Kosten und die daraus entstehende Subaddivität der Kostenfunktion, natürliche Monopole. Um die hiermit verbundenen Kosten zu decken, werden von den Netzbetreibern Entgelte erhoben. Diese sind von den [[EnRNetznutzer Netznutzern]] zu tragen, indem diese an die Netznutzer weiteghereicht werden.
Das Weiterreichen der Neztzentgelte erfolgt durch eine Wälzung dieser. Hierbei werden diese von dem am jeweils angeschlossenen Netz getragen. Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die Privaten sowie die gewerblichen Nutzer, Kunden der Verteilernetze. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden. Hauptsächlich werden Kosten für den Netzausbau gewälzt. Dies ist aber nur dann möglich, wenn dafür Budgets verfügbar sind, welcher der Genehmigungspflicht nach {{du przepis="§ 23 ARegV"}} unterworfen sind. Dies gilt nicht für jene Unternehmen, welche sich im vereinfachten Verfahren befinden.
Im Rahmen der Energiewende ändern sich die Anforderungen an das deutsche Stromnetz. Waren es bisher Großkraftwerke, welche den erzeugten Strom in das Höchst-und Hochspannungsnetz einspeisen, erfolgt die Bereitstellung von Strom heute durch eine steigende, dezentrale Erzeugung aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung im das Verteilernetz. Dies fuehrt dazu, dass das Volumen des Verteilernetzes nicht mehr genuegt, um den ueberschuessigen Strom zu transpotieren.
Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt. Hierbei gestaltet es sich schwierig neben den technisch-ökonomischen Herausforderungen auch jenen sozio-ökonomische Anforderungen nachzukommmen. Dies hängt zum einem damit zusammen, dass das deutsche Regulieerungssystem diesbezüglich noch jung ist und sich noch im Stadium der Optimierung befindet. Hinischtlich der Erlösanerkennung erfolgt die Ermittlung einer Optimierung innerhalb des auktuellen Monitoringvorgangs.
Abschließend werden im Weiteren mögliche Lösungsansätze für diese aufgezeigt. Hierbei ist voraus anzumerken, dass hinsichtlich der Herausforderungen verschiedene Lösungsmöglichkeiten diskutiert wurden bzw. werden. Die nähere Behandlung der einzelnen Lösungsansätze erfolgt unter Berücksichtigung einer fairen Kostenverteilung für die jeweiligen Netznutzer. Zub diesen zählen:

**bb. Einsspeisemanagement gem. § 14 EEG**
**cc. Rechtsfolge für Maßnahmen des Einsspeisemanagements**

**bb. Maßnahmen im Rahmen des Einsspeisemanagements gem. § 14 EEG**
**cc. Folge für Maßnahmen des Einsspeisemanagements gem. {{du przepis="§ 15 EEG"}} **

Vorgaben im Hinblick auf das Einspeisemanagement ergeben sich aus §§ 12 - 15 EEG. Von besonderer Bedeutung in diesem Zusammenhang ist die Regelung des {{du przepis="§ 14 EEG"}}. Diese stellt eine Ausbahme zu {{du przepis="§ 12 EEG"}} dar. Dies resultiert aus dem Umstand, dass {{du przepis="§ 14 EEG"}} sowohl für unmittelbar wie auch für mittelbar angeschlosseneAnlagen greift. Nach {{du przepis="§ 14 Abs. 1 EEG"}} wird den Netzbetreibern die Option eingeräumt Einspeisungen aus EE- Anlagen, welche unmittelbar oder mittelbar an dem Netz des Netzbetreibers angeschlossen abzuriegeln, wenn:
1) sonst ein Netzengpass im jeweiligen Netzbereich einschließlich des vorgelagerten Netzes vorliegen würde
1) der Vorrang für Strom aus erneuerbaren Energien, Grubengas und Kraft-Wärme-Kopplung beachtet wird, insofern nicht sonstige Stromerzeuger am Netz bleiben müssen, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten, und
1) sie die verfügbaren Daten über die Ist-Einspeisung in der jeweiligen Netzregion abgerufen haben
Weitere Informationen zu den Anforderungen an die ordnungsgemäße Duchführung des Einsspeisemanagements sind [[http://wiki.fh-sm.de/EnREinspeisemanagement hier]].

- [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/20121012-bdew-vku-leitfaden-praxis-leitfaden-fuer-unterstuetzende-massnahmen-von-stromnetzbetreiber/$file/20121012_BDEW-VKU%20Praxis-Leitfaden_fuer_unterstuetzende_Maßnahmen_von_Stromnetzbetreibern.pdf Praxis-Leitfaden für unterstützende Maßnahmen von Stromnetzbetreibern Kommunikation- und Anwendungs-Leitfaden zur Umsetzung der Systemverantwortung gemäß §§ 13 Abs. 2, 14 Abs. 1 und 14 Abs. 1c EnWG]]
- [[http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEnergien/Einspeisemanagement/Leitfaden_2_1/LeitfadenEEG_Version2_1.pdf?__blob=publicationFile&v=3 Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement - Abschaltrangfolge, Berechnung von Entschädigungszahlungen und Auswirkungen auf die Netzentgelte]]

- [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/20121012-bdew-vku-leitfaden-praxis-leitfaden-fuer-unterstuetzende-massnahmen-von-stromnetzbetreiber/$file/20121012_BDEW-VKU%20Praxis-Leitfaden_fuer_unterstuetzende_Maßnahmen_von_Stromnetzbetreibern.pdf Praxis-Leitfaden für unter- stützende Maßnahmen von Stromnetzbetreibern Kommunikation- und Anwendungs-Leitfaden zur Umsetzung der Systemverantwortung gemäß §§ 13 Abs. 2, 14 Abs. 1 und 14 Abs. 1c EnWG]]

Eine sichere Stromversorgung stellt die Grundlage für eine moderne Volkswirtschaft dar. Kommt es bei diesem System zu Stromausfällen, geht dies mit hohen Kosten einher. Bereits kleinste Unterbrechungen und Spannungseinbrüchen können längere Betriebsunterbrechungen, schwerwiegende Schäden bei den Betriebsmitteln sowie eine mangelhafte Qualität von Produktivität zur Folge haben. Zur Vermeidung dieser Folgen und zur weiteren Sicherstellung des hohen Niveaus der Versorgungssicherheit ist es zum einem notwendig, ausreichend gesicherte Kraftwerksleistung zur Stromerzeugung einsatzbereit zu halten. Zum anderen ist genügend Netzkapazität für den Transport des erzeugten Stroms an den Abnehmer vorzuhalten. Hierfür ist es notwendig, dass Erzeugung und Verbrauch sich stets im Gleichgewicht befinden. Dies ist wiederum physikalisch bedingt, damit die Systemsicherheit gewährleistet ist. Hierfür normieren die §§ 12 ff. EnWG und §§ 14, 15 EEG Vorgaben im Hinblick auf die Systemverantwortung, welche wiederum dazu dienen die Systemsicherheit zu gewährleisten. In diesem Kontext sieht sowohl {{du przepis="§ 13 EnWG"}} wie auch {{du przepis="§ 14 EEG"}} entsprechende Maßnahmen vor. Die bei den Maßnahmen zur Netzsicherheit entstehenden Kosten werden auf die Netzentgelte umgelegt. Dieser Abschnitt befasst sich im Weiteren mit den gesetzlich, vorgesehenen Regelungen zu diesen Maßnahmen und deren Folgen auf für die Höhe der Netzentgelte.
Dogmatisch gesehen zählen zu dem gesetzlichen Erzeugungsmanagement auch Maßnahmen des Einsspeisemanagments gem. {{du przepis="§ 14 EEG"}}. Somit gehört dieses zu den Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}}. Grundlage hierfür bildet {{du przepis="§ 13 Abs. 2a S. 3 EnWG"}}. Jedoch muss beachtet werden, dass {{du przepis="§ 14 EEG"}} im Gegensatz zu {{du przepis="§ 13 EnWG"}} nicht für sämtliche Gefährdungs- und Störungssituationen anwendbar ist. Vielmehr kommt dieser ausschließlich bei Netzengpässen zur Anwendung.
Sowohl diie Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} und jene nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} erfordern das Vorliegen einer Gefahrensituation. Diese wird in {{du przepis="§ 13 Abs. 3 EnWG"}} definiert. Demnach liegt eine solche dann vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Übertragungsnetzbetreiber nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werden kann.

Die bei den Maßnahmen zur Netzsicherheit entstehenden Kosten werden auf die Netzentgelte umgelegt. Dieser Abschnitt befasst sich im Weiteren mit den gesetzlich, vorgesehenen Regelungen zu diesen Maßnahmen und deren Folgen auf die Netzentgelte.
Dogmatisch gesehen zählen zu dem gesetzlichen Erzeugungsmanagement auch Maßnahmen des Einsspeisemanagments gem. {{du przepis="§ 14 EEG"}}. Somit gehört dieses zu den Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}}. Grundlage hierfür bildet {{du przepis="§ 13 Abs. 2a S. 3 EnWG"}}. Jedoch muss beachtet werden, dass {{du przepis="§ 14 EEG"}} im Gegensatz zu {{du przepis="§ 13 EnWG"}} nicht für sämtliche Gefährdungs- und Störungssituationen anwendbar ist. Vielmehr kommt dieser ausschließlich bei Netzengpässen zur Anwendung.

Einer der Kernpunkte im Rahmen der Energiewende ist die Steigerung des Anteils erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch. Nach {{du przepis="§ 1 EEG"}} soll demnach der Anteil an erneuerbaren Energien in 2050 mindestens 80 % am Bruttostromverbrauch betragen. Mit diesem ambitionierten Ziel geht allerdings einher, dass diese innerhalb von Deutschland, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert werden. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie genutzt. Diese Differenzen führen wegen dem Grundsatz der Versorgungssicherheit dazu, dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Das hierfür erforderliche Netz ist allerdings an einigen Stellen nicht in der Lage diese großen Mengen an Strom zu transportieren. Dies macht wiederum ein Netzausbau erforderlich. Hierdurch steigen wiederum die Netzentgelte. Hinzu kommt, dass gerade die östlichen Bundesländer einen entscheidenden Beitrag zur Förderung der erneuerbaren Energien leisten, sodass davon auszugehen ist, dass diese mehr durch die steigenden Netzentgelte belastet als die Westlichen. Dies ist aber auch damit im Zusammenhang zu sehen, dass Strom aus Sonne im Osten erzeugt wird und dieser dann nicht dort, sondern im Westen verbraucht wird.

Einer der Kernpunkte im Rahmen der Energiewende ist die Steigerung des Anteils an erneuerbaren Energien. Nach {{du przepis="§ 1 EEG"}} soll demnach der Anteil an erneuerbaren Energien in 2050 mindestens 80 % am Bruttostromverbrauch betragen. Mit diesem ambitionierten Ziel geht allerdings einher, dass diese innerhalb von Deutschland, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert werden. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie genutzt. Diese Differenzen führen wegen dem Grundsatz der Versorgungssicherheit dazu, dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Das hierfür erforderliche Netz ist allerdings an einigen Stellen nicht in der Lage diese großen Mengen an Strom zu transportieren. Dies macht wiederum ein Netzausbau erforderlich. Hierdurch steigen wiederum die Netzentgelte. Hinzu kommt, dass gerade die östlichen Bundesländer einen entscheidenden Beitrag zur Förderung der erneuerbaren Energien leisten, sodass davon auszugehen ist, dass diese mehr durch die steigenden Netzentgelte belastet als die Westlichen. Dies ist aber auch damit im Zusammenhang zu sehen, dass Strom aus Sonne im Osten erzeugt wird und dieser dann nicht dort, sondern im Westen verbraucht wird.

Die bei den Maßnahmen zur Netzsicherheit entstehenden Kosten werden auf die Netzentgelte umgelegt. Dieser Abschnitt befasst sich im Weiteren mit den gesetzlich, vorgesehenen Regelungen zu diesen Maßnahmen und deren Folgen auf die Netzentgelte.

Die bei den Maßnahmen zur Netzsicherheit entstehenden Kosten werden auf die Netzentgelte umgelegt.Dieser Abschnitt befasst sich imm Weiteren mit den gesetzlich, vorgesehenen Regelungen zu diesen Maßnahmen und deren Folgen auf die Netzentgelte.

- [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/20121012-bdew-vku-leitfaden-praxis-leitfaden-fuer-unterstuetzende-massnahmen-von-stromnetzbetreiber/$file/20121012_BDEW-VKU%20Praxis-Leitfaden_fuer_unterstuetzende_Maßnahmen_von_Stromnetzbetreibern.pdf Praxis-Leitfaden für unter- stützende Maßnahmen von Stromnetzbetreibern Kommunikation- und Anwendungs-Leitfaden zur Umsetzung der Systemverantwortung gemäß §§ 13 Abs. 2, 14 Abs. 1 und 14 Abs. 1c EnWG]]
- ...
- [[http://www.dihk.de/ressourcen/downloads/faktenpapier-stromnetze-2015/ Faktenpapier
Ausbau der Stromnetze - Grundlagen | Planungen | Alternativen dihk]]

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- [[http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2015/Quartalsbericht2015.pdf?__blob=publicationFile&v=3 Quartalsbericht zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen (Erstes und zweites Quartal 2015) Stand: 7. Dezember 2015]]
- [[http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Stromnetze/System-_u_Netzsicherheit/Gutachten_IFHT_RWTH_Systemstabilitaet_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=1 Studie zu Aspekten der elektrischen Systemstabilität im deutschen Übertragungsnetz bis 2023]]

~~In diesem Zusammenhang, die [[~~

Durch {{du przepis="§ 13 EnWG"}} erfolgt einer nähere Ausgestaltung der Systemverantwortung nach {{du przepis="§ 12 EnWG"}}. Dabei ist unter Systemverantwortung die Pflicht zur Sicherstellung der Funktionsfähigkeit des Gesamtsystems der Stromversorgung zu verstehen. Diese Pflicht wird den Übertragungsnetzbetreibern vom Gesetzgeber zugesprochen. Dies ist damit zu begründen, dass die Übertragungsnetzbetreiber den besten Überblick haben und ihnen die wesentlichen, technischen Instrumente zur Verfügung stehen, um dieser Pflicht nachzukommen und somit der Systemverantwortung gerecht werden können.
Die Systemverantwortung erstreckt sich nicht nur auf das eigene Netz des systemverantwortlichen Netzbetreibers. Vielmehr ist das gesamte Stromversorgungssystem hiervon umfasst., bspw. angeschlossene Erzeugungsanlagen, Speicheranlagen und Verbrauchsanlagen. Den systemverantwortlichen Netzbetreiber obliegt es sämtliche physikalische Prozesse im Gleichgewicht zu halten und hierdurch die Spannung und Frequenz im Netz ihrer Regelzonen auf dem gleichen Niveau zu halten. Diese Verantwortung kann gem. {{du przepis="§ 14 Abs. 1 S. 1 EnWG"}} auf die verantwortlichen Verteilernetzbetreiber übertragen werden. Nach diesem gilt {{du przepis="§ 13 EnWG"}} für diese entsprechend.
Hierfür sehen {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}, 13 Abs. 1a EnWG und {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} unterschiedliche Möglichkeiten vor. Dabei unterscheiden sich die nach Abs. 1 und 2 zu ergreifenden Maßnahmen dadurch, dass die Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} nur dann durchgeführt werden dürfen, wenn die Störung oder Gefährdung des Stromversorgungssystems nicht mit Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} beseitigt werden kann. Nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems netzbezogene bzw. marktbezogene Maßnahmen zu ergreifen. Unter netzbezogenen Maßnahmen sind jene zu erfassen, die sich ausschließlich auf den technischen Netzbetrieb beschränken und keine Beteiligung der Netznutzer notwendig machen. Bei marktbezogenen Maßnahmen handelt es sich hingegen um solche Maßnahmen, die auf vertraglichen Regelungen zwischen dem Netzbetreiber und den Netznutzern beruhen. Diese sind im Vergleich zu den netzbezogenen Maßnahmen untergeordnet. Regelbeispiele für marktbezogene Maßnahmen ergeben sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG. Die dort enthaltene Aufzählung ist nicht abschließend, wie sich aus der Formulierung "insbesondere" ergibt.
Erst wenn diese nicht ausreichen, um die Störung oder Gefährdung zu beseitigen bzw. rechtzeitig zu beseitigen dürfen die Übertragungsnetzbetreiber Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} ergreifen, {{du przepis="§ 13 Abs. 2 S. 1 EnWG"}}. Danach ist es für die Übertragungsnetzbetreiber möglich sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Bei der Anpassung sämtlicher Stromeinspeisungen bzw. beim gesetzlichen Erzeugungsmanagement wirkt der Netzbetreiber in die Fahrweise der Erzeugungsanlagen ein. Hierdurch erfolgt eine Angleichung der Stromerzeugung an die Anforderungen der Netzsicherheit.
In diesem Zusammenhang, die [[

Durch {{du przepis="§ 13 EnWG"}} erfolgt einer nähere Ausgestaltung der Systemverantwortung nach {{du przepis="§ 12 EnWG"}}. Dabei ist unter Systemveranwortung die Pflicht zur Sicherstellung der Funktionsfähigkeit des Gesamtsystems der Stromversorgung zu verstehen. Diese Pflicht wird den Übertragungsnetzbetreibern vom Gesetzgeber zugesprochen. Dies ist damit zu begründen, dass die Übertragungsnetzbetreiber den besten Überblick haben und ihnen die wesentlichen, technischen Instrumente zur Verfüung stehen, um dieser Pflicht nachzukommen und somit der Systemverantwortung gerecht werden können.
Die Systemverantwortung erstreckt sich nicht nur auf das eigene Netz des systemverantwortlichen Netzbetreibers. Vielmehr ist das gesamte Stromversorgungssystem hiervon umfasst., bspw. angeschlossene Erzeugungsanlagen, Speicheranlagen und Verbrauchsanlagen. Den systemverantwortlichen Netzbtreiber obliegt es sämtliche physikalische Prozese im Gleichgewicht zu halten und hierdurch die Spannung und Frequenz im Netz ihrer Regelzonen auf dem gleichen Nivau zu halten. Diese Verantwortung kann gem. {{du przepis="§ 14 Abs. 1 S. 1 EnWG"}} auf die verantwortlichen Verteilernetzbetreiber übertragen werden. Nach diesem gilt {{du przepis="§ 13 EnWG"}} für diese entsprechend.
Hierfür sehen {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}, 13 Abs. 1a EnWG und {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} unterschiedliche Möglichkeiten vor. Dabei unterscheiden sich die nach AAbs. 1 und 2 zu ergreifenden Maßnahmen dadurch, dass die Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} nur dann durchgeführt werden dürfen, wenn die Störung oder Gefähdrung des Stromversorgungssystems nicht mit Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} beseitigt werden kann. Nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems **netzbezogene** bzw. **marktbezogene** Maßnahmen zu ergreifen. Unter netzbezogenen Maßnahmen sind jene zu erfassen, die sich ausschließlich auf den technischen Netzbetrieb beschränken und keine Beteiligung der Netznutzer notwendig machen. Bei marktbezogenen Maßnahmen handelt es sich hingegen um solche Maßnahmen, die auf vertraglichen Regelungen zwischen dem Netzbetreiber und den Netznutzern beruhen. Diese sind im Vergleich zu den netzbezogenen Maßnahmen untergeordnet. Regelbeispiele für marktbezogene Maßnahmen ergeben sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG. Die dort enthaltene Aufzählung ist nicht abschließend, wie sich aus der Formulierung "insbesondere" ergibt.
Erst wenn diese nicht ausreichen, um die Störung oder Gefährdung zu beseitigen bzw. rechtzeitig zu beseitigen dürfen die Übertragungsnetzbetreiber Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} ergreifen, {{du przepis="§ 13 Abs. 2 S. 1 EnWG"}}. Danach ist es für die Übertragungsnetzbetreiber möglich sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Bei der Anpassung sämtlicher Stromeinspeisungen bzw. beim gesetzlichen Erzeugungsmanagement wirkt der Netzbetreiber in die Fahrweise der Erzeugungsanlagen ein. Hierdurch erfolgt eine Angleichung der Stromerzeugung an die Anforderungen der Netzsicherheit.

Erst wenn diese nicht ausreichen, um die Störung oder Gefährdung zu beseitigen bzw. rechtzeitig zu beseitigen dürfen die Übertragungsnetzbetreiber Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} ergreifen, {{du przepis="§ 13 Abs. 2 S. 1 EnWG"}}. Danach ist es für die Übertragungsnetzbetreiber möglich sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen. Bei der Anpassung sämtlicher Stromeinspeisungen bzw. beim gesetzlichen Erzeugungsmanagement wirkt der Netzbetreiber in die Fahrweise der Erzeugungsanlagen ein. Hierdurch erfolgt eine Angleichung der Stromerzeugung an die Anforderungen der Netzsicherheit.
Dogmatisch gesehen zählen zu dem gesetzlichen Erzeugungsmanagement auch Maßnahmen des Einsspeisemanagments gem. {{du przepis="§ 14 EEG"}}. Somit gehört dieses zu den Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}}. Grundlage hierfür bildet {{du przepis="§ 13 Abs. 2a S. 3 EnWG"}}. Jedoch muss beachtet werden, dass {{du przepis="§ 14 EEG"}} im Gegensatz zu {{du przepis="§ 13 EnWG"}} nicht für sämtliche Gefährdungs- und Störungssituationen anwendbar ist. Vielmehr kommt dieser ausschließlich bei Netzengpässen zur Anwendung.

Erst wenn diese nicht ausreichen, um die Störung oder Gefährdung zu beseitigen bzw. rechtzeitig zu beseitigen dürfen die Übertragungsnetzbetreiber Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} ergreifen, {{du przepis="§ 13 Abs. 2 S. 1 EnWG"}}. Danach ist es für die Übertragungsnetzbetreiber möglich sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen.

Die Systemverantwortung erstreckt sich nicht nur auf das eigene Netz des systemverantwortlichen Netzbetreibers. Vielmehr ist das gesamte Stromversorgungssystem hiervon umfasst., bspw. angeschlossene Erzeugungsanlagen, Speicheranlagen und Verbrauchsanlagen. Den systemverantwortlichen Netzbtreiber obliegt es sämtliche physikalische Prozese im Gleichgewicht zu halten und hierdurch die Spannung und Frequenz im Netz ihrer Regelzonen auf dem gleichen Nivau zu halten. Diese Verantwortung kann gem. {{du przepis="§ 14 Abs. 1 S. 1 EnWG"}} auf die verantwortlichen Verteilernetzbetreiber übertragen werden. Nach diesem gilt {{du przepis="§ 13 EnWG"}} für diese entsprechend.
Hierfür sehen {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}, 13 Abs. 1a EnWG und {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} unterschiedliche Möglichkeiten vor. Dabei unterscheiden sich die nach AAbs. 1 und 2 zu ergreifenden Maßnahmen dadurch, dass die Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} nur dann durchgeführt werden dürfen, wenn die Störung oder Gefähdrung des Stromversorgungssystems nicht mit Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} beseitigt werden kann. Nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems **netzbezogene** bzw. **marktbezogene** Maßnahmen zu ergreifen. Unter netzbezogenen Maßnahmen sind jene zu erfassen, die sich ausschließlich auf den technischen Netzbetrieb beschränken und keine Beteiligung der Netznutzer notwendig machen. Bei marktbezogenen Maßnahmen handelt es sich hingegen um solche Maßnahmen, die auf vertraglichen Regelungen zwischen dem Netzbetreiber und den Netznutzern beruhen. Diese sind im Vergleich zu den netzbezogenen Maßnahmen untergeordnet. Regelbeispiele für marktbezogene Maßnahmen ergeben sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG. Die dort enthaltene Aufzählung ist nicht abschließend, wie sich aus der Formulierung "insbesondere" ergibt.

Die Systemverantwortung erstreckt sich nicht nur auf das eigene Netz des systemverantwortlichen Netzbetreibers. Vielmehr ist das gesamte Stromversorgungssystem hiervon umfasst., bspw. angeschlossene Erzeugungsanlagen, Speicheranlagen und Verbrauchsanlagen. Den systemverantwortlichen Netzbtreiber obliegt es sämtliche physikalische Prozese im Gleichgewicht zu halten und hierdurch die Spannung und Frequenz im Netz ihrer Regelzonen auf dem gleichen Nivau zu halten.
Hierfür sehen {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} und {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} unterschiedliche Möglichkeiten vor Dabei unterscheiden sich die nach AAbs. 1 und 2 zu ergreifenden Maßnahmen dadurch, dass die Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} nur dann durchgeführt werden dürfen, wenn die Störung oder Gefähdrung des Stromversorgungssystems nicht mit Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} beseitigt werden kann. Nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems **netzbezogene** bzw. **marktbezogene** Maßnahmen zu ergreifen.

Hierfür sehen {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} und {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} unterschiedliche Möglichkeiten vor Dabei unterscheiden sich die nach AAbs. 1 und 2 zu ergreifenden Maßnahmen dadurch, dass die Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} nur dann durchgeführt werden dürfen, wenn die Störung oder Gefähdrung des Stromversorgungssystems nicht mit Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} beseitigt werden kann. Nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems **netzbezogene** bzw. **marktbezogene** Maßnahmen zu ergreifen.
Erst wenn diese nicht ausreichen, um die Störung oder Gefährdung zu beseitigen bzw. rechtzeitig zu beseitigen dürfen die Übertragungsnetzbetreiber Notfallmaßnahmen nach {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} ergreifen, {{du przepis="§ 13 Abs. 2 S. 1 EnWG"}}. Danach ist es für die Übertragungsnetzbetreiber möglich sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anzupassen oder diese Anpassung zu verlangen.

Hierfür sehen {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} und {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} unterschiedliche Möglichkeiten vor. Nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems **netzbezogene** bzw. **marktbezogene** Maßnahmen zu ergreifen.

**aa. Maßnahmen nach § 13 EnWG**
Durch {{du przepis="§ 13 EnWG"}} erfolgt einer nähere Ausgestaltung der Systemverantwortung nach {{du przepis="§ 12 EnWG"}}. Dabei ist unter Systemveranwortung die Pflicht zur Sicherstellung der Funktionsfähigkeit des Gesamtsystems der Stromversorgung zu verstehen. Diese Pflicht wird den Übertragungsnetzbetreibern vom Gesetzgeber zugesprochen. Dies ist damit zu begründen, dass die Übertragungsnetzbetreiber den besten Überblick haben und ihnen die wesentlichen, technischen Instrumente zur Verfüung stehen, um dieser Pflicht nachzukommen und somit der Systemverantwortung gerecht werden können.
Die Systemverantwortung erstreckt sich nicht nur auf das eigene Netz des systemverantwortlichen Netzbetreibers. Vielmehr ist das gesamte Stromversorgungssystem hiervon umfasst., bspw. angeschlossene Erzeugungsanlagen, Speicheranlagen und Verbrauchsanlagen. Den systemverantwortlichen Netzbtreiber obliegt es sämtliche physikalische Prozese im Gleichgewicht zu halten und hierdurch die Spannung und Frequenz im Netz ihrer Regelzonen auf dem gleichen Nivau zu halten.
Hierfür sehen {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} und {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} unterschiedliche Möglichkeiten vor. Nach {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}} hat der Übertragungsnetzbetreiber bei Störungen oder Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems **netzbezogene** bzw. **marktbezogene** Maßnahmen zu ergreifen.

~~**aa. Notfallmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG**~~

Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem** Prinzip der Versorgungssicherheit** , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegtenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Im Bereich der Übertragung erfolgt der Ausbau an bereits durch Gesetz bestimmte Engpasstellen, den sog. EnLAG/NABEG Vorhaben. Dennoch liegt ein zusätzlicher Bedarf an überregionalen Stromübertragungsleitungen vor damit der im Norden erzeugte Strom aus Wind in den Süden transportiert werden kann. Hingegen konzentriert sich der Ausbau im Verteilernetz auf Regionen mit viel Globalstrahlung (PVA) bzw. hohen Windgeschwindigkeiten (WEA) und dort wo bereits eine enorme EE-Dichte vorhanden ist. Dabei ist der erforderliche Investitionsbedarf im Verteilnetz in jenen Regionen höher, als in den Regionen mit einem größeren Ausbau von erneuerbare Energien. Dennoch ist die Investitionslast für jeden einzelnen Einwohner in den dünnbesiedelten neuen Bundesländern größer als in den alten Bundesländern. Vor diesem Hintergund sind im weiteren folgende Punkte relevant:
- [[https://fragdenstaat.de/files/foi/27068/15-03-27Evaluierungsbericht19Abs2StromNEV.PDF Evaluierungsbericht zu den Auswirkungen des § 19 Abs. 2 StromNEV auf den Betrieb von Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stand: 30. März 2015)]]
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Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem** Prinzip der Versorgungssicherheit** , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegtenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Im Bereich der Übertragung erfolgt der Ausbau an bereits durch Gesetz bestimmte Engpasstellen, den sog. EnLAG/NABEG Vorhaben. Dennoch liegt ein zusätzlicher Bedarf an überregionalen Stromübertragungsleitungen vor damit der im Norden erzeugte Strom aus Wind in den Süden transportiert werden kann. Hingegen konzentriert sich der Ausbau im Verteilernetz auf Regionen mit viel Globalstrahlung (PVA) bzw. hohen Windgeschwindigkeiten (WEA) und dort wo bereits eine enorme EE-Dichte vorhanden ist. Dabei ist der erforderliche Investitionsbedarf im Verteilnetz in jenen Regionen höher, als in den Regionen mit einem größeren Ausbau von erneuerbare Energien. Dennoch ist die Investitionslast für jeden einzelnen Einwohner in den und den dünnbesiedelten neuen Bundesländern größer als in den alten Bundesländern. Vor diesem Hintergund sind im weiteren folgende Punkte relevant:
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Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem** Prinzip der Versorgungssicherheit** , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegtenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Im Bereich der Übertragung erfolgt der Ausbau an bereits durch Gesetz bestimmte Engpasstellen, den sog. EnLAG/NABEG Vorhaben. Dennoch liegt ein zusätzlicher Bedarf an überregionalen Stromübertragungsleitungen vor damit der im Norden erzeugte Strom aus Wind in den Süden transportiert werden kann. Hingegen konzentriert sich der Ausbau im Verteilernetz auf Regionen mit viel Globalstrahlung (PVA) bzw. hohen Windgeschwindigkeiten (WEA) und dort wo bereits eine enorme EE-Dichte vorhanden ist. Dabei ist der erforderliche Investitionsbedarf im Verteilnetz in jenen Regionen höher, als in den Regionen mit einem größeren Ausbau von erneuerbare Energien. Dennoch ist die Investitionslast für jeden einzelnen Einwohner in den und den dünnbesiedelten neuen Bundesländern größer als in den alten Bundesländern. Vor diesem Hintergund sind im weiteren folgende Punkte relevant:

Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem** Prinzip der Versorgungssicherheit** , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegtenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Im Bereich der Übertragung erfolgt der Ausbau an bereits durch Gesetz bestimmte Engpasstellen, den sog. EnLAG/NABEG Vorhaben. Dennoch liegt ein zusätzlicher Bedarf an überregionalen Stromübertragungsleitungen vor damit der im Norden erzeugte Strom aus Wind in den Süden transportiert werden kann. Hingegen konzentriert sich der Ausbau im Verteilernetz auf Regionen mit viel Globalstrahlung (PVA) bzw. hohen Windgeschwindigkeiten (WEA) und dort wo bereits eine enorme EE-Dichte vorhanden ist. Dabei ist der erforderliche Investitionsbedarf im Verteilnetz in jenen Regionen höher, als in den Regionen mit einem größeren Ausbau von erneuerbare Energien. Dennoch ist die Investitionslast in den neuen Bundesländern größer als in den alten Bundesländern. Vor diesem Hintergund sind im weiteren folgende Punkte relevant:

Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem** Prinzip der Versorgungssicherheit** , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegtenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Hiervon ist vor allem die Verteilernetzebene betroffen. Vor diesem Hintergund sind im weiteren folgende Punkte relevant:

Die bei den Maßnahmen zur Netzsicherheit entstehenden Kosten werden auf die Netzentgelte umgelegt.Dieser Abschnitt befasst sich imm Weiteren mit den gesetzlich, vorgesehenen Regelungen zu diesen Maßnahmen und deren Folgen auf die Netzentgelte.

Die bei den Maßnahmen zur Netzsicherheit entstehenden Kosten werden auf die Netzentgelte umgelegt. Aus diesem Grund befasst sich der nachfolgende Abschnitt mit den gesetzlich, vorgesehenen Regelungen zu diesen Maßnahmen und deren Wirkung auf die Netzentgelte.

- Genereller, sektoraler Produktionsfaktor, {{du przepis="§ 9 ARegV"}}
In diesem Zusammenhang kommt der Vorgabe einer individuellen Effizinzvorgabe nach {{du przepis="§ 16 ARegV"}} entscheidende Bedeutung zu. Diese beruht auf einem individuellen Effizienzwert. Dieser Effizienzwert ist nach denn §§ 12 – 15 ARegV mittels eines Effizienzvergleiches zu bestimmen. Mehr Informationen zum Effizienzvergleich sind [[EnREffizienzvergleich hier]] zu finden. Daürber hinaus betsimmt {{du przepis="§ 16 Abs. 1 S. 2 ARegV"}}, dass für die erste Regulierungsperiode eine individuelle Effizienzvorgabe dahingehend bestimmt wird, dass der Abbau der ermittelten Ineffizienzen nach zwei Regulierungsperioden abgeschlossen ist. Hinsichtlich der nachfolgenden Reegulierungsperioden ist die individuelle Effizienzvorgabe nah {{du przepis="§ 16 Abs. 1 S. 3 ARegV"}} so festzulegen, dass der Abbau der ermittelten Ineffizienzen jeweils zum Ende der Regulierungsperiode abgeschlossen ist.
Die bei den Maßnahmen zur Netzsicherheit entstehenden Kosten werden auf die Netzentgelte umgelegt. Aus diesem Grund befasst sich der nachfolgende Abschnitt mit den gesetzlich, vorgesehenen Regelungen zu diesen Maßnahmen und deren Wirkung auf die Netzentgelte.

- Genereller, sektorelarer Produktionsfaktor, {{du przepis="§ 9 ARegV"}}
In diesem Zusammenhang kommt der Vorgabe eines individuellen Effizienzwertes nach den {{du przepis="§ 16 ARegV"}} entscheidende Bedeutung zu. Dieser Effizienzwert ist nach denn §§ 12 – 15 ARegV mittels eines Effizienzvergleiches zu bestimmen.
Mehr Informationen zum Effizienzvergleich sind [[EnREffizienzvergleich hier]] zu finden.

- [[http://www.impres-projekt.de/impres-wAssets/docs/2014_08_03_Netzausbaukosten-ImpRES_final.pdf Analyse der Netzausbaukosten und Kostenwirkung - Untersuchung im Rahmen des Projekts „Wirkungen des Ausbaus erneuerbarer Energien (ImpRES)“, gefördert durch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit]]

**Weitere Informationen:**
**Weitere Informationen:**
- [[http://www.foes.de/pdf/2013-06-Ausnahmeregelungen-bei-Stromnetzentgelten.pdf Ausnahmeregelungen Ausnahme
regelungen bei den Stromnetzentgelten - Entwicklung und Ausblick, Kurzanalyse im Auftrag der Bundestagsfraktion Bündnis 90/Die Grünen]]
-

Mehr Informationen zum Effizienzvergleich sind [[EnREffizienzvergleich hier]] zu finden.
In diesem Zusammenhang, der [[https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2015/ARegV_Evaluierungsbericht_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=3 Evaluierunghsbericht der BNetzA zur ARegV vom 21.01.2015]]
- **Weitere Inforrmationen:**
- [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/E83A6702E4CCCB89C1257CA5003159A6/$file/Chartsatz%20Energienetze%20in%20der%20Energiewende.pdf Energienetze in der Energiewende vom 21.03.2013]]
- [[https://www.uni-duesseldorf.de/home/fileadmin/redaktion/DUP/055_OP_Haucap_Pagel.pdf Ordnungspolitische Perspektiven, Ausbau der Stromnetze im Rahmen der Energiewende: Effizienter Netzausbau und effiziente Struktur der Netznutzungsentgelte]]
- [[http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2015/Jahresbericht14barrierefrei.pdf?__blob=publicationFile&v=6 Jahresbericht 2014 Netze ausbauen. Zukunft sichern. Infrastrukturausbau in Deutschland.]]
- [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/verteilernetzstudie,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf "Moderne Verteilernetze für Deutschland" (Verteilernetzstudie)]]
- [[http://www.netzausbau.de/bedarfsermittlung/2024/nep-ub/de.html Netzentwicklungspläne 2024 und Umweltbericht]]
- ....
- [[https://www.landtag-mv.de/fileadmin/media/Dokumente/Ausschuesse/Energieausschuss/Stiftung_Umweltrecht_Antwort_Fragenkatalog.pdf Stellungnahme anlässlich der Öffentlichen Anhörung „Bundesweit einheitliches Netzentgelt einführen: Kosten für den Netzausbau regional fair verteilen“ des Energieausschusses des Landtages Mecklenburg - Vorpommern am 5. November 2014]]
- [[

Mehr Informationen zum -Effizienzvergleich sind [[EnREffizienzvergleich hier]] zu finden.
- [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/E83A6702E4CCCB89C1257CA5003159A6/$file/Chartsatz%20Energienetze%20in%20der%20Energiewende.pdf Energienetze in der Energiewende vom 21.03.2014.]]
- [[https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2015/ARegV_Evaluierungsbericht_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=3 Evaluierunghsbericht der BNetzA zur ARegV vom 21.01.2015]]
- [[http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2015/Jahresbericht14barrierefrei.pdf?__blob=publicationFile&v=6 Jahresbericht 2014 Netze ausbauen. Zukunft sichern. Infrastrukturausbau in Deutschland.]]
- [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/verteilernetzstudie,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf "Moderne Verteilernetze für Deutschland" (Verteilernetzstudie)]]
- [[https://www.landtag-mv.de/fileadmin/media/Dokumente/Ausschuesse/Energieausschuss/Stiftung_Umweltrecht_Antwort_Fragenkatalog.pdf Stellungnahme anlässlich der Öffentlichen Anhörung „Bundesweit einheitliches Netzentgelt einführen: Kosten für den Netzausbau regional fair verteilen“ des Energieausschusses des Landtages Mecklenburg - Vorpommern
am 5. November 2014]]
- [[http://www.netzausbau.de/bedarfsermittlung/2024/nep-ub/de.html Netzentwicklungspläne 2024 und Umweltbericht]]

Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese trat auf Grundlage von {{du przepis="§ 21a Abs. 6 EnWG"}} am 06.11.2007 in Kraft. Dabei erfolgt die zugrunde liegende Methode der Anreizregulierung gem. {{du przepis="§ 21a Abs. 2 EnWG"}} auf Basis von Erlösobergrenzen, {{du przepis="§ 4 ARegV"}}. Alternativ hierzu bestand nach {{du przepis="§ 21a Abs. 2 EnWG"}} auch die Möglichkeit einer Preisobergrenze.
Die Ermittlung der Erlösobergrenze erfolgt gem. {{du przepis="§ 4 Abs. 1 ARegV"}} nach den §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25 ARegV. Hierdurch ist eine abschließende Auflistung der zu beachtenden Faktoren bei der Ermittlung der Erlösobergrenze erfolgt. Diese Faktoren sind zudem in der **Regulierungsformel**nach {{du przepis="§ 7 ARegV"}} i.V.m. der Anlage 1 zur ARegV enthalten.
Dem schließt sich die **eigentliche** Berechnung der Erlösobergrenze an. Hierfür bilden nach {{du przepis="§ 6 Abs. 1 ARegV"}} die Kostenprüfungen nach den §§ 4 - 10 StromNEV/GasNEV, welche im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn einer Regulierungsperiode angefertigt wurden, die Ausgangsgröße für diese. Im Hinblick auf die erste Regulierungsperiode bestimmt {{du przepis="§ 6 Abs. 2 ARegV"}}, dass stets die Daten von 2006 die Basis bilden.
Ausgeschlossen von diesem **Grundbetrag **sind gem. {{du przepis="§ 6 Abs. 3 ARegV"}} Kosten, welche dem Grunde oder ihrer Höhe nach auf Besonderheiten des Geschäftsjahres beruhen. Im einem zweiten Schritt sind die einzelnen **Regulierungsfaktoren** aus der Regulierungsformel zu beachten. Gem. {{du przepis="§ 7 ARegV"}} i.V.m. der Anlage 1 zur ARegV zählen zu diesen:
In diesem Zusammenhang kommt der Vorgabe eines individuellen Effizienzwertes nach den {{du przepis="§ 16 ARegV"}} entscheidende Bedeutung zu. Dieser Effizienzwert ist nach denn §§ 12 – 15 ARegV mittels eines Effizienzvergleiches zu bestimmen.
Mehr Informationen zum -Effizienzvergleich sind [[EnREffizienzvergleich hier]] zu finden.
Infolge der Berücksichtigung dieser Regulierungsformel und einer ordnungsgemäßen Saldierung auf dem Regulierungskonto, {{du przepis="§ 5 ARegV"}}, ergeben sich für die jeweiligen Netzbetreiber Erlösobergrenzen. Diese gelten für das jeweilige Jahr der Regulierungsperiode. Jene nach {{du przepis="§ 32 ARegV"}} festgelegte Erlösobergrenzen sind gem. § 17 Abs.1 ARegV in Netzentgelte schließlich umzusetzen.

Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese trat auf Grundlage von {{du przepis="§ 21a Abs. 6 EnWG"}} in Verbindung mit § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG am 27.11.2007 in Kraft. Dabei erfolgt diese gem. {{du przepis="§ 21a Abs. 2 EnWG"}} auf Basis von Erlösobergrenzen.
Deren Ermittlung erfolgt gem. {{du przepis="§ 4 Abs. 1 ARegV"}} nach den §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25 ARegV. Hierdurch ist eine abschließende Auflistung der zu beachtenden Faktoren bei der Ermittlung der Erlösobergrenze erfolgt. Diese Faktoren sind zudem in der **Regulierungsformel**nach {{du przepis="§ 7 ARegV"}} i.V.m. der Anlage 1 zur ARegV enthalten.
Dem schließt sich die **eigentliche** Berechnung der Erlösobergrenze an. Hierfür bilden nach {{du przepis="§ 6 Abs. 1 ARegV"}} die Kostenprüfungen nach dem Teil 2 Abschnitt 1 der StromNEV bzw. GasNEV die Grundlage, welche im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn einer Regulierungsperiode angefertigt wurden. Im Hinblick auf die erste Regulierungsperiode bestimmt {{du przepis="§ 6 Abs. 2 ARegV"}}, dass stets die Daten von 2006 die Basis bilden.
Ausgeschlossen von diesem **Grundbetrag **sind gem. {{du przepis="§ 6 Abs. 3 ARegV"}} Kosten, welche dem Grunde oder ihrer Höhe nach auf Besonderheiten des Geschäftsjahres beruhen. Hiervon ausgehend sind im Weiteren die einzelnen Parameter aus der Regulierungsformel zu beachten. Gem. {{du przepis="§ 7 ARegV"}} i.V.m. der Anlage 1 zur ARegV zählen zu diesen:
In diesem Zusammenhang kommt der Vorgabe eines individuellen Effizienzwertes nach den §§ 16 AregV entscheidende Bedeutung zu. Dieser Effizienzwert ist nach denn §§ 12 – 15 AregV mittels eines Effizienzvergleiches zu bestimmen. Mehr Informationen zum -Effizienzvergleich sind [[EnREffizienzvergleich hier]] zu finden.
Infolge der Berücksichtigung dieser Regulierungsformel ergeben sich für die jeweiligen Netzbetreiber Erlösobergrenzen. Diese gelten für das jeweilige Jahr der Regulierungsperiode. Jene nach {{du przepis="§ 32 ARegV"}} festgelegte Erlösobergrenzen sind gem. § 17 Abs.1 ARegV in Netzentgelte schließlich umzusetzen.

((2)) [[EnRSonderformenNetznutzung Sonderformen der Netznutzung insb. Entgeltbefreiung nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV]]

~~((2) [[EnRSonderformenNetznutzung Sonderformen der Netznutzung insb. Entgeltbefreiung nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV]]~~

Folgende Herausforderungen sind im Einzelnen zu unterscheiden:
((2)) Notwendiger Netzausbau wegen vermehrter Stromerzeugung aus EE
Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem** Prinzip der Versorgungssicherheit** , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegtenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Hiervon ist vor allem die Verteilernetzebene betroffen. Vor diesem Hintergund sind im weiteren folgende Punkte relevant:
- **rechtliche **Grundlagen: Die rechtlichen Grundlagen für den Nertzausbasu sind in verschiedenen Gesetzen zu finden. Hierbei konzentrieren sich die Vorgaben vom NABEG und EnLAG auf die Höchstspannungseben, somit auf die Ebene der Übertragung.
- **Ausbaubedarf im Übertragungsnetz ** vermehrte Anbindungsbedarf von Offshore-Windenergieanlagen
- **Ausbaubedarf im Verteilernetz** Ausbau von Windenergieanlagen an Land wie auch der Zubau von Photovoltaikanlagen
((2)) Eigenerzeugung
((2)) Dezentrale Erzeugung und Einspeisung, insb. [[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV vermiedene Netzentgelte gem. § 18 StromNEV]]
((2)) Demografischer Wandel
((2) [[EnRSonderformenNetznutzung Sonderformen der Netznutzung insb. Entgeltbefreiung nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV]]
((2)) Freistellung der Erzeuger, § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV
Abschließend werden im Weiteren mögliche Lösungsansätze für diese aufgezeigt. Hierbei ist voraus anzumerken, dass hinsichtlich der Herausforderungen verschiedene Lösungsmöglichkeiten diskutiert wurden bzw. werden. Die nähere Behandlung der einzelnen Lösungsansätze erfolgt unter Berücksichtigung einer fairen Kostenverteilung für die jeweiligen Netznutzer. Zub diesen zählen:
1) Abschaffung der vermiedenen Netzentgelte
1) Reduzierung der Entgeltbefreiungen nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV
1) Beteiligung der Eigenerzeuger
1) Demograrfischer Wandel sowie
1) Einbeziehung der Erzeuger

Folgende Herausforderungen sind zu nennen:
- Notwendiger Netzausbau wegen vermehrter Stromerzeugung aus EE
**rechtliche **Grundlagen: Die rechtlichen Grundlagen für den Nertzausbasu sind in verschiedenen Gesetzen zu finden. Hierbei konzentrieren sich die Vorgaben vom NABEG und EnLAG auf die Höchstspannungseben, somit auf die Ebene der Übertragung.
**Übertragungsnetz ** vermehrte Anbindungsbedarf von Offshore-Windenergieanlagen
**Verteilernetz** Ausbau von Windenergieanlagen
Zubau von Photovoltaikanlagen
- Eigenerzeugung
- Dezentrale Erzeugung und Einspeisung, insb. [[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV vermiedene Netzentgelte gem. § 18 StromNEV]]
- Demografischer Wandel
- [[EnRSonderformenNetznutzung Sonderformen der Netznutzung insb. Entgeltbefreiung nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV]]
- Freistellung der Erzeuger, § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV
Abschließend werden im Weiteren mögliche Lösungsansätze für diese aufgezeigt. Hierbei ist voraus anzumerken, dass hinsichtlich der Herausforderungen verschiedene Lösungsmöglichkeiten diskutiert wurden bzw. werden. Die nähere Behandlung der einzelnen Lösungsansätze erfolgt unter Berücksichtigung einer fairen Kostenverteilung für die jeweiligen Netznutzer.
((2)) Abschaffung der vermiedenen Netzentgelte
((2)) Reduzierung der Entgeltbefreiungen nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV
((2)) Beteiligung der Eigenerzeuger
((2)) Demograrfischer Wandel
((2)) Einbeziehung der Erzeuger

Das Weiterreichen der Neztzentgelte erfolgt durch eine Wälzung dieser. Hierbei werden diese von dem am jeweils angeschlossenen Netz getragen. Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die Privaten sowie die gewerblichen Nutzer, Kunden der Verteilernetze. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden. Hauptsächlich werden Kosten für den Netzausbau gewälzt. Dies ist aber nur dann möglich, wenn dafür Budgets verfügbar sind, welcher der Genehmigungspflicht nach {{du przepis="§ 23 ARegV"}} unterworfen sind. Dies gilt nicht für jene Unternehmen, welche sich im vereinfachten Verfahren befinden.
Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt. Hierbei gestaltet es sich schwierig neben den technisch-ökonomischen Herausforderungen auch jenen sozio-ökonomische Anforderungen nachzukommmen. Dies hängt zum einem damit zusammen, dass das deutsche Regulieerungssystem diesbezüglich noch jung ist und sich noch im Stadium der Optimierung befindet. Hinischtlich der Erlösanerkennung erfolgt die Ermittlung einer Optimierung innerhalb des auktuellen Monitoringvorgangs.
Folgende Herausforderungen sind zu nennen:
- Notwendiger Netzausbau wegen vermehrter Stromerzeugung aus EE
**rechtliche **Grundlagen: Die rechtlichen Grundlagen für den Nertzausbasu sind in verschiedenen Gesetzen zu finden. Hierbei konzentrieren sich die Vorgaben vom NABEG und EnLAG auf die Höchstspannungseben, somit auf die Ebene der Übertragung.
**Übertragungsnetz ** vermehrte Anbindungsbedarf von Offshore-Windenergieanlagen
**Verteilernetz** Ausbau von Windenergieanlagen
Zubau von Photovoltaikanlagen
- Eigenerzeugung
- Dezentrale Erzeugung und Einspeisung, insb. [[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV vermiedene Netzentgelte gem. § 18 StromNEV]]
- Demografischer Wandel
- [[EnRSonderformenNetznutzung Sonderformen der Netznutzung insb. Entgeltbefreiung nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV]]
- Freistellung der Erzeuger, § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV

Das Weiterreichen der Neztzentgelte erfolgt durch eine Wälzung dieser. Hierbei werden diese von dem am jeweils angeschlossenen Netz getragen. Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die Privaten sowie die gewerblichen Nutzer Kunden der Verteilernetze. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden. Hauptsächlich werden Kosten für den Netzausbau gewälzt. Dies ist aber nur dann möglich, wenn dafür Budgets verfügbar sind, welcher der Genehmigungspflicht nach {{du przepis="§ 23 ARegV"}} unterworfen sind. Dies gilt nicht für jene Unternehmen, welche sich im vereinfachten Verfahren befinden.
Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt. Hierbei gestaltet es sich schwierig neben den technisch-ökonomischen Herausforderungen auch jenen sozio-ökonomischen Anforderungen nachzukommmen. Dies hängt zum einem damit zusammen, dass das deutsche Regulieerungssystem diesbezüglich noch jung ist und sich noch im Stadium der Optimierung befindet. Hinischtlich der Erlösanerkennung erfolgt die Ermittlung einer Optimierung innerhalb des auktuellen Monitoringvorgangs.
((2)) Notwendiger Netzausbau wegen vermehrter Stromerzeugung aus EE
Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem** Prinzip der Versorgungssicherheit** , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegtenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Hiervon ist vor allem die Verteilernetzebene betroffen. Vor diesem Hintergund sollen im Weiteren zunächst die grundlegenden, rechtlichen Normen aufgführt werden. Im Anschluss erfolgt eine nähere Betrachtung des notwendigen Netzausbaus, untetrteilt nach den Ebenen der Übertragung und Verteilung.
((3)) Rechtliche Grundlagen
Die rechtlichen Grundlagen für den Nertzausbasu sind in verschiedenen Gesetzen zu finden. Hierbei konzentrieren sich die Vorgaben vom NABEG und EnLAG auf die Höchstspannungseben, somit auf die Ebene der Übertragung.
**aa. Vorgaben aus dem EnWG**
Grundlegende Bestimmungen sind in den §§ 12a ff. EnWG zu finden. Speziell für die Anbindung von Offshore-Windanlagen geklten die §§ 17a ff. EnWG.
Danach bestimmt {{du przepis="§ 12a EnWG"}} als Ausgangspunkt für die späteren Netzentwicklungspläne, die Pflicht zur Erstellung eines Szenariorahmens. Nach Abs. 1 haben die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen solchen Rahmen zu erstellen. {{du przepis="§ 12a Abs. 2 EnWG"}} normiert verfahrensrechtliche Einzelheiten für das Verhältnis der Übertragungsnetzbetreiber und der Regulierungsbehörde wie auch hinsichtlich der Öffentlichkeitsbeteiligung als auch der Träger öffentlicher Belange. Nach {{du przepis="§ 12a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} sind mindestens drei Entwicklungspfade abzubilden. Diese haben für die nächasten 10 Jahre den Umfang möglicher Entwicklungen im Rahmen der mittel- und langfristien energiepolitischen Ziele der Bundesregierung zu umfassen. Nach {{du przepis="§ 12a Abs. 2 S. 3 EnWG"}} muss eines der Szenarien die wahrscheinliche Entwicklung für die nächsten zwanzig Jahre darstellen. Hierbei bezieht sich der Terminus der Entwicklung auf die in {{du przepis="§ 12a Abs. 1 S. 4 EnWG"}} erwähnten Bereiche. {{du przepis="§ 12a Abs. 1 S. 4 EnWG"}} bestimmt, dass die Betreiber von Übertragungsnetzen angemessene Annahmen für die jeweiligen Szenarien zu Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde zu legen haben und geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur berücksichtigen. Hierbei erstrecken sich die Annahmen sowohl auf die fachlich-geplante Herangehensweise wie auch die Konzentration auf die Bereiche Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde und berücksichtigen geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur. Utopische Parameter dürfen hierbei keine Berücksichtigung finden.
Ferner haben die Übertragungsnetzbetreiber einen **gemeinsamen** Szenariorahmen zu erarbeiten. Haben die Übertragungsnetzbetreiber einen gemeinsamen Szenariorahmen erstellt, ist dieser nach {{du przepis="§ 12a Abs. 2 S. 1 EnWG"}} der Regulierungsbehörde vorzulegen. Als Regulierungsbehörde wird nach {{du przepis="§ 54 Abs. 1 EnWG"}} die BNetzA zuständig sein. Der Szenariorahmen ist sodann von der BNetzA gem. {{du przepis="§ 12a abs. 2 S. 2 EnWG"}} auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt zu machen und hat der Öffentlichkeit Gelegenheit zur Äußerung einzuräumen. Anschließend genehmigt die BNetzA den Szenariorahmen. Hierbei sind gem. {{du przepis="§ 12a Abs. 3 EnWG"}} die Resultate der Öffentlichkeitsbeteiligung zu beachten. .
>>[[http://www.netzentwicklungsplan.de/_NEP_file_transfer/NEP_2025_1_Entwurf_Uebersichtskarten.pdf Aktuelle Szenarien im Überblick]]>>
Auf dessen Grundlage erstellen die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen gemeinsamen Netzentwicklungsplan. Dieser ist der BNetzA gem.{{du przepis="§ 12b Abs. 1 S. 1 EnWG"}} zur Bestätigung vorzulegen. Hierbei sind die inhaltlichen Anforderungen des § 12b Abs. 1 S. 2, 3,4 und des Abs. 2 bei der Erstellung des NEP`s zu beachten. Nach {{du przepis="§ 12b Abs. 3 EnWG"}} ist der Entwurf auf der Internetseite der Übertragungsnetzbetreiber zu veröffentlichen und die Verteilernetzbetreiber sind verpflichtet, mit den Übertragungsnetzbetreiber in dem Umfang zusammenzuarbeiten, der notwendig ist, um eine sachgerechte Erstellung des Netzentwicklungsplans zu gewährleisten. Dies gilt insbesondere für die zur Verfügung stellen von erforderlichen Informationen, für die Erstellung des Netzentwicklungsplans. Jene Informationen sind auf Anforderung unverzüglich bereit zu stellen. Hierbei wird dieser von der BNetzA gem. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 1 EnWG"}} geprüft. Gegebnfalls kann diese gem. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 2 EnWG"}} Änderungen des Entwurfs des NEP`s durch die Übertragungsnetzbetreiber fordern. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} enthält ein Mitwirkungspflicht für die Übertragungsnetzbetreiber. {{du przepis="§ 12c Abs. 2 EnWG"}} bestimmt Anforderungen an die Erstellung des Bundesbdearfsplans nach " 12e EnWG. Erfolgt die erstmalige Bestätigung des NEP`s, kann bei dessen Fortschreibung die Öffentlichkeitsbeteiligung gem. {{du przepis="§ 12d EnWG"}} auf die Änderungen begrenzt werden.
Ergänzend zu den Regelungen der §§ 12a ff. EnWG, wurden mit der Novelle 2012, die Vorgaben der §§ 17 a ff. EnWG für den Offshore - Netzentwicklungsplan ins ENWG aufgenommen. Deren Aufnahme war zum einem durch die speziellen Anforderungen an die Planung und Umsetzung der Offshore - Anbindungsleitungen bedingt? Andererseits erfolgte dies aufgrund der Probleme eines Zusammenwirkens von Lokalisierung und Fertigstellung von Offshore-Windparks und zum anderen wegen der Ermöglichung ihres rechtzeitigen Netzanschlusses. Demnach waren die Übertragungsnetzbetreiber 2013 das erste Mal verpflichtet, neben dem Netzentwicklungsplan auch einen **jährlichen **Netzentwicklungsplan für die Netzanbindungsprojekte von Offshore-Windparks in der Nord- und Ostsee vorzulegen.
Auch wenn für diesen, die Regelungen der §§ 12b ff. EnWG gem. {{du przepis="§ 17b Abs. 3 EnWG"}}, {{du przepis="§ 17c S. 2 EnWG"}} gelten, sind einige Besonderheiten zu erwähnen. Eine erste Besonderheit ergibt sich aus dem Umstand, dass für den Netzentwicklungsplan nach {{du przepis="§ 12b EnWG"}} nur der Szenariorahmen die Grundlage bildet und der hieraus zu entwickelnde Netzentwicklungsplan die Trassen bzw. Trassenkorridore bestimmt.
Demgegenüber ist beim Offshore-Netzentwicklungsplan, soweit dieser an die ausschließliche Wirtschaftszone knüpft, die Bestimmung der Trassen bzw. Trassenkorridore für die Anbindungsleitungen in die vorher durchzuführende Bundesfachplan Offshore verschoben. Dies ist damit zu begründen, dass der Offshore-Netzentwicklungsplan, im Gegensatz zum Netzentwicklungsplan nach den §§ 12b ff. EnWG nicht auf eine existierende Erzeugungs- und Netzstruktur basiert. Vielmehr konzentriert sich dieser auf den zukünftigen Ausbau der Offshore-Windenergie.
Eine zweite Besonderheit resultiert daraus, dass der Gehalt des Plans nicht an das Zufriedenstellen eines vorhandenen Bedarfs knüpft, sondern sich auf einen „schrittweisen, bedarfsgerechten sowie wirtschaftlichen Ausbau, {{du przepis="§ 17b Abs. 1 S. 2 EnWG"}} konzentriert? Auch hat dieser gem. {{du przepis="§ 117b Abs. 2 EnWG"}} zugunsten zur Koordinierung mit den Realisierungsfortschritten der Erzeugungsanlagen, genauere Angaben zur zeitlichen Abfolge der Maßnahmen sowie geplante Fertigstellungszeitpunkte wie auch verbindliche Termine für den Beginn der Verwirklichung zu enthalten.
**bb. Vorgaben gem. EnLAG**
**cc. Vorgaben nach dem NABEG**
((3)) Übertragungsnetz
**aa. Grundlagen**
**bb. Anbindung von Offshore-Windanlagen**
((3)) Verteilernetz
**aa. Ausbau von Windenergieanlagen**
**bb. Zubau von Photovoltaikanlagen**
((2)) Eigenerzeugung
((2)) Dezentrale Erzeugung und Einspeisung, insb. [[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV vermiedene Netzentgelte gem. § 18 StromNEV]]
((3)) Allgemeines
((3)) Ausnahmen
((2)) Demografischer Wandel
((2)) [[EnREntgeltbefreiungStromNEV Entgeltbefreiung nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV]]
((2)) Freistellung der Erzeuger, § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV

Im folgenden Abschnitt wird die heute bestehende Netzentgeltsystemataik vor dem Hintergrund ihrer regulatoischen Instrmente näher betrachtet. Hierzu erfolgt eine Darstellung der einschlägigen Regelwerke. Bei der Darstellung der maßgeblichen Vorgaben geht es vor allem um jene Parameter, welche für die Bestimmung der Netzentgelte zu berücksichtign sind. Daneben werden aber auch solche Parameter angesprochen, welche für die Netzsicherheit notwendig sind und sich mittelbar auf die Netzntgelte auswirken. In diesem Zusammenhang wird auch die Wälzung der Netzentgelte von der Höchst- und Hochspannungsebene über die Mittelspannungsebene bishin zur Niedersannungaebene näher behandelt.
Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese trat auf Grundlage von {{du przepis="§ 21a Abs. 6 EnWG"}} in Verbindung mit § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG am 27.11.2007 in Kraft. Dabei erfolgt diese gem. {{du przepis="§ 21a Abs. 2 EnWG"}} auf Basis von Erlösobergrenzen.
Zunächst bestimmt {{du przepis="§ 4 Abs. 2 ARegV"}}, dass eine Erlösobergrenze **vorab** für das einzelne Kalenderjahr einer [[RegulierungsPeriode Regulierungsperiode]] zu bilden ist.
Ausgeschlossen von diesem **Grundbetrag **sind gem. {{du przepis="§ 6 Abs. 3 ARegV"}} Kosten, welche dem Grunde oder ihrer Höhe nach auf Besonderheiten des Geschäftsjahres beruhen. Hiervon ausgehend sind im Weiteren die einzelnen Parameter aus der Regulierungsformel zu beachten. Gem. {{du przepis="§ 7 ARegV"}} i.V.m. der Anlage 1 zur ARegV zählen zu diesen:
In diesem Zusammenhang kommt der Vorgabe eines individuellen Effizienzwertes nach den §§ 16 AregV entscheidende Bedeutung zu. Dieser Effizienzwert ist nach denn §§ 12 – 15 AregV mittels eines Effizienzvergleiches zu bestimmen. Mehr Informationen zum -Effizienzvergleich sind [[EnREffizienzvergleich hier]] zu finden.
Infolge der Berücksichtigung dieser Regulierungsformel ergeben sich für die jeweiligen Netzbetreiber Erlösobergrenzen. Diese gelten für das jeweilige Jahr der Regulierungsperiode. Jene nach {{du przepis="§ 32 ARegV"}} festgelegte Erlösobergrenzen sind gem. § 17 Abs.1 ARegV in Netzentgelte schließlich umzusetzen.

Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese trat auf Grundlage von {{du przepis="§ 21a Abs. 6 EnWG"}} in Verbindung mit § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG 2009 in Kraft. Dabei erfolgt diese gem. {{du przepis="§ 21a Abs. 2 EnWG"}} auf Basis von Erlösobergrenzen.
Zunächst bestimmt {{du przepis="§ 4 Abs. 2 ARegV"}}, dass eine Erlösobergrenze **vorab** für das einzelne Kalenderjahr einer [[RegulierungsPeriode Regulierungsperiode]] zu bilden ist. Hierbei erfolgt zu Anfang eine unternehmensspezifische Kostenprüfung entsprechend den Regelungen der StromNEV/GasNEV. Dem schließt sich die Durchführung eines bundesweiten **Effizienzvergleiches** nach den §§ 12 ff. ARegV an. Hieran sind sog. **de-minimis Unternehmen**, welche einen Antrag auf vereinfachtes Verfahren gem. {{du przepis="§ 24 ARegV"}} gestellt haben, nicht beteiligt. Für diese wird ein pauschaler Effizienzwert festgelegt.
Ausgeschlossen von diesem Grundbetrag sind gem. {{du przepis="§ 6 Abs. 3 ARegV"}} Kosten, welche dem Grunde oder ihrer Höhe nach auf Besonderheiten des Geschäftsjahres beruhen. Hiervon ausgehend sind im Weiteren die einzelnen Parameter aus der Regulierungsformel zu beachten. Gem. {{du przepis="§ 7 ARegV"}} i.V.m. Anlage 1 zählen zu diesen:
Infolge der Anwendung dieser Regulierungsformel ergeben sich für die jeweiligen Netzbetreiber Erlösobergrenzen. Diese gelten für das jeweilige Jahr der Regulierungsperiode. Jene nach {{du przepis="§ 32 ARegV"}} bestimmten Erlösobergrenzen sind gem. § 17 Abs.1 ARegV in Netzentgelte schließlich umzusetzen.

- die Vorgabe eines individuellen Effizienzwertes nach den § 16 AregV i.V.m. §§ 12 -15 ARegV.

~~- die Vorgabe eines individuellen Effizienzwertes nach den §§ 12 ff. AregV.~~

- Verteilungsfaktor für den Abbau der Ineffizienzen, {{du przepis="§ 16 ARegV"}} sowie
- die Vorgabe eines individuellen Effizienzwertes nach den §§ 12 ff. AregV.

~~- Verteilungsfaktor für den Abbau der Ineffizienzen, {{du przepis="§ 16 ARegV"}}~~

Besondere Ausformungen der Netzentglte sind zum einem in § 18 StromNEV, (**[[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV vermiedene Netzentgelte]]**) und zum anderen in § 19 StromNEV. (**individuelles Entgelt**) bzw. (**Entgeltbefreiungen**) geregelt.

Besondere Ausformungen der Netzentglte sind zum einem in § 18 StromNEV, (**[[EnRVermiedeneNNE vermiedene Netzentgelte]]**) und zum anderen in § 19 StromNEV. (**individuelles Entgelt**) bzw. (**Entgeltbefreiungen**) geregelt.

Die zu zahlenden Netznutzungsentgelte sind in Deutschland einer strikten Regulierung unterworfen. Diese Regulierung setzt, wegen der Eigenschaft des Netzes als natürlichen Monopols, bei der Höhe der zu entrichtenden Netzentgelte an. In diesem Kontext wurden Regelungen geschaffen, welche verhindern sollen, dass die erhobenen Entgelte unverhältnismäßig hoch sind. Im Einzelnen zählen zu diesen Regelwerken:
Zudem müssen die Entgelte diskriminierungsfrei sein. Durch diese Anforderung soll eine Ungleichbehandlung von Netzzugangspatenten bei der Gestaltung der Tarife vermieden werden. Diese Anforderung kommt auf zwei Ebenen zum Tragen. Zunächst wird eine Ungleichbehandlung von konzernexternen Netztzugangspatenten gegenüber konzerninternen verboten. (**vertikales Diskriminierungsverbot**)
Hierdurch gilt es zu vermeiden, dass es durch die Begünstigung von internen Netzzugangspatenten zu verdeckten Quersubventionen zugunsten der konzernspezifischen Vertriebszweige kommen kann und hierdurch der Wettbewerb verfälscht wird. Von diesem sog. vertikalen Diskriminierungsverbot ist das Horizontale zu unterscheiden.
Diese Anforderung wird durch speziellere Bestimmungen näher ausgestaltet. Hierzu gehören insb. die auf Verordnungsbasis erlassenen Veröffentlichungspflichten nach der StromNEV und ARegV. Im Hinblick auf die Netzentgelte ist § 27 StromNEV einschlägig. Danach sind Netzbetreiber verpflichtet, die für ihr Netz geltenden Netzentgelte auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen und auf Anfrage jedermann unverzüglich in Textform mitzuteilen. Dies wird durch die Netzbetreiber in dergestalt umgesetzt, indem diese **Preisblätter** mit Informationen zu den Netznutzungsentgelten publizieren. Dabei unterscheiden die Informationen zwischen der **Anschlussnetzebene **und der **Betriebsstundenzahl**.
Die in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} enthaltenen Vorgaben werden durch {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} konkretisiert. Dieser normiert, dass die Entgelte auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet werden. Erfolgt hiernach eine kostenorientierte Entgeltbildung im Sinne des § 21 Abs. 2 Satz 1, so bestimmt {{du przepis="§ 21a Abs. 1 EnWG"}}, dass Betreiber von Energieversorgungsnetzen nach Maßgabe einer Rechtsverordnung nach § 21a Absatz 6 S.1 Nr. 1 EnWG Netzzugangsentgelte, abweichend von der Entgeltbildung nach {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} auch durch eine Methode bestimmen können, die Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzt. Von dieser Möglichkeit wurde durch den Erlass der ARegV zum 01.01.2009 Gebrauch gemacht.
Weiterführende Informationen zur ARegV sind unter Punkt **cc.** und im folgenden [[EnergieRAnreizregulierung Artikel]] zu finden.
Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} wird die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23 EnWG. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV in 2005 und GasNEV im Jahre 2005 Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentgelte gebildet, welche gem. § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV zur Kostendeckung dienen.
Besondere Ausformungen der Netzentglte sind zum einem in § 18 StromNEV, (**[[EnRVermiedeneNNE vermiedene Netzentgelte]]**) und zum anderen in § 19 StromNEV. (**individuelles Entgelt**) bzw. (**Entgeltbefreiungen**) geregelt.
Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese trat auf Grundlage von {{du przepis="§ 21a Abs. 6 EnWG"}} in Verbindung mit § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG 2009 in Kraft. Dabei erfolgt diese gem. {{du przepis="§ 21a Abs. 2 EnWG"}} auf Basis von Erlösobergrenzen.
Infolge der Anwendung dieser Regulierungsformel ergeben sich für die jeweiligen Netzbetreiber Erlösobergrenzen. Diese gelten für das jeweilige Jahr der Regulierungsperiode. Jene nach {{du przepis="§ 32 ARegV"}} bestimmten Erlösobergrenzen sind gem. § 17 Abs.1 ARegV in Netzentgelte schließlich umzusetzen.

Die Stromübertragung und Verteilung ist in Deutschland einer strikten Regulierung unterworfen. Diese Regulierung setzt, wegen der Eigenschaft des natürlichen Monopols, bei der Höhe der zu entrichtenden Netzentgelte an. Speziell wurden in diesem Kontext Regelungen geschaffen, welche verhindern sollen, dass die erhobenen Entgelte unangemessen hoch sind. Im Einzelnen zählen zu diesen Regelwerken:
Zudem müssen die Entgelte diskriminierungsfrei sein. Durch diese Anforderung soll eine Ungleichbehandlung von Netzzugangspatenten bei der Gestaltung der Tarife vermieden werden. Dieser Anforderung kommt auf zwei Ebenen zum Tragen. Zunächst wird eine Ungleichbehandlung von konzernexternen Netztzugangspetenten gegenüber konzerninternen verboten. (**vertikales Diskriminierungsverbot**)
Hierdurch gilt es zu vermeiden, dass durch die Begünstigung von internen Netzzugangspetenten es zu verdeckten Quersubventionen zugunsten der konzernspezifischen Vertriebszweig kommen kann und hierdurch der Wettbewerb verfälscht wird. Von diesem sog. vertikalen Diskriminierungsverbot ist das horizontale zu unterscheiden. Demnach ist eine Ungleichbehandlung von konzerninternen Netzzugangspetenten gegenüber externen Netztzugangspetenten verboten.
Diese Anforderung wird durch speziellere Bestimmungen näher ausgestaltet. Hierzu gehören insb. auf Verordnungsbasis die Veröffentlichungspflichten nach der StromNEV und ARegV. Im Hinblick auf die Netzentgelte ist § 27 StromNEV einschlägig. Danach sind Netzbetreiber verpflichtet, die für ihr Netz geltenden Netzentgelte auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen und auf Anfrage jedermann unverzüglich in Textform mitzuteilen. Dies wird durch die Netzbetreiber in der Gestalt umgesetzt, indem diese **Preisblätter** mit Informationen zu den Netznutzungsentgelten publizieren. Dabei unterscheiden die Informationen zwischen der Anschlussnetzebene und Betriebsstundenzahl.
Die in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} enthaltenen Vorgaben werden durch {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} konkretisiert. Dieser normiert, dass die Entgelte auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet werden. Erfolgt hiernach eine kostenorientierte Entgeltbildung im Sinne des § 21 Abs. 2 Satz 1, so bestimmt {{du przepis="§ 21a Abs. 1 EnWG"}}, dass Betreiber von Energieversorgungsnetzen nach Maßgabe einer Rechtsverordnung nach § 21a Absatz 6 S.1 Nr. 1 EnWG Netzzugangsentgelte, abweichend von der Entgeltbildung nach {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} auch durch eine Methode bestimmen können, die Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzt. Von dieser Möglichkeit wurde durch den Erlass der ARegV zum 01.01.2009 Gebrauch gemacht. Für weitere Informationen siehe unten.
Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23 EnWG. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV und GasNEV Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentgelte gebildet, welche gem. § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV zur Kostendeckung dienen.
Besondere Ausformungen der Netzentglte sind zum einem in § 18 StromNEV geregelt, (**vermiedene Netzentgelte**) und zum anderen in § 19 StromNEV. (**individuelles Entgelt**) bzw. (**Entgeltbefreiungen**).
Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese trat auf Grundlage von {{du przepis="§ 21a Abs. 6 EnWG"}} in Verbindung mit § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG am 6. 11. 2007 in Kraft. Dabei erfolgt diese gem. {{du przepis="§ 21a Abs. 2 EnWG"}} auf Basis von Erlösobergrenzen.
Infolge der Anwendung dieser Regulierungsformel ergeben sich für die jeweiligen Netzbetreiber Erlösobergrenzen. Diese gelten für das jeweilige Jahr der Regulierungsperiode. Jene nach {{du przepis="§ 32 ARegV"}} bestimmten Erlösobergrenzen sind gem. § 17 Abs.1 ARegV in Netzentgelte schließlich umzusetzen.

**aa. Notfallmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG**
**bb. Maßnahmen im Rahmen des Einsspeisemanagements gem. § 14 EEG**
**cc. Folge für Maßnahmen des Einsspeisemanagements gem. {{du przepis="§ 15 EEG"}} **
Die rechtlichen Grundlagen für den Nertzausbasu sind in verschiedenen Gesetzen zu finden. Hierbei konzentrieren sich die Vorgaben vom NABEG und EnLAG auf die Höchstspannungseben, somit auf die Ebene der Übertragung.
**aa. Vorgaben aus dem EnWG**
Grundlegende Bestimmungen sind in den §§ 12a ff. EnWG zu finden. Speziell für die Anbindung von Offshore-Windanlagen geklten die §§ 17a ff. EnWG.
**bb. Vorgaben gem. EnLAG**
**cc. Vorgaben nach dem NABEG**

//Ergänzung//
Die rechtlichen Grundlagen für den Nertzausbasu sind in verschiedenen Gesetzen zu finden. Hierbei konzentrieren sich die Vorgaben vom NABEG und EnLAG auf die Höchstspannungseben, somit auf die Ebene der Übertragung. Grundlegende Bestimmungen sind in den §§ 12a ff. EnWG zu finden. Speziell für die Anbindung von Offshore-Windanlagen geklten die §§ 17a ff. EnWG.

((3)) Bestimmung der Netzentgelte
**aa. Vorgaben {{du przepis="§ 21 EnWG"}}, {{du przepis="§ 21a EnWG"}}**
**bb. Vorgaben der StromNEV/GasNEV**
**cc. Vorgaben ARegV**
((3)) Netzsicherheit
//Ergänzung//

((3)) Vorgaben {{du przepis="§ 21 EnWG"}}, {{du przepis="§ 21a EnWG"}}
((3)) Vorgaben der StromNEV/GasNEV
((3)) Vorgaben ARegV

Auf dessen Grundlage erstellen die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen gemeinsamen Netzentwicklungsplan. Dieser ist der BNetzA gem.{{du przepis="§ 12b Abs. 1 S. 1 EnWG"}} zur Bestätigung vorzulegen. Hierbei sind die inhaltlichen Anforderungen des § 12b Abs. 1 S. 2, 3,4 und des Abs. 2 bei der Erstellung des NEP`s zu beachten. Nach {{du przepis="§ 12b Abs. 3 EnWG"}} ist der Entwurf auf der Internetseite der Übertragungsnetzbetreiber zu veröffentlichen und die Verteilernetzbetreiber sind verpflichtet, mit den Übertragungsnetzbetreiber in dem Umfang zusammenzuarbeiten, der notwendig ist, um eine sachgerechte Erstellung des Netzentwicklungsplans zu gewährleisten. Dies gilt insbesondere für die zur Verfügung stellen von erforderlichen Informationen, für die Erstellung des Netzentwicklungsplans. Jene Informationen sind auf Anforderung unverzüglich bereit zu stellen. Hierbei wird dieser von der BNetzA gem. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 1 EnWG"}} geprüft. Gegebnfalls kann diese gem. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 2 EnWG"}} Änderungen des Entwurfs des NEP`s durch die Übertragungsnetzbetreiber fordern. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} enthält ein Mitwirkungspflicht für die Übertragungsnetzbetreiber. {{du przepis="§ 12c Abs. 2 EnWG"}} bestimmt Anforderungen an die Erstellung des Bundesbdearfsplans nach " 12e EnWG. Erfolgt die erstmalige Bestätigung des NEP`s, kann bei dessen Fortschreibung die Öffentlichkeitsbeteiligung gem. {{du przepis="§ 12d EnWG"}} auf die Änderungen begrenzt werden.
Ergänzend zu den Regelungen der §§ 12a ff. EnWG, wurden mit der Novelle 2012, die Vorgaben der §§ 17 a ff. EnWG für den Offshore - Netzentwicklungsplan ins ENWG aufgenommen. Deren Aufnahme war zum einem durch die speziellen Anforderungen an die Planung und Umsetzung der Offshore - Anbindungsleitungen bedingt? Andererseits erfolgte dies aufgrund der Probleme eines Zusammenwirkens von Lokalisierung und Fertigstellung von Offshore-Windparks und zum anderen wegen der Ermöglichung ihres rechtzeitigen Netzanschlusses. Demnach waren die Übertragungsnetzbetreiber 2013 das erste Mal verpflichtet, neben dem Netzentwicklungsplan auch einen **jährlichen **Netzentwicklungsplan für die Netzanbindungsprojekte von Offshore-Windparks in der Nord- und Ostsee vorzulegen.
((3)) Übertragungsnetz
**aa. Grundlagen**
**bb. Anbindung von Offshore-Windanlagen**

Auf dessen Grundlage erstellen die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen gemeinsamen Netzentwicklungsplan. Dieser ist der BNetzA gem.{{du przepis="§ 12b Abs. 1 S. 1 EnWG"}} zur Bestätigung vorzulegen. Hierbei sind die inhaltlichen Anforderungen des § 12b Abs. 1 S. 2, 3,4 und des Abs. 2 bei der Erstellung des NEP`s zu beachten. Nach {{du przepis="§ 12b Abs. 3 EnWG"}} ist der Entwurf auf der Internetseite der Übertragungsnetzbetreiber zu veröffentlichen und die Verteilernetzbetreiber sind verpflichtet, mit den Übertragungsnetzbetreiber in dem Umfang zusammenzuarbeiten, der notwendig ist, um eine sachgerechte Erstellung des Netzentwicklungsplans zu gewährleisten. Dies gilt insbesondere für die zur Verfügung stellen von erforderlichen Informationen, für die Erstellung des Netzentwicklungsplans. Jene Informationen sind auf Anforderung unverzüglich bereit zu stellen. Hierbei wird dieser von der BNetzA gem. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 1 EnWG"}} geprüft. Gegebnfalls kann diese gem. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 2 EnWG"}} Änderungen des Entwurfs des NEP`s durch die Übertragungsnetzbetreiber fordern. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} enthält ein Mitwirkungspflicht für die Übertragungsnetzbetreiber. {{du przepis="§ 12c Abs. 2 EnWG"}} bestimmt Anforderungen an die Erstellung des Bundesbdearfsplans nach " 12e EnWG. Erfolgt die erstmalige Bestäötigun des NEP`s, kann bei deessen Fortschreibung die Öffentlichkeitsbeteiligung gem. {{du przepis="§ 12d EnWG"}} auf die Änderungen begrenzt werden.
Ergänzend zu den Regelungen der §§ 12a ff. EnWG, wurden mit der Novelle 2012, die Vorgaben der §§ 17 a ff. EnWG für den Offshore - Netzentwicklungsplan ins ENWG aufgenommen. Deren Aufnahme war zum einem durch die speziellen Anforderungen an die Planung und Umsetzung der Offshore - Anbindungsleitungen bedingt? Andererseits erfolgte dies aufgrund der Probleme eines Zusammenwirkens von Lokalisierung und Fertigstellung von Offshore-Windparks und zum anderen wegen der Ermöglichung ihres rechtzeitigen Netzanschlusses.
((3)) Übertragungsnetz - Anbindung von Offshore-Windanlagen

((3)) Verteilernetz
**aa. Ausbau von Windenergieanlagen**
**bb. Zubau von Photovoltaikanlagen**

~~((3)) Verteilernetz~~

Demgegenüber ist beim Offshore-Netzentwicklungsplan, soweit dieser an die ausschließliche Wirtschaftszone knüpft, die Bestimmung der Trassen bzw. Trassenkorridore für die Anbindungsleitungen in die vorher durchzuführende Bundesfachplan Offshore verschoben. Dies ist damit zu begründen, dass der Offshore-Netzentwicklungsplan, im Gegensatz zum Netzentwicklungsplan nach den §§ 12b ff. EnWG nicht auf eine existierende Erzeugungs- und Netzstruktur basiert. Vielmehr konzentriert sich dieser auf den zukünftigen Ausbau der Offshore-Windenergie.
Eine zweite Besonderheit resultiert daraus, dass der Gehalt des Plans nicht an das Zufriedenstellen eines vorhandenen Bedarfs knüpft, sondern sich auf einen „schrittweisen, bedarfsgerechten sowie wirtschaftlichen Ausbau, {{du przepis="§ 17b Abs. 1 S. 2 EnWG"}} konzentriert? Auch hat dieser gem. {{du przepis="§ 117b Abs. 2 EnWG"}} zugunsten zur Koordinierung mit den Realisierungsfortschritten der Erzeugungsanlagen, genauere Angaben zur zeitlichen Abfolge der Maßnahmen sowie geplante Fertigstellungszeitpunkte wie auch verbindliche Termine für den Beginn der Verwirklichung zu enthalten.
((3)) Verteilernetz
((2)) Dezentrale Erzeugung und Einspeisung, insb. [[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV vermiedene Netzentgelte gem. § 18 StromNEV]]

Demgegenüber ist beim Offshore-Netzentwicklungsplan, soweit sich dieser auf die ausschließliche Wirtschaftszone bezieht, die Bestimmung der Trassen bzw. Trassenkorridore für die Anbindungsleitungen in die vorher durchzuführende Bundesfachplan Offshore verschoben. Dies ist damit zu begründen, dass der Offshore-Netzentwicklungsplan, im Gegensatz zum Netzentwicklungsplan nach den §§ 12a ff. EnWG nicht auf eine existierende Erzeugungs- und Netzstruktur zurückgreifen kann. Vielmehr konzentriert sich dieser auf den zukünftigen Ausbau der Offshore-Windenergie.
Eine zweite Besonderheit resultiert daraus, dass sich der Gehalt des Plans nicht an das Zufriedenstellen eines vorhandenen Bedarfs knüpft, sondern konzentriert sich auf einen „schrittweisen, bedarfsgerechten sowie wirtschaftlichen Ausbau, {{du przepis="§ 17b Abs. 1 S. 2 EnWG"}}. Auch hat dieser gem. {{du przepis="§ 117b Abs. 2 EnWG"}} zugunsten zur Koordinierung mit den Realisierungsfortschritten der Erzeugungsanlagen genauere Angaben zur zeitlichen Abfolge der Maßnahmen sowie geplante Fertigstellungszeitpunkte wie auch verbindliche Termine für den Beginn der Verwirklichung zu enthalten
((3)) Verteilernetz
**aa. Anbindung von Onshore-Windanlagen**
**bb. Transport bei PV-Strom**
((2)) Dezentrale Einspeisung, insb. [[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV vermiedene Netzentgelte gem. § 18 StromNEV]]

Während bis zum 31.12.2008 die Ermittlung der Netzentgeltede kostenorientiert erfolgte, würde dies 2009 durch das Modell der Anreizregulierung abgelöst, {{du przepis="§ 1 Abs. 2 ARegV"}}. Dementsprechend sind nunmehr die behördlich, festgelegten Erlösvorgaben vom Netzbetreiber nach den Zuordnungsregeln in Netzentgelte umzusetzen, {{du przepis="§ 17 Abs. 1 ARegV"}}.
Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese trat auf Grundlage von {{du przepis="§ 21a Abs. 6 EnWG"}} in Verbindung mit § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG am 6. 11. 2007 in Kraft. Dabei erfolgt diese gem. {{du przepis="§ 21a Abs. 2 EnWG"}} auf Basis von Erlösobergrenzen.

Bis zur Einführung der Anreizregulierung zum 01.01.2009 bestand eine grundsätzliche Genehmigungspflicht. Diese ist seitdem entfallen, {{du przepis="§ 1 Abs. 2 ARegV"}}. Dementsprechend sind nunmehr die behördlich, festgelegten Erlösvorgaben vom Netzbetreiber nach den Zuordnungsregeln in Netzentgelte umzusetzen, {{du przepis="§ 17 Abs. 1 ARegV"}}.
Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese wurde auf Grundlage von {{du przepis="§ 21a Abs. 6 EnWG"}} in Verbindung mit § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG am 01.01.2009 erlassen. Dabei erfolgt diese gem. {{du przepis="§ 21a Abs. 2 EnWG"}} auf Basis von Erlösobergrenzen.

Auf dessen Grundlage erstellen die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen gemeinsamen Netzentwicklungsplan. Dieser ist der BNetzA gem.{{du przepis="§ 12b Abs. 1 S. 1 EnWG"}} zur Bestätigung vorzulegen. Hierbei sind die inhaltlichen Anforderungen des § 12b Abs. 1 S. 2, 3,4 und des Abs. 2 bei der Erstellung des NEP`s zu beachten. Nach {{du przepis="§ 12b Abs. 3 EnWG"}} ist der Entwurf auf der Internetseite der Übertragungsnetzbetreiber zu veröffentlichen und die Verteilernetzbetreiber sind verpflichtet, mit den Übertragungsnetzbetreiber in dem Umfang zusammenzuarbeiten, der notwendig ist, um eine sachgerechte Erstellung des Netzentwicklungsplans zu gewährleisten. Dies gilt insbesondere für die zur Verfügung stellen von erforderlichen Informationen, für die Erstellung des Netzentwicklungsplans. Jene Informationen sind auf Anforderung unverzüglich bereit zu stellen. Hierbei wird dieser von der BNetzA gem. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 1 EnWG"}} geprüft. Gegebnfalls kann diese gem. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 2 EnWG"}} Änderungen des Entwurfs des NEP`s durch die Übertragungsnetzbetreiber fordern. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} enthält ein Mitwirkungspflicht für die Übertragungsnetzbetreiber. {{du przepis="§ 12c Abs. 2 EnWG"}} bestimmt Anforderungen an die Erstellung des Bundesbdearfsplans nach " 12e EnWG. Erfolgt die erstmalige Bestäötigun des NEP`s, kann bei deessen Fortschreibung die Öffentlichkeitsbeteiligung gem. {{du przepis="§ 12d EnWG"}} auf die Änderungen begrenzt werden.

Auf dessen Grundlage erstellen die ÜPbertragungsnetzbetreiber jährlich eine gemeinsamen Netzentwicklungsplan. Dieser ist der BNetzA gem.{{du przepis="§ 12b Abs. 1 S. 1 EnWG"}} zur Bestätigung vorzulegen. Hierbei sind die inhaltlichen Anforderungen des § 12b Abs. 1 S. 2, 3,4 und des Abs. 2 bei der Erstellung des NEP`s zu beachten. Nach {{du przepis="§ 12b Abs. 3 EnWG"}} ist der Entwurf auf der Internetseite der Übertragungsnetzbetreiber zu veröffentlichen und die Verteilernetzbetreiber sind verpflichtet, mit den Übertragungsnetzbetreiber in dem Umfang zusammenzuarbeiten, der notwendig ist, um eine sachgerechte Erstellung des Netzentwicklungsplans zu gewährleisten. Dies gilt insbesondere für die zur Verfügung stellen von erforderlichen Informationen, für die Erstellung des Netzentwicklungsplans. Jene Informationen sind auf Anforderung unverzüglich bereit zu stellen. Hierbei wird dieser von der BNetzA gem. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 1 EnWG"}} geprüft. Gegebnfalls kann diese gem. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 2 EnWG"}} Änderungen des Entwurfs des NEP`s durch die Übertragungsnetzbetreiber fordern. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} enthält ein Mitwirkungspflicht für die Übertragungsnetzbetreiber. {{du przepis="§ 12c Abs. 2 EnWG"}} bestimmt Anforderungen an die Erstellung des Bundesbdearfsplans nach " 12e EnWG. Erfolgt die erstmalige Bestäötigun des NEP`s, kann bei deessen Fortschreibung die Öffentlichkeitsbeteiligung gem. {{du przepis="§ 12d EnWG"}} auf die Änderungen begrenzt werden.

Ergänzend zu den Regelungen der §§ 12a ff. EnWG, wurden mit der Novelle 2012, die Vorgaben der §§ 17 a ff. EnWG für den Offshore - Netzentwicklungsplan ins ENWG aufgenommen. Deren Aufnahme war zum einem durch die speziellen Anforderungen an die Planung und Umsetzung der Offshore - Anbindungsleitungen bedingt? Andererseits erfolgte dies aufgrund der Probleme eines Zusammenwirkens von Lokalisierung und Fertigstellung von Offshore-Windparks und zum anderen wegen der Ermöglichung ihres rechtzeitigen Netzanschlusses.
Auch wenn für diesen, die Regelungen der §§ 12b ff. EnWG gem. {{du przepis="§ 17b Abs. 3 EnWG"}}, {{du przepis="§ 17c S. 2 EnWG"}} gelten, sind einige Besonderheiten zu erwähnen. Eine erste Besonderheit ergibt sich aus dem Umstand, dass für den Netzentwicklungsplan nach {{du przepis="§ 12b EnWG"}} nur der Szenariorahmen die Grundlage bildet und der hieraus zu entwickelnde Netzentwicklungsplan die Trassen bzw. Trassenkorridore bestimmt.
Demgegenüber ist beim Offshore-Netzentwicklungsplan, soweit sich dieser auf die ausschließliche Wirtschaftszone bezieht, die Bestimmung der Trassen bzw. Trassenkorridore für die Anbindungsleitungen in die vorher durchzuführende Bundesfachplan Offshore verschoben. Dies ist damit zu begründen, dass der Offshore-Netzentwicklungsplan, im Gegensatz zum Netzentwicklungsplan nach den §§ 12a ff. EnWG nicht auf eine existierende Erzeugungs- und Netzstruktur zurückgreifen kann. Vielmehr konzentriert sich dieser auf den zukünftigen Ausbau der Offshore-Windenergie.
Eine zweite Besonderheit resultiert daraus, dass sich der Gehalt des Plans nicht an das Zufriedenstellen eines vorhandenen Bedarfs knüpft, sondern konzentriert sich auf einen „schrittweisen, bedarfsgerechten sowie wirtschaftlichen Ausbau, {{du przepis="§ 17b Abs. 1 S. 2 EnWG"}}. Auch hat dieser gem. {{du przepis="§ 117b Abs. 2 EnWG"}} zugunsten zur Koordinierung mit den Realisierungsfortschritten der Erzeugungsanlagen genauere Angaben zur zeitlichen Abfolge der Maßnahmen sowie geplante Fertigstellungszeitpunkte wie auch verbindliche Termine für den Beginn der Verwirklichung zu enthalten

((2)) Abschaffung der vermiedenen Netzentgelte

((2)) Abschaffung der vermiedenen Netzentgelte, § 18 StromNEV
((2)) Einbeziehen der Erzeuger

((2)) Freistellung der Erzeuger, § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV
((2)) Reduzierung der Entgeltbefreiungen nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV
((2)) Einbeziehung der Erzeuger

((2)) Freistellung der Erzeuger
((2)) Entgeltbefreiungen nach § 19 Abs. 2 StromNEV

((2)) Dezentrale Einspeisung, insb. [[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV vermiedene Netzentgelte gem. § 18 StromNEV]]
((2)) Beteiligung der Eigenerzeuger

((2)) Dezentrale Erzeugung, insb. [[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV vermiedene Netzentgelte gem. § 18 StromNEV]]
((2)) Beteiligung der Eigenerzeuge

((3)) Ausnahmen

((3)) Anforderungen
((3)) Anforderungen

======Netzentgelte im Lichte der Energiewende======
Ferner haben die Übertragungsnetzbetreiber einen **gemeinsamen** Szenariorahmen zu erarbeiten. Haben die Übertragungsnetzbetreiber einen gemeinsamen Szenariorahmen erstellt, ist dieser nach {{du przepis="§ 12a Abs. 2 S. 1 EnWG"}} der Regulierungsbehörde vorzulegen. Als Regulierungsbehörde wird nach {{du przepis="§ 54 Abs. 1 EnWG"}} die BNetzA zuständig sein. Der Szenariorahmen ist sodann von der BNetzA gem. {{du przepis="§ 12a abs. 2 S. 2 EnWG"}} auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt zu machen und hat der Öffentlichkeit Gelegenheit zur Äußerung einzuräumen. Anschließend genehmigt die BNetzA den Szenariorahmen. Hierbei sind gem. {{du przepis="§ 12a Abs. 3 EnWG"}} die Resultate der Öffentlichkeitsbeteiligung zu beachten. .
Auf dessen Grundlage erstellen die ÜPbertragungsnetzbetreiber jährlich eine gemeinsamen Netzentwicklungsplan. Dieser ist der BNetzA gem.{{du przepis="§ 12b Abs. 1 S. 1 EnWG"}} zur Bestätigung vorzulegen. Hierbei sind die inhaltlichen Anforderungen des § 12b Abs. 1 S. 2, 3,4 und des Abs. 2 bei der Erstellung des NEP`s zu beachten. Nach {{du przepis="§ 12b Abs. 3 EnWG"}} ist der Entwurf auf der Internetseite der Übertragungsnetzbetreiber zu veröffentlichen und die Verteilernetzbetreiber sind verpflichtet, mit den Übertragungsnetzbetreiber in dem Umfang zusammenzuarbeiten, der notwendig ist, um eine sachgerechte Erstellung des Netzentwicklungsplans zu gewährleisten. Dies gilt insbesondere für die zur Verfügung stellen von erforderlichen Informationen, für die Erstellung des Netzentwicklungsplans. Jene Informationen sind auf Anforderung unverzüglich bereit zu stellen. Hierbei wird dieser von der BNetzA gem. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 1 EnWG"}} geprüft. Gegebnfalls kann diese gem. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 2 EnWG"}} Änderungen des Entwurfs des NEP`s durch die Übertragungsnetzbetreiber fordern. {{du przepis="§ 12c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} enthält ein Mitwirkungspflicht für die Übertragungsnetzbetreiber. {{du przepis="§ 12c Abs. 2 EnWG"}} bestimmt Anforderungen an die Erstellung des Bundesbdearfsplans nach " 12e EnWG. Erfolgt die erstmalige Bestäötigun des NEP`s, kann bei deessen Fortschreibung die Öffentlichkeitsbeteiligung gem. {{du przepis="§ 12d EnWG"}} auf die Änderungen begrenzt werden.

======Netzentgelte im Lichte der Energiewende/(Stromwende)======
Ferner haben die Übertragungsnetzbetreiber einen **gemeinsamen** Szenariorahmen zu erarbeiten. Haben die Übertragungsnetzbetreiber einen gemeinsamen Szenariorahmen erstellt, ist dieser nach {{du przepis="§ 12a Abs. 2 S. 1 EnWG"}} der Regulierungsbehörde vorzulegen. Als Regulierungsbehörde wird nach {{du przepis="§ 54 Abs. 1 EnWG"}} die BNetzA zuständig sein Der Szenariorahmen ist sodann von der BNetzA auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt zu machen.

Ferner haben die Übertragungsnetzbetreiber einen **gemeinsamen** Szenariorahmen zu erarbeiten. Haben die Übertragungsnetzbetreiber einen gemeinsamen Szenariorahmen erstellt, ist dieser nach {{du przepis="§ 12a Abs. 2 S. 1 EnWG"}} der Regulierungsbehörde vorzulegen. Als Regulierungsbehörde wird nach {{du przepis="§ 54 Abs. 1 EnWG"}} die BNetzA zuständig sein Der Szenariorahmen ist sodann von der BNetzA auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt zu machen.

Ferner haben die Übertragungsnetzbetreiber einen **gemeinsamen** Szenariorahmen zu erarbeiten.
Haben die Übertragungsnetzbetreiber einen gemeinsamen Szenariorahmen erstellt, ist dieser nach {{du przepis="§ 12a Abs. 2 S. 1 EnWG"}} der Regulierungsbehörde vorzulegen. Als Regulierungsbehörde wird nach {{du przepis="§ 54 Abs. 1 EnWG"}} die BNetzA zuständig sein Der Szenariorahmen ist sodann von der BNetzA auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt zu machen.

- [[http://www.netzausbau.de/bedarfsermittlung/2024/nep-ub/de.html Netzentwicklungspläne 2024 und Umweltbericht]]

Die rechtlichen Grundlagen für den Nertzausbasu sind in verschiedenen Gesetzen zu finden. Hierbei konzentrieren sich die Vorgaben vom NABEG und EnLAG auf die Höchstspannungseben, somit auf die Ebene der Übertragung. Grundlegende Bestimmungen sind in den §§ 12a ff. EnWG zu finden. Speziell für die Anbindung von Offshore-Windanlagen geklten die §§ 17a ff. EnWG.
Danach bestimmt {{du przepis="§ 12a EnWG"}} als Ausgangspunkt für die späteren Netzentwicklungspläne, die Pflicht zur Erstellung eines Szenariorahmens. Nach Abs. 1 haben die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen solchen Rahmen zu erstellen. {{du przepis="§ 12a Abs. 2 EnWG"}} normiert verfahrensrechtliche Einzelheiten für das Verhältnis der Übertragungsnetzbetreiber und der Regulierungsbehörde wie auch hinsichtlich der Öffentlichkeitsbeteiligung als auch der Träger öffentlicher Belange. Nach {{du przepis="§ 12a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} sind mindestens drei Entwicklungspfade abzubilden. Diese haben für die nächasten 10 Jahre den Umfang möglicher Entwicklungen im Rahmen der mittel- und langfristien energiepolitischen Ziele der Bundesregierung zu umfassen. Nach {{du przepis="§ 12a Abs. 2 S. 3 EnWG"}} muss eines der Szenarien die wahrscheinliche Entwicklung für die nächsten zwanzig Jahre darstellen. Hierbei bezieht sich der Terminus der Entwicklung auf die in {{du przepis="§ 12a Abs. 1 S. 4 EnWG"}} erwähnten Bereiche. {{du przepis="§ 12a Abs. 1 S. 4 EnWG"}} bestimmt, dass die Betreiber von Übertragungsnetzen angemessene Annahmen für die jeweiligen Szenarien zu Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde zu legen haben und geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur berücksichtigen. Hierbei erstrecken sich die Annahmen sowohl auf die fachlich-geplante Herangehensweise wie auch die Konzentration auf die Bereiche Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde und berücksichtigen geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur. Utopische Parameter dürfen hierbei keine Berücksichtigung finden.

Die rechtlichen Grundlagen für dern Nertzausbasu sind in verschiedenen Gesetzen zu finden. Hierbei konzentrieren sich dfie Vorgaben vom NABEG und EnLAG auf die Höchstspannungseben, somit auf die Ebene der Übertragung. Grundlegende Bestimmungen sind in den §§ 12a ff. EnWG zu finden. Speziell für die Anbindung von Offshore-Windanlagen geklten die §§ 17a ff. EnWG.
Danach bestimmt {{du przepis="§ 12a EnWG"}} als Ausgangspunkt für die späteren Netzentwicklungspläne, die Pflicht zur Erstellung eines Szenariorahmens. Nach Abs. 1 haben die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen solchen Rahmen zu erstellen. {{du przepis="§ 12a Abs. 2 EnWG"}} normiert verahrensrechtliche Einzeheiten für das Verhälnis der Übertragungsnetzbetreiber und der Regulierungsbehörde wie auch hinsichtlich der Öffentlichkeitsbeteiligung als auch der Träger öffentlicher Belange. Nach {{du przepis="§ 12a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} sind mindestens drei Entwicklungspfade abzubilden. Diese haben fü die nächasten 10 Jahre den Umfang möglicher Entwicklungen im Rahmen der mittl- und langfristien energiepolitischen Ziele der Bundesregierung zu umfassen. Nach {{du przepis="§ 12a Abs. 2 S. 3 EnWG"}} muss eines der Szenarien die wahrscheinliche Entwicklung für die nächsten zwanzig Jahre darstellen. Hirbei bezieht sich der Terminus der Entwicklung auf die in {{du przepis="§ 12a Abs. 1 S. 4 EnWG"}} etrwähnten Bereiche. {{du przepis="§ 12a Abs. 1 S. 4 EnWG"}} bestimmt, dass die Betreiber von Übertragungsnetzen angemessene Annahmen für die jeweiligen Szenarien zu Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde zu legen haben und geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur berücksichtigen. Hierbei erstrecken sich die Annahmen sowohl auf die fachlich-geplante Herangehensweise wie auch die Konzentration auf die Bereiche Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde und berücksichtigen geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur. Utopische Parameter dürfen hierbei keine Berücksichtigung finden.

Ferner haben die Übertragungsnetzbetreiber einen **gemeinsamen** Szenariorahmen zu erarbeiten.
Haben die Übertragungsnetzbetreiber einen gemeinsamen Szenariorahmen erstellt, ist dieser nach {{du przepis="§ 12a Abs. 2 S. 1 EnWG"}} der Regulierungsbehörde vorzulegen. Als Regulierungsbehörde wird nach {{du przepis="§ 54 Abs. 1 EnWG"}} die BNetzA zuständig sein Der Szenariorahmen ist sodann von der BNetzA auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt zu machen.
>>[[http://www.netzentwicklungsplan.de/_NEP_file_transfer/NEP_2025_1_Entwurf_Uebersichtskarten.pdf Aktuelle Szenarien im Überblick]]>>

Ferner haben die Übertragungsnetzbetreiber einen **gemeinsamen** Szenariorahmen zu erarbeiten. Durch diese Anforderung soll sdichergetsellt werden, dass eine Einheitlichkeit besteht.
Haben die Übertragungsnetzbetreiber einen gemeinsamen Szenariorahmen erstellt, ist dieser nach {{du przepis="§ 12a Abs. 2 S. 1 EnWG"}} der Regulierungsbehörde vorzulegen. Als Regulierungsbehörde wird nach {{du przepis="§ 54 Abs. 1 EnWG"}} die BNetzA zuständig sein Der Szenariorahmen ist sodann von der BNetzA auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt zu machen.

Zunächst sind die maßgeblichen Parameter für die Bestimmung und Berechnung von Netzentgelten in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} normiert. Dementsprechend müssen die Netzentgelte angemessen, transparent und diskriminierungsfrei sein. Eine Angemessenheit der Entgelte ist dann gegeben, wenn der Netznutzer hierfür eine adäquate Leistung erhält. Davon unabhängig wird das Entgelt regelmäßig dann angemessen sein, wenn dieses sich auf dem Niveau eines strukturell vergleichbaren Anbieter hält. An diesem Kriterium ist erkennbar, dass dieses sehr ungenau ist und deswegen eine genauere inhaltliche Ausgestaltung notwendig ist. dies erfolgt u.a. durch das Vergleichsverfahren sein. Das Kriterium der Angemessenheit erlangt dann Bedeutung, wenn in der Entgeltregulierung Probleme z.B. das regulatorische Problem der Preis-Kosten Schere auftreten.
Die in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} enthaltenen Vorgaben werden durch {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} konkretisiert. Dieser normiert, dass die Entgelte auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet werden. Erfolgt hiernach eine kostenorientierte Entgeltbildung im Sinne des § 21 Abs. 2 Satz 1, so bestimmt {{du przepis="§ 21a Abs. 1 EnWG"}}, dass Betreiber von Energieversorgungsnetzen nach Maßgabe einer Rechtsverordnung nach § 21a Absatz 6 S.1 Nr. 1 EnWG Netzzugangsentgelte, abweichend von der Entgeltbildung nach {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} auch durch eine Methode bestimmen können, die Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzt. Von dieser Möglichkeit wurde durch den Erlass der ARegV zum 01.01.2009 Gebrauch gemacht. Für weitere Informationen siehe unten.
Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23 EnWG. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV und GasNEV Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentgelte gebildet, welche gem. § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV zur Kostendeckung dienen.
Hinsichtlich der Höhe der Netzentgelte bestimmt § 17 Abs. 1 StromNEV, dass diese nicht durch die räumliche Entfernung zwischen dem Ort der Einspeisung elektrischer Energie und dem Ort der Entnahme beeinflusst wird. Nach Abs. 2 setzt sich das Entgelt aus einem Jahresleistungspreis (€/kWh) pro Jahr sowie einem Arbeitspreis (ct/kWh) zusammen. Weitere spezielle Vorgaben ergeben sich aus § 17 Abs. 2 - 7 StromNEV. Abschließend bestimmt § 17 Abs. 8 StromNEV, dass nur solche Entgelte, welche in der StromNEV genannt werden, erlaubt sind.
Besondere Ausformungen der Netzentglte sind zum einem in § 18 StromNEV geregelt, (**vermiedene Netzentgelte**) und zum anderen in § 19 StromNEV. (**individuelles Entgelt**) bzw. (**Entgeltbefreiungen**).
Deren Ermittlung erfolgt gem. {{du przepis="§ 4 Abs. 1 ARegV"}} nach den §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25 ARegV. Hierdurch ist eine abschließende Auflistung der zu beachtenden Faktoren bei der Ermittlung der Erlösobergrenze erfolgt. Diese Faktoren sind zudem in der **Regulierungsformel**nach {{du przepis="§ 7 ARegV"}} i.V.m. der Anlage 1 zur ARegV enthalten.
Danach bestimmt {{du przepis="§ 12a EnWG"}} als Ausgangspunkt für die späteren Netzentwicklungspläne, die Pflicht zur Erstellung eines Szenariorahmens. Nach Abs. 1 haben die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen solchen Rahmen zu erstellen. {{du przepis="§ 12a Abs. 2 EnWG"}} normiert verahrensrechtliche Einzeheiten für das Verhälnis der Übertragungsnetzbetreiber und der Regulierungsbehörde wie auch hinsichtlich der Öffentlichkeitsbeteiligung als auch der Träger öffentlicher Belange. Nach {{du przepis="§ 12a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} sind mindestens drei Entwicklungspfade abzubilden. Diese haben fü die nächasten 10 Jahre den Umfang möglicher Entwicklungen im Rahmen der mittl- und langfristien energiepolitischen Ziele der Bundesregierung zu umfassen. Nach {{du przepis="§ 12a Abs. 2 S. 3 EnWG"}} muss eines der Szenarien die wahrscheinliche Entwicklung für die nächsten zwanzig Jahre darstellen. Hirbei bezieht sich der Terminus der Entwicklung auf die in {{du przepis="§ 12a Abs. 1 S. 4 EnWG"}} etrwähnten Bereiche. {{du przepis="§ 12a Abs. 1 S. 4 EnWG"}} bestimmt, dass die Betreiber von Übertragungsnetzen angemessene Annahmen für die jeweiligen Szenarien zu Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde zu legen haben und geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur berücksichtigen. Hierbei erstrecken sich die Annahmen sowohl auf die fachlich-geplante Herangehensweise wie auch die Konzentration auf die Bereiche Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde und berücksichtigen geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur. Utopische Parameter dürfen hierbei keine Berücksichtigung finden.
Ferner haben die Übertragungsnetzbetreiber einen **gemeinsamen** Szenariorahmen zu erarbeiten. Durch diese Anforderung soll sdichergetsellt werden, dass eine Einheitlichkeit besteht.

Zunächst sind die maßgeblichen Parameter für die Bestimmung und Berechnung von Netzentgelten in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} normiert. Entsprechend Abs. 1 müssen die Netzentgelte angemessen, transparent und diskriminierungsfrei sein. Eine Angemessenheit der Entgelte ist dann gegeben, wenn der Netznutzer hierfür eine adäquate Leistung erhält. Davon unabhängig wird das Entgelt regelmäßig dann angemessen sein, wenn dieses sich auf dem Niveau eines strukturell vergleichbaren Anbieter hält. An diesem Kriterium ist erkennbar, dass dieses sehr ungenau ist und deswegen eine genauere inhaltliche Ausgestaltung notwendig ist. dies erfolgt u.a. durch das Vergleichsverfahren sein. Das Kriterium der Angemessenheit erlangt dann Bedeutung, wenn in der Entgeltregulierung Probleme z.B. das regulatorische Problem der Preis-Kosten Schere auftreten.
Die in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} enthaltenen Vorgaben werden durch {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} konkretisiert. Dieser normiert, dass die Entgelte auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet werden. Erfolgt hiernach eine kostenorientierte Entgeltbildung im Sinne des § 21 Abs. 2 Satz 1, so bestimmt {{du przepis="§ 21a Abs. 1 EnWG"}}, dass Betreiber von Energieversorgungsnetzen nach Maßgabe einer Rechtsverordnung nach Absatz 6 S.1 Nr. 1 Netzzugangsentgelte, abweichend von der Entgeltbildung nach § 21 Abs. 2 bis 4 auch durch eine Methode bestimmen können, die Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzt. Von dieser Möglichkeit wurde durch den Erlass der ARegV zum 01.01.2009 Gebrauch gemacht. Für weitere Informationen siehe unten.
Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV und GasNEV Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentgelte gebildet, welche gem. § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV zur Kostendeckung dienen.
Hinsichtlich der Höhe der Netzentgelte bestimmt § 17 Abs. 1 StromNEV, dass diese nicht durch die räumliche Entfernung zwischen dem Ort der Einspeisung elektrischer Energie und dem Ort der Entnahme beeinflusst wird. Nach Abs. 2 setzt sich das Entgelt aus einem Jahresleistungspreis (€/kWh) pro Jahr sowie einem Arbeitspreis (ct/kWh) zusammen. Weitere spezielle Vorgaben ergeben sich aus den Abs. 2 - 7. Abschließend bestimmt § 17 Abs. 8 StromNEV, dass nur solche Entgelte, welche in der StromNEV, genannt werden erlaubt sind.
Besondere Ausformungen der Netzentglte sind zum einem in § 18 StromNEV geregelt, (**vermiedene Netzentgelte**) und zum anderen in § 19 StromNEV enthalten. (**individuelles Entgelt**) bzw. (**Entgeltbefreiungen**).
Deren Ermittlung erfolgt gem. {{du przepis="§ 4 Abs. 1 ARegV"}} nach den §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25. Hierdurch ist eine abschließende Auflistung der zu beachtenden Faktoren bei der Ermittlung der Erlösobergrenze erfolgt. Diese Faktoren sind zudem in der **Regulierungsformel**nach {{du przepis="§ 7 ARegV"}} i.V.m. der 1 Anlage enthalten.
Danach bestimmt {{du przepis="§ 12a EnWG"}} als Ausgangspunkt für die späteren Netzentwicklungspläne, die Pflicht zur Erstellung eines Szenariorahmens. Nach Abs. 1 haben die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen solchen Rahmen zu erstellen. Abs. 2 normiert verahrensrechtliche Einzeheiten für das Verhälnis der Übertragungsnetzbetreiber und der Regulierungsbehörde wie auch hinsichtlich der Öffentlichkeitsbeteiligung als auch der Träger öffentlicher Belange. Nach Abs. 1 S. 2 sind mindestens drei Entwicklungspfade abzubilden. Diese haben fü die nächasten 10 Jahre den Umfang möglicher Entwicklungen im Rahmen der mittl- und langfristien energiepolitischen Ziele der Bundesregierung zu umfassen. Nach S. 3 muss eines der Szenarien die wahrscheinliche Entwicklung für die nächsten zwanzig Jahre darstellen. Hirbei bezieht sich der Terminus der entwicklung auf die in S. 4 etrwähnten Bereiche. Abs. 1 S.4 bestimmt, dass die Betreiber von Übertragungsnetzen angemessene Annahmen für die jeweiligen Szenarien zu Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde zu legen haben und geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur berücksichtigen. Hierbei erstrecken sich die Annahmen sowohl auf die fachlich-geplante Herangehensweise wie auch die Konzentration auf die Bereiche Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde und berücksichtigen geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur. Utopische Parameter dürfen hierbei keine Berücksichtigung finden.
Ferner haben die Übertragungsnetzbetreiber einen **gemeinsamen** Szenariorahmen zu erarbeiten. Durch diese Anforderung soll sdichergetsellt werden, dass eine gewisseEinheitlichkeit besteht.

Danach bestimmt {{du przepis="§ 12a EnWG"}} als Ausgangspunkt für die späteren Netzentwicklungspläne, die Pflicht zur Erstellung eines Szenariorahmens. Nach Abs. 1 haben die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen solchen Rahmen zu erstellen. Abs. 2 normiert verahrensrechtliche Einzeheiten für das Verhälnis der Übertragungsnetzbetreiber und der Regulierungsbehörde wie auch hinsichtlich der Öffentlichkeitsbeteiligung als auch der Träger öffentlicher Belange. Nach Abs. 1 S. 2 sind mindestens drei Entwicklungspfade abzubilden. Diese haben fü die nächasten 10 Jahre den Umfang möglicher Entwicklungen im Rahmen der mittl- und langfristien energiepolitischen Ziele der Bundesregierung zu umfassen. Nach S. 3 muss eines der Szenarien die wahrscheinliche Entwicklung für die nächsten zwanzig Jahre darstellen. Hirbei bezieht sich der Terminus der entwicklung auf die in S. 4 etrwähnten Bereiche. Abs. 1 S.4 bestimmt, dass die Betreiber von Übertragungsnetzen angemessene Annahmen für die jeweiligen Szenarien zu Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde zu legen haben und geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur berücksichtigen. Hierbei erstrecken sich die Annahmen sowohl auf die fachlich-geplante Herangehensweise wie auch die Konzentration auf die Bereiche Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde und berücksichtigen geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur. Utopische Parameter dürfen hierbei keine Berücksichtigung finden.
Ferner haben die Übertragungsnetzbetreiber einen **gemeinsamen** Szenariorahmen zu erarbeiten. Durch diese Anforderung soll sdichergetsellt werden, dass eine gewisseEinheitlichkeit besteht.
Haben die Übertragungsnetzbetreiber einen gemeinsamen Szenariorahmen erstellt, ist dieser nach {{du przepis="§ 12a Abs. 2 S. 1 EnWG"}} der Regulierungsbehörde vorzulegen. Als Regulierungsbehörde wird nach {{du przepis="§ 54 Abs. 1 EnWG"}} die BNetzA zuständig sein Der Szenariorahmen ist sodann von der BNetzA auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt zu machen.

Danach bestimmt {{du przepis="§ 12a EnWG"}} als Ausgangspunkt für die späteren Netzentwicklungspläne, die Pflicht zur Erstellung eines Szenariorahmens. Nach Abs. 1 haben die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen solchen Rahmen zu erstellen. Abs. 2 normiert verahrensrechtliche Einzeheiten für das Verhälnis der Übertragungsnetzbetreiber und der Regulierungsbehörde wie auch hinsichtlich der Öffentlichkeitsbeteiligung als auch der Träger öffentlicher Belange. Nach Abs. 1 S. 2 sind mindestens drei Entwicklungspfade abzubilden. Diese haben fü die nächasten 10 Jahre den Umfang möglicher Entwicklungen im Rahmen der mittl- und langfristien energiepolitischen Ziele der Bundesregierung zu umfassen. Nach S. 3 muss eines der Szenarien die wahrscheinliche Entwicklung für die nächsten zwanzig Jahre darstellen. Hirbei bezieht sich der Terminus der entwicklung auf die in S. 4 etrwähnten Bereiche. Abs. 1 S.4 bestimmt, dass die Betreiber von Übertragungsnetzen angemessene Annahmen für die jeweiligen Szenarien zu Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde zu legen haben und geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur berücksichtigen. Hierbei erstrecken sich die Annahmen sowohl auf die fachlich-geplante Herangehensweise wie auch die Konzentration auf die Bereiche Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde und berücksichtigen geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur. Utopische Parameter dürfen hierbei keine Berücksichtigung finden.

Danach bestimmt {{du przepis="§ 12a EnWG"}} als Ausgangspunkt für die späteren Netzentwicklungspläne, die Pflicht zur Erstellung eines Szenariorahmens. Nach Abs. 1 haben die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen solchen Rahmen zu erstellen. Abs. 2 normiert verahrensrechtliche Einzeheiten für das Verhälnis der Übertragungsnetzbetreiber und der Regulierungsbehörde wie auch hinsichtlich der Öffentlichkeitsbeteiligung als auch der Träger öffentlicher Belange. Nach Abs. 1 S. 2 sind mindestens drei Entwicklungspfade abzubilden. Diese haben fü die nächasten 10 Jahre den Umfang möglicher Entwicklungen im Rahmen der mittl- und langfristien energiepolitischen Ziele der Bundesregierung zu umfassen. Nach S. 3 muss eines der Szenarien die wahrscheinliche Entwicklung für die nächsten zwanzig Jahre darstellen. Hirbei bezieht sich der Terminus der entwicklung auf die in S. 4 etrwähnten Bereiche.

Danach bestimmt {{du przepis="§ 12a EnWG"}} als Ausgangspunkt für die späteren Netzentwicklungspläne, die Pflicht zur Erstellung eines Szenariorahmens. Nach Abs. 1 haben die Übertragungsnetzbetreiber jährlich einen solchen Rahmen zu erstellen. Abs. 2 normiert verahrensrechtliche Einzeheiten für das Verhälnis der Übertragungsnetzbetreiber und der Regulierungsbehörde wie auch hinsichtlich der Öffentlichkeitsbeteiligung als auch der Träger öffentlicher Belange.

Die rechtlichen Grundlagen für dern Nertzausbasu sind in verschiedenen Gesetzen zu finden. Hierbei konzentrieren sich dfie Vorgaben vom NABEG und EnLAG auf die Höchstspannungseben, somit auf die Ebene der Übertragung. Grundlegende Bestimmungen sind in den §§ 12a ff. EnWG zu finden. Speziell für die Anbindung von Offshore-Windanlagen geklten die §§ 17a ff. EnWG.

~~Die rechtlichen Grundlagen für dern Nertzausbasu sind in verschiedenen Gesetzen zu finden.~~

Der Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb von Deutschland wird, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie verwendet. Aus diesen Differenzen folgen, wegen dem** Prinzip der Versorgungssicherheit** , dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Jedoch ist das hierfür vorgesehene Netz zum überwiegtenden Teil nicht in der Lage den erzeugten Strom zu transportiern. Vor diesem Hintergrund ist ein vermehrter Netzausbau erforderlich. Hiervon ist vor allem die Verteilernetzebene betroffen. Vor diesem Hintergund sollen im Weiteren zunächst die grundlegenden, rechtlichen Normen aufgführt werden. Im Anschluss erfolgt eine nähere Betrachtung des notwendigen Netzausbaus, untetrteilt nach den Ebenen der Übertragung und Verteilung.
Die rechtlichen Grundlagen für dern Nertzausbasu sind in verschiedenen Gesetzen zu finden.

- [[http://www.ie-leipzig.com/010-dateien/pdf/2014-03-07_kurzgutachten-regionale_strompreis-unterschiede.pdf Kurzgutachten - Regionale Strompreisnterschiede in Deutschland v. 07.03.2014]]

Die Stromübertragung und Verteilung ist in Deutschland einer strikten Regulierung unterworfen. Diese Regulierung setzt, wegen der Eigenschaft des natürlichen Monopols, bei der Höhe der zu entrichtenden Netzentgelte an. Speziell wurden in diesem Kontext Regelungen geschaffen, welche verhindern sollen, dass die erhobenen Entgelte unangemessen hoch sind. Im Einzelnen zählen zu diesen Regelwerken:
Das Stromnetz in Deutschland untergliedert sich in die Ebene der Übertragung und die der Verteilung. Dabei bilden diese, geographischen Strukturen, ihre lange Lebensdauer, ihre hohen Investitionen und sonstigen Fixkosten wie auch niedrige, variable Kosten und die daraus entstehende Subaddivität der Kostenfunktion, natürliche Monopole. Um die hiermit verbundenen Kosten zu decken, werden von den Netzbetreibern Entgelte erhoben. Diese sind von den [[EnRNetznutzer Netznutzern]] zu tragen, indem diese an die Netznutzer weiteghereicht werden.
Im Rahmen der Energiewende ändern sich die Anforderungen an das deutsche Stromnetz. Waren es bisher Großkraftwerke, welche den erzeugten Strom in das Höchst-und Hochspannungsnetz einspeisen, erfolgt die Bereitstellung von Strom heute durch eine steigende, dezentrale Erzeugung aus erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung im das Verteilernetz. Dies fuehrt dazu, dass das Volumen des Verteilernetzes nicht mehr genuegt, um den ueberschuessigen Strom zu transpotieren.
((3)) Rechtliche Grundlagen
((3)) Verteilernetz

Das Stromnetz in Deutschland untergliedert sich in die Ebene der Übertragung und die der Verteilung. Dabei bilden diese geographischen Strukturen, ihre lange Lebensdauer, ihre hohen Investitionen und sonstigen Fixkosten wie auch niedrige, variable Kosten und die daraus entstehende Subaddivität der Kostenfunktion natürliche Monopole. Um die hiermit verbundenen Kosten zu decken, werden von den Netzbetreibern Entgelte erhoben. Diese sind von den [[EnRNetznutzer Netznutzern]] zu tragen. Hinsichtlich der Höhe dieser Entgelte wurden gerade wegen der Eigenschaft als natürliches Monopol Regelungen geschaffen, welche verhindern sollen, dass die erhobenen Entgelte unangemessen hoch sind. Im Einzelnen zählen zu diesen Regelwerken:
((3))Rechtliche Grundlagen
((3))Verteilernetz

Nach § 1 StromNEV handelt es sich bei Netzentgelten um diejenigen Entgelte, welche im Gegenzug zur Gewährung für den Netzzugang zum Stromversorgungsnetz zu zahlen zahlen sind. Eine vergleichbare Definition in der GasNEV ist nicht vorhanden. Das Netzentgelt erfasst die zur Bereitstellung der Netzinfrastruktur, unter Einbeziehung sämtlicher vorgelagerter Netze. Auch bilden Systemdienstleistungen einen Bestandteil des Netzentgeltes. Zudem sind bei diesem die anfallenden Kosten bezüglich der Führung und Abrechnung von Bilanzkreisen wie auch die Durchführung des erforderlichen Datentransfers einzubeziehen.
Abschließend werden im Weiteren mögliche Lösungsansätze für diese aufgezeigt. Hierbei ist voraus anzumerken, dass hinsichtlich der Herausforderungen verschiedene Lösungsmöglichkeiten diskutiert wurden bzw. werden. Die nähere Behandlung der einzelnen Lösungsansätze erfolgt unter Berücksichtigung einer fairen Kostenverteilung für die jeweiligen Netznutzer.

Nach § 1 StromNEV handelt es sich bei Netzentgelten um diejenigen Entgelte, welche im Gegenzug zur Gewährung für den Netzzugang zum Stromversorgungsnetz zu zahlen zahlen sind. Eine vergleichbare Definition in der GasNEV ist nicht vorhanden. Das Netzentgelt erfasst die zur Verfügungstellung der Netzinfrastruktur, unter Einbeziehung sämtlicher vorgelagerter Netze. Auch bilden Systemdienstleistungen einen Bestandteil des Netzentgeltes. Zudem sind bei diesem die anfallenden Kosten bezüglich der Führung und Abrechnung von Bilanzkreisen wie auch die Durchführung des erforderlichen Datentransfers einzubeziehen.
Abschleßend werden im Weiteren mögliche Lösungsansätze für diese aufgezeigt. Hierbei ist voraus anzumerken, dass hinsichtlich de Heruasforderungen verschiendene Lösungsmölichkeiten diskutiert wurden bzw. werden. Die nähere Behandlung der einzelnen Lösungsansätze erfolgt unter Berücksichtigung einer fairen Kostenverteilung für die jeweiligen Netznutzer.

Das Weiterreichen der Neztzentgelte erfolgt durch eine Wälzung dieser. Hierbei werden diese von dem am jeweils angeschlossenen Netz getragen. Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die Privaten sowie die gewerblichen Nutzer Kunden der Verteilernetze. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden. Hauptsächlich werden Kosten für den Netzausbau gewälzt. Dies ist aber nur dann möglich, wenn dafür Budgets verfügbar sind, welcher der Genehmigungspflicht nach {{du przepis="§ 23 ARegV"}} unterworfen sind. Dies gilt nicht für jene Unternehmen, welche sich im vereinfachten Verfahren befinden.

Das Weiterreichen der Neztzentgelte erfolgt durch eine Wälzung dieser. Hierbei werden diese von den am jeweils angeschlossenen Netz getragen. Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die privten sowie die gewerblichen Nutzer Kunden der Verteilernetze. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden.

Nach § 1 StromNEV handelt es sich bei Netzentgelten um diejenigen Entgelte, welche im Gegenzug zur Gewährung für den Netzzugang zum Stromversorgungsnetz zu zahlen zahlen sind. Eine vergleichbare Definition in der GasNEV ist nicht vorhanden. Das Netzentgelt erfasst die zur Verfügungstellung der Netzinfrastruktur, unter Einbeziehung sämtlicher vorgelagerter Netze. Auch bilden Systemdienstleistungen einen Bestandteil des Netzentgeltes. Zudem sind bei diesem die anfallenden Kosten bezüglich der Führung und Abrechnung von Bilanzkreisen wie auch die Durchführung des erforderlichen Datentransfers einzubeziehen.
Die Begriffsbestimmung ist in Verbindung mit den Vorschriften des EnWG zu interpretieren. Hierbei resultiert der Begriff der Netzentgelte aus {{du przepis="§ 21 EnWG"}}. In dieser Norm werden die grundlegenden Vorgaben für die Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang normiert. Demgemäß bezieht sich {{du przepis="§ 23a Abs. 1 EnWG"}}, welcher die Genehmigungspflicht für Netzentgelte regelt, auch auf diese Vorschrift.

Nach § 1 StromNEV handelt es sich bei Netzentgelten um diejenigen Entgelte, welche im Gegenzug zur Gewährung für den Netzzugang zum Stromversorgungsnetz zu zahlen zahlen sind. Eine vergleichbare Definition in der GasNEV ist nicht vorhanden.
Diese Begriffsbestimmung ist in Verbindung mit den Vorschriften des EnWG zu interpretieren. Hierbei resultiert der Begriff der Netzentgelte aus {{du przepis="§ 21 EnWG"}}. In dieser Norm werden die grundlegenden Vorgaben für die Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang normiert. Demgemäß bezieht sich {{du przepis="§ 23a Abs. 1 EnWG"}}, welcher die Genehmigungspflicht für Netzentgelte regelt, auch auf diese Vorschrift.

Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV und GasNEV Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentgelte gebildet, welche gem. § 15 Abs. 1 S. 2 StromNEV zur Kostendeckung dienen.
Hinsichtlich der Höhe der Netzentgelte bestimmt § 17 Abs. 1 StromNEV, dass diese nicht durch die räumliche Entfernung zwischen dem Ort der Einspeisung elektrischer Energie und dem Ort der Entnahme beeinflusst wird. Nach Abs. 2 setzt sich das Entgelt aus einem Jahresleistungspreis (€/kWh) pro Jahr sowie einem Arbeitspreis (ct/kWh) zusammen. Weitere spezielle Vorgaben ergeben sich aus den Abs. 2 - 7. Abschließend bestimmt § 17 Abs. 8 StromNEV, dass nur solche Entgelte, welche in der StromNEV, genannt werden erlaubt sind.

Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV und GasNEV Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentgelte gebildet. Hinsichtlich der Höhe der Netzentgelte bestimmt § 17 Abs. 1 StromNEV, dass diese nicht durch die räumliche Entfernung zwischen dem Ort der Einspeisung elektrischer Energie und dem Ort der Entnahme beeinflusst wird. Nach Abs. 2 setzt sich das Entgelt aus einem Jahresleistungspreis (€/kWh) pro Jahr sowie einem Arbeitspreis (ct/kWh) zusammen. Weitere spezielle Vorgaben ergeben sich aus den Abs. 2 - 7. Abschließend bestimmt § 17 Abs. 8 StromNEV, dass nur solche Entgelte, welche in der StromNEV, genannt werden erlaubt sind.

Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt. Hierbei gestaltet es sich schwierig neben den technisch-ökonomischen Herausforderungen auch jenen sozio-ökonomischen Anforderungen nachzukommmen. Dies hängt zum einem damit zusammen, dass das deutsche Regulieerungssystem diesbezüglich noch jung ist und sich noch im Stadium der Optimierung befindet. Hinischtlich der Erlösanerkennung erfolgt die Ermittlung einer Optimierung innerhalb des auktuellen Monitoringvorgangs.

Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt. Hierbeii gestaltet es sich schwierig neben den technisch-ökonomischen Herausforderungen auch jenen sozio-ökonomischen Anforderungen nachzukommmen. Dies hängt zum einem damit zusammen, dass das deutsche Regulieerungssystem diesbezüglich noch jung ist und sich noch im Stadium der Optimierung befindet. Hinischtlich der Erlösanerkennung erfolgt die Ermittlung einer Optimierung innerhalb des auktuellen Monitoringvorgangs.

- [[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/verteilernetzstudie,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf "Moderne Verteilernetze für Deutschland" (Verteilernetzstudie)]]
- [[https://www.landtag-mv.de/fileadmin/media/Dokumente/Ausschuesse/Energieausschuss/Stiftung_Umweltrecht_Antwort_Fragenkatalog.pdf Stellungnahme anlässlich der Öffentlichen Anhörung „Bundesweit einheitliches Netzentgelt einführen: Kosten für den Netzausbau regional fair verteilen“ des Energieausschusses des Landtages Mecklenburg - Vorpommern
am 5. November 2014]]

- [[https://tu-dresden.de/die_tu_dresden/fakultaeten/fakultaet_wirtschaftswissenschaften/bwl/ee2/dateien/ordner_aktuelles/gutachten_nne_2015 Kurzgutachten zur regionalen Ungleichverteilung der
Netznutzungsentgelte Bestandsaufnahme und pragmatische Lösungsansätze
Im Auftrag der 50Hertz Transmission GmbH,v. 5.10.2015]]
- [[http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2015/Jahresbericht14barrierefrei.pdf?__blob=publicationFile&v=6 Jahresbericht 2014 Netze ausbauen. Zukunft sichern. Infrastrukturausbau in Deutschland.]]

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- [[http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2015/Monitoringbericht_2015_BA.pdf?__blob=publicationFile&v=3 Monitoringbericht 2015der BNetzA vom 10.11.2015]]
- [[https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Allgemeines/Bundesnetzagentur/Publikationen/Berichte/2015/ARegV_Evaluierungsbericht_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=3 Evaluierunghsbericht der BNetzA zur ARegV vom 21.01.2015]]
-

((3)) Übertragungsnetz - Anbindung von Offshore-Windanlagen
**aa. Anbindung von Onshore-Windanlagen**
((2)) Dezentrale Erzeugung, insb. [[EnRVermiedeneNetzentgelteStromNEV vermiedene Netzentgelte gem. § 18 StromNEV]]
((2)) [[EnREntgeltbefreiungStromNEV Entgeltbefreiung nach § 19 Abs. 2 S. 2 StromNEV]]
((2)) Abschaffung der vermiedenen Netzentgelte, § 18 StromNEV

((3)) Übertragungsnetz - Anbindung von Offshore-Anlagen
**aa. Anbindung von Onshore**
((2)) Dezentrale Erzeugung, insb. vermiedene NNE gem. § 18 StromNEV
((2)) Abschaffung der vermiedenen Netzentgelte, § 18 StromNEV

- Wie kann diesen, unter Berücksichtigung einer fairen Kostenverteilung, gerecht werden (D.)?
((1)) Lösungsansätze
Abschleßend werden im Weiteren mögliche Lösungsansätze für diese aufgezeigt. Hierbei ist voraus anzumerken, dass hinsichtlich de Heruasforderungen verschiendene Lösungsmölichkeiten diskutiert wurden bzw. werden. Die nähere Behandlung der einzelnen Lösungsansätze erfolgt unter Berücksichtigung einer fairen Kostenverteilung für die jeweiligen Netznutzer.
((2)) Abschaffung der vermiedenen Netzentgelte, § 18 StromNEV
((2)) Einbeziehen der Erzeuger
((2)) Beteiligung der Eigenerzeuge

- Wie kann diesen, unter Berücksichtigung eine fairen Kostenverteilung, gerecht werden (D.)?
((1)) Lösungsansätze
Abschleßend werden im Weiteren mögliche Lösungsansätze für diese aufgezeigt. Hierbei ist voraus anzumerken, dass hinsichtlich de Heruasforderungen verschiendene Lösungsmölichkeiten diskutiert wurden bzw. werden.
((2)) Vermehrter Netzausbau
((2)) Beteiligung der Eigenerzeuger
((2)) dezentrale Erzeuger, vermiedene Netzentgelte, § 18 StromNEV
((2))Entgeltbefreiungen nach § 19 Abs. 2 StromNEV

**aa. Anbindung von Onshore**
**bb. Transport bei PV-Strom**
((2)) Entgeltbefreiungen nach § 19 Abs. 2 StromNEV

**aa.**Anbindung von Onshore
**bb.** Transport bei PV-Strom

Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt. Hierbeii gestaltet es sich schwierig neben den technisch-ökonomischen Herausforderungen auch jenen sozio-ökonomischen Anforderungen nachzukommmen. Dies hängt zum einem damit zusammen, dass das deutsche Regulieerungssystem diesbezüglich noch jung ist und sich noch im Stadium der Optimierung befindet. Hinischtlich der Erlösanerkennung erfolgt die Ermittlung einer Optimierung innerhalb des auktuellen Monitoringvorgangs.
((2)) Notwendiger Netzausbau wegen vermehrter Stromerzeugung aus EE

Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt. Hierbeii gestaltet es sich schwierig neben den technisch-ökonomischen Herausforderungen auch jenen sozio-ökonomischen Anforderungen nachzukommmen. Dies hängt zum einem damit zusammen, dass das deutsche Regulieerungssystem diesbezüglich noch jung ist und sich noch im Stadium der Optimierung befindet.
((2)) Notwendiger Netzausbau wegen vermehrter Stromerzeugung aus EE 4

((2)) Weitereichen der Netzentgelte
Das Weiterreichen der Neztzentgelte erfolgt durch eine Wälzung dieser. Hierbei werden diese von den am jeweils angeschlossenen Netz getragen. Insofern sind die Verteilernetze die Kunden des einzelnen Übertragungsnetzes und die privten sowie die gewerblichen Nutzer Kunden der Verteilernetze. Hiervon nicht erfasst wird der Anschluss von Offshore-Windparks wie auch jene Kosten, welche mittels einer Umlage weitergreicht werden.
Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt. Hierbeii gestaltet es sich schwierig neben den technisch-ökonomischen Herausforderungen auch jenen sozio-ökonomischen Anforderungen nachzukommmen. Dies hängt zum einem damit zusammen, dass das deutsche Regulieerungssystem diesbezüglich noch jung ist und sich noch im Stadium der Optimierung befindet.

((2)) Weitereichen der Netzentgeltede
Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt.

((2)) Notwendiger Netzausbau wegen vermehrter Stromerzeugung aus EE 4
((3))Rechtliche Grundlagen
((3)) Übertragungsnetz - Anbindung von Offshore-Anlagen
((3))Verteilernetz
**aa.**Anbindung von Onshore
**bb.** Transport bei PV-Strom
((2)) Dezentrale Erzeugung, insb. vermiedene NNE gem. § 18 StromNEV
((2)) Demografischer Wandel
((2))Entgeltbefreiungen nach § 19 Abs. 2 StromNEV
((2)) Vermehrter Netzausbau
((2)) Beteiligung der Eigenerzeuger
((2))Entgeltbefreiungen nach § 19 Abs. 2 StromNEV

Besondere Ausformungen der Netzentglte sind zum einem in § 18 StromNEV geregelt, (**vermiedene Netzentgelte**) und zum anderen in § 19 StromNEV enthalten. (**individuelles Entgelt**) bzw. (**Entgeltbefreiungen**).

Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV und GasNEV Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentgelte gebildet. Hinsichtlich der Höhe der Netzentgelte bestimmt § 17 Abs. 1 StromNEV, dass diese nicht durch die räumliche Entfernung zwischen dem Ort der Einspeisung elektrischer Energie und dem Ort der Entnahme beeinflusst wird. Nach Abs. 2 setzt sich das Entgelt aus einem Jahresleistungspreis (€/kWh) pro Jahr sowie einem Arbeitspreis (ct/kWh) zusammen. Weitere spezielle Vorgaben ergeben sich aus den Abs. 2 - 7. Abschließend bestimmt § 17 Abs. 8 StromNEV, dass nur solche Entgelte, welche in der StromNEV, genannt werden erlaubt sind.
Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese wurde auf Grundlage von {{du przepis="§ 21a Abs. 6 EnWG"}} in Verbindung mit § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG am 01.01.2009 erlassen. Dabei erfolgt diese gem. {{du przepis="§ 21a Abs. 2 EnWG"}} auf Basis von Erlösobergrenzen.
Infolge der Anwendung dieser Regulierungsformel ergeben sich für die jeweiligen Netzbetreiber Erlösobergrenzen. Diese gelten für das jeweilige Jahr der Regulierungsperiode. Jene nach {{du przepis="§ 32 ARegV"}} bestimmten Erlösobergrenzen sind gem. § 17 Abs.1 ARegV in Netzentgelte schließlich umzusetzen.

Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV und GasNEV Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentgelte gebildet.
Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese wurde auf Grundlage von § 21a Abs. 6 in Verbindung mit § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG am 01.01.2009 erlassen. Dabei erfolgt diese gem. {{du przepis="§ 21a Abs. 2 EnWG"}} auf Basis von Erlösobergrenzen.

Einer der Kernpunkte im Rahmen der Energiewende ist die Steigerung des Anteils an erneuerbaren Energien. Nach {{du przepis="§ 1 EEG"}} soll demnach der Anteil an erneuerbaren Energien in 2050 mindestens 80 % am Bruttostromverbrauch betragen. Mit diesem ambitionierten Ziel geht allerdings einher, dass diese innerhalb von Deutschland, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert werden. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie genutzt. Diese Differenzen führen wegen dem Grundsatz der Versorgungssicherheit dazu, dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Das hierfür erforderliche Netz ist allerdings an einigen Stellen nicht in der Lage diese großen Mengen an Strom zu transportieren. Dies macht wiederum ein Netzausbau erforderlich. Hierdurch steigen wiederum die Netzentgelte. Hinzu kommt, dass gerade die östlichen Bundesländer einen entscheidenden Beitrag zur Förderung der erneuerbaren Energien leisten, sodass davon auszugehen ist, dass diese mehr durch die steigenden Netzentgelte belastet als die Westlichen. Dies ist aber auch damit im Zusammenhang zu sehen, dass Strom aus Sonne im Osten erzeugt wird und dieser dann nicht dort, sondern im Westen verbraucht wird.
- Wie sieht deren heutige Systematik aus, ins. rechtliche Grundlagen für die Ermittlung (B.)?
Bis zur Einführung der Anreizregulierung zum 01.01.2009 bestand eine grundsätzliche Genehmigungspflicht. Diese ist seitdem entfallen, {{du przepis="§ 1 Abs. 2 ARegV"}}. Dementsprechend sind nunmehr die behördlich, festgelegten Erlösvorgaben vom Netzbetreiber nach den Zuordnungsregeln in Netzentgelte umzusetzen, {{du przepis="§ 17 Abs. 1 ARegV"}}.
Zunächst sind die maßgeblichen Parameter für die Bestimmung und Berechnung von Netzentgelten in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} normiert. Entsprechend Abs. 1 müssen die Netzentgelte angemessen, transparent und diskriminierungsfrei sein. Eine Angemessenheit der Entgelte ist dann gegeben, wenn der Netznutzer hierfür eine adäquate Leistung erhält. Davon unabhängig wird das Entgelt regelmäßig dann angemessen sein, wenn dieses sich auf dem Niveau eines strukturell vergleichbaren Anbieter hält. An diesem Kriterium ist erkennbar, dass dieses sehr ungenau ist und deswegen eine genauere inhaltliche Ausgestaltung notwendig ist. dies erfolgt u.a. durch das Vergleichsverfahren sein. Das Kriterium der Angemessenheit erlangt dann Bedeutung, wenn in der Entgeltregulierung Probleme z.B. das regulatorische Problem der Preis-Kosten Schere auftreten.
Zudem müssen die Entgelte diskriminierungsfrei sein. Durch diese Anforderung soll eine Ungleichbehandlung von Netzzugangspatenten bei der Gestaltung der Tarife vermieden werden. Dieser Anforderung kommt auf zwei Ebenen zum Tragen. Zunächst wird eine Ungleichbehandlung von konzernexternen Netztzugangspetenten gegenüber konzerninternen verboten. (**vertikales Diskriminierungsverbot**)
Hierdurch gilt es zu vermeiden, dass durch die Begünstigung von internen Netzzugangspetenten es zu verdeckten Quersubventionen zugunsten der konzernspezifischen Vertriebszweig kommen kann und hierdurch der Wettbewerb verfälscht wird. Von diesem sog. vertikalen Diskriminierungsverbot ist das horizontale zu unterscheiden. Demnach ist eine Ungleichbehandlung von konzerninternen Netzzugangspetenten gegenüber externen Netztzugangspetenten verboten.
{{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} selber nascht keine Aussage darüber, ob und in welchen Fällen eine Diskriminierung zulässig sein kann. Dies könnte so verstanden werden, dass jede Ungleichbehandlung grundsätzlich verboten ist. Doch geht dieses Verständnis wohl zu weit. {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} kann nur solche Fälle unter dem Diskriminierungsverbot erfassen, wenn es sich um vergleichbare Fälle handelt. Ungleiche Sachverhalte können demnach unterschiedlich behandelt werden. Somit kann der Netzbetreiber als sachlichen Grund bei folgenden Punkten differenzieren:
Diese Anforderung wird durch speziellere Bestimmungen näher ausgestaltet. Hierzu gehören insb. auf Verordnungsbasis die Veröffentlichungspflichten nach der StromNEV und ARegV. Im Hinblick auf die Netzentgelte ist § 27 StromNEV einschlägig. Danach sind Netzbetreiber verpflichtet, die für ihr Netz geltenden Netzentgelte auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen und auf Anfrage jedermann unverzüglich in Textform mitzuteilen. Dies wird durch die Netzbetreiber in der Gestalt umgesetzt, indem diese **Preisblätter** mit Informationen zu den Netznutzungsentgelten publizieren. Dabei unterscheiden die Informationen zwischen der Anschlussnetzebene und Betriebsstundenzahl.
Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Ermächtigungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV und GasNEV Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 Abs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnung anzusetzenden Netzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentgelte gebildet.
Deren Ermittlung erfolgt gem. {{du przepis="§ 4 Abs. 1 ARegV"}} nach den §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25. Hierdurch ist eine abschließende Auflistung der zu beachtenden Faktoren bei der Ermittlung der Erlösobergrenze erfolgt. Diese Faktoren sind zudem in der **Regulierungsformel**nach {{du przepis="§ 7 ARegV"}} i.V.m. der 1 Anlage enthalten.
Zunächst bestimmt {{du przepis="§ 4 Abs. 2 ARegV"}}, dass eine Erlösobergrenze **vorab** für das einzelne Kalenderjahr einer [[RegulierungsPeriode Regulierungsperiode]] zu bilden ist. Hierbei erfolgt zu Anfang eine unternehmensspezifische Kostenprüfung entsprechend den Regelungen der StromNEV/GasNEV. Dem schließt sich die Durchführung eines bundesweiten **Effizienzvergleiches** nach den §§ 12 ff. ARegV an. Hieran sind sog. **de-minimis Unternehmen**, welche einen Antrag auf vereinfachtes Verfahren gem. {{du przepis="§ 24 ARegV"}} gestellt haben, nicht beteiligt. Für diese wird ein pauschaler Effizienzwert festgelegt.
Dem schließt sich die **eigentliche** Berechnung der Erlösobergrenze an. Hierfür bilden nach {{du przepis="§ 6 Abs. 1 ARegV"}} die Kostenprüfungen nach dem Teil 2 Abschnitt 1 der StromNEV bzw. GasNEV die Grundlage, welche im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn einer Regulierungsperiode angefertigt wurden. Im Hinblick auf die erste Regulierungsperiode bestimmt {{du przepis="§ 6 Abs. 2 ARegV"}}, dass stets die Daten von 2006 die Basis bilden.

Einer der Kernpunkte im Rahmen der Energiewende ist die Steigerung des Anteils an erneuerbaren Energien. Nach {{du przepis="§ 1 EEG"}} soll demnach der Anteil an erneuerbaren Energien in 2050 midestens 80 % am Bruttostromverbrauch betragen. Mit diesem ambitionierten Ziel geht allerdings einher, dass diese innerhalb von Deutschland, aufgrund der Standortbeschaffenheit unterschiedlich stark gefördert werden. So wird Sonne vorwiegend im Süden und Wind im Norden zur Erzeugung von Energie genutzt. Diese Differenzen führen wegen dem Grundsatz der Versorgungssicherheit dazu, dass der erzeugte Strom im Norden auch für die Versorgung im Süden dort hingelangen muss. Das hierfür erforderliche Netz ist alllerdiings an einigen Stellen nicht in der Lage diese großen Mengen an Strom zu transportieren. Dies macht wiederum ein Netzausbau erforderlich. Hierdruch steigen wiederum die Netzentgelte. Hinzu kommt, dass gerade die östlichen Bundesländer einen entscheidenten Beitrag zur Förderung der erneurbaren Energien leisten, sodass davon auszugehen ist, dass diese mehr durch die steigenden Netzentgelte belastet als die Westlichen. Dies ist aber auch damit im Zusammenhang zu sehen, dass Sztrom aus Sonne im Osten erzeugt wird und dieser dann nicht dort, sondern im Westen verbraucht wird.
- Wie sieht deren heutige Systematik aus, insb. rechtliche Grundlagen für die Ermittlung (B.)?
Bis zur Einführung der Anreizregulierung zum 01.01.2009 bestand eine grundsätzliche Genehmigungspflicht. Diese ist seitdem entfallen, {{du przepis="§ 1 Abs. 2 ARegV"}}. Dementsprechen sind nunmehr die behördlich, festgelgten Erlösvorgaben vom Netzbetreiber nach den Zuordnungsregeln in Netzentgelte umzusetzen, {{du przepis="§ 17 Abs. 1 ARegV"}}.
Zunächst sind die mgaßgeblichen Parameter für die Bestimmung und Berechnung von Netzentgelten in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} normiert. Entsprechend Abs. 1 müssen die Netzentgelte angemessen, transparent und diskrimierungsfrei sein. Eine Angemessenheit der Entgelte ist dann gegeben, wenn der Netznutzer hierfür eine adäqute Leistung erhält. Davon unabhängig wird das Entgelt regelmäßig dann angemessen sein, wenn dieses sich auf dem Niveau eines struktuell vergleichbaren Anbeiter hält. An diesem Kriterium istg erkennbar, dass dieses sehr ungenau ist und deswegen eine genauere inhaltliche Ausgestaltung notwendig ist. ies erfolgt u.a. durch das Vergleichsverfahren sein. Das Kriterium der Angemessenheit erlangt dann Bedeutung, wenn in der Entgeltregulierung Probleme z.B. das regulatorische Problem der Preis-Kosten Schere auftreten.
Zudem müssen die Entgelte diskrimnierungsfrei sein. Durch diese Anforderung soll eine Ungleichbehandlung von Netzzugangspetenten bei der Gestaltung der Tarife vermieden werden. Dieser Anforderung kommt auf zwei Ebenen zum Tragen. Zunächst wird eine Ungleichbehandlung von konzernexternen Netztzugangspetenten gegenüber konzerninternen verboten. (vertikales Diskriminierungsverbot)
Hierdurch gilt es zu vermeiden, dass durch die Begünstigung von interenen Netzzugangspetenten es zu verdeckten Quersubventionen zugunsten der konzernspezifischen Vertriebszweig kommen kann und hierdurch der Wettbewerb verfälscht wird. Von diesem sog. verikalen Diskrimierungsverbot ist das horizontale zu unterscheiden. Demnach ist eine Ungleichbehandlung von konzerninternen Netztzugangspetenten gegenüber externen Netztzugangspetenten verboten.
{{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} selber mascht keine Aussage darüber, ob und in welchen Fällen eine Diskriminierung zulässig sein kann. Dies könnte so verstanden werden, dass jede Ungleichbehandlung grundsätzlich verboten ist. Doch geht dieses Verständnis wohl zu weit. {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} kann nur solche Fälle unter dem Diskriminierungsverbot erfassen, wenn es sich um vergleichbare Fälle handelt. Ungleiche Sachverhalte können demnach unterschiedlich behandelt werden. Somit kann der Netzbetreiber als sachlichen Grund bei folgenden Punkten differenzieren:
Diese Anforderung wird durch speziellere Bestimmungen nähr ausgestaltet. Hierzu gehören insb. auf Verordnungsbasis die Veröffentlichungspflichten nach der StromNEV und ARegV. Im Hinblick auf die Netzentgelte ist § 27 StromNEV einschlägig. Danach sind Netzbetreiber verpflichtet, die für ihr Netz geltenden Netzentgelte auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen und auf Anfrage jedermann unverzüglich in Textform mitzuteilen. Dies wird durch die Netzbetreiber in der Gestalt umgesetzt, indem diese **Preisblätter** mit Informationen zu den Netznutzungsentgelten publizieren. Dabei unterscheiden die Informationen zwischen der Anschlussnetzebene und Betriebsstundenzahl.
Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Emächtiungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV und GasNEV Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 bs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnun anzusetzenden etzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentglte gebildet.
Deren Ermittlung erfolgt gem. {{du przepis="§ 4 Abs. 1 ARegV"}} nach den §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25. Heirdurch ist eine abschließende Auflistung der zu beachtenden Faktoren bei der Ermittlung der Erlösobergrenze erfolgt. Diese Faktoren sind zudem in der **Regulierungsformel**nach {{du przepis="§ 7 ARegV"}} i.V.m. der 1 Anlage enthalten.
Zunächst bestimmt {{du przepis="§ 4 Abs. 2 ARegV"}}, dass eine Erlösobergrenze **vorab** für das einzelne Kalenderjahr einer [[RegulierungsPeriode Regulierungsperiode]] zu bilden ist. Hiervbei erfolgt zu Anfang eine unternehmensspezifische Kostenprüfung entsprechend den Regelungen der StromNEV/GasNEV. Dem schließt sich die Durchführung eines bundesweiten **Effizienzvegleiches** nach den §§ 12 ff. ARegV an. Hieran sind sog. **de-minimis Unternehmen**, welche einen Antrag auf vereinfachtes Verfahren gem. {{du przepis="§ 24 ARegV"}} gestellt haben, nicht beteiligt. Für diese wird ein pauschaler Effizienzwert festgelegt.
Dem schließt sich die **eigentliche** Berechnung der Erlösobergrenze an. Hierfür bilden nach {{du przepis="§ 6 Abs. 1 ARegV"}} die Kostenprüfungen nach dem Teil 2 Abschnitt 1 der StromNEV bzw. GasNEV die Grundlage, welche im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn einer Regulierungsperiode angefertigt wurden. Im Hinblick auf die erste Regulierungsperiode bestimmt {{du przepis="§ 6 Abs. 2 ARegV"}}, dass stets die Daten von 2006 die Bais bilden.

Bis zur Einführung der Anreizregulierung zum 01.01.2009 bestand eine grundsätzliche Genehmigungspflicht. Diese ist seitdem entfallen, {{du przepis="§ 1 Abs. 2 ARegV"}}. Dementsprechen sind nunmehr die behördlich, festgelgten Erlösvorgaben vom Netzbetreiber nach den Zuordnungsregeln in Netzentgelte umzusetzen, {{du przepis="§ 17 Abs. 1 ARegV"}}.

Bis zur Einführung der Anreizregulierung zum 01.01.2009 bestand eine grundsätzliche Genehmigungspflicht. Diese ist seitdem entfallen, {{du przepis="§ 1 Abs. 2 ARegV"}}. Hierbei ist allerings anzumerken, dass der Wortlaut des {{du przepis="§ 23a Abs. 1 EnWG"}} keinen direkten Ausschluss der Genehmigungspflicht enthält. Dieser bringt eher ein Rangverhältnis zwischen der anreizbasierten Bestimmung der Netzentgelte und dem kostenorientierten Ansatz nach {{du przepis="§ 21 EnWG"}} zum Ausdruck. Dementsprechen sind nunmehr die behördlich, festgelgten Erlösvorgaben vom Netzbetreiber nach den Zuordnungsregeln in Netzentgelte umzusetzen, {{du przepis="§ 17 Abs. 1 ARegV"}}.

- {{du przepis="§ 21a Abs. 6 S. 1 EnWG"}} i.V.m. ARegV
Die in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} enthaltenen Vorgaben werden durch {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} konkretisiert. Dieser normiert, dass die Entgelte auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet werden. Erfolgt hiernach eine kostenorientierte Entgeltbildung im Sinne des § 21 Abs. 2 Satz 1, so bestimmt {{du przepis="§ 21a Abs. 1 EnWG"}}, dass Betreiber von Energieversorgungsnetzen nach Maßgabe einer Rechtsverordnung nach Absatz 6 S.1 Nr. 1 Netzzugangsentgelte, abweichend von der Entgeltbildung nach § 21 Abs. 2 bis 4 auch durch eine Methode bestimmen können, die Anreize für eine effiziente Leistungserbringung setzt. Von dieser Möglichkeit wurde durch den Erlass der ARegV zum 01.01.2009 Gebrauch gemacht. Für weitere Informationen siehe unten.
Über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen. Dabei enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Emächtiungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV und GasNEV Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 bs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnun anzusetzenden etzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentglte gebildet.

- {{du przepis="§ 24 Nr. 1 EnWG"}} i.V.m. ARegV
Die in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} enthaltenen Vorgaben werden durch {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} konkretisiert. Dieser normiert, dass die Entgelte auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet werden. Hierdurch wird auch über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen.
Dabi enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Emächtiungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV und GasNEV Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 bs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnun anzusetzenden etzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentglte gebildet.

- Wie sieht deren heutige Systematik aus, insb. rechtliche Grundlagen für die Ermittlung (B.)?
((1)) Netzentgeltsystematik - heute

- Wie werden diese gestaltet, insb. rechtliche Grundlagen für die Ermittlung (B.)?
((1)) Gestaltung der Netzentgelte

((2)) Rechtlicher Rahmen
Das Stromnetz in Deutschland untergliedert sich in die Ebene der Übertragung und die der Verteilung. Dabei bilden diese geographischen Strukturen, ihre lange Lebensdauer, ihre hohen Investitionen und sonstigen Fixkosten wie auch niedrige, variable Kosten und die daraus entstehende Subaddivität der Kostenfunktion natürliche Monopole. Um die hiermit verbundenen Kosten zu decken, werden von den Netzbetreibern Entgelte erhoben. Diese sind von den [[EnRNetznutzer Netznutzern]] zu tragen. Hinsichtlich der Höhe dieser Entgelte wurden gerade wegen der Eigenschaft als natürliches Monopol Regelungen geschaffen, welche verhindern sollen, dass die erhobenen Entgelte unangemessen hoch sind. Im Einzelnen zählen zu diesen Regelwerken:

((2)) Grundlegendes - rechtlicher Rahmen
Das Stromnetz in Deutschland untergliedert sich in die Ebene der Übertragung und die der Verteilung. Dabei bildet diese geographischen Strukturen, ihre lange Lebensdauer, ihre hohen Investitionen und sonstigen Fixkosten wie auch nidrie, varible Kosten und die daraus entstehende Subaddivität der Kostenfunktion natürliche Monopole. Um die hiermit verbundenen Kosten zu decken, werden von den Netzbetreibern Entgelte erhoben. Diese sind von den Endkunden zu tragen. Hinsichtlich der Höhe dieser Entgelte wurden gerade wegen der Eigenschaft als natürliches Monopol Regelungen geschaffen, welche verhindern sollen, dass die erhobenen Entgelte unangemessen hoch sind. Im Einzelnen zählen zu diesen Regelwerken:

- Verteilungsfaktor für den Abbau der Ineffizienzen, {{du przepis="§ 16 ARegV"}}

Ausgeschlossen von diesem Grundbetrag sind gem. {{du przepis="§ 6 Abs. 3 ARegV"}} Kosten, welche dem Grunde oder ihrer Höhe nach auf Besonderheiten des Geschäftsjahres beruhen. Hiervon ausgehend sind im Weiteren die einzelnen Parameter aus der Regulierungsformel zu beachten. Gem. {{du przepis="§ 7 ARegV"}} i.V.m. Anlage 1 zählen zu diesen:
- Allgemeine Geldwertentwicklung, {{du przepis="§ 8 ARegV"}}
- Genereller, sektorelarer Produktionsfaktor, {{du przepis="§ 9 ARegV"}}
- Erweiterungsfaktor, {{du przepis="§ 10 ARegV"}}
- beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kosten, {{du przepis="§ 11 ARegV"}}
- Qualitätselement, §§ 18 ff. ARegV

~~Ausgeschlossen von diesem Grundbetrag sind gem. {{du przepis="§ 6 Abs. 3 ARegV"}} Kosten, welche dem Grunde oder ihrer Höhe nach auf Besonderheiten des Geschäftsjahres beruhen.~~

Dem schließt sich die **eigentliche** Berechnung der Erlösobergrenze an. Hierfür bilden nach {{du przepis="§ 6 Abs. 1 ARegV"}} die Kostenprüfungen nach dem Teil 2 Abschnitt 1 der StromNEV bzw. GasNEV die Grundlage, welche im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn einer Regulierungsperiode angefertigt wurden. Im Hinblick auf die erste Regulierungsperiode bestimmt {{du przepis="§ 6 Abs. 2 ARegV"}}, dass stets die Daten von 2006 die Bais bilden.
Ausgeschlossen von diesem Grundbetrag sind gem. {{du przepis="§ 6 Abs. 3 ARegV"}} Kosten, welche dem Grunde oder ihrer Höhe nach auf Besonderheiten des Geschäftsjahres beruhen.
((2)) Weitereichen der Netzentgeltede

Dem schließt sich die eigentliche Berechnung der Erlösobergrenze an. Hierfür bilden nach {{du przepis="§ 6 Abs. 1 ARegV"}} die Kostenprüfungen nach dem Teil 2 Abschnitt 1 der StromNEV bzw. GasNEV die Grundlage. Ausgeschlossen von diesem Grundbetrag sind gem. {{du przepis="§ 6 Abs. 3 ARegV"}} kosten, welche dem Grunde oder ihrer Höhe nach auf Besonderheiten des Geschäftsjahres beruhen.
((2)) Weitereichen der Netzentgelte

- Wie kann diesen, unter Berücksichtigung eine fairen Kostenverteilung, gerecht werden (D.)?
Die in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} enthaltenen Vorgaben werden durch {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} konkretisiert. Dieser normiert, dass die Entgelte auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet werden. Hierdurch wird auch über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen.

- Wie kann diesen gerecht werden unter Berücksichtigung eine fairen Kostenverteilung (D.)?
Die in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} enthaltenen Vorgaben werden durch {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} konkretisiert. Dieser normiert, dass die Entgelte werden auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet werden. Hierdurch wird auch über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen.

Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese wurde auf Grundlage von § 21a Abs. 6 in Verbindung mit § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG am 01.01.2009 erlassen. Dabei erfolgt diese gem. {{du przepis="§ 21a Abs. 2 EnWG"}} auf Basis von Erlösobergrenzen.
Deren Ermittlung erfolgt gem. {{du przepis="§ 4 Abs. 1 ARegV"}} nach den §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25. Heirdurch ist eine abschließende Auflistung der zu beachtenden Faktoren bei der Ermittlung der Erlösobergrenze erfolgt. Diese Faktoren sind zudem in der **Regulierungsformel**nach {{du przepis="§ 7 ARegV"}} i.V.m. der 1 Anlage enthalten.
Zunächst bestimmt {{du przepis="§ 4 Abs. 2 ARegV"}}, dass eine Erlösobergrenze **vorab** für das einzelne Kalenderjahr einer [[RegulierungsPeriode Regulierungsperiode]] zu bilden ist. Hiervbei erfolgt zu Anfang eine unternehmensspezifische Kostenprüfung entsprechend den Regelungen der StromNEV/GasNEV. Dem schließt sich die Durchführung eines bundesweiten **Effizienzvegleiches** nach den §§ 12 ff. ARegV an. Hieran sind sog. **de-minimis Unternehmen**, welche einen Antrag auf vereinfachtes Verfahren gem. {{du przepis="§ 24 ARegV"}} gestellt haben, nicht beteiligt. Für diese wird ein pauschaler Effizienzwert festgelegt.
Dem schließt sich die eigentliche Berechnung der Erlösobergrenze an. Hierfür bilden nach {{du przepis="§ 6 Abs. 1 ARegV"}} die Kostenprüfungen nach dem Teil 2 Abschnitt 1 der StromNEV bzw. GasNEV die Grundlage. Ausgeschlossen von diesem Grundbetrag sind gem. {{du przepis="§ 6 Abs. 3 ARegV"}} kosten, welche dem Grunde oder ihrer Höhe nach auf Besonderheiten des Geschäftsjahres beruhen.

Weitere Vorgaben für die Ermittlung der Netzentgelte ergeben sich aus der ARegV. Diese wurde auf Grundlage von § 21a Abs. 6 in Verbindung mit § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG am 01.01.2009 erlassen. Dabei erfolgt diese gem. § 21aAbs. 2 EnWG auf Basis von Erlösobergrenzen.
Zunächst bestimmt {{du przepis="§ 4 Abs. 2 ARegV"}}, dass eine Erlösobergrenze für das einzelne Kalenderjahr einer [[RegulierungsPeriode Regulierungsperiode]] zu bilden ist. Deren Ermittlung erfolgt gem. {{du przepis="§ 4 Abs. 1 ARegV"}} nach den §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25. Heirdurch ist eine abschließende Auflistung der zu beachtenden Faktoren bei der Ermittlung der Erlösobergrenze erfolgt.

~~Zunächst bestimmt {{du przepis="§ 4 Abs. 2 ARegV"}}, dass eine Erlösobergrenze für das einzelne Kalenderjahr einer [[RegulierungsPeriode Regulierungsperiode]] zu bilden ist.~~

======Netzentgelte im Lichte der Energiewende/(Stromwende)======

~~======Netzentgelte im Lichte der Energiewende/Stromwende======~~

Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt.
Abschleßend werden im Weiteren mögliche Lösungsansätze für diese aufgezeigt. Hierbei ist voraus anzumerken, dass hinsichtlich de Heruasforderungen verschiendene Lösungsmölichkeiten diskutiert wurden bzw. werden.

((2)) System der Netzentgelte
Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt und anschließend in einem eigenständigen Punkt mögliche Lösungsansätze für diese aufgezeigt. Hierbei ist vo all dem anzumerken, dass hinsichtlich de Heruasforderungen verschiendene Lösungsmölichkeiten diskutiert wurden bzw. werden.

- Wie kann diesen gerecht werden unter Berücksichtigung eine fairen Kostenverteilung (D.)?

Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt und anschließend in einem eigenständigen Punkt mögliche Lösungsansätze für diese aufgezeigt. Hierbei ist vo all dem anzumerken, dass hinsichtlich de Heruasforderungen verschiendene Lösungsmölichkeiten diskutiert wurden bzw. werden.
((3)) Allgemeines
((3)) Anforderungen
((1)) Lösungsansätze

Aufbauend auf die oben beschriebenen Punkte werden im Folgenden die Hertausforderungen im Rahmen der Energiewende für den Bereich der Netzentgelte vorgestellt und anschließend werden mögliche Lösungsansätze für diese aufgezeigt.

Bis zur Einführung der Anreizregulierung zum 01.01.2009 bestand eine grundsätzliche Genehmigungspflicht. Diese ist seitdem entfallen, {{du przepis="§ 1 Abs. 2 ARegV"}}. Hierbei ist allerings anzumerken, dass der Wortlaut des {{du przepis="§ 23a Abs. 1 EnWG"}} keinen direkten Ausschluss der Genehmigungspflicht enthält. Dieser bringt eher ein Rangverhältnis zwischen der anreizbasierten Bestimmung der Netzentgelte und dem kostenorientierten Ansatz nach {{du przepis="§ 21 EnWG"}} zum Ausdruck. Dementsprechen sind nunmehr die behördlich, festgelgten Erlösvorgaben vom Netzbetreiber nach den Zuordnungsregeln in Netzentgelte umzusetzen, {{du przepis="§ 17 Abs. 1 ARegV"}}.
Das Stromnetz in Deutschland untergliedert sich in die Ebene der Übertragung und die der Verteilung. Dabei bildet diese geographischen Strukturen, ihre lange Lebensdauer, ihre hohen Investitionen und sonstigen Fixkosten wie auch nidrie, varible Kosten und die daraus entstehende Subaddivität der Kostenfunktion natürliche Monopole. Um die hiermit verbundenen Kosten zu decken, werden von den Netzbetreibern Entgelte erhoben. Diese sind von den Endkunden zu tragen. Hinsichtlich der Höhe dieser Entgelte wurden gerade wegen der Eigenschaft als natürliches Monopol Regelungen geschaffen, welche verhindern sollen, dass die erhobenen Entgelte unangemessen hoch sind. Im Einzelnen zählen zu diesen Regelwerken:
- {{du przepis="§ 21 EnWG"}}, {{du przepis="§ 21a EnWG"}} und {{du przepis="§ 23a EnWG"}}
- {{du przepis="§ 24 Nr. 3 EnWG"}} i.V.m. StromNEV/asNEV
((3)) Vorgaben der StromNEV/GasNEV
Dabi enthält § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG eine Emächtiungsgrundlage zum Erlass einer Rechtsverordnung zur Festlegung der Methoden zur Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang gemäß den §§ 20 bis 23. Hiervon wurde durch Erlass der StromNEV und GasNEV Gebrauch gemacht. So sind in diesem Kontext die §§ 4 - 21 StromNEV zu beachten. Nach § 3 bs. 1 StromNEV sind zunächst die im Rahmen der Kostenartenrechnun anzusetzenden etzkosten zu bestimmen. Dem folgt eine Aufteilung auf die Kostenstellen und hieraus werden letztendlich die Netzentglte gebildet.

Bis zur Einführung der Anreizregulierung zum 01.01.2009 bestand eine grundsätzliche Genehmigungspflicht. Diese ist seitdem entfallen, {{du przepis="§ 1 Abs. 2 ARegV"}}. Nunnmehr sind die behördlich, festgelgten Erlösvorgasben vom Netzbetreiber nach den Zuordnungsregeln in Netzentgelte umzusetzen, {{du przepis="§ 17 Abs. 1 ARegV"}}.
Das Stromnetz in Deutschland untergliedert sich in die Ebene der Übertragung und die der Verteilung. Dabei bildet diese geographische Struktur, ihre lange Lebensdauer, den hohen Investitionen und sonstigen Fixkosten, niedrigen variablen Kosten und der daraus entstehenden Subaddivität der Kostenfunktion natürliche Monopole. Um die hiermit verbundenen Kosten zu decken, werden von den Netzbetreibern Entgelte erhoben. Diese sind von den Endkunden zu tragen.Hinsichtlich der Höhe dieser Entgelte wurden gerade wegen der Eigenschaft als natürliches Monopol Regelungen geschaffen, welche verhindern sollen, dass die erhobenen Entgelte unangemessen hoch sind. Im einzelnen zählen zu diesen Regelwerken:
- {{du przepis="§ 21 EnWG"}}
- {{du przepis="§ 24 Nr. 3 EnWG"}} i.V.m. §§ 6 ff. StromNEV
Diese Regelungen sehen bestimmte Parameter vor, auf dessen Grundlage es gilt die Höhe der Netzentgelte zu bestimmen.
((3)) Vorgaben §§ 6 ff. StromNEV
((2)) Vermehrte Anträge auf Anpassung des Erweiterungsfaktors

Schließlich müssen die Entgelte transparent sein. Hiervon ist dann auszugehen, wenn diese öffentlich zugänglich sind. Durch diese Anforderung soll die Angemessenheit wie auch die Überprüfbarkeit für die Netzkunden und die Regulierungsbehörde sichergestellt werden. In erster Linie ermöglichen transparente Netzentgelte den Netznutzern eine klare sowie unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen Folgen, eine kalkulierbare Netzzugangsplanung.
Die in {{du przepis="§ 21 Abs. 1 EnWG"}} enthaltenen Vorgaben werden durch {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} konkretisiert. Dieser normiert, dass die Entgelte werden auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet werden. Hierdurch wird auch über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen.

Schließlich müssen die Entgelte transparent sein. Hiervon ist dann auszugehen, wenn diese öffentlich zugänglich sind. Dgung ihrer urch diese Anforderung soll die angemessenheit wie auch die Überprüfbarkeit für die Netzkunden und die Regulierungsbehörde sichergestellt werden. In erster Linie ermöglichen transparente Netzentgelte den Netznutzern eine klare sowie unter Berücksichitigung der wirtschaftlichen Folgen, eine kalkulierbare Netzzugangsplanung.
Diese Vorgaben werden durch {{du przepis="§ 21 Abs. 2 EnWG"}} konkretisiert. Dieser normiert, dass die Entgelte werden auf der Grundlage der Kosten einer Betriebsführung, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen müssen, unter Berücksichtigung von Anreizen für eine effiziente Leistungserbringung und einer angemessenen, wettbewerbsfähigen und risikoangepassten Verzinsung des eingesetzten Kapitals gebildet... werden. Hierdurch wird auch über {{du przepis="§ 24 EnWG"}} die Brücke zur StromNEV geschlagen.

>>**Beispiel** [[http://www.tennet.eu/de/fileadmin/downloads/Kunden/Netzentgelte/141211_TenneT_Netzentgelte_fuer_2015_Deutsch.pdf Priesblatt Netzentgelte von TenneT 2015]] und [[http://www.tennet.eu/de/fileadmin/downloads/Kunden/Netzentgelte/2015-09-23_TenneT_vorlaeufige_Netzentgelte_2016.pdf Preisblatt zu vorläufigen Netzentgelten in 2016 von TenneT]]>>

>>[[http://www.tennet.eu/de/fileadmin/downloads/Kunden/Netzentgelte/141211_TenneT_Netzentgelte_fuer_2015_Deutsch.pdf Priesblatt Netzentgelte von TenneT 2015]]>>
>>[[http://www.tennet.eu/de/fileadmin/downloads/Kunden/Netzentgelte/2015-09-23_TenneT_vorlaeufige_Netzentgelte_2016.pdf Preisblatt zu vorläufigen Netzentgelten in 2016 von TenneT]]>>

- Was sind Netzentgelte (A.)?
- Wie werden diese gestaltet, insb. rechtliche Grundlagen für die Ermittlung (B.)?
- Wo liegen in diesem Zusammenhang die Herausforderungen im Rahmen der Energiewende (C.)?

- Was sind Netzentgelte?
- Wie werden diese gestaltet?
- Wo liegen in diesem Zusammenhang die Herausforderungen?

((1)) Gestaltung der Netzentgelte
((1)) Weiterführende Informationen

((1)) Gesrtaltung der Netzentgelte
((1)) Witerführende Informationen

Schließlich müssen die Entgelte transparent sein. Hiervon ist dann auszugehen, wenn diese öffentlich zugänglich sind. Dgung ihrer urch diese Anforderung soll die angemessenheit wie auch die Überprüfbarkeit für die Netzkunden und die Regulierungsbehörde sichergestellt werden. In erster Linie ermöglichen transparente Netzentgelte den Netznutzern eine klare sowie unter Berücksichitigung der wirtschaftlichen Folgen, eine kalkulierbare Netzzugangsplanung.
Diese Anforderung wird durch speziellere Bestimmungen nähr ausgestaltet. Hierzu gehören insb. auf Verordnungsbasis die Veröffentlichungspflichten nach der StromNEV und ARegV. Im Hinblick auf die Netzentgelte ist § 27 StromNEV einschlägig. Danach sind Netzbetreiber verpflichtet, die für ihr Netz geltenden Netzentgelte auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen und auf Anfrage jedermann unverzüglich in Textform mitzuteilen. Dies wird durch die Netzbetreiber in der Gestalt umgesetzt, indem diese **Preisblätter** mit Informationen zu den Netznutzungsentgelten publizieren. Dabei unterscheiden die Informationen zwischen der Anschlussnetzebene und Betriebsstundenzahl.

~~Schließlich müssen die Entgelte transparent sein. Hiervon ist dann auszugehen, wenn diese öffentlich zugänglich sind.~~

======Netzentgelte im Lichte der Energiewende/Stromwende======

~~======Netzentgelte im Lichte der Energiewende======~~

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