OLG Düsseldorf, Beschluss vom 28.04.2015 - VI-3 Kart 363/12 (V)

Tenor

1. Auf die Beschwerde der Betroffenen wird der Beschluss der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012 (BK6-11/098) aufgehoben. Die weitergehende auf Neubescheidung gerichtete Beschwerde wird zurückgewiesen.
2. Die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der notwendigen Auslagen der Betroffenen trägt die Bundesnetzagentur. Die weiteren Beteiligten tragen ihre Kosten selbst.
3. Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen. Gründe A. Die Betroffene ist eine 100%-ige Tochter der S. AG. Innerhalb des Konzerns bildet sie die Schnittstelle der S.-Gruppe zu den weltweiten Großhandelsmärkten für Energie und Rohstoffe. Sie betreibt Eigenhandel auf diesen Märkten und optimiert durch ihre Handelsaktivitäten zudem die Vermögenswerte des S.- Konzerns, u.a. bewertet und optimiert sie Brennstoffeinkäufe, Kraftwerkseinsätze und die Nutzung von Gasspeicher- und Transportrechten. Als Bewirtschafterin der von der S..-Gruppe betriebenen Kraftwerke verantwortet sie deren Einsatzplanung und Steuerung, indem sie über die Fahrweise der einzelnen Kraftwerke und damit über die konkrete Wirkleistungs- oder Blindleistungseinspeisung entscheidet. Mit dem angegriffenen Beschluss vom 30.10.2012 hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur (BK6-11/098) die Festlegung zur "Standardisierung vertraglicher Rahmenbedingungen für Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber in die Fahrweise von Erzeugungsanlagen" erlassen. Der Beschluss wurde am 07.11.2012 im Amtsblatt der Bundesnetzagentur veröffentlicht. Die Betroffene war zum Verwaltungsverfahren förmlich beigeladen. Hintergrund der Festlegung ist die Zunahme sog. Redispatch-Maßnahmen, u. a. weil im März 2011 acht Kernkraftwerke außer Betrieb genommen worden waren und zunehmend Strom aus erneuerbaren Energien in das Netz eingespeist wird, mit der der Netzausbau nicht Schritt hält. Bei Redispatch-Maßnahmen handelt es sich um physikalische Eingriffe in die Fahrweise von Kraftwerken, die notwendig werden, wenn die strom- oder spannungsbedingte Überlastung eines Netzelements die Netzsicherheit gefährdet. Beim strombedingten Redispatch wird einer Überlastung eines Netzelementes dadurch entgegengewirkt, dass ein Kraftwerk auf der Seite mit dem Erzeugungsüberschuss seine Einspeisung reduziert und ein Kraftwerk hinter dem Engpass seine Einspeisung entsprechend erhöht. Dadurch nimmt der Stromfluss (Stromstärke) auf dem betroffenen Netzelement ab. Beim spannungsbedingten Redispatch wird die Wirkleistungseinspeisung von einem oder mehreren Kraftwerken reduziert oder erhöht, um den Einsatz von Blindleistung aus Kraftwerken zur Spannungsstabilisierung in ausreichender Menge zu gewährleisten. In der Vergangenheit erfolgten Redispatch-Maßnahmen nur aufgrund freiwilliger Vereinbarungen zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Kraftwerksbetreibern. Durch die angegriffene Festlegung vom 20.10.2012 hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur die Vorgaben in § 13 Abs. 1 EnWG näher ausgestaltet. Nach Tenorziffer 1 der Festlegung ist eine Anweisung zur Vornahme einer Redispatch-Maßnahme zulässig, wenn aufgrund von Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse andernfalls strombedingte Überlastungen von Betriebsmitteln oder Verletzungen betrieblich zulässiger Spannungsbänder zu erwarten sind. Etablierte, dem anerkannten Stand der Technik entsprechende Methoden zur Berücksichtigung von etwaigen Ausfällen von Netzbetriebsmitteln und von Erzeugungsanlagen, z.B. das (n-1)-Prinzip, sind bei den Netzbelastungsberechnungen zu berücksichtigen. Eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie ist ebenfalls bei akuten Überlastungen oder Spannungsgrenzwertverletzungen zulässig. Eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zum Ausgleich von Leistungsungleichgewichten ist nicht zulässig. Nach Tenorziffer 2 der Festlegung erstreckt sich die Verpflichtung, sich der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung durch die Übertragungsnetzbetreiber zu unterwerfen, auf alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie mit einer elektrischen Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW. Dazu gehören auch Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, die zumindest in einem Betriebszustand eine disponible, d.h. keinen Einschränkungen durch die Wärmeproduktion unterworfene elektrische Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW erzeugen können. Maßgeblich ist die Summe der Netto-Nennwirkleistung aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen. Tenorziffer 3 regelt den Umfang der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung. Speicheranlagen können auch zu einem Wirkleistungsbezug angewiesen werden (Tenorziffer 3 Satz 2). Die Anweisung zur Anpassung der Wirkleistung erfolgt für die Gesamtheit aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie eines Betreibers (Tenorziffer 3 Satz 3) und ist frühestens ab 14.30 Uhr für den Folgetag zulässig (Tenorziffer 3 Satz 4). Wirkleistungsanpassungen sind unter Berücksichtigung der technischen Möglichkeiten der Anlage anzukündigen und durchzuführen (Tenorziffer 3 Satz 5). Leistungsscheiben von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie, deren Brennstoffverfeuerung oder Primärenergieträgerverbrauch aufgrund von gesetzlichen oder behördlichen Vorgaben bzw. aufgrund von an die Stromproduktion gekoppelten industriellen Produktionsprozessen nicht disponibel ist, sind für Wirkleistungsanpassungen nicht heranzuziehen (Tenorziffer 3 Satz 6). Dasselbe gilt nach Tenorziffer 10 für Leistungsscheiben, die für die Erbringung von Regelenergie und zur Besicherung vorgehalten werden; § 13 Abs. 2 EnWG bleibt unberührt. Die Anweisung zur Wirkleistungsanpassung erfolgt nach Ziffer 6 der Festlegung ausschließlich durch denjenigen Übertragungsnetzbetreiber, an dessen Netz die Anlagen mittelbar oder unmittelbar angeschlossen sind. Die Einsatzfolge der Kraftwerke (Merit Order) richtet sich gemäß Tenorziffer 4 der Festlegung bei mehreren in Betracht kommenden Anlagen nach dem Quotienten aus netzstützender Wirkung und zu entrichtender Vergütung. Im Fall einer Erhöhung der Einspeisung sind die Anlagen beginnend mit dem höchsten Quotienten hin zum niedrigsten abzurufen, bis ein sicherer Betriebszustand erreicht ist. Bei einer Reduzierung gilt die umgekehrte Reihenfolge. Sobald die netztechnische Notwendigkeit entfällt, ist die Anpassung zu beenden. Zur Gewährleistung der bilanziellen Neutralität einer spannungsbedingten Redispatch-Maßnahme - bei einer strombedingten Redispatch-Maßnahme ergibt sich der energetische Ausgleich automatisch durch die Erhöhung und Reduzierung der Einspeisemengen auf beiden Seiten des Engpasses - bestimmt Tenorziffer 5 der Festlegung, dass die Übertragungsnetzbetreiber den energetischen Ausgleich des Eingriffs sicherzustellen haben. Die Anpassung der Einspeisung wird nach Tenorziffer 7 der Festlegung durch den Austausch eines Fahrplans im Viertelstundenraster zwischen Übertragungsnetzbetreiber und Anlagenbetreiber bestätigt, wobei bei Differenzen der Fahrplan des Übertragungsnetzbetreibers vorrangig gilt. Referenzgröße für den Fahrplan ist die aktuellste, vom Anlagenbetreiber an den Übertragungsnetzbetreiber vor Beginn der Maßnahme übermittelte Einspeisezeitreihe der betroffenen Anlage. Nach Tenorziffer 8 der Festlegung sind die Anlagenbetreiber verpflichtet, dem zuständigen Übertragungsnetzbetreiber zum Zeitpunkt der Abgabe der Kraftwerkseinsatzpläne um 14.30 Uhr des Vortags viertelstundenscharf freie Leistungsscheiben ihrer Anlagen zur Erhöhung als auch Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung für den Folgetag zu melden und bei Veränderungen unverzüglich anzupassen. Die freien Leistungsscheiben sind bezogen auf die Gesamtheit aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen zu melden. In der Begründung der Festlegung (S. 53) führt die Beschlusskammer 6 aus, dass sie sich der teilweise geforderten Zulässigkeit einer jederzeitigen, insbesondere auch während eines anstehenden Eingriffs zur Wirkleistungsanpassung möglichen Aktualisierung der Einspeisezeitreihen durch die Anlagenbetreiber nicht anschließen könne, auch wenn dies bereits heute von einem Übertragungsnetzbetreiber zugelassen werde. Es bestehe ansonsten die Gefahr, dass die Aktualisierung der Einspeisezeitreihe während einer Maßnahme zu Lasten des Übertragungsnetzbetreibers erfolge und eine Anweisung zur Wirkleistungsanpassung unterlaufen werde. Wegen der weiteren Einzelheiten der Festlegung wird auf die Anlage BF 1 zur Beschwerdeschrift verwiesen. In einer weiteren Festlegung vom 30.10.2013 hat die Beschlusskammer 8 der Bundesnetzagentur Kriterien für die Bestimmung einer angemessenen Vergütung bei Redispatch-Maßnahmen und Anpassungen von Wirkleistungseinspeisung bestimmt (BK8-12/019). Nach Tenorziffer 2 haben Übertragungsnetzbetreiber den Betreibern hochfahrender Erzeugungsanlagen die durch die Redispatch-Maßnahme tatsächlich verursachten, zusätzlich entstehenden Aufwendungen zu vergüten (Aufwendungsersatz). Betreiber von absenkenden Erzeugungsanlagen haben den Übertragungsnetzbetreibern die durch die Redispatch-Maßnahme ersparten Aufwendungen zu vergüten. Maßgebend sind jeweils die Anschaffungswerte aus der Finanzbuchhaltung des letzten Quartals. Marktprämien, Gewinnzuschläge und Opportunitäten sind nicht zu vergüten. Sofern Maßnahmen jährlich nicht mehr als die Bagatellgrenze von 0,9 % der Einspeisemengen des Vorjahres betreffen, führt dies nach Tenorziffer 3 zu einer pauschalen Vergütung: Hochfahrende Anlagen erhalten das Produkt aus der maßnahmenbedingten Veränderung ihrer Einspeisemenge und den aus den stündlichen EPEX-Spot-Preisen (Deutschland) abgeleiteten Grenzkosten. Maßgebend ist insoweit der niedrigste Preis, zu dem die Erzeugungsanlage im Vormonat im Normalbetrieb eingespeist hat. Für das Herunterfahren der Einspeiseleistung ist als Grenzkostenersparnis das Produkt aus redispatchbedingter Veränderung der Einspeisemenge und den aus den EPEX-Spot-Preisen (Deutschland) abgeleiteten Grenzkosten zu vergüten. Liegen keine EPEX-Spot-Daten für den Vormonat vor, weil die Anlage in diesem Zeitraum nicht eingespeist hat, wird die angemessene Vergütung mittels vergleichbarer Erzeugungsanlagedaten der letzten zwölf Vormonate berechnet. Wird ein zusätzliches An- oder Abfahren erforderlich, werden die zusätzlichen Aufwendungen erstattet. Von der Bagatellregelung darf nach Tenorziffer 4 nur in begründeten Ausnahmefällen abgewichen und ein individueller Aufwendungsersatz gewährt werden. Die Vergütung eines Leistungsanteils kommt nach Tenorziffer 5 erst in Betracht, wenn Maßnahmen jährlich mehr als 10 % der Einspeisemengen des Vorjahres betreffen. Anlagen, die in diesem Zeitraum nicht eingespeist haben, sind davon ausgenommen. Diese Festlegung hat die Betroffene mit gesondert eingelegter Beschwerde angegriffen, die beim Senat unter dem Aktenzeichen VI-3 Kart 364/12 (V) geführt wird. Mit form- und fristgerecht eingelegter Beschwerde wendet sich die Betroffene gegen die Festlegung der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.
4. Die Betroffene ist der Ansicht, die Festlegung sei schon deshalb rechtswidrig und daher aufzuheben, weil Tenorziffern 1, 3, 4, und 5 der Festlegung nicht durch die gesetzliche Ermächtigungsgrundlage in § 13 Abs. 1 Satz 3 EnWG gedeckt seien. In Tenorziffer 1 der Festlegung gehe die Bundesnetzagentur schon deswegen über die Ermächtigungsgrundlage hinaus, weil sie nicht lediglich wiederhole, was in § 13 Abs. 1a EnWG bereits vorgegeben sei, sondern die Gefährdung und Störung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungsnetzes iSd. § 13 Abs. 1 EnWG näher definiere. Die Regelung in Tenorziffer 3 Satz 2, wonach Speicheranlagen auch zu einem Wirkleistungsbezug angewiesen werden könnten, sei ebenfalls nicht von § 13 Abs. 1a EnWG gedeckt, welcher ausdrücklich nur die Anweisung zur Wirkleistungseinspeisung regle. Der in Tenorziffer 3 Satz 3 enthaltene Begriff des Netzknotens sei in § 13 Abs. 1a EnWG weder vorgegeben noch definiert. Entsprechendes gelte für die Verwendung des Begriffs des Netzknotens in Tenorziffer
5. Die in der Tenorziffer 4 enthaltene Merit Order stelle einen erheblichen Eingriff in die unternehmerische Freiheit des Kraftwerksbetreibers dar und hätte daher aufgrund des verfassungsrechtlichen Wesentlichkeitsvorbehalts einer gesetzlichen Regelung bedurft. Auch für die Reglungen in Tenorziffer 5 (Sicherstellung des energetischen Ausgleichs) bestehe keine Ermächtigungsgrundlage. § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG beschränke sich auf eine Ausgestaltung der Redispatch-Anweisung als solche. Ziffer 5 enthalte jedoch einen Regelungsgegenstand, der sich auf eine Folgewirkung der Redispatch-Maßnahme und zwar auf den energetischen Ausgleich und damit auf die Phase nach erfolgter physikalischer Anforderung beziehe. Die Festlegung sei zu unbestimmt. Dies zeige sich schon daran, dass die Übertragungsnetzbetreiber die Festlegung unterschiedlich auslegten bzw. unterschiedlich anwendeten. Sie genüge der Umgrenzungsfunktion des § 37 Abs. 1 VwVfG nicht, weil sie an zentralen Stellen unbestimmte Rechtsbegriffe verwende, ohne diese wenigstens anderweitig einzugrenzen oder auszulegen. Die Kraftwerksbetreiber seien so nicht in der Lage, beurteilen zu können, wann sie mit Redispatch-Maßnahmen rechnen müssten und welche Grenzen diesen Maßnahmen gesetzt seien. Dies betreffe beispielsweise die Begriffe "dem anerkannten Stand der Technik entsprechende Methoden" (Tenorziffer 1 Satz 2), "akute Überlastungen" (Tenorziffer 1 Satz 3), "Berücksichtigung der technischen Möglichkeiten" (Tenorziffer 3 Satz 5), "sicherer Betriebszustand" (Tenorziffer 4 Satz 4) oder "netztechnische Notwendigkeit" (Tenorziffer 4 Satz 5). Darüber hinaus enthalte die Festlegung eine Vielzahl weiterer unklarer Regelungen, die dem Bestimmtheitserfordernis nicht gerecht würden. So beantworte Tenorziffer 2 hinsichtlich der adressierten Kraftwerksbetreiber nicht, ob ausländische Stromerzeuger und Speicheranlagenbetreiber mit Anschluss an ein deutsches Übertragungsnetz Adressaten seien. Die Vorgaben zur Einsatzreihenfolge und Anweisung seien widersprüchlich. Nach Ziffer 3 des Tenors ergehe eine Anweisung für sämtliche an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen eines Betreibers. Ziffer 4 Satz 2 des Tenors stelle jedoch hinsichtlich der Merit Order der Inanspruchnahme auf einzelne Anlagen ab. Es sei unklar, wie der Begriff "Netzknoten" auszulegen bzw. anzuwenden sei. Es seien Fälle denkbar, in denen an einem Netzknoten verschiedene Technologieklassen mit unterschiedlichen Kosten angeschlossen seien. Nicht geregelt sei in der Festlegung, welches der betroffenen Kraftwerke die Anweisung ausführen solle oder welche Kostenhöhe der Netzbetreiber im Quotienten (Vergütung/netzstützende Wirkung) bei der Vergütung zu berücksichtigen habe. Darüber hinaus sei auch die rein technische Definition des Begriffes Netzknoten nicht jederzeit eindeutig bestimmt. Im Falle des sogenannten getrennten Zwei-Sammelschienen-Betriebs, bei dem zwei Sammelschienen in einer Umspannanlage zeitweise ungekoppelt betrieben würden, wirke der Redispatch eines Kraftwerks, das in der Netznormalschaltung über die gekoppelte Sammelschiene an eine gekoppelte Netzgruppe angeschlossen sei, womöglich in dem Teil der Netzgruppe, in dem gerade kein Engpass zu beheben sei. Auch die Regelungen der Festlegung in Ziffern 3, 8 und 10, die die Disponibilität der Anlagen beträfen, seien unvollständig: Ziffer 3 Satz 6 verweise mit der Vorgabe, dass Erzeugungsanlagen, die "aufgrund von gesetzlichen und behördlichen Vorgaben" nicht disponibel seien, auf außerhalb des § 13 EnWG und der Festlegung liegende Erkenntnisquellen, was zu Rechtsunsicherheiten im Zusammenhang mit der Beurteilung der Disponibilität führe. So stelle sich beispielsweise die Frage, ob EEG privilegierte Erzeugungsanlagen, die nach § 11 EEG einem gesonderten Einspeisemanagement unterlägen, "aufgrund von gesetzlichen und behördlichen Vorgaben" nicht disponibel seien. Aus der Regelung in Ziffer 10 Satz 1 gehe nicht hervor, ob damit die gesamte präqualifizierte Leistung oder nur die für vorgehaltene/erbrachte Regelenergie eingesetzte Leistung erfasst sei. Unklar sei, inwieweit Betreiber von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, die keinen disponiblen Betriebszustand iSd. Ziffer 3 erreichten oder die gemäß Ziffer 10 Leistung zur Erbringung von Regelenergie oder zur Besicherung vorhielten, nur von der Verpflichtung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung oder von der Festlegung insgesamt befreit seien. Das Gleiche gelte auch für die nach Ziffer 10 freigestellten Anlagen. Die unvollständig bleibende Bestimmung der Disponibilität wirke sich auf die Meldepflichten der Anlagenbetreiber nach Ziffer 8 aus und erschwerten es dem Anlagenbetreiber, seinen Meldepflichten nachzukommen. Die Festlegung regle in keiner Weise, welche Methodik und welche Datenformatierung bei der Abwicklung von Redispatch-Maßnahmen zum Tragen kommen sollten. Dabei sei es für die Rechtssicherheit der Anlagenbetreiber und im Interesse eines reibungslosen Verfahrensablaufs unerlässlich, dass z.B. in den Grundzügen feststehe, ob auf ursprünglichem Ist- oder Soll-Fahrplan oder auf einem vom Übertragungsnetzbetreiber zu nennenden MW-Wert hoch- oder heruntergefahren werde. Selbst der in Tenorziffer 10 vorgesehene Vorrang der Erbringung von Regelenergie und der Besicherung von Kraftwerken bleibe unvollständig. Die Spezifikation von Sekundärregelreserve umfasse nicht nur die Höhe des vorzuhaltenden Leistungsbandes, sondern auch den Gradienten, d.h. die Geschwindigkeit der Leistungsänderung. Es könne vorkommen, dass der durch die technischen Eigenschaften eines Kraftwerks bestimmte maximale Leistungsgradient vollständig der Sekundärregelung bzw. Minutenreserve unterliege, nicht aber die gesamte Leistung des Kraftwerks, also die gesamte Bandbreite zwischen Minimal- und Maximalleistung. In diesem Fall wäre formal eine Leistungsscheibe nicht vom Redispatch ausgenommen, obwohl das Kraftwerk eine Anordnung zur Leistungsänderung nicht umsetzen könnte, ohne die Anforderungen der Sekundärregelreserve bzw. Minutenreserve zu verletzen. In diesem Fall bleibe auf der Grundlage der Festlegung ungeklärt, ob Ziffer 10 sinngemäß angewendet und die Redispatch-Maßnahme eingeschränkt werden solle. Soweit die Bundesnetzagentur nunmehr im Beschwerdeverfahren klarstelle, dass in Ziffer 3 die gleichen Anforderungen an die Disponibilität von KWK-Anlagen wie in Ziffer 2 gälten und dass bezüglich Ziffer 10 ein Kraftwerk auch dann von der Erbringung von Redispatch-Maßnahmen befreit sei, soweit nur der Leistungsgradient und nicht die gesamte Leistung des Kraftwerks der Anforderung von Sekundärregelreserve bzw. Minutenreserve unterliege, belege der Klarstellungsbedarf, dass die Festlegung zu unbestimmt sei. Unklar sei, in welchem Umfang dem Kraftwerksbetreiber die Verantwortlichkeit für die Kraftwerkseinsatzplanung entzogen werde. Eine Tenorierung sei nicht erfolgt. Insofern handele es sich bei den Ausführungen auf Seite 53 der Festlegung um keine an den Kraftwerksbetreiber gerichtete Handlungsaufforderung. Die Festlegung verstoße ferner gegen das in § 13 Abs. 1 und 2 EnWG vorgegebene Stufenverhältnis von Maßnahmen aufgrund freiwilliger Vereinbarungen einerseits und einseitigen Zwangsmaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber gegenüber Kraftwerksbetreibern andererseits. § 13 Abs. 1a EnWG füge sich in dieses Stufenverhältnis der Absätze 1 und 2 des § 13 EnWG ein und erweitere dieses um eine weitere Stufe, die gedanklich zwischen Absatz 1 und Absatz 2 einzuordnen sei. Dies ergebe sich durch Auslegung des § 13 EnWG nach Wortlaut, Gesetzesbegründung, Systematik und Sinn und Zweck. Der Übertragungsnetzbetreiber müsse daher zunächst die Möglichkeiten freiwilliger Maßnahmen i.S.d. § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG ausschöpfen bevor er Maßnahmen i.S.d. § 13 Abs. 1a, 2 EnWG anweise. Schließlich sei die Festlegung auch deshalb rechtswidrig, weil sie nicht das Verhältnis zu den netzbezogenen Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 1 EnWG regele, die - auch nach Auffassung der Bundesnetzagentur - vorrangig gegenüber Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG seien (vgl. Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement vom 29.02.2011, S. 7f) Die künstliche Aufteilung der relevanten Regelungsgegenstände (Redispatch-Maßnahmen und Vergütung) in zwei Festlegungen sei materiell rechtswidrig, da die bestehenden Wechselwirkungen zwischen Einschränkung der Fahrplanhoheit und Vergütung nicht hinreichend abgebildet würden, was einen Verstoß gegen die Junktimvorgabe des § 13 Abs. 1a EnWG ("gegen angemessene Vergütung") begründe. Tenorziffer 1 der Festlegung verstoße gegen die Vorgaben zur strikten Trennung von Netz und Erzeugung. Gemäß §§ 6 ff EnWG dürften Netzbetreiber keine Aufgaben aus anderen Tätigkeitsbereichen, insbesondere nicht solche der Erzeugung wahrnehmen. Durch sein Anweisungsrecht in Ziffer 1 der Festlegung erhalte der Übertragungsnetzbetreiber jedoch Befugnisse, aufgrund derer er erheblich in die Tätigkeit von Kraftwerksbetreibern eingreifen könne. Dieses Anweisungsrecht des Übertragungsnetzbetreibers gefährde auch die durch die Entflechtungsvorgaben geschützte Unabhängigkeit der Netzbetreiber. Es sei nicht auszuschließen, dass ein Übertragungsnetzbetreiber durch eine Intensivierung des Einsatzes von Redispatch-Maßnahmen sich seiner Investitionspflichten nach §§ 11f f EnWG entzöge oder seinem Interesse als Anbieter von Strommengen auf dem Day-Ahead und Intraday-Markt Vorrang gebe. § 13 Abs. 1a EnWG sei eng dahingehend auszulegen, dass Redispatch-Maßnahmen ergänzend nur dann zur Anwendung gelangen dürften, wenn der Übertragungsnetzbetreiber als primär zum Netzausbau Verpflichteter seinen Ausbaupflichten nachgekommen sei, da sie einen Übergriff auf den Erzeugungsbereich ermöglichten, was im Lichte der Entflechtungsbestimmungen nur in Ausnahmefällen zulässig sein könne. Diesen Konflikt mit den Entflechtungsbestimmungen habe die Bundesnetzagentur nicht aufgelöst. Das Kriterium für die Einsatzfolge der Erzeugungsanlagen in Tenorziffer 4 - der Quotient aus der netzstützenden Wirkung und der für die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zu entrichtenden Vergütung - sei mit dem Postulat der Kostengünstigkeit nach § 1 Abs. 1 EnWG nicht zu vereinbaren. Der Quotient aus Netzstützungswirkung und Vergütungshöhe sei nur dann ein geeignetes Kriterium zur Auswahl des kosteneffizienten Redispatch-Kraftwerks, wenn auch alle mit der Redispatch-Maßnahme verbundenen Kosten in diesem Quotienten abgebildet würden. Die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 erkenne aber die mit der Redispatch-Maßnahme verbundenen Opportunitätskosten nicht an. Bei einem Vergleich der ohne Opportunitätskosten gebildeten Quotienten werde somit keineswegs sichergestellt, dass der Übertragungsnetzbetreiber stets das kosteneffiziente Kraftwerk/Kraftwerkspaar auswähle. Unabhängig davon werde durch Tenorziffer 4 auch deshalb nicht zwangsläufig das volkswirtschaftlich günstigste Kraftwerk ausgewählt, weil nur die Kosten des angewiesenen, nicht jedoch die des den energetischen Ausgleich herstellenden Kraftwerks berücksichtigt würden. Nach der Festlegung seien zuerst diejenigen Anlagen herunterzufahren, die den geringsten Quotienten aufwiesen. Bei diesen Anlagen handele es sich um diejenigen mit der kleinsten Wirkung auf den Netzengpass bei hoher Vergütung. Unterstellt, diese Anlagen würden heruntergefahren, müssten auf der anderen Seite des Engpasses Anlagen zum energetischen Ausgleich entsprechend heraufgefahren werden. Durch diese Vorgehensweise würde sich das Redispatch-Volumen vervielfachen. Würde hingegen bei einer Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung die Bildung der Merit Order ebenfalls beginnend mit den Anlagen mit dem höchsten Quotienten in abfallender Reihenfolge gebildet, würden die Anlagen angewiesen werden, deren netzstützende Wirkung möglichst hoch und deren Zahlungen an den Übertragungsnetzbetreiber möglichst gering wären, wie es bei Erhöhungen der Wirkleistungseinspeisung gleichlaufend der Fall sei. Damit wäre auch der Saldo aus den Zahlungsströmen der Übertragungsnetzbetreiber mit den beiden Anlagen stets minimal. Sie stelle hinsichtlich der Ausübung des Aufgreifermessens in Abrede, dass das praktizierte, rein privatwirtschaftliche Modell nicht länger geeignet gewesen sei, die Aufrechterhaltung der Systemsicherheit angesichts der zunehmenden Anzahl von Engpässen hinreichend sicherzustellen. Das Gegenteil sei der Fall. Zum einen hätten die Übertragungsnetzbetreiber damals in ihren Standardverträgen zum Netzanschluss/Netzzugang Redispatch-Klauseln aufgenommen, die daher Vertragsgegenstand mit allen Kraftwerksbetreibern gewesen seien. Eine abweichende Praxis der Netzanschluss/Netznutzungsvereinbarungen aller Netzbetreiber wäre den Übertragungsnetzbetreibern schon aus Gründen der Diskriminierungsfreiheit nicht möglich gewesen. Aufgrund der netztopologischen Situation sei nur eine vergleichsweise geringe Anzahl der Kraftwerksbetreiber überhaupt von Redispatch betroffen. Insoweit könne es auch nicht verwundern, dass die Frage der Bereitschaft zum Abschluss von Redispatch-Vereinbarungen nur für wenige Kraftwerksbetreiber relevant gewesen sei. Ungeachtet dessen enthielten die Musterverträge jedenfalls der B. GmbH allgemeine Redispatch-Klauseln, an deren Übertragungsnetz ein Großteil der Kraftwerke der Betroffenen angeschlossen sei. Entsprechende vertragliche Vereinbarungen seien im Regelfall und nicht nur im Einzelfall abgeschlossen worden. Die Bundesnetzagentur habe ihre Sichtweise von der mangelnden Bereitschaft der Kraftwerksbetreiber auch durch nichts belegt. Ihre Schwestergesellschaft, die T. AG, habe in der Vergangenheit seit dem Jahr x Redispatch-Vereinbarungen mit ihrem Anschlussübertragungsnetzbetreiber B. GmbH abgeschlossen, zuletzt am x. ... Seit Oktober 2011 würden Redispatch-Maßnahmen auf Grundlage des gesetzlichen Anspruchs aus § 13 Abs. 1a EnWG angewiesen. Die Bundesnetzagentur bausche den Sachverhalt mit dem Hinweis auf die Folgen eines Schwarzfalls - einem absoluten Ausnahmefall - sowie auf die Zunahme von Redispatch-Maßnahmen künstlich auf. Die Intensität der Eingriffe gehe aktuell deutlich zurück. Im Jahr 2013 hätten sich die Redispatch-Mengen und -Kosten im Vergleich zum Jahr 2012 geradezu halbiert. Unzulässigerweise habe die Bundesnetzagentur auch Countertrading-Maßnahmen einbezogen, welche mit den Redispatch-Maßnahmen nicht vollständig substituierbar seien. Die Behauptung der Bundesnetzagentur, einvernehmliche Redispatch-Maßnahmen seien auch an den unangemessenen Konditionen gescheitert, die die Kraftwerksbetreiber gefordert hätten, betreffe ausschließlich den Aspekt der Gegenleistung und sei daher im vorliegenden Beschwerdeverfahren nicht relevant. Schließlich habe die Bundesnetzagentur das ihr eingeräumte Ermessen bezüglich der Ausgestaltung der Festlegung fehlerhaft ausgeübt und insbesondere den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit iSd. Art. 20 Abs. 3 GG nicht hinreichend beachtet. Zunächst gehe diese irrigerweise von einer Gefahr eines Umdeklarierens der angeordneten Einspeiseerhöhung aus. Dabei verkenne sie, dass überhaupt kein Anreiz bestehe, eine per Redispatch angeordnete Einspeiseerhöhung als marktgetrieben "umzudeklarieren" und durch gleichzeitiges Absenken der Erzeugung in einer anderen Anlage einen bilanziellen Ausgleich herbeizuführen. Angewiesen würde nach der Merit Order die günstigste Anlage, so dass der Kraftwerksbetreiber die Erzeugung in die teurere Anlage umschichten und gleichzeitig auf die Redispatch-Vergütung verzichten müsste. Damit würde er sich unter der Voraussetzung, dass diese Vergütung angemessen und damit kostendeckend sei, wirtschaftlich schlechter stellen als bei Beibehaltung der ursprünglichen Erzeugungsfahrpläne, bei denen der am Markt abgesetzte Strom in der kostengünstigen Anlage produziert und die teureren Kosten der vom Redispatch betroffenen Anlage durch den Übertragungsnetzbetreiber erstattet würden. Das mildere Mittel wäre gewesen, zumindest eine marktgetriebene Fahrweise der Anlage insoweit weiterhin zu erlauben, wie sie der Redispatch-Anweisung entspreche und nicht gänzlich die Verantwortlichkeit für den Kraftwerkseinsatzplan zu entziehen. Nicht relevant sei hingegen, dass die Übertragungsnetzbetreiber nach Ansicht der Bundesnetzagentur nicht in der Lage seien, auf Fahrplanänderungen während des Redispatch einzugehen. Insofern hätte vielmehr konkret abgewogen werden müssen, ob die Opportunitätskosten der betroffenen Kraftwerksbetreiber etwaige prozessuale Mehrkosten beim Übertragungsnetzbetreiber überwögen. In der Praxis scheine das Problem ohnehin nicht so dramatisch zu sein, schließlich sei der Erhalt der Fahrplanhoheit zwischen bestimmten Kraftwerksbetreibern mit deren Anschlussnetzbetreibern gelebte und etablierte Praxis gewesen. Die Festlegung regle auch nicht das Verhältnis zu netzbezogenen sowie einvernehmlich vereinbarten marktbezogenen Maßnahmen als mildere Mittel. Vollkommen ungeprüft seien zudem weitere Alternativen marktbasierter Verfahren geblieben, die aus Gründen der Verhältnismäßigkeit vorrangig zur Anwendung gelangen müssten. Unverhältnismäßig wäre es auch, wenn die Kraftwerksbetreiber vollumfänglich zur Datenbereitstellung verpflichtet wären, auch wenn sie über Ziffer 3 (KWK-Anlagen) bzw. Ziffer 10 (Regelenergie und Besicherung) privilegiert seien. Bei der Regelung in Tenorziffer 5 zum energetischen Ausgleich über den Intraday-Markt habe die Bundesnetzagentur offensichtlich ermessensfehlerhaft verkannt, dass es - nach ihren Erfahrungen - vor dem Hintergrund der Größe der Redispatch-Volumina in vielen Fällen keine ausreichende Nachfrage für die angebotenen Überschussmengen bzw. ein hinreichendes Angebot für die notwendigen Fehlmengen am Intraday-Markt gebe. Insofern sei alles andere als sichergestellt, dass das energetische Ausgleichsgeschäft über den Intraday-Markt abgewickelt werden könne, erst recht nicht zu den durch die BK8- Festlegung festgesetzten Vergütungssätzen. Zudem könne die Sicherstellung des energetischen Ausgleichs systemschädliche Auswirkungen haben. Diese Gefahr bestehe in Fällen des Bilanzausgleichs für spannungsbedingten Redispatch, in denen gerade kein Kraftwerkspaar, sondern ein einzelnes Kraftwerk eingesetzt werde. Es bestehe die Möglichkeit, dass bei der Ausführung des Intraday-Geschäfts ein Kraftwerk angewiesen werde, das in der Nähe des Engpasses liege und die eigentliche Redispatch-Maßnahme konterkariere oder sogar einen weiteren Blindleistungsengpass verursache. Insofern erschließe sich nicht, warum nicht auch bei strombedingten Redispatch-Fällen Intraday-Geschäfte erlaubt sein könnten. Die Lasten des Redispatch beträfen nicht alle Kraftwerksbetreiber gleichermaßen, sondern vornehmlich diejenigen, die "günstig" in der Nähe zu chronisch gefährdeten Engpassstellen lägen. Damit würden die betroffenen Kraftwerksbetreiber ohne sachlichen Grund systematisch ungleich behandelt. Dies stelle einen Verstoß gegen den Gleichheitssatz iSd. Art. 3 GG dar. Die Ungleichbehandlung bestehe darin, dass die betroffenen Kraftwerksbetreiber wirtschaftlich nicht so wie die anderen nicht betroffenen Kraftwerksbetreiber gestellt würden, die ihre Kapazitäten weiterhin flexibel am Markt anbieten und damit die Chancen aus alternativen Vermarktungsmöglichkeiten realisieren könnten. Die Frage der Ungleichbehandlung sei damit im engen Kontext zur angemessenen Vergütung zu sehen. Ein sachlicher Rechtfertigungsgrund sei nicht zu erkennen. Die Betroffene beantragt, unter Aufhebung der Festlegung der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012 (Az.: BK6-11/098) die Bundesnetzagentur zur Neubescheidung unter Berücksichtigung der Rechtsauffassung des Gerichts zu verpflichten. Die Bundesnetzagentur beantragt, die Beschwerde zurückzuweisen. Sie verteidigt die angegriffene Festlegung unter Wiederholung und Vertiefung ihrer Gründe. Ergänzend trägt sie vor: Der Neubescheidungsantrag der Betroffenen könne keinen Erfolg haben. Diese habe keinen Anspruch auf den Erlass einer Festlegung zur Ausgestaltung von Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1a S. 3 EnWG. Eine solche stehe im Ermessen der Bundesnetzagentur. Das Aufgreifermessen habe sie ordnungsgemäß ausgeübt. Eine Ermessensreduzierung auf Null, die die begehrte Verpflichtung zur Neubescheidung begründen könnte, sei jedoch nicht gegeben und werde auch von der Betroffenen nicht vorgetragen. Sie habe ihr Aufgreifermessen sachgerecht ausgeübt. Grund für das Aufgreifen der Festlegungsermächtigung aus § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG sei insbesondere der Umstand gewesen, dass die zu diesem Zeitpunkt gelebte Praxis der freiwilligen Vereinbarungen zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung eine diskriminierungsfreie Durchführung von Redispatch-Maßnahmen nach transparenten und eindeutigen Kriterien nicht mehr gewährleistet habe. Trotz der gestiegenen Erforderlichkeit von Markteingriffen zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität hätten einige Kraftwerksbetreiber ihre Teilnahme an Redispatch-Maßnahmen verweigert. Offensichtlich seien auch die in den Netzanschlussverträgen ggf. enthaltenen Klauseln nicht geeignet gewesen, ausreichende Redispatch-Kapazitäten zu gewährleisten. Die zwischen Übertragungsnetzbetreibern und an Maßnahmen teilnehmenden Kraftwerksbetreibern geschlossenen Verträge seien extrem uneinheitlich ausgestaltet. Das praktizierte, rein privatwirtschaftliche Modell sei vor diesem Hintergrund nicht länger geeignet, die Aufrechterhaltung der Systemsicherheit angesichts der zunehmenden Anzahl von Engpässen hinreichend sicher zu stellen. Hinsichtlich der Analyse des Redispatch-Volumens habe sie richtigerweise Countertrading-Maßnahmen mit in die Betrachtung einbezogen, da diese ebenfalls der Engpassbeseitigung dienten. Während in der Vergangenheit das Verhältnis von Countertrading und Redispatch relativ ausgeglichen gewesen sei, würden seit einigen Jahren verstärkt Redispatch-Maßnahmen durchgeführt und würde Countertrading wegen der schlechteren Steuerungsmöglichkeiten im Hinblick auf den Engpass vernachlässigt. Diesen Trend habe sie in ihrer Prognose zur Entwicklung der Redispatch-Mengen und ihren Abwägungen zum Aufgreifermessen berücksichtigt. Schließlich habe sie das Gefahrenpotential drohender Überlastungssituationen und Spannungsgrenzwertverletzungen in ihre Entscheidung mit einbezogen. § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG ermächtige sie zu sämtlichen im Rahmen der Festlegung getroffenen Regelungen. Der Gesetzgeber habe ihr für die praxisgerechte Ausgestaltung von Redispatch einen weiten Spielraum und eine umfassende Regelungskompetenz eingeräumt. Mit den in Tenorziffer 1 der Festlegung geregelten Eingriffsvoraussetzungen überschreite sie die Ermächtigungsgrundlage nicht. Vielmehr handele es sich dabei um eine notwendige Konkretisierung der Eingriffssituation, ohne die die übrigen Regelungen obsolet wären. Die Regelungen in Ziffer 1 stellten Festlegungen zu erforderlichen technischen Anforderungen sowie zur Methodik der Anforderung durch den Übertragungsnetzbetreiber i.S.d. § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG dar. Die für alle Beteiligten transparente Feststellung, in welcher Situation eine Anweisung zur Durchführung von Redispatch-Maßnahmen erfolgen könne, stehe zudem in einem funktionellen Zusammenhang mit dem gesamten Kompetenzgegenstand der Festlegungsermächtigung. Sie seien dem ihr zugewiesenen Kompetenztitel immanent. Im Übrigen sei die Festlegung der Eingriffsvoraussetzungen eine für die Betroffene - als potentiell zur Wirkleistungsanpassung verpflichteten Anlagenbetreiberin - auch begünstigend, weil sie damit überprüfen könne, ob die Voraussetzungen für eine Redispatch-Anweisung vorlägen. Letztlich stellten die Regelungen der Tenorziffer 1 eine Wiederholung der gesetzlich vorgegebenen Voraussetzungen dar und seien insoweit deklaratorisch. Der Verweis auf die Berücksichtigung etablierter, dem anerkannten Stand der Technik entsprechender Methoden zur Berücksichtigung von etwaigen Ausfällen von Netzbetriebsmitteln und von Erzeugungsanlagen bei der Netzbelastungsberechnung stelle eine Vorgehensweise dar, die ohnehin praktiziert werde. Auch die Nennung der Parameter "Überlastung von Betriebsmitteln oder Verletzung betrieblich zulässiger Spannungsbänder" sowie das "n-1 Prinzip" deckten sich mit der allgemeinen Ansicht über das Vorliegen eines kritischen Netzzustands i.S.d. § 13 Abs. 3 EnWG. Die getroffenen Regelungen erweiterten die Befugnisse der Übertragungsnetzbetreiber aus § 13 Abs. 1a Satz 1 und 2 EnWG nicht. Mit den Bezugnahmen in Tenorziffer 2 Satz 3 hinsichtlich der verpflichteten Erzeugungsanlagen sowie in Tenorziffer 3 Satz 3 hinsichtlich der Anweisung zur Wirkleistungsanpassung auf den Netzknoten überschreite sie die Ermächtigungsgrundlage nicht. Die Regelungen ermöglichten die Bestimmung des Kreises der von der Festlegung erfassten Erzeugungs- und Speicheranlagen sowie die Bestimmung des Adressaten einer konkreten Anweisung zur Wirkleistungsanpassung im Einzelfall. Sie stellten eindeutig Konkretisierungen des Adressatenkreises dar, die ausdrücklich vom Kompetenzgegenstand der Festlegungsermächtigung erfasst seien. Bei der Bezugnahme auf den Netzknoten handele es sich um einen Aspekt der inhaltlichen Ausgestaltung dieses Regelungsgegenstandes. Der netzknotenbezogenen Anweisung nach Ziffer 3 Satz 3 habe die Überlegung zugrunde gelegen, dem angewiesenen Betreiber bei der Umsetzung der Redispatch-Maßnahme möglichst viel Flexibilität einzuräumen, indem er das Recht zur Auswahl der konkret eingesetzten Anlage erhalte. Um innerhalb der Regelungen der Festlegung konsistent zu bleiben, sei eine entsprechende Bezugnahme auf den Netzknoten ebenfalls bei der Regelung der grundsätzlich von der Festlegung erfassten Anlagen in Ziffer 2 Satz 3 eingefügt worden. Entgegen der Ansicht der Betroffenen sei die in Tenorziffer 3 Satz 2 der streitgegenständlichen Festlegung vorgesehene Befugnis der Übertragungsnetzbetreiber zur Anweisung eines Wirkleistungsbezugs von § 13 Abs. 1a EnWG gedeckt. Es handele sich lediglich um eine Klarstellung, die - auf Wunsch verschiedener am Festlegungsverfahren Beteiligter - in den Tenor aufgenommen worden sei, um Missverständnissen und Wertungswidersprüchen bei der späteren Durchführung von Eingriffen zur Wirkleistungsanpassung vorzubeugen. Die Möglichkeit zur Anweisung eines Wirkleistungsbezugs ergebe sich unmittelbar aus § 13 Abs. 1a EnWG. Der Wortlaut der Norm enthalte zwar nur den Begriff der "Einspeisung". Allerdings seien Speicheranlagen ohne jedwede Beschränkung auf eine ihrer möglichen Einsatzmöglichkeiten explizit in den Adressatenkreis der Regelung aufgenommen worden. Dies sei gerade als Bezugnahme auf ihre besondere, diese von anderen Erzeugungsanlagen unterscheidende Fähigkeit zum Speichern von Energie durch den Bezug und die Umwandlung derselben in Lageenergie zu sehen. Andernfalls wäre die Nennung von Speicheranlagen redundant, da diese bereits von "Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie" erfasst seien. Insofern hätte es keiner expliziten Nennung bedurft. Dies spreche dafür, dass Speicheranlagen sowohl zur Erhöhung ihrer Wirkleistungseinspeisung, als auch zur Reduzierung derselben bis hin in den negativen Bereich und damit zum Wirkleistungsbezug angewiesen werden könnten. Dies entspreche darüber hinaus dem Sinn und Zweck der Regelung. Die Befugnis der Übertragungsnetzbetreiber zur Anweisung von Redispatch-Maßnahmen diene der Erweiterung der zur Verfügung stehenden Instrumente zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität. Die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems sei letztlich das zentrale Schutzgut des § 13 EnWG. Wenn daher bei einem Engpass ohnehin eine Erhöhung und eine Absenkung der Wirkleistungseinspeisung erforderlich sei, um die Systemstabilität aufrecht zu erhalten, sei nicht ersichtlich, warum dabei nicht auf die technische Möglichkeit von Speicheranlagen, Wirkleistung zu beziehen, zurückgegriffen werden sollte, sofern dies die effektivste Möglichkeit zur Beseitigung des akuten Engpasses darstelle. Dabei sei zu berücksichtigen, dass es in der Zeit vor der Festlegung der Praxis entsprochen habe, dass sich auch Speicheranlagen im Pumpbetrieb an Redispatch-Maßnahmen beteiligten. Die Einsatzreihenfolge in Tenorziffer 4 diene der Bestimmung des Adressaten einer Anweisung im Falle einer konkreten Engpasssituation und konkretisiere damit den Adressatenkreis i.S.v. § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG. Bei der seitens der Betroffenen beanstandeten Regelung in Tenorziffer 5 der Festlegung (Sicherstellung des energetischen Ausgleichs) handele es sich um eine an die Übertragungsnetzbetreiber und nicht an die Erzeugungsanlagenbetreiber gerichtete Verpflichtung. Insofern sei bereits nicht ersichtlich, inwiefern die Betroffene von der Regelung betroffen sein solle. Ungeachtet dessen sei die in Rede stehende Regelung auf die Gewährleistung der bilanziellen Neutralität der Redispatch-Maßnahme bzw. der Maßnahme zur spannungsbedingten Anpassung der Wirkleistungseinspeisung gerichtet, deren Notwendigkeit sich ohnehin aus den Vorschriften des EnWG und der StromNZV ergebe. Im Übrigen sei der energetische Ausgleich bei Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG - soweit erforderlich - gelebte Praxis. Die Festlegung verstoße auch nicht gegen sonstige grundlegende Prinzipien des EnWG. Ein Verstoß gegen die innere Systematik des § 13 EnWG (Stufenverhältnis) liege nicht vor. § 13 Abs. 1a EnWG beziehe sich nach seinem klaren Wortlaut auf marktbezogene Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG. Er nehme damit gerade keine Zwischenstufe zwischen anderen (u.U. freiwilligen) marktbezogenen Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG und Zwangsmaßnahmen gemäß § 13 Abs. 2 EnWG ein. Das Verhältnis einer Anweisung zur Wirkleistungsanpassung zu netzbezogenen Maßnahmen ergebe sich bereits aus § 13 EnWG selbst. Insofern bestehe keine schließungsbedürftige Regelungslücke. Das Fehlen entsprechender Regelungen könne damit auch nicht die Unverhältnismäßigkeit der Festlegung begründen. Die Aufteilung der Regelungsgegenstände in zwei Festlegungen verstoße nicht gegen die Junktimvorgabe in § 13 Abs. 1a EnWG, sondern basiere auf der Zuständigkeitsverteilung der Beschlusskammern der Bundesnetzagentur, die verfahrensunabhängig und abstrakt in der Geschäftsordnung der Bundesnetzagentur geregelt sei. Eine Rechtsverletzung der Betroffenen sei damit nicht verbunden. Tenorziffer 1 stehe nicht im Widerspruch zu den Entflechtungsvorgaben des EnWG. Die Betroffene verkenne, dass die Befugnis zur verbindlichen Anweisung einer Wirkleistungsanpassung nicht erst aus der Festlegung der Beschlusskammer 6 folge, sondern bereits vom Gesetzgeber mit der Einführung des § 13 Abs. 1a EnWG auf die Übertragungsnetzbetreiber übertragen worden sei. Die streitgegenständliche Festlegung gestalte diesen gesetzlich vorgesehenen Eingriff lediglich aus. Ein Missbrauch des in § 13 Abs. 1a EnWG normierten Anweisungsrecht zur Umgehung der Netzausbaupflichten sei in diesem Zusammenhang abwegig. Die Wirkungsweise der Merit Order (Tenorziffer 4) führe nicht zu einem unnötig hohen Redispatch-Volumen. Die Vorgaben der Festlegung für das Erstellen der Merit Order für hochfahrende und für einzusenkende Kraftwerke seien nicht voneinander isoliert zu betrachten. Sie dürften vor allem nicht losgelöst von dem Ziel der Wirkleistungsanpassung als Selbstzweck begriffen werden. Die Regeln zur Merit Order führten zu einer volkswirtschaftlichen Optimierung, die sich in einer Kostenminimierung der Redispatch-Maßnahme niederschlage, da so den für die Wirkleistungserhöhung zu zahlenden Vergütungen möglichst hohe Erlöse als Gegenposition gegenüberstünden. Dadurch würden "beide Seiten" des Netzengpasses, also hochfahrende und einsenkende Kraftwerke, sowohl hinsichtlich ihrer physikalischen Wirkung als auch hinsichtlich ihrer Kosten berücksichtigt. In diesem Zusammenhang dürfe nicht vernachlässigt werden, dass beim strombedingten Redispatch die auszuwählenden Anlagen auf beiden Seiten des Engpasses einander bedingten. Zur Aufrechterhaltung des Leistungsgleichgewichts im Netz müsse die Änderung der Wirkleistungseinspeisung auf beiden Seiten des Engpasses in Summe energetisch ausgeglichen sein. Daher erfolge in der Praxis keine voneinander losgelöste Auswahl der zur Beseitigung des Engpasses heranzuziehenden Anlagen. Vielmehr werde unter Berücksichtigung der Kriterien der netzstützenden Wirkung und der Kosten der Anlagen, die sich in der Merit Order widerspiegelten, eine ganzheitliche Optimierung für den betreffenden Engpass vorgenommen, um diesen volkswirtschaftlich effizient beheben zu können. Damit würden zugleich die in § 1 Abs. 1 EnWG formulierten Ziele des EnWG verwirklicht, eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität bereitzustellen. Bei der Optimierung komme dem Kriterium der netzstützenden Wirkung eine besondere Bedeutung zu, da diese die zur Engpassbeseitigung erforderliche Wirkleistungsänderung und damit das notwendige Redispatch-Volumen determiniere. Soweit der Betroffenen die konkrete Vergütungshöhe missfalle, verkenne sie, dass die Frage der konkreten Ermittlung des zu entrichtenden Entgelts und dessen Höhe im Parallelverfahren im Rahmen der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 zu klären sei. Die Festlegung sei hinreichend bestimmt i.S.d. § 37 Abs. 1 VwVfG. Sie richte sich ausschließlich an Marktteilnehmer, die den Regelungsgegenstand der Festlegung aufgrund ihrer Sachkenntnis und Erfahrung selbstverständlich genau kennen. Dies gelte für die Verwendung von unbestimmten Rechtsbegriffen in Tenorziffer 1 wie beispielsweise "gesicherte Erkenntnisse", "akute Überbelastung" oder "etablierte, dem anerkannten Stand der Technik entsprechende Methoden" ebenso, wie für den Verweis auf die "gelebte Praxis", die den Adressaten der Festlegung bestens bekannt sei. Auch bestehe keine Unklarheit hinsichtlich des räumlichen Anwendungsbereichs der Festlegung. Maßgeblich sei der räumliche Anwendungsbereich des EnWG, der sich auf das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland beschränke. Ferner finde das EnWG nach § 109 Abs. 2 EnWG Anwendung auf alle Verhaltensweisen, die sich im Geltungsbereich dieses Gesetzes auswirkten, auch wenn sie außerhalb des Geltungsbereichs dieses Gesetzes veranlasst würden. Darüber hinaus lege § 57 Abs. 2 EnWG ein geregeltes Verfahren fest, nach dem sich bestimme, ob und inwieweit eine Regulierung von im Ausland gelegenen Anlagen oder Energieversorgungsnetzen durch die Bundesnetzagentur erfolge. Die Bildung der Merit Order gemäß Tenorziffer 4 sei bestimmt und eindeutig. Entscheidend sei der Quotient aus netzstützender Wirkung und der für die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zu entrichtenden Vergütung. Die Merit Order gewährleiste die notwendige netzphysikalische Wirkung der Maßnahme zur Wirkleistungsanpassung sowie deren volks- und betriebswirtschaftliche Effizienz. Damit würden zugleich die in § 1 Abs. 1 EnWG formulierten Ziele des EnWG verwirklicht. Beide Komponenten zur Berechnung des Quotienten seien bestimmbar. Die abstrakte Vorgehensweise zur Ermittlung der Merit Order sei vollständig in der streitgegenständlichen Festlegung geregelt. Es handele sich dabei um eine von der Frage der konkreten Höhe der Vergütung unabhängige Methodik. Die Frage der konkreten Ermittlung des zu entrichtenden Entgelts sei im Parallelverfahren zu klären, da die Kriterien für die Bestimmung der Vergütung im Rahmen der Festlegung der BK 8 festgelegt worden seien. Darüber hinaus stehe die Vorgabe zur Bestimmung der Merit Order nicht im Widerspruch zu den weiteren Regelungen bezüglich der Bestimmung des Adressaten einer Anweisung zur Wirkleistungsanpassung in Tenorziffer
6. Die anlagenscharfe Aufstellung der Merit Order folge daraus, dass der Übertragungsnetzbetreiber den Quotienten aus netzstützender Wirkung und - der sich aus der Festlegung der Beschlusskammer 8 ergebenden - Vergütung für jede einzelne Anlage bilde. Die konkrete Anweisung zur Wirkleistungsanpassung sei sodann an den Betreiber der "Platz-1-Anlage" zu richten, jedoch nicht auf Umsetzung der Maßnahme durch diese konkrete Anlage, sondern hinsichtlich sämtlicher, von ihm an dem fraglichen Netzknoten angeschlossenen Anlagen, um dem Anlagenbetreiber ein gewisses Maß an Flexibilität einzuräumen. Auch wenn verschiedene situationsspezifische Netzknotenbegriffe existierten, sei die im Rahmen der streitgegenständlichen Festlegung maßgebliche Definition des "Netzknotens" zweifelsfrei bestimmbar. Die angegriffene Festlegung erfasse Betreiber von Erzeugungs- und Speicheranlagen, die an das Hoch- und Höchstspannungsnetz angeschlossen seien. Im Kontext der Festlegung könne es sich bei einem Netzknoten folglich allein um den Anschlusspunkt dieser Anlagen an das Elektrizitätsversorgungsnetz handeln. Innerhalb der Begründung der Festlegung würden auch die Begriffe "Netzanschlusspunkt" und "Anschlusspunkt" verwendet. Auch bei einem getrennten Zwei-Sammelschienen-Betrieb bestünden keine Unklarheiten. Wirkten die Sammelschienen auf verschiedene Netzelemente, stelle jede Sammelschiene einen Netzknoten dar. Entgegen der Ansicht der Betroffenen regle die Festlegung auch, welches der betroffenen Kraftwerke an einem Netzknoten die Anweisung ausführen solle und welche Kostenhöhe der Übertragungsnetzbetreiber bei der Aufstellung der Einsatzreihenfolge zu berücksichtigen habe. Die Merit Order sei nach Ziffer 4 anlagenscharf aufzustellen, die Anweisung zur Wirkleistungsanpassung erfolge jedoch für die Gesamtheit aller Anlagen eines Betreibers an einem Netzknoten. Dem Anlagenbetreiber verbleibe dadurch das Auswahlrecht, welche Anlage konkret zur Umsetzung der Anweisung eingesetzt werde. Tenorziffer 10 der angegriffenen Festlegung sei hinreichend bestimmt. Nach der getroffenen Regelung seien sämtliche Leistungsscheiben, die für die Erbringung von Regelenergie und zur Besicherung vorgehalten werden, freigestellt. Sofern die Heranziehung einer Leistungsscheibe bei der Umsetzung einer Anweisung eine Verletzung der Anforderungen der Sekundärregelreserve oder Minutenreserve bedeuten würde, sei diese Leistungsscheibe nach der eindeutigen Regelung der angegriffenen Festlegung freigestellt. Insofern bestünden auch keine Unsicherheiten hinsichtlich der in Ziffer 8 geregelten Meldepflichten der Anlagenbetreiber. Diese hätten dem Übertragungsnetzbetreiber freie Leistungsscheiben bezogen auf die Gesamtheit der von ihnen betriebenen Anlagen an einem Netzknoten zu melden. Nach den Ziffern 3, 8 und 10 freigestellte Leistungsscheiben könnten im Bedarfsfall nicht zur Wirkleistungsanpassung herangezogen werden und seien folglich auch nicht als "frei" zu melden. Der grundsätzliche Entzug der Verantwortlichkeit für den Kraftwerksfahrplan ergebe sich aufgrund der Ausführungen auf Seite 53 der Festlegung. Die Ausführungen konkretisierten und erläuterten Tenorziffer 7., wonach Übertragungsnetzbetreiber und Betreiber von Erzeugungsanlagen einen Kraftwerksfahrplan im Viertelstundenraster austauschten, der Beginn, Ende und zeitlichen Verlauf der Wirkleistungsanpassung beschreibe. Sie habe das ihr hinsichtlich der inhaltlichen Ausgestaltung der Festlegung eingeräumte Ermessen fehlerfrei ausgeübt. Insbesondere habe sie ein marktmäßiges Verfahren zu Recht abgelehnt. Anders als bei den übrigen marktbezogenen Maßnahmen des § 13 Abs. 1 Nr. 2 EnWG bestehe für die erforderlichen Redispatch-Kapazitäten kein Markt. Dem stehe schon der netztopologisch lokale Charakter auftretender Engpässe oder Gefährdungen der Spannungshaltung entgegen. Beleg für den fehlenden Markt sei die Reservekraftwerksverordnung vom 27.06.
7. Der lokale Charakter der auftretenden Engpässe sei derart dominierend, dass sogar die Stilllegung von Erzeugungsanlagen untersagt werden müsse, um die Systemstabilität gewährleisten zu können. Zudem sei zu beachten, dass die seitens des Gesetzgebers gewählte Ausgestaltung des § 13 Abs. 1a EnWG als Anweisungsrecht der Übertragungsnetzbetreiber ebenfalls gegen eine marktmäßige Beschaffung von Redispatch-Leistungen spreche. Ebenfalls frei von Ermessensfehlern sei die Regelung zur Sicherstellung des energetischen Ausgleichs in Ziffer 5 der angegriffenen Festlegung. Es sei nicht ersichtlich, warum Wirkleistungsanpassungen zur Beseitigung von Spannungsgrenzwertverletzungen - und nur in diesem Fall greife die in Rede stehende Regelung - in einem derart großen Ausmaß erfolgen sollten, dass entsprechende Angebote bzw. Fehlmengen nicht am Intraday-Markt gehandelt würden. Zudem übersehe die Betroffene an dieser Stelle, dass eine Durchführung des Ausgleichs über bilaterale Geschäfte ebenfalls möglich sei, wenn eine Veräußerung bzw. Beschaffung der entsprechenden Strommengen am Intraday-Markt im Einzelfall destabilisierende Auswirkungen hätte. Daraus könne jedoch nicht abgeleitet werden, dass Intraday-Geschäfte der Anlagenbetreiber im Falle strombedingter Redispatch-Maßnahmen zulässig sein müssten. Die Festlegung sehe die Beschaffung bzw. Veräußerung von Strommengen am Intraday-Handel einer Strombörse durch den Übertragungsnetzbetreiber gerade nicht für den Fall des strombedingten Redispatch vor, sondern für den Fall der Beseitigung einer Spannungsgrenzwertverletzung. Hinzu komme, dass der energetische Ausgleich durch den Übertragungsnetzbetreiber durchgeführt werde, der - im Gegensatz zu den Anlagenbetreibern - den erforderlichen Überblick über die Netzsituation habe. Es handele sich insofern bereits nicht um eine vergleichbare Situation. Entgegen der Ansicht der Betroffenen habe sie ihren Ermessenserwägungen hinsichtlich des Entzugs der Fahrplanhoheit für die Dauer der angewiesenen Maßnahme keine spekulativen oder gar falschen Annahmen zugrunde gelegt. Eine untertägige Anpassung der Fahrpläne während der Maßnahme durch den angewiesenen Betreiber berge die Gefahr, die systemstabilisierende Maßnahme zu unterlaufen und damit den erstrebten Zweck, die Aufrechterhaltung bzw. Wiederherstellung der Systemsicherheit und-Zuverlässigkeit, zu konterkarieren. Dabei sei insbesondere zu berücksichtigen, dass beim strombedingten Redispatch immer mindestens zwei - häufig sogar mehr - Kraftwerke beteiligt seien. Eine kurzfristige Änderung der Fahrweise eines Kraftwerks erfordere regelmäßig Folgeänderungen bei den anderen beteiligten Kraftwerken, so dass die Komplexität der Engpassbeseitigung für den jeweiligen Systemführer des betroffenen Übertragungsnetzbetreibers durch die Zulassung des Intraday-Handels während der Redispatch-Maßnahme erheblich stiege. Allerdings sei die Einschränkung der untertägigen Fahrplananpassung nicht als absolutes Verbot gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern zu verstehen. Untertägige Fahrplanänderungen könnten im Einzelfall akzeptiert werden, wenn die Situation dies erlaube. Die am Intraday-Markt abgeschlossenen Verträge machten im Vergleich zum Termin- und Spotmarkt ohnehin nur ein marginales Volumen aus. Während das Handelsvolumen am Day Ahead-Markt der EPEX Spot Strombörse im Jahr 2013 für das Marktgebiet Deutschland/Österreich bei 245,6 Mrd. kWh gelegen habe, seien Intraday 19,7 Mrd. kWh gehandelt worden, mithin etwa 8 % der Day Ahead gehandelten Menge (vgl. Anlage BG 1). Vor diesem Hintergrund habe sie die Termin- und Spotmärkte zutreffend als Haupthandelsplatz eingeordnet. Der Ausschluss der angewiesenen Anlagen vom Intraday-Markt und das Einfrieren der Kraftwerksfahrpläne seien erforderlich, um das Ziel der Festlegung, die Erhaltung bzw. Wiederherstellung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungsnetzes, bestmöglich zu gewährleisten. Eine Regelung, durch die die Teilnahme am Intraday-Markt grundsätzlich eröffnet bliebe, ggf. aber den Übertragungsnetzbetreibern ein Vorbehaltsrecht gegen dort getätigte Geschäfte eingeräumt würde, sei jedenfalls nicht gleich geeignet. Die Übertragungsnetzbetreiber müssten sich dann in einer Phase der Netzunsicherheit, in der zeitkritisch Entscheidungen getroffen werden müssten, mit virtuellen Kraftwerksfahrplänen bzw. mit Fahrplanänderungen der angewiesenen Erzeuger auseinandersetzen, anstatt sich auf die erforderliche Widerherstellung der Netzsicherheit konzentrieren zu können. Eine solche Regelung wäre nicht praktikabel. Das Einfrieren der Kraftwerkspläne sei insoweit für alle Anlagen des angewiesenen Betreibers am betreffenden Netzknoten erforderlich, da ansonsten die Möglichkeit bestünde, dass es zu einer Verschärfung des Engpasses bzw. einem Unterlaufen der Redispatch-Maßnahme komme. Flexibilitätseinbußen seien seitens der Erzeuger insoweit im Interesse der Aufrechterhaltung der Systemsicherheit hinzunehmen. Die Festlegung sei auch verhältnismäßig im engeren Sinne. Die Sicherheit der Energieversorgung sei ein Gemeinschaftsinteresse höchsten Ranges. Zögerliche oder ineffiziente Maßnahmen könnten in einer Engpasssituation zur Verletzung des n-1- Prinzips oder in der Folge letztlich sogar zum Schwarzfall des Übertragungsnetzes und damit zu unabsehbaren europaweiten Schäden führen. Die Festlegung verstoße darüber hinaus nicht gegen Grundrechte. Eine ungerechtfertigte Diskriminierung durch den Auswahlmechanismus (Tenorziffer 4) sei nicht erkennbar. Dass bestimmte Erzeugungsanlagen häufiger zu Redispatch herangezogen würden als andere, stelle eine gerechtfertigte Ungleichbehandlung und damit keinen Verstoß gegen Art. 3 GG dar. Die unterschiedliche Häufigkeit der Heranziehung sei dadurch bedingt, dass aufgrund des netztopologisch lokalen Charakters der netztechnischen Probleme für die effektive Störungsbeseitigung tatsächlich meist nur wenige Netzknoten in Betracht kämen. Erzeugungsanlagen an räumlich weiter vom Netzengpass entfernt liegenden Netzknoten könnten aus technischen Gründen nicht in annähernd gleich effektiver Weise zur Beseitigung der Netzstörung beitragen. Die netzstützende Wirkung sei somit maßgeblicher Faktor. Die Regelung sei folglich diskriminierungsfrei, weil sie allein auf die technische Notwendigkeit zur Durchführung einer Wirkleistungsanpassung wegen einer Störung des Übertragungsnetzes und damit auf einen aus den tatsächlichen Gegebenheiten folgenden Sachgrund abstelle. Eine etwaige unzureichende Vergütung müsse im Parallelverfahren gegen die Festlegung der BK8 gerügt werden. Eine Ungleichbehandlung folge aber auch nicht daraus, dass die nicht an der Redispatch-Maßnahme mitwirkenden Kraftwerksbetreiber ihre Vermarktungsmöglichkeiten weiterhin uneingeschränkt ausschöpfen könnten. Die Vermarktungsmöglichkeiten seien durch Redispatch größtenteils schon nicht eingeschränkt. Insbesondere sei die Vermarktung der Kraftwerke auf dem Day-Ahead-Markt ohne Einschränkung möglich. Der angewiesene Anlagenbetreiber stehe nach der Durchführung der Redispatch-Maßnahme wirtschaftlich so als wäre der ursprünglich gemeldete Fahrplan umgesetzt worden und die angeordnete Maßnahme hätte nicht stattgefunden. Lediglich die Vermarktung auf dem Intraday-Markt unterliege Einschränkungen. Der Entzug der Verantwortlichkeit für den Kraftwerkseinsatzplan sei aber zu Recht erfolgt. Insoweit sei eine etwaige Ungleichbehandlung jedenfalls gerechtfertigt. Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstandes wird auf die zu den Akten gereichten Schriftsätze und Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang sowie das Protokoll zur Senatssitzung verwiesen. B. Die zulässige Beschwerde ist teilweise begründet. Die Festlegung ist aus den mit den Verfahrensbeteiligten in der Senatssitzung erörterten Gründen rechtswidrig und die Betroffene dadurch in ihren Rechten verletzt. Allerdings führt dies lediglich zur Aufhebung der Festlegung. I. Die form- und fristgerecht eingelegte Beschwerde ist zulässig, insbesondere ist sie als Bescheidungsbeschwerde statthaft (§§ 75 Abs. 1, 78 Abs. 1, 3, 83 Abs. 4 EnWG). Die Betroffene erstrebt mit dem Neubescheidungsantrag nicht vorrangig die Beseitigung der Festlegung, sondern eine Korrektur hinsichtlich einzelner, ihrer Ansicht nach rechtswidriger Regelungen. Dieses Rechtsschutzziel kann sie jedoch nur im Wege der Verpflichtungs- bzw. Bescheidungsbeschwerde erlangen. Zwar steht der Erlass und die Ausgestaltung der Festlegung im Ermessen der Bundesnetzagentur, die Betroffene hat jedoch einen Anspruch auf eine ermessensfehlerfreie Entscheidung. § 13 Abs. 1a EnWG dient auch dem Schutz der Interessen der Betroffenen als Anlagenbetreiber. Dies ergibt sich schon daraus, dass ein Eingriff nur gegen "angemessene Vergütung" zulässig ist. Eine Berücksichtigung der Interessen der Anlagenbetreiber ergibt sich jedoch nicht erst auf der Stufe der Vergütung, sondern bereits beim Eingriff selbst, da dieser in die Berufsausübungsfreiheit der Anlagenbetreiber nach Art. 12 Abs. 1 GG eingreift. Damit kann das Bestehen eines subjektiven Rechts der Betroffenen auf die begehrten Korrekturen nicht von vornherein verneint werden (vgl. BGH, Beschluss vom 15.05.2012, EnVR 46/10 , RN 16). II. Die Beschwerde ist, soweit mit ihr inzidenter die Aufhebung der Festlegung begehrt wird, begründet. Die Festlegung ist hinsichtlich der Tenorziffern 2 Satz 3 (netzknotenbezogene Nennwertgrenze) und 3 Satz 2 (Wirkleistungsbezug durch Speicheranlagen) materiell rechtswidrig. Im Übrigen sind die Regelungen der Festlegung nicht zu beanstanden. Da die Festlegung inhaltlich nicht teilbar ist, ist sie jedoch insgesamt aufzuheben. Ein Neubescheidungsanspruch steht der Betroffenen nicht zu. Ein Neubescheidungsanspruch kommt schon deshalb nicht in Betracht, weil § 29 Abs. 1 EnWG i.V.m. § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG der Bundesnetzagentur ermöglicht, zu entscheiden, ob sie überhaupt eine Regelung von Redispatch-Maßnahmen und ihrer Vergütung trifft. Ein Neubescheidungsausspruch würde diese Ermessensentscheidung, das Aufgreifermessen ("ob"), unzulässig einschränken. Eine Ermessensreduzierung auf Null ist weder dargelegt noch ersichtlich.
8. Ermächtigungsgrundlage Die Bundesnetzagentur war gemäß § 13 Abs. 1a EnWG grundsätzlich zum Erlass der streitgegenständlichen Festlegung ermächtigt. Die Tenorziffern 2 Satz 3 und 3 Satz 2 sind jedoch von dieser Ermächtigungsgrundlage nicht mehr gedeckt. Die gegen weitere Tenorziffern unter dem Gesichtspunkt der fehlenden Ermächtigungsgrundlage erhobenen Rügen der Betroffenen sind allerdings unbegründet. 1.
9. Voraussetzungen Aufgrund des mit Wirkung zum 04.08.2011 neu in das Energiewirtschaftsgesetz eingefügten § 13 Abs. 1a EnWG sind Betreiber von Anlagen zur Speicherung und zur Erzeugung von elektrischer Energie mit einer näher bestimmten Nennleistung im Falle der Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems kraft Gesetzes verpflichtet, auf Anforderung durch den jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber gegen angemessene Vergütung die Wirkleistungs- oder Blindleistungseinspeisung anzupassen. Nach der bis zum 27.12.2012 geltenden Fassung bezog sich diese Verpflichtung ursprünglich auf Betreiber von Erzeugungsanlagen und Speichern mit einer Nennleistung ab 50 MW und einer Spannung von mindestens 110 kV. Durch das dritte Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftlicher Vorschriften vom 20.12.2012 ist der Anwendungsbereich von Absatz 1a dahingehend ausgeweitet worden, dass mit Wirkung ab dem 28.12.2012 Anlagen zur Speicherung und zur Erzeugung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 10 MW zur Anpassung verpflichtet sind. Die Ausweitung ist bis zum 31.12.2017 befristet (vgl. Art. 2 Nr. 3 i.V.m. Art. 8 Abs. 2 des Dritten Gesetzes zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 20.12.2012, BGBl. I. S. 2743). Schon vor der Einfügung des Abs. 1a in § 13 EnWG standen den Übertragungsnetzbetreibern gemäß § 13 EnWG ein Stufensystem von Maßnahmen im Netz und gegenüber Netznutzern auf Erzeuger- und Verbraucherseite zu ( BT-Drs. 15/3917 vom 14.10.2004, S. 57), um die ihnen nach §§ 12 , 13 EnWG übertragene Systemverantwortung ausüben zu können. Ist die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in ihrer Regelzone gefährdet oder gestört, sind sie gemäß § 13 Abs. 1 Satz 1 EnWG auf einer ersten Stufe berechtigt und verpflichtet, netzbezogene (Nr. 1) oder marktbezogene (Nr. 2) Maßnahmen zu ergreifen. Netzbezogene Maßnahmen iSv. § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EnWG betreffen lediglich den technischen Netzbetrieb ohne Kosten und Beeinträchtigungen von Netznutzern zu verursachen (Bourwieg in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG,
10. Aufl., § 13 RN 12; König in: BerlKommEnR,
11. Aufl., § 13 RN 15 m.w.N.), wie beispielsweise die Beeinflussung der Lastflüsse im Netz durch Schaltungen sowie die Ausnutzung betrieblich zulässiger Toleranzbänder (vgl. TransmissionCode 2007, Anhang A
12. S.1). Marktbezogene Maßnahmen iSv. § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG sind solche, die die Netznutzer mit einbeziehen und regelmäßig auf der Grundlage entsprechender vertraglicher Vereinbarungen gegen Vergütung getroffen werden (Bourwieg in: Britz/Hellermann/Hermes, a.a.O., § 13 RN 13, König in: BerlKommEnR, a.a.O., § 13 RN 21 m.w.N). Dazu gehört auch der Redispatch von Erzeugungsanlagen. In der Vergangenheit erfolgten Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG aufgrund freiwilliger Vereinbarungen zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Kraftwerksbetreibern. Reichen netz- und marktbezogene Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 und 2 EnWG nicht aus, um eine Gefährdungs- oder Störungssituation rechtzeitig und vollständig abzuwenden, sind die Übertragungsnetzbetreiber auf einer zweiten Stufe berechtigt und verpflichtet, auf gesetzlicher Grundlage sogenannte Notfallmaßnahmen gemäß § 13 Abs. 2 EnWG zu ergreifen (vgl. BT-Drs. 15/3917, S. 57 ), indem sie sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anpassen oder diese Anpassung verlangen. Gemäß § 13 Abs. 2a Satz 1 EnWG müssen die Übertragungsnetzbetreiber bei Maßnahmen gemäß Abs. 1, Abs. 1a und Absatz 2 die Verpflichtungen nach § 8 Abs. 1 EEG und § 4 Abs. 1, Abs. 2 Satz 2 KWKG einhalten (sog. EE-/KWK-Vorrangprinzip). Zur Einführung des § 13 Abs. 1a EnWG sah sich der Gesetzgeber deshalb veranlasst, weil entsprechende Befugnisse der Übertragungsnetzbetreiber zur Wirkleistungsanpassung in der Vergangenheit teilweise von Kraftwerksbetreibern entweder in Frage gestellt oder die Wirk- und Blindleistungserzeugung von der Kostenerstattung abhängig gemacht wurde oder einzelne Kraftwerksbetreiber an Maßnahmen wie dem Redispatch gar nicht mitwirkten. Der neu eingefügte Absatz 1a sollte daher nach den Ausführungen des Gesetzgebers einen Ausgleich zwischen den wechselseitigen Interessen schaffen, indem Anpassungsbefugnisse gegenüber größeren Kraftwerken gegen Zahlung einer angemessenen Vergütung unmittelbar gesetzlich vorgegeben werden ( BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71). § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG ermächtigt die Regulierungsbehörde, Festlegungen zu treffen zur Konkretisierung des Adressatenkreises der Regelung in § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG, zu erforderlichen technischen Anforderungen, die gegenüber den Betreibern betroffener Erzeugungsanlagen aufzustellen sind, zu Methodik und Datenformat der Anforderung durch den Betreiber von Übertragungsnetzen sowie zu Kriterien für die Bestimmung der angemessenen Vergütung. Von dieser Ermächtigung hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur durch die angegriffene Festlegung vom 30.10.2012 (BK6-11/098) Gebrauch gemacht. 1.
13. Tenorziffer 2 Satz 3: Die Regelung in Tenorziffer 2 Satz 3 der Festlegung ist jedoch nicht von der Ermächtigung gemäß § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG gedeckt und daher rechtswidrig. Zwar ist die Bundesnetzagentur gemäß § 13 Abs. 1a Satz 3,
14. Alt. EnWG grundsätzlich zur Konkretisierung des Adressatenkreises berechtigt. Die Tenorziffer 2 regelt auch den Adressatenkreis. Zu Recht ist von Anlagenbetreibern jedoch eingewandt worden, dass die Regelung den Adressatenkreis durch die netzknotenbezogene Betrachtungsweise entgegen der Vorgaben in § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG unzulässig erweitert. Nach Tenorziffer 2 Satz 1 der Festlegung erstreckt sich die Verpflichtung, sich der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung durch die Übertragungsnetzbetreiber zu unterwerfen, auf alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie mit einer elektrischen Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW. Maßgeblich ist nach Tenorziffer 2 Satz 3 der Festlegung die Summe der Netto-Nennwirkleistungen aller an einem Netzknoten, also demselben Netzanschlusspunkt angeschlossenen Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie eines Betreibers (siehe nachfolgende Ausführungen unter Ziffer 2.2.1.). Dadurch werden aber auch Anlagen verpflichtet, die für sich gesehen unter der Nennwertgrenze von 50 MW liegen. Wie sich in der mündlichen Verhandlung vom 21.01.2015 ergeben hat, rechnen mehrere Kraftwerksbetreiber, die kleinere Anlagen als 50 MW an einem Netzknoten betreiben, mit der Heranziehung ihrer Anlagen oder sind sogar schon konkret vom Übertragungsnetzbetreiber angesprochen worden. § 13 Abs. 1a EnWG unterwirft dem Redispatch jedoch nur Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie und Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie - zum Zeitpunkt des Erlasses der Festlegung - mit einer Nennleistung von ursprünglich 50 MW. Zwar ist seit dem Inkrafttreten des dritten Gesetzes zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften (BGBl. 2012, I, S. 2743f.) am 28.12.2012 die Nennleistungsgrenze auf 10 MW herabgesetzt worden, so dass zumindest ab diesem Zeitpunkt die Einbeziehung von Anlagen ab 10 MW nach § 13 Abs.1a EnWG zulässig wäre. Allerdings werden durch die netzknotenbezogene Regelung auch Anlagen mit einer Nennleistung unter 10 MW erfasst. Die netzknotenbezogene Betrachtungsweise der Bundesnetzagentur ist im Gesetz nicht vorgesehen. Die Mindestnennleistungsgrenze von ursprünglich 50 MW (jetzt 10 MW) des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG bezieht sich nicht auf die addierte Nennwirkleistung aller an einem Netzknoten angeschlossener Anlagen eines Betreibers, sondern auf die jeweiligen Einzelanlagen (Erzeugungseinheit). Dies ergibt die Auslegung der Vorschrift nach Wortlaut, Gesetzesbegründung, Systematik und Sinn und Zweck. Dem Wortlaut der Vorschrift lässt sich nicht entnehmen, dass sich die Mindestnennleistungsgrenze auf alle in der Verantwortung eines Betreibers stehenden Anlagen an einem Netzknoten bezieht. Der Begriff des Netzknotens wird ebenso wenig genannt wie die Formulierung "Anlagen mit einer Nennleistung von insgesamt 50 MW". Auch aus der Verwendung des Wortes "Anlagen" im Plural folgt nicht, dass der Gesetzgeber auf eine netzknotenbezogene Betrachtung der Mindestnennleistungsgrenze abstellen wollte. Die Verwendung des Plurals macht lediglich deutlich, dass alle Anlagenbetreiber, unabhängig von der Zahl ihrer Anlagen, verpflichtet sind. Die Verwendung des Singulars, wonach "Betreiber einer Anlage zur Speicherung von elektrischer Energie und einer Anlage zur Erzeugung von elektrischer Energie" zum Redispatch verpflichtet sind, hätte demgegenüber zu Unklarheiten über den Umfang der Verpflichtung geführt (nur Betreiber mit einer einzigen Anlage). Dass der Verwendung des Plurals nicht die von der Bundesnetzagentur beigemessene Bedeutung zukommt, zeigt sich auch daran, dass im weiteren Verlauf des Satzes 1 auf "die Erzeugungsanlage" im Singular abgestellt wird ("in Abstimmung mit dem Betreiber desjenigen Netzes, in das die Erzeugungsanlage eingebunden ist"). Ansonsten hätte es heißen müssen "in das die Erzeugungsanlagen eines Betreibers eingebunden sind". Damit spricht schon der Wortlaut dafür, dass bei der Mindestnennwertgrenze auf die einzelne Anlage (Erzeugungseinheit) abzustellen ist. Auch die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur ist im Verwaltungsverfahren zunächst nicht von einem netzknotenbezogenen Verständnis des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG ausgegangen, sondern hat in ihrem Eckpunktepapier vom 06.01.2012 (Bl. 496ff, 498 VV) "alle Blöcke von Erzeugungs- und Speicheranlagen mit einer elektrischen Nennleistung ab 50 MW" als verpflichtet angesehen. Erst auf Anregung einzelner Netzbetreiber (W.-AG, Bl. 803f. VV, Y.,, Bl. 857f. VV) hat die Bundesnetzagentur eine netzknotenbezogene Betrachtungsweise favorisiert. Die Gesetzesmaterialien sprechen ebenfalls dafür, dass sich die Nennleistungsgrenze auf die jeweilige Anlage und nicht auf sämtliche Anlagen eines Betreibers an einem Netzknoten bezieht. Nach der Gesetzesbegründung schafft der neu eingeführte Absatz 1a einen Ausgleich zwischen den wechselseitigen Interessen, indem Anpassungsbefugnisse "gegenüber größeren Kraftwerken" gegen Zahlung einer angemessenen Vergütung unmittelbar gesetzlich vorgegeben werden ( BT-Drs. 17/6072, S. 71 ). Verpflichtet werden sollen danach nur "größere Kraftwerke". Diese Vorgabe steht jedoch einer netzknotenbezogenen Betrachtung entgegen, da diese auch die Verpflichtung kleinerer Kraftwerke zur Folge hätte. Dass kleinere Anlagen zunächst nicht einbezogen werden sollten, zeigt aber auch die Absenkung der Leistungsgrenze von 50 MW auf 10 MW durch das dritte Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften (BGBl. 2012, I, S. 2743f.). Wäre der Gesetzgeber von einem netzknotenbezogenen Verständnis ausgegangen, wären Anlagen unterhalb der 50 MW-Grenze, soweit sie an einem Netzknoten liegen, von der ursprünglichen Regelung bereits erfasst gewesen. Die Begründung der Gesetzesänderung enthält jedoch keinerlei Hinweise darauf, dass der Gesetzgeber mit der Absenkung nun zusätzlich diejenigen Anlagen erfassen wollte, die nicht schon ohnehin über den Netzknoten verpflichtet waren. Er führt lediglich aus, dass die Leistungsgrenze zur Bestimmung der betroffenen Kraftwerke von 50 auf 10 Megawatt gesenkt würde, weil die Erfahrungen im Umgang mit Versorgungsengpässen im Winter 2011/12 gezeigt hätten, dass auch diese Kraftwerke mit geringerer Leistung entscheidenden Einfluss auf den Erhalt der Systemstabilität haben könnten. Vor diesem Hintergrund erschien ihm eine Absenkung des Schwellenwertes und damit eine Ausweitung des Kreises der potentiell Verpflichteten zielführend ( BT-Drs. 17/11705, S. 50 ). Dass der Gesetzgeber wie schon in der Begründung zur vorherigen Fassung erneut von "Kraftwerken" ("betroffenen Kraftwerke", "diese Kraftwerke mit geringerer Leistung") spricht, belegt vielmehr, dass hinsichtlich der Nennwertleistungsgrenze auf das einzelne Kraftwerk und nicht auf die Gesamtheit der an einem Netzknoten befindlichen Kraftwerke eines Betreibers abzustellen ist. Die Gesetzesänderung und ihre Begründung ist im Rahmen der Auslegung des § 13 Abs. 1a EnWG auch nicht irrelevant. Etwas anderes lässt sich insbesondere nicht den Ausführungen des Senats im Beschluss vom 18.12.2013, VI-3 Kart 92/09 (V), entnehmen, wonach die Erwägungen in der Begründung einer Gesetzesänderung als nachgeschobene Rechtsauffassung im Rahmen der genetischen Auslegung zur Ermittlung des vom Gesetzgeber zuvor Gewollten nicht maßgebend sind. Anders als bei der Verordnungsänderung des § 15 Abs. 1 Satz 1 ARegV ( BR-Drs. 447/13 vom 05.07.2013, S. 28), auf die sich der Senatsbeschluss vom 18.12.2013 bezieht, enthält die Begründung der Herabsetzung der Leistungsgrenze in der Bundestags-Drucksache 17/11705 keinerlei ausdrückliche Erwägungen zum Verständnis der bisherigen Regelung. Von einer nachgeschobenen Rechtsauffassung kann daher keine Rede sein. Auch systematische Erwägungen sprechen dafür, dass der Adressatenkreis i.S.v. § 13 Abs. 1a EnWG nur Betreiber von Anlagen erfasst, die je für sich genommen eine Leistung von 50 MW erreichen und nicht im Wege der Zusammenrechnung sämtlicher an einem Netzknoten angeschlossener Anlagen. Denn an anderen Stellen im Gesetz hat der Gesetzgeber die Zusammenrechnung mehrerer Anlagen ausdrücklich angeordnet. So enthält § 117 a Satz 2 EnWG die Vorgabe, dass Anlagen zur Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie zum Zweck der Ermittlung der elektrischen Leistung im Sinne des Satzes 1 Nr. 1 (bis zu 500 Kilowatt) unter bestimmten Voraussetzungen als eine Anlage gelten. Auch § 117a Satz 5 EnWG enthält eine Zusammenrechnungsklausel bezüglich der elektrischen Leistung mehrerer Anlagen im Sinne des § 3 Nr. 1 EEG bzw. § 3 Abs. 2 KWKG. Ferner ist auch in § 19 Abs. 1 EEG ausdrücklich angeordnet, dass mehrere Anlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen zum Zwecke der Ermittlung der Vergütung unter bestimmten Voraussetzungen als eine Anlage gelten. Daraus kann geschlossen werden, dass der Gesetzgeber eine Zusammenrechnung der Nennleistungen mehrerer Anlagen an einem Netzknoten ebenfalls ausdrücklich angeordnet hätte. Dafür spricht auch § 10 Abs. 1 der Reservekraftwerksverordnung vom 27.06.2013 (ResKVO, BGBl. I S. 1947), in der der Verordnungsgeber im Hinblick auf die Pflichten der Betreiber von Anlagen zur Anzeige einer Stilllegung nach § 13a Abs. 1 EnWG, zur Unterlassung der Stilllegung nach § 13a Absatz 1 Satz 2 und nach § 13a Absatz 3 EnWG, zur Bereithaltung der Anlage nach § 13a Abs. 3 EnWG sowie zur Anpassung der Einspeisung nach § 13 Abs. 1a EnWG ausdrücklich angeordnet hat, dass Anlagen oder Teilkapazitäten von Anlagen eines Betreibers, bei denen die Summe der Nettonennwirkleistungen aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen den jeweiligen Schwellenwert überschreitet, als eine Anlage gelten. Dass der Verordnungsgeber in der Begründung auf Seite 23 darauf verweist, dass Anlagen oder Teilkapazitäten von Anlagen unterhalb der Nennleistungsschwelle gleichwohl in Summe zu einer Gefährdung der Systemsicherheit führen können und deshalb § 10 Abs. 1 ResKVO festlegt, dass auf die Summe der Netto-Nennwirkleistungen aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen abzustellen ist, lässt entgegen der Ansicht der Bundesnetzagentur keine Rückschlüsse auf das vom Gesetzgeber bei § 13 Abs. 1a EnWG zuvor Gewollte zu. Zum einen handelt es sich nicht um die Erklärung des Gesetzgebers, sondern um die der Bundesregierung, für die sich im Rahmen der Normauslegung des § 13 Abs. 1a EnWG jedoch keinerlei Anhaltspunkte ergeben und die schon von daher unbeachtlich ist. Zum anderen nimmt der Verordnungsgeber nicht etwa auf das sich unmittelbar aus der Norm des § 13 Abs. 1a EnWG ergebende Verständnis Bezug, sondern auf die Definition der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur in der hier streitgegenständlichen Festlegung, die er für die Auslegung der Norm im Rahmen der ResKVO entsprechend anwendbar erklärt. Ergäbe sich die netzknotenbezogene Betrachtung unmittelbar aus § 13 Abs. 1a EnWG, wäre dieser Hinweis - ebenso wie die Anordnung der Fiktion in § 10 Abs. 1 ResKVO - nicht erforderlich gewesen. Auch nach dem Sinn und Zweck des Schwellenwerts ist hinsichtlich des Nennlei- stungswerts auf das jeweilige Kraftwerk (Erzeugungseinheit) und nicht auf die Summe der an einem Netzknoten angeschlossenen Kraftwerke eines Betreibers abzustellen. Der Gesetzgeber wollte lediglich "größere Kraftwerke" verpflichten. Die Mindestnennleistungsgrenze hat dabei den Zweck, die betroffenen - größeren - Kraftwerke näher zu bestimmen. Kraftwerke unterhalb der Nennleistungsgrenze von 50 MW hat der Gesetzgeber hingegen zunächst nicht für die Aufrechterhaltung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems als systemrelevant angesehen. Dies hat sich erst aufgrund der Erfahrungen im Umgang mit den Versorgungsengpässen im Winter 2011/12 geändert, die gezeigt hatten, dass auch Kraftwerke mit einer Nennwertleistung von mindestens 10 MW entscheidenden Einfluss auf den Erhalt der Systemstabilität haben können ( BT-Drs. 17/11705 vom 28.11.2012, S. 50). Bezugspunkt für die Nennleistungsgrenze ist damit das Kraftwerk, also die Anlage, nicht der dahinter stehende Kraftwerksbetreiber. Anlagen, die unterhalb der Nennleistungsgrenze liegen, sollen mangels Systemrelevanz nicht verpflichtet sein. Bei netzknotenbezogener Betrachtungsweise würden aber auch Kraftwerke, die unterhalb dieser Bagatellgrenze liegen, in die Verpflichtung zur Wirkleistungsanpassung einbezogen, sofern sie an einem Netzknoten liegen. Soweit eine netzbezogene Betrachtung hätte erfolgen sollen, hätte der Gesetzgeber entweder eine ausdrücklich Regelung vorgenommen oder zumindest in der Gesetzesbegründung - wie der Verordnungsgeber in § 10 Abs. 1 ResKVO - zwischen Anlagen und Teilkapazitäten von Anlagen oder - wie die Bundesnetzagentur in dem Eckpunktepapier vom 06.01.2012 - Blöcken von Erzeugungs- und Speicheranlagen unterschieden. Anhaltspunkte für das Vorliegen einer Regelungslücke sind nicht vorhanden. Der Gesetzgeber wollte mit der 50 MW-Grenze auf Anlagen und nicht auf den Betreiber oder den Netzknoten abstellen. Insoweit verbietet sich eine Ausfüllung durch eine netzknotenbezogene Betrachtungsweise, unabhängig davon, dass eine solche für die Aufrechterhaltung der Systemstabilität grundsätzlich nützlich und geeignet wäre. Die Ausweitung des Adressatenkreises durch die Bundesnetzagentur kann auch nicht damit begründet werden, dass die Redispatch-Anweisung zu Gunsten der Anlagenbetreiber netzknotenbezogen erfolgen soll. Die Möglichkeit, die Anlage für die Redispatch-Maßnahme selbst auswählen zu können, ist nicht davon abhängig, dass für alle an einem Netzknoten gelegenen Anlagen eine Verpflichtung zum Redispatch besteht. Ebenso wenig kann die netzknotenbezogene Betrachtungsweise die Gefahr einer Gesetzesumgehung verhindern. Eine Umgehungsmöglichkeit besteht - theoretisch - nicht nur im Falle der anlagenbezogenen Betrachtungsweise der Bagatellgrenze durch eine bewusst geringere Dimensionierung der Einzelanlage, sondern auch im Falle der netzknotenbezogenen Betrachtung durch die vertragliche Übertragung der Betreibereigenschaft. 1.
15. Tenorziffer 3 Satz 2 Auch die Regelung in Tenorziffer 3 Satz 2 der Festlegung, wonach die Wirkleistungseinspeisung für Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie auch negativ, d.h. ein Wirkleistungsbezug sein kann, ist rechtswidrig. Die den Übertragungsnetzbetreibern eingeräumte Befugnis zur Anweisung eines Wirkleistungsbezugs ist von § 13 Abs. 1a EnWG nicht gedeckt. Schon nach dem Wortlaut des § 13 Abs. 1a EnWG bezieht sich die Verpflichtung der Betreiber von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie und von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie nur auf die Wirkleistungseinspeisung. Dies korrespondiert mit dem Verständnis von Redispatch als Maßnahme des Erzeugungsmanagements, die auf die Anpassung der Stromeinspeisungen an die Bedürfnisse der Netzsicherheit abzielt. Davon zu unterscheiden ist das Lastmanagement, das auf eine Anpassung des Stromverbrauchs gerichtet ist. Das Lastmanagement ist zwar eine marktbezogene Maßnahme, die jedoch nicht in § 13 Abs. 1a EnWG, sondern in § 13 Abs. 4a EnWG (große Verbrauchsanlagen), § 14a EnWG (unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen in der Niederspannung) und § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG (sonstige Verbrauchsanlagen) geregelt ist. Schon vor diesem Hintergrund verbietet sich eine Gleichsetzung der Wirkleistungseinspeisung mit dem Wirkleistungsbezug. Daran ändert auch die Formulierung "negative Wirkleistungseinspeisung" nichts. Auch die ausdrückliche Nennung von Speicheranlagen neben Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie lässt nicht zwingend den Schluss auf die Zulässigkeit der Anforderung eines Wirkleistungsbezugs zu. Die explizite Nennung von Speicheranlagen ist vielmehr dem Umstand geschuldet, dass das Energiewirtschaftsgesetz in § 3 Nr. 15 EnWG zwischen Anlagen zur Erzeugung und solchen zur Speicherung von elektrischer Energie unterscheidet. Speicher wären daher entgegen der Ansicht der Bundesnetzagentur nicht schon automatisch von dem Begriff "Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie" umfasst, zumindest ergäben sich berechtigte Zweifel an ihrer Adressatenstellung, da Speicher sowohl Strom einspeisen als auch verbrauchen können. Dass Speicheranlagen nur unter dem Aspekt der Erzeugungsanlage erfasst sind, ergibt sich jedoch aus der ausdrücklichen Beschränkung auf die Wirkleistungseinspeisung. In den Sätzen 2 und 3 des § 13 Abs. 1a EnWG werden Speicher- und Kraftwerke darüber hinaus nur noch unter dem Begriff der "Erzeugungsanlagen" zusammengefasst. Auch dies belegt, dass Speicher lediglich wegen ihrer Erzeugungsfunktion in § 13 Abs. 1a EnWG einbezogen worden sind. Auch aus der Gesetzesbegründung ergibt sich nichts Gegenteiliges. Der Gesetzgeber wollte mit der Einbeziehung von Speicheranlagen den potentiellen Adressatenkreis erweitern, "um nach Ausschöpfung von Maßnahmen nach Absatz 1 bei konventionellen Kraftwerken den Umfang von Einspeisemanagementmaßnahmen nach § 11 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu minimieren". Dass es ihm dabei nicht nur um die Anpassung der Einspeisungen durch Speicher, sondern auch um die Anpassung des Bezugs von elektrischer Energie ging, ist nicht ersichtlich. Dass der Wirkleistungsbezug bei Speichern nicht identisch ist mit der Wirkleistungseinspeisung, ergibt sich auch aus § 118 Abs. 6 EnWG. Danach ist der Bezug der zu speichernden elektrischen Energie unter bestimmten Voraussetzungen nicht entgeltpflichtig. Diese Regelung wäre jedoch nicht erforderlich, wenn es sich bei dem Wirkleistungsbezug von Speichern nicht um eine - grundsätzlich entgeltpflichtige - Netznutzung, sondern um eine (negative) Einspeisung handelte, da diese nach § 15 Abs. 1 Satz 3 StromNEV unentgeltlich ist. Schließlich steht auch der Sinn und Zweck der Norm der Einbeziehung des Wirkleistungsbezugs von Speicheranlagen in die gesetzlich begründete Redispatch-Verpflichtung nach § 13 Abs. 1a EnWG entgegen. § 13 Abs. 1a EnWG bezweckt die Anpassung von Einspeisungen zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität. Wie bereits ausgeführt, ist der Wirkleistungsbezug jedoch keine Einspeisung. Dass der Wirkleistungsbezug von Speicheranlagen grundsätzlich ebenfalls geeignet wäre, die Systemstabilität zu gewährleisten, rechtfertigt keine andere Bewertung. Einen solchen hat der Gesetzgeber im Rahmen des § 13 Abs. 1a EnWG nicht angeordnet. Dass sich in der Vergangenheit Speicheranlagen auch im Pumpbetrieb an Maßnahmen des Übertragungsnetzbetreibers nach § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG beteiligt haben, lässt keine Rückschlüsse auf das Verständnis von § 13 Abs. 1a EnWG zu. Denn auf freiwilliger vertraglicher Grundlage ist der Gestaltungsrahmen in das Belieben der Parteien gestellt. Vorliegend geht es aber um das gesetzliche Eingriffsrecht der Übertragungsnetzbetreiber. Dessen Umfang muss der Gesetzgeber nach dem Wesentlichkeitsgrundsatz wegen des damit verbundenen Eingriffs in Grundrechte der Kraftwerks- und Speicheranlagenbetreiber selbst bestimmen (BVerfG, Beschluss vom 08.08.1978, 2 BvL 8/77 , juris RN 75; BVerfGE 116, 24 , 58; Jarass/Pieroth, Grundgesetz, Art. 20 RN 54, 58ff). 1.
16. Weitere Tenorziffern. Die gegen weitere Tenorziffern erhobenen Rügen zur fehlenden Ermächtigungsgrundlage sind jedoch nicht begründet. 1.4.
17. Tenorziffer 1 Die Regelungen in Tenorziffer 1 decken sich mit den gesetzlichen Vorgaben zur Zulässigkeit von Redispatch-Maßnahmen und sind daher letztlich nicht zu beanstanden. Denn unter welchen Voraussetzungen eine Redispatch-Maßnahme zulässig ist, hat der Gesetzgeber in § 13 Abs. 1, Abs. 1a, Abs. 3 EnWG selbst ausdrücklich geregelt. Nach § 13 Abs. 1 EnWG sind marktbezogene Maßnahmen des Übertragungsnetzbetreibers, zu denen auch die Anforderung der Wirkleistungsanpassung nach § 13 Abs. 1a EnWG gehört, zulässig, "sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist". Nach der in § 13 Abs. 3 EnWG enthaltenen Legaldefinition liegt eine Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems 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 werde kann. Der Begriff der "Störung" ist nicht legal definiert. Nach allgemeinem Wortverständnis liegt eine Störung jedoch vor, wenn sich die Gefährdung verwirklicht hat (Theobald in: Danner/Theobald, Energierecht, I EnWG, § 13 B 1, RN 6; Ruge in: Rosin u.a., Praxiskommentar zum EnWG, Stand Dezember 2012, § 13 RN 63; Salje, EnWG, § 13 RN 5). Tenorziffer 1 der Festlegung gibt letztlich das wieder, was der Gesetzgeber vorgegeben hat. Die Vorgabe in Tenorziffer 1 Satz 1 EnWG, wonach eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie und von Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie durch die Übertragungsnetzbetreiber dann zulässig ist, wenn aufgrund von Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse andernfalls strombedingte Überlastungen von Betriebsmitteln oder Verletzungen betrieblich zulässiger Spannungsbänder zu erwarten sind, entspricht den Vorgaben in § 13 Abs. 1, Abs. 1a, Abs. 3 EnWG. Soweit die Bundesnetzagentur die Gefährdungslage nicht in der Wortwahl des § 13 Abs. 3 EnWG mit "kurzfristigen Netzengpässen", sondern mit der Erwartung "strombedingter Überlastungen von Betriebsmitteln oder Verletzungen betrieblich zulässiger Spannungsbänder" beschreibt, ist damit keine Änderung des Regelungsinhalts des § 13 Abs. 1a, Abs. 3 EnWG verbunden. Wie sich aus der Gesetzesbegründung zum gleichzeitig mit § 13 EnWG (BGBl. 2991 I, S. 1554) geänderten § 11 EEG 2012 ( BGBl. 2011 I S. 1634 ) ergibt, entspricht diese Umschreibung der Definition des Gesetzgebers, der einen Netzengpass ausdrücklich bei Überschreitungen von Spannungsbändern oder der Strombelastbarkeit der Leitungen als gegeben ansieht ( BT-Drs. 17/6071 vom 06.06.2011, S. 64). Da ausweislich der Gesetzesbegründung die Regelung des § 11 EEG 2012 im Zusammenhang mit § 13 EnWG zu sehen ist ( BT-Drs. 17/6071 , a.a.O.), ist diese Definition des Netzengpasses auch für § 13 Abs. 3 EnWG maßgeblich. Tenorziffer 1 Satz 1 der Festlegung bezieht sich dabei auf die Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems, Tenorziffer 1 Satz 3 auf die in § 13 Abs. 1 EnWG genannte Störung. Auch mit dem Einschub in Tenorziffer 1 Satz 1 der Festlegung "wenn aufgrund von Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse" sowie dem Hinweis in Tenorziffer 1 Satz 2, wonach dem anerkannten Stand der Technik entsprechende Methoden zur Berücksichtigung von etwaigen Ausfällen von Netzbetriebsmitteln und von Erzeugungsanlagen bei den Netzbelastungsberechnungen zu berücksichtigen sind, definiert die Bundesnetzagentur keine neuen, vom Gesetz nicht vorgesehenen Eingriffsvoraussetzungen. Sie stellt lediglich fest, was das Gesetz durch den Begriff "Gefährdung" ohnehin voraussetzt. Der in § 13 Abs. 1 EnWG genannte Begriff der "Gefährdung" erfordert nach § 13 Abs. 3 EnWG die Besorgnis eines der dort aufgeführten kritischen Netzzustände. Zu besorgen ist einer der kritischen Netzzustände, wenn für deren Eintritt eine hinreichende Wahrscheinlichkeit besteht (Ruge in: Rosin u.a., Praxiskommentar EnWG, a.a.O., § 13 RN 61). Der Begriff "besorgen" setzt damit zwangsläufig eine Prognose der Übertragungsnetzbetreiber voraus. Nach den allgemeinen rechtlichen Anforderungen an Prognosen muss der Netzbetreiber dabei insbesondere den Sachverhalt zutreffend feststellen und davon ausgehend schlüssige Annahmen treffen (Bourwieg in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG,
18. Aufl., § 13 RN 8; König in: BerlKommEnR, a.a.O., § 13 RN 123, König, Engpassmanagement in der deutschen und europäischen Elektrizitätsversorgung, 2013, S. 422 m.w.N. zum allgemeinen Gefahrenabwehrrecht in FN 1853). Wenngleich dem Übertragungsnetzbetreiber bei der Beurteilung, ob Netzengpässe drohen, ein gewisser Spielraum zugestanden werden muss (vgl. König, Engpassmanagement in der deutschen und europäischen Elektrizitätsversorgung, 2013, S. 423), darf er nicht willkürlich handeln. Um prognostizieren zu können, ob Netzengpässe bestehen, bedarf es daher objektiver Methoden wie der in Tenorziffer 1 genannten Netzbelastungsberechnungen oder anderer gesicherter Erkenntnisse. Denn die Gründe von durchgeführten Anpassungen sind den Betroffenen und der Regulierungsbehörde gemäß § 13 Abs. 5 EnWG mitzuteilen und gegebenenfalls zu belegen. Die Festlegung setzt damit in Tenorziffer 1 nicht mehr voraus als § 13 Abs. 3 EnWG selbst, insbesondere wird keine bestimmte Methode vorgeschrieben. Sowohl nach § 13 Abs. 3 EnWG als auch nach Tenorziffer 1 der Festlegung bleibt es den Übertragungsnetzbetreibern überlassen, anhand welcher objektiver und nachprüfbarer Methoden sie die Gefahr eines Netzengpasses feststellen. Insoweit haben diese im Transmission Code 2007 Netzengpässe aber mit Hilfe des n-1-Kriteriums definiert. Dieses besagt, dass der sichere Netzbetrieb auch noch gewährleistet sein muss, wenn ein Betriebsmittel ausfällt (Transmission Code 2007, S. 76; Erbring/Kuring/Ruge in: Säcker, Handbuch zum deutschrussischen Energierecht, 2010, S. 107ff, RN 145, 166). Die Festlegung greift in Tenorziffer 1 diese Vereinbarung auf, wobei sie das n-1-Kriterium nur als Beispiel einer etablierten Methode anführt und im Übrigen methodenoffen ist. Eine Verletzung von § 13 EnWG liegt damit nicht vor. Es ist auch nicht ersichtlich, inwieweit die Betroffene durch den Hinweis auf die Anwendung etablierter und dem anerkannten Stand der Technik entsprechender Methoden bei der Gefahrenanalyse überhaupt beschwert ist. Die Anwendung solcher Methoden sichert - zugunsten der betroffenen Anlagenbetreiber - eine objektive Vorgehensweise bei der vorzunehmenden Prognose über das Vorliegen einer Gefahrenlage. Auch Tenorziffer 1 Satz 4, wonach eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zum Ausgleich von Leistungsungleichgewichten nicht zulässig ist, stellt keine die Ermächtigungsgrundlage überschreitende Regelung dar, sondern einen Hinweis auf die bestehende Rechtslage. Denn Leistungsungleichgewichte in der jeweiligen Regelzone werden von den Übertragungsnetzbetreibern durch den Einsatz von Regelenergie ausgeglichen, §§ 2 Nr. 9, 6ff StromNZV. Die Beschaffung der Regelenergie erfolgt in gemeinsamen Ausschreibungen der Übertragungsnetzbetreiber gemäß § 22 EnWG in transparenter und nichtdiskriminierender Weise entsprechend der Vorgaben in §§ 6f f StromNEV i.V.m. § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG und in Festlegungen der Bundesnetzagentur nach § 27 Abs. 1 Nr. 2 und 3 StromNZV i.V.m. § 29 EnWG (Ruge in: Rosin u.a., Praxiskommentar EnWG, a.a.O., § 13 RN 77). Diese Vorgaben würden umgangen, wenn die zum Ausgleich von Leistungsungleichgewichten erforderliche Energie durch Redispatch-Maßnahmen beschafft würde. Insofern sind Erzeugungsmanagement (Redispatch) und Regelleistung Instrumente, die strikt voneinander unterschieden werden müssen (König: in Säcker, BerlKommEnR, a.a.O., § 13 RN 36; König, Engpassmanagement in der deutschen und europäischen Elektrizitätsversorgung, 2013, S. 469f.). Die Nennung der gesetzlichen Eingriffsvoraussetzungen in Tenorziffer 1 der Festlegung war auch erforderlich, um den Anwendungsbereich der Festlegung deutlich zu machen, nachdem im Verwaltungsverfahren darüber diskutiert wurde, ob eine Anpassung der Wirkleistungseinspeisung - und damit der Anwendungsbereich der Festlegung - auf die Vermeidung strombedingter Überlastungen beschränkt werden sollte (vgl. S. 32 der Festlegung). Ferner wird durch Tenorziffer 1 klargestellt, dass sich die Festlegung nur auf die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung bezieht und nicht auf die in § 13 Abs. 1a EnWG zusätzlich vorgesehene Anpassung der Blindleistungseinspeisung. 1.4.
19. Tenorziffer 3: Die Regelungen in Tenorziffer 3 der Festlegung sind - mit Ausnahme von Tenorziffer 3 Satz 2 (Wirkleistungsbezug von Speicheranlagen) - nicht zu beanstanden. Der in Tenorziffer 3 Satz 1 geregelte Umfang der Wirkleistungsanpassung deckt sich mit der Regelung in § 13 Abs. 1a Satz 2 EnWG, wonach die Anpassung auch die Anforderung einer Einspeisung aus Erzeugungsanlagen, die derzeit nicht einspeisen und erforderlichenfalls erst betriebsbereit gemacht werden müssen, umfasst. Dass Tenorziffer 3 Satz 3 eine netzknotenbezogene Anweisung vorsieht, ist ebenfalls nicht zu beanstanden. Wie bereits ausgeführt, ist eine Verpflichtung von Anlagen zur Erzeugung und Speicherung elektrischer Energie über eine netzknotenbezogene Betrachtungsweise der Nennwertgrenze nicht von § 13 Abs.1a EnWG gedeckt. Etwas anderes gilt hingegen für die Anweisung. Denn wie sich aus der Begründung der Festlegung ergibt (S.39), soll die Vorgabe, dass sich die Anweisung zur Anpassung der Wirkleistung auf die Gesamtheit aller an einem Netzknoten angeschlossenen Erzeugungsanlagen und Speicher eines Betreibers zu beziehen hat, dem Betreiber dieser Erzeugungsanlagen bzw. Speichers ermöglichen, die zur Durchführung der Maßnahme erforderlichen Blöcke selbst auswählen zu können. Die Regelung begründet damit keine Verpflichtung sämtlicher an einem Netzknotenpunkt angeschlossenen Anlagen eines Betreibers, sondern gewährt dem Betreiber lediglich ein Wahlrecht, anstelle der nach der Merit Order eigentlich anzuweisenden Anlage (auch noch) eine andere Anlage für die Wirkleistungsanpassung einzusetzen. Dies entsprach dem Wunsch einiger Kraftwerks- und Speicherbetreiber im Verwaltungsverfahren, der damit begründet wurde, dass ein blockspezifischer Einsatz wegen technischer Interdependenzen mehrerer Anlagen nicht immer praktikabel sei und es nicht angemessen erscheine, die Blockeinsatzoptimierung dem Übertragungsnetzbetreiber zu überantworten. Dass § 13 Abs. 1a EnWG den Begriff Netzknoten nicht verwendet, ist in diesem Zusammenhang unerheblich, da das Wahlrecht zugunsten der Netzbetreiber eingeräumt worden ist. Bei den weiteren Regelungen in Tenorziffer 3 handelt es sich um die Konkretisierung der Methodik der Anforderung sowie der technischen Anforderungen, die gegenüber den Betreibern betroffener Erzeugungsanlagen aufzustellen sind. Diese Regelungen dienen im Übrigen nur dem Schutz der Anlagenbetreiber und beschweren diese von daher schon nicht. 1.4.
20. Tenorziffer 4: Die Regelung der Merit Order in Tenorziffer 4 ist von der Ermächtigungsbefugnis in § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG umfasst. Mit der Merit Order hat die Bundesnetzagentur die Reihenfolge der Anforderung festgelegt und damit bestimmt, welche konkrete Anlage jeweils zur Wirkleistungsanpassung herangezogen werden soll. Gegenstand der Regelung ist damit nicht das "ob" der Inanspruchnahme, sondern das "wer". Denn ob ein Eingriff zulässig ist, ergibt sich aus § 13 Abs. 1a EnWG und der mit dessen Regelungsinhalt korrespondierenden Tenorziffer 1 der Festlegung. Demgegenüber wird mit der Merit Order der bereits durch Tenorziffer 2 grundsätzlich bestimmte Adressatenkreis weiter eingegrenzt, indem anhand der vorgegebenen Kriterien der Adressat einer Anweisung im Falle einer konkreten Engpasssituation bestimmt wird. Dies ist von der Festlegungsermächtigung zur "Konkretisierung des Adressatenkreises" in § 13 Abs. 1a Satz 1
21. Alt. EnWG umfasst. Bei diesem Regelungsgegenstand geht es um die Frage, welche Betreiber von Kraftwerken oder Speichern verpflichtet sind, Redispatch-Maßnahmen durchzuführen. Wer überhaupt als Adressat in Betracht kommen kann, ergibt sich schon aus § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG. Insofern hat der Gesetzgeber im Sinne des Wesentlichkeitsgrundsatzes eine eigene Entscheidung getroffen und der Bundesnetzagentur nur die nähere Konkretisierung überlassen. Mit der Merit Order wird aber genau dies vollzogen, ohne dabei über den gesetzlichen Rahmen hinauszugehen. Adressat der Anweisung ist der Betreiber der Anlage, die nach der Merit Order entweder in absteigender Reihenfolge (Wirkleistungserhöhung) oder in aufsteigender Reihenfolge (Wirkleistungsreduzierung) als nächste heranzuziehen ist. Da die im Rahmen des Quotienten zu berücksichtigende netzstützende Wirkung jeweils auf das von einer Überlast bedrohte Betriebsmittel bzw. auf das von einer Spannungsgrenzwertverletzung bedrohte Netzelement bezogen ist, ergibt sich wegen des Einflusses der räumlichen Nähe der Anlage auf die netzstützende Wirkung für jeden Bezugspunkt jeweils eine andere Reihenfolge der in Betracht kommenden Adressaten. Die Merit Order ist damit eine Methodik, den - vom Gesetzgeber vorgegebenen und von der Bundesnetzagentur in Tenorziffer 2 näher bestimmten - Adressatenkreis für den Fall einer konkreten Engpasssituation weiter einzugrenzen. Gleichzeitig ist sie aber auch eine Systematik, aus der sich ergibt, in welcher Reihenfolge die Anweisung zur Wirkleistungsanpassung auszusprechen ist. Insofern ist die Regelung der Tenorziffer 4 auch von der Ermächtigungsbefugnis nach § 13 Abs. 1a Satz 3
22. Alt. EnWG zur Festlegung der "Methodik der Anforderung" umfasst. Unter Methodik ist nach allgemeinem Wortverständnis die "festgelegte Art des Vorgehens" zu verstehen (Duden online, Suchbegriff "Methodik", abrufbar unter http://www.duden.de/node/ 655656/revisions/1216350/view). Tenorziffer 4 legt mit der Merit Order - neben dem "wer" - auch das "wie" der Anweisung im Rahmen einer systematischen Vorgehensweise fest. Insofern erklärt sich auch, wieso die Regelung der Merit Order nicht im Zusammenhang mit der Bestimmung des Adressatenkreises in Tenorziffer 2 geregelt ist, wie teilweise moniert wird. Systematisch ist der Inhalt der Festlegung nachvollziehbar dahingehend gegliedert, dass in Tenorziffer 1 die Eingriffsvoraussetzungen wiedergegeben und gleichzeitig der Anwendungsbereich der Festlegung bestimmt werden und sodann in Tenorziffer 2 der Adressatenkreis, in Tenorziffer 3 der Umfang der Anweisung und schließlich in Tenorziffer 4 die Methodik der Anweisung festgelegt werden. Die Bestimmung einer Reihenfolge ist durchaus auch sinnvoll und steht im Übrigen in der Entscheidungsbefugnis der Bundesnetzagentur. Ob die Regelung inhaltlich zutreffend und praktikabel ist, ist keine Frage der fehlenden Rechtsgrundlage, sondern der materiellen Rechtmäßigkeit. 1.4.
23. Tenorziffer 5 Ohne Erfolg wendet sich die Betroffene gegen die Regelungen in Tenorziffer 5 der Festlegung, wonach es dem anweisenden Übertragungsnetzbetreiber obliegt, bei einer Anpassung der Wirkleistungseinspeisung durch Speicher- oder Erzeugungsanlagen den energetischen Ausgleich des Eingriffs sicherzustellen. Es spricht viel dafür, dass die Bundesnetzagentur die Regelung zumindest wegen ihres Zusammenhangs mit der Anforderung einer Wirkleistungsanpassung auf § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG stützen konnte. Letztlich kann jedoch dahinstehen, ob die Regelung vom Katalog des § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG umfasst ist. Denn Tenorziffer 5 verpflichtet ausschließlich die Übertragungsnetzbetreiber, so dass die Kraftwerksbetreiber schon nicht beschwert sind. Dem kann auch nicht entgegengehalten werden, dass die Regelung in Tenorziffer 5 mit den Regelungen der Festlegung, welche den Betreibern von Erzeugungsanlagen Pflichten auferlegen, in untrennbarem sachlichem und rechtlichem Zusammenhang stehen. Denn die Regelung führt lediglich zu einer Entlastung der Anlagenbetreiber. Durch die Anordnung, dass der Übertragungsnetzbetreiber den energetischen Ausgleich des Eingriffs über den Intraday-Handel bzw. gegebenenfalls auch über bilaterale Handelsgeschäfte herzustellen hat, wird die bilanzielle Neutralität von Maßnahmen zur Wirkleistungsanpassung und damit der erforderlich Ausgleich der Systembilanz bewirkt. Alternativ hätte - wie beim strombedingten Redispatch - ein anderes Kraftwerk zur gegenläufigen Wirkleistungsanpassung herangezogen werden können, was jedoch zu einer Ausweitung von Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1a EnWG und einer damit einhergehenden zusätzlichen Belastung von Kraftwerksbetreibern geführt hätte. Durch die Regelung wird ferner der Einsatz von Regelenergie vermieden, den letztlich die Anlagenbetreiber als Ausgleichsenergie wirtschaftlich zu tragen hätten. Dementsprechend ist auch in Tenorziffer 7 Satz 2 der Festlegung geregelt, dass die Bilanzkreise, denen die Erzeugungsanlagen oder Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie zugeordnet sind, so zu stellen sind, als habe eine Anpassung der Wirkleistung nicht stattgefunden.
24. Bestimmtheit Die Festlegung ist auch nicht im Hinblick auf die Anforderungen an die inhaltliche Bestimmtheit von Verwaltungsakten rechtswidrig. Grundsätzlich wird dem Bestimmtheitsgebot des § 37 VwVfG dann Genüge getan, wenn der Adressat aus dem verfügenden Teil in Zusammenhang mit den Gründen vollständig, klar und unzweideutig erkennen kann, was von ihm gefordert wird (BGH, Beschluss vom 19.06.2007, KVR 17/06 , RN 37). Dabei ist nicht notwendig, dass der Inhalt der Regelung im Tenor der Verfügung so zusammengefasst ist, dass alle Aspekte aus sich heraus verständlich sind. Vielmehr genügt es, dass sich der Regelungsinhalt aus dem Bescheid einschließlich seiner Begründung ergibt (BGH, WuW DE-R 195, 196 m. w. N.; Kopp/Ramsauer, VwVfG,
25. Aufl., § 37 RN 5, 12). Diesen Anforderungen genügt die angegriffene Festlegung. 2.
26. Tenorziffer 1 Dass die Bundesnetzagentur die Begriffe "aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse" sowie "etablierte, dem anerkannten Stand der Technik entsprechende Methoden" nicht näher konkretisiert hat, führt nicht zur Unbestimmtheit der Regelung, sondern gibt lediglich das wieder, was in § 13 Abs. 1a EnWG vorgegeben ist. Zu einer näheren Konkretisierung der Begriffe und damit der Eingriffsvoraussetzungen wäre die Bundesnetzagentur nach dem Katalog des § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG auch nicht ermächtigt. Insoweit unterscheidet sich der vorliegende Fall von dem Sachverhalt, wie sie der von einer Anlagenbetreiberin zitierten Entscheidung des Bundesverwaltungsgerichts (BVerwG, Urteil vom 02.12.1993, 3 C 42/91 , BVerwGE 94, 341 ff, juris RN 47ff) zugrunde lag. Dort ging es um die Anordnung einer Ordnungsverfügung nach § 11 der Verordnung über tierärztliche Hausapotheken (TÄHAV), mithin um reine Rechtsanwendung auf den konkreten Fall, bei dem das Bundesverwaltungsgericht beanstandete, dass darin lediglich der Verordnungstext wiederholt wurde, anstatt das konkret beanstandete Verhalten zu nennen. Vorliegend geht es jedoch um die Konkretisierung der Regelung des § 13 Abs. 1a EnWG, mithin der Norm selbst. Da der Bundesnetzagentur nur einzelne Regelungsbereiche zugewiesen sind, ist sie nicht zur Ausfüllung von unbestimmten Rechtsbegriffen außerhalb dieses Bereiches befugt. Hier ist sie auf die Übernahme der Vorgaben des § 13 Abs. 1a EnWG beschränkt. Wie bereits ausgeführt, setzt der in § 13 Abs. 1 EnWG genannte Begriff der "Gefährdung" nach § 13 Abs. 3 EnWG die Besorgnis eines der dort aufgeführten kritischen Netzzustände und damit eine zwangsläufig eine Prognose der Übertragungsnetzbetreiber voraus. Auch wenn das Gesetz dem Übertragungsnetzbetreiber diesbezüglich keine Vorgaben macht, muss die Prognose auf der Grundlage objektiver Methoden, wie den in Tenorziffer 1 genannten Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse erfolgen. Dabei zielt der Begriff "gesicherter Erkenntnisse" ersichtlich darauf ab, dass die Prognose nicht nur auf einer bloßen Vermutung fußt, sondern diese auf Grundlage der dem Übertragungsnetzbetreiber zur Verfügung stehenden Daten getroffen wird, welche einen kritischen Netzzustand mit hinreichender Wahrscheinlichkeit erwarten lassen. Die Festlegung setzt damit in Tenorziffer 1 nicht mehr voraus als § 13 Abs. 3 EnWG selbst, insbesondere schreibt sie zu Recht keine bestimmte Methode vor. Sowohl die Anwendung solcher Methoden als auch das Voraussetzen gesicherter Erkenntnisse sichern - zugunsten der betroffenen Anlagenbetreiber - eine objektive Vorgehensweise bei der vorzunehmenden Prognose über das Vorliegen einer Gefahrenlage. Auch die von der Betroffenen gerügte Verwendung des Begriffs "akute Überlastungen" in Tenorziffer 1 Satz 3 der Festlegung führt nicht zur Unbestimmtheit der Regelung. Aus dem Gesamtzusammenhang der Regelung ergibt sich mit hinreichender Deutlichkeit, dass sich Tenorziffer 1 Satz 1 der Festlegung auf die Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems, Tenorziffer 1 Satz 3 mit der Terminologie "akute Überlastungen" auf die in § 13 Abs. 1 EnWG genannte Störung bezieht. Der Begriff der "Störung" ist in § 13 Abs. 3 EnWG nicht legal definiert, nach allgemeinem Wortverständnis liegt eine Störung jedoch vor, wenn sich die Gefährdung verwirklicht hat (Theobald in: Danner/Theobald, a.a.O., I EnWG, § 13 B 1, RN 6; Ruge in: Rosin u.a., Praxiskommentar zum EnWG, a.a.O., § 13 RN 63; Salje, a.a.O., § 13 RN 5). 2.
27. Tenorziffer 2: Tenorziffer 2 ist hinreichend bestimmt. 2.2.
28. Netzknoten Die Verwendung des Begriffs "Netzknoten" in Tenorziffer 2 Satz 3 führt nicht zur Unbestimmtheit der Festlegung. Dasselbe gilt für die Tenorziffern 3 Satz 3 und 8 Satz
29. Auch wenn verschiedene situationsspezifische Netzknotenbegriffe existieren, wie beispielsweise nach § 2 Nr. 11 StromNEV für das Pooling, ist die im Rahmen der streitgegenständlichen Festlegung maßgebliche Definition zweifelsfrei bestimmbar. In der Begründung zu Tenorziffer 2 Satz 3 der Festlegung führt die Bundesnetzagentur aus, dass auf "die Summe der Netto-Nennwirkleistungen aller an einen Netzanschlusspunkt angeschlossenen Einzel-Erzeugungsanlagen und - Speicher eines Betreibers" abzustellen ist (S. 37). Auch die weitere Begründung stellt auf "die Gesamtheit aller an einen Anschlusspunkt angeschlossenen Anlagen" ab (S. 37). Daraus ergibt sich mit hinreichender Deutlichkeit, dass die Bundesnetzagentur den Begriff "Netzknoten" als Synonym für den Begriff "Netzanschlusspunkt" verwendet. Nichts anderes ergibt sich aus der Begründung zu Tenorziffer 3 Satz 3, die bezüglich der Anweisung zur Anpassung der Wirkleistung ebenfalls auf die Gesamtheit aller an einem Netzknoten angeschlossenen Erzeugungsanlagen und Speicher eines Betreibers abstellt. In der Begründung wird Netzknoten ausdrücklich als "Anschlusspunkt bzw. Netzknoten" und "Anschlusspunkt" bezeichnet (S. 39). Der Netzanschlusspunkt beschreibt die Anlagenteile, an denen die Anlagen des Netzbetreibers und des Netzkunden miteinander verbunden sind. Vor dem Hintergrund, dass sowohl § 13 Abs. 1a EnWG als auch die angegriffene Festlegung Betreiber von Erzeugungs- und Speicheranlagen erfasst, die an das Hoch- und Höchstspannungsnetz angeschlossen sind, ergibt sich, dass es sich bei einem Netzknoten allein um den Anschlusspunkt dieser Anlagen an das Elektrizitätsversorgungsnetz handeln kann. Dementsprechend stellt bei dem von der Betroffenen beschriebenen Fall des sogenannten getrennten Zwei-Sammelschienen-Betriebs, bei dem zwei Sammelschienen in einer Umspannanlage zweitweise ungekoppelt betrieben werden, jede Sammelschiene einen Netzknoten i.S.d. Festlegung dar. Der Hinweis einzelner Anlagenbetreiber, aus Sinn und Zweck der Vorschrift ergebe sich ein übertragungsnetzbezogener Netzknotenbegriff, wonach auf die Verbindung zwischen dem fraglichen Übertragungsnetz und dem Elektrizitätsverteilernetz abzustellen sei, überzeugt hingegen nicht. Die Redispatch-Festlegung dient im Rahmen der gesetzlichen Ermächtigungsgrundlage zwar der Konkretisierung der Anforderungen an Maßnahmen zur Beseitigung von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone. Eine Beschränkung des Netzknotens auf Verbindungen zwischen Übertragungsnetz und Elektrizitätsverteilernetz, an das die fraglichen Anlagen angeschlossen sind, lässt sich daraus jedoch nicht herleiten. § 13 Abs. 1a EnWG bezieht sich klar auf Anlagen zur Erzeugung und Speicherung elektrischer Energie. Wie bereits ausgeführt bezeichnet ein Anschlusspunkt jedoch deren Verbindung zum Elektrizitätsversorgungsnetz. Für eine andere Auslegung besteht angesichts dessen kein Raum, insbesondere stellt die Verbindung zwischen Verteilernetz und Übertragungsnetz keinen Anschlusspunkt dar. Üblicherweise wird bei der Verbindung zwischen Verteiler- und Übertragungsnetz von einem Verbindungspunkt oder von einem Umspannwerk bzw. einer Umspannstation gesprochen. Etwas anderes ergibt sich auch nicht daraus, dass auf der Informationsplattform der vier Übertragungsnetzbetreiber auf der Internetseite "netztransparenz.de" bei Redispatch-Maßnahmen in der Rubrik "Betroffene Kraftwerke" Kraftwerkpools genannt werden ("R. KW-Pool", "I. KW-Pool"). Dies lässt keine Rückschlüsse auf eine missverständliche Bedeutung des Begriffs "Netzknoten" zu. Denn die Rubrik nennt entgegen seiner Bezeichnung nicht immer nur das betroffene Kraftwerk. Teilweise wird nur der Ort der Redispatch-Maßnahme, teilweise das konkrete Kraftwerk, teilweise aber auch nur die Betreiberin des Kraftwerks, nicht jedoch der Ort oder der Namen des konkret herangezogenen Kraftwerks aufgeführt. So wird beispielsweise auch die Z. AG genannt, die ebenfalls mehrere Kraftwerke betreibt. Dass lediglich die Betreiberin der Kraftwerke genannt wird, lässt damit nicht den Schluss auf einen "übertragungsnetzbezogenen" Netzknotenbegriff zu. 2.2.
30. ausländische Anlagenbetreiber Die von der Betroffenen geltend gemachten Unklarheiten über die Adressatenstellung von ausländischen Stromerzeugern und Speicheranlagenbetreibern mit Anschluss an ein deutsches Übertragungsnetz bestehen ebenfalls nicht. Dass Tenorziffer 2 dazu keine Regelung enthält, ist unerheblich. Vielmehr bestimmt sich der Anwendungsbereich der nach § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG erlassenen Festlegung nach dem Anwendungsbereich des EnWG. Als Bundesgesetz findet dieses räumlich auf dem Gebiet der Bundesrepublik Deutschland Anwendung. Ergänzend gilt § 109 Abs. 2 EnWG, wonach das EnWG Anwendung findet auf alle Verhaltensweisen, die sich im Geltungsbereich dieses Gesetzes auswirken, auch wenn sie außerhalb des Geltungsbereichs dieses Gesetzes veranlasst würden. Liegt der Anschluss der Anlage in Deutschland, gilt damit das EnWG und folglich auch die Festlegung. 2.2.
31. Einbeziehung KWK-Anlagen Dass Tenorziffer 2 KWK-Anlagen unter gewissen Voraussetzungen verpflichtet, sich Redispatch-Maßnahmen zu unterwerfen, Tenorziffer 3 Satz S. 6 jedoch die durch Wärmeauskopplung nicht disponiblen Leistungsscheiben von KWK-Anlagen nicht ausdrücklich erwähnt, führt entgegen der Ansicht der Betroffenen ebenfalls nicht zur Unbestimmtheit der Regelungen in Bezug auf den Umfang der Einbeziehung von KWK-Anlagen. Nach Tenorziffer 2 Satz 2 der Festlegung sind nur solche Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, die zumindest in einem Betriebszustand eine disponible, d.h. keinen Einschränkungen durch die Wärmeproduktion unterworfene elektrische Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW erzeugen können, zum Redispatch verpflichtet. In der Begründung stellt die Bundesnetzagentur ausdrücklich klar, dass sich die Verpflichtung nur auf diejenigen Leistungsscheiben bezieht, die keinen Einschränkungen durch die Wärmeproduktion unterworfen sind, während die Leistungsscheiben, die aufgrund der Wärmeproduktion Einschränkungen bei der Anpassung der Wirkleistungserzeugung unterworfen sind, bereits nach § 13 Abs. 2a EnWG von der Verpflichtung zur Teilnahme am Redispatch grundsätzlich ausgeschlossen sind. Einer zusätzlichen Erwähnung dieser Leistungsscheiben in Tenorziffer 3 bedurfte es daher nicht. 2.
32. Tenorziffer 3 Auch die Verwendung des unbestimmten Rechtsbegriffs "Berücksichtigung der technischen Möglichkeiten" in Tenorziffer 3 Satz 5 der Festlegung führt nicht zur Unbestimmtheit der Regelung. Die Berücksichtigung der technischen Möglichkeiten einer Anlage bei der Ankündigung und Durchführung der Wirkleistungsanpassung war im Eckpunktepapier der Bundesnetzagentur vom 06.01.2012 noch nicht vorgesehen und ist erst auf Wunsch der Kraftwerksbetreiber in die Festlegung eingefügt worden. Was darunter zu verstehen ist, ergibt sich mit hinreichender Deutlichkeit aus der Begründung der Festlegung (S.41). Dort konkretisiert die Bundesnetzagentur den Begriff beispielhaft dahingehend, dass darunter die einzuhaltenden Mindeststillstandzeiten, Mindestbetriebszeiten, An- und Abfahrzeiten oder maximale Laständerungsgradienten zu verstehen sind. Ferner fallen unter den Begriff die Möglichkeit der Herunterregelung der Kraftwerke von der Mindestlast auf 0 MW und technisch bedingte längere An- und Abfahrrampen. Welche Unklarheiten angesichts dessen verbleiben sollen, hat die Betroffene nicht dargelegt. Solche sind auch nicht ersichtlich. Ebenso wenig ist die Freistellung von Leistungsscheiben von Anlagen, deren Brennstoffverfeuerung oder Primärenergieträgerverbrauch "aufgrund von gesetzlichen und behördlichen Vorgaben" nicht disponibel ist, unbestimmt. Dass durch die Bezugnahme auf "gesetzliche und behördliche Vorgaben" auf außerhalb des § 13 EnWG und der Festlegung liegende Erkenntnisquellen verwiesen wird, liegt in der Natur der Sache und führt nicht zu Rechtsunsicherheiten im Zusammenhang mit der Beurteilung der Disponibilität. Die Berücksichtigung dieser Vorgaben entspricht dem Wunsch zahlreicher Anlagenbetreiber im Verwaltungsverfahren. Auch hier nennt die Bundesnetzagentur in der Begründung beispielhaft die Verpflichtung von Müllverbrennungsanlagen oder Hüttengaskraftwerken zur Verfeuerung der anfallenden Brennstoffe Müll bzw. Hüttengas, die eine Regelbarkeit der Leistungsscheiben nicht zulassen. Ferner verweist sie auf anderweitige genehmigungsrechtliche Vorgaben. Insoweit ergibt sich aus dem auf Seite 20 der Festlegung dargestellten Inhalt der Stellungnahmen im Verwaltungsverfahren, dass sie dabei den limitierten Kühlwassereintrag in Gewässer, behördliche Auflagen bei Laufwasserkraftwerken sowie die unzureichende Brennstoffversorgung bei Gaskraftwerken im Blick hatte. Im Verwaltungsverfahren ist ferner auf die Einhaltung von Emissionsgrenzwerten, Restriktionen in der Kühlwasserversorgung (SW E. Bl. 634 VV, K. Bl. 869 VV) sowie Betriebsstundenbegrenzungen für Gasturbinen (W., Bl.801 VV) hingewiesen worden. Damit ist das Merkmal der "gesetzlichen und behördlichen Vorgabe" zumindest bestimmbar. Entgegen der Ansicht der Betroffenen ergeben sich auch keine Unklarheiten, ob EEG-Anlagen unter diese Vorschrift fallen. EEG-Anlagen sind schon im Hinblick auf § 13 Abs. 2a EnWG insgesamt nicht von der Festlegung erfasst. Dies hat die Bundesnetzagentur bezüglich der EEG-Anlagen bereits im Verwaltungsverfahren im Eckpunktepapier vom 06.01.2012 (S. 4) verlautbart. Dieses Verständnis kommt auch in der Festlegung (S. 36) zum Ausdruck. Auch wenn sie EEG-Anlagen dort nicht ausdrücklich in Tenorziffer 2 aus dem Anwendungsbereich der Festlegung herausgenommen hat, ergibt sich dies jedoch nach dem objektiven Empfängerhorizont aus der Begründung der Festlegung. Dort hat sie ausgeführt, eine Klarstellung der Teilnahmepflichten von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen sei bereits deswegen erforderlich, da deren Betreiber sich durch den expliziten Hinweis in § 13 Abs. 2a EnWG auf die Einhaltung der Vorrangregelungen für EEG-Anlagen und KWK-Anlagen von der Verpflichtung zur Teilnahme an Maßnahmen zur Wirkleistungsanpassung grundsätzlich ausgeschlossen sehen könnten und klargestellt, dass die Regelung des § 13 Abs. 2a EnWG ihrer Auffassung nach nur für diejenigen elektrischen Leistungsscheiben von KWK-Anlagen einschlägig sei, welche aufgrund der Wärmeproduktion Einschränkungen bei der Anpassung der Wirkleistungserzeugung unterworfen seien (S. 36). Diesem Verständnis entsprechend sind aber konsequenterweise auch die zuvor erwähnten EEG-Anlagen durch § 13 Abs. 2a EnWG vom Anwendungsbereich der Festlegung ausgenommen. Soweit Anlagenbetreiber darauf hingewiesen haben, dass aus Tenorziffer 3 Satz 3 nicht ersichtlich sei, ob irgendeine der an einem Netzknoten angeschlossenen Anlage eines Betreibers oder alle angeschlossenen Anlagen kumulativ die Wirkleistungsanpassung vorzunehmen hätten, kann dem nicht gefolgt werden. Mit "Gesamtheit der an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen" wollte die Beschlusskammer dem Anlagenbetreiber lediglich ermöglichen, die zur Durchführung der Maßnahme erforderlichen Blöcke selbst auswählen zu