Revision history for EnergieRNetzreserve
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[12] BT-Drs. 18/7317, S. 96; [[http://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/J-L/kapazitaetsreserve-referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=4 Begründung zur KapResV, S. 41, 42.]]
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//Stand:Dezember 2017//
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserven sichergestellt. [11]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserven sichergestellt. [11]
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======Netzreserve - Bedeutung in der Energieversorgung======
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======Netzreserve - Bedeutung in der Energieversorgungt======
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- Was ist die Netzreserve und wie lässt sich diese von dem Begriff der Kapazitätsreserve abgrenzen?
Zudem kommen Anlagen in der Netzreserve ausschließlich außerhalb des Strommarktes zum Einsatz, § 7 Abs. 1 NetzResV. Dies resultiert daraus, dass hierdurch Wettbewerbsverzerrungen am Strommarkt verhindert werden sollen. [2]
Die Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem stellt sich die Frage, in welchen Verhältnis diese Regelung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von dem Begriff der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve somit diesen vor. [3]
Dem eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Systemanalyse zu erstellen. Das Betrachtungsjahr umfasst gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Als Maßstab für die Systemanalyse gilt gem. § 3 Abs. 3 NetzResV die Vermeidung einer Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von § 2 Abs. 2 NetzResV. Die Prüfung umfasst folgende Punkte: [5]
Auf der zweiten Stufe werden die Resultate der Systemanalyse durch die BNetzA gem. § 3 Abs. 1 NetzResV, im Hinblick auf einen Bedarf an Erzeugungskapazität für die Netzreserve geprüft. Die Überprüfung der Analysen der Übertragungsnetzbetreiber hat bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres zu erfolgen. Auch gilt an dieser Stelle wieder der Maßstab des § 3 Abs. 3 NetzResV. Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt. Im Winter 2016/2017 beläuft sich der Bedarf auf 5.400 MW. Dabei werden für dessen Deckung vertraglich bzw. gesetzlich gebundene Kraftwerke in der Netzreserve verpflichtet. Der Anteil der nationalen Kraftwerke, welche in Netzreserve verpflichtet sind beträgt hierbei, mit einer gesamten Einspeiseleistung 4505 MW. Hingegen beträgt der Bedarf an Netzreserve für die Jahre 2018/2019 nur noch 1.900 MW. [6]
[2] [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/7C5023E3ABFAEB87C1257B8A002D7567/$file/Reservekraftwerksverordnung.pdf Begründung zur ResKV, S. 20.]]
[3] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]]; BT-Drs. 18/7317, S. 94.
Zudem kommen Anlagen in der Netzreserve ausschließlich außerhalb des Strommarktes zum Einsatz, § 7 Abs. 1 NetzResV. Dies resultiert daraus, dass hierdurch Wettbewerbsverzerrungen am Strommarkt verhindert werden sollen. [2]
Die Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem stellt sich die Frage, in welchen Verhältnis diese Regelung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von dem Begriff der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve somit diesen vor. [3]
Dem eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Systemanalyse zu erstellen. Das Betrachtungsjahr umfasst gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Als Maßstab für die Systemanalyse gilt gem. § 3 Abs. 3 NetzResV die Vermeidung einer Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von § 2 Abs. 2 NetzResV. Die Prüfung umfasst folgende Punkte: [5]
Auf der zweiten Stufe werden die Resultate der Systemanalyse durch die BNetzA gem. § 3 Abs. 1 NetzResV, im Hinblick auf einen Bedarf an Erzeugungskapazität für die Netzreserve geprüft. Die Überprüfung der Analysen der Übertragungsnetzbetreiber hat bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres zu erfolgen. Auch gilt an dieser Stelle wieder der Maßstab des § 3 Abs. 3 NetzResV. Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt. Im Winter 2016/2017 beläuft sich der Bedarf auf 5.400 MW. Dabei werden für dessen Deckung vertraglich bzw. gesetzlich gebundene Kraftwerke in der Netzreserve verpflichtet. Der Anteil der nationalen Kraftwerke, welche in Netzreserve verpflichtet sind beträgt hierbei, mit einer gesamten Einspeiseleistung 4505 MW. Hingegen beträgt der Bedarf an Netzreserve für die Jahre 2018/2019 nur noch 1.900 MW. [6]
[2] [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/7C5023E3ABFAEB87C1257B8A002D7567/$file/Reservekraftwerksverordnung.pdf Begründung zur ResKV, S. 20.]]
[3] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]]; BT-Drs. 18/7317, S. 94.
Deletions:
Die Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem stellt sich die Frage, in welchen Verhältnis diese Regelung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von dem Begriff der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve somit diesen vor. [2]
Zudem kommen Anlagen in der Netzreserve ausschließlich außerhalb des Strommarktes zum Einsatz, § 7 Abs. 1 NetzResV. Dies resultiert daraus, dass hierdurch Wettbewerbsverzerrungen am Strommarkt verhindert werden sollen. [3]
Der eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Systemanalyse zu erstellen. Das Betrachtungsjahr umfasst gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Als Maßstab für die Systemanalyse gilt gem. § 3 Abs. 3 NetzResV die Vermeidung einer Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von § 2 Abs. 2 NetzResV. Die Prüfung umfasst folgende Punkte: [5]
Auf der zweiten Stufe werden die Resultate der Systemanalyse durch die BNetzA gem. § 3 Abs. 1 NetzResV, im Hinblick auf einen Bedarf an Erzeugungskapazität für die Netzreserve geprüft. Die Überprüfung der Analysen der Übertragungsnetzbetreiber hat bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres zu erfolgen. Auch gilt an dieser Stelle wieder der Maßstab des § 3 Abs. 3 NetzResV.
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt. Im Winter 2016/2017 beläuft sich der Bedarf auf 5.400 MW. Dabei werden für dessen Deckung vertraglich bzw. gesetzlich gebundene Kraftwerke in der Netzreserve verpflichtet. Der Anteil der nationalen Kraftwerke, welche in Netzreserve verpflichtet sind beträgt hierbei, mit einer gesamten Einspeiseleistung 4505 MW. Hingegen beträgt der Bedarf an Netzreserve für die Jahre 2018/2019 nur noch 1.900 MW. [6]
[2] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]]; BT-Drs. 18/7317, S. 94.
[3] [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/7C5023E3ABFAEB87C1257B8A002D7567/$file/Reservekraftwerksverordnung.pdf Begründung zur ResKV, S. 20.]]
Additions:
Seit einigen Jahren erfolgt ein Umbau des Energieversorgungssystems in Deutschland, hin zu mehr Strom aus erneuerbaren Energien. Dies geht langfristig damit einher, dass immer mehr konventionelle Kraftwerke, wie Kohlekraftwerke aus dem Markt herausgenommen werden, da am Strommarkt eine Grenzkostenbetrachtung erfolgt und gerade diese sind bei den konventionellen Kraftwerken höher als bei einer PV-Anlage, sog. **Merrit Order**. Jedoch ist der ununterbrochene Einsatz von den nicht steuerbaren erneuerbaren Energien, wie Sonne und Wind nicht möglich. Dies hängt mit deren Wetterabhängigkeit zusammen. Auch ergibt sich dieser Trend aus den Klimaschutzzielen der Bundesregierung. Hinzu kommt die verzögerte Realisierung der Netzausbauprojekte. Zudem führt ein kurzfristiges Systemdienstleistungsproblem. Hierunter fallen regionale Kapazitätslücken und Netzengpässe. Diese führen vor allem in Süddeutschland zu Problemen bei der Systemsicherheit. Dies wurde im Winter 2011/2012 deutlich sichtbar. Werden dann noch systemrelevante Kraftwerke stillgelegt wird es kritisch das hohe Level an Versorgungssicherheit aufrechtzuerhalten. Folglich muss auf konventionelle Kraftwerke und deren Erzeugungskapazität zurückgegriffen werden. Dies erfolgt zum Teil durch das Auferlegen eines unbefristeten oder befristeten Stilllegungsverbot. Aber auch durch die vertragliche Bindung der konventionellen Anlagen in der Netzreserve. [1] >> Mehr zum befristeten und unbefristeten Stilllegungsverbot können Sie im Artikel [[EnergieRStilllegungAnlagen zur Stilllegung von Anlagen]] nachlesen.>>
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Seit einigen Jahren erfolgt ein Umbau des Energieversorgungssystems in Deutschland, hin zu mehr Strom aus erneuerbaren Energien. Dies geht langfristig damit einher, dass immer mehr konventionelle Kraftwerke, wie Kohlekraftwerke aus dem Markt herausgenommen werden, da am Strommarkt eine Grenzkostenbetrachtung erfolgt und gerade diese sind bei den konventionellen Kraftwerken höher als bei einer PV-Anlage, sog. **Merrit Order**. Jedoch ist der ununterbrochene Einsatz von den nicht steuerbaren erneuerbaren Energien, wie Sonne und Wind nicht möglich. Dies hängt mit deren Wetterabhängigkeit zusammen. Auch ergibt sich dieser Trend aus den Klimaschutzzielen der Bundesregierung. Hinzu kommt die verzögerte Realisierung der Netzausbauprojekte. Zudem führt ein kurzfristiges Systemdienstleistungsproblem. Hierunter fallen regionale Kapazitätslücken und Netzengpässe. Diese führen vor allem in Süddeutschland zu Problemen bei der Systemsicherheit. Dies wurde im Winter 2011/2012 deutlich sichtbar. Werden dann noch systemrelevante Kraftwerke stillgelegt wird es kritisch das hohe Level an Versorgungssicherheit aufrechtzuerhalten. Sodass auf konventionelle Kraftwerke und deren Erzeugungskapazität zurückgegriffen werden muss und diesen Kraftwerken ein unbefristetes oder befristetes Stilllegungsverbot auferlegt. [1] >> Mehr zum befristeten und unbefristeten Stilllegungsverbot können Sie im Artikel [[EnergieRStilllegungAnlagen zur Stilllegung von Anlagen]] nachlesen.>>
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**Seit einigen Jahren erfolgt ein Umbau des Energieversorgungssystems in Deutschland, hin zu mehr Strom aus erneuerbaren Energien. Dies geht langfristig damit einher, dass immer mehr konventionelle Kraftwerke, wie Kohlekraftwerke aus dem Markt herausgenommen werden, da am Strommarkt eine Grenzkostenbetrachtung erfolgt und gerade diese sind bei den konventionellen Kraftwerken höher als bei einer PV-Anlage, sog. **Merrit Order**. Jedoch ist der ununterbrochene Einsatz von den nicht steuerbaren erneuerbaren Energien, wie Sonne und Wind nicht möglich. Dies hängt mit deren Wetterabhängigkeit zusammen. Auch ergibt sich dieser Trend aus den Klimaschutzzielen der Bundesregierung. Hinzu kommt die verzögerte Realisierung der Netzausbauprojekte. Zudem führt ein kurzfristiges Systemdienstleistungsproblem. Hierunter fallen regionale Kapazitätslücken und Netzengpässe. Diese führen vor allem in Süddeutschland zu Problemen bei der Systemsicherheit. Dies wurde im Winter 2011/2012 deutlich sichtbar. Werden dann noch systemrelevante Kraftwerke stillgelegt wird es kritisch das hohe Level an Versorgungssicherheit aufrechtzuerhalten. Sodass auf konventionelle Kraftwerke und deren Erzeugungskapazität zurückgegriffen werden muss und diesen Kraftwerken ein unbefristetes oder befristetes Stilllegungsverbot auferlegt. [1] >> Mehr zum befristeten und unbefristeten Stilllegungsverbot können Sie im Artikel [[EnergieRStilllegungAnlagen zur Stilllegung von Anlagen]] nachlesen.>>
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies für Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stillgelegt werden dürfen und jene Anlagen, welche nach der NetzResV in der Netzreserve vertraglich gebunden werden. Dabei setzt sich die Netzreserve gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 S. 2 EnWG"}} ausfolgenden Anlagen zusammen:
Die Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem stellt sich die Frage, in welchen Verhältnis diese Regelung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von dem Begriff der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve somit diesen vor. [2]
Zudem kommen Anlagen in der Netzreserve ausschließlich außerhalb des Strommarktes zum Einsatz, § 7 Abs. 1 NetzResV. Dies resultiert daraus, dass hierdurch Wettbewerbsverzerrungen am Strommarkt verhindert werden sollen. [3]
Anhand dieser wird deutlich, dass sowohl die Netzreserve wie auch die Kapazitätsreserve die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems sicherstellen soll. Jedoch kommen beide Reserven in unterschiedlichen Situationen zum Tragen. Während die Vorhaltung von Anlagen in der Kapazitätsreserve nur in Betracht kommt, wenn ein Defizit von Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt herrscht, kommen Anlagen in der Netzreserve auch dann zum Einsatz, wenn es darum geht Netzengpässe zu beheben. Somit hat die Netzreserve nach {{du przepis="§ 13d EnWG"}} vor allem das Engpassmanagement im Auge. Die Kapazitätsreserve konzentriert sich hingegen eher auf den „ökonomischen“ Ausgleich.
Die Beschaffung der Netzreserve und der Einsatz der Anlagen erfolgt gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 1 EnWG"}} durch Abschluss von Verträgen zwischen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber und dem Betreiber der Anlage, mit Abstimmung der BNetzA. Hierbei sind die Vorgaben der NetzResV zu beachten. Diese löst die frühere ResKV ab, welche auf Grundlage vom früheren § 13 b EnWG, erlassen wurde. [4] Heute findet sich die hierfür maßgebliche Verordnungsermächtigung in {{du przepis="§ 13i Abs. 3 Nr. 2 EnWG"}}. Die NetzResV normiert gem. § 1 Abs. 1 1. Halbs. NetzResV das Beschaffungsverfahren für die Netzreserve. Dementsprechend erfolgt dieses in folgender Reihenfolge:
Der eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Systemanalyse zu erstellen. Das Betrachtungsjahr umfasst gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Als Maßstab für die Systemanalyse gilt gem. § 3 Abs. 3 NetzResV die Vermeidung einer Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von § 2 Abs. 2 NetzResV. Die Prüfung umfasst folgende Punkte: [5]
1) die wahrscheinliche Entwicklung der verfügbaren gesicherten Erzeugungskapazitäten im Hinblick auf das jeweils folgende Winterhalbjahr sowie mindestens eines der weiteren darauffolgenden vier Betrachtungsjahre (**Systemanalyse**) und
Zusätzlich haben die Übertragungsnetzbetreiber, in Übereinstimmung mit der BNetzA bis zum 30. November 2016 eine Analyse des Winterhalbjahres 2021/2022 und des Winterhalbjahres 2022/2023 anzufertigen. Zudem wird der BNetzA das Recht eingeräumt von dem Übertragungsnetzbetreiber, neben der Systemanalyse nach Satz 1, zu verlangen eine Analyse im Hinblick auf ein weiteres Betrachtungsjahr zu erstellen, Dieses erstreckt sich sodann auf einen Untersuchungszeitraum nach dem in Satz 1 genannten Zeitraum (**Langfristanalyse**). Entscheidung über weitere Untersuchungszeiträume nach Satz 3 bedarf der Zustimmung durch die Bundesnetzagentur. Dies unterliegt jedoch der Genehmigung durch die BNetzA. Bei beiden Analysen sind in der Planung und im Bau befindliche neu zu errichtende Erzeugungsanlagen zu berücksichtigen. Dies gilt insbesondere für Anlagen der Kapazitätsreserve nach {{du przepis="§ 13d Abs. 2 EnWG"}}.
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt. Im Winter 2016/2017 beläuft sich der Bedarf auf 5.400 MW. Dabei werden für dessen Deckung vertraglich bzw. gesetzlich gebundene Kraftwerke in der Netzreserve verpflichtet. Der Anteil der nationalen Kraftwerke, welche in Netzreserve verpflichtet sind beträgt hierbei, mit einer gesamten Einspeiseleistung 4505 MW. Hingegen beträgt der Bedarf an Netzreserve für die Jahre 2018/2019 nur noch 1.900 MW. [6]
Im Hinblick auf diese beiden Stufen erscheint es schwierig, dass ungeachtet ihrer Bedeutung als Wegbereiter für die Beschaffung der Netzreserve keine detaillierten Vorgaben bzgl. deren Erarbeitung und deren Inhalt bestehen. Dies ist vor allem für die betroffenen Anlagenbetreiber nachteilig. Diesen ist es hierdurch nicht möglich den Prozess nachzuvollziehen bzw. zu kontrollieren. [7]
>>**__Beispiel: __** Der Übertragungsnetzbetreiber N führt zur Feststellung des Reservebedarfs eine Systemanalyse, entsprechend den in § 3 NetzResV genannten Punkten, durch. Hierbei kommt dieser für den Winter 2016/2017 auf einen Bedarf an Netzreserve von 2,8 GW. Diese Systemanalyse übermittelt N an die BNetzA zur Prüfung. Nach erfolgter Prüfung bestätigt die BNetzA diesen Bedarf. Somit darf N nur 2,0 GW an Netzreserve unter Beachtung des § 4 NetzResV beschaffen.>>
Wurde eine Systemanalyse durchgeführt und von der BNetzA geprüft, hat diese den eventuellen Bedarf bestätigt und in einem Bericht veröffentlicht, erfolgt gem. § 4 NetzResV der erste Schritt zur Beschaffung der Netzreserve. Dementsprechend hat der Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter zu veröffentlichen. Hierbei ist darauf zu achten, dass nur so viel an Reservebedarf ausgeschrieben werden darf, wie in der Systemanalyse und der Bestätigung angegeben ist. [8]
Im Anschluss an die Veröffentlichung haben die Betreiber gem. § 4 Abs. 2 NetzResV die Möglichkeit, bis spätestens zum 15. Mai eines jeden Jahres, ihr Interesse am Abschluss eines Vertrages zur Aufnahme ihrer Anlage in die Netzreserve bekunden. Weisen mehrere angebotene Anlagen die gleiche technische Eignung auf hat der Übertragungsnetzbetreiber im Hinblick auf die Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems berücksichtigt der betroffene Übertragungsnetzbetreiber das preisgünstigste Angebot zu wählen. Durch § 4 Abs. 2 S. 2 NetzResV wird klargestellt, dass kein **Rechtsanspruch** auf den Abschluss eines Vertrages besteht.
Die Laufzeit der abgeschlossenen Verträge kann gem. § 5 Abs. 1 S. 3 NetzResV 24 Monate betragen. Diese Laufzeit kann sich nur in begründeten Fällen verlängern. Ein begründeter Fall liegt vor, wenn nicht mit 100% Sicherheit ausgeschlossen werden kann, dass die Anlage nach Ablauf der 24 Monatsfrist nicht mehr zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems notwendig ist. [9]
Im Gegenzug haben Betreiber, denen durch die Nutzung der bestehenden Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV in der Netzreserve zusätzliche Kosten entstehen einen Anspruch auf Vergütung gem. § 6 NetzResV.
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen. Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss. Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt. Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen. [10]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserven sichergestellt. [11]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 S. 2 EnWG"}} wird bestimmt, dass bestehende Anlagen der Netzreserve die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens für die Kapazitätsreserve erfolgreich waren ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve erhalten. Hierdurch wird sichergestellt, dass diese Anlagen keine doppelte Vergütung erhalten und kein Missbrauch erfolgt. Auch wird hiermit die Beziehung zur Kapazitätsreserve klargestellt. Umgekehrt hierzu regelt § 5 Abs. 2 KapResV -E das Verhältnis der Kapazitätsreserve zur Netzreserve. Dieser bestimmt, dass Kapazitätsreserveanlagen welche auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können, dieser zugeordnet werden. [12]
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Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies für Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stillgelegt werden dürfen und jene Anlagen, welche nach der NetzResV in der Netzreserve vertraglich gebunden werden. Dabei setzt sich die Netzreserve gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 S. 2 EnWG"}} ausfolgenden Anlagen zusammen:
Die Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem stellt sich die Frage, in welchen Verhältnis diese Regelung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von dem Begriff der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve somit diesen vor. [2]
Zudem kommen Anlagen in der Netzreserve ausschließlich außerhalb des Strommarktes zum Einsatz, § 7 Abs. 1 NetzResV. Dies resultiert daraus, dass hierdurch Wettbewerbsverzerrungen am Strommarkt verhindert werden sollen. [3]
Anhand dieser wird deutlich, dass sowohl die Netzreserve wie auch die Kapazitätsreserve die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems sicherstellen soll. Jedoch kommen beide Reserven in unterschiedlichen Situationen zum Tragen. Während die Vorhaltung von Anlagen in der Kapazitätsreserve nur in Betracht kommt, wenn ein Defizit von Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt herrscht, kommen Anlagen in der Netzreserve auch dann zum Einsatz, wenn es darum geht Netzengpässe zu beheben. Somit hat die Netzreserve nach {{du przepis="§ 13d EnWG"}} vor allem das Engpassmanagement im Auge. Die Kapazitätsreserve konzentriert sich hingegen eher auf den „ökonomischen“ Ausgleich.
Die Beschaffung der Netzreserve und der Einsatz der Anlagen erfolgt gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 1 EnWG"}} durch Abschluss von Verträgen zwischen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber und dem Betreiber der Anlage, mit Abstimmung der BNetzA. Hierbei sind die Vorgaben der NetzResV zu beachten. Diese löst die frühere ResKV ab, welche auf Grundlage vom früheren § 13 b EnWG, erlassen wurde. [4] Heute findet sich die hierfür maßgebliche Verordnungsermächtigung in {{du przepis="§ 13i Abs. 3 Nr. 2 EnWG"}}. Die NetzResV normiert gem. § 1 Abs. 1 1. Halbs. NetzResV das Beschaffungsverfahren für die Netzreserve. Dementsprechend erfolgt dieses in folgender Reihenfolge:
Der eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Systemanalyse zu erstellen. Das Betrachtungsjahr umfasst gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Als Maßstab für die Systemanalyse gilt gem. § 3 Abs. 3 NetzResV die Vermeidung einer Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von § 2 Abs. 2 NetzResV. Die Prüfung umfasst folgende Punkte: [5]
1) die wahrscheinliche Entwicklung der verfügbaren gesicherten Erzeugungskapazitäten im Hinblick auf das jeweils folgende Winterhalbjahr sowie mindestens eines der weiteren darauffolgenden vier Betrachtungsjahre (**Systemanalyse**) und
Zusätzlich haben die Übertragungsnetzbetreiber, in Übereinstimmung mit der BNetzA bis zum 30. November 2016 eine Analyse des Winterhalbjahres 2021/2022 und des Winterhalbjahres 2022/2023 anzufertigen. Zudem wird der BNetzA das Recht eingeräumt von dem Übertragungsnetzbetreiber, neben der Systemanalyse nach Satz 1, zu verlangen eine Analyse im Hinblick auf ein weiteres Betrachtungsjahr zu erstellen, Dieses erstreckt sich sodann auf einen Untersuchungszeitraum nach dem in Satz 1 genannten Zeitraum (**Langfristanalyse**). Entscheidung über weitere Untersuchungszeiträume nach Satz 3 bedarf der Zustimmung durch die Bundesnetzagentur. Dies unterliegt jedoch der Genehmigung durch die BNetzA. Bei beiden Analysen sind in der Planung und im Bau befindliche neu zu errichtende Erzeugungsanlagen zu berücksichtigen. Dies gilt insbesondere für Anlagen der Kapazitätsreserve nach {{du przepis="§ 13d Abs. 2 EnWG"}}.
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt. Im Winter 2016/2017 beläuft sich der Bedarf auf 5.400 MW. Dabei werden für dessen Deckung vertraglich bzw. gesetzlich gebundene Kraftwerke in der Netzreserve verpflichtet. Der Anteil der nationalen Kraftwerke, welche in Netzreserve verpflichtet sind beträgt hierbei, mit einer gesamten Einspeiseleistung 4505 MW. Hingegen beträgt der Bedarf an Netzreserve für die Jahre 2018/2019 nur noch 1.900 MW. [6]
Im Hinblick auf diese beiden Stufen erscheint es schwierig, dass ungeachtet ihrer Bedeutung als Wegbereiter für die Beschaffung der Netzreserve keine detaillierten Vorgaben bzgl. deren Erarbeitung und deren Inhalt bestehen. Dies ist vor allem für die betroffenen Anlagenbetreiber nachteilig. Diesen ist es hierdurch nicht möglich den Prozess nachzuvollziehen bzw. zu kontrollieren. [7]
>>**__Beispiel: __** Der Übertragungsnetzbetreiber N führt zur Feststellung des Reservebedarfs eine Systemanalyse, entsprechend den in § 3 NetzResV genannten Punkten, durch. Hierbei kommt dieser für den Winter 2016/2017 auf einen Bedarf an Netzreserve von 2,8 GW. Diese Systemanalyse übermittelt N an die BNetzA zur Prüfung. Nach erfolgter Prüfung bestätigt die BNetzA diesen Bedarf. Somit darf N nur 2,0 GW an Netzreserve unter Beachtung des § 4 NetzResV beschaffen.>>
Wurde eine Systemanalyse durchgeführt und von der BNetzA geprüft, hat diese den eventuellen Bedarf bestätigt und in einem Bericht veröffentlicht, erfolgt gem. § 4 NetzResV der erste Schritt zur Beschaffung der Netzreserve. Dementsprechend hat der Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter zu veröffentlichen. Hierbei ist darauf zu achten, dass nur so viel an Reservebedarf ausgeschrieben werden darf, wie in der Systemanalyse und der Bestätigung angegeben ist. [8]
Im Anschluss an die Veröffentlichung haben die Betreiber gem. § 4 Abs. 2 NetzResV die Möglichkeit, bis spätestens zum 15. Mai eines jeden Jahres, ihr Interesse am Abschluss eines Vertrages zur Aufnahme ihrer Anlage in die Netzreserve bekunden. Weisen mehrere angebotene Anlagen die gleiche technische Eignung auf hat der Übertragungsnetzbetreiber im Hinblick auf die Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems berücksichtigt der betroffene Übertragungsnetzbetreiber das preisgünstigste Angebot zu wählen. Durch § 4 Abs. 2 S. 2 NetzResV wird klargestellt, dass kein **Rechtsanspruch** auf den Abschluss eines Vertrages besteht.
Die Laufzeit der abgeschlossenen Verträge kann gem. § 5 Abs. 1 S. 3 NetzResV 24 Monate betragen. Diese Laufzeit kann sich nur in begründeten Fällen verlängern. Ein begründeter Fall liegt vor, wenn nicht mit 100% Sicherheit ausgeschlossen werden kann, dass die Anlage nach Ablauf der 24 Monatsfrist nicht mehr zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems notwendig ist. [9]
Im Gegenzug haben Betreiber, denen durch die Nutzung der bestehenden Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV in der Netzreserve zusätzliche Kosten entstehen einen Anspruch auf Vergütung gem. § 6 NetzResV.
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen. Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss. Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt. Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen. [10]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserven sichergestellt. [11]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 S. 2 EnWG"}} wird bestimmt, dass bestehende Anlagen der Netzreserve die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens für die Kapazitätsreserve erfolgreich waren ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve erhalten. Hierdurch wird sichergestellt, dass diese Anlagen keine doppelte Vergütung erhalten und kein Missbrauch erfolgt. Auch wird hiermit die Beziehung zur Kapazitätsreserve klargestellt. Umgekehrt hierzu regelt § 5 Abs. 2 KapResV -E das Verhältnis der Kapazitätsreserve zur Netzreserve. Dieser bestimmt, dass Kapazitätsreserveanlagen welche auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können, dieser zugeordnet werden. [12]
**
Deletions:
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies für Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stilllgelegt werden dürfen und jene Anlagen, welche nach der NetzResV in der Netzreserve vertraglich gebunden werden. Dabei setzt sich die Netzreserve gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 S. 2 EnWG"}} aus folgenden Anlagen zusammen:
Die Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem sterllt sich die Frage, in welchen Verhältnis diese Regelzung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von deem Begriff der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmögluichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve somit diesen vor.[2]
Zudem kommen Anlagen in der Netzreserve ausschließlich außerhalb des Strommarktes zum Einsatz, § 7 Abs. 1 NetzResV. Dies resultiert daraus, dass hierdurch Wettbewerbsverzerrungen am Strommarkt verhindert werden sollen.[3]
Anhand dieser wird deutlich, dass sowohl die Netzreserve wie auch die Kapazitätsreserve die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems sicherstellen soll. Jedoch kommen beide Reserven in unterschiedlichen Situationen zum Tragen. Während die Vorhaltung von Anlagen in der Kapazitätsreserve nur in Betracht kommt, wenn ein Defizit von Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt herrscht, kommen Anlagen in der Netzreserve auch dann zum Einsatz, wenn es darum geht Netzengpässe zu beheben. Somit hat die Netzreserve nach {{du przepis="§ 13d EnWG"}} vor allem das Engpassmanagement im Auge. Die Kapazittsreserve konzentriert sich hingegen eher auf den „ökonomischen“ Ausgleiich.
Die Beschaffung der Netzreserve und der Einsatz der Anlagen erfolgt gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 1 EnWG"}} durch Abschluss von Verträgen zwischen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber und dem Betreiber der Anlage, mit Abstimmung der BNetzA. Hierbei sind die Vorgaben der NetzResV zu beachten. Diese löst die frühere ResKV ab, welche auf Grundlage vom früheren § 13 b EnWG, erlassen wurde.[4] Heute findet sich die hierfür maßgebliche Verordnungsermächtigung in {{du przepis="§ 13i Abs. 3 Nr. 2 EnWG"}}. Die NetzResV normiert gem. § 1 Abs. 1 1. Halbs. NetzResV das Beschaffungsverfahren für die Netzreserve. Dementsprechend erfolgt dieses in folgender Reihenfolge:
Der eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Systemanalyse zu erstellen. Das Betrachtungsjahr umfasst gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Als Maßstab für die Systeenmanalyse gilt gem. § 3 Abs. 3 NetzResV die Vermeidung einer Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von § 2 Abs. 2 NetzResV. Die Prüfung umfasst folgende Punkte:[5]
1) die wahrscheinlichen Entwicklung der verfügbaren gesicherten Erzeugungskapazitäten im Hinblick auf das jeweils folgende Winterhalbjahr sowie mindestens eines der weiteren darauf folgenden vier Betrachtungsjahre (**Systemanalyse**) und
Zusätzlich haben die Übertragungsnetzbetreiber, in Übereinstimmung mit der BNetzA bis zum 30. November 2016 eine Analyse des Winterhalbjahres 2021/2022 und des Winterhalbjahres 2022/2023 anzufertigen. Zudem wird der BNetzA das Recht eingeräumt von den Übertragungsnetzbetreiber, neben der Systemanalyse nach Satz 1, zu verlangen eine Analyse im Hinblick auf ein weiteres Betrachtungsjahr zu erstellen, Dieses erstreckt sich sodann auf einen Untersuchungszeitraum nach dem in Satz 1 genannten Zeitraum (**Langfristanalyse**). Entscheidung über weitere Untersuchungszeiträume nach Satz 3 bedarf der Zustimmung durch die Bundesnetzagentur. Dies unterliegt jedoch der Genehmigung durch die BNetzA. Bei beiden Analysen sind in der Planung und im Bau befindliche neu zu errichtende Erzeugungsanlagen zu berücksichtigen. Dies gilt insbesondere für Anlagen der Kapazitätsreserve nach {{du przepis="§ 13d Abs. 2 EnWG"}}.
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt.Im Winter 2016/2017 beläuft sich der Bedarf auf 5.400 MW. Dabei werden für dessen Deckung vertraglich bzw. gesetzlich gebundene Kraftwerke in der Netzreserve verpflichtet. Der Anteil der nationalen Kraftwerke, welche in Netzreserve verpflichtet sind beträgt hierbei, mit einer gesamten Einspeiseleistung 4505 MW. Hingegen beträgt der Bedarf an Netzreserve für die Jahre 2018/2019 nur noch 1.900 MW.[6]
Im Hinblick auf diese beiden Stufen erscheint es schwierig, dass ungeachtet ihrer Bedeutung als Wegbereiter für die Beschaffung der Netzreserve keine detaillierten Vorgaben bzgl. deren Erarbeitung und deren Inhalt bestehen. Dies ist vor allem für die betroffenen Anlagenbetreiber nachteilig. Diesen ist es hierdurch nicht möglich den Prozess nachzuvollziehen bzw. zu kontrollieren.[7]
>>**__Beispiel:__** Der Übertragungsnetzbetreiber N führt zur Feststellung des Reservebedarfs eine Systemanalyse, entsprechend den in § 3 NetzResV genannten Punkten, durch. Hierbei kommt dieser für den Winter 2016/2017 auf einen Bedarf an Netzreserve von 2,8 GW. Diese Systemanalyse übermittelt N an die BNetzA zur Prüfung. Nach erfolgter Prüfung bestätigt die BNetzA diesen Bedarf. Somit darf N nur 2,0 GW an Netzreserve unter Beachtung des § 4 NetzResV beschaffen.>>
Wurde eine Systemanalyse durchgeführt und von der BNetzA geprüft, hat diese den eventuellen Bedarf bestätigt und in einem Bericht veröffentlicht, erfolgt gem. § 4 NetzResV der erste Schritt zur Beschaffung der Netzreserve. Dementsprechend hat der Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter zu veröffentlichen. Hierbei ist darauf zu achten, dass nur so viel an Reservebedarf ausgeschrieben werden darf, wie in der Systemanalyse und der Bestätigung angegeben ist.[8]
Im Anschluss an die Veröffentlichung haben die Betreiber gem. § 4 Abs. 2 NetzResV did Möglichkeit, bis spätestens zum 15. Mai eines jeden Jahres, ihr Interesse am Abschluss eines Vertrages zur Aufnahme ihrer Anlage in die Netzreserve bekunden. Weisen mehrere angebotene Anlagen die gleiche technische Eignung auf hat der Übertragungsnetzbetreiber im Hinblick auf die Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems berücksichtigt der betroffene Übertragungsnetzbetreiber das preisgünstigste Angebot zu wählen. Durch § 4 Abs. 2 S. 2 NetzResV wird klargestellt, das kein **Rechtsanspruch** auf den Abschluss eines Vertrages besteht.
Die Laufzeit der abgeschlossenen Verträge kann gem. § 5 Abs. 1 S. 3 NetzResV 24 Monate betragen. Diese Laufzeit kann sich nur in begründeten Fällen verlängern. Ein begründete Fall liegt vor, wenn nicht mit 100% Sicherheit ausgeschlossen werden kann, dass die Anlage nach Ablauf der 24 Monatsfrist nicht mehr zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems notwendig ist.[9]
Im Gegenzug haben Betreiber, denen durch die Nutzung der bestehenden Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV in der Netzreserve zusätzliche Kosten entstehen einen Anspruch auf Vergütung gem. § 6 NetzResV.
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen. Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss. Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt. Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen.[10]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.[11]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 S. 2 EnWG"}} wird bestimmt, dass bestehende Anlagen der Netzreserve die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens für die Kapazitätsreserve erfolgreich waren ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve erhalten. Hierdurch wird sichergestellt, dass diese Anlagen keine doppelte Vergütung erhalten und kein Missbrauch erfolgt. Auch wird hiermit die Beziehung zur Kapazitätsreserve klargestellt. Umgekehrt hierzu regelt § 5 Abs. 2 KapResV -E das Verhältnis der Kapazitätsreserve zur Netzreserve. Dieser bestimmt, dass Kapazitätsreserveanlagen welche auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können, dieser zugeordnet werden.[13]
Additions:
[3] [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/7C5023E3ABFAEB87C1257B8A002D7567/$file/Reservekraftwerksverordnung.pdf Begründung zur ResKV, S. 20.]]
[9] [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/7C5023E3ABFAEB87C1257B8A002D7567/$file/Reservekraftwerksverordnung.pdf Begründung zur ResKV, S. 18.]]
[10] [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/7C5023E3ABFAEB87C1257B8A002D7567/$file/Reservekraftwerksverordnung.pdf Begründung zur ResKV, S. 19, 20]]; [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]].
[12] BT-Drs. 18/7317, S. 96; [[https://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/V/verordnung-kapazitaetsreserveverordnung-kapresv,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf Begründung zur KapResV, S. 41, 42.]]
[9] [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/7C5023E3ABFAEB87C1257B8A002D7567/$file/Reservekraftwerksverordnung.pdf Begründung zur ResKV, S. 18.]]
[10] [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/7C5023E3ABFAEB87C1257B8A002D7567/$file/Reservekraftwerksverordnung.pdf Begründung zur ResKV, S. 19, 20]]; [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]].
[12] BT-Drs. 18/7317, S. 96; [[https://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/V/verordnung-kapazitaetsreserveverordnung-kapresv,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf Begründung zur KapResV, S. 41, 42.]]
Deletions:
[3] Begründung zur ResKV, S. 20.
[9] Begründung zur ResKV, S. 18.
[10] Begründung zur ResKV, S. 19, 20; [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]].
[12] BT-Drs. 18/7317, S. 96; Begründung zur KapResV, § 5, S. 41, 42.
Additions:
**__Quellen:__**
Deletions:
Additions:
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen. Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss. Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt. Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen.[10]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.[11]
[9] Begründung zur ResKV, S. 18.
[10] Begründung zur ResKV, S. 19, 20; [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]].
[11] BT-Drs. 18/7317, S. 96.
[12] BT-Drs. 18/7317, S. 96; Begründung zur KapResV, § 5, S. 41, 42.
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.[11]
[9] Begründung zur ResKV, S. 18.
[10] Begründung zur ResKV, S. 19, 20; [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]].
[11] BT-Drs. 18/7317, S. 96.
[12] BT-Drs. 18/7317, S. 96; Begründung zur KapResV, § 5, S. 41, 42.
Deletions:
Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt. Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen.[11]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.[12]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
Additions:
Nähere Vorgaben zu dem Abschluss der Verträge sind in § 5 NetzResV normiert. Dabei ist bereits an der Überschrift von § 5 NetzResV, "Verträge mit bestehenden Anlagen" erkennbar, dass für die Netzreserve Bestandsanlagen verwendet werden sollen. Diese muss sodann gem. § 5 Abs. 2 NetzResV, soweit sie sich** im Inland** befindet, folgende Anforderungen erfüllen.
Die Laufzeit der abgeschlossenen Verträge kann gem. § 5 Abs. 1 S. 3 NetzResV 24 Monate betragen. Diese Laufzeit kann sich nur in begründeten Fällen verlängern. Ein begründete Fall liegt vor, wenn nicht mit 100% Sicherheit ausgeschlossen werden kann, dass die Anlage nach Ablauf der 24 Monatsfrist nicht mehr zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems notwendig ist.[9]
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen. Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss.[10]
Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt. Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen.[11]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.[12]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 S. 2 EnWG"}} wird bestimmt, dass bestehende Anlagen der Netzreserve die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens für die Kapazitätsreserve erfolgreich waren ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve erhalten. Hierdurch wird sichergestellt, dass diese Anlagen keine doppelte Vergütung erhalten und kein Missbrauch erfolgt. Auch wird hiermit die Beziehung zur Kapazitätsreserve klargestellt. Umgekehrt hierzu regelt § 5 Abs. 2 KapResV -E das Verhältnis der Kapazitätsreserve zur Netzreserve. Dieser bestimmt, dass Kapazitätsreserveanlagen welche auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können, dieser zugeordnet werden.[13]
[5] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]].
[7] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]].
[8] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]].
[9]
Die Laufzeit der abgeschlossenen Verträge kann gem. § 5 Abs. 1 S. 3 NetzResV 24 Monate betragen. Diese Laufzeit kann sich nur in begründeten Fällen verlängern. Ein begründete Fall liegt vor, wenn nicht mit 100% Sicherheit ausgeschlossen werden kann, dass die Anlage nach Ablauf der 24 Monatsfrist nicht mehr zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems notwendig ist.[9]
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen. Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss.[10]
Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt. Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen.[11]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.[12]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 S. 2 EnWG"}} wird bestimmt, dass bestehende Anlagen der Netzreserve die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens für die Kapazitätsreserve erfolgreich waren ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve erhalten. Hierdurch wird sichergestellt, dass diese Anlagen keine doppelte Vergütung erhalten und kein Missbrauch erfolgt. Auch wird hiermit die Beziehung zur Kapazitätsreserve klargestellt. Umgekehrt hierzu regelt § 5 Abs. 2 KapResV -E das Verhältnis der Kapazitätsreserve zur Netzreserve. Dieser bestimmt, dass Kapazitätsreserveanlagen welche auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können, dieser zugeordnet werden.[13]
[5] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]].
[7] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]].
[8] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]].
[9]
Deletions:
Die Laufzeit der abgeschlossenen Verträge kann gem. § 5 Abs. 1 S. 3 NetzResV 24 Monate betragen. Diese Laufzeit kann sich nur in begründeten Fällen verlängern. Ein begründete Fall liegt vor, wenn nicht mit 100% Sicherheit ausgeschlossen werden kann, dass die Anlage nach Ablauf der 24 Monatsfrist nicht mehr zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems notwendig ist.[10]
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen. Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss.[11]
Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt. Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen.[12]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.[13]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 S. 2 EnWG"}} wird bestimmt, dass bestehende Anlagen der Netzreserve die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens für die Kapazitätsreserve erfolgreich waren ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve erhalten. Hierdurch wird sichergestellt, dass diese Anlagen keine doppelte Vergütung erhalten und kein Missbrauch erfolgt. Auch wird hiermit die Beziehung zur Kapazitätsreserve klargestellt. Umgekehrt hierzu regelt § 5 Abs. 2 KapResV -E das Verhältnis der Kapazitätsreserve zur Netzreserve. Dieser bestimmt, dass Kapazitätsreserveanlagen welche auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können, dieser zugeordnet werden.[14]
[5] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]];
[7]
[8]
[9]
[14]
Additions:
- Was ist die Netzreserve und wie lässt sich diese von der Kapazitätsreserve abgrenzen?
- Wie wird diese beschafft, insb. welches Rechtsverhältnis liegt dem zugrunde? und
- Ist der Einsatz der Netzreserveanlagen in der Kapazitätsreserve möglich, welche rechtlichen Anforderungen gelten hier?
- Wie wird diese beschafft, insb. welches Rechtsverhältnis liegt dem zugrunde? und
- Ist der Einsatz der Netzreserveanlagen in der Kapazitätsreserve möglich, welche rechtlichen Anforderungen gelten hier?
Deletions:
- Wie wird diese beschafft, insb. welches Rechtsverhältnis liegt dem zugrunde?
Additions:
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies für Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stilllgelegt werden dürfen und jene Anlagen, welche nach der NetzResV in der Netzreserve vertraglich gebunden werden. Dabei setzt sich die Netzreserve gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 S. 2 EnWG"}} aus folgenden Anlagen zusammen:
Die Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem sterllt sich die Frage, in welchen Verhältnis diese Regelzung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von deem Begriff der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmögluichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve somit diesen vor.[2]
Zudem kommen Anlagen in der Netzreserve ausschließlich außerhalb des Strommarktes zum Einsatz, § 7 Abs. 1 NetzResV. Dies resultiert daraus, dass hierdurch Wettbewerbsverzerrungen am Strommarkt verhindert werden sollen.[3]
[7]
Die Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem sterllt sich die Frage, in welchen Verhältnis diese Regelzung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von deem Begriff der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmögluichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve somit diesen vor.[2]
Zudem kommen Anlagen in der Netzreserve ausschließlich außerhalb des Strommarktes zum Einsatz, § 7 Abs. 1 NetzResV. Dies resultiert daraus, dass hierdurch Wettbewerbsverzerrungen am Strommarkt verhindert werden sollen.[3]
[7]
Deletions:
Zudem kommen Anlagen in der Netzreserve ausschließlich außerhalb des Strommarktes zum Einsatz, § 7 Abs. 1 NetzResV. Dies resultiert daraus, dass hierdurch Wettbewerbsverzerrungen am Strommarkt verhindert werden sollen.[3] Dabei setzt sich die Netzreserve gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 S. 2 EnWG"}} aus folgenden Anlagen zusammen:
[7]
Additions:
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies für Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stilllgelegt werden dürfen und jene Anlagen, welche nach der NetzResV in der Netzreserve vertraglich gebunden werden. Diese Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem sterllt sich die Frage, in welchen Verhältnis diese Regelzung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von deem Begriff der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmögluichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve somit diesen vor.[2]
Zusätzlich haben die Übertragungsnetzbetreiber, in Übereinstimmung mit der BNetzA bis zum 30. November 2016 eine Analyse des Winterhalbjahres 2021/2022 und des Winterhalbjahres 2022/2023 anzufertigen. Zudem wird der BNetzA das Recht eingeräumt von den Übertragungsnetzbetreiber, neben der Systemanalyse nach Satz 1, zu verlangen eine Analyse im Hinblick auf ein weiteres Betrachtungsjahr zu erstellen, Dieses erstreckt sich sodann auf einen Untersuchungszeitraum nach dem in Satz 1 genannten Zeitraum (**Langfristanalyse**). Entscheidung über weitere Untersuchungszeiträume nach Satz 3 bedarf der Zustimmung durch die Bundesnetzagentur. Dies unterliegt jedoch der Genehmigung durch die BNetzA. Bei beiden Analysen sind in der Planung und im Bau befindliche neu zu errichtende Erzeugungsanlagen zu berücksichtigen. Dies gilt insbesondere für Anlagen der Kapazitätsreserve nach {{du przepis="§ 13d Abs. 2 EnWG"}}.
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt.Im Winter 2016/2017 beläuft sich der Bedarf auf 5.400 MW. Dabei werden für dessen Deckung vertraglich bzw. gesetzlich gebundene Kraftwerke in der Netzreserve verpflichtet. Der Anteil der nationalen Kraftwerke, welche in Netzreserve verpflichtet sind beträgt hierbei, mit einer gesamten Einspeiseleistung 4505 MW. Hingegen beträgt der Bedarf an Netzreserve für die Jahre 2018/2019 nur noch 1.900 MW.[6]
Im Hinblick auf diese beiden Stufen erscheint es schwierig, dass ungeachtet ihrer Bedeutung als Wegbereiter für die Beschaffung der Netzreserve keine detaillierten Vorgaben bzgl. deren Erarbeitung und deren Inhalt bestehen. Dies ist vor allem für die betroffenen Anlagenbetreiber nachteilig. Diesen ist es hierdurch nicht möglich den Prozess nachzuvollziehen bzw. zu kontrollieren.[7]
Wurde eine Systemanalyse durchgeführt und von der BNetzA geprüft, hat diese den eventuellen Bedarf bestätigt und in einem Bericht veröffentlicht, erfolgt gem. § 4 NetzResV der erste Schritt zur Beschaffung der Netzreserve. Dementsprechend hat der Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter zu veröffentlichen. Hierbei ist darauf zu achten, dass nur so viel an Reservebedarf ausgeschrieben werden darf, wie in der Systemanalyse und der Bestätigung angegeben ist.[8]
Nähere Vorgaben zu dem Abschluss der Verträge sind in § 5 NetzResV normiert. Dabei ist bereits an der Überschrift von § 5 NetzResV, "Verträge mit bestehenden Anlagen" erkennbar, dass für die Netzreserve Bestandsanlagen verwendet werden sollen.[9] Diese muss sodann gem. § 5 Abs. 2 NetzResV, soweit sie sich** im Inland** befindet, folgende Anforderungen erfüllen.
Die Laufzeit der abgeschlossenen Verträge kann gem. § 5 Abs. 1 S. 3 NetzResV 24 Monate betragen. Diese Laufzeit kann sich nur in begründeten Fällen verlängern. Ein begründete Fall liegt vor, wenn nicht mit 100% Sicherheit ausgeschlossen werden kann, dass die Anlage nach Ablauf der 24 Monatsfrist nicht mehr zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems notwendig ist.[10]
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen. Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss.[11]
Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt. Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen.[12]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.[13]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 S. 2 EnWG"}} wird bestimmt, dass bestehende Anlagen der Netzreserve die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens für die Kapazitätsreserve erfolgreich waren ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve erhalten. Hierdurch wird sichergestellt, dass diese Anlagen keine doppelte Vergütung erhalten und kein Missbrauch erfolgt. Auch wird hiermit die Beziehung zur Kapazitätsreserve klargestellt. Umgekehrt hierzu regelt § 5 Abs. 2 KapResV -E das Verhältnis der Kapazitätsreserve zur Netzreserve. Dieser bestimmt, dass Kapazitätsreserveanlagen welche auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können, dieser zugeordnet werden.[14]
[1] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (170)]]
[2] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]]; BT-Drs. 18/7317, S. 94.
[3] Begründung zur ResKV, S. 20.
[4] BT-Drs. 18/7317, S. 138.
[5] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]];
[6] BNetzA 2015, S. 10-14; BNetzA 2015, Ergebnisdokumentation, S. 3, letzte Spalte.
Zusätzlich haben die Übertragungsnetzbetreiber, in Übereinstimmung mit der BNetzA bis zum 30. November 2016 eine Analyse des Winterhalbjahres 2021/2022 und des Winterhalbjahres 2022/2023 anzufertigen. Zudem wird der BNetzA das Recht eingeräumt von den Übertragungsnetzbetreiber, neben der Systemanalyse nach Satz 1, zu verlangen eine Analyse im Hinblick auf ein weiteres Betrachtungsjahr zu erstellen, Dieses erstreckt sich sodann auf einen Untersuchungszeitraum nach dem in Satz 1 genannten Zeitraum (**Langfristanalyse**). Entscheidung über weitere Untersuchungszeiträume nach Satz 3 bedarf der Zustimmung durch die Bundesnetzagentur. Dies unterliegt jedoch der Genehmigung durch die BNetzA. Bei beiden Analysen sind in der Planung und im Bau befindliche neu zu errichtende Erzeugungsanlagen zu berücksichtigen. Dies gilt insbesondere für Anlagen der Kapazitätsreserve nach {{du przepis="§ 13d Abs. 2 EnWG"}}.
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt.Im Winter 2016/2017 beläuft sich der Bedarf auf 5.400 MW. Dabei werden für dessen Deckung vertraglich bzw. gesetzlich gebundene Kraftwerke in der Netzreserve verpflichtet. Der Anteil der nationalen Kraftwerke, welche in Netzreserve verpflichtet sind beträgt hierbei, mit einer gesamten Einspeiseleistung 4505 MW. Hingegen beträgt der Bedarf an Netzreserve für die Jahre 2018/2019 nur noch 1.900 MW.[6]
Im Hinblick auf diese beiden Stufen erscheint es schwierig, dass ungeachtet ihrer Bedeutung als Wegbereiter für die Beschaffung der Netzreserve keine detaillierten Vorgaben bzgl. deren Erarbeitung und deren Inhalt bestehen. Dies ist vor allem für die betroffenen Anlagenbetreiber nachteilig. Diesen ist es hierdurch nicht möglich den Prozess nachzuvollziehen bzw. zu kontrollieren.[7]
Wurde eine Systemanalyse durchgeführt und von der BNetzA geprüft, hat diese den eventuellen Bedarf bestätigt und in einem Bericht veröffentlicht, erfolgt gem. § 4 NetzResV der erste Schritt zur Beschaffung der Netzreserve. Dementsprechend hat der Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter zu veröffentlichen. Hierbei ist darauf zu achten, dass nur so viel an Reservebedarf ausgeschrieben werden darf, wie in der Systemanalyse und der Bestätigung angegeben ist.[8]
Nähere Vorgaben zu dem Abschluss der Verträge sind in § 5 NetzResV normiert. Dabei ist bereits an der Überschrift von § 5 NetzResV, "Verträge mit bestehenden Anlagen" erkennbar, dass für die Netzreserve Bestandsanlagen verwendet werden sollen.[9] Diese muss sodann gem. § 5 Abs. 2 NetzResV, soweit sie sich** im Inland** befindet, folgende Anforderungen erfüllen.
Die Laufzeit der abgeschlossenen Verträge kann gem. § 5 Abs. 1 S. 3 NetzResV 24 Monate betragen. Diese Laufzeit kann sich nur in begründeten Fällen verlängern. Ein begründete Fall liegt vor, wenn nicht mit 100% Sicherheit ausgeschlossen werden kann, dass die Anlage nach Ablauf der 24 Monatsfrist nicht mehr zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems notwendig ist.[10]
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen. Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss.[11]
Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt. Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen.[12]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.[13]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 S. 2 EnWG"}} wird bestimmt, dass bestehende Anlagen der Netzreserve die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens für die Kapazitätsreserve erfolgreich waren ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve erhalten. Hierdurch wird sichergestellt, dass diese Anlagen keine doppelte Vergütung erhalten und kein Missbrauch erfolgt. Auch wird hiermit die Beziehung zur Kapazitätsreserve klargestellt. Umgekehrt hierzu regelt § 5 Abs. 2 KapResV -E das Verhältnis der Kapazitätsreserve zur Netzreserve. Dieser bestimmt, dass Kapazitätsreserveanlagen welche auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können, dieser zugeordnet werden.[14]
[1] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (170)]]
[2] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]]; BT-Drs. 18/7317, S. 94.
[3] Begründung zur ResKV, S. 20.
[4] BT-Drs. 18/7317, S. 138.
[5] [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173 (171)]];
[6] BNetzA 2015, S. 10-14; BNetzA 2015, Ergebnisdokumentation, S. 3, letzte Spalte.
Deletions:
Zusätzlich haben die Übertragungsnetzbetreiber, in Übereinstimmung mit der BNetzA bis zum 30. November 2016 eine Analyse des Winterhalbjahres 2021/2022 und des Winterhalbjahres 2022/2023 anzufertigen. Zudem wird der BNetzA das Recht eingeräumt von den Übertragungsnetzbetreiber, neben der Systemanalyse nach Satz 1, zu verlangen eine Analyse im Hinblick auf ein weiteres Betrachtungsjahr zu erstellen, Dieses erstreckt sich sodann auf einen Untersuchungszeitraum nach dem in Satz 1 genannten Zeitraum (**Langfristanalyse**). Entscheidung über weitere Untersuchungszeiträume nach Satz 3 bedarf der Zustimmung durch die Bundesnetzagentur.. Dies unterliegt jedoch der Genehmigung durch die BNetzA. Bei beiden Analysen sind in der Planung und im Bau befindliche neu zu errichtende Erzeugungsanlagen zu berücksichtigen. Dies gilt insbesondere für Anlagen der Kapazitätsreserve nach {{du przepis="§ 13d Abs. 2 EnWG"}}.[6]
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt.Im Winter 2016/2017 beläuft sich der Bedarf auf 5.400 MW. Dabei werden für dessen Deckung vertraglich bzw. gesetzlich gebundene Kraftwerke in der Netzreserve verpflichtet. Der Anteil der nationalen Kraftwerke, welche in Netzreserve verpflichtet sind beträgt hierbei, mit einer gesamten Einspeiseleistung 4505 MW. Hingegen beträgt der Bedarf an Netzreserve für die Jahre 2018/2019 nur noch 1.900 MW.[7]
Im Hinblick auf diese beiden Stufen erscheint es schwierig, dass ungeachtet ihrer Bedeutung als Wegbereiter für die Beschaffung der Netzreserve keine detaillierten Vorgaben bzgl. deren Erarbeitung und deren Inhalt bestehen. Dies ist vor allem für die betroffenen Anlagenbetreiber nachteilig. Diesen ist es hierdurch nicht möglich den Prozess nachzuvollziehen bzw. zu kontrollieren.[8]
Wurde eine Systemanalyse durchgeführt und von der BNetzA geprüft, hat diese den eventuellen Bedarf bestätigt und in einem Bericht veröffentlicht, erfolgt gem. § 4 NetzResV der erste Schritt zur Beschaffung der Netzreserve. Dementsprechend hat der Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter zu veröffentlichen. Hierbei ist darauf zu achten, dass nur so viel an Reservebedarf ausgeschrieben werden darf, wie in der Systemanalyse und der Bestätigung angegeben ist.[9]
Nähere Vorgaben zu dem Abschluss der Verträge sind in § 5 NetzResV normiert. Dabei ist bereits an der Überschrift von § 5 NetzResV, "Verträge mit bestehenden Anlagen" erkennbar, dass für die Netzreserve Bestandsanlagen verwendet werden sollen.[10] Diese muss sodann gem. § 5 Abs. 2 NetzResV, soweit sie sich** im Inland** befindet, folgende Anforderungen erfüllen.
Die Laufzeit der abgeschlossenen Verträge kann gem. § 5 Abs. 1 S. 3 NetzResV 24 Monate betragen. Diese Laufzeit kann sich nur in begründeten Fällen verlängern. Ein begründete Fall liegt vor, wenn nicht mit 100% Sicherheit ausgeschlossen werden kann, dass die Anlage nach Ablauf der 24 Monatsfrist nicht mehr zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems notwendig ist.[11]
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen. Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss.[12]
Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt. Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen.[13]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.[14]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 S. 2 EnWG"}} wird bestimmt, dass bestehende Anlagen der Netzreserve die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens für die Kapazitätsreserve erfolgreich waren ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve erhalten. Hierdurch wird sichergestellt, dass diese Anlagen keine doppelte Vergütung erhalten und kein Missbrauch erfolgt. Auch wird hiermit die Beziehung zur Kapazitätsreserve klargestellt. Umgekehrt hierzu regelt § 5 Abs. 2 KapResV -E das Verhältnis der Kapazitätsreserve zur Netzreserve. Dieser bestimmt, dass Kapazitätsreserveanlagen welche auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können, dieser zugeordnet werden.[15]
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Deletions:
Additions:
Die Beschaffung der Netzreserve und der Einsatz der Anlagen erfolgt gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 1 EnWG"}} durch Abschluss von Verträgen zwischen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber und dem Betreiber der Anlage, mit Abstimmung der BNetzA. Hierbei sind die Vorgaben der NetzResV zu beachten. Diese löst die frühere ResKV ab, welche auf Grundlage vom früheren § 13 b EnWG, erlassen wurde.[4] Heute findet sich die hierfür maßgebliche Verordnungsermächtigung in {{du przepis="§ 13i Abs. 3 Nr. 2 EnWG"}}. Die NetzResV normiert gem. § 1 Abs. 1 1. Halbs. NetzResV das Beschaffungsverfahren für die Netzreserve. Dementsprechend erfolgt dieses in folgender Reihenfolge:
Nach {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 2 EnWG"}} können Erzeugungsanlagen im Ausland nach den Vorgaben der Rechtsverordnung nach {{du przepis="§ 13i Abs. 3 EnWG"}} vertraglich gebunden werden.
Nach {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 2 EnWG"}} können Erzeugungsanlagen im Ausland nach den Vorgaben der Rechtsverordnung nach {{du przepis="§ 13i Abs. 3 EnWG"}} vertraglich gebunden werden.
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Additions:
Seit einigen Jahren erfolgt ein Umbau des Energieversorungssystems in Deutschland, hin zu mehr Strom aus erneuerbaren Energien. Dies geht langfristig damit einher, dass immer mehr konventionelle Kraftwerke, wie Kohlekraftwerke aus dem Markt herausgenommen werden, da am Strommarkt eine Grenzkostenbetrachtung erfolgt und gerade diese sind bei den konventionellen Kraftwerken höher als bei einer PV-Anlage, sog. **Merrit Order**. Jedoch ist der ununterbrochene Einsatz von den nicht steuerbaren erneuerbaren Energien, wie Sonne und Wind nicht möglich. Dies hängt mit deren Wetterabhängigkeit zusammen. Auch ergibt sich dieser Trend aus den Klimaschutzzielen der Bundesregierung. Hinzu kommt die verzögerte Realisierung der Netzausbauprojekte. Zudem führt ein kurzfristiges Systemdienstleistungsproblem. Hierunter fallen regionale Kapazitätslücken und Netzengpässe. Diese führen vor allem in Süddeutschland zu Problemen bei der Systemsicherheit. Dies wurde im Winter 2011/2012 deutlich sichtbar. Werden dann noch systemrelevante Kraftwerke stillgelegt wird es kritisch das hohe Level an Versorgungssicherheit aufrechtzuerhalten. Sodass auf konventionelle Kraftwerke und deren Erzeugungskapazität zurückgegriffen werden muss und diesen Kraftwerken ein unbefristetes oder befristetes Stilllegungsverbot auferlegt.[1] >> Mehr zum befristeten und unbefristeten Stilllegungsverbot können Sie im Artikel [[EnergieRStilllegungAnlagen zur Stilllegung von Anlagen]] nachlesen.>>
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies nur für solche Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stilllgelegt werden dürfen. Diese Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem sterllt sich die Frage, in welchen Verhältnuis diese Regelzung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmögluichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve diesen vor.[2]
Zudem kommen Anlagen in der Netzreserve ausschließlich außerhalb des Strommarktes zum Einsatz, § 7 Abs. 1 NetzResV. Dies resultiert daraus, dass hierdurch Wettbewerbsverzerrungen am Strommarkt verhindert werden sollen.[3] Dabei setzt sich die Netzreserve gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 S. 2 EnWG"}} aus folgenden Anlagen zusammen:
((2)) Abgrenzung zum Begriff der [[EnergieRKapazitaetsreserve Kapazitätsreserve]]
Von dem Begriff der Kapazitätsreserve lässt sich jener der Netzreserve am besten anhand der Definition der Kapazitätsreserve gem. {{du przepis="§ 13e Abs. 1 EnWG"}} abgrenzen. Danach ist Kapazitätsreserve, die Vorhaltung von Reserveleistung um im Fall einer Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems Leistungsbilanzdefizite infolge des nicht vollständigen Ausgleichs von Angebot und Nachfrage an den Strommärkten im deutschen Netzregelverbund auszugleichen.
Anhand dieser wird deutlich, dass sowohl die Netzreserve wie auch die Kapazitätsreserve die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems sicherstellen soll. Jedoch kommen beide Reserven in unterschiedlichen Situationen zum Tragen. Während die Vorhaltung von Anlagen in der Kapazitätsreserve nur in Betracht kommt, wenn ein Defizit von Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt herrscht, kommen Anlagen in der Netzreserve auch dann zum Einsatz, wenn es darum geht Netzengpässe zu beheben. Somit hat die Netzreserve nach {{du przepis="§ 13d EnWG"}} vor allem das Engpassmanagement im Auge. Die Kapazittsreserve konzentriert sich hingegen eher auf den „ökonomischen“ Ausgleiich.
Die Beschaffung der Netzreserve erfolgt gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 1 EnWG"}} durch Abschluss von Verträgen zwischen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber und dem Betreiber der Erzeugungsanlage. Hierbei sind die Vorgaben der NetzResV zu beachten. Diese löst die frühere ResKV ab, welche auf Grundlage vom früheren § 13 b EnWG, erlassen wurde.[4] Heute findet sich die hierfür maßgebliche Verordnungsermächtigung in {{du przepis="§ 13i Abs. 3 Nr. 2 EnWG"}}. Die NetzResV normiert gem. § 1 Abs. 1 1. Halbs. NetzResV das Beschaffungsverfahren für die Netzreserve. Dementsprechend erfolgt dieses in folgender Reihenfolge:
Der eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Systemanalyse zu erstellen. Das Betrachtungsjahr umfasst gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Als Maßstab für die Systeenmanalyse gilt gem. § 3 Abs. 3 NetzResV die Vermeidung einer Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von § 2 Abs. 2 NetzResV. Die Prüfung umfasst folgende Punkte:[5]
Zusätzlich haben die Übertragungsnetzbetreiber, in Übereinstimmung mit der BNetzA bis zum 30. November 2016 eine Analyse des Winterhalbjahres 2021/2022 und des Winterhalbjahres 2022/2023 anzufertigen. Zudem wird der BNetzA das Recht eingeräumt von den Übertragungsnetzbetreiber, neben der Systemanalyse nach Satz 1, zu verlangen eine Analyse im Hinblick auf ein weiteres Betrachtungsjahr zu erstellen, Dieses erstreckt sich sodann auf einen Untersuchungszeitraum nach dem in Satz 1 genannten Zeitraum (**Langfristanalyse**). Entscheidung über weitere Untersuchungszeiträume nach Satz 3 bedarf der Zustimmung durch die Bundesnetzagentur.. Dies unterliegt jedoch der Genehmigung durch die BNetzA. Bei beiden Analysen sind in der Planung und im Bau befindliche neu zu errichtende Erzeugungsanlagen zu berücksichtigen. Dies gilt insbesondere für Anlagen der Kapazitätsreserve nach {{du przepis="§ 13d Abs. 2 EnWG"}}.[6]
Auf der zweiten Stufe werden die Resultate der Systemanalyse durch die BNetzA gem. § 3 Abs. 1 NetzResV, im Hinblick auf einen Bedarf an Erzeugungskapazität für die Netzreserve geprüft. Die Überprüfung der Analysen der Übertragungsnetzbetreiber hat bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres zu erfolgen. Auch gilt an dieser Stelle wieder der Maßstab des § 3 Abs. 3 NetzResV.
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt.Im Winter 2016/2017 beläuft sich der Bedarf auf 5.400 MW. Dabei werden für dessen Deckung vertraglich bzw. gesetzlich gebundene Kraftwerke in der Netzreserve verpflichtet. Der Anteil der nationalen Kraftwerke, welche in Netzreserve verpflichtet sind beträgt hierbei, mit einer gesamten Einspeiseleistung 4505 MW. Hingegen beträgt der Bedarf an Netzreserve für die Jahre 2018/2019 nur noch 1.900 MW.[7]
Im Hinblick auf diese beiden Stufen erscheint es schwierig, dass ungeachtet ihrer Bedeutung als Wegbereiter für die Beschaffung der Netzreserve keine detaillierten Vorgaben bzgl. deren Erarbeitung und deren Inhalt bestehen. Dies ist vor allem für die betroffenen Anlagenbetreiber nachteilig. Diesen ist es hierdurch nicht möglich den Prozess nachzuvollziehen bzw. zu kontrollieren.[8]
Wurde eine Systemanalyse durchgeführt und von der BNetzA geprüft, hat diese den eventuellen Bedarf bestätigt und in einem Bericht veröffentlicht, erfolgt gem. § 4 NetzResV der erste Schritt zur Beschaffung der Netzreserve. Dementsprechend hat der Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter zu veröffentlichen. Hierbei ist darauf zu achten, dass nur so viel an Reservebedarf ausgeschrieben werden darf, wie in der Systemanalyse und der Bestätigung angegeben ist.[9]
Nähere Vorgaben zu dem Abschluss der Verträge sind in § 5 NetzResV normiert. Dabei ist bereits an der Überschrift von § 5 NetzResV, "Verträge mit bestehenden Anlagen" erkennbar, dass für die Netzreserve Bestandsanlagen verwendet werden sollen.[10] Diese muss sodann gem. § 5 Abs. 2 NetzResV, soweit sie sich** im Inland** befindet, folgende Anforderungen erfüllen.
Die Laufzeit der abgeschlossenen Verträge kann gem. § 5 Abs. 1 S. 3 NetzResV 24 Monate betragen. Diese Laufzeit kann sich nur in begründeten Fällen verlängern. Ein begründete Fall liegt vor, wenn nicht mit 100% Sicherheit ausgeschlossen werden kann, dass die Anlage nach Ablauf der 24 Monatsfrist nicht mehr zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems notwendig ist.[11]
Diese ist für jeden Fall auf Grundlage der Kostenstruktur der jeweiligen Anlage nach Abstimmung mit der Bundesnetzagentur im Vertrag, unter Beachtung von § 6 NetzResV, zu regeln. Hierbei normiert § 6 Abs. 1 S. 1 NetzResV den Grundsatz der Kostenerstattung, d.h. das **“Ob“**.
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen. Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss.[12]
Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt. Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen.[13]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.[14]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 S. 2 EnWG"}} wird bestimmt, dass bestehende Anlagen der Netzreserve die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens für die Kapazitätsreserve erfolgreich waren ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve erhalten. Hierdurch wird sichergestellt, dass diese Anlagen keine doppelte Vergütung erhalten und kein Missbrauch erfolgt. Auch wird hiermit die Beziehung zur Kapazitätsreserve klargestellt. Umgekehrt hierzu regelt § 5 Abs. 2 KapResV -E das Verhältnis der Kapazitätsreserve zur Netzreserve. Dieser bestimmt, dass Kapazitätsreserveanlagen welche auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können, dieser zugeordnet werden.[15]
Quellen:
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CategoryEnergierecht
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies nur für solche Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stilllgelegt werden dürfen. Diese Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem sterllt sich die Frage, in welchen Verhältnuis diese Regelzung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmögluichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve diesen vor.[2]
Zudem kommen Anlagen in der Netzreserve ausschließlich außerhalb des Strommarktes zum Einsatz, § 7 Abs. 1 NetzResV. Dies resultiert daraus, dass hierdurch Wettbewerbsverzerrungen am Strommarkt verhindert werden sollen.[3] Dabei setzt sich die Netzreserve gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 S. 2 EnWG"}} aus folgenden Anlagen zusammen:
((2)) Abgrenzung zum Begriff der [[EnergieRKapazitaetsreserve Kapazitätsreserve]]
Von dem Begriff der Kapazitätsreserve lässt sich jener der Netzreserve am besten anhand der Definition der Kapazitätsreserve gem. {{du przepis="§ 13e Abs. 1 EnWG"}} abgrenzen. Danach ist Kapazitätsreserve, die Vorhaltung von Reserveleistung um im Fall einer Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems Leistungsbilanzdefizite infolge des nicht vollständigen Ausgleichs von Angebot und Nachfrage an den Strommärkten im deutschen Netzregelverbund auszugleichen.
Anhand dieser wird deutlich, dass sowohl die Netzreserve wie auch die Kapazitätsreserve die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems sicherstellen soll. Jedoch kommen beide Reserven in unterschiedlichen Situationen zum Tragen. Während die Vorhaltung von Anlagen in der Kapazitätsreserve nur in Betracht kommt, wenn ein Defizit von Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt herrscht, kommen Anlagen in der Netzreserve auch dann zum Einsatz, wenn es darum geht Netzengpässe zu beheben. Somit hat die Netzreserve nach {{du przepis="§ 13d EnWG"}} vor allem das Engpassmanagement im Auge. Die Kapazittsreserve konzentriert sich hingegen eher auf den „ökonomischen“ Ausgleiich.
Die Beschaffung der Netzreserve erfolgt gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 1 EnWG"}} durch Abschluss von Verträgen zwischen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber und dem Betreiber der Erzeugungsanlage. Hierbei sind die Vorgaben der NetzResV zu beachten. Diese löst die frühere ResKV ab, welche auf Grundlage vom früheren § 13 b EnWG, erlassen wurde.[4] Heute findet sich die hierfür maßgebliche Verordnungsermächtigung in {{du przepis="§ 13i Abs. 3 Nr. 2 EnWG"}}. Die NetzResV normiert gem. § 1 Abs. 1 1. Halbs. NetzResV das Beschaffungsverfahren für die Netzreserve. Dementsprechend erfolgt dieses in folgender Reihenfolge:
Der eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Systemanalyse zu erstellen. Das Betrachtungsjahr umfasst gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Als Maßstab für die Systeenmanalyse gilt gem. § 3 Abs. 3 NetzResV die Vermeidung einer Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von § 2 Abs. 2 NetzResV. Die Prüfung umfasst folgende Punkte:[5]
Zusätzlich haben die Übertragungsnetzbetreiber, in Übereinstimmung mit der BNetzA bis zum 30. November 2016 eine Analyse des Winterhalbjahres 2021/2022 und des Winterhalbjahres 2022/2023 anzufertigen. Zudem wird der BNetzA das Recht eingeräumt von den Übertragungsnetzbetreiber, neben der Systemanalyse nach Satz 1, zu verlangen eine Analyse im Hinblick auf ein weiteres Betrachtungsjahr zu erstellen, Dieses erstreckt sich sodann auf einen Untersuchungszeitraum nach dem in Satz 1 genannten Zeitraum (**Langfristanalyse**). Entscheidung über weitere Untersuchungszeiträume nach Satz 3 bedarf der Zustimmung durch die Bundesnetzagentur.. Dies unterliegt jedoch der Genehmigung durch die BNetzA. Bei beiden Analysen sind in der Planung und im Bau befindliche neu zu errichtende Erzeugungsanlagen zu berücksichtigen. Dies gilt insbesondere für Anlagen der Kapazitätsreserve nach {{du przepis="§ 13d Abs. 2 EnWG"}}.[6]
Auf der zweiten Stufe werden die Resultate der Systemanalyse durch die BNetzA gem. § 3 Abs. 1 NetzResV, im Hinblick auf einen Bedarf an Erzeugungskapazität für die Netzreserve geprüft. Die Überprüfung der Analysen der Übertragungsnetzbetreiber hat bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres zu erfolgen. Auch gilt an dieser Stelle wieder der Maßstab des § 3 Abs. 3 NetzResV.
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt.Im Winter 2016/2017 beläuft sich der Bedarf auf 5.400 MW. Dabei werden für dessen Deckung vertraglich bzw. gesetzlich gebundene Kraftwerke in der Netzreserve verpflichtet. Der Anteil der nationalen Kraftwerke, welche in Netzreserve verpflichtet sind beträgt hierbei, mit einer gesamten Einspeiseleistung 4505 MW. Hingegen beträgt der Bedarf an Netzreserve für die Jahre 2018/2019 nur noch 1.900 MW.[7]
Im Hinblick auf diese beiden Stufen erscheint es schwierig, dass ungeachtet ihrer Bedeutung als Wegbereiter für die Beschaffung der Netzreserve keine detaillierten Vorgaben bzgl. deren Erarbeitung und deren Inhalt bestehen. Dies ist vor allem für die betroffenen Anlagenbetreiber nachteilig. Diesen ist es hierdurch nicht möglich den Prozess nachzuvollziehen bzw. zu kontrollieren.[8]
Wurde eine Systemanalyse durchgeführt und von der BNetzA geprüft, hat diese den eventuellen Bedarf bestätigt und in einem Bericht veröffentlicht, erfolgt gem. § 4 NetzResV der erste Schritt zur Beschaffung der Netzreserve. Dementsprechend hat der Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter zu veröffentlichen. Hierbei ist darauf zu achten, dass nur so viel an Reservebedarf ausgeschrieben werden darf, wie in der Systemanalyse und der Bestätigung angegeben ist.[9]
Nähere Vorgaben zu dem Abschluss der Verträge sind in § 5 NetzResV normiert. Dabei ist bereits an der Überschrift von § 5 NetzResV, "Verträge mit bestehenden Anlagen" erkennbar, dass für die Netzreserve Bestandsanlagen verwendet werden sollen.[10] Diese muss sodann gem. § 5 Abs. 2 NetzResV, soweit sie sich** im Inland** befindet, folgende Anforderungen erfüllen.
Die Laufzeit der abgeschlossenen Verträge kann gem. § 5 Abs. 1 S. 3 NetzResV 24 Monate betragen. Diese Laufzeit kann sich nur in begründeten Fällen verlängern. Ein begründete Fall liegt vor, wenn nicht mit 100% Sicherheit ausgeschlossen werden kann, dass die Anlage nach Ablauf der 24 Monatsfrist nicht mehr zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems notwendig ist.[11]
Diese ist für jeden Fall auf Grundlage der Kostenstruktur der jeweiligen Anlage nach Abstimmung mit der Bundesnetzagentur im Vertrag, unter Beachtung von § 6 NetzResV, zu regeln. Hierbei normiert § 6 Abs. 1 S. 1 NetzResV den Grundsatz der Kostenerstattung, d.h. das **“Ob“**.
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen. Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss.[12]
Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt. Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen.[13]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.[14]
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 S. 2 EnWG"}} wird bestimmt, dass bestehende Anlagen der Netzreserve die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens für die Kapazitätsreserve erfolgreich waren ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve erhalten. Hierdurch wird sichergestellt, dass diese Anlagen keine doppelte Vergütung erhalten und kein Missbrauch erfolgt. Auch wird hiermit die Beziehung zur Kapazitätsreserve klargestellt. Umgekehrt hierzu regelt § 5 Abs. 2 KapResV -E das Verhältnis der Kapazitätsreserve zur Netzreserve. Dieser bestimmt, dass Kapazitätsreserveanlagen welche auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können, dieser zugeordnet werden.[15]
Quellen:
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CategoryEnergierecht
Deletions:
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies nur für solche Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stilllgelegt werden dürfen. Diese Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem sterllt sich die Frage, in welchen Verhältnuis diese Regelzung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmögluichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve diesen vor.
((2)) Abgrenzung zur [[EnergieRKapazitaetsreserve Kapazitätsreserve]]
Von der Kapazitätsreserve lässt sich die Netzreserve am besten anhand der Definition der Kapazitätsreserve gem. {{du przepis="§ 13e Abs. 1 EnWG"}} abgrenzen. Danach ist Kapazitätsreserve, die Vorhaltung von Reserveleistung um im Fall einer Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems Leistungsbilanzdefizite infolge des nicht vollständigen Ausgleichs von Angebot und Nachfrage an den Strommärkten im deutschen Netzregelverbund auszugleichen.
Anhand dieser wird deutlich, dass sowohl die Netzreserve wie auch die Kapazitätsreserve die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems sicherstellen soll. Jedoch kommen beide Reserven in unterschiedlichen Situationen zum Tragen. Während die Vorhaltung von Anlagen in der Kapazitätsreserve nur in Betracht kommt, wenn ein Defizit von Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt herrscht, kommen Anlagen in der Netzreserve auch dann zum Einsatz, wenn es darum geht Netzengpässe zu beheben. Somit hat die Netzreserve nach {{du przepis="§ 13d EnWG"}} vor allem das Engpassmanagement im Auge. Die Kapazittsreserve konzentriert sich eher auf den „ökonomischen“ Ausgleiich.
Umgekehrt hierzu regelt § 5 Abs. 2 KapResV -E das Verhältnis der Kapazitätsreserve zur Netzreserve. Dieser bestimmt, dass Kapazitätsreserveanlagen welche auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können, dieser zugeordnet werden.
Zudem kommen Anlagen in der Netzreserve ausschließlich außerhalb des Strommarktes zum Einsatz. Dies resultiert daraus, dass hierdurch Wettbewerbsverzerrungen am Strommarkt verhindert werden sollen. Dabei setzt sich die Netzreserve gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 S. 2 EnWG"}} aus folgenden Anlagen zusammen:
Die Beschaffung der Netzreserve erfolgt gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 1 EnWG"}} durch Abschluss von Verträgen zwischen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber und dem Betreiber der Erzeugungsanlage. Hierbei sind die Vorgaben der NetzResV zu beachten. Diese löst die frühere ResKV ab, welche auf Grundlage vom früheren § 13 b EnWG, erlassen wurde. Heute findet sich die hierfür maßgebliche Verordnungsermächtigung in {{du przepis="§ 13i Abs. 3 Nr. 2 EnWG"}}. Die NetzResV normiert gem. § 1 Abs. 1 1. Halbs. NetzResV das Beschaffungsverfahren für die Netzreserve. Dementsprechend erfolgt dieses in folgender Reihenfolge:
Der eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Systemanalyse zu erstellen. Das Betrachtungsjahr umfasst gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Als Maßstab für die Systeenmanalyse gilt gem. § 3 Abs. 3 NetzResV die Vermeidung einer Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von § 2 Abs. 2 NetzResV. Die Prüfung umfasst folgende Punkte:
Zusätzlich haben die Übertragungsnetzbetreiber, in Übereinstimmung mit der BNetzA bis zum 30. November 2016 eine Analyse des Winterhalbjahres 2021/2022 und des Winterhalbjahres 2022/2023 anzufertigen. Zudem wird der BNetzA das Recht eingeräumt von den Übertragungsnetzbetreiber, neben der Systemanalyse nach Satz 1, zu verlangen eine Analyse im Hinblick auf ein weiteres Betrachtungsjahr zu erstellen, Dieses erstreckt sich sodann auf einen Untersuchungszeitraum nach dem in Satz 1 genannten Zeitraum (**Langfristanalyse**). Entscheidung über weitere Untersuchungszeiträume nach Satz 3 bedarf der Zustimmung durch die Bundesnetzagentur.. Dies unterliegt jedoch der Genehmigung durch die BNetzA. Bei beiden Analysen sind in der Planung und im Bau befindliche neu zu errichtende Erzeugungsanlagen zu berücksichtigen. Dies gilt insbesondere für Anlagen der Kapazitätsreserve nach {{du przepis="§ 13d Abs. 2 EnWG"}}.
Auf der zweiten Stufe werden die Resultate der Systemanalyse durch die BNetzA gem. § 3 Abs. 1 NetzResV, im Hinblick auf einen Bedarf an Erzeugungskapazität für die Netzreserve geprüft. Die Überprüfung der Analysen der Übertragungsnetzbetreiber hat bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres zu erfolgen. Auch gilt an dieser Stelle wieder der Maßstab des § 3 Abs. 3 NJetzResV.
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt.Im Winter 2016/2017 beläuft sich der Bedarf auf 5.400 MW. Dabei werden für dessen Deckung vertraglich bzw. gesetzlich gebundene Kraftwerke in der Netzreserve verpflichtet. Der Anteil der nationalen Kraftwerke, welche in Netzreserve verpflichtet sind beträgt hierbei, mit einer gesamten Einspeiseleistung 4505 MW. Hingegen beträgt der Bedarf an Netzreserve für die Jahre 2018/2019 nur noch 1.900 MW.
Im Hinblick auf diese beiden Stufen erscheint es schwierig, dass ungeachtet ihrer Bedeutung als Wegbereiter für die Beschaffung der Netzreserve keine detaillierten Vorgaben bzgl. deren Erarbeitung und deren Inhalt bestehen. Dies ist vor allem für die betroffenen Anlagenbetreiber nachteilig. Diesen ist es hierdurch nicht möglich den Prozess nachzuvollziehen bzw. zu kontrollieren.
Wurde eine Systemanalyse durchgeführt und von der BNetzA geprüft, hat diese den eventuellen Bedarf bestätigt und in einem Bericht veröffentlicht, erfolgt gem. § 4 NetzResV der erste Schritt zur Beschaffung der Netzreserve. Dementsprechend hat der Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter zu veröffentlichen. Hierbei ist darauf zu achten, dass nur so viel an Reservebedarf ausgeschrieben werden darf, wie in der Systemanalyse und der Bestätigung angegeben ist.
Nähere Vorgaben zu dem Abschluss der Verträge sind in § 5 NetzResV normiert. Dabei ist bereits an der Überschrift von § 5 NetzResV, "Verträge mit bestehenden Anlagen" erkennbar, dass für die Netzreserve Bestandsanlagen verwendet werden sollen. Diese muss sodann gem. § 5 Abs. 2 NetzResV, soweit sie sich** im Inland** befindet, folgende Anforderungen erfüllen.
Die Laufzeit der abgeschlossenen Verträge kann gem. § 5 Abs. 1 S. 3 NetzResV 24 Monate betragen. Diese Laufzeit kann sich nur in begründeten Fällen verlängern. Ein begründete Fall liegt vor, wenn nicht mit 100% Sicherheit ausgeschlossen werden kann, dass die Anlage nach Ablauf der 24 Monatsfrist nicht mehr zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems notwendig ist.
Diese ist für jeden Fall auf Grundlage der Kostenstruktur der jeweiligen Anlage nach Abstimmung mit der Bundesnetzagentur im Vertrag, unter Beachtung von § 6 NetzResV, zu regeln. Hierbei normiert § 6 Abs. 1 S. 1 NetzResV den Grundsatz der Kostenerstattung, d.h. das **“Ob“**.
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen
Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss.
Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV Den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt;
Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen.;
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 S. 2 EnWG"}} wird bestimmt, dass bestehende Anlagen der Netzreserve die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens für die Kapazitätsreserve erfolgreich waren ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve erhalten. Hierdurch wird sichergestellt, dass diese Anlagen keine doppelte Vergütung erhalten und kein Missbrauch erfolgt. Auch wird hiermit die Beziehung der Kapazitätsreserve klargestellt.
Additions:
((2)) Vergütung für bestehende Anlagen im Inland
Im Gegenzug haben Betreiber, denen durch die Nutzung der bestehenden Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV in der Netzreserve zusätzliche Kosten entstehen einen Anspruch auf Vergütung gem. § 6 NetzResV.
Diese ist für jeden Fall auf Grundlage der Kostenstruktur der jeweiligen Anlage nach Abstimmung mit der Bundesnetzagentur im Vertrag, unter Beachtung von § 6 NetzResV, zu regeln. Hierbei normiert § 6 Abs. 1 S. 1 NetzResV den Grundsatz der Kostenerstattung, d.h. das **“Ob“**.
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen
Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss.
Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV Den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt;
Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen.;
Darüber hinaus wird ein Leistungspreis für die Bereithaltung der betreffenden Anlage gewährt; hierbei werden die Kosten berücksichtigt, die dem Betreiber zusätzlich und fortlaufend auf Grund der Vorhaltung der Anlage für die Netzreserve entstehen; der Leistungspreis kann als pauschalierter Betrag in Euro je Megawatt zu Vertragsbeginn auf Grundlage von den ermittelten Erfahrungswerten der jeweiligen Anlage festgelegt werden; die Bundesnetzagentur kann die der Anlage zurechenbaren Gemeinkosten eines Betreibers bis zu einer Höhe von 5 Prozent der übrigen Kosten dieser Nummer pauschal anerkennen; der Nachweis höherer Gemeinkosten durch den Betreiber ist möglich.
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 S. 2 EnWG"}} wird bestimmt, dass bestehende Anlagen der Netzreserve die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens für die Kapazitätsreserve erfolgreich waren ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve erhalten. Hierdurch wird sichergestellt, dass diese Anlagen keine doppelte Vergütung erhalten und kein Missbrauch erfolgt. Auch wird hiermit die Beziehung der Kapazitätsreserve klargestellt.
Im Gegenzug haben Betreiber, denen durch die Nutzung der bestehenden Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV in der Netzreserve zusätzliche Kosten entstehen einen Anspruch auf Vergütung gem. § 6 NetzResV.
Diese ist für jeden Fall auf Grundlage der Kostenstruktur der jeweiligen Anlage nach Abstimmung mit der Bundesnetzagentur im Vertrag, unter Beachtung von § 6 NetzResV, zu regeln. Hierbei normiert § 6 Abs. 1 S. 1 NetzResV den Grundsatz der Kostenerstattung, d.h. das **“Ob“**.
Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursacht werden. Auch können Opportunitätskosten in Form einer angemessenen Verzinsung für bestehende Anlagen nach § 5 Abs. 2 NetzResV erstattet werden. Dies ist aber nur dann der Fall, wenn und soweit eine verlängerte Kapitalbindung in Form von Grundstücken und weiterverwertbaren technischen Anlagen oder Anlagenteilen auf Grund der Verpflichtung für die Netzreserve besteht. Zudem ist der Werteverbrauch der weiterverwertbaren technischen Anlagen oder der Anlagenteile erstattungsfähig, wenn und soweit die technischen Anlagen in der Netzreserve tatsächlich eingesetzt werden. Hinsichtlich dessen Ermittlung bestimmt § 6 Abs. 1 S.4 NetzResV dass {{du przepis="§ 13c Abs. 1 S. 3 EnWG"}} entsprechend anzuwenden ist. Somit ist für die Bestimmung des Wertverbrauches das Verhältnis aus den anrechenbaren Betriebsstunden im Rahmen von Maßnahmen nach {{du przepis="§ 13a Abs. 1 S. 2 EnWG"}} und den für die Anlage bei der Investitionsentscheidung betriebswirtschaftlich geplanten Betriebsstunden zugrunde zu legen
Hingegen werden gem. § 6 Abs. 1 S. 2 NetzResV keine Kosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss.
Bezüglich der erstattungsfähigen Kosten, bestimmt § 6 Abs. 3 NetzResV Den Umfang, also die Frage der Höhe nach. Hierbei setzen sich diese aus einem fixen und variablen Kostenblock zusammen. Zum variablen Kostenblock zählen die Erzeugungsauslagen gem. § 6 Abs. 3 Nr. 1 NetzResV. Diese werden als Arbeitspreis in Form der notwendigen Auslagen für eine tatsächliche Einspeisung der Anlage gewährt;
Hingegen gehören die Betriebsbereitschaftsauslagen zu den fixen Kostenblock. Bei diesen werden die einmaligen Kosten für die Herstellung der Betriebsbereitschaft der Anlage berücksichtigt. Auch werden Kosten für erforderliche immissionsschutzrechtlicher Prüfungen sowie die Kosten der Reparatur außergewöhnlicher Schäden als Betriebsbereitschaftsauslage angesehen.;
Darüber hinaus wird ein Leistungspreis für die Bereithaltung der betreffenden Anlage gewährt; hierbei werden die Kosten berücksichtigt, die dem Betreiber zusätzlich und fortlaufend auf Grund der Vorhaltung der Anlage für die Netzreserve entstehen; der Leistungspreis kann als pauschalierter Betrag in Euro je Megawatt zu Vertragsbeginn auf Grundlage von den ermittelten Erfahrungswerten der jeweiligen Anlage festgelegt werden; die Bundesnetzagentur kann die der Anlage zurechenbaren Gemeinkosten eines Betreibers bis zu einer Höhe von 5 Prozent der übrigen Kosten dieser Nummer pauschal anerkennen; der Nachweis höherer Gemeinkosten durch den Betreiber ist möglich.
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 EnWG"}} wird Anlagen in der Netzreserve die Möglichkeit eröffnet an dem Verfahren zur Beschaffung der neu einzuführenden Kapazitätsreserve entsprechend des {{du przepis="§ 13e EnWG"}} und {{du przepis="§ 13h EnWG"}} i.V.m. der noch zu erlassenden KapResV teilzunehmen. Auch wenn Anlagen der Netzreserve einen anderen Zweck als jene Anlagen in der Kapazitätsreserve ist es dennoch sachgemäß die Netzreserveanlagen am Beschaffungsprozess für die Kapazitätsreserve teilnehmen zu lassen. Hierdurch wird ein Ineinandergreifen beider Reserve sichergestellt.
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 2 S. 2 EnWG"}} wird bestimmt, dass bestehende Anlagen der Netzreserve die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens für die Kapazitätsreserve erfolgreich waren ihre Vergütung ausschließlich nach den Bestimmungen zur Kapazitätsreserve erhalten. Hierdurch wird sichergestellt, dass diese Anlagen keine doppelte Vergütung erhalten und kein Missbrauch erfolgt. Auch wird hiermit die Beziehung der Kapazitätsreserve klargestellt.
Deletions:
Im Gegenzug haben Betreiber, denen durch die Nutzung der bestehenden Anlagen nach § 5 in der Netzreserve zusätzliche Kosten entstehen, einen Anspruch auf Vergütung gem. § 6 NetzResV.
Diese ist für jeden Fall auf Grundlage der Kostenstruktur der jeweiligen Anlage nach Abstimmung mit der Bundesnetzagentur im Vertrag zu regeln. Hierbei bestimmt § 6 NetzResV in Abs. 1 den Grundsatz der Kostenerstattung. Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursachten werden. Hingegen werden keine eventuellen Kapitalkosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss.
Additions:
Erst wenn diese Anforderungen **kumulativ** erfüllt sind, kann der Übertragungsnetzbetreiber, in dessen Regelzone die Anlage angeschlossen ist, gem. § 5 Abs. 1 NetzResV mit dem Betreiber einen Vertrag abschließen. Gleiches kann der Übertragungsnetzbetreiber mit Betreibern geeigneter Anlagen im europäischen Energiebinnenmarkt und der Schweiz tun, soweit die Anlage die Anforderungen nach § 5 Abs. 3 NetzResV erfüllt.
Die Laufzeit der abgeschlossenen Verträge kann gem. § 5 Abs. 1 S. 3 NetzResV 24 Monate betragen. Diese Laufzeit kann sich nur in begründeten Fällen verlängern. Ein begründete Fall liegt vor, wenn nicht mit 100% Sicherheit ausgeschlossen werden kann, dass die Anlage nach Ablauf der 24 Monatsfrist nicht mehr zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems notwendig ist.
Im Gegenzug haben Betreiber, denen durch die Nutzung der bestehenden Anlagen nach § 5 in der Netzreserve zusätzliche Kosten entstehen, einen Anspruch auf Vergütung gem. § 6 NetzResV.
Diese ist für jeden Fall auf Grundlage der Kostenstruktur der jeweiligen Anlage nach Abstimmung mit der Bundesnetzagentur im Vertrag zu regeln. Hierbei bestimmt § 6 NetzResV in Abs. 1 den Grundsatz der Kostenerstattung. Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursachten werden. Hingegen werden keine eventuellen Kapitalkosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss.
Die Laufzeit der abgeschlossenen Verträge kann gem. § 5 Abs. 1 S. 3 NetzResV 24 Monate betragen. Diese Laufzeit kann sich nur in begründeten Fällen verlängern. Ein begründete Fall liegt vor, wenn nicht mit 100% Sicherheit ausgeschlossen werden kann, dass die Anlage nach Ablauf der 24 Monatsfrist nicht mehr zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems notwendig ist.
Im Gegenzug haben Betreiber, denen durch die Nutzung der bestehenden Anlagen nach § 5 in der Netzreserve zusätzliche Kosten entstehen, einen Anspruch auf Vergütung gem. § 6 NetzResV.
Diese ist für jeden Fall auf Grundlage der Kostenstruktur der jeweiligen Anlage nach Abstimmung mit der Bundesnetzagentur im Vertrag zu regeln. Hierbei bestimmt § 6 NetzResV in Abs. 1 den Grundsatz der Kostenerstattung. Demnach werden nur solche Kosten erstattet, die durch den Einsatz der Anlage im Rahmen der Netzreserve zusätzlich verursachten werden. Hingegen werden keine eventuellen Kapitalkosten erstattet, denn diese wären auch ohne Überführung der Anlage in die Netzreserve entstanden und auch im Falle einer Stilllegung angefallen. Hieran ist erkennbar, dass ein **sachlicher Zusammenhang** zwischen den entstandenen Kosten und der Überführung der Anlage in die Netzreserve gegeben sein muss.
Deletions:
Additions:
((2)) Abgrenzung zur [[EnergieRKapazitaetsreserve Kapazitätsreserve]]
Der eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Systemanalyse zu erstellen. Das Betrachtungsjahr umfasst gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Als Maßstab für die Systeenmanalyse gilt gem. § 3 Abs. 3 NetzResV die Vermeidung einer Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von § 2 Abs. 2 NetzResV. Die Prüfung umfasst folgende Punkte:
1) den eventuellen Bedarf an Netzreserve
[[https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Systemanalyser_UeNB_1617_1819.pdf;jsessionid=CD61DE29FA20FC94E90D2DA831E254D1?__blob=publicationFile&v=2 Systemanalyse der ÜNB gemäß Reservekraftwerksverordnung vom 29.04.21016 im Volltext]]
Im Hinblick auf diese beiden Stufen erscheint es schwierig, dass ungeachtet ihrer Bedeutung als Wegbereiter für die Beschaffung der Netzreserve keine detaillierten Vorgaben bzgl. deren Erarbeitung und deren Inhalt bestehen. Dies ist vor allem für die betroffenen Anlagenbetreiber nachteilig. Diesen ist es hierdurch nicht möglich den Prozess nachzuvollziehen bzw. zu kontrollieren.
- [[http://www.ewerk.nomos.de/fileadmin/ewerk/doc/2016/Ewerk_2016_02_01.pdf Prof. Dr. L. Jarass, Reservekraftwerksbedarf gemäß Bundesnetzagentur, EWeRK 2/2016, S. 63-71.]]
- [[https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Feststellung_Reservekraftwerksbedarf_1617_1819.pdf;jsessionid=CD61DE29FA20FC94E90D2DA831E254D1?__blob=publicationFile&v=2 Bericht zur Feststellung des Bedarfs an
Netzreserve für den Winter 2016/2017 sowie das Jahr 2018/2019 und zugleich Bericht über die Ergebnisse der Prüfung der Systemanalysen, vom 29. April 2016]]
Der eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Systemanalyse zu erstellen. Das Betrachtungsjahr umfasst gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Als Maßstab für die Systeenmanalyse gilt gem. § 3 Abs. 3 NetzResV die Vermeidung einer Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von § 2 Abs. 2 NetzResV. Die Prüfung umfasst folgende Punkte:
1) den eventuellen Bedarf an Netzreserve
[[https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Systemanalyser_UeNB_1617_1819.pdf;jsessionid=CD61DE29FA20FC94E90D2DA831E254D1?__blob=publicationFile&v=2 Systemanalyse der ÜNB gemäß Reservekraftwerksverordnung vom 29.04.21016 im Volltext]]
Im Hinblick auf diese beiden Stufen erscheint es schwierig, dass ungeachtet ihrer Bedeutung als Wegbereiter für die Beschaffung der Netzreserve keine detaillierten Vorgaben bzgl. deren Erarbeitung und deren Inhalt bestehen. Dies ist vor allem für die betroffenen Anlagenbetreiber nachteilig. Diesen ist es hierdurch nicht möglich den Prozess nachzuvollziehen bzw. zu kontrollieren.
- [[http://www.ewerk.nomos.de/fileadmin/ewerk/doc/2016/Ewerk_2016_02_01.pdf Prof. Dr. L. Jarass, Reservekraftwerksbedarf gemäß Bundesnetzagentur, EWeRK 2/2016, S. 63-71.]]
- [[https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Feststellung_Reservekraftwerksbedarf_1617_1819.pdf;jsessionid=CD61DE29FA20FC94E90D2DA831E254D1?__blob=publicationFile&v=2 Bericht zur Feststellung des Bedarfs an
Netzreserve für den Winter 2016/2017 sowie das Jahr 2018/2019 und zugleich Bericht über die Ergebnisse der Prüfung der Systemanalysen, vom 29. April 2016]]
Deletions:
Der eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Systemanalyse zu erstellen. Das Betrachtungsjahr umfasst gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Als Maßstab für die Systeenmanalyse gilt gem. § 3 Abs. 3 NetzResV die Vermeidung einer Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von § 2 Abs. 2 NetzResV. Die Prüfung umfasst folgende Punkte:
1) den eventuellen Bedarf an Netzreserve
Im Hinblick auf Diese beiden Stufen erscheint es schwierig, dass ungeachtet ihrer Bedeutung als Wegbereiter für die Beschaffung der Netzreserve keine detaillierten Vorgaben bzgl. deren Erarbeitung und deren Inhalt bestehen. Dies ist vor allem für die betroffenen Anlagenbetreiber nachteilig. Diesen ist es hierdurch nicht möglich den Prozess nachzuvollziehen bzw. zu kontrollieren.
- [[http://www.ewerk.nomos.de/fileadmin/ewerk/doc/2016/Ewerk_2016_02_01.pdf Prof. Dr. L. Jarass, Reservekraftwerksbedarf gemäß Bundesnetzagentur, EwerK 2/2016, S. 63-71.]]
Additions:
Nähere Vorgaben zu dem Abschluss der Verträge sind in § 5 NetzResV normiert. Dabei ist bereits an der Überschrift von § 5 NetzResV, "Verträge mit bestehenden Anlagen" erkennbar, dass für die Netzreserve Bestandsanlagen verwendet werden sollen. Diese muss sodann gem. § 5 Abs. 2 NetzResV, soweit sie sich** im Inland** befindet, folgende Anforderungen erfüllen.
Erst wenn diese Anforderungen **kumulativ** erfüllt sind, kann der Übertragungsnetzbetreiber, in dessen Regelzone die Anlage angeschlossen ist, gem. § 5 Abs. 1 NetzResV mit dem Betreiber einen Vertrag abschließen. Gleiches kann der Übertragungsnetzbetreiber mit Bestandsanlagen aus dem Ausland tun, wenn die Voraussetzungen nach § 5 Abs. 3 NetzResV vorliegen.
Erst wenn diese Anforderungen **kumulativ** erfüllt sind, kann der Übertragungsnetzbetreiber, in dessen Regelzone die Anlage angeschlossen ist, gem. § 5 Abs. 1 NetzResV mit dem Betreiber einen Vertrag abschließen. Gleiches kann der Übertragungsnetzbetreiber mit Bestandsanlagen aus dem Ausland tun, wenn die Voraussetzungen nach § 5 Abs. 3 NetzResV vorliegen.
Deletions:
Erst wenn diese Anforderungen **kunulativ** erfüllt sind, kann der Übertrqagungsnetrzbetriber, in dessen Regelzone die anlage angeschlossen ist, gem. § 5 Abs. 1 NetzResV mit dem Betreiber einen Vertrag abschließen. Gleiches kann der Übertragungsnetzbetreiber mit Besatndsanlagen aus dem Ausland tun, wenn die Vorraussetzungen nach § 5 Abs. 3 NetzResV vorliegen.
Additions:
Nähere Vorgaben zu dem Abschluss der Verträge sind in § 5 NetzResV normiert. Dabei ist bereits an der Überschrift von § 5 NetzResV, "Verträge mit bestehenden Anlagen" erkennbar, dass für die Netzreserve Bestanedsanlagen verwendet werden sollen. Diese muss sodann gem. § 5 Abs. 2 NetzResV, soweit sie sich** im Inland** befindet, folgende Anforderungen erfüllen.
1) muss die Anlage gem. § 13b Abs 2 S 2 systemrelevant sein
1) der Betreiber muss sich verpflichten, die für die Netzreserve genutzte Anlage nach Ablauf des Vertrages bis zur endgültigen Stilllegung nicht mehr an den Strommärkten einzusetzen (**no-way-back-Regelung**).
1) die Anzeigefrist nach § 13b Abs. 1 S.1 EnWG zum Beginn des geplanten Einsatzes in der Netzreserve muss verstrichen sein **oder** die Anlage ist bereits vorläufig stillgelegt und
1) sämtliche gesetzliche und genehmigungsrechtliche Anforderungen an den Betrieb der Anlage für die Vertragsdauer liegen vor **oder **sich die Anlage in einem materiell genehmigungsfähigen Zustand befindet
Erst wenn diese Anforderungen **kunulativ** erfüllt sind, kann der Übertrqagungsnetrzbetriber, in dessen Regelzone die anlage angeschlossen ist, gem. § 5 Abs. 1 NetzResV mit dem Betreiber einen Vertrag abschließen. Gleiches kann der Übertragungsnetzbetreiber mit Besatndsanlagen aus dem Ausland tun, wenn die Vorraussetzungen nach § 5 Abs. 3 NetzResV vorliegen.
1) muss die Anlage gem. § 13b Abs 2 S 2 systemrelevant sein
1) der Betreiber muss sich verpflichten, die für die Netzreserve genutzte Anlage nach Ablauf des Vertrages bis zur endgültigen Stilllegung nicht mehr an den Strommärkten einzusetzen (**no-way-back-Regelung**).
1) die Anzeigefrist nach § 13b Abs. 1 S.1 EnWG zum Beginn des geplanten Einsatzes in der Netzreserve muss verstrichen sein **oder** die Anlage ist bereits vorläufig stillgelegt und
1) sämtliche gesetzliche und genehmigungsrechtliche Anforderungen an den Betrieb der Anlage für die Vertragsdauer liegen vor **oder **sich die Anlage in einem materiell genehmigungsfähigen Zustand befindet
Erst wenn diese Anforderungen **kunulativ** erfüllt sind, kann der Übertrqagungsnetrzbetriber, in dessen Regelzone die anlage angeschlossen ist, gem. § 5 Abs. 1 NetzResV mit dem Betreiber einen Vertrag abschließen. Gleiches kann der Übertragungsnetzbetreiber mit Besatndsanlagen aus dem Ausland tun, wenn die Vorraussetzungen nach § 5 Abs. 3 NetzResV vorliegen.
Deletions:
Additions:
((1)) Teilnahme an der Kapazitätsreserve
((1)) Fallbeispiel: [[FallDampfkraftwerkAinderNetzreserve Dampfkraftwerk A in der Netzreserve]]
((1)) Fallbeispiel: [[FallDampfkraftwerkAinderNetzreserve Dampfkraftwerk A in der Netzreserve]]
Additions:
======Netzreserve - Bedeutung in der Energiewirtschaft======
Deletions:
Additions:
=======Netzreserve - Bedeutung in der Energiewirtschaft=======
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt.Im Winter 2016/2017 beläuft sich der Bedarf auf 5.400 MW. Dabei werden für dessen Deckung vertraglich bzw. gesetzlich gebundene Kraftwerke in der Netzreserve verpflichtet. Der Anteil der nationalen Kraftwerke, welche in Netzreserve verpflichtet sind beträgt hierbei, mit einer gesamten Einspeiseleistung 4505 MW. Hingegen beträgt der Bedarf an Netzreserve für die Jahre 2018/2019 nur noch 1.900 MW.
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt.Im Winter 2016/2017 beläuft sich der Bedarf auf 5.400 MW. Dabei werden für dessen Deckung vertraglich bzw. gesetzlich gebundene Kraftwerke in der Netzreserve verpflichtet. Der Anteil der nationalen Kraftwerke, welche in Netzreserve verpflichtet sind beträgt hierbei, mit einer gesamten Einspeiseleistung 4505 MW. Hingegen beträgt der Bedarf an Netzreserve für die Jahre 2018/2019 nur noch 1.900 MW.
Deletions:
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt.
Additions:
Im Anschluss an die Veröffentlichung haben die Betreiber gem. § 4 Abs. 2 NetzResV did Möglichkeit, bis spätestens zum 15. Mai eines jeden Jahres, ihr Interesse am Abschluss eines Vertrages zur Aufnahme ihrer Anlage in die Netzreserve bekunden. Weisen mehrere angebotene Anlagen die gleiche technische Eignung auf hat der Übertragungsnetzbetreiber im Hinblick auf die Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems berücksichtigt der betroffene Übertragungsnetzbetreiber das preisgünstigste Angebot zu wählen. Durch § 4 Abs. 2 S. 2 NetzResV wird klargestellt, das kein **Rechtsanspruch** auf den Abschluss eines Vertrages besteht.
Daraufhin führen die Übertragungsnetzbetreiber Verhandlungen mit den Betreibern der Anlagen durch. Sollen die Anlagen für das folgende Winterhalbjahr als Netzreserve eingesetzt werden, haben die Übertragungsnetzbetreiber gem. § 4 Abs. 3 S. 1 NetzResV bis spätestens zum 15. September Verträge über die Nutzung der Anlagen für die Netzreserve abzuschließen.
Werden hingegen Anlagen in der Netzreserve erst für das übernächste Winterhalbjahr benötigt, sollen die Verträge für die Nutzung der Anlagen in der Netzreserve gem. § 4 Abs. 3 S. 2 NetzResV, bis spätestens zum 15. Dezember abgeschlossen werden.
Nähere Vorgaben zu dem Abschluss der Verträge sind in § 5 NetzResV normiert.
Daraufhin führen die Übertragungsnetzbetreiber Verhandlungen mit den Betreibern der Anlagen durch. Sollen die Anlagen für das folgende Winterhalbjahr als Netzreserve eingesetzt werden, haben die Übertragungsnetzbetreiber gem. § 4 Abs. 3 S. 1 NetzResV bis spätestens zum 15. September Verträge über die Nutzung der Anlagen für die Netzreserve abzuschließen.
Werden hingegen Anlagen in der Netzreserve erst für das übernächste Winterhalbjahr benötigt, sollen die Verträge für die Nutzung der Anlagen in der Netzreserve gem. § 4 Abs. 3 S. 2 NetzResV, bis spätestens zum 15. Dezember abgeschlossen werden.
Nähere Vorgaben zu dem Abschluss der Verträge sind in § 5 NetzResV normiert.
Additions:
Auf der zweiten Stufe werden die Resultate der Systemanalyse durch die BNetzA gem. § 3 Abs. 1 NetzResV, im Hinblick auf einen Bedarf an Erzeugungskapazität für die Netzreserve geprüft. Die Überprüfung der Analysen der Übertragungsnetzbetreiber hat bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres zu erfolgen. Auch gilt an dieser Stelle wieder der Maßstab des § 3 Abs. 3 NJetzResV.
Deletions:
Additions:
Auf der zweiten Stufe werden die Resultate der Systemanalyse durch die BNetzA gem. § 3 Abs. 1 NetzResV, im Hinblick auf einen Bedarf an Erzeugungskapazität für die Netzreserve geprüft. Die Überprüfung der Analysen der Übertragungsnetzbetreiber hat bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres zu erfolgen.
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt.
Wurde eine Systemanalyse durchgeführt und von der BNetzA geprüft, hat diese den eventuellen Bedarf bestätigt und in einem Bericht veröffentlicht, erfolgt gem. § 4 NetzResV der erste Schritt zur Beschaffung der Netzreserve. Dementsprechend hat der Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter zu veröffentlichen. Hierbei ist darauf zu achten, dass nur so viel an Reservebedarf ausgeschrieben werden darf, wie in der Systemanalyse und der Bestätigung angegeben ist.
- [[http://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Netzreserve/netzreserve-node.html Informationen im Überblick]]
- [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173]]
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt.
Wurde eine Systemanalyse durchgeführt und von der BNetzA geprüft, hat diese den eventuellen Bedarf bestätigt und in einem Bericht veröffentlicht, erfolgt gem. § 4 NetzResV der erste Schritt zur Beschaffung der Netzreserve. Dementsprechend hat der Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter zu veröffentlichen. Hierbei ist darauf zu achten, dass nur so viel an Reservebedarf ausgeschrieben werden darf, wie in der Systemanalyse und der Bestätigung angegeben ist.
- [[http://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Netzreserve/netzreserve-node.html Informationen im Überblick]]
- [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber, IR 2013, S. 170-173]]
Deletions:
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbretiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt.
Wurde eine Systemanalyse durchgeführt und von der BNetzA geprüft, hat diese den eventuellen Bedarf besttuigt und in einem Bericht veröffentlicht, erfolgt gem. § 4 NetzResV der erste Schritt zur Beschaffung der Ntzreserve. Dementsprechend hat der Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter zu veröffentlichen. Hierbei ist darauf zu achten, dass nur soviel an Reservebedarf ausgeschrieben werden darf, wie in der Systemanalyse und der Bestätigung angegeben ist.
- [[http://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Netzreserve/netzreserve-node.html informationen im Überblick]]
- [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber,l IR 2013, S. 170-173]]
Additions:
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber, nach dem Bericht der BNetzA vom 30. April 2015 im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden. Für den Winter 2015/2016 gehen die Übertragungsnetzbretiber von einem Bedarf an Netzreserve von 41,7 GW aus. Hierbei werden auch ausländische Erzeugungskapazitäten berücksichtigt.
Im Hinblick auf Diese beiden Stufen erscheint es schwierig, dass ungeachtet ihrer Bedeutung als Wegbereiter für die Beschaffung der Netzreserve keine detaillierten Vorgaben bzgl. deren Erarbeitung und deren Inhalt bestehen. Dies ist vor allem für die betroffenen Anlagenbetreiber nachteilig. Diesen ist es hierdurch nicht möglich den Prozess nachzuvollziehen bzw. zu kontrollieren.
>>**__Beispiel:__** Der Übertragungsnetzbetreiber N führt zur Feststellung des Reservebedarfs eine Systemanalyse, entsprechend den in § 3 NetzResV genannten Punkten, durch. Hierbei kommt dieser für den Winter 2016/2017 auf einen Bedarf an Netzreserve von 2,8 GW. Diese Systemanalyse übermittelt N an die BNetzA zur Prüfung. Nach erfolgter Prüfung bestätigt die BNetzA diesen Bedarf. Somit darf N nur 2,0 GW an Netzreserve unter Beachtung des § 4 NetzResV beschaffen.>>
Wurde eine Systemanalyse durchgeführt und von der BNetzA geprüft, hat diese den eventuellen Bedarf besttuigt und in einem Bericht veröffentlicht, erfolgt gem. § 4 NetzResV der erste Schritt zur Beschaffung der Ntzreserve. Dementsprechend hat der Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter zu veröffentlichen. Hierbei ist darauf zu achten, dass nur soviel an Reservebedarf ausgeschrieben werden darf, wie in der Systemanalyse und der Bestätigung angegeben ist.
Im Hinblick auf Diese beiden Stufen erscheint es schwierig, dass ungeachtet ihrer Bedeutung als Wegbereiter für die Beschaffung der Netzreserve keine detaillierten Vorgaben bzgl. deren Erarbeitung und deren Inhalt bestehen. Dies ist vor allem für die betroffenen Anlagenbetreiber nachteilig. Diesen ist es hierdurch nicht möglich den Prozess nachzuvollziehen bzw. zu kontrollieren.
>>**__Beispiel:__** Der Übertragungsnetzbetreiber N führt zur Feststellung des Reservebedarfs eine Systemanalyse, entsprechend den in § 3 NetzResV genannten Punkten, durch. Hierbei kommt dieser für den Winter 2016/2017 auf einen Bedarf an Netzreserve von 2,8 GW. Diese Systemanalyse übermittelt N an die BNetzA zur Prüfung. Nach erfolgter Prüfung bestätigt die BNetzA diesen Bedarf. Somit darf N nur 2,0 GW an Netzreserve unter Beachtung des § 4 NetzResV beschaffen.>>
Wurde eine Systemanalyse durchgeführt und von der BNetzA geprüft, hat diese den eventuellen Bedarf besttuigt und in einem Bericht veröffentlicht, erfolgt gem. § 4 NetzResV der erste Schritt zur Beschaffung der Ntzreserve. Dementsprechend hat der Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter zu veröffentlichen. Hierbei ist darauf zu achten, dass nur soviel an Reservebedarf ausgeschrieben werden darf, wie in der Systemanalyse und der Bestätigung angegeben ist.
Deletions:
Additions:
Der eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gemeinsam gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Systemanalyse zu erstellen. Das Betrachtungsjahr umfasst gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Als Maßstab für die Systeenmanalyse gilt gem. § 3 Abs. 3 NetzResV die Vermeidung einer Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Sinne von § 2 Abs. 2 NetzResV. Die Prüfung umfasst folgende Punkte:
1) die verfügbaren gesicherten Erzeugungskapazitäten auch im Hinblick auf deren technische Eignung für die Abwehr von Gefahren für die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems einschließlich ihrer Anfahrzeiten und ihrer Laständerungsgeschwindigkeiten,
1) die wahrscheinlichen Entwicklung der verfügbaren gesicherten Erzeugungskapazitäten im Hinblick auf das jeweils folgende Winterhalbjahr sowie mindestens eines der weiteren darauf folgenden vier Betrachtungsjahre (**Systemanalyse**) und
1) den eventuellen Bedarf an Netzreserve
Zusätzlich haben die Übertragungsnetzbetreiber, in Übereinstimmung mit der BNetzA bis zum 30. November 2016 eine Analyse des Winterhalbjahres 2021/2022 und des Winterhalbjahres 2022/2023 anzufertigen. Zudem wird der BNetzA das Recht eingeräumt von den Übertragungsnetzbetreiber, neben der Systemanalyse nach Satz 1, zu verlangen eine Analyse im Hinblick auf ein weiteres Betrachtungsjahr zu erstellen, Dieses erstreckt sich sodann auf einen Untersuchungszeitraum nach dem in Satz 1 genannten Zeitraum (**Langfristanalyse**). Entscheidung über weitere Untersuchungszeiträume nach Satz 3 bedarf der Zustimmung durch die Bundesnetzagentur.. Dies unterliegt jedoch der Genehmigung durch die BNetzA. Bei beiden Analysen sind in der Planung und im Bau befindliche neu zu errichtende Erzeugungsanlagen zu berücksichtigen. Dies gilt insbesondere für Anlagen der Kapazitätsreserve nach {{du przepis="§ 13d Abs. 2 EnWG"}}.
Auf der zweiten Stufe werden die Resultate der Systemanalyse durch die BNetzA gem. § 3 Abs. 1 NetzResV, im Hinblick auf einen Bedarf an Erzeugungskapazität für die Netzreserve geprüft. Die Überprüfuung der Analysen der Übertragungsnetzbetreiber hat bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres zu erfolgen.
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden.
1) die verfügbaren gesicherten Erzeugungskapazitäten auch im Hinblick auf deren technische Eignung für die Abwehr von Gefahren für die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems einschließlich ihrer Anfahrzeiten und ihrer Laständerungsgeschwindigkeiten,
1) die wahrscheinlichen Entwicklung der verfügbaren gesicherten Erzeugungskapazitäten im Hinblick auf das jeweils folgende Winterhalbjahr sowie mindestens eines der weiteren darauf folgenden vier Betrachtungsjahre (**Systemanalyse**) und
1) den eventuellen Bedarf an Netzreserve
Zusätzlich haben die Übertragungsnetzbetreiber, in Übereinstimmung mit der BNetzA bis zum 30. November 2016 eine Analyse des Winterhalbjahres 2021/2022 und des Winterhalbjahres 2022/2023 anzufertigen. Zudem wird der BNetzA das Recht eingeräumt von den Übertragungsnetzbetreiber, neben der Systemanalyse nach Satz 1, zu verlangen eine Analyse im Hinblick auf ein weiteres Betrachtungsjahr zu erstellen, Dieses erstreckt sich sodann auf einen Untersuchungszeitraum nach dem in Satz 1 genannten Zeitraum (**Langfristanalyse**). Entscheidung über weitere Untersuchungszeiträume nach Satz 3 bedarf der Zustimmung durch die Bundesnetzagentur.. Dies unterliegt jedoch der Genehmigung durch die BNetzA. Bei beiden Analysen sind in der Planung und im Bau befindliche neu zu errichtende Erzeugungsanlagen zu berücksichtigen. Dies gilt insbesondere für Anlagen der Kapazitätsreserve nach {{du przepis="§ 13d Abs. 2 EnWG"}}.
Auf der zweiten Stufe werden die Resultate der Systemanalyse durch die BNetzA gem. § 3 Abs. 1 NetzResV, im Hinblick auf einen Bedarf an Erzeugungskapazität für die Netzreserve geprüft. Die Überprüfuung der Analysen der Übertragungsnetzbetreiber hat bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres zu erfolgen.
Sodann wird ein eventuell bestehender Bedarf von ihr bestätigt. Anschließend werden die Ergebnisse der Prüfung, die Analysen der Übertragungsnetzbetreiber nach Absatz 2, die dieser zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter, Szenarien, Methoden sowie die zum 30. April des jeweiligen Jahres für die jeweils folgenden fünf Jahre prognostizierten Einzelwerte der Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland einschließlich der Netzverluste und gegebenenfalls die Bestätigung werden in einem Bericht veröffentlicht. So hatten die Übertragungsnetzbetreiber im Winterhalbjahr 2014/2015 Erzeugungskapazitäten von ca. 3,6 GW in der Netzreserve vertraglich gebunden.
Deletions:
1) den verfügbaren gesicherten Erzeugungskapazitäten auch im Hinblick auf deren technische Eignung für die Abwehr von Gefahren für die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems einschließlich ihrer Anfahrzeiten und ihrer Laständerungsgeschwindigkeiten,
1) den wahrscheinlichen Entwicklung der verfügbaren gesicherten Erzeugungskapazitäten im Hinblick auf das jeweils folgende Winterhalbjahr sowie mindestens eines der weiteren darauf folgenden vier Betrachtungsjahre (Systemanalyse) und
1) Den eventuellen Bedarf an Netzreserve
Hierbei umfasst der Betrachtungsjahr gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Zudem
Additions:
((2)) Bedarfsermittlung und deren Bestätigung
Der eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Sysemanalyswe zu erstellen. Diese umfasst folgende Punkte:
1) den verfügbaren gesicherten Erzeugungskapazitäten auch im Hinblick auf deren technische Eignung für die Abwehr von Gefahren für die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems einschließlich ihrer Anfahrzeiten und ihrer Laständerungsgeschwindigkeiten,
1) den wahrscheinlichen Entwicklung der verfügbaren gesicherten Erzeugungskapazitäten im Hinblick auf das jeweils folgende Winterhalbjahr sowie mindestens eines der weiteren darauf folgenden vier Betrachtungsjahre (Systemanalyse) und
1) Den eventuellen Bedarf an Netzreserve
Hierbei umfasst der Betrachtungsjahr gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Zudem
Der eigentlichen Beschaffung der Netzreserve ist die Bedarfsermittlung und deren Bestätigung durch die BNetzA gem. § 3 NetzResV vorgeschaltet. Dies läuft zweistufig ab. Auf der ersten Stufe haben die Übertragungsnetzbetreiber gem. § 3 Abs. 2 NetzResV eine jährliche Sysemanalyswe zu erstellen. Diese umfasst folgende Punkte:
1) den verfügbaren gesicherten Erzeugungskapazitäten auch im Hinblick auf deren technische Eignung für die Abwehr von Gefahren für die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems einschließlich ihrer Anfahrzeiten und ihrer Laständerungsgeschwindigkeiten,
1) den wahrscheinlichen Entwicklung der verfügbaren gesicherten Erzeugungskapazitäten im Hinblick auf das jeweils folgende Winterhalbjahr sowie mindestens eines der weiteren darauf folgenden vier Betrachtungsjahre (Systemanalyse) und
1) Den eventuellen Bedarf an Netzreserve
Hierbei umfasst der Betrachtungsjahr gem. § 3 Abs. 2 S. 2 NetzResV jeweils den Zeitraum vom 1. April eines Jahres bis zum 31. März des jeweiligen Folgejahres. Zudem
Deletions:
Additions:
((2)) Allgemeines
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies nur für solche Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stilllgelegt werden dürfen. Diese Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem sterllt sich die Frage, in welchen Verhältnuis diese Regelzung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmögluichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve diesen vor.
((2)) Abgrenzung zur Kapazitätsreserve
Von der Kapazitätsreserve lässt sich die Netzreserve am besten anhand der Definition der Kapazitätsreserve gem. {{du przepis="§ 13e Abs. 1 EnWG"}} abgrenzen. Danach ist Kapazitätsreserve, die Vorhaltung von Reserveleistung um im Fall einer Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems Leistungsbilanzdefizite infolge des nicht vollständigen Ausgleichs von Angebot und Nachfrage an den Strommärkten im deutschen Netzregelverbund auszugleichen.
Anhand dieser wird deutlich, dass sowohl die Netzreserve wie auch die Kapazitätsreserve die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems sicherstellen soll. Jedoch kommen beide Reserven in unterschiedlichen Situationen zum Tragen. Während die Vorhaltung von Anlagen in der Kapazitätsreserve nur in Betracht kommt, wenn ein Defizit von Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt herrscht, kommen Anlagen in der Netzreserve auch dann zum Einsatz, wenn es darum geht Netzengpässe zu beheben. Somit hat die Netzreserve nach {{du przepis="§ 13d EnWG"}} vor allem das Engpassmanagement im Auge. Die Kapazittsreserve konzentriert sich eher auf den „ökonomischen“ Ausgleiich.
Die Beschaffung der Netzreserve erfolgt gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 1 EnWG"}} durch Abschluss von Verträgen zwischen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber und dem Betreiber der Erzeugungsanlage. Hierbei sind die Vorgaben der NetzResV zu beachten. Diese löst die frühere ResKV ab, welche auf Grundlage vom früheren § 13 b EnWG, erlassen wurde. Heute findet sich die hierfür maßgebliche Verordnungsermächtigung in {{du przepis="§ 13i Abs. 3 Nr. 2 EnWG"}}. Die NetzResV normiert gem. § 1 Abs. 1 1. Halbs. NetzResV das Beschaffungsverfahren für die Netzreserve. Dementsprechend erfolgt dieses in folgender Reihenfolge:
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies nur für solche Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stilllgelegt werden dürfen. Diese Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem sterllt sich die Frage, in welchen Verhältnuis diese Regelzung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmögluichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve diesen vor.
((2)) Abgrenzung zur Kapazitätsreserve
Von der Kapazitätsreserve lässt sich die Netzreserve am besten anhand der Definition der Kapazitätsreserve gem. {{du przepis="§ 13e Abs. 1 EnWG"}} abgrenzen. Danach ist Kapazitätsreserve, die Vorhaltung von Reserveleistung um im Fall einer Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems Leistungsbilanzdefizite infolge des nicht vollständigen Ausgleichs von Angebot und Nachfrage an den Strommärkten im deutschen Netzregelverbund auszugleichen.
Anhand dieser wird deutlich, dass sowohl die Netzreserve wie auch die Kapazitätsreserve die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems sicherstellen soll. Jedoch kommen beide Reserven in unterschiedlichen Situationen zum Tragen. Während die Vorhaltung von Anlagen in der Kapazitätsreserve nur in Betracht kommt, wenn ein Defizit von Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt herrscht, kommen Anlagen in der Netzreserve auch dann zum Einsatz, wenn es darum geht Netzengpässe zu beheben. Somit hat die Netzreserve nach {{du przepis="§ 13d EnWG"}} vor allem das Engpassmanagement im Auge. Die Kapazittsreserve konzentriert sich eher auf den „ökonomischen“ Ausgleiich.
Die Beschaffung der Netzreserve erfolgt gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 1 EnWG"}} durch Abschluss von Verträgen zwischen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber und dem Betreiber der Erzeugungsanlage. Hierbei sind die Vorgaben der NetzResV zu beachten. Diese löst die frühere ResKV ab, welche auf Grundlage vom früheren § 13 b EnWG, erlassen wurde. Heute findet sich die hierfür maßgebliche Verordnungsermächtigung in {{du przepis="§ 13i Abs. 3 Nr. 2 EnWG"}}. Die NetzResV normiert gem. § 1 Abs. 1 1. Halbs. NetzResV das Beschaffungsverfahren für die Netzreserve. Dementsprechend erfolgt dieses in folgender Reihenfolge:
Deletions:
Anhand dessen wird deutlich, dass sowohl die Netzreserve wie auch die Kapazitätsreserve die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems sicherstellen soll. Jedoch kommen beide Reserven in unterschiedlichen Situationen zum Tragen. Während die Vorhaltung von Anlagen in der Kapazitätsreserve nur in Betracht kommt, wenn ein Defizit von Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt herrscht, kommen Anlagen in der Netzreserve auch dann zum Einsatz, wenn es darum geht Netzengpässe zu beheben. Somit hat die Netzreserve nach {{du przepis="§ 13d EnWG"}} vor allem das Engpassmanagement im Auge. Die Kapazittsreserve konzentriert sich eher auf den „ökonomischen“ Ausgleiich.
Die Beschaffung der Netzreserve erfolgt gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 1 EnWG"}} durch Abschluss von Verträgen zwischen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber und dem Betreiber der Erzeugungsanlage. Hierbei sind die Vorgaben der NetzResV zu beachten. Diese löst die frühere ResKV ab, welche auf Grundlage vom früheren {{du przepis="§ 13b EnWG"}}, erlassen wurde. Heute findet sich die hierfür maßgebliche Verordnungsermächtigung in {{du przepis="§ 13i Abs. 3 Nr. 2 EnWG"}}. Die NetzResV normiert gem. § 1 Abs. 1 1. Halbs. NetzResV das Beschaffungsverfahren für die Netzreserve. Dementsprechend erfolgt dieses in folgender Reihenfolge:
Additions:
Die Beschaffung der Netzreserve erfolgt gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 1 EnWG"}} durch Abschluss von Verträgen zwischen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber und dem Betreiber der Erzeugungsanlage. Hierbei sind die Vorgaben der NetzResV zu beachten. Diese löst die frühere ResKV ab, welche auf Grundlage vom früheren {{du przepis="§ 13b EnWG"}}, erlassen wurde. Heute findet sich die hierfür maßgebliche Verordnungsermächtigung in {{du przepis="§ 13i Abs. 3 Nr. 2 EnWG"}}. Die NetzResV normiert gem. § 1 Abs. 1 1. Halbs. NetzResV das Beschaffungsverfahren für die Netzreserve. Dementsprechend erfolgt dieses in folgender Reihenfolge:
Deletions:
Additions:
Die Beschaffung der Netzreserve erfolgt gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 1 EnWG"}} durch Abschluss von Verträgen zwischen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber und dem Betreiber der Erzeugungsanlage. Hierbei sind die Vorgaben der NetzResV, welche auf Grundlage von {{du przepis="§ 13i EnWG"}} erlassen wurde, zu beachten. Diese normiert gem. § 1 Abs. 1 1. Halbs. NetzResV das Beschaffungsverfahren. Dementsprechend erfolgt diese in folgender Reihenfolge:
Deletions:
Additions:
((1)) Beschaffung der Netzreserve
Die Beschaffung der Netzreserve erfolgt gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 1 EnWG"}} durch Abschluss von Verträgen zwischen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber und dem Betreiber der Erzeugungsanlage. Hierbei sind die Vorgaben der NetzResV, welche auf Grundlage von {{du przepis="§ 13i EnWG"}} erlassen wurde, zu beachten. Diese konkretisiert das Beschaffungsverfahren. Dementsprechend erfolgt diese in folgender Reihenfolge:
1) Bedarfsermittlung und deren Bestätigung, § 3 NetzResV
1) Möglichkeit zur Interessenbekundung, § 4 NetzResV
1) Abschluss der Verträge gem. § 5 NetzResV und
1) Vergütung, § 6 NetzResV
((2)) Bedarfsermittlung und deren Bestätigung
((2)) Möglichkeit zur Interessenbekundung
((2)) Abschluss der Verträge
((2)) Vergütung
Die Beschaffung der Netzreserve erfolgt gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 3 S. 1 EnWG"}} durch Abschluss von Verträgen zwischen dem jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber und dem Betreiber der Erzeugungsanlage. Hierbei sind die Vorgaben der NetzResV, welche auf Grundlage von {{du przepis="§ 13i EnWG"}} erlassen wurde, zu beachten. Diese konkretisiert das Beschaffungsverfahren. Dementsprechend erfolgt diese in folgender Reihenfolge:
1) Bedarfsermittlung und deren Bestätigung, § 3 NetzResV
1) Möglichkeit zur Interessenbekundung, § 4 NetzResV
1) Abschluss der Verträge gem. § 5 NetzResV und
1) Vergütung, § 6 NetzResV
((2)) Bedarfsermittlung und deren Bestätigung
((2)) Möglichkeit zur Interessenbekundung
((2)) Abschluss der Verträge
((2)) Vergütung
Deletions:
((2)) Vorgaben durch {{du przepis="§ 13d EnWG"}}
((2)) konkretisierung durch die NetzResV
Additions:
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies nur für solche Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stilllgelegt werden dürfen. Diese Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem sterllt sich die Frage, in welchen Verhältnuis diese Regelzung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmögluichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve diesen vor. Von der Kapazitätsreserve lässt sich die Netzreserve am besten anhand der Gegenüberstellung beider Definitionen abgrenzen. >>Danach ist Kapazitätsreserve, die Vorhaltung von Reserveleistung um im Fall einer Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems Leistungsbilanzdefizite infolge des nicht vollständigen Ausgleichs von Angebot und Nachfrage an den Strommärkten im deutschen Netzregelverbund auszugleichen.>>
Anhand dessen wird deutlich, dass sowohl die Netzreserve wie auch die Kapazitätsreserve die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems sicherstellen soll. Jedoch kommen beide Reserven in unterschiedlichen Situationen zum Tragen. Während die Vorhaltung von Anlagen in der Kapazitätsreserve nur in Betracht kommt, wenn ein Defizit von Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt herrscht, kommen Anlagen in der Netzreserve auch dann zum Einsatz, wenn es darum geht Netzengpässe zu beheben. Somit hat die Netzreserve nach {{du przepis="§ 13d EnWG"}} vor allem das Engpassmanagement im Auge. Die Kapazittsreserve konzentriert sich eher auf den „ökonomischen“ Ausgleiich.
Umgekehrt hierzu regelt § 5 Abs. 2 KapResV -E das Verhältnis der Kapazitätsreserve zur Netzreserve. Dieser bestimmt, dass Kapazitätsreserveanlagen welche auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können, dieser zugeordnet werden.
Zudem kommen Anlagen in der Netzreserve ausschließlich außerhalb des Strommarktes zum Einsatz. Dies resultiert daraus, dass hierdurch Wettbewerbsverzerrungen am Strommarkt verhindert werden sollen. Dabei setzt sich die Netzreserve gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 S. 2 EnWG"}} aus folgenden Anlagen zusammen:
- Anlagen, die derzeit nicht betriebsbereit sind und auf Grund ihrer Systemrelevanz auf Anforderung der Betreiber von Übertragungsnetzen wieder betriebsbereit gemacht werden müssen,
- systemrelevanten Anlagen, für die die Betreiber eine vorläufige oder endgültige Stilllegung nach § 13b Absatz 1 Satz 1 angezeigt haben, und
- geeignete Anlagen im europäischen Ausland.
Anhand dessen wird deutlich, dass sowohl die Netzreserve wie auch die Kapazitätsreserve die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems sicherstellen soll. Jedoch kommen beide Reserven in unterschiedlichen Situationen zum Tragen. Während die Vorhaltung von Anlagen in der Kapazitätsreserve nur in Betracht kommt, wenn ein Defizit von Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt herrscht, kommen Anlagen in der Netzreserve auch dann zum Einsatz, wenn es darum geht Netzengpässe zu beheben. Somit hat die Netzreserve nach {{du przepis="§ 13d EnWG"}} vor allem das Engpassmanagement im Auge. Die Kapazittsreserve konzentriert sich eher auf den „ökonomischen“ Ausgleiich.
Umgekehrt hierzu regelt § 5 Abs. 2 KapResV -E das Verhältnis der Kapazitätsreserve zur Netzreserve. Dieser bestimmt, dass Kapazitätsreserveanlagen welche auch die Funktion der Netzreserve erfüllen können, dieser zugeordnet werden.
Zudem kommen Anlagen in der Netzreserve ausschließlich außerhalb des Strommarktes zum Einsatz. Dies resultiert daraus, dass hierdurch Wettbewerbsverzerrungen am Strommarkt verhindert werden sollen. Dabei setzt sich die Netzreserve gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 S. 2 EnWG"}} aus folgenden Anlagen zusammen:
- Anlagen, die derzeit nicht betriebsbereit sind und auf Grund ihrer Systemrelevanz auf Anforderung der Betreiber von Übertragungsnetzen wieder betriebsbereit gemacht werden müssen,
- systemrelevanten Anlagen, für die die Betreiber eine vorläufige oder endgültige Stilllegung nach § 13b Absatz 1 Satz 1 angezeigt haben, und
- geeignete Anlagen im europäischen Ausland.
Deletions:
Additions:
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies nur für solche Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stilllgelegt werden dürfen. Diese Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem sterllt sich die Frage, in welchen Verhältnuis diese Regelzung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmögluichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Dies ergibt sich aus § 13 Abs. 1 Nr. 3 EnWG. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve diesen vor.
Deletions:
Additions:
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies nur für solche Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stilllgelegt werden dürfen. Diese Begriffsbestimmung geht mit zwei Fragen einher. Zum einem sterllt sich die Frage, in welchen Verhältnuis diese Regelzung zu dem Regelungsregime des {{du przepis="§ 13 EnWG"}} steht. Zum anderen ist die Frage zu klären, wie diese von der Kapazitätsreserve abzugrenzen ist. Systematisch bildet die Netzreserve eine Unterstützung zu den Eingriffsmögluichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber gem. {{du przepis="§ 13 Abs. 1 EnWG"}}. Gegenüber den Notfallmaßnahmen des {{du przepis="§ 13 Abs. 2 EnWG"}} geht die Netzreserve diesen vor.
Deletions:
Additions:
- [[http://www.ewerk.nomos.de/fileadmin/ewerk/doc/2016/Ewerk_2016_02_01.pdf Prof. Dr. L. Jarass, Reservekraftwerksbedarf gemäß Bundesnetzagentur, EwerK 2/2016, S. 63-71.]]
- [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber,l IR 2013, S. 170-173]]
- ...
- [[https://www.juris.de/jportal/prev/SBLU000709713 Olaf Däuper, Jan Ole Voß, Die Netzreserve nach der neuen Reservekraftwerksverordnung - Chancen und Risiken für Kraftwerksbetreiber,l IR 2013, S. 170-173]]
- ...
Deletions:
Additions:
Seit einigen Jahren erfolgt ein Umbau des Energieversorungssystems in Deutschland, hin zu mehr Strom aus erneuerbaren Energien. Dies geht langfristig damit einher, dass immer mehr konventionelle Kraftwerke, wie Kohlekraftwerke aus dem Markt herausgenommen werden, da am Strommarkt eine Grenzkostenbetrachtung erfolgt und gerade diese sind bei den konventionellen Kraftwerken höher als bei einer PV-Anlage, sog. **Merrit Order**. Jedoch ist der ununterbrochene Einsatz von den nicht steuerbaren erneuerbaren Energien, wie Sonne und Wind nicht möglich. Dies hängt mit deren Wetterabhängigkeit zusammen. Auch ergibt sich dieser Trend aus den Klimaschutzzielen der Bundesregierung. Hinzu kommt die verzögerte Realisierung der Netzausbauprojekte. Zudem führt ein kurzfristiges Systemdienstleistungsproblem. Hierunter fallen regionale Kapazitätslücken und Netzengpässe. Diese führen vor allem in Süddeutschland zu Problemen bei der Systemsicherheit. Dies wurde im Winter 2011/2012 deutlich sichtbar. Werden dann noch systemrelevante Kraftwerke stillgelegt wird es kritisch das hohe Level an Versorgungssicherheit aufrechtzuerhalten. Sodass auf konventionelle Kraftwerke und deren Erzeugungskapazität zurückgegriffen werdenmuss und diesen Kraftwerken ein unbefristetes oder befristetes Stilllegungsverbot auferlegt. >> Mehr zum befristeten und unbefristeten Stilllegungsverbot können Sie im Artikel [[EnergieRStilllegungAnlagen zur Stilllegung von Anlagen]] nachlesen.>>
Ausgehend von diesen Umständen sollen im Weiteren folgende Fragen geklärt werden:
Ausgehend von diesen Umständen sollen im Weiteren folgende Fragen geklärt werden:
Deletions:
Aufgrund dessen ist es notwendig auf konventionelle Kraftwerke und deren Erzeugungskapazität zurückzugreifen , um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Diesen sog. Kraftwetrkien wird dann ein unbefristetes oder befristetes Stilllegungsverbot auferlegt und diese wechseln dann in die Netzreserve. >> Mehr zum befristeten und unbefristeten Stilllegungsverbot können Sie im Artikel [[EnergieRStilllegungAnlagen zur Stilllegung von Anlagen]] nachlesen.>>
Vor diesem Hintergrund sollen im Weiteren folgende Fragen geklärt werden:
Additions:
- [[https://www.bdew.de/internet.nsf/id/7C5023E3ABFAEB87C1257B8A002D7567/$file/Reservekraftwerksverordnung.pdf Reservekraftwerksverordnung mit Begründung]]
Additions:
Seit einigen Jahren erfolgt ein Umbau des Energieversorungssystems in Deutschland, hin zu mehr Strom aus erneuerbaren Energien. Dies geht damit einher, dass immer mehr konventionelle Kraftwerke, wie Kohlekraftwerke aus dem Markt herausgenommen werden, da am Strommarkt eine Grenzkostenbetrachtung erfolgt und gerade diese sind bei den konventionellen Kraftwerken höher als bei einer PV-Anlage, sog. **Merrit Order**. Jedoch ist der ununterbrochene Einsatz von den nicht steuerbaren erneuerbaren Energien, wie Sonne und Wind nicht möglich. Dies hängt mit deren Wetterabhängigkeit zusammen. Hinzu kommt die verzögerte Realisierung der Netzausbauprojekte.
Aufgrund dessen ist es notwendig auf konventionelle Kraftwerke und deren Erzeugungskapazität zurückzugreifen , um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Diesen sog. Kraftwetrkien wird dann ein unbefristetes oder befristetes Stilllegungsverbot auferlegt und diese wechseln dann in die Netzreserve. >> Mehr zum befristeten und unbefristeten Stilllegungsverbot können Sie im Artikel [[EnergieRStilllegungAnlagen zur Stilllegung von Anlagen]] nachlesen.>>
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies nur für solche Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stilllgelegt werden dürfen. Deren Einsatz erfolgt nur auf Aufforderung durch den Übertragungsnetzbetreiber und wird durch § 7 NetzResV näher ausgestaltet.
Aufgrund dessen ist es notwendig auf konventionelle Kraftwerke und deren Erzeugungskapazität zurückzugreifen , um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Diesen sog. Kraftwetrkien wird dann ein unbefristetes oder befristetes Stilllegungsverbot auferlegt und diese wechseln dann in die Netzreserve. >> Mehr zum befristeten und unbefristeten Stilllegungsverbot können Sie im Artikel [[EnergieRStilllegungAnlagen zur Stilllegung von Anlagen]] nachlesen.>>
Gem. {{du przepis="§ 13d Abs. 1 EnWG"}} wird unter Netzreserve, die Vorhaltung von Anlagen, durch die Übertragungsnetzbetreiber, verstanden, welche notwendig ist, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems zu gewährleisten. Vor allem sind diese Anlagen für die Bewirtschaftung von Netzengpässen und für die Spannungshaltung und zur Sicherstellung eines möglichen Versorgungswiederaufbaus bereitzuhalten. Zudem gilt dies nur für solche Anlagen, welche gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 4 EnWG"}} oder gem. {{du przepis="§ 13b Abs. 5 EnWG"}} nicht stilllgelegt werden dürfen. Deren Einsatz erfolgt nur auf Aufforderung durch den Übertragungsnetzbetreiber und wird durch § 7 NetzResV näher ausgestaltet.
Deletions:
Additions:
Seit einigen Jahren erfolgt ein Umbau des Energieversorungssystems in Deutschland, hin zu mehr Strom aus erneuerbaren Energien. Dies geht damit einher, dass immer mehr konventionelle Kraftwerke, wie Kohlekraftwerke aus dem Markt herausgenommen werden, da am Strommarkt eine Grenzkostenbetrachtung erfolgt und gerade diese sind bei den konventionellen Kraftwerken höher als bei einer PV-Anlage, sog. **Merrit Order**. Jedoch ist der ununterbrochenen Einsatz von den nicht steuerbaren erneuerbaren Energien, wie Sonne und Wind nicht möglich. Dies hängt mit deren Wetterabhängigkeit zusammen. So kann es vorkommen, dass in Zeiten niedriger odetr keiner Einspeisung von Strom aus Sonne oder Wind auf konventionelle Kraftwerke und deren Erzeugungskapazität zurückgegriffen werden muss, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Diesen sog. Kraftwetrkien wird dann ein unbefristetes oder befristetes Stilllegungsverbot auferlegt und diese wechseln dann in die Netzreserve.
Deletions:
Additions:
- Wie wird diese beschafft, insb. welches Rechtsverhältnis liegt dem zugrunde?
