Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze (ARegV) : Allgemeine Vorgaben zur Bestimmung der Erlösobergrenzen

Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze: ToC

Allgemeines

Teil 2
Allgemeine Vorschriften zur Anreizregulierung

Abschnitt 2
Allgemeine Vorgaben zur Bestimmung der Erlösobergrenzen

§ 4 Erlösobergrenzen

(1) Die Obergrenzen der zulässigen Gesamterlöse eines Netzbetreibers aus den Netzentgelten (Erlösobergrenze) werden nach Maßgabe der §§ 5 bis 16

§ 5 Regulierungskonto

(1) Die Differenz zwischen den nach § 4 zulässigen Erlösen und den vom Netzbetreiber unter Berücksichtigung der tatsächlichen Mengenentwicklung erzielbaren Erlösen wird jährlich vom Netzbetreiber ermittelt und auf einem Regulierungskonto verbucht. Gleiches gilt für die Differenz zwischen den für das Kalenderjahr tatsächlich entstandenen Kosten nach § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 4 bis 6, 8, 13 und 15 bis 17 sowie den im jeweiligen Kalenderjahr entstandenen Kosten nach § 11 Absatz 5, soweit dies in einer Festlegung nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a vorgesehen ist, und den in der Erlösobergrenze diesbezüglich enthaltenen Ansätzen. Einbezogen in das Regulierungskonto wird darüber hinaus die Differenz zwischen den für das Kalenderjahr bei effizienter Leistungserbringung entstehenden Kosten des Messstellenbetriebs, zu dem auch die Messung gehört, und den in der Erlösobergrenze diesbezüglich enthaltenen Ansätzen, soweit diese Differenz durch Änderungen der Zahl der Anschlussnutzer, bei denen der Messstellenbetrieb durch den Netzbetreiber durchgeführt wird, verursacht wird und soweit es sich nicht um Kosten für den Messstellenbetrieb von modernen Messeinrichtungen und intelligenten Messsystemen im Sinne des Messstellenbetriebsgesetzes handelt. In das Regulierungskonto wird auch die Differenz einbezogen, die durch Maßnahmen des Netzbetreibers im Zusammenhang mit § 40 Absatz 2 Satz 3, Absatz 3 Satz 1 und 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in Verbindung mit § 55 Absatz 1 Nummer 4 oder Absatz 2 des Messstellenbetriebsgesetzes verursacht wird, soweit der Netzbetreiber für die Durchführung zuständig war. Das Regulierungskonto wird durch den Netzbetreiber geführt.

(1a) Der Netzbetreiber ermittelt bis zum 30. Juni des Jahres, das dem Kalenderjahr folgt, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wurde, die Differenz aus dem genehmigten Kapitalkostenaufschlag nach § 10a und dem Kapitalkostenaufschlag, wie er sich bei der Berücksichtigung der tatsächlich entstandenen Kapitalkosten ergibt. Die Differenz ist auf dem Regulierungskonto des Jahres, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wurde, zu verbuchen.

(2) Die nach den Absätzen 1 und 1a verbuchten Differenzen sind in Höhe des im jeweiligen Kalenderjahr durchschnittlich gebundenen Betrags zu verzinsen. Der durchschnittlich gebundene Betrag ergibt sich aus dem Mittelwert von Jahresanfangs- und Jahresendbestand. Die Verzinsung nach Satz 1 richtet sich nach dem auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten.

(3) Die Regulierungsbehörde genehmigt den nach den Absätzen 1 bis 2 durch den Netzbetreiber ermittelten Saldo sowie dessen Verteilung nach Maßgabe des Satzes 2. Der nach den Absätzen 1 und 1a ermittelte und nach Absatz 2 verzinste Saldo des Regulierungskontos des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres wird annuitätisch über die drei dem Jahr der Ermittlung folgenden Kalenderjahre durch Zu- und Abschläge auf die Erlösobergrenze verteilt. Die Annuitäten werden gemäß Absatz 2 verzinst.

(4) Der Antrag nach § 4 Absatz 4 Satz 1 Nummer 1a muss neben dem ermittelten Saldo die der Anpassung zugrunde liegenden Daten, insbesondere die nach § 4 zulässigen und die tatsächlich erzielten Erlöse des abgelaufenen Kalenderjahres enthalten. Der Antrag muss weiterhin Angaben zur Höhe der tatsächlich entstandenen Kapitalkosten, der dem Kapitalkostenaufschlag nach § 10a zugrunde gelegten betriebsnotwendigen Anlagegüter enthalten. Hierzu gehören insbesondere Angaben zu den Anschaffungs- und Herstellungskosten und die jeweils in Anwendung gebrachte betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer nach Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung oder nach Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung.

§ 6 Bestimmung des Ausgangsniveaus der Erlösobergrenze und des Kapitalkostenabzugs

(1) Die Regulierungsbehörde ermittelt das Ausgangsniveau für die Bestimmung der Erlösobergrenzen durch eine Kostenprüfung nach den Vorschriften des Teils 2 Abschnitt 1 der Gasnetzentgeltverordnung und des Teils 2 Abschnitt 1 der Stromnetzentgeltverordnung. Die §§ 28 bis 30 der Gasnetzentgeltverordnung sowie die §§ 28 bis 30 der Stromnetzentgeltverordnung gelten entsprechend. Die Kostenprüfung erfolgt im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn der Regulierungsperiode auf der Grundlage der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres. Das Kalenderjahr, in dem das der Kostenprüfung zugrunde liegende Geschäftsjahr endet, gilt als Basisjahr im Sinne dieser Verordnung. Als Basisjahr für die erste Regulierungsperiode gilt 2006.

(2) Soweit Kosten dem Grunde oder der Höhe nach auf einer Besonderheit des Geschäftsjahres beruhen, auf das sich die Kostenprüfung bezieht, bleiben sie bei der Ermittlung des Ausgangsniveaus unberücksichtigt. § 3 Absatz 1 Satz 4 zweiter Halbsatz der Gasnetzentgeltverordnung sowie § 3 Absatz 1 Satz 5 zweiter Halbsatz der Stromnetzentgeltverordnung finden keine Anwendung.

(3) Die Regulierungsbehörde ermittelt vor Beginn der Regulierungsperiode für jedes Jahr der Regulierungsperiode den Kapitalkostenabzug nach Maßgabe der Sätze 2 bis 5 und der Anlage 2a. Kapitalkosten im Sinne des Kapitalkostenabzugs nach Satz 1 sind die Summe der kalkulatorischen Abschreibungen, der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung, der kalkulatorischen Gewerbesteuer und des Aufwandes für Fremdkapitalzinsen. Der Kapitalkostenabzug ergibt sich aus den im Ausgangsniveau nach den Absätzen 1 und 2 enthaltenen Kapitalkosten im Basisjahr abzüglich der fortgeführten Kapitalkosten im jeweiligen Jahr der Regulierungsperiode. Die fortgeführten Kapitalkosten werden unter Berücksichtigung der im Zeitablauf sinkenden kalkulatorischen Restbuchwerte der betriebsnotwendigen Anlagegüter des Ausgangsniveaus nach § 6 Absatz 1 und 2 sowie der im Zeitablauf sinkenden Werte der hierauf entfallenden Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse ermittelt. Bei der Bestimmung des jährlichen Kapitalkostenabzugs nach den Sätzen 1 bis 4 werden Kapitalkosten aus Investitionen nach dem Basisjahr nicht berücksichtigt.

(4) Absatz 3 ist nicht auf Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen anzuwenden.

§ 7 Regulierungsformel

Die Bestimmung der Erlösobergrenzen für die Netzbetreiber erfolgt in Anwendung der jeweiligen Regulierungsformel in Anlage 1.

§ 8 Allgemeine Geldwertentwicklung

Der Wert für die allgemeine Geldwertentwicklung ergibt sich aus dem durch das Statistische Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex. Für die Bestimmung der Erlösobergrenze nach § 4 Abs. 1 wird der Verbraucherpreisgesamtindex des vorletzten Kalenderjahres vor dem Jahr, für das die Erlösobergrenze gilt, verwendet. Dieser wird ins Verhältnis gesetzt zum Verbraucherpreisgesamtindex für das Basisjahr.

§ 9 Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor

(1) Der generelle sektorale Produktivitätsfaktor wird ermittelt aus der Abweichung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts vom gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt und der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung von der netzwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung.

(2) In der ersten Regulierungsperiode beträgt der generelle sektorale Produktivitätsfaktor für Gas- und Stromnetzbetreiber jährlich 1,25 Prozent, in der zweiten Regulierungsperiode jährlich 1,5 Prozent.

(3) Die Bundesnetzagentur hat den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor ab der dritten Regulierungsperiode jeweils vor Beginn der Regulierungsperiode für die gesamte Regulierungsperiode nach Maßgabe von Methoden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen, zu ermitteln. Die Ermittlung hat unter Einbeziehung der Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet für einen Zeitraum von mindestens vier Jahren zu erfolgen. Die Bundesnetzagentur kann bei der Ermittlung auf die Verwendung der Daten von Netzbetreibern verzichten, die die Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 Absatz 2 gewählt haben. Die Bundesnetzagentur kann jeweils einen Wert für Stromversorgungsnetze und für Gasversorgungsnetze ermitteln.

(4) Die Landesregulierungsbehörden können bei der Bestimmung der Erlösobergrenzen den durch die Bundesnetzagentur nach Absatz 3 ermittelten generellen sektoralen Produktivitätsfaktor anwenden.

(5) Die Einbeziehung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors in die Erlösobergrenzen erfolgt durch Potenzierung der Werte nach den Absätzen 2 und 3 mit dem jeweiligen Jahr der Regulierungsperiode.

§ 10 Erweiterungsfaktor

(1) Ändert sich während der Regulierungsperiode die Versorgungsaufgabe des Netzbetreibers nachhaltig, wird dies bei der Bestimmung der Erlösobergrenze durch einen Erweiterungsfaktor berücksichtigt. Die Ermittlung des Erweiterungsfaktors erfolgt nach der Formel in Anlage 2.

(2) Die Versorgungsaufgabe bestimmt sich nach der Fläche des versorgten Gebietes und den von den Netzkunden bestimmten Anforderungen an die Versorgung mit Strom und Gas, die sich auf die Netzgestaltung unmittelbar auswirken. Eine nachhaltige Änderung der Versorgungsaufgabe im Sinne des Absatz 1 Satz 1 liegt vor, wenn sich einer oder mehrere der Parameter

1.
Fläche des versorgten Gebietes,
2.
Anzahl der Anschlusspunkte in Stromversorgungsnetzen und der Ausspeisepunkte in Gasversorgungsnetzen,
3.
Jahreshöchstlast oder
4.
sonstige von der Regulierungsbehörde nach § 32 Abs. 1 Nr. 3 festgelegte Parameter
im Antragszeitpunkt dauerhaft und in erheblichem Umfang geändert haben. Von einer Änderung in erheblichem Umfang nach Satz 2 ist in der Regel auszugehen, wenn sich dadurch die Gesamtkosten des Netzbetreibers nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile um mindestens 0,5 Prozent erhöhen.

(3) Die Parameter nach Absatz 2 Satz 2 Nr. 4 dienen insbesondere der Berücksichtigung des unterschiedlichen Erschließungs- und Anschlussgrades von Gasversorgungsnetzen. Sie müssen hinsichtlich ihrer Aussagekraft mit denjenigen nach Absatz 2 Satz 2 Nr. 1 bis 3 vergleichbar sein. Bei ihrer Auswahl ist § 13 Abs. 3 entsprechend anzuwenden.

(4) Die Absätze 1 bis 3 finden bei Betreibern von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen sowie bei Hochspannungsnetzen von Betreibern von Verteilernetzen keine Anwendung. Bei der Ermittlung der Gesamtkosten des Netzbetreibers nach Absatz 2 Satz 3 bleiben die Kosten des Hochspannungsnetzes unberücksichtigt.

§ 10a Kapitalkostenaufschlag

(1) Die Regulierungsbehörde genehmigt nach Maßgabe der Absätze 2 bis 9 einen Kapitalkostenaufschlag auf die Erlösobergrenze für Kapitalkosten, die aufgrund von nach dem Basisjahr getätigten Investitionen in den Bestand betriebsnotwendiger Anlagegüter entstehen. Kapitalkosten im Sinne des Kapitalkostenaufschlags nach Satz 1 sind die Summe der kalkulatorischen Abschreibungen, der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung, der kalkulatorischen Gewerbesteuer und des Aufwandes für Fremdkapitalzinsen. Die Genehmigung gilt jeweils bis zum 31. Dezember des auf den Antrag folgenden Jahres.

(2) Bei der Berechnung des Kapitalkostenaufschlags werden die betriebsnotwendigen Anlagegüter berücksichtigt, deren Aktivierung

1.
ab dem 1. Januar des Jahres, das auf das Basisjahr der anzupassenden Erlösobergrenze folgt, stattgefunden hat oder
2.
bis zum 31. Dezember des Jahres, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wird, zu erwarten ist.
Dabei ist bis einschließlich des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres auf den tatsächlichen Bestand an betriebsnotwendigen Anlagegütern abzustellen; im Übrigen ist bis einschließlich des Kalenderjahres, für das die Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt, auf den zu erwartenden Bestand an betriebsnotwendigen Anlagegütern abzustellen.

(3) Der Kapitalkostenaufschlag ist die Summe der auf der Grundlage der Anschaffungs- und Herstellungskosten der betriebsnotwendigen Anlagegüter nach Absatz 2 ermittelten kalkulatorischen Abschreibungen nach § 6 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 6 Absatz 4 der Gasnetzentgeltverordnung, der kalkulatorischen Verzinsung nach Maßgabe der Absätze 4 bis 7 sowie der kalkulatorischen Gewerbesteuer nach Maßgabe des Absatzes 8 und des § 8 der Stromnetzentgeltverordnung oder des § 8 der Gasnetzentgeltverordnung.

(4) Die kalkulatorische Verzinsung bestimmt sich als Produkt der nach den Absätzen 5 und 6 bestimmten kalkulatorischen Verzinsungsbasis und dem nach Absatz 7 bestimmten kalkulatorischen Zinssatz.

(5) Die kalkulatorische Verzinsungsbasis bestimmt sich auf Grundlage der übermittelten Anschaffungs- und Herstellungskosten nach Absatz 2 und den sich hieraus ergebenden kalkulatorischen Restwerten bewertet zu Anschaffungs- und Herstellungskosten nach § 7 Absatz 1 Nummer 3 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 1 Nummer 3 der Gasnetzentgeltverordnung.

(6) Für die Bestimmung der kalkulatorischen Verzinsungsbasis nach Absatz 5 sind die Restwerte der Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse nach § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Stromnetzentgeltverordnung und § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Gasnetzentgeltverordnung zu berücksichtigen, deren Erhalt

1.
ab dem 1. Januar des Jahres, das auf das Basisjahr der anzupassenden Erlösobergrenze folgt, stattgefunden hat oder
2.
bis zum 31. Dezember des Jahres, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wird, zu erwarten ist.
Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Dabei ist bis einschließlich des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres auf den tatsächlichen Bestand an Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen abzustellen; im Übrigen ist bis einschließlich des Kalenderjahres, für das die Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt, auf den zu erwartenden Bestand an Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen abzustellen.

(7) Der auf die nach den Absätzen 5 und 6 bestimmte kalkulatorische Verzinsungsbasis anzuwendende kalkulatorische Zinssatz bestimmt sich als gewichteter Mittelwert aus kalkulatorischem Eigenkapitalzinssatz und kalkulatorischem Fremdkapitalzinssatz, wobei der kalkulatorische Eigenkapitalzinssatz mit 40 Prozent und der kalkulatorische Fremdkapitalzinssatz mit 60 Prozent zu gewichten ist. Für den kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatz sind die nach § 7 Absatz 6 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 6 der Gasnetzentgeltverordnung für die jeweilige Regulierungsperiode geltenden kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze für Neuanlagen anzusetzen. Für den kalkulatorischen Fremdkapitalzinssatz sind die nach § 7 Absatz 7 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 7 der Gasnetzentgeltverordnung für die jeweilige Regulierungsperiode geltenden Zinssätze anzusetzen.

(8) Für die Ermittlung der kalkulatorischen Gewerbesteuer ist das Produkt aus der mit 40 Prozent gewichteten kalkulatorischen Verzinsungsbasis nach den Absätzen 5 und 6 und dem kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatz gemäß Absatz 7 Satz 2 heranzuziehen. Bei der Ermittlung der kalkulatorischen Gewerbesteuer sind die Gewerbesteuermesszahl und der Gewerbesteuerhebesatz im Basisjahr zu verwenden.

(9) Der Antrag nach Absatz 1 muss die zur Berechnung des Kapitalkostenaufschlags nach den Absätzen 1 bis 8 notwendigen Angaben enthalten; insbesondere Angaben zu den Anschaffungs- und Herstellungskosten für die nach dem Basisjahr in Betrieb genommenen und geplanten betriebsnotwendigen Anlagegüter, die jeweils in Anwendung gebrachte betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer nach Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung oder nach Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung sowie für die nach dem Basisjahr in Betrieb genommenen oder geplanten betriebsnotwendigen Anlagegüter von den Anschlussnehmern gezahlten oder zu erwartenden Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse nach § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Gasnetzentgeltverordnung.

(10) Die Absätze 1 bis 9 sind nicht auf Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen anzuwenden.

§ 11 Beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kostenanteile

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
dem erweiterten Bilanzausgleich gemäß § 35 der Gasnetzzugangsverordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) in der jeweils geltenden Fassung, abzüglich der vom Einspeiser von Biogas zu zahlenden Pauschale,
erforderliche Maßnahmen des Netzbetreibers gemäß § 33 Absatz 10, § 34 Absatz 2 und § 36 Absatz 3 und 4 der Gasnetzzugangsverordnung,
die Kosten für den effizienten Netzanschluss sowie für die Wartung gemäß § 33 Absatz 1 der Gasnetzzugangsverordnung,
Entgelte für vermiedene Netzkosten, die vom Netzbetreiber gemäß § 20a der Gasnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2197), die zuletzt durch Artikel 5 der Verordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung, an den Transportkunden von Biogas zu zahlen sind,
in der Höhe, in der die Kosten unter Berücksichtigung der Umlage nach § 20b der Gasnetzentgeltverordnung beim Netzbetreiber verbleiben.
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2016/89 (ABl. L 19 vom 27.1.2016, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes sowie den Vorschriften zu besonderen netztechnischen Betriebsmitteln nach § 11 Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
Entschädigungen nach § 15 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die die Voraussetzungen des § 15 Absatz 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes erfüllen.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 15), die zuletzt durch die Verordnung (EU) Nr. 543/2013 (ABl. L 163 vom 15.6.2013, S. 1) geändert worden ist, unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 13 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 6 Absatz 6 Satz 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 28. September 2005 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen (ABl. EU Nr. L 289 S. 1) unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. Abweichend von Satz 1 gelten als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile. In den nach den Sätzen 1 oder 2 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3. Abweichend von Satz 1 gelten als beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen alle Kostenanteile, die nicht dauerhaft oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile nach Absatz 3 Satz 2 sind.

(5) Als volatile Kostenanteile gelten Kosten für die Beschaffung von Treibenergie. Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

§ 12 Effizienzvergleich

(1) Die Bundesnetzagentur führt vor Beginn der Regulierungsperiode mit den in Anlage 3 aufgeführten Methoden, unter Berücksichtigung der in Anlage 3 genannten Vorgaben sowie nach Maßgabe der Absätze 2 bis 4 und der §§ 13 und 14 jeweils einen bundesweiten Effizienzvergleich für die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Gasverteilernetzen mit dem Ziel durch, die Effizienzwerte für diese Netzbetreiber zu ermitteln. Bei der Ausgestaltung der in Anlage 3 aufgeführten Methoden durch die Bundesnetzagentur sind Vertreter der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher rechtzeitig zu hören. Ergeben sich auf Grund rechtskräftiger gerichtlicher Entscheidungen nachträgliche Änderungen in dem nach § 6 Absatz 1 und 2 ermittelten Ausgangsniveau, so bleibt der Effizienzvergleich von diesen nachträglichen Änderungen unberührt.

(2) Der Effizienzwert ist als Anteil der Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile in Prozent auszuweisen.

(3) Weichen die im Effizienzvergleich mit den nach Anlage 3 zugelassenen Methoden ermittelten Effizienzwerte eines Netzbetreibers voneinander ab, so ist der höhere Effizienzwert zu verwenden.

(4) Hat der Effizienzvergleich für einen Netzbetreiber einen Effizienzwert von weniger als 60 Prozent ergeben, so ist der Effizienzwert mit 60 Prozent anzusetzen. Satz 1 gilt auch, wenn für einzelne Netzbetreiber keine Effizienzwerte ermittelt werden konnten, weil diese ihren Mitwirkungspflichten zur Mitteilung von Daten nicht nachgekommen sind.

(4a) Zusätzlich werden Effizienzvergleiche durchgeführt, bei denen der Aufwandsparameter nach § 13 Absatz 2 für alle Netzbetreiber durch den Aufwandsparameter ersetzt wird, der sich ohne Berücksichtigung der Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Absatz 1 Nummer 3 und Absatz 2 ergibt. Die nach § 13 Abs. 3 und 4 ermittelten Vergleichsparameter bleiben unverändert. Weicht der so ermittelte Effizienzwert von dem nach Absatz 1 ermittelten Effizienzwert ab, so ist für den jeweils betrachteten Netzbetreiber der höhere Effizienzwert zu verwenden.

(5) Die Bundesnetzagentur übermittelt bis zum 1. Juli des Kalenderjahres vor Beginn der Regulierungsperiode den Landesregulierungsbehörden die von ihr nach den Absätzen 1 bis 3 ermittelten Effizienzwerte sowie die nach § 12a in Verbindung mit Anlage 3 ermittelten Supereffizienzwerte für die nach § 54 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in die Zuständigkeit der jeweiligen Behörde fallenden Netzbetreiber. Die Mitteilung hat die Ausgangsdaten nach den §§ 13 und 14, die einzelnen Rechenschritte und die jeweiligen Ergebnisse der nach Anlage 3 zugelassenen Methoden zu enthalten. Soweit für einzelne Netzbetreiber keine Effizienzwerte aus dem bundesweiten Effizienzvergleich ermittelt werden konnten, teilt die Bundesnetzagentur dies den Landesregulierungsbehörden begründet mit.

(6) Die Landesregulierungsbehörden führen zur Bestimmung von Effizienzwerten einen Effizienzvergleich nach den Absätzen 1 bis 3 sowie zur Bestimmung der Supereffizienzwerte eine Supereffizienzanalyse nach § 12a in Verbindung mit Anlage 3 durch, soweit sie nicht die Ergebnisse des Effizienzvergleichs und der Supereffizienzanalyse der Bundesnetzagentur verwenden. Zur Sicherstellung der Belastbarkeit der Ergebnisse des Effizienzvergleichs sind auch Netzbetreiber, die nicht in ihre Zuständigkeit nach § 54 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes fallen, in den Effizienzvergleich einzubeziehen.

§ 12a Effizienzbonus

(1) Die Bundesnetzagentur ermittelt für im Effizienzvergleich nach § 12 als effizient ausgewiesene Netzbetreiber für die Dauer einer Regulierungsperiode einen Aufschlag auf die Erlösobergrenze (Effizienzbonus) auf Grundlage der Supereffizienzanalyse nach Anlage 3 Nummer 5 Satz 9. Die Bundesnetzagentur berücksichtigt dabei sowohl den Aufwandsparameter nach § 13 Absatz 2 als auch den Aufwandsparameter nach § 12 Absatz 4a. Der Supereffizienzwert eines Netzbetreibers entspricht der Differenz aus den individuellen Effizienzwerten aus der Supereffizienzanalyse abzüglich der individuellen Effizienzwerte aus der nicht-parametrischen Methode nach Anlage 3.

(2) Hat die Supereffizienzanalyse für einen Netzbetreiber einen Supereffizienzwert von über 5 Prozent ergeben, so ist der Supereffizienzwert mit 5 Prozent anzusetzen.

(3) Weichen die nach den Absätzen 1 und 2 ermittelten Supereffizienzwerte voneinander ab, so ist für den jeweils betrachteten Netzbetreiber das arithmetische Mittel dieser beiden Supereffizienzwerte zu verwenden.

(4) Der individuelle Effizienzbonus eines Netzbetreibers wird durch Multiplikation des individuellen Supereffizienzwertes nach Absatz 3 mit den vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen nach § 11 Absatz 3 Satz 1 berechnet.

(5) Der Effizienzbonus ist gleichmäßig über die Regulierungsperiode zu verteilen.

(6) Die Absätze 1 bis 5 sind nicht auf Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen anzuwenden.

§ 13 Parameter für den Effizienzvergleich

(1) Die Regulierungsbehörde hat im Effizienzvergleich Aufwandsparameter und Vergleichsparameter zu berücksichtigen.

(2) Als Aufwandsparameter sind die nach § 14 ermittelten Kosten anzusetzen.

(3) Vergleichsparameter sind Parameter zur Bestimmung der Versorgungsaufgabe und der Gebietseigenschaften, insbesondere die geografischen, geologischen oder topografischen Merkmale und strukturellen Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes. Die Parameter müssen geeignet sein, die Belastbarkeit des Effizienzvergleichs zu stützen. Dies ist insbesondere dann anzunehmen, wenn sie messbar oder mengenmäßig erfassbar, nicht durch Entscheidungen des Netzbetreibers bestimmbar und nicht in ihrer Wirkung ganz oder teilweise wiederholend sind, insbesondere nicht bereits durch andere Parameter abgebildet werden. Vergleichsparameter können insbesondere sein

1.
die Anzahl der Anschlusspunkte oder der Zählpunkte in Stromversorgungsnetzen und der Ausspeisepunkte oder der Messstellen in Gasversorgungsnetzen,
2.
die Fläche des versorgten Gebietes,
3.
die Leitungslänge oder das Rohrvolumen,
4.
die Jahresarbeit,
5.
die zeitgleiche Jahreshöchstlast,
6.
die dezentralen Erzeugungsanlagen in Stromversorgungsnetzen, insbesondere die Anzahl und Leistung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Wind- und solarer Strahlungsenergie oder
7.
die Maßnahmen, die der volkswirtschaftlich effizienten Einbindung von dezentralen Erzeugungsanlagen, insbesondere von dezentralen Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus Windanlagen an Land und solarer Strahlungsenergie dienen.
Bei der Bestimmung von Parametern zur Beschreibung geografischer, geologischer oder topografischer Merkmale und struktureller Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes können flächenbezogene Durchschnittswerte gebildet werden. Die Vergleichsparameter können bezogen auf die verschiedenen Netzebenen von Strom- und Gasversorgungsnetzen verwendet werden; ein Vergleich einzelner Netzebenen findet nicht statt. Die Auswahl der Vergleichsparameter hat mit qualitativen, analytischen oder statistischen Methoden zu erfolgen, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen. Durch die Auswahl der Vergleichsparameter sollen die strukturelle Vergleichbarkeit möglichst weitgehend gewährleistet sein und die Heterogenität der Aufgaben der Netzbetreiber möglichst weitgehend abgebildet werden. Dabei sind die Unterschiede zwischen Strom- und Gasversorgungsnetzen zu berücksichtigen, insbesondere der unterschiedliche Erschließungs- und Anschlussgrad von Gasversorgungsnetzen. Bei der Auswahl der Vergleichsparameter sind Vertreter der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher rechtzeitig zu hören.

(4) (weggefallen)

§ 14 Bestimmung der Kosten zur Durchführung des Effizienzvergleichs

(1) Die im Rahmen des Effizienzvergleichs als Aufwandsparameter anzusetzenden Kosten werden nach folgenden Maßgaben ermittelt:

1.
Die Gesamtkosten des Netzbetreibers werden nach Maßgabe der zur Bestimmung des Ausgangsniveaus anzuwendenden Kostenprüfung nach § 6 Absatz 1 und 2 ermittelt.
2.
Von den so ermittelten Gesamtkosten sind die nach § 11 Abs. 2 dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile abzuziehen.
3.
Die Kapitalkosten zur Durchführung des Effizienzvergleichs sollen so bestimmt werden, dass ihre Vergleichbarkeit möglichst gewährleistet ist und Verzerrungen berücksichtigt werden, wie sie insbesondere durch unterschiedliche Altersstruktur der Anlagen, Abschreibungs- und Aktivierungspraktiken entstehen können; hierzu ist eine Vergleichbarkeitsrechnung zur Ermittlung von Kapitalkostenannuitäten nach Maßgabe des Absatzes 2 durchzuführen; dabei umfassen die Kapitalkosten die Kostenpositionen nach § 5 Abs. 2 sowie den §§ 6 und 7 der Stromnetzentgeltverordnung und § 5 Abs. 2 sowie den §§ 6 und 7 der Gasnetzentgeltverordnung.

(2) Die Vergleichbarkeitsrechnung nach Absatz 1 Nr. 3 erfolgt auf der Grundlage der Tagesneuwerte des Anlagevermögens des Netzbetreibers. Für die Ermittlung von einheitlichen Nutzungsdauern für jede Anlagengruppe sind die unteren Werte der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern in Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung und Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung zu verwenden. Der zu verwendende Zinssatz bestimmt sich als gewichteter Mittelwert aus Eigenkapitalzinssatz und Fremdkapitalzinssatz, wobei der Eigenkapitalzinssatz mit 40 Prozent und der Fremdkapitalzinssatz mit 60 Prozent zu gewichten ist. Von den 60 Prozent des Fremdkapitalzinssatzes entfallen 25 Prozentpunkte auf unverzinsliches Fremdkapital. Es sind die nach § 7 Abs. 6 der Gasnetzentgeltverordnung und § 7 Abs. 6 der Stromnetzentgeltverordnung für Neuanlagen geltenden Eigenkapitalzinssätze anzusetzen. Für das verzinsliche Fremdkapital richtet sich die Verzinsung nach dem auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten. Die Eigenkapitalzinssätze und der Fremdkapitalzinssatz sind um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate nach dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

§ 15 Ermittlung der Ineffizienzen

(1) Weist ein Netzbetreiber nach, dass Besonderheiten seiner Versorgungsaufgabe im Sinne des Vorliegens außergewöhnlicher struktureller Umstände bestehen, die im Effizienzvergleich durch die Auswahl der Parameter nach § 13 Absatz 3 und 4 nicht hinreichend berücksichtigt wurden und durch den Netzbetreiber nicht beeinflussbar sind, und dies die nach § 14 Absatz 1 Nummer 1 und 2 ermittelten Kosten um mindestens 5 Prozent erhöht, so hat die Regulierungsbehörde einen Aufschlag auf den nach den §§ 12 bis 14 oder 22 ermittelten Effizienzwert anzusetzen (bereinigter Effizienzwert). Ist der Effizienzwert nach § 12 Abs. 4 angesetzt worden, hat der Netzbetreiber die erforderlichen Nachweise zu erbringen, dass die Besonderheiten seiner Versorgungsaufgabe einen zusätzlichen Aufschlag nach Satz 1 rechtfertigen.

(2) Die Landesregulierungsbehörden können zur Ermittlung der bereinigten Effizienzwerte nach Absatz 1 die von der Bundesnetzagentur im bundesweiten Effizienzvergleich nach den §§ 12 bis 14 ermittelten Effizienzwerte zugrunde legen.

(3) Aus dem nach §§ 12 bis 14, 22 oder 24 ermittelten Effizienzwert oder dem bereinigten Effizienzwert werden die Ineffizienzen ermittelt. Die Ineffizienzen ergeben sich aus der Differenz zwischen den Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile und den mit dem in Satz 1 genannten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten.

§ 16 Effizienzvorgaben

(1) Die Festlegung der Erlösobergrenzen durch die Regulierungsbehörde hat so zu erfolgen, dass die nach den §§ 12 und 13 bis 15 ermittelten Ineffizienzen unter Anwendung eines Verteilungsfaktors rechnerisch bis zum Ende der Regulierungsperiode gleichmäßig abgebaut werden (individuelle Effizienzvorgabe).

(2) Soweit ein Netzbetreiber nachweist, dass er die für ihn festgelegte individuelle Effizienzvorgabe unter Nutzung aller ihm möglichen und zumutbaren Maßnahmen nicht erreichen und übertreffen kann, hat die Regulierungsbehörde die Effizienzvorgabe abweichend von Absatz 1 zu bestimmen. Bei der Bewertung der Zumutbarkeit ist zu berücksichtigen, inwieweit der Effizienzwert nach § 12 Abs. 4 angesetzt worden ist. Unzumutbar sind auch Maßnahmen, die dazu führen, dass die wesentlichen Arbeitsbedingungen, die in dem nach dem Energiewirtschaftsgesetz regulierten Bereich üblich sind, erheblich unterschritten werden. Eine Berücksichtigung struktureller Besonderheiten erfolgt ausschließlich nach Maßgabe des § 15 Abs. 1.

, 19

(1) Auf die Erlösobergrenzen können Zu- oder Abschläge vorgenommen werden, wenn Netzbetreiber hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit oder der Netzleistungsfähigkeit von Kennzahlenvorgaben abweichen (Qualitätselement). Die Kennzahlenvorgaben sind nach Maßgabe des § 20 unter Heranziehung der Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet zu ermitteln und in Zu- und Abschläge umzusetzen. Dabei ist zwischen Gasverteilernetzen und Stromverteilernetzen zu unterscheiden.

(2) Über den Beginn der Anwendung des Qualitätselements, der bei Stromversorgungsnetzen zur zweiten Regulierungsperiode zu erfolgen hat, entscheidet die Regulierungsbehörde. Er soll bereits zur oder im Laufe der ersten Regulierungsperiode erfolgen, soweit der Regulierungsbehörde hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen. Abweichend von Satz 1 kann der Beginn der Anwendung des Qualitätselements bei Gasversorgungsnetzen im Laufe der zweiten oder zu Beginn oder im Laufe einer späteren Regulierungsperiode erfolgen, soweit der Regulierungsbehörde hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen.

(3) Die Netzzuverlässigkeit beschreibt die Fähigkeit des Energieversorgungsnetzes, Energie möglichst unterbrechungsfrei und unter Einhaltung der Produktqualität zu transportieren. Die Netzleistungsfähigkeit beschreibt die Fähigkeit des Energieversorgungsnetzes, die Nachfrage nach Übertragung von Energie zu befriedigen.

, 22

(1) Bei Betreibern von Übertragungsnetzen ist vor Beginn der Regulierungsperiode zur Ermittlung der Effizienzwerte ein Effizienzvergleich unter Einbeziehung von Netzbetreibern in anderen Mitgliedstaaten der Europäischen Union (internationaler Effizienzvergleich) durchzuführen. Der internationale Effizienzvergleich erfolgt mittels der in Anlage 3 genannten Methoden. Stehen für die Durchführung einer stochastischen Effizienzgrenzenanalyse nicht die Daten einer hinreichenden Anzahl von Netzbetreibern zur Verfügung, findet ausschließlich die Dateneinhüllungsanalyse Anwendung. Bei der Durchführung des internationalen Effizienzvergleichs ist die strukturelle Vergleichbarkeit der zum Vergleich herangezogenen Unternehmen sicherzustellen, insbesondere auch durch Berücksichtigung nationaler Unterschiede wie unterschiedlicher technischer und rechtlicher Vorgaben oder von Unterschieden im Lohnniveau oder durch die Herstellung der Vergleichbarkeit der Aufwandsparameter nach Maßgabe des § 14. § 12 Abs. 2 bis 4 und § 13 Abs. 1 und 3 Satz 2, 3, 7 und 9 finden entsprechend Anwendung.

(2) Ist die Belastbarkeit des internationalen Effizienzvergleichs nach Absatz 1 für einzelne oder alle Betreiber von Übertragungsnetzen nicht gewährleistet, insbesondere dadurch, dass der Bundesnetzagentur vergleichbare Daten von einer hinreichenden Anzahl an Netzbetreibern in anderen Mitgliedstaaten der Europäischen Union zum unmittelbaren Zugriff nicht vorliegen, so ist stattdessen für den oder die betreffenden Netzbetreiber eine relative Referenznetzanalyse durchzuführen, die dem Stand der Wissenschaft entspricht. Die relative Referenznetzanalyse kann auch ergänzend zum internationalen Effizienzvergleich durchgeführt werden, um die Belastbarkeit der Ergebnisse zu verbessern. Die Referenznetzanalyse ist ein Optimierungsverfahren zur Ermittlung von modellhaften Netzstrukturen und Anlagenmengengerüsten, die unter den bestehenden Randbedingungen, insbesondere der Notwendigkeit des Betriebs eines technisch sicheren Netzes, ein optimales Verhältnis von Kosten und netzwirtschaftlichen Leistungen aufweisen (Referenznetz). In der relativen Referenznetzanalyse werden durch einen Vergleich mehrerer Netzbetreiber relative Abweichungen der den tatsächlichen Anlagenmengen entsprechenden Kosten von den Kosten eines Referenznetzes ermittelt. Der Netzbetreiber mit den geringsten Abweichungen vom Referenznetz bildet den Effizienzmaßstab für die Ermittlung der Effizienzwerte; der Effizienzwert dieses Netzbetreibers beträgt 100 Prozent.

(3) Bei Betreibern von Fernleitungsnetzen werden die Effizienzwerte mittels eines nationalen Effizienzvergleichs mit den in Anlage 3 genannten Methoden ermittelt. Stehen für die Durchführung einer stochastischen Effizienzgrenzenanalyse nicht die Daten einer hinreichenden Anzahl an Netzbetreibern zur Verfügung, findet ausschließlich die Dateneinhüllungsanalyse Anwendung. § 12 Abs. 2 bis 4, § 13 Abs. 1 und 3 und § 14 finden entsprechend Anwendung. Stehen für die Durchführung eines nationalen Effizienzvergleichs nach den Sätzen 1 bis 3 nicht die Daten einer hinreichenden Anzahl von Netzbetreibern zur Verfügung, ist stattdessen ein internationaler Effizienzvergleich nach Absatz 1 durchzuführen.

(4) Ist die Belastbarkeit des internationalen Effizienzvergleichs nach Absatz 3 Satz 4 für einzelne oder alle Betreiber von Fernleitungsnetzen nicht gewährleistet, insbesondere dadurch, dass der Bundesnetzagentur vergleichbare Daten von einer hinreichenden Anzahl an Netzbetreibern in anderen Mitgliedstaaten der Europäischen Union zum unmittelbaren Zugriff nicht vorliegen, so ist stattdessen für den oder die betreffenden Netzbetreiber eine relative Referenznetzanalyse nach Absatz 2 durchzuführen. Die relative Referenznetzanalyse kann auch ergänzend zum internationalen Effizienzvergleich nach Absatz 3 Satz 4 durchgeführt werden, um die Belastbarkeit der Ergebnisse zu verbessern.

, 24

(1) Netzbetreiber, an deren Gasverteilernetz weniger als 15.000 Kunden oder an deren Elektrizitätsverteilernetz weniger als 30.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind, können bezüglich des jeweiligen Netzes statt des Effizienzvergleichs zur Ermittlung von Effizienzwerten nach den §§ 12 bis 14 die Teilnahme an dem vereinfachten Verfahren nach Maßgabe des Absatzes 2 wählen.

(2) Für die Teilnehmer am vereinfachten Verfahren beträgt der Effizienzwert in der ersten Regulierungsperiode 87,5 Prozent. Ab der zweiten Regulierungsperiode wird der Effizienzwert als gewichteter durchschnittlicher Wert aller in dem bundesweiten Effizienzvergleich nach den §§ 12, 13 und 14 für die vorangegangene Regulierungsperiode ermittelten und nach § 15 Abs. 1 bereinigten Effizienzwerte (gemittelter Effizienzwert) gebildet. Im vereinfachten Verfahren gelten 5 Prozent der nach § 14 Abs. 1 Nr. 1 ermittelten Gesamtkosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile nach § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 bis 3, 5 bis 7, 8a bis 16 und Satz 2 bis 4. Bei der Ermittlung der Gesamtkosten bleiben die Konzessionsabgabe und der Zuschlag aus dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unberücksichtigt. Die Bundesnetzagentur übermittelt den Landesregulierungsbehörden die von ihr nach Satz 2 ermittelten Werte. Die Landesregulierungsbehörden ermitteln einen gemittelten Effizienzwert nach Maßgabe des Satzes 2, soweit sie nicht die von der Bundesnetzagentur ermittelten Werte verwenden.

(3) § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2 mit Ausnahme von § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2 in Verbindung mit § 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 4, 5 und 8, § 15 Abs. 1 und 2 sowie die §§ 19, 21, 23 Abs. 6 und § 25 finden im vereinfachten Verfahren keine Anwendung.

(4) Netzbetreiber, die an dem vereinfachten Verfahren teilnehmen wollen, haben dies bei der Regulierungsbehörde jeweils bis zum 31. März des vorletzten der Regulierungsperiode vorangehenden Kalenderjahres zu beantragen; abweichend hiervon ist der Antrag für die erste Regulierungsperiode zum 15. Dezember 2007 zu stellen. Der Antrag nach Satz 1 muss die notwendigen Angaben zum Vorliegen der Voraussetzungen des Absatzes 1 enthalten. Die Regulierungsbehörde genehmigt die Teilnahme am vereinfachten Verfahren innerhalb von vier Wochen nach Eingang des vollständigen Antrags, wenn die Voraussetzungen des Absatzes 1 vorliegen. Der Netzbetreiber ist an das gewählte Verfahren für die Dauer einer Regulierungsperiode gebunden. Die Regulierungsbehörde veröffentlicht den von ihr nach Absatz 2 ermittelten gemittelten Effizienzwert spätestens zum 1. Januar des vorletzten der Regulierungsperiode vorangehenden Kalenderjahres. Die Bundesnetzagentur ist über die Entscheidung über den Antrag durch die Landesregulierungsbehörde zu unterrichten.

und 25 bestimmt.

(2) Die Erlösobergrenze ist für jedes Kalenderjahr der gesamten Regulierungsperiode zu bestimmen. Eine Anpassung der Erlösobergrenze während der laufenden Regulierungsperiode erfolgt nach Maßgabe der Absätze 3 bis 5.

(3) Eine Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt jeweils zum 1. Januar eines Kalenderjahres bei einer Änderung

1.
des Verbraucherpreisgesamtindexes nach § 8

Der Wert für die allgemeine Geldwertentwicklung ergibt sich aus dem durch das Statistische Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex. Für die Bestimmung der Erlösobergrenze nach § 4 Abs. 1 wird der Verbraucherpreisgesamtindex des vorletzten Kalenderjahres vor dem Jahr, für das die Erlösobergrenze gilt, verwendet. Dieser wird ins Verhältnis gesetzt zum Verbraucherpreisgesamtindex für das Basisjahr.

,
2.
von nicht beeinflussbaren Kostenanteilen nach § 11 Absatz 2 Satz 1 bis 3;

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
dem erweiterten Bilanzausgleich gemäß § 35 der Gasnetzzugangsverordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) in der jeweils geltenden Fassung, abzüglich der vom Einspeiser von Biogas zu zahlenden Pauschale,
erforderliche Maßnahmen des Netzbetreibers gemäß § 33 Absatz 10, § 34 Absatz 2 und § 36 Absatz 3 und 4 der Gasnetzzugangsverordnung,
die Kosten für den effizienten Netzanschluss sowie für die Wartung gemäß § 33 Absatz 1 der Gasnetzzugangsverordnung,
Entgelte für vermiedene Netzkosten, die vom Netzbetreiber gemäß § 20a der Gasnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2197), die zuletzt durch Artikel 5 der Verordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung, an den Transportkunden von Biogas zu zahlen sind,
in der Höhe, in der die Kosten unter Berücksichtigung der Umlage nach § 20b der Gasnetzentgeltverordnung beim Netzbetreiber verbleiben.
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2016/89 (ABl. L 19 vom 27.1.2016, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes sowie den Vorschriften zu besonderen netztechnischen Betriebsmitteln nach § 11 Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
Entschädigungen nach § 15 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die die Voraussetzungen des § 15 Absatz 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes erfüllen.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 15), die zuletzt durch die Verordnung (EU) Nr. 543/2013 (ABl. L 163 vom 15.6.2013, S. 1) geändert worden ist, unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 13 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 6 Absatz 6 Satz 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 28. September 2005 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen (ABl. EU Nr. L 289 S. 1) unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. Abweichend von Satz 1 gelten als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile. In den nach den Sätzen 1 oder 2 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3. Abweichend von Satz 1 gelten als beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen alle Kostenanteile, die nicht dauerhaft oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile nach Absatz 3 Satz 2 sind.

(5) Als volatile Kostenanteile gelten Kosten für die Beschaffung von Treibenergie. Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

abzustellen ist dabei auf die jeweils im vorletzten Kalenderjahr entstandenen Kosten; bei Kostenanteilen nach § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 4 bis 6a, 8, 13 und 15 bis 17

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
dem erweiterten Bilanzausgleich gemäß § 35 der Gasnetzzugangsverordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) in der jeweils geltenden Fassung, abzüglich der vom Einspeiser von Biogas zu zahlenden Pauschale,
erforderliche Maßnahmen des Netzbetreibers gemäß § 33 Absatz 10, § 34 Absatz 2 und § 36 Absatz 3 und 4 der Gasnetzzugangsverordnung,
die Kosten für den effizienten Netzanschluss sowie für die Wartung gemäß § 33 Absatz 1 der Gasnetzzugangsverordnung,
Entgelte für vermiedene Netzkosten, die vom Netzbetreiber gemäß § 20a der Gasnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2197), die zuletzt durch Artikel 5 der Verordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung, an den Transportkunden von Biogas zu zahlen sind,
in der Höhe, in der die Kosten unter Berücksichtigung der Umlage nach § 20b der Gasnetzentgeltverordnung beim Netzbetreiber verbleiben.
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2016/89 (ABl. L 19 vom 27.1.2016, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes sowie den Vorschriften zu besonderen netztechnischen Betriebsmitteln nach § 11 Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
Entschädigungen nach § 15 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die die Voraussetzungen des § 15 Absatz 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes erfüllen.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 15), die zuletzt durch die Verordnung (EU) Nr. 543/2013 (ABl. L 163 vom 15.6.2013, S. 1) geändert worden ist, unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 13 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 6 Absatz 6 Satz 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 28. September 2005 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen (ABl. EU Nr. L 289 S. 1) unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. Abweichend von Satz 1 gelten als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile. In den nach den Sätzen 1 oder 2 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3. Abweichend von Satz 1 gelten als beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen alle Kostenanteile, die nicht dauerhaft oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile nach Absatz 3 Satz 2 sind.

(5) Als volatile Kostenanteile gelten Kosten für die Beschaffung von Treibenergie. Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

ist auf das Kalenderjahr abzustellen, auf das die Erlösobergrenze anzuwenden sein soll,
3.
von volatilen Kostenanteilen nach § 11 Absatz 5;

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
dem erweiterten Bilanzausgleich gemäß § 35 der Gasnetzzugangsverordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) in der jeweils geltenden Fassung, abzüglich der vom Einspeiser von Biogas zu zahlenden Pauschale,
erforderliche Maßnahmen des Netzbetreibers gemäß § 33 Absatz 10, § 34 Absatz 2 und § 36 Absatz 3 und 4 der Gasnetzzugangsverordnung,
die Kosten für den effizienten Netzanschluss sowie für die Wartung gemäß § 33 Absatz 1 der Gasnetzzugangsverordnung,
Entgelte für vermiedene Netzkosten, die vom Netzbetreiber gemäß § 20a der Gasnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2197), die zuletzt durch Artikel 5 der Verordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung, an den Transportkunden von Biogas zu zahlen sind,
in der Höhe, in der die Kosten unter Berücksichtigung der Umlage nach § 20b der Gasnetzentgeltverordnung beim Netzbetreiber verbleiben.
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2016/89 (ABl. L 19 vom 27.1.2016, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes sowie den Vorschriften zu besonderen netztechnischen Betriebsmitteln nach § 11 Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
Entschädigungen nach § 15 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die die Voraussetzungen des § 15 Absatz 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes erfüllen.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 15), die zuletzt durch die Verordnung (EU) Nr. 543/2013 (ABl. L 163 vom 15.6.2013, S. 1) geändert worden ist, unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 13 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 6 Absatz 6 Satz 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 28. September 2005 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen (ABl. EU Nr. L 289 S. 1) unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. Abweichend von Satz 1 gelten als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile. In den nach den Sätzen 1 oder 2 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3. Abweichend von Satz 1 gelten als beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen alle Kostenanteile, die nicht dauerhaft oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile nach Absatz 3 Satz 2 sind.

(5) Als volatile Kostenanteile gelten Kosten für die Beschaffung von Treibenergie. Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

abzustellen ist dabei auf das Kalenderjahr, auf das die Erlösobergrenze Anwendung finden soll.
Einer erneuten Festlegung der Erlösobergrenze bedarf es in diesen Fällen nicht.

(4) Auf Antrag des Netzbetreibers

1.
erfolgt eine Anpassung der Erlösobergrenze nach Maßgabe des § 10

(1) Ändert sich während der Regulierungsperiode die Versorgungsaufgabe des Netzbetreibers nachhaltig, wird dies bei der Bestimmung der Erlösobergrenze durch einen Erweiterungsfaktor berücksichtigt. Die Ermittlung des Erweiterungsfaktors erfolgt nach der Formel in Anlage 2.

(2) Die Versorgungsaufgabe bestimmt sich nach der Fläche des versorgten Gebietes und den von den Netzkunden bestimmten Anforderungen an die Versorgung mit Strom und Gas, die sich auf die Netzgestaltung unmittelbar auswirken. Eine nachhaltige Änderung der Versorgungsaufgabe im Sinne des Absatz 1 Satz 1 liegt vor, wenn sich einer oder mehrere der Parameter

1.
Fläche des versorgten Gebietes,
2.
Anzahl der Anschlusspunkte in Stromversorgungsnetzen und der Ausspeisepunkte in Gasversorgungsnetzen,
3.
Jahreshöchstlast oder
4.
sonstige von der Regulierungsbehörde nach § 32 Abs. 1 Nr. 3 festgelegte Parameter
im Antragszeitpunkt dauerhaft und in erheblichem Umfang geändert haben. Von einer Änderung in erheblichem Umfang nach Satz 2 ist in der Regel auszugehen, wenn sich dadurch die Gesamtkosten des Netzbetreibers nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile um mindestens 0,5 Prozent erhöhen.

(3) Die Parameter nach Absatz 2 Satz 2 Nr. 4 dienen insbesondere der Berücksichtigung des unterschiedlichen Erschließungs- und Anschlussgrades von Gasversorgungsnetzen. Sie müssen hinsichtlich ihrer Aussagekraft mit denjenigen nach Absatz 2 Satz 2 Nr. 1 bis 3 vergleichbar sein. Bei ihrer Auswahl ist § 13 Abs. 3 entsprechend anzuwenden.

(4) Die Absätze 1 bis 3 finden bei Betreibern von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen sowie bei Hochspannungsnetzen von Betreibern von Verteilernetzen keine Anwendung. Bei der Ermittlung der Gesamtkosten des Netzbetreibers nach Absatz 2 Satz 3 bleiben die Kosten des Hochspannungsnetzes unberücksichtigt.

oder § 10a

(1) Die Regulierungsbehörde genehmigt nach Maßgabe der Absätze 2 bis 9 einen Kapitalkostenaufschlag auf die Erlösobergrenze für Kapitalkosten, die aufgrund von nach dem Basisjahr getätigten Investitionen in den Bestand betriebsnotwendiger Anlagegüter entstehen. Kapitalkosten im Sinne des Kapitalkostenaufschlags nach Satz 1 sind die Summe der kalkulatorischen Abschreibungen, der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung, der kalkulatorischen Gewerbesteuer und des Aufwandes für Fremdkapitalzinsen. Die Genehmigung gilt jeweils bis zum 31. Dezember des auf den Antrag folgenden Jahres.

(2) Bei der Berechnung des Kapitalkostenaufschlags werden die betriebsnotwendigen Anlagegüter berücksichtigt, deren Aktivierung

1.
ab dem 1. Januar des Jahres, das auf das Basisjahr der anzupassenden Erlösobergrenze folgt, stattgefunden hat oder
2.
bis zum 31. Dezember des Jahres, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wird, zu erwarten ist.
Dabei ist bis einschließlich des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres auf den tatsächlichen Bestand an betriebsnotwendigen Anlagegütern abzustellen; im Übrigen ist bis einschließlich des Kalenderjahres, für das die Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt, auf den zu erwartenden Bestand an betriebsnotwendigen Anlagegütern abzustellen.

(3) Der Kapitalkostenaufschlag ist die Summe der auf der Grundlage der Anschaffungs- und Herstellungskosten der betriebsnotwendigen Anlagegüter nach Absatz 2 ermittelten kalkulatorischen Abschreibungen nach § 6 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 6 Absatz 4 der Gasnetzentgeltverordnung, der kalkulatorischen Verzinsung nach Maßgabe der Absätze 4 bis 7 sowie der kalkulatorischen Gewerbesteuer nach Maßgabe des Absatzes 8 und des § 8 der Stromnetzentgeltverordnung oder des § 8 der Gasnetzentgeltverordnung.

(4) Die kalkulatorische Verzinsung bestimmt sich als Produkt der nach den Absätzen 5 und 6 bestimmten kalkulatorischen Verzinsungsbasis und dem nach Absatz 7 bestimmten kalkulatorischen Zinssatz.

(5) Die kalkulatorische Verzinsungsbasis bestimmt sich auf Grundlage der übermittelten Anschaffungs- und Herstellungskosten nach Absatz 2 und den sich hieraus ergebenden kalkulatorischen Restwerten bewertet zu Anschaffungs- und Herstellungskosten nach § 7 Absatz 1 Nummer 3 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 1 Nummer 3 der Gasnetzentgeltverordnung.

(6) Für die Bestimmung der kalkulatorischen Verzinsungsbasis nach Absatz 5 sind die Restwerte der Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse nach § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Stromnetzentgeltverordnung und § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Gasnetzentgeltverordnung zu berücksichtigen, deren Erhalt

1.
ab dem 1. Januar des Jahres, das auf das Basisjahr der anzupassenden Erlösobergrenze folgt, stattgefunden hat oder
2.
bis zum 31. Dezember des Jahres, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wird, zu erwarten ist.
Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Dabei ist bis einschließlich des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres auf den tatsächlichen Bestand an Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen abzustellen; im Übrigen ist bis einschließlich des Kalenderjahres, für das die Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt, auf den zu erwartenden Bestand an Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen abzustellen.

(7) Der auf die nach den Absätzen 5 und 6 bestimmte kalkulatorische Verzinsungsbasis anzuwendende kalkulatorische Zinssatz bestimmt sich als gewichteter Mittelwert aus kalkulatorischem Eigenkapitalzinssatz und kalkulatorischem Fremdkapitalzinssatz, wobei der kalkulatorische Eigenkapitalzinssatz mit 40 Prozent und der kalkulatorische Fremdkapitalzinssatz mit 60 Prozent zu gewichten ist. Für den kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatz sind die nach § 7 Absatz 6 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 6 der Gasnetzentgeltverordnung für die jeweilige Regulierungsperiode geltenden kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze für Neuanlagen anzusetzen. Für den kalkulatorischen Fremdkapitalzinssatz sind die nach § 7 Absatz 7 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 7 der Gasnetzentgeltverordnung für die jeweilige Regulierungsperiode geltenden Zinssätze anzusetzen.

(8) Für die Ermittlung der kalkulatorischen Gewerbesteuer ist das Produkt aus der mit 40 Prozent gewichteten kalkulatorischen Verzinsungsbasis nach den Absätzen 5 und 6 und dem kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatz gemäß Absatz 7 Satz 2 heranzuziehen. Bei der Ermittlung der kalkulatorischen Gewerbesteuer sind die Gewerbesteuermesszahl und der Gewerbesteuerhebesatz im Basisjahr zu verwenden.

(9) Der Antrag nach Absatz 1 muss die zur Berechnung des Kapitalkostenaufschlags nach den Absätzen 1 bis 8 notwendigen Angaben enthalten; insbesondere Angaben zu den Anschaffungs- und Herstellungskosten für die nach dem Basisjahr in Betrieb genommenen und geplanten betriebsnotwendigen Anlagegüter, die jeweils in Anwendung gebrachte betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer nach Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung oder nach Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung sowie für die nach dem Basisjahr in Betrieb genommenen oder geplanten betriebsnotwendigen Anlagegüter von den Anschlussnehmern gezahlten oder zu erwartenden Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse nach § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Gasnetzentgeltverordnung.

(10) Die Absätze 1 bis 9 sind nicht auf Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen anzuwenden.

;
1a.
erfolgt eine Anpassung der Erlösobergrenze nach Maßgabe des § 5

(1) Die Differenz zwischen den nach § 4 zulässigen Erlösen und den vom Netzbetreiber unter Berücksichtigung der tatsächlichen Mengenentwicklung erzielbaren Erlösen wird jährlich vom Netzbetreiber ermittelt und auf einem Regulierungskonto verbucht. Gleiches gilt für die Differenz zwischen den für das Kalenderjahr tatsächlich entstandenen Kosten nach § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 4 bis 6, 8, 13 und 15 bis 17 sowie den im jeweiligen Kalenderjahr entstandenen Kosten nach § 11 Absatz 5, soweit dies in einer Festlegung nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a vorgesehen ist, und den in der Erlösobergrenze diesbezüglich enthaltenen Ansätzen. Einbezogen in das Regulierungskonto wird darüber hinaus die Differenz zwischen den für das Kalenderjahr bei effizienter Leistungserbringung entstehenden Kosten des Messstellenbetriebs, zu dem auch die Messung gehört, und den in der Erlösobergrenze diesbezüglich enthaltenen Ansätzen, soweit diese Differenz durch Änderungen der Zahl der Anschlussnutzer, bei denen der Messstellenbetrieb durch den Netzbetreiber durchgeführt wird, verursacht wird und soweit es sich nicht um Kosten für den Messstellenbetrieb von modernen Messeinrichtungen und intelligenten Messsystemen im Sinne des Messstellenbetriebsgesetzes handelt. In das Regulierungskonto wird auch die Differenz einbezogen, die durch Maßnahmen des Netzbetreibers im Zusammenhang mit § 40 Absatz 2 Satz 3, Absatz 3 Satz 1 und 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in Verbindung mit § 55 Absatz 1 Nummer 4 oder Absatz 2 des Messstellenbetriebsgesetzes verursacht wird, soweit der Netzbetreiber für die Durchführung zuständig war. Das Regulierungskonto wird durch den Netzbetreiber geführt.

(1a) Der Netzbetreiber ermittelt bis zum 30. Juni des Jahres, das dem Kalenderjahr folgt, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wurde, die Differenz aus dem genehmigten Kapitalkostenaufschlag nach § 10a und dem Kapitalkostenaufschlag, wie er sich bei der Berücksichtigung der tatsächlich entstandenen Kapitalkosten ergibt. Die Differenz ist auf dem Regulierungskonto des Jahres, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wurde, zu verbuchen.

(2) Die nach den Absätzen 1 und 1a verbuchten Differenzen sind in Höhe des im jeweiligen Kalenderjahr durchschnittlich gebundenen Betrags zu verzinsen. Der durchschnittlich gebundene Betrag ergibt sich aus dem Mittelwert von Jahresanfangs- und Jahresendbestand. Die Verzinsung nach Satz 1 richtet sich nach dem auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten.

(3) Die Regulierungsbehörde genehmigt den nach den Absätzen 1 bis 2 durch den Netzbetreiber ermittelten Saldo sowie dessen Verteilung nach Maßgabe des Satzes 2. Der nach den Absätzen 1 und 1a ermittelte und nach Absatz 2 verzinste Saldo des Regulierungskontos des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres wird annuitätisch über die drei dem Jahr der Ermittlung folgenden Kalenderjahre durch Zu- und Abschläge auf die Erlösobergrenze verteilt. Die Annuitäten werden gemäß Absatz 2 verzinst.

(4) Der Antrag nach § 4 Absatz 4 Satz 1 Nummer 1a muss neben dem ermittelten Saldo die der Anpassung zugrunde liegenden Daten, insbesondere die nach § 4 zulässigen und die tatsächlich erzielten Erlöse des abgelaufenen Kalenderjahres enthalten. Der Antrag muss weiterhin Angaben zur Höhe der tatsächlich entstandenen Kapitalkosten, der dem Kapitalkostenaufschlag nach § 10a zugrunde gelegten betriebsnotwendigen Anlagegüter enthalten. Hierzu gehören insbesondere Angaben zu den Anschaffungs- und Herstellungskosten und die jeweils in Anwendung gebrachte betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer nach Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung oder nach Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung.

;
2.
kann eine Anpassung der Erlösobergrenze erfolgen, wenn auf Grund des Eintritts eines unvorhersehbaren Ereignisses im Falle der Beibehaltung der Erlösobergrenze eine nicht zumutbare Härte für den Netzbetreiber entstehen würde.
Der Antrag auf Anpassung nach Satz 1 Nr. 1 kann einmal jährlich zum 30. Juni des Kalenderjahres gestellt werden; die Anpassung erfolgt zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres. Der Antrag auf Anpassung nach Satz 1 Nummer 1a muss einmal jährlich zum 30. Juni des Kalenderjahres gestellt werden; die Anpassung erfolgt zum 1. Januar des folgenden Jahres.

(5) Erfolgt eine Bestimmung des Qualitätselements nach Maßgabe des § 19

(1) Auf die Erlösobergrenzen können Zu- oder Abschläge vorgenommen werden, wenn Netzbetreiber hinsichtlich der Netzzuverlässigkeit oder der Netzleistungsfähigkeit von Kennzahlenvorgaben abweichen (Qualitätselement). Die Kennzahlenvorgaben sind nach Maßgabe des § 20 unter Heranziehung der Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet zu ermitteln und in Zu- und Abschläge umzusetzen. Dabei ist zwischen Gasverteilernetzen und Stromverteilernetzen zu unterscheiden.

(2) Über den Beginn der Anwendung des Qualitätselements, der bei Stromversorgungsnetzen zur zweiten Regulierungsperiode zu erfolgen hat, entscheidet die Regulierungsbehörde. Er soll bereits zur oder im Laufe der ersten Regulierungsperiode erfolgen, soweit der Regulierungsbehörde hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen. Abweichend von Satz 1 kann der Beginn der Anwendung des Qualitätselements bei Gasversorgungsnetzen im Laufe der zweiten oder zu Beginn oder im Laufe einer späteren Regulierungsperiode erfolgen, soweit der Regulierungsbehörde hinreichend belastbare Datenreihen vorliegen.

(3) Die Netzzuverlässigkeit beschreibt die Fähigkeit des Energieversorgungsnetzes, Energie möglichst unterbrechungsfrei und unter Einhaltung der Produktqualität zu transportieren. Die Netzleistungsfähigkeit beschreibt die Fähigkeit des Energieversorgungsnetzes, die Nachfrage nach Übertragung von Energie zu befriedigen.

, so hat die Regulierungsbehörde von Amts wegen die Erlösobergrenze entsprechend anzupassen. Die Anpassung nach Satz 1 erfolgt höchstens einmal jährlich zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres.

§ 5 Regulierungskonto

(1) Die Differenz zwischen den nach § 4

(1) Die Obergrenzen der zulässigen Gesamterlöse eines Netzbetreibers aus den Netzentgelten (Erlösobergrenze) werden nach Maßgabe der §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25 bestimmt.

(2) Die Erlösobergrenze ist für jedes Kalenderjahr der gesamten Regulierungsperiode zu bestimmen. Eine Anpassung der Erlösobergrenze während der laufenden Regulierungsperiode erfolgt nach Maßgabe der Absätze 3 bis 5.

(3) Eine Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt jeweils zum 1. Januar eines Kalenderjahres bei einer Änderung

1.
des Verbraucherpreisgesamtindexes nach § 8,
2.
von nicht beeinflussbaren Kostenanteilen nach § 11 Absatz 2 Satz 1 bis 3; abzustellen ist dabei auf die jeweils im vorletzten Kalenderjahr entstandenen Kosten; bei Kostenanteilen nach § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 4 bis 6a, 8, 13 und 15 bis 17 ist auf das Kalenderjahr abzustellen, auf das die Erlösobergrenze anzuwenden sein soll,
3.
von volatilen Kostenanteilen nach § 11 Absatz 5; abzustellen ist dabei auf das Kalenderjahr, auf das die Erlösobergrenze Anwendung finden soll.
Einer erneuten Festlegung der Erlösobergrenze bedarf es in diesen Fällen nicht.

(4) Auf Antrag des Netzbetreibers

1.
erfolgt eine Anpassung der Erlösobergrenze nach Maßgabe des § 10 oder § 10a;
1a.
erfolgt eine Anpassung der Erlösobergrenze nach Maßgabe des § 5;
2.
kann eine Anpassung der Erlösobergrenze erfolgen, wenn auf Grund des Eintritts eines unvorhersehbaren Ereignisses im Falle der Beibehaltung der Erlösobergrenze eine nicht zumutbare Härte für den Netzbetreiber entstehen würde.
Der Antrag auf Anpassung nach Satz 1 Nr. 1 kann einmal jährlich zum 30. Juni des Kalenderjahres gestellt werden; die Anpassung erfolgt zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres. Der Antrag auf Anpassung nach Satz 1 Nummer 1a muss einmal jährlich zum 30. Juni des Kalenderjahres gestellt werden; die Anpassung erfolgt zum 1. Januar des folgenden Jahres.

(5) Erfolgt eine Bestimmung des Qualitätselements nach Maßgabe des § 19, so hat die Regulierungsbehörde von Amts wegen die Erlösobergrenze entsprechend anzupassen. Die Anpassung nach Satz 1 erfolgt höchstens einmal jährlich zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres.

zulässigen Erlösen und den vom Netzbetreiber unter Berücksichtigung der tatsächlichen Mengenentwicklung erzielbaren Erlösen wird jährlich vom Netzbetreiber ermittelt und auf einem Regulierungskonto verbucht. Gleiches gilt für die Differenz zwischen den für das Kalenderjahr tatsächlich entstandenen Kosten nach § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 4 bis 6, 8, 13 und 15 bis 17

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
dem erweiterten Bilanzausgleich gemäß § 35 der Gasnetzzugangsverordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) in der jeweils geltenden Fassung, abzüglich der vom Einspeiser von Biogas zu zahlenden Pauschale,
erforderliche Maßnahmen des Netzbetreibers gemäß § 33 Absatz 10, § 34 Absatz 2 und § 36 Absatz 3 und 4 der Gasnetzzugangsverordnung,
die Kosten für den effizienten Netzanschluss sowie für die Wartung gemäß § 33 Absatz 1 der Gasnetzzugangsverordnung,
Entgelte für vermiedene Netzkosten, die vom Netzbetreiber gemäß § 20a der Gasnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2197), die zuletzt durch Artikel 5 der Verordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung, an den Transportkunden von Biogas zu zahlen sind,
in der Höhe, in der die Kosten unter Berücksichtigung der Umlage nach § 20b der Gasnetzentgeltverordnung beim Netzbetreiber verbleiben.
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2016/89 (ABl. L 19 vom 27.1.2016, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes sowie den Vorschriften zu besonderen netztechnischen Betriebsmitteln nach § 11 Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
Entschädigungen nach § 15 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die die Voraussetzungen des § 15 Absatz 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes erfüllen.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 15), die zuletzt durch die Verordnung (EU) Nr. 543/2013 (ABl. L 163 vom 15.6.2013, S. 1) geändert worden ist, unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 13 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 6 Absatz 6 Satz 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 28. September 2005 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen (ABl. EU Nr. L 289 S. 1) unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. Abweichend von Satz 1 gelten als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile. In den nach den Sätzen 1 oder 2 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3. Abweichend von Satz 1 gelten als beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen alle Kostenanteile, die nicht dauerhaft oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile nach Absatz 3 Satz 2 sind.

(5) Als volatile Kostenanteile gelten Kosten für die Beschaffung von Treibenergie. Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

sowie den im jeweiligen Kalenderjahr entstandenen Kosten nach § 11 Absatz 5,

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
dem erweiterten Bilanzausgleich gemäß § 35 der Gasnetzzugangsverordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) in der jeweils geltenden Fassung, abzüglich der vom Einspeiser von Biogas zu zahlenden Pauschale,
erforderliche Maßnahmen des Netzbetreibers gemäß § 33 Absatz 10, § 34 Absatz 2 und § 36 Absatz 3 und 4 der Gasnetzzugangsverordnung,
die Kosten für den effizienten Netzanschluss sowie für die Wartung gemäß § 33 Absatz 1 der Gasnetzzugangsverordnung,
Entgelte für vermiedene Netzkosten, die vom Netzbetreiber gemäß § 20a der Gasnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2197), die zuletzt durch Artikel 5 der Verordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung, an den Transportkunden von Biogas zu zahlen sind,
in der Höhe, in der die Kosten unter Berücksichtigung der Umlage nach § 20b der Gasnetzentgeltverordnung beim Netzbetreiber verbleiben.
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2016/89 (ABl. L 19 vom 27.1.2016, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes sowie den Vorschriften zu besonderen netztechnischen Betriebsmitteln nach § 11 Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
Entschädigungen nach § 15 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die die Voraussetzungen des § 15 Absatz 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes erfüllen.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 15), die zuletzt durch die Verordnung (EU) Nr. 543/2013 (ABl. L 163 vom 15.6.2013, S. 1) geändert worden ist, unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 13 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 6 Absatz 6 Satz 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 28. September 2005 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen (ABl. EU Nr. L 289 S. 1) unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. Abweichend von Satz 1 gelten als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile. In den nach den Sätzen 1 oder 2 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3. Abweichend von Satz 1 gelten als beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen alle Kostenanteile, die nicht dauerhaft oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile nach Absatz 3 Satz 2 sind.

(5) Als volatile Kostenanteile gelten Kosten für die Beschaffung von Treibenergie. Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

soweit dies in einer Festlegung nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a

(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde Entscheidungen durch Festlegungen oder Genehmigungen nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen

1.
zu den Erlösobergrenzen nach § 4, insbesondere zur Bestimmung der Höhe nach § 4 Abs. 1 und 2, zur Anpassung nach Abs. 3 bis 5, zu Form und Inhalt der Anträge auf Anpassung nach Abs. 4,
2.
zu Ausgestaltung und Ausgleich des Regulierungskontos nach § 5,
2a.
zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nach § 9,
3.
zur Verwendung anderer Parameter zur Ermittlung des Erweiterungsfaktors nach § 10 Abs. 2 Satz 2 Nr. 4,
3a.
zum Kapitalkostenaufschlag nach § 10a, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags,
4.
zu den Bereichen, die nach § 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen; die Festlegung erfolgt für die Dauer der gesamten Regulierungsperiode,
4a.
zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Absatz 5, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe von Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen, unter denen Kostenanteile als volatile Kostenanteile im Sinne des § 11 Absatz 5 gelten,
4b.
zu der Geltendmachung der Kosten nach § 10 Absatz 1 und § 22 der Systemstabilitätsverordnung gemäß § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 5, einschließlich der Verpflichtung zur Anpassung pauschaler Kostensätze,
5.
zur Durchführung einer Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3,
6.
über den Beginn der Anwendung, die nähere Ausgestaltung und das Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements nach den §§ 19 und 20,
7.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Berichts zum Investitionsverhalten nach § 21,
8.
zu Investitionsmaßnahmen nach § 23, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zu finanziellen Anreizen nach § 23 Abs. 5 Satz 3, wobei auch die Zusammenfassung von Vorhaben verlangt werden kann, sowie zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zum Verfahren der Referenznetzanalyse,
8a.
zur Berechnung der sich aus genehmigten Investitionsmaßnahmen ergebenden Kapital- und Betriebskosten,
8b.
zu einer von § 23 Absatz 1a Satz 1 abweichenden Höhe oder Betriebskostenpauschale, soweit dies erforderlich ist, um strukturelle Besonderheiten von Investitionen, für die Investitionsmaßnahmen genehmigt werden können, oder um die tatsächliche Höhe der notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen,
8c.
zur Höhe der Betriebskostenpauschale nach § 23 Absatz 1a Satz 2, wobei die tatsächliche Höhe der für die genehmigten Investitionsmaßnahmen notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen ist,
9.
zur Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 und zu Umfang, Zeitpunkt und Form des Antrags nach § 24 Abs. 4,
9a.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zum Zeitpunkt der Stellung des Antrags nach § 25a Absatz 1,
10.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags nach § 26 Abs. 2 sowie zu den Erlösobergrenzenanteilen nach § 26 Absatz 2 und 3 und
11.
zu Umfang, Zeitpunkt und Form der nach den §§ 27 und 28 zu erhebenden und mitzuteilenden Daten, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen.

(2) Die Bundesnetzagentur kann ferner Festlegungen treffen zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zu den Verfahren des Effizienzvergleichs und der relativen Referenznetzanalyse für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen nach § 22.

vorgesehen ist, und den in der Erlösobergrenze diesbezüglich enthaltenen Ansätzen. Einbezogen in das Regulierungskonto wird darüber hinaus die Differenz zwischen den für das Kalenderjahr bei effizienter Leistungserbringung entstehenden Kosten des Messstellenbetriebs, zu dem auch die Messung gehört, und den in der Erlösobergrenze diesbezüglich enthaltenen Ansätzen, soweit diese Differenz durch Änderungen der Zahl der Anschlussnutzer, bei denen der Messstellenbetrieb durch den Netzbetreiber durchgeführt wird, verursacht wird und soweit es sich nicht um Kosten für den Messstellenbetrieb von modernen Messeinrichtungen und intelligenten Messsystemen im Sinne des Messstellenbetriebsgesetzes handelt. In das Regulierungskonto wird auch die Differenz einbezogen, die durch Maßnahmen des Netzbetreibers im Zusammenhang mit § 40 Absatz 2 Satz 3, Absatz 3 Satz 1 und 2

(1) Rechnungen für Energielieferungen an Letztverbraucher müssen einfach und verständlich sein. Die für Forderungen maßgeblichen Berechnungsfaktoren sind vollständig und in allgemein verständlicher Form auszuweisen.

(2) Lieferanten sind verpflichtet, in ihren Rechnungen für Energielieferungen an Letztverbraucher

1.
ihren Namen, ihre ladungsfähige Anschrift und das zuständige Registergericht sowie Angaben, die eine schnelle elektronische Kontaktaufnahme ermöglichen, einschließlich der Adresse der elektronischen Post,
2.
die Vertragsdauer, die geltenden Preise, den nächstmöglichen Kündigungstermin und die Kündigungsfrist,
3.
den zuständigen Messstellenbetreiber sowie die für die Belieferung maßgebliche Zählpunktbezeichnung und die Codenummer des Netzbetreibers,
4.
den ermittelten Verbrauch im Abrechnungszeitraum und bei Haushaltskunden Anfangszählerstand und den Endzählerstand des abgerechneten Zeitraums,
5.
den Verbrauch des vergleichbaren Vorjahreszeitraums,
6.
bei Haushaltskunden unter Verwendung von Grafiken darzustellen, wie sich der eigene Jahresverbrauch zu dem Jahresverbrauch von Vergleichskundengruppen verhält,
7.
die Belastungen aus der Konzessionsabgabe und aus den Netzentgelten für Letztverbraucher und gegebenenfalls darin enthaltene Entgelte für den Messstellenbetrieb und die Messung beim jeweiligen Letztverbraucher sowie
8.
Informationen über die Rechte der Haushaltskunden im Hinblick auf Streitbeilegungsverfahren, die ihnen im Streitfall zur Verfügung stehen, einschließlich der für Verbraucherbeschwerden nach § 111b einzurichtenden Schlichtungsstelle und deren Anschrift sowie die Kontaktdaten des Verbraucherservice der Bundesnetzagentur für den Bereich Elektrizität und Gas
gesondert auszuweisen. Wenn der Lieferant den Letztverbraucher im Vorjahreszeitraum nicht beliefert hat, ist der vormalige Lieferant verpflichtet, den Verbrauch des vergleichbaren Vorjahreszeitraums dem neuen Lieferanten mitzuteilen. Soweit der Lieferant aus Gründen, die er nicht zu vertreten hat, den Verbrauch nicht ermitteln kann, ist der geschätzte Verbrauch anzugeben.

(3) Lieferanten sind verpflichtet, den Energieverbrauch nach ihrer Wahl monatlich oder in anderen Zeitabschnitten, die jedoch zwölf Monate nicht wesentlich überschreiten dürfen, abzurechnen. Lieferanten sind verpflichtet, Letztverbrauchern eine monatliche, vierteljährliche oder halbjährliche Abrechnung anzubieten. Letztverbraucher, deren Verbrauchswerte über ein intelligentes Messsystem im Sinne des Messstellenbetriebsgesetzes ausgelesen werden, ist eine monatliche Verbrauchsinformation, die auch die Kosten widerspiegelt, kostenfrei bereitzustellen.

(4) Lieferanten müssen sicherstellen, dass der Letztverbraucher die Abrechnung nach Absatz 3 spätestens sechs Wochen nach Beendigung des abzurechnenden Zeitraums und die Abschlussrechnung spätestens sechs Wochen nach Beendigung des Lieferverhältnisses erhält.

(5) Lieferanten haben, soweit technisch machbar und wirtschaftlich zumutbar, für Letztverbraucher von Elektrizität einen Tarif anzubieten, der einen Anreiz zu Energieeinsparung oder Steuerung des Energieverbrauchs setzt. Tarife im Sinne von Satz 1 sind insbesondere lastvariable oder tageszeitabhängige Tarife. Lieferanten haben daneben für Haushaltskunden stets mindestens einen Tarif anzubieten, für den die Datenaufzeichnung und -übermittlung auf die Mitteilung der innerhalb eines bestimmten Zeitraums verbrauchten Gesamtstrommenge begrenzt bleibt.

(6) Lieferanten haben für Letztverbraucher die für Forderungen maßgeblichen Berechnungsfaktoren in Rechnungen unter Verwendung standardisierter Begriffe und Definitionen auszuweisen.

(7) Die Bundesnetzagentur kann für Rechnungen für Energielieferungen an Letztverbraucher Entscheidungen über den Mindestinhalt nach den Absätzen 1 bis 5 sowie Näheres zum standardisierten Format nach Absatz 6 durch Festlegung nach § 29 Absatz 1 gegenüber den Lieferanten treffen.

des Energiewirtschaftsgesetzes in Verbindung mit § 55 Absatz 1 Nummer 4 oder Absatz 2

(1) Die Messung entnommener Elektrizität erfolgt

1.
bei Letztverbrauchern mit einem Jahresstromverbrauch von über 100 000 Kilowattstunden durch eine Zählerstandsgangmessung oder, soweit erforderlich, durch eine viertelstündige registrierende Lastgangmessung,
2.
sobald Letztverbraucher mit einem Jahresstromverbrauch bis einschließlich 100 000 Kilowattstunden mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet sind, durch eine Zählerstandsgangmessung,
3.
sobald unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet sind, durch eine Zählerstandsgangmessung,
4.
im Übrigen bei Letztverbrauchern durch Erfassung der entnommenen elektrischen Arbeit entsprechend den Anforderungen des im Stromliefervertrag vereinbarten Tarifes.

(2) Im Falle eines Lieferantenwechsels nach § 14 der Stromnetzzugangsverordnung ist für die Ermittlung des Verbrauchswertes zum Zeitpunkt des Lieferantenwechsels ein einheitliches Verfahren zugrunde zu legen. Sofern für die Abrechnung kein Messwert ermittelt werden kann, kann ihn der Messstellenbetreiber schätzen. Im Falle einer Schätzung ist der Verbrauch zeitanteilig zu berechnen; jahreszeitliche Verbrauchsschwankungen sind auf der Grundlage der für Haushaltskunden maßgeblichen Erfahrungswerte angemessen zu berücksichtigen.

(3) Die Messung von Strom aus Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz oder dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz mit einer installierten Leistung von über 100 Kilowatt erfolgt durch eine Zählerstandsgangmessung oder, soweit erforderlich, durch eine viertelstündige registrierende Einspeisegangmessung.

(4) Die Messung von Strom aus Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz oder dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz mit einer installierten Leistung von höchstens 100 Kilowatt, die mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet sind, erfolgt durch eine Zählerstandsgangmessung. Ist kein intelligentes Messsystem vorhanden, so erfolgt die Messung durch Erfassung der eingespeisten elektrischen Arbeit entsprechend den Anforderungen des Netzbetreibers.

(5) Fallen Erzeugungs- und Verbrauchssituationen an einem Anschlusspunkt zusammen, sind jeweils entnommene und eingespeiste sowie, soweit angeordnet, verbrauchte und erzeugte Energie in einem einheitlichen Verfahren zu messen.

(6) Zur Identifizierung des Anschlussnutzers dürfen ausschließlich die OBIS-Kennzahlen nach DIN EN 62056-61, die Zählpunktbezeichnung, die Geräte-ID sowie die Zählwerkskennzeichnung verwendet werden.

des Messstellenbetriebsgesetzes verursacht wird, soweit der Netzbetreiber für die Durchführung zuständig war. Das Regulierungskonto wird durch den Netzbetreiber geführt.

(1a) Der Netzbetreiber ermittelt bis zum 30. Juni des Jahres, das dem Kalenderjahr folgt, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wurde, die Differenz aus dem genehmigten Kapitalkostenaufschlag nach § 10a

(1) Die Regulierungsbehörde genehmigt nach Maßgabe der Absätze 2 bis 9 einen Kapitalkostenaufschlag auf die Erlösobergrenze für Kapitalkosten, die aufgrund von nach dem Basisjahr getätigten Investitionen in den Bestand betriebsnotwendiger Anlagegüter entstehen. Kapitalkosten im Sinne des Kapitalkostenaufschlags nach Satz 1 sind die Summe der kalkulatorischen Abschreibungen, der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung, der kalkulatorischen Gewerbesteuer und des Aufwandes für Fremdkapitalzinsen. Die Genehmigung gilt jeweils bis zum 31. Dezember des auf den Antrag folgenden Jahres.

(2) Bei der Berechnung des Kapitalkostenaufschlags werden die betriebsnotwendigen Anlagegüter berücksichtigt, deren Aktivierung

1.
ab dem 1. Januar des Jahres, das auf das Basisjahr der anzupassenden Erlösobergrenze folgt, stattgefunden hat oder
2.
bis zum 31. Dezember des Jahres, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wird, zu erwarten ist.
Dabei ist bis einschließlich des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres auf den tatsächlichen Bestand an betriebsnotwendigen Anlagegütern abzustellen; im Übrigen ist bis einschließlich des Kalenderjahres, für das die Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt, auf den zu erwartenden Bestand an betriebsnotwendigen Anlagegütern abzustellen.

(3) Der Kapitalkostenaufschlag ist die Summe der auf der Grundlage der Anschaffungs- und Herstellungskosten der betriebsnotwendigen Anlagegüter nach Absatz 2 ermittelten kalkulatorischen Abschreibungen nach § 6 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 6 Absatz 4 der Gasnetzentgeltverordnung, der kalkulatorischen Verzinsung nach Maßgabe der Absätze 4 bis 7 sowie der kalkulatorischen Gewerbesteuer nach Maßgabe des Absatzes 8 und des § 8 der Stromnetzentgeltverordnung oder des § 8 der Gasnetzentgeltverordnung.

(4) Die kalkulatorische Verzinsung bestimmt sich als Produkt der nach den Absätzen 5 und 6 bestimmten kalkulatorischen Verzinsungsbasis und dem nach Absatz 7 bestimmten kalkulatorischen Zinssatz.

(5) Die kalkulatorische Verzinsungsbasis bestimmt sich auf Grundlage der übermittelten Anschaffungs- und Herstellungskosten nach Absatz 2 und den sich hieraus ergebenden kalkulatorischen Restwerten bewertet zu Anschaffungs- und Herstellungskosten nach § 7 Absatz 1 Nummer 3 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 1 Nummer 3 der Gasnetzentgeltverordnung.

(6) Für die Bestimmung der kalkulatorischen Verzinsungsbasis nach Absatz 5 sind die Restwerte der Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse nach § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Stromnetzentgeltverordnung und § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Gasnetzentgeltverordnung zu berücksichtigen, deren Erhalt

1.
ab dem 1. Januar des Jahres, das auf das Basisjahr der anzupassenden Erlösobergrenze folgt, stattgefunden hat oder
2.
bis zum 31. Dezember des Jahres, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wird, zu erwarten ist.
Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Dabei ist bis einschließlich des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres auf den tatsächlichen Bestand an Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen abzustellen; im Übrigen ist bis einschließlich des Kalenderjahres, für das die Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt, auf den zu erwartenden Bestand an Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen abzustellen.

(7) Der auf die nach den Absätzen 5 und 6 bestimmte kalkulatorische Verzinsungsbasis anzuwendende kalkulatorische Zinssatz bestimmt sich als gewichteter Mittelwert aus kalkulatorischem Eigenkapitalzinssatz und kalkulatorischem Fremdkapitalzinssatz, wobei der kalkulatorische Eigenkapitalzinssatz mit 40 Prozent und der kalkulatorische Fremdkapitalzinssatz mit 60 Prozent zu gewichten ist. Für den kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatz sind die nach § 7 Absatz 6 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 6 der Gasnetzentgeltverordnung für die jeweilige Regulierungsperiode geltenden kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze für Neuanlagen anzusetzen. Für den kalkulatorischen Fremdkapitalzinssatz sind die nach § 7 Absatz 7 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 7 der Gasnetzentgeltverordnung für die jeweilige Regulierungsperiode geltenden Zinssätze anzusetzen.

(8) Für die Ermittlung der kalkulatorischen Gewerbesteuer ist das Produkt aus der mit 40 Prozent gewichteten kalkulatorischen Verzinsungsbasis nach den Absätzen 5 und 6 und dem kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatz gemäß Absatz 7 Satz 2 heranzuziehen. Bei der Ermittlung der kalkulatorischen Gewerbesteuer sind die Gewerbesteuermesszahl und der Gewerbesteuerhebesatz im Basisjahr zu verwenden.

(9) Der Antrag nach Absatz 1 muss die zur Berechnung des Kapitalkostenaufschlags nach den Absätzen 1 bis 8 notwendigen Angaben enthalten; insbesondere Angaben zu den Anschaffungs- und Herstellungskosten für die nach dem Basisjahr in Betrieb genommenen und geplanten betriebsnotwendigen Anlagegüter, die jeweils in Anwendung gebrachte betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer nach Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung oder nach Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung sowie für die nach dem Basisjahr in Betrieb genommenen oder geplanten betriebsnotwendigen Anlagegüter von den Anschlussnehmern gezahlten oder zu erwartenden Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse nach § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Gasnetzentgeltverordnung.

(10) Die Absätze 1 bis 9 sind nicht auf Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen anzuwenden.

und dem Kapitalkostenaufschlag, wie er sich bei der Berücksichtigung der tatsächlich entstandenen Kapitalkosten ergibt. Die Differenz ist auf dem Regulierungskonto des Jahres, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wurde, zu verbuchen.

(2) Die nach den Absätzen 1 und 1a verbuchten Differenzen sind in Höhe des im jeweiligen Kalenderjahr durchschnittlich gebundenen Betrags zu verzinsen. Der durchschnittlich gebundene Betrag ergibt sich aus dem Mittelwert von Jahresanfangs- und Jahresendbestand. Die Verzinsung nach Satz 1 richtet sich nach dem auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten.

(3) Die Regulierungsbehörde genehmigt den nach den Absätzen 1 bis 2 durch den Netzbetreiber ermittelten Saldo sowie dessen Verteilung nach Maßgabe des Satzes 2. Der nach den Absätzen 1 und 1a ermittelte und nach Absatz 2 verzinste Saldo des Regulierungskontos des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres wird annuitätisch über die drei dem Jahr der Ermittlung folgenden Kalenderjahre durch Zu- und Abschläge auf die Erlösobergrenze verteilt. Die Annuitäten werden gemäß Absatz 2 verzinst.

(4) Der Antrag nach § 4 Absatz 4 Satz 1 Nummer 1a

(1) Die Obergrenzen der zulässigen Gesamterlöse eines Netzbetreibers aus den Netzentgelten (Erlösobergrenze) werden nach Maßgabe der §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25 bestimmt.

(2) Die Erlösobergrenze ist für jedes Kalenderjahr der gesamten Regulierungsperiode zu bestimmen. Eine Anpassung der Erlösobergrenze während der laufenden Regulierungsperiode erfolgt nach Maßgabe der Absätze 3 bis 5.

(3) Eine Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt jeweils zum 1. Januar eines Kalenderjahres bei einer Änderung

1.
des Verbraucherpreisgesamtindexes nach § 8,
2.
von nicht beeinflussbaren Kostenanteilen nach § 11 Absatz 2 Satz 1 bis 3; abzustellen ist dabei auf die jeweils im vorletzten Kalenderjahr entstandenen Kosten; bei Kostenanteilen nach § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 4 bis 6a, 8, 13 und 15 bis 17 ist auf das Kalenderjahr abzustellen, auf das die Erlösobergrenze anzuwenden sein soll,
3.
von volatilen Kostenanteilen nach § 11 Absatz 5; abzustellen ist dabei auf das Kalenderjahr, auf das die Erlösobergrenze Anwendung finden soll.
Einer erneuten Festlegung der Erlösobergrenze bedarf es in diesen Fällen nicht.

(4) Auf Antrag des Netzbetreibers

1.
erfolgt eine Anpassung der Erlösobergrenze nach Maßgabe des § 10 oder § 10a;
1a.
erfolgt eine Anpassung der Erlösobergrenze nach Maßgabe des § 5;
2.
kann eine Anpassung der Erlösobergrenze erfolgen, wenn auf Grund des Eintritts eines unvorhersehbaren Ereignisses im Falle der Beibehaltung der Erlösobergrenze eine nicht zumutbare Härte für den Netzbetreiber entstehen würde.
Der Antrag auf Anpassung nach Satz 1 Nr. 1 kann einmal jährlich zum 30. Juni des Kalenderjahres gestellt werden; die Anpassung erfolgt zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres. Der Antrag auf Anpassung nach Satz 1 Nummer 1a muss einmal jährlich zum 30. Juni des Kalenderjahres gestellt werden; die Anpassung erfolgt zum 1. Januar des folgenden Jahres.

(5) Erfolgt eine Bestimmung des Qualitätselements nach Maßgabe des § 19, so hat die Regulierungsbehörde von Amts wegen die Erlösobergrenze entsprechend anzupassen. Die Anpassung nach Satz 1 erfolgt höchstens einmal jährlich zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres.

muss neben dem ermittelten Saldo die der Anpassung zugrunde liegenden Daten, insbesondere die nach § 4

(1) Die Obergrenzen der zulässigen Gesamterlöse eines Netzbetreibers aus den Netzentgelten (Erlösobergrenze) werden nach Maßgabe der §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25 bestimmt.

(2) Die Erlösobergrenze ist für jedes Kalenderjahr der gesamten Regulierungsperiode zu bestimmen. Eine Anpassung der Erlösobergrenze während der laufenden Regulierungsperiode erfolgt nach Maßgabe der Absätze 3 bis 5.

(3) Eine Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt jeweils zum 1. Januar eines Kalenderjahres bei einer Änderung

1.
des Verbraucherpreisgesamtindexes nach § 8,
2.
von nicht beeinflussbaren Kostenanteilen nach § 11 Absatz 2 Satz 1 bis 3; abzustellen ist dabei auf die jeweils im vorletzten Kalenderjahr entstandenen Kosten; bei Kostenanteilen nach § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 4 bis 6a, 8, 13 und 15 bis 17 ist auf das Kalenderjahr abzustellen, auf das die Erlösobergrenze anzuwenden sein soll,
3.
von volatilen Kostenanteilen nach § 11 Absatz 5; abzustellen ist dabei auf das Kalenderjahr, auf das die Erlösobergrenze Anwendung finden soll.
Einer erneuten Festlegung der Erlösobergrenze bedarf es in diesen Fällen nicht.

(4) Auf Antrag des Netzbetreibers

1.
erfolgt eine Anpassung der Erlösobergrenze nach Maßgabe des § 10 oder § 10a;
1a.
erfolgt eine Anpassung der Erlösobergrenze nach Maßgabe des § 5;
2.
kann eine Anpassung der Erlösobergrenze erfolgen, wenn auf Grund des Eintritts eines unvorhersehbaren Ereignisses im Falle der Beibehaltung der Erlösobergrenze eine nicht zumutbare Härte für den Netzbetreiber entstehen würde.
Der Antrag auf Anpassung nach Satz 1 Nr. 1 kann einmal jährlich zum 30. Juni des Kalenderjahres gestellt werden; die Anpassung erfolgt zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres. Der Antrag auf Anpassung nach Satz 1 Nummer 1a muss einmal jährlich zum 30. Juni des Kalenderjahres gestellt werden; die Anpassung erfolgt zum 1. Januar des folgenden Jahres.

(5) Erfolgt eine Bestimmung des Qualitätselements nach Maßgabe des § 19, so hat die Regulierungsbehörde von Amts wegen die Erlösobergrenze entsprechend anzupassen. Die Anpassung nach Satz 1 erfolgt höchstens einmal jährlich zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres.

zulässigen und die tatsächlich erzielten Erlöse des abgelaufenen Kalenderjahres enthalten. Der Antrag muss weiterhin Angaben zur Höhe der tatsächlich entstandenen Kapitalkosten, der dem Kapitalkostenaufschlag nach § 10a

(1) Die Regulierungsbehörde genehmigt nach Maßgabe der Absätze 2 bis 9 einen Kapitalkostenaufschlag auf die Erlösobergrenze für Kapitalkosten, die aufgrund von nach dem Basisjahr getätigten Investitionen in den Bestand betriebsnotwendiger Anlagegüter entstehen. Kapitalkosten im Sinne des Kapitalkostenaufschlags nach Satz 1 sind die Summe der kalkulatorischen Abschreibungen, der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung, der kalkulatorischen Gewerbesteuer und des Aufwandes für Fremdkapitalzinsen. Die Genehmigung gilt jeweils bis zum 31. Dezember des auf den Antrag folgenden Jahres.

(2) Bei der Berechnung des Kapitalkostenaufschlags werden die betriebsnotwendigen Anlagegüter berücksichtigt, deren Aktivierung

1.
ab dem 1. Januar des Jahres, das auf das Basisjahr der anzupassenden Erlösobergrenze folgt, stattgefunden hat oder
2.
bis zum 31. Dezember des Jahres, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wird, zu erwarten ist.
Dabei ist bis einschließlich des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres auf den tatsächlichen Bestand an betriebsnotwendigen Anlagegütern abzustellen; im Übrigen ist bis einschließlich des Kalenderjahres, für das die Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt, auf den zu erwartenden Bestand an betriebsnotwendigen Anlagegütern abzustellen.

(3) Der Kapitalkostenaufschlag ist die Summe der auf der Grundlage der Anschaffungs- und Herstellungskosten der betriebsnotwendigen Anlagegüter nach Absatz 2 ermittelten kalkulatorischen Abschreibungen nach § 6 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 6 Absatz 4 der Gasnetzentgeltverordnung, der kalkulatorischen Verzinsung nach Maßgabe der Absätze 4 bis 7 sowie der kalkulatorischen Gewerbesteuer nach Maßgabe des Absatzes 8 und des § 8 der Stromnetzentgeltverordnung oder des § 8 der Gasnetzentgeltverordnung.

(4) Die kalkulatorische Verzinsung bestimmt sich als Produkt der nach den Absätzen 5 und 6 bestimmten kalkulatorischen Verzinsungsbasis und dem nach Absatz 7 bestimmten kalkulatorischen Zinssatz.

(5) Die kalkulatorische Verzinsungsbasis bestimmt sich auf Grundlage der übermittelten Anschaffungs- und Herstellungskosten nach Absatz 2 und den sich hieraus ergebenden kalkulatorischen Restwerten bewertet zu Anschaffungs- und Herstellungskosten nach § 7 Absatz 1 Nummer 3 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 1 Nummer 3 der Gasnetzentgeltverordnung.

(6) Für die Bestimmung der kalkulatorischen Verzinsungsbasis nach Absatz 5 sind die Restwerte der Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse nach § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Stromnetzentgeltverordnung und § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Gasnetzentgeltverordnung zu berücksichtigen, deren Erhalt

1.
ab dem 1. Januar des Jahres, das auf das Basisjahr der anzupassenden Erlösobergrenze folgt, stattgefunden hat oder
2.
bis zum 31. Dezember des Jahres, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wird, zu erwarten ist.
Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Dabei ist bis einschließlich des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres auf den tatsächlichen Bestand an Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen abzustellen; im Übrigen ist bis einschließlich des Kalenderjahres, für das die Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt, auf den zu erwartenden Bestand an Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen abzustellen.

(7) Der auf die nach den Absätzen 5 und 6 bestimmte kalkulatorische Verzinsungsbasis anzuwendende kalkulatorische Zinssatz bestimmt sich als gewichteter Mittelwert aus kalkulatorischem Eigenkapitalzinssatz und kalkulatorischem Fremdkapitalzinssatz, wobei der kalkulatorische Eigenkapitalzinssatz mit 40 Prozent und der kalkulatorische Fremdkapitalzinssatz mit 60 Prozent zu gewichten ist. Für den kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatz sind die nach § 7 Absatz 6 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 6 der Gasnetzentgeltverordnung für die jeweilige Regulierungsperiode geltenden kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze für Neuanlagen anzusetzen. Für den kalkulatorischen Fremdkapitalzinssatz sind die nach § 7 Absatz 7 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 7 der Gasnetzentgeltverordnung für die jeweilige Regulierungsperiode geltenden Zinssätze anzusetzen.

(8) Für die Ermittlung der kalkulatorischen Gewerbesteuer ist das Produkt aus der mit 40 Prozent gewichteten kalkulatorischen Verzinsungsbasis nach den Absätzen 5 und 6 und dem kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatz gemäß Absatz 7 Satz 2 heranzuziehen. Bei der Ermittlung der kalkulatorischen Gewerbesteuer sind die Gewerbesteuermesszahl und der Gewerbesteuerhebesatz im Basisjahr zu verwenden.

(9) Der Antrag nach Absatz 1 muss die zur Berechnung des Kapitalkostenaufschlags nach den Absätzen 1 bis 8 notwendigen Angaben enthalten; insbesondere Angaben zu den Anschaffungs- und Herstellungskosten für die nach dem Basisjahr in Betrieb genommenen und geplanten betriebsnotwendigen Anlagegüter, die jeweils in Anwendung gebrachte betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer nach Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung oder nach Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung sowie für die nach dem Basisjahr in Betrieb genommenen oder geplanten betriebsnotwendigen Anlagegüter von den Anschlussnehmern gezahlten oder zu erwartenden Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse nach § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4 der Gasnetzentgeltverordnung.

(10) Die Absätze 1 bis 9 sind nicht auf Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen anzuwenden.

zugrunde gelegten betriebsnotwendigen Anlagegüter enthalten. Hierzu gehören insbesondere Angaben zu den Anschaffungs- und Herstellungskosten und die jeweils in Anwendung gebrachte betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer nach Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung oder nach Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung.

§ 6 Bestimmung des Ausgangsniveaus der Erlösobergrenze und des Kapitalkostenabzugs

(1) Die Regulierungsbehörde ermittelt das Ausgangsniveau für die Bestimmung der Erlösobergrenzen durch eine Kostenprüfung nach den Vorschriften des Teils 2 Abschnitt 1 der Gasnetzentgeltverordnung und des Teils 2 Abschnitt 1 der Stromnetzentgeltverordnung. Die §§ 28 bis 30

§ 28 Dokumentation

(1) Betreiber von Gasversorgungsnetzen haben unverzüglich einen Bericht über die Ermittlung der Netzentgelte nach den Sätzen 2 und 3 zu erstellen. Der Bericht muss enthalten:

1.
eine Darlegung der Kosten- und Erlöslage der abgeschlossenen Kalkulationsperiode,
2.
eine vollständige Darstellung der Grundlagen und des Ablaufs der Ermittlung der Netzentgelte nach § 3 sowie sonstiger Aspekte, die aus Sicht des Betreibers von Gasversorgungsnetzen für die Netzentgelte von Relevanz sind,
3.
die Höhe der von Betreibern von Gasversorgungsnetzen entrichteten Konzessionsabgaben jeweils pro Gemeinde und in Summe,
4.
einen Anhang und
5.
den vollständigen Prüfungsbericht des Wirtschaftsprüfers zum Jahresabschluss nebst allen Ergänzungsbänden.
Die Angaben nach Satz 2 Nr. 1 und 2 müssen einen sachkundigen Dritten in die Lage versetzen, ohne weitere Informationen die Ermittlung der Netzentgelte vollständig nachzuvollziehen. Der Bericht ist zehn Jahre aufzubewahren.

(2) Der zu dem Bericht nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 4 zu erstellende Anhang muss enthalten:

1.
die für die Abrechnung der Netzentgelte relevante Absatzstruktur des Netzgebietes,
2.
den Betriebsabrechnungsbogen des Netzbetriebs,
3.
die nach § 4 Abs. 4 dokumentierten Schlüssel sowie deren Änderung,
4.
die nach § 10 errechneten Differenzbeträge und
5.
die nach § 11 dokumentierten Schlüssel sowie deren Änderung.

(3) Für Betreiber von Fernleitungsnetzen, die ihre Entgelte nach § 19 bilden, gelten abweichend von den Absätzen 1 und 2 nur Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 im Hinblick auf die Erlöslage der abgeschlossenen Kalkulationsperiode und Nummer 2.

§ 29 Mitteilungen gegenüber der Regulierungsbehörde

Die Regulierungsbehörde kann zur Vereinfachung des Verfahrens durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes Entscheidungen treffen zu Umfang, Zeitpunkt und Form der ihr zu übermittelnden Informationen, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen.

der Gasnetzentgeltverordnung sowie die §§ 28 bis 30
§ 28 Dokumentation

(1) Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen haben einen Bericht über die Ermittlung der Netzentgelte zu erstellen. Der Bericht muss enthalten:

1.
eine Darlegung der Kosten- und Erlöslage der abgeschlossenen Kalkulationsperiode,
2.
eine vollständige Darstellung der Grundlagen und des Ablaufs der Ermittlung der Netzentgelte nach § 3 sowie sonstiger Aspekte, die aus Sicht des Betreibers von Elektrizitätsversorgungsnetzen für die Netzentgelte von Relevanz sind,
3.
die Höhe der von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen entrichteten Konzessionsabgaben jeweils pro Gemeinde und in Summe,
4.
einen Anhang und
5.
den vollständigen Prüfungsbericht des Wirtschaftsprüfers zum Jahresabschluss nebst allen zugehörigen Ergänzungsbänden.
Die Angaben nach Satz 2 Nr. 1 und 2 müssen einen sachkundigen Dritten in die Lage versetzen, ohne weitere Informationen die Ermittlung der Netzentgelte vollständig nachzuvollziehen. Der Bericht ist zehn Jahre aufzubewahren.

(2) Der zu dem Bericht nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 4 zu erstellende Anhang muss enthalten:

1.
die nach § 4 Abs. 4 dokumentierten Schlüssel sowie deren Änderung,
2.
die Einnahmen nach § 9 Abs. 3 sowie deren Verwendung,
3.
die nach § 11 errechneten Differenzbeträge,
4.
die nach § 12 dokumentierten Schlüssel sowie deren Änderung,
5.
die Höhe der Entgelte für dezentrale Einspeisung nach § 18,
6.
die Absatzstruktur des Netzgebietes nach Anlage 5,
7.
den Betriebsabrechnungsbogen des Netzbetriebs,
8.
den im Vorjahr an Betreiber dezentraler Erzeugungsanlagen entrichteten Gesamtbetrag und
9.
im Vorjahr nach § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in Abzug gebrachten Netzentgelte.

§ 29 Mitteilungen gegenüber der Regulierungsbehörde

Die Regulierungsbehörde kann zur Vereinfachung des Verfahrens durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes Entscheidungen treffen zu Umfang, Zeitpunkt und Form der ihr zu übermittelnden Informationen, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen.

der Stromnetzentgeltverordnung gelten entsprechend. Die Kostenprüfung erfolgt im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn der Regulierungsperiode auf der Grundlage der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres. Das Kalenderjahr, in dem das der Kostenprüfung zugrunde liegende Geschäftsjahr endet, gilt als Basisjahr im Sinne dieser Verordnung. Als Basisjahr für die erste Regulierungsperiode gilt 2006.

(2) Soweit Kosten dem Grunde oder der Höhe nach auf einer Besonderheit des Geschäftsjahres beruhen, auf das sich die Kostenprüfung bezieht, bleiben sie bei der Ermittlung des Ausgangsniveaus unberücksichtigt. § 3 Absatz 1 Satz 4

(1) Die erste Regulierungsperiode beginnt am 1. Januar 2009. Die nachfolgenden Regulierungsperioden beginnen jeweils am 1. Januar des auf das letzte Kalenderjahr der vorangegangenen Regulierungsperiode folgenden Kalenderjahres.

(2) Eine Regulierungsperiode dauert fünf Jahre.

zweiter Halbsatz der Gasnetzentgeltverordnung sowie § 3 Absatz 1 Satz 5

(1) Die erste Regulierungsperiode beginnt am 1. Januar 2009. Die nachfolgenden Regulierungsperioden beginnen jeweils am 1. Januar des auf das letzte Kalenderjahr der vorangegangenen Regulierungsperiode folgenden Kalenderjahres.

(2) Eine Regulierungsperiode dauert fünf Jahre.

zweiter Halbsatz der Stromnetzentgeltverordnung finden keine Anwendung.

(3) Die Regulierungsbehörde ermittelt vor Beginn der Regulierungsperiode für jedes Jahr der Regulierungsperiode den Kapitalkostenabzug nach Maßgabe der Sätze 2 bis 5 und der Anlage 2a. Kapitalkosten im Sinne des Kapitalkostenabzugs nach Satz 1 sind die Summe der kalkulatorischen Abschreibungen, der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung, der kalkulatorischen Gewerbesteuer und des Aufwandes für Fremdkapitalzinsen. Der Kapitalkostenabzug ergibt sich aus den im Ausgangsniveau nach den Absätzen 1 und 2 enthaltenen Kapitalkosten im Basisjahr abzüglich der fortgeführten Kapitalkosten im jeweiligen Jahr der Regulierungsperiode. Die fortgeführten Kapitalkosten werden unter Berücksichtigung der im Zeitablauf sinkenden kalkulatorischen Restbuchwerte der betriebsnotwendigen Anlagegüter des Ausgangsniveaus nach § 6 Absatz 1 und 2

(1) Die Regulierungsbehörde ermittelt das Ausgangsniveau für die Bestimmung der Erlösobergrenzen durch eine Kostenprüfung nach den Vorschriften des Teils 2 Abschnitt 1 der Gasnetzentgeltverordnung und des Teils 2 Abschnitt 1 der Stromnetzentgeltverordnung. Die §§ 28 bis 30 der Gasnetzentgeltverordnung sowie die §§ 28 bis 30 der Stromnetzentgeltverordnung gelten entsprechend. Die Kostenprüfung erfolgt im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn der Regulierungsperiode auf der Grundlage der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres. Das Kalenderjahr, in dem das der Kostenprüfung zugrunde liegende Geschäftsjahr endet, gilt als Basisjahr im Sinne dieser Verordnung. Als Basisjahr für die erste Regulierungsperiode gilt 2006.

(2) Soweit Kosten dem Grunde oder der Höhe nach auf einer Besonderheit des Geschäftsjahres beruhen, auf das sich die Kostenprüfung bezieht, bleiben sie bei der Ermittlung des Ausgangsniveaus unberücksichtigt. § 3 Absatz 1 Satz 4 zweiter Halbsatz der Gasnetzentgeltverordnung sowie § 3 Absatz 1 Satz 5 zweiter Halbsatz der Stromnetzentgeltverordnung finden keine Anwendung.

(3) Die Regulierungsbehörde ermittelt vor Beginn der Regulierungsperiode für jedes Jahr der Regulierungsperiode den Kapitalkostenabzug nach Maßgabe der Sätze 2 bis 5 und der Anlage 2a. Kapitalkosten im Sinne des Kapitalkostenabzugs nach Satz 1 sind die Summe der kalkulatorischen Abschreibungen, der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung, der kalkulatorischen Gewerbesteuer und des Aufwandes für Fremdkapitalzinsen. Der Kapitalkostenabzug ergibt sich aus den im Ausgangsniveau nach den Absätzen 1 und 2 enthaltenen Kapitalkosten im Basisjahr abzüglich der fortgeführten Kapitalkosten im jeweiligen Jahr der Regulierungsperiode. Die fortgeführten Kapitalkosten werden unter Berücksichtigung der im Zeitablauf sinkenden kalkulatorischen Restbuchwerte der betriebsnotwendigen Anlagegüter des Ausgangsniveaus nach § 6 Absatz 1 und 2 sowie der im Zeitablauf sinkenden Werte der hierauf entfallenden Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse ermittelt. Bei der Bestimmung des jährlichen Kapitalkostenabzugs nach den Sätzen 1 bis 4 werden Kapitalkosten aus Investitionen nach dem Basisjahr nicht berücksichtigt.

(4) Absatz 3 ist nicht auf Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen anzuwenden.

sowie der im Zeitablauf sinkenden Werte der hierauf entfallenden Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse ermittelt. Bei der Bestimmung des jährlichen Kapitalkostenabzugs nach den Sätzen 1 bis 4 werden Kapitalkosten aus Investitionen nach dem Basisjahr nicht berücksichtigt.

(4) Absatz 3 ist nicht auf Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen anzuwenden.

§ 7 Regulierungsformel

Die Bestimmung der Erlösobergrenzen für die Netzbetreiber erfolgt in Anwendung der jeweiligen Regulierungsformel in Anlage 1.

§ 8 Allgemeine Geldwertentwicklung

Der Wert für die allgemeine Geldwertentwicklung ergibt sich aus dem durch das Statistische Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex. Für die Bestimmung der Erlösobergrenze nach § 4 Abs. 1

(1) Die Obergrenzen der zulässigen Gesamterlöse eines Netzbetreibers aus den Netzentgelten (Erlösobergrenze) werden nach Maßgabe der §§ 5 bis 16, 19, 22, 24 und 25 bestimmt.

(2) Die Erlösobergrenze ist für jedes Kalenderjahr der gesamten Regulierungsperiode zu bestimmen. Eine Anpassung der Erlösobergrenze während der laufenden Regulierungsperiode erfolgt nach Maßgabe der Absätze 3 bis 5.

(3) Eine Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt jeweils zum 1. Januar eines Kalenderjahres bei einer Änderung

1.
des Verbraucherpreisgesamtindexes nach § 8,
2.
von nicht beeinflussbaren Kostenanteilen nach § 11 Absatz 2 Satz 1 bis 3; abzustellen ist dabei auf die jeweils im vorletzten Kalenderjahr entstandenen Kosten; bei Kostenanteilen nach § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 4 bis 6a, 8, 13 und 15 bis 17 ist auf das Kalenderjahr abzustellen, auf das die Erlösobergrenze anzuwenden sein soll,
3.
von volatilen Kostenanteilen nach § 11 Absatz 5; abzustellen ist dabei auf das Kalenderjahr, auf das die Erlösobergrenze Anwendung finden soll.
Einer erneuten Festlegung der Erlösobergrenze bedarf es in diesen Fällen nicht.

(4) Auf Antrag des Netzbetreibers

1.
erfolgt eine Anpassung der Erlösobergrenze nach Maßgabe des § 10 oder § 10a;
1a.
erfolgt eine Anpassung der Erlösobergrenze nach Maßgabe des § 5;
2.
kann eine Anpassung der Erlösobergrenze erfolgen, wenn auf Grund des Eintritts eines unvorhersehbaren Ereignisses im Falle der Beibehaltung der Erlösobergrenze eine nicht zumutbare Härte für den Netzbetreiber entstehen würde.
Der Antrag auf Anpassung nach Satz 1 Nr. 1 kann einmal jährlich zum 30. Juni des Kalenderjahres gestellt werden; die Anpassung erfolgt zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres. Der Antrag auf Anpassung nach Satz 1 Nummer 1a muss einmal jährlich zum 30. Juni des Kalenderjahres gestellt werden; die Anpassung erfolgt zum 1. Januar des folgenden Jahres.

(5) Erfolgt eine Bestimmung des Qualitätselements nach Maßgabe des § 19, so hat die Regulierungsbehörde von Amts wegen die Erlösobergrenze entsprechend anzupassen. Die Anpassung nach Satz 1 erfolgt höchstens einmal jährlich zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres.

wird der Verbraucherpreisgesamtindex des vorletzten Kalenderjahres vor dem Jahr, für das die Erlösobergrenze gilt, verwendet. Dieser wird ins Verhältnis gesetzt zum Verbraucherpreisgesamtindex für das Basisjahr.

§ 9 Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor

(1) Der generelle sektorale Produktivitätsfaktor wird ermittelt aus der Abweichung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts vom gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt und der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung von der netzwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung.

(2) In der ersten Regulierungsperiode beträgt der generelle sektorale Produktivitätsfaktor für Gas- und Stromnetzbetreiber jährlich 1,25 Prozent, in der zweiten Regulierungsperiode jährlich 1,5 Prozent.

(3) Die Bundesnetzagentur hat den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor ab der dritten Regulierungsperiode jeweils vor Beginn der Regulierungsperiode für die gesamte Regulierungsperiode nach Maßgabe von Methoden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen, zu ermitteln. Die Ermittlung hat unter Einbeziehung der Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet für einen Zeitraum von mindestens vier Jahren zu erfolgen. Die Bundesnetzagentur kann bei der Ermittlung auf die Verwendung der Daten von Netzbetreibern verzichten, die die Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 Absatz 2

(1) Netzbetreiber, an deren Gasverteilernetz weniger als 15.000 Kunden oder an deren Elektrizitätsverteilernetz weniger als 30.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind, können bezüglich des jeweiligen Netzes statt des Effizienzvergleichs zur Ermittlung von Effizienzwerten nach den §§ 12 bis 14 die Teilnahme an dem vereinfachten Verfahren nach Maßgabe des Absatzes 2 wählen.

(2) Für die Teilnehmer am vereinfachten Verfahren beträgt der Effizienzwert in der ersten Regulierungsperiode 87,5 Prozent. Ab der zweiten Regulierungsperiode wird der Effizienzwert als gewichteter durchschnittlicher Wert aller in dem bundesweiten Effizienzvergleich nach den §§ 12, 13 und 14 für die vorangegangene Regulierungsperiode ermittelten und nach § 15 Abs. 1 bereinigten Effizienzwerte (gemittelter Effizienzwert) gebildet. Im vereinfachten Verfahren gelten 5 Prozent der nach § 14 Abs. 1 Nr. 1 ermittelten Gesamtkosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile nach § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 bis 3, 5 bis 7, 8a bis 16 und Satz 2 bis 4. Bei der Ermittlung der Gesamtkosten bleiben die Konzessionsabgabe und der Zuschlag aus dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unberücksichtigt. Die Bundesnetzagentur übermittelt den Landesregulierungsbehörden die von ihr nach Satz 2 ermittelten Werte. Die Landesregulierungsbehörden ermitteln einen gemittelten Effizienzwert nach Maßgabe des Satzes 2, soweit sie nicht die von der Bundesnetzagentur ermittelten Werte verwenden.

(3) § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2 mit Ausnahme von § 4 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2 in Verbindung mit § 11 Abs. 2 Satz 1 Nr. 4, 5 und 8, § 15 Abs. 1 und 2 sowie die §§ 19, 21, 23 Abs. 6 und § 25 finden im vereinfachten Verfahren keine Anwendung.

(4) Netzbetreiber, die an dem vereinfachten Verfahren teilnehmen wollen, haben dies bei der Regulierungsbehörde jeweils bis zum 31. März des vorletzten der Regulierungsperiode vorangehenden Kalenderjahres zu beantragen; abweichend hiervon ist der Antrag für die erste Regulierungsperiode zum 15. Dezember 2007 zu stellen. Der Antrag nach Satz 1 muss die notwendigen Angaben zum Vorliegen der Voraussetzungen des Absatzes 1 enthalten. Die Regulierungsbehörde genehmigt die Teilnahme am vereinfachten Verfahren innerhalb von vier Wochen nach Eingang des vollständigen Antrags, wenn die Voraussetzungen des Absatzes 1 vorliegen. Der Netzbetreiber ist an das gewählte Verfahren für die Dauer einer Regulierungsperiode gebunden. Die Regulierungsbehörde veröffentlicht den von ihr nach Absatz 2 ermittelten gemittelten Effizienzwert spätestens zum 1. Januar des vorletzten der Regulierungsperiode vorangehenden Kalenderjahres. Die Bundesnetzagentur ist über die Entscheidung über den Antrag durch die Landesregulierungsbehörde zu unterrichten.

gewählt haben. Die Bundesnetzagentur kann jeweils einen Wert für Stromversorgungsnetze und für Gasversorgungsnetze ermitteln.

(4) Die Landesregulierungsbehörden können bei der Bestimmung der Erlösobergrenzen den durch die Bundesnetzagentur nach Absatz 3 ermittelten generellen sektoralen Produktivitätsfaktor anwenden.

(5) Die Einbeziehung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors in die Erlösobergrenzen erfolgt durch Potenzierung der Werte nach den Absätzen 2 und 3 mit dem jeweiligen Jahr der Regulierungsperiode.

§ 10 Erweiterungsfaktor

(1) Ändert sich während der Regulierungsperiode die Versorgungsaufgabe des Netzbetreibers nachhaltig, wird dies bei der Bestimmung der Erlösobergrenze durch einen Erweiterungsfaktor berücksichtigt. Die Ermittlung des Erweiterungsfaktors erfolgt nach der Formel in Anlage 2.

(2) Die Versorgungsaufgabe bestimmt sich nach der Fläche des versorgten Gebietes und den von den Netzkunden bestimmten Anforderungen an die Versorgung mit Strom und Gas, die sich auf die Netzgestaltung unmittelbar auswirken. Eine nachhaltige Änderung der Versorgungsaufgabe im Sinne des Absatz 1 Satz 1 liegt vor, wenn sich einer oder mehrere der Parameter

1.
Fläche des versorgten Gebietes,
2.
Anzahl der Anschlusspunkte in Stromversorgungsnetzen und der Ausspeisepunkte in Gasversorgungsnetzen,
3.
Jahreshöchstlast oder
4.
sonstige von der Regulierungsbehörde nach § 32 Abs. 1 Nr. 3

(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde Entscheidungen durch Festlegungen oder Genehmigungen nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen

1.
zu den Erlösobergrenzen nach § 4, insbesondere zur Bestimmung der Höhe nach § 4 Abs. 1 und 2, zur Anpassung nach Abs. 3 bis 5, zu Form und Inhalt der Anträge auf Anpassung nach Abs. 4,
2.
zu Ausgestaltung und Ausgleich des Regulierungskontos nach § 5,
2a.
zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nach § 9,
3.
zur Verwendung anderer Parameter zur Ermittlung des Erweiterungsfaktors nach § 10 Abs. 2 Satz 2 Nr. 4,
3a.
zum Kapitalkostenaufschlag nach § 10a, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags,
4.
zu den Bereichen, die nach § 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen; die Festlegung erfolgt für die Dauer der gesamten Regulierungsperiode,
4a.
zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Absatz 5, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe von Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen, unter denen Kostenanteile als volatile Kostenanteile im Sinne des § 11 Absatz 5 gelten,
4b.
zu der Geltendmachung der Kosten nach § 10 Absatz 1 und § 22 der Systemstabilitätsverordnung gemäß § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 5, einschließlich der Verpflichtung zur Anpassung pauschaler Kostensätze,
5.
zur Durchführung einer Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3,
6.
über den Beginn der Anwendung, die nähere Ausgestaltung und das Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements nach den §§ 19 und 20,
7.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Berichts zum Investitionsverhalten nach § 21,
8.
zu Investitionsmaßnahmen nach § 23, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zu finanziellen Anreizen nach § 23 Abs. 5 Satz 3, wobei auch die Zusammenfassung von Vorhaben verlangt werden kann, sowie zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zum Verfahren der Referenznetzanalyse,
8a.
zur Berechnung der sich aus genehmigten Investitionsmaßnahmen ergebenden Kapital- und Betriebskosten,
8b.
zu einer von § 23 Absatz 1a Satz 1 abweichenden Höhe oder Betriebskostenpauschale, soweit dies erforderlich ist, um strukturelle Besonderheiten von Investitionen, für die Investitionsmaßnahmen genehmigt werden können, oder um die tatsächliche Höhe der notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen,
8c.
zur Höhe der Betriebskostenpauschale nach § 23 Absatz 1a Satz 2, wobei die tatsächliche Höhe der für die genehmigten Investitionsmaßnahmen notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen ist,
9.
zur Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 und zu Umfang, Zeitpunkt und Form des Antrags nach § 24 Abs. 4,
9a.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zum Zeitpunkt der Stellung des Antrags nach § 25a Absatz 1,
10.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags nach § 26 Abs. 2 sowie zu den Erlösobergrenzenanteilen nach § 26 Absatz 2 und 3 und
11.
zu Umfang, Zeitpunkt und Form der nach den §§ 27 und 28 zu erhebenden und mitzuteilenden Daten, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen.

(2) Die Bundesnetzagentur kann ferner Festlegungen treffen zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zu den Verfahren des Effizienzvergleichs und der relativen Referenznetzanalyse für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen nach § 22.

festgelegte Parameter
im Antragszeitpunkt dauerhaft und in erheblichem Umfang geändert haben. Von einer Änderung in erheblichem Umfang nach Satz 2 ist in der Regel auszugehen, wenn sich dadurch die Gesamtkosten des Netzbetreibers nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile um mindestens 0,5 Prozent erhöhen.

(3) Die Parameter nach Absatz 2 Satz 2 Nr. 4 dienen insbesondere der Berücksichtigung des unterschiedlichen Erschließungs- und Anschlussgrades von Gasversorgungsnetzen. Sie müssen hinsichtlich ihrer Aussagekraft mit denjenigen nach Absatz 2 Satz 2 Nr. 1 bis 3 vergleichbar sein. Bei ihrer Auswahl ist § 13 Abs. 3

(1) Die Regulierungsbehörde hat im Effizienzvergleich Aufwandsparameter und Vergleichsparameter zu berücksichtigen.

(2) Als Aufwandsparameter sind die nach § 14 ermittelten Kosten anzusetzen.

(3) Vergleichsparameter sind Parameter zur Bestimmung der Versorgungsaufgabe und der Gebietseigenschaften, insbesondere die geografischen, geologischen oder topografischen Merkmale und strukturellen Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes. Die Parameter müssen geeignet sein, die Belastbarkeit des Effizienzvergleichs zu stützen. Dies ist insbesondere dann anzunehmen, wenn sie messbar oder mengenmäßig erfassbar, nicht durch Entscheidungen des Netzbetreibers bestimmbar und nicht in ihrer Wirkung ganz oder teilweise wiederholend sind, insbesondere nicht bereits durch andere Parameter abgebildet werden. Vergleichsparameter können insbesondere sein

1.
die Anzahl der Anschlusspunkte oder der Zählpunkte in Stromversorgungsnetzen und der Ausspeisepunkte oder der Messstellen in Gasversorgungsnetzen,
2.
die Fläche des versorgten Gebietes,
3.
die Leitungslänge oder das Rohrvolumen,
4.
die Jahresarbeit,
5.
die zeitgleiche Jahreshöchstlast,
6.
die dezentralen Erzeugungsanlagen in Stromversorgungsnetzen, insbesondere die Anzahl und Leistung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Wind- und solarer Strahlungsenergie oder
7.
die Maßnahmen, die der volkswirtschaftlich effizienten Einbindung von dezentralen Erzeugungsanlagen, insbesondere von dezentralen Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus Windanlagen an Land und solarer Strahlungsenergie dienen.
Bei der Bestimmung von Parametern zur Beschreibung geografischer, geologischer oder topografischer Merkmale und struktureller Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes können flächenbezogene Durchschnittswerte gebildet werden. Die Vergleichsparameter können bezogen auf die verschiedenen Netzebenen von Strom- und Gasversorgungsnetzen verwendet werden; ein Vergleich einzelner Netzebenen findet nicht statt. Die Auswahl der Vergleichsparameter hat mit qualitativen, analytischen oder statistischen Methoden zu erfolgen, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen. Durch die Auswahl der Vergleichsparameter sollen die strukturelle Vergleichbarkeit möglichst weitgehend gewährleistet sein und die Heterogenität der Aufgaben der Netzbetreiber möglichst weitgehend abgebildet werden. Dabei sind die Unterschiede zwischen Strom- und Gasversorgungsnetzen zu berücksichtigen, insbesondere der unterschiedliche Erschließungs- und Anschlussgrad von Gasversorgungsnetzen. Bei der Auswahl der Vergleichsparameter sind Vertreter der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher rechtzeitig zu hören.

(4) (weggefallen)

entsprechend anzuwenden.

(4) Die Absätze 1 bis 3 finden bei Betreibern von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen sowie bei Hochspannungsnetzen von Betreibern von Verteilernetzen keine Anwendung. Bei der Ermittlung der Gesamtkosten des Netzbetreibers nach Absatz 2 Satz 3 bleiben die Kosten des Hochspannungsnetzes unberücksichtigt.

§ 10a Kapitalkostenaufschlag

(1) Die Regulierungsbehörde genehmigt nach Maßgabe der Absätze 2 bis 9 einen Kapitalkostenaufschlag auf die Erlösobergrenze für Kapitalkosten, die aufgrund von nach dem Basisjahr getätigten Investitionen in den Bestand betriebsnotwendiger Anlagegüter entstehen. Kapitalkosten im Sinne des Kapitalkostenaufschlags nach Satz 1 sind die Summe der kalkulatorischen Abschreibungen, der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung, der kalkulatorischen Gewerbesteuer und des Aufwandes für Fremdkapitalzinsen. Die Genehmigung gilt jeweils bis zum 31. Dezember des auf den Antrag folgenden Jahres.

(2) Bei der Berechnung des Kapitalkostenaufschlags werden die betriebsnotwendigen Anlagegüter berücksichtigt, deren Aktivierung

1.
ab dem 1. Januar des Jahres, das auf das Basisjahr der anzupassenden Erlösobergrenze folgt, stattgefunden hat oder
2.
bis zum 31. Dezember des Jahres, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wird, zu erwarten ist.
Dabei ist bis einschließlich des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres auf den tatsächlichen Bestand an betriebsnotwendigen Anlagegütern abzustellen; im Übrigen ist bis einschließlich des Kalenderjahres, für das die Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt, auf den zu erwartenden Bestand an betriebsnotwendigen Anlagegütern abzustellen.

(3) Der Kapitalkostenaufschlag ist die Summe der auf der Grundlage der Anschaffungs- und Herstellungskosten der betriebsnotwendigen Anlagegüter nach Absatz 2 ermittelten kalkulatorischen Abschreibungen nach § 6 Absatz 4

(1) Zur Gewährleistung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Netzbetriebs ist die Wertminderung der betriebsnotwendigen Anlagegüter nach den Absätzen 2 bis 7 als Kostenposition bei der Ermittlung der Netzkosten in Ansatz zu bringen (kalkulatorische Abschreibungen). Die kalkulatorischen Abschreibungen treten insoweit in der kalkulatorischen Kosten- und Erlösrechnung an die Stelle der entsprechenden bilanziellen Abschreibungen der Gewinn- und Verlustrechnung. Bei der Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen ist jeweils zu unterscheiden nach Anlagegütern, die vor dem 1. Januar 2006 aktiviert wurden (Altanlage), und Anlagegütern, die ab dem 1. Januar 2006 aktiviert werden (Neuanlage).

(2) Die kalkulatorischen Abschreibungen der Altanlagen sind unter Berücksichtigung der Eigenkapitalquote nach der linearen Abschreibungsmethode zu ermitteln. Für die Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen

1.
des eigenfinanzierten Anteils der Altanlagen ist die Summe aller anlagenspezifisch und ausgehend von dem jeweiligen Tagesneuwert nach Absatz 3 Satz 1 und 2 ermittelten Abschreibungsbeträge aller Altanlagen zu bilden und anschließend mit der Eigenkapitalquote zu multiplizieren;
2.
des fremdfinanzierten Anteils der Altanlagen ist die Summe aller anlagenspezifisch und ausgehend von den jeweiligen, im Zeitpunkt ihrer Errichtung erstmalig aktivierten Anschaffungs- und Herstellungskosten (historische Anschaffungs- und Herstellungskosten) ermittelten Abschreibungsbeträge aller Altanlagen zu bilden und anschließend mit der Fremdkapitalquote zu multiplizieren.
Die Eigenkapitalquote ergibt sich rechnerisch als Quotient aus dem betriebsnotwendigen Eigenkapital und den kalkulatorisch ermittelten Restwerten des betriebsnotwendigen Vermögens zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten. Die anzusetzende Eigenkapitalquote wird kalkulatorisch für die Berechnung der Netzentgelte auf höchstens 40 Prozent begrenzt. Die Fremdkapitalquote ist die Differenz zwischen 100 Prozent und der Eigenkapitalquote.

(3) Der Tagesneuwert ist der unter Berücksichtigung der technischen Entwicklung maßgebliche Anschaffungswert zum jeweiligen Bewertungszeitpunkt. Die Umrechnung der historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten der betriebsnotwendigen Anlagegüter auf Tagesneuwerte zum jeweiligen Stichtag erfolgt unter Verwendung von Indexreihen des Statistischen Bundesamtes nach Maßgabe des § 6a. Im Falle der Elektrizitätsversorgungsnetze in Berlin, Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen, Sachsen-Anhalt und Thüringen können für jene Anlagegüter, deren Errichtung zeitlich vor ihrer erstmaligen Bewertung in Deutscher Mark liegt, die Anschaffungs- und Herstellungskosten unter Verwendung zeitnaher üblicher Anschaffungs- und Herstellungskosten und einer Rückrechnung mittels der anwendbaren Preisindizes ermittelt werden.

(4) Die kalkulatorischen Abschreibungen der Neuanlagen sind ausgehend von den jeweiligen historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten nach der linearen Abschreibungsmethode zu ermitteln.

(5) Die kalkulatorischen Abschreibungen sind für jede Anlage jährlich auf Grundlage der jeweiligen betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern nach Anlage 1 vorzunehmen. Die jeweils für eine Anlage in Anwendung gebrachte betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer ist für die Restdauer ihrer kalkulatorischen Abschreibung unverändert zu lassen. Die kalkulatorischen Abschreibungen sind jahresbezogen zu ermitteln. Dabei ist jeweils ein Zugang des Anlagegutes zum 1. Januar des Anschaffungsjahres zugrunde zu legen.

(6) Der kalkulatorische Restwert eines Anlageguts beträgt nach Ablauf des ursprünglich angesetzten Abschreibungszeitraums Null. Ein Wiederaufleben kalkulatorischer Restwerte ist unzulässig. Bei Veränderung der ursprünglichen Abschreibungsdauer während der Nutzung ist sicherzustellen, dass keine Erhöhung der Kalkulationsgrundlage erfolgt. In einem solchen Fall bildet der jeweilige Restwert des Wirtschaftsguts zum Zeitpunkt der Abschreibungsdauerumstellung die Grundlage der weiteren Abschreibung. Der neue Abschreibungsbetrag ergibt sich aus der Division des Restwertes durch die Restabschreibungsdauer. Es erfolgt keine Abschreibung unter Null.

(7) Das Verbot von Abschreibungen unter Null gilt ungeachtet der Änderung von Eigentumsverhältnissen oder der Begründung von Schuldverhältnissen.

der Stromnetzentgeltverordnung oder § 6 Absatz 4

(1) Zur Gewährleistung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Netzbetriebs ist die Wertminderung der betriebsnotwendigen Anlagegüter nach den Absätzen 2 bis 7 als Kostenposition bei der Ermittlung der Netzkosten in Ansatz zu bringen (kalkulatorische Abschreibungen). Die kalkulatorischen Abschreibungen treten insoweit in der kalkulatorischen Kosten- und Erlösrechnung an die Stelle der entsprechenden bilanziellen Abschreibungen der Gewinn- und Verlustrechnung. Bei der Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen ist jeweils zu unterscheiden nach Anlagegütern, die vor dem 1. Januar 2006 aktiviert wurden (Altanlage), und Anlagegütern, die ab dem 1. Januar 2006 aktiviert werden (Neuanlage).

(2) Die kalkulatorischen Abschreibungen der Altanlagen sind unter Berücksichtigung der Eigenkapitalquote nach der linearen Abschreibungsmethode zu ermitteln. Für die Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen

1.
des eigenfinanzierten Anteils der Altanlagen ist die Summe aller anlagenspezifisch und ausgehend von dem jeweiligen Tagesneuwert nach Absatz 3 Satz 1 und 2 ermittelten Abschreibungsbeträge aller Altanlagen zu bilden und anschließend mit der Eigenkapitalquote zu multiplizieren;
2.
des fremdfinanzierten Anteils der Altanlagen ist die Summe aller anlagenspezifisch und ausgehend von den jeweiligen, im Zeitpunkt ihrer Errichtung erstmalig aktivierten Anschaffungs- und Herstellungskosten (historische Anschaffungs- und Herstellungskosten) ermittelten Abschreibungsbeträge aller Altanlagen zu bilden und anschließend mit der Fremdkapitalquote zu multiplizieren.
Die Eigenkapitalquote ergibt sich rechnerisch als Quotient aus dem betriebsnotwendigen Eigenkapital und den kalkulatorisch ermittelten Restwerten des betriebsnotwendigen Vermögens zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten. Die anzusetzende Eigenkapitalquote wird kalkulatorisch für die Berechnung der Netzentgelte auf höchstens 40 Prozent begrenzt. Die Fremdkapitalquote ist die Differenz zwischen 100 Prozent und der Eigenkapitalquote.

(3) Der Tagesneuwert ist der unter Berücksichtigung der technischen Entwicklung maßgebliche Anschaffungswert zum jeweiligen Bewertungszeitpunkt. Die Umrechnung der historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten der betriebsnotwendigen Anlagegüter auf Tagesneuwerte zum jeweiligen Stichtag erfolgt unter Verwendung von Indexreihen des Statistischen Bundesamtes nach Maßgabe des § 6a. Im Falle der Gasversorgungsnetze in Berlin, Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen, Sachsen-Anhalt und Thüringen können für jene Anlagegüter, deren Errichtung zeitlich vor ihrer erstmaligen Bewertung in Deutscher Mark liegt, die Anschaffungs- und Herstellungskosten unter Verwendung zeitnaher üblicher Anschaffungs- und Herstellungskosten und einer Rückrechnung mittels der anwendbaren Preisindizes ermittelt werden.

(4) Die kalkulatorischen Abschreibungen der Neuanlagen sind ausgehend von den jeweiligen historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten nach der linearen Abschreibungsmethode zu ermitteln.

(5) Die kalkulatorischen Abschreibungen sind für jede Anlage jährlich auf Grundlage der jeweiligen betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern nach Anlage 1 vorzunehmen. Die jeweils für eine Anlage in Anwendung gebrachte betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer ist für die Restdauer ihrer kalkulatorischen Abschreibung unverändert zu lassen. Die kalkulatorischen Abschreibungen sind jahresbezogen zu ermitteln. Dabei ist jeweils ein Zugang des Anlagegutes zum 1. Januar des Anschaffungsjahres zugrunde zu legen.

(6) Der kalkulatorische Restwert eines Anlageguts beträgt nach Ablauf des ursprünglich angesetzten Abschreibungszeitraums Null. Ein Wiederaufleben kalkulatorischer Restwerte ist unzulässig. Bei Veränderung der ursprünglichen Abschreibungsdauer während der Nutzung ist sicherzustellen, dass keine Erhöhung der Kalkulationsgrundlage erfolgt. In einem solchen Fall bildet der jeweilige Restwert des Wirtschaftsguts zum Zeitpunkt der Abschreibungsdauerumstellung die Grundlage der weiteren Abschreibung. Der neue Abschreibungsbetrag ergibt sich aus der Division des Restwertes durch die Restabschreibungsdauer. Es erfolgt keine Abschreibung unter Null.

(7) Das Verbot von Abschreibungen unter Null gilt ungeachtet der Änderung von Eigentumsverhältnissen oder der Begründung von Schuldverhältnissen.

der Gasnetzentgeltverordnung, der kalkulatorischen Verzinsung nach Maßgabe der Absätze 4 bis 7 sowie der kalkulatorischen Gewerbesteuer nach Maßgabe des Absatzes 8 und des § 8

Im Rahmen der Ermittlung der Netzkosten kann die dem Netzbereich sachgerecht zuzuordnende Gewerbesteuer als kalkulatorische Kostenposition in Ansatz gebracht werden.

der Stromnetzentgeltverordnung oder des § 8

Im Rahmen der Ermittlung der Netzkosten kann die dem Netzbereich sachgerecht zuzuordnende Gewerbesteuer als kalkulatorische Kostenposition in Ansatz gebracht werden.

der Gasnetzentgeltverordnung.

(4) Die kalkulatorische Verzinsung bestimmt sich als Produkt der nach den Absätzen 5 und 6 bestimmten kalkulatorischen Verzinsungsbasis und dem nach Absatz 7 bestimmten kalkulatorischen Zinssatz.

(5) Die kalkulatorische Verzinsungsbasis bestimmt sich auf Grundlage der übermittelten Anschaffungs- und Herstellungskosten nach Absatz 2 und den sich hieraus ergebenden kalkulatorischen Restwerten bewertet zu Anschaffungs- und Herstellungskosten nach § 7 Absatz 1 Nummer 3

(1) Die Verzinsung des von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen eingesetzten Eigenkapitals erfolgt im Wege einer kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung auf Grundlage des betriebsnotwendigen Eigenkapitals. Das betriebsnotwendige Eigenkapital ergibt sich aus der Summe der

1.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und multipliziert mit der Fremdkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
2.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu Tagesneuwerten und multipliziert mit der Eigenkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
3.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Neuanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und
4.
Bilanzwerte der betriebsnotwendigen Finanzanlagen und Bilanzwerte des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens unter Abzug des Steueranteils der Sonderposten mit Rücklageanteil
und unter Abzug des Abzugskapitals und des verzinslichen Fremdkapitals. Grundstücke sind zu Anschaffungskosten anzusetzen. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Soweit das nach Satz 2 ermittelte betriebsnotwendige Eigenkapital einen Anteil von 40 Prozent des sich aus der Summe der Werte nach Satz 2 Nr. 1 bis 4 ergebenden betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt, ist der übersteigende Anteil dieses Eigenkapitals gemäß Absatz 7 zu verzinsen.

(2) Als Abzugskapital ist das zinslos zur Verfügung stehende Kapital zu behandeln. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand der folgenden Positionen anzusetzen:

1.
Rückstellungen;
2.
erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen von Kunden;
3.
unverzinsliche Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen;
4.
erhaltene Baukostenzuschüsse einschließlich passivierter Leistungen der Anschlussnehmer zur Erstattung von Netzanschlusskosten;
5.
sonstige Verbindlichkeiten, soweit die Mittel dem Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(3) Zur Festlegung der Basis für die Eigenkapitalverzinsung ist das betriebsnotwendige Eigenkapital auf Neu- und Altanlagen aufzuteilen. Der auf die Neuanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den der Restwert der Neuanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 3 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat. Der auf die Altanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den die Summe der Restwerte der Altanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 und 2 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat.

(4) Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Neuanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz darf den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten zuzüglich eines angemessenen Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse nach Absatz 5 nicht überschreiten. Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Altanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz ist zusätzlich um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate gemäß dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

(5) Die Höhe des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse ist insbesondere unter Berücksichtigung folgender Umstände zu ermitteln:

1.
Verhältnisse auf den nationalen und internationalen Kapitalmärkten und die Bewertung von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.
durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.
beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

(6) Über die Eigenkapitalzinssätze nach § 21 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes entscheidet die Regulierungsbehörde in Anwendung der Absätze 4 und 5 vor Beginn einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung, erstmals zum 1. Januar 2009, durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Die Festlegung nach Satz 1 erfolgt jeweils für die Dauer einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung. Bis zur erstmaligen Festlegung durch die Regulierungsbehörde beträgt der Eigenkapitalzinssatz bei Neuanlagen 7,91 Prozent vor Steuern und bei Altanlagen 6,5 Prozent vor Steuern.

(7) Der Zinssatz für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach Absatz 1 Satz 5 bestimmt sich als Mittelwert des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen:

1.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen der öffentlichen Hand,
2.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) und
3.
Umlaufsrendite inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Hypothekenpfandbriefe.
Weitere Zuschläge sind unzulässig.

der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 1 Nummer 3

(1) Die Verzinsung des von Betreibern von Gasversorgungsnetzen eingesetzten Eigenkapitals erfolgt im Wege einer kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung auf Grundlage des betriebsnotwendigen Eigenkapitals. Das betriebsnotwendige Eigenkapital ergibt sich aus der Summe der

1.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und multipliziert mit der Fremdkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
2.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu Tagesneuwerten und multipliziert mit der Eigenkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
3.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Neuanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und
4.
Bilanzwerte der betriebsnotwendigen Finanzanlagen und Bilanzwerte des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens unter Abzug des Steueranteils der Sonderposten mit Rücklageanteil
und unter Abzug des Abzugskapitals und des verzinslichen Fremdkapitals. Grundstücke sind zu Anschaffungskosten anzusetzen. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Soweit das nach Satz 2 ermittelte betriebsnotwendige Eigenkapital einen Anteil von 40 Prozent des sich aus der Summe der Werte nach Satz 2 Nr. 1 bis 4 ergebenden betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt, ist der übersteigende Anteil dieses Eigenkapitals gemäß Absatz 7 zu verzinsen.

(2) Als Abzugskapital ist das zinslos zur Verfügung stehende Kapital zu behandeln. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand der folgenden Positionen anzusetzen:

1.
Rückstellungen;
2.
erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen von Kunden;
3.
unverzinsliche Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen;
4.
erhaltene Baukostenzuschüsse einschließlich passivierter Leistungen der Anschlussnehmer zur Erstattung von Netzanschlusskosten;
5.
sonstige Verbindlichkeiten, soweit die Mittel dem Betreiber von Gasversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(3) Zur Festlegung der Basis für die Eigenkapitalverzinsung ist das betriebsnotwendige Eigenkapital auf Neu- und Altanlagen aufzuteilen. Der auf die Neuanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den der Restwert der Neuanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 3 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat. Der auf die Altanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den die Summe der Restwerte der Altanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 und 2 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat.

(4) Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Neuanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz darf den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten zuzüglich eines angemessenen Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse nach Absatz 5 nicht überschreiten. Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Altanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz ist zusätzlich um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate gemäß dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

(5) Die Höhe des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse ist insbesondere unter Berücksichtigung folgender Umstände zu ermitteln:

1.
Verhältnisse auf den nationalen und internationalen Kapitalmärkten und die Bewertung von Betreibern von Gasversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.
durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Gasversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.
beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

(6) Über die Eigenkapitalzinssätze nach § 21 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes entscheidet die Regulierungsbehörde in Anwendung der Absätze 4 und 5 vor Beginn einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung, erstmals zum 1. Januar 2009, durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Die Festlegung nach Satz 1 erfolgt jeweils für die Dauer einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung. Bis zur erstmaligen Festlegung durch die Regulierungsbehörde beträgt der Eigenkapitalzinssatz bei Neuanlagen 9,21 Prozent vor Steuern und bei Altanlagen 7,8 Prozent vor Steuern.

(7) Der Zinssatz für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach Absatz 1 Satz 5 bestimmt sich als Mittelwert des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen:

1.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen der öffentlichen Hand,
2.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) und
3.
Umlaufsrendite inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Hypothekenpfandbriefe.
Weitere Zuschläge sind unzulässig.

der Gasnetzentgeltverordnung.

(6) Für die Bestimmung der kalkulatorischen Verzinsungsbasis nach Absatz 5 sind die Restwerte der Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse nach § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4

(1) Die Verzinsung des von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen eingesetzten Eigenkapitals erfolgt im Wege einer kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung auf Grundlage des betriebsnotwendigen Eigenkapitals. Das betriebsnotwendige Eigenkapital ergibt sich aus der Summe der

1.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und multipliziert mit der Fremdkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
2.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu Tagesneuwerten und multipliziert mit der Eigenkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
3.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Neuanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und
4.
Bilanzwerte der betriebsnotwendigen Finanzanlagen und Bilanzwerte des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens unter Abzug des Steueranteils der Sonderposten mit Rücklageanteil
und unter Abzug des Abzugskapitals und des verzinslichen Fremdkapitals. Grundstücke sind zu Anschaffungskosten anzusetzen. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Soweit das nach Satz 2 ermittelte betriebsnotwendige Eigenkapital einen Anteil von 40 Prozent des sich aus der Summe der Werte nach Satz 2 Nr. 1 bis 4 ergebenden betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt, ist der übersteigende Anteil dieses Eigenkapitals gemäß Absatz 7 zu verzinsen.

(2) Als Abzugskapital ist das zinslos zur Verfügung stehende Kapital zu behandeln. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand der folgenden Positionen anzusetzen:

1.
Rückstellungen;
2.
erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen von Kunden;
3.
unverzinsliche Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen;
4.
erhaltene Baukostenzuschüsse einschließlich passivierter Leistungen der Anschlussnehmer zur Erstattung von Netzanschlusskosten;
5.
sonstige Verbindlichkeiten, soweit die Mittel dem Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(3) Zur Festlegung der Basis für die Eigenkapitalverzinsung ist das betriebsnotwendige Eigenkapital auf Neu- und Altanlagen aufzuteilen. Der auf die Neuanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den der Restwert der Neuanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 3 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat. Der auf die Altanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den die Summe der Restwerte der Altanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 und 2 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat.

(4) Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Neuanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz darf den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten zuzüglich eines angemessenen Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse nach Absatz 5 nicht überschreiten. Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Altanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz ist zusätzlich um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate gemäß dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

(5) Die Höhe des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse ist insbesondere unter Berücksichtigung folgender Umstände zu ermitteln:

1.
Verhältnisse auf den nationalen und internationalen Kapitalmärkten und die Bewertung von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.
durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.
beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

(6) Über die Eigenkapitalzinssätze nach § 21 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes entscheidet die Regulierungsbehörde in Anwendung der Absätze 4 und 5 vor Beginn einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung, erstmals zum 1. Januar 2009, durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Die Festlegung nach Satz 1 erfolgt jeweils für die Dauer einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung. Bis zur erstmaligen Festlegung durch die Regulierungsbehörde beträgt der Eigenkapitalzinssatz bei Neuanlagen 7,91 Prozent vor Steuern und bei Altanlagen 6,5 Prozent vor Steuern.

(7) Der Zinssatz für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach Absatz 1 Satz 5 bestimmt sich als Mittelwert des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen:

1.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen der öffentlichen Hand,
2.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) und
3.
Umlaufsrendite inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Hypothekenpfandbriefe.
Weitere Zuschläge sind unzulässig.

der Stromnetzentgeltverordnung und § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4

(1) Die Verzinsung des von Betreibern von Gasversorgungsnetzen eingesetzten Eigenkapitals erfolgt im Wege einer kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung auf Grundlage des betriebsnotwendigen Eigenkapitals. Das betriebsnotwendige Eigenkapital ergibt sich aus der Summe der

1.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und multipliziert mit der Fremdkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
2.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu Tagesneuwerten und multipliziert mit der Eigenkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
3.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Neuanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und
4.
Bilanzwerte der betriebsnotwendigen Finanzanlagen und Bilanzwerte des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens unter Abzug des Steueranteils der Sonderposten mit Rücklageanteil
und unter Abzug des Abzugskapitals und des verzinslichen Fremdkapitals. Grundstücke sind zu Anschaffungskosten anzusetzen. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Soweit das nach Satz 2 ermittelte betriebsnotwendige Eigenkapital einen Anteil von 40 Prozent des sich aus der Summe der Werte nach Satz 2 Nr. 1 bis 4 ergebenden betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt, ist der übersteigende Anteil dieses Eigenkapitals gemäß Absatz 7 zu verzinsen.

(2) Als Abzugskapital ist das zinslos zur Verfügung stehende Kapital zu behandeln. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand der folgenden Positionen anzusetzen:

1.
Rückstellungen;
2.
erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen von Kunden;
3.
unverzinsliche Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen;
4.
erhaltene Baukostenzuschüsse einschließlich passivierter Leistungen der Anschlussnehmer zur Erstattung von Netzanschlusskosten;
5.
sonstige Verbindlichkeiten, soweit die Mittel dem Betreiber von Gasversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(3) Zur Festlegung der Basis für die Eigenkapitalverzinsung ist das betriebsnotwendige Eigenkapital auf Neu- und Altanlagen aufzuteilen. Der auf die Neuanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den der Restwert der Neuanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 3 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat. Der auf die Altanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den die Summe der Restwerte der Altanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 und 2 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat.

(4) Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Neuanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz darf den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten zuzüglich eines angemessenen Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse nach Absatz 5 nicht überschreiten. Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Altanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz ist zusätzlich um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate gemäß dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

(5) Die Höhe des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse ist insbesondere unter Berücksichtigung folgender Umstände zu ermitteln:

1.
Verhältnisse auf den nationalen und internationalen Kapitalmärkten und die Bewertung von Betreibern von Gasversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.
durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Gasversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.
beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

(6) Über die Eigenkapitalzinssätze nach § 21 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes entscheidet die Regulierungsbehörde in Anwendung der Absätze 4 und 5 vor Beginn einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung, erstmals zum 1. Januar 2009, durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Die Festlegung nach Satz 1 erfolgt jeweils für die Dauer einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung. Bis zur erstmaligen Festlegung durch die Regulierungsbehörde beträgt der Eigenkapitalzinssatz bei Neuanlagen 9,21 Prozent vor Steuern und bei Altanlagen 7,8 Prozent vor Steuern.

(7) Der Zinssatz für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach Absatz 1 Satz 5 bestimmt sich als Mittelwert des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen:

1.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen der öffentlichen Hand,
2.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) und
3.
Umlaufsrendite inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Hypothekenpfandbriefe.
Weitere Zuschläge sind unzulässig.

der Gasnetzentgeltverordnung zu berücksichtigen, deren Erhalt

1.
ab dem 1. Januar des Jahres, das auf das Basisjahr der anzupassenden Erlösobergrenze folgt, stattgefunden hat oder
2.
bis zum 31. Dezember des Jahres, für das der Kapitalkostenaufschlag genehmigt wird, zu erwarten ist.
Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Dabei ist bis einschließlich des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres auf den tatsächlichen Bestand an Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen abzustellen; im Übrigen ist bis einschließlich des Kalenderjahres, für das die Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt, auf den zu erwartenden Bestand an Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen abzustellen.

(7) Der auf die nach den Absätzen 5 und 6 bestimmte kalkulatorische Verzinsungsbasis anzuwendende kalkulatorische Zinssatz bestimmt sich als gewichteter Mittelwert aus kalkulatorischem Eigenkapitalzinssatz und kalkulatorischem Fremdkapitalzinssatz, wobei der kalkulatorische Eigenkapitalzinssatz mit 40 Prozent und der kalkulatorische Fremdkapitalzinssatz mit 60 Prozent zu gewichten ist. Für den kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatz sind die nach § 7 Absatz 6

(1) Die Verzinsung des von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen eingesetzten Eigenkapitals erfolgt im Wege einer kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung auf Grundlage des betriebsnotwendigen Eigenkapitals. Das betriebsnotwendige Eigenkapital ergibt sich aus der Summe der

1.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und multipliziert mit der Fremdkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
2.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu Tagesneuwerten und multipliziert mit der Eigenkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
3.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Neuanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und
4.
Bilanzwerte der betriebsnotwendigen Finanzanlagen und Bilanzwerte des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens unter Abzug des Steueranteils der Sonderposten mit Rücklageanteil
und unter Abzug des Abzugskapitals und des verzinslichen Fremdkapitals. Grundstücke sind zu Anschaffungskosten anzusetzen. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Soweit das nach Satz 2 ermittelte betriebsnotwendige Eigenkapital einen Anteil von 40 Prozent des sich aus der Summe der Werte nach Satz 2 Nr. 1 bis 4 ergebenden betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt, ist der übersteigende Anteil dieses Eigenkapitals gemäß Absatz 7 zu verzinsen.

(2) Als Abzugskapital ist das zinslos zur Verfügung stehende Kapital zu behandeln. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand der folgenden Positionen anzusetzen:

1.
Rückstellungen;
2.
erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen von Kunden;
3.
unverzinsliche Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen;
4.
erhaltene Baukostenzuschüsse einschließlich passivierter Leistungen der Anschlussnehmer zur Erstattung von Netzanschlusskosten;
5.
sonstige Verbindlichkeiten, soweit die Mittel dem Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(3) Zur Festlegung der Basis für die Eigenkapitalverzinsung ist das betriebsnotwendige Eigenkapital auf Neu- und Altanlagen aufzuteilen. Der auf die Neuanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den der Restwert der Neuanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 3 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat. Der auf die Altanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den die Summe der Restwerte der Altanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 und 2 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat.

(4) Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Neuanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz darf den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten zuzüglich eines angemessenen Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse nach Absatz 5 nicht überschreiten. Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Altanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz ist zusätzlich um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate gemäß dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

(5) Die Höhe des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse ist insbesondere unter Berücksichtigung folgender Umstände zu ermitteln:

1.
Verhältnisse auf den nationalen und internationalen Kapitalmärkten und die Bewertung von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.
durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.
beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

(6) Über die Eigenkapitalzinssätze nach § 21 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes entscheidet die Regulierungsbehörde in Anwendung der Absätze 4 und 5 vor Beginn einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung, erstmals zum 1. Januar 2009, durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Die Festlegung nach Satz 1 erfolgt jeweils für die Dauer einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung. Bis zur erstmaligen Festlegung durch die Regulierungsbehörde beträgt der Eigenkapitalzinssatz bei Neuanlagen 7,91 Prozent vor Steuern und bei Altanlagen 6,5 Prozent vor Steuern.

(7) Der Zinssatz für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach Absatz 1 Satz 5 bestimmt sich als Mittelwert des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen:

1.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen der öffentlichen Hand,
2.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) und
3.
Umlaufsrendite inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Hypothekenpfandbriefe.
Weitere Zuschläge sind unzulässig.

der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 6

(1) Die Verzinsung des von Betreibern von Gasversorgungsnetzen eingesetzten Eigenkapitals erfolgt im Wege einer kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung auf Grundlage des betriebsnotwendigen Eigenkapitals. Das betriebsnotwendige Eigenkapital ergibt sich aus der Summe der

1.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und multipliziert mit der Fremdkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
2.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu Tagesneuwerten und multipliziert mit der Eigenkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
3.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Neuanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und
4.
Bilanzwerte der betriebsnotwendigen Finanzanlagen und Bilanzwerte des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens unter Abzug des Steueranteils der Sonderposten mit Rücklageanteil
und unter Abzug des Abzugskapitals und des verzinslichen Fremdkapitals. Grundstücke sind zu Anschaffungskosten anzusetzen. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Soweit das nach Satz 2 ermittelte betriebsnotwendige Eigenkapital einen Anteil von 40 Prozent des sich aus der Summe der Werte nach Satz 2 Nr. 1 bis 4 ergebenden betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt, ist der übersteigende Anteil dieses Eigenkapitals gemäß Absatz 7 zu verzinsen.

(2) Als Abzugskapital ist das zinslos zur Verfügung stehende Kapital zu behandeln. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand der folgenden Positionen anzusetzen:

1.
Rückstellungen;
2.
erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen von Kunden;
3.
unverzinsliche Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen;
4.
erhaltene Baukostenzuschüsse einschließlich passivierter Leistungen der Anschlussnehmer zur Erstattung von Netzanschlusskosten;
5.
sonstige Verbindlichkeiten, soweit die Mittel dem Betreiber von Gasversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(3) Zur Festlegung der Basis für die Eigenkapitalverzinsung ist das betriebsnotwendige Eigenkapital auf Neu- und Altanlagen aufzuteilen. Der auf die Neuanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den der Restwert der Neuanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 3 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat. Der auf die Altanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den die Summe der Restwerte der Altanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 und 2 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat.

(4) Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Neuanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz darf den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten zuzüglich eines angemessenen Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse nach Absatz 5 nicht überschreiten. Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Altanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz ist zusätzlich um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate gemäß dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

(5) Die Höhe des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse ist insbesondere unter Berücksichtigung folgender Umstände zu ermitteln:

1.
Verhältnisse auf den nationalen und internationalen Kapitalmärkten und die Bewertung von Betreibern von Gasversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.
durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Gasversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.
beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

(6) Über die Eigenkapitalzinssätze nach § 21 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes entscheidet die Regulierungsbehörde in Anwendung der Absätze 4 und 5 vor Beginn einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung, erstmals zum 1. Januar 2009, durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Die Festlegung nach Satz 1 erfolgt jeweils für die Dauer einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung. Bis zur erstmaligen Festlegung durch die Regulierungsbehörde beträgt der Eigenkapitalzinssatz bei Neuanlagen 9,21 Prozent vor Steuern und bei Altanlagen 7,8 Prozent vor Steuern.

(7) Der Zinssatz für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach Absatz 1 Satz 5 bestimmt sich als Mittelwert des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen:

1.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen der öffentlichen Hand,
2.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) und
3.
Umlaufsrendite inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Hypothekenpfandbriefe.
Weitere Zuschläge sind unzulässig.

der Gasnetzentgeltverordnung für die jeweilige Regulierungsperiode geltenden kalkulatorischen Eigenkapitalzinssätze für Neuanlagen anzusetzen. Für den kalkulatorischen Fremdkapitalzinssatz sind die nach § 7 Absatz 7

(1) Die Verzinsung des von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen eingesetzten Eigenkapitals erfolgt im Wege einer kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung auf Grundlage des betriebsnotwendigen Eigenkapitals. Das betriebsnotwendige Eigenkapital ergibt sich aus der Summe der

1.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und multipliziert mit der Fremdkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
2.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu Tagesneuwerten und multipliziert mit der Eigenkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
3.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Neuanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und
4.
Bilanzwerte der betriebsnotwendigen Finanzanlagen und Bilanzwerte des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens unter Abzug des Steueranteils der Sonderposten mit Rücklageanteil
und unter Abzug des Abzugskapitals und des verzinslichen Fremdkapitals. Grundstücke sind zu Anschaffungskosten anzusetzen. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Soweit das nach Satz 2 ermittelte betriebsnotwendige Eigenkapital einen Anteil von 40 Prozent des sich aus der Summe der Werte nach Satz 2 Nr. 1 bis 4 ergebenden betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt, ist der übersteigende Anteil dieses Eigenkapitals gemäß Absatz 7 zu verzinsen.

(2) Als Abzugskapital ist das zinslos zur Verfügung stehende Kapital zu behandeln. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand der folgenden Positionen anzusetzen:

1.
Rückstellungen;
2.
erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen von Kunden;
3.
unverzinsliche Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen;
4.
erhaltene Baukostenzuschüsse einschließlich passivierter Leistungen der Anschlussnehmer zur Erstattung von Netzanschlusskosten;
5.
sonstige Verbindlichkeiten, soweit die Mittel dem Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(3) Zur Festlegung der Basis für die Eigenkapitalverzinsung ist das betriebsnotwendige Eigenkapital auf Neu- und Altanlagen aufzuteilen. Der auf die Neuanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den der Restwert der Neuanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 3 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat. Der auf die Altanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den die Summe der Restwerte der Altanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 und 2 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat.

(4) Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Neuanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz darf den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten zuzüglich eines angemessenen Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse nach Absatz 5 nicht überschreiten. Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Altanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz ist zusätzlich um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate gemäß dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

(5) Die Höhe des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse ist insbesondere unter Berücksichtigung folgender Umstände zu ermitteln:

1.
Verhältnisse auf den nationalen und internationalen Kapitalmärkten und die Bewertung von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.
durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.
beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

(6) Über die Eigenkapitalzinssätze nach § 21 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes entscheidet die Regulierungsbehörde in Anwendung der Absätze 4 und 5 vor Beginn einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung, erstmals zum 1. Januar 2009, durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Die Festlegung nach Satz 1 erfolgt jeweils für die Dauer einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung. Bis zur erstmaligen Festlegung durch die Regulierungsbehörde beträgt der Eigenkapitalzinssatz bei Neuanlagen 7,91 Prozent vor Steuern und bei Altanlagen 6,5 Prozent vor Steuern.

(7) Der Zinssatz für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach Absatz 1 Satz 5 bestimmt sich als Mittelwert des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen:

1.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen der öffentlichen Hand,
2.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) und
3.
Umlaufsrendite inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Hypothekenpfandbriefe.
Weitere Zuschläge sind unzulässig.

der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 7

(1) Die Verzinsung des von Betreibern von Gasversorgungsnetzen eingesetzten Eigenkapitals erfolgt im Wege einer kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung auf Grundlage des betriebsnotwendigen Eigenkapitals. Das betriebsnotwendige Eigenkapital ergibt sich aus der Summe der

1.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und multipliziert mit der Fremdkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
2.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu Tagesneuwerten und multipliziert mit der Eigenkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
3.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Neuanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und
4.
Bilanzwerte der betriebsnotwendigen Finanzanlagen und Bilanzwerte des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens unter Abzug des Steueranteils der Sonderposten mit Rücklageanteil
und unter Abzug des Abzugskapitals und des verzinslichen Fremdkapitals. Grundstücke sind zu Anschaffungskosten anzusetzen. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Soweit das nach Satz 2 ermittelte betriebsnotwendige Eigenkapital einen Anteil von 40 Prozent des sich aus der Summe der Werte nach Satz 2 Nr. 1 bis 4 ergebenden betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt, ist der übersteigende Anteil dieses Eigenkapitals gemäß Absatz 7 zu verzinsen.

(2) Als Abzugskapital ist das zinslos zur Verfügung stehende Kapital zu behandeln. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand der folgenden Positionen anzusetzen:

1.
Rückstellungen;
2.
erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen von Kunden;
3.
unverzinsliche Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen;
4.
erhaltene Baukostenzuschüsse einschließlich passivierter Leistungen der Anschlussnehmer zur Erstattung von Netzanschlusskosten;
5.
sonstige Verbindlichkeiten, soweit die Mittel dem Betreiber von Gasversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(3) Zur Festlegung der Basis für die Eigenkapitalverzinsung ist das betriebsnotwendige Eigenkapital auf Neu- und Altanlagen aufzuteilen. Der auf die Neuanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den der Restwert der Neuanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 3 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat. Der auf die Altanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den die Summe der Restwerte der Altanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 und 2 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat.

(4) Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Neuanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz darf den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten zuzüglich eines angemessenen Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse nach Absatz 5 nicht überschreiten. Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Altanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz ist zusätzlich um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate gemäß dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

(5) Die Höhe des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse ist insbesondere unter Berücksichtigung folgender Umstände zu ermitteln:

1.
Verhältnisse auf den nationalen und internationalen Kapitalmärkten und die Bewertung von Betreibern von Gasversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.
durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Gasversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.
beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

(6) Über die Eigenkapitalzinssätze nach § 21 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes entscheidet die Regulierungsbehörde in Anwendung der Absätze 4 und 5 vor Beginn einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung, erstmals zum 1. Januar 2009, durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Die Festlegung nach Satz 1 erfolgt jeweils für die Dauer einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung. Bis zur erstmaligen Festlegung durch die Regulierungsbehörde beträgt der Eigenkapitalzinssatz bei Neuanlagen 9,21 Prozent vor Steuern und bei Altanlagen 7,8 Prozent vor Steuern.

(7) Der Zinssatz für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach Absatz 1 Satz 5 bestimmt sich als Mittelwert des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen:

1.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen der öffentlichen Hand,
2.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) und
3.
Umlaufsrendite inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Hypothekenpfandbriefe.
Weitere Zuschläge sind unzulässig.

der Gasnetzentgeltverordnung für die jeweilige Regulierungsperiode geltenden Zinssätze anzusetzen.

(8) Für die Ermittlung der kalkulatorischen Gewerbesteuer ist das Produkt aus der mit 40 Prozent gewichteten kalkulatorischen Verzinsungsbasis nach den Absätzen 5 und 6 und dem kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatz gemäß Absatz 7 Satz 2 heranzuziehen. Bei der Ermittlung der kalkulatorischen Gewerbesteuer sind die Gewerbesteuermesszahl und der Gewerbesteuerhebesatz im Basisjahr zu verwenden.

(9) Der Antrag nach Absatz 1 muss die zur Berechnung des Kapitalkostenaufschlags nach den Absätzen 1 bis 8 notwendigen Angaben enthalten; insbesondere Angaben zu den Anschaffungs- und Herstellungskosten für die nach dem Basisjahr in Betrieb genommenen und geplanten betriebsnotwendigen Anlagegüter, die jeweils in Anwendung gebrachte betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer nach Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung oder nach Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung sowie für die nach dem Basisjahr in Betrieb genommenen oder geplanten betriebsnotwendigen Anlagegüter von den Anschlussnehmern gezahlten oder zu erwartenden Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse nach § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4

(1) Die Verzinsung des von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen eingesetzten Eigenkapitals erfolgt im Wege einer kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung auf Grundlage des betriebsnotwendigen Eigenkapitals. Das betriebsnotwendige Eigenkapital ergibt sich aus der Summe der

1.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und multipliziert mit der Fremdkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
2.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu Tagesneuwerten und multipliziert mit der Eigenkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
3.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Neuanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und
4.
Bilanzwerte der betriebsnotwendigen Finanzanlagen und Bilanzwerte des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens unter Abzug des Steueranteils der Sonderposten mit Rücklageanteil
und unter Abzug des Abzugskapitals und des verzinslichen Fremdkapitals. Grundstücke sind zu Anschaffungskosten anzusetzen. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Soweit das nach Satz 2 ermittelte betriebsnotwendige Eigenkapital einen Anteil von 40 Prozent des sich aus der Summe der Werte nach Satz 2 Nr. 1 bis 4 ergebenden betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt, ist der übersteigende Anteil dieses Eigenkapitals gemäß Absatz 7 zu verzinsen.

(2) Als Abzugskapital ist das zinslos zur Verfügung stehende Kapital zu behandeln. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand der folgenden Positionen anzusetzen:

1.
Rückstellungen;
2.
erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen von Kunden;
3.
unverzinsliche Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen;
4.
erhaltene Baukostenzuschüsse einschließlich passivierter Leistungen der Anschlussnehmer zur Erstattung von Netzanschlusskosten;
5.
sonstige Verbindlichkeiten, soweit die Mittel dem Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(3) Zur Festlegung der Basis für die Eigenkapitalverzinsung ist das betriebsnotwendige Eigenkapital auf Neu- und Altanlagen aufzuteilen. Der auf die Neuanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den der Restwert der Neuanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 3 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat. Der auf die Altanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den die Summe der Restwerte der Altanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 und 2 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat.

(4) Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Neuanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz darf den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten zuzüglich eines angemessenen Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse nach Absatz 5 nicht überschreiten. Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Altanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz ist zusätzlich um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate gemäß dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

(5) Die Höhe des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse ist insbesondere unter Berücksichtigung folgender Umstände zu ermitteln:

1.
Verhältnisse auf den nationalen und internationalen Kapitalmärkten und die Bewertung von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.
durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.
beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

(6) Über die Eigenkapitalzinssätze nach § 21 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes entscheidet die Regulierungsbehörde in Anwendung der Absätze 4 und 5 vor Beginn einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung, erstmals zum 1. Januar 2009, durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Die Festlegung nach Satz 1 erfolgt jeweils für die Dauer einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung. Bis zur erstmaligen Festlegung durch die Regulierungsbehörde beträgt der Eigenkapitalzinssatz bei Neuanlagen 7,91 Prozent vor Steuern und bei Altanlagen 6,5 Prozent vor Steuern.

(7) Der Zinssatz für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach Absatz 1 Satz 5 bestimmt sich als Mittelwert des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen:

1.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen der öffentlichen Hand,
2.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) und
3.
Umlaufsrendite inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Hypothekenpfandbriefe.
Weitere Zuschläge sind unzulässig.

der Stromnetzentgeltverordnung oder § 7 Absatz 2 Satz 2 Nummer 4

(1) Die Verzinsung des von Betreibern von Gasversorgungsnetzen eingesetzten Eigenkapitals erfolgt im Wege einer kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung auf Grundlage des betriebsnotwendigen Eigenkapitals. Das betriebsnotwendige Eigenkapital ergibt sich aus der Summe der

1.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und multipliziert mit der Fremdkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
2.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Altanlagen bewertet zu Tagesneuwerten und multipliziert mit der Eigenkapitalquote nach § 6 Abs. 2,
3.
kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Neuanlagen bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und
4.
Bilanzwerte der betriebsnotwendigen Finanzanlagen und Bilanzwerte des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens unter Abzug des Steueranteils der Sonderposten mit Rücklageanteil
und unter Abzug des Abzugskapitals und des verzinslichen Fremdkapitals. Grundstücke sind zu Anschaffungskosten anzusetzen. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Soweit das nach Satz 2 ermittelte betriebsnotwendige Eigenkapital einen Anteil von 40 Prozent des sich aus der Summe der Werte nach Satz 2 Nr. 1 bis 4 ergebenden betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt, ist der übersteigende Anteil dieses Eigenkapitals gemäß Absatz 7 zu verzinsen.

(2) Als Abzugskapital ist das zinslos zur Verfügung stehende Kapital zu behandeln. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand der folgenden Positionen anzusetzen:

1.
Rückstellungen;
2.
erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen von Kunden;
3.
unverzinsliche Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen;
4.
erhaltene Baukostenzuschüsse einschließlich passivierter Leistungen der Anschlussnehmer zur Erstattung von Netzanschlusskosten;
5.
sonstige Verbindlichkeiten, soweit die Mittel dem Betreiber von Gasversorgungsnetzen zinslos zur Verfügung stehen.

(3) Zur Festlegung der Basis für die Eigenkapitalverzinsung ist das betriebsnotwendige Eigenkapital auf Neu- und Altanlagen aufzuteilen. Der auf die Neuanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den der Restwert der Neuanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 3 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat. Der auf die Altanlagen entfallende Anteil bestimmt sich nach dem Anteil, den die Summe der Restwerte der Altanlagen nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 und 2 an der Summe der Restwerte des Sachanlagevermögens nach Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 bis 3 hat.

(4) Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Neuanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz darf den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten zuzüglich eines angemessenen Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse nach Absatz 5 nicht überschreiten. Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital, das auf Altanlagen entfällt, anzuwendende Eigenkapitalzinssatz ist zusätzlich um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate gemäß dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

(5) Die Höhe des Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse ist insbesondere unter Berücksichtigung folgender Umstände zu ermitteln:

1.
Verhältnisse auf den nationalen und internationalen Kapitalmärkten und die Bewertung von Betreibern von Gasversorgungsnetzen auf diesen Märkten;
2.
durchschnittliche Verzinsung des Eigenkapitals von Betreibern von Gasversorgungsnetzen auf ausländischen Märkten;
3.
beobachtete und quantifizierbare unternehmerische Wagnisse.

(6) Über die Eigenkapitalzinssätze nach § 21 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes entscheidet die Regulierungsbehörde in Anwendung der Absätze 4 und 5 vor Beginn einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung, erstmals zum 1. Januar 2009, durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes. Die Festlegung nach Satz 1 erfolgt jeweils für die Dauer einer Regulierungsperiode nach § 3 der Anreizregulierungsverordnung. Bis zur erstmaligen Festlegung durch die Regulierungsbehörde beträgt der Eigenkapitalzinssatz bei Neuanlagen 9,21 Prozent vor Steuern und bei Altanlagen 7,8 Prozent vor Steuern.

(7) Der Zinssatz für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach Absatz 1 Satz 5 bestimmt sich als Mittelwert des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen:

1.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen der öffentlichen Hand,
2.
Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) und
3.
Umlaufsrendite inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Hypothekenpfandbriefe.
Weitere Zuschläge sind unzulässig.

der Gasnetzentgeltverordnung.

(10) Die Absätze 1 bis 9 sind nicht auf Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen anzuwenden.

§ 11 Beeinflussbare und nicht beeinflussbare Kostenanteile

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1

(1) Die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen sind berechtigt, 50 Prozent der ihnen durch die Nachrüstung nach den §§ 4 bis 9 zusätzlich entstehenden jährlichen Kosten über die Netzentgelte geltend zu machen.

(2) Auf Betreiber von geschlossenen Verteilernetzen ist Absatz 1 entsprechend anzuwenden.

der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22

(1) Die Betreiber von Übertragungsnetzen und die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen sind berechtigt, die ihnen durch ihre Verpflichtungen nach den §§ 11 bis 21 zusätzlich entstehenden jährlichen Kosten über die Netzentgelte geltend zu machen.

(2) Auf Betreiber von geschlossenen Verteilernetzen ist Absatz 1 entsprechend anzuwenden.

der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23

(1) Die Bundesnetzagentur genehmigt Investitionsmaßnahmen für Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen in die Übertragungs- und Fernleitungsnetze, soweit diese Investitionen zur Stabilität des Gesamtsystems, für die Einbindung in das nationale oder internationale Verbundnetz oder für einen bedarfsgerechten Ausbau des Energieversorgungsnetzes nach § 11 des Energiewirtschaftsgesetzes notwendig sind. Dies umfasst insbesondere Investitionen, die vorgesehen sind für

1.
Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen,
2.
die Integration von Anlagen, die dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unterfallen,
3.
den Ausbau von Verbindungskapazitäten nach Artikel 16 Absatz 6 Buchstabe b der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 15),
4.
den Ausbau von Gastransportkapazitäten zwischen Marktgebieten, soweit dauerhaft technisch bedingte Engpässe vorliegen und diese nicht durch andere, wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen beseitigt werden können,
5.
den Netzanschluss von LNG-Anlagen nach § 39b der Gasnetzzugangsverordnung,
6.
Erweiterungsinvestitionen zur Errichtung von Hochspannungsleitungen auf neuen Trassen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt als Erdkabel, soweit die Gesamtkosten für Errichtung und Betrieb des Erdkabels die Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht überschreiten und noch kein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für die Errichtung einer Freileitung eingeleitet wurde, sowie Erdkabel nach § 43 Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 2 Abs. 1 des Energieleitungsausbaugesetzes,
7.
grundlegende, mit erheblichen Kosten verbundene Umstrukturierungsmaßnahmen, die erforderlich sind, um die technischen Standards zur Gewährleistung der technischen Sicherheit des Netzes umzusetzen, die auf Grund einer behördlichen Anordnung nach § 49 Abs. 5 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich werden oder deren Notwendigkeit von der nach Landesrecht zuständigen Behörde bestätigt wird,
8.
den Einsatz des Leiterseil-Temperaturmonitorings und von Hochtemperatur-Leiterseilen oder
9.
Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten und neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen jeweils als Pilotprojekte, die im Rahmen der Ausbauplanung für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich sind.
Als Kosten einer genehmigten Investitionsmaßnahme können Betriebs- und Kapitalkosten geltend gemacht werden. Die Genehmigungen für Investitionsmaßnahmen sind jeweils bis zum Ende derjenigen Regulierungsperiode zu befristen, in der ein Antrag gestellt worden ist. Wird ein Antrag erst nach dem Basisjahr, welches nach § 6 Absatz 1 Satz 4 für die folgende Regulierungsperiode zugrunde zu legen ist, für die folgende Regulierungsperiode gestellt, ist die Genehmigung bis zum Ende dieser folgenden Regulierungsperiode zu befristen.

(1a) Soweit die Bundesnetzagentur nicht gemäß § 32 Absatz 1 Nummer 8a etwas Abweichendes festgelegt hat, können ab dem Zeitpunkt der vollständigen Inbetriebnahme der Anlagegüter der Investitionsmaßnahme oder eines Teils der Investitionsmaßnahme bis zum Ende der Regulierungsperiode, in der die Genehmigung der Investitionsmaßnahme nach Absatz 1 gilt, als Betriebskosten für die Anlagegüter, die Gegenstand der Investitionsmaßnahme sind, jährlich pauschal 0,8 Prozent der für die Investitionsmaßnahme ansetzbaren Anschaffungs- und Herstellungskosten geltend gemacht werden, abzüglich des projektspezifischen oder des pauschal festgelegten Ersatzanteils. Für den Zeitraum bis zum Zeitpunkt einer Inbetriebnahme von Anlagegütern hat die Bundesnetzagentur eine Pauschale nach § 32 Absatz 1 Nummer 8c festzulegen.

(2) Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese für Maßnahmen zur Beseitigung von Engpässen nach Artikel 16 Abs. 6 Buchstabe b der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder § 15 Abs. 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung verwendet werden, sind bei der Ermittlung der aus genehmigten Investitionsmaßnahmen resultierenden Kosten in Abzug zu bringen. Satz 1 gilt entsprechend für Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 36) oder § 17 Absatz 4 der Gasnetzzugangsverordnung, soweit diese für Maßnahmen zur Beseitigung von Engpässen nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 36) oder § 17 Absatz 4 der Gasnetzzugangsverordnung verwendet werden.

(2a) Die in den letzten drei Jahren der Genehmigungsdauer der Investitionsmaßnahme entstandenen Betriebs- und Kapitalkosten, die auf Grund der Regelung nach § 4 Absatz 3 Satz 1 Nummer 2 sowohl im Rahmen der genehmigten Investitionsmaßnahme als auch in der Erlösobergrenze gemäß § 4 Absatz 1 der folgenden Regulierungsperiode berücksichtigt werden, sind als Abzugsbetrag zu berücksichtigen. Die Betriebs- und Kapitalkosten nach Satz 1 sind bis zum Ende der Genehmigungsdauer aufzuzinsen. Für die Verzinsung gilt § 5 Absatz 2 Satz 3 entsprechend. Die Auflösung des nach den Sätzen 1 bis 3 ermittelten Abzugsbetrags erfolgt gleichmäßig über 20 Jahre, beginnend mit dem Jahr nach Ablauf der Genehmigungsdauer der Investitionsmaßnahme.

(2b) Bei der Genehmigung von Erweiterungs- und Umstrukturierungsmaßnahmen nach Absatz 1, die auch dem Ersatz von Anlagen dienen und die nach dem 17. September 2016 beantragt werden, ist ein projektspezifischer Ersatzanteil von den Anschaffungs- und Herstellungskosten der Investitionsmaßnahme in Abzug zu bringen. Der projektspezifische Ersatzanteil ermittelt sich aus dem Verhältnis der Tagesneuwerte der ersetzten Anlagen zur Summe der Anschaffungs- und Herstellungskosten der gesamten Anlagen der Investitionsmaßnahme. Der Tagesneuwert der ersetzten Anlagen ist entsprechend § 6 Absatz 3 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 6 Absatz 3 der Gasnetzentgeltverordnung zu ermitteln. Der projektspezifische Ersatzanteil ist durch den Netzbetreiber darzulegen und zu beweisen, damit seine Höhe von einem sachkundigen Dritten ohne weitere Informationen nachzuvollziehen ist. Weist der Netzbetreiber nach, dass es ihm nicht möglich ist, einen konkreten projektspezifischen Ersatzanteil der Investitionsmaßnahme nach Satz 2 zu ermitteln, schätzt die Regulierungsbehörde den Ersatzanteil von Amts wegen unter Berücksichtigung der vom Netzbetreiber vorgetragenen Daten. Bei Investitionsmaßnahmen, die nicht auch dem Ersatz vorhandener Komponenten dienen, ist kein Ersatzanteil abzuziehen. Dies sind insbesondere Investitionsmaßnahmen, die vorgesehen sind für

1.
(weggefallen)
2.
Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten,
3.
neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen,
4.
Maßnahmen oder Teilmaßnahmen, die im Netzentwicklungsplan als Neubau in neuer Trasse enthalten sind oder
5.
neue Umspannanlagen, Schaltanlagen, Gasdruckregelanlagen oder Messanlagen an einem Standort, der bisher nicht als Standort für solche Anlagen genutzt wurde.
Soweit die Bundesnetzagentur dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 8 für Investitionsmaßnahmen eines bestimmten Typs festlegt, ist für diese ebenfalls grundsätzlich kein Ersatzanteil abzuziehen. Im Fall von Änderungsanträgen zu Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen, für die eine Investitionsmaßnahme bereits vor dem 17. September 2016 durch die Regulierungsbehörde genehmigt worden ist, bleibt der in dieser Genehmigung festgesetzte Ersatzanteil unverändert und ist auf die beantragten Änderungen anzuwenden.

(3) Der Antrag auf Genehmigung von Investitionsmaßnahmen ist spätestens neun Monate vor Beginn des Kalenderjahres, in dem die Investition erstmals ganz oder teilweise kostenwirksam werden soll, bei der Bundesnetzagentur zu stellen. Der Antrag muss eine Analyse des nach Absatz 1 ermittelten Investitionsbedarfs enthalten. Diese soll insbesondere auf Grundlage der Angaben der Übertragungsnetzbetreiber in den Netzzustands- und Netzausbauberichten nach § 12 Abs. 3a des Energiewirtschaftsgesetzes erstellt werden; bei Fernleitungsnetzbetreibern soll der Antrag entsprechende Angaben enthalten. Der Antrag hat Angaben zu enthalten, ab wann, in welcher Höhe und für welchen Zeitraum die Investitionen erfolgen und kostenwirksam werden sollen. Der Zeitraum der Kostenwirksamkeit muss sich hierbei an der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer der jeweiligen Anlagengruppe orientieren. Die betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern der jeweiligen Anlagengruppen ergeben sich aus Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung und Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung. Die Angaben im Antrag müssen einen sachkundigen Dritten in die Lage versetzen, ohne weitere Informationen das Vorliegen der Genehmigungsvoraussetzungen prüfen und eine Entscheidung treffen zu können.

(4) Bei der Prüfung der Voraussetzungen nach Absatz 1 sollen Referenznetzanalysen nach § 22 Abs. 2 Satz 3 angewendet werden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen; die Erstellung der Referenznetze erfolgt auf der Grundlage der bestehenden Netze.

(5) Die Genehmigung ist mit einem Widerrufsvorbehalt für den Fall zu versehen, dass die Investition nicht der Genehmigung entsprechend durchgeführt wird. Sie kann mit weiteren Nebenbestimmungen versehen werden. Insbesondere können durch Nebenbestimmungen finanzielle Anreize geschaffen werden, die Kosten der genehmigten Investitionsmaßnahme zu unterschreiten.

(6) Betreibern von Verteilernetzen können Investitionsmaßnahmen durch die Regulierungsbehörde für solche Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen genehmigt werden, die durch die Integration von Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz oder dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, zur Durchführung von Maßnahmen im Sinne des Absatzes 1 Satz 2 Nr. 6 bis 8 sowie für Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen, notwendig werden und die nicht durch den Erweiterungsfaktor nach § 10 berücksichtigt werden. Investitionsmaßnahmen nach Satz 1 sind nur für solche Maßnahmen zu genehmigen, die mit erheblichen Kosten verbunden sind. Von erheblichen Kosten nach Satz 2 ist in der Regel auszugehen, wenn sich durch die Investitionsmaßnahmen eines Netzbetreibers nach Satz 1 oder Absatz 7 dessen Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile um mindestens 0,5 Prozent erhöhen. Absatz 1 Satz 3 und 4 sowie die Absätze 2a bis 5 gelten entsprechend.

(7) Betreibern von Verteilernetzen können Investitionsmaßnahmen durch die Regulierungsbehörde auch für Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen in die Hochspannungsebene genehmigt werden, soweit diese Investitionen zur Stabilität des Gesamtsystems, für die Einbindung in das nationale oder internationale Verbundnetz oder für einen bedarfsgerechten Ausbau des Energieversorgungsnetzes nach § 11 des Energiewirtschaftsgesetzes notwendig sind. Absatz 1 Satz 3 und 4 sowie die Absätze 2a bis 5 sind entsprechend anzuwenden.

, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1,

(1) Die nach § 32 Abs. 1 Nr. 1 festgelegten Erlösobergrenzen werden in Entgelte für den Zugang zu den Energieversorgungsnetzen umgesetzt. Dies erfolgt entsprechend der Vorschriften des Teils 2 Abschnitt 2 und 3 der Gasnetzentgeltverordnung. Die §§ 16, 27 und 28 der Gasnetzentgeltverordnung gelten entsprechend. § 30 der Gasnetzentgeltverordnung bleibt unberührt.

(2) Der Netzbetreiber ist verpflichtet, bei einer Anpassung der Erlösobergrenze nach § 4 Abs. 3 und 5 die Netzentgelte anzupassen, soweit sich daraus nach Absatz 1 eine Absenkung der Netzentgelte ergibt. Im Übrigen ist er im Falle einer Anpassung der Erlösobergrenze nach § 4 Abs. 3 bis 5 zur Anpassung der Netzentgelte berechtigt.

(3) Die Anpassung der Netzentgelte nach Absatz 2 erfolgt zum 1. Januar eines Kalenderjahres. Vorgelagerte Netzbetreiber haben die Höhe der geplanten Anpassung der Netzentgelte den nachgelagerten Netzbetreibern rechtzeitig vor dem Zeitpunkt nach Satz 1 mitzuteilen.

(4) Für die Umsetzung der nach § 32 Absatz 1 Nummer 1 festgelegten Erlösobergrenzen in Entgelte für den Zugang zu den Elektrizitätsversorgungsnetzen ist § 21 der Stromnetzentgeltverordnung anzuwenden.

den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5

(1) Der Flächenentwicklungsplan enthält für den Zeitraum ab dem Jahr 2026 bis mindestens zum Jahr 2030 für die ausschließliche Wirtschaftszone und nach Maßgabe der folgenden Bestimmungen für das Küstenmeer Festlegungen über

1.
Gebiete; im Küstenmeer können Gebiete nur festgelegt werden, wenn das zuständige Land die Gebiete als möglichen Gegenstand des Flächenentwicklungsplans ausgewiesen hat,
2.
Flächen in den nach Nummer 1 festgelegten Gebieten; im Küstenmeer können Flächen nur festgelegt werden, wenn das zuständige Land die Flächen als möglichen Gegenstand des Flächenentwicklungsplans ausgewiesen hat,
3.
die zeitliche Reihenfolge, in der die festgelegten Flächen zur Ausschreibung nach Teil 3 Abschnitt 2 kommen sollen, einschließlich der Benennung der jeweiligen Kalenderjahre,
4.
die Kalenderjahre, in denen auf den festgelegten Flächen jeweils die bezuschlagten Windenergieanlagen auf See und die entsprechende Offshore-Anbindungsleitung in Betrieb genommen werden sollen,
5.
die in den festgelegten Gebieten und auf den festgelegten Flächen jeweils voraussichtlich zu installierende Leistung von Windenergieanlagen auf See,
6.
Standorte von Konverterplattformen, Sammelplattformen und, soweit wie möglich, Umspannanlagen,
7.
Trassen oder Trassenkorridore für Offshore-Anbindungsleitungen,
8.
Orte, an denen die Offshore-Anbindungsleitungen die Grenze zwischen der ausschließlichen Wirtschaftszone und dem Küstenmeer überschreiten,
9.
Trassen oder Trassenkorridore für grenzüberschreitende Stromleitungen,
10.
Trassen oder Trassenkorridore für mögliche Verbindungen der in den Nummern 1, 2, 6, 7 und 9 genannten Anlagen, Trassen oder Trassenkorridore untereinander und
11.
standardisierte Technikgrundsätze und Planungsgrundsätze.

(2) Der Flächenentwicklungsplan kann für den Zeitraum ab dem Jahr 2021

1.
Folgendes festlegen:
a)
küstennah außerhalb von Gebieten Testfelder für insgesamt höchstens 40 Quadratkilometer; Testfelder können im Küstenmeer nur festgelegt werden, wenn das Land den Bereich als möglichen Gegenstand des Flächenentwicklungsplans und zumindest teilweise zu Testzwecken ausgewiesen hat; wird ein Testfeld tatsächlich nicht oder in nur unwesentlichem Umfang genutzt, kann ein späterer Flächenentwicklungsplan die Festlegung des Testfeldes aufheben und stattdessen Gebiete und Flächen festlegen,
b)
die Kalenderjahre, in denen auf den festgelegten Testfeldern jeweils erstmals Pilotwindenergieanlagen auf See und die entsprechende Testfeld-Anbindungsleitung in Betrieb genommen werden sollen, und
c)
die Kapazität der entsprechenden Testfeld-Anbindungsleitung;
2.
für Gebiete in der ausschließlichen Wirtschaftszone und im Küstenmeer verfügbare Netzanbindungskapazitäten auf vorhandenen oder in den folgenden Jahren noch fertigzustellenden Offshore-Anbindungsleitungen ausweisen, die nach § 70 Absatz 2 Pilotwindenergieanlagen auf See zugewiesen werden können.
Der Flächenentwicklungsplan kann
1.
räumliche Vorgaben für die Errichtung von Pilotwindenergieanlagen auf See in Gebieten und in Testfeldern machen; für Gebiete und Testfelder im Küstenmeer können sie in der Verwaltungsvereinbarung nach § 4 Absatz 2 näher bestimmt werden,
2.
die technischen Gegebenheiten der Offshore-Anbindungsleitung oder der Testfeld-Anbindungsleitung benennen und
3.
sich aus diesen Gegebenheiten ergebende technische Voraussetzungen für den Netzanschluss von Pilotwindenergieanlagen auf See benennen.

(2a) Der Flächenentwicklungsplan kann sonstige Energiegewinnungsbereiche außerhalb von Gebieten für insgesamt 40 bis 70 Quadratkilometer festlegen und räumliche Vorgaben für Leitungen, die Energie oder Energieträger aus diesen abführen, machen. Im Küstenmeer können sonstige Energiegewinnungsbereiche nur festgelegt werden, wenn das zuständige Land die sonstigen Energiegewinnungsbereiche als möglichen Gegenstand des Flächenentwicklungsplans ausgewiesen hat. Wird ein sonstiger Energiegewinnungsbereich tatsächlich nicht oder in nur unwesentlichem Umfang genutzt, kann ein späterer Flächenentwicklungsplan die Festlegung des sonstigen Energiegewinnungsbereichs aufheben und stattdessen Gebiete und Flächen festlegen.

(3) Festlegungen nach Absatz 1 Nummer 1 und 2 sowie 6 bis 11 und Festlegungen nach Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 Buchstabe a und Absatz 2a sind unzulässig, wenn überwiegende öffentliche oder private Belange entgegenstehen. Diese Festlegungen sind insbesondere unzulässig, wenn

1.
sie mit den Erfordernissen der Raumordnung nach § 17 Absatz 1 des Raumordnungsgesetzes nicht übereinstimmen,
2.
sie die Meeresumwelt gefährden,
3.
sie die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs beeinträchtigen,
4.
sie die Sicherheit der Landes- und Bündnisverteidigung beeinträchtigen,
5.
im Fall einer Festlegung nach Absatz 1 Nummer 1 oder 2 das Gebiet oder die Fläche
a)
in einem nach § 57 des Bundesnaturschutzgesetzes ausgewiesenen Schutzgebiet liegt oder
b)
außerhalb der vom Bundesfachplan Offshore nach § 17a des Energiewirtschaftsgesetzes festgelegten Cluster 1 bis 8 in der Nordsee und Cluster 1 bis 3 in der Ostsee oder außerhalb der durch ein Land ausgewiesenen Gebiete oder Flächen im Küstenmeer liegt, es sei denn, in diesen Clustern und diesen Gebieten und Flächen im Küstenmeer können nicht ausreichend Gebiete und Flächen festgelegt werden, um das Ausbauziel nach § 4 Nummer 2 Buchstabe b des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu erreichen oder
6.
im Fall einer Festlegung nach Absatz 2a der sonstige Energiegewinnungsbereich in einem nach § 57 des Bundesnaturschutzgesetzes ausgewiesenen Schutzgebiet liegt.
Soweit das Gebiet oder die Fläche in einem vom Bundesfachplan Offshore nach § 17a des Energiewirtschaftsgesetzes festgelegten Cluster oder einem Vorrang-, Vorbehalts- oder Eignungsgebiet eines Raumordnungsplans nach § 17 Absatz 1 Satz 1 des Raumordnungsgesetzes liegt, muss die Zulässigkeit der Festlegungen nach Absatz 1 Nummer 1 und 2 nur geprüft werden, soweit zusätzliche oder andere erhebliche Gesichtspunkte erkennbar oder Aktualisierungen und Vertiefungen der Prüfung erforderlich sind. Für die Strategische Umweltprüfung ist § 39 Absatz 3 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung entsprechend anzuwenden. Für durch ein Land ausgewiesene Gebiete und Flächen im Küstenmeer stellt das Land sämtliche Informationen und Unterlagen einschließlich derjenigen, die für die Strategische Umweltprüfung erforderlich sind, zur Verfügung, die für die Prüfung benötigt werden, ob die Festlegung dieser Gebiete und Flächen zulässig ist.

(4) Im Flächenentwicklungsplan werden einzelne Flächen nach Absatz 1 Nummer 2 und gebietsübergreifend die zeitliche Reihenfolge, in der die Flächen zur Ausschreibung kommen sollen, mit dem Ziel festgelegt, dass ab dem Jahr 2026 Windenergieanlagen auf See auf diesen Flächen in Betrieb genommen und zeitgleich die zur Anbindung dieser Flächen jeweils erforderlichen Offshore-Anbindungsleitungen fertiggestellt werden sowie jeweils vorhandene Offshore-Anbindungsleitungen effizient genutzt und ausgelastet werden. Kriterien für die Festlegung der Flächen und die zeitliche Reihenfolge ihrer Ausschreibung sind insbesondere

1.
die effiziente Nutzung und Auslastung der Offshore-Anbindungsleitungen, die zum Zeitpunkt der Erstellung des Flächenentwicklungsplans
a)
bereits vorhanden sind oder
b)
im Offshore-Netzentwicklungsplan vorbehaltlos bestätigt sind,
2.
die geordnete und effiziente Planung, Errichtung, Inbetriebnahme, Nutzung und Auslastung für die im Jahr 2026 und in den folgenden Jahren noch fertigzustellenden Offshore-Anbindungsleitungen und Netzverknüpfungspunkte an Land; hierbei werden auch die Planung und der tatsächliche Ausbau von Netzen an Land berücksichtigt,
3.
die räumliche Nähe zur Küste,
4.
Nutzungskonflikte auf einer Fläche,
5.
die voraussichtliche tatsächliche Bebaubarkeit einer Fläche,
6.
die voraussichtlich zu installierende Leistung auf einer Fläche und die sich daraus ergebende Eignung der Fläche für eine kosteneffiziente Stromerzeugung und
7.
eine unter Berücksichtigung der insgesamt vorhandenen Potentiale ausgewogene Verteilung des Ausschreibungsvolumens auf Flächen in der Nordsee und in der Ostsee.

(5) Im Flächenentwicklungsplan werden die Gebiete sowie die Flächen und die zeitliche Reihenfolge nach Absatz 1 Nummer 3 und Absatz 4 so festgelegt, dass Windenergieanlagen auf See auf Flächen mit einer voraussichtlich zu installierenden Leistung von 700 bis 900 Megawatt und von durchschnittlich nicht mehr als 840 Megawatt

1.
zu jedem Gebotstermin nach § 17 ausgeschrieben werden und
2.
ab dem Jahr 2026 pro Kalenderjahr in Betrieb genommen werden.
Zwischen dem Kalenderjahr der Ausschreibung nach Satz 1 Nummer 1 für eine Fläche und dem Kalenderjahr der Inbetriebnahme der bezuschlagten Windenergieanlagen auf See nach Satz 1 Nummer 2 auf dieser Fläche müssen mindestens so viele Monate liegen, dass die Realisierungsfristen nach § 59 eingehalten werden können. Soweit in den Ausschreibungen nach Teil 3 Abschnitt 3 für wesentlich weniger als 3 100 Megawatt ein Zuschlag nach § 34 erteilt wurde, werden die Festlegungen nach Satz 1 so getroffen, dass abweichend von Satz 1 die voraussichtlich zu installierende Leistung von 700 bis 900 Megawatt und durchschnittlich 840 Megawatt in dem Umfang erhöht wird, der zur Erreichung des Ausbauziels nach § 4 Nummer 2 Buchstabe b des Erneuerbare-Energien-Gesetzes erforderlich ist.

des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,

(1) Die Bundesnetzagentur genehmigt Investitionsmaßnahmen für Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen in die Übertragungs- und Fernleitungsnetze, soweit diese Investitionen zur Stabilität des Gesamtsystems, für die Einbindung in das nationale oder internationale Verbundnetz oder für einen bedarfsgerechten Ausbau des Energieversorgungsnetzes nach § 11 des Energiewirtschaftsgesetzes notwendig sind. Dies umfasst insbesondere Investitionen, die vorgesehen sind für

1.
Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen,
2.
die Integration von Anlagen, die dem Erneuerbare-Energien-Gesetz und dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz unterfallen,
3.
den Ausbau von Verbindungskapazitäten nach Artikel 16 Absatz 6 Buchstabe b der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 15),
4.
den Ausbau von Gastransportkapazitäten zwischen Marktgebieten, soweit dauerhaft technisch bedingte Engpässe vorliegen und diese nicht durch andere, wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen beseitigt werden können,
5.
den Netzanschluss von LNG-Anlagen nach § 39b der Gasnetzzugangsverordnung,
6.
Erweiterungsinvestitionen zur Errichtung von Hochspannungsleitungen auf neuen Trassen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt als Erdkabel, soweit die Gesamtkosten für Errichtung und Betrieb des Erdkabels die Gesamtkosten der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht überschreiten und noch kein Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für die Errichtung einer Freileitung eingeleitet wurde, sowie Erdkabel nach § 43 Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes und § 2 Abs. 1 des Energieleitungsausbaugesetzes,
7.
grundlegende, mit erheblichen Kosten verbundene Umstrukturierungsmaßnahmen, die erforderlich sind, um die technischen Standards zur Gewährleistung der technischen Sicherheit des Netzes umzusetzen, die auf Grund einer behördlichen Anordnung nach § 49 Abs. 5 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich werden oder deren Notwendigkeit von der nach Landesrecht zuständigen Behörde bestätigt wird,
8.
den Einsatz des Leiterseil-Temperaturmonitorings und von Hochtemperatur-Leiterseilen oder
9.
Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten und neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen jeweils als Pilotprojekte, die im Rahmen der Ausbauplanung für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich sind.
Als Kosten einer genehmigten Investitionsmaßnahme können Betriebs- und Kapitalkosten geltend gemacht werden. Die Genehmigungen für Investitionsmaßnahmen sind jeweils bis zum Ende derjenigen Regulierungsperiode zu befristen, in der ein Antrag gestellt worden ist. Wird ein Antrag erst nach dem Basisjahr, welches nach § 6 Absatz 1 Satz 4 für die folgende Regulierungsperiode zugrunde zu legen ist, für die folgende Regulierungsperiode gestellt, ist die Genehmigung bis zum Ende dieser folgenden Regulierungsperiode zu befristen.

(1a) Soweit die Bundesnetzagentur nicht gemäß § 32 Absatz 1 Nummer 8a etwas Abweichendes festgelegt hat, können ab dem Zeitpunkt der vollständigen Inbetriebnahme der Anlagegüter der Investitionsmaßnahme oder eines Teils der Investitionsmaßnahme bis zum Ende der Regulierungsperiode, in der die Genehmigung der Investitionsmaßnahme nach Absatz 1 gilt, als Betriebskosten für die Anlagegüter, die Gegenstand der Investitionsmaßnahme sind, jährlich pauschal 0,8 Prozent der für die Investitionsmaßnahme ansetzbaren Anschaffungs- und Herstellungskosten geltend gemacht werden, abzüglich des projektspezifischen oder des pauschal festgelegten Ersatzanteils. Für den Zeitraum bis zum Zeitpunkt einer Inbetriebnahme von Anlagegütern hat die Bundesnetzagentur eine Pauschale nach § 32 Absatz 1 Nummer 8c festzulegen.

(2) Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese für Maßnahmen zur Beseitigung von Engpässen nach Artikel 16 Abs. 6 Buchstabe b der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder § 15 Abs. 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung verwendet werden, sind bei der Ermittlung der aus genehmigten Investitionsmaßnahmen resultierenden Kosten in Abzug zu bringen. Satz 1 gilt entsprechend für Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 36) oder § 17 Absatz 4 der Gasnetzzugangsverordnung, soweit diese für Maßnahmen zur Beseitigung von Engpässen nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 36) oder § 17 Absatz 4 der Gasnetzzugangsverordnung verwendet werden.

(2a) Die in den letzten drei Jahren der Genehmigungsdauer der Investitionsmaßnahme entstandenen Betriebs- und Kapitalkosten, die auf Grund der Regelung nach § 4 Absatz 3 Satz 1 Nummer 2 sowohl im Rahmen der genehmigten Investitionsmaßnahme als auch in der Erlösobergrenze gemäß § 4 Absatz 1 der folgenden Regulierungsperiode berücksichtigt werden, sind als Abzugsbetrag zu berücksichtigen. Die Betriebs- und Kapitalkosten nach Satz 1 sind bis zum Ende der Genehmigungsdauer aufzuzinsen. Für die Verzinsung gilt § 5 Absatz 2 Satz 3 entsprechend. Die Auflösung des nach den Sätzen 1 bis 3 ermittelten Abzugsbetrags erfolgt gleichmäßig über 20 Jahre, beginnend mit dem Jahr nach Ablauf der Genehmigungsdauer der Investitionsmaßnahme.

(2b) Bei der Genehmigung von Erweiterungs- und Umstrukturierungsmaßnahmen nach Absatz 1, die auch dem Ersatz von Anlagen dienen und die nach dem 17. September 2016 beantragt werden, ist ein projektspezifischer Ersatzanteil von den Anschaffungs- und Herstellungskosten der Investitionsmaßnahme in Abzug zu bringen. Der projektspezifische Ersatzanteil ermittelt sich aus dem Verhältnis der Tagesneuwerte der ersetzten Anlagen zur Summe der Anschaffungs- und Herstellungskosten der gesamten Anlagen der Investitionsmaßnahme. Der Tagesneuwert der ersetzten Anlagen ist entsprechend § 6 Absatz 3 der Stromnetzentgeltverordnung oder § 6 Absatz 3 der Gasnetzentgeltverordnung zu ermitteln. Der projektspezifische Ersatzanteil ist durch den Netzbetreiber darzulegen und zu beweisen, damit seine Höhe von einem sachkundigen Dritten ohne weitere Informationen nachzuvollziehen ist. Weist der Netzbetreiber nach, dass es ihm nicht möglich ist, einen konkreten projektspezifischen Ersatzanteil der Investitionsmaßnahme nach Satz 2 zu ermitteln, schätzt die Regulierungsbehörde den Ersatzanteil von Amts wegen unter Berücksichtigung der vom Netzbetreiber vorgetragenen Daten. Bei Investitionsmaßnahmen, die nicht auch dem Ersatz vorhandener Komponenten dienen, ist kein Ersatzanteil abzuziehen. Dies sind insbesondere Investitionsmaßnahmen, die vorgesehen sind für

1.
(weggefallen)
2.
Hochspannungsgleichstrom-Übertragungssysteme zum Ausbau der Stromübertragungskapazitäten,
3.
neue grenzüberschreitende Hochspannungsgleichstrom-Verbindungsleitungen,
4.
Maßnahmen oder Teilmaßnahmen, die im Netzentwicklungsplan als Neubau in neuer Trasse enthalten sind oder
5.
neue Umspannanlagen, Schaltanlagen, Gasdruckregelanlagen oder Messanlagen an einem Standort, der bisher nicht als Standort für solche Anlagen genutzt wurde.
Soweit die Bundesnetzagentur dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 8 für Investitionsmaßnahmen eines bestimmten Typs festlegt, ist für diese ebenfalls grundsätzlich kein Ersatzanteil abzuziehen. Im Fall von Änderungsanträgen zu Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen, für die eine Investitionsmaßnahme bereits vor dem 17. September 2016 durch die Regulierungsbehörde genehmigt worden ist, bleibt der in dieser Genehmigung festgesetzte Ersatzanteil unverändert und ist auf die beantragten Änderungen anzuwenden.

(3) Der Antrag auf Genehmigung von Investitionsmaßnahmen ist spätestens neun Monate vor Beginn des Kalenderjahres, in dem die Investition erstmals ganz oder teilweise kostenwirksam werden soll, bei der Bundesnetzagentur zu stellen. Der Antrag muss eine Analyse des nach Absatz 1 ermittelten Investitionsbedarfs enthalten. Diese soll insbesondere auf Grundlage der Angaben der Übertragungsnetzbetreiber in den Netzzustands- und Netzausbauberichten nach § 12 Abs. 3a des Energiewirtschaftsgesetzes erstellt werden; bei Fernleitungsnetzbetreibern soll der Antrag entsprechende Angaben enthalten. Der Antrag hat Angaben zu enthalten, ab wann, in welcher Höhe und für welchen Zeitraum die Investitionen erfolgen und kostenwirksam werden sollen. Der Zeitraum der Kostenwirksamkeit muss sich hierbei an der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer der jeweiligen Anlagengruppe orientieren. Die betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern der jeweiligen Anlagengruppen ergeben sich aus Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung und Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung. Die Angaben im Antrag müssen einen sachkundigen Dritten in die Lage versetzen, ohne weitere Informationen das Vorliegen der Genehmigungsvoraussetzungen prüfen und eine Entscheidung treffen zu können.

(4) Bei der Prüfung der Voraussetzungen nach Absatz 1 sollen Referenznetzanalysen nach § 22 Abs. 2 Satz 3 angewendet werden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen; die Erstellung der Referenznetze erfolgt auf der Grundlage der bestehenden Netze.

(5) Die Genehmigung ist mit einem Widerrufsvorbehalt für den Fall zu versehen, dass die Investition nicht der Genehmigung entsprechend durchgeführt wird. Sie kann mit weiteren Nebenbestimmungen versehen werden. Insbesondere können durch Nebenbestimmungen finanzielle Anreize geschaffen werden, die Kosten der genehmigten Investitionsmaßnahme zu unterschreiten.

(6) Betreibern von Verteilernetzen können Investitionsmaßnahmen durch die Regulierungsbehörde für solche Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen genehmigt werden, die durch die Integration von Anlagen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz oder dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz, zur Durchführung von Maßnahmen im Sinne des Absatzes 1 Satz 2 Nr. 6 bis 8 sowie für Netzausbaumaßnahmen, die dem Anschluss von Stromerzeugungsanlagen nach § 17 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes dienen, notwendig werden und die nicht durch den Erweiterungsfaktor nach § 10 berücksichtigt werden. Investitionsmaßnahmen nach Satz 1 sind nur für solche Maßnahmen zu genehmigen, die mit erheblichen Kosten verbunden sind. Von erheblichen Kosten nach Satz 2 ist in der Regel auszugehen, wenn sich durch die Investitionsmaßnahmen eines Netzbetreibers nach Satz 1 oder Absatz 7 dessen Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile um mindestens 0,5 Prozent erhöhen. Absatz 1 Satz 3 und 4 sowie die Absätze 2a bis 5 gelten entsprechend.

(7) Betreibern von Verteilernetzen können Investitionsmaßnahmen durch die Regulierungsbehörde auch für Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen in die Hochspannungsebene genehmigt werden, soweit diese Investitionen zur Stabilität des Gesamtsystems, für die Einbindung in das nationale oder internationale Verbundnetz oder für einen bedarfsgerechten Ausbau des Energieversorgungsnetzes nach § 11 des Energiewirtschaftsgesetzes notwendig sind. Absatz 1 Satz 3 und 4 sowie die Absätze 2a bis 5 sind entsprechend anzuwenden.

7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2

(1) Die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von folgenden Anlagen bedürfen der Planfeststellung durch die nach Landesrecht zuständige Behörde:

1.
Hochspannungsfreileitungen, ausgenommen Bahnstromfernleitungen, mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder mehr,
2.
Hochspannungsleitungen, die zur Netzanbindung von Windenergieanlagen auf See im Sinne des § 3 Nummer 49 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im Küstenmeer als Seekabel und landeinwärts als Freileitung oder Erdkabel bis zu dem technisch und wirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt des nächsten Übertragungs- oder Verteilernetzes verlegt werden sollen,
3.
grenzüberschreitende Gleichstrom-Hochspannungsleitungen, die nicht unter Nummer 2 fallen und die im Küstenmeer als Seekabel verlegt werden sollen, sowie deren Fortführung landeinwärts als Freileitung oder Erdkabel bis zu dem technisch und wirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt des nächsten Übertragungs- oder Verteilernetzes,
4.
Hochspannungsleitungen nach § 2 Absatz 5 und 6 des Bundesbedarfsplangesetzes,
5.
Gasversorgungsleitungen mit einem Durchmesser von mehr als 300 Millimetern und
6.
Anbindungsleitungen von LNG-Anlagen an das Fernleitungsnetz mit einem Durchmesser von mehr als 300 Millimetern.
Leitungen nach § 2 Absatz 1 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz bleiben unberührt.

(2) Auf Antrag des Trägers des Vorhabens können durch Planfeststellung durch die nach Landesrecht zuständige Behörde zugelassen werden:

1.
die für den Betrieb von Energieleitungen notwendigen Anlagen, insbesondere Konverterstationen, Phasenschieber, Verdichterstationen, Umspannanlagen und Netzverknüpfungspunkte, soweit sie in das Planfeststellungsverfahren für die Energieleitung integriert werden; dabei ist eine nachträgliche Integration in die Entscheidung zur Planfeststellung durch Planergänzungsverfahren möglich, solange die Entscheidung zur Planfeststellung gilt,
2.
die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung eines Erdkabels für Hochspannungsleitungen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt im Küstenbereich von Nord- und Ostsee, die in einem 20 Kilometer breiten Korridor, der längs der Küstenlinie landeinwärts verläuft, verlegt werden sollen; Küstenlinie ist die in der Seegrenzkarte Nummer 2920 „Deutsche Nordseeküste und angrenzende Gewässer“, Ausgabe 1994, XII, und in der Seegrenzkarte Nummer 2921 „Deutsche Ostseeküste und angrenzende Gewässer“, Ausgabe 1994, XII, des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie jeweils im Maßstab 1 : 375 000 dargestellte Küstenlinie,*
3.
die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung eines Erdkabels mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder mehr zur Anbindung von Kraftwerken oder Pumpspeicherkraftwerken an das Elektrizitätsversorgungsnetz,
4.
die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung eines sonstigen Erdkabels für Hochspannungsleitungen mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder weniger, ausgenommen Bahnstromfernleitungen,
5.
die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung einer Freileitung mit einer Nennspannung von unter 110 Kilovolt oder einer Bahnstromfernleitung, sofern diese Leitungen mit einer Leitung nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 1, 2 oder 3 auf einem Mehrfachgestänge geführt werden und in das Planfeststellungsverfahren für diese Leitung integriert werden; Gleiches gilt für Erdkabel mit einer Nennspannung von unter 110 Kilovolt, sofern diese im räumlichen und zeitlichen Zusammenhang mit der Baumaßnahme eines Erdkabels nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 bis 4 oder nach den Nummern 2 bis 4 mit verlegt werden,
6.
Leerrohre, die im räumlichen und zeitlichen Zusammenhang mit der Baumaßnahme eines Erdkabels nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 bis 4 oder nach den Nummern 2 bis 4 mit verlegt werden,
7.
die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von Energiekopplungsanlagen und
8.
die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von Großspeicheranlagen mit einer Nennleistung ab 50 Megawatt, soweit sie nicht § 126 des Bundesberggesetzes unterfallen.
Satz 1 ist für Erdkabel auch bei Abschnittsbildung anzuwenden, wenn die Erdverkabelung in unmittelbarem Zusammenhang mit dem beantragten Abschnitt einer Freileitung steht.

(3) Bei der Planfeststellung sind die von dem Vorhaben berührten öffentlichen und privaten Belange im Rahmen der Abwägung zu berücksichtigen.

(4) Für das Planfeststellungsverfahren sind die §§ 72 bis 78 des Verwaltungsverfahrensgesetzes nach Maßgabe dieses Gesetzes anzuwenden.

(5) Die Maßgaben sind entsprechend anzuwenden, soweit das Verfahren landesrechtlich durch ein Verwaltungsverfahrensgesetz geregelt ist.

__________

des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18

(1) Betreiber von dezentralen Erzeugungsanlagen, die vor dem 1. Januar 2023 in Betrieb genommen worden sind, erhalten vom Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes, in dessen Netz sie einspeisen, ein Entgelt. Bei Anlagen mit volatiler Erzeugung ist Satz 1 mit der Maßgabe anzuwenden, dass sie nur dann ein Entgelt erhalten, wenn sie vor dem 1. Januar 2018 in Betrieb genommen worden sind. Dieses Entgelt muss den gegenüber den vorgelagerten Netz- oder Umspannebenen durch die jeweilige Einspeisung vermiedenen Netzentgelten entsprechen, die nach Maßgabe des § 120 des Energiewirtschaftsgesetzes ermittelt werden. Das Entgelt nach Satz 1 wird nicht gewährt, wenn die Stromeinspeisung

1.
nach § 19 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes gefördert wird,
2.
nach § 6 Absatz 4 Satz 1 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und § 13 Absatz 5 vergütet wird und in dieser Vergütung vermiedene Netzentgelte enthalten sind oder
3.
aus KWK-Anlagen nach § 8a Absatz 1 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes gefördert wird.
Netzbetreiber sind den Betreibern dezentraler Erzeugungsanlagen gleichzustellen, sofern sie in ein vorgelagertes Netz einspeisen und dort Netzentgelte in weiter vorgelagerten Netzebenen vermeiden.

(2) Die dem Entgelt für dezentrale Einspeisung zu Grunde liegenden vermiedenen gewälzten Kosten der vorgelagerten Netz- oder Umspannebenen werden für jede Netz- und Umspannebene einzeln ermittelt. Maßgeblich sind die tatsächliche Vermeidungsarbeit in Kilowattstunden, die tatsächliche Vermeidungsleistung in Kilowatt und die Netzentgelte der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene nach Maßgabe des § 120 Absatz 2 bis 6 des Energiewirtschaftsgesetzes. Bei der Ermittlung nach den Sätzen 1 und 2 sind die für die einzelnen Übertragungsnetzbetreiber in Anlage 4a angegebenen Werte zugrunde zu legen. Die Vermeidungsarbeit ist unter Berücksichtigung der Netzverluste der jeweiligen Netz- oder Umspannebene die Differenz zwischen der durch Letztverbraucher, Weiterverteiler und nachgelagerte Netz- oder Umspannebene entnommenen elektrischen Energie in Kilowattstunden und der aus der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene entnommenen elektrischen Energie in Kilowattstunden. Die Vermeidungsleistung ist die Differenz zwischen der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen aus der Netz- oder Umspannebene und der maximalen Bezugslast dieses Jahres aus der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene in Kilowatt.

(3) Die Aufteilung der nach Absatz 2 ermittelten vermiedenen Kosten der jeweils vorgelagerten Netz- oder Umspannebenen auf die einzelnen dezentralen Einspeisungen hat sachgerecht nach individueller Vermeidungsarbeit und Vermeidungsleistung zu erfolgen. Betreiber, die aus dezentralen Erzeugungsanlagen einspeisen, welche keinen überwiegenden Anteil an der Vermeidungsleistung haben, können zwischen einer Berechnung auf Basis ihrer tatsächlichen Vermeidungsleistung und einem alternativen Verfahren, welches ihre Vermeidungsleistung verstetigt, wählen. Bei dezentralen Einspeisungen ohne Lastgangmessung ist grundsätzlich nur die Vermeidungsarbeit zu berücksichtigen.

(4) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen sind verpflichtet, nach Abschluss einer Kalkulationsperiode die Differenz zwischen den an die Betreiber dezentraler Erzeugungsanlagen in Summe erstatteten Entgelten und den sich nach Absatz 2 rechnerisch ergebenden vermiedenen Kosten der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene zu ermitteln. Der Differenzbetrag ist zuzüglich einer angemessenen Verzinsung in der nächsten Kalkulationsperiode in Ansatz zu bringen.

(5) Die vermiedenen Netzentgelte nach Absatz 1, die sich auf Grund der Ermittlung nach den Absätzen 2 und 3 für die jeweilige Erzeugungsanlage ergeben, werden für Anlagen mit volatiler Erzeugung ab dem 1. Januar 2018 schrittweise jährlich, jeweils zum 1. Januar des Jahres, jeweils um einen Betrag von einem Drittel des ursprünglichen Ausgangswertes abgesenkt.

der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3

(1) Vorgelagerte Übertragungsnetzbetreiber müssen den Netzbetreibern die nach § 19 oder § 50 geleisteten Zahlungen abzüglich der Rückzahlungen nach § 36h Absatz 2, § 46 Absatz 3 und § 46b Absatz 1 nach Maßgabe des Teils 3 erstatten.

(2) Übertragungsnetzbetreiber müssen Netzbetreibern 50 Prozent der notwendigen Kosten erstatten, die ihnen durch eine effiziente Nachrüstung von Solaranlagen entstehen, wenn die Netzbetreiber auf Grund der Systemstabilitätsverordnung zu der Nachrüstung verpflichtet sind. § 11 Absatz 5 ist entsprechend anzuwenden.

(3) Netzbetreiber müssen vermiedene Netzentgelte nach § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, soweit sie nach § 18 Absatz 1 Satz 3 Nummer 1 der Stromnetzentgeltverordnung nicht an Anlagenbetreiber gewährt werden und nach § 120 des Energiewirtschaftsgesetzes in Verbindung mit § 18 Absatz 2 und 3 der Stromnetzentgeltverordnung ermittelt worden sind, an die vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber auszahlen. § 11 Absatz 5 Nummer 2 ist entsprechend anzuwenden.

(4) Die Zahlungen nach den Absätzen 1 bis 3 sind zu saldieren. Auf die Zahlungen sind monatliche Abschläge in angemessenem Umfang zu entrichten.

(5) Zahlt ein Übertragungsnetzbetreiber dem Netzbetreiber mehr als im Teil 3 vorgeschrieben, muss er den Mehrbetrag zurückfordern. Ist die Zahlung in Übereinstimmung mit dem Ergebnis eines Verfahrens der Clearingstelle nach § 81 Absatz 4 oder 5 erfolgt und beruht die Rückforderung auf der Anwendung einer nach der Zahlung in anderer Sache ergangenen höchstrichterlichen Entscheidung, ist der Netzbetreiber berechtigt, insoweit die Einrede der Übereinstimmung der Berechnung der Zahlung mit einer Entscheidung der Clearingstelle für Zahlungen zu erheben, die bis zum Tag der höchstrichterlichen Entscheidung geleistet worden sind. Der Rückforderungsanspruch verjährt mit Ablauf des zweiten auf die Einspeisung folgenden Kalenderjahres; die Pflicht nach Satz 1 erlischt insoweit. Die Sätze 1 bis 3 sind im Verhältnis von aufnehmendem Netzbetreiber und Anlagenbetreiber entsprechend anzuwenden. § 27 Absatz 1 ist auf Ansprüche nach Satz 4 nicht anzuwenden.

des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4

(1) Betreiber von neuen, modernisierten oder nachgerüsteten KWK-Anlagen im Sinn des § 5 Absatz 1 Nummer 1 haben gegenüber dem Netzbetreiber, mit dessen Netz ihre KWK-Anlage unmittelbar oder mittelbar verbunden ist, einen Anspruch auf Zahlung eines Zuschlags für KWK-Strom nach Maßgabe der Absätze 1a bis 4 sowie der §§ 7 bis 11, wenn

1.
die Anlagen
a)
bis zum 31. Dezember 2022 in Dauerbetrieb genommen wurden,
b)
über einen in einem Zuschlagsverfahren nach § 11 der KWK-Ausschreibungsverordnung erteilten Zuschlag verfügen, der nicht nach § 16 der KWK-Ausschreibungsverordnung entwertet wurde, oder
c)
nach dem 31. Dezember 2022, aber vor dem 31. Dezember 2025 in Dauerbetrieb genommen wurden,
2.
die Anlagen Strom auf Basis von Abfall, Abwärme, Biomasse, gasförmigen oder flüssigen Brennstoffen gewinnen,
3.
die Anlagen hocheffizient sind,
4.
die Anlagen keine bestehende Fernwärmeversorgung aus KWK-Anlagen verdrängen,
5.
die Anlagen die Anforderungen nach § 9 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes erfüllen, soweit es sich um Anlagen mit einer installierten Leistung im Sinne von § 3 Nummer 31 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes von mehr als 100 Kilowatt handelt, und
6.
eine Zulassung von dem Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle erteilt wurde.

(1a) Ein Anspruch nach Absatz 1 besteht für KWK-Strom aus modernisierten Dampfsammelschienen-KWK-Anlagen auch dann, wenn die Dampfsammelschienen-KWK-Anlagen

1.
abweichend von Absatz 1 Nummer 2 und § 1 Absatz 2 Nummer 2 teilweise auch Strom auf Basis von festen Brennstoffen gewinnen und
2.
über Vorrichtungen zur Messung und Bilanzierung der erzeugten Dampfmengen nach aktuellem Stand der Technik verfügen.
In den Fällen des Satzes 1 besteht der Anspruch auf Zahlung des Zuschlags ausschließlich für Strom, der auf Basis von Abfall, Abwärme, Biomasse, gasförmigen oder flüssigen Brennstoffen gewonnen wurde; die Abgrenzung dieses Stroms gegenüber anderem Strom, der in der Anlage erzeugt wird, hat gemäß den allgemein anerkannten Regeln der Technik zu erfolgen.

(2) Eine Verdrängung von Fernwärmeversorgung nach Absatz 1 Nummer 4 liegt nicht vor, wenn

1.
der Umfang der Wärmeeinspeisung aus KWK-Anlagen nicht den Anforderungen nach § 18 Absatz 1 Nummer 2 oder Absatz 2 entspricht oder
2.
eine bestehende KWK-Anlage vom selben Betreiber oder im Einvernehmen mit diesem durch eine oder mehrere neue KWK-Anlagen ersetzt wird, wobei die bestehende KWK-Anlage nicht stillgelegt werden muss.
Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle kann den Betreiber der bestehenden KWK-Anlage zur Stellungnahme über das Einvernehmen nach Satz 1 Nummer 2 auffordern. Geht dem Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle innerhalb von einem Monat nach Zugang der Aufforderung keine Stellungnahme zu, gilt das Einvernehmen als erteilt. Eine Anlage, für die ein Vorbescheid nach § 12 erteilt wurde, steht einer bestehenden Fernwärmeversorgung nicht gleich.

(3) Anspruch auf Zahlung eines Zuschlags für KWK-Strom, der nicht in ein Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist wird, besteht nur bei KWK-Anlagen im Sinn des § 5 Absatz 1 Nummer 1,

1.
die über eine elektrische KWK-Leistung von bis zu 100 Kilowatt verfügen,
2.
die KWK-Strom an Letztverbraucher in einer Kundenanlage oder in einem geschlossenen Verteilernetz liefern, soweit für diesen KWK-Strom die volle EEG-Umlage entrichtet wird,
3.
die in stromkostenintensiven Unternehmen eingesetzt werden und deren KWK-Strom von diesen Unternehmen selbst verbraucht wird oder
4.
deren Betreiber ein Unternehmen ist, das einer Branche nach Anlage 4 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zuzuordnen ist, sobald eine Verordnung nach § 33 Absatz 2 Nummer 1 erlassen wurde.
Für den Einsatz der KWK-Anlagen in stromkostenintensiven Unternehmen nach Satz 1 Nummer 3 ist maßgeblich, dass die KWK-Anlage zu einer Abnahmestelle gehört, an der das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle die EEG-Umlage für Strom, der selbst verbraucht wird, begrenzt hat. Stromkostenintensive Unternehmen im Sinn des Satzes 1 Nummer 3 sind auch solche Unternehmen, für die das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle abnahmestellenbezogen die EEG-Umlage für Strom, der selbst verbraucht wird, nach § 63 Nummer 1 in Verbindung mit § 103 Absatz 3 oder Absatz 4 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes für das jeweilige Kalenderjahr begrenzt hat.

(4) Mit dem Zuschlag zahlt der Netzbetreiber zusätzlich das Entgelt für die dezentrale Einspeisung nach § 18 der Stromnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2225), die zuletzt durch Artikel 2 Absatz 4 des Gesetzes vom 21. Dezember 2015 (BGBl. I S. 2498) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung an den Betreiber der KWK-Anlage. Dies ist nicht für KWK-Anlagen nach § 5 Absatz 1 Nummer 2 und innovative KWK-Systeme nach § 5 Absatz 2 anzuwenden.

und § 13 Absatz 5

(1) Betreiber von bestehenden KWK-Anlagen mit einer elektrischen KWK-Leistung von mehr als 2 Megawatt bis zu einer elektrischen Leistung von einschließlich 300 Megawatt haben gegenüber dem Netzbetreiber einen Anspruch auf Zahlung eines Zuschlags für KWK-Strom nach Maßgabe der Absätze 2, 3 und 4, wenn

1.
die Anlagen nahezu ausschließlich der Lieferung von Strom an Dritte über ein Netz der allgemeinen Versorgung oder ein geschlossenes Verteilernetz und von Wärme an Dritte dienen und von ihrer Dimensionierung nicht von vornherein nur auf die Versorgung bestimmter, schon bei der Errichtung der Anlage feststehender oder bestimmbarer Letztverbraucher mit Strom und Wärme ausgelegt sind, sondern grundsätzlich für die Versorgung jedes Letztverbrauchers bestimmt sind,
2.
die Anlagen hocheffizient sind,
3.
die Anlagen Strom auf Basis von gasförmigen Brennstoffen erzeugen,
4.
die Anlagen nicht durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz und ansonsten nicht mehr durch das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz gefördert werden und
5.
eine Zulassung erteilt wurde.
Das Erfordernis nach Satz 1 Nummer 1, den Strom nahezu ausschließlich an Dritte zu liefern, ist nicht für Strom anzuwenden, der in der KWK-Anlage oder in deren Neben- und Hilfsanlagen zur Erzeugung von Strom im technischen Sinn verbraucht wird (Kraftwerkseigenverbrauch).

(2) Anspruch auf Zahlung eines Zuschlags besteht für KWK-Strom aus bestehenden KWK-Anlagen, der ab dem 1. Januar 2016 und bis zum 31. Dezember 2019 in ein Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist wird.

(3) Der Zuschlag beträgt nach dem 31. Dezember 2018 für bestehende KWK-Anlagen

1.
mit einer elektrischen KWK-Leistung von mehr als 2 Megawatt bis zu einer elektrischen Leistung von einschließlich 50 Megawatt 1,5 Cent je Kilowattstunde,
2.
mit einer elektrischen Leistung von mehr als 50 Megawatt bis einschließlich 100 Megawatt 1,3 Cent je Kilowattstunde,
3.
mit einer elektrischen Leistung von mehr als 100 Megawatt bis einschließlich 200 Megawatt 0,5 Cent je Kilowattstunde,
4.
mit einer elektrischen Leistung von mehr als 200 Megawatt bis einschließlich 300 Megawatt 0,3 Cent je Kilowattstunde.
Eine Kumulierung mit Investitionskostenzuschüssen ist nicht zulässig.

(4) Für bestehende KWK-Anlagen wird der Zuschlag für 16 000 Vollbenutzungsstunden gezahlt. Für jedes abgelaufene Kalenderjahr ab dem 1. Januar 2017 verringert sich die Dauer der Zuschlagzahlung um die tatsächlich erreichte Anzahl der Vollbenutzungsstunden der KWK-Anlage, mindestens aber um 4 000 Vollbenutzungsstunden. § 7 Absatz 7 ist entsprechend anzuwenden.

(5) Mit dem Zuschlag zahlt der Netzbetreiber zusätzlich das Entgelt für die dezentrale Einspeisung nach § 18 der Stromnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2225), die zuletzt durch Artikel 2 Absatz 4 des Gesetzes vom 21. Dezember 2015 (BGBl. I S. 2498) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung an den Betreiber der KWK-Anlage.

(6) Für die Zulassung sind die §§ 10 und 11 entsprechend anzuwenden.

des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
dem erweiterten Bilanzausgleich gemäß § 35

(1) Marktgebietsverantwortliche innerhalb eines Marktgebiets haben für die Ein- und Ausspeisung von Biogas einen erweiterten Bilanzausgleich anzubieten.

(2) Marktgebietsverantwortliche bieten den erweiterten Bilanzausgleich für Bilanzkreisverträge an, in die der Bilanzkreisverantwortliche ausschließlich Biogasmengen einbringt (besonderer Biogas-Bilanzkreisvertrag). Der Austausch von Gasmengen zwischen Bilanzkreisen nach § 22 sowie eine Verrechnung von Differenzmengen erfolgt zwischen besonderen Biogas-Bilanzkreisverträgen. Eine Übertragung von Mengen in Erdgasbilanzkreise ist möglich, jedoch keine Übertragung von Mengen aus Erdgasbilanzkreisen in Biogas-Bilanzkreise.

(3) Ein besonderer Biogas-Bilanzkreisvertrag beinhaltet neben einem Bilanzausgleich von zwölf Monaten (Bilanzierungszeitraum) einen Flexibilitätsrahmen in Höhe von 25 Prozent. Der Flexibilitätsrahmen bezieht sich auf die kumulierte Abweichung der eingespeisten von der ausgespeisten Menge innerhalb des Bilanzierungszeitraums. Der Marktgebietsverantwortliche und der Bilanzkreisverantwortliche können abweichend von Satz 1 einen ersten Bilanzierungszeitraum von weniger als zwölf Monaten vereinbaren (Rumpfbilanzierungszeitraum). § 22 Absatz 2 gilt entsprechend; für verbundene Biogas-Bilanzkreise gilt einheitlich der Flexibilitätsrahmen nach Satz 1.

(4) Vor Beginn eines jeden Bilanzierungszeitraums informiert der Bilanzkreisverantwortliche den Marktgebietsverantwortlichen über die voraussichtlichen Ein- und Ausspeisemengen sowie deren zeitlich geplante Verteilung für den Bilanzierungszeitraum.

(5) Der Bilanzkreisverantwortliche hat sicherzustellen, dass die Ein- und Ausspeisemengen innerhalb des Flexibilitätsrahmens verbleiben und am Ende des Bilanzierungszeitraums ausgeglichen sind. Der Bilanzkreisverantwortliche ist nicht an die nach Absatz 4 abgegebene Prognose des zeitlichen Verlaufs der Ein- und Ausspeisemengen gebunden.

(6) Wird der Bilanzkreis für Biogas über einen anschließenden Bilanzierungszeitraum weitergeführt, können positive Endsalden eines vorhergehenden auf den nachfolgenden Bilanzierungszeitraum übertragen werden. Hierbei ist der Flexibilitätsrahmen des besonderen Biogas-Bilanzkreisvertrags einzuhalten.

(7) Nach Ablauf eines Bilanzierungszeitraums sind die einem Bilanzkreis des besonderen Biogas-Bilanzkreises zugeordneten Differenzen zwischen den tatsächlichen Ein- und Ausspeisemengen, die den Flexibilitätsrahmen übersteigen, auszugleichen. Dabei ist ein transparentes, diskriminierungsfreies und an den tatsächlichen effizienten Kosten für die Lieferung von Ausgleichsenergie orientiertes Verfahren anzuwenden. Es dürfen nur die Kosten anteilig in Rechnung gestellt werden, die zum Ausgleich der Differenzmengen erforderlich sind, die nach Saldierung aller bei einem Marktgebietsverantwortlichen geführten Bilanzkreise verbleiben.

(8) Bilanzkreisverantwortliche eines besonderen Biogas-Bilanzkreisvertrags zahlen an den Marktgebietsverantwortlichen ein Entgelt für den erweiterten Bilanzausgleich in Höhe von 0,001 Euro je Kilowattstunde für die Nutzung des tatsächlich in Anspruch genommenen Flexibilitätsrahmens. Die Höhe des pauschalierten Entgelts und die damit verbundene Anreizwirkung werden im Zuge des Monitoring nach § 35 Absatz 1 Nummer 7 des Energiewirtschaftsgesetzes überprüft.

(9) Die §§ 22, 23 sowie 25 finden keine Anwendung.

der Gasnetzzugangsverordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) in der jeweils geltenden Fassung, abzüglich der vom Einspeiser von Biogas zu zahlenden Pauschale,
erforderliche Maßnahmen des Netzbetreibers gemäß § 33 Absatz 10,

(1) Netzbetreiber haben Anlagen auf Antrag eines Anschlussnehmers vorrangig an die Gasversorgungsnetze anzuschließen. Die Kosten für den Netzanschluss sind vom Netzbetreiber zu 75 Prozent zu tragen. Der Anschlussnehmer trägt die verbleibenden 25 Prozent der Netzanschlusskosten, bei einem Netzanschluss einschließlich Verbindungsleitung mit einer Länge von bis zu einem Kilometer höchstens aber 250 000 Euro. Soweit eine Verbindungsleitung eine Länge von zehn Kilometern überschreitet, hat der Anschlussnehmer die Mehrkosten zu tragen. Der Netzanschluss steht im Eigentum des Netzbetreibers. Kommen innerhalb von zehn Jahren nach dem Netzanschluss weitere Anschlüsse hinzu, so hat der Netzbetreiber die Kosten so aufzuteilen, wie sie bei gleichzeitigem Netzanschluss verursacht worden wären, und Anschlussnehmern einen zu viel gezahlten Betrag zu erstatten.

(2) Der Netzbetreiber hat die Verfügbarkeit des Netzanschlusses dauerhaft, mindestens aber zu 96 Prozent, sicherzustellen und ist für die Wartung und den Betrieb des Netzanschlusses verantwortlich. Er trägt hierfür die Kosten. Soweit es für die Prüfung der technischen Einrichtungen und der Messeinrichtungen erforderlich ist, hat der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer oder seinem Beauftragten Zutritt zu den Räumen zu gestatten. Der Anschlussnehmer und der Netzbetreiber können vertraglich weitere Rechte und Pflichten, insbesondere Dienstleistungen, vereinbaren und sich diese gegenseitig vergüten.

(3) (weggefallen)

(4) Richtet ein Anschlussnehmer ein Netzanschlussbegehren an den Netzbetreiber, so hat dieser dem Anschlussnehmer innerhalb von zwei Wochen nach Eingang des Netzanschlussbegehrens darzulegen, welche Prüfungen zur Vorbereitung einer Entscheidung über das Netzanschlussbegehren notwendig sind und welche erforderlichen Kosten diese Prüfungen verursachen werden. Soweit zusätzliche Angaben erforderlich sind, hat der Netzbetreiber diese vollständig innerhalb von einer Woche nach Antragseingang vom Anschlussnehmer anzufordern. In diesem Fall beginnt die in Satz 1 genannte Frist mit dem Eingang der vollständigen zusätzlichen Angaben beim Netzbetreiber.

(5) Nach Eingang einer Vorschusszahlung des Anschlussnehmers in Höhe von 25 Prozent der nach Absatz 4 dargelegten Kosten der Prüfung ist der Netzbetreiber verpflichtet, unverzüglich die für eine Anschlusszusage notwendigen Prüfungen durchzuführen. Soweit erforderlich, sind andere Netzbetreiber zur Mitwirkung bei der Prüfung verpflichtet. Der Anschlussnehmer kann verlangen, dass der Netzbetreiber auch Prüfungen unter Zugrundelegung von Annahmen des Anschlussnehmers durchführt. Das Ergebnis der Prüfungen ist dem Anschlussnehmer unverzüglich, spätestens aber drei Monate nach Eingang der Vorschusszahlung mitzuteilen. Der Anschlussnehmer trägt die notwendigen Kosten der Prüfung.

(6) Der Netzbetreiber ist an ein positives Prüfungsergebnis für die Dauer von drei Monaten gebunden. Die Frist beginnt mit dem Zeitpunkt der Mitteilung nach Absatz 4. Innerhalb dieser Frist muss der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer ein verbindliches Vertragsangebot vorlegen. Das Vertragsangebot umfasst die Zusicherung einer bestimmten garantierten Mindesteinspeisekapazität. Die Wirksamkeit des Netzanschlussvertrags steht unter der aufschiebenden Bedingung, dass innerhalb von 18 Monaten mit dem Bau der Anlage begonnen wird. Zeiträume, in denen der Anschlussnehmer ohne sein Verschulden gehindert ist, mit dem Bau der Anlage zu beginnen, werden nicht eingerechnet.

(7) Nach Abschluss des Netzanschlussvertrags hat der Netzbetreiber in Zusammenarbeit mit dem Anschlussnehmer unverzüglich die Planung des Netzanschlusses durchzuführen. Die hierbei entstehenden Kosten sind Teil der Kosten des Netzanschlusses nach Absatz 1. Der Netzbetreiber stellt den Netzanschluss auf Grundlage der gemeinsamen Planung unverzüglich selbst oder durch einen Dritten her. Zu diesem Zweck vereinbaren Netzbetreiber und Anschlussnehmer zusammen mit dem Netzanschlussvertrag einen Realisierungsfahrplan. Der Realisierungsfahrplan muss angemessene Folgen bei Nichteinhaltung der wesentlichen, insbesondere zeitlichen, Vorgaben vorsehen. Soweit es veränderte tatsächliche Umstände erfordern, hat jeder der Beteiligten einen Anspruch auf Anpassung des Realisierungsfahrplans. Im Realisierungsfahrplan müssen Zeitpunkte festgelegt werden, zu denen wesentliche Schritte zur Verwirklichung des Netzanschlusses abgeschlossen sein müssen. Derartige Schritte können insbesondere sein, es sei denn Netzbetreiber und Anschlussnehmer vereinbaren etwas Abweichendes:

1.
der Erwerb dinglicher Rechte oder langfristiger schuldrechtlicher Ansprüche, die die Nutzung der für das Netzanschlussvorhaben benötigten Grundstücke ermöglichen,
2.
die Beantragung der für den Netzanschluss erforderlichen behördlichen Genehmigungen,
3.
die Freigabe der Netzanschlussarbeiten durch den Anschlussnehmer,
4.
das Bestellen der erforderlichen Anschlusstechnik,
5.
der Beginn der Baumaßnahmen,
6.
die Fertigstellung der Baumaßnahmen sowie
7.
der Zeitpunkt der Inbetriebnahme des Netzanschlusses.
Der Netzbetreiber hat den Realisierungsfahrplan unverzüglich der Regulierungsbehörde vorzulegen. Der Netzbetreiber hat dem Anschlussnehmer die Kosten für Planung und Bau offenzulegen. Bei Bau und Betrieb sind die Grundsätze der effizienten Leistungserbringung zu beachten. Wird der im Realisierungsfahrplan vorgesehene Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage aus vom Netzbetreiber zu vertretenden Gründen überschritten, erlischt der Anspruch des Netzbetreibers auf den vom Anschlussnehmer nach Absatz 1 zu tragenden Kostenanteil für den Netzanschluss einschließlich einer Verbindungsleitung mit einer Länge von bis zu einem Kilometer; die daraus resultierenden Kosten des Netzbetreibers dürfen nicht auf die Netzentgelte umgelegt werden. Hat der Anschlussnehmer bereits Vorschusszahlungen geleistet, sind diese ihm vom Netzbetreiber zu erstatten.

(8) Lehnt der Netzbetreiber den Antrag auf Anschluss ab, hat er das Vorliegen der Gründe nach § 17 Absatz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes nachzuweisen. Ein Netzanschluss kann nicht unter Hinweis darauf verweigert werden, dass in einem mit dem Anschlusspunkt direkt oder indirekt verbundenen Netz Kapazitätsengpässe vorliegen, soweit die technisch-physikalische Aufnahmefähigkeit des Netzes gegeben ist.

(9) Wird der Anschluss an dem begehrten Anschlusspunkt verweigert, so hat der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer gleichzeitig einen anderen Anschlusspunkt vorzuschlagen, der im Rahmen des wirtschaftlich Zumutbaren die geäußerten Absichten des Anschlussnehmers bestmöglich verwirklicht.

(10) Der Netzbetreiber ist verpflichtet, die erforderlichen Maßnahmen zu ergreifen, um seiner Pflicht nach § 34 Absatz 2 Satz 3 nachzukommen, es sei denn, die Durchführung der Maßnahmen ist wirtschaftlich unzumutbar.

§ 34 Absatz 2

(1) Netzbetreiber sind verpflichtet, Einspeiseverträge und Ausspeiseverträge vorrangig mit Transportkunden von Biogas abzuschließen und Biogas vorrangig zu transportieren, soweit diese Gase netzkompatibel im Sinne von § 36 Absatz 1 sind. Der Netzbetreiber meldet unverzüglich die Einspeisemengen in Energieeinheiten, die er vom Transportkunden übernommen hat, an den betreffenden Anschlussnehmer, den Bilanzkreisverantwortlichen sowie an vom Anschlussnehmer benannte Dritte.

(2) Netzbetreiber können die Einspeisung von Biogas verweigern, falls diese technisch unmöglich oder wirtschaftlich unzumutbar ist. Die Einspeisung kann nicht mit dem Hinweis darauf verweigert werden, dass in einem mit dem Anschlusspunkt direkt oder indirekt verbundenen Netz Kapazitätsengpässe vorliegen, soweit die technisch-physikalische Aufnahmefähigkeit des Netzes gegeben ist. Der Netzbetreiber muss alle wirtschaftlich zumutbaren Maßnahmen zur Erhöhung der Kapazität im Netz durchführen, um die ganzjährige Einspeisung zu gewährleisten sowie die Fähigkeit seines Netzes sicherzustellen, die Nachfrage nach Transportkapazitäten für Biogas zu befriedigen. Davon umfasst ist auch die Sicherstellung der ausreichenden Fähigkeit zur Rückspeisung von Biogas in vorgelagerte Netze einschließlich der gegebenenfalls erforderlichen Einrichtungen, zum Beispiel zur Deodorierung und Trocknung des Biogases. § 17 Absatz 2 gilt entsprechend. Der Netzbetreiber hat zu prüfen, inwieweit die Einspeisung von Biogas ohne oder mit verminderter Flüssiggasbeimischung zu gesamtwirtschaftlich günstigen Bedingungen unter Berücksichtigung der zukünftigen Biogaseinspeisung realisiert werden kann.

und § 36 Absatz 3 und 4

(1) Der Einspeiser von Biogas hat ausschließlich sicherzustellen, dass das Gas am Einspeisepunkt und während der Einspeisung den Voraussetzungen der Arbeitsblätter G 260 und G 262 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs e. V. (Stand 2007)2 entspricht. Der Einspeiser trägt hierfür die Kosten. Der Einspeiser muss gegenüber dem Netzbetreiber zum Zeitpunkt des Netzanschlusses durch einen geeigneten, von einer staatlich zugelassenen Stelle erstellten oder bestätigten Nachweis für die individuelle Anlage oder den Anlagentyp belegen, dass bei regelmäßigem Betrieb der Anlage bei der Aufbereitung des Biogases auf Erdgasqualität die maximalen Methanemissionen in die Atmosphäre den Wert von 0,5 Prozent bis zum 30. April 2012 nicht übersteigen. Danach darf die maximale Methanemission den Wert von 0,2 Prozent nicht übersteigen. Abweichend von den Anforderungen nach Satz 1 kann das Biogas mit einem höheren Vordruck an den Netzbetreiber übergeben werden.

(2) Abweichend von Absatz 1 trägt der Netzbetreiber die angemessenen Kosten für die notwendige technische Anpassung der Anlage, die dem Einspeiser auf Grund einer Umstellung des Netzes auf eine andere Gasqualität entstehen.

(3) Der Netzbetreiber ist dafür verantwortlich, dass das Gas am Ausspeisepunkt den eichrechtlichen Vorgaben des Arbeitsblattes G 685 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs e. V. (Stand 2007)3 entspricht. Der Netzbetreiber trägt hierfür die Kosten.

(4) Der Netzbetreiber ist für die Odorierung und die Messung der Gasbeschaffenheit verantwortlich. Der Netzbetreiber trägt hierfür die Kosten.

der Gasnetzzugangsverordnung,
die Kosten für den effizienten Netzanschluss sowie für die Wartung gemäß § 33 Absatz 1

(1) Netzbetreiber haben Anlagen auf Antrag eines Anschlussnehmers vorrangig an die Gasversorgungsnetze anzuschließen. Die Kosten für den Netzanschluss sind vom Netzbetreiber zu 75 Prozent zu tragen. Der Anschlussnehmer trägt die verbleibenden 25 Prozent der Netzanschlusskosten, bei einem Netzanschluss einschließlich Verbindungsleitung mit einer Länge von bis zu einem Kilometer höchstens aber 250 000 Euro. Soweit eine Verbindungsleitung eine Länge von zehn Kilometern überschreitet, hat der Anschlussnehmer die Mehrkosten zu tragen. Der Netzanschluss steht im Eigentum des Netzbetreibers. Kommen innerhalb von zehn Jahren nach dem Netzanschluss weitere Anschlüsse hinzu, so hat der Netzbetreiber die Kosten so aufzuteilen, wie sie bei gleichzeitigem Netzanschluss verursacht worden wären, und Anschlussnehmern einen zu viel gezahlten Betrag zu erstatten.

(2) Der Netzbetreiber hat die Verfügbarkeit des Netzanschlusses dauerhaft, mindestens aber zu 96 Prozent, sicherzustellen und ist für die Wartung und den Betrieb des Netzanschlusses verantwortlich. Er trägt hierfür die Kosten. Soweit es für die Prüfung der technischen Einrichtungen und der Messeinrichtungen erforderlich ist, hat der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer oder seinem Beauftragten Zutritt zu den Räumen zu gestatten. Der Anschlussnehmer und der Netzbetreiber können vertraglich weitere Rechte und Pflichten, insbesondere Dienstleistungen, vereinbaren und sich diese gegenseitig vergüten.

(3) (weggefallen)

(4) Richtet ein Anschlussnehmer ein Netzanschlussbegehren an den Netzbetreiber, so hat dieser dem Anschlussnehmer innerhalb von zwei Wochen nach Eingang des Netzanschlussbegehrens darzulegen, welche Prüfungen zur Vorbereitung einer Entscheidung über das Netzanschlussbegehren notwendig sind und welche erforderlichen Kosten diese Prüfungen verursachen werden. Soweit zusätzliche Angaben erforderlich sind, hat der Netzbetreiber diese vollständig innerhalb von einer Woche nach Antragseingang vom Anschlussnehmer anzufordern. In diesem Fall beginnt die in Satz 1 genannte Frist mit dem Eingang der vollständigen zusätzlichen Angaben beim Netzbetreiber.

(5) Nach Eingang einer Vorschusszahlung des Anschlussnehmers in Höhe von 25 Prozent der nach Absatz 4 dargelegten Kosten der Prüfung ist der Netzbetreiber verpflichtet, unverzüglich die für eine Anschlusszusage notwendigen Prüfungen durchzuführen. Soweit erforderlich, sind andere Netzbetreiber zur Mitwirkung bei der Prüfung verpflichtet. Der Anschlussnehmer kann verlangen, dass der Netzbetreiber auch Prüfungen unter Zugrundelegung von Annahmen des Anschlussnehmers durchführt. Das Ergebnis der Prüfungen ist dem Anschlussnehmer unverzüglich, spätestens aber drei Monate nach Eingang der Vorschusszahlung mitzuteilen. Der Anschlussnehmer trägt die notwendigen Kosten der Prüfung.

(6) Der Netzbetreiber ist an ein positives Prüfungsergebnis für die Dauer von drei Monaten gebunden. Die Frist beginnt mit dem Zeitpunkt der Mitteilung nach Absatz 4. Innerhalb dieser Frist muss der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer ein verbindliches Vertragsangebot vorlegen. Das Vertragsangebot umfasst die Zusicherung einer bestimmten garantierten Mindesteinspeisekapazität. Die Wirksamkeit des Netzanschlussvertrags steht unter der aufschiebenden Bedingung, dass innerhalb von 18 Monaten mit dem Bau der Anlage begonnen wird. Zeiträume, in denen der Anschlussnehmer ohne sein Verschulden gehindert ist, mit dem Bau der Anlage zu beginnen, werden nicht eingerechnet.

(7) Nach Abschluss des Netzanschlussvertrags hat der Netzbetreiber in Zusammenarbeit mit dem Anschlussnehmer unverzüglich die Planung des Netzanschlusses durchzuführen. Die hierbei entstehenden Kosten sind Teil der Kosten des Netzanschlusses nach Absatz 1. Der Netzbetreiber stellt den Netzanschluss auf Grundlage der gemeinsamen Planung unverzüglich selbst oder durch einen Dritten her. Zu diesem Zweck vereinbaren Netzbetreiber und Anschlussnehmer zusammen mit dem Netzanschlussvertrag einen Realisierungsfahrplan. Der Realisierungsfahrplan muss angemessene Folgen bei Nichteinhaltung der wesentlichen, insbesondere zeitlichen, Vorgaben vorsehen. Soweit es veränderte tatsächliche Umstände erfordern, hat jeder der Beteiligten einen Anspruch auf Anpassung des Realisierungsfahrplans. Im Realisierungsfahrplan müssen Zeitpunkte festgelegt werden, zu denen wesentliche Schritte zur Verwirklichung des Netzanschlusses abgeschlossen sein müssen. Derartige Schritte können insbesondere sein, es sei denn Netzbetreiber und Anschlussnehmer vereinbaren etwas Abweichendes:

1.
der Erwerb dinglicher Rechte oder langfristiger schuldrechtlicher Ansprüche, die die Nutzung der für das Netzanschlussvorhaben benötigten Grundstücke ermöglichen,
2.
die Beantragung der für den Netzanschluss erforderlichen behördlichen Genehmigungen,
3.
die Freigabe der Netzanschlussarbeiten durch den Anschlussnehmer,
4.
das Bestellen der erforderlichen Anschlusstechnik,
5.
der Beginn der Baumaßnahmen,
6.
die Fertigstellung der Baumaßnahmen sowie
7.
der Zeitpunkt der Inbetriebnahme des Netzanschlusses.
Der Netzbetreiber hat den Realisierungsfahrplan unverzüglich der Regulierungsbehörde vorzulegen. Der Netzbetreiber hat dem Anschlussnehmer die Kosten für Planung und Bau offenzulegen. Bei Bau und Betrieb sind die Grundsätze der effizienten Leistungserbringung zu beachten. Wird der im Realisierungsfahrplan vorgesehene Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage aus vom Netzbetreiber zu vertretenden Gründen überschritten, erlischt der Anspruch des Netzbetreibers auf den vom Anschlussnehmer nach Absatz 1 zu tragenden Kostenanteil für den Netzanschluss einschließlich einer Verbindungsleitung mit einer Länge von bis zu einem Kilometer; die daraus resultierenden Kosten des Netzbetreibers dürfen nicht auf die Netzentgelte umgelegt werden. Hat der Anschlussnehmer bereits Vorschusszahlungen geleistet, sind diese ihm vom Netzbetreiber zu erstatten.

(8) Lehnt der Netzbetreiber den Antrag auf Anschluss ab, hat er das Vorliegen der Gründe nach § 17 Absatz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes nachzuweisen. Ein Netzanschluss kann nicht unter Hinweis darauf verweigert werden, dass in einem mit dem Anschlusspunkt direkt oder indirekt verbundenen Netz Kapazitätsengpässe vorliegen, soweit die technisch-physikalische Aufnahmefähigkeit des Netzes gegeben ist.

(9) Wird der Anschluss an dem begehrten Anschlusspunkt verweigert, so hat der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer gleichzeitig einen anderen Anschlusspunkt vorzuschlagen, der im Rahmen des wirtschaftlich Zumutbaren die geäußerten Absichten des Anschlussnehmers bestmöglich verwirklicht.

(10) Der Netzbetreiber ist verpflichtet, die erforderlichen Maßnahmen zu ergreifen, um seiner Pflicht nach § 34 Absatz 2 Satz 3 nachzukommen, es sei denn, die Durchführung der Maßnahmen ist wirtschaftlich unzumutbar.

der Gasnetzzugangsverordnung,
Entgelte für vermiedene Netzkosten, die vom Netzbetreiber gemäß § 20a

Transportkunden von Biogas erhalten vom Netzbetreiber, in dessen Netz sie unmittelbar Biogas einspeisen, ein pauschales Entgelt in Höhe von 0,007 Euro je Kilowattstunde eingespeisten Biogases für vermiedene Netzkosten für zehn Jahre ab Inbetriebnahme des jeweiligen Netzanschlusses für die Einspeisung von Biogas. Dies gilt unabhängig von der Netzebene, in die eingespeist wird. Die Höhe des pauschalierten Entgelts wird im Zuge des Monitorings nach § 35 Absatz 1 Nummer 7 des Energiewirtschaftsgesetzes überprüft.

der Gasnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2197), die zuletzt durch Artikel 5 der Verordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung, an den Transportkunden von Biogas zu zahlen sind,
in der Höhe, in der die Kosten unter Berücksichtigung der Umlage nach § 20b

Die Kosten

für den effizienten Netzanschluss sowie für die Wartung und den Betrieb gemäß § 33 Absatz 2, die Maßnahmen gemäß § 33 Absatz 10 sowie die Maßnahmen gemäß § 34 Absatz 2 der Gasnetzzugangsverordnung,
für den erweiterten Bilanzausgleich gemäß § 35 der Gasnetzzugangsverordnung abzüglich der vom Bilanzkreisverantwortlichen gemäß § 35 Absatz 8 der Gasnetzzugangsverordnung zu zahlenden Pauschale,
gemäß § 36 Absatz 3 und 4 der Gasnetzzugangsverordnung,
für die vom Netzbetreiber gemäß § 20a an den Transportkunden von Biogas zu zahlenden Entgelte für vermiedene Netzkosten
werden bundesweit umgelegt.

der Gasnetzentgeltverordnung beim Netzbetreiber verbleiben.
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4

(1) Aufwandsgleiche Kostenpositionen sind den nach § 6b Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes oder nach § 4 Abs. 3 erstellten Gewinn- und Verlustrechnungen für die Elektrizitätsübertragung und Elektrizitätsverteilung zu entnehmen und nach Maßgabe des § 4 Abs. 1 bei der Bestimmung der Netzkosten zu berücksichtigen.

(2) Fremdkapitalzinsen sind in ihrer tatsächlichen Höhe einzustellen, höchstens jedoch in der Höhe kapitalmarktüblicher Zinsen für vergleichbare Kreditaufnahmen.

(3) Soweit Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen nach § 18 Zahlungen an Betreiber dezentraler Erzeugungsanlagen entrichten, sind die Zahlungen des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres als Kostenposition bei der Bestimmung der Netzkosten nach § 4 zu berücksichtigen.

(4) Soweit Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen auf Grundlage einer Vereinbarung mit Städten oder Gemeinden oder Interessenverbänden der Städte und Gemeinden Zahlungen an Städte oder Gemeinden, auf deren Gebiet eine Freileitung auf neuer Trasse errichtet wird, entrichtet, sind die Zahlungen des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres nach Maßgabe des Satzes 2 als Kostenposition bei der Bestimmung der Netzkosten nach § 4 zu berücksichtigen. Eine Berücksichtigung nach Satz 1 ist nur für die Fälle des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 des Energiewirtschaftsgesetzes bei tatsächlicher Inbetriebnahme der Leitung und nur bis zu der angegebenen Höhe einmalig möglich:

1.
Höchstspannungsfreileitungen ab 380 Kilovolt 40 000 Euro pro Kilometer;
2.
Gleichstrom-Hochspannungsfreileitungen ab 300 Kilovolt 40 000 Euro pro Kilometer.

der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2016/89 (ABl. L 19 vom 27.1.2016, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a

(1) Auf Antrag des Netzbetreibers ist von der Regulierungsbehörde ein Zuschlag für Kosten aus Forschung und Entwicklung in die Erlösobergrenze für das jeweilige Kalenderjahr einzubeziehen. Der einzubeziehende Zuschlag beträgt 50 Prozent der nach Absatz 2 berücksichtigungsfähigen Kosten des nicht öffentlich geförderten Anteils der Gesamtkosten des Forschungs- und Entwicklungsvorhabens, wie er sich aufgrund entsprechender Kostennachweise des Netzbetreibers ergibt.

(2) Berücksichtigungsfähig sind ausschließlich Kosten aufgrund eines Forschungs- und Entwicklungsvorhabens im Rahmen der staatlichen Energieforschungsförderung, das durch eine zuständige Behörde eines Landes oder des Bundes, insbesondere des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie oder des Bundesministeriums für Bildung und Forschung bewilligt wurde und fachlich betreut wird. Kosten für Forschungs- und Entwicklungsvorhaben, die bereits bei der Bestimmung des Ausgangsniveaus der Erlösobergrenzen nach § 6 Absatz 1 und 2, als Teil des Kapitalkostenaufschlags nach § 10a oder als Teil einer Investitionsmaßnahme nach § 23 berücksichtigt wurden, sind nicht berücksichtigungsfähig.

(3) Der Antrag gemäß Absatz 1 ist rechtzeitig vor Beginn des Kalenderjahres, für das die Aufwendungen für das jeweilige Forschungs- und Entwicklungsvorhaben in der Erlösobergrenze in Ansatz gebracht werden sollen, bei der Regulierungsbehörde zu stellen. Der Antrag kann für mehrere Regulierungsperioden gestellt werden. Die Angaben im Antrag müssen einen sachkundigen Dritten in die Lage versetzen, ohne weitere Informationen das Vorliegen der Genehmigungsvoraussetzungen zu prüfen und eine Entscheidung treffen zu können.

(4) Die Genehmigung ist zu befristen. Die Genehmigung ist mit einem Widerrufsvorbehalt für den Fall zu versehen, dass die nach Absatz 1 in der Erlösobergrenze berücksichtigten Kosten nicht entsprechend den Vorgaben des Bewilligungsbescheides verwendet wurden, in ihrer Höhe von den im Bescheid über die Prüfung des Verwendungsnachweises oder im Bescheid über die Preisprüfung festgestellten, tatsächlich verwendeten, Forschungsmitteln abweichen oder nachweisbar nicht im Zusammenhang mit dem Forschungs- und Entwicklungsvorhaben stehen. Die Genehmigung kann mit weiteren Nebenbestimmungen versehen werden.

(5) Nach Abschluss des Forschungs- und Entwicklungsvorhabens hat der Netzbetreiber den Bescheid über die Prüfung des Verwendungsnachweises und, sofern eine Preisprüfung erfolgt, den dazu von der für die fachliche und administrative Prüfung des Projekts zuständigen Behörde ausgestellten Bescheid bei der Regulierungsbehörde vorzulegen.

,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4

(1) Der generelle sektorale Produktivitätsfaktor wird ermittelt aus der Abweichung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts vom gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt und der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung von der netzwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung.

(2) In der ersten Regulierungsperiode beträgt der generelle sektorale Produktivitätsfaktor für Gas- und Stromnetzbetreiber jährlich 1,25 Prozent, in der zweiten Regulierungsperiode jährlich 1,5 Prozent.

(3) Die Bundesnetzagentur hat den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor ab der dritten Regulierungsperiode jeweils vor Beginn der Regulierungsperiode für die gesamte Regulierungsperiode nach Maßgabe von Methoden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen, zu ermitteln. Die Ermittlung hat unter Einbeziehung der Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet für einen Zeitraum von mindestens vier Jahren zu erfolgen. Die Bundesnetzagentur kann bei der Ermittlung auf die Verwendung der Daten von Netzbetreibern verzichten, die die Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 Absatz 2 gewählt haben. Die Bundesnetzagentur kann jeweils einen Wert für Stromversorgungsnetze und für Gasversorgungsnetze ermitteln.

(4) Die Landesregulierungsbehörden können bei der Bestimmung der Erlösobergrenzen den durch die Bundesnetzagentur nach Absatz 3 ermittelten generellen sektoralen Produktivitätsfaktor anwenden.

(5) Die Einbeziehung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors in die Erlösobergrenzen erfolgt durch Potenzierung der Werte nach den Absätzen 2 und 3 mit dem jeweiligen Jahr der Regulierungsperiode.

in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4

(1) Der generelle sektorale Produktivitätsfaktor wird ermittelt aus der Abweichung des netzwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritts vom gesamtwirtschaftlichen Produktivitätsfortschritt und der gesamtwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung von der netzwirtschaftlichen Einstandspreisentwicklung.

(2) In der ersten Regulierungsperiode beträgt der generelle sektorale Produktivitätsfaktor für Gas- und Stromnetzbetreiber jährlich 1,25 Prozent, in der zweiten Regulierungsperiode jährlich 1,5 Prozent.

(3) Die Bundesnetzagentur hat den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor ab der dritten Regulierungsperiode jeweils vor Beginn der Regulierungsperiode für die gesamte Regulierungsperiode nach Maßgabe von Methoden, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen, zu ermitteln. Die Ermittlung hat unter Einbeziehung der Daten von Netzbetreibern aus dem gesamten Bundesgebiet für einen Zeitraum von mindestens vier Jahren zu erfolgen. Die Bundesnetzagentur kann bei der Ermittlung auf die Verwendung der Daten von Netzbetreibern verzichten, die die Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 Absatz 2 gewählt haben. Die Bundesnetzagentur kann jeweils einen Wert für Stromversorgungsnetze und für Gasversorgungsnetze ermitteln.

(4) Die Landesregulierungsbehörden können bei der Bestimmung der Erlösobergrenzen den durch die Bundesnetzagentur nach Absatz 3 ermittelten generellen sektoralen Produktivitätsfaktor anwenden.

(5) Die Einbeziehung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors in die Erlösobergrenzen erfolgt durch Potenzierung der Werte nach den Absätzen 2 und 3 mit dem jeweiligen Jahr der Regulierungsperiode.

in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5

(1) Um den Einsatz von Erdkabeln auf der Höchstspannungsebene im Übertragungsnetz als Pilotvorhaben zu testen, können folgende der in der Anlage zu diesem Gesetz genannten Leitungen nach Maßgabe des Absatzes 2 als Erdkabel errichtet und betrieben oder geändert werden:

1.
Abschnitt Ganderkesee – St. Hülfe der Leitung Ganderkesee – Wehrendorf,
2.
Leitung Dörpen/West – Niederrhein,
3.
Leitung Wahle – Mecklar,
4.
Abschnitt Altenfeld – Redwitz der Leitung Lauchstädt – Redwitz,
5.
Rheinquerung im Abschnitt Wesel – Utfort der Leitung Niederrhein – Utfort – Osterath,
6.
Leitung Wehrendorf – Gütersloh.
Als Erdkabel im Sinne des Satzes 1 gelten alle Erdleitungen einschließlich Kabeltunnel und gasisolierter Rohrleitungen.

(2) Im Falle des Neubaus ist auf Verlangen der für die Zulassung des Vorhabens zuständigen Behörde bei den Vorhaben nach Absatz 1 eine Höchstspannungsleitung auf technisch und wirtschaftlich effizienten Teilabschnitten als Erdkabel zu errichten und zu betreiben oder zu ändern, wenn

1.
die Leitung in einem Abstand von weniger als 400 Metern zu Wohngebäuden errichtet werden soll, die im Geltungsbereich eines Bebauungsplans oder im unbeplanten Innenbereich im Sinne des § 34 des Baugesetzbuchs liegen, falls diese Gebiete vorwiegend dem Wohnen dienen,
2.
die Leitung in einem Abstand von weniger als 200 Metern zu Wohngebäuden errichtet werden soll, die im Außenbereich im Sinne des § 35 des Baugesetzbuchs liegen,
3.
eine Freileitung gegen die Verbote des § 44 Absatz 1 auch in Verbindung mit Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes verstieße und mit dem Einsatz von Erdkabeln eine zumutbare Alternative im Sinne des § 45 Absatz 7 Satz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes gegeben ist,
4.
eine Freileitung nach § 34 Absatz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes unzulässig wäre und mit dem Einsatz von Erdkabeln eine zumutbare Alternative im Sinne des § 34 Absatz 3 Nummer 2 des Bundesnaturschutzgesetzes gegeben ist oder
5.
die Leitung eine Bundeswasserstraße im Sinne von § 1 Absatz 1 Nummer 1 des Bundeswasserstraßengesetzes queren soll, deren zu querende Breite mindestens 300 Meter beträgt; bei der Bemessung der Breite findet § 1 Absatz 4 des Bundeswasserstraßengesetzes keine Anwendung.
Der Einsatz von Erdkabeln ist auch dann zulässig, wenn die Voraussetzungen nach Satz 1 nicht auf der gesamten Länge des jeweiligen technisch und wirtschaftlich effizienten Teilabschnitts vorliegen. Zusätzlich ist auf Verlangen der für die Zulassung des Vorhabens zuständigen Behörde im Falle des Absatzes 1 Nummer 4 im Naturpark Thüringer Wald (Verordnung über den Naturpark Thüringer Wald vom 27. Juni 2001, GVBl. für den Freistaat Thüringen S. 300) bei der Querung des Rennsteigs eine Höchstspannungsleitung auf einem technisch und wirtschaftlich effizienten Teilabschnitt als Erdkabel zu errichten und zu betreiben oder zu ändern. Um den Einsatz von Erdkabeln auf der Höchstspannungsebene im Übertragungsnetz auf einer längeren Strecke als Pilotvorhaben zu testen, kann zusätzlich ein 10 bis 20 Kilometer langer Teilabschnitt des Abschnitts Wahle – Lamspringe der in Absatz 1 Satz 1 Nummer 3 genannten Leitung auf Antrag des Vorhabenträgers als Erdkabel errichtet und betrieben oder geändert werden.

(3) Für die Vorhaben nach Absatz 1 kann ergänzend zu § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 des Energiewirtschaftsgesetzes ein Planfeststellungsverfahren auch für die Errichtung und den Betrieb sowie die Änderung eines Erdkabels nach Maßgabe des Teils 5 des Energiewirtschaftsgesetzes durchgeführt werden.

(4) Vor dem 31. Dezember 2015 beantragte Planfeststellungsverfahren werden nach den bis dahin geltenden Vorschriften zu Ende geführt. Sie werden nur dann als Planfeststellungsverfahren in der ab dem 31. Dezember 2015 geltenden Fassung dieses Gesetzes fortgeführt, wenn der Träger des Vorhabens dies beantragt.

(5) Die Übertragungsnetzbetreiber ermitteln die Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln im Sinne des Absatzes 1, die in dem Übertragungsnetz des jeweiligen Übertragungsnetzbetreibers in einem Kalenderjahr anfallen. Die Mehrkosten sind pauschal auf der Grundlage von Standardkostenansätzen im Vergleich zu einer Freileitung auf derselben Trasse zu ermitteln. Die nach den Sätzen 1 und 2 ermittelten Mehrkosten aller Übertragungsnetzbetreiber werden addiert, soweit sie einem effizienten Netzbetrieb entsprechen. Die so ermittelten Gesamtkosten für Erdkabel sind anteilig auf alle Übertragungsnetzbetreiber rechnerisch umzulegen. Der Anteil an den Gesamtkosten, der rechnerisch von dem einzelnen Übertragungsnetzbetreiber zu tragen ist, bestimmt sich entsprechend § 28 Absatz 2 und 3 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes vom 21. Dezember 2015 (BGBl. I S. 2498), das durch Artikel 9 des Gesetzes vom 13. Oktober 2016 (BGBl. I S. 2258) geändert worden ist. Soweit die tatsächlichen Mehrkosten eines Übertragungsnetzbetreibers für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln im Sinne des Absatzes 1 seinen rechnerischen Anteil an den Gesamtkosten übersteigen, ist diese Differenz finanziell auszugleichen. Die Zahlungspflicht trifft die Übertragungsnetzbetreiber, deren tatsächliche Kosten unter dem rechnerisch auf sie entfallenden Anteil an den Gesamtkosten liegen, jedoch nur bis zu der Höhe des auf sie jeweils rechnerisch entfallenden Anteils an den Gesamtkosten. Die Übertragungsnetzbetreiber ermitteln den Saldo zum 30. November eines Kalenderjahres.

des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3

(1) Die erste Regulierungsperiode beginnt am 1. Januar 2009. Die nachfolgenden Regulierungsperioden beginnen jeweils am 1. Januar des auf das letzte Kalenderjahr der vorangegangenen Regulierungsperiode folgenden Kalenderjahres.

(2) Eine Regulierungsperiode dauert fünf Jahre.

Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2

(1) Um den Einsatz von Erdkabeln im Drehstrom-Übertragungsnetz als Pilotprojekte zu testen, können die im Bundesbedarfsplan mit „F“ gekennzeichneten Vorhaben zur Höchstspannungs-Drehstrom-Übertragung nach Maßgabe dieser Vorschrift als Erdkabel errichtet und betrieben oder geändert werden.

(2) Im Falle des Neubaus kann eine Höchstspannungs-Drehstrom-Übertragungsleitung eines Vorhabens nach Absatz 1 auf technisch und wirtschaftlich effizienten Teilabschnitten als Erdkabel errichtet und betrieben oder geändert werden, wenn

1.
die Leitung in einem Abstand von weniger als 400 Metern zu Wohngebäuden errichtet werden soll, die im Geltungsbereich eines Bebauungsplans oder im unbeplanten Innenbereich im Sinne des § 34 des Baugesetzbuchs liegen, falls diese Gebiete vorwiegend dem Wohnen dienen,
2.
die Leitung in einem Abstand von weniger als 200 Metern zu Wohngebäuden errichtet werden soll, die im Außenbereich im Sinne des § 35 des Baugesetzbuchs liegen,
3.
eine Freileitung gegen die Verbote des § 44 Absatz 1 auch in Verbindung mit Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes verstieße und mit dem Einsatz von Erdkabeln eine zumutbare Alternative im Sinne des § 45 Absatz 7 Satz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes gegeben ist,
4.
eine Freileitung nach § 34 Absatz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes unzulässig wäre und mit dem Einsatz von Erdkabeln eine zumutbare Alternative im Sinne des § 34 Absatz 3 Nummer 2 des Bundesnaturschutzgesetzes gegeben ist oder
5.
die Leitung eine Bundeswasserstraße im Sinne von § 1 Absatz 1 Nummer 1 des Bundeswasserstraßengesetzes queren soll, deren zu querende Breite mindestens 300 Meter beträgt; bei der Bemessung der Breite ist § 1 Absatz 4 des Bundeswasserstraßengesetzes nicht anzuwenden.
Der Einsatz von Erdkabeln ist auch dann zulässig, wenn die Voraussetzungen nach Satz 1 nicht auf der gesamten Länge der jeweiligen technisch und wirtschaftlich effizienten Teilabschnitte vorliegen. Auf Verlangen der für die Bundesfachplanung oder Zulassung des Vorhabens zuständigen Behörde muss die Leitung auf dem jeweiligen technisch und wirtschaftlich effizienten Teilabschnitt nach Maßgabe dieser Vorschrift als Erdkabel errichtet und betrieben oder geändert werden.

(3) Als Erdkabel im Sinne dieser Vorschrift gelten alle Erdleitungen einschließlich Kabeltunnel und gasisolierter Rohrleitungen. § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes ist entsprechend anzuwenden.

(4) Vor dem 31. Dezember 2015 beantragte Planfeststellungsverfahren werden nach den bis dahin geltenden Vorschriften zu Ende geführt. Sie werden nur dann als Planfeststellungsverfahren in der ab dem 31. Dezember 2015 geltenden Fassung dieses Gesetzes fortgeführt, wenn der Träger des Vorhabens dies beantragt.

des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3

(1) Die Betreiber von Übertragungsnetzen halten Reserveleistung vor, 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 (Kapazitätsreserve). Die Kapazitätsreserve wird ab dem Winterhalbjahr 2020/2021 außerhalb der Strommärkte gebildet. Die Anlagen der Kapazitätsreserve speisen ausschließlich auf Anforderung der Betreiber von Übertragungsnetzen ein. Für die Kapazitätsreserve steht die Reduktion des Wirkleistungsbezugs der Einspeisung von Wirkleistung gleich.

(2) Die Bildung der Kapazitätsreserve erfolgt im Rahmen eines wettbewerblichen Ausschreibungsverfahrens oder eines diesem hinsichtlich Transparenz und Nichtdiskriminierung gleichwertigen wettbewerblichen Verfahrens (Beschaffungsverfahren). Die Betreiber der Übertragungsnetze führen das Beschaffungsverfahren ab dem Jahr 2019 in regelmäßigen Abständen durch. In der Kapazitätsreserve werden Anlagen mit folgender Reserveleistung gebunden:

1.
für die Leistungserbringung ab dem Winterhalbjahr 2020/2021 eine Reserveleistung von 2 Gigawatt,
2.
für die Leistungserbringung ab dem Winterhalbjahr 2022/2023 eine Reserveleistung in Höhe von 2 Gigawatt vorbehaltlich einer Anpassung nach Absatz 5.
Anlagen können wiederholt an dem Beschaffungsverfahren teilnehmen und in der Kapazitätsreserve gebunden werden.

(3) Die Betreiber der Anlagen der Kapazitätsreserve erhalten eine jährliche Vergütung, deren Höhe im Rahmen des Beschaffungsverfahrens nach Absatz 2 ermittelt wird. Die Vergütung umfasst alle Kosten, soweit sie nicht aufgrund einer Verordnung nach § 13h gesondert erstattet werden, einschließlich der Kosten für

1.
die Vorhaltung der Anlage, die auch die Kosten für den Stromverbrauch der Anlage selbst, für auf Grund anderer gesetzlicher Vorschriften notwendige Anfahrvorgänge sowie für die Instandhaltung der Anlage und Nachbesserungen umfassen, sowie
2.
den Werteverbrauch durch den Einsatz der Anlage.
Die Betreiber von Übertragungsnetzen dürfen die ihnen auf Grund der Durchführung der Rechtsverordnung nach § 13h entstehenden Kosten nach Abzug der entstehenden Erlöse über die Netzentgelte geltend machen. Die Kosten nach Satz 3 gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile nach § 11 Absatz 2 Satz 1 der Anreizregulierungsverordnung. Die Betreiber von Übertragungsnetzen müssen den unterschiedlichen Umfang der nach Satz 3 bei jedem Betreiber eines Übertragungsnetzes verbleibenden Kosten nach Maßgabe der von ihnen oder anderen Netzbetreibern im Bereich ihres Übertragungsnetzes an Letztverbraucher gelieferten Strommengen über eine finanzielle Verrechnung untereinander ausgleichen. Betreiber von Übertragungsnetzen, die bezogen auf die an Letztverbraucher gelieferten Strommengen im Bereich ihres Netzes höhere Zahlungen zu leisten hatten, als es dem Durchschnitt aller Letztverbraucher entspricht, haben einen finanziellen Anspruch auf Belastungsausgleich, bis alle Betreiber von Übertragungsnetzen eine Belastung tragen, die dem Durchschnitt aller Betreiber von Übertragungsnetzen entspricht.

(4) Die Betreiber von Anlagen, die in der Kapazitätsreserve gebunden sind,

1.
dürfen die Leistung oder Arbeit dieser Anlagen weder ganz noch teilweise auf den Strommärkten veräußern (Vermarktungsverbot) und
2.
müssen diese Anlagen endgültig stilllegen, sobald die Anlagen nicht mehr in der Kapazitätsreserve gebunden sind (Rückkehrverbot), wobei Absatz 2 Satz 4 sowie die Regelungen zur Stilllegung von Erzeugungsanlagen nach den §§ 13b und 13c sowie zur Netzreserve nach § 13d unberührt bleiben; Betreiber von Lasten müssen diese nicht endgültig stilllegen, dürfen aber mit den Lasten endgültig nicht mehr an den Ausschreibungen auf Grund einer Verordnung nach § 13i Absatz 1 und 2 teilnehmen.
Das Vermarktungsverbot und das Rückkehrverbot gelten auch für Rechtsnachfolger des Betreibers sowie im Fall einer Veräußerung der Anlage für deren Erwerber sowie für die Betreiber von Übertragungsnetzen.

(5) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie überprüft den Umfang der Kapazitätsreserve bis zum 31. Oktober 2018 und dann mindestens alle zwei Jahre auf Basis des Berichts zum Monitoring der Versorgungssicherheit nach § 63 Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 und entscheidet, ob eine Anpassung des Umfangs erforderlich ist. Die Entscheidung ist zu begründen und zu veröffentlichen. Eine eventuell erforderliche Anpassung des Umfangs der Kapazitätsreserve erfolgt durch oder auf Grund der Rechtsverordnung nach § 13h oder durch Festlegung der Bundesnetzagentur nach § 13j Absatz 4. Eine Entscheidung, durch die die gebundene Reserveleistung 5 Prozent der durchschnittlichen Jahreshöchstlast im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland übersteigen würde, darf nur durch Rechtsverordnung nach § 13h ergehen; diese Rechtsverordnung bedarf der Zustimmung des Bundestages. Der zugrunde zu legende Wert der durchschnittlichen Jahreshöchstlast errechnet sich als Durchschnittswert aus der für das Gebiet der Bundesrepublik Deutschland für das Jahr, in dem die Erhöhung erstmals stattfinden soll, sowie das Folgejahr prognostizierten Jahreshöchstlast. Die Prognosen sind aus dem jährlichen Bericht der Bundesnetzagentur nach § 3 Absatz 1 der Netzreserveverordnung zu entnehmen. Der Jahreshöchstlastwert umfasst auch Netzverluste.

des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h

(1) Zur näheren Bestimmung der Kapazitätsreserve nach § 13e wird das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie ermächtigt, durch Rechtsverordnung, die nicht der Zustimmung des Bundesrates bedarf, insbesondere Regelungen vorzusehen

1.
zur Konkretisierung der Anlagen, aus denen Reserveleistung für die Kapazitätsreserve gebunden werden kann,
2.
zu der Menge an Reserveleistung, die in der Kapazitätsreserve gebunden wird, und zu den Zeitpunkten der Leistungserbringung, abweichend von § 13e Absatz 2 Satz 3 und bis zur Grenze nach § 13e Absatz 5 Satz 4,
3.
zur Anpassung des Umfangs der Kapazitätsreserve in Ergänzung zu den Anforderungen in § 13e Absatz 5,
4.
zum Verhältnis der Kapazitätsreserve zu netz- und marktbezogenen Maßnahmen nach § 13 sowie zu den Anlagen der Netzreserve im Sinne des § 13d Absatz 1,
5.
zu der Aktivierung und dem Abruf (Einsatz) der Anlagen, insbesondere um zu gewährleisten, dass die Anlagen der Kapazitätsreserve elektrische Energie ausschließlich auf Anforderung der Betreiber von Übertragungsnetzen einspeisen und die Betreiber der Anlagen die Reserveleistung nicht an den Strommärkten veräußern,
6.
zu Art, Zeitpunkt, Zeitraum sowie Häufigkeit, Form und Inhalt des Beschaffungsverfahrens, insbesondere
a)
zu der jeweils zu beschaffenden Reserveleistung,
b)
zur zeitlichen Staffelung der zu beschaffenden Reserveleistung in Teilmengen,
c)
zu den Vorlaufzeiten und zu den Zeitpunkten der tatsächlichen Bereitstellung der Reserveleistung, die nach bestehenden oder neu zu errichtenden Kapazitätsreserveanlagen differenziert werden können,
d)
zur Preisbildung für die Bereitstellung und die Verfügbarkeit der Reserveleistung, einschließlich der Festlegung von Mindest- und Höchstpreisen,
e)
zum Ablauf des Beschaffungsverfahrens,
f)
zur Nachbeschaffung von Reserveleistung, insbesondere wenn die insgesamt zu beschaffende Reserveleistung voraussichtlich nicht erreicht wird, ein Vertrag während der Verpflichtung zur Vorhaltung der Reserveleistung beendet wird oder die Funktionsprüfung trotz Nachbesserungsmöglichkeit nicht erfolgreich ist,
7.
zu den Anforderungen für die Teilnahme an dem Beschaffungsverfahren und für die Anlagen, insbesondere
a)
Mindestanforderungen an die Eignung der Teilnehmer,
b)
Anforderungen an die Lage, Größe und die Eignung der Anlagen oder Teilkapazitäten der Anlage, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems im Fall von Leistungsbilanzdefiziten zu gewährleisten,
c)
Anforderungen zur Netz- oder Systemintegration der Anlagen der Kapazitätsreserve,
d)
Anforderungen an das Vorliegen von Genehmigungen bei Anlagen,
e)
Anforderungen an die Anlagen zur Einhaltung des Rückkehrverbotes sowie zu Art, Form, Inhalt und Höhe von Sicherheiten, die von allen Teilnehmern des Beschaffungsverfahrens oder im Fall der Zuschlagserteilung zu leisten sind, um eine Inbetriebnahme sowie die Vorhaltung und den Einsatz der Anlage der Kapazitätsreserve sicherzustellen und zu gewährleisten, dass die Anlagen der Kapazitätsreserve bis zu ihrer endgültigen Stilllegung auch im Fall einer Veräußerung der Anlage nur außerhalb der Strommärkte eingesetzt werden, sowie Anforderungen an die entsprechenden Regelungen zur teilweisen oder vollständigen Rückgewährung dieser Sicherheiten,
f)
festzulegen, wie Teilnehmer an dem Beschaffungsverfahren die Einhaltung der Anforderungen nach den Buchstaben a bis e nachweisen müssen,
8.
zu Form, Inhalt und Zeitpunkt der Zuschlagserteilung bei einem Beschaffungsverfahren und zu den Kriterien für die Zuschlagserteilung,
9.
zur Berücksichtigung der durch die Kapazitätsreserve entstehenden Kosten der Betreiber von Übertragungsnetzen und zu den Anforderungen an einen Kostenausgleichsmechanismus zwischen den Betreibern der Übertragungsnetze,
10.
zu der durch einen Zuschlag vergebenen Vergütung einschließlich der Vergütungsbestandteile, insbesondere zu regeln, dass die Vergütung für die Vorhaltung der Reserveleistung als Leistungspreis in Euro pro Megawatt zu zahlen ist,
11.
zu den Kosten, die den Betreibern von Anlagen der Kapazitätsreserve gesondert zu erstatten sind, zur Abgrenzung zwischen erstattungsfähigen Kostenpositionen, nicht erstattungsfähigen Kostenpositionen und Vergütungsbestandteilen sowie zur Abgeltung der Kosten durch einen pauschalen Vergütungssatz,
12.
zum Verfahren der Abrechnung der Kosten für die Vorhaltung und den Einsatz der Anlagen der Kapazitätsreserve durch die Betreiber der Übertragungsnetze,
13.
zum Verfahren der Anpassung bestehender Verträge bei der Erteilung eines Zuschlags für Anlagen, die nach § 13a Absatz 1, § 13b oder § 13d sowie der Netzreserveverordnung als Netzreserve verpflichtet und an das Netz angeschlossen sind,
14.
zur Dauer der vertraglichen Verpflichtung bei bestehenden und neu zu errichtenden Anlagen der Kapazitätsreserve,
15.
zu der Art, den Kriterien, den Bedingungen, dem Umfang und der Reihenfolge des Einsatzes der Anlagen der Kapazitätsreserve, einschließlich des Einsatzes geeigneter Anlagen der Kapazitätsreserve für die Netzreserve, durch die Betreiber der Übertragungsnetze,
16.
zur Sicherstellung, dass die Anlagen der Kapazitätsreserve den Betreibern der Übertragungsnetze im Bedarfsfall für den Einsatz zur Verfügung stehen, sowie zur Vermeidung von Wettbewerbsverzerrungen auf den Strommärkten, einschließlich der Untersagung des Betriebs der Anlage,
17.
zu den Anforderungen, die bei Anlagen der Kapazitätsreserve sicherstellen sollen, dass die Anlagen von den Betreibern der Übertragungsnetze im Bedarfsfall eingesetzt werden können, insbesondere für den Fall, dass eine Anlage nicht oder verspätet aktiviert worden ist oder nicht in einem ausreichenden Umfang einspeist, und zu den Anforderungen, die bei neu zu errichtenden Anlagen die Inbetriebnahme sicherstellen sollen, insbesondere für den Fall, dass eine Anlage nicht oder verspätet in Betrieb genommen worden ist,
a)
zu einem Verfahren für Probeabrufe, für einen Funktionstest der Anlagen und für Nachbesserungen in angemessener Frist, um die Betriebsbereitschaft und rechtzeitige Aktivierbarkeit der Anlagen zu gewährleisten, insbesondere
aa)
die Möglichkeit vorzusehen, einen Vertrag mit einem Betreiber einer Anlage bei Vorliegen wichtiger Gründe zu beenden,
bb)
Regelungen zur nachträglichen Beschaffung von Anlagen der Kapazitätsreserve vorzusehen und
cc)
eine Pflicht zu einer Geldzahlung oder zur Reduzierung der Vergütung vorzusehen und deren Höhe und die Voraussetzungen für die Zahlungspflicht zu regeln,
b)
zum Vorgehen bei erfolglosen Probeabrufen, Funktionstests oder Einsätzen, insbesondere
aa)
bei der unterlassenen oder verspäteten Aktivierung einer Anlage oder bei der unterlassenen Inbetriebnahme einer neu errichteten Anlage eine Pflicht zu einer Geldzahlung vorzusehen und deren Höhe und die Voraussetzungen für die Zahlungspflicht zu regeln,
bb)
Kriterien für einen Ausschluss von Bietern bei künftigen Beschaffungen der Kapazitätsreserve zu regeln und
cc)
die Möglichkeit vorzusehen, die im Rahmen des Beschaffungsverfahrens zu zahlende Vergütung nach Ablauf einer angemessenen Frist nicht mehr zu zahlen oder zu verringern und danach die Reserveleistung erneut zu vergeben, oder die Dauer oder Höhe der Vergütung nach Ablauf einer angemessenen Frist zu verringern,
18.
zu der Art, der Form und dem Inhalt der Veröffentlichungen der Bekanntmachung von Beschaffungsverfahren, der abgegebenen Gebote und den Ergebnissen der Beschaffungsverfahren,
19.
zu den Informationen, die zur Durchführung der Nummern 1 bis 14 zu übermitteln sind, und zum Schutz der in diesem Zusammenhang übermittelten Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse,
20.
zur Bestimmung, wie der nach § 13e Absatz 5 Satz 5 bis 7 zugrunde zu legende Wert der durchschnittlichen Jahreshöchstlast berechnet wird und worauf er sich bezieht,
21.
welche Daten übermittelt werden müssen und wer als Datenverantwortlicher zur Übermittlung verpflichtet ist,
22.
zur Gewährleistung von Datensicherheit und Datenschutz; dies umfasst insbesondere Regelungen zum Schutz personenbezogener Daten im Zusammenhang mit den nach Nummer 18 zu übermittelnden Daten einschließlich Aufklärungs-, Auskunfts- und Löschungspflichten,
23.
zu Art und Form der Veröffentlichung und Zustellung von Entscheidungen der Bundesnetzagentur im Anwendungsbereich der Rechtsverordnung nach diesem Absatz, insbesondere eine öffentliche Bekanntmachung vorzusehen.

(2) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie wird ermächtigt, durch Rechtsverordnung, die nicht der Zustimmung des Bundesrates bedarf, die Bundesnetzagentur zu ermächtigen, im Anwendungsbereich der Kapazitätsreserve zur näheren Bestimmung der Regelungen nach Absatz 1 Nummer 1 bis 20 Festlegungen nach § 29 Absatz 1 zu treffen.

des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g

(1) Als Beitrag zur Erreichung der nationalen und europäischen Klimaschutzziele müssen die folgenden Erzeugungsanlagen bis zu dem genannten Kalendertag vorläufig stillgelegt werden (stillzulegende Anlagen), um die Kohlendioxidemissionen im Bereich der Elektrizitätsversorgung zu verringern:

1.
bis zum 1. Oktober 2016: Kraftwerk Buschhaus,
2.
bis zum 1. Oktober 2017:
a)
Block P des Kraftwerks Frimmersdorf und
b)
Block Q des Kraftwerks Frimmersdorf,
3.
bis zum 1. Oktober 2018:
a)
Block E des Kraftwerks Niederaußem,
b)
Block F des Kraftwerks Niederaußem und
c)
Block F des Kraftwerks Jänschwalde,
4.
bis zum 1. Oktober 2019:
a)
Block C des Kraftwerks Neurath und
b)
Block E des Kraftwerks Jänschwalde.
Die stillzulegenden Anlagen dürfen jeweils ab dem in Satz 1 genannten Kalendertag für vier Jahre nicht endgültig stillgelegt werden. Nach Ablauf der vier Jahre müssen sie endgültig stillgelegt werden.

(2) Die stillzulegenden Anlagen stehen jeweils ab dem in Absatz 1 Satz 1 genannten Kalendertag bis zu ihrer endgültigen Stilllegung ausschließlich für Anforderungen der Betreiber von Übertragungsnetzen nach Maßgabe des § 1 Absatz 6 der Elektrizitätssicherungsverordnung zur Verfügung (Sicherheitsbereitschaft). Dabei dürfen die Betreiber von Übertragungsnetzen die stillzulegenden Anlagen nur entsprechend den zeitlichen Vorgaben nach Absatz 3 Satz 1 anfordern.

(3) Während der Sicherheitsbereitschaft müssen die Betreiber der stillzulegenden Anlagen jederzeit sicherstellen, dass die stillzulegenden Anlagen die folgenden Voraussetzungen erfüllen:

1.
die stillzulegenden Anlagen müssen bei einer Vorwarnung durch den zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes innerhalb von 240 Stunden betriebsbereit sein und
2.
die stillzulegenden Anlagen müssen nach Herstellung ihrer Betriebsbereitschaft ab Anforderung durch den zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes innerhalb von 11 Stunden auf Mindestteilleistung und innerhalb von weiteren 13 Stunden auf Nettonennleistung angefahren werden können.
Die Betreiber der stillzulegenden Anlagen müssen dem zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes vor Beginn der Sicherheitsbereitschaft nachweisen, dass ihre stillzulegenden Anlagen die Voraussetzungen nach Satz 1 Nummer 2 erfüllen.

(4) Während der Sicherheitsbereitschaft darf in den stillzulegenden Anlagen Strom nur im Fall eines Einsatzes nach Absatz 2 Satz 1 oder im Fall eines mit dem zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes abgestimmten Probestarts erzeugt werden. Die Betreiber von Übertragungsnetzen müssen die aus den stillzulegenden Anlagen eingespeisten Strommengen in ihren Bilanzkreisen führen, dürfen die Strommengen aber nicht auf den Strommärkten veräußern. Die Betreiber von Übertragungsnetzen informieren die Marktteilnehmer unverzüglich und auf geeignete Art und Weise über die Vorwarnung und die Anforderung zur Einspeisung einer stillzulegenden Anlage.

(5) Die Betreiber der stillzulegenden Anlagen erhalten für die Sicherheitsbereitschaft und die Stilllegung einer Anlage eine Vergütung nach Maßgabe des Absatzes 7 Satz 1 bis 4 in Höhe der Erlöse, die sie mit der stillzulegenden Anlage in den Strommärkten während der Sicherheitsbereitschaft erzielt hätten, abzüglich der kurzfristig variablen Erzeugungskosten. Die Höhe der Vergütung für jede stillzulegende Anlage ergibt sich aus der Formel in der Anlage zu diesem Gesetz. Wenn eine stillzulegende Anlage bei einer Vorwarnung durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes nicht innerhalb von 288 Stunden ab der Vorwarnung nach Absatz 3 Satz 1 Nummer 1 betriebsbereit ist oder nicht innerhalb der Anfahrzeiten nach Absatz 3 Satz 1 Nummer 2 die angeforderte Leistung im Bereich der üblichen Schwankungen einspeist, verringert sich die Vergütung für die stillzulegende Anlage

1.
auf null ab dem 13. Tag, wenn und solange die Voraussetzungen aus arbeitsschutz- oder immissionsschutzrechtlichen Gründen nicht erfüllt werden, oder
2.
um jeweils 10 Prozent in einem Jahr der Sicherheitsbereitschaft, wenn die Voraussetzungen aus anderen Gründen nicht erfüllt werden.
Wenn eine stillzulegende Anlage die Voraussetzungen der Sicherheitsbereitschaft vorübergehend nicht erfüllen kann, verringert sich die Vergütung ebenfalls ab dem 13. Tag solange auf null, bis die Voraussetzungen wieder erfüllt werden können. Dies gilt nicht für mit dem Betreiber eines Übertragungsnetzes abgestimmte Wartungs- und Instandsetzungsarbeiten. Unbeschadet der Sätze 1 bis 5 werden den Betreibern der stillzulegenden Anlagen nach Maßgabe des Absatzes 7 Satz 5 die im Fall einer Vorwarnung oder der Anforderung zur Einspeisung durch den Betreiber eines Übertragungsnetzes oder im Fall eines Probestarts entstehenden Erzeugungsauslagen erstattet.

(6) Eine stillzulegende Anlage kann abweichend von Absatz 1 Satz 2 mit Ablauf des ersten Jahres der Sicherheitsbereitschaft endgültig stillgelegt werden, wenn der Betreiber das dem zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes spätestens ein halbes Jahr vorher anzeigt. Der Betreiber der vorzeitig endgültig stillgelegten Anlage erhält nach der vorzeitigen endgültigen Stilllegung nur noch eine einmalige Abschlussvergütung nach Maßgabe des Absatzes 7 Satz 1, 2 und 6. Diese Abschlussvergütung wird pauschal festgesetzt und entspricht der Vergütung, die dem Betreiber für die stillzulegende Anlage im ersten Jahr der Sicherheitsbereitschaft erstattet wurde. Unbeschadet des Satzes 1 kann eine stillzulegende Anlage auf Antrag des Betreibers und nach Genehmigung durch die Bundesnetzagentur jederzeit endgültig stillgelegt werden, wenn sie die Voraussetzungen der Sicherheitsbereitschaft dauerhaft nicht oder nur unter unverhältnismäßigem Aufwand erfüllen kann; in diesem Fall entfällt mit Wirkung ab der endgültigen Stilllegung der Vergütungsanspruch nach Absatz 5 für diese stillzulegende Anlage; die Sätze 2 und 3 finden in diesem Fall keine Anwendung.

(7) Die Höhe der Vergütung nach Absatz 5 oder 6 wird durch die Bundesnetzagentur festgesetzt. Der Betreiber einer stillzulegenden Anlage hat gegen den zuständigen Betreiber eines Übertragungsnetzes einen Vergütungsanspruch in der von der Bundesnetzagentur festgesetzten Höhe. Die Vergütung nach Absatz 5 Satz 1 und 2 wird jährlich im Voraus gezahlt, zahlbar monatlich in zwölf gleichen Abschlägen. Die endgültige Abrechnung eines Bereitschaftsjahres erfolgt – soweit erforderlich – spätestens zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres. Die Erzeugungsauslagen nach Absatz 5 Satz 6 werden von den Betreibern der Übertragungsnetze nach Ablauf eines Bereitschaftsjahres spätestens zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres gesondert erstattet. Die Vergütung nach Absatz 6 wird nach Ablauf des ersten Bereitschaftsjahres spätestens zum 1. Januar des folgenden Kalenderjahres abgerechnet. Die Betreiber von Übertragungsnetzen rechnen Bilanzkreisunterspeisungen und Bilanzkreisüberspeisungen für die Fahrplanviertelstunden, in denen eine Anforderung zur Einspeisung erfolgt ist, im Rahmen der Ausgleichsenergieabrechnung nach § 8 Absatz 2 der Stromnetzzugangsverordnung ab. Die Betreiber von Übertragungsnetzen dürfen die ihnen nach den Absätzen 5 und 6 entstehenden Kosten nach Abzug der entstehenden Erlöse über die Netzentgelte geltend machen. Die Kosten mit Ausnahme der Erzeugungsauslagen nach Absatz 5 Satz 6 gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile nach § 11 Absatz 2 Satz 1 der Anreizregulierungsverordnung. Im Übrigen ist § 13e Absatz 3 Satz 5 und 6 entsprechend anzuwenden.

(8) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie überprüft im Einvernehmen mit dem Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit bis zum 30. Juni 2018, in welchem Umfang Kohlendioxidemissionen durch die Stilllegung der stillzulegenden Anlagen zusätzlich eingespart werden. Sofern bei der Überprüfung zum 30. Juni 2018 absehbar ist, dass durch die Stilllegung der stillzulegenden Anlagen nicht 12,5 Millionen Tonnen Kohlendioxidemissionen ab dem Jahr 2020 zusätzlich eingespart werden, legt jeder Betreiber von stillzulegenden Anlagen bis zum 31. Dezember 2018 in Abstimmung mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie einen Vorschlag vor, mit welchen geeigneten zusätzlichen Maßnahmen er beginnend ab dem Jahr 2019 jährlich zusätzliche Kohlendioxidemissionen einsparen wird. Die zusätzlichen Maßnahmen aller Betreiber von stillzulegenden Anlagen müssen insgesamt dazu führen, dass dadurch zusammen mit der Stilllegung der stillzulegenden Anlagen 12,5 Millionen Tonnen Kohlendioxid im Jahr 2020 zusätzlich eingespart werden, wobei die Betreiber gemeinsam zusätzlich zu den Einsparungen durch die Stilllegung der stillzulegenden Anlagen nicht mehr als insgesamt 1,5 Millionen Tonnen Kohlendioxid einsparen müssen. Sofern keine Einigung zu den zusätzlichen Maßnahmen erreicht wird, kann die Bundesregierung nach Anhörung der Betreiber durch Rechtsverordnung nach § 13i Absatz 5 weitere Maßnahmen zur Kohlendioxideinsparung in der Braunkohlewirtschaft erlassen.

des Energiewirtschaftsgesetzes sowie den Vorschriften zu besonderen netztechnischen Betriebsmitteln nach § 11 Absatz 3

(1) Betreiber von Energieversorgungsnetzen sind verpflichtet, ein sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz diskriminierungsfrei zu betreiben, zu warten und bedarfsgerecht zu optimieren, zu verstärken und auszubauen, soweit es wirtschaftlich zumutbar ist. Sie haben insbesondere die Aufgaben nach den §§ 12 bis 16a zu erfüllen. Die Verpflichtung gilt auch im Rahmen der Wahrnehmung der wirtschaftlichen Befugnisse der Leitung des vertikal integrierten Energieversorgungsunternehmens und seiner Aufsichtsrechte nach § 7a Absatz 4 Satz 3. Der Ausbau eines L-Gasversorgungsnetzes ist nicht bedarfsgerecht im Sinne von Satz 1, wenn er auf Grund von Netzanschlüssen erfolgen muss, zu deren Einräumung der Betreiber des L-Gasversorgungsnetzes nicht nach den §§ 17 und 18 verpflichtet war.

(1a) Der Betrieb eines sicheren Energieversorgungsnetzes umfasst insbesondere auch einen angemessenen Schutz gegen Bedrohungen für Telekommunikations- und elektronische Datenverarbeitungssysteme, die für einen sicheren Netzbetrieb notwendig sind. Die Regulierungsbehörde erstellt hierzu im Benehmen mit dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik einen Katalog von Sicherheitsanforderungen und veröffentlicht diesen. Der Katalog der Sicherheitsanforderungen enthält auch Regelungen zur regelmäßigen Überprüfung der Erfüllung der Sicherheitsanforderungen. Ein angemessener Schutz des Betriebs eines Energieversorgungsnetzes liegt vor, wenn dieser Katalog der Sicherheitsanforderungen eingehalten und dies vom Betreiber dokumentiert worden ist. Die Einhaltung kann von der Regulierungsbehörde überprüft werden. Zu diesem Zwecke kann die Regulierungsbehörde nähere Bestimmungen zu Format, Inhalt und Gestaltung der Dokumentation nach Satz 4 treffen.

(1b) Betreiber von Energieanlagen, die durch Inkrafttreten der Rechtsverordnung gemäß § 10 Absatz 1 des BSI-Gesetzes vom 14. August 2009 (BGBl. I S. 2821), das zuletzt durch Artikel 8 des Gesetzes vom 17. Juli 2015 (BGBl. I S. 1324) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung als Kritische Infrastruktur bestimmt wurden und an ein Energieversorgungsnetz angeschlossen sind, haben innerhalb einer von der Regulierungsbehörde festzulegenden Frist einen angemessenen Schutz gegen Bedrohungen für Telekommunikations- und elektronische Datenverarbeitungssysteme zu gewährleisten, die für einen sicheren Anlagenbetrieb notwendig sind. Die Regulierungsbehörde erstellt hierzu im Benehmen mit dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik einen Katalog von Sicherheitsanforderungen, in den auch die Bestimmung der Frist nach Satz 1 aufzunehmen ist, und veröffentlicht diesen. Für Telekommunikations- und elektronische Datenverarbeitungssysteme von Anlagen nach § 7 Absatz 1 des Atomgesetzes haben Vorgaben auf Grund des Atomgesetzes Vorrang. Die für die nukleare Sicherheit zuständigen Genehmigungs- und Aufsichtsbehörden des Bundes und der Länder sind bei der Erarbeitung des Katalogs von Sicherheitsanforderungen zu beteiligen. Der Katalog von Sicherheitsanforderungen enthält auch Regelungen zur regelmäßigen Überprüfung der Erfüllung der Sicherheitsanforderungen. Ein angemessener Schutz des Betriebs von Energieanlagen im Sinne von Satz 1 liegt vor, wenn dieser Katalog eingehalten und dies vom Betreiber dokumentiert worden ist. Die Einhaltung kann von der Bundesnetzagentur überprüft werden. Zu diesem Zwecke kann die Regulierungsbehörde nähere Bestimmungen zu Format, Inhalt und Gestaltung der Dokumentation nach Satz 6 treffen.

(1c) Betreiber von Energieversorgungsnetzen und von solchen Energieanlagen, die durch Inkrafttreten der Rechtsverordnung gemäß § 10 Absatz 1 des BSI-Gesetzes als Kritische Infrastruktur bestimmt wurden, haben

1.
Störungen der Verfügbarkeit, Integrität, Authentizität und Vertraulichkeit ihrer informationstechnischen Systeme, Komponenten oder Prozesse, die zu einem Ausfall oder einer erheblichen Beeinträchtigung der Funktionsfähigkeit des Energieversorgungsnetzes oder der betreffenden Energieanlage geführt haben,
2.
erhebliche Störungen der Verfügbarkeit, Integrität, Authentizität und Vertraulichkeit ihrer informationstechnischen Systeme, Komponenten oder Prozesse, die zu einem Ausfall oder einer erheblichen Beeinträchtigung der Funktionsfähigkeit des Energieversorgungsnetzes oder der betreffenden Energieanlage führen können,
über die Kontaktstelle unverzüglich an das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik zu melden.

Die Meldung muss Angaben zu der Störung, zu möglichen grenzübergreifenden Auswirkungen sowie zu den technischen Rahmenbedingungen, insbesondere der vermuteten oder tatsächlichen Ursache und der betroffenen Informationstechnik, enthalten. Die Nennung des Betreibers ist nur dann erforderlich, wenn die Störung tatsächlich zu einem Ausfall oder einer Beeinträchtigung der Funktionsfähigkeit der Kritischen Infrastruktur geführt hat. Das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik hat die Meldungen unverzüglich an die Bundesnetzagentur weiterzuleiten. Das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik und die Bundesnetzagentur haben sicherzustellen, dass die unbefugte Offenbarung der ihnen nach Satz 1 zur Kenntnis gelangten Angaben ausgeschlossen wird. Zugang zu den Akten des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik sowie zu den Akten der Bundesnetzagentur in Angelegenheiten nach § 11 Absatz 1a bis Absatz 1c wird nicht gewährt. § 29 des Verwaltungsverfahrensgesetzes bleibt unberührt. § 8e Absatz 1 des BSI-Gesetzes ist entsprechend anzuwenden.

(2) Für einen bedarfsgerechten, wirtschaftlich zumutbaren Ausbau der Elektrizitätsversorgungsnetze nach Absatz 1 Satz 1 können Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen den Berechnungen für ihre Netzplanung die Annahme zugrunde legen, dass die prognostizierte jährliche Stromerzeugung je unmittelbar an ihr Netz angeschlossener Anlage zur Erzeugung von elektrischer Energie aus Windenergie an Land oder solarer Strahlungsenergie um bis zu 3 Prozent reduziert werden darf (Spitzenkappung). Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen, die für ihre Netzplanung eine Spitzenkappung zugrunde gelegt haben, müssen dies

1.
auf ihrer Internetseite veröffentlichen,
2.
dem Betreiber des vorgelagerten Elektrizitätsversorgungsnetzes, dem Betreiber des Übertragungsnetzes, der Bundesnetzagentur sowie der zuständigen Landesregulierungsbehörde unverzüglich mitteilen und
3.
im Rahmen der Netzplanung für einen sachkundigen Dritten nachvollziehbar dokumentieren.
Die Dokumentation nach Satz 2 Nummer 3 muss der Bundesnetzagentur, der zuständigen Landesregulierungsbehörde, dem Betreiber des vorgelagerten Elektrizitätsversorgungsnetzes, dem Betreiber des Übertragungsnetzes, einem Einspeisewilligen sowie einem an das Netz angeschlossenen Anlagenbetreiber auf Verlangen unverzüglich vorgelegt werden. Die §§ 13 und 14 und die §§ 11, 14 und 15 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes bleiben unberührt. Ein Betreiber des Elektrizitätsversorgungsnetzes, der nach § 15 Absatz 2 Satz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes Kosten für die Reduzierung der Einspeisung von mehr als 3 Prozent der jährlichen Stromerzeugung einer Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien, Grubengas oder Kraft-Wärme-Kopplung bei der Ermittlung seiner Netzentgelte in Ansatz bringt, muss der Bundesnetzagentur sowie der zuständigen Landesregulierungsbehörde den Umfang der und die Ursachen für die Reduzierung der Einspeisung mitteilen und im Fall einer Spitzenkappung die Dokumentation nach Satz 2 Nummer 3 vorlegen.

(3) Betreiber von Übertragungsnetzen können besondere netztechnische Betriebsmittel vorhalten, um die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems bei einem tatsächlichen örtlichen Ausfall eines oder mehrerer Betriebsmittel im Übertragungsnetz wieder herzustellen. Mit dem Betrieb besonderer netztechnischer Betriebsmittel sind Dritte zu beauftragen. Entsprechendes gilt bei der Errichtung von Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie und der Bereitstellung abschaltbarer Lasten. Aufträge nach den Sätzen 2 und 3 werden im Wettbewerb und im Wege transparenter Verfahren vergeben. Dabei sind

1.
die Grundsätze der Wirtschaftlichkeit und der Verhältnismäßigkeit zu wahren und
2.
alle Teilnehmer des Verfahrens gleich zu behandeln.
Der Teil 4 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen bleibt unberührt. Die Leistung oder die Arbeit besonderer netztechnischer Betriebsmittel darf weder ganz noch teilweise auf den Strommärkten veräußert werden. Die Betreiber von Übertragungsnetzen legen der Bundesnetzagentur rechtzeitig vor einer geplanten Beschaffung besonderer netztechnischer Betriebsmittel vor:
1.
Analysen, aus denen sich die Erforderlichkeit besonderer netztechnischer Betriebsmittel unter Berücksichtigung bestehender Energieanlagen ergibt, sowie
2.
ein Beschaffungskonzept, welches das Vergabeverfahren nach den Sätzen 2 bis 5 beschreibt.

(4) In Rechtsverordnungen über die Regelung von Vertrags- und sonstigen Rechtsverhältnissen können auch Regelungen zur Haftung der Betreiber von Energieversorgungsnetzen aus Vertrag und unerlaubter Handlung für Sach- und Vermögensschäden, die ein Kunde durch Unterbrechung der Energieversorgung oder durch Unregelmäßigkeiten in der Energieversorgung erleidet, getroffen werden. Dabei kann die Haftung auf vorsätzliche oder grob fahrlässige Verursachung beschränkt und der Höhe nach begrenzt werden. Soweit es zur Vermeidung unzumutbarer wirtschaftlicher Risiken des Netzbetriebs im Zusammenhang mit Verpflichtungen nach § 13 Absatz 2, § 13b Absatz 5 und § 13f Absatz 1, auch in Verbindung mit § 14, und § 16 Absatz 2 und 2a, auch in Verbindung mit § 16a, erforderlich ist, kann die Haftung darüber hinaus vollständig ausgeschlossen werden.

des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
Entschädigungen nach § 15 Absatz 1

(1) Wird die Einspeisung von Strom aus einer Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien, Grubengas oder Kraft-Wärme-Kopplung wegen eines Netzengpasses im Sinne von § 14 Absatz 1 reduziert, muss der Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage angeschlossen ist, die von der Maßnahme betroffenen Betreiber abweichend von § 13 Absatz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes für 95 Prozent der entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen und abzüglich der ersparten Aufwendungen entschädigen. Übersteigen die entgangenen Einnahmen nach Satz 1 in einem Jahr 1 Prozent der Einnahmen dieses Jahres, sind die von der Regelung betroffenen Betreiber ab diesem Zeitpunkt zu 100 Prozent zu entschädigen. Der Netzbetreiber, in dessen Netz die Ursache für die Regelung nach § 14 liegt, muss dem Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage angeschlossen ist, die Kosten für die Entschädigung ersetzen.

(2) Der Netzbetreiber kann die Kosten nach Absatz 1 bei der Ermittlung der Netzentgelte in Ansatz bringen, soweit die Maßnahme erforderlich war und er sie nicht zu vertreten hat. Der Netzbetreiber hat sie insbesondere zu vertreten, soweit er nicht alle Möglichkeiten zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau des Netzes ausgeschöpft hat.

(3) Schadensersatzansprüche von Anlagenbetreibern gegen den Netzbetreiber bleiben unberührt.

des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die die Voraussetzungen des § 15 Absatz 2

(1) Wird die Einspeisung von Strom aus einer Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien, Grubengas oder Kraft-Wärme-Kopplung wegen eines Netzengpasses im Sinne von § 14 Absatz 1 reduziert, muss der Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage angeschlossen ist, die von der Maßnahme betroffenen Betreiber abweichend von § 13 Absatz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes für 95 Prozent der entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen Aufwendungen und abzüglich der ersparten Aufwendungen entschädigen. Übersteigen die entgangenen Einnahmen nach Satz 1 in einem Jahr 1 Prozent der Einnahmen dieses Jahres, sind die von der Regelung betroffenen Betreiber ab diesem Zeitpunkt zu 100 Prozent zu entschädigen. Der Netzbetreiber, in dessen Netz die Ursache für die Regelung nach § 14 liegt, muss dem Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage angeschlossen ist, die Kosten für die Entschädigung ersetzen.

(2) Der Netzbetreiber kann die Kosten nach Absatz 1 bei der Ermittlung der Netzentgelte in Ansatz bringen, soweit die Maßnahme erforderlich war und er sie nicht zu vertreten hat. Der Netzbetreiber hat sie insbesondere zu vertreten, soweit er nicht alle Möglichkeiten zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau des Netzes ausgeschöpft hat.

(3) Schadensersatzansprüche von Anlagenbetreibern gegen den Netzbetreiber bleiben unberührt.

des Erneuerbare-Energien-Gesetzes erfüllen.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 15), die zuletzt durch die Verordnung (EU) Nr. 543/2013 (ABl. L 163 vom 15.6.2013, S. 1) geändert worden ist, unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 13 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15

(1) Betreiber von Übertragungsnetzen haben im Rahmen des wirtschaftlich Zumutbaren das Entstehen von Engpässen in ihren Netzen und an den Kuppelstellen zu benachbarten Netzen mit Hilfe von netzbezogenen und marktbezogenen Maßnahmen zu verhindern, die auch die Zusammenarbeit der Betreiber von Übertragungsnetzen einschließen kann.

(2) Lässt sich die Entstehung eines Engpasses mit Hilfe von Maßnahmen nach Absatz 1 nicht vermeiden, so sind Betreiber von Übertragungsnetzen verpflichtet, die verfügbaren Leitungskapazitäten nach marktorientierten und transparenten Verfahren diskriminierungsfrei zu bewirtschaften.

(3) Die Erlöse, die Netzbetreiber aus der Durchführung der Engpassbewirtschaftung erzielen, sind unverzüglich für Maßnahmen zur Beseitigung von Engpässen zu verwenden, hierfür zurückzustellen oder entgeltmindernd in den Netzentgelten zu berücksichtigen. Die Erlöse, die Netzbetreiber aus der Durchführung der Engpassbewirtschaftung erzielen, sind von den Betreibern von Übertragungsnetzen zu dokumentieren. Die Dokumentation ist der Regulierungsbehörde vorzulegen.

(4) Betreiber von Übertragungsnetzen sind verpflichtet, Engpässe in ihrem Netz unverzüglich und in geeigneter Form, zumindest aber auf ihrer Internetseite, zu veröffentlichen und den betroffenen Bilanzkreisverantwortlichen soweit möglich unverzüglich elektronisch mitzuteilen. Die Veröffentlichung und Mitteilung müssen enthalten:

1.
die zur Verfügung stehende Gesamtkapazität,
2.
die Übertragungsrichtung, in der der Engpass auftritt, und
3.
die prognostizierte Dauer.

(5) Die Absätze 1 bis 4 gelten auch für Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen.

der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 6 Absatz 6 Satz 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1

(1) Betreiber von Übertragungsnetzen haben im Rahmen des wirtschaftlich Zumutbaren das Entstehen von Engpässen in ihren Netzen und an den Kuppelstellen zu benachbarten Netzen mit Hilfe von netzbezogenen und marktbezogenen Maßnahmen zu verhindern, die auch die Zusammenarbeit der Betreiber von Übertragungsnetzen einschließen kann.

(2) Lässt sich die Entstehung eines Engpasses mit Hilfe von Maßnahmen nach Absatz 1 nicht vermeiden, so sind Betreiber von Übertragungsnetzen verpflichtet, die verfügbaren Leitungskapazitäten nach marktorientierten und transparenten Verfahren diskriminierungsfrei zu bewirtschaften.

(3) Die Erlöse, die Netzbetreiber aus der Durchführung der Engpassbewirtschaftung erzielen, sind unverzüglich für Maßnahmen zur Beseitigung von Engpässen zu verwenden, hierfür zurückzustellen oder entgeltmindernd in den Netzentgelten zu berücksichtigen. Die Erlöse, die Netzbetreiber aus der Durchführung der Engpassbewirtschaftung erzielen, sind von den Betreibern von Übertragungsnetzen zu dokumentieren. Die Dokumentation ist der Regulierungsbehörde vorzulegen.

(4) Betreiber von Übertragungsnetzen sind verpflichtet, Engpässe in ihrem Netz unverzüglich und in geeigneter Form, zumindest aber auf ihrer Internetseite, zu veröffentlichen und den betroffenen Bilanzkreisverantwortlichen soweit möglich unverzüglich elektronisch mitzuteilen. Die Veröffentlichung und Mitteilung müssen enthalten:

1.
die zur Verfügung stehende Gesamtkapazität,
2.
die Übertragungsrichtung, in der der Engpass auftritt, und
3.
die prognostizierte Dauer.

(5) Die Absätze 1 bis 4 gelten auch für Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen.

der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 28. September 2005 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen (ABl. EU Nr. L 289 S. 1) unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4

(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde Entscheidungen durch Festlegungen oder Genehmigungen nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen

1.
zu den Erlösobergrenzen nach § 4, insbesondere zur Bestimmung der Höhe nach § 4 Abs. 1 und 2, zur Anpassung nach Abs. 3 bis 5, zu Form und Inhalt der Anträge auf Anpassung nach Abs. 4,
2.
zu Ausgestaltung und Ausgleich des Regulierungskontos nach § 5,
2a.
zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nach § 9,
3.
zur Verwendung anderer Parameter zur Ermittlung des Erweiterungsfaktors nach § 10 Abs. 2 Satz 2 Nr. 4,
3a.
zum Kapitalkostenaufschlag nach § 10a, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags,
4.
zu den Bereichen, die nach § 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen; die Festlegung erfolgt für die Dauer der gesamten Regulierungsperiode,
4a.
zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Absatz 5, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe von Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen, unter denen Kostenanteile als volatile Kostenanteile im Sinne des § 11 Absatz 5 gelten,
4b.
zu der Geltendmachung der Kosten nach § 10 Absatz 1 und § 22 der Systemstabilitätsverordnung gemäß § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 5, einschließlich der Verpflichtung zur Anpassung pauschaler Kostensätze,
5.
zur Durchführung einer Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3,
6.
über den Beginn der Anwendung, die nähere Ausgestaltung und das Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements nach den §§ 19 und 20,
7.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Berichts zum Investitionsverhalten nach § 21,
8.
zu Investitionsmaßnahmen nach § 23, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zu finanziellen Anreizen nach § 23 Abs. 5 Satz 3, wobei auch die Zusammenfassung von Vorhaben verlangt werden kann, sowie zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zum Verfahren der Referenznetzanalyse,
8a.
zur Berechnung der sich aus genehmigten Investitionsmaßnahmen ergebenden Kapital- und Betriebskosten,
8b.
zu einer von § 23 Absatz 1a Satz 1 abweichenden Höhe oder Betriebskostenpauschale, soweit dies erforderlich ist, um strukturelle Besonderheiten von Investitionen, für die Investitionsmaßnahmen genehmigt werden können, oder um die tatsächliche Höhe der notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen,
8c.
zur Höhe der Betriebskostenpauschale nach § 23 Absatz 1a Satz 2, wobei die tatsächliche Höhe der für die genehmigten Investitionsmaßnahmen notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen ist,
9.
zur Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 und zu Umfang, Zeitpunkt und Form des Antrags nach § 24 Abs. 4,
9a.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zum Zeitpunkt der Stellung des Antrags nach § 25a Absatz 1,
10.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags nach § 26 Abs. 2 sowie zu den Erlösobergrenzenanteilen nach § 26 Absatz 2 und 3 und
11.
zu Umfang, Zeitpunkt und Form der nach den §§ 27 und 28 zu erhebenden und mitzuteilenden Daten, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen.

(2) Die Bundesnetzagentur kann ferner Festlegungen treffen zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zu den Verfahren des Effizienzvergleichs und der relativen Referenznetzanalyse für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen nach § 22.

festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
dem erweiterten Bilanzausgleich gemäß § 35 der Gasnetzzugangsverordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) in der jeweils geltenden Fassung, abzüglich der vom Einspeiser von Biogas zu zahlenden Pauschale,
erforderliche Maßnahmen des Netzbetreibers gemäß § 33 Absatz 10, § 34 Absatz 2 und § 36 Absatz 3 und 4 der Gasnetzzugangsverordnung,
die Kosten für den effizienten Netzanschluss sowie für die Wartung gemäß § 33 Absatz 1 der Gasnetzzugangsverordnung,
Entgelte für vermiedene Netzkosten, die vom Netzbetreiber gemäß § 20a der Gasnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2197), die zuletzt durch Artikel 5 der Verordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung, an den Transportkunden von Biogas zu zahlen sind,
in der Höhe, in der die Kosten unter Berücksichtigung der Umlage nach § 20b der Gasnetzentgeltverordnung beim Netzbetreiber verbleiben.
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2016/89 (ABl. L 19 vom 27.1.2016, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes sowie den Vorschriften zu besonderen netztechnischen Betriebsmitteln nach § 11 Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
Entschädigungen nach § 15 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die die Voraussetzungen des § 15 Absatz 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes erfüllen.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 15), die zuletzt durch die Verordnung (EU) Nr. 543/2013 (ABl. L 163 vom 15.6.2013, S. 1) geändert worden ist, unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 13 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 6 Absatz 6 Satz 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 28. September 2005 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen (ABl. EU Nr. L 289 S. 1) unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. Abweichend von Satz 1 gelten als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile. In den nach den Sätzen 1 oder 2 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3. Abweichend von Satz 1 gelten als beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen alle Kostenanteile, die nicht dauerhaft oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile nach Absatz 3 Satz 2 sind.

(5) Als volatile Kostenanteile gelten Kosten für die Beschaffung von Treibenergie. Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die mit dem nach § 15

(1) Weist ein Netzbetreiber nach, dass Besonderheiten seiner Versorgungsaufgabe im Sinne des Vorliegens außergewöhnlicher struktureller Umstände bestehen, die im Effizienzvergleich durch die Auswahl der Parameter nach § 13 Absatz 3 und 4 nicht hinreichend berücksichtigt wurden und durch den Netzbetreiber nicht beeinflussbar sind, und dies die nach § 14 Absatz 1 Nummer 1 und 2 ermittelten Kosten um mindestens 5 Prozent erhöht, so hat die Regulierungsbehörde einen Aufschlag auf den nach den §§ 12 bis 14 oder 22 ermittelten Effizienzwert anzusetzen (bereinigter Effizienzwert). Ist der Effizienzwert nach § 12 Abs. 4 angesetzt worden, hat der Netzbetreiber die erforderlichen Nachweise zu erbringen, dass die Besonderheiten seiner Versorgungsaufgabe einen zusätzlichen Aufschlag nach Satz 1 rechtfertigen.

(2) Die Landesregulierungsbehörden können zur Ermittlung der bereinigten Effizienzwerte nach Absatz 1 die von der Bundesnetzagentur im bundesweiten Effizienzvergleich nach den §§ 12 bis 14 ermittelten Effizienzwerte zugrunde legen.

(3) Aus dem nach §§ 12 bis 14, 22 oder 24 ermittelten Effizienzwert oder dem bereinigten Effizienzwert werden die Ineffizienzen ermittelt. Die Ineffizienzen ergeben sich aus der Differenz zwischen den Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile und den mit dem in Satz 1 genannten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten.

ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. Abweichend von Satz 1 gelten als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen die mit dem nach § 15

(1) Weist ein Netzbetreiber nach, dass Besonderheiten seiner Versorgungsaufgabe im Sinne des Vorliegens außergewöhnlicher struktureller Umstände bestehen, die im Effizienzvergleich durch die Auswahl der Parameter nach § 13 Absatz 3 und 4 nicht hinreichend berücksichtigt wurden und durch den Netzbetreiber nicht beeinflussbar sind, und dies die nach § 14 Absatz 1 Nummer 1 und 2 ermittelten Kosten um mindestens 5 Prozent erhöht, so hat die Regulierungsbehörde einen Aufschlag auf den nach den §§ 12 bis 14 oder 22 ermittelten Effizienzwert anzusetzen (bereinigter Effizienzwert). Ist der Effizienzwert nach § 12 Abs. 4 angesetzt worden, hat der Netzbetreiber die erforderlichen Nachweise zu erbringen, dass die Besonderheiten seiner Versorgungsaufgabe einen zusätzlichen Aufschlag nach Satz 1 rechtfertigen.

(2) Die Landesregulierungsbehörden können zur Ermittlung der bereinigten Effizienzwerte nach Absatz 1 die von der Bundesnetzagentur im bundesweiten Effizienzvergleich nach den §§ 12 bis 14 ermittelten Effizienzwerte zugrunde legen.

(3) Aus dem nach §§ 12 bis 14, 22 oder 24 ermittelten Effizienzwert oder dem bereinigten Effizienzwert werden die Ineffizienzen ermittelt. Die Ineffizienzen ergeben sich aus der Differenz zwischen den Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile und den mit dem in Satz 1 genannten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten.

ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile. In den nach den Sätzen 1 oder 2 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3. Abweichend von Satz 1 gelten als beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen alle Kostenanteile, die nicht dauerhaft oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile nach Absatz 3 Satz 2 sind.

(5) Als volatile Kostenanteile gelten Kosten für die Beschaffung von Treibenergie. Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a

(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde Entscheidungen durch Festlegungen oder Genehmigungen nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen

1.
zu den Erlösobergrenzen nach § 4, insbesondere zur Bestimmung der Höhe nach § 4 Abs. 1 und 2, zur Anpassung nach Abs. 3 bis 5, zu Form und Inhalt der Anträge auf Anpassung nach Abs. 4,
2.
zu Ausgestaltung und Ausgleich des Regulierungskontos nach § 5,
2a.
zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nach § 9,
3.
zur Verwendung anderer Parameter zur Ermittlung des Erweiterungsfaktors nach § 10 Abs. 2 Satz 2 Nr. 4,
3a.
zum Kapitalkostenaufschlag nach § 10a, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags,
4.
zu den Bereichen, die nach § 11 Abs. 2 Satz 2 bis 4 einer wirksamen Verfahrensregulierung unterliegen; die Festlegung erfolgt für die Dauer der gesamten Regulierungsperiode,
4a.
zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Absatz 5, insbesondere zum Verfahren, mit dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe von Netzbetreibern Anreize gesetzt werden, die gewährleisten, dass volatile Kostenanteile nur in effizientem Umfang in der Erlösobergrenze berücksichtigt werden, sowie zu den Voraussetzungen, unter denen Kostenanteile als volatile Kostenanteile im Sinne des § 11 Absatz 5 gelten,
4b.
zu der Geltendmachung der Kosten nach § 10 Absatz 1 und § 22 der Systemstabilitätsverordnung gemäß § 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 5, einschließlich der Verpflichtung zur Anpassung pauschaler Kostensätze,
5.
zur Durchführung einer Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Abs. 1 Nr. 3,
6.
über den Beginn der Anwendung, die nähere Ausgestaltung und das Verfahren der Bestimmung des Qualitätselements nach den §§ 19 und 20,
7.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Berichts zum Investitionsverhalten nach § 21,
8.
zu Investitionsmaßnahmen nach § 23, einschließlich der formellen Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zu finanziellen Anreizen nach § 23 Abs. 5 Satz 3, wobei auch die Zusammenfassung von Vorhaben verlangt werden kann, sowie zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zum Verfahren der Referenznetzanalyse,
8a.
zur Berechnung der sich aus genehmigten Investitionsmaßnahmen ergebenden Kapital- und Betriebskosten,
8b.
zu einer von § 23 Absatz 1a Satz 1 abweichenden Höhe oder Betriebskostenpauschale, soweit dies erforderlich ist, um strukturelle Besonderheiten von Investitionen, für die Investitionsmaßnahmen genehmigt werden können, oder um die tatsächliche Höhe der notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen,
8c.
zur Höhe der Betriebskostenpauschale nach § 23 Absatz 1a Satz 2, wobei die tatsächliche Höhe der für die genehmigten Investitionsmaßnahmen notwendigen Betriebskosten angemessen zu berücksichtigen ist,
9.
zur Teilnahme am vereinfachten Verfahren nach § 24 und zu Umfang, Zeitpunkt und Form des Antrags nach § 24 Abs. 4,
9a.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags sowie zum Zeitpunkt der Stellung des Antrags nach § 25a Absatz 1,
10.
zu formeller Gestaltung, Inhalt und Struktur des Antrags nach § 26 Abs. 2 sowie zu den Erlösobergrenzenanteilen nach § 26 Absatz 2 und 3 und
11.
zu Umfang, Zeitpunkt und Form der nach den §§ 27 und 28 zu erhebenden und mitzuteilenden Daten, insbesondere zu den zulässigen Datenträgern und Übertragungswegen.

(2) Die Bundesnetzagentur kann ferner Festlegungen treffen zur Durchführung, näheren Ausgestaltung und zu den Verfahren des Effizienzvergleichs und der relativen Referenznetzanalyse für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen nach § 22.

festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

§ 12 Effizienzvergleich

(1) Die Bundesnetzagentur führt vor Beginn der Regulierungsperiode mit den in Anlage 3 aufgeführten Methoden, unter Berücksichtigung der in Anlage 3 genannten Vorgaben sowie nach Maßgabe der Absätze 2 bis 4 und der §§ 13

(1) Die Regulierungsbehörde hat im Effizienzvergleich Aufwandsparameter und Vergleichsparameter zu berücksichtigen.

(2) Als Aufwandsparameter sind die nach § 14 ermittelten Kosten anzusetzen.

(3) Vergleichsparameter sind Parameter zur Bestimmung der Versorgungsaufgabe und der Gebietseigenschaften, insbesondere die geografischen, geologischen oder topografischen Merkmale und strukturellen Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes. Die Parameter müssen geeignet sein, die Belastbarkeit des Effizienzvergleichs zu stützen. Dies ist insbesondere dann anzunehmen, wenn sie messbar oder mengenmäßig erfassbar, nicht durch Entscheidungen des Netzbetreibers bestimmbar und nicht in ihrer Wirkung ganz oder teilweise wiederholend sind, insbesondere nicht bereits durch andere Parameter abgebildet werden. Vergleichsparameter können insbesondere sein

1.
die Anzahl der Anschlusspunkte oder der Zählpunkte in Stromversorgungsnetzen und der Ausspeisepunkte oder der Messstellen in Gasversorgungsnetzen,
2.
die Fläche des versorgten Gebietes,
3.
die Leitungslänge oder das Rohrvolumen,
4.
die Jahresarbeit,
5.
die zeitgleiche Jahreshöchstlast,
6.
die dezentralen Erzeugungsanlagen in Stromversorgungsnetzen, insbesondere die Anzahl und Leistung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Wind- und solarer Strahlungsenergie oder
7.
die Maßnahmen, die der volkswirtschaftlich effizienten Einbindung von dezentralen Erzeugungsanlagen, insbesondere von dezentralen Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus Windanlagen an Land und solarer Strahlungsenergie dienen.
Bei der Bestimmung von Parametern zur Beschreibung geografischer, geologischer oder topografischer Merkmale und struktureller Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes können flächenbezogene Durchschnittswerte gebildet werden. Die Vergleichsparameter können bezogen auf die verschiedenen Netzebenen von Strom- und Gasversorgungsnetzen verwendet werden; ein Vergleich einzelner Netzebenen findet nicht statt. Die Auswahl der Vergleichsparameter hat mit qualitativen, analytischen oder statistischen Methoden zu erfolgen, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen. Durch die Auswahl der Vergleichsparameter sollen die strukturelle Vergleichbarkeit möglichst weitgehend gewährleistet sein und die Heterogenität der Aufgaben der Netzbetreiber möglichst weitgehend abgebildet werden. Dabei sind die Unterschiede zwischen Strom- und Gasversorgungsnetzen zu berücksichtigen, insbesondere der unterschiedliche Erschließungs- und Anschlussgrad von Gasversorgungsnetzen. Bei der Auswahl der Vergleichsparameter sind Vertreter der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher rechtzeitig zu hören.

(4) (weggefallen)

und 14

(1) Die im Rahmen des Effizienzvergleichs als Aufwandsparameter anzusetzenden Kosten werden nach folgenden Maßgaben ermittelt:

1.
Die Gesamtkosten des Netzbetreibers werden nach Maßgabe der zur Bestimmung des Ausgangsniveaus anzuwendenden Kostenprüfung nach § 6 Absatz 1 und 2 ermittelt.
2.
Von den so ermittelten Gesamtkosten sind die nach § 11 Abs. 2 dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile abzuziehen.
3.
Die Kapitalkosten zur Durchführung des Effizienzvergleichs sollen so bestimmt werden, dass ihre Vergleichbarkeit möglichst gewährleistet ist und Verzerrungen berücksichtigt werden, wie sie insbesondere durch unterschiedliche Altersstruktur der Anlagen, Abschreibungs- und Aktivierungspraktiken entstehen können; hierzu ist eine Vergleichbarkeitsrechnung zur Ermittlung von Kapitalkostenannuitäten nach Maßgabe des Absatzes 2 durchzuführen; dabei umfassen die Kapitalkosten die Kostenpositionen nach § 5 Abs. 2 sowie den §§ 6 und 7 der Stromnetzentgeltverordnung und § 5 Abs. 2 sowie den §§ 6 und 7 der Gasnetzentgeltverordnung.

(2) Die Vergleichbarkeitsrechnung nach Absatz 1 Nr. 3 erfolgt auf der Grundlage der Tagesneuwerte des Anlagevermögens des Netzbetreibers. Für die Ermittlung von einheitlichen Nutzungsdauern für jede Anlagengruppe sind die unteren Werte der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern in Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung und Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung zu verwenden. Der zu verwendende Zinssatz bestimmt sich als gewichteter Mittelwert aus Eigenkapitalzinssatz und Fremdkapitalzinssatz, wobei der Eigenkapitalzinssatz mit 40 Prozent und der Fremdkapitalzinssatz mit 60 Prozent zu gewichten ist. Von den 60 Prozent des Fremdkapitalzinssatzes entfallen 25 Prozentpunkte auf unverzinsliches Fremdkapital. Es sind die nach § 7 Abs. 6 der Gasnetzentgeltverordnung und § 7 Abs. 6 der Stromnetzentgeltverordnung für Neuanlagen geltenden Eigenkapitalzinssätze anzusetzen. Für das verzinsliche Fremdkapital richtet sich die Verzinsung nach dem auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten. Die Eigenkapitalzinssätze und der Fremdkapitalzinssatz sind um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate nach dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

jeweils einen bundesweiten Effizienzvergleich für die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Gasverteilernetzen mit dem Ziel durch, die Effizienzwerte für diese Netzbetreiber zu ermitteln. Bei der Ausgestaltung der in Anlage 3 aufgeführten Methoden durch die Bundesnetzagentur sind Vertreter der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher rechtzeitig zu hören. Ergeben sich auf Grund rechtskräftiger gerichtlicher Entscheidungen nachträgliche Änderungen in dem nach § 6 Absatz 1 und 2

(1) Die Regulierungsbehörde ermittelt das Ausgangsniveau für die Bestimmung der Erlösobergrenzen durch eine Kostenprüfung nach den Vorschriften des Teils 2 Abschnitt 1 der Gasnetzentgeltverordnung und des Teils 2 Abschnitt 1 der Stromnetzentgeltverordnung. Die §§ 28 bis 30 der Gasnetzentgeltverordnung sowie die §§ 28 bis 30 der Stromnetzentgeltverordnung gelten entsprechend. Die Kostenprüfung erfolgt im vorletzten Kalenderjahr vor Beginn der Regulierungsperiode auf der Grundlage der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres. Das Kalenderjahr, in dem das der Kostenprüfung zugrunde liegende Geschäftsjahr endet, gilt als Basisjahr im Sinne dieser Verordnung. Als Basisjahr für die erste Regulierungsperiode gilt 2006.

(2) Soweit Kosten dem Grunde oder der Höhe nach auf einer Besonderheit des Geschäftsjahres beruhen, auf das sich die Kostenprüfung bezieht, bleiben sie bei der Ermittlung des Ausgangsniveaus unberücksichtigt. § 3 Absatz 1 Satz 4 zweiter Halbsatz der Gasnetzentgeltverordnung sowie § 3 Absatz 1 Satz 5 zweiter Halbsatz der Stromnetzentgeltverordnung finden keine Anwendung.

(3) Die Regulierungsbehörde ermittelt vor Beginn der Regulierungsperiode für jedes Jahr der Regulierungsperiode den Kapitalkostenabzug nach Maßgabe der Sätze 2 bis 5 und der Anlage 2a. Kapitalkosten im Sinne des Kapitalkostenabzugs nach Satz 1 sind die Summe der kalkulatorischen Abschreibungen, der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung, der kalkulatorischen Gewerbesteuer und des Aufwandes für Fremdkapitalzinsen. Der Kapitalkostenabzug ergibt sich aus den im Ausgangsniveau nach den Absätzen 1 und 2 enthaltenen Kapitalkosten im Basisjahr abzüglich der fortgeführten Kapitalkosten im jeweiligen Jahr der Regulierungsperiode. Die fortgeführten Kapitalkosten werden unter Berücksichtigung der im Zeitablauf sinkenden kalkulatorischen Restbuchwerte der betriebsnotwendigen Anlagegüter des Ausgangsniveaus nach § 6 Absatz 1 und 2 sowie der im Zeitablauf sinkenden Werte der hierauf entfallenden Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse ermittelt. Bei der Bestimmung des jährlichen Kapitalkostenabzugs nach den Sätzen 1 bis 4 werden Kapitalkosten aus Investitionen nach dem Basisjahr nicht berücksichtigt.

(4) Absatz 3 ist nicht auf Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen anzuwenden.

ermittelten Ausgangsniveau, so bleibt der Effizienzvergleich von diesen nachträglichen Änderungen unberührt.

(2) Der Effizienzwert ist als Anteil der Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile in Prozent auszuweisen.

(3) Weichen die im Effizienzvergleich mit den nach Anlage 3 zugelassenen Methoden ermittelten Effizienzwerte eines Netzbetreibers voneinander ab, so ist der höhere Effizienzwert zu verwenden.

(4) Hat der Effizienzvergleich für einen Netzbetreiber einen Effizienzwert von weniger als 60 Prozent ergeben, so ist der Effizienzwert mit 60 Prozent anzusetzen. Satz 1 gilt auch, wenn für einzelne Netzbetreiber keine Effizienzwerte ermittelt werden konnten, weil diese ihren Mitwirkungspflichten zur Mitteilung von Daten nicht nachgekommen sind.

(4a) Zusätzlich werden Effizienzvergleiche durchgeführt, bei denen der Aufwandsparameter nach § 13 Absatz 2

(1) Die Regulierungsbehörde hat im Effizienzvergleich Aufwandsparameter und Vergleichsparameter zu berücksichtigen.

(2) Als Aufwandsparameter sind die nach § 14 ermittelten Kosten anzusetzen.

(3) Vergleichsparameter sind Parameter zur Bestimmung der Versorgungsaufgabe und der Gebietseigenschaften, insbesondere die geografischen, geologischen oder topografischen Merkmale und strukturellen Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes. Die Parameter müssen geeignet sein, die Belastbarkeit des Effizienzvergleichs zu stützen. Dies ist insbesondere dann anzunehmen, wenn sie messbar oder mengenmäßig erfassbar, nicht durch Entscheidungen des Netzbetreibers bestimmbar und nicht in ihrer Wirkung ganz oder teilweise wiederholend sind, insbesondere nicht bereits durch andere Parameter abgebildet werden. Vergleichsparameter können insbesondere sein

1.
die Anzahl der Anschlusspunkte oder der Zählpunkte in Stromversorgungsnetzen und der Ausspeisepunkte oder der Messstellen in Gasversorgungsnetzen,
2.
die Fläche des versorgten Gebietes,
3.
die Leitungslänge oder das Rohrvolumen,
4.
die Jahresarbeit,
5.
die zeitgleiche Jahreshöchstlast,
6.
die dezentralen Erzeugungsanlagen in Stromversorgungsnetzen, insbesondere die Anzahl und Leistung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Wind- und solarer Strahlungsenergie oder
7.
die Maßnahmen, die der volkswirtschaftlich effizienten Einbindung von dezentralen Erzeugungsanlagen, insbesondere von dezentralen Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus Windanlagen an Land und solarer Strahlungsenergie dienen.
Bei der Bestimmung von Parametern zur Beschreibung geografischer, geologischer oder topografischer Merkmale und struktureller Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes können flächenbezogene Durchschnittswerte gebildet werden. Die Vergleichsparameter können bezogen auf die verschiedenen Netzebenen von Strom- und Gasversorgungsnetzen verwendet werden; ein Vergleich einzelner Netzebenen findet nicht statt. Die Auswahl der Vergleichsparameter hat mit qualitativen, analytischen oder statistischen Methoden zu erfolgen, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen. Durch die Auswahl der Vergleichsparameter sollen die strukturelle Vergleichbarkeit möglichst weitgehend gewährleistet sein und die Heterogenität der Aufgaben der Netzbetreiber möglichst weitgehend abgebildet werden. Dabei sind die Unterschiede zwischen Strom- und Gasversorgungsnetzen zu berücksichtigen, insbesondere der unterschiedliche Erschließungs- und Anschlussgrad von Gasversorgungsnetzen. Bei der Auswahl der Vergleichsparameter sind Vertreter der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher rechtzeitig zu hören.

(4) (weggefallen)

für alle Netzbetreiber durch den Aufwandsparameter ersetzt wird, der sich ohne Berücksichtigung der Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Absatz 1 Nummer 3 und Absatz 2

(1) Die im Rahmen des Effizienzvergleichs als Aufwandsparameter anzusetzenden Kosten werden nach folgenden Maßgaben ermittelt:

1.
Die Gesamtkosten des Netzbetreibers werden nach Maßgabe der zur Bestimmung des Ausgangsniveaus anzuwendenden Kostenprüfung nach § 6 Absatz 1 und 2 ermittelt.
2.
Von den so ermittelten Gesamtkosten sind die nach § 11 Abs. 2 dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile abzuziehen.
3.
Die Kapitalkosten zur Durchführung des Effizienzvergleichs sollen so bestimmt werden, dass ihre Vergleichbarkeit möglichst gewährleistet ist und Verzerrungen berücksichtigt werden, wie sie insbesondere durch unterschiedliche Altersstruktur der Anlagen, Abschreibungs- und Aktivierungspraktiken entstehen können; hierzu ist eine Vergleichbarkeitsrechnung zur Ermittlung von Kapitalkostenannuitäten nach Maßgabe des Absatzes 2 durchzuführen; dabei umfassen die Kapitalkosten die Kostenpositionen nach § 5 Abs. 2 sowie den §§ 6 und 7 der Stromnetzentgeltverordnung und § 5 Abs. 2 sowie den §§ 6 und 7 der Gasnetzentgeltverordnung.

(2) Die Vergleichbarkeitsrechnung nach Absatz 1 Nr. 3 erfolgt auf der Grundlage der Tagesneuwerte des Anlagevermögens des Netzbetreibers. Für die Ermittlung von einheitlichen Nutzungsdauern für jede Anlagengruppe sind die unteren Werte der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern in Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung und Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung zu verwenden. Der zu verwendende Zinssatz bestimmt sich als gewichteter Mittelwert aus Eigenkapitalzinssatz und Fremdkapitalzinssatz, wobei der Eigenkapitalzinssatz mit 40 Prozent und der Fremdkapitalzinssatz mit 60 Prozent zu gewichten ist. Von den 60 Prozent des Fremdkapitalzinssatzes entfallen 25 Prozentpunkte auf unverzinsliches Fremdkapital. Es sind die nach § 7 Abs. 6 der Gasnetzentgeltverordnung und § 7 Abs. 6 der Stromnetzentgeltverordnung für Neuanlagen geltenden Eigenkapitalzinssätze anzusetzen. Für das verzinsliche Fremdkapital richtet sich die Verzinsung nach dem auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten. Die Eigenkapitalzinssätze und der Fremdkapitalzinssatz sind um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate nach dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

ergibt. Die nach § 13 Abs. 3 und 4

(1) Die Regulierungsbehörde hat im Effizienzvergleich Aufwandsparameter und Vergleichsparameter zu berücksichtigen.

(2) Als Aufwandsparameter sind die nach § 14 ermittelten Kosten anzusetzen.

(3) Vergleichsparameter sind Parameter zur Bestimmung der Versorgungsaufgabe und der Gebietseigenschaften, insbesondere die geografischen, geologischen oder topografischen Merkmale und strukturellen Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes. Die Parameter müssen geeignet sein, die Belastbarkeit des Effizienzvergleichs zu stützen. Dies ist insbesondere dann anzunehmen, wenn sie messbar oder mengenmäßig erfassbar, nicht durch Entscheidungen des Netzbetreibers bestimmbar und nicht in ihrer Wirkung ganz oder teilweise wiederholend sind, insbesondere nicht bereits durch andere Parameter abgebildet werden. Vergleichsparameter können insbesondere sein

1.
die Anzahl der Anschlusspunkte oder der Zählpunkte in Stromversorgungsnetzen und der Ausspeisepunkte oder der Messstellen in Gasversorgungsnetzen,
2.
die Fläche des versorgten Gebietes,
3.
die Leitungslänge oder das Rohrvolumen,
4.
die Jahresarbeit,
5.
die zeitgleiche Jahreshöchstlast,
6.
die dezentralen Erzeugungsanlagen in Stromversorgungsnetzen, insbesondere die Anzahl und Leistung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Wind- und solarer Strahlungsenergie oder
7.
die Maßnahmen, die der volkswirtschaftlich effizienten Einbindung von dezentralen Erzeugungsanlagen, insbesondere von dezentralen Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus Windanlagen an Land und solarer Strahlungsenergie dienen.
Bei der Bestimmung von Parametern zur Beschreibung geografischer, geologischer oder topografischer Merkmale und struktureller Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes können flächenbezogene Durchschnittswerte gebildet werden. Die Vergleichsparameter können bezogen auf die verschiedenen Netzebenen von Strom- und Gasversorgungsnetzen verwendet werden; ein Vergleich einzelner Netzebenen findet nicht statt. Die Auswahl der Vergleichsparameter hat mit qualitativen, analytischen oder statistischen Methoden zu erfolgen, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen. Durch die Auswahl der Vergleichsparameter sollen die strukturelle Vergleichbarkeit möglichst weitgehend gewährleistet sein und die Heterogenität der Aufgaben der Netzbetreiber möglichst weitgehend abgebildet werden. Dabei sind die Unterschiede zwischen Strom- und Gasversorgungsnetzen zu berücksichtigen, insbesondere der unterschiedliche Erschließungs- und Anschlussgrad von Gasversorgungsnetzen. Bei der Auswahl der Vergleichsparameter sind Vertreter der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher rechtzeitig zu hören.

(4) (weggefallen)

ermittelten Vergleichsparameter bleiben unverändert. Weicht der so ermittelte Effizienzwert von dem nach Absatz 1 ermittelten Effizienzwert ab, so ist für den jeweils betrachteten Netzbetreiber der höhere Effizienzwert zu verwenden.

(5) Die Bundesnetzagentur übermittelt bis zum 1. Juli des Kalenderjahres vor Beginn der Regulierungsperiode den Landesregulierungsbehörden die von ihr nach den Absätzen 1 bis 3 ermittelten Effizienzwerte sowie die nach § 12a

(1) Die Bundesnetzagentur ermittelt für im Effizienzvergleich nach § 12 als effizient ausgewiesene Netzbetreiber für die Dauer einer Regulierungsperiode einen Aufschlag auf die Erlösobergrenze (Effizienzbonus) auf Grundlage der Supereffizienzanalyse nach Anlage 3 Nummer 5 Satz 9. Die Bundesnetzagentur berücksichtigt dabei sowohl den Aufwandsparameter nach § 13 Absatz 2 als auch den Aufwandsparameter nach § 12 Absatz 4a. Der Supereffizienzwert eines Netzbetreibers entspricht der Differenz aus den individuellen Effizienzwerten aus der Supereffizienzanalyse abzüglich der individuellen Effizienzwerte aus der nicht-parametrischen Methode nach Anlage 3.

(2) Hat die Supereffizienzanalyse für einen Netzbetreiber einen Supereffizienzwert von über 5 Prozent ergeben, so ist der Supereffizienzwert mit 5 Prozent anzusetzen.

(3) Weichen die nach den Absätzen 1 und 2 ermittelten Supereffizienzwerte voneinander ab, so ist für den jeweils betrachteten Netzbetreiber das arithmetische Mittel dieser beiden Supereffizienzwerte zu verwenden.

(4) Der individuelle Effizienzbonus eines Netzbetreibers wird durch Multiplikation des individuellen Supereffizienzwertes nach Absatz 3 mit den vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen nach § 11 Absatz 3 Satz 1 berechnet.

(5) Der Effizienzbonus ist gleichmäßig über die Regulierungsperiode zu verteilen.

(6) Die Absätze 1 bis 5 sind nicht auf Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen anzuwenden.

in Verbindung mit Anlage 3 ermittelten Supereffizienzwerte für die nach § 54 Abs. 2

(1) Die Aufgaben der Regulierungsbehörde nehmen die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (Bundesnetzagentur) und nach Maßgabe des Absatzes 2 die Landesregulierungsbehörden wahr.

(2) Den Landesregulierungsbehörden obliegt

1.
die Genehmigung der Entgelte für den Netzzugang nach § 23a,
2.
die Genehmigung oder Festlegung im Rahmen der Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang im Wege einer Anreizregulierung nach § 21a,
3.
die Genehmigung oder Untersagung individueller Entgelte für den Netzzugang, soweit diese in einer nach § 24 Satz 1 Nr. 3 erlassenen Rechtsverordnung vorgesehen sind,
4.
die Überwachung der Vorschriften zur Entflechtung nach § 6 Abs. 1 in Verbindung mit den §§ 6a bis 7a,
5.
die Überwachung der Vorschriften zur Systemverantwortung der Betreiber von Energieversorgungsnetzen nach den §§ 14 bis 16a,
6.
die Überwachung der Vorschriften zum Netzanschluss nach den §§ 17 und 18 mit Ausnahme der Vorschriften zur Festlegung oder Genehmigung der technischen und wirtschaftlichen Bedingungen für einen Netzanschluss oder die Methoden für die Bestimmung dieser Bedingungen durch die Regulierungsbehörde, soweit derartige Vorschriften in einer nach § 17 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2 erlassenen Rechtsverordnung vorgesehen sind,
7.
die Überwachung der technischen Vorschriften nach § 19,
8.
die Missbrauchsaufsicht nach den §§ 30 und 31 sowie die Vorteilsabschöpfung nach § 33,
9.
die Entscheidung über das Vorliegen der Voraussetzungen nach § 110 Absatz 2 und 4 und
10.
die Festlegung und Feststellung der notwendigen technischen Anpassungen und Kosten im Rahmen der Umstellung der Gasqualität nach § 19a Absatz 2,
soweit Energieversorgungsunternehmen betroffen sind, an deren Elektrizitäts- oder Gasverteilernetz jeweils weniger als 100 000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind. Satz 1 gilt nicht, wenn ein Elektrizitäts- oder Gasverteilernetz über das Gebiet eines Landes hinausreicht. Satz 1 Nummer 6, 7 und 8 gilt nicht, soweit die Erfüllung der Aufgaben mit dem Anschluss von Biogasanlagen im Zusammenhang steht. Für die Feststellung der Zahl der angeschlossenen Kunden sind die Verhältnisse am 13. Juli 2005 für das Jahr 2005 und das Jahr 2006 und danach diejenigen am 31. Dezember eines Jahres jeweils für die Dauer des folgenden Jahres maßgeblich. Begonnene behördliche oder gerichtliche Verfahren werden von der Behörde beendet, die zu Beginn des behördlichen Verfahrens zuständig war.

(3) Weist eine Vorschrift dieses Gesetzes eine Zuständigkeit nicht einer bestimmten Behörde zu, so nimmt die Bundesnetzagentur die in diesem Gesetz der Behörde übertragenen Aufgaben und Befugnisse wahr. Ist zur Wahrung gleichwertiger wirtschaftlicher Verhältnisse im Bundesgebiet eine bundeseinheitliche Festlegung nach § 29 Absatz 1 erforderlich, so nimmt die Bundesnetzagentur die in diesem Gesetz oder auf Grund dieses Gesetzes vorgesehenen Festlegungsbefugnisse wahr. Sie ist insbesondere zuständig für die bundesweit einheitliche Festlegung

1.
von Preisindizes nach den Verordnungen nach § 24,
2.
von Eigenkapitalzinssätzen nach den Verordnungen nach § 24,
3.
von Vorgaben zur Erhebung von Vergleichsparametern zur Ermittlung der Effizienzwerte nach den Verordnungen nach § 21a Absatz 6 und
4.
des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nach den Verordnungen nach § 21a Absatz 6.
Beabsichtigt die Bundesnetzagentur bundeseinheitliche Festlegungen im Sinne des Satzes 2 zu treffen, die nicht die in Satz 3 genannten Bereiche betreffen, hat sie vor einer Festlegung den Länderausschuss bei der Bundesnetzagentur mit dem geplanten Inhalt der angestrebten Festlegung zu befassen. Die Bundesnetzagentur berücksichtigt die mehrheitliche Auffassung des Länderausschusses bei der Bundesnetzagentur bei ihrer Festlegung so weit wie möglich.

des Energiewirtschaftsgesetzes in die Zuständigkeit der jeweiligen Behörde fallenden Netzbetreiber. Die Mitteilung hat die Ausgangsdaten nach den §§ 13

(1) Die Regulierungsbehörde hat im Effizienzvergleich Aufwandsparameter und Vergleichsparameter zu berücksichtigen.

(2) Als Aufwandsparameter sind die nach § 14 ermittelten Kosten anzusetzen.

(3) Vergleichsparameter sind Parameter zur Bestimmung der Versorgungsaufgabe und der Gebietseigenschaften, insbesondere die geografischen, geologischen oder topografischen Merkmale und strukturellen Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes. Die Parameter müssen geeignet sein, die Belastbarkeit des Effizienzvergleichs zu stützen. Dies ist insbesondere dann anzunehmen, wenn sie messbar oder mengenmäßig erfassbar, nicht durch Entscheidungen des Netzbetreibers bestimmbar und nicht in ihrer Wirkung ganz oder teilweise wiederholend sind, insbesondere nicht bereits durch andere Parameter abgebildet werden. Vergleichsparameter können insbesondere sein

1.
die Anzahl der Anschlusspunkte oder der Zählpunkte in Stromversorgungsnetzen und der Ausspeisepunkte oder der Messstellen in Gasversorgungsnetzen,
2.
die Fläche des versorgten Gebietes,
3.
die Leitungslänge oder das Rohrvolumen,
4.
die Jahresarbeit,
5.
die zeitgleiche Jahreshöchstlast,
6.
die dezentralen Erzeugungsanlagen in Stromversorgungsnetzen, insbesondere die Anzahl und Leistung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Wind- und solarer Strahlungsenergie oder
7.
die Maßnahmen, die der volkswirtschaftlich effizienten Einbindung von dezentralen Erzeugungsanlagen, insbesondere von dezentralen Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus Windanlagen an Land und solarer Strahlungsenergie dienen.
Bei der Bestimmung von Parametern zur Beschreibung geografischer, geologischer oder topografischer Merkmale und struktureller Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes können flächenbezogene Durchschnittswerte gebildet werden. Die Vergleichsparameter können bezogen auf die verschiedenen Netzebenen von Strom- und Gasversorgungsnetzen verwendet werden; ein Vergleich einzelner Netzebenen findet nicht statt. Die Auswahl der Vergleichsparameter hat mit qualitativen, analytischen oder statistischen Methoden zu erfolgen, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen. Durch die Auswahl der Vergleichsparameter sollen die strukturelle Vergleichbarkeit möglichst weitgehend gewährleistet sein und die Heterogenität der Aufgaben der Netzbetreiber möglichst weitgehend abgebildet werden. Dabei sind die Unterschiede zwischen Strom- und Gasversorgungsnetzen zu berücksichtigen, insbesondere der unterschiedliche Erschließungs- und Anschlussgrad von Gasversorgungsnetzen. Bei der Auswahl der Vergleichsparameter sind Vertreter der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher rechtzeitig zu hören.

(4) (weggefallen)

und 14

(1) Die im Rahmen des Effizienzvergleichs als Aufwandsparameter anzusetzenden Kosten werden nach folgenden Maßgaben ermittelt:

1.
Die Gesamtkosten des Netzbetreibers werden nach Maßgabe der zur Bestimmung des Ausgangsniveaus anzuwendenden Kostenprüfung nach § 6 Absatz 1 und 2 ermittelt.
2.
Von den so ermittelten Gesamtkosten sind die nach § 11 Abs. 2 dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile abzuziehen.
3.
Die Kapitalkosten zur Durchführung des Effizienzvergleichs sollen so bestimmt werden, dass ihre Vergleichbarkeit möglichst gewährleistet ist und Verzerrungen berücksichtigt werden, wie sie insbesondere durch unterschiedliche Altersstruktur der Anlagen, Abschreibungs- und Aktivierungspraktiken entstehen können; hierzu ist eine Vergleichbarkeitsrechnung zur Ermittlung von Kapitalkostenannuitäten nach Maßgabe des Absatzes 2 durchzuführen; dabei umfassen die Kapitalkosten die Kostenpositionen nach § 5 Abs. 2 sowie den §§ 6 und 7 der Stromnetzentgeltverordnung und § 5 Abs. 2 sowie den §§ 6 und 7 der Gasnetzentgeltverordnung.

(2) Die Vergleichbarkeitsrechnung nach Absatz 1 Nr. 3 erfolgt auf der Grundlage der Tagesneuwerte des Anlagevermögens des Netzbetreibers. Für die Ermittlung von einheitlichen Nutzungsdauern für jede Anlagengruppe sind die unteren Werte der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern in Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung und Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung zu verwenden. Der zu verwendende Zinssatz bestimmt sich als gewichteter Mittelwert aus Eigenkapitalzinssatz und Fremdkapitalzinssatz, wobei der Eigenkapitalzinssatz mit 40 Prozent und der Fremdkapitalzinssatz mit 60 Prozent zu gewichten ist. Von den 60 Prozent des Fremdkapitalzinssatzes entfallen 25 Prozentpunkte auf unverzinsliches Fremdkapital. Es sind die nach § 7 Abs. 6 der Gasnetzentgeltverordnung und § 7 Abs. 6 der Stromnetzentgeltverordnung für Neuanlagen geltenden Eigenkapitalzinssätze anzusetzen. Für das verzinsliche Fremdkapital richtet sich die Verzinsung nach dem auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten. Die Eigenkapitalzinssätze und der Fremdkapitalzinssatz sind um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate nach dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

, die einzelnen Rechenschritte und die jeweiligen Ergebnisse der nach Anlage 3 zugelassenen Methoden zu enthalten. Soweit für einzelne Netzbetreiber keine Effizienzwerte aus dem bundesweiten Effizienzvergleich ermittelt werden konnten, teilt die Bundesnetzagentur dies den Landesregulierungsbehörden begründet mit.

(6) Die Landesregulierungsbehörden führen zur Bestimmung von Effizienzwerten einen Effizienzvergleich nach den Absätzen 1 bis 3 sowie zur Bestimmung der Supereffizienzwerte eine Supereffizienzanalyse nach § 12a

(1) Die Bundesnetzagentur ermittelt für im Effizienzvergleich nach § 12 als effizient ausgewiesene Netzbetreiber für die Dauer einer Regulierungsperiode einen Aufschlag auf die Erlösobergrenze (Effizienzbonus) auf Grundlage der Supereffizienzanalyse nach Anlage 3 Nummer 5 Satz 9. Die Bundesnetzagentur berücksichtigt dabei sowohl den Aufwandsparameter nach § 13 Absatz 2 als auch den Aufwandsparameter nach § 12 Absatz 4a. Der Supereffizienzwert eines Netzbetreibers entspricht der Differenz aus den individuellen Effizienzwerten aus der Supereffizienzanalyse abzüglich der individuellen Effizienzwerte aus der nicht-parametrischen Methode nach Anlage 3.

(2) Hat die Supereffizienzanalyse für einen Netzbetreiber einen Supereffizienzwert von über 5 Prozent ergeben, so ist der Supereffizienzwert mit 5 Prozent anzusetzen.

(3) Weichen die nach den Absätzen 1 und 2 ermittelten Supereffizienzwerte voneinander ab, so ist für den jeweils betrachteten Netzbetreiber das arithmetische Mittel dieser beiden Supereffizienzwerte zu verwenden.

(4) Der individuelle Effizienzbonus eines Netzbetreibers wird durch Multiplikation des individuellen Supereffizienzwertes nach Absatz 3 mit den vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen nach § 11 Absatz 3 Satz 1 berechnet.

(5) Der Effizienzbonus ist gleichmäßig über die Regulierungsperiode zu verteilen.

(6) Die Absätze 1 bis 5 sind nicht auf Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen anzuwenden.

in Verbindung mit Anlage 3 durch, soweit sie nicht die Ergebnisse des Effizienzvergleichs und der Supereffizienzanalyse der Bundesnetzagentur verwenden. Zur Sicherstellung der Belastbarkeit der Ergebnisse des Effizienzvergleichs sind auch Netzbetreiber, die nicht in ihre Zuständigkeit nach § 54 Abs. 2

(1) Die Aufgaben der Regulierungsbehörde nehmen die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (Bundesnetzagentur) und nach Maßgabe des Absatzes 2 die Landesregulierungsbehörden wahr.

(2) Den Landesregulierungsbehörden obliegt

1.
die Genehmigung der Entgelte für den Netzzugang nach § 23a,
2.
die Genehmigung oder Festlegung im Rahmen der Bestimmung der Entgelte für den Netzzugang im Wege einer Anreizregulierung nach § 21a,
3.
die Genehmigung oder Untersagung individueller Entgelte für den Netzzugang, soweit diese in einer nach § 24 Satz 1 Nr. 3 erlassenen Rechtsverordnung vorgesehen sind,
4.
die Überwachung der Vorschriften zur Entflechtung nach § 6 Abs. 1 in Verbindung mit den §§ 6a bis 7a,
5.
die Überwachung der Vorschriften zur Systemverantwortung der Betreiber von Energieversorgungsnetzen nach den §§ 14 bis 16a,
6.
die Überwachung der Vorschriften zum Netzanschluss nach den §§ 17 und 18 mit Ausnahme der Vorschriften zur Festlegung oder Genehmigung der technischen und wirtschaftlichen Bedingungen für einen Netzanschluss oder die Methoden für die Bestimmung dieser Bedingungen durch die Regulierungsbehörde, soweit derartige Vorschriften in einer nach § 17 Abs. 3 Satz 1 Nr. 2 erlassenen Rechtsverordnung vorgesehen sind,
7.
die Überwachung der technischen Vorschriften nach § 19,
8.
die Missbrauchsaufsicht nach den §§ 30 und 31 sowie die Vorteilsabschöpfung nach § 33,
9.
die Entscheidung über das Vorliegen der Voraussetzungen nach § 110 Absatz 2 und 4 und
10.
die Festlegung und Feststellung der notwendigen technischen Anpassungen und Kosten im Rahmen der Umstellung der Gasqualität nach § 19a Absatz 2,
soweit Energieversorgungsunternehmen betroffen sind, an deren Elektrizitäts- oder Gasverteilernetz jeweils weniger als 100 000 Kunden unmittelbar oder mittelbar angeschlossen sind. Satz 1 gilt nicht, wenn ein Elektrizitäts- oder Gasverteilernetz über das Gebiet eines Landes hinausreicht. Satz 1 Nummer 6, 7 und 8 gilt nicht, soweit die Erfüllung der Aufgaben mit dem Anschluss von Biogasanlagen im Zusammenhang steht. Für die Feststellung der Zahl der angeschlossenen Kunden sind die Verhältnisse am 13. Juli 2005 für das Jahr 2005 und das Jahr 2006 und danach diejenigen am 31. Dezember eines Jahres jeweils für die Dauer des folgenden Jahres maßgeblich. Begonnene behördliche oder gerichtliche Verfahren werden von der Behörde beendet, die zu Beginn des behördlichen Verfahrens zuständig war.

(3) Weist eine Vorschrift dieses Gesetzes eine Zuständigkeit nicht einer bestimmten Behörde zu, so nimmt die Bundesnetzagentur die in diesem Gesetz der Behörde übertragenen Aufgaben und Befugnisse wahr. Ist zur Wahrung gleichwertiger wirtschaftlicher Verhältnisse im Bundesgebiet eine bundeseinheitliche Festlegung nach § 29 Absatz 1 erforderlich, so nimmt die Bundesnetzagentur die in diesem Gesetz oder auf Grund dieses Gesetzes vorgesehenen Festlegungsbefugnisse wahr. Sie ist insbesondere zuständig für die bundesweit einheitliche Festlegung

1.
von Preisindizes nach den Verordnungen nach § 24,
2.
von Eigenkapitalzinssätzen nach den Verordnungen nach § 24,
3.
von Vorgaben zur Erhebung von Vergleichsparametern zur Ermittlung der Effizienzwerte nach den Verordnungen nach § 21a Absatz 6 und
4.
des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors nach den Verordnungen nach § 21a Absatz 6.
Beabsichtigt die Bundesnetzagentur bundeseinheitliche Festlegungen im Sinne des Satzes 2 zu treffen, die nicht die in Satz 3 genannten Bereiche betreffen, hat sie vor einer Festlegung den Länderausschuss bei der Bundesnetzagentur mit dem geplanten Inhalt der angestrebten Festlegung zu befassen. Die Bundesnetzagentur berücksichtigt die mehrheitliche Auffassung des Länderausschusses bei der Bundesnetzagentur bei ihrer Festlegung so weit wie möglich.

des Energiewirtschaftsgesetzes fallen, in den Effizienzvergleich einzubeziehen.

§ 12a Effizienzbonus

(1) Die Bundesnetzagentur ermittelt für im Effizienzvergleich nach § 12

(1) Die Bundesnetzagentur führt vor Beginn der Regulierungsperiode mit den in Anlage 3 aufgeführten Methoden, unter Berücksichtigung der in Anlage 3 genannten Vorgaben sowie nach Maßgabe der Absätze 2 bis 4 und der §§ 13 und 14 jeweils einen bundesweiten Effizienzvergleich für die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Gasverteilernetzen mit dem Ziel durch, die Effizienzwerte für diese Netzbetreiber zu ermitteln. Bei der Ausgestaltung der in Anlage 3 aufgeführten Methoden durch die Bundesnetzagentur sind Vertreter der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher rechtzeitig zu hören. Ergeben sich auf Grund rechtskräftiger gerichtlicher Entscheidungen nachträgliche Änderungen in dem nach § 6 Absatz 1 und 2 ermittelten Ausgangsniveau, so bleibt der Effizienzvergleich von diesen nachträglichen Änderungen unberührt.

(2) Der Effizienzwert ist als Anteil der Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile in Prozent auszuweisen.

(3) Weichen die im Effizienzvergleich mit den nach Anlage 3 zugelassenen Methoden ermittelten Effizienzwerte eines Netzbetreibers voneinander ab, so ist der höhere Effizienzwert zu verwenden.

(4) Hat der Effizienzvergleich für einen Netzbetreiber einen Effizienzwert von weniger als 60 Prozent ergeben, so ist der Effizienzwert mit 60 Prozent anzusetzen. Satz 1 gilt auch, wenn für einzelne Netzbetreiber keine Effizienzwerte ermittelt werden konnten, weil diese ihren Mitwirkungspflichten zur Mitteilung von Daten nicht nachgekommen sind.

(4a) Zusätzlich werden Effizienzvergleiche durchgeführt, bei denen der Aufwandsparameter nach § 13 Absatz 2 für alle Netzbetreiber durch den Aufwandsparameter ersetzt wird, der sich ohne Berücksichtigung der Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Absatz 1 Nummer 3 und Absatz 2 ergibt. Die nach § 13 Abs. 3 und 4 ermittelten Vergleichsparameter bleiben unverändert. Weicht der so ermittelte Effizienzwert von dem nach Absatz 1 ermittelten Effizienzwert ab, so ist für den jeweils betrachteten Netzbetreiber der höhere Effizienzwert zu verwenden.

(5) Die Bundesnetzagentur übermittelt bis zum 1. Juli des Kalenderjahres vor Beginn der Regulierungsperiode den Landesregulierungsbehörden die von ihr nach den Absätzen 1 bis 3 ermittelten Effizienzwerte sowie die nach § 12a in Verbindung mit Anlage 3 ermittelten Supereffizienzwerte für die nach § 54 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in die Zuständigkeit der jeweiligen Behörde fallenden Netzbetreiber. Die Mitteilung hat die Ausgangsdaten nach den §§ 13 und 14, die einzelnen Rechenschritte und die jeweiligen Ergebnisse der nach Anlage 3 zugelassenen Methoden zu enthalten. Soweit für einzelne Netzbetreiber keine Effizienzwerte aus dem bundesweiten Effizienzvergleich ermittelt werden konnten, teilt die Bundesnetzagentur dies den Landesregulierungsbehörden begründet mit.

(6) Die Landesregulierungsbehörden führen zur Bestimmung von Effizienzwerten einen Effizienzvergleich nach den Absätzen 1 bis 3 sowie zur Bestimmung der Supereffizienzwerte eine Supereffizienzanalyse nach § 12a in Verbindung mit Anlage 3 durch, soweit sie nicht die Ergebnisse des Effizienzvergleichs und der Supereffizienzanalyse der Bundesnetzagentur verwenden. Zur Sicherstellung der Belastbarkeit der Ergebnisse des Effizienzvergleichs sind auch Netzbetreiber, die nicht in ihre Zuständigkeit nach § 54 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes fallen, in den Effizienzvergleich einzubeziehen.

als effizient ausgewiesene Netzbetreiber für die Dauer einer Regulierungsperiode einen Aufschlag auf die Erlösobergrenze (Effizienzbonus) auf Grundlage der Supereffizienzanalyse nach Anlage 3 Nummer 5 Satz 9. Die Bundesnetzagentur berücksichtigt dabei sowohl den Aufwandsparameter nach § 13 Absatz 2

(1) Die Regulierungsbehörde hat im Effizienzvergleich Aufwandsparameter und Vergleichsparameter zu berücksichtigen.

(2) Als Aufwandsparameter sind die nach § 14 ermittelten Kosten anzusetzen.

(3) Vergleichsparameter sind Parameter zur Bestimmung der Versorgungsaufgabe und der Gebietseigenschaften, insbesondere die geografischen, geologischen oder topografischen Merkmale und strukturellen Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes. Die Parameter müssen geeignet sein, die Belastbarkeit des Effizienzvergleichs zu stützen. Dies ist insbesondere dann anzunehmen, wenn sie messbar oder mengenmäßig erfassbar, nicht durch Entscheidungen des Netzbetreibers bestimmbar und nicht in ihrer Wirkung ganz oder teilweise wiederholend sind, insbesondere nicht bereits durch andere Parameter abgebildet werden. Vergleichsparameter können insbesondere sein

1.
die Anzahl der Anschlusspunkte oder der Zählpunkte in Stromversorgungsnetzen und der Ausspeisepunkte oder der Messstellen in Gasversorgungsnetzen,
2.
die Fläche des versorgten Gebietes,
3.
die Leitungslänge oder das Rohrvolumen,
4.
die Jahresarbeit,
5.
die zeitgleiche Jahreshöchstlast,
6.
die dezentralen Erzeugungsanlagen in Stromversorgungsnetzen, insbesondere die Anzahl und Leistung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Wind- und solarer Strahlungsenergie oder
7.
die Maßnahmen, die der volkswirtschaftlich effizienten Einbindung von dezentralen Erzeugungsanlagen, insbesondere von dezentralen Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus Windanlagen an Land und solarer Strahlungsenergie dienen.
Bei der Bestimmung von Parametern zur Beschreibung geografischer, geologischer oder topografischer Merkmale und struktureller Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes können flächenbezogene Durchschnittswerte gebildet werden. Die Vergleichsparameter können bezogen auf die verschiedenen Netzebenen von Strom- und Gasversorgungsnetzen verwendet werden; ein Vergleich einzelner Netzebenen findet nicht statt. Die Auswahl der Vergleichsparameter hat mit qualitativen, analytischen oder statistischen Methoden zu erfolgen, die dem Stand der Wissenschaft entsprechen. Durch die Auswahl der Vergleichsparameter sollen die strukturelle Vergleichbarkeit möglichst weitgehend gewährleistet sein und die Heterogenität der Aufgaben der Netzbetreiber möglichst weitgehend abgebildet werden. Dabei sind die Unterschiede zwischen Strom- und Gasversorgungsnetzen zu berücksichtigen, insbesondere der unterschiedliche Erschließungs- und Anschlussgrad von Gasversorgungsnetzen. Bei der Auswahl der Vergleichsparameter sind Vertreter der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher rechtzeitig zu hören.

(4) (weggefallen)

als auch den Aufwandsparameter nach § 12 Absatz 4a

(1) Die Bundesnetzagentur führt vor Beginn der Regulierungsperiode mit den in Anlage 3 aufgeführten Methoden, unter Berücksichtigung der in Anlage 3 genannten Vorgaben sowie nach Maßgabe der Absätze 2 bis 4 und der §§ 13 und 14 jeweils einen bundesweiten Effizienzvergleich für die Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen und Gasverteilernetzen mit dem Ziel durch, die Effizienzwerte für diese Netzbetreiber zu ermitteln. Bei der Ausgestaltung der in Anlage 3 aufgeführten Methoden durch die Bundesnetzagentur sind Vertreter der betroffenen Wirtschaftskreise und der Verbraucher rechtzeitig zu hören. Ergeben sich auf Grund rechtskräftiger gerichtlicher Entscheidungen nachträgliche Änderungen in dem nach § 6 Absatz 1 und 2 ermittelten Ausgangsniveau, so bleibt der Effizienzvergleich von diesen nachträglichen Änderungen unberührt.

(2) Der Effizienzwert ist als Anteil der Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile in Prozent auszuweisen.

(3) Weichen die im Effizienzvergleich mit den nach Anlage 3 zugelassenen Methoden ermittelten Effizienzwerte eines Netzbetreibers voneinander ab, so ist der höhere Effizienzwert zu verwenden.

(4) Hat der Effizienzvergleich für einen Netzbetreiber einen Effizienzwert von weniger als 60 Prozent ergeben, so ist der Effizienzwert mit 60 Prozent anzusetzen. Satz 1 gilt auch, wenn für einzelne Netzbetreiber keine Effizienzwerte ermittelt werden konnten, weil diese ihren Mitwirkungspflichten zur Mitteilung von Daten nicht nachgekommen sind.

(4a) Zusätzlich werden Effizienzvergleiche durchgeführt, bei denen der Aufwandsparameter nach § 13 Absatz 2 für alle Netzbetreiber durch den Aufwandsparameter ersetzt wird, der sich ohne Berücksichtigung der Vergleichbarkeitsrechnung nach § 14 Absatz 1 Nummer 3 und Absatz 2 ergibt. Die nach § 13 Abs. 3 und 4 ermittelten Vergleichsparameter bleiben unverändert. Weicht der so ermittelte Effizienzwert von dem nach Absatz 1 ermittelten Effizienzwert ab, so ist für den jeweils betrachteten Netzbetreiber der höhere Effizienzwert zu verwenden.

(5) Die Bundesnetzagentur übermittelt bis zum 1. Juli des Kalenderjahres vor Beginn der Regulierungsperiode den Landesregulierungsbehörden die von ihr nach den Absätzen 1 bis 3 ermittelten Effizienzwerte sowie die nach § 12a in Verbindung mit Anlage 3 ermittelten Supereffizienzwerte für die nach § 54 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in die Zuständigkeit der jeweiligen Behörde fallenden Netzbetreiber. Die Mitteilung hat die Ausgangsdaten nach den §§ 13 und 14, die einzelnen Rechenschritte und die jeweiligen Ergebnisse der nach Anlage 3 zugelassenen Methoden zu enthalten. Soweit für einzelne Netzbetreiber keine Effizienzwerte aus dem bundesweiten Effizienzvergleich ermittelt werden konnten, teilt die Bundesnetzagentur dies den Landesregulierungsbehörden begründet mit.

(6) Die Landesregulierungsbehörden führen zur Bestimmung von Effizienzwerten einen Effizienzvergleich nach den Absätzen 1 bis 3 sowie zur Bestimmung der Supereffizienzwerte eine Supereffizienzanalyse nach § 12a in Verbindung mit Anlage 3 durch, soweit sie nicht die Ergebnisse des Effizienzvergleichs und der Supereffizienzanalyse der Bundesnetzagentur verwenden. Zur Sicherstellung der Belastbarkeit der Ergebnisse des Effizienzvergleichs sind auch Netzbetreiber, die nicht in ihre Zuständigkeit nach § 54 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes fallen, in den Effizienzvergleich einzubeziehen.

. Der Supereffizienzwert eines Netzbetreibers entspricht der Differenz aus den individuellen Effizienzwerten aus der Supereffizienzanalyse abzüglich der individuellen Effizienzwerte aus der nicht-parametrischen Methode nach Anlage 3.

(2) Hat die Supereffizienzanalyse für einen Netzbetreiber einen Supereffizienzwert von über 5 Prozent ergeben, so ist der Supereffizienzwert mit 5 Prozent anzusetzen.

(3) Weichen die nach den Absätzen 1 und 2 ermittelten Supereffizienzwerte voneinander ab, so ist für den jeweils betrachteten Netzbetreiber das arithmetische Mittel dieser beiden Supereffizienzwerte zu verwenden.

(4) Der individuelle Effizienzbonus eines Netzbetreibers wird durch Multiplikation des individuellen Supereffizienzwertes nach Absatz 3 mit den vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen nach § 11 Absatz 3 Satz 1

(1) Als nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile und vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile.

(2) Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten Kosten oder Erlöse aus

1.
gesetzlichen Abnahme- und Vergütungspflichten,
2.
Konzessionsabgaben,
3.
Betriebssteuern,
4.
erforderlicher Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen,
5.
der Nachrüstung von Wechselrichtern nach § 10 Absatz 1 der Systemstabilitätsverordnung und der Nachrüstung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung gemäß § 22 der Systemstabilitätsverordnung,
6.
genehmigten Investitionsmaßnahmen nach § 23, soweit sie nicht zu den Kosten nach § 17 Absatz 1, den §§ 17a und 17b, des § 12b Absatz 1 Satz 3 Nummer 7 oder des Flächenentwicklungsplans nach § 5 des Windenergie-auf-See-Gesetzes gehören und soweit sie dem Inhalt der Genehmigung nach durchgeführt wurden sowie in der Regulierungsperiode kostenwirksam sind und die Genehmigung nicht aufgehoben worden ist,
6a.
der Auflösung des Abzugsbetrags nach § 23 Absatz 2a,
7.
Mehrkosten für die Errichtung, den Betrieb und die Änderung von Erdkabeln nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 und Absatz 2 Satz 1 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes, soweit diese nicht nach Nummer 6 berücksichtigt werden und soweit die Kosten bei effizientem Netzbetrieb entstehen,
8.
vermiedenen Netzentgelten im Sinne von § 18 der Stromnetzentgeltverordnung, § 57 Absatz 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und § 6 Absatz 4 und § 13 Absatz 5 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes,
8a.
dem erweiterten Bilanzausgleich gemäß § 35 der Gasnetzzugangsverordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) in der jeweils geltenden Fassung, abzüglich der vom Einspeiser von Biogas zu zahlenden Pauschale,
erforderliche Maßnahmen des Netzbetreibers gemäß § 33 Absatz 10, § 34 Absatz 2 und § 36 Absatz 3 und 4 der Gasnetzzugangsverordnung,
die Kosten für den effizienten Netzanschluss sowie für die Wartung gemäß § 33 Absatz 1 der Gasnetzzugangsverordnung,
Entgelte für vermiedene Netzkosten, die vom Netzbetreiber gemäß § 20a der Gasnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2197), die zuletzt durch Artikel 5 der Verordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261) geändert worden ist, in der jeweils geltenden Fassung, an den Transportkunden von Biogas zu zahlen sind,
in der Höhe, in der die Kosten unter Berücksichtigung der Umlage nach § 20b der Gasnetzentgeltverordnung beim Netzbetreiber verbleiben.
8b.
Zahlungen an Städte oder Gemeinden nach Maßgabe von § 5 Absatz 4 der Stromnetzentgeltverordnung,
9.
betrieblichen und tarifvertraglichen Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen, soweit diese in der Zeit vor dem 31. Dezember 2016 abgeschlossen worden sind,
10.
der im gesetzlichen Rahmen ausgeübten Betriebs- und Personalratstätigkeit,
11.
der Berufsausbildung und Weiterbildung im Unternehmen und von Betriebskindertagesstätten für Kinder der im Netzbereich beschäftigten Betriebsangehörigen,
12.
Entscheidungen über die grenzüberschreitende Kostenaufteilung nach Artikel 12 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur und zur Aufhebung der Entscheidung Nr. 1364/2006/EG und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 713/2009, (EG) Nr. 714/2009 und (EG) Nr. 715/2009 (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39), die zuletzt durch die Delegierte Verordnung (EU) 2016/89 (ABl. L 19 vom 27.1.2016, S. 1) geändert worden ist,
12a.
Forschung und Entwicklung nach Maßgabe des § 25a,
13.
der Auflösung von Netzanschlusskostenbeiträgen und Baukostenzuschüssen nach § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Stromnetzentgeltverordnung und § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 3 und 4 in Verbindung mit Satz 2 der Gasnetzentgeltverordnung,
14.
dem bundesweiten Ausgleichsmechanismus nach § 2 Absatz 5 des Energieleitungsausbaugesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) in der jeweils geltenden Fassung und nach § 3 Absatz 5 Satz 2 und nach § 4 Absatz 3 Satz 2 des Bundesbedarfsplangesetzes vom 23. Juli 2013 (BGBl. I S. 2543; 2014 I S. 148) in der jeweils geltenden Fassung,
15.
(weggefallen)
16.
den Vorschriften der Kapazitätsreserve nach § 13e Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes und der Rechtsverordnung nach § 13h des Energiewirtschaftsgesetzes, den Bestimmungen zur Stilllegung von Braunkohlekraftwerken nach § 13g des Energiewirtschaftsgesetzes sowie den Vorschriften zu besonderen netztechnischen Betriebsmitteln nach § 11 Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes,
17.
Entschädigungen nach § 15 Absatz 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, die die Voraussetzungen des § 15 Absatz 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes erfüllen.
Als dauerhaft nicht beeinflussbare Kostenanteile gelten bei Stromversorgungsnetzen auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Stromnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 15), die zuletzt durch die Verordnung (EU) Nr. 543/2013 (ABl. L 163 vom 15.6.2013, S. 1) geändert worden ist, unterliegen, insbesondere
1.
Kompensationszahlungen im Rahmen des Ausgleichsmechanismus nach Artikel 13 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009,
2.
Erlöse aus dem Engpassmanagement nach Artikel 16 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 der Stromnetzzugangsverordnung, soweit diese entgeltmindernd nach Artikel 6 Absatz 6 Satz 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 oder nach § 15 Absatz 3 Satz 1 der Stromnetzzugangsverordnung geltend gemacht werden, und
3.
Kosten für die Beschaffung der Energie zur Erbringung von Ausgleichsleistungen, einschließlich der Kosten für die lastseitige Beschaffung.
Bei Gasversorgungsnetzen gelten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten auch solche Kosten oder Erlöse, die sich aus Maßnahmen des Netzbetreibers ergeben, die einer wirksamen Verfahrensregulierung nach der Gasnetzzugangsverordnung oder der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 28. September 2005 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen (ABl. EU Nr. L 289 S. 1) unterliegen. Eine wirksame Verfahrensregulierung im Sinne der Sätze 2 und 3 liegt vor, soweit eine umfassende Regulierung des betreffenden Bereichs durch vollziehbare Entscheidungen der Regulierungsbehörden oder freiwillige Selbstverpflichtungen der Netzbetreiber erfolgt ist, die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Abs. 1 Nr. 4 festgelegt hat und es sich nicht um volatile Kostenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt.

(3) Als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus und nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode. Abweichend von Satz 1 gelten als vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen die mit dem nach § 15 ermittelten bereinigten Effizienzwert multiplizierten Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile. In den nach den Sätzen 1 oder 2 ermittelten vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteilen sind die auf nicht zurechenbare strukturelle Unterschiede der Versorgungsgebiete beruhenden Kostenanteile enthalten.

(4) Als beeinflussbare Kostenanteile des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode gelten für Betreiber von Elektrizitäts- und Gasverteilernetzen die Gesamtkosten nach Abzug der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile des Ausgangsniveaus, nach Abzug des Kapitalkostenabzugs des jeweiligen Jahres der Regulierungsperiode und nach Abzug der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile nach Absatz 3. Abweichend von Satz 1 gelten als beeinflussbare Kostenanteile für Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen alle Kostenanteile, die nicht dauerhaft oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile nach Absatz 3 Satz 2 sind.

(5) Als volatile Kostenanteile gelten Kosten für die Beschaffung von Treibenergie. Andere beeinflussbare oder vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten für die Beschaffung von Verlustenergie, deren Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vorhergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann, gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Regulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1 Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kostenanteile.

berechnet.

(5) Der Effizienzbonus ist gleichmäßig über die Regulierungsperiode zu verteilen.

(6) Die Absätze 1 bis 5 sind nicht auf Betreiber von Übertragungs- und Fernleitungsnetzen anzuwenden.

§ 13 Parameter für den Effizienzvergleich

(1) Die Regulierungsbehörde hat im Effizienzvergleich Aufwandsparameter und Vergleichsparameter zu berücksichtigen.

(2) Als Aufwandsparameter sind die nach § 14

(1) Die im Rahmen des Effizienzvergleichs als Aufwandsparameter anzusetzenden Kosten werden nach folgenden Maßgaben ermittelt:

1.
Die Gesamtkosten des Netzbetreibers werden nach Maßgabe der zur Bestimmung des Ausgangsniveaus anzuwendenden Kostenprüfung nach § 6 Absatz 1 und 2 ermittelt.
2.
Von den so ermittelten Gesamtkosten sind die nach § 11 Abs. 2 dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile abzuziehen.
3.
Die Kapitalkosten zur Durchführung des Effizienzvergleichs sollen so bestimmt werden, dass ihre Vergleichbarkeit möglichst gewährleistet ist und Verzerrungen berücksichtigt werden, wie sie insbesondere durch unterschiedliche Altersstruktur der Anlagen, Abschreibungs- und Aktivierungspraktiken entstehen können; hierzu ist eine Vergleichbarkeitsrechnung zur Ermittlung von Kapitalkostenannuitäten nach Maßgabe des Absatzes 2 durchzuführen; dabei umfassen die Kapitalkosten die Kostenpositionen nach § 5 Abs. 2 sowie den §§ 6 und 7 der Stromnetzentgeltverordnung und § 5 Abs. 2 sowie den §§ 6 und 7 der Gasnetzentgeltverordnung.

(2) Die Vergleichbarkeitsrechnung nach Absatz 1 Nr. 3 erfolgt auf der Grundlage der Tagesneuwerte des Anlagevermögens des Netzbetreibers. Für die Ermittlung von einheitlichen Nutzungsdauern für jede Anlagengruppe sind die unteren Werte der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern in Anlage 1 der Gasnetzentgeltverordnung und Anlage 1 der Stromnetzentgeltverordnung zu verwenden. Der zu verwendende Zinssatz bestimmt sich als gewichteter Mittelwert aus Eigenkapitalzinssatz und Fremdkapitalzinssatz, wobei der Eigenkapitalzinssatz mit 40 Prozent und der Fremdkapitalzinssatz mit 60 Prozent zu gewichten ist. Von den 60 Prozent des Fremdkapitalzinssatzes entfallen 25 Prozentpunkte auf unverzinsliches Fremdkapital. Es sind die nach § 7 Abs. 6 der Gasnetzentgeltverordnung und § 7 Abs. 6 der Stromnetzentgeltverordnung für Neuanlagen geltenden Eigenkapitalzinssätze anzusetzen. Für das verzinsliche Fremdkapital richtet sich die Verzinsung nach dem auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten. Die Eigenkapitalzinssätze und der Fremdkapitalzinssatz sind um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate nach dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisgesamtindex zu ermäßigen.

ermittelten Kosten anzusetzen.

(3) Vergleichsparameter sind Parameter zur Bestimmung der Versorgungsaufgabe und der Gebietseigenschaften, insbesondere die geografischen, geologischen oder topografischen Merkmale und strukturellen Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes. Die Parameter müssen geeignet sein, die Belastbarkeit des Effizienzvergleichs zu stützen. Dies ist insbesondere dann anzunehmen, wenn sie messbar oder mengenmäßig erfassbar, nicht durch Entscheidungen des Netzbetreibers bestimmbar und nicht in ihrer Wirkung ganz oder teilweise wiederholend sind, insbesondere nicht bereits durch andere Parameter abgebildet werden. Vergleichsparameter können insbesondere sein

1.
die Anzahl der Anschlusspunkte oder der Zählpunkte in Stromversorgungsnetzen und der Ausspeisepunkte oder der Messstellen in Gasversorgungsnetzen,
2.
die Fläche des versorgten Gebietes,
3.
die Leitungslänge oder das Rohrvolumen,
4.
die Jahresarbeit,
5.
die zeitgleiche Jahreshöchstlast,
6.
die dezentralen Erzeugungsanlagen in Stromversorgungsnetzen, insbesondere die Anzahl und Leistung von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Wind- und solarer Strahlungsenergie oder
7.
die Maßnahmen, die der volkswirtschaftlich effizienten Einbindung von dezentralen Erzeugungsanlagen, insbesondere von dezentralen Anlagen zur Erzeugung von Elektrizität aus Windanlagen an Land und solarer Strahlungsenergie dienen.
Bei der Bestimmung von Parametern zur Beschreibung geografischer, geologischer oder topografischer Merkmale und struktureller Besonderheiten der Versorgungsaufgabe auf Grund demografischen Wandels des versorgten Gebietes können flächenbezogene Durchschnittswerte gebildet werden. Die Vergleichsparameter können bezogen auf die verschi