umwelt-online: Bundesrat 245/05: Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzentgeltverordnung

A. Problem und Ziel

Ziel der Verordnung ist die Ermöglichung wirksamen Wettbewerbs auf dem Elektrizitätsmarkt.
Der Entwurf des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz) enthält in § 21 bereits die Grundsätze der Bildung von Entgelten für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen. Diese Regelungen müssen konkretisiert werden, um die erforderliche Rechtssicherheit zu gewährleisten.

B. Lösung

Die Verordnung gestaltet für den Bereich der Entgelte für den Stromnetzzugang das Energiewirtschaftsgesetz aus. Die Verordnung konkretisiert die Bedingungen, zu denen Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen den Kunden Netzentgelte in Rechnung stellen dürfen. Mit der Verordnung wird eine Rechtsgrundlage für die Arbeit der Regulierungsbehörde im Bereich der Regulierung der Methoden zur Bestimmung der Netzentgelte geschaffen.
Die Verordnung enthält ausführliche Vorgaben für eine kostenorientierte Kalkulation der Netzentgelte. Dokumentationspflichten der Netzbetreiber ermöglichen eine effiziente Missbrauchsaufsicht der Regulierungsbehörde. Insbesondere durch die Regelungen über die Kostenwälzung wird gewährleistet, dass der Netzkunde durch den Netznutzungsvertrag oder Lieferantenrahmenvertrag mit dem Netzbetreiber, an dessen Netz die betreffende Entnahmestelle angeschlossen ist, Zugang zum gesamten deutschen Stromnetz erhält.
In der Verordnung wird das in § 21 Absatz 3 des Entwurfs des Energiewirtschaftsgesetzes vorgesehene Vergleichsverfahren im Einzelnen ausgestaltet. Dieses Verfahren, das von der Regulierungsbehörde durchzuführen ist, soll sicherstellen, dass durch die Netzentgelte nur diejenigen Kosten gedeckt werden, die bei einer Betriebsführung eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers anfallen.
Dokumentationspflichten aller Elektrizitätsversorgungsnetzbetreiber sollen eine effiziente Missbrauchsaufsicht der Regulierungsbehörde sicherstellen.

C. Alternativen

Keine.

D. Finanzielle Auswirkungen auf die öffentlichen Haushalte

1. Haushaltsaufgaben ohne Vollzugsaufwand
Keine
2. Haushaltsaufgaben mit Vollzugsaufwandeuro; zu rechnen. Personal- und Sachkosten werden bis zu einem noch zu bestimmenden Eigenanteil des Bundes (Allgemeininteresse) aus Gebühren und Beiträgen gedeckt.

Auswirkungen auf die öffentlichen Haushalte der Länder und der Gemeinden ergeben sich soweit ersichtlich durch diese Verordnung nicht.

E. Sonstige Kosten

Der durch diese Verordnung angestoßene Wettbewerb kann sich positiv auf das allgemeine Preisniveau, insbesondere auf das Verbraucherpreisniveau, auswirken. Der Umfang möglicher Veränderungen von Einzelpreisen kannaber nicht quantifiziert werden.
Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen werden insoweit durch diese Verordnung belastet, als sie Gebühren und Beiträge für die Amtshandlungen der Regulierungsbehörde nach §§ 91, 92 des Entwurfs des Energiewirtschaftsgesetzes zu entrichten haben.

Verordnung der Bundesregierung
Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV)

Bundesrepublik Deutschland Berlin, den 14. April 2005
Der Bundeskanzler

An den

Präsidenten des Bundesrates
Herrn Ministerpräsidenten
Matthias Platzeck

Sehr geehrter Herr Präsident,

hiermit übersende ich die von der Bundesregierung beschlossene

Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV)

mit Begründung und Vorblatt.

Ich bitte, die Zustimmung des Bundesrates aufgrund des Artikels 80 Absatz 2 des Grundgesetzes herbeizuführen.
Federführend ist das Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit.

Mit freundlichen Grüßen

Gerhard Schröder

Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen
(Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV)

Auf Grund des § 24 Satz 1 in Verbindung mit Satz 2 Nr. 1, 2, 4, 6 und 7 sowie Satz 3 und 5 und des § 29 Abs. 3 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes vom ... (BGBl. I S. ... ) verordnet die Bundesregierung:

Teil 1
Allgemeine Bestimmungen

§ 1
Anwendungsbereich

Diese Verordnung regelt die Festlegung der Methode zur Bestimmung der Entgelte für den Zugang zu den Elektrizitätsübertragungs- und Elektrizitätsverteilernetzen (Netzentgelte) einschließlich der Ermittlung der Entgelte für dezentrale Einspeisungen.

§ 2
Begriffsbestimmungen

Im Sinne dieser Verordnung bedeutet

1.Absatzstruktur
Struktur und Menge der aus einer Netz- oder Umspannebene entnommenen elektrischen Leistung und Arbeit;
2.Benutzungsdauer
Quotient aus pro Jahr entnommener oder eingespeister elektrischer Arbeit und der in diesem Jahr höchsten Last der Entnahme oder Einspeisung;
3.Entnahmestelle
Ort der Entnahme elektrischer Energie aus einer Netz- oder Umspannebene durch Letztverbraucher, Weiterverteiler oder die jeweils nachgelagerte Netz- oder Umspannebene;
4.Jahreshöchstlast
höchster Leistungswert einer oder mehrerer Entnahmen aus einer Netz- oder Umspannebene oder einer oder mehrerer Einspeisungen im Verlauf eines Jahres;
5.Kalkulationsperiode
das Geschäftsjahr des Betreibers eines Elektrizitätsübertragungs- oder Elektrizitätsverteilungsnetzes.
6.Netzebene
Bereiche von Elektrizitätsversorgungsnetzen, in welchen elektrische Energie in Höchst-, Hoch-, Mittel- oder Niederspannung übertragen oder verteilt wird;
7.Umspannebene
Bereiche von Elektrizitätsversorgungsnetzen, in welchen die Spannung elektrischer Energie von Höchst- zu Hochspannung, Hoch- zu Mittelspannung oder Mittel- zu Niederspannung geändert wird;
8.zeitgleiche Jahreshöchstlast
höchste zeitgleiche Summe der Leistungswerte einer Anzahl von Entnahmen aus einer Netz- oder Umspannebene oder einer Anzahl von Einspeisungen in eine Netz- oder Umspannebene im Verlauf eines Jahres;

§ 3
Grundsätze der Entgeltbestimmung

(1) Für die Ermittlung der Netzentgelte sind die Netzkosten nach den §§ 4 bis 11 zusammen zu stellen. Die ermittelten Netzkosten sind anschließend nach § 13 vollständig den dort aufgeführten Hauptkostenstellen, welche die Struktur der Elektrizitätsübertragungs- und Elektrizitätsverteilernetze widerspiegeln, zuzuordnen. Danach sind die Hauptkostenstellen im Wege der Kostenwälzung nach § 14 den Kostenträgern zuzuordnen. Unter Verwendung einer Gleichzeitigkeitsfunktion nach § 16 sind die Netzentgelte für jede Netz- und Umspannebene zu bestimmen. Die Ermittlung der Kosten und der Netzentgelte erfolgt auf der Basis der Daten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres.

(2) Mit der Entrichtung des Netzentgeltes wird die Nutzung der Netz- oder Umspannebene des jeweiligen Betreibers des Elektrizitätsversorgungsnetzes, an die der Netznutzer angeschlossen ist, und aller vorlagerten Netz- und Umspannebenen abgegolten.

Teil 2
Methode zur Ermittlung der Netzentgelte

Abschnitt 1
Kostenartenrechnung

§ 4
Grundsätze der Netzkostenermittlung

(1) Bilanzielle und kalkulatorische Kosten des Netzbetriebs sind nur insoweit anzusetzen, als sie den Kosten eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen. Die Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungsbeträge und der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung erfolgt nach der Methode der Nettosubstanzerhaltung.

(2) Ausgehend von den Gewinn- und Verlustrechnungen für die Elektrizitätsübertragung und Elektrizitätsverteilung des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres nach § 10 Abs. 3 des Energiewirtschaftsgesetzes ist zur Bestimmung der Netzkosten eine kalkulatorische Rechnung zu erstellen. Die Netzkosten setzen sich unter Beachtung von Absatz 1 aus den aufwandsgleichen Kosten nach § 5, den kalkulatorischen Abschreibungen nach § 6, der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung nach § 7 sowie den kalkulatorischen Steuern nach § 8 unter Abzug der kostenmindernden Erlöse und Erträge nach § 9 zusammen. Netzverluste sind nach § 10 zu berücksichtigen.

(3) Bis zur erstmaligen Erstellung der jeweiligen Gewinn- und Verlustrechnung nach § 10 Abs. 3 des Energiewirtschaftsgesetzes ist abweichend von Absatz 2 der Bestimmung der Netzkosten jeweils eine auf die Tätigkeitsbereiche Elektrizitätsübertragung und Elektrizitätsverteilung beschränkte und nach handelsrechtlichen Grundsätzen ermittelte Gewinn- und Verlustrechnung des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres zugrunde zu legen. Soweit Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen nicht nach § 10 Abs. 3 des Energiewirtschaftsgesetzes verpflichtet sind, haben diese der Entgeltbildung jeweils eine auf die Tätigkeitsbereiche Elektrizitätsübertragung und Elektrizitätsverteilung beschränkte und nach handelsrechtlichen Grundsätzen ermittelte Gewinn- und Verlustrechnung des letztenabgeschlossenen Geschäftsjahres zu erstellen und zugrunde zu legen.

(4) Einzelkosten des Netzes sind dem Netz direkt zuzuordnen. Kosten des Netzes, die sich nicht oder nur mit unvertretbar hohem Aufwand als Einzelkosten direkt zurechnen lassen, sind als Gemeinkosten über eine verursachungsgerechte Schlüsselung dem Elektrizitätsübertragungs- oder Elektrizitätsverteilernetz zuzuordnen. Die zugrundegelegten Schlüssel müssen sachgerecht sein und den Grundsatz der Stetigkeit beachten. Sie sind für sachkundige Dritte nachvollziehbar und vollständig zu dokumentieren. Änderungen eines Schlüssels sind nur zulässig, sofern diese sachlich geboten sind. Die hierfür maßgeblichen Gründe sind nachvollziehbar und vollständig zu dokumentieren.

(5) Kosten oder Kostenbestandteile, die aufgrund einer Überlassung betriebsnotwendiger Anlagegüter anfallen, können nur in der Höhe als Kosten anerkannt werden, wie sie anfielen, wenn der Betreiber Eigentümer der Anlagen wäre. Der Betreiber des Elektrizitätsversorgungsnetzes hat die erforderlichen Nachweise zu führen.

(6) Soweit außerordentliche Aufwendungen und Erträge die Netzkosten einer Kalkulationsperiode beeinflussen, sind diese der Regulierungsbehörde unverzüglich anzuzeigen.

§ 5
Aufwandsgleiche Kostenpositionen

(1) Aufwandsgleiche Kostenpositionen sind den nach § 10 Abs. 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.

§ 6
Kalkulatorische Abschreibungen

(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 und ermöglichen die Wiederbeschaffung der Anlagegüter nach Ende der jeweiligen Nutzungsdauer.

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

1.des eigenfinanzierten Anteils der Anlagegüter ist die Summe aller anlagenspezifisch und ausgehend von dem jeweiligen Tagesneuwert ermittelten Abschreibungsbeträge aller Anlagen zu bilden und anschließend mit der Eigenkapitalquote zu multiplizieren;
2.des fremdfinanzierten Anteils der Anlagegüter ist die Summe aller anlagenspezifisch und ausgehend von den jeweiligen, im Zeitpunkt ihrer Errichtung erstmalig bilanziell aktivierten Anschaffungs- und Herstellungskosten (historische Anschaffungs- und Herstellungskosten) ermittelten Abschreibungsbeträge aller Anlagen 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. 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.

(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 anlagenspezifischer oder anlagengruppenspezifischer Preisindizes, die auf den Indexreihen des Statistischen Bundesamtes beruhen (Veröffentlichungen des Statistischen Bundesamtes "Preise und Preisindizes", Fachserie 16 und 17)*. Soweit Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen Anlagegüter nutzen, deren erstmalige Bilanzierung nach Maßgabe des D-Markbilanzgesetzes in der Fassung der Bekanntmachung vom 28. Juli 1994 (BGBl. I S. 1842), zuletzt geändert durch Artikel 8 Abs. 19 des Gesetzes vom 4. Dezember 2004 (BGBl. I S. 3166), in der jeweils geltenden Fassung erfolgt ist, haben diese Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen deren die historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten nach Absatz 2 Satz 2 Nr. 2 dieser Anlagegüter unter Zugrundelegung

1.der jeweiligen Anschaffungs- und Herstellungskosten der Eröffnungsbilanz nach § 1 Abs. 1 des D-Markbilanzgesetzes und
2.der anwendbaren Preisindizes nach Satz 2 zu ermitteln.

(4) Die unter Zugrundelegung der jeweiligen Tagesneuwerte und unter Berücksichtigung ihrer Verzinsung ermittelten, kumulierten kalkulatorischen Abschreibungen eines Anlagegutes sollen über die kalkulatorische Nutzungsdauer dieses Anlagegutes der Höhe der bilanzierten Anschaffungs- und Herstellungskosten des wiederbeschafften Anlagegutes entsprechen. Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen haben die ermittelten, kumulierten kalkulatorischen Abschreibungen für sämtliche Anlagegüter einzeln oder in Anlagegütergruppen in für sachkundige Dritte nachvollziehbarer Weise schriftlich zu dokumentieren und für 40 Jahre aufzubewahren. Sind einzelne oder sämtliche kalkulatorischen Abschreibungsbeträge eines Anlagegutes nicht verfügbar, so sind die kumuliertenkalkulatorischen Abschreibungen abweichend von Satz 1 unter Verwendung des anwendbaren Preisindex, der historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und der in der Vergangenheit tatsächlich zugrundegelegten kalkulatorischen Nutzungsdauer zu ermitteln.

(5) Übersteigen am Ende der tatsächlichen Nutzung eines Anlagegutes im Falle der Wiederbeschaffung dieses Anlagegutes die bilanzierten Anschaffungs- und Herstellungskosten der Ersatzinvestition die nach Absatz 4 ermittelten kumulierten kalkulatorischen Abschreibungen des ersetzten Anlagegutes, so kann dieser Differenzbetrag in der folgenden Kalkulationsperiode den Netzkosten nach § 4 hinzugerechnet werden. Übersteigen am Ende der tatsächlichen Nutzung eines Anlagegutes im Falle der Wiederbeschaffung dieses Anlagegutes die nach Absatz 4 ermittelten kumulierten kalkulatorischen Abschreibungen des ersetzten Anlagegutes die Höhe der bilanzierten Anschaffungs- und Herstellungskosten der Ersatzinvestition, so ist dieser Differenzbetrag in der folgenden Kalkulationsperiode als Minderung der nach § 4 zu ermittelnden Netzkosten in Ansatz zu bringen. In solchen Fällen, in denen kein vergleichbares Anlagegut wiederbeschafft oder von einer Wiederbeschaffung abgesehen wird, sind abweichend von den Sätzen 1 und 2 die nach Absatz 4 ermittelten kumulierten kalkulatorischen Abschreibungen mit den historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten zuzüglich der Preisänderungsrate gemäß Absatz 3 Satz 2 abzugleichen. Ist dies nicht möglich, erfolgt der Abgleich mit den historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten zuzüglich des vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisindex. Der sich ergebende Differenzbetrag ist entsprechend der Sätze 1 und 2 in Ansatz zu bringen. Der Abgleich hat einmal pro Kalkulationsperiode zu erfolgen. Der Abgleich wird nicht angewandt auf Anlagegüter, deren vollständige Abschreibung vor Inkrafttreten dieser Verordnung abgeschlossen worden ist. Zur Gewährleistung der Angemessenheit dieses Abgleichs kann die Regulierungsbehörde hierzu Festlegungen nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen. Dieser Abgleich ist im Rahmen des nach § 28 zu erstellenden Berichts schriftlich zu dokumentieren.

(6) Der kalkulatorische Restwert eines Anlagegutes 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.

§ 7
Kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung

(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 unter Berücksichtigung der Eigenkapitalquote nach § 6 Abs. 2 aus der Summe der

1.kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und multipliziert mit der Fremdkapitalquote,
2.kalkulatorischen Restwerte des Sachanlagevermögens bewertet zu Tagesneuwerten und multipliziert mit der Eigenkapitalquote und
3.Bilanzwerte der Finanzanlagen und Bilanzwerte des Umlaufvermögens unter Abzug des Steueranteils der Sonderposten mit Rücklageanteil und unter Abzug des Abzugskapitals und des verzinslichen Fremdkapitals. Das die zugelassene Eigenkapitalquote übersteigende Eigenkapital ist nominal wie Fremdkapital 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) Der in Anwendung zu bringende Eigenkapitalzinssatz darf den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten, bereinigt um den auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der Preisänderungsrate gemäß dem vom Statistischen Bundesamt veröffentlichten Verbraucherpreisindex, zuzüglich eines angemessenen Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse nach Absatz 5 nicht überschreiten.

(4) 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.

(5) Über den Eigenkapitalzinssatz nach § 21 Abs. 2 des Energiewirtschaftsgesetzes entscheidet die Regulierungsbehörde in Anwendung der Absätze 3 und 4 alle zwei Jahre, erstmals, sobald die Netzentgelte im Wege der Anreizregulierung nach § 21a des Energiewirtschaftsgesetzes bestimmt werden, durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes, wobei dieser Zinssatz nach Ertragssteuern festzulegen ist. Bis zur erstmaligen Festlegung durch die Regulierungsbehörde beträgt der Eigenkapitalzinssatz 6,5 Prozent vor Steuern.

§ 8
Kalkulatorische Steuern

Im Rahmen der Ermittlung der Netzkosten kann die dem Netzbereich sachgerecht zuzuordnende Gewerbesteuer als kalkulatorische Kostenposition in Ansatz gebracht werden. Bei der Ermittlung der Gewerbesteuer ist die Abzugsfähigkeit der Gewerbesteuer bei sich selbst zu berücksichtigen.

§ 9
Kostenmindernde Erlöse und Erträge

(1) Sonstige Erlöse und Erträge sind, soweit sie sachlich dem Netzbetrieb zuzurechnen und insbesondere den Positionen

1.aktivierte Eigenleistungen,
2.Zins- und Beteiligungserträge,
3.Netzanschlusskosten,
4.Baukostenzuschüsse oder
5.sonstige Erträge und Erlöse

der netzbezogenen Gewinn- und Verlustrechnung zu entnehmen sind, von den Netzkosten in Abzug zu bringen. Die von stromverbrauchenden Anschlussnehmern entrichteten Baukostenzuschüsse sind über eine Dauer von 20 Jahren linear aufzulösen und jährlich netzkostenmindernd anzusetzen.

(2) Baukostenzuschüsse, die im Zusammenhang mit der Errichtung eines Anschlusses für die Einspeisung elektrischer Energie entrichtet wurden, sind anschlussindividuell über die Dauer von 20 Jahren linear aufzulösen.

(3) Einnahmen aus der Zuweisung der auf den Verbindungsleitungen zwischen nationalen Übertragungsnetzen verfügbaren Kapazitäten sowie die Verwendung dieser Einnahmen sind durch den jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber schriftlich zu dokumentieren.

§ 10
Behandlung von Netzverlusten

(1) Die Kosten der Beschaffung von Energie zum Ausgleich physikalisch bedingter Netzverluste (Verlustenergie) können bei der Ermittlung der Netzkosten in Ansatz gebracht werden. Die Kostenposition ergibt sich aus den tatsächlichen Kosten der Beschaffung der entsprechenden Verlustenergie im abgelaufenen Kalenderjahr.

(2) Die Höhe der Durchschnittsverluste je Netz- und Umspannebene des Vorjahres sowie die durchschnittlichen Beschaffungskosten der Verlustenergie im Vorjahr in Cent pro Kilowattstunde sind von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen zum 1. April eines Jahres auf ihrer Internetseite zu veröffentlichen.

§ 11
Periodenübergreifende Saldierung

Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sind verpflichtet, nach Abschluss einer Kalkulationsperiode die Differenz zwischen

1.den in dieser Kalkulationsperiode aus Netzentgelten erzielten Erlösen und
2.den für diese Kalkulationsperiode nach Abschnitt 1 des Teils 2 zugrundegelegten Netzkosten

zu ermitteln. Liegen die Erlöse nach Satz 1 Nr. 1 über den Kosten nach Satz 1 Nr. 2, ist der Differenzbetrag zuzüglich einer Verzinsung des durchschnittlich gebundenen Betrages mit einem angemessenen Zinssatz in der nächsten Kalkulationsperiode kostenmindernd in Ansatz zu bringen. Liegen die Erlöse nach Satz 1 Nr. 1 unter den Kosten nach Satz 1 Nr. 2, kann der Differenzbetrag zuzüglich einer Verzinsung des durchschnittlichen Differenzbetrages mit einem angemessenen Zinssatz in der nächsten Kalkulationsperiode kostenerhöhend in Ansatz gebracht werden. Der durchschnittlich gebundene Betrag nach Satz 2 ist die Hälfte der Differenz aus den erzielten Erlösen nach Satz 1 Nr. 1 und den zu deckenden Kosten nach Satz 1 Nr. 2. Der durchschnittliche Differenzbetrag nach Satz 3 ist die Hälfte der Differenz aus den zu deckenden Kosten nach Satz 1 Nr. 2 und den erzielten Erlösen nach Satz 1 Nr. 1.

Abschnitt 2
Kostenstellenrechnung

§ 12
Grundsätze der Kostenverteilung

Die nach § 4 ermittelten Netzkosten sind soweit möglich direkt den Hauptkostenstellen nach § 13 zuzuordnen. Soweit eine direkte Zuordnung von Kosten nicht oder nur mit unvertretbar hohem Aufwand möglich ist, sind diese zunächst geeigneten Hilfskostenstellen zuzuordnen. Die Aufteilung dieser Netzkosten auf die Hauptkostenstellen hat verursachungsgerecht über eine angemessene Schlüsselung zu erfolgen. Die gewählten Schlüssel müssen sachgerecht sein und sind für sachkundige Dritte nachvollziehbar und vollständig schriftlich zu dokumentieren. Insbesondere sind die Schlüssel stetig anzuwenden. Änderungen eines Schlüssels sind nur zulässig, sofern diese sachlich geboten sind. Die sachlichen Gründe für diese Änderungen sind in einer für sachkundige Dritte nachvollziehbaren Weise und vollständig schriftlich zu dokumentieren.

§ 13
Kostenstellen

Für die Ermittlung der Netzentgelte haben Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen als Maßgrößen der Kostenverursachung Haupt- und Nebenkostenstellen nach Anlage 2 zu bilden. Die Netzkosten nach § 4 sind vollständig auf die Kostenstellen nach Anlage 2 zu verteilen. Die Bildung von Hilfskostenstellen ist zulässig.

§ 14
Kostenwälzung

(1) Die Kosten der Netz- und Umspannebenen werden, beginnend bei der Höchstspannung, jeweils anteilig auf die nachgelagerte Netz- oder Umspannebene verteilt (Kostenwälzung), soweit diese Kosten nicht der Entnahme von Letztverbrauchern und Weiterverteilern aus der jeweiligen Netz- oder Umspannebene zuzuordnen sind.

(2) Die Kosten werden entsprechend der von der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene bezogenen und zeitgleich über alle Übergabepunkte gemessenen höchsten Leistung unter Berücksichtigung des Gleichzeitigkeitsgrades nach § 16 auf die nachgelagerte Netz- oder Umspannebene verteilt. An eine Netz- oder Umspannebene angeschlossene Letztverbraucher und Weiterverteiler sowie die nachgeordnete Netz- oder Umspannebene werden als Netzkunden der jeweiligen Netz- oder Umspannebene angesehen und gleich behandelt.

(3) Ausgangspunkt der Zuordnung der Kosten auf die Kostenträger ist die Kostenstellenrechnung nach § 13. Die Kostenträger haben sich an den vorhandenen Netz- und Umspannebenen des Betreibers von Elektrizitätsversorgungsnetzen zu orientieren und sind im Einzelnen nach Anlage 3 zu bilden.

(4) Kostenträger der Kostenstellen Messung und Abrechnung sind die jeweiligen Netz- und Umspannebenen. Soweit sich Kosten dieser Kostenstellen nicht direkt einer Netz- oder Umspannebene zuordnen lassen, sind diese Kosten verursachungsgerecht zuzuordnen.

Abschnitt 3
Kostenträgerrechnung

§ 15
Grundsätze der Entgeltermittlung

(1) Grundlage des Systems der Entgeltbildung für den Netzzugang ist ein transaktionsunabhängiges Punktmodell. Die nach § 4 ermittelten Netzkosten werden über ein jährliches Netzentgelt gedeckt. Für die Einspeisung elektrischer Energie sind keine Netzentgelte zu entrichten.

(2) Die Kalkulation der Netzentgelte ist so durchzuführen, dass nach dem Ende einer bevorstehenden Kalkulationsperiode die Differenz zwischen den aus Netzentgelten tatsächlich erzielten Erlösen und den nach § 4 ermittelten und in der bevorstehenden Kalkulationsperiode zu deckenden Netzkosten möglichst gering ist.

§ 16
Gleichzeitigkeitsgrad

(1) Die Zuteilung der Kosten einer Netz- oder Umspannebene auf die aus dieser Netz- oder Umspannebene entnehmenden Netznutzer hat möglichst verursachungsgerecht zu erfolgen. Zu diesem Zweck werden zunächst für alle Netz- und Umspannebenen die spezifischen Jahreskosten gebildet. Die spezifischen Jahreskosten ergeben sich aus dem Quotienten aus den Jahreskosten einer Netz- oder Umspannebene nach § 14 Abs. 2 und der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen aus dieser Netz- oder Umspannebene.

(2) Für die verursachungsgerechte Zuteilung der spezifischen Jahreskosten einer Netz- oder Umspannebene auf die Netzkunden dieser Netz- oder Umspannebene wird für alle Netz- und Umspannebenen jeweils eine Gleichzeitigkeitsfunktion nach Anlage 4 ermittelt.

§ 17
Ermittlung der Netzentgelte

(1) Die von Netznutzern zu entrichtenden Netzentgelte sind ihrer Höhe nach unabhängig von der räumlichen Entfernung zwischen dem Ort der Einspeisung elektrischer Energie und dem Ort der Entnahme. Die Netzentgelte richten sich nach der Anschlussnetzebene der Entnahmestelle, den jeweils vorhandenen Messvorrichtungen an der Entnahmestelle sowie der jeweiligen Benutzungsstundenzahl der Entnahmestelle.

(2) Das Netzentgelt pro Entnahmestelle besteht aus einem Jahresleistungspreis in Euro pro Kilowatt und einem Arbeitspreis in Cent pro Kilowattstunde. Das Jahresleistungsentgelt ist das Produkt aus dem jeweiligen Jahresleistungspreis und der Jahreshöchstleistung in Kilowatt der jeweiligen Entnahme im Abrechnungsjahr. Das Arbeitsentgelt ist das Produkt aus dem jeweiligen Arbeitspreis und der im Abrechnungsjahr jeweils entnommenen elektrischen Arbeit in Kilowattstunden.

(3) Zur Ermittlung der jeweiligen Netzentgelte einer Netz- oder Umspannebene in Form von Leistungs- und Arbeitspreisen werden die nach § 16 Abs. 1 ermittelten leistungsbezogenen Gesamtjahreskosten mit den Parametern der nach Anlage 4 ermittelten Geradengleichungen des Gleichzeitigkeitsgrades nach § 16 Abs. 2 multipliziert.

(4) Die abschnittsweise festgelegten Jahresleistungspreise einer Netz- oder Umspannebene eines Betreibers von Elektrizitätsversorgungsnetzen in Euro pro Kilowatt ergeben sich jeweils als Produkt der Gesamtjahreskosten und der jeweiligen Anfangswerte der Geradengleichungen des Gleichzeitigkeitsgrades.

(5) Die abschnittsweise festgelegten Arbeitspreise einer Netz- oder Umspannebene eines Betreibers von Elektrizitätsversorgungsnetzen in Cent pro Kilowattstunde ergeben sich jeweils als Produkt der Gesamtjahreskosten und der jeweiligen Steigung der Geradengleichungen der Gleichzeitigkeitsfunktion.

(6) Für Entnahmen ohne Leistungsmessung im Niederspannungsnetz ist anstelle des Leistungs- und Arbeitspreises ein Arbeitspreis in Cent pro Kilowattstunde festzulegen. Soweit zusätzlich ein monatlicher Grundpreis in Euro pro Monat festgelegt wird, haben Grundpreis und Arbeitspreis in einem angemessenen Verhältnis zueinander zu stehen. Das sich aus Grundpreis und Arbeitspreis ergebende Entgelt hat in einem angemessenen Verhältnis zu jenem Entgelt zu stehen, das bei einer leistungsgemessenen Entnahme im Niederspannungsnetz auf der Grundlage der Arbeits- und Leistungswerte nach dem Standardlastprofil des Netznutzers entstehen würde.

(7) Ferner ist für jede Entnahmestelle und getrennt nach Netz- und Umspannebenen jeweils ein Entgelt für die Messung und ein Entgelt für die Abrechnung festzulegen, wobei die nach § 14 Abs. 4 auf die Netz- und Umspannebenen verteilten Kosten jeweils vollständig durch die Summe der pro Entnahmestelle entrichteten Entgelte der jeweiligen Netz- oder Umspannebene zu decken sind. Die Entgelte nach Satz 1 sind jeweils für jede Entnahmestelle einer Netz- oder Umspannebene zu erheben. In der Niederspannung sind davon abweichend jeweils Entgelte für leistungs- und für nicht leistungsgemessene Entnahmestellen zu bilden.

(8) Andere als in dieser Verordnung genannte Entgelte sind nicht zulässig.

§ 18
Entgelt für dezentrale Einspeisung

(1) Betreiber von dezentralen Erzeugungsanlagen erhalten vom Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes, in dessen Netz sie einspeisen, ein Entgelt. Dieses Entgelt muss den gegenüber den vorgelagerten Netz- oder Umspannebenen durch die jeweilige Einspeisung vermiedenen Netzentgelten entsprechen. Das Entgelt nach Satz 1 wird nicht gewährt, wenn die Stromeinspeisung

1.nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz vergütet wird oder
2.nach § 4 Abs. 3 Satz 1 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes vergütet wird und in dieser Vergütung vermiedene Netzentgelte enthalten sind.

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 zugrunde 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. 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 Bezugslast aus der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene im Zeitpunkt der zeitgleichen Jahreshöchstlast 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.

§ 19
Sonderformen der Netznutzung

(1) Für Letztverbraucher mit einer zeitlich begrenzten hohen Leistungsaufnahme, der in der übrigen Zeit eine deutlich geringere oder keine Leistungsaufnahme gegenüber steht, haben Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen, an deren Netz der jeweilige Letztverbraucher angeschlossen ist, neben dem Jahresleistungspreissystem eine Abrechnung auf der Grundlage von Monatsleistungspreisen anzubieten.

(2) Ist aufgrund vorliegender oder prognostizierter Verbrauchsdaten oder aufgrund technischer oder vertraglicher Gegebenheiten offensichtlich, dass der Höchstlastbeitrag eines Letztverbrauchers vorhersehbar erheblich von der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen aus dieser Netz- oder Umspannebene abweicht, so haben Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen diesem Letztverbraucher in Abweichung von § 16 ein individuelles Netzentgelt anzubieten, das die besonderen Verhältnisse des Netzkunden angemessen berücksichtigt. Ein individuelles Netzentgelt ist insbesondere dann anzubieten, wenn die Stromabnahme aus dem Netz der allgemeinen Versorgung für den eigenen Verbrauch an einer Abnahmestelle die Benutzungsstundenzahl von mindestens 7 500 Stunden im Jahr erreicht und wenn der Stromverbrauch an dieser Abnahmestelle in den letzten zwölf Kalendermonaten zehn Gigawattstunden überstiegen hat. Das nach Satz 1 gebildete individuelle Netzentgelt hat den Beitrag des Letztverbrauchers zu einer Senkung oder zu einer Vermeidung der Netzkosten widerzuspiegeln. Dabei sind die vermiedenen Kostenerhöhungen oder ermöglichten Kostensenkungen bei der Ermittlung des individuellen Netzentgeltes von dem veröffentlichten Netzentgelt in Abzug zu bringen. Ein individuelles Netzentgelt darf nicht weniger als 50 Prozent des veröffentlichten Netzentgelts betragen. Die Vereinbarung eines individuellen Netzentgelts bedarf der Genehmigung der Regulierungsbehörde. Der Antrag kann auch durch den Letztverbraucher gestellt werden. Der Netzbetreiber hat der Regulierungsbehörde unverzüglich alle zur Beurteilung der Voraussetzungen der Sätze 1 bis 5 erforderlichen Unterlagen vorzulegen. Die Regulierungsbehörde hat ein individuelles Netzentgelt innerhalb von vier Wochen nach Eingang der vollständigen Unterlagen zu genehmigen, soweit die Voraussetzungen der Sätze 1 bis 5 erfüllt sind und die Netzentgelte aller übrigen Netznutzer sich dadurch nicht wesentlich erhöhen. § 20 gilt entsprechend. Die Vereinbarung eines individuellen Netzentgelts erfolgt unter dem Vorbehalt, dass die Abweichung nach Satz 1 tatsächlich eintritt. Tritt die Abweichung von der zeitgleichen Jahreshöchstlast tatsächlich nicht ein, erfolgt die Abrechnung der Netznutzung nach den allgemein gültigen Netzentgelten.

(3) Sofern ein Netznutzer sämtliche in einer Netz- oder Umspannebene von ihm genutzten Betriebsmittel ausschließlich selbst nutzt, ist zwischen dem Betreiber dieser Netz- oder Umspannebene und dem Netznutzer für diese singulär genutzten Betriebsmittel gesondert ein angemessenes Entgelt festzulegen. Das Entgelt orientiert sich an den individuell zurechenbaren Kosten der singulär genutzten Betriebsmittel dieser Netz- oder Umspannebene unter Beachtung der in § 4 dargelegten Grundsätze. Diese Kosten sind auf Verlangen des Netznutzer durch den Netzbetreiber nachzuweisen. Der Letztverbraucher ist bezüglich seines Entgeltes im Übrigen so zu stellen, als sei er direkt an die vorgelagerte Netz- oder Umspannebene angeschlossen.

§ 20
Verprobung

(1) Netzbetreiber haben im Rahmen der Ermittlung der Netzentgelte und vor der Veröffentlichung nach § 21 Nr. 1 sicherzustellen, dass ein zur Veröffentlichung anstehendes Entgeltsystem geeignet ist, die nach § 4 ermittelten Kosten zu decken. Im Einzelnen ist sicherzustellen, dass die Anwendung

1.des Entgeltsystems auf die prognostizierte Absatzstruktur in ihrem Netzgebiet einen prognostizierten Erlös ergibt, welcher der Höhe nach den zu deckenden Kosten entspricht, und
2.der Entgelte für Messung und für Abrechnung auf die jeweiligen Entnahmestellen einen prognostizierten Erlös ergibt, der den zu deckenden Kosten der Messung und der Abrechnung nach § 13 entspricht.

(2) Die Verprobungen nach Absatz 1 sind vom Netzbetreiber in einer für sachkundige Dritte nachvollziehbaren Weise schriftlich zu dokumentieren und in den Bericht nach § 28 aufzunehmen.

§ 21
Änderungen der Netzentgelte

Die rechtsgeschäftliche Änderung vereinbarter Netzentgelte setzt voraus, dass der Regulierungsbehörde im Zeitpunkt der Veröffentlichung der neuen Netzentgelte die nach § 24 Abs. 4 jeweils aktuellen Unterlagen sowie die Ergebnisse der Verprobung nach § 20 und der Bericht nach § 28 vorliegen. Im Falle einer beabsichtigten Erhöhung der Netzentgelte hat der betreffende Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen zur rechtsgeschäftlichen Änderung der Netzentgelte die künftigen Netzentgelte mindestens drei Monate zuvor auf seiner Internetseite bekannt zu geben.

Teil 3
Vergleichsverfahren

§ 22
Verfahren

(1) Die Regulierungsbehörde führt Vergleichsverfahren nach § 21 Abs. 3 des Energiewirtschaftsgesetzes in regelmäßigen zeitlichen Abständen für jede Netz- und Umspannebene durch. Diese Vergleichsverfahren können sich nach Maßgabe des § 23 auf die von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen erhobenen Netzentgelte, die Erlöse oder Kosten beziehen. Die Regulierungsbehörde macht die Ergebnisse der Vergleichsverfahren in ihrem Amtsblatt öffentlich bekannt.

(2) Einzubeziehen in die Vergleichsverfahren sind alle Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen, soweit die in § 24 Abs. 4 aufgeführten Daten in der angegebenen Form der Regulierungsbehörde vorliegen. Zur Sicherstellung eines sachgerechten Vergleichs sind die Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen zunächst Strukturklassen zuzuordnen, die jedenfalls die in § 24 Abs. 1 bis 3 benannten Strukturmerkmale berücksichtigen.

(3) Die Regulierungsbehörde kann zur Vorbereitung einer Entscheidung nach § 30 Abs. 3 auch Feststellungen treffen über die Erlöse oder Kosten von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen in anderen Mitgliedstaaten der Europäischen Union.

§ 23
Vergleich

(1) Der Vergleich nach § 22 hat getrennt nach Netz- und Umspannebenen zu erfolgen und die folgenden Grundsätze einzuhalten:

1.Im Falle eines Vergleichs der Netzentgelte ist sicherzustellen, dass dem Vergleich jeweils das durchschnittliche, mengengewichtete Netzentgelt der betrachteten Netz- oder Umspannebene zugrunde liegt; ferner ist zu gewährleisten, dass das zu vergleichende Netzentgelt um jenen Anteil bereinigt ist, der infolge des Kostenwälzungsprinzips nach § 14 die Höhe des Netzentgeltes der jeweiligen Netz- oder Umspannebene beeinflusst; einer unterschiedlichen Auslastung der verglichenen Netz- oder Umspannebenen ist Rechnung zu tragen.
2.Bei einem Vergleich der Erlöse aus Netzentgelten sind diese Erlöse um jenen Anteil zu bereinigen, der infolge des Kostenwälzungsprinzips nach § 14 die Höhe der Erlöse beeinflusst; ferner ist bei einem Vergleich der insoweit bereinigten Erlöse einer Netzebene insbesondere das Verhältnis dieser Erlöse zu der Stromkreislänge der jeweiligen Netzebene zu berücksichtigen; bei einem Vergleich der Erlöse einer Umspannebene ist insbesondere das Verhältnis der Erlöse zur installierten Leistung zu berücksichtigen.
3.Bei einem Vergleich der Kosten einer Netzebene ist insbesondere das Verhältnis der Kosten zu der Stromkreislänge der jeweiligen Netzebene zu berücksichtigen; bei einem Vergleich der Kosten der Umspannebenen ist insbesondere das Verhältnis der Kosten zur installierten Leistung zu berücksichtigen.

(2) Die nach Absatz 1 Satz 1 Nr. 1 und 2 erforderliche Bereinigung der Netzentgelte und der Erlöse um jenen Anteil, der infolge des Kostenwälzungsprinzips die Höhe des Netzentgeltes oder der Erlöse beeinflusst, kann durch den Prozentsatz erfolgen, der sich aus dem Quotienten Kosten der Netz- oder Umspannebene nach § 13 geteilt durch Erlös der Netz- oder Umspannebene ergibt.

§ 24
Strukturklassen

(1) Für jede Netz- und Umspannebene ab Hochspannung abwärts sind jeweils sechs Strukturklassen zu bilden. Diese Strukturklassen richten sich

1.nach hoher, mittlerer und niedriger Absatzdichte einer Netz- oder Umspannebene und
2.nach der Belegenheit des Netzes in Berlin, Brandenburg, Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen, Sachsen-Anhalt oder Thüringen (Strukturklasse Ost) oder den übrigen Ländern (Strukturklasse West).

Über die Abgrenzung zwischen hoher, mittlerer und niedriger Absatzdichte nach Satz 2 Nr. 1 entscheidet die Regulierungsbehörde. Soweit dies sachlich geboten ist, soll die Regulierungsbehörde ferner über die zeitliche Befristung der Anwendung der Strukturklassen Ost und West nach Satz 2 Nr. 2 entscheiden, frühestens jedoch, sobald die Netzentgelte im Wege der Anreizregulierung nach § 21a des Energiewirtschaftsgesetzes bestimmt werden.

(2) Die Absatzdichte einer Netz- oder Umspannebene ist der Quotient aus der Gesamtentnahme eines Jahres aus dieser Netz- oder Umspannebene in Kilowattstunden und der versorgten Fläche in Quadratkilometer. Die versorgte Fläche ist in der Niederspannung die aus der amtlichen Statistik zur Bodenfläche nach Art der tatsächlichen Nutzung der Statistischen Landesämter ermittelbare Fläche. In der Mittel- und Hochspannung ist als versorgte Fläche die geographische Fläche des Netzgebietes zugrunde zu legen.

(3) Ist die Belegenheit des Netzes im Hinblick auf dessen Zuordnung zu der Strukturklasse Ost nicht eindeutig, ist das Netzgebiet dieser Strukturklasse zuzuordnen, wenn mehr als 50 Prozent der Stromkreislänge geographisch auf dem Gebiet dieser Strukturklasse liegen. Andernfalls ist das Netzgebiet der Strukturklasse West zuzuteilen.

(4) Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen haben der Regulierungsbehörde jeweils jährlich zum 1. April getrennt nach Netz- und Umspannebenen folgende Angaben zu übermitteln:

1.die Kosten nach § 13 des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres,
2.die Erlöse aus Netzentgelten des Vorjahres,
3.die im Vorjahr entnommene Jahresarbeit in Kilowattstunden, getrennt nach Abgabe an Entnahmestellen inklusive Weiterverteilern und Abgabe an die nachgelagerte Netz- oder Umspannebene, und
4.die Daten nach § 27 Abs. 2 Nr. 1 bis 9.

Die Frist nach Satz 1 kann im Einzelfall auf Antrag des Betreibers von Elektrizitätsversorgungsnetzen von der Regulierungsbehörde um bis zu drei Monate verlängert werden.

§ 25
Kostenstruktur

Die Regulierungsbehörde kann im Rahmen von Vergleichen ermitteln, ob der Anteil der auf die Tätigkeiten Elektrizitätsübertragung und Elektrizitätsverteilung entfallenden Gemeinkosten des Gesamtunternehmens an den Kosten nach § 4 Abs. 1 sachgerecht ist. Die Regulierungsbehörde kann insbesondere überprüfen, ob die in Anwendung gebrachten Schlüssel sachgerecht sind.

§ 26
Mitteilungspflichten gegenüber der Regulierungsbehörde

(1) Im Rahmen der Vergleichsverfahren nach § 21 Abs. 3 des Energiewirtschaftsgesetzes sind Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen verpflichtet, der Regulierungsbehörde auf Verlangen

1.die nach § 4 Abs. 4 und § 12 dokumentierten Schlüssel mitzuteilen,
2.die Höhe der Einnahmen nach § 9 Abs. 3 sowie deren Verwendung mitzuteilen,
3.die für die Beurteilung eines angemessenen Verhältnisses von Gemeinkosten zu Einzelkosten des Netzes nach § 25 erforderlichen Auskünfte zur Verfügung zu stellen,
4.den Bericht nach § 28 vorzulegen und
5.in dem Bericht nach § 28 dokumentierte Informationen mitzuteilen.

Die Regulierungsbehörde kann weitere Auskünfte verlangen, soweit dies zur Durchführung des Vergleichsverfahrens erforderlich ist.

(2) Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sind verpflichtet, die für ihr Netz geltenden Netzentgelte und deren Änderungen der Regulierungsbehörde unverzüglich mitzuteilen.

Teil 4
Pflichten der Netzbetreiber

§ 27
Veröffentlichungspflichten

(1) Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen sind verpflichtet, die für ihr Netz geltenden Netzentgelte auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen und auf Anfrage jedermann unverzüglich in Textform mitzuteilen. Werden individuelle Netzentgelte nach § 19 gebildet, sind diese in die Veröffentlichung der Netzentgelte aufzunehmen und der Regulierungsbehörde unverzüglich anzuzeigen.

(2) Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen haben ferner jeweils zum 1. April eines Jahres folgende Strukturmerkmale ihres Netzes auf ihrer Internetseite zu veröffentlichen:

1.die Stromkreislänge jeweils der Kabel- und Freileitungen in der Niederspannungs-, Mittelspannungs-, Hoch- und Höchstspannungsebene zum 31. Dezember des Vorjahres,
2.die installierte Leistung der Umspannebenen zum 31. Dezember des Vorjahres,
3.die im Vorjahr entnommene Jahresarbeit in Kilowattstunden pro Netz- und Umspannebene,
4.die Anzahl der Entnahmestellen jeweils für alle Netz- und Umspannebenen,
5.die zeitgleiche Jahreshöchstlast aller Entnahmen in Megawatt für jede Netz- und Umspannebene, die Spannungsebene dieser Entnahme und den Zeitpunkt des jeweiligen Auftretens,
6.die höchste zeitgleiche Entnahmelast des Vorjahres aus dem vorgelagerten Netz in Kilowatt und den Zeitpunkt des Auftretens,
7.die Einwohnerzahl im Netzgebiet von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen der Niederspannungsebene zum 31. Dezember des Vorjahres,
8.die versorgte Fläche nach § 24 Abs. 2 Sätze 2 und 3 zum 31. Dezember des Vorjahres und
9.die geographische Fläche des Netzgebietes zum 31. Dezember des Vorjahres.

§ 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 und
4.einen Anhang.

Die Angaben nach den Nummern 1 und 2 müssen einen sachkundigen Dritten in die Lage versetzen, ohne weitere Informationen die Ermittlung der Netzentgelte vollständig nachzuvollziehen. Der Bericht ist 40 Jahre aufzubewahren.

(2) Der zu dem Bericht nach Absatz 1 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 und
8.den im Vorjahr an Betreiber dezentraler Erzeugungsanlagen entrichteten Gesamtbetrag.

§ 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.

Teil 5
Sonstige Bestimmungen

§ 30
Festlegungen der Regulierungsbehörde

(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde unter Beachtung der Anforderungen eines sicheren Netzbetriebs Entscheidungen durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen über

1.die Schlüsselung der Gemeinkosten nach § 4 Abs. 4,
2.die Aufschlüsselung der Positionen der Gewinn- und Verlustrechnungen nach § 5,
3.Inhalt und Ausgestaltung der Dokumentation nach § 6 Abs. 4 Satz 2,
4.eine einheitliche und von sachkundigen Dritten nachvollziehbare Ermittlung der Gleichzeitigkeitsfunktion auch abweichend von § 16,
5.die weitere Unterteilung der Entgelte nach § 17,
6.eine möglichst einheitliche Handhabung von Gemeinkostenzuordnungen nach § 25,
7.zusätzliche Anforderungen an die Struktur und den Inhalt des Berichts nach § 28 und dessen Anhang und
8.die Gewährleistung einer sachgerechten und einheitlichen Ermittlung von Entgelten für Netzreservekapazität.

(2) Die Regulierungsbehörde kann ferner Festlegungen treffen zur Gewährleistung

1.der Zulässigkeit außerordentlicher Aufwendungen und Erträge sowie einer sachgerechten Verteilung dieser außerordentlichen Aufwendungen und Erträge auf mehrere Kalkulationsperioden nach § 4 Abs. 6, falls diese Aufwendungen und Erträge die Kosten der nächsten Kalkulationsperiode spürbar beeinflussen würden.
2.einer sachgerechten Ermittlung der Tagesneuwerte nach § 6 Abs. 3 und 4 in Bezug auf die in Anwendung zu bringenden Preisindizes oder die den Preisindizes zugrundeliegenden Indexreihen und deren Gewichtung, die Bildung von Anlagengruppen sowie den zugrundezulegenden Zinssatz,
3.einer sachgerechten Ermittlung der kalkulatorischen Steuern nach § 8,
4.der Angemessenheit des Zinssatzes nach den §§ 11 und 18 Abs. 4,
5.der sachlichen Angemessenheit des Verhältnisses von Arbeits- und Grundpreis nach § 17 Abs. 6 in Bezug auf das zulässige Verhältnis beider Preise,
6.sachgerechter Entgelte in Abweichung von § 17 Abs. 8,
7.einer sachgerechten Ermittlung der Entgelte für dezentrale Einspeisung nach § 18 sowie individueller Entgelte nach § 19 Abs. 2 und
8.sachgerechter Anlagengruppen und Abschreibungszeiträume in Abweichung von Anlage 1.

(3) Die Absätze 1 und 2 gelten für die Durchführung eines Vergleichsverfahrens entsprechend.

§ 31
Ordnungswidrigkeiten

Ordnungswidrig im Sinne des § 95 Abs. 1 Nr. 5 Buchstabe a des Energiewirtschaftsgesetzes handelt, wer vorsätzlich oder fahrlässig

1.entgegen § 4 Abs. 4 Satz 4 oder 6, § 6 Abs. 4 Satz 2, § 9 Abs. 3, § 12 Satz 4 oder 7 oder § 20 Abs. 2 eine Dokumentation nicht, nicht richtig, nicht vollständig oder nicht in der vorgeschriebenen Weise vornimmt,
2.entgegen § 24 Abs. 4 eine dort genannte Angabe nicht, nicht richtig, nicht vollständig, nicht in der vorgeschriebenen Weise oder nicht rechtzeitig übermittelt,
3.einer vollziehbaren Anordnung nach § 26 Abs. 1 zuwiderhandelt,
4.entgegen § 26 Abs. 2 eine Mitteilung nicht, nicht richtig, nicht vollständig oder nicht rechtzeitig macht,
5.entgegen § 27 Abs. 1 Satz 1 oder Abs. 2 dort genannte Daten nicht, nicht richtig, nicht vollständig oder nicht rechtzeitig veröffentlicht oder
6.entgegen § 28 Abs. 1 Satz 1 einen Bericht nicht, nicht richtig, nicht vollständig oder nicht rechtzeitig erstellt.

§ 32
Übergangsregelungen

(1) Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen haben der Regulierungsbehörde spätestens bis zum einsetzen: Datum des ersten Tages des vierten auf die Verkündung folgenden Kalendermonats getrennt nach Netz- und Umspannebenen die Angaben nach § 24 Abs. 4 Nr. 1 bis 4 zu übermitteln.

(2) Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen haben ihre Netzentgelte erstmalig spätestens bis zum einsetzen: Datum des ersten Tages des vierten auf die Verkündung folgenden Kalendermonats auf der Grundlage dieser Verordnung zu bestimmen. § 21 findet dabei keine Anwendung.

(3) § 11 ist nicht mehr anzuwenden, sobald die Netzentgelte im Wege der Anreizregulierung nach § 21a des Energiewirtschaftsgesetzes bestimmt werden.

§ 33
Inkrafttreten

Die Verordnung tritt am Tage nach der Verkündung in Kraft.
Der Bundesrat hat zugestimmt.

Anlage 1 (zu § 6 Abs. 2)
Betriebsgewöhnliche Nutzungsdauern

Anlagengruppen		Spanne (Jahre)
I. Allgemeine Anlagen
1.	Grundstücke	0
2.	Grundstücksanlagen, Bauten für Transportwesen	25 - 35
4.	Betriebsgebäude	50 - 60
5.	Verwaltungsgebäude	60 - 70
6.	Gleisanlagen, Eisenbahnwagen	23 - 27
7.	Geschäftsausstattung (ohne EDV, Werkzeuge/Geräte); Vermittlungseinrichtungen	8 - 10
10.	Werkzeuge/Geräte	14 - 18
	Lagereinrichtung	14 - 25
	EDV-Anlagen
	- Hardware	4 - 8
	- Software	3 - 5
	Fahrzeuge
	- Leichtfahrzeuge	5
	- Schwerfahrzeuge	8
II. Erzeugungsanlagen
1.	Dampfkraftwerksanlagen	20 - 25
2.	Kernkraftwerksanlagen	20 - 25
3.	Wasserkraftwerksanlagen
	- Staustrecken	50 - 70
	- Wehranlagen, Einlaufbecken	40 - 50
	- Bauten für Transportwesen	30 - 35
	- Maschinen und Generatoren	20 - 25
	- Kraftwerksnetzanlagen	20 - 25
	- sonst. Anlagen der Wasserbauten	25 - 30
4.	Notstromaggregate	13 - 17
5.	andere Kraftwerksanlagen	20 - 25
6.	nachträglich eingebaute Umweltschutzanlagen	10 - 15
III. Fortleitungs- und Verteilungsanlagen
1.	Netzanlagen für Hochspannungsübertragung
1.1.	Leitungsnetze
	- Freileitung 110-380 kV	40 - 50
	- Kabel 220 kV	40 - 50
	- Kabel 110 kV	40 - 50
1.2.	Stationseinrichtungen und Hilfsanlagen inklusive Trafo und Schalter	35 - 45
1.3.	Schutz, Mess- und Überspannungsschutzeinrichtungen, Fernsteuer-, Fernmelde-, Fernmess- und Automatikanlagen sowie Rundsteueranlagen einschl. Kopplungs-, Trafo- und Schaltanlagen	25 - 30
1.4.	Sonstiges	20 - 30
2.	Netzanlagen des Verteilungsbetriebes
2.1	Mittelspannungsnetz
	- Kabel	40 - 45
	- Freileitungen	30 - 40
2.2	Niederspannungsnetz
	- Kabel 1 kV	40 - 45
	- Freileitungen 1 kV	30 - 40
2.3	Stationen mit elektrischen Einrichtungen:
	- 380/220/110/30/ 10 kV-Stationen	25 - 35
	- Hauptverteilerstationen	25 - 35
	- Ortsnetzstationen	30 - 40
	- Kundenstationen	30 - 40
	- Stationsgebäude	30 - 50
	- Allgemeine Stationseinrichtungen, Hilfsanlagen
	- ortsfeste Hebezeuge und Lastenaufzüge einschl. Laufschienen, Außenbeleuchtung in Umspann- und Schaltanlagen	25 - 30
	- Schalteinrichtungen	30 - 35
	- Rundfunksteuer-, Fernsteuer-, Fernmelde-, Fernmess-, Automatikanlagen, Strom- und Spannungswandler, Netzschutzeinrichtungen	25 - 30
2.4	Abnehmeranschlüsse	35 - 45
	- Kabel
	- Freileitungen	30 - 35
2.5	Ortsnetz-Transformatoren, Kabelverteilerschränke	30 - 35
2.6	Zähler, Messeinrichtungen, Uhren, TFR-Empfänger	20 - 25
2.7	Fernsprechleitungen	30 - 40
2.8	Fahrbare Stromaggregate	15 - 25

Anlage 2 (zu § 13)
Haupt- und Nebenkostenstellen

1.	Hauptkostenstelle "Systemdienstleistungen"
1.1.	Nebenkostenstelle "Regelenergie": Kosten für Primärregelleistung und -arbeit sowie für die Vorhaltung von Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung;
1.2.	Nebenkostenstelle "Systemführung": Kosten der Betriebsführung der Regelzone (einschließlich Messung und Abrechnung zwischen Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen), soweit sie nicht direkt den Bilanzkreisverantwortlichen in Rechnung gestellt werden können.
2.	Hauptkostenstelle "Höchstspannungsnetz 380 und 220 Kilovolt"
2.1.	Nebenkostenstelle "Höchstspannungsleitungsnetz": Kosten der Höchstspannungsleitungen;
2.2.	Nebenkostenstelle "Höchstspannungsanlagen": Kosten der Schaltanlagen der Höchstspannung in den Umspannwerken; Kosten der 380/220-Kilovolt-Umspannung; anteilige Berücksichtigung der zu den Schaltanlagen gehörigen Sekundärtechnik, Gebäude und Grundstücke.
3.	Hauptkostenstelle "Umspannung 380/110 Kilovolt bzw. 220/110 Kilovolt": Kosten der Umspanner 380/110 Kilovolt bzw. 220/110 Kilovolt einschließlich der ober- und unterspannungsseitigen Transformatorschaltfelder in den Schaltanlagen; anteilige Berücksichtigung der zu den Schaltanlagen gehörigen Sekundärtechnik, Gebäude und Grundstücke.
4.	Hauptkostenstelle "Hochspannungsnetz 110 Kilovolt"
4.1.	Nebenkostenstelle "Hochspannungsleitungen": Kosten der Hochspannungsleitungen;
4.2.	Nebenkostenstelle "Hochspannungsanlagen": Kosten der Schaltanlagen der Hochspannung in den Umspannwerken; anteilige Berücksichtigung der zu den Schaltanlagen gehörigen Sekundärtechnik, Gebäude und Grundstücke; Kosten aus dem Betrieb von Ladestrom-, Erdschlussspulen oder Strombegrenzungsdrosseln.
5.	Hauptkostenstelle "Umspannung 110 Kilovolt/Mittelspannung": Kosten der Umspanner 110 Kilovolt/Mittelspannung einschließlich der Transformatorschaltfelder in den Schaltanlagen; anteilige Berücksichtigung der zu den Schaltanlagen gehörigen Sekundärtechnik, Gebäude und Grundstücke.
6.	Hauptkostenstelle "Mittelspannungsnetz"
6.1.	Nebenkostenstelle "Mittelspannungsleitungen": Kosten der Mittelspannungsleitungen;
6.2.	Nebenkostenstelle "Mittelspannungsanlagen": Kosten der Schaltanlagen in Schwerpunktstationen der Mittelspannung; anteilige Berücksichtigung der zu den Schaltanlagen gehörigen Sekundärtechnik, Gebäude und Grundstücke; Kosten des Betriebs von Erdschlussspulen; Kosten der Schalt- bzw. Schwerpunktstationen.
7.	Hauptkostenstelle "Umspannung Mittel-/Niederspannung": Kosten der Ortsnetzstationen und - soweit in der Kostensphäre des Betreibers von Elektrizitätsversorgungsnetzen - der Kundenstationen inklusive der Kosten der in den Stationen installierten Mittelspannungs- bzw. Niederspannungsschaltgeräte; Kosten der in Ortsnetzstationen installierten Niederspannungsanlagen.
8.	Hauptkostenstelle "Niederspannungsnetz"
8.1.	Nebenkostenstelle "Niederspannungsleitungen": Kosten der Niederspannungsleitungen ohne Anlagen der Straßenbeleuchtung;
8.2.	Nebenkostenstelle "Anlagen der Straßenbeleuchtung": Kosten der Anlagen der Straßenbeleuchtung.
9.	Hauptkostenstelle "Hausanschlussleitungen und Hausanschlüsse": Kosten der Erstellung von Hausanschlüssen und Hausanschlussleitungen.
10.	Hauptkostenstelle "Messung": Kosten der Zählerbereitstellung (Kosten der Anschaffung, der Installation und der Wartung der Zähler) und Ablesung der Zähler;
10.1.	Nebenkostenstelle "Messung Höchstspannungsnetz";
10.2.	Nebenkostenstelle "Messung Umspannung 380/110 Kilovolt bzw. 220/110 Kilovolt;
10.3.	Nebenkostenstelle "Messung Hochspannungsnetz 110 Kilovolt";
10.4.	Nebenkostenstelle "Messung Umspannung 110 Kilovolt/Mittelspannung";
10.5.	Nebenkostenstelle "Messung Mittelspannung";
10.6.	Nebenkostenstelle "Messung Umspannung Mittel-/Niederspannung"; 10.7. Nebenkostenstelle "Messung Niederspannung".
11.	Hauptkostenstelle "Abrechnung": Kosten der kaufmännischen Bearbeitung der Zählerdaten; Kosten der Beibringung fälliger Entgelte für die Netznutzung und Abrechnung.
11.1.	Nebenkostenstelle "Abrechnung Höchstspannungsnetz";
11.2.	Nebenkostenstelle "Abrechnung Umspannung 380/110 Kilovolt bzw. 220/110 Kilovolt";
11.3.	Nebenkostenstelle "Abrechnung Hochspannungsnetz 110 Kilovolt";
11.4.	Nebenkostenstelle "Abrechnung Umspannung 110 Kilovolt/Mittelspannung";
11.5.	Nebenkostenstelle "Abrechnung Mittelspannung";
11.6.	Nebenkostenstelle "Abrechnung Umspannung Mittel-/Niederspannung";
11.7.	Nebenkostenstelle "Abrechnung Niederspannung".

Anlage 3 (zu § 14 Abs. 3)
Kostenträger

1.	Die Kosten der Höchstspannungsebene umfassen die Kosten der Hauptkostenstellen "Systemdienstleistungen" und "Höchstspannungsnetz 380 und 220 Kilovolt".
2.	Die Kosten der Umspannung Höchst- zu Hochspannungsebene umfassen die gewälzten anteiligen Kosten der Höchstspannungsebene sowie die Kosten der Hauptkostenstelle "Umspannung 380/110 Kilovolt bzw. 220/110 Kilovolt".
3.	Die Kosten der Hochspannungsebene umfassen die gewälzten anteiligen Kosten der Umspannung Höchst- zu Hochspannung sowie die Kosten der Hauptkostenstelle "Hochspannungsnetz 110 Kilovolt".
4.	Die Kosten der Umspannung Hoch- zu Mittelspannungsebene umfassen die gewälzten anteiligen Kosten der Hochspannungsebene sowie die Kosten der Hauptkostenstelle "Umspannung 110 Kilovolt/Mittelspannung".
5.	Die Kosten der Mittelspannungsebene umfassen die gewälzten anteiligen Kosten der Umspannung Hoch- zu Mittelspannungsebene sowie die Kosten der Hauptkostenstelle "Mittelspannungsnetz".
6.	Die Kosten der Umspannung Mittel- zu Niederspannungsebene umfassen die gewälzten anteiligen Kosten der Mittelspannungsebene sowie die Kosten der Hauptkostenstelle "Umspannung Mittel-/Niederspannung".
7.	Die Kosten der Niederspannungsebene umfassen die gewälzten anteiligen Kosten der Umspannung Mittel- zu Niederspannungsebene sowie die Kosten der Hauptkostenstellen "Niederspannungsnetz" und "Hausanschlussleitungen und Hausanschlüsse" abzüglich der Kosten der Nebenkostenstelle "Anlagen der Straßenbeleuchtung".

Anlage 4 (zu § 16 Abs. 2)
Gleichzeitigkeitsfunktion und -grad

(1) Die Gleichzeitigkeitsfunktion ordnet jeder Einzelentnahme i exakt einen Gleichzeitigkeitsgrad gi , welcher zwischen 0 und 1 liegen muss, zu. Dabei ist die Gleichzeitigkeitsfunktion so zu gestalten, dass der individuelle Gleichzeitigkeitsgrad einer Einzelentnahme mit der Wahrscheinlichkeit, dass diese Einzelentnahme einen hohen Beitrag zur Jahreshöchstlast der Netz- oder Umspannebene leistet, steigt. Solchen Einzelentnahmen, die mit einer hohen Wahrscheinlichkeit einen geringen Beitrag zur Jahreshöchstlast der Netzebene leisten, wird ein niedriger Gleichzeitigkeitsgrad zugeordnet. Damit ist dem Umstand Rechnung getragen, dass die Einzelentnahmen die von einem Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen vorzuhaltende Netzkapazität in unterschiedlicher Weise beeinflussen.

(2) Der Gleichzeitigkeitsgrad einer Einzelentnahme ist definiert als durchschnittlicher, im Rahmen einer Gruppenkalkulation ermittelter Anteil der Höchstlast dieser Einzelentnahme an der Höchstlast des Netzes. Die Gruppenkalkulation umfasst alle Entnahmestellen der jeweiligen Netz- oder Umspannebene und muss der Bedingung genügen, wonach die zeitgleiche Jahreshöchstleistung aller Entnahmen dieser Netz- oder Umspannebene gleich der Summe aller zeitungleichen Jahreshöchstleistungen der Einzelentnahmen jeweils multipliziert mit dem Gleichzeitigkeitsgrad der Einzelentnahme ist.

(3) Zur Bestimmung des Gleichzeitigkeitsgrades einer Entnahme aus einer Netz- oder Umspannebene ist ein abschnittsweise linearer Zusammenhang zwischen dem Gleichzeitigkeitsgrad und der Jahresbenutzungsdauer der Entnahme zu unterstellen. Die Jahresbenutzungsdauer ist der Quotient aus der in einem Abrechnungsjahr aus dem Netz entnommenen Arbeit und der in diesem Abrechnungsjahr in Anspruch genommenen Jahreshöchstleistung. Der abschnittsweise lineare Zusammenhang zwischen dem Gleichzeitigkeitsgrad und der Jahresbenutzungsdauer der Entnahme ist durch jeweils eine Geradengleichung für Jahresbenutzungsdauern unterhalb und oberhalb einer gegebenen Grenze (Knickpunkt) zu beschreiben.

(4) Der untere Benutzungsdauerbereich der Gleichzeitigkeitsfunktion liegt zwischen 0 und 2500 Jahresbenutzungsstunden. Der obere Benutzungsdauerbereich beginnt bei 2500 Jahresbenutzungsstunden und endet bei 8760 Jahresbenutzungsstunden. Der Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen legt die Koeffizienten der Geradengleichungen für die beiden Benutzungsdauerbereiche auf Basis der Entnahmeverhältnisse in seinem Netz sachgerecht fest. Dabei sind folgende Randbedingungen einzuhalten:

1.	der Gleichzeitigkeitsgrad bei einer Jahresbenutzungsdauer von null Stunden beträgt maximal 0,2.
2.	die beiden Geraden, die den Gleichzeitigkeitsgrad beschreiben schneiden sich in einem Punkt, der durch die Jahresbenutzungsdauer 2.500 Stunden definiert ist.
3.	der Gleichzeitigkeitsgrad bei einer Jahresbenutzungsdauer von 8760 Stunden beträgt.

Anlage 5 (zu § 28 Abs. 2 Nr. 1)
Absatzstruktur

	< 2.500 h/a			2.500 h/a
Summe der zeitungleichen Jahreshöchstleistungen über alle Entnahmen (Letztverbraucher und Weiterverteiler)	Anzahl der Entnahme- stellen	Gesamtabgabe an Letztverbraucher und Weiterverteiler	Summe der zeitungleichen Jahreshöchstleistungen über alle Entnahmen (Letztverbraucher und Weiterverteiler)	Anzahl der Entnahme- stellen	Gesamtabgabe an Letztverbraucher und Weiterverteiler
Netz- oder Umspannebene	kW		kWh	kW	kWh
HöS
HöS/HS
HS
HS/MS
MS
MS/NS
NS mit LM
NS ohne LM
NS (mit und ohne LM)

	nachgelagerte Netz- bzw. Umspannebenen		Gesamtabgabe und -last
	Abgabe an eigene nach gelagerte Netz- oder Umspannebene	zeitgleiche Jahreshöchstlast	Gesamtabgabe aus der Netz- oder Umspannebene	zeitgleiche Jahreshöchstlast
Netz- oder Umspannebene	kWh	kW	kWh	kW
HöS
HöS/HS
HS
HS/MS
MS
MS/NS
NS mit LM
NS ohne LM
NS (mit und ohne LM)

eigene Entnahme aus zeitgleiche vorgelagertem Netz	Jahreshöchstlast
kWh	kW

Begründung

A. Allgemeiner Teil

I. Ziel und Gegenstand der Verordnung

Die Verordnung beruht auf § 24 Satz 1 in Verbindung mit Satz 2 Nr. 1, 2, 4, 6 und 7 sowie Satz 3 und 5 und § 29 Absatz 3 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes vom ... (BGBl. I S. ...).

Mit der Verordnung wird eine Rechtsgrundlage für die Arbeit der Regulierungsbehörde im Bereich der Regulierung der Methoden zur Bestimmung der Netzentgelte geschaffen.

Teil 2 der Verordnung enthält ausführliche Vorgaben für eine kostenorientierte Kalkulation der Netzentgelte. Dokumentationspflichten der Netzbetreiber ermöglichen eine effiziente Missbrauchsaufsicht der Regulierungsbehörde. Insbesondere durch die Regelungen über die Kostenwälzung wird gewährleistet, dass der Netzkunde durch den Netznutzungsvertrag oder Lieferantenrahmenvertrag mit dem Netzbetreiber, an dessen Netz die betreffende Entnahmestelle angeschlossen ist, Zugang zum gesamten deutschen Stromnetz erhält.

In Teil 3 der Verordnung wird das in § 21 Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes vorgesehene Vergleichsverfahren im Einzelnen ausgestaltet. Dieses Verfahren, das von der Regulierungsbehörde durchzuführen ist, soll sicherstellen, dass durch die Netzentgelte nur diejenigen Kosten gedeckt werden, die bei einer Betriebsführung eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers anfallen.

II. Finanzielle Auswirkungen

€ zu rechnen. Personal- und Sachkosten werden bis zu einem noch zu bestimmenden Eigenanteil des Bundes (Allgemeininteresse) aus Gebühren und Beiträgen gedeckt.

Auswirkungen auf die öffentlichen Haushalte der Länder und der Gemeinden ergeben sich soweit ersichtlich durch diese Verordnung nicht.

Betreiber von Gasversorgungsnetzen werden insoweit durch diese Verordnung belastet, als sie Gebühren und Beiträge für die Amtshandlungen der Regulierungsbehörde nach §§ 91, 92 des Energiewirtschaftsgesetzes zu entrichten haben.

Der durch diese Verordnung angestoßene Wettbewerb kann sich positiv auf das allgemeine Preisniveau, insbesondere auf das Verbraucherpreisniveau, auswirken. Der Umfang möglicher Veränderungen von Einzelpreisen kann aber nicht quantifiziert werden.

B. Zu den einzelnen Vorschriften

Zu Teil 1 Allgemeine Bestimmungen

Zu § 1 Anwendungsbereich

§ 1 definiert den Anwendungsbereich der Verordnung.

Zu § 2 Begriffsbestimmungen

In § 2 werden die für die Verordnung wesentlichen Begriffe in Ergänzung zu den Begriffsbestimmungen des Energiewirtschaftsgesetzes definiert.

Zu § 3 Grundsätze der Entgeltbestimmung

In § 3 wird unter Hinweis auf die nachfolgenden Regelungen zusammenfassend die Methode zur Bestimmung der Entgelte für den Zugang zu den Elektrizitätsübertragungs- und Elektrizitätsverteilernetzen dargelegt.

Zu Teil 2 Methode zur Ermittlung der Netzentgelte

Die Verordnung sieht eine Ermittlung der Netzentgelte in mehreren Stufen vor. Im Rahmen der Kostenartenrechnung nach Abschnitt 1 werden die unter Beachtung von § 21 Absatz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes zulässigen Kosten ermittelt, die durch die Netzentgelte gedeckt werden sollen. Abschnitt 2 regelt die Verteilung der Kosten auf die Kostenstellen. Abschnitt 3 regelt die Ermittlung der Netzentgelte über die Kostenträger.

Zu Abschnitt 1 Kostenartenrechnung

Zu § 4 Grundsätze der Netzkostenermittlung

§ 4 regelt, dass bei der Ermittlung der zulässigen und somit entgeltrelevanten Netzkosten nach § 21 Absatz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes nur solche bilanziellen (aufwandsgleichen) und kalkulatorischen Kosten des Netzbetriebs zulässig sind, die denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen. Die Kalkulation hat nach der Methode der Nettosubstanzerhaltung zu erfolgen. Aus dem gesetzlichen Maßstab nach § 21 Absatz 2 Satz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes ergibt sich ferner, dass bei der Netzkostenermittlung im Einzelnen alle aufwandsgleichen und kalkulatorischen Kosten oder Kostenbestandteile, die sich ihrem Umfang nach im Wettbewerb nicht einstellen würden, grundsätzlich nicht berücksichtigungsfähig sind.

Absatz 2 legt den Ablauf der Netzkostenermittlungen dar.

Aufgrund von § 114 Absatz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes (Wirksamwerden der Entflechtungsbestimmungen) regelt Absatz 3, dass bis zum Wirksamwerden von § 10 des Energiewirtschaftsgesetzes für die Kalkulation der Netzentgelte eine den Maßgaben des § 10 Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes Rechnung tragende Gewinn- und Verlustrechnung zu erstellen ist. Jene Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen, die nicht unter die Verpflichtung des § 10 des Energiewirtschaftsgesetzes fallen, werden zum Zweck der Ermittlung der Netzkosten und -entgelte durch Absatz 3 Satz 2 zur Erstellung einer netzbezogenen Gewinn- und Verlustrechnung verpflichtet.

Die für die Netzkostenermittlung bedeutsame Problematik der Zurechnung von Gemeinkosten wird in Absatz 4 geregelt.

Absatz 5 regelt den Fall, dass dem Netzbetreiber betriebsnotwendige Anlagen durch Dritte überlassen sind (z.B. Leasing, Pacht), wobei die aus der Überlassung resultierenden Kosten im Sinne des § 21 Absatz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes nur bis zu jener Höhe angesetzt werden dürfen, wie sie anfielen, wenn der jeweilige Betreiber des Elektrizitätsversorgungsnetzes Eigentümer der Anlagen wäre. Der Betreiber des Elektrizitätsversorgungsnetzes trägt die Beweislast, indem er die erforderlichen Nachweise zu führen hat.

Absatz 6 verpflichtet Netzbetreiber, außerordentliche Aufwendungen und Erträge des Netzes unverzüglich der Regulierungsbehörde anzuzeigen.

Zu § 5 Aufwandsgleiche Kostenpositionen

§ 5 enthält Regelungen zu den zulässigen Kostenpositionen der Gewinn- und Verlustrechnung der Bereiche Elektrizitätsübertragung und -verteilung nach § 10 Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes.

Die nach Absatz 2 berücksichtungsfähigen Fremdkapitalzinsen stehen unter der Nebenbedingung des § 21 Abs. 2 Satz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes. Als kapitalmarktüblicher Zinssatz kann der auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogene Durchschnitt der Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten angesehen werden.

Zu § 6 Kalkulatorische Abschreibungen

Die in § 6 geregelte Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen orientiert sich ganz wesentlich an der jüngsten Praxis der Netzentgeltkalkulation. Die kalkulatorischen Abschreibungen dienen dem Ausgleich der Wertminderung der betriebsnotwendigen Anlagegüter und ermöglichen die Wiederbeschaffung dieser Anlagegüter nach Ende der jeweiligen Nutzungsdauer, wobei betriebsnotwendige Anlagegüter nur jene Anlagen sind, die auch ein effizienter und strukturell vergleichbarer Netzbetreiber einsetzen würde. Die kalkulatorischen Abschreibungen werden in Anwendung des Kalkulationsprinzips der Nettosubstanzerhaltung ermittelt. Kern der Nettosubstanzerhaltung ist der Ausgleich der anlagen- bzw. anlagengruppenspezifischen Teuerung für den eigenfinanzierten Teil des Kapitals zum Zweck des Substanzerhaltes. Der Substanzerhalt der eigenfinanzierten Anlagen wird durch regelmäßige Abschreibungen auf deren jeweiligen Tagesneuwert gewährleistet. Im Einzelnen beläuft sich der jährliche Substanzerhalt pro Anlage oder Anlagengruppe auf die Differenz zwischen einerseits dem unter Zugrundelegung des Tagesneuwertes ermittelten Abschreibungswert dieser Anlage oder Anlagengruppe und andererseits dem unter Zugrundelegung der historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten ermittelten Abschreibungswert dieser Anlage oder Anlagengruppe.

Die Absätze 2 und 3 regeln, dass die Abschreibungen sowohl für fremd- als auch für eigenfinanzierte Anlagen ausschließlich ausgehend von jenen Anschaffungs- und Herstellungskosten zu bilden sind, wie sie im Zeitpunkt der Errichtung der Anlagen erstmalig bilanziell aktiviert wurden. Die Bezugnahme auf die insoweit "historischen" Anschaffungs- und Herstellungskosten soll gewährleisten, dass die Ermittlung der Abschreibungsbeträge und folglich die Kostenposition der kalkulatorischen Abschreibungen den Bestimmungen des § 21 Absatz 2 Satz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes in größtmöglichem Umfang entspricht. Im Fall der ostdeutschen Elektrizitätsversorgungsnetze können für jene Anlagegüter, deren Errichtung zeitlich vor ihrer erstmaligen handelsrechtlichen Bewertung liegt, die (fiktiven) historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten hilfsweise unter Verwendung der Anschaffungs- und Herstellungskosten der erstmaligen handelsrechtlichen Aktivierung ("DM-Eröffnungsbilanz") und einer entsprechenden Rückrechnung mittels der anwendbaren Preisindizes ermittelt werden.

Die Absätze 4 und 5 enthalten Regelungen, die für die Geschlossenheit des Systems der Nettosubstanzerhaltung erforderlich sind, jedoch in der einschlägigen Kalkulationspraxis der jüngsten Vergangenheit (Anlage 3 der Verbändevereinbarung vom 13. Dezember 2001 (BAnz. Nr. 85b vom 8. Mai 2002)) nicht vorgesehen waren. Der in Absatz 5 vorgesehene Abgleich soll gewährleisten, dass es zu keiner unzulässigen Ausschüttung überhöhter kalkulatorischer Abschreibungsbeträge kommt. Die Regelungen stellen sicher, dass nach Ende der Nutzung eines Anlagegutes ein Abgleich stattfindet zwischen einerseits den bis dahin - bezogen auf dieses Anlagegut - über die Netzentgelte in Summe erlösten und verzinsten kalkulatorischen Abschreibungen der ersetzten Anlage und andererseits den Kosten einer Wiederbeschaffung dieses Gutes. Reicht der angesparte Betrag nicht aus, waren also die Tagesneuwerte für den Inflationsausgleich nicht hinreichend, so kann der sich in diesem Fall ergebende Differenzbetrag netzkostenerhöhend in Ansatz gebracht werden. Ist der insoweit angesparte Betrag höher als die Kosten einer Wiederbeschaffung, regelt Absatz 5, dass die Differenz netzkostenmindernd in Ansatz gebracht wird. Die Amortisation der ursprünglichen Investition bleibt unberührt, da der Abgleich im Falle einer unterbleibenden Wiederbeschaffung mit jenem Betrag durchzuführen ist, der sich ergibt durch Indizierung der jeweiligen historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten mit der entsprechenden anlagenspezifischen Preisänderung oder - falls die anlagenspezifische Preisänderungsrate nicht verfügbar ist - mit der allgemeinen Inflationsrate (Verbraucherpreisindex). Dadurch ist sichergestellt, dass der Amortisationsbetrag zzgl. eines angemessenen Ausgleichs für die Teuerung (Inflation) an den Eigenkapitalgeber zurückfließt. Ausgenommen von dem Abgleich sind solche Anlagegüter, die bei Inkrafttreten der Verordnung zwar noch genutzt werden, deren kalkulatorische Abschreibung bei Inkrafttreten jedoch bereits abgeschlossen ist.

Absatz 6 untersagt Abschreibungen unter Null. Dadurch wird sichergestellt, dass nach Ablauf des Abschreibungszeitraums der kalkulatorische Restwert gleich Null ist und keine weiteren Abschreibungen vorgenommen werden.

Die Regelung des Absatz 7 ist eine erforderliche Konkretisierung der Regelung des Absatz 6, da Änderungen von Eigentumsverhältnissen (Übertragung des Stromnetzes an eine andere Gesellschaft) oder die Begründung von Schuldverhältnissen (z.B. Leasing, Pacht) unter Umständen zu einer Modifizierung der zugrundegelegten Anschaffungs- und Herstellungswerte führen. Eine von den historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten abweichende handelsrechtliche Um- oder Neubewertung des Anlagevermögens bleibt ohne Auswirkung auf die Ermittlung der kalkulatorischen Abschreibungen.

Zu § 7 Kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung

Die Maßgabe des § 21 Absatz 2 Satz 1 Energiewirtschaftsgesetz, wonach die Ermittlung der Entgelte unter Berücksichtigung einer angemessenen Verzinsung des eingesetzten Eigenkapitals zu erfolgen hat, wird in § 7 umgesetzt.

Die Absätze 1 und 2 definieren im Einzelnen das zu verzinsende betriebsnotwendige Eigenkapital. Da die kalkulatorisch ansetzbare Eigenkapitalquote auf maximal 40 % begrenzt ist, schreibt Absatz 1 vor, dass das die Quote von 40 % überschreitende Eigenkapital lediglich wie Fremdkapital zu verzinsen ist.

Absatz 3 legt fest, dass sich der Zinssatz aus der um die Preissteigerung bereinigten Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Wertpapiere ergibt. Für die Ermittlung des Realzinses gilt:

Realzins =	Nominalzins
	(1 + Preisänderungsrate)

Die Ermittlung des angemessenen Zuschlags zur Abdeckung netzbetriebsspezifischer unternehmerischer Wagnisse wird in Absatz 4 geregelt.

In Absatz 5 wird der Eigenkapitalzinssatz im Interesse der Rechtssicherheit bis zur Einführung einer Anreizregulierung auf real 6,5 % vor Körperschaftsteuer festgesetzt. Bei Einführung der Anreizregulierung hat die Regulierungsbehörde einen Eigenkapitalzinssatz nach Steuern festzulegen. Hierbei muss sichergestellt sein, dass es einem durchschnittlich effizienten Netzbetreiber ermöglicht wird, eine durchschnittliche Rendite zu erzielen.

Zu § 8 Kalkulatorische Steuern

Die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung nach § 7 Abs. 5 Satz 1 und 2 stellt die Verzinsung des gebundenen Eigenkapitals nach Gewerbesteuern und vor Körperschaftsteuer dar. Die dem Netzbetrieb sachlich zuzurechnende Gewerbesteuer ist deshalb als kalkulatorische Kostenposition anzuerkennen.

Zu § 9 Kostenmindernde Erlöse und Erträge

§ 9 gewährleistet, dass die über die Netzentgelte zu deckenden Kosten um kostenmindernde Erlöse und Erträge, die dem Netz zuzurechnen sind, bereinigt sind. Auf diese Weise wird sichergestellt, dass insbesondere außerhalb der jeweiligen Kalkulationsperiode geleistete Zahlungen von Kunden im Hinblick auf netzrelevante Aspekte mit den periodenspezifisch ermittelten Netzkosten verrechnet werden.

Die Stromnetzentgeltverordnung enthält zu Baukostenzuschüssen nur Regelungen zu deren Auflösung, nicht jedoch zu deren Erhebung, da dies Fragen des Anschlusses an ein Elektrizitätsversorgungsnetz betrifft. Zur Reduzierung des insbesondere bei vertikal integrierten Unternehmen bestehenden Diskriminierungspotentials schreibt Absatz 2 vor, dass die von einspeisenden Netznutzern geleisteten Baukostenzuschüsse nicht allgemein netzkostenmindernd in Ansatz gebracht werden, sondern über 20 Jahre anschlussindividuell aufzulösen sind. Der Steuerungseffekt der Baukostenzuschüsse hinsichtlich der Dimensionierung der Anschlussanlagen bleibt erhalten.

Absatz 3 stellt sicher, dass die ebenfalls netzkostenmindernden Einnahmen aus der Zuweisung von Kapazitäten an grenzüberschreitenden Kuppelstellen und die Verwendung dieser Einnahmen dokumentiert werden. Dies ermöglicht es der Regulierungsbehörde, die diesbezüglichen Erlöse nachzuvollziehen und deren zulässige Verwendung im Einzelnen zu überprüfen.

Zu § 10 Behandlung von Netzverlusten

Mit dieser Vorschrift wird der Problematik Rechnung getragen, dass der Transport und die Verteilung von Elektrizität nicht ohne physikalisch bedingte Netzverluste vonstatten geht. Zur Verbesserung der Transparenz und der Vergleichbarkeit schreibt Absatz 2 diesbezügliche Veröffentlichungspflichten vor.

Zu § 11 Periodenübergreifende Saldierung

Eine kalkulationsperiodenübergreifende Saldierung ist erforderlich, weil die in der Kalkulationsperiode erzielten Erlöse aufgrund von Prognosefehlern regelmäßig von den geplanten Erlösen (ex ante) abweichen werden. Liegt die für die Kalkulationsperiode prognostizierte Menge elektrischer Energie unter der tatsächlichen Absatzmenge, so sind die tatsächlich erzielten Erlöse höher als die geplanten Erlöse (Kostenüberdeckung). Wird die Absatzmenge der Kalkulationsperiode hingegen überschätzt, liegen die tatsächlich erzielten Erlöse unter den geplanten Erlösen (Kostenunterdeckung). Der vorgeschriebene Ausgleich infolge der Saldierung stellt sicher, dass der für einen Netzbetreiber bestehende Anreiz, die Prognosemenge systematisch zu unterschätzen, ausgeschaltet wird. Die Sätze 2 und 3 regeln, dass der Differenzbetrag mit umgekehrtem Vorzeichen bei der Ermittlung der Netzkosten der folgenden Kalkulationsperiode in Ansatz zu bringen ist. Ein angemessener Zinssatz für die in Satz 2 und 3 geregelte Verzinsung ist die Umlaufsrendite nach § 7 Absatz 3.

Zu Abschnitt 2 Kostenstellenrechnung

Zu § 12 Grundsätze der Kostenverteilung

§ 12 gibt die Prinzipien der Verteilung der nach Abschnitt 1 ermittelten Netzkosten auf die Haupt- und Nebenkostenstellen vor. Zur Gewährleistung einer kosteneffizienten Regulierung sind die bei der Kostenverteilung in Anwendung gebrachten Schlüssel nach Satz 4 für sachkundige Dritte nachvollziehbar und vollständig zu dokumentieren. Die Dokumentation der Schlüssel soll zudem die Missbrauchsaufsicht der Regulierungsbehörde in diesem Bereich erleichtern.

Zu § 13 Kostenstellen

§ 13 schreibt eine vollständige Verteilung der Kosten auf die in Anlage 2 zu dieser Verordnung spezifizierten einheitlichen Haupt- und Nebenkostenstellen vor, die sich ganz überwiegend an den bislang praktizierten Abgrenzungen orientieren. Die Unterteilung der Hauptkostenstellen in Nebenkostenstellen ist eine erforderliche Präzisierung zur Durchführung netzbetreiberübergreifender Vergleiche.

Zu § 14 Kostenwälzung

Die in § 14 geregelte Kostenwälzung dient dem Ziel, eine möglichst verursachungsgerechte Verteilung der Netzkosten auf die Kostenträger, die in Abschnitt 3 definiert sind, zu gewährleisten. Die Kosten einer Netz- oder Umspannebene werden grundsätzlich von den entnehmenden Netzkunden getragen. Entnehmende Netzkunden einer Netz- oder Umspannebene sind Letztverbraucher, Weiterverteiler (z.B. Stadtwerke) sowie die nachgelagerte Netz- oder Umspannebene .

Zur Gewährleistung einer verursachungsgerechten Kostenträgerrechnung orientiert sich die Abgrenzung der Kostenträger an den vorhandenen Netz- und Umspannebenen. Anlage 3 zu dieser Verordnung schreibt die zu verwendenden Kostenträger im Einzelnen vor.

Zu Abschnitt 3 Kostenträgerrechnung

Zu § 15 Grundsätze der Entgeltermittlung

Die in § 15 geregelten Grundsätze der Entgeltermittlung aus den zulässigen Kosten orientiert sich im Wesentlichen an der bisherigen Praxis, die sich bewährt hat. Das transaktionsunabhängige Punktmodell wird in § 1 und § 3 der Stromnetzzugangsverordnung näher bestimmt.

Zu § 16 Gleichzeitigkeitsgrad

Für die Aufteilung der Kosten auf die entnehmenden Kunden der jeweiligen Netz- oder Umspannebene regelt Absatz 1, dass für jeden Kostenträger spezifische Jahreskosten zu bilden sind. Die spezifischen Jahreskosten sind die "Briefmarke" der Netz- oder Umspannebene.

Absatz 2 bestimmt, dass für die Zuteilung der spezifischen Jahreskosten einer Netz- oder Umspannebene auf die entnehmenden Netzkunden der Anteil, den die jeweiligen Netzkunden an der zeitgleichen Jahreshöchstlast haben, maßgeblich ist (Gleichzeitigkeitsfunktion). Dadurch wird gewährleistet, dass die Kosten einer Netz- oder Umspannebene möglichst verursachungsgerecht von den einzelnen Netzkunden dieser Netz- oder Umspannebene getragen werden.

Die Anlage 4 zu dieser Verordnung regelt die Ermittlung der Gleichzeitigkeitsfunktion im Einzelnen.

Zu § 17 Ermittlung der Netzentgelte

Absatz 1 spezifiziert, dass die zur Anwendung kommenden Netzentgelte entfernungsunabhängig und lediglich von der Anschlussnetzebene, der Messvorrichtung der Entnahmestelle und der Jahresbenutzungsstundenzahl abhängen.

Die Struktur des Netzentgeltes pro Abnahmestelle besteht nach Absatz 2 aus einem Jahresleistungspreis und einem Arbeitspreis. Die Absätze 3 bis 7 regeln im Einzelnen die netz - und umspannebenenspezifischen Entgelte. Zur Gewährleistung einer netzbetreiberübergreifenden Einheitlichkeit der Entgeltstruktur untersagt Absatz 8 die Erhebung anderer Entgelte als der in der Verordnung genannten. Insbesondere ist die Erhebung von Wechselentgelten unzulässig.

Zu § 18 Entgelt für dezentrale Einspeisung

Die dezentrale Einspeisung elektrischer Energie verursacht unmittelbar eine Reduzierung der Entnahme elektrischer Energie aus der vorgelagerten Netz- oder Umspannebene. Kurzfristig hat dies zur Folge, dass zum einen - aus Sicht des Netzbetreibers, in dessen Netz- oder Umspannebene dezentral eingespeist wird - der von ihm zu tragenden Anteil der Kosten des vorgelagerten Netzes sinkt, da bei unveränderten Netzentgelten die Entnahmemenge niedriger ist als ohne dezentrale Einspeisung. Da die Gesamtkosten des vorgelagerten Netzes kurzfristig unverändert bleiben, ergibt sich zum anderen der Effekt, dass sich die Verteilung der Kosten auf die Entnahmen ändern. Entnimmt ein Weiterverteiler aufgrund dezentraler Einspeisung weniger, erhöht sich der von den übrigen entnehmenden Netzkunden zu tragende Anteil der Netzkosten. Mittel- bis langfristig kann die dezentrale Einspeisung tendenziell zu einer Reduzierung der erforderlichen Netzausbaumaßnahmen in den vorgelagerten Netzebenen und somit zu geringeren Gesamtnetzkosten führen. Zur Abgeltung dieses Beitrags zur Netzkostenverminderung wird Betreibern von dezentral einspeisenden Erzeugungsanlagen ein Entgelt gezahlt, soweit deren Einspeisung nicht nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz vergütet wird. Das Entgelt für dezentrale Einspeisung wird ebenfalls nicht gewährt, wenn die Stromeinspeisung nach § 4 Abs. 3 Satz 1 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes vergütet wird und in dieser Vergütung vermiedene Netzentgelte enthalten sind. Ein angemessener Zinssatz für die in Absatz 4 Satz 2 geregelte Verzinsung ist die Umlaufsrendite nach § 7 Absatz 3.

Zu § 19 Sonderformen der Netznutzung

§ 19 regelt, dass in Fällen, bei denen die Lastverläufe bzw. die Leistungsaufnahme deutlich von jenen Annahmen abweichen, die den Preisfindungsgrundsätzen nach § 16 zugrunde liegen, ein individuelles Netzentgelt gebildet werden kann.

Absatz 2 regelt Fälle, in denen von einer einheitlichen Anwendung der Gleichzeitigkeitsfunktion abgewichen werden kann. Liegt ein solcher Fall vor, weil z.B. aufgrund vertraglicher Gegebenheiten offensichtlich ist, dass der Höchstlastbeitrag eines Letztverbrauchers vorhersehbar erheblich von der zeitgleichen Jahreshöchstlast aller Entnahmen aus dieser Netz- oder Umspannebene abweicht, ist dies bei der Ermittlung des individuellen Netzentgeltes entsprechend der besonderen Verhältnisse dieses Letztverbrauchers zu berücksichtigen. Zu den besonderen Verhältnissen, die in diesem Fall zu berücksichtigen sind, gehört auch, dass viele große Letztverbraucher, auf die die in Satz 1 aufgeführte Netznutzungscharakteristik zutrifft, in unmittelbarer Nähe großer Stromerzeugungsanlagen liegen, so dass im Normalfall geringe Leitungsverluste bei ihrer Belieferung auftreten. Unter die Regelung des Absatzes 2 fallen beispielsweise solche Fälle, in denen eine Unterbrechung oder Steuerung der Netznutzung mit dem Netzbetreiber vereinbart ist. Auch unterbrechbare Belieferungen von Nachtspeicherheizungen ("Wärmestrom") werden von den Regelungen des § 19 erfasst. Eine Unterbrechung oder Steuerung der Netznutzung eines Letztverbrauchers ermöglicht es z.B., die Fahrweise seiner Verbrauchseinheit so anzupassen, dass in Zeiten hoher Netzbelastung durch Absenkung der von ihm bezogenen Last das Netz entlastet wird. Fällt bei einem Netznutzer der überwiegende Teil seines Strombezugs in die Schwachlastzeit des Netzes, womit eine netzstabilisierende Wirkung einhergeht, und liegt seine individuelle Lastspitze in der Schwachlastzeit des Netzes, so trägt dieser Netznutzer zur Entlastung des Netzes bei. Satz 5 nennt ein Regelbeispiel, in welchem einem Letztverbraucher in jedem Fall ein entsprechendes Angebot für ein individuelles Netzentgelt zu unterbreiten ist, da seine Abnahmecharakteristik die Netzstabilität für alle anderen Netznutzer erhöht. Satz 9 regelt, dass die individuell vereinbarten Netzentgelte bei der Verprobung nach § 20 zu berücksichtigen sind.

Absatz 3 regelt die Ermittlung der Netzentgelte in Fällen singulär genutzter Betriebsmittel.

Zu § 20 Verprobung

Für die Ermittlung der Netzentgelte ist eine Prognose über die Absatzstruktur (vgl. Anlage 5 der Verordnung) der bevorstehenden Kalkulationsperiode erforderlich. § 20 schreibt vor, dass ein Netzbetreiber bei der Kalkulation der Netzentgelte sicherzustellen hat, dass die prognostizierten Erlöse aus den zur Veröffentlichung anstehenden Netzentgelten den zulässigen Kosten nach § 4 entsprechen; diese Verprobungen sind sowohl für die zu deckenden Kosten des Netzbetriebes als auch für die Kosten der Messung und Abrechnung durchzuführen. Absatz 2 schreibt die für eine schlanke Regulierung erforderliche Dokumentation dieses Vorgangs vor.

Zu § 21 Änderungen der Netzentgelte

Die von Lieferanten für ihre Kunden zu entrichtenden Netzentgelte stellen einen wesentlichen Kostenblock bei der Kalkulation der Lieferangebote dar. Die in § 21 vorgeschriebene Ankündigungsfrist von drei Monaten für Erhöhungen der Netzentgelte gewährleistet ein Mindestmaß an Kalkulierbarkeit.

Um einen Anreiz zur Lieferung der für das Vergleichsverfahren erforderlichen Daten zu setzen, ist die Änderung von Netzentgelten nur dann zulässig, wenn der Regulierungsbehörde im Zeitpunkt der Änderung die nach § 24 Absatz 4 jeweils aktuellen Unterlagen sowie die Ergebnisse der Verprobung nach § 20 und der Bericht nach § 28 vorliegen.

Zu Teil 3 Vergleichsverfahren

Ziel des Vergleichs nach Teil 3 ist es, den Begriff der effizienten Betriebsführung zu konkretisieren.

Zu § 22 Verfahren

§ 22 regelt auf der Grundlage des § 24 Satz 2 Nr. 7 des Energiewirtschaftsgesetzes die Durchführung des in § 21 Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes vorgesehenen Vergleichsverfahrens. Im Rahmen der Anreizregulierung wird die Regulierungsbehörde mit Blick auf das gewählte Anreizmodell Vorschläge zur Weiterentwicklung des Vergleichsverfahrens machen.

Zu § 23 Vergleich

§ 23 Absatz 1 enthält Regelungen zur konkreten Durchführung eines Vergleichs der Entgelte, Erlöse oder Kosten. Allen Vergleichen ist konzeptionell gemein, dass verzerrende Aspekte weitestgehend ausgeschlossen werden sollen. Der Vergleich hat mengengewichtet zu erfolgen, um eine Verzerrung des Vergleichs aufgrund der Berücksichtigung lediglich einzelner Abnahmefälle auszuschließen. Ferner hat der Vergleich die Einflüsse der Kostenwälzung zu berücksichtigen, um Verzerrungen aufgrund gegebenenfalls unterschiedlich starker Kostenwälzung aus vorgelagerten Netz- oder Umspannebenen zu bereinigen. Bei dem Vergleich ist des weiteren die Auslastung der Netz- oder Umspannebene zu berücksichtigen. Dies wird dadurch gewährleistet, dass die spezifischen Erlöse und Kosten miteinander zu vergleichen sind. Hierfür werden die Kosten und Erlöse ins Verhältnis zu der Dimension der Anlagen gesetzt: Bei Vergleichen der Netzebenen sind Erlöse und Kosten pro Kilometer Leitung zu vergleichen, bei Vergleichen der Umspannebenen sind die Erlöse und Kosten pro installierter Leistungseinheit zu vergleichen.

Der Vergleich von Erlösen und Kosten pro Kilometer Leitung oder pro Kilowatt klammert die Frage von "stranded investments" aus, da die Dimensionierung der Netzanlagen als gegeben betrachtet wird.

Absatz 2 regelt, dass die in Absatz 1 vorgeschrieben Bereinigung der Netzentgelte und Erlöse um den jeweiligen Kostenwälzungsanteil unter Zuhilfenahme des Quotienten "Kosten der Netz- und Umspannebene" geteilt durch "Erlöse der Netz- und Umspannebene" geschehen kann. Werden die jeweils zu vergleichenden Netzentgelte bzw. Erlöse mit den jeweiligen Quotienten der Netzbetreiber multipliziert, so erhält man die bereinigten Netzentgelte bzw. Erlöse.

Zu § 24 Strukturklassen

Diese Bestimmung regelt vor dem Hintergrund des in § 23 geregelten Vergleichs die zu berücksichtigenden Strukturmerkmale. Maßgeblicher Kostentreiber und somit das zentrale strukturelle Merkmal sowohl für die Kosten pro Kilometer Leitungslänge (bei Netzebenen) als auch für die Kosten pro installierter Leistungseinheit (bei Umspannebenen) ist die (Bebauungs-) Dichte der Oberfläche. Im Sinne des § 21 Abs. 3 und 4 des Energiewirtschaftsgesetzes sollen die Kosten solcher Netz- oder Umspannebenen miteinander verglichen werden, die in dieser Beziehung strukturell vergleichbar sind.

Zu bilden sind für jede Netz- und Umspannebene jeweils sechs Strukturklassen, die sich nach der Belegenheit des Netzes (Ost oder West) und der Absatzdichte (hoch, mittel oder niedrig) richten. Die Ermittlung der Absatzdichte wird in Absatz 2 konkretisiert. Da sich das Verteilnetz in der Niederspannung ganz überwiegend lediglich über die besiedelte Fläche erstreckt, bezieht sich die Absatzdichte in diesem Fall nicht auf die gesamte geographische Fläche des Netzgebietes, sondern auf die versorgte Fläche. Die Zugehörigkeit zur Strukturklasse Ost oder West regeln Absatz 1 Satz 2 Nr. 2 und Absatz 3. Die in Absatz 4 aufgeführten und der Regulierungsbehörde jährlich mitzuteilenden Angaben sind für die Durchführung des Vergleichsverfahrens erforderlich.

Zu § 25 Kostenstruktur

In § 25 werden erforderliche Ermittlungsbefugnisse der Regulierungsbehörde zur Gemeinkostenproblematik geregelt.

Zu § 26 Mitteilungspflichten gegenüber der Regulierungsbehörde

Die in § 26 aufgeführten Mitteilungspflichten sind für die Durchführung von Vergleichsverfahren erforderlich.

Zu Teil 4 Pflichten der Netzbetreiber

Zu § 27 Veröffentlichungspflichten

Um die Transparenz über wesentliche Strukturmerkmale des Netzes zu erhöhen, enthält § 27 Absatz 2 eine Reihe von Veröffentlichungspflichten, denen Netzbetreiber nachzukommen haben.

Zu § 28 Dokumentation

Für eine kosteneffiziente und effektive Tätigkeit der Regulierungsbehörde ist es von zentraler Bedeutung, dass die für Vergleichsverfahren und im Rahmen von Missbrauchsverfahren erforderlichen Daten ohne größere Verzögerung verfügbar sind. Um dies zu gewährleisten, regelt § 28, dass die Kalkulation der Netzentgelte in einer für sachkundige Dritte nachvollziehbaren Weise zu dokumentieren ist. Die nach Absatz 2 insbesondere aufzunehmenden Informationen beziehen sich auf Kernpunkte der Kalkulation.

Die nach Absatz 1 Nr. 3 vorzunehmende Dokumentation der Konzessionsabgabe stellt sicher, dass bei einer Überprüfung der Kalkulation durch die Regulierungsbehörde ohne weiteres die jeweilige Höhe der Konzessionsabgabe identifiziert und aus der Betrachtung ausgegrenzt werden kann.

Zu § 29 Mitteilungen gegenüber der Regulierungsbehörde

Zur Gewährleistung einer Datenübermittlung, die sowohl auf dem neuesten Stand der Informationstechnologie ist als auch den spezifischen Erfordernissen der Regulierungsbehörde entspricht, regelt § 29, dass die Regulierungsbehörde Datenformate, Datenträger und Datenübermittlungswege festlegen kann.

Zu Teil 5 Sonstige Bestimmungen

Zu § 30 Festlegungen der Regulierungsbehörde

Wie im Netzzugangssystem erfordert auch eine Methode zur Bestimmung der Entgelte für den Zugang zu den Elektrizitätsübertragungs- und Elektrizitätsverteilernetzen eine Vielzahl einheitlicher Regelungen und Verfahren, die sehr detailliert sein können. In den vergangenen Jahren hat sich dabei auch im Bereich der Kalkulation von Netzentgelten gezeigt, dass im Zeitverlauf das bestehende System verbessert werden kann - vor allem durch Ergänzungen bestehender Regelungen.

Vor diesem Hintergrund erscheint es nicht zielführend, sämtliche für die Gewährleistung angemessener Entgelte erforderlichen Regelungen in einer Verordnung festzuschreiben. Deshalb erhält die Regulierungsbehörde die Befugnis, die zur Gewährleistung angemessener Netzentgelte erforderlichen Entscheidungen im Wege von Festlegungen nach § 29 des Energiewirtschaftsgesetzes zu treffen. Im Rahmen der Entscheidung hat sie dabei besonders zu prüfen, ob der Nutzen der beabsichtigten Festlegung in einem angemessenen Verhältnis zu den Kosten der Festlegung insbesondere für die Netzbetreiber steht.

Zu § 31 Ordnungswidrigkeiten

Die Regelungsschwerpunkte der Verordnung wurden, soweit sie Pflichten der Netzbetreiber begründen, zur Ermöglichung einer besseren Durchsetzung bußgeldbewehrt.

Zu § 32 Übergangsregelungen

Die Vorschrift enthält eine Übergangsregelungen.

Eine kostenbezogene periodenübergreifende Saldierung nach § 11 ist mit einer Anreizregulierung nicht vereinbar und muss deshalb mit Einführung der Anreizregulierung entfallen. Die Problematik der Mengenprognose, welche auch in der Anreizregulierung besteht, findet bereits in § 21a des Energiewirtschaftsgesetzes Berücksichtigung, indem dort auf "Mengeneffekte" Bezug genommen wird. Die insoweit erforderlichen Saldierungsmechanismen werden von der Regulierungsbehörde im Rahmen der Ausarbeitung der Anreizregulierung zu entwickeln sein.

Zu § 33 Inkrafttreten

Die Vorschrift regelt das Inkrafttreten.