Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz - EnWG)

1.

die gemäß § 21a Absatz 2 durch die Regulierungsbehörde für eine Regulierungsperiode vorgegebenen kalenderjährlichen Erlösobergrenzen und, sofern abweichend, die zur Entgeltbildung vom Netzbetreiber herangezogene angepasste kalenderjährliche Erlösobergrenze jeweils als Summenwert,

2.

den jährlichen Aufschlag auf die Erlösobergrenze für Kapitalkosten, die aufgrund von nach dem Basisjahr getätigten Investitionen in den Bestand betriebsnotwendiger Anlagegüter entstehen, als Summenwert,

3.

die nach § 21a Absatz 4 in der vorgegebenen kalenderjährlichen Erlösobergrenze enthaltenen dauerhaft nicht beeinflussbaren sowie volatilen Kostenanteile sowie jeweils deren jährliche Anpassung durch den Netzbetreiber als Summenwert,

4.

die nach § 21a Absatz 4 zu berücksichtigenden jährlichen beeinflussbaren und vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenbestandteile als Summenwert,

5.

die in der vorgegebenen kalenderjährlichen Erlösobergrenze enthaltenen Kosten aufgrund von Forschungs- und Entwicklungsvorhaben im Rahmen der staatlichen Energieforschungsförderung, welche durch eine zuständige Behörde eines Landes oder des Bundes, insbesondere des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie oder des Bundesministeriums für Bildung und Forschung bewilligt wurde und fachlich betreut werden, sowie deren jährliche Anpassung durch den Netzbetreiber als Summenwert,

6.

die Werte der nach § 21a Absatz 3 Satz 4 zu berücksichtigenden Mengeneffekte,

7.

die gemäß § 21a Absatz 5 ermittelten unternehmensindividuellen Effizienzwerte sowie die hierbei erhobenen, geprüften und verwendeten Parameter zur Abbildung struktureller Unterschiede und die Aufwandsparameter,

8.

das in den Entscheidungen nach § 21a ermittelte Ausgangsniveau, die bei der Ermittlung der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung eingeflossenen Bilanzpositionen sowie die bei der Ermittlung der kalkulatorischen Gewerbesteuer verwendete Messzahl sowie den Hebesatz, dabei ist gleiches anzuwenden für die in das Ausgangsniveau nach § 21a eingeflossenen Kosten oder Kostenbestandteile, die aufgrund einer Überlassung betriebsnotweniger Anlagegüter durch Dritte anfallen,

9.

jährliche tatsächliche Kosten der genehmigten Investitionsmaßnahmen für die Erweiterung und Umstrukturierung in die Transportnetze jeweils als Summenwert,

10.

die ermittelten Kennzahlen zur Versorgungsqualität sowie die ermittelten Kennzahlenvorgaben zur Netzzuverlässigkeit und Netzleistungsfähigkeit einschließlich der zur Bestimmung der Strukturparameter erhobenen, geprüften und verwendeten Größen und der daraus abgeleiteten Strukturparameter selbst und die Abweichungen der Netzbetreiber von diesen Kennzahlenvorgaben wie auch die daraus resultierenden Zu- oder Abschläge auf die Erlösobergrenzen,

11.

Summe der Kosten für das Engpassmanagement nach § 21a Absatz 5a, einschließlich der Summe der saldierten geleisteten und erhaltenen Zahlungen für den finanziellen Ausgleich nach § 13a Absatz 2 und 5 Satz 3 sowie für den finanziellen Ersatz nach § 14 Absatz 1c Satz 2,

12.

die jährliche Entwicklung der Summe der Kosten für die folgenden Systemdienstleistungen der Übertragungsnetzbetreiber,

a)

für Kraftwerksreserven der Transportnetzbetreiber Strom nach den §§ 13b, 13d, 13e, 13g und 50 des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vom 8. August 2020 (BGBl. I S. 1818), das zuletzt durch Artikel 14 des Gesetzes vom 22. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 405) geändert worden ist, sowie

b)

für die gesicherte Versorgung von Kraftwerken mit Gas außerhalb der Netzreserve nach § 13f,

13.

die Daten, die bei der Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors Verwendung finden,

14.

die in der Entscheidung nach § 23 der Anreizregulierungsverordnung genannten Daten, ausgenommen Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse Dritter,

15.

Kosten für die erforderliche Inanspruchnahme vorgelagerter Netzebenen als Summenwert und

16.

Kosten für die an Betreiber einer dezentralen Erzeugungsanlage und an vorgelagerte Netzbetreiber aufgrund von dezentraler Einspeisung gezahlten vermiedenen Netzentgelte als Summenwert.

2Von einer Veröffentlichung der Daten nach Satz 1 Nummer 7, 8 und 12 ist abzusehen, wenn durch die Veröffentlichung Rückschlüsse auf Kosten oder Preise Dritter möglich sind.

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,

4a.

soweit ihnen bekannt, die Anzahl der zum Ablauf des 31. Dezember des Vorjahres bei Netzanschlüssen in Niederspannung vorhandenen intelligenten Messsysteme,

4b.

soweit ihnen bekannt, die Anzahl der Entnahmestellen, die zum Ablauf des 31. Dezember des Vorjahres über Netzanschlüsse in Niederspannung an ein intelligentes Messsystem angeschlossen sind,

4c.

jeweils die Anzahl der Netzanschlüsse, die im vorangegangenen Kalenderjahr länger als drei Monate und länger als sechs Monate ab dem Erhalt des Netzanschlussbegehrens nicht durchgeführt wurden, aufgeteilt nach den betroffenen Spannungsebenen,

4d.

die Anzahl der zum Ablauf des 31. Dezember des Vorjahres abgeschlossenen Vereinbarungen nach § 14a Absatz 1 Satz 1,

5.

die Einwohnerzahl im Netzgebiet von Betreibern von Elektrizitätsversorgungsnetzen der Niederspannungsebene zum 31. Dezember des Vorjahres,

6.

die versorgte Fläche zum 31. Dezember des Vorjahres,

7.

die geographische Fläche des Netzgebietes zum 31. Dezember des Vorjahres,

8.

jeweils zum 31. Dezember des Vorjahres die Anzahl der Entnahmestellen mit einer viertelstündlichen registrierenden Leistungsmessung oder einer Zählerstandsgangmessung und die Anzahl der sonstigen Entnahmestellen,

9.

den Namen des grundzuständigen Messstellenbetreibers sowie

10.

Ansprechpartner im Unternehmen für Netzzugangsfragen.

1.

die Summe der Stromabgaben aus dem Übertragungsnetz über direkt angeschlossene Transformatoren und Leitungen an Elektrizitätsverteilernetze und Letztverbraucher (vertikale Netzlast) viertelstundenscharf in Megawatt pro Viertelstunde,

2.

die Jahreshöchstlast pro Netz- und Umspannebene sowie den Lastverlauf als viertelstündige Leistungsmessung,

3.

die Netzverluste,

4.

den viertelstündigen Regelzonensaldo in Megawattstunden pro Viertelstunde sowie die tatsächlich abgerufene Minutenreserve,

5.

die grenzüberschreitenden Lastflüsse zusammengefasst je Kuppelstelle inklusive einer Vorschau auf die Kapazitätsvergabe,

6.

die marktrelevanten Ausfälle und Planungen für Revisionen der Übertragungsnetze,

7.

die Mengen und die durchschnittlichen jährlichen Beschaffungspreise der Verlustenergie und

8.

Daten zur prognostizierten Einspeisung von Windenergie und Solarenergie auf Grundlage der vortägigen Prognosen, die auch die Betreiber von Übertragungsnetzen verwenden, und zur tatsächlichen Einspeisung anhand der Daten, die die Betreiber von Übertragungsnetzen untereinander verrechnen in Megawatt pro Viertelstunde.

1.

die Jahreshöchstlast pro Netz- und Umspannebene sowie den Lastverlauf als viertelstündige Leistungsmessung,

2.

die Netzverluste,

3.

die Summenlast der nicht leistungsgemessenen Kunden und die Summenlast der Netzverluste,

4.

die Summenlast der Fahrplanprognosen für Lastprofilkunden und die Restlastkurve der Lastprofilkunden bei Anwendung des analytischen Verfahrens,

5.

die Höchstentnahmelast und der Bezug aus der vorgelagerten Netzebene,

6.

die Summe aller Einspeisungen pro Spannungsebene und im zeitlichen Verlauf und

7.

die Mengen und Preise der Verlustenergie.

1.

die Länge des Gasleitungsnetzes jeweils getrennt für die Niederdruck-, Mitteldruck- und Hochdruckebene zum 31. Dezember des Vorjahres,

2.

die Länge des Gasleitungsnetzes in der Hochdruckebene nach Leitungsdurchmesserklassen,

3.

die im Vorjahr durch Weiterverteiler und Letztverbraucher entnommene Jahresarbeit in Kilowattstunden oder in Kubikmetern,

4.

die Anzahl der Ausspeisepunkte jeweils für alle Druckstufen,

5.

die zeitgleiche Jahreshöchstlast aller Entnahmen in Megawatt oder Kubikmetern pro Stunde und den Zeitpunkt des jeweiligen Auftretens,

6.

(weggefallen)

7.

die Mindestanforderungen an allgemeine Geschäftsbedingungen für Ein- oder Ausspeiseverträge und an Bilanzkreisverträge sowie die Kooperationsvereinbarungen zum Netzzugang sowie

8.

für den Netzanschluss von Biogas- und LNG-Anlagen neben den in § 19 Absatz 2 aufgeführten Angaben ferner, unter Wahrung von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen, die für die Prüfung des Netzanschlussbegehrens erforderlichen Angaben, die standardisierten Bedingungen für den Netzanschluss und eine laufend aktualisierte, übersichtliche Darstellung der Netzauslastung in ihrem gesamten Netz einschließlich der Kennzeichnung tatsächlicher oder zu erwartender Engpässe.

1.

eine unter Betreibern angrenzender Netze abgestimmte einheitliche Bezeichnung für Netzkopplungspunkte oder Ein- oder Ausspeisezonen, unter denen dort Kapazität gebucht werden kann,

2.

einmal jährlich Angaben über Termine von Kapazitätsversteigerungen auf der Kapazitätsbuchungsplattform, mindestens für die nächsten fünf Jahre im Voraus,

3.

Angaben zu den Erlösen aus der Vermarktung von Kapazitäten mittels einer Auktionierung auf der Kapazitätsbuchungsplattform sowie

4.

Angaben über die Ermittlung und Berechnung der Lastflusssimulation sowie mindestens einmal jährlich eine Dokumentation der durchgeführten kapazitätserhöhenden Maßnahmen und ihrer jeweiligen Kosten.

2Die Veröffentlichungspflichten der Fernleitungsnetzbetreiber nach Anhang I zur Verordnung (EG) Nr. 715/2009 bleiben unberührt.

1.

die Methoden, nach denen die Ausgleichs- und Regelenergieentgelte berechnet werden,

2.

unverzüglich nach der Bilanzierungsperiode die verwendeten Entgelte für Ausgleichsenergie sowie

3.

jeweils am Folgetag des Einsatzes der Regelenergie und mindestens für die zwölf zurückliegenden Monate Informationen über den Einsatz interner und externer Regelenergie.

2Im Falle des Satzes 1 Nummer 3 haben die Marktgebietsverantwortlichen bei externer Regelenergie zwischen externen Flexibilitäten und externen Gasmengen zu unterscheiden sowie anzugeben, welcher Anteil der externen Regelenergie auf Grund lokaler oder räumlich begrenzter Ungleichgewichte eingesetzt wird.

1.

die Gasbeschaffenheit bezüglich des Brennwerts „Hs,n" sowie am zehnten Werktag des Monats den Abrechnungsbrennwert des Vormonats an allen Ein- und Ausspeisepunkten,

2.

Regeln für den Anschluss anderer Anlagen und Netze an das vom Netzbetreiber betriebene Netz sowie Regeln für den Zugang solcher Anlagen und Netze zu dem vom Netzbetreiber betriebenen Netz,

3.

im örtlichen Verteilernetz die zur Anwendung kommenden Standardlastprofile sowie

4.

im örtlichen Verteilernetz eine Karte, auf der schematisch erkennbar ist, welche Bereiche in einem Gemeindegebiet an das örtliche Gasverteilernetz angeschlossen sind.

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie wird ermächtigt, durch Rechtsverordnung, die der Zustimmung des Bundesrates bedarf, Regelungen zur Veröffentlichung weiterer Daten zu den Kosten und Entgelten für den Zugang zu Gas- und Elektrizitätsversorgungsnetzen, einschließlich etwaiger Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse, durch die Regulierungsbehörde, Unternehmen oder Vereinigungen von Unternehmen zu treffen, soweit die Veröffentlichung die Interessen der Betroffenen am Schutz ihrer Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse nicht unangemessen beeinträchtigt und erforderlich ist für die Nachvollziehbarkeit der Regulierung, insbesondere des Effizienzvergleichs sowie der Kosten der Energiewende.