Fra­gen und Ant­wor­ten

Sofern mehrere Erzeugungsmodule an demselben Standort von demselben Betreiber betrieben werden und über einen gemeinsamen Netzanschluss an das Netz der allgemeinen Versorgung angebunden sind, sind sie zusammen als eine Anlage zu betrachten. Zu beachten ist, dass die Erzeugungsmodule in einem technischen Zusammenhang miteinander stehen.

Entsprechend ist lediglich ein Gebot abzugeben, welches alle zugehörigen Erzeugungsmodule der Anlage umfasst. Die Markstammdatenregisternummern der zugehörigen Erzeugungsmodule sind im Gebotsformular an der relevanten Stelle anzugeben.

Fehlt ein technischer Zusammenhang so sind die Erzeugungsmodule auch dann als getrennte Anlagen zu betrachten, wenn ein gemeinsamer Netzanschluss besteht. Maßgeblich ist eine technische Gesamtbetrachtung im Einzelfall.

Im Gebotsformular werden Gebotsnummern durch eine Dropdownliste zur Verfügung gestellt. Dadurch sollen die Anforderungen an das Format sichergestellt werden. Der Bieter muss nur dann eine Gebotsnummer auswählen, wenn er mehr als ein Gebot abgibt. Zusammen mit anderen Merkmalen ermöglicht dies die eindeutige Identifizierung eines Bieters.

Einzelne PDF-Formulare können händisch oder mit einer digitalen Signatur unterzeichnet werden, bspw. das Authentifizierungs- oder Bürgschaftsformular. Eine zusätzliche elektronische Signatur unabhängig von diesen Formularen ist nicht erforderlich.

Die Angaben unter der Ziffer 1.19 dienen zur Gliederung des Unternehmens nach der Klassifikation von Wirtschaftszweigen. Sofern die vorausgefüllten Eintragungen unter den Ziffern 1.19.1 und 1.19.2 nichtzutreffend sind, müssen diese vom Bieter überschrieben werden.

Wenn bei der Angabe der Kontoverbindung eine Auswahl an Kreditoren aufgeführt sind, kann das durch die Nutzung einer unternehmenseigenen Software bedingt sein. In solchen Fällen ist die Bundeskasse Weiden als Kreditor mit Sitz in Weiden in der Oberpfalz auszuwählen.

Erzeugungsanlagen müssen gem. § 12 Abs. 5 S. 1 StromVKG technisch in der Lage sein, ohne Unterbrechung für mindestens 10 aufeinanderfolgende Stunden Strom in Höhe von mindestens 80 Prozent der installierten Leistung in das Netz der allgemeinen Versorgung einzuspeisen. Für eine Anlage energieunbegrenzter Technologieklassen gilt dies jederzeit und uneingeschränkt.

Gebote für Anlagen energiebegrenzter Technologieklassen sind dagegen nur zulässig, wenn die Anforderung nach § 12 Abs. 5 S. 1 StromVKG jederzeit spätestens nach drei Stunden wieder erfüllt werden kann. Daraus folgt, dass dieser Zyklus auch mehrfach aufeinanderfolgend jederzeit durchführbar sein muss. Eine Anlage energiebegrenzter Technologieklassen ist gem. § 2 Nr. 4 StromVKG eine Stromspeicheranlage und regelbare Last, wobei in den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten gem. § 12 Abs. 1 StromVKG Gebote von regelbaren Lasten nicht zulässig sind.

Für einen Anlagenpool sind die genannten Anforderungen gem. § 12 Abs. 6 StromVKG durch den Anlagenpool in Gänze zu erfüllen.

Betreiber von Netzreserve- und Kapazitätsreserveanlagen können für den jeweiligen Standort ihrer Anlage unter den Voraussetzungen des § 12 Abs. 3 StromVKG ein Gebot für einen Neubau abgeben. Der Neubau an einem solchen Standort muss selbstverständlich, wie alle anderen Anlagen auch, sämtliche Verpflichtungen nach dem StromVKG erfüllen. Dabei ist der Grund, warum die Anlage in einer Reserve gebunden ist, irrelevant. Für die Teilnahme von Netzreserve-Standorten ist es bspw. nicht von Belang, ob Anlagen infolge einer Stilllegungsanzeige gemäß § 13b Abs. 1 EnWG oder eines Zuschlags oder der Anordnung der gesetzlichen Reduzierung nach dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz als systemrelevant ausgewiesen und in die Netzreserve überführt wurden. 

Die Erweiterung einer Bestandsanlage, die in der Netz- oder Kapazitätsreserve gebunden ist, ist nicht zulässig (vgl. § 12 Abs. 3 Nr. 2 d StromVKG).

Ein Zuschlag nach dem StromVKG berührt nicht die bestehenden rechtlichen Verpflichtungen der am Standort vorhandenen Netzreserve- und Kapazitätsreserveanlagen. Auch diese sind grundsätzlich in vollem Umfange zu erfüllen.

Frage 1: Es müssen sowohl das vorhandene marktlich betriebene Gaskraftwerk als auch die neue Erzeugungsanlage an dem Standort in der Lage sein, zeitgleich bei Volllast den in ihnen erzeugten Strom in das Netz der allgemeinen Versorgung einzuspeisen.

Frage 2: Die Voraussetzungen werden durch die Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen des Antrags auf Abschluss der vorläufigen Präqualifikation überprüft.

Zunächst ist zu unterscheiden, ob das Kraftwerk am Standort bis zum Gebotstermin bereits umgerüstet wurde oder nicht. Sollte die Umrüstung bereits erfolgt sein, kann der Standort teilnehmen, sofern die Anforderungen des § 12 Abs. 3 Nr. 2 Buchst. d StromVKG erfüllt werden. Wurde die Anlage noch nicht umgerüstet, gelten für den Standort die Teilnahmevoraussetzungen des § 12 Abs. 3 Nr. 2 Buchst. a StromVKG. Im Falle einer Reserveanlage gelten für den Standort die Teilnahmevoraussetzungen des § 12 Abs. 3 Nr. 2 Buchst. b oder c StromVKG.

In den Ausschreibungen für Erzeugungskapazitäten und für Langzeitkapazitäten muss das Gebot die Angabe zur Zulässigkeit des Standorts nach § 12 Abs. 3 StromVKG enthalten. Diese Angabe ist im Gebotsformular an der dafür von der Bundesnetzagentur vorgesehen Stelle zu machen. Im Fall von § 12 Abs. 3 Nr. 2 Buchst. d Doppelbuchst. bb StromVKG muss das Gebot zusätzlich einen Nachweis über die installierte Leistung der Anlage am 31. Dezember 2025 enthalten. Die Bundesnetzagentur hat im Rahmen der Bekanntmachung der Ausschreibungen Format- und Formularvorgaben für diesen Nachweis gemacht.

Nach § 49 Abs. 3 Nr. 1 StromVKG schließt die Bundesnetzagentur ein Gebot vom Zuschlagsverfahren aus, wenn der im Gebot angegebene Standort nicht den Anforderungen des § 12 Abs. 3 StromVKG genügt, wobei § 12 Abs. 3 Nr. 2 Buchst. d Doppelbuchst. aa und bb StromVKG unberücksichtigt bleiben. Diese bilden somit keinen Ausschlussgrund nach § 49 Abs. 3 Nr.1 StromVKG. Folglich entfaltet der Nicht-Auschluss bezüglich § 12 Abs. 3 Nr. 2 Buchst. d Doppelbuchst. aa und bb StromVKG auch keine feststellende Wirkung. Die Erfüllung der Voraussetzungen des § 12 Abs. 3 Nr. 2 Buchst. d Doppelbuchst. aa und bb StromVKG sowie die Errichtung der Anlage am im Gebot angegebenen Standort sind beim Abschluss der vorläufigen Präqualifizierung nach § 62 Abs. 1 Nr. 5 StromVKG nachzuweisen.

Zur Erfüllung der Tatbestandsvoraussetzungen des § 12 Abs. 2 Nr. 2 d) aa) StromVKG muss das Betriebskonzept darauf ausgelegt sein, das bestehende Gaskraftwerk über den Zeitpunkt des Abschlusses der vorläufigen Präqualifizierung für die gebotsgegenständliche Anlage hinaus weiter zu betreiben.

Sofern die geplante Biogasanlage am Stichtag des jeweiligen Gebotstermins in Betrieb ist, ist § 12 Abs. 3 Nr. 2 Buchst. d StromVKG einschlägig.

Die Biosgasanlage kann nach Errichtung der gebotsgegenständlichen Anlage zum Zeitpunkt des Abschlusses der vorläufigen Präqualifizierung nach Abschnitt 8 zeitgleich in Volllast mit der gebotsgegenständlichen Anlage weiterbetrieben werden und dabei können beide Anlagen den von ihnen erzeugten elektrischen Strom vollständig zeitgleich in das Netz der allgemeinen Versorgung einspeisen oder die installierte Leistung der Biogasanlage wird zum Zeitpunkt des Abschlusses der vorläufigen Präqualifizierung nach Abschnitt 8 gegenüber dem Stand des 31. Dezember 2025 im Umfang der gebotenen nominalen Leistung erweitert.

Ja, dies ist zulässig, sofern jede Anlage die Vorgaben des StromVKG erfüllt. Insbesondere müssen die Standortvorgaben nach § 12 StromVKG eingehalten werden. Auch der Netzanschluss muss mindestens in Höhe der gebotenen nominalen Leistung beider Anlagen vorliegen, sodass sichergestellt ist, dass die Leistung beider Anlagen in das Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist werden kann.

Mit dem Gebot für ein Kraftwerk ist gem. § 17 Abs. 2 StromVKG ein Konzept vorzulegen, aus dem hervorgeht, dass die Anlage für den Betrieb mit Wasserstoff vorbereitet ist. In dem Konzept ist insbesondere darzulegen, dass ausreichend Platz für den Betrieb mit Wasserstoff vorgehalten ist und dass angemessene Sicherheitsabstände eingehalten werden. Das Konzept ist Teil des Gebots.

Die Bundesnetzagentur macht keine konkretisierenden Vorgaben zu dem Konzept für eine H2-Umstellung. Die Darlegungen müssen aber zumindest plausibel sein. Ein Gutachten, eine Herstellerbescheinigung oder eine Zertifizierung durch den TÜV ist mit der Gebotsabgabe nicht beizubringen.

Für den Fall der Kapazitätserweiterung nach § 12 Abs. 3 Nr.2 d) bb) StromVKG soll sich das Konzept lediglich auf die gebotene nominale Leistung beziehen, da sich in diesem Fall die Anforderungen an die Betriebsfähigkeit der Anlage mit Wasserstoff nur darauf beziehen.

Stromerzeugungsanlagen mit dem Brennstoff Biogas können grundsätzlich an den Ausschreibungen nach StromVKG teilnehmen. Sie gelten als Kraftwerk nach § 2 Nr.27 StromVKG, da sie zur Stromerzeugung einen gasförmigen Brennstoff verwenden. Die dafür relevanten Reduktionsfaktoren ergeben sich aus Anlage 3 bzw. Anlage 4 zum StromVKG.

Ein Kraftwerk, in dem Biogas bzw. Biomethan als Hauptenergieträger zur Anwendung kommt, muss kein H2-Umstellungskonzept nach § 17 StromVKG vorlegen.

Das StromVKG sieht in § 9 Abs. 1 StromVKG einen Emissionsgrenzwert von 550 Gramm Kohlenstoffdioxid aus fossilen Brennstoffen je Kilowattstunde erzeugter Elektrizität vor.

Die Angabe zur Einhaltung des Emissionsgrenzwerts nach § 9 Abs. 1 StromVKG sowie den dazugehörigen Nachweis, ein nach allgemein anerkannten Regeln der Technik erstelltes Gutachten eines unabhängigen Sachverständigen, sind bei Antrag auf Abschluss der vorläufigen PQ bei den Übertragungsnetzbetreibern vorzulegen (§ 62 Abs. 1 Nr. 1 i.V.m § 28 Abs. 1 Nr. 11 i.V.m § 28 Abs. 2 S. 2 StromVKG). Als Sachverständige geeignet erscheinen insbesondere unabhängige Umweltgutachter sowie berechtigte Prüfstellen nach § 14 Absatz 1 TEHG mit einer Zulassung für den Bereich Elektrizitätserzeugung (vgl. zu. § 28 Abs. 2 S. 2 StromVKG, BT-Drs. 21/6279, S. 120).

Eine flexible Netzanschlusszusage kann die Anforderungen an den Stromnetzanschluss und allgemein an die Voraussetzungen für die Teilnahme an den Ausschreibungen erfüllen. Dabei sind die Vorgaben zum Nachweis des Netzanschlusses zu beachten.

Der Betreiber hat sicherzustellen, dass die Anlage die Verpflichtungen aus dem Zuschlag erfüllen kann. Sollte es aufgrund der flexiblen Netzanschlussvereinbarung zu Verfügbarkeitsfehlmengen oder einem unvollständigen Funktionsnachweis kommen, geht dies zu Lasten des Betreibers.

Nein, nach Sinn und Zweck des § 8 Abs. 1 StromVKG muss die verbindliche Netzanschlusszusage des Anschlussnetzbetreibers sich nicht auf die konkrete gebotsgegenständliche Anlage beziehen. Es genügt, wenn die Netzanschlusszusage die notwendige nominale Leistung ausweist. Demgemäß führt der Gesetzgeber in der Begründung zu § 8 StromVKG aus, dass eine verbindliche Stromnetzanschlusszusage vorliegen muss, aus der hervorgeht, dass die Anlage bis spätestens zum Beginn des Verpflichtungszeitraums über einen Stromnetzanschluss in Höhe der gebotenen nominalen Leistung verfügen wird (BT-Drs. 21/6279, S.104). Dadurch wird klar, dass es dem Gesetzgeber vorrangig um das Vorhandensein der (zusätzlichen) Anschlussleistung geht und nicht darum, ob bzw. dass diese sich auf eine konkrete Anlage bezieht.

Für die Abgabe eines Gebots sind keine Angaben zu machen oder Nachweise vorzulegen, dass die Anforderungen zur Erbringung der Momentanreserve erfüllt werden. Der Nachweis, ist - soweit nach § 16 StromVKG erforderlich - erst mit dem Antrag auf Abschluss der vorläufigen Präqualifikation gemäß § 62 Abs. 1 Nr. 4 StromVKG einzureichen.

Ja, die Momentanreservefähigkeit bemisst sich anhand der installierten Leistung der gebotsgegenständlichen Anlage.

Sie wird dann anerkannt, wenn der Generator des Aggregates in der Lage ist, als rotierender Phasenschieber betrieben zu werden. Nach § 16 Abs. 1 StromVKG ist es erforderlich die technische Möglichkeit zur Erbringung von Momentanreserve zu schaffen. Die tatsächliche Bereitstellung der Momentanreserve wird über den Momentanreservemarkt angereizt. Der Bieter entscheidet selbst, ob und, wenn ja, mit welcher Verfügbarkeit er am Momentanreservemarkt teilnimmt.

Nein, die Momentanreservefähigkeit kann gemäß § 16 StromVKG durch die gebotsgegenständliche Erzeugungsanlage, netztechnische Betriebsmittel oder Batteriespeicher bereitgestellt werden (bei Batteriespeichern durch den Kurzzeit-Überlastbereich oder eine Überdimensionierung des Stromrichters).

Da es sich bei einem Kraftwerk oder aber auch bei einem Pumpspeicher in der Regel nicht um ein netztechnisches Betriebsmittel handelt, ist deren Momentanreservefähigkeit zur Erfüllung der Anforderungen des § 16 StromVKG für eine andere gebotsgegenständliche Anlage nicht nutzbar. Eine Ausnahme gilt für Kraftwerke, die ausschließlich als rotierende Phasenschieber eingesetzt werden. In diesen Fällen wäre bspw. ein Pumpspeicher-Kraftwerk im ausschließlichen Phasenschieberbetrieb als netztechnische Betriebsmittel anzusehen und könnte zur Bereitstellung von Momentanreserve genutzt werden.

§ 16 Abs. 1 StromVKG verlangt lediglich, dass die gebotsgegenständliche Erzeugungsanlage technisch dazu in der Lage sein muss, auch ohne Leistungsbetrieb Momentanreserve bereitzustellen (Momentanreservefähigkeit). Die Verpflichtung gilt auch nur für Erzeugungsanlagen, die an das Höchst- oder Hochspannungsnetz angeschlossen sind oder eine installierte Leistung von 10 MW oder mehr aufweisen. Die Momentanreservefähigkeit kann nach § 16 Abs. 3 StromVKG auch durch netztechnische Betriebsmittel oder Stromrichter eines Batteriespeichers bereitgestellt werden.

Eine tatsächliche Erbringung von Momentanreserve wird im StromVKG nicht gefordert. Die Entscheidung über die Teilnahme am Momentanreservemarkt trifft der Bieter. Im Falle einer Teilnahme an der marktgestützten Beschaffung für Momentanreserve gelten die dazu veröffentlichten Bestimmungen.

Die Netzanschlussleistung des Batteriespeichers muss nicht der installierten Leistung der gebotsgegenständlichen Anlage entsprechen.

Maßgeblich für die Dimensionierung der Leistung des Batteriespeichers ist der FNN-Hinweis „Technische Anforderungen an Netzbildende Eigenschaften inklusive der Bereitstellung von Momentanreserve“. Diesem zufolge wird bei fixierter Rotationsenergie der größte Leistungssprung bei einem Frequenzgradienten von +- 2Hz/s erreicht. Der Betrag dieses Leistungssprunges ΔP berechnet sich via ΔP = T * Pinst * (2 Hz/s) / (50 Hz). Dabei ist T = 9s die geforderte Anlaufzeitkonstante und Pinst die installierte Leistung der gebotsgegenständlichen Anlage. Im Beispiel aus der Frage ist Pinst = 50 MW. Damit berechnet sich der Leistungssprung in diesem Fall zu ΔP = +- 18 MW. Wenn die Momentanreserve durch eine Batterie erbracht wird, ist nur die Leistung oberhalb von 130% der Netzanschlusskapazität PAV des Batteriespeichers anrechenbar. Die Batterie muss also im Unterfrequenzfall kurzzeitig in der Lage sein, eine Leistung Pmax,dyn   von Pmax,dyn   = 1,3 * PAV  +  ΔP zu liefern (analog für Bezug im Überfrequenzfall). Die Anlaufzeitkonstanten der Einheiten der Anlagen sind so zu parametrieren, dass der negative/positive Leistungssprung bei einem Frequenzgradienten von +- 2 Hz/s auch tatsächlich am Netzverknüpfungspunkt geliefert wird. Im obigen Beispiel (Pinst= 50 MW) und einer Netzanschlusskapazität der Batterie von beispielweise 100 MW ergibt sich Pmax,dyn   = 130 MW + 18 MW = 148 MW. Der Leistungssprung der Batterie bei einem RoCoF von -2 Hz/s beträgt also +- 48MW. Damit dieser gehoben wird, muss die Anlage eine Anlaufzeitkonstante von 12 s bezogen auf P_AV = 100 MW der Batterie aufweisen. Die tatsächlich eingestellte Anlaufzeitkonstante der jeweiligen Einheit kann davon abweichen.

Nach § 13e Abs. 4 S. 1 Nr. 2 EnWG gilt, dass die Betreiber von Anlagen, die in der Kapazitätsreserve gebunden sind, diese Anlagen endgültig stilllegen müssen, sobald die Anlagen nicht mehr in der Kapazitätsreserve gebunden sind (Rückkehrverbot). § 3 Abs. 6 KapResV regelt weitergehend, dass der in einer vollständig oder teilweise aus einer alten Kapazitätsreserveanlage gebauten Anlage erzeugte Strom nur außerhalb der europäischen Strommärkte nach § 3 Nr. 44 EnWG vermarktet werden darf.

Diese Regelungen sollen sicherstellen, dass weder durch eine Kapazitätsreserveanlage als Ganzes noch durch in der Kapazitätsreserve finanzierte Anlagen oder Anlagenteile der Wettbewerb auf den europäischen Strommärkten verzerrt wird (vgl. BT-Drs.18-7317, S. 99 und Begründung KapResV zu § 3 Abs. 6).

Bei nach dem StromVKG bezuschlagten Anlagen handelt sich um Marktkraftwerke. Sie nehmen am Strommarkt teil, müssen jedoch bei Preisspitzen ihre Kapazitätsverpflichtung erfüllen, also gesicherte Leistung zur Verfügung stellen (§ 65 Abs. 1 und 2 StromVKG). Das Rückkehrverbot gemäß § 13e Abs. 4 S. 1 Nr. 2 EnWG sowie die Vorgabe nach § 3 Abs. 6 KapResV gelten daher auch in Bezug auf eine Teilnahmeabsicht nach dem StromVKG vollumfänglich.

Es kann weder eine Kapazitätsreserveanlage nach ihrer Bindung in der Kapazitätsreserve an Ausschreibungen nach dem StromVKG teilnehmen, noch können Anlagenteile einer Kapazitätsreserveanlage nach deren Stilllegung für eine gebotsgegenständliche Anlage nach dem StromVKG selbst oder eine andere Anlage zur Erbringung von Momentanreserve im Falle des § 16 Abs. 3 StromVKG verwendet werden. Hierbei ist unerheblich welchen Zweck das konkrete Anlagenteil erfüllt, da die gebotsgegenständliche Anlage am europäischen Strommarkt teilnimmt.

Zudem ist zu beachten, dass eine in der Kapazitätsreserve gebundene Anlage nach der Bindung in der Kapazitätserve im Falle der Systemrelevanz Bestandteil der Netzreserve werden kann. Dies ist vom Rückkehrverbot nach § 13e Abs. 4 S. 1 Nr. 2 EnWG ausdrücklich ausgeklammert.

Auch vorhandene bzw. gebrauchte Bauteile sind gemäß ihres ursprünglichen Herkunftslandes zu deklarieren.

In der Spalte E im Tabellenblatt „Dateneingabe_Bieter“ kann bei den entsprechenden Bauteilen die Anmerkung eingetragen werden, dass das Bauteil in der gebotsgegenständlichen Anlage keine Verwendung findet („findet keine Anwendung“). Eine Angabe zur Produktherkunft ist für diese Bauteile nicht nötig.

Nein, der Wortlaut des § 12 Abs. 4 StromVKG besagt, dass Kleinanlagenpools insgesamt ausgeschlossen sind. § 12 Abs. 4 S. 2 StromVKG trifft keine Unterscheidung zwischen individuellen Kleinanlagenpools und solchen, die Teil eines Anlagenpools sind. Die Gesetzesbegründung bekräftigt an mehreren Stellen, dass Kleinanlagenpools nicht berechtigt sind, an den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten teilzunehmen. Dies wird mit den besonderen Anforderungen an diese Ausschreibung begründet (vgl. BT-Drs. 21/6279. S. 114 und 142). In der Folge wäre ein Anlagenpool, der einen Kleinanlagenpool beinhaltet, in Gänze nicht teilnahmeberechtigt.

Die Anlage, für die das Gebot abgegeben wird, muss im Marktstammdatenregister als Projekt für die Beteiligung an der Ausschreibung registriert sein.

Nach der MaStRV ist eine Registrierung von Anlagen, die sich noch in Planung befinden, nur fakultativ. Für die Beteiligung an der Ausschreibung sind die Angaben jedoch zwingend bis zur Gebotsabgabe in das Marktstammdatenregister einzutragen (§§ 38 Abs. 3 S. 3, 26 Abs. 5 StromVKG). Außerdem muss das Gebot gemäß § 38 Abs. 3 StromVKG die Bestätigung des Bieters enthalten, dass alle Angaben zum Bieter nach § 27 und zur Anlage nach den §§ 28 und 29 StromVKG in das Marktstammdatenregister eingetragen wurden (falls dort entsprechende Angaben erfasst werden).

Weitergehende Erläuterungen sind unter Ziffer 2.13 in der Ausfüllhilfe Einzelanlage bzw. Spalte P im Tabellenblatt „Anlagen des Anlagenpools“ in der Ausfüllhilfe Anlagenpools zu finden.

Zur Authentifizierung muss eine im Handelsregister eingetragene vertretungsberechtigte Person des Bieters benannt werden, die als bevollmächtigte Person die Gebote für den Bieter über die „Geschlossene Benutzergruppe“ (GBG) abgeben soll. Die Bundesnetzagentur prüft durch Abgleich mit dem Handelsregister, ob der Bieter durch eine ihrer im Handelsregister eingetragenen vertretungsberechtigten Personen wirksam vertreten wird. Die vertretungsberechtigte Person muss das Dokument „Authentifizierung“ unterschreiben (händisch oder mit digitaler Signatur). Die Einreichung eines weiteren Formulars oder Nachweises ist neben dem Formular "Authentifizierung Ausschreibungsverfahren" nicht erforderlich.

Grundsätzlich ist für eine GmbH die Gesamtvertretung vorgeschrieben, sodass gemeinschaftlich vertretungsberechtigte Geschäftsführer einzelne Geschäfte nicht eigenmächtig durchführen dürfen.

Eine Einzelvollmacht kann jedoch intern von den gemeinschaftlich vertretungsberechtigten Personen für bestimmte Geschäfte erteilt werden, wobei die Vertretungsmacht nach außen hin unbeschränkt ist.

Ein(e) Geschäftsführer(in) bzw. ein(e) Prokurist(in) kann mit Einzelvollmacht berechtigte Personen benennen. Wichtig ist, dass die handelnde Person im Handelsregister eingetragen ist.

Nein, es ist nicht möglich, eine geteilte Sicherheit zu leisten. Bei einer Aufteilung der Sicherheit auf verschiedene Sicherungsmittel ist es nicht möglich, die Sicherheit einem konkreten Gebot vollständig und mit hinreichender Genauigkeit zuzuordnen. Demgemäß ist § 45 Abs. 1 StromVKG im Singular („die Sicherheit“) formuliert. Dies wird auch durch die Gesetzesbegründung gestützt, die die Alternativität der Sicherungen betont, vgl. BT-Drs. 21/6279. S. 131.

Die Bundesnetzagentur kann die gestellte Frage so nicht beantworten. Die Details der jeweiligen Förderinstrumente sind diesseits nicht bekannt. Für die Prüfung möglicher Förderinstrumente durch den Bieter dürften folgende Überlegungen relevant sein:

Nach § 11 Abs. 1 StromVKG dürfen die durch das StromVKG geförderten Kosten von Anlagen im Verpflichtungszeitraum nicht doppelt gefördert werden. Nach § 11 Abs. 1 Nr. 2 StromVKG darf keine weitere Förderung in Anspruch genommen werden, soweit diese auf dieselben förderfähigen Kosten gerichtet ist. Damit soll sichergestellt werden, dass keine Doppelförderung der Investitionskosten erfolgt. So ist eine Kumulierung der Förderung nach dem StromVKG gemäß § 11 Abs. 1 Nr. 2 a) und b) StromVKG mit jener nach dem EEG oder dem KWKG ausgeschlossen. Eine Kumulierung der Förderung des StromVKG mit anderen staatlichen Maßnahmen ist zulässig, wenn nicht dieselben förderfähigen Kosten (der Anlage) gefördert werden. Gleiches gilt auch für förderfähige Teilleistungen.

In der Gesetzesbegründung findet sich ein weiterer Hinweis zu § 11 Abs. 1 Nr. 2 c) StromVKG. Danach soll eine Kumulierung der Förderung des StromVKG mit anderen staatlichen Maßnahmen nur zulässig sein, wenn nicht dieselben förderfähigen Kosten gefördert werden. Dies betreffe insbesondere variable Betriebskosten, da beispielsweise etwaige Brennstoffkosten nicht über das StromVKG gefördert werden und somit von dem Kumulierungsverbot nicht umfasst sind. Ebenso nicht vom Verbot der Doppelförderung umfasst sind die Vergütung von Systemdienstleistungen und die geplante Förderung eines klimaneutralen beziehungsweise emissionsreduzierten Betriebs der Stromerzeugungskapazität, da hier andere Kosten als nach dem StromVKG gefördert werden (vgl. BT-Drs. 21/6998, S. 142).

Die Bundesnetzagentur ist gemäß § 41 Abs. 1 Nr. 2 a) StromVKG die Sicherungsstelle für die Gebotssicherheit bei Langzeitkapazitäten. Mit der Gebotssicherheit werden aber keine Forderungen der Bundesnetzagentur, sondern entstandene oder künftige Forderungen des jeweils zuständigen Übertragungsnetzbetreibers im Zusammenhang mit dem jeweiligen Gebot abgesichert. Daher ist dieser im Bürgschaftsformular als Gläubiger auszuwählen. Wird die Bürgschaft zugunsten des Übertragungsnetzbetreibers verwertet, wird dies als Einnahme im Rahmen der Umlage nach § 86 Abs. 5 StromVKG berücksichtigt. Die konkrete Umsetzung des Umlageverfahrens wird in einem späteren Gesetz geregelt.

Mit der Bekanntmachung des ersten Gebotstermins für Langzeitkapazitäten am 21.07.2026 wurde ein Formular zur Gebotssicherheit nach § 42 StromVKG veröffentlicht. Dieses ist zum Gebotstermin zu verwenden, insofern der Bieter diese als Bürgschaft einreichen möchte. Für die Realisierungssicherheit (§ 43 StromVKG) sowie die Sicherheit für Ausgleichszahlungen und für die Pönale bei unvollständigem Funktionsnachweis (§ 44 StromVKG) sind die Übertragungsnetzbetreiber die zuständige Sicherungsstelle. Anforderungen zur Stellung dieser Sicherheiten werden rechtzeitig von den Übertragungsnetzbetreibern veröffentlicht.

Die Bundesnetzagentur wird zeitnah nach der Bekanntgabe der Zuschläge die Gebotssicherheiten im Fall des Nicht-Zuschlags freigeben.

Gemäß § 38 Abs. 5 Nr. 3 StromVKG wird eine Bestätigung des Bieters verlangt, dass dieser zumindest an einem vergleichbaren Projekt zur Schaffung von Kapazität beteiligt war.

Diese Vorgaben sind weit auszulegen. Sie dienen dem Zweck sicherzustellen, dass der Bieter die Fähigkeiten und Kenntnisse hat, entsprechende Projekte zu realisieren. Und es soll die Wahrscheinlichkeit erhöhen, dass die dem Gebot zugrundeliegenden Projekte auch tatsächlich bis zum Erbringungszeitraum als zusätzliche Kapazität zur Verfügung stehen.

Hierbei ist nicht erforderlich, dass der Bieter selbst ein entsprechendes Projekt realisiert hat. Der Gesetzeswortlaut stellt vielmehr auf eine „Beteiligung“ ab. Hierbei unterscheidet er nicht zwischen einer unmittelbaren oder mittelbaren Beteiligung. Eine mittelbare Beteiligung durch ein einem Konzern angehörendes Unternehmen kann dabei ausreichen, wenn die ausführende Gesellschaft auf die Erfahrung und Kompetenz von Mutter- oder Schwestergesellschaften des gleichen Konzerns zurückgreifen kann und dabei ein freier Informationsaustausch besteht. Da die Projektrealisierung regelmäßig über eigene Projektgesellschaften erfolgt, ist eine derartige Lesart mit Blick auf die Ziele des Gesetzes geboten.

Die Zuschläge können nur erteilt werden, wenn eine beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission vorliegt. Die Fristen zur Bekanntgabe der Zuschläge betragen gemäß § 51 Abs. 1 StromVKG für die Ausschreibungen von Langzeitkapazitäten 8 Wochen, in den Ausschreibungen für Erzeugungskapazitäten 15 Wochen und in den weiteren Ausschreibungen für Kapazitäten 12 Wochen. Damit ist sichergestellt, dass die Zuschläge immer vor Bekanntmachung der nächsten Ausschreibung veröffentlicht werden.

Der Abschluss der Präqualifizierung kann teilweise erst am 31.03.2032 und damit nach Beginn des gesetzlich vorgesehenen Verpflichtungszeitraums erfolgen. Für diese Fälle soll § 52 Abs. 2 StromVKG einerseits sicherstellen, dass Bieter nicht in die Situation kommen, die Nichtrealisierungspönale und gleichzeitig auch andere Ausgleichszahlungen oder Pönalen leisten zu müssen. Andererseits soll den Bietern hinreichend Zeit gewährt werden, Projekte zu realisieren. Um Anlagen berücksichtigen zu können, die bereits vollständig in Betrieb sind und die Pflichten aus der Kapazitätsverpflichtung bereits erfüllen können, sieht § 52 Abs. 2 S. 1 StromVKG eine auf die positive Entscheidung über den Abschluss der vorläufigen Präqualifizierung nach Abschnitt 8 aufschiebend bedingte Entstehung der Rechte und Pflichten vor. 

Für den Regelfall, dass ein genehmigungsfähiger Antrag fristgerecht gestellt wird, entstehen somit auch vor der Entscheidung über den Abschluss der vorläufigen Präqualifizierung die Rechte und Pflichten nach § 52 Abs. 1 StromVKG. § 52 Abs. 2 S. 2 StromVKG stellt sicher, dass sich die Nichtrealisierungspönale nicht mit anderen Zahlungsverpflichtungen aufaddiert. Der Fall, dass die vorläufige Präqualifizierung endgültig abgelehnt wird, bedarf keiner gesonderten Regelung, weil die Bedingung dann endgültig nicht eintritt, die Pflichten mithin nicht entstehen und der Zuschlag nach § 53 S. 1 Nr. 4 StromVKG erlischt.

Ist die Anlage zum Beginn des gesetzlich vorgesehenen Verpflichtungszeitraums noch nicht fertiggestellt, kann sie die schwebend bedingte Kapazitätsverpflichtung nicht erfüllen. Somit sind keine Ausgleichzahlungen für Verfügbarkeitsfehlmengen zu leisten. Darüber hinaus kann eine Anlage, die nicht fertiggestellt wird auch nicht präqualifiziert werden. Somit fällt lediglich die Nichtrealisierungspönale an, sofern die Voraussetzungen nach § 64 StromVKG vorliegen.

Im Fall des verspäteten Abschlusses der Präqualifikation fällt bis zu deren Abschluss lediglich die Nichtrealisierungspönale nach Maßgabe des § 64 StromVKG an.

Bei Verpflichtungszeiträumen von 15 Jahren ist der späteste Termin zum Erfüllen der Anforderungen der Präqualifikation allerdings der 1.11.2034 und für Verpflichtungszeiträume von 7 Jahren der 1.11.2033 (vgl. § 63 Abs. 3 Nr. 3 StromVKG). Sollten diese Fristen nicht eingehalten werden, wird die Nichtrealisierungspönale fällig und der Zuschlag erlischt (vgl. § 53 S. 1 Nr. 4 StromVKG).

Die Nichtrealisierungspönale ist auch in solchen Fällen nach Maßgabe des § 64 StromVKG zu zahlen. Es existieren keine Ausnahmen, auch nicht im Falle höherer Gewalt.

Die gebotene nominale Leistung muss nach § 65 Abs. 1 StromVKG im gesamten Verpflichtungszeitraum verfügbar gehalten werden. Der Kapazitätsverpflichtete sollte daher etwaige Leistungsreduktionen bspw. durch einen Brennstoffwechsel, die während des Verpflichtungszeitraums eintreten könnten, bereits bei Gebotsabgabe berücksichtigen. Dazu gehört auch eine Leistungsminderung durch die erforderliche Umstellung auf Wasserstoff.

Ja, der Betreiber ist frei in der Vermarktung seiner Anlage bzw. seines Anlagenpools. Er kann die gesamte nominale Kapazität vermarkten. Nach § 65 Abs. 1 StromVKG ist der Betreiber allerdings verpflichtet mit der gebotsgegenständlichen Anlage die gebotene nominale Leistung für das Stromsystem verfügbar zu halten. Eine Überprüfung der Verfügbarkeitsverpflichtung findet gem. § 65 Abs. 2 StromVKG durch den Übertragungsnetzbetreiber in allen Hochpreisviertelstunden einer Abrechnungsperiode statt.

Jede Anlage oder jeder Anlagenpool muss in jeder Abrechnungsperiode eine Sollenergiemenge erbringen, die sich aus dem Produkt der Hochpreisviertelstunden der jeweiligen Abrechnungsperiode und der reduzierten Leistung ergibt. Der für die Überprüfung der Verfügbarkeitsverpflichtung grundlegende Verfügbarkeitsindikator ergibt sich durch Abgleich der tatsächlich gemessen Energie mit der Sollenergiemenge.

Abweichend hiervon kann der Kapazitätsverpflichtete einmal in einem Verpflichtungsjahr für einen Zeitraum von maximal zwei Abrechnungsperioden eine verpflichtungsfreie Nichtverfügbarkeit beantragen. Der Zeitraum muss vollständig in den Kalendermonaten Mai bis September liegen und volle Abrechnungsperioden umfassen. Für diesen Zeitraum entfällt die Verfügbarkeitspflicht nach § 65 StromVKG, die Verpflichtung zum Preisspitzenausgleich nach § 81 StromVKG sowie der Anspruch auf die Kapazitätsvergütung nach § 74 Abs. 1 und 2 StromVKG.

Nach § 70 Abs. 1 S. 2 StromVKG bestimmt sich die nachgewiesene reduzierte Leistung aus dem Produkt der erbrachten Leistung im Sinne des § 70 Abs. 2 StromVKG und dem für die Anlage maßgeblichen Reduktionsfaktor i.S.d. §§ 22 Abs. 3, 23 und 24 StromVKG sowie Anlage 3 (zu § 23 Absatz 1) StromVKG.

Nach § 80 Abs. 1 StromVKG hat der Kapazitätsverpflichtete eine Pönale zu leisten, wenn die im Funktionstest nach § 69 StromVKG nachgewiesene reduzierte Leistung unter der bezuschlagten reduzierten Leistung liegt.

Mit der Pönale soll für den Bieter ein zusätzlicher Anreiz gesetzt werden, wahrheitsgemäße Angaben zur Anlage zu machen und die gebotsgegenständliche Anlagen auch tatsächlich im angebotenen Umfang funktionsfähig zu halten. Der Nachweis der Funktionsfähigkeit ist einmal im Verpflichtungsjahr durch entsprechende Messreihen zu erbringen.

§ 80 Abs. 2 StromVKG bestimmt die Höhe der Pönale. Sie beträgt das Zweifache der Kapazitätsvergütung multipliziert mit der Differenz aus 1 und dem Verhältnis zwischen der nachgewiesenen und der bezuschlagten reduzierten Leistung.

§ 80 Abs. 3 StromVKG begrenzt die Gesamtbelastung eines Kapazitätsverpflichteten aus Verfügbarkeitspönalen nach § 76 StromVKG und Strafzahlungen aus einem unvollständigen Funktionstest je Verpflichtungsjahr auf das Zweifache der Kapazitätsvergütung. Damit ist sichergestellt, dass der Stop-Loss aus der Verfügbarkeitsüberprüfung auch im Fall von Strafzahlungen nach diesem Paragrafen nicht überschritten wird.

Der Preisspitzenausgleich gilt gemäß § 81 Abs. 1 StromVKG im gesamten Verpflichtungszeitraum, aber nicht darüber hinaus.

Nein, es handelt sich um zwei Zahlungsprozesse.  

Der zuständige Übertragungsnetzbetreiber teilt dem Kapazitätsverpflichteten den zu leistenden Betrag für den Preisspitzenausgleich für einen Kalendermonat spätestens 60 Werktage nach Ablauf des Kalendermonats mit. Die Zahlung erfolgt innerhalb von 10 Werktagen nach Zugang der Mitteilung. (vgl. § 82 Abs. 1 u. 2 StromVKG).

Der zuständige Übertragungsnetzbetreiber zahlt die Kapazitätsvergütung innerhalb von 60 Werktagen nach Beendigung eines jeden Verpflichtungsjahres an den Kapazitätsverpflichteten (vgl. § 74 Abs. 3 StromVKG).