cepMonitor: Strombinnenmarkt - Teil 2 (Verordnung)

Verordnung des Europäischen Parlaments (EP) und des Rates über den Elektrizitätsbinnenmarkt (Neufassung)

Zuletzt aktualisiert: 22. Mai 2019

30.11.2016
Verordnungsvorschlag COM(2016) 861
18.12.2017
Rat: Allgemeine Ausrichtung
27.02.2018
EP-Ausschuss: Bericht
11.01.2019
Kommission, Rat, EP: Trilogergebnis
Strommärkte und Netzzugang

Die Mitgliedstaaten, Regulierungsbehörden, Netzbetreiber und Strombörsen müssen sicherstellen, dass auf den Großhandelsstrommärkten durch Einhaltung EU-einheitlicher Regeln (Art. 3 Abs. 1)

  • Preise sich auf der Grundlage von Angebot und Nachfrage bilden und nicht durch staatliche Eingriffe manipuliert werden,
  • der grenzüberschreitende Stromhandel sowie die physischen Stromflüsse nicht behindert werden und
  • die Stromerzeuger ihre Entscheidung zum Marktein- oder Marktaustritt aufgrund von ökonomischen Erwägungen treffen und dabei nicht staatlich beeinflusst werden.

Die Mitgliedstaaten, Regulierungsbehörden, Netzbetreiber und Strombörsen müssen sicherstellen, dass auf den Großhandelsstrommärkten durch Einhaltung EU-einheitlicher Regeln (Art. 3 Abs. 1)

  • Preise sich auf der Grundlage von Angebot und Nachfrage bilden und nicht durch staatliche Eingriffe manipuliert werden,
  • der grenzüberschreitende Stromhandel zwischen Gebotszonen oder Mitgliedstaaten sowie die physischen Stromflüsse nicht behindert werden und
  • die Stromerzeuger ihre Entscheidung zum Marktein- oder Marktaustritt aufgrund von ökonomischen Erwägungen treffen und dabei nicht staatlich beeinflusst werden.

Wie Kommission.

Die Kommission muss die Mitgliedstaaten finanziell unterstützen, die die auf fossilen Brennstoffen basierende Stromerzeugung reduzieren wollen, damit diese (Art. 3a)

  • einen "gerechten Übergang" in strukturschwachen Regionen einführen und
  • die sozialen, fachlichen und industriellen Auswirkungen bewältigen können.

Wie Kommission.

Wie EP-Ausschuss.

Einspeisevorrang für Strom aus erneuerbaren Energien sowie Kraft-Wärme-Kopplung

Die Netzbetreiber müssen ab 2021 den Stromerzeugern, die erneuerbare Energien oder hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung nutzen, einen vorrangigen Netzzugang vor anderen Stromerzeugern gewähren (Einspeisevorrang), für

  • Demonstrationsprojekte oder

  • Anlagen deren Kapazität die folgenden Schwellenwerte nicht überschreiten: (Art. 11 Abs. 2, 3)

    • 500 KW zwischen 2021 und 2025 sowie
    • 250 KW ab 2026.

Der jeweilige Schwellenwert wird halbiert, wenn alle Anlagen mit Einspeisevorrang mehr als 15% der Gesamtkapazität aller Stromerzeugungsanlagen ausmachen (Art. 11 Abs. 3).

Die Netzbetreiber müssen ab 2021 den Stromerzeugern, die erneuerbare Energien oder hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung nutzen, einen vorrangigen Netzzugang vor anderen Stromerzeugern gewähren (Einspeisevorrang), für

  • Demonstrationsprojekte oder

  • Anlagen deren Kapazität die folgenden Schwellenwerte nicht überschreiten: (Art. 11 Abs. 2, 3)

    • 500 KW zwischen 2021 und 2025 sowie
    • 50 KW ab 2026.

Vom Rat gestrichen.

Wie Kommission.

Die Mitgliedstaaten können für lokale Energiegemeinschaften höhere Schwellenwerte festsetzen (Art. 11 Abs. 2).

Die Mitgliedstaaten, die zum Zeitpunkt des Inkrafttretens dieser Verordnung keinen Einspeisevorrang gewährt haben, können beantragen, von der Pflicht zum Einspeisevorrang ausgenommen zu werden, wenn sichergestellt ist, dass die Strommärkte für alle Marktteilnehmer uneingeschränkt zugänglich sind (Art. 11 Abs. 3).

Die Netzbetreiber müssen ab 2021 den Stromerzeugern, die erneuerbare Energien oder hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung nutzen, einen vorrangigen Netzzugang vor anderen Stromerzeugern gewähren (Einspeisevorrang), für

  • Demonstrationsprojekte oder

  • Anlagen deren Kapazität die folgenden Schwellenwerte nicht überschreiten: (Art. 11 Abs. 2, 3)

    • 400 KW zwischen 2021 und 2025 sowie
    • 200 KW ab 2026.

Die Mitgliedstaaten können entscheiden, keinen Einspeisevorrang zu gewähren, wenn sichergestellt ist, dass die Strommärkte für alle Marktteilnehmer uneingeschränkt zugänglich sind (Art. 11 Abs. 2a).

Festsetzung von Gebotszonen

Die Gebotszonen sollen räumlich so festgelegt werden, dass es in den sich dort befindenden Übertragungsnetzen keine strukturellen Engpässe gibt, die den Stromfluss einschränken (Art. 13 Abs. 1).

Die EU-Energieagentur (ACER) sowie mehrere Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) oder Regulierungsbehörden einer Gebotszone können den geographischen Zuschnitt einer bestehenden Gebotszone („Gebotszonenkonfiguration“) überprüfen [Art. 13 Abs. 3 i.V.m. Verordnung (EU) 2015/1222, Art. 32 Abs. 1].

Nach Abschluss der Überprüfung einer Gebotszonenkonfiguration müssen die ÜNB der Kommission einen Vorschlag über die Beibehaltung oder Änderung der Gebotszonenkonfiguration vorlegen (Art. 13 Abs. 4).

Auf Basis der Überprüfung entscheidet die Kommission per Beschluss über die Beibehaltung oder Änderung der Gebotszonenkonfiguration (Art. 13 Abs. 4).

Die Gebotszonen sollen räumlich so festgelegt werden, dass es in den sich dort befindenden Übertragungsnetzen keine strukturellen Engpässe gibt, die den Stromfluss einschränken (Art. 13 Abs. 1), es sei denn

  • die Engpässe haben keine Auswirkungen auf benachbarte Gebotszonen oder
  • die verursachten Auswirkungen auf benachbarte Gebotszonen werden durch Abhilfemaßnahmen gemindert und die zonenübergreifende Handelskapazität wird nicht gesenkt.

Wie Kommission.

Nach Abschluss der Überprüfung einer Gebotszonenkonfiguration müssen die an der Überprüfung der Gebotszonen beteiligten ÜNB den betreffenden Mitgliedstaaten oder den benannten zuständigen Behörden der betreffenden Mitgliedstaaten einen gemeinsamen Vorschlag über die Beibehaltung oder Änderung der Gebotszonenkonfiguration vorlegen (Art. 13 Abs. 4).

Werden von einem oder mehreren ÜNB Engpässe festgestellt oder wird im Rahmen der Überprüfung eine Abänderung der Gebotszonen empfohlen, können die betroffenen Mitgliedstaaten mit ihren ÜNB innerhalb von vier Jahren einen konkreten Aktionsplan zur Verringerung der strukturellen Engpässe festlegen (Art. 13 Abs. 4a).

Sechs Monate vor Ablauf des Aktionsplans müssen die betroffenen Mitgliedstaaten entscheiden, ob 

  • sie ihre Gebotszone verändern oder 
  • die verbleibenden Engpässe durch Abhilfemaßnahmen bewältigen (Art. 13 Abs. 4c).

Sollten die betroffenen Mitgliedstaaten keine Einigung erzielen, muss – als letztes Mittel – die Kommission über die Beibehaltung oder Änderung der Gebotszonenkonfiguration entscheiden (Art. 13 Abs. 4e).

Wie Rat.

Wie Kommission.

Wie Rat.

Werden von einem oder mehreren ÜNB Engpässe festgestellt oder wird im Rahmen der Überprüfung eine Abänderung der Gebotszonen empfohlen, können die betroffenen Mitgliedstaaten innerhalb von sechs Monaten entscheiden, ob sie ihre Gebotszone verändern (Art. 13 Abs. 4).

Sollten die betroffenen Mitgliedstaaten keine Einigung erzielen, muss – als letztes Mittel – der Mitgliedstaat, in dem der Engpass existiert, entscheiden, ob er (Art. 13 Abs. 4a)

  • die Gebotszone entsprechend verändert oder
  • die verbleibenden Engpässe durch Abhilfemaßnahmen bewältigt.

 

 

Wie Rat.

Wie Kommission.

Wie Rat.

Werden von einem oder mehreren ÜNB Engpässe festgestellt oder wird im Rahmen der Überprüfung eine Abänderung der Gebotszonen empfohlen, können die betroffenen Mitgliedstaaten innerhalb von drei Monaten entscheiden, ob sie ihre Gebotszone verändern (Art. 13 Abs. 4).

Sollten die betroffenen Mitgliedstaaten keine Einigung erzielen, muss ACER innerhalb von drei Monaten über die Methodik und Annahmen sowie über die alternativen Konfigurationen der Gebotszonen entscheiden (Art. 13 Abs. 4).

Regionales Betriebszentren („ROCs“)

ACER entscheidet künftig auf Vorschlag des Verbands Europäischer ÜNB (ENTSO-E) und anhand von Kriterien wie der Anzahl an grenzüberschreitenden Stromnetzverbindungsleitungen über die geographische Ausdehnung grenzüberschreitender Netzbetriebsregionen (Art. 33 Abs. 1, 2).

Die ÜNB müssen für jede Netzbetriebsregion ein regionales Betriebszentrum ("Regional Operation Centre", ROC) mit eigener Rechtsform schaffen, das in einem Mitgliedstaat der Netzbetriebsregion ansässig sein muss (Art. 32 Abs. 1, 2).

Die ROCS treffen Betriebsvereinbarungen zur Gewährleistung eines sicheren, zuverlässigen und effizienten, Betrieb der Verbundnetze (Art. 32 Abs. 3).

Die ROCs nehmen Aufgaben in der Netzbetriebsregion wahr, wie (Art. 34)

  • die koordinierte Kapazitätsberechnung,
  • die koordinierte Sicherheitsanalyse,
  • die Schaffung gemeinsamer Netzmodelle,
  • Bestimmung der Höhe der Reservekapazität in der Region.

Eine „Netzbetriebsregion“ umfasst das geografische Gebiet, das von einem einzelnen Übertragungsnetzbetreiber abgedeckt wird. (Art. 33 Abs. 0a)

ACER entscheidet künftig auf Vorschlag des Verbands Europäischer ÜNB (ENTSO-E) darüber, welche ÜNB, Gebotszonen, Gebotszonengrenzen und Kapazitätsberechnungsregionen von den einzelnen Netzbetriebsregionen erfasst werden. (Art. 33 Abs. 1, 2).

Die ÜNB müssen ihrer jeweiligen Regulierungsbehörde einen Vorschlag zur Stärkung der Rolle der bereits bestehenden regionalen Sicherheitskoordinatoren zur Prüfung vorlegen (Art. 32 Abs. 1, 2).

Die ÜNB sind für die Steuerung der Stromflüsse und die Gewährleistung eines sicheren, zuverlässigen und effizienten Elektrizitätssystems verantwortlich (Art. 32 Abs. 3)

Die regionalen Sicherheitskoordinatoren nehmen Aufgaben von regionaler Bedeutung für die ÜNB wahr, wie (Art. 34)

  • die koordinierte Kapazitätsberechnung,
  • die koordinierte Sicherheitsanalyse,
  • die Schaffung gemeinsamer Netzmodelle.

Wie Kommission.

Die ÜNB müssen ihrer Regulierungsbehörde für jede Netzbetriebsregion einen Vorschlag für die Entwicklung eines vom ÜNB unabhängigen regionalen Koordinationszentrums vorlegen, die die bestehenden regionalen Sicherheitskoordinatoren („Regional Security Coordinators“, RSC) ersetzen (Art. 32 Abs. 1, 2).

Wie Rat.

Die regionalen Koordinationszentren nehmen Aufgaben in der Netzbetriebsregion wahr, wie (Art. 34)

  • die koordinierte Kapazitätsberechnung,
  • die koordinierte Sicherheitsanalyse, 
  • die Schaffung gemeinsamer Netzmodelle,
  • Bestimmung der Höhe der Reservekapazität in der Region.

Wie Rat.

Wie EP-Ausschuss.

Wie Rat.

Wie EP-Ausschuss.

Prüfung der Kraftwerkskapazität

ENTSO-E muss jährlich überprüfen, ob die bestehende Kraftwerkskapazität ausreicht, um die Stromversorgung in der EU in dem darauffolgenden Zehnjahreszeitraum sicherzustellen (Art. 19 Abs. 1).

Die Mitgliedstaaten müssen darauf aufbauend (Art. 18)

  • alle „regulatorischen Verzerrungen“ aufheben, die eine angemessene Stromerzeugung behindern und
  • einen Zeitplan für deren Beseitigung erstellen.

ENTSO-E muss jährlich überprüfen, ob die bestehende Kraftwerkskapazität ausreicht, um die Stromversorgung in der EU in jedem Jahr des darauffolgenden Zehnjahreszeitraum sicherzustellen (Art. 19 Abs. 1).

Die Mitgliedstaaten können zusätzlich eine Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf nationaler Ebene durchführen (Art. 19a Abs. 1).

Die Mitgliedstaaten müssen darauf aufbauend (Art. 18)

  • alle „regulatorischen Verzerrungen“, Marktverzerrungen oder Netzengpässe – z.B. wegen unzureichender Infrastruktur – ermitteln, die eine angemessene Stromerzeugung behindern, und
  • einen Zeitplan für deren Beseitigung erstellen.

ENTSO-E muss jährlich überprüfen, ob die bestehende Kraftwerkskapazität ausreicht, um die Stromversorgung in der EU, relevanten Mitgliedstaaten, Regionen und Preiszonen in dem darauffolgenden Zehnjahreszeitraum sicherzustellen (Art. 19 Abs. 1).

Die Mitgliedstaaten müssen darauf aufbauend (Art. 18)

  • alle „regulatorischen Verzerrungen“ aufheben, die eine angemessene Stromerzeugung behindern, und
  • einen Zeitplan für deren Beseitigung erstellen und der Kommission zur Prüfung vorlegen.

Die Kommission kann innerhalb von zwei Monaten nach Eingang des Zeitplans beschließen, ob die Maßnahmen ausreichen, um Regulierungsverzerrungen oder Marktversagen zu beseitigen (Art. 18 Abs. 3b).

ENTSO-E muss jährlich überprüfen, ob die bestehende Kraftwerkskapazität ausreicht, um die Stromversorgung in der EU, relevanten Mitgliedstaaten, Regionen und Preiszonen in jedem Jahr des darauffolgenden Zehnjahreszeitraum sicherzustellen (Art. 19 Abs. 1).

Wie EP-Ausschuss.

Die Kommission kann innerhalb von vier Monaten nach Eingang des Zeitplans beschließen, ob die Maßnahmen ausreichen, um Regulierungsverzerrungen oder Marktversagen zu beseitigen (Art. 18 Abs. 3b).

Kapazitätsmechanismen

Die Mitgliedstaaten können Kraftwerkskapazität zur Sicherstellung einer ausreichenden Stromversorgung durch "Kapazitätsmechanismen" fördern (Art. 23 Abs. 1).

Kapazitätsmechanismen müssen so ausgestaltet sein, dass (Art. 23 Abs. 3)

  • sie den Wettbewerb auf den regulären Strommärkten nicht "unnötig" verzerren,
  • sie nicht den grenzüberschreitenden Stromhandel einschränken,
  • die geförderte Kapazität nicht über das notwendige Maß hinausgeht.

Kapazitätsmechanismen müssen offenstehen für Kraftwerke aus anderen Mitgliedstaaten, wenn diese über eine Stromleitung direkt mit dem Mitgliedstaat, der den Kapazitätsmechanismus betreibt, verbunden sind (Art. 21 Abs. 1 und 2).

Mitgliedstaaten dürfen Kraftwerken innerhalb ihres Staatsgebiets nicht untersagen, an Kapazitätsmechanismen in anderen Mitgliedstaaten teilzunehmen (Art. 21 Abs. 3).

Kraftwerksbetreiber dürfen an mehreren Kapazitätsmechanismen teilnehmen (Art. 21 Abs. 5).

Mitgliedstaaten, die einen Kapazitätsmechanismus nach Inkrafttreten der Verordnung einführen, müssen dies auf der Basis eines nationalen "Zuverlässigkeitsstandards" tun. Dieser gibt das gewünschte Maß an Stromversorgungssicherheit des Mitgliedstaats wieder und wird von den nationalen Regulierungsbehörden nach einer EU-einheitlichen Methode ermittelt. (Art. 20 Abs. 1, 2 i.V.m. Art. 19 Abs. 5)

Kraftwerke mit einer CO2-Emissionsintensität von über 550 Gramm CO2/kWh dürfen spätestens fünf Jahre nach Inkrafttreten der Verordnung nicht mehr an einem Kapazitätsmechanismus teilnehmen (Art. 23 Abs. 4).

Wie Kommission.

Kapazitätsmechanismen müssen so ausgestaltet sein, dass (Art. 23 Abs. 3)

  • sie den Wettbewerb auf den regulären Strommärkten nicht „unnötig“ verzerren,
  • sie nicht den zonenüberschreitenden Stromhandel einschränken,
  • die geförderte Kapazität nicht über das notwendige Maß hinausgeht,
  • sie marktbasiert sind.

Kapazitätsmechanismen – und soweit technisch machbar –strategische Reserven müssen offenstehen für die direkte Beteiligung von Kraftwerken aus anderen Mitgliedstaaten (Art. 21 Abs. 1).

Jeder Mitgliedstaat kann jedoch ausländische Kapazitäten ausschließen, die (Art. 21 Abs. 2)

  • in einem Land liegen, das nicht über eine direkte Stromleitung an den Mitgliedstaat, der den Kapazitätsmechanismus betreibt, angebunden ist,
  • bereits an einem anderen Kapazitätsmechanismus teilnimmt.

Wie Kommission.

Beteiligen sich Kapazitätsanbieter an mehr als einem Mechanismus, sind sie zu mehreren Nichtverfügbarkeitszahlungen verpflichtet, wenn sie nicht in der Lage sind, mehrere Verpflichtungen zu erfüllen (Art. 21 Abs. 5).

Wie Kommission.

Kraftwerke mit einer CO2-Emissionsintensität von über 550 Gramm CO2/kWh, deren Investitionsentscheidung mehr als fünf Jahre nach Inkrafttreten der Verordnung getroffen wurde, dürfen ab dem 31. Dezember 2025 keine Zahlungen aus einem Kapazitätsmechanismus zugesichert werden (Art. 23 Abs. 4).

Die Mitgliedstaaten können Kraftwerkskapazität zur Sicherstellung einer ausreichenden Stromversorgung durch „Kapazitätsmechanismen“ fördern, sofern diese nachweislich (Art. 18a)

  • notwendig sind, um eine angemessene Stromversorgung sicherzustellen, und

 

 

  • keine negativen Auswirkungen auf die benachbarten Mitgliedstaaten haben.

 

 

Kapazitätsmechanismen müssen so ausgestaltet sein, dass (Art. 23 Abs. 1)

  • sie den Wettbewerb auf den regulären Strommärkten nicht „unnötig“ verzerren,
  • sie nicht den grenzüberschreitenden Stromhandel einschränken,
  • die geförderte Kapazität nicht über das notwendige Maß hinausgeht,
  • sie marktbasiert, technologieneutral und zeitlich begrenzt sind.

Wie Kommission.

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Wie Kommission.

Kraftwerksbetreiber dürfen an mehreren Kapazitätsmechanismen mit ihrer tatsächlich verfügbaren Kapazität teilnehmen (Art. 21 Abs. 5).

Mitgliedstaaten, die einen Kapazitätsmechanismus nach Inkrafttreten der Verordnung einführen, müssen dies auf der Basis eines nationalen „Zuverlässigkeitsstandards“ tun. Dieser gibt das notwendige Maß an Stromversorgungssicherheit des Mitgliedstaats wieder und wird von den nationalen Regulierungsbehörden nach einer EU-einheitlichen Methode ermittelt. (Art. 20 Abs. 1, 2 i.V.m. Art. 19 Abs. 5)

Kraftwerke mit einer CO2-Emissionsintensität von über 550 Gramm CO2/kWh dürfen spätestens fünf Jahre nach Inkrafttreten der Verordnung nicht mehr an einem Kapazitätsmechanismus – mit Ausnahme von Strategischen Reserven – teilnehmen (Art. 18a Abs. 7).

Wie EP-Ausschuss.

Kapazitätsmechanismen müssen so ausgestaltet sein, dass (Art. 18b)

  • sie den Wettbewerb auf den regulären Strommärkten nicht „unnötig“ verzerren,
  • sie nicht den zonenüberschreitenden Stromhandel einschränken,
  • die geförderte Kapazität nicht über das notwendige Maß hinausgeht,
  • sie technologieneutral und zeitlich begrenzt sind.

Kapazitätsmechanismen – und soweit technisch machbar –strategische Reserven müssen offenstehen für die direkte Beteiligung von Kraftwerken aus anderen Mitgliedstaaten (Art. 21 Abs. 1).

Jeder Mitgliedstaat kann jedoch ausländische Kapazitäten ausschließen, die (Art. 21 Abs. 2)

  • in einem Land liegen, das nicht über eine direkte Stromleitung an den Mitgliedstaat, der den Kapazitätsmechanismus betreibt, angebunden ist.

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Wie Kommission.

Wie Rat.

Wie EP-Ausschuss.

Kraftwerke mit einer CO2-Emissionsintensität von über 550 Gramm CO2/kWh, die nach Inkrafttreten der Verordnung mit der kommerziellen Stromproduktion begonnen haben, dürfen keine Zahlungen aus einem Kapazitätsmechanismus zugesichert werden (Art. 18b Abs. 4).

Kraftwerke mit einer CO2-Emissionsintensität von über 550 Gramm CO2/kWh und einer durchschnittlichen jährlichen CO2-Ausstoß von mehr als 350 kg dürfen spätestens ab dem 1. Juni 2025 nicht mehr an einem Kapazitätsmechanismus teilnehmen (Art. 18b Abs. 4).

Zusammenarbeit der Verteilnetzbetreiber (VNB)

Die Verteilnetzbetreiber (VNB), die nicht Teil eines vertikal integrierten Unternehmens sind, müssen einer zuvor gegründeten „Europäischen Organisation der Verteilernetzbetreiber“ (EU-VNB) beitreten und in ihr künftig grenzüberschreitend kooperieren (Art. 49).

Die Verteilernetzbetreiber (VNB) dürfen einer bis 2022 gegründeten „Europäischen Organisation der Verteilernetzbetreiber“ (EU-VNB) beitreten und in ihr künftig grenzüberschreitend kooperieren (Art. 49).

Die Verteilernetzbetreiber (VNB) dürfen einer gegründeten „Europäischen Organisation der Verteilernetzbetreiber“ (EU-VNB) beitreten und in ihr künftig grenzüberschreitend kooperieren (Art. 49).

Wie EP-Ausschuss.

Entwicklung einheitlicher Netz- und Strommarktregeln („Netzkodizes“)

Die Kommission erlässt delegierte Rechtsakte zur Festlegung von Netzkodizes (Art. 55 Abs. 1).

Die Kommission erstellt nach Anhörung von ACER und ENTSO-E alle drei Jahre eine Prioritätenliste mit Regulierungsbereichen, in denen Netzkodizes erlassen werden sollen (Art. 55 Abs. 2).

Die Kommission fordert ACER auf, zu den priorisierten Regulierungsbereichen unverbindliche Rahmenrichtlinien zu entwickeln und der Kommission zur Prüfung vorzulegen (Art. 55 Abs. 3).

Die Kommission beauftragt daraufhin den primär von dem jeweiligen Regulierungsbereich betroffenen Stromnetzverband – ENTSO-E für die ÜNB oder die EU-VNB für die VNB – dazu auf, auf Grundlage der Rahmenrichtlinie den Entwurf eines Netzkodizes auszuarbeiten und ACER vorzulegen. ACER legt den überarbeiteten Entwurf der Kommission vor. (Art. 55 Abs. 8–10)

Die Kommission erlässt Durchführungsrechtsakte zur Festlegung von Netzkodizes (Art. 55 Abs. 1).

Die Kommission erstellt nach Anhörung von ACER und ENTSO-E sowie EU-VNB alle drei Jahre eine Prioritätenliste mit Regulierungsbereichen, in denen Netzkodizes erlassen werden sollen (Art. 55 Abs. 2).

Wie Kommission.

Die Kommission beauftragt daraufhin den primär von dem jeweiligen Regulierungsbereich betroffenen Stromnetzverband – ENTSO-E für die ÜNB oder die EU-VNB gemeinsam mit ENTSO-E für die VNB – dazu auf, auf Grundlage der Rahmenrichtlinie den Entwurf eines Netzkodizes auszuarbeiten und ACER vorzulegen. ACER legt den überarbeiteten Entwurf der Kommission vor. (Art. 55 Abs. 8–10)

Wie Kommission.

Wie Rat.

Wie Kommission.

Wie Kommission.

Wie Rat.

Wie Rat.

Wie Kommission.

Wie Rat.

Nächste Schritte im EU-Gesetzgebungsverfahren:

Mit der formalen Annahme des Rates ist das Gesetzgebungsverfahren abgeschlossen.