VI-3 Kart 1/13 (V)

1. Auf die Beschwerde der Betroffenen wird der Beschluss der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012 (BK6-11/098) aufgehoben. 2. Die Kosten des Beschwerdeverfahrens einschließlich der notwendigen Auslagen der Betroffenen trägt die Bundesnetzagentur. Die weiteren Beteiligten tragen ihre Kosten selbst. 3. Die Rechtsbeschwerde wird zugelassen. G r ü n d e : A. Die Betroffene zu 1 ist ein Gemeinschaftsunternehmen der U. GmbH und … kommunaler Energieversorger (Stadtwerke). Die Komplementärin ist eine horizontale Kooperationsgesellschaft konzernunabhängiger kommunaler Versorgungsunternehmen mit mehr als … Gesellschaftern. Die Betroffene zu 1 betreibt ein modernes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk in x mit einer installierten elektrischen Leistung von x MW. Das Kraftwerk hat am … den Dauerbetrieb aufgenommen und versorgt seither … Haushalte mit Strom. Die Betroffene zu 2 ist ebenfalls ein Gemeinschaftsunternehmen der U. GmbH, an dem … Stadtwerke beteiligt sind. Sie betreibt ein Steinkohlekraftwerk in x mit einer elektrischen Leistung von x MW. Mit dem angegriffenen Beschluss vom 30.10.2012 hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur (BK6-11/098) die Festlegung zur „Standardisierung vertraglicher Rahmenbedingungen für Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber in die Fahrweise von Erzeugungsanlagen“ erlassen. Der Beschluss wurde am 07.11.2012 im Amtsblatt der Bundesnetzagentur veröffentlicht. Die Betroffenen waren nicht zum Verwaltungsverfahren beigeladen. Hintergrund der Festlegung ist die Zunahme sog. Redispatch-Maßnahmen, u. a. weil im März 2011 acht Kernkraftwerke außer Betrieb genommen worden waren und zunehmend Strom aus erneuerbaren Energien in das Netz eingespeist wird, mit der der Netzausbau nicht Schritt hält. Bei Redispatch-Maßnahmen handelt es sich um physikalische Eingriffe in die Fahrweise von Kraftwerken, die notwendig werden, wenn die strom- oder spannungsbedingte Überlastung eines Netzelements die Netzsicherheit gefährdet. Beim strombedingten Redispatch wird einer Überlastung eines Netzelementes dadurch entgegengewirkt, dass ein Kraftwerk auf der Seite mit dem Erzeugungsüberschuss seine Einspeisung reduziert und ein Kraftwerk hinter dem Engpass seine Einspeisung entsprechend erhöht. Dadurch nimmt der Stromfluss (Stromstärke) auf dem betroffenen Netzelement ab. Beim spannungsbedingten Redispatch wird die Wirkleistungseinspeisung von einem oder mehreren Kraftwerken reduziert oder erhöht, um den Einsatz von Blindleistung aus Kraftwerken zur Spannungsstabilisierung in ausreichender Menge zu gewährleisten. In der Vergangenheit erfolgten Redispatch-Maßnahmen nur aufgrund freiwilliger Vereinbarungen zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Kraftwerksbetreibern. Durch die angegriffene Festlegung vom 20.10.2012 hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur die Vorgaben in § 13 Abs. 1 EnWG näher ausgestaltet. Nach Tenorziffer 1 der Festlegung ist eine Anweisung zur Vornahme einer Redispatch-Maßnahme zulässig, wenn aufgrund von Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse andernfalls strombedingte Überlastungen von Betriebsmitteln oder Verletzungen betrieblich zulässiger Spannungsbänder zu erwarten sind. Etablierte, dem anerkannten Stand der Technik entsprechende Methoden zur Berücksichtigung von etwaigen Ausfällen von Netzbetriebsmitteln und von Erzeugungsanlagen, z.B. das (n-1)-Prinzip, sind bei den Netzbelastungsberechnungen zu berücksichtigen. Eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie ist ebenfalls bei akuten Überlastungen oder Spannungsgrenzwertverletzungen zulässig. Eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zum Ausgleich von Leistungsungleichgewichten ist nicht zulässig. Nach Tenorziffer 2 der Festlegung erstreckt sich die Verpflichtung, sich der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung durch die Übertragungsnetzbetreiber zu unterwerfen, auf alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie mit einer elektrischen Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW. Dazu gehören auch Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, die zumindest in einem Betriebszustand eine disponible, d.h. keinen Einschränkungen durch die Wärmeproduktion unterworfene elektrische Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW erzeugen können. Maßgeblich ist die Summe der Netto-Nennwirkleistung aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen. Tenorziffer 3 regelt den Umfang der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung. Speicheranlagen können auch zu einem Wirkleistungsbezug angewiesen werden (Tenorziffer 3 Satz 2). Die Anweisung zur Anpassung der Wirkleistung erfolgt für die Gesamtheit aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie eines Betreibers (Tenorziffer 3 Satz 3) und ist frühestens ab 14.30 Uhr für den Folgetag zulässig (Tenorziffer 3 Satz 4). Wirkleistungsanpassungen sind unter Berücksichtigung der technischen Möglichkeiten der Anlage anzukündigen und durchzuführen (Tenorziffer 3 Satz 5). Leistungsscheiben von Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie, deren Brennstoffverfeuerung oder Primärenergieträgerverbrauch aufgrund von gesetzlichen oder behördlichen Vorgaben bzw. aufgrund von an die Stromproduktion gekoppelten industriellen Produktionsprozessen nicht disponibel ist, sind für Wirkleistungsanpassungen nicht heranzuziehen (Tenorziffer 3 Satz 6). Dasselbe gilt nach Tenorziffer 10 für Leistungsscheiben, die für die Erbringung von Regelenergie und zur Besicherung vorgehalten werden; § 13 Abs. 2 EnWG bleibt unberührt. Die Anweisung zur Wirkleistungsanpassung erfolgt nach Ziffer 6 der Festlegung ausschließlich durch denjenigen Übertragungsnetzbetreiber, an dessen Netz die Anlagen mittelbar oder unmittelbar angeschlossen sind. Die Einsatzfolge der Kraftwerke (Merit Order) richtet sich gemäß Tenorziffer 4 der Festlegung bei mehreren in Betracht kommenden Anlagen nach dem Quotienten aus netzstützender Wirkung und zu entrichtender Vergütung. Im Fall einer Erhöhung der Einspeisung sind die Anlagen beginnend mit dem höchsten Quotienten hin zum niedrigsten abzurufen, bis ein sicherer Betriebszustand erreicht ist. Bei einer Reduzierung gilt die umgekehrte Reihenfolge. Sobald die netztechnische Notwendigkeit entfällt, ist die Anpassung zu beenden. Zur Gewährleistung der bilanziellen Neutralität einer spannungsbedingten Redispatch-Maßnahme – bei einer strombedingten Redispatch-Maßnahme ergibt sich der energetische Ausgleich automatisch durch die Erhöhung und Reduzierung der Einspeisemengen auf beiden Seiten des Engpasses - bestimmt Tenorziffer 5 der Festlegung, dass die Übertragungsnetzbetreiber den energetischen Ausgleich des Eingriffs sicherzustellen haben. Die Anpassung der Einspeisung wird nach Tenorziffer 7 der Festlegung durch den Austausch eines Fahrplans im Viertelstundenraster zwischen Übertragungsnetzbetreiber und Anlagenbetreiber bestätigt, wobei bei Differenzen der Fahrplan des Übertragungsnetzbetreibers vorrangig gilt. Referenzgröße für den Fahrplan ist die aktuellste, vom Anlagenbetreiber an den Übertragungsnetzbetreiber vor Beginn der Maßnahme übermittelte Einspeisezeitreihe der betroffenen Anlage. Nach Tenorziffer 8 der Festlegung sind die Anlagenbetreiber verpflichtet, dem zuständigen Übertragungsnetzbetreiber zum Zeitpunkt der Abgabe der Kraftwerkseinsatzpläne um 14.30 Uhr des Vortags viertelstundenscharf freie Leistungsscheiben ihrer Anlagen zur Erhöhung als auch Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung für den Folgetag zu melden und bei Veränderungen unverzüglich anzupassen. Die freien Leistungsscheiben sind bezogen auf die Gesamtheit aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen zu melden. In der Begründung der Festlegung (S. 53) führt die Beschlusskammer 6 aus, dass sie sich der teilweise geforderten Zulässigkeit einer jederzeitigen, insbesondere auch während eines anstehenden Eingriffs zur Wirkleistungsanpassung möglichen Aktualisierung der Einspeisezeitreihen durch die Anlagenbetreiber nicht anschließen könne, auch wenn dies bereits heute von einem Übertragungsnetzbetreiber zugelassen werde. Es bestehe ansonsten die Gefahr, dass die Aktualisierung der Einspeisezeitreihe während einer Maßnahme zu Lasten des Übertragungsnetzbetreibers erfolge und eine Anweisung zur Wirkleistungsanpassung unterlaufen werde. In einer weiteren Festlegung vom 30.10.2013 hat die Beschlusskammer 8 der Bundesnetzagentur Kriterien für die Bestimmung einer angemessenen Vergütung bei Redispatch-Maßnahmen und Anpassungen von Wirkleistungseinspeisung bestimmt (BK8-12/019). Nach Tenorziffer 2 haben Übertragungsnetzbetreiber den Betreibern hochfahrender Erzeugungsanlagen die durch die Redispatch-Maßnahme tatsächlich verursachten, zusätzlich entstehenden Aufwendungen zu vergüten (Aufwendungsersatz). Betreiber von absenkenden Erzeugungsanlagen haben den Übertragungsnetzbetreibern die durch die Redispatch-Maßnahme ersparten Aufwendungen zu vergüten. Maßgebend sind jeweils die Anschaffungswerte aus der Finanzbuchhaltung des letzten Quartals. Marktprämien, Gewinnzuschläge und Opportunitäten sind nicht zu vergüten. Sofern Maßnahmen jährlich nicht mehr als die Bagatellgrenze von 0,9 % der Einspeisemengen des Vorjahres betreffen, führt dies nach Tenorziffer 3 zu einer pauschalen Vergütung: Hochfahrende Anlagen erhalten das Produkt aus der maßnahmenbedingten Veränderung ihrer Einspeisemenge und den aus den stündlichen EPEX-Spot-Preisen (Deutschland) abgeleiteten Grenzkosten. Maßgebend ist insoweit der niedrigste Preis, zu dem die Erzeugungsanlage im Vormonat im Normalbetrieb eingespeist hat. Für das Herunterfahren der Einspeiseleistung ist als Grenzkostenersparnis das Produkt aus redispatchbedingter Veränderung der Einspeisemenge und den aus den EPEX-Spot-Preisen (Deutschland) abgeleiteten Grenzkosten zu vergüten. Liegen keine EPEX-Spot-Daten für den Vormonat vor, weil die Anlage in diesem Zeitraum nicht eingespeist hat, wird die angemessene Vergütung mittels vergleichbarer Erzeugungsanlagedaten der letzten zwölf Vormonate berechnet. Wird ein zusätzliches An- oder Abfahren erforderlich, werden die zusätzlichen Aufwendungen erstattet. Von der Bagatellregelung darf nach Tenorziffer 4 nur in begründeten Ausnahmefällen abgewichen und ein individueller Aufwendungsersatz gewährt werden. Die Vergütung eines Leistungsanteils kommt nach Tenorziffer 5 erst in Betracht, wenn Maßnahmen jährlich mehr als 10 % der Einspeisemengen des Vorjahres betreffen. Anlagen, die in diesem Zeitraum nicht eingespeist haben, sind davon ausgenommen. Diese Festlegung haben die Betroffenen mit gesondert eingelegter Beschwerde angegriffen, die beim Senat unter dem Aktenzeichen VI-3 Kart 9/13 (V) geführt wird. Mit form- und fristgerecht eingelegter Beschwerde wenden sich die Betroffenen gegen die Festlegung der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012. Die Betroffenen sind der Ansicht, die Festlegung sei schon deshalb rechtswidrig und daher aufzuheben, weil Tenorziffern 1, 4 und 8 der Festlegung nicht durch die gesetzliche Ermächtigungsgrundlage in § 13 Abs. 1 Satz 3 EnWG gedeckt seien. Die Ermächtigungsgrundlage des § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG ermächtige lediglich zur näheren Bestimmung des „wie“ der Anforderung einer Wirkleistungsanpassung und nicht zur Bestimmung des „ob“ einer Wirkleistungsanpassung wie in Tenorziffer 1 geschehen. Eine Befugnis der Bundesnetzagentur zur Definition der Eingriffssituation ergebe sich auch nicht aus der Notwendigkeit einer solchen Regelung. Die Festlegung beschränke sich schließlich nicht lediglich auf die Wiederholung des Gesetzestextes, sondern stelle auf andere Parameter („Überlastung von Betriebsmitteln oder Verletzung betrieblich zulässiger Spannungsbänder“) ab als der Gesetzgeber. Gleichzeitig lege sie Methoden fest, mit denen eine Redispatch-Situation (nur) durch die Übertragungsnetzbetreiber ermittelt werden könne (Netzbelastungsberechnungen, (n-1)-Prinzip). Durch die netzknotenbezogene Betrachtungsweise in Tenorziffer 2 Satz 3 erweitere die Bundesnetzagentur den Adressatenkreis einer möglichen Redispatch-Maßnahme gegenüber dem im Gesetz vorgesehenen Adressatenkreis. Der Gesetzgeber stelle in § 13 Abs. 1a Satz EnWG auf die Nennleistung einer Erzeugungsanlage ab, die mindestens 50 MW betragen müsse. Demgegenüber stelle die Bundesnetzagentur auf die Netto-Nennwirkleistung aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen eines Betreibers ab, wodurch auch Anlagen mit einer Netto-Nennwirkleistung unter 50 MW erfasst würden. Die Beschlusskammer sei auch nicht befugt gewesen eine Merit Order der Anlagen nach dem Quotienten ihrer netzstützenden Wirkung und der zu zahlenden Vergütung festzulegen (Tenorziffer 4), insbesondere handele es sich dabei nicht um eine „Methodik“ zur Anforderung, sondern auch um das „ob“ der Inanspruchnahme. Es gehe auch nicht um die Konkretisierung des Adressatenkreises, den die Bundesnetzagentur bereits in Tenorziffer 2 der Festlegung geregelt habe. Die Anordnung derart umfangreicher Informations- und Mitteilungspflichten der Kraftwerksbetreiber über die Fahrweise ihrer Anlagen in Tenorziffer 8 hätte nach der verfassungsrechtlichen Wesentlichkeitstheorie und dem Vorbehalt des Gesetzes einer ausdrücklichen Ermächtigungsgrundlage bedurft. Ziffer 8 der Festlegung könne daher erst recht nicht auf die noch allgemeinere Regelung des § 12 Abs. 4 Satz 3 EnWG gestützt werden. Die Mitteilungspflichten seien als ein wesentlicher Grundrechtseingriff in die Berufsausübungsfreiheit nach Art. 12 Abs. 1 GG zu verstehen. Kraftwerksbetreiber seien danach verpflichtet, praktisch alle die Anlage betreffenden technischen Daten und damit Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse preiszugeben. Dabei gehörten die Übertragungsnetzbetreiber teilweise auch noch zu Konzernen, die mit den verpflichteten Kraftwerksbetreibern in einem Wettbewerbsverhältnis stünden. Dass es sich bei den Meldepflichten in Ziffer 8 um einen wesentlichen Grundrechtseingriff handele, zeige auch, dass solche Pflichten anderenorts in § 13 EnWG ausdrücklich gesetzlich verankert worden seien, wie in § 13 Abs. 4a Satz 7 EnWG. Die Regelungen in Tenorziffern 1, 4, und 8 seien auch mit dem Bestimmtheitsgebot des § 37 Abs. 1 VwVfG nicht vereinbar. Die in Tenorziffer 1 verwendeten Begriffe der „ anderen gesicherten Erkenntnisse“ sowie der „etablierten, dem anerkannten Stand der Technik entsprechende Methoden “ seien unbestimmt und Ziffer 1 damit rechtswidrig. Die Verwendung von unbestimmten Rechtsbegriffen sei dem Gesetz- und Verordnungsgeber vorbehalten. Wiederhole die Verwaltung lediglich den unbestimmten Rechtsbegriff aus der Ermächtigungsgrundlage, liege darin ein Verstoß gegen § 37 VwVfG. Die von der Beschlusskammer getroffenen Anordnungen bezüglich der Voraussetzungen von Eingriffen in die Fahrweise von Kraftwerken und Speichern durch die Übertragungsnetzbetreiber führten auch im Wege der Auslegung nicht zu einem eindeutigen Ergebnis. Auch Ziffer 4 sei wegen der Bezugnahme auf die zu entrichtende Vergütung als weiteres Element des Merit Order-Quotienten unbestimmt. Die zu zahlende Vergütung werde in der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 in drei verschiedenen Varianten angeordnet. Welche der drei Varianten der Übertragungsnetzbetreiber wählen werde, also den individuellen Aufwendungsersatz nach Tenorziffer 2 der Vergütungsfestlegung, die pauschale Vergütung nach der Bagatellregelung in Tenorziffer 3 oder den Aufwendungsersatz unter zusätzlicher Vergütung eines Leistungsanteils nach Tenorziffer 5 sei im Voraus nicht bestimmbar, da die Beschlusskammer den Übertragungsnetzbetreibern keinerlei Kriterien für die Wahl der Vergütungsmethode an die Hand gegeben habe. Daher sei auch im Rahmen der Merit Order unklar, in welcher Reihenfolge die Anlagen abhängig von ihrer Vergütungshöhe gereiht würden. Die Höhe der zu zahlenden Vergütung sei auch deswegen nicht eindeutig bestimmbar, weil sie davon abhänge, in welchem Ausmaß ein Kraftwerksbetreiber zu Redispatch-Maßnahmen herangezogen werde. Wie die Übertragungsnetzbetreiber dieses Ausmaß prospektiv ermitteln sollten, sei unklar, da es wiederum von der – zu ermittelnden - Stellung eines Kraftwerks in der Merit Order abhänge. Die Übertragungsnetzbetreiber hätten vor Durchführung einer Redispatch-Maßnahme auch keine Datengrundlage, anhand derer sie Berechnungen anstellen könnten. Die Vergütung erfolge nach Ziffer 2 der Vergütungsfestlegung bezogen auf eine konkret durchgeführte Redispatch-Maßnahme und stelle auf die konkret getätigten Beschaffungsvorgänge der für ein Hochfahren der Anlage benötigten Brennstoffe ab. Daher könnten auch die Meldepflichten der Kraftwerksbetreiber nach Tenorziffer 7a der BK8-Festlegung nur vergangenheitsbezogen sein. Würde man - wie die Bundesnetzagentur nunmehr vortrage – die Merit Order auf der Grundlage einer Schätzung zulassen, stünde es im Belieben des Übertragungsnetzbetreibers, wie dieser die Kosten einschätze und mithin die Anlagen zum Redispatch anweise. Die Regelung in Tenorziffer 4 Satz 2, wonach die Merit Order anlagenbezogen erstellt werde, stehe im Widerspruch zu der Regelung in Tenorziffer 3 Satz 2, wonach eine Anweisung zur Wirkleistungsanpassung netzknotenbezogen erfolge. Auch dies sei mit dem Bestimmtheitsgebot nicht vereinbar. Der Anlagenbetreiber könne die Merit Order unterlaufen, indem er eine teurere Anlage einsetze und dafür die höhere Vergütung erhalte. Die Festlegung sei ferner rechtswidrig, weil ihr nicht zu entnehmen sei, ob die Pflichten zwischen den Beteiligten unmittelbar gelten sollten oder ob es des Abschlusses von Verträgen bedürfe, um die Pflichten zu konkretisieren. Die Anordnung der Merit Order der Erzeugungs- und Speicheranlagen (Tenorziffer 4) stelle - unabhängig von den Zweifeln an der Ermächtigung der Bundesnetzagentur zu dieser Bestimmung sowie an ihrer Bestimmtheit - einen unverhältnismäßigen Eingriff in die durch Art. 12 Abs. 1 GG garantierte Berufsausübungsfreiheit der Betroffenen und eine Verletzung des allgemeinen Gleichheitssatzes nach Art. 3 Abs. 1 GG dar. Der Eingriff sei jedoch nicht verhältnismäßig. Er sei nicht geeignet, den von der Bundesnetzagentur angestrebten Zweck, die Sicherung der Energieversorgung, zu erreichen. Er sei auch nicht erforderlich. Spiegelbildlich zu der wirtschaftlichen Benachteiligung der Kraftwerks- und Speicherbetreiber würden die Übertragungsnetzbetreiber durch Redispatch-Maßnahmen dauerhaft einen Überschuss erwirtschaften. Diese Überschüsse flössen zwar als kostenmindernde Erlöse gemäß § 9 Abs. 1 Satz 1 Nr. 5 StromNEV in die Netzentgelte ein. Es sei aber nicht gerechtfertigt, dass durch Eingriffe in die Fahrweise von Kraftwerken und damit in die unter Art. 12 Abs. 1 GG geschützte Berufsausübungsfreiheit den Kraftwerksbetreibern Gewinne entzogen und den Netznutzern zugeführt würden. Vielmehr solle auch nach der Gesetzesbegründung der Vorteil für die Allgemeinheit allein darin bestehen, dass die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems gewährleistet werde. Die Belastung der beteiligten Anlagenbetreiber zugunsten der Netznutzer gehe aber über dieses Ziel hinaus. Es sei auch nicht immer so, dass der Betrag, den der Übertragungsnetzbetreiber vom herunterfahrenden Kraftwerk erhielte, praktisch immer geringer sei als derjenige, den er an das hochfahrende Kraftwerk zahlen müsse, da nicht immer ein stillstehendes Kraftwerk zum Hochfahren angewiesen werde. Ferner habe nicht jedes Kraftwerk, das einspeise, Grenzkosten unterhalb des jeweiligen Marktpreises und sei damit günstiger als eine stillstehende Anlage. Darüber hinaus würden Gaskraftwerksbetreiber durch die vorrangige Inanspruchnahme entweder zur Erhöhung oder zur Reduzierung ihrer Wirkleistungseinspeisung erhebliche Nachteile im Rahmen ihrer Gasbezugsverträge erleiden, da vertragliche Maximalbezugsmengen (Max-Take) oder Minimalbezugsmengen (Min-Take) nicht mehr eingehalten werden könnten. Durch die Merit Order würden wesentlich gleiche Sachverhalte ungleich behandelt, wodurch auch der Schutzbereich des Art. 3 GG eröffnet werde. Eine Ungleichbehandlung liege darin, dass im Rahmen der Merit Order meist dasselbe Kraftwerk an einer bestimmten Netzengpassstelle für Wirkleistungserhöhungen/-absenkungen herangezogen werde, während alle weiter unten in der Merit-Order Rangfolge stehenden Anlagen von einer Inanspruchnahme meist verschont blieben. Die wiederholte Inanspruchnahme derselben Kraftwerke zur Erbringung von Redispatch-Leistungen stelle eine erhebliche wirtschaftliche Benachteiligung der betroffenen Kraftwerksbetreiber dar, da die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 lediglich einen Aufwandsersatz vorsehe. Opportunitätskosten, die durch eine verhinderte Teilnahme am Intraday-Markt entstünden, würden nicht vergütet. Zudem würden nach dem pauschalen Aufwandersatz nach Ziffer 3 in einer Vielzahl der Fälle noch nicht einmal die Grenzkosten des Kraftwerkes abgedeckt. Diese einseitige Benachteiligung bestimmter Kraftwerke sei nicht mit dem Verhältnismäßigkeitsgrundsatz vereinbar. Die Regelungen in Tenorziffer 7 Satz 3 und 4 der Festlegung führten dazu, dass die von einem Redispatch-Eingriff betroffenen Energieerzeugungsanlagen für den Zeitraum des Redispatches faktisch in vollem Umfang vom Intraday-Markt ausgeschlossen seien, da sie ihre Einspeisezeitreihen nicht mehr aktualisieren dürften. Dies stelle einen Eingriff in die durch Art. 12 Abs. 1 GG geschützte Berufsausübungsfreiheit der betroffenen Anlagenbetreiber dar, der jedoch nicht erforderlich und damit nicht gerechtfertigt sei. Ein milderes Mittel wäre es, lediglich zur geforderten Wirkleistungsanpassung gegenläufige Veränderungen der Einspeisezeitreihen zu unterbinden. Ein Mehr als das als Redispatch geforderte Hochfahren oder Absenken unterlaufe die Redispatch-Maßnahme nicht, sondern unterstütze diese vielmehr. In der Vergangenheit habe dies beispielsweise B. zugelassen. Der Festlegung lasse sich auch nicht das von der Bundesnetzagentur in der Duplik vorgetragene Verständnis über die Zulässigkeit untertägiger Fahrplanänderungen im Einzelfall, wenn die Situation dies erlaube, entnehmen. Ferner würde dies die Ausübung der Rechte nach § 5 Abs. 2 StromNZV vom Wohlwollen der Übertragungsnetzbetreiber abhängig machen. Dies stehe im Widerspruch zur gesetzlichen Konzeption. Die Pflicht der Anlagenbetreiber zur Meldung und zur Aktualisierung freier Leistungsscheiben sowie die regelmäßige Informationspflicht über technische Parameter und Restriktionen gemäß Ziffer 8 der Festlegung stelle einen unverhältnismäßigen Eingriff in die Rechte der Betroffenen aus Art. 12 Abs. 1 i.V. m. Art. 19 Abs. 3 GG dar. Die Fahrweise des Kraftwerks, die durch die Pflicht zur viertelstundenscharfen Mitteilung freier Leistungsscheiben offenbart werde, sowie die technischen Parameter und Restriktionen, welche bei Wirkleistungsanpassungen zu beachten seien, stellten Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse dar. Ausreichend wäre es gewesen, anzuordnen, dass die Anlagenbetreiber die technischen Restriktionen ihrer Erzeugungseinheit mitteilten und im Übrigen über Statusmeldungen angäben, ob sie zu einem bestimmten Zeitpunkt Redispatch-Leistungen erbringen könnten oder nicht. Die maximale (Redispatch-)Kapazität der angeschlossenen Kraftwerke kenne der Übertragungsnetzbetreiber schon aufgrund der Netzanschlussverträge. Durch die Fahrplananmeldungen und die auf dieser Basis von Übertragungsnetzbetreibern durchgeführten Netzsimulationen könnten Übertragungsnetzbetreiber ohnehin die ungefähr verfügbaren freien Redispatch-Kapazitäten abschätzen. Die konkreten Leistungsänderungspotentiale könnten sie dann von den in Frage kommenden Anlagenbetreibern bei einem akuten Bedarf nach Redispatch-Leistungen erfragen. Aufgrund moderner Kommunikationsmittel sei ein unverzüglicher Datenaustausch gewährleistet. Die Betroffenen beantragen, den Beschluss der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur vom 30.10.2012 (Az.: BK6-11/098) aufzuheben. Die Bundesnetzagentur beantragt, die Beschwerde zurückzuweisen. Sie verteidigt die angegriffene Festlegung unter Wiederholung und Vertiefung ihrer Gründe. Ergänzend trägt sie vor: § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG ermächtige sie zu sämtlichen im Rahmen der Festlegung getroffenen Regelungen. Der Gesetzgeber habe ihr für die praxisgerechte Ausgestaltung von Redispatch einen weiten Spielraum und eine umfassende Regelungskompetenz eingeräumt. Mit den in Tenorziffer 1 der Festlegung geregelten Eingriffsvoraussetzungen überschreite sie die Ermächtigungsgrundlage nicht. Vielmehr handele es sich dabei um eine notwendige Konkretisierung der Eingriffssituation, ohne die die übrigen Regelungen obsolet wären. Die Regelungen in Ziffer 1 stellten Festlegungen zu erforderlichen technischen Anforderungen sowie zur Methodik der Anforderung durch den Übertragungsnetzbetreiber i.S.d. § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG dar. Die für alle Beteiligten transparente Feststellung, in welcher Situation eine Anweisung zur Durchführung von Redispatch-Maßnahmen erfolgen könne, stehe zudem in einem funktionellen Zusammenhang mit dem gesamten Kompetenzgegenstand der Festlegungsermächtigung. Sie seien dem ihr zugewiesenen Kompetenztitel immanent. Im Übrigen sei die Festlegung der Eingriffsvoraussetzungen eine für die Betroffenen – als potentiell zur Wirkleistungsanpassung verpflichteten Anlagenbetreiberinnen – auch begünstigend, weil sie damit überprüfen könnten, ob die Voraussetzungen für eine Redispatch-Anweisung vorlägen. Letztlich stellten die Regelungen der Tenorziffer 1 eine Wiederholung der gesetzlich vorgegebenen Voraussetzungen dar und seien insoweit deklaratorisch. Der Verweis auf die Berücksichtigung etablierter, dem anerkannten Stand der Technik entsprechender Methoden zur Berücksichtigung von etwaigen Ausfällen von Netzbetriebsmitteln und von Erzeugungsanlagen bei der Netzbelastungsberechnung stelle eine Vorgehensweise dar, die ohnehin praktiziert werde. Auch die Nennung der Parameter „Überlastung von Betriebsmitteln oder Verletzung betrieblich zulässiger Spannungsbänder“ sowie das „n-1 Prinzip“ deckten sich mit der allgemeinen Ansicht über das Vorliegen eines kritischen Netzzustands i.S.d. § 13 Abs. 3 EnWG. Die getroffenen Regelungen erweiterten die Befugnisse der Übertragungsnetzbetreiber aus § 13 Abs. 1a Satz 1 und 2 EnWG nicht. Auch in der Regelung in Tenorziffer 2 Satz 3 liege keine rechtswidrige Überschreitung der Ermächtigung im Hinblick auf die 50 MW Untergrenze. Bei der netzknotenbezogenen Regelung handele es sich um eine von der Festlegungsermächtigung des § 13 Abs.1a Satz 3 EnWG gedeckte Konkretisierung des Adressatenkreises für Redispatch-Anweisungen. Dem Wortlaut der Norm des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG sei gerade nicht zu entnehmen, dass die angegebene Nennleistung auf Einzelanlagen bezogen sein solle. Etwas anderes ergebe sich auch nicht aus der zwischenzeitlichen Absenkung des Grenzwertes in § 13 Abs. 1a EnWG von 50 NW auf 10 MW. Grund für die Absenkung der Leistungsgrenze sei gewesen, dass auch Kraftwerke mit geringerer Leistung aufgrund ihres im Einzelfall bedeutenden Einflusses auf die Systemstabilität in den Kreis der potentiell zur Umsetzung von Redispatch-Maßnahmen Verpflichteten aufgenommen werden sollten. Auch die nunmehr auf 10 MW abgesenkte Nennleistungsgrenze beziehe sich auf die Gesamtheit aller Anlagen eines Betreibers an einem Netzknoten. Dem stehe auch nicht entgegen, dass der Wortlaut des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG nicht ausdrücklich auf den Netzknoten Bezug nehme. Das Netzknotenkriterium ergebe sich eindeutig aus dem Sinn und Zweck der Nennleistungsgrenze. Die Regelung diene dem Schutz kleiner Anlagenbetreiber, nicht jedoch dem Schutz kleiner Anlagen per se. Entscheidend komme es auf den jeweiligen Anlagenbetreiber und die ihm unter Umständen aus mehreren Anlagen zur Verfügung stehende Kapazität an. Letztlich handele es sich bei einem Anlagenbetreiber, der an einem Netzknoten Anlagen mit einer Nennleistung von 50 MW betreibe, nicht um einen schutzbedürftigen Kleinstanlagenbetreiber. Dieses Verständnis werde im Übrigen vom Verordnungsgeber der Reservekraftwerksverordnung vom 27.06.2013 geteilt, wie sich aus der netzknotenbezogenen Betrachtung in § 10 Abs. 1 sowie aus der Verordnungsbegründung (S. 23), wonach ausdrücklich auf die Definition der Bundesnetzagentur in der streitgegenständlichen Festlegung Bezug genommen worden sei, ergebe. Die Einsatzreihenfolge in Tenorziffer 4 diene der Bestimmung des Adressaten einer Anweisung im Falle einer konkreten Engpasssituation und konkretisiere damit den Adressatenkreis i.S.v. § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG. Die in Tenorziffer 8 der Festlegung geregelten Mitteilungs- und Informationspflichten seien von § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG „Methodik der Anforderung“ gedeckt. Ohne die Meldung freier Leistungsscheiben und des Lastgangs des Kraftwerks sei die Durchführung von Redispatch insgesamt unmöglich. Dem Übertragungsnetzbetreiber sei es ohne diese Informationen nicht möglich, die erforderliche Wirkleistungsanpassung anzuweisen, da er keine Kenntnis von den verfügbaren freien Kapazitäten habe. Im Übrigen stellten die Mitteilungspflichten keinen erheblichen Eingriff in die Grundrechte der Betroffenen dar. Die zu meldenden Daten lägen den Anlagenbetreiben stets vor und bedürften keiner aufwändigen Datenerhebung. Die Ausführungen zur Erheblichkeit der Meldepflichten seien für die Frage nach der Ermächtigungsgrundlage ohne jeden Belang. Die Festlegung sei hinreichend bestimmt i.S.d. § 37 Abs. 1 VwVfG. Sie richte sich ausschließlich an Marktteilnehmer, die den Regelungsgegenstand der Festlegung aufgrund ihrer Sachkenntnis und Erfahrung selbstverständlich genau kennen. Dies gelte für die Verwendung von unbestimmten Rechtsbegriffen in Tenorziffer 1 ebenso wie für den Verweis auf die „ gelebte Praxis “, die den Adressaten der Festlegung bestens bekannt sei. Die Bildung der Merit Order gemäß Tenorziffer 4 sei hinreichend bestimmt und eindeutig. Entscheidend sei der Quotient aus netzstützender Wirkung und der für die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zu entrichtenden Vergütung. Die Merit Order gewährleiste die notwendige netzphysikalische Wirkung der Maßnahme zur Wirkleistungsanpassung sowie deren volks- und betriebswirtschaftliche Effizienz. Damit würden zugleich die in § 1 Abs. 1 EnWG formulierten Ziele des EnWG verwirklicht. Beide Komponenten zur Berechnung des Quotienten seien bestimmbar. Die abstrakte Vorgehensweise zur Ermittlung der Merit Order sei vollständig in der streitgegenständlichen Festlegung geregelt. Es handele sich dabei um eine von der Frage der konkreten Höhe der Vergütung unabhängige Methodik. Die Frage der konkreten Ermittlung des zu entrichtenden Entgelts sei im Parallelverfahren zu klären, da die Kriterien für die Bestimmung der Vergütung im Rahmen der Festlegung der BK 8 festgelegt worden seien. Die Höhe der Kosten könne der Übertragungsnetzbetreiber, soweit sie ihm nicht ohnehin konkret bekannt seien, für die einzelnen Kraftwerkstypen jedenfalls realistisch abschätzen. Dies sei für die Erstellung der Merit Order sachgerecht und auch ausreichend. Zur Bildung der Merit Order komme es schließlich alleine auf eine sachgerechte Reihung der Anlagen an. Die Kosten der einzelnen Anlagen unterschieden sich tatsächlich nicht derart, als dass eventuelle, mit einer Schätzung verbundene Unsicherheiten oder Abweichungen regelmäßig einen entscheidenden Einfluss auf die Platzierung der Anlagen hätten. Dementsprechend sei es dem Übertragungsnetzbetreiber auch am Monats- bzw. Quartalsbeginn ohne weiteres möglich, die Merit Order für den jeweiligen Engpass zutreffend zu bestimmen. Darüber hinaus stehe die Vorgabe zur Bestimmung der Merit Order nicht im Widerspruch zu den weiteren Regelungen bezüglich der Bestimmung des Adressaten einer Anweisung zur Wirkleistungsanpassung in Tenorziffer 3. Die anlagenscharfe Aufstellung der Merit Order folge daraus, dass der Übertragungsnetzbetreiber den Quotienten aus netzstützender Wirkung und – der sich aus der Festlegung der Beschlusskammer 8 ergebenden - Vergütung für jede einzelne Anlage bilde. Die konkrete Anweisung zur Wirkleistungsanpassung sei sodann an den Betreiber der „Platz-1-Anlage“ zu richten, jedoch nicht auf Umsetzung der Maßnahme durch diese konkrete Anlage, sondern hinsichtlich sämtlicher, von ihm an dem fraglichen Netzknoten angeschlossenen Anlagen, um dem Anlagenbetreiber ein gewisses Maß an Flexibilität einzuräumen. Die Unkenntnis darüber, welche Anlage der Betreiber letztlich zur Umsetzung der Anweisung einsetze, stehe der Aufstellung der Merit Order erkennbar nicht entgegen. Die Ermittlung der durch eine Anlage an einem bestimmten Netzknoten bewirkten Lastflussänderung bzw. Spannungsänderung bezogen auf deren Änderung der Einspeiseleistung erfolge unabhängig von deren freien Leistungsscheiben (i.d.R. relativ, d.h. in Prozent). Die Übertragungsnetzbetreiber führten dazu sog. Sensitivitätsuntersuchungen durch. Im modulierten Netz würden verschiedene Szenarien simuliert, um so den netzstützenden Einfluss der verschiedenen Netzknoten bzw. der daran angeschlossenen Anlagen festzustellen. Tatsächlich sei also die Kenntnis der freien Kapazität einer einzelnen Anlage für die Ermittlung der netzstützenden Wirkung und damit auch für die Aufstellung der Merit Order nicht erforderlich. Die Anweisung zu Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1a EnWG i.V.m. der streitgegenständlichen Festlegung setze keine vorherige vertragliche Vereinbarung voraus. Es sei gerade der Sinn der Regelung, dass sich kein Marktbeteiligter durch die Verweigerung eines Vertragsschlusses den Verpflichtungen zu Redispatch entziehen könne. Dies ergebe sich eindeutig aus dem Tenor und der ausführlichen Begründung der Festlegung. Die streitgegenständliche Festlegung sei zudem verhältnismäßig. Sie sei geeignet und erforderlich, Gefahren oder Störungen für die Sicherheit oder Zuverlässigkeit von Elektrizitätsversorgungssystemen effizient zu beseitigen. Die Wirkungsweise der Merit Order (Tenorziffer 4 ) führe nicht zu einem rechtswidrigen Überschuss auf Seiten der Übertragungsnetzbetreiber und zu Lasten der Anlagenbetreiber, sondern zu einem gesamtvolkswirtschaftlichen Optimierung und Gesamtkostenreduzierung für Redispatch-Maßnahmen. Die Vorgaben der Festlegung für das Erstellen der Merit Order für hochfahrende und für einzusenkende Kraftwerke seien nicht voneinander isoliert zu betrachten. Sie dürften vor allem nicht losgelöst von dem Ziel der Wirkleistungsanpassung als Selbstzweck begriffen werden. Die Regeln zur Merit Order führten zu einer volkswirtschaftlichen Optimierung, die sich in einer Kostenminimierung der Redispatch-Maßnahme niederschlage, da so den für die Wirkleistungserhöhung zu zahlenden Vergütungen möglichst hohe Erlöse als Gegenposition gegenüberstünden. Dadurch würden „beide Seiten“ des Netzengpasses, also hochfahrende und einsenkende Kraftwerke, sowohl hinsichtlich ihrer physikalischen Wirkung als auch hinsichtlich ihrer Kosten berücksichtigt. In diesem Zusammenhang dürfe nicht vernachlässigt werden, dass beim strombedingten Redispatch die auszuwählenden Anlagen auf beiden Seiten des Engpasses einander bedingten. Zur Aufrechterhaltung des Leistungsgleichgewichts im Netz müsse die Änderung der Wirkleistungseinspeisung auf beiden Seiten des Engpasses in Summe energetisch ausgeglichen sein. Daher erfolge in der Praxis keine voneinander losgelöste Auswahl der zur Beseitigung des Engpasses heranzuziehenden Anlagen. Vielmehr werde unter Berücksichtigung der Kriterien der netzstützenden Wirkung und der Kosten der Anlagen, die sich in der Merit Order widerspiegelten, eine ganzheitliche Optimierung für den betreffenden Engpass vorgenommen, um diesen volkswirtschaftlich effizient beheben zu können. Bei der Optimierung komme dem Kriterium der netzstützenden Wirkung eine besondere Bedeutung zu, da diese die zur Engpassbeseitigung erforderliche Wirkleistungsänderung und damit das notwendige Redispatch-Volumen determiniere. Dieses volkswirtschaftlich optimierte Vorgehen führe nicht zu einer systematischen Belastung der Anlagenbetreiber zugunsten der Netznutzer, so dass die Regelung entgegen der Ansicht der Betroffenen nicht unverhältnismäßig sei. Zwar senke die vorrangige Anweisung günstiger Anlagen zum Hochfahren und teurer Anlagen zum Absenken insgesamt die Kosten von Redispatch und reduziere damit auch die redispatchbedingten Belastungen der Netznutzer über die Netzentgelte. Allerdings führe dies nicht dazu, dass die Übertragungsnetzbetreiber und damit die Netznutzer einen „Gewinn“ erzielen würden. Das Gegenteil sei der Fall. Die Redispatch-Maßnahmen setzten auf dem Kraftwerkseinsatz auf, wie er sich aus dem vortägigen börslichen und außerbörslichen Handel ergebe. Danach wiesen die Kraftwerke, die marktgetrieben eingesetzt würden, typischerweise geringere Grenzkosten auf als Kraftwerke, die marktgetrieben nicht im Einsatz seien. Die ersparten Aufwendungen, die Betreiber von Kraftwerken an den Übertragungsnetzbetreiber zu zahlen hätten, wenn sie die Wirkleistung im Rahmen von Redispatch-Maßnahmen senken müssten, seien typischerweise geringer als die Vergütung, die der Übertragungsnetzbetreiber den Betreibern von hochfahrenden Kraftwerken zu zahlen hätten. Das „teuerste“ herunterfahrende Kraftwerk sei praktisch immer billiger als das „billigste“ hochfahrende. Die Merit Order diene somit nicht nur dazu, die Kosten des Übertragungsnetzbetreibers zu begrenzen, sondern auch dazu, die Abweichung vom marktgetriebenen Einsatz auf das technisch notwendige Maß zu beschränken. Der mit Tenorziffer 7 einhergehende Ausschluss der Anlagen von der Teilnahme am Intraday-Markt während einer Redispatch-Maßnahme sei rechtmäßig und verhältnismäßig. Durch die Teilnahme am Intraday-Markt könne die Wirksamkeit der Redispatch-Maßnahme vermindert oder sogar aufgehoben werden. Dabei sei insbesondere zu berücksichtigen, dass beim strombedingten Redispatch immer mindestens zwei – häufig sogar mehr – Kraftwerke beteiligt seien. Eine kurzfristige Änderung der Fahrweise eines Kraftwerks erfordere regelmäßig Folgeänderungen bei den anderen beteiligten Kraftwerken, so dass die Komplexität der Engpassbeseitigung für den jeweiligen Systemführer des betroffenen Übertragungsnetzbetreibers durch die Zulassung des Intraday-Handels während der Redispatch-Maßnahme erheblich stiege. Aus diesem Grund habe sie geregelt, dass die Teilnahme von Kraftwerken, die an dem betroffenen Netzknoten angeschlossen seien, am Intraday-Markt durch die Redispatch-Maßnahme grundsätzlich ausgeschlossen sei. Allerdings sei die Einschränkung der untertägigen Fahrplananpassung nicht als absolutes Verbot gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern zu verstehen. Untertägige Fahrplanänderungen könnten im Einzelfall akzeptiert werden, wenn die Situation dies erlaube. Sie habe es vielmehr abgelehnt, den Anlagenbetreibern in einer kritischen Situation der Netzstabilität einen Anspruch untertägiger Fahrplanänderungen einzuräumen und damit die Übertragungsnetzbetreiber zu zwingen, jederzeit Aktualisierungen der Einspeisezeitreihen anzunehmen. Die durch Engpässe bedingten Gefahren seien erheblich und die Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber, die Netzstabilität wiederherzustellen, zeitkritisch und hochkomplex. Teilweise seien sogar mehrere Maßnahmen pro Tag, unter Umständen sogar gleichzeitig erforderlich. Aus diesem Grund sei ein Anspruch des Anlagenbetreibers auf untertägige – ggf. lediglich virtuelle - Fahrplananpassung gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern in der kritischen Netzsituation nicht praktikabel. Insbesondere vor dem Hintergrund der überragenden Bedeutung der durch die Netzstörung bedrohten Rechtsgüter sei die Regelung der Tenorziffer 7 jedenfalls nicht unverhältnismäßig. Auch die Meldepflichten gemäß Tenorziffer 8 seien verhältnismäßig. Zur zügigen und effizienten Behebung der Gefährdung der Sicherheit des Elektrizitätsversorgungssystems sei es erforderlich, dass die Übertragungsnetzbetreiber die Informationen über aktuell verfügbare Redispatch-Potentiale hätten. Eine erst im akuten Bedarfsfall beginnende Ermittlung freier Leistungsscheiben könne dazu führen, dass kritische Netzzustände nicht durch zielgerichtete Maßnahmen entschärft werden könnten und dadurch die Sicherheit und Zuverlässigkeit der Elektrizitätsversorgung zusätzlich gefährdet werde. Die Meldepflichten stünden auch ersichtlich nicht außer Verhältnis zum geschützten Rechtsgut und der Schwere des Eingriffs bei den Kraftwerksbetreibern. Die Einordnung der Sicherheit des Elektrizitätsversorgungsnetzes als absolutes Gemeinschaftsgut und Gemeinschaftsinteresse höchsten Ranges durch das Bundesverfassungsgericht rechtfertigten die mit der Festlegung verbundenen Eingriffe in Art. 12 Abs. 1 GG. Die Festlegung verstoße darüber hinaus nicht gegen Grundrechte. Eine Verletzung von Art. 12 GG sei fernliegend. Da die Sicherheit der Energieversorgung ein absolutes Gemeinschaftsgut darstelle, könne an einer Rechtfertigung des Eingriffs kein Zweifel bestehen. Dies gelte umso mehr, als die Betroffenen auch ohne die Festlegung durch die Übertragungsnetzbetreiber unmittelbar aus § 13 Abs. 1a EnWG zur Redispatch-Maßnahmen herangezogen werden könnten. Der durch § 13 Abs.1a EnWG bewirkte Eingriff in die Berufsausübungsfreiheit zur Gewährleistung der Sicherheit des Elektrizitätsversorgungsnetzes diene zugleich auch dem Zweck, den Anlagenbetreibern die Berufsausübung weiterhin zu ermöglichen. Die Verhältnismäßigkeit eines Eingriffs in Art. 12 GG könne jedenfalls durch eine Kostenerstattungsregel gewährleistet werden. Eine solche sei Gegenstand des Parallelverfahrens zur Festlegung der BK 8. Die Frage, ob die Vergütung unzureichend sei, sei für das vorliegende Verfahren jedoch irrelevant. Als absolutes Gemeinschaftsgut überwiege die Sicherheit des Elektrizitätsversorgungssystems auch die Interessen der Betroffenen, mit weniger weitreichenden Mittleitungspflichten als in Tenorziffer 8 belastet zu werden. Es habe kein Anlass bestanden, innerhalb der streitgegenständlichen Festlegung weitere Differenzierungen für verschiedene Kraftwerkstypen zu regeln. Es spiele daher auch keine Rolle, dass die streitgegenständliche Festlegung nicht auf Besonderheiten von Gaslieferverträgen eingehe. In diesem Zusammenhang unzureichende Vergütungsregeln seien im Parallelverfahren zu rügen. Eine ungerechtfertigte Diskriminierung durch den Auswahlmechanismus (Tenorziffer 4) sei nicht erkennbar. Dass bestimmte Erzeugungsanlagen häufiger zu Redispatch herangezogen würden als andere, stelle eine gerechtfertigte Ungleichbehandlung und damit keinen Verstoß gegen Art. 3 GG dar. Die unterschiedliche Häufigkeit der Heranziehung sei dadurch bedingt, dass aufgrund des netztopologisch lokalen Charakters der netztechnischen Probleme für die effektive Störungsbeseitigung tatsächlich meist nur wenige Netzknoten in Betracht kämen. Erzeugungsanlagen an räumlich weiter vom Netzengpass entfernt liegenden Netzknoten könnten aus technischen Gründen nicht in annähernd gleich effektiver Weise zur Beseitigung der Netzstörung beitragen. Die netzstützende Wirkung sei somit maßgeblicher Faktor. Die Regelung sei folglich diskriminierungsfrei, weil sie allein auf die technische Notwendigkeit zur Durchführung einer Wirkleistungsanpassung wegen einer Störung des Übertragungsnetzes und damit auf einen aus den tatsächlichen Gegebenheiten folgenden Sachgrund abstelle. Die beteiligte Übertragungsnetzbetreiberin X GmbH hat zu den Ausführungen der Betroffenen Stellung genommen. Sie ist der Ansicht, die Merit-Order-Reihung der Festlegung reduziere letztlich nur die Differenz zwischen (höheren) Kosten und (niedrigeren) Erlösen und mithin die kostenbezogenen Auswirkungen für den Netzbetrieb. Zusätzliche Erlöse oder sonstige Überschüsse generierten sie aber nicht. Grund sei, dass Anlagen, die ihre Wirkleistung erhöhen müssten, zum Zeitpunkt des Netzengpasses nicht oder nur knapp „im Geld liegen“, während zum selben Zeitpunkt Anlagen, die auf der anderen Seite des Netzengpasses lägen und für eine Absenkung in Betracht kämen, regelmäßig „im Geld liegen“ und mithin im direkten Vergleich geringere Grenzkosten hätten. Um die Kosten für strombedingten Redispatch aber auf ein volkswirtschaftlich vertretbares Maß zu begrenzen, würden bei Erhöhung der Wirkleistungseinspeisung zuerst die Anlagen mit dem höheren Quotienten herangezogen, d.h. mit den im Vergleich zu anderen Anlagen geringeren Grenzkosten bei unterstellt gleicher netzstützender Wirkung. Die Übertragungsnetzbetreiber zahlten somit einen – relativ betrachtet – geringeren Aufwandsersatz. Auf der anderen Seite des Netzengpasses, wo eine Absenkung der Wirkleistungseinspeisung erforderlich sei, greife der Übertragungsnetzbetreiber demgegenüber zuerst auf die Anlagen mit dem niedrigeren Quotienten zurück, also solche mit höheren Grenzkosten, bei unterstellter gleicher netzstützender Wirkung. Auf diese Weise erhielten die Übertragungsnetzbetreiber – relativ betrachtet – höhere Zahlungen in Form ersparter Aufwendungen. Dieser Mechanismus ändere aber nichts an dem Grundsatz, dass die Kostenbelastung für die Übertragungsnetzbetreiber aus den Zahlungen für Aufwandsersatz die vereinnahmten Zahlungen übersteige. Es könne dahinstehen, ob eine hinreichende Ermächtigung für die Nachweispflichten in Tenorziffer 8 unmittelbar aus § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG oder aus der allgemeinen Regelung in § 12 Abs. 4 Satz 4 EnWG folge. Jedenfalls seien die Mitteilungspflichten erforderlich, um Redispatch-Maßnahmen im notwendigen Umfang durchführen zu können. Auch der Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen werde durch § 12 Abs. 4 Satz 2 EnWG und § 6 a Abs. 1 EnWG sichergestellt. Eine Beeinträchtigung des Wettbewerbs sei somit nicht gegeben. Auch bei vollständig entflochtenen Übertragungsnetzbetreibern wie ihr sei eine Wettbewerbsverzerrung fernliegend. Es sei faktisch ausgeschlossen, dass der Umfang der zu vermarktenden EEG-Strommengen strategisch beeinflusst werden könne, um vertrauliche Informationen der Kraftwerksbetreiber gewinnbringend zu nutzen. Wegen der weiteren Einzelheiten des Sach- und Streitstandes wird auf die zu den Akten gereichten Schriftsätze mit Anlagen, den beigezogenen Verwaltungsvorgang und das Protokoll der Senatssitzung Bezug genommen. B. Die zulässige Beschwerde hat in der Sache aus den mit den Verfahrensbeteiligten in der Senatssitzung erörterten Gründen Erfolg. Die Festlegung ist rechtswidrig und die Betroffenen dadurch in ihren Rechten verletzt. I. Die form- und fristgerecht eingelegte und begründete Beschwerde ist zulässig, insbesondere ist sie als Anfechtungsbeschwerde statthaft, §§ 83 Abs. 2 Satz 1, 75 Abs. 1, 78 Abs. 1 EnWG. Die Betroffenen sind gemäß §§ 75 Abs. 2, 66 Abs. 2 Nr. 2 EnWG als Adressaten der Festlegung auch beschwerdebefugt. II. Die Beschwerde ist begründet. Die Festlegung ist hinsichtlich der Tenorziffern 2 Satz 3 (netzknotenbezogene Nennwertgrenze) und 3 Satz 2 (Wirkleistungsbezug durch Speicheranlagen) materiell rechtswidrig. Im Übrigen sind die Regelungen der Festlegung nicht zu beanstanden. Da die Festlegung inhaltlich nicht teilbar ist, ist sie jedoch insgesamt aufzuheben. 1. Ermächtigungsgrundlage Die Bundesnetzagentur war gemäß § 13 Abs. 1a EnWG grundsätzlich zum Erlass der streitgegenständlichen Festlegung ermächtigt. Die Tenorziffern 2 Satz 3 und 3 Satz 2 sind jedoch von dieser Ermächtigungsgrundlage nicht mehr gedeckt. Die gegen weitere Tenorziffern unter dem Gesichtspunkt der fehlenden Ermächtigungsgrundlage erhobenen Rügen der Betroffenen sind allerdings unbegründet. 1.1. Voraussetzungen Aufgrund des mit Wirkung zum 04.08.2011 neu in das Energiewirtschaftsgesetz eingefügten § 13 Abs. 1a EnWG sind Betreiber von Anlagen zur Speicherung und zur Erzeugung von elektrischer Energie mit einer näher bestimmten Nennleistung im Falle der Gefährdung oder Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems kraft Gesetzes verpflichtet, auf Anforderung durch den jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber gegen angemessene Vergütung die Wirkleistungs- oder Blindleistungseinspeisung anzupassen. Nach der bis zum 27.12.2012 geltenden Fassung bezog sich diese Verpflichtung ursprünglich auf Betreiber von Erzeugungsanlagen und Speichern mit einer Nennleistung ab 50 MW und einer Spannung von mindestens 110 kV. Durch das dritte Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftlicher Vorschriften vom 20.12.2012 ist der Anwendungsbereich von Absatz 1a dahingehend ausgeweitet worden, dass mit Wirkung ab dem 28.12.2012 Anlagen zur Speicherung und zur Erzeugung von elektrischer Energie mit einer Nennleistung ab 10 MW zur Anpassung verpflichtet sind. Die Ausweitung ist bis zum 31.12.2017 befristet (vgl. Art. 2 Nr. 3 i.V.m. Art. 8 Abs. 2 des Dritten Gesetzes zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 20.12.2012, BGBl. I. S. 2743). Schon vor der Einfügung des Abs. 1a in § 13 EnWG standen den Übertragungsnetzbetreibern gemäß § 13 EnWG ein Stufensystem von Maßnahmen im Netz und gegenüber Netznutzern auf Erzeuger- und Verbraucherseite zu (BT-Drs. 15/3917 vom 14.10.2004, S. 57), um die ihnen nach §§ 12, 13 EnWG übertragene Systemverantwortung ausüben zu können. Ist die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in ihrer Regelzone gefährdet oder gestört, sind sie gemäß § 13 Abs. 1 Satz 1 EnWG auf einer ersten Stufe berechtigt und verpflichtet, netzbezogene (Nr. 1) oder marktbezogene (Nr. 2) Maßnahmen zu ergreifen. Netzbezogene Maßnahmen iSv. § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 EnWG betreffen lediglich den technischen Netzbetrieb ohne Kosten und Beeinträchtigungen von Netznutzern zu verursachen (Bourwieg in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 2. Aufl., § 13 RN 12; König in: BerlKommEnR, 3. Aufl., § 13 RN 15 m.w.N.), wie beispielsweise die Beeinflussung der Lastflüsse im Netz durch Schaltungen sowie die Ausnutzung betrieblich zulässiger Toleranzbänder (vgl. TransmissionCode 2007, Anhang A 1. S.1). Marktbezogene Maßnahmen iSv. § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG sind solche, die die Netznutzer mit einbeziehen und regelmäßig auf der Grundlage entsprechender vertraglicher Vereinbarungen gegen Vergütung getroffen werden (Bourwieg in: Britz/Hellermann/Hermes, a.a.O., § 13 RN 13, König in: BerlKommEnR, a.a.O., § 13 RN 21 m.w.N). Dazu gehört auch der Redispatch von Erzeugungsanlagen. In der Vergangenheit erfolgten Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG aufgrund freiwilliger Vereinbarungen zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Kraftwerksbetreibern. Reichen netz- und marktbezogene Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 und 2 EnWG nicht aus, um eine Gefährdungs- oder Störungssituation rechtzeitig und vollständig abzuwenden, sind die Übertragungsnetzbetreiber auf einer zweiten Stufe berechtigt und verpflichtet, auf gesetzlicher Grundlage sogenannte Notfallmaßnahmen gemäß § 13 Abs. 2 EnWG zu ergreifen (vgl. BT-Drs. 15/3917, S. 57), indem sie sämtliche Stromeinspeisungen, Stromtransite und Stromabnahmen in ihren Regelzonen den Erfordernissen eines sicheren und zuverlässigen Betriebs des Übertragungsnetzes anpassen oder diese Anpassung verlangen. Gemäß § 13 Abs. 2a Satz 1 EnWG müssen die Übertragungsnetzbetreiber bei Maßnahmen gemäß Abs. 1, Abs. 1a und Absatz 2 die Verpflichtungen nach § 8 Abs. 1 EEG und § 4 Abs. 1, Abs. 2 Satz 2 KWKG einhalten (sog. EE-/KWK-Vorrangprinzip). Zur Einführung des § 13 Abs. 1a EnWG sah sich der Gesetzgeber deshalb veranlasst, weil entsprechende Befugnisse der Übertragungsnetzbetreiber zur Wirkleistungsanpassung in der Vergangenheit teilweise von Kraftwerksbetreibern entweder in Frage gestellt oder die Wirk- und Blindleistungserzeugung von der Kostenerstattung abhängig gemacht wurde oder einzelne Kraftwerksbetreiber an Maßnahmen wie dem Redispatch gar nicht mitwirkten. Der neu eingefügte Absatz 1a sollte daher nach den Ausführungen des Gesetzgebers einen Ausgleich zwischen den wechselseitigen Interessen schaffen, indem Anpassungsbefugnisse gegenüber größeren Kraftwerken gegen Zahlung einer angemessenen Vergütung unmittelbar gesetzlich vorgegeben werden (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71). § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG ermächtigt die Regulierungsbehörde, Festlegungen zu treffen zur Konkretisierung des Adressatenkreises der Regelung in § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG, zu erforderlichen technischen Anforderungen, die gegenüber den Betreibern betroffener Erzeugungsanlagen aufzustellen sind, zu Methodik und Datenformat der Anforderung durch den Betreiber von Übertragungsnetzen sowie zu Kriterien für die Bestimmung der angemessenen Vergütung. Von dieser Ermächtigung hat die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur durch die angegriffene Festlegung vom 30.10.2012 (BK6-11/098) Gebrauch gemacht. 1.2. Tenorziffer 2 Satz 3: Die Regelung in Tenorziffer 2 Satz 3 der Festlegung ist jedoch nicht von der Ermächtigung gemäß § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG gedeckt und daher rechtswidrig. Zwar ist die Bundesnetzagentur gemäß § 13 Abs. 1a Satz 3, 1. Alt. EnWG grundsätzlich zur Konkretisierung des Adressatenkreises berechtigt. Die Tenorziffer 2 regelt auch den Adressatenkreis. Die Betroffenen rügen aber zu Recht, dass die Regelung den Adressatenkreis durch die netzknotenbezogene Betrachtungsweise entgegen der Vorgaben in § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG unzulässig erweitert. Nach Tenorziffer 2 Satz 1 der Festlegung erstreckt sich die Verpflichtung, sich der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung durch die Übertragungsnetzbetreiber zu unterwerfen, auf alle Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie mit einer elektrischen Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW. Maßgeblich ist nach Tenorziffer 2 Satz 3 der Festlegung die Summe der Netto-Nennwirkleistungen aller an einem Netzknoten, also demselben Netzanschlusspunkt angeschlossenen Anlagen zur Erzeugung oder Speicherung elektrischer Energie eines Betreibers. Dadurch werden aber auch Anlagen verpflichtet, die für sich gesehen unter der Nennwertgrenze von 50 MW liegen. Wie sich in der mündlichen Verhandlung vom 21.01.2015 ergeben hat, rechnen mehrere Kraftwerksbetreiber, die kleinere Anlagen als 50 MW an einem Netzknoten betreiben, mit der Heranziehung ihrer Anlagen oder sind sogar schon konkret vom Übertragungsnetzbetreiber angesprochen worden. § 13 Abs. 1a EnWG unterwirft dem Redispatch jedoch nur Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie und Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie - zum Zeitpunkt des Erlasses der Festlegung - mit einer Nennleistung von ursprünglich 50 MW. Zwar ist seit dem Inkrafttreten des dritten Gesetzes zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften (BGBl. 2012, I, S. 2743f.) am 28.12.2012 die Nennleistungsgrenze auf 10 MW herabgesetzt worden, so dass zumindest ab diesem Zeitpunkt die Einbeziehung von Anlagen ab 10 MW nach § 13 Abs.1a EnWG zulässig wäre. Allerdings werden durch die netzknotenbezogene Regelung auch Anlagen mit einer Nennleistung unter 10 MW erfasst. Die netzknotenbezogene Betrachtungsweise der Bundesnetzagentur ist im Gesetz nicht vorgesehen. Die Mindestnennleistungsgrenze von ursprünglich 50 MW (jetzt 10 MW) des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG bezieht sich nicht auf die addierte Nennwirkleistung aller an einem Netzknoten angeschlossener Anlagen eines Betreibers, sondern auf die jeweiligen Einzelanlagen (Erzeugungseinheit). Dies ergibt die Auslegung der Vorschrift nach Wortlaut, Gesetzesbegründung, Systematik und Sinn und Zweck. Dem Wortlaut der Vorschrift lässt sich nicht entnehmen, dass sich die Mindestnennleistungsgrenze auf alle in der Verantwortung eines Betreibers stehenden Anlagen an einem Netzknoten bezieht. Der Begriff des Netzknotens wird ebenso wenig genannt wie die Formulierung „Anlagen mit einer Nennleistung von insgesamt 50 MW“. Auch aus der Verwendung des Wortes „Anlagen“ im Plural folgt nicht, dass der Gesetzgeber auf eine netzknotenbezogene Betrachtung der Mindestnennleistungsgrenze abstellen wollte. Die Verwendung des Plurals macht lediglich deutlich, dass alle Anlagenbetreiber, unabhängig von der Zahl ihrer Anlagen, verpflichtet sind. Die Verwendung des Singulars, wonach „Betreiber einer Anlage zur Speicherung von elektrischer Energie und einer Anlage zur Erzeugung von elektrischer Energie“ zum Redispatch verpflichtet sind, hätte demgegenüber zu Unklarheiten über den Umfang der Verpflichtung geführt (nur Betreiber mit einer einzigen Anlage). Dass der Verwendung des Plurals nicht die von der Bundesnetzagentur beigemessene Bedeutung zukommt, zeigt sich auch daran, dass im weiteren Verlauf des Satzes 1 auf „die Erzeugungsanlage“ im Singular abgestellt wird („in Abstimmung mit dem Betreiber desjenigen Netzes, in das die Erzeugungsanlage eingebunden ist“). Ansonsten hätte es heißen müssen „in das die Erzeugungsanlagen eines Betreibers eingebunden sind“. Damit spricht schon der Wortlaut dafür, dass bei der Mindestnennwertgrenze auf die einzelne Anlage (Erzeugungseinheit) abzustellen ist. Auch die Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur ist im Verwaltungsverfahren zunächst nicht von einem netzknotenbezogenen Verständnis des § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG ausgegangen, sondern hat in ihrem Eckpunktepapier vom 06.01.2012 (Bl. 496ff, 498 VV) „alle Blöcke von Erzeugungs- und Speicheranlagen mit einer elektrischen Nennleistung ab 50 MW“ als verpflichtet angesehen. Erst auf Anregung einzelner Netzbetreiber (W. AG, Bl. 803f. VV, Y., Bl. 857f. VV) hat die Bundesnetzagentur eine netzknotenbezogene Betrachtungsweise favorisiert. Die Gesetzesmaterialien sprechen ebenfalls dafür, dass sich die Nennleistungsgrenze auf die jeweilige Anlage und nicht auf sämtliche Anlagen eines Betreibers an einem Netzknoten bezieht. Nach der Gesetzesbegründung schafft der neu eingeführte Absatz 1a einen Ausgleich zwischen den wechselseitigen Interessen, indem Anpassungsbefugnisse „ gegenüber größeren Kraftwerken“ gegen Zahlung einer angemessenen Vergütung unmittelbar gesetzlich vorgegeben werden (BT-Drs. 17/6072, S. 71). Verpflichtet werden sollen danach nur „größere Kraftwerke“. Diese Vorgabe steht jedoch einer netzknotenbezogenen Betrachtung entgegen, da diese auch die Verpflichtung kleinerer Kraftwerke zur Folge hätte. Dass kleinere Anlagen zunächst nicht einbezogen werden sollten, zeigt aber auch die Absenkung der Leistungsgrenze von 50 MW auf 10 MW durch das dritte Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften (BGBl. 2012, I, S. 2743f.). Wäre der Gesetzgeber von einem netzknotenbezogenen Verständnis ausgegangen, wären Anlagen unterhalb der 50 MW-Grenze, soweit sie an einem Netzknoten liegen, von der ursprünglichen Regelung bereits erfasst gewesen. Die Begründung der Gesetzesänderung enthält jedoch keinerlei Hinweise darauf, dass der Gesetzgeber mit der Absenkung nun zusätzlich diejenigen Anlagen erfassen wollte, die nicht schon ohnehin über den Netzknoten verpflichtet waren. Er führt lediglich aus, dass die Leistungsgrenze zur Bestimmung der betroffenen Kraftwerke von 50 auf 10 Megawatt gesenkt würde, weil die Erfahrungen im Umgang mit Versorgungsengpässen im Winter 2011/12 gezeigt hätten, dass auch diese Kraftwerke mit geringerer Leistung entscheidenden Einfluss auf den Erhalt der Systemstabilität haben könnten. Vor diesem Hintergrund erschien ihm eine Absenkung des Schwellenwertes und damit eine Ausweitung des Kreises der potentiell Verpflichteten zielführend (BT-Drs. 17/11705, S. 50). Dass der Gesetzgeber wie schon in der Begründung zur vorherigen Fassung erneut von „Kraftwerken“ („betroffenen Kraftwerke“, “diese Kraftwerke mit geringerer Leistung“) spricht, belegt vielmehr, dass hinsichtlich der Nennwertleistungsgrenze auf das einzelne Kraftwerk und nicht auf die Gesamtheit der an einem Netzknoten befindlichen Kraftwerke eines Betreibers abzustellen ist. Die Gesetzesänderung und ihre Begründung ist im Rahmen der Auslegung des § 13 Abs. 1a EnWG auch nicht irrelevant. Etwas anderes lässt sich insbesondere nicht den Ausführungen des Senats im Beschluss vom 18.12.2013, VI-3 Kart 92/09 (V), entnehmen, wonach die Erwägungen in der Begründung einer Gesetzesänderung als nachgeschobene Rechtsauffassung im Rahmen der genetischen Auslegung zur Ermittlung des vom Gesetzgeber zuvor Gewollten nicht maßgebend sind. Anders als bei der Verordnungsänderung des § 15 Abs. 1 Satz 1 ARegV (BR-Drs. 447/13 vom 05.07.2013, S. 28), auf die sich der Senatsbeschluss vom 18.12.2013 bezieht, enthält die Begründung der Herabsetzung der Leistungsgrenze in der Bundestags-Drucksache 17/11705 keinerlei ausdrückliche Erwägungen zum Verständnis der bisherigen Regelung. Von einer nachgeschobenen Rechtsauffassung kann daher keine Rede sein. Auch systematische Erwägungen sprechen dafür, dass der Adressatenkreis i.S.v. § 13 Abs. 1a EnWG nur Betreiber von Anlagen erfasst, die je für sich genommen eine Leistung von 50 MW erreichen und nicht im Wege der Zusammenrechnung sämtlicher an einem Netzknoten angeschlossener Anlagen. Denn an anderen Stellen im Gesetz hat der Gesetzgeber die Zusammenrechnung mehrerer Anlagen ausdrücklich angeordnet. So enthält § 117 a Satz 2 EnWG die Vorgabe, dass Anlagen zur Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie zum Zweck der Ermittlung der elektrischen Leistung im Sinne des Satzes 1 Nr. 1 (bis zu 500 Kilowatt) unter bestimmten Voraussetzungen als eine Anlage gelten. Auch § 117a Satz 5 EnWG enthält eine Zusammenrechnungsklausel bezüglich der elektrischen Leistung mehrerer Anlagen im Sinne des § 3 Nr. 1 EEG bzw. § 3 Abs. 2 KWKG. Ferner ist auch in § 19 Abs. 1 EEG ausdrücklich angeordnet, dass mehrere Anlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen zum Zwecke der Ermittlung der Vergütung unter bestimmten Voraussetzungen als eine Anlage gelten. Daraus kann geschlossen werden, dass der Gesetzgeber eine Zusammenrechnung der Nennleistungen mehrerer Anlagen an einem Netzknoten ebenfalls ausdrücklich angeordnet hätte. Dafür spricht auch § 10 Abs. 1 der Reservekraftwerksverordnung vom 27.06.2013 (ResKVO, BGBl. I S. 1947), in der der Verordnungsgeber im Hinblick auf die Pflichten der Betreiber von Anlagen zur Anzeige einer Stilllegung nach § 13a Abs. 1 EnWG, zur Unterlassung der Stilllegung nach § 13a Absatz 1 Satz 2 und nach § 13a Absatz 3 EnWG, zur Bereithaltung der Anlage nach § 13a Abs. 3 EnWG sowie zur Anpassung der Einspeisung nach § 13 Abs. 1a EnWG ausdrücklich angeordnet hat, dass Anlagen oder Teilkapazitäten von Anlagen eines Betreibers, bei denen die Summe der Nettonennwirkleistungen aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen den jeweiligen Schwellenwert überschreitet, als eine Anlage gelten. Dass der Verordnungsgeber in der Begründung auf Seite 23 darauf verweist, dass Anlagen oder Teilkapazitäten von Anlagen unterhalb der Nennleistungsschwelle gleichwohl in Summe zu einer Gefährdung der Systemsicherheit führen können und deshalb § 10 Abs. 1 ResKVO festlegt, dass auf die Summe der Netto-Nennwirkleistungen aller an einem Netzknoten angeschlossenen Anlagen abzustellen ist, lässt entgegen der Ansicht der Bundesnetzagentur keine Rückschlüsse auf das vom Gesetzgeber bei § 13 Abs. 1a EnWG zuvor Gewollte zu. Zum einen handelt es sich nicht um die Erklärung des Gesetzgebers, sondern um die der Bundesregierung, für die sich im Rahmen der Normauslegung des § 13 Abs. 1a EnWG jedoch keinerlei Anhaltspunkte ergeben und die schon von daher unbeachtlich ist. Zum anderen nimmt der Verordnungsgeber nicht etwa auf das sich unmittelbar aus der Norm des § 13 Abs. 1a EnWG ergebende Verständnis Bezug, sondern auf die Definition der Beschlusskammer 6 der Bundesnetzagentur in der hier streitgegenständlichen Festlegung, die er für die Auslegung der Norm im Rahmen der ResKVO entsprechend anwendbar erklärt. Ergäbe sich die netzknotenbezogene Betrachtung unmittelbar aus § 13 Abs. 1a EnWG, wäre dieser Hinweis – ebenso wie die Anordnung der Fiktion in § 10 Abs. 1 ResKVO - nicht erforderlich gewesen. Auch nach dem Sinn und Zweck des Schwellenwerts ist hinsichtlich des Nennlei- stungswerts auf das jeweilige Kraftwerk (Erzeugungseinheit) und nicht auf die Summe der an einem Netzknoten angeschlossenen Kraftwerke eines Betreibers abzustellen. Der Gesetzgeber wollte lediglich „größere Kraftwerke“ verpflichten. Die Mindestnennleistungsgrenze hat dabei den Zweck, die betroffenen – größeren - Kraftwerke näher zu bestimmen. Kraftwerke unterhalb der Nennleistungsgrenze von 50 MW hat der Gesetzgeber hingegen zunächst nicht für die Aufrechterhaltung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems als systemrelevant angesehen. Dies hat sich erst aufgrund der Erfahrungen im Umgang mit den Versorgungsengpässen im Winter 2011/12 geändert, die gezeigt hatten, dass auch Kraftwerke mit einer Nennwertleistung von mindestens 10 MW entscheidenden Einfluss auf den Erhalt der Systemstabilität haben können (BT-Drs. 17/11705 vom 28.11.2012, S. 50). Bezugspunkt für die Nennleistungsgrenze ist damit das Kraftwerk, also die Anlage, nicht der dahinter stehende Kraftwerksbetreiber. Anlagen, die unterhalb der Nennleistungsgrenze liegen, sollen mangels Systemrelevanz nicht verpflichtet sein. Bei netzknotenbezogener Betrachtungsweise würden aber auch Kraftwerke, die unterhalb dieser Bagatellgrenze liegen, in die Verpflichtung zur Wirkleistungsanpassung einbezogen, sofern sie an einem Netzknoten liegen. Soweit eine netzbezogene Betrachtung hätte erfolgen sollen, hätte der Gesetzgeber entweder eine ausdrücklich Regelung vorgenommen oder zumindest in der Gesetzesbegründung – wie der Verordnungsgeber in § 10 Abs. 1 ResKVO – zwischen Anlagen und Teilkapazitäten von Anlagen oder - wie die Bundesnetzagentur in dem Eckpunktepapier vom 06.01.2012 – Blöcken von Erzeugungs- und Speicheranlagen unterschieden. Anhaltspunkte für das Vorliegen einer Regelungslücke sind nicht vorhanden. Der Gesetzgeber wollte mit der 50 MW-Grenze auf Anlagen und nicht auf den Betreiber oder den Netzknoten abstellen. Insoweit verbietet sich eine Ausfüllung durch eine netzknotenbezogene Betrachtungsweise, unabhängig davon, dass eine solche für die Aufrechterhaltung der Systemstabilität grundsätzlich nützlich und geeignet wäre. Die Ausweitung des Adressatenkreises durch die Bundesnetzagentur kann auch nicht damit begründet werden, dass die Redispatch-Anweisung zu Gunsten der Anlagenbetreiber netzknotenbezogen erfolgen soll. Die Möglichkeit, die Anlage für die Redispatch-Maßnahme selbst auswählen zu können, ist nicht davon abhängig, dass für alle an einem Netzknoten gelegenen Anlagen eine Verpflichtung zum Redispatch besteht. Ebenso wenig kann die netzknotenbezogene Betrachtungsweise die Gefahr einer Gesetzesumgehung verhindern. Eine Umgehungsmöglichkeit besteht - theoretisch - nicht nur im Falle der anlagenbezogenen Betrachtungsweise der Bagatellgrenze durch eine bewusst geringere Dimensionierung der Einzelanlage, sondern auch im Falle der netzknotenbezogenen Betrachtung durch die vertragliche Übertragung der Betreibereigenschaft. 1.3. Tenorziffer 3 Satz 2 Auch die Regelung in Tenorziffer 3 Satz 2 der Festlegung, wonach die Wirkleistungseinspeisung für Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie auch negativ, d.h. ein Wirkleistungsbezug sein kann, ist rechtswidrig. Die den Übertragungsnetzbetreibern eingeräumte Befugnis zur Anweisung eines Wirkleistungsbezugs ist von § 13 Abs. 1a EnWG nicht gedeckt. Schon nach dem Wortlaut des § 13 Abs. 1a EnWG bezieht sich die Verpflichtung der Betreiber von Anlagen zur Speicherung von elektrischer Energie und von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie nur auf die Wirkleistungs einspeisung . Dies korrespondiert mit dem Verständnis von Redispatch als Maßnahme des Erzeugungsmanagements, die auf die Anpassung der Stromeinspeisungen an die Bedürfnisse der Netzsicherheit abzielt. Davon zu unterscheiden ist das Lastmanagement, das auf eine Anpassung des Stromverbrauchs gerichtet ist. Das Lastmanagement ist zwar eine marktbezogene Maßnahme, die jedoch nicht in § 13 Abs. 1a EnWG, sondern in § 13 Abs. 4a EnWG (große Verbrauchsanlagen), § 14a EnWG (unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen in der Niederspannung) und § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG (sonstige Verbrauchsanlagen) geregelt ist. Schon vor diesem Hintergrund verbietet sich eine Gleichsetzung der Wirkleistungseinspeisung mit dem Wirkleistungsbezug. Daran ändert auch die Formulierung „negative Wirkleistungseinspeisung“ nichts. Auch die ausdrückliche Nennung von Speicheranlagen neben Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie lässt nicht zwingend den Schluss auf die Zulässigkeit der Anforderung eines Wirkleistungsbezugs zu. Die explizite Nennung von Speicheranlagen ist vielmehr dem Umstand geschuldet, dass das Energiewirtschaftsgesetz in § 3 Nr. 15 EnWG zwischen Anlagen zur Erzeugung und solchen zur Speicherung von elektrischer Energie unterscheidet. Speicher wären daher entgegen der Ansicht der Bundesnetzagentur nicht schon automatisch von dem Begriff „Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie“ umfasst, zumindest ergäben sich berechtigte Zweifel an ihrer Adressatenstellung, da Speicher sowohl Strom einspeisen als auch verbrauchen können. Dass Speicheranlagen nur unter dem Aspekt der Erzeugungsanlage erfasst sind, ergibt sich jedoch aus der ausdrücklichen Beschränkung auf die Wirkleistungs einspeisung . In den Sätzen 2 und 3 des § 13 Abs. 1a EnWG werden Speicher- und Kraftwerke darüber hinaus nur noch unter dem Begriff der „Erzeugungsanlagen“ zusammengefasst. Auch dies belegt, dass Speicher lediglich wegen ihrer Erzeugungsfunktion in § 13 Abs. 1a EnWG einbezogen worden sind. Auch aus der Gesetzesbegründung ergibt sich nichts Gegenteiliges. Der Gesetzgeber wollte mit der Einbeziehung von Speicheranlagen den potentiellen Adressatenkreis erweitern, „um nach Ausschöpfung von Maßnahmen nach Absatz 1 bei konventionellen Kraftwerken den Umfang von Einspeisemanagementmaßnahmen nach § 11 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zu minimieren“. Dass es ihm dabei nicht nur um die Anpassung der Einspeisungen durch Speicher, sondern auch um die Anpassung des Bezugs von elektrischer Energie ging, ist nicht ersichtlich. Dass der Wirkleistungsbezug bei Speichern nicht identisch ist mit der Wirkleistungseinspeisung, ergibt sich auch aus § 118 Abs. 6 EnWG. Danach ist der Bezug der zu speichernden elektrischen Energie unter bestimmten Voraussetzungen nicht entgeltpflichtig. Diese Regelung wäre jedoch nicht erforderlich, wenn es sich bei dem Wirkleistungsbezug von Speichern nicht um eine - grundsätzlich entgeltpflichtige - Netznutzung, sondern um eine (negative) Einspeisung handelte, da diese nach § 15 Abs. 1 Satz 3 StromNEV unentgeltlich ist. Schließlich steht auch der Sinn und Zweck der Norm der Einbeziehung des Wirkleistungsbezugs von Speicheranlagen in die gesetzlich begründete Redispatch-Verpflichtung nach § 13 Abs. 1a EnWG entgegen. § 13 Abs. 1a EnWG bezweckt die Anpassung von Einspeisungen zur Aufrechterhaltung der Systemstabilität. Wie bereits ausgeführt, ist der Wirkleistungsbezug jedoch keine Einspeisung. Dass der Wirkleistungsbezug von Speicheranlagen grundsätzlich ebenfalls geeignet wäre, die Systemstabilität zu gewährleisten, rechtfertigt keine andere Bewertung. Einen solchen hat der Gesetzgeber im Rahmen des § 13 Abs. 1a EnWG nicht angeordnet. Dass sich in der Vergangenheit Speicheranlagen auch im Pumpbetrieb an Maßnahmen des Übertragungsnetzbetreibers nach § 13 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 EnWG beteiligt haben, lässt keine Rückschlüsse auf das Verständnis von § 13 Abs. 1a EnWG zu. Denn auf freiwilliger vertraglicher Grundlage ist der Gestaltungsrahmen in das Belieben der Parteien gestellt. Vorliegend geht es aber um das gesetzliche Eingriffsrecht der Übertragungsnetzbetreiber. Dessen Umfang muss der Gesetzgeber nach dem Wesentlichkeitsgrundsatz wegen des damit verbundenen Eingriffs in Grundrechte der Kraftwerks- und Speicheranlagenbetreiber selbst bestimmen (BVerfG, Beschluss vom 08.08.1978, 2 BvL 8/77, juris RN 75; BVerfGE 116, 24, 58; Jarass/Pieroth, Grundgesetz, Art. 20 RN 54, 58ff). 1.4. Weitere Tenorziffern: Die gegen weitere Tenorziffern erhobenen Rügen zur fehlenden Ermächtigungsgrundlage sind jedoch nicht begründet. 1.4.1. Tenorziffer 1 Die Regelungen in Tenorziffer 1 decken sich mit den gesetzlichen Vorgaben zur Zulässigkeit von Redispatch-Maßnahmen und sind daher letztlich nicht zu beanstanden. Denn unter welchen Voraussetzungen eine Redispatch-Maßnahme zulässig ist, hat der Gesetzgeber in § 13 Abs. 1, Abs. 1a, Abs. 3 EnWG selbst ausdrücklich geregelt. Nach § 13 Abs. 1 EnWG sind marktbezogene Maßnahmen des Übertragungsnetzbetreibers, zu denen auch die Anforderung der Wirkleistungsanpassung nach § 13 Abs. 1a EnWG gehört, zulässig, „sofern die Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone gefährdet oder gestört ist“. Nach der in § 13 Abs. 3 EnWG enthaltenen Legaldefinition liegt eine Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems vor, wenn örtliche Ausfälle des Übertragungsnetzes oder kurzfristige Netzengpässe zu besorgen sind oder zu besorgen ist, dass die Haltung von Frequenz, Spannung oder Stabilität durch die Übertragungsnetzbetreiber nicht im erforderlichen Maße gewährleistet werde kann. Der Begriff der „Störung“ ist nicht legal definiert. Nach allgemeinem Wortverständnis liegt eine Störung jedoch vor, wenn sich die Gefährdung verwirklicht hat (Theobald in: Danner/Theobald, Energierecht, I EnWG, § 13 B 1, RN 6; Ruge in: Rosin u.a., Praxiskommentar zum EnWG, Stand Dezember 2012, § 13 RN 63; Salje, EnWG, § 13 RN 5). Tenorziffer 1 der Festlegung gibt letztlich das wieder, was der Gesetzgeber vorgegeben hat. Die Vorgabe in Tenorziffer 1 Satz 1 EnWG, wonach eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung von Anlagen zur Erzeugung von elektrischer Energie und von Anlagen zur Speicherung elektrischer Energie durch die Übertragungsnetzbetreiber dann zulässig ist, wenn aufgrund von Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse andernfalls strombedingte Überlastungen von Betriebsmitteln oder Verletzungen betrieblich zulässiger Spannungsbänder zu erwarten sind, entspricht den Vorgaben in § 13 Abs. 1, Abs. 1a, Abs. 3 EnWG. Soweit die Bundesnetzagentur die Gefährdungslage nicht in der Wortwahl des § 13 Abs. 3 EnWG mit „kurzfristigen Netzengpässen“, sondern mit der Erwartung „strombedingter Überlastungen von Betriebsmitteln oder Verletzungen betrieblich zulässiger Spannungsbänder“ beschreibt, ist damit keine Änderung des Regelungsinhalts des § 13 Abs. 1a, Abs. 3 EnWG verbunden. Wie sich aus der Gesetzesbegründung zum gleichzeitig mit § 13 EnWG (BGBl. 2991 I, S. 1554) geänderten § 11 EEG 2012 (BGBl. 2011 I S. 1634) ergibt, entspricht diese Umschreibung der Definition des Gesetzgebers, der einen Netzengpass ausdrücklich bei Überschreitungen von Spannungsbändern oder der Strombelastbarkeit der Leitungen als gegeben ansieht (BT-Drs. 17/6071 vom 06.06.2011, S. 64). Da ausweislich der Gesetzesbegründung die Regelung des § 11 EEG 2012 im Zusammenhang mit § 13 EnWG zu sehen ist (BT-Drs. 17/6071, a.a.O.), ist diese Definition des Netzengpasses auch für § 13 Abs. 3 EnWG maßgeblich. Tenorziffer 1 Satz 1 der Festlegung bezieht sich dabei auf die Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems, Tenorziffer 1 Satz 3 auf die in § 13 Abs. 1 EnWG genannte Störung. Auch mit dem Einschub in Tenorziffer 1 Satz 1 der Festlegung „wenn aufgrund von Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse“ sowie dem Hinweis in Tenorziffer 1 Satz 2, wonach dem anerkannten Stand der Technik entsprechende Methoden zur Berücksichtigung von etwaigen Ausfällen von Netzbetriebsmitteln und von Erzeugungsanlagen bei den Netzbelastungsberechnungen zu berücksichtigen sind, definiert die Bundesnetzagentur keine neuen, vom Gesetz nicht vorgesehenen Eingriffsvoraussetzungen. Sie stellt lediglich fest, was das Gesetz durch den Begriff „Gefährdung“ ohnehin voraussetzt. Der in § 13 Abs. 1 EnWG genannte Begriff der „Gefährdung“ erfordert nach § 13 Abs. 3 EnWG die Besorgnis eines der dort aufgeführten kritischen Netzzustände. Zu besorgen ist einer der kritischen Netzzustände, wenn für deren Eintritt eine hinreichende Wahrscheinlichkeit besteht (Ruge in: Rosin u.a., Praxiskommentar EnWG, a.a.O., § 13 RN 61). Der Begriff „besorgen“ setzt damit zwangsläufig eine Prognose der Übertragungsnetzbetreiber voraus. Nach den allgemeinen rechtlichen Anforderungen an Prognosen muss der Netzbetreiber dabei insbesondere den Sachverhalt zutreffend feststellen und davon ausgehend schlüssige Annahmen treffen (Bourwieg in: Britz/Hellermann/Hermes, EnWG, 2. Aufl., § 13 RN 8; König in: BerlKommEnR, a.a.O., § 13 RN 123, König, Engpassmanagement in der deutschen und europäischen Elektrizitätsversorgung, 2013, S. 422 m.w.N. zum allgemeinen Gefahrenabwehrrecht in FN 1853). Wenngleich dem Übertragungsnetzbetreiber bei der Beurteilung, ob Netzengpässe drohen, ein gewisser Spielraum zugestanden werden muss (vgl. König, Engpassmanagement in der deutschen und europäischen Elektrizitätsversorgung, 2013, S. 423), darf er nicht willkürlich handeln. Um prognostizieren zu können, ob Netzengpässe bestehen, bedarf es daher objektiver Methoden wie der in Tenorziffer 1 genannten Netzbelastungsberechnungen oder anderer gesicherter Erkenntnisse. Denn die Gründe von durchgeführten Anpassungen sind den Betroffenen und der Regulierungsbehörde gemäß § 13 Abs. 5 EnWG mitzuteilen und gegebenenfalls zu belegen. Die Festlegung setzt damit in Tenorziffer 1 nicht mehr voraus als § 13 Abs. 3 EnWG selbst, insbesondere wird keine bestimmte Methode vorgeschrieben. Sowohl nach § 13 Abs. 3 EnWG als auch nach Tenorziffer 1 der Festlegung bleibt es den Übertragungsnetzbetreibern überlassen, anhand welcher objektiver und nachprüfbarer Methoden sie die Gefahr eines Netzengpasses feststellen. Insoweit haben diese im Transmission Code 2007 Netzengpässe aber mit Hilfe des n-1-Kriteriums definiert. Dieses besagt, dass der sichere Netzbetrieb auch noch gewährleistet sein muss, wenn ein Betriebsmittel ausfällt (Transmission Code 2007, S. 76; Erbring/Kuring/Ruge in: Säcker, Handbuch zum deutsch-russischen Energierecht, 2010, S. 107ff, RN 145, 166). Die Festlegung greift in Tenorziffer 1 diese Vereinbarung auf, wobei sie das n-1-Kriterium nur als Beispiel einer etablierten Methode anführt und im Übrigen methodenoffen ist. Eine Verletzung von § 13 EnWG liegt damit nicht vor. Es ist auch nicht ersichtlich, inwieweit die Betroffenen durch den Hinweis auf die Anwendung etablierter und dem anerkannten Stand der Technik entsprechender Methoden bei der Gefahrenanalyse überhaupt beschwert sind. Die Anwendung solcher Methoden sichert – zugunsten der betroffenen Anlagenbetreiber - eine objektive Vorgehensweise bei der vorzunehmenden Prognose über das Vorliegen einer Gefahrenlage. Auch Tenorziffer 1 Satz 4, wonach eine Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zum Ausgleich von Leistungsungleichgewichten nicht zulässig ist, stellt keine die Ermächtigungsgrundlage überschreitende Regelung dar, sondern einen Hinweis auf die bestehende Rechtslage. Denn Leistungsungleichgewichte in der jeweiligen Regelzone werden von den Übertragungsnetzbetreibern durch den Einsatz von Regelenergie ausgeglichen, §§ 2 Nr. 9, 6ff StromNZV. Die Beschaffung der Regelenergie erfolgt in gemeinsamen Ausschreibungen der Übertragungsnetzbetreiber gemäß § 22 EnWG in transparenter und nicht-diskriminierender Weise entsprechend der Vorgaben in §§ 6ff StromNEV i.V.m. § 24 Abs. 1 Nr. 1 EnWG und in Festlegungen der Bundesnetzagentur nach § 27 Abs. 1 Nr. 2 und 3 StromNZV i.V.m. § 29 EnWG (Ruge in: Rosin u.a., Praxiskommentar EnWG, a.a.O., § 13 RN 77). Diese Vorgaben würden umgangen, wenn die zum Ausgleich von Leistungsungleichgewichten erforderliche Energie durch Redispatch-Maßnahmen beschafft würde. Insofern sind Erzeugungsmanagement (Redispatch) und Regelleistung Instrumente, die strikt voneinander unterschieden werden müssen (König: in Säcker, BerlKommEnR, a.a.O., § 13 RN 36; König, Engpassmanagement in der deutschen und europäischen Elektrizitätsversorgung, 2013, S. 469f.). Die Nennung der gesetzlichen Eingriffsvoraussetzungen in Tenorziffer 1 der Festlegung war auch erforderlich, um den Anwendungsbereich der Festlegung deutlich zu machen, nachdem im Verwaltungsverfahren darüber diskutiert wurde, ob eine Anpassung der Wirkleistungseinspeisung – und damit der Anwendungsbereich der Festlegung – auf die Vermeidung strombedingter Überlastungen beschränkt werden sollte (vgl. S. 32 der Festlegung). Ferner wird durch Tenorziffer 1 klargestellt, dass sich die Festlegung nur auf die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung bezieht und nicht auf die in § 13 Abs. 1a EnWG zusätzlich vorgesehene Anpassung der Blindleistungseinspeisung. 1.4.2. Tenorziffer 4: Die Regelung der Merit Order in Tenorziffer 4 ist von der Ermächtigungsbefugnis in § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG umfasst. Mit der Merit Order hat die Bundesnetzagentur die Reihenfolge der Anforderung festgelegt und damit bestimmt, welche konkrete Anlage jeweils zur Wirkleistungsanpassung herangezogen werden soll. Gegenstand der Regelung ist damit nicht das „ob“ der Inanspruchnahme, sondern das „wer“. Denn ob ein Eingriff zulässig ist, ergibt sich aus § 13 Abs. 1a EnWG und der mit dessen Regelungsinhalt korrespondierenden Tenorziffer 1 der Festlegung. Demgegenüber wird mit der Merit Order der bereits durch Tenorziffer 2 grundsätzlich bestimmte Adressatenkreis weiter eingegrenzt, indem anhand der vorgegebenen Kriterien der Adressat einer Anweisung im Falle einer konkreten Engpasssituation bestimmt wird. Dies ist von der Festlegungsermächtigung zur „Konkretisierung des Adressatenkreises“ in § 13 Abs. 1a Satz 1 1. Alt. EnWG umfasst. Bei diesem Regelungsgegenstand geht es um die Frage, welche Betreiber von Kraftwerken oder Speichern verpflichtet sind, Redispatch-Maßnahmen durchzuführen. Wer überhaupt als Adressat in Betracht kommen kann, ergibt sich schon aus § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG. Insofern hat der Gesetzgeber im Sinne des Wesentlichkeitsgrundsatzes eine eigene Entscheidung getroffen und der Bundesnetzagentur nur die nähere Konkretisierung überlassen. Mit der Merit Order wird aber genau dies vollzogen, ohne dabei über den gesetzlichen Rahmen hinauszugehen. Adressat der Anweisung ist der Betreiber der Anlage, die nach der Merit Order entweder in absteigender Reihenfolge (Wirkleistungserhöhung) oder in aufsteigender Reihenfolge (Wirkleistungsreduzierung) als nächste heranzuziehen ist. Da die im Rahmen des Quotienten zu berücksichtigende netzstützende Wirkung jeweils auf das von einer Überlast bedrohte Betriebsmittel bzw. auf das von einer Spannungsgrenzwertverletzung bedrohte Netzelement bezogen ist, ergibt sich wegen des Einflusses der räumlichen Nähe der Anlage auf die netzstützende Wirkung für jeden Bezugspunkt jeweils eine andere Reihenfolge der in Betracht kommenden Adressaten. Die Merit Order ist damit eine Methodik, den – vom Gesetzgeber vorgegebenen und von der Bundesnetzagentur in Tenorziffer 2 näher bestimmten - Adressatenkreis für den Fall einer konkreten Engpasssituation weiter einzugrenzen. Gleichzeitig ist sie aber auch eine Systematik, aus der sich ergibt, in welcher Reihenfolge die Anweisung zur Wirkleistungsanpassung auszusprechen ist. Insofern ist die Regelung der Tenorziffer 4 auch von der Ermächtigungsbefugnis nach § 13 Abs. 1a Satz 3 3. Alt. EnWG zur Festlegung der „Methodik der Anforderung“ umfasst. Unter Methodik ist nach allgemeinem Wortverständnis die „festgelegte Art des Vorgehens“ zu verstehen (Duden online, Suchbegriff „Methodik“, abrufbar unter http://www.duden.de/node/ 655656/revisions/1216350/view). Tenorziffer 4 legt mit der Merit Order – neben dem „wer“ - auch das „ wie“ der Anweisung im Rahmen einer systematischen Vorgehensweise fest. Insofern erklärt sich auch, wieso die Regelung der Merit Order nicht im Zusammenhang mit der Bestimmung des Adressatenkreises in Tenorziffer 2 geregelt ist, wie teilweise moniert wird. Systematisch ist der Inhalt der Festlegung nachvollziehbar dahingehend gegliedert, dass in Tenorziffer 1 die Eingriffsvoraussetzungen wiedergegeben und gleichzeitig der Anwendungsbereich der Festlegung bestimmt werden und sodann in Tenorziffer 2 der Adressatenkreis, in Tenorziffer 3 der Umfang der Anweisung und schließlich in Tenorziffer 4 die Methodik der Anweisung festgelegt werden. Die Bestimmung einer Reihenfolge ist durchaus auch sinnvoll und steht im Übrigen in der Entscheidungsbefugnis der Bundesnetzagentur. Ob die Regelung inhaltlich zutreffend und praktikabel ist, ist keine Frage der fehlenden Rechtsgrundlage, sondern der materiellen Rechtmäßigkeit. 1.4.3. Tenorziffer 8 Der Einwand der Betroffenen, die in Tenorziffer 8 angeordneten Mitteilungspflichten über die Fahrweise der Anlagen seien nicht von der Ermächtigungsgrundlage in § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG gedeckt, führt ebenfalls nicht zur Rechtswidrigkeit der Regelung. Es kann dahinstehen, ob die Anordnung der Mitteilungspflichten der Anlagenbetreiber gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern die „Methodik der Anforderung“ betrifft und damit auf die Festlegungsermächtigung des § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG gestützt werden kann. Die in Tenorziffer 8 enthaltenen Verpflichtungen zur Mitteilung freier Leistungsscheiben, zum Zeitpunkt der Meldung um 14.30 Uhr des Vortags für den Folgetag, zur Aktualisierung der Meldung bei Veränderungen sowie zur Meldung der für die Wirkleistungsanpassung relevanten technischen Parameter und Restriktionen sind jedenfalls von der Ermächtigungsgrundlage des § 12 Abs. 4 Satz 4 EnWG gedeckt. Nach § 12 Abs. 4 Satz 1 EnWG in der bis zum 27.12.2012 geltenden und damit bei Beschlusserlass maßgeblichen Fassung sind u.a. Betreiber von Erzeugungsanlagen verpflichtet, Betreibern von Übertragungsnetzen sowie vorgelagerten Betreibern von Elektrizitätsverteilernetzen auf Verlangen unverzüglich die Informationen bereitzustellen, die notwendig sind, damit die Übertragungsnetze sicher und zuverlässig betrieben, gewartet und ausgebaut werden können. Durch das Dritte Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften vom 29.12.2012 ist Satz 1 mit Wirkung ab dem 28.12.2012 dahingehend ergänzt worden, dass die Informationen etwaige Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse einschließen. Ferner ist Satz 2 eingefügt worden, wonach Betreiber von Übertragungsnetzen sowie vorgelagerte Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen jeweils sicherzustellen haben, ihnen nach Satz 1 zur Kenntnis gelangte Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse ausschließlich so zu den dort genannten Zwecken zu nutzen, dass deren unbefugte Offenbarung ausgeschlossen ist. Nach § 12 Abs. 4 Satz 4 EnWG kann die Regulierungsbehörde Festlegungen gemäß § 29 Abs. 1 EnWG treffen zur Konkretisierung des Kreises der nach § 12 Abs. 4 Satz 1 EnWG Verpflichteten, zum Inhalt und zur Methodik, zu Details der Datenweitergabe und zum Datenformat der Bereitstellung an den betreffenden Übertragungs- oder vorgelagerten Verteilernetzbetreiber. Tenorziffer 8 regelt Inhalt, Methodik und Details der Datenweitergabe. Die geforderten Informationen sollen den Übertragungsnetzbetreiber in die Lage versetzen, Netzengpässen oder Spannungsgrenzwertverletzungen durch wirksame Redispatch-Maßnahmen zu begegnen und so das Übertragungsnetz sicher zu betreiben. 2. Bestimmtheit Die Festlegung ist auch nicht im Hinblick auf die Anforderungen an die inhaltliche Bestimmtheit von Verwaltungsakten rechtswidrig. Grundsätzlich wird dem Bestimmtheitsgebot des § 37 VwVfG dann Genüge getan, wenn der Adressat aus dem verfügenden Teil in Zusammenhang mit den Gründen vollständig, klar und unzweideutig erkennen kann, was von ihm gefordert wird (BGH, Beschluss vom 19.06.2007, KVR 17/06, RN 37). Dabei ist nicht notwendig, dass der Inhalt der Regelung im Tenor der Verfügung so zusammengefasst ist, dass alle Aspekte aus sich heraus verständlich sind. Vielmehr genügt es, dass sich der Regelungsinhalt aus dem Bescheid einschließlich seiner Begründung ergibt (BGH, WuW DE-R 195, 196 m. w. N.; Kopp/Ramsauer, VwVfG, 15. Aufl., § 37 RN 5, 12). Diesen Anforderungen genügt die angegriffene Festlegung. 2.1. Tenorziffer 1 Dass die Bundesnetzagentur die Begriffe „ aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse“ sowie „ etablierte , dem anerkannten Stand der Technik entsprechende Methoden “ nicht näher konkretisiert hat, führt nicht zur Unbestimmtheit der Regelung, sondern gibt lediglich das wieder, was in § 13 Abs. 1a EnWG vorgegeben ist. Zu einer näheren Konkretisierung der Begriffe und damit der Eingriffsvoraussetzungen wäre die Bundesnetzagentur nach dem Katalog des § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG auch nicht ermächtigt. Insoweit unterscheidet sich der vorliegende Fall von dem Sachverhalt, wie sie der von den Betroffenen zitierten Entscheidung des Bundesverwaltungsgerichts (BVerwG, Urteil vom 02.12.1993, 3 C 42/91, BVerwGE 94, 341ff, juris RN 47ff) zugrunde lag. Dort ging es um die Anordnung einer Ordnungsverfügung nach § 11 der Verordnung über tierärztliche Hausapotheken (TÄHAV), mithin um reine Rechtsanwendung auf den konkreten Fall, bei dem das Bundesverwaltungsgericht beanstandete, dass darin lediglich der Verordnungstext wiederholt wurde, anstatt das konkret beanstandete Verhalten zu nennen. Vorliegend geht es jedoch um die Konkretisierung der Regelung des § 13 Abs. 1a EnWG, mithin der Norm selbst. Da der Bundesnetzagentur nur einzelne Regelungsbereiche zugewiesen sind, ist sie nicht zur Ausfüllung von unbestimmten Rechtsbegriffen außerhalb dieses Bereiches befugt. Hier ist sie auf die Übernahme der Vorgaben des § 13 Abs. 1a EnWG beschränkt. Wie bereits ausgeführt, setzt der in § 13 Abs. 1 EnWG genannte Begriff der „Gefährdung“ nach § 13 Abs. 3 EnWG die Besorgnis eines der dort aufgeführten kritischen Netzzustände und damit eine zwangsläufig eine Prognose der Übertragungsnetzbetreiber voraus. Auch wenn das Gesetz dem Übertragungsnetzbetreiber diesbezüglich keine Vorgaben macht, muss die Prognose auf der Grundlage objektiver Methoden wie den in Tenorziffer 1 genannten Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse erfolgen. Dabei zielt der Begriff „ gesicherter Erkenntnisse “ ersichtlich darauf ab, dass die Prognose nicht nur auf einer bloßen Vermutung fußt, sondern diese auf Grundlage der dem Übertragungsnetzbetreiber zur Verfügung stehenden Daten getroffen wird, welche einen kritischen Netzzustand mit hinreichender Wahrscheinlichkeit erwarten lassen. Die Festlegung setzt damit in Tenorziffer 1 nicht mehr voraus als § 13 Abs. 3 EnWG selbst, insbesondere schreibt sie zu Recht keine bestimmte Methode vor. Sowohl die Anwendung solcher Methoden als auch das Voraussetzen gesicherter Erkenntnisse sichern – zugunsten der betroffenen Anlagenbetreiber - eine objektive Vorgehensweise bei der vorzunehmenden Prognose über das Vorliegen einer Gefahrenlage. Auch die von weiteren Kraftwerksbetreibern gerügte Verwendung des Begriffs „ akute Überlastungen “ in Tenorziffer 1 Satz 3 der Festlegung führt nicht zur Unbestimmtheit der Regelung. Aus dem Gesamtzusammenhang der Regelung ergibt sich mit hinreichender Deutlichkeit, dass sich Tenorziffer 1 Satz 1 der Festlegung auf die Gefährdung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems, Tenorziffer 1 Satz 3 mit der Terminologie „akute Überlastungen“ auf die in § 13 Abs. 1 EnWG genannte Störung bezieht. Der Begriff der „Störung“ ist in § 13 Abs. 3 EnWG nicht legal definiert, nach allgemeinem Wortverständnis liegt eine Störung jedoch vor, wenn sich die Gefährdung verwirklicht hat (Theobald in: Danner/Theobald, a.a.O., I EnWG, § 13 B 1, RN 6; Ruge in: Rosin u.a., Praxiskommentar zum EnWG, a.a.O., § 13 RN 63; Salje, a.a.O., § 13 RN 5). 2.2. Tenorziffer 4 Die Regelung in Tenorziffer 4 Satz 1 ist ebenfalls hinreichend bestimmt. Die Rügen der Betroffenen sowie weiterer Kraftwerksbetreiber haben keinen Erfolg. 2.2.1. netzstützende Wirkung Die Bundesnetzagentur hat in der Festlegung auf Seite 44 ausreichend deutlich ge- macht, was unter dem Begriff „netzstützende Wirkung“ zu verstehen ist. Danach beschreibt die netzstützende Wirkung im Falle eines strombedingten Redispatch, um welche Leistung der Lastfluss auf dem von Überlast bedrohten Netzelement durch Anpassen der Wirkleistungseinspeisung der betroffenen Erzeugungsanlagen und Speicher reduziert wird. Im Falle einer spannungsbedingten Wirkleistungsanpassung beschreibt die netzstützende Wirkung die bewirkte Spannungsänderung an dem von einer Spannungsgrenzwertverletzung bedrohten oder betroffenen Netzknoten. Die Ermittlung der durch eine Anlage an einem bestimmten Netzknoten bewirkten Lastflussänderung bzw. Spannungsänderung bezogen auf deren Änderung der Einspeiseleistung erfolgt nach den unwidersprochen gebliebenen Ausführungen der Bundesnetzagentur unabhängig von deren freien Leistungsscheiben, und zwar in der Regel relativ, d.h. in Prozent. Dafür führen die Übertragungsnetzbetreiber sog. Sensitivitätsuntersuchungen durch, indem im modulierten Netz verschiedene Szenarien simuliert werden. Diese Vorgehensweise entspricht den Handlungsempfehlungen bei der Vornahme von Anpassungsmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG im Leitfaden des BDEW und VKU („Praxis-Leitfaden für unterstützende Maßnahmen von Stromnetzbetreibern“ vom 12.12.2012, S. 16, 27). Auch der Gesetzentwurf der Bundesregierung zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich und zur Änderung damit zusammenhängender Vorschriften (BR-Drs. 10/08 vom 04.01.2008) ging im Rahmen des Eispeisemanagements nach § 11 EEG bereits von der Durchführung einer Sensitivitätsanalyse aus. Dabei darf der Netzbetreiber die Wechselwirkung zwischen einer Einspeisungsänderung an einem Netzknoten und dem Leistungsfluss über ein Netzbetriebsmittel vereinfacht als einen linearen Zusammenhang, den so genannten Sensitivitätsfaktor, beschreiben. Für das gesamte Netz ergibt sich somit eine Sensitivitätsmatrix, die den Zusammenhang abbildet, wie stark die an einem bestimmten Netzknoten eingespeiste Leistung die Leistungsflüsse über die verschiedenen Netzleitungen beeinflusst. Damit kann der Netzbetreiber ermitteln, welche Anlage in ihrer Einspeiseleistung beschränkt werden muss, um einen bestehendenNetzengpass zu beheben (vgl. BR-Drs. 10/08, Seite 107). Es handelt sich um eine anerkannte Methode, die netzstützende Wirkung zu berechnen. Der sich danach ergebende Wert kann sodann in den Quotienten eingestellt werden. Vor diesem Hintergrund kann keine Rede davon sein, dass die Übertragungsnetzbetreiber mangels Vorgaben zur Bemessung der netzstützenden Wirkung die Kriterien aufstellen, anhand derer die Einsatzreihenfolge zu bestimmen ist. Die Übertragungsnetzbetreiber berechnen lediglich die netzstützende Wirkung nach einer anerkannten Methode. Die Reihenfolge der anzuweisenden Anlagen ergibt sich jedoch zwingend aus der Vorgabe in Tenorziffer 4, nämlich aus dem Quotienten von netzstützender Wirkung und Vergütung. Dass die netzstützende Wirkung von der jeweiligen Netzschaltung abhängig ist, wie teilweise geltend gemacht wird, steht ihrer Bestimmtheit nicht entgegen. Die Merit Order wird bei einem drohenden oder bestehenden Engpass erstellt. Dieser wird aber auf der Grundlage der aktuellen Netzschaltung prognostiziert, so dass auch die netzstützende Wirkung entsprechend der aktuellen Netzschaltung berechnet wird. Vor diesem Hintergrund kann es auch im Falle des sogenannten getrennten Zwei-Sammelschienen-Betriebs nicht dazu kommen, dass der Redispatch in einem Teil der Netzgruppe wirkt, in dem gerade kein Engpass besteht. Die netzstützende Wirkung der Erzeugungsanlage ist nach der Festlegung abstrakt, d.h. unabhängig von der freien Leistungsscheibe einer Anlage zu bestimmen. Eine konkrete Betrachtungsweise scheidet schon deshalb aus, weil die Meldepflichten bezüglich der freien Leistungsscheiben nach Tenorziffer 8 Satz 4 der Festlegung lediglich netzknotenbezogen erfolgen, die Merit Order jedoch anlagenscharf aufgestellt wird. Dass der Übertragungsnetzbetreiber wegen der nur netzknotenbezogenen Meldung freier Leistungsscheiben nicht weiß, ob er eine bestimmte Anlage überhaupt in die Merit Order aufnehmen kann, steht der Berechnung der netzstützenden Wirkung einer Anlage sowie der Merit Order auch nicht entgegen. Die Festlegung enthält keine Vorgabe dahingehend, dass die netzstützende Wirkung anhand der freien Leistungspotentiale zu berechnen ist. Vielmehr wird diese – wie ausgeführt - unabhängig von den freien Leistungsscheiben anhand von Sensitivitätsuntersuchungen ermittelt. Die freien Leistungsscheiben – nach Tenorziffer 8 Satz 4 der Festlegung bezogen auf den Netzknoten - sind erst im Rahmen der Anweisung zu berücksichtigen. Für die Aufstellung der Merit Order spielen sie keine Rolle. 2.2.2. Merit Order für spannungsbedingten Redispatch Es ist auch nicht zu beanstanden, dass Tenorziffer 4 für strombedingte und spannungsbedingte Redispatch-Maßnahmen nicht die Bildung unterschiedlicher Merit Order vorsieht. Die Bundesnetzagentur hat den Unterschied zwischen einem spannungsbedingten und einem strombedingten Redispatch gesehen und dementsprechend die netzstützende Wirkung für beide gesondert definiert (vgl. S. 44 der Begründung). Sie hat ferner ausdrücklich die Bildung einer Merit Order im Falle von Spannungsproblemen angeordnet und der Forderung der Übertragungsnetzbetreiber und einiger Anlagenbetreiber, die Merit Order auf strombedingte Überlastungen zu beschränken, eine Absage erteilt (S. 46f. der Begründung). Dementsprechend werden für strombedingte und spannungsbedingte Redispatch-Maßnahmen jeweils unterschiedliche Merit Order gebildet. Dies folgt daraus, dass die netzstützende Wirkung je nachdem, ob ein strom- oder spannungsbedingter Engpass besteht, unterschiedlich ist. Die Merit Order wird nicht abstrakt, sondern immer bezogen auf das konkret zu behebende Netzproblem (Strom- oder Spannungsgrenzwertverletzung) sowie unter Berücksichtigung von dessen Lokalität im Übertragungsnetz vorgenommen. Die Wirkleistungseinspeisung ist für eine Änderung der Spannung auch nicht irrelevant. Richtig ist zwar, dass die Spannung letztlich durch die Blindleistungseinspeisung beeinflusst wird. Insoweit ist jedoch zu unterscheiden zwischen der Einspeisung von Blindleistung ohne Änderung der Wirkleistung und mit Änderung der Wirkleistung. Die Festlegung umfasst nur die Wirk leistungsanpassung zur Ermöglichung der Blindleistungseinspeisung (vgl. S. 11 der Festlegung). Um Blindleistung in der benötigten Menge einspeisen zu können, kann es erforderlich sein, dass ein Kraftwerk, seine Wirkleistungseinspeisung reduziert oder umgekehrt wenigstens auf Mindestlast hochfährt. Die Übertragungsnetzbetreiber haben daher zu prognostizieren, welche Wirkleistungsanpassung einzelner Kraftwerke für die zur Beseitigung oder Verhinderung einer Spannungsgrenzwertverletzung erforderliche Blindleistungsmenge im Netz erforderlich ist. Es bestehen auch keine Unklarheiten über Zeitpunkt und Häufigkeit der Bildung der Merit Order. Diese ist für jeden Netzengpass individuell und jeweils neu aufzustellen. Dies folgt schon daraus, dass die für die Aufstellung der Merit Order maßgebliche netzstützende Wirkung wegen ihrer Abhängigkeit von der Entfernung der Anlage zum Engpass immer nur für das konkret bedrohte Netzelement ermittelt wird. Insoweit bestehen auch keine Probleme, einen Wechsel zwischen den unterschiedlichen Vergütungsregelungen bei der Bildung der Merit Order zu berücksichtigen. 2.2.3. unbestimmte Rechtsbegriffe Die Verwendung der unbestimmten Rechtsbegriffe „ sicherer Betriebszustand “ in Tenorziffer 4 Satz 4 und „ netztechnische Notwendigkeit “ in Tenorziffer 4 Satz 5 der Festlegung sind hinreichend bestimmbar. Die Rügen einiger Kraftwerksbetreiber gehen fehl. Aufgrund der Tatsache, dass Redispatch-Maßnahmen nach § 13 Abs. 1a EnWG sowie Tenorziffer 1 der Festlegung nur im Falle von Gefährdungen oder Störungen der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems in der jeweiligen Regelzone aufgrund strombedingter Überlastungen oder Spannungsgrenzwertverletzungen zulässig sind, sichern Tenorziffer 4 Satz 4 und 5 der Festlegung – zugunsten der Anlagenbetreiber -, dass der Umfang und die Dauer der Anpassung der Wirkleistungseinspeisung nur zur Erreichung des mit der Redispatch-Maßnahme verfolgten Zwecks – Beseitigung des Engpasses bzw. der Spannungsgrenzwertverletzung – erfolgen darf. Ein sicherer Betriebszustand ist demnach erreicht, sobald die strombedingte oder spannungsbedingte Gefährdung oder Störung beseitigt ist. Ob dies der Fall ist, ergibt sich aus den in Tenorziffer 1 erwähnten Netzbelastungsberechnungen oder aufgrund anderer gesicherter Erkenntnisse der Übertragungsnetzbetreiber. Im Falle der strombedingten Überlastung wird – nach einhelliger Meinung sämtlicher Akteure - auf das n-1-Kriterium abgestellt. Liegt keine strombedingte Überlastung von Betriebsmitteln oder die Verletzung betrieblich zulässiger Spannungsbänder mehr vor, entfällt dementsprechend auch die „netztechnische Notwendigkeit“ für die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung. 2.2.4. Widerspruch zwischen Tenorziffern 3 und 4 Dass die Anweisung zur Wirkleistungsanpassung nach Tenorziffer 3 bezogen auf den Netzknoten, an dem eine Gesamtheit von Anlagen eines Betreibers angeschlossen ist, erfolgt, während die Reihenfolge der Heranziehung der Anlagen nach Tenorziffer 4 anlagenscharf bestimmt wird, führt nicht zur Widersprüchlichkeit der Regelungen. Die netzbezogene Anweisung nach Tenorziffer 3 soll nur das Wahlrecht der Anlagenbetreiber sichern, verpflichtet ist aber letztlich nur die sich aus der Merit Order ergebende Anlage. Dass die Merit Order anlagenscharf zu bilden ist, ergibt sich schon daraus, dass im Rahmen des zu bildenden Quotienten auf die Vergütung abgestellt wird. Es würde wenig Sinn machen, die Vergütung netzknotenbezogen zu ermitteln, da diese anlagenspezifisch sehr unterschiedlich sein kann und die Merit Order mit der Einbeziehung der Vergütung gerade den Zweck verfolgt, die Maßnahmen zur Wirkleistungsanpassung möglichst kosteneffizient durchzuführen. Auch die Regelung in Tenorziffer 3 Satz 3 wäre überflüssig, wenn die Merit Order nicht anlagenscharf, sondern netzknotenbezogen ermittelt würde. Unklarheiten bezüglich der verpflichteten Anlage ergeben sich demnach grundsätzlich nicht. Dasselbe gilt für die Frage, auf welche Anlage für die Vergütung abzustellen ist. Entgegen der Auffassung einiger Kraftwerksbetreiber ist der Übertragungsnetzbetreiber trotz seiner Unkenntnis darüber, welche der an demselben Netzknoten angeschlossenen Anlagen der Betreiber für die Wirkleistungsanpassung heranzieht, in der Lage, den Quotienten aus netzstützender Wirkung einerseits und der für die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung zu entrichtenden Vergütung andererseits nach Tenorziffer 4 S. 2 der Festlegung zu bestimmen. Denn die Merit Order wird unabhängig davon, welche Anlage eines Betreibers später die Wirkleistungsanpassung vornimmt, anlagenscharf bestimmt, d.h. für jede einzelne Anlage wird deren netzstützende Wirkung und die für deren Heranziehung zu zahlende Vergütung ermittelt und anschließend eine Reihung vorgenommen. Auch insoweit bestehen keine Unklarheiten. Selbst wenn tatsächlich eine andere Anlage die Wirkleistungsanpassung durchführt, wird die Anlage bzw. der Netzknoten angewiesen, an dem sich die aus der Merit Order ergebende günstigste Anlage liegt. Wie im Senatstermin bestätigt worden ist, erhält der Anlagenbetreiber aber die Vergütung für die Anlage, die die Redispatch-Maßnahme tatsächlich ausführt. Soweit einige Kraftwerksbetreiber darin einen Verstoß gegen das Wirtschaftlichkeitsprinzip nach § 1 Abs. 1 EnWG sehen, ist schon nicht ersichtlich, inwieweit sie dadurch beschwert sein sollen. Dasselbe gilt für die Rüge der Betroffenen sowie weiterer Kraftwerksbetreiber, wonach durch die netzknotenbezogene Anweisung und das damit verbundene Wahlrecht des Anlagenbetreibers die festgelegte Einsatzreihenfolge konterkariert werde. Soweit Kraftwerksbetreiber geltend gemacht haben, die Festlegung sei unbestimmt, weil sie nicht sicherstelle, dass die Inanspruchnahme nur im Rahmen der freien Leistungsscheiben der verpflichteten Anlage erfolge, kann dem nicht gefolgt werden. Dass die Wirkleistungsanpassung auch über die freien Leistungspotentiale der „Platz 1-Anlage“ hinaus erfolgen kann, solange an demselben Netzknoten noch freie Leistungsscheiben anderer Anlagen des Betreibers zur Verfügung stehen, beruht nicht auf der – nur das Wahlrecht des Anlagenbetreibers sichernden – netzknotenbezogenen Anweisung, sondern ist – von der Festlegung ganz bewusst beabsichtigte – Folge der nur netzknotenbezogenen Meldung freier Leistungsscheiben nach Tenorziffer 8, die die Anlagenbetreiber in geringerem Maße belastet als die anlagenscharfe Meldung. Ein Verstoß der Merit Order gegen den Bestimmheitsgrundsatz folgt daraus nicht. 2.2.5. Vergütung Die Bildung der Merit Order nach Ziffer 4 ist auch nicht wegen der Einbeziehung der zu entrichtenden Vergütung unklar . 2.2.5.1. gesonderte Vergütungsfestlegung Dass die Vergütung nicht in der Festlegung der Beschlusskammer 6, sondern in der der Beschlusskammer 8 geregelt ist, führt für sich gesehen weder zur Rechtswidrigkeit der Festlegung im Allgemeinen noch der Merit Order im Besonderen. Die Methodik zur Bestimmung der Einsatzreihenfolge ist in der hier streitgegenständlichen Festlegung geregelt. Die im Rahmen des Quotienten aus netzstützender Wirkung und Vergütung zu berücksichtigende Vergütung ist nach den Vorgaben der Festlegung der Beschlusskammer 8 zu bestimmen. 2.2.5.2. fehlende Datengrundlage Der Einwand der Betroffenen und weiterer Kraftwerksbetreiber, die Vergütung sei nicht schon im Voraus bei Erstellung der Merit Order bestimmbar, da dem Übertragungsnetzbetreiber die dazu erforderliche Datengrundlage fehle, greift ebenfalls nicht durch. Sowohl für den individuellen Aufwandsersatz nach Tenorziffer 2 der Vergütungsfestlegung als auch für die Bagatellvergütung nach Tenorziffer 3 der Vergütungsfestlegung sind historische Werte heranzuziehen, die dem Übertragungsnetzbetreiber zu melden sind. Die von manchen Anlagenbetreibern aufgeworfene Problematik der täglichen Aktualisierung der Preise stellt sich daher nicht. Da es nicht auf die mit der Redispatch-Maßnahme verbundenen aktuellen Kosten ankommt, steht die für die Bestimmung der Vergütung im Rahmen der Merit Order erforderliche Datengrundlage grundsätzlich im Voraus zur Verfügung. Für den individuellen Aufwandsersatz nach Tenorziffer 2 der Vergütungsfestlegung sind die Anschaffungswerte des letzten Quartals maßgeblich. Diese sind nach Tenorziffer 7a der Vergütungsfestlegung vom Anlagenbetreiber auf Verlangen des Übertragungsnetzbetreibers zu belegen und nachzuweisen. Um die Merit Order erstellen zu können, wird der Übertragungsnetzbetreiber die Daten daher jeweils rechtzeitig zum Abschluss eines Quartals anfordern. Für die Bagatellvergütung sind die Börsenpreise des vorherigen Kalendermonats maßgeblich. Diese Daten sind nach Tenorziffer 7b der Vergütungsfestlegung laufend monatlich zu übermitteln und zu aktualisieren. Ausweislich der Begründung der Festlegung sind diese Werte jeweils einmal monatlich zu melden (vgl. S. 16, 18 der Festlegung). Der genaue Zeitpunkt für die Meldung ist in der Festlegung zwar nicht genannt, aus der Verpflichtung diese „laufend“ zu übermitteln und zu aktualisieren, ergibt sich jedoch, dass diese unverzüglich nach Ablauf des Betrachtungszeitraums zu erfolgen hat. Die darüber hinaus zu vergütenden zusätzlichen Aufwendungen für An- oder Abfahrvorgänge bestimmen sich – entsprechend der Erläuterungen in Ziffer 5.1.3.1. der Vergütungsfestlegung - ebenfalls nach den in der Finanzbuchhaltung des Vorquartals ausgewiesenen Werten, die auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers nach Tenorziffer 7 a) der Festlegung mitzuteilen sind. Angesichts der klaren Regelungen in Tenorziffer 7 der Vergütungsfestlegung kann eine (vorherige) Mitteilungsverpflichtung der Anlagenbetreiber nicht ernsthaft in Zweifel gezogen werden. Soweit die Betroffenen in diesem Zusammenhang auf die Ausführungen der Bundesnetzagentur in dem gegen die Vergütungsfestlegung gerichteten Verfahren VI-3 Kart 9/13 (V) verweisen , ergibt sich nichts anderes. Dort hat die Bundesnetzagentur lediglich vorgetragen, dass die Vergütung vergangenheitsbezogen berechnet wird. Auf die Meldung als solches können daraus keine Schlüsse gezogen werden. Allerdings ist davon auszugehen, dass die Daten des Vorquartals sowie die des Vormonats in der Regel nicht schon am ersten Tag der Folgeperiode vorliegen werden. Das Problem der Datenlücken stellt sich jedoch nur für einen kurzen Zeitraum, der darüber hinaus nicht zwingend relevant sein muss, da die Merit Order nur im konkreten Engpassfall aufgestellt wird. Für die Bagatellvergütung sieht Tenorziffer 4 im Übrigen ausdrücklich eine Ausnahmeregelung vor, wenn die Bagatellregelung nicht zu sachgerechten Ergebnissen führen kann. Beispielhaft ist in der Begründung (S. 20) aufgeführt, dass dem Übertragungsnetzbetreiber keine belastbaren Daten des letzten Kalendermonats vorliegen und er nicht in der Lage ist, die Grenzkosten zu schätzen. In einem solchen Fall ist ein individueller Aufwandsersatz gemäß Ziffer 2 vorzunehmen, bei dem es auf die Anschaffungswerte des Vorquartals ankommt. Damit reduziert sich das Problem des Vorliegens einer kurzfristigen Datenlücke auf Zeiten des Quartalsbeginns. Solche Datenlücken zu Beginn des Betrachtungszeitraums sind jedoch nicht zu vermeiden, wenn man nicht – den Interessen der Anlagenbetreiber zuwider - generell auf zeitlich noch weiter zurückliegende Daten abstellen möchte. Soweit noch keine belastbare Datenbasis vorliegt, muss der Übertragungsnetzbetreiber zur Erstellung der Merit Order die Vergütung daher schätzen. Davon geht auch die Vergütungsfestlegung auf Seite 20 aus. Die Übertragungsnetzbetreiberin X hat in der mündlichen Verhandlung unwidersprochen vorgetragen, dass sie die Kosten jeder Anlage kennt. Damit erscheint eine Schätzung jedenfalls grundsätzlich möglich. Notfalls muss der Übertragungsnetzbetreiber kurzfristig auf ältere Daten zurückgreifen. Ein willkürliches Vorgehen ist dadurch nicht zu besorgen. Insofern ist zu beachten, dass die Schätzung nur auf die Erstellung der Merit Order beschränkt ist, die Vergütung wird jedoch nach den tatsächlichen Kosten der Anlage gezahlt, so dass eine Beschwer der Anlagenbetreiber nicht gegeben ist. Nach § 13 Abs. 1a Satz 1 EnWG steht dem Anlagenbetreiber für die Wirkleistungsanpassung eine angemessene Vergütung zu. Soweit die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 demgegenüber nur einen Aufwandsersatz vorsieht, ist diese rechtswidrig und ist – mit Beschlüssen vom heutigen Tag in den Beschwerdeverfahren gegen die Festlegung der Beschlusskammer 8, auf die verwiesen wird - aufzuheben. 2.2.5.3. Vergütungsvarianten Auch die weiteren von den Anlagenbetreibern geäußerten Bedenken gegen die Bestimmbarkeit der konkret zu zahlenden Vergütung führen nicht zur Unbestimmtheit der Regelung in Tenorziffer 4. Mit der Einbeziehung der Vergütung, die auf den ausdrücklichen Wunsch der Anlagenbetreiber zurückzuführen ist, soll nicht nur die für die Beseitigung des Engpasses oder der Spannungsgrenzwertverletzung erforderliche netzphysikalische Wirkung der Wirkleistungsanpassung berücksichtigt werden, sondern auch die Kosteneffizienz der Maßnahme. Dabei geht es aber nicht darum, die Wirklichkeit 1:1 wiederzugeben, vielmehr stellt die Merit Order lediglich eine Methodik zur bestmöglichen Reihung der einzelnen im Engpassfall in Betracht kommenden Anlagen dar. Verzerrungen lassen sich dabei jedoch nicht gänzlich ausschließen. Auch die Anlagenbetreiber haben auf ausdrückliche Nachfrage des Senats im Termin nichts dazu vorgetragen, wie man die Reihenfolge sinnvoller oder einfacher gestalten könnte. Ausreichend ist daher, dass die Vergütung – notfalls im Wege der Schätzung – jedenfalls ungefähr im Voraus bestimmbar ist. Dies ist jedoch der Fall. So ist nicht unklar, welche der drei Vergütungsvarianten der Festlegung der Beschlusskammer 8 der Übertragungsnetzbetreiber wählen wird. Die Vergütungsfestlegung sieht zwar verschiedene Abrechnungsalternativen vor, nämlich den individuellen Aufwendungsersatz nach Ziffer 2, die pauschale Vergütung nach der Bagatellregelung in Ziffer 3 oder die zusätzliche Vergütung eines Leistungsanteils nach Ziffer 5. Diese Varianten knüpfen jeweils an den Umfang der aktuellen Redispatch-Menge im Verhältnis zur Vorjahresmenge an. Dass die Vergütung damit jeweils von dem Ausmaß der Heranziehung eines Kraftwerksbetreibers zu Redispatch-Maßnahmen abhängig ist, steht der Bildung der Merit Order ebenfalls nicht entgegen. Grundsätzlich ist bis zur Bagatellgrenze von 0,9 % der Einspeisemengen des Vorjahres einer Erzeugungsanlage eine pauschale Vergütung nach Tenorziffer 3 der Vergütungsfestlegung zu zahlen. Bei Überschreiten dieser Grenze ist für die weiteren Redispatch-Mengen ein individueller Aufwandsersatz nach Tenorziffer 2 zu leisten. Die Daten liegen dem Übertragungsnetzbetreiber vor. Er ist daher in der Lage, bei Aufstellung der Merit Order zu erkennen oder zumindest abschätzen zu können, ob und wann mit einer aktuellen Wirkleistungsanpassung die Grenzwerte überschritten werden. Die zur Bestimmung der Höhe der Vergütung erforderlichen historischen Daten liegen ihm aufgrund der Meldungen der Anlagenbetreiber ebenfalls vor oder können zumindest von ihm geschätzt werden. Nur in Ausnahmefällen ist anstelle der pauschalen Vergütung nach Tenorziffer 3 auch für Mengen unterhalb der 0,9 % Grenze ein individueller Aufwandsersatz zu zahlen, Tenorziffer 4 der Vergütungsfestlegung. In der Begründung wird auf S. 19 beispielhaft aufgeführt, welche Situationen ein Abweichen ausnahmsweise zulassen. Die dort genannten Ausnahmesituationen lassen sich für den Übertragungsnetzbetreiber schon bei Aufstellung der für jeden Engpassfall erstellten Merit Order absehen. Das gilt auch für den Fall, dass die Erzeugungsanlage im Kalendermonat vor der Redispatch-Maßnahme nicht im Normalbetrieb eingespeist hat und der Übertragungsnetzbetreiber die angemessene Vergütung nach Tenorziffer 3d) anhand vergleichbarer Erzeugungsanlagedaten der letzten 12 Vormonate abzuleiten hat. Ob die Regelung ihrerseits unbestimmt ist, wie teilweise geltend gemacht worden ist, kann dahinstehen, da dies keinen Einfluss auf die Bestimmbarkeit der Merit Order hat. Unzureichende Vorgaben zur Bestimmung vergleichbarer Erzeugungsanlagedaten stellen allenfalls die Belastbarkeit der herangezogenen Daten in Frage. Der Erstellung der Merit Order als solcher steht die Berücksichtigung solcher Daten im Quotienten netzstützende Wirkung/Vergütung hingegen nicht entgegen. Selbst wenn dem Übertragungsnetzbetreiber ein Vergleich gänzlich unmöglich sein sollte, führt dies lediglich dazu, dass er die Bagatellvergütung für im Kalendervormonat nicht im Normalbetrieb einspeisende Anlagen nicht ermitteln und statt dessen in Anwendung von Tenorziffer 4 der Vergütungsfestlegung den individuellen Aufwandsersatz gemäß Tenorziffer 2 zu leisten und der Merit Order zugrunde zu legen hat. Bei Redispatch-Mengen, die mehr als 10 % der Einspeisemengen des Vorjahres ausmachen, kann der Übertragungsnetzbetreiber nach Tenorziffer 5 zusätzlich in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur einen Leistungsanteil vergüten. Auch dieser ist damit grundsätzlich bestimmbar. Nur soweit ein solcher Abstimmungsprozess nicht rechtzeitig bis zur Erreichung der 10 %-Grenze stattgefunden hat, kann das Leistungsentgelt bei Aufstellung der Merit Order möglicherweise vorübergehend nicht berücksichtigt werden. Da es sich nur um einen zusätzlichen Vergütungsanteil handelt, bleibt die grundsätzlich zu zahlende Basisvergütung aber weiterhin bestimmbar und kann in die Merit Order eingestellt werden. Dass die Merit Order die Vergütung in diesem Fall nicht vollständig abbildet, mag zwar im Einzelfall zu einer unrichtigen Reihung führen. Da die Anlagenbetreiber jedoch für die Wirkleistungsanpassung die tatsächlich angefallene Vergütung vom Übertragungsnetzbetreiber erhalten, sind sie dadurch nicht beschwert. 2.2.5.4. Übergangsfrist in Tenorziffer 9 der Vergütungsfestlegung Soweit Kraftwerksbetreiber teilweise gerügt haben, Tenorziffer 4 der hier streitgegenständlichen Festlegung und Tenorziffer 9 der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 seien widersprüchlich, bedarf es nach Ablauf der Übergangsfrist zum 31.12.2013 dazu keiner Entscheidung mehr. 2.2.5.5. Vertrag Der ex-ante-Bestimmung der Vergütung und damit der Merit Order steht auch nicht das Erfordernis eines vorherigen Vertragsschlusses nach Tenorziffer 1 der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 entgegen. Zwar gibt die Vergütungsfestlegung in Tenorziffer 1 vor, dass bei Verträgen über strombedingte Anpassungen der Wirkleistungseinspeisungen i.S.d. § 13 Abs. 1a EnWG nach Maßgabe der Festlegung BK6-11-098 eine Vergütungsregelung zu vereinbaren ist, die den festgelegten Kriterien für die Bestimmung einer angemessenen Vergütung entspricht. § 13 Abs. 1a EnWG verpflichtet Anlagenbetreiber jedoch kraft Gesetzes zur Mitwirkung an einer Redispatch-Maßnahme. Dementsprechend setzt auch die Festlegung der Beschlusskammer 6 keinen Vertragsschluss voraus. Auch für die Vergütung ist ein Vertragsschluss nicht erforderlich. Die Festlegung der Beschlusskammer 8 gilt sowohl für freiwillige auf vertraglicher Basis erbrachte als auch nach § 13 Abs. 1a EnWG kraft gesetzlicher Verpflichtung erbrachte Redispatch-Leistungen. Dies ergibt sich schon aus der Bezugnahme in Tenorziffer 1 der Vergütungsfestlegung auf § 13 Abs. 1a EnWG. Ferner wird in der Begründung des Aufgreifermessens in der Festlegung der Beschlusskammer 8 ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die gesetzliche Verpflichtung nach § 13a Abs. 1 EnWG einer konkretisierenden Ausgestaltung im Hinblick auf die Vergütungshöhe bedarf, um eine diskriminierungsfreie, sich an sachlichen Kriterien orientierende Vergütung von Redispatch-Maßnahmen und spannungsbedingten Eingriffen zu ermöglichen. 2.2.5.6. Unmöglichkeit Da die Vergütung bestimmbar ist, liegt im Hinblick auf die Aufstellung der Einsatzreihenfolge auch kein Fall der tatsächlichen Unmöglichkeit vor. Die streitgegenständliche Festlegung ist daher nicht gemäß § 44 Abs. 2 Nr. 4 VwVfG nichtig, wie teilweise geltend gemacht worden ist. Etwas anderes ergibt sich auch nicht daraus, dass die gegen die Vergütungsfestlegung eingelegten Beschwerden Erfolg haben und der Senat die Festlegung mit Beschlüssen vom heutigen Tag aufhebt. Damit entfallen zwar die Vorgaben zur Bestimmung der Vergütung vorübergehend bis zur Festlegung einer etwaigen neuen Vergütungsfestlegung. Der Vergütungsanspruch der Anlagenbetreiber ergibt sich allerdings schon unmittelbar aus dem Gesetz aus § 13 Abs. 1a EnWG, wonach Redispatch-Maßnahmen nur gegen angemessene Vergütung durchzuführen sind. Da die Bestimmung der angemessenen Vergütung – unabhängig vom Schicksal der Festlegung der Beschlusskammer 8 – aber grundsätzlich möglich ist, liegt keine tatsächliche Unmöglichkeit vor, die gemäß § 44 Abs. 1 Nr. 4 VwGO zur Nichtigkeit der hier streitgegenständlichen Festlegung führen würde. 2.3. Tenorziffer 8 Die Rüge der Betroffenen, die Regelungen in Tenorziffer 8 seien mit dem Bestimmtheitsgebot des § 37 Abs. 1 VwVfG nicht vereinbar, hat keinen Erfolg. Die Regelungen zu den Meldepflichten sind nicht zu beanstanden. Die Betroffenen haben ihre pauschale Rüge auch nicht näher begründet. Ihr Einwand ist daher schon nicht nachvollziehbar. 2.4. Geltungsbereich der Festlegung Die Festlegung ist auch nicht im Hinblick auf ihren Geltungsbereich unbestimmt, insbesondere ergeben sich keine Unklarheiten dahingehend, ob die Pflichten zwischen den Beteiligten unmittelbar gelten sollen oder ob es des Abschlusses eines Vertrages bedarf, um die Pflichten zu konkretisieren. Wie bereits ausgeführt, konkretisiert die Festlegung die Regelung des 13 Abs. 1a EnWG, welche aber gerade keine vertragliche Vereinbarung erfordert, sondern ein gesetzliches Eingriffsrecht begründet (vgl. BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71:“Der neu eingeführte Absatz 1a schafft einen Ausgleich zwischen den wechselseitigen Interessen, indem Anpassungsbefugnisse gegenüber größeren Kraftwerken gegen Zahlung einer angemessenen Vergütung unmittelbar gesetzlich vorgegeben werden “ (Herv.d.Senat); vgl. auch König in: BerlKommEnR, 3. Aufl., § 13 RN 20). Dementsprechend setzt auch die Festlegung der Beschlusskammer 6 keinen Vertragsschluss voraus (so letztlich trotz der Bedenken gegen die Bestimmtheit auch: de Wyl, Hartmann, Weise: Schutz der Systemstabilität und die Haftung des Netzbetreibers bei Maßnahmen nach §§ 13, 14 EnWG, EnWZ 2013, 66, 67). Dies ergibt sich auch aus der Festlegung selbst. Bereits in Tenorziffer 1 weist die Beschlusskammer auf die Zulässigkeit der Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers zur Wirkleistungsanpassung im Engpass- und Spannungsgrenzwertverletzungsfall sowie in Tenorziffer 2 auf die Verpflichtung der Anlagenbetreiber zur Wirkleistungsanpassung hin. Insoweit greift sie die Bestimmungen in § 13 Abs. 1a EnWG auf und konkretisiert sie hinsichtlich des Adressatenkreises. Von dem Erfordernis eines Vertragsschlusses ist weder die Rede noch kommt ein solches im Hinblick auf das gesetzliche Eingriffsrecht in Betracht. In der Begründung stellt die Beschlusskammer sodann unter Ziffer 2. „Verfahrensablauf“ (S.11) dar, dass der Gesetzgeber mit der Aufnahme des § 13 Abs. 1a in das EnWG nunmehr alle Anlagenbetreiber mit einer Nennleistung ab 50 MW an Elektrizitätsversorgungsnetzen mit einer Spannung von mindestens 110 kV verpflichtet hat, gegen angemessene Vergütung die Wirkleistungs- oder Blindleistungseinspeisung anzupassen. Gleichzeitig weist sie auf die ihr dabei zugewiesene Kompetenz zur Festlegung verfahrenstechnischer Vorgaben und bezüglich der Höhe der Vergütung hin. Auch das macht deutlich, dass die Bundesnetzagentur im Bewusstsein, dass sie mit der Festlegung die gesetzliche Verpflichtung lediglich konkretisiert, keinen Vertragsschluss für deren Geltung voraussetzt. Dasselbe ergibt sich aus der Nennung der Ermächtigungsgrundlage in § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG (Ziffer II.1., S. 29). Auch ihr Aufgreifermessen begründet sie damit, dass die gesetzliche Vorgabe zur verpflichtenden Bereitstellung von Erzeugungsanlagen und Speichern zur Anpassung der Wirkleistungseinspeisung bei Strom- oder Spannungsgrenzwertverletzungen im Stromnetz einer konkretisierenden Ausgestaltung bedarf (Ziffer. II.2., S. 29). Soweit demgegenüber im Titel der Festlegung sowie in der Begründung unter Ziffer II.1. , II.2. (S. 29) und unter II.3. (S.29) von der „Standardisierung vertraglicher Rahmenbedingungen“ die Rede ist, beruht dies auf dem - den Betroffenen bekannten - Umstand, dass das Festlegungsverfahren bereits am 19.04.2011 und damit vor Inkrafttreten des § 13 Abs. 1a EnWG eingeleitet worden ist und zu diesem Zeitpunkt Redispatch-Maßnahmen ausschließlich auf der Grundlage bilateraler Verträge durchgeführt worden sind. Nachdem der Gesetzgeber mit § 13 Abs. 1a EnWG die gesetzliche Verpflichtung der Anlagenbetreiber, Wirkleistungsanpassungen auf Anweisung der Übertragungsnetzbetreiber durchzuführen, geschaffen hat, hat sie das Festlegungsverfahren nicht wieder neu begonnen, sondern aus verfahrensökonomischen und zeitlichen Gründen fortgesetzt. Dieser Verfahrensweise ist seitens der Marktbeteiligten nicht widersprochen worden. Da die Anwendbarkeit der Festlegung keinen Vertragsschluss erfordert, bedurfte es entgegen der Ansicht vereinzelter Kraftwerksbetreiber auch keiner Vorgaben zu Abschlusszeitpunkt und Laufzeit etwaiger – weiterhin möglicher – freiwilliger Redispatch-Verträge. Eine solche Regelungsbefugnis steht der Bundesnetzagentur nach dem Kanon des § 13 Abs. 1a Satz 3 EnWG ohnehin nicht zu. 3. Ermessen/Verhältnismäßigkeit Die Bundesnetzagentur hat ihr Ermessen sachgerecht ausgeübt und dabei den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit beachtet. 3.1. Tenorziffer 4 Tenorziffer 4 lässt keine Ermessensfehler erkennen. 3.1.1. Überprüfbarkeit Die Merit Order stellt ein geeignetes Mittel zur objektiven Reihung der Anlagen im Engpassfall dar. Die eingeschränkte Überprüfbarkeit steht dem nicht entgegen und führt insbesondere nicht zur Unverhältnismäßigkeit und damit Rechtswidrigkeit der Tenorziffer 4, wie teilweise geltend gemacht wird. Die Vorgabe der Merit Order dient der Schaffung eines objektiven und eindeutigen Maßstabs zur Reihung der Erzeugungsanlagen und Speicher für die Durchführung von Redispatch-Maßnahmen (vgl. S. 43 der Festlegung) und damit dem mit der Festlegung verfolgten Zweck, eine diskriminierungsfreie, sich an sachlichen Kriterien orientierende Durchführung von Anpassungsmaßnahmen zu ermöglichen (vgl. S. 30 der Festlegung). Die Methodik der Merit Order ist grundsätzlich geeignet, diesen Zweck zu erfüllen. Denn die Auswahl der für die Redispatch-Maßnahme heranzuziehenden Anlage ist nicht in das Belieben der Übertragungsnetzbetreiber gestellt, sondern orientiert sich an sachlichen Kriterien, nämlich der netzstützenden Wirkung sowie der Vergütung. Die netzstützende Wirkung ermittelt der Übertragungsnetzbetreiber – wie erläutert – anhand von sog. Sensitivitätsuntersuchungen, die eine anerkannte Methode zur Berechnung der netzstützenden Wirkung darstellen. Die Vergütung bestimmt sich nach den Kriterien der Festlegung der Beschlusskammer 8, BK8-12-019. Zur Wahrung der Transparenz (vgl. BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 72f.) bestimmt § 13 Abs. 5 EnWG, dass der Übertragungsnetzbetreiber die Regulierungsbehörde und die Betroffenen unverzüglich über die Gründe von durchgeführten Anpassungen und Maßnahmen unmittelbar unterrichtet. Auf Verlangen sind die vorgetragenen Gründe zu belegen. Mit den in Tenorziffer 11 der Festlegung geregelten Veröffentlichungspflichten hat die Bundesnetzagentur die Übertragungsnetzbetreiber ferner dazu verpflichtet, die Maßnahmen zu veröffentlichen, um auch andere Kraftwerks- und Speicherbetreiber in die Lage zu versetzen, den Eingriff in die Wirkleistungseinspeisung ihrer Kraftwerke und Speicher in den Kontext zu den Eingriffen in die Fahrweise anderer Kraftwerke und Speicher zu stellen. Aus der Angabe der betroffenen Netzregion, dem Grund der nach Datum und Uhrzeit konkretisierten Maßnahme und der Nennung des Anlagenbetreibers kann der Anlagenbetreiber zumindest ersehen, welche Anlagenbetreiber in welcher Häufigkeit und welchem Umfang in der betroffenen Netzregion zum Redispatch herangezogen werden und anhand dieser Angaben die eigene Inanspruchnahme in Relation setzen. Dass eine volle Überprüfung der Entscheidung des Übertragungsnetzbetreibers für die Anlagenbetreiber nicht möglich ist, steht der Gewährleistung der Diskriminierungsfreiheit dabei nicht entgegen. Eine volle Überprüfung würde voraussetzen, dass der Übertragungsnetzbetreiber die Merit Order einschließlich der bei der Anweisung auf Basis der Mitteilungen der Anlagenbetreiber zu beachtenden weiteren Parameter (Restriktionen und freie Leistungsscheiben nach Tenorziffer 3, 8, 10) sowie die für die konkrete Redispatch-Maßnahme jeweils anfallende Vergütung der einzelnen Anlagen veröffentlicht. Die in Rede stehenden Informationen stellen jedoch Geschäftsgeheimnisse der Anlagenbetreiber dar. An ihrer Nichtverbreitung besteht ein berechtigtes Interesse (vgl. auch BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 73: „unter Wahrung datenschutzrechtlicher Belange“). Dies kommt auch in § 12 Abs. 4 Satz 2 EnWG zum Ausdruck, wonach Betreiber von Übertragungsnetzen jeweils sicherzustellen haben, dass ihnen aufgrund nach Absatz 1 bestehender Mitteilungspflichten zur Kenntnis gelangte Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse ausschließlich so zu den dort genannten Zwecken zu nutzen, dass deren unbefugte Offenbarung ausgeschlossen ist. Eine umfassende Überprüfung der Angaben der Anlagenbetreiber sowie der der Übertragungsnetzbetreiber durch die Bundesnetzagentur oder die betroffenen Anlagenbetreiber sehen damit weder § 13 EnWG noch § 12 EnWG vor. Vielmehr hat ein Anlagenbetreiber diese Einschränkung im Hinblick auf das Spannungsverhältnis zwischen dem berechtigten Interesse des einzelnen Anlagenbetreibers an möglichst weitgehender Transparenz der Merit Order und dem berechtigten Interesse aller in die Merit Order einbezogenen Anlagenbetreiber, ihre Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse zu wahren, hinzunehmen (vgl. zum Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen auch BGH, Beschlüsse vom 22.07.2014, EnVR 59/12, RN 34ff – Stromnetz Berlin GmbH; EnVR 58/12, RN 34ff jeweils zum Qualitätselement nach §§ 19, 20 ARegV). Sofern sich aus den veröffentlichten Daten ein begründeter Anlass zu Zweifeln an der Richtigkeit der Merit Order ergeben, kann die Bundesnetzagentur nach § 13 Abs. 5 Satz 2 entsprechende Nachweise fordern und gegebenenfalls nach §§ 65ff EnWG vorgehen. Die Anlagenbetreiber sind damit nicht rechtsschutzlos gestellt. 3.1.2. Kosteneffizienz Dass die mit der Redispatch-Maßnahme verbundenen Kosten in dem Quotienten aus netzstützender Wirkung und Vergütung aufgrund der Regelungen der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 nicht hinreichend abgebildet werden, führt weder zur Ungeeignetheit des Merit Order-Modells noch zu einem Verstoß gegen den Grundsatz der Preis- oder Kostengünstigkeit nach § 1 EnWG. Zwar gewährleistet die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 keine angemessene Vergütung, da sie u.a. Opportunitätskosten nicht berücksichtigt sowie im Rahmen der Bagatellvergütung die Grenzkosten nicht angemessen abbildet (vgl. Beschlüsse des Senats vom heutigen Tage in den Beschwerdeverfahren gegen die Vergütungsfestlegung). Dies führt jedoch nicht zur Ungeeignetheit der Merit Order. Insoweit ist zwischen der Merit Order als solcher, also der in der streitgegenständlichen Festlegung vorgeschriebenen Methodik der Reihung, und den Auswirkungen einzelner Kostenpositionen auf die Merit Order zu unterscheiden. Sind Kostenpositionen nicht sachgerecht erfasst, wirkt sich dies naturgemäß auf die Merit Order aus, weil diese allgemein auf die Vergütung Bezug nimmt. Die Frage der Angemessenheit der Vergütung und der sachgerechten Erfassung einzelner Kostenbestandteile ist jedoch im Rahmen der Vergütungsfestlegung zu klären. Im Rahmen der hier streitgegenständlichen Festlegung kann es hingegen nur darum gehen, ob die Methodik als solche zu sachgerechten Ergebnissen führt. Dies ist jedoch, wie bereits ausgeführt, zu bejahen. Mit der Berücksichtigung der netzstützenden Wirkung sowie der Vergütung wird einerseits die netzphysikalische Effektivität der Wirkleistungsanpassung, andererseits aber auch die Kosteneffizienz der Maßnahme berücksichtigt. Ob die Maßnahme kosteneffizient ist, richtet sich im Rahmen der Merit Order jedoch nach dem jeweils vorgegebenen Vergütungssystem und damit nach der relativen Kostengünstigkeit und nicht nach der materiellen Kostengerechtigkeit. Diese kann nur durch die jeweilige Vergütungsordnung selbst gewährleistet werden. Dies gilt unabhängig davon, ob die Vergütung in einer gesonderten Festlegung geregelt ist oder in einer einheitlichen Redispatch-Festlegung. Das Merit Order-Modell der streitgegenständlichen Festlegung ist jedoch geeignet, eine objektive Reihung nach der relativen Kostengünstigkeit zu gewährleisten und das sich aus der Vergütungsordnung ergebende kosteneffizienteste Kraftwerk/Kraftwerkspaar auszusuchen. So erfolgt die Reihung der Anlagen - bislang - entsprechend der sich aus der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 ergebenden Vergütung nach ihrer relativen Kosteneffizienz. Auch für den Fall, dass die Bundesnetzagentur nach der Aufhebung der Vergütungsfestlegung eine neue, rechtmäßige Vergütungsfestlegung erlässt, ist das Merit-Order Modell grundsätzlich geeignet, eine objektive Reihung nach den Kriterien physikalische Wirkung und Vergütung zu gewährleisten. 3.1.3. Anstieg Redispatch-Volumen und -Kosten Das Merit Order-Modell führt auch nicht zu einem übergroßen Redispatch-Volumen und damit zu einem Anstieg der Redispatch-Kosten. Die Merit Order verstößt somit weder gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz noch gegen den Grundsatz der Preisgünstigkeit nach § 1 EnWG. Nach Tenorziffer 4 erfolgt die Wirkleistungsanpassung bei einer Wirkleistungserhöhung beginnend mit der Erzeugungs- oder Speicheranlage mit dem höchsten Quotienten aus netzstützender Wirkung und Vergütung in abfallender Reihenfolge. Bei einer Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung ist die Reihung beginnend mit der Erzeugungs- oder Speicheranlage mit dem geringsten Quotienten aus netzstützender Wirkung und Vergütung in aufsteigender Reihenfolge vorzunehmen. Dieser Mechanismus führt jedoch nicht zu einem Anstieg des Redispatch-Volumens und damit der Redispatch-Kosten. Die Annahme einiger Anlagenbetreiber, die Heranziehung der „teuersten“ Anlagen bei gleichzeitig geringer netzstützender Wirkung im Falle der Wirkleistungsreduzierung führe wegen der zur Erreichung der zur Engpassbeseitigung erforderlichen physikalischen Wirkung zu einer Erhöhung des Umfangs der Wirkleistungsreduzierung und damit auch zu einer höheren Vergütung, wobei der Effekt durch den erforderlichen energetischen Ausgleich auf der anderen Seite des Engpasses noch verstärkt werde, geht fehl. Die Methodik der Merit Order schließt eine Erhöhung des Redispatch-Volumens und der Kosten aus. Denn bei der Reihung ist zunächst auf die netzstützende Wirkung und erst bei annähernd gleicher netzstützender Wirkung auf die Vergütung abzustellen. Dies ergibt die Auslegung der Regelung, für die nicht nur auf den verfügenden Teil, sondern ergänzend auf die Begründung (S.44f.) zu Tenorziffer 4 abzustellen ist. In der Begründung stellt die Bundesnetzagentur aber vorrangig auf die netzphysikalische Wirkung ab. Auf Seite 44 unten legt sie dar, dass das vorrangige Aktivieren von Anlagen mit einer hohen netzphysikalischen Wirkung nicht nur deswegen geboten sei, um den Umfang der Wirkleistungsanpassung und damit den Eingriff in die Fahrweise der Kraftwerke und Speicher möglichst gering zu halten. Sie weist auch ausdrücklich auf die von den Anlagenbetreibern beschriebene multiplizierende Wirkung auf der anderen Seite des Engpasses hin. So führt sie aus, das vorrangige Aktivieren von Anlagen mit einer hohen netzphysikalischen Wirkung sei auch deswegen geboten, da im Falle eines strombedingten Redispatch eine wechselseitige Beeinflussung der Anlagen auf beiden Seiten des Engpasses existiere und die Nutzung von Anlagen mit einer nur geringen netzphysikalischen Wirkung auf der einen Seite des Engpasses nicht nur einseitig das Eingriffsvolumen erhöhe. Durch die Einbeziehung der Vergütung könne die nach der Merit Order nach ihrer netzstützenden Wirkung als nächste kommende Anlage übersprungen werden, wenn – bei ähnlicher netzstützender Wirkung – die zu entrichtende Vergütung für das Hochfahren deutlich höher als die Vergütung der übernächsten Anlage sei. Auch der Übertragungsnetzbetreiber X hat in der mündlichen Verhandlung bestätigt, dass bei der Merit Order primär auf die netzstützende Wirkung und sekundär auf die Vergütung abgestellt wird. Dadurch könne es nicht zu dem Fall kommen, dass Kraftwerke mit geringer netzstützender Wirkung große Wirkleistungsmengen „verschieben“ müssten. Vielmehr findet nach den Ausführungen von X eine Paarungsbetrachtung nach der netzstützenden Wirkung statt. Danach muss die netzstützende Wirkung des herunterfahrenden Kraftwerks, der des herauffahrenden Kraftwerks entsprechen. Bei dieser Vorgehensweise wird gewährleistet, dass das Redispatch-Volumen und die –Kosten möglichst gering gehalten werden. Gleichzeitig gewährleistet die Merit Order, dass die Kosten volkswirtschaftlich effizient sind. Beim strombedingten Redispatch werden zur Behebung des Engpasses gerade nicht nur ein, sondern mindestens zwei Kraftwerke angewiesen, und zwar jeweils mindestens eines vor und hinter dem Engpass. Dadurch wird gleichzeitig der energetische Ausgleich hergestellt und - durch die jeweils für das anzuweisende herunter- und herauffahrende Kraftwerk zu erstellende Merit Order - die mit der jeweiligen Wirkleistungsanpassung verbundenen Kosten mit einbezogen. Bei der Wirkleistungsreduzierung werden die – bei annähernd identischer netzstützender Wirkung - „teureren“ Anlagen, die eine höhere Vergütung an den Übertragungsnetzbetreiber als Kompensation für die ersparten Brennstoffkosten zu entrichten haben, herangezogen. Bei der Wirkleistungserhöhung werden die „preiswertesten“ Anlagen herangezogen, mit der Folge, dass der Übertragungsnetzbetreiber an diese auch nur eine geringere Vergütung zahlen muss. Diese Vergütung soll durch die Vereinnahmung möglichst hoher zu zahlender ersparter Aufwendungen der herunterfahrenden Kraftwerksbetreiber kompensiert werden. Dadurch wird erreicht, dass der Saldo der von den herunterfahrenden Kraftwerksbetreibern sowie den Übertragungsnetzbetreibern geleisteten Zahlungen – wie von den Anlagenbetreibern gefordert – möglichst niedrig bleibt. Demzufolge werden die Kosten, die an die Verbraucher weitergewälzt werden, i.S.d. Ziels der Preisgünstigkeit der Versorgung, möglichst geringfügig gehalten. Etwaige Erlöse kommen ihnen nach § 9 StromNEV zugute. Allerdings ist das System der Merit Order nicht darauf ausgelegt, möglichst Überschüsse zugunsten der Übertragungsnetzbetreiber bzw. der Netznutzer zu generieren. Dies gilt insbesondere auch, soweit sich die zu zahlende oder zu erstattende Vergütung nach der Bagatellregelung der Tenorziffer 3 der Vergütungsregelung richtet. Denn die von den herunterfahrenden Kraftwerken nach Tenorziffer 3b der Vergütungsfestlegung an den Übertragungsnetzbetreiber zu erstattenden Aufwendungen nach Grenzkostenersparnis liegen regelmäßig nicht über der vom Übertragungsnetzbetreiber an die hochfahrenden Kraftwerksbetreiber zu zahlenden Vergütung nach Tenorziffer 3a der Vergütungsfestlegung. Der Hinweis der Betroffenen, die von den vor dem Engpass liegenden Kraftwerksbetreibern zu zahlenden ersparten Aufwendungen richteten sich nach den höchsten Grenzkosten am Markt, die von dem Übertragungsnetzbetreiber an das hinter dem Engpass liegende Kraftwerk zu zahlende Vergütung entspreche den geringsten am Markt verfügbaren Grenzkosten, geht schon im Ansatz fehl. Die Einholung eines Sachverständigengutachtens ist daher nicht veranlasst. Die für jede Engpassseite gesondert zu bildende Merit Order betrachtet jeweils nur die Kosten der einen Engpassseite. Das zur Wirkleistungsreduzierung anzuweisende Kraftwerk hat daher nur im Vergleich zu den anderen Anlagen auf derselben Engpassseite die höchsten Grenzkosten. Entsprechendes gilt für das herauffahrende Kraftwerk. Dieses hat nur die geringsten Grenzkosten im Vergleich zu den übrigen in Betracht kommenden Anlagen. Im Vergleich zu dem herunterfahrenden Kraftwerk vor der Engpassseite wird es jedoch regelmäßig höhere Grenzkosten aufweisen. Insofern geht die Bundesnetzagentur im Grundsatz zutreffend davon aus, dass ein Unternehmen erst dann am Markt aktiv werden wird, wenn es zumindest seine Grenzkosten decken kann (vgl. S. 16 der Vergütungsfestlegung). Wird daher eine einspeisende Anlage zur Wirkleistungsreduzierung angewiesen, wird diese – regelmäßig – „im Geld gelegen“ haben. Eine Anlage, die zur Wirkleistungserhöhung angewiesen wird, hat offensichtlich nicht alle Kapazitäten vermarktet. Dies lässt regelmäßig darauf schließen, dass ihre Grenzkosten über dem Marktpreis liegen, sie also nicht oder nur knapp „im Geld liegt“. Vor diesem Hintergrund ist die Vergütung einer hochfahrenden Anlage regelmäßig höher als die ersparten Aufwendungen einer herunterfahrenden Anlage. Dass es auch Situationen gibt, in denen ein Kraftwerk einspeist, obwohl es seine Grenzkosten nicht deckt, ist unbestritten, stellt aber das Merit-Order-Modell nicht in Frage, insbesondere führt es nicht zu einer unverhältnismäßigen Belastung der einzelnen Kraftwerksbetreiber. Denn dem zur Wirkleistungsreduzierung angewiesene Kraftwerksbetreiber bleibt die Vergütung des von ihm vor der Redispatch-Anweisung abgeschlossenen Handelsgeschäfts erhalten, da die von ihm nicht eingespeiste Menge durch das hinter dem Engpass liegende Kraftwerk eingespeist wird. Er hat lediglich die ersparten Aufwendungen herauszugeben, die dadurch anfallen, dass er das Kraftwerk nicht, wie ursprünglich beabsichtigt, fährt. Es handelt sich daher gerade nicht um Gewinne, die eigentlich dem Kraftwerksbetreiber zustehen. Soweit die ersparten Aufwendungen im Rahmen der Bagatellvergütung der Vergütungsfestlegung zu hoch ermittelt werden, betrifft dies – wie ausgeführt - nicht die Merit Order als solche, sondern die Rechtmäßigkeit der Vergütungsfestlegung. Dies gilt auch für den Ausgleich der mit Redispatch-Maßnahmen verbundenen Auswirkungen auf Min-Take und Max-Take Verpflichtungen im Rahmen von Gasbezugsverträgen von Gaskraftwerksbetreibern. Beim spannungsbedingten Redispatch wird nur die angewiesene Anlage betrachtet, da der energetische Ausgleich durch den Übertragungsnetzbetreiber im Wege des Intraday-Handels oder aufgrund eines bilateralen Handelsgeschäfts erfolgt. Andernfalls hätte auch beim spannungsbedingten Redispatch der energetische Ausgleich über die gegenläufige Redispatch-Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers erfolgen müssen. Dies hätte aber das Redispatch-Volumen vergrößert, weshalb sich die Kraftwerks- und Speicheranlagenbetreiber im Verwaltungsverfahren ausdrücklich gegen eine solche Vorgehensweise ausgesprochen haben. 3.1.4. Leistungsanteil nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung Tenorziffer 4 ist auch nicht im Hinblick auf Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung rechtswidrig. Soweit Kraftwerksbetreiber darauf hingewiesen haben, die Vergütung eines Leistungsanteils nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung führe sowohl im Falle der Berücksichtigung als auch im Falle der Nichtberücksichtigung im Rahmen der Merit Order zu einem volkswirtschaftlich ineffizienten Kraftwerkseinsatz, rechtfertigt dies keine andere Bewertung. Ein Verstoß gegen den Grundsatz der Preisgünstigkeit nach § 1 Abs. 1 EnWG liegt nicht vor. Da die Merit Order allgemein auf die Vergütung abstellt, kommt hier allein der Fall der Berücksichtigung des Leistungsanteils in Betracht. Davon geht auch die Bundesnetzagentur aus (vgl. S. 2 der Anlage 2 zur Stellungnahme des Bundeskartellamts vom 31.07.2014 in den Beschwerdeverfahren gegen die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8, BK8-12-19). Der zusätzlich zum Aufwandsersatz gewährte Leistungsanteils führt aber zu einer Verteuerung des Kraftwerkseinsatzes. Das Bundeskartellamt hat es daher in seiner Stellungnahme vom 31.07.2014 in den Verfahren zur Vergütungsfestlegung auf Seite 20 für denkbar gehalten, dass die Übertragungsnetzbetreiber aufgrund der Merit Order nur Kraftwerke für Redispatch-Maßnahmen heranziehen (dürfen), wenn durch deren Einsatz nicht die 10 % Schwelle überschritten wird und keine zusätzlichen Entgelte nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 entrichtet werden müssen. Folge dessen wäre ein ineffizienter Kraftwerkseinsatz, da nicht mehr notwendigerweise das Kraftwerk mit den geringsten variablen Kosten zum Einsatz käme, was einen Anstieg der Redispatch-Kosten zur Folge habe. Nach der Systematik der Merit Order, wonach zunächst auf die netzstützende Wirkung und erst dann auf die Vergütung abzustellen ist, würde sich an der Reihung der Anlagen trotz Verteuerung des Kraftwerkseinsatzes durch die zusätzliche Gewährung eines Leistungsanteils nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung allerdings nur dann etwas ändern, wenn die weiteren Kraftwerke eine annähernd identische netzstützende Wirkung haben. Das die Leistungsvergütung erhaltende Kraftwerk rückt also nicht zwangsläufig in der Merit Order weiter nach hinten. Sind jedoch weitere Kraftwerke vorhanden, die eine ähnliche netzstützende Wirkung haben, insgesamt aber „preisgünstiger“ sind, würde das Kraftwerk, das nach Ansicht der Bundesnetzagentur mit Überschreiten der 10 %- Grenze regelmäßig Redispatch-Maßnahmen erbringt und daher offensichtlich als besonders geeignet für Redispatch-Maßnahmen erscheint, in der Merit Order aufgrund der insgesamt höheren Vergütung nach hinten rücken. Das zum Einsatz kommende „preisgünstigere“ Kraftwerk hätte zwar vergleichsweise höhere variable Kosten, wegen der annähernd identischen netzstützenden Wirkung käme es aber nicht zu einem Anstieg des Redispatchvolumens. Damit dürfte die Steigerung der Redispatch-Kosten regelmäßig unterhalb derjenigen liegen, die für das nach Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung zu vergütende Kraftwerk anfallen. Letztlich kann jedoch dahinstehen, ob durch die Tenorziffer 5 ein volkswirtschaftlich ineffizienter Kraftwerksansatz hervorgerufen wird. Denn die Auswirkungen der Tenorziffer 5 der Vergütungsfestlegung beruhen nicht auf Unzulänglichkeiten des Merit-Order-Models, sondern allein auf der Fehlerhaftigkeit der Tenorziffer 5 der Vergütungsregelung (vgl. Beschlüsse vom heutigen Tage in den Verfahren gegen die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8). Wie bereits ausgeführt, ist insoweit zwischen der Merit Order als solcher und den Auswirkungen einzelner Kostenpositionen auf die Merit Order zu unterscheiden. Die sachgerechte Erfassung einzelner Kostenbestandteile ist durch die Vergütungsfestlegung zu gewährleisten und daher Gegenstand der Beschwerdeverfahren gegen die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8. 3.1.5. Spannungsbedingter Redispatch Das Merit Order-Modell führt auch nicht zu einer fehlerhaften Einsatzreihenfolge beim spannungsbedingten Redispatch. Dem kann nicht entgegengehalten werden, der Quotient aus netzstützender Wirkung und Vergütungshöhe sei für die Einsatzreihenfolge beim spannungsbedingten Redispatch völlig ungeeignet. Wie bereits vorstehend unter Ziffer 2.2.2. ausgeführt, ist die Merit Order für den spannungsbedingten Redispatch nach anderen Kriterien aufzustellen als bei dem strombedingten Redispatch. Dies ergibt sich aus der unterschiedlichen Definition der netzstützenden Wirkung bei einem strom- oder spannungsbedingten Engpass. Bei einer spannungsbedingten Wirkleistungsanpassung beschreibt die netzstützende Wirkung die durch die Anpassung der Wirkleistungseinspeisung bewirkte Spannungsänderung an dem von einer Spannungsgrenzwertverletzung bedrohten oder betroffenen Netzknoten (vgl. S. 44 der Festlegung). Richtig ist zwar, dass die Spannung letztlich durch die Blindleistungseinspeisung beeinflusst wird. Maßgebend ist vorliegend jedoch nicht die Blindleistungseinspeisung als solche, sondern ausweislich Tenorziffer 1 sowie den erläuternden Ausführungen auf Seite 11 der Festlegung die Wirkleistungsanpassung, da erst durch diese die für die Spannungshaltung maßgebliche Blindleistungseinspeisung ermöglicht werden soll. Vor diesem Hintergrund ist – wie beim strombedingten Redispatch – auf die Vergütung für die Wirkleistungsanpassung (nach der Vergütungsfestlegung der Aufwandsersatz für den Brennstoffverbrauch) und nicht für die mit einer Blindleistungseinspeisung verbundenen Kosten abzustellen. 3.1.6. Kraftwerksrevisionen Kraftwerke, die zum Zeitpunkt der Redispatch-Maßnahme eine Kraftwerksrevision geplant haben, werden nicht ermessensfehlerhaft in die Merit Order einbezogen und zum Redispatch angewiesen. Denn aufgrund der geplanten Revision sind sie nicht für den konkreten Redispatch-Einsatz verfügbar und können daher nach Tenorziffer 8 Satz 2 der Festlegung schon keine freien Leistungsscheiben melden. Grundsätzlich bleiben Anlagen zwar auch in diesem Fall zum Redispatch verpflichtet, da nach § 13 Abs. 1a Satz 2 EnWG die Wirkleistungsanpassung auch die Anforderung einer Einspeisung aus Erzeugungsanlagen, die zur Erfüllung der Anforderung eine geplante Revision verschieben müssen, umfasst. Nach der Gesetzesbegründung soll dies jedoch nur im Einzelfall nach Ausschöpfung milderer Mittel zulässig sein (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71). Dieser Grundsatz gilt auch im Rahmen der Festlegung und bedarf daher keiner ausdrücklichen Anordnung. Eine Anlage, die eine Revision geplant hat, kann daher nur im Notfall herangezogen werden. 3.1.7. Differenzierung zwischen Minimallast und Abschaltung Die Bundesnetzagentur musste auch nicht Leistungsscheiben von 0 MW bis zur Mindestwirkleistungseinspeisung und Leistungsscheiben von der Mindestwirkleistungseinspeisung bis zur maximalen, technisch möglichen Einspeisung separat in die Merit Order einbeziehen. Die teilweise erhobene Rüge, die Festlegung sei ermessensfehlerhaft, weil den Übertragungsnetzbetreibern nicht aufgegeben werde, vorrangig vor der Reduzierung der Wirkleistungseinspeisung einer Anlage bis auf 0 MW bzw. vor der Erhöhung der Wirkleistungseinspeisung aus einem Zustand, in dem die Anlage nicht einspeise, Reduzierungen bzw. Erhöhungen der Wirkleistungseinspeisung anderer Anlagen aufzufordern, die dafür nicht abgeschaltet bzw. angefahren werden müssten, geht fehl. Tenorziffer 3 der Festlegung regelt die Eingriffstiefe einer Redispatch-Maßnahme bis auf 0 MW sowie bis zur maximalen, technisch möglichen Einspeisung, auch aus einem Zustand, in dem die Anlagen nicht einspeist. Die Regelung steht in Einklang mit der Vorgabe in § 13 Abs. 1a Satz 2 EnWG, die die Anforderung einer Einspeisung aus Erzeugungsanlagen, die derzeit nicht einspeisen und erst betriebsbereit gemacht werden müssen, ausdrücklich vorsieht. Mit Blick auf die möglicherweise zeitlich und finanziell aufwändigen Vorbereitungsmaßnahmen, um die Erzeugungsanlagen in einen betriebsbereiten Zustand zu versetzen, soll eine Anforderung ihrer Einspeisung allerdings nur erforderlichenfalls, nach Ausschöpfung der milderen Mittel erfolgen (BT-Drs. 17/6072 vom 06.06.2011, S. 71). Diesen Anforderungen wird die Festlegung dadurch gerecht, dass sie im Rahmen der Merit Order auf die Vergütung abstellt. Nach Ziffer 5.1.3.1. der Vergütungsfestlegung (S. 13) werden plausibel nachgewiesene zusätzlich entstandene Aufwendungen, die aus zusätzlichen An- und Abfahrvorgängen resultieren, vergütet. Damit ist eine Anlage, die erst betriebsbereit gemacht werden muss, regelmäßig teurer als eine Anlage, die schon einspeist. Dies führt im Rahmen der Merit Order dazu, dass diese in der Reihenfolge weiter nach hinten rückt. Dies sieht die Festlegung auf Seite 45 auch ausdrücklich vor. Eine Differenzierung nach Leistungsscheiben ist angesichts dessen entbehrlich. Sowohl die streitgegenständliche Festlegung als auch die Vergütungsfestlegung als auch das Gesetz gehen jeweils davon aus, dass sich derartige Kosten beziffern lassen. Bei einer Anlage, die ihre Wirkleistung auf 0 MW herunterfahren soll, gilt entsprechendes. Die Kosten für den Abfahrvorgang sind nach Ziffer 5.1.3.2. der Vergütungsfestlegung (S.15) von den ersparten Aufwendungen abzuziehen, so dass sich die an den Übertragungsnetzbetreiber zu zahlende Vergütung reduziert und die Anlage in der Reihenfolge nach hinten rückt. Durch den Verweis auf die zusätzlichen Aufwendungen nach Ziffer 5.1.3.1., die ausdrücklich zusätzliche An- und Abfahrvorgänge nennt, sind auch die Kosten des nach beendeter Redispatch-Maßnahme erforderlich werdenden Anfahrvorgangs berücksichtigungsfähig. 3.1.8. Abhängigkeit vom Bestand der Vergütungsfestlegung Dass die Bundesnetzagentur nicht erwogen hat, wie zu verfahren ist, wenn die Vergütungsfestlegung aufgehoben oder widerrufen wird, stellt keinen Ermessensfehler in Form eines Ermessensausfalls dar. Denn der Vergütungsanspruch der Anlagenbetreiber ergibt sich bereits aus § 13 Abs. 1a EnWG selbst. Die Festlegung bzw. die Merit Order wird daher durch die Aufhebung der Vergütungsfestlegung nicht rechtswidrig, mag es auch bis zum Erlass einer neuen Vergütungsfestlegung Vollzugsprobleme im Hinblick auf die Bestimmung der Vergütung geben. 3.1.9. netzknotenbezogene Anweisung konterkariert Merit Order Zu Recht wird darauf hingewiesen, dass die nach Tenorziffer 4 festgelegte Einsatzreihenfolge durch die netzknotenbezogene Anweisung konterkariert werden kann. Allerdings führt dies nicht zur Unverhältnismäßigkeit der Festlegung. Wie bereits ausgeführt, bezieht sich die Verpflichtung, sich einer Redispatch-Anweisung zu unterwerfen auch an einem Netzknoten mit mehreren Anlagen eines Betreibers – entgegen der Regelung in Tenorziffer 2 der Festlegung - nur auf diejenigen Anlagen, die eine Netto-Nennwirkleistung größer oder gleich 50 MW aufweisen. Durch die Festlegung einer Merit Order in Tenorziffer 4 konkretisiert sich die Verpflichtung im Falle eines Netzengpasses oder einer Spannungsgrenzwertverletzung auf eine bestimmte Anlage. Die angewiesene Anlage ist grundsätzlich nur im Rahmen ihrer freien Leistungsscheiben zur Wirkleistungsanpassungen verpflichtet, danach ist die nach der Merit Order nächste Anlage anzuweisen. Dies wird allerdings im Rahmen der Festlegung nicht gewährleistet. Weder die Regelung über die Merit Order noch die über die Anweisung stellen sicher, dass die Inanspruchnahme nur im Rahmen der freien Leistungsscheiben der konkret verpflichteten Anlage erfolgt. Die netzstützende Wirkung wird im Rahmen der Merit Order unabhängig von den freien Leistungsscheiben berechnet. Die Anweisung erfolgt nach Tenorziffer 3 Satz 3 netzknotenbezogen, ebenso die Meldung freier Leistungsscheiben nach Tenorziffer 8. Dies führt dazu, dass die Wirkleistungsanpassung auch über die freien Leistungspotentiale der „Platz 1-Anlage“ hinaus erfolgen kann, solange an demselben Netzknoten noch freie Leistungsscheiben anderer Anlagen des Betreibers zur Verfügung stehen. Dadurch werden Anlagen herangezogen ohne Rücksicht darauf, ob diese nach der Reihenfolge der Merit Order als nächstes oder erst später verpflichtet sind. Allerdings belastet dies die Anlagenbetreiber nicht. Denn, wie die Beteiligten in der mündlichen Verhandlung vorgetragen haben, erhalten sie die Vergütung für die tatsächlich eingesetzte Anlage. Die Beteiligten haben ferner dargelegt, dass sie selbst bei vorhandenen freien Leistungsscheiben der sich nach der Merit Order ergebenden Anlage immer die teuerste Anlage einsetzen und dafür die Vergütung erhalten. Ein etwaig damit verbundener Verstoß gegen den Grundsatz der Preisgünstigkeit nach § 1 EnWG beschwert sie daher schon nicht. Dasselbe gilt, soweit darauf hingewiesen wird, dass der Netzknoten unter Umständen wegen der freien Leistungsscheiben der anderen Anlagen öfter angewiesen wird als dies beim Abstellen der freien Leistungsscheiben der Fall wäre. Dem kann nicht entgegen gehalten werden, dass die Vergütung nach der Vergütungsfestlegung nicht angemessen ist, denn dies hat lediglich die Aufhebung der Festlegung zur Konsequenz (vgl. Beschlüsse vorm heutigen Tag in den Beschwerdeverfahren gegen die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8). Für den Einsatz der die Redispatch-Maßnahme ausführenden Anlage steht dem Anlagenbetreiber schon kraft Gesetzes ein Anspruch auf angemessene Vergütung zu. 3.2. Tenorziffer 8 Die Verpflichtung in Tenorziffer 8 der Redispatch-Festlegung zur Meldung und laufenden Aktualisierung der viertelstundenscharfen Angaben zu freien Leistungsscheiben verstößt nicht gegen den Verhältnismäßigkeitsgrundsatz. 3.2.1. Betriebs-und Geschäftsgeheimnisse Die Mitteilungspflichten sind erforderlich, um dem Übertragungsnetzbetreiber die für die Anweisung von Redispatch-Maßnahmen notwendige Kenntnis zu verschaffen, welche Erzeugungsanlage bzw., da die Meldepflichten nach Tenorziffer 8 Satz 4 netzknotenbezogen erfolgen, welcher Netzknoten über ausreichend freie Kapazitäten für die erforderliche Maßnahme verfügt. Insofern ist die Wahrnehmung der Systemverantwortung durch die Übertragungsnetzbetreiber zwangsläufig eine „geteilte Verantwortung“, die betrieblich eine enge Kooperation zwischen den verbundenen Übertragungsnetzbetreibern einerseits sowie mit den Netzkunden in der jeweiligen Regelzone andererseits voraussetzt. Vor diesem Hintergrund sieht § 12 Abs. 4 Satz 4 EnWG entsprechende Mitteilungspflichten vor, um u.a. einen sicheren Netzbetrieb zu ermöglichen. Die Sicherheit der Energieversorgung stellt ein absolutes Gemeinschaftsgut dar (BVerfG, Entscheidung vom 16.03.1971, 1 BvR 52/66, RN 82; BVerfGE 13, 97, 107). Ein Verstoß gegen die Berufsausübungsfreiheit nach Art. 12 Abs. 1 GG, die unter dem Regelungsvorbehalt des Satzes 2 steht, liegt angesichts dessen nicht vor. Aus der Zweckgebundenheit der Meldepflichten ergibt sich zwangsläufig, dass Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse zu wahren sind. Dies stellt § 12 Abs. 4 Satz 2 EnWG nunmehr auch ausdrücklich klar. Danach sind Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, sicherzustellen, Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse ausschließlich so zu nutzen, dass deren unbefugte Offenbarung ausgeschlossen ist. 3.2.2. Abfrage im Bedarfsfall Die Regelung in Tenorziffer 8 ist zur Gewährleistung einer schnellen Reaktion auf Engpässe und Spannungsprobleme erforderlich. Eine erst im akuten Bedarfsfall beginnende Abfrage freier Leistungsscheiben ist nicht gleich gut geeignet, da sie zwangsläufig mit zeitlichen Verzögerungen einhergeht. Demgegenüber überzeugt der Hinweis einzelner Kraftwerksbetreiber auf Verzögerungen, die sich aus einer Überschneidung von Anweisung und Fahrplanaktualisierung ergibt, nicht. Etwaige Überschneidungen im Einzelfall sind nicht geeignet, das Meldesystem der Tenorziffer 8 grundsätzlich in Frage zu stellen. 3.2.3. Zusätzlicher Kostenaufwand Die Meldepflichten sind nicht unverhältnismäßig im engeren Sinne, wie vereinzelt geltend gemacht wird. Dass die Anlagenbetreiber Personal sowie entsprechende EDV bereitstellen müssen, um die Meldepflichten zu erfüllen, rechtfertigt keine andere Bewertung. Ein Kraftwerksbetreiber hat sich auf verändernde rechtliche Vorgaben, wie hier durch das Redispatch, einzustellen und die entsprechenden organisatorischen Maßnahmen vorzunehmen. Es ist nicht ersichtlich, dass die verwaltungstechnischen und organisatorischen Anpassungen, die durch Redispatch geboten sind, diesen typischerweise mit dem Betrieb eines Kraftwerks verbundenen Aufwand übersteigen. Vor diesem Hintergrund ist auch nicht zu beanstanden, dass die durch die Meldepflichten entstandenen Kosten nicht nach der Vergütungsfestlegung erstattet werden. Entsprechendes gilt auch für KWK-Anlagen. Diesbezüglich ist im Verwaltungsverfahren nicht auf einen besonderen Aufwand hingewiesen worden. Ein solcher ist auch nicht ersichtlich. Denn nach § 5 StromNZV sind die KWK-Anlagen ohnehin zur Fahrplananmeldung und dessen Aktualisierung beim Übertragungsnetzbetreiber über ihren Bilanzkreisverantwortlichen verpflichtet, so dass sie schon von daher eine Prognose über die Fernwärmeabnahme im Netz treffen müssen. Dass die Einsatzplanung nicht anlagenscharf möglich ist, sondern nur für Anlagenpools, hat auf den Aufwand keinen Einfluss. Auch das Erfordernis, zusätzlich Personal bereitzuhalten, trifft alle Netzbetreiber gleichermaßen. Schließlich steht der Verhältnismäßigkeit im engeren Sinne auch nicht entgegen, dass die Datenmeldungen nur auf Prognosen beruhen und damit mit gewissen Unsicherheiten behaftet sind. Auch bei konventionellen Anlagen besteht aufgrund unvorhersehbarer Restriktionen ein allgemeines Verfügbarkeitsrisiko. Dieses mag zwar bei KWK-Anlagen erhöht sein. Es ist aber weder vorgetragen noch ersichtlich, dass sich der Umfang der gemeldeten freien Leistungsscheiben in kürzester Zeit so erheblich verändert, dass die Meldungen letztlich wertlos sind. 3.2.4. Privilegierte Anlagen Die Meldepflichten nach Tenorziffer 8 sind auch nicht im Hinblick auf die sich nach Ziffer 3 und Ziffer 10 ergebenden Privilegierungen unverhältnismäßig, wie einzelne Kraftwerksbetreiber meinen. Inwieweit privilegierte Anlagen vollumfänglich zur Datenbereitstellung verpflichtet sind, hängt - unter Beachtung des Verhältnismäßigkeitsgrundsatzes - von dem Umfang ihrer Privilegierung ab. KWK-Anlagen, deren Leistungsscheiben Einschränkungen durch die Wärmeproduktion unterliegen, sind nicht erst durch Tenorziffer 3 privilegiert, sondern nach den Ausführungen der Bundesnetzagentur auf Seite 36 der Festlegung bereits nicht von der Festlegung umfasst. Damit treffen sie auch keine Mitteilungspflichten. KWK-Anlagen, deren Leistungsscheiben nicht diesen Einschränkungen unterliegen, sind nicht privilegiert und den Meldepflichten in vollem Umfang unterworfen. Anlagen, die nach Tenorziffer 10 (Regelenergie und Besicherung) privilegiert Leistungsscheiben vorhalten, sind, soweit sie weitere freie Leistungsscheiben vorhalten, ebenfalls in vollem Umfang den Meldepflichten nach Tenorziffer 8 unterworfen. Anlagen, die ausschließlich Regelenergie vorhalten, können nach Tenorziffer 8 keine freien Leistungsscheiben melden, müssen allerdings Restriktionen, nämlich das Vorhalten von Regelenergie, nach Tenorziffer 8 Satz 5 melden. 3.2.5. Tenorziffer 7b der Vergütungsfestlegung Soweit vereinzelte Kraftwerksbetreiber die Unverhältnismäßigkeit der Mitteilungspflichten nach Tenorziffer 7b der Vergütungsregelung der Beschlusskammer 8 beanstanden, ist diese Rüge im Rahmen des Beschwerdeverfahrens gegen die Vergütungsfestlegung anzubringen. Etwas anderes ergibt sich auch nicht daraus, dass die Meldepflichten auch in Bezug auf die Erstellung der Merit Order von Bedeutung sind. Geregelt sind sie jedoch in der Vergütungsfestlegung. 3.3. Ausschluss Intraday Das Verbot der Fahrplananpassungen und der damit verbundene Ausschluss der verpflichteten Anlagen vom Intraday-Markt ist nicht zu beanstanden. 3.3.1. Umfassender Ausschluss Die Festlegung geht in Tenorziffer 7 Sätze 3, 4 i.V.m. S. 53 der Begründung von einem umfassenden Ausschluss der untertägigen Fahrplananpassung durch Anlagenbetreiber und damit der Teilnahme am Intraday-Handel aus. Etwas anderes ergibt sich auch nicht aus dem Vortrag der Bundesnetzagentur im Beschwerdeverfahren, wonach Einschränkungen der untertägigen Fahrplananpassung gegenüber den Anlagenbetreibern nicht als absolutes Verbot gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern zu verstehen sei, diese vielmehr im Einzelfall untertägige Fahrplanänderungen akzeptieren könnten, wenn die Situation dies erlaube. In der mündlichen Verhandlung hat die Bundesnetzagentur ergänzend vorgetragen, es habe lediglich der Rechtsanspruch des Kraftwerksbetreibers auf Intraday-Geschäfte während einer Redispatch-Maßnahme ausgeschlossen werden sollen. Intraday-Handel solle dann weiter möglich sein, wenn der zuständige Übertragungsnetzbetreiber keine Einwände erhebe. Für ein solches Verständnis finden sich in der Begründung allerdings keine Anhaltspunkte. Die Bundesnetzagentur hat die Zulässigkeit einer jederzeitigen Wirkleistungsanpassung mit der Gefahr des Unterlaufens der Redispatch-Maßnahme begründet. Dabei hat sie nicht etwa auf eine konkrete Gefahr im Einzelfall, sondern allgemein und damit auf die abstrakt bestehende Gefahr hingewiesen. 3.3.2. Verhältnismäßigkeit Das Verbot der Fahrplananpassungen und der damit verbundene Ausschluss der verpflichteten Anlagen vom Intraday-Markt ist zur Erreichung des mit der Redispatch-Maßnahme erstrebten Zwecks, die Aufrechterhaltung bzw. Wiederherstellung der Systemsicherheit und -zuverlässigkeit, grundsätzlich erforderlich. Die Wirkleistungsanpassung muss in einer Weise erfolgen, die in ihrer netztechnisch-physikalischen Wirkrichtung der Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers entspricht. Denn eine Redispatch-Maßnahme bezieht sich auf den physikalischen Lastfluss und damit auf eine Einschränkung der Einspeisung der Anlage. Die Redispatch-Anforderung darf daher nicht durch gegenläufige Intraday-Geschäfte physikalisch unterlaufen werden. Dies wäre aber der Fall, wenn bei einer Wirkleistungsreduzierung die frei gewordenen Energiemengen oder die bis dahin noch freien Mengen vermarktet würden. Dasselbe gilt, wenn bei einer Wirkleistungserhöhung der Kraftwerks- oder Speicheranlagenbetreiber die angewiesene Anlage nicht hochführe, sondern die Redispatch-Menge anderweitig über den Intraday-Handel beschaffte, was mit Blick auf seine Grenzkosten aus wirtschaftlichen Gründen durchaus sinnvoll sein könnte, jedoch wegen der geringeren netzstützenden Wirkung einer anderen Anlage kontraproduktiv wirkte. Auch in dem in der Begründung der Festlegung beispielhaft genannten Fall, wonach der Kraftwerksbetreiber bei einer Anweisung zur Anpassung der Wirkleistungserzeugung von Minimal- auf Maximalleistung die Redispatch-Menge als marktgetriebene Stromproduktion umdeklariert und zur Erhaltung des energetischen Gleichgewichts seines Bilanzkreises die Leistung eines anderen, auf der gleichen Seite des Engpasses liegenden Kraftwerks in gleicher Höhe reduziert, wird die Wirkleistungsanpassung in ihrer Wirkung reduziert oder sogar aufgehoben. Insofern birgt auch die physikalische Anpassung in gleicher Richtung sowie die bloß virtuelle Anpassung grundsätzlich die Gefahr des Unterlaufens der Redispatch-Maßnahme. Zwar entspricht die physikalische Anpassung der Redispatch-Anweisung und konterkariert für sich gesehen nicht die Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers. In jedem Fall ist jedoch ein energetischer Ausgleich der Maßnahme erforderlich, der bei den Auswirkungen der marktgetriebenen Anpassung durch den Kraftwerksbetreiber nicht außer Acht gelassen werden kann. Da der Übertragungsnetzbetreiber nach der Festlegung nur für den energetischen und bilanziellen Ausgleich der angewiesenen Redispatch-Mengen verantwortlich ist, muss der Anlagenbetreiber bzw. dessen Bilanzkreisverantwortlicher den energetischen Ausgleich der vom Anlagenbetreiber selbst vermarkteten Energiemengen – je nach Anweisungsrichtung durch eine Wirkleistungsreduzierung oder – erhöhung eines anderen Kraftwerks – sicherstellen. Wenn sich dieses Kraftwerk in räumlicher Nähe zum angewiesenen Kraftwerk befindet, führt dies allerdings, wie die Bundesnetzagentur in der Festlegung zu Recht ausgeführt hat, zu kontraproduktiven Effekten mit der Folge, dass die Wirksamkeit der Redispatch-Maßnahme reduziert oder aufgehoben wird. Diese Gefahr besteht zwar grundsätzlich auch beim energetischen Ausgleich einer spannungsbedingten Redispatch-Maßnahme über den Intraday-Handel durch den Übertragungsnetzbetreiber. Allerdings kann dieser in diesem Fall auf bilaterale Geschäfte zurückgreifen (vgl. S. 48 der Festlegung). Beim strombedingten Redispatch verschärft sich die Situation noch, da zur Auflösung des Engpasses zwingend (mindestens) zwei Anlagen – eine vor, eine hinter dem Engpass – zu gegenläufigen Wirkleistungsanpassungen angewiesen werden müssen. Ein energetischer Ausgleich erübrigt sich damit. Bei einer marktgetriebenen Anpassung entsprechend der Redispatch-Anweisung bestünde wiederum grundsätzlich die Gefahr, dass bei einem durch den Anlagenbetreiber oder dessen Bilanzkreisverantwortlichen veranlassten Ausgleich durch ein Kraftwerk auf derselben Seite des Engpasses die Wirksamkeit der Redispatch-Maßnahme reduziert oder aufgehoben würde. Eine physikalische Erhöhung der Wirkleistung durch den Anlagenbetreiber in Richtung der Anweisung hätte zudem zur Folge, dass auch das Kraftwerk auf der anderen Seite des Engpasses seine Einspeisung in derselben Höhe weiter reduzieren müsste, um den Engpass zu beseitigen. Wie die Übertragungsnetzbetreiberin X im Senatstermin erläutert hat, muss daher immer eine Paarungsbetrachtung stattfinden, d.h. fährt vor dem Engpass ein Kraftwerk z.B. 200 MW herunter, muss hinter dem Engpass ein Kraftwerk gefunden werden, was ebenfalls eine Wirkleistungsanpassung von genau 200 MW in gegenläufiger Richtung durchführt. Dies wird durch die Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers nach der Merit Order jeweils sichergestellt. Dass dies bei marktgetriebenem Handeln der Anlagenbetreiber in entsprechender Weise gesichert ist, ist weder dargelegt noch ersichtlich. Aber selbst wenn man davon ausginge, dass der Übertragungsnetzbetreiber auch im Falle eines die Redispatch-Anweisung ersetzenden Intraday-Geschäfts für die Anweisung der gegenläufig zur marktgetriebenen Anpassung auf der anderen Engpassseite durchzuführenden Wirkleistungsanpassung zuständig bleibt, birgt dies Gefahren für die Effektivität der Redispatch-Maßnahme. Denn der Übertragungsnetzbetreiber müsste bei einer kurzfristigen Änderung der Fahrweise eines Kraftwerks ebenfalls kurzfristig die entsprechende Gegenmaßnahme anweisen und – sofern die Fahrplanänderung des Anlagenbetreibers in ihrer physikalischen Wirkung noch über die Redispatch-Anforderung hinausgeht – weitere Folgemaßnahmen ergreifen. Er liefe damit quasi den Intraday-Geschäften der angewiesenen Anlagenbetreiber ständig hinterher. Damit würde die Komplexität der Engpassbeseitigung für den Übertragungsnetzbetreiber zunehmen und die Beseitigung der Störung oder Gefährdung der Netzsicherheit erschwert werden. Insoweit kann der Umfang der Redispatch-Maßnahmen nicht negiert werden. Die Übertragungsnetzbetreiber X und B haben in der mündlichen Verhandlung bestätigt, dass angesichts der Vielzahl der zu treffenden Maßnahmen die unbeschränkte Zulässigkeit von Intraday-Geschäften die Durchführbarkeit ihres operativen Geschäfts erheblich erschweren und daher die Netzsicherheit gefährden würde. Der Übertragungsnetzbetreiber X hat unwidersprochen dargelegt, dass von ihm große Redispatch-Mengen zu bewältigen sind, deren Umfang in den letzten Wochen vor dem Senatstermin x bis x GW betragen habe. Es geht daher nicht um das „übliche Tagesgeschäft“, bei dem Fahrpläne mit einem zeitlichen Vorlauf von mindestens einer Viertelstunde zu jeder Viertelstunde eines Tages geändert werden können und dem Übertragungsnetzbetreiber im Engpassfall bei regelzonenübergreifenden Fahrplananpassungen ein Ablehnungsrecht zusteht (§ 5 Abs. 2 StromNZV). Vielmehr liegt mit dem Redispatch-Fall eine Sondersituation vor, da das Eintreten einer Engpasssituation oder Spannungsgrenzwertbeeinträchtigung nicht erst geprüft wird, sondern die Gefährdung oder Störung von den Übertragungsnetzbetreibern bereits konkret bejaht wurde. Vor diesem Hintergrund kann auch die Tatsache, dass Intraday-Geschäfte mit einem längeren Vorlauf, nämlich 45 Minuten vor Beginn der Stunde, getätigt werden können, die Situation im Engpassfall nicht nachhaltig entschärfen. Fahrplananpassungen aufgrund von Intraday-Geschäften unter Vorbehalt des Übertragungsnetzbetreibers zu stellen, ist kein gleich geeignetes Mittel. Denn auch in diesem Fall müsste der Übertragungsnetzbetreiber zunächst sämtliche Fahrplanänderungen auf ihre Vereinbarkeit mit der Netzsicherheit prüfen, dies jedoch in einer Situation, in der er eine Gefährdung oder Störung der Netzsicherheit bereits bejaht und aufgrund dessen die Redispatch-Maßnahme angewiesen hat. Angesichts der Vielzahl der zu treffenden Maßnahmen und der nicht unerheblichen Redispatch-Mengen würde das operative Geschäft des Übertragungsnetzbetreibers erheblich erschwert, wodurch sich negative Auswirkungen auf die ohnehin schon gefährdete Netzsicherheit nicht ausschließen ließen. Hinzu kommt, dass für den Anlagenbetreiber im Voraus auch gar nicht ersichtlich wäre, ob das von ihm getätigte Intraday-Geschäft vom Übertragungsnetzbetreiber genehmigt würde, mit der Folge, dass er sich gegebenenfalls schadensersatzpflichtig macht. Ein Anlagenbetreiber hat insoweit im Senatstermin nachvollziehbar darauf hingewiesen, dass eine Rücksprache mit dem Übertragungsnetzbetreiber nicht praktikabel sei. Soweit dies in der Praxis von Übertragungsnetzbetreibern in Einzelfällen anders gehandhabt wird, ist dies nicht zu beanstanden, vermag aber die grundsätzlich bestehende Gefahr des Unterlaufens von Redispatchmaßnahmen und damit die Erforderlichkeit eines Verbots von Fahrplan-anpassungen nicht in Frage zu stellen. Das Verbot der Fahrplananpassungen und damit des Intraday-Handels ist jedoch nur dann verhältnismäßig, wenn den Anlagenbetreibern Opportunitätseinbußen vergütet werden. Andernfalls sind Anlagen, die sich in räumlicher Nähe zu dem Engpass befinden und daher regelmäßig zum Redispatch herangezogen werden, gegenüber den übrigen Anlagenbetreibern benachteiligt. Denn Opportunitäten stellen entgangene Gewinnmöglichkeiten dar, die nur deswegen nicht wahrgenommen werden können, weil ein Kraftwerksbetreiber Redispatch-Maßnahmen erbringen muss. Soweit die Bundesnetzagentur darauf verweist, dass Intraday-Handel lediglich ermögliche, kurzfristige Abweichungen von Verbrauchsprognosen auszugleichen, greift dies zu kurz. Der Intraday-Handel ist inzwischen ein relevanter und erheblicher Markt, um Renditen und Deckungsbeiträge zu erwirtschaften. Auch der Hinweis der Bundesnetzagentur, dass der Intraday-Handel in einer Netz-engpasssituation ohnehin eingeschränkt sei, Intraday-Chancen nicht nutzbar seien, trifft in dieser Allgemeinheit nicht zu. Grundsätzlich können Fahrpläne auch im Redispatch-Fall kurzfristig geändert werden (§ 5 Abs. 2 S. 1 StromNZV). Durch die bloße Möglichkeit des Übertragungsnetzbetreibers, eine Fahrplanänderung abzulehnen (§ 5 Abs. 2 S. 2 StromNZV), wird der Markt nicht von vornherein und regelmäßig beschränkt. So können auch die nicht zum Redispatch angewiesenen Netzbetreiber während eines Netzengpasses weiterhin uneingeschränkt am Intraday-Handel teilnehmen. Damit wird im Redispatch-Fall nicht jeder Intraday-Handel ausgeschlossen, sondern nur dem zum Redispatch konkret verpflichteten Kraftwerksbetreiber der Intraday-Handel verwehrt, der daher gegenüber den übrigen Anlagenbetreibern wirtschaftlich benachteiligt ist. Soweit die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8 die Vergütung von Opportunitätskosten nicht vorsieht, ist diese rechtswidrig (vgl. Beschlüsse vom heutigen Tag in den Beschwerdeverfahren gegen die Vergütungsfestlegung der Beschlusskammer 8). Dies führt jedoch nicht gleichzeitig zur Rechtswidrigkeit der streitgegenständlichen Festlegung, denn der entsprechende Vergütungsanspruch ergibt sich bereits unmittelbar aus § 13 Abs. 1a EnWG (angemessene Vergütung). 4. Art. 12, Art. 3 GG Die streitgegenständliche Redispatch-Festlegung verstößt auch nicht unter dem Gesichtspunkt der unzureichenden Vergütung gegen Art. 12 Abs. 1 i.V.m. Art. 3 Abs. 1 GG. Redispatch-Anweisungen nach § 13 Abs. 1a EnWG greifen in die unternehmerische Freiheit der Kraftwerksbetreiber und damit in das nach Art. 12 Abs. 1 GG geschützte Grundrecht auf freie Berufsausübung ein. Sie sind jedoch grundsätzlich im Hinblick auf die Versorgungssicherheit, die ein Gemeinschaftsinteresse höchsten Ranges darstellt (BVerfG, Beschluss vom 16.03.1971, 1 BVR 52/66 juris RN 82; BVerfGE 13,97 (107)), gerechtfertigt und aufgrund des gesetzlich eingeräumten Anspruchs auf angemessene Vergütung verhältnismäßig (vgl. nur zur Statthaftigkeit von Regelungen der Berufsausübung BVerfG, Beschluss vom 17.10.1984, 1 BvL 18/82 u. a., NJW 1985, 963f.). Allerdings setzt die Vergütungsfestlegung den Anspruch auf angemessene Vergütung nicht ausreichend um, da sie die mit dem Eingriff in den Betrieb der Erzeugungsanlage durch den Übertragungsnetzbetreiber verbundenen Kosten nur unzureichend kompensiert. Dies führt zu einer nicht gerechtfertigten Ungleichbehandlung der in Anspruch genommenen Kraftwerksbetreiber gegenüber den nicht in Anspruch genommenen Kraftwerksbetreibern, die ihre Kapazitäten weiterhin voll flexibel am Markt anbieten und damit die Chancen aus alternativen Vermarktungsmöglichkeiten realisieren können. Die angewiesenen Anlagenbetreiber werden daher innerhalb der betroffenen Berufsgruppe ohne zureichende sachliche Gründe wesentlich stärker als andere belastet, so dass Art. 12 Abs. 1 GG i.V.m. Art. 3 Abs. 1 GG verletzt ist. Die Rechtsverletzung ergibt sich aber nicht aus der Inanspruchnahme zum Redispatch, zu dem der Anlagenbetreiber ohnehin schon kraft Gesetzes verpflichtet ist, sondern allein aus der unzureichenden Vergütung der Maßnahme. Die unzureichenden Vergütungsregelungen führen daher zur Rechtswidrigkeit und Aufhebung der Festlegung der Beschlusskammer 8, nicht jedoch gleichzeitig zur Rechtswidrigkeit der hier streitgegenständlichen Festlegung unter dem Gesichtspunkt der Unverhältnismäßigkeit. Mit dem Wegfall der Vergütungsfestlegung entfällt auch nicht gleichzeitig der Anspruch auf angemessene Vergütung. Dieser ergibt sich vielmehr bereits unmittelbar aus dem Gesetz. 5. Gesamtaufhebung Auch wenn nur die Reglungen in Tenorziffer 2 Satz 3 und Tenorziffer 3 Satz 2 der streitgegenständlichen Festlegung rechtswidrig sind, handelt es sich dabei um zentrale Regelungen, die zur Gesamtaufhebung der Festlegung führen. Schon die Rechtswidrigkeit der Tenorziffer 2, die den Adressatenkreis der Festlegung näher definiert, führt dazu, dass die übrigen Regelungen keinen Bestand haben können. Denn diese setzen die Bestimmung des Adressatenkreises voraus. Es kann auch nicht davon ausgegangen werden, dass die Bundesnetzagentur die Festlegung auch ohne die netzknotenbezogene Bestimmung der Nennwertgrenze der verpflichteten Anlagen bestimmt hätte. Vielmehr hat sie der Festlegung insgesamt ein netzknotenbezogenes Verständnis zugrunde gelegt. So geht sie auch in den Tenorziffern 3 und 8 von einer netzknotenbezogenen Betrachtungsweise aus. C. I. Die Kostenentscheidung beruht auf § 90 Satz 1 EnWG. II. Den Gegenstandswert für das Beschwerdeverfahren hat der Senat bereits im Termin vom 21.01.2015 im Hinblick auf die wirtschaftliche Bedeutung und nach den übereinstimmenden Angaben der Beteiligten auf 50.000 Euro für jedes Verfahren festgesetzt (§ 50 Abs. 1 Nr. 2 GKG, § 3 ZPO). D. Die Rechtsbeschwerde an den Bundesgerichtshof ist zuzulassen, weil die streitgegenständlichen Fragen grundsätzliche Bedeutung i.S.d. § 86 Abs. 2 Nr. 1 EnWG haben. Rechtsmittelbelehrung: Die Rechtsbeschwerde kann nur darauf gestützt werden, dass die Entscheidung auf einer Verletzung des Rechts beruht (§§ 546, 547 ZPO). Sie ist binnen einer Frist von einem Monat schriftlich bei dem Oberlandesgericht Düsseldorf, Cecilienallee 3, 40474 Düsseldorf, einzulegen. Die Frist beginnt mit der Zustellung dieser Beschwerdeentscheidung. Die Rechtsbeschwerde ist durch einen bei dem Beschwerdegericht oder Rechtsbeschwerdegericht (Bundesgerichtshof) einzureichenden Schriftsatz binnen eines Monats zu begründen. Die Frist beginnt mit der Einlegung der Beschwerde und kann auf Antrag von dem oder der Vorsitzenden des Rechtsbeschwerdegerichts verlängert werden. Die Begründung der Rechtsbeschwerde muss die Erklärung enthalten, inwieweit die Entscheidung angefochten und ihre Abänderung oder Aufhebung beantragt wird. Rechtsbeschwerdeschrift und -begründung müssen durch einen bei einem deutschen Gericht zugelassenen Rechtsanwalt unterzeichnet sein. Für die Regulierungsbehörde besteht kein Anwaltszwang; sie kann sich im Rechtsbeschwerdeverfahren durch ein Mitglied der Behörde vertreten lassen (§§ 88 Abs. 4 Satz 2, 80 Satz 2 EnWG).