1.

Allgemeine Bestimmungen

1.1. Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) setzen alle verfügbaren Mittel ein, um alle kommerziellen Transaktionen, einschließlich Transaktionen zum Zwecke des grenzüberschreitenden Handels, anzunehmen.

1.2. Besteht kein Engpass, darf der Netzzugang für den grenzüberschreitenden Handel nicht beschränkt werden. Wo üblicherweise keine Engpässe auftreten, ist kein ständiges, allgemeines Engpassmanagementverfahren erforderlich.

1.3. Soweit fahrplanmäßige kommerzielle Transaktionen mit dem sicheren Netzbetrieb nicht vereinbar sind, wirken die ÜNB dem Engpass im Einklang mit den Anforderungen an den sicheren Netzbetrieb entgegen und setzen entsprechende Maßnahmen ein, um sicherzustellen, dass alle damit verbundenen Kosten ein ökonomisch effizientes Niveau nicht überschreiten. Falls kostengünstigere Maßnahmen nicht angewandt werden können, ist ein Redispatching oder Countertrading als Abhilfemaßnahme in Betracht zu ziehen.

1.4. Falls strukturelle Engpässe auftreten, müssen die ÜNB unverzüglich geeignete, im Voraus festgelegte und vereinbarte Regeln und Vereinbarungen für das Engpassmanagement anwenden. Die Engpassmanagementmethoden gewährleisten, dass die mit der zugewiesenen Übertragungskapazität verbundenen physikalischen Stromflüsse mit den Netzsicherheitsstandards übereinstimmen.

1.5. Die für das Engpassmanagement angewandten Methoden senden effiziente ökonomische Signale an die Marktteilnehmer und ÜNB aus, fördern den Wettbewerb und sind für eine regionale und gemeinschaftsweite Anwendung geeignet.

1.6. Beim Engpassmanagement werden keine Unterschiede aufgrund der unterschiedlichen Transaktion gemacht. Ein Antrag auf Netzzugang für den grenzüberschreitenden Handel darf nur dann verweigert werden, wenn alle folgenden Voraussetzungen vorliegen:

a)

Die zusätzlichen physikalischen Stromflüsse, die aus der Annahme dieses Antrags resultieren, lassen eine Situation entstehen, in der der sichere Betrieb des Stromversorgungsnetzes möglicherweise nicht mehr gewährleistet werden kann, und

b)

der monetäre Wert dieses Antrags ist im Engpassmanagementverfahren niedriger als der aller anderen Anträge, die für dieselbe Leistung und zu denselben Bedingungen angenommen werden sollen.

1.7. Bei der Bestimmung der Netzgebiete, in denen und zwischen denen Engpassmanagement betrieben werden soll, lassen sich die ÜNB von den Grundsätzen der Rentabilität und der Minimierung negativer Auswirkungen auf den Elektrizitätsbinnenmarkt leiten. Insbesondere dürfen die ÜNB die Verbindungskapazität, außer aus Gründen der Betriebssicherheit, nicht beschränken, um einen Engpass innerhalb der eigenen Regelzone zu beheben, es sei denn aus den oben genannten Gründen und aus Gründen der Betriebssicherheit⁽¹⁾. Falls eine solche Situation eintritt, wird sie von den ÜNB beschrieben und allen Netznutzern in transparenter Weise dargelegt. Eine solche Situation kann nur so lange geduldet werden, bis eine langfristige Lösung gefunden wird. Die Methodik und die Projekte, durch die eine langfristige Lösung erreicht werden soll, werden von den ÜNB beschrieben und allen Netznutzern in transparenter Weise dargelegt.

1.8. Beim Einsatz von netztechnischen Maßnahmen und von Redispatching im Betrieb des Übertragungsnetzes in der eigenen Regelzone berücksichtigt der ÜNB die Auswirkungen dieser Maßnahmen auf benachbarte Regelzonen.

1.9. Bis zum 1. Januar 2008 werden koordinierte Mechanismen für das „intra-day” -Engpassmanagement eingeführt, um die Handelsmöglichkeiten zu maximieren und den grenzüberschreitenden Austausch von Ausgleichsenergie zu ermöglichen.

1.10. Die nationalen Regulierungsbehörden bewerten die Engpassmanagementmethoden in regelmäßigen Abständen unter besonderer Berücksichtigung der Einhaltung der in dieser Verordnung und diesen Leitlinien festgelegten Grundsätze und Regeln sowie der von den Regulierungsbehörden gemäß diesen Grundsätzen und Regeln festgelegten Modalitäten und Bedingungen. Eine solche Bewertung umfasst die Konsultation aller Marktteilnehmer und einschlägige Studien.

2.

Engpassmanagementmethoden

2.1. Die Engpassmanagementmethoden sind marktorientiert, um einen effizienten grenzüberschreitenden Handel zu erleichtern. Zu diesem Zweck erfolgt die Kapazitätsvergabe nur durch explizite (Kapazitäts-)Auktionen oder durch implizite (Kapazitäts- und Energie-)Auktionen. Beide Methoden können für ein und dieselbe Verbindungsleitung gleichzeitig bestehen. Für den „intra-day” -Handel kann ein fortlaufendes Handelssystem verwendet werden.

2.2. In Abhängigkeit von den Wettbewerbsbedingungen müssen die Engpassmanagementmechanismen unter Umständen sowohl eine kurz- als auch eine langfristige Kapazitätsvergabe ermöglichen.

2.3. Bei jedem Kapazitätsvergabeverfahren werden ein festgeschriebener Anteil der verfügbaren Verbindungskapazität, etwaige verbleibende, nicht zuvor zugewiesene Kapazitäten und Kapazitäten, die Kapazitätsinhaber aus früheren Vergaben freigegeben haben, zugewiesen.

2.4. Die ÜNB optimieren die Verlässlichkeit der Kapazitätsbereitstellung unter Berücksichtigung der Rechte und Pflichten der beteiligten ÜNB und der Rechte und Pflichten der Marktteilnehmer, um einen wirksamen und effizienten Wettbewerb zu erleichtern. Ein angemessener Anteil der Kapazitäten kann dem Markt mit einem geringeren Verbindlichkeitsgrad angeboten werden, die genauen Bedingungen für die Übertragung über grenzüberschreitende Leitungen müssen den Marktteilnehmern jedoch immer bekannt gegeben werden.

2.5. Die mit lang- und mittelfristigen Vergaben verbundenen Kapazitätsrechte müssen verbindliche Übertragungskapazitätsrechte sein. Für sie gilt zum Zeitpunkt der Nominierung der „use-it-or-lose-it” -Grundsatz oder der „use-it-or-sell-it” -Grundsatz.

2.6. Die ÜNB legen eine zweckmäßige Struktur für die Kapazitätsvergabe für die einzelnen Zeitraster fest. Hierzu kann die Option gehören, einen Mindestprozentsatz der Verbindungskapazität für die täglich oder mehrmals täglich erfolgende Vergabe zu reservieren. Diese Vergabestruktur wird von den jeweiligen Regulierungsbehörden überprüft. Bei der Erstellung ihrer Vorschläge berücksichtigen die ÜNB

a)

die Merkmale der Märkte,

b)

die Betriebsbedingungen, z. B. die Auswirkungen der Saldierung verbindlich angemeldeter Fahrpläne,

c)

den Grad der Harmonisierung der Prozentsätze und der Zeitraster, die für die verschiedenen bestehenden Kapazitätsvergabemechanismen festgelegt wurden.

2.7. Bei der Kapazitätsvergabe dürfen Marktteilnehmer, die grenzüberschreitende Lieferungen durch die Nutzung bilateraler Verträge realisieren, und Marktteilnehmer, die ihre grenzüberschreitenden Lieferungen über die Strombörsen realisieren, nicht diskriminiert werden. Die höchsten Gebote, ob implizite oder explizite Gebote für ein bestimmtes Zeitraster, erhalten den Zuschlag.

2.8. In Regionen, in denen Terminstrommärkte gut entwickelt sind und sich als effizient erwiesen haben, kann die gesamte Verbindungskapazität durch implizite Auktionen vergeben werden.

2.9. Außer bei neuen Verbindungsleitungen, für die eine Ausnahme nach Artikel 7 der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 oder nach Artikel 17 der vorliegenden Verordnung gilt, dürfen bei den Kapazitätsvergabemethoden keine Mindestpreise festgesetzt werden.

2.10. Grundsätzlich dürfen alle potenziellen Marktteilnehmer uneingeschränkt am Vergabeverfahren teilnehmen. Um zu vermeiden, dass Probleme im Zusammenhang mit der potenziellen Nutzung der marktbeherrschenden Stellung eines Marktteilnehmers entstehen oder verschärft werden, können die jeweiligen Regulierungs- und/oder Wettbewerbsbehörden gegebenenfalls allgemeine oder für ein einzelnes Unternehmen geltende Beschränkungen aufgrund der Machtmarkt verhängen.

2.11. Die Marktteilnehmer nominieren ihre Kapazitätsnutzung bis zu einem für die einzelnen Zeitraster festgelegten Termin verbindlich bei den ÜNB. Der Termin ist so festzusetzen, dass die ÜNB in der Lage sind, ungenutzte Kapazitäten für eine Neuvergabe im nächsten relevanten Zeitraster, einschließlich „intra-day” , neu einzustellen.

2.12. Die Kapazität ist auf sekundärer Basis frei handelbar, sofern der ÜNB ausreichend rechtzeitig unterrichtet wird. Lehnt ein ÜNB den Sekundärhandel (Sekundärtransaktionen) ab, muss der ÜNB dies allen Marktteilnehmern in deutlicher und transparenter Form mitteilen und erklären und der Regulierungsbehörde melden.

2.13. Die finanziellen Folgen, die sich aus der Nichteinhaltung der mit der Kapazitätsvergabe verbundenen Verpflichtungen ergeben, werden denjenigen angelastet, die für diese Nichteinhaltung verantwortlich sind. Nutzen Marktteilnehmer die Kapazität, zu deren Nutzung sie sich verpflichtet haben, nicht, oder handeln sie diese im Falle einer durch eine explizite Auktion erworbenen Kapazität nicht auf sekundärer Basis oder geben sie die Kapazität nicht rechtzeitig zurück, verlieren sie ihren Anspruch auf diese Kapazität und zahlen ein kostenorientiertes Entgelt. Die kostenorientierte Entgelte für die Nichtnutzung von Kapazität müssen gerechtfertigt und angemessen sein. Ebenso muss ein ÜNB, der seiner Verpflichtung nicht nachkommt, den Marktteilnehmer für den Verlust von Kapazitätsrechten entschädigen. Folgeverluste werden dabei nicht berücksichtigt. Die zentralen Konzepte und Methoden zur Bestimmung der Haftungsansprüche aus der Nichteinhaltung von Verpflichtungen sind, was die finanziellen Konsequenzen betrifft, im Voraus festzulegen und von der jeweiligen nationalen Regulierungsbehörde bzw. den jeweiligen nationalen Regulierungsbehörden zu überprüfen.

3.

Koordinierung

3.1. Die Kapazitätsvergabe auf einer Verbindungsleitung wird mit Hilfe gemeinsamer Vergabeverfahren der beteiligten ÜNB koordiniert und vorgenommen. In Fällen, in denen damit zu rechnen ist, dass der kommerzielle Handel zwischen ÜNB aus zwei Ländern erhebliche Auswirkungen auf die physikalischen Lastflüsse in einem ÜNB aus einem Drittland haben wird, werden die Engpassmanagementmethoden zwischen allen auf diese Weise betroffenen ÜNB durch ein gemeinsames Verfahren für das Engpassmanagement koordiniert. Die nationalen Regulierungsbehörden und die ÜNB gewährleisten, dass es nicht zu einer einseitigen Anwendung eines Engpassmanagementverfahrens kommt, das erhebliche Auswirkungen auf die physikalischen Stromflüsse in anderen Netzen hat.

3.2. Bis 1. Januar 2007 werden zwischen den Ländern in den folgenden Regionen eine gemeinsame, koordinierte Methode für das Engpassmanagement und ein gemeinsames, koordiniertes Verfahren, durch das dem Markt auf mindestens jährlicher, monatlicher und vortäglicher Grundlage Kapazitäten zugewiesen werden, angewandt:

a)

Nordeuropa (d. h. Dänemark, Schweden, Finnland, Deutschland und Polen),

b)

Nordwesteuropa (d. h. Benelux, Deutschland und Frankreich),

c)

Nordgrenzen Italiens (d. h. Italien, Frankreich, Deutschland, Österreich, Slowenien und Griechenland),

d)

Mittelosteuropa (d. h. Deutschland, Polen, Tschechische Republik, Ungarn, Österreich und Slowenien),

e)

Südwesteuropa (d. h. Spanien, Portugal und Frankreich),

f)

Vereinigtes Königreich, Irland und Frankreich,

g)

Baltische Staaten (d. h. Estland, Lettland und Litauen).

Bei einer Verbindungsleitung, die Länder betrifft, die mehr als einer Region angehören, kann die jeweils angewandte Engpassmanagementmethode verschieden sein, um die Vereinbarkeit mit den in den anderen Regionen, zu denen diese Länder gehören, angewandten Methoden zu gewährleisten. In diesem Fall schlagen die maßgeblichen ÜNB die Methode vor, die von den jeweiligen Regulierungsbehörden überprüft wird.

3.3. In Regionen, auf die unter Nummer 2.8 Bezug genommen wird, kann die gesamte Verbindungskapazität durch eine Vergabe für den Folgetag zugewiesen werden.

3.4. In allen genannten sieben Regionen sind miteinander kompatible Engpassmanagementverfahren im Hinblick auf die Bildung eines wirklich integrierten Elektrizitätsbinnenmarkts festzulegen. Die Marktteilnehmer dürfen sich nicht regionalen Netzen gegenüber sehen, die miteinander nicht kompatibel sind.

3.5. Mit Blick auf die Förderung eines fairen und effizienten Wettbewerbs und des grenzüberschreitenden Handels umfasst die Koordinierung zwischen den ÜNB innerhalb der unter Nummer 3.2 genannten Regionen alle Stufen von der Kapazitätsberechnung und der Vergabeoptimierung bis zum sicheren Netzbetrieb, wobei die Verantwortlichkeiten klar zugeordnet sind. Zu einer solchen Koordinierung gehören insbesondere

a)

die Verwendung eines gemeinsamen Übertragungsnetzmodells, das auf effiziente Weise mit voneinander abhängigen physikalischen Ringflüssen umgeht und Abweichungen zwischen den physikalischen und den kommerziellen Lastflüssen berücksichtigt;

b)

die Vergabe und die Nominierung von Kapazität für einen effizienten Umgang mit voneinander abhängigen physikalischen Ringflüssen;

c)

identische Verpflichtungen der Kapazitätsinhaber zur Bereitstellung von Informationen über ihre beabsichtigte Kapazitätsnutzung, z. B. die Nominierung von Kapazität (für explizite Auktionen);

d)

einheitliche Zeitraster und Termine für die letzte Mitteilung von Fahrplänen;

e)

eine hinsichtlich der Zeitraster (z. B. 1 Tag, 3 Stunden, 1 Woche usw.) und der verkauften Kapazitätsblöcke (Leistung in MW, Energie in MWh usw.) einheitliche Struktur für die Kapazitätsvergabe;

f)

ein einheitlicher Rahmen für die Verträge mit den Marktteilnehmern;

g)

die Überprüfung von Stromflüssen, um die Anforderungen an die Netzsicherheit für die Betriebsplanung und für den Echtzeitbetrieb einzuhalten;

h)

Rechnungslegung und Bezahlung von Maßnahmen des Engpassmanagements.

3.6. Die Koordinierung umfasst auch den Informationsaustausch zwischen ÜNB. Art, Zeitpunkt und Häufigkeit des Informationsaustauschs müssen mit den in Nummer 3.5 genannten Tätigkeiten und mit dem Funktionieren der Elektrizitätsmärkte vereinbar sein. Dieser Informationsaustausch muss es insbesondere den ÜNB ermöglichen, die bestmöglichen Prognosen zur allgemeinen Netzsituation zu erstellen, um die Stromflüsse in ihrem Netz und die verfügbaren Verbindungskapazitäten zu bewerten. Ein ÜNB, der Informationen im Auftrag anderer ÜNB kompiliert, meldet den beteiligten ÜNB die Ergebnisse der Datenerhebung zurück.

4.

Zeitplan für den Marktbetrieb

4.1. Die Vergabe der verfügbaren Übertragungskapazität erfolgt mit ausreichendem Vorlauf. Vor jeder Vergabe veröffentlichen die beteiligten ÜNB gemeinsam die zuzuweisende Kapazität, wobei sie gegebenenfalls die aus etwaigen verbindlichen Übertragungsrechten frei gewordene Kapazität und, sofern relevant, die damit verbundenen saldierten Nominierungen sowie alle Zeiträume, in denen die Kapazität (z. B. aus Wartungsgründen) reduziert wird oder nicht zur Verfügung steht, berücksichtigen.

4.2. Unter umfassender Berücksichtigung der Netzsicherheit erfolgt die Nominierung von Übertragungsrechten mit ausreichendem Vorlauf vor den vortäglichen Sitzungen aller relevanten organisierten Märkte und vor der Veröffentlichung der Kapazität, die nach dem Mechanismus der am Folgetag oder „intra-day” erfolgenden Vergabe zugewiesen werden soll. Nominierungen von Übertragungsrechten in gegenläufiger Richtung werden saldiert, um die Verbindungsleitung effizient zu nutzen.

4.3. Sukzessive, mehrmals täglich ( „intra-day” ) stattfindende Vergaben der verfügbaren Übertragungskapazität für den Tag d erfolgen an den Tagen d-1 und d nach der Veröffentlichung der prognostizierten oder der tatsächlichen Erzeugungsfahrpläne für den Folgetag.

4.4. Bei der Vorbereitung des Netzbetriebs für den Folgetag tauschen die ÜNB Informationen mit den benachbarten ÜNB aus, darunter Informationen über ihre prognostizierte Netztopologie, die Verfügbarkeit und die prognostizierte Erzeugung von Erzeugungseinheiten und Lastflüsse, um die Nutzung des gesamten Netzes durch betriebliche Maßnahmen im Einklang mit den Regeln für den sicheren Netzbetrieb zu optimieren.

5.

Transparenz

5.1. Die ÜNB veröffentlichen alle relevanten Daten, die die Netzverfügbarkeit, den Netzzugang und die Netznutzung betreffen, einschließlich eines Berichts, in dem die Engpässe und die Gründe dafür, die für das Engpassmanagement angewandten Methoden und die Pläne für das künftige Engpassmanagement dargelegt werden.

5.2. Die ÜNB veröffentlichen auf der Grundlage der elektrischen und physikalischen Netzgegebenheiten eine allgemeine Beschreibung der einzelnen, in Abhängigkeit von den jeweiligen Rahmenbedingungen zur Maximierung der dem Markt zur Verfügung stehenden Kapazität angewandten Methoden für das Engpassmanagement und ein allgemeines Modell für die Berechnung der Verbindungskapazität für die verschiedenen Zeitraster. Ein derartiges Modell unterliegt der Überprüfung durch die Regulierungsbehörden der betroffenen Mitgliedstaaten.

5.3. Die angewandten Engpassmanagement- und Kapazitätsvergabeverfahren sowie die Zeiten und Verfahren für die Beantragung von Kapazitäten, eine Beschreibung der angebotenen Produkte und der Rechte und Pflichten sowohl der ÜNB als auch der Partei, die die Kapazität bezieht, einschließlich der Haftungsansprüche aus der Nichteinhaltung von Verpflichtungen, werden von den ÜNB ausführlich dargelegt und allen potenziellen Netznutzern in transparenter Weise zugänglich gemacht.

5.4. Die Betriebs- und Planungsstandards sind fester Bestandteil der Informationen, die die Übertragungsnetzbetreiber in öffentlich zugänglichen Unterlagen veröffentlichen. Auch diese Unterlagen werden von den nationalen Regulierungsbehörden überprüft.

5.5. Die ÜNB veröffentlichen alle relevanten Daten, die den grenzüberschreitenden Handel betreffen, ausgehend von der bestmöglichen Prognose. Um dieser Verpflichtung nachzukommen, stellen die betroffenen Marktteilnehmer den ÜNB die relevanten Daten zur Verfügung. Die Art und Weise, in der solche Informationen veröffentlicht werden, wird von den Regulierungsbehörden überprüft. Die ÜNB veröffentlichen mindestens folgende Angaben:

a)

jährlich: Informationen über die langfristige Entwicklung der Übertragungsinfrastruktur und ihre Auswirkungen auf die grenzüberschreitende Übertragungskapazität;

b)

monatlich: Prognosen über die dem Markt im Folgemonat und im Folgejahr zur Verfügung stehende Übertragungskapazität unter Berücksichtigung aller dem ÜNB zum Zeitpunkt der Prognoseberechnung vorliegenden relevanten Informationen (z. B. Auswirkungen der Sommer- und der Wintersaison auf die Leitungskapazität, Netzwartungsarbeiten, Verfügbarkeit von Erzeugungseinheiten usw.);

c)

wöchentlich: Prognosen über die dem Markt in der Folgewoche zur Verfügung stehende Übertragungskapazität unter Berücksichtigung aller dem ÜNB zum Zeitpunkt der Prognoseberechnung vorliegenden relevanten Informationen wie Wetterprognose, geplante Netzwartungsarbeiten, Verfügbarkeit von Erzeugungseinheiten usw.;

d)

täglich: die dem Markt je Marktzeiteinheit am Folgetag und „intra-day” zur Verfügung stehende Übertragungskapazität unter Berücksichtigung aller saldierten Nominierungen für den Folgetag, aller saldierten Erzeugungsfahrpläne für den Folgetag, aller Nachfrageprognosen und geplanten Netzwartungsarbeiten;

e)

die bereits zugewiesene Gesamtkapazität je Marktzeiteinheit und alle relevanten Bedingungen, die für die Nutzung dieser Kapazität gelten (z. B. Auktionsgleichgewichtspreis, Auflagen bezüglich der Art der Kapazitätsnutzung usw.), um etwaige verbleibende Kapazitäten zu ermitteln;

f)

möglichst bald nach jeder Vergabe die zugewiesene Kapazität und Angaben zu den gezahlten Preisen;

g)

unmittelbar nach der Nominierung die genutzte Gesamtkapazität je Marktzeiteinheit;

h)

möglichst echtzeitnah: die aggregierten realisierten kommerziellen Lastflüsse und die tatsächlichen physikalischen Lastflüsse je Marktzeiteinheit, einschließlich einer Beschreibung etwaiger Korrekturmaßnahmen, die von den ÜNB zur Behebung von Netz- oder Systemschwierigkeiten vorgenommen wurden (z. B. Einschränkung der Transaktionen);

i)

Ex-ante-Informationen über geplante Ausfälle und auf den Vortag bezogene Ex-post-Informationen über planmäßige und unplanmäßige Ausfälle von Stromerzeugungseinheiten mit mehr als 100 MW.

5.6. Alle relevanten Informationen müssen dem Markt rechtzeitig für das Aushandeln aller Transaktionen (z. B. rechtzeitig für das Aushandeln jährlicher Lieferverträge für Industriekunden oder für die Einsendung von Geboten an organisierte Märkte) zur Verfügung stehen.

5.7. Die ÜNB veröffentlichen die relevanten Informationen über die prognostizierte Nachfrage und Erzeugung entsprechend den unter Nummer 5.5 und Nummer 5.6 angegebenen Zeitrastern. Die ÜNB veröffentlichen auch die relevanten Informationen, die für den grenzüberschreitenden Ausgleichsmarkt erforderlich sind.

5.8. Für die Veröffentlichung von Prognosen gilt, dass in Bezug auf die prognostizierten Informationen auch die ex post tatsächlich realisierten Werte in dem auf die Prognose folgenden Zeitraum oder spätestens am Folgetag (d+1) zu veröffentlichen sind.

5.9. Sämtliche von den ÜNB veröffentlichten Informationen werden in leicht zugänglicher Form unentgeltlich zur Verfügung gestellt. Ferner müssen alle Daten über adäquate und standardisierte Mittel des Datenaustauschs, die in enger Zusammenarbeit mit den Marktteilnehmern festzulegen sind, zugänglich sein. Zu den Daten gehören u. a. Informationen über vergangene Zeiträume — mindestens über die letzten zwei Jahre —, damit neu in den Markt eintretende Unternehmen auch Zugang zu solchen Daten haben.

5.10. Die ÜNB tauschen regelmäßig einen Satz ausreichend genauer Netz- und Lastflussdaten aus, um dem ÜNB in ihrem jeweiligen Gebiet die Berechnung von Lastflüssen zu ermöglichen. Der gleiche Datensatz ist den Regulierungsbehörden und der Kommission auf Anfrage zur Verfügung zu stellen. Die Regulierungsbehörden und die Kommission gewährleisten, dass sie und jedweder Berater, der für sie auf der Grundlage dieser Daten analytische Arbeiten durchführt, diesen Datensatz vertraulich behandeln.

6.

Verwendung von Engpasserlösen

6.1. Außer bei neuen Verbindungsleitungen, die eine Ausnahmeregelung nach Artikel 7 der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 oder nach Artikel 17 der vorliegenden Verordnung in Anspruch nehmen können, dürfen Engpassmanagementverfahren, die für ein vorher festgelegtes Zeitraster gelten, Erlöse nur aus Engpässen erzielen, die in Bezug auf dieses Zeitraster entstehen. Das Verfahren für die Verteilung dieser Erlöse wird von den Regulierungsbehörden überprüft und darf weder die Vergabe zugunsten einer Kapazität oder Energie nachfragenden Partei verzerren noch einen Negativanreiz für die Verringerung von Engpässen darstellen.

6.2. Die nationalen Regulierungsbehörden müssen hinsichtlich der Verwendung der Erlöse aus der Vergabe von Verbindungskapazität Transparenz walten lassen.

6.3. Die Engpasserlöse teilen sich die beteiligten ÜNB gemäß den zwischen den beteiligten ÜNB vereinbarten und von den jeweiligen Regulierungsbehörden überprüften Kriterien.

6.4. Die ÜNB legen im Voraus genau fest, wie sie etwaige Engpasserlöse verwenden werden, und erstatten über die tatsächliche Verwendung dieser Erlöse Bericht. Die Regulierungsbehörden prüfen, ob die Verwendung mit dieser Verordnung und diesen Leitlinien übereinstimmt und ob die Gesamterlöse aus der Vergabe von Verbindungskapazität für mindestens einen der drei in Artikel 16 Absatz 6 dieser Verordnung genannten Zwecke bestimmt sind.

6.5. Die Regulierungsbehörden veröffentlichen jährlich bis zum 31. Juli eines jeden Jahres einen Bericht, in dem die Erlöse für den Zeitraum von 12 Monaten bis zum 30. Juni desselben Jahres und die Verwendung der betreffenden Erlöse dargelegt werden, sowie das Prüfergebnis, dem zufolge die Verwendung mit dieser Verordnung und diesen Leitlinien übereinstimmt und die gesamten Engpasserlöse für mindestens einen der drei vorgeschriebenen Zwecke bestimmt sind.

6.6. Die Verwendung von Engpasserlösen für die Erhaltung oder den Ausbau der Verbindungskapazität ist vorzugsweise für spezielle, im Voraus festgelegte Projekte bestimmt, die zur Behebung des jeweiligen Engpasses beitragen und auch, insbesondere hinsichtlich des Genehmigungsverfahrens, innerhalb eines vernünftigen zeitlichen Rahmens verwirklicht werden können.