A. PRÄAMBEL 8. DEFINITIONEN, VERFAHRENSBESCHREIBUNG

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1 Freiwillige Selbstverpflichtung (FSV) nach 11 Abs. 2 ARegV der deutschen Übertragungsnetzbetreiber für die Beschaffung von Netzverlustenergie und den Umgang mit den daraus resultierenden Kosten für die zweite Regulierungsperiode A. PRÄAMBEL Entsprechend 10 der Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzentgeltverordnung - StromNEV) können die deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) die Kosten der Beschaffung von Energ ie zum Ausgleich physikalisch bedingter Netzverluste (Verlustenergie) bei der Ermittlung der Netzkosten in Ansatz bringen. Das im Folgenden dargestellte System beschreibt die Beschaffung der Verlustenergie durch die ÜNB mit dem Ziel zur Erreichung höherer Effizienz und Kosteneinsparung. Außerdem werden Bedingungen und Methoden für die Anerkennung der sich daraus ergebenden Kosten geregelt. Die ÜNB verpflichten sich, nach diesem Modell zu verfahren, die im Modell vorgesehene Anpassung der Erlösobergrenze (EOG) strikt an den Vorgaben auszurichten und die Anpassungen auch dann vorzunehmen, wenn diese im Einzelfall zur Absenkung der EOG und zu Belastungen für die Unternehmen führen. Die ÜNB verpflichten sich darüber hinaus, alle von der Bundesnetzagentur (BNetzA) für erforderlich erachteten Informationen, insbesondere die im Abschnitt C. genannten Daten fristgemäß, elektronisch verarbeitbar und nachprüfbar der BNetzA zu übermitteln. Damit wird es der BNetzA ermöglicht, das Ergebnis des Vergehens entsprechend dieser vorliegenden FSV wie wirksam verfahrensreguliert gemäß 11 Abs. 2 Satz 4 ARegV zu behandeln. 8. DEFINITIONEN, VERFAHRENSBESCHREIBUNG B 1. DEFINITIONEN VERLUSTENERGIE UND VERLUSTENERGiEKOSTEN Mit Verlustenergie werden die zum Ausgleich physikalisch bedingter Netzverluste benötigte Energie und technisch bedingter Stromverbrauch bezeichnet. Unter Verlustenergiekosten fallen Kosten der Beschaffung gemäß 10 Abs. 1 der Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen (Stromnetzzugangsverordnung - StromNZV) bzw. der Festlegung des Ausschreibungsverfahrens für Verlustenergie und des Verfahrens zur Bestimmung der Netzverluste gemäß 27 Abs. 1 Nr. 6 StromNZV i. V. m. 10 StromNZV der BNetzA (BK ) vom sowie die Kosten der entsprechenden Bilanzkreisabweichungen.

2 Seite 2 von 6 Technisch bedingte Stromverbräuche sind Bestandteil der Verlustenergiemengen. Kosten für die technisch bedingten Stromverbräuche werden somit im Rahmen dieser FSV als Teil der Verlustenergiekosten behandelt. Sie sind ohnehin in der Kostenposition enthalten bzw. nicht abgrenzbar. Kosten für verwaltungsbedingte Betriebseigenverbräuche werden nicht als Teil der Verlustenergiekosten behandelt ALLGEMEINE V ERFAHRENSBESCHREIBUNG Die in der EOG ansatzfähigen Kosten für die Kalenderjahre 2014 bis 2018 innerhalb der zweiten Regulierungsperiode ergeben sich gemäß der nachstehend beschriebenen Berechnungsmethodik dieser FSV auf Basis eines jährlichen Referenzpreises sowie einer Verlustenergiemenge. Allgemein wird für das Jahr (t) auf Basis des jeweils festgesetzten Referenzpreises und der für die Langfristkomponente für das Jahr (t) prognostizierten Verlustenergiemenge ein Kosten-Planwert ermittelt. Im Jahr (t+1) erfolgt eine Abrechnung des Jahres (t) auf Basis der tatsächlichen Verlustenergiemenge multipliziert mit dem jeweils festgesetzten Referenzpreis des Abrechnungsjahres (t). Die Differenz zwischen dem Kosten-Planwert für das Jahr (t) und dem Abrechnungsergebnis für (t) aus dem Jahr (t+1) wird in der EOG des Jahres (t+2) berücksichtigt. Für das Jahr 2014 wird aufgrund der zum Zeitpunkt der Verhandlungen dieser FSV schon beschafften Netzverluste eine leicht andere Vergehensweise insb. im Hinblick auf die Istkostenabrechnung vereinbart (s.u.). B 2.1. Ermittlung der Referenzpreise Bei der Ermittlung des Referenzpreises werden die notwendigen Vorlaufzeiträume für die Beschaffung der Verlustenergie berücksichtigt. Da die Langfristbeschaffung für das Jahr 2014 bereits erfolgt ist, werden für das Jahr 2014 als Kosten-Planwert die Kosten der Langfristbeschaffung entsprechend der Daten der Anlage 1 festgesetzt. Die Referenzpreise werden für die jeweiligen Kalenderjahre innerhalb der zweiten Regulierungsperiode wie folgt festgesetzt: Der Referenzpreis für die Jahre 2015 und 2016 wird a festgesetzt. Der Referenzpreis für die Jahre 2017 und 2018 wird aus dem 12-monatigen Zeitraum (t-2) bis (t-1) auf Basis von Börsenpreisen ermittelt. Er ergibt sich aus den durchschnittlichen Settlement-Preisen dieses Zeitraums für das Lieferjahr (t) an der European Energy Exchange AG (EEX) für die Produkte Base (Phelix Baseload Year Futures) und Peak (Phelix Peakload Year Futures). Die Berechnung des Referenzpreises erfolgt als gewichteter Mittelwert aus dem Base-Preis (85%) und dem Peak-Preis (15%). Demnach wird der Referenzpreis (RP) der Jahre 2017 und 2018 wie folgt ermittelt: RP 1 = 0,85. Base 1 [ (t - 2);30.06.(t - 1)] + o,15 Peak 1 [ (t - 2);30.06(t -1)]

3 Seite 3 von 6 Wobei Base 1 [ Ol.07.(t- 2);30.06.(t -1)] = ungewichteter Durchschnittspreis aus den Phelix-Year-Futures-Settlement-Preisen für Baseload aller Handelstage im Zeitraum (t-2) bis (t-1) für das Lieferjahr (t) und Peak 1 [01.07.(t-2);30.06(t-1)] = ungewichteter Durchschnittspreis aus den Phelix-Year-Futures-Settlement-Preisen fü r Peakload aller Handelstage im Zeitraum (t-2) bis (t-1) für das Lieferjahr (t). B 2.2. Ermittlung der ansatzfähigen Verlustenergiemengen und des Kasten-Planwertes Bei der Ermittlung des Kasten-Planwertes für das Jahr (t) wird die im Rahmen der Beschaffung der Langfristkomponente zum jeweiligen Zeitpunkt beschaffte Verlustenergiemenge (MP1an 1 ) angesetzt. Damit ergibt sich der Kosten-Planwert für das Jahr (t) aus Multiplikation von Referenzpreis und ansatzfähiger Verlustenergiemenge zu: 1 1 KPian = RP 1 X MPian B 2.3. Kostenabrechnung und Anpassunq der Erlösobergrenze Bei der Kostenabrechnung des Jahres (t) im Jahr (t+1) wird der Referenzpreis des Jahres (t) gemäß Punkt B 2.1. mit den tatsächlichen Verlustenergiemengen (M,s1) 1 des Jahres (t) multipliziert und dem Kosten-Planwert des Jahres (t) gegenübergestellt. Zu den tatsächlichen Verlustenergiemengen gehören die Verlustenergiemengen der Langfrist- und der Kurzfristkomponente sowie die Mengen aus Bilanzkreisabweichungen. Kdif/ =(RP 1 X MPian 1 )- (RP 1 X Mst 1 ) Die Kostendifferenz ~ iff 1 wird bei der Ermittlung der EOG des Jahres (t+2) berücksichtigt, indem die Differenz zwischen dem Kosten-Planwert für das Jahr (t) und dem Abrechnungsergebnis im Jahr (t+1) für das Jahr (t) in die EOG des Jahres (t+2) eingerechnet wird. Positive Kostendifferenzen reduzieren, negative erhöhen die jeweilige EOG. Eine Verzinsung der ermittelten Kostendifferenz erfolgt nicht. Die ÜNB passen die EOG gemäß 4 Abs. 3 S. 1 Nr.2 ARegV für Kostenanteile nach 11 Abs. 2 ARegV jeweils zum eines Kalenderjahres selbstständig an. Entsprechend dieser FSV passen die ÜNB die EOG um den Planwert der Kosten der Verlustenergiebeschaf

4 Seite 4 von 6 fung für das jeweilig anzuwendende Jahr an. Darüber hinaus passen die ÜNB die EOG im Jahr (t+2) um die Differenz zwischen dem Kosten-Planwert und dem Abrechnungsergebnis des Jahres (t) an. Abweichend zu den Jahren 2015 bis 2018 wird für das Jahr 2014 die resultierende Kostendifferenz aus dem Kosten-Planwert und den tatsächlich angefallenen Kosten der Netzverlustbeschaffung für das Jahr 2014, d.h. unter Berücksichtigung der Kosten der Langfrist- und der Kurzfristkomponente sowie der Kosten der Bilanzkreisabweichungen, in die EOG des Jahres 2016 überführt. C. TRANSPARENZ UND NACHWEISPFLICHTEN Die ÜNB übermitteln der BNetzA alle für die Ermittlung des Kasten-Planwertes gemäß Abschnitt B 2. notwendigen Daten für das Kalenderjahr (t) bis zum (t-1 ). Dies umfasst: die Höhe der Langfristkomponente für das Kalenderjahr (t), die gemäß Abschnitt B 2.1. ermittelten Referenzpreise für die Jahre 2017 und 2018, den gemäß Abschnitt B 2.2. resultierenden Kosten-Planwert für das Kalenderjahr (t). Abweichend erfolgt die Übermittlung der Plankosten für das Jahr 2014 mit dieser FSV (s. Anlage 1). Die ÜNB übermitteln der BNetzA alle für die Kostenabrechnung der Verlustenergie notwendigen Daten für das Kalenderjahr (t) bis zum (t+1 ). Dies umfasst: für das Jahr 2014 die tatsächlichen Verlustenergiekosten, die tatsächlich beschaffte Verlustenergiemenge für das Kalenderjahr (t), dazu insbesondere die eingekauften und die verkauften Mengen gemäß der Kurzfristkomponente, d.h. etwaige überflüssige bzw. fehlende Energiemengen aus der Rückveräußerung bzw. Beschaffung am day-ahead- bzw. intra-day-markt sowie die Inanspruchnahme positiver bzw. negativer Ausgleichsenergie zum Ausgleich der Bilanzkreisabweichungen, die Differenz zwischen dem Kosten-Planwert für das Jahr (t) und dem Abrechnungsergebnis zur Berücksichtigung in der EOG des Jahr (t+2). Die Daten werden so aufbereitet, dass die tatsächlich im jeweiligen Betrachtungsjahr relevanten Verlustenergiemengen ersichtlich werden.

5 Seite 5 von 6 Ermittlung des Kasten Ermittlung des Kasten Planwertes für 2016 Planwertes für 2017 Ermittlung des Kasten und Kostenabrechnung und Kostenabrechnung Planwertes für 2015 für 2014 für I Ị. Ị.r Ị EOG-Anpa sung für 2015 EOG-A ~passung für 2016 EOG- ~npassung für 2017 Datenlieferung an die Datenlieferung an die Datenlieferung an die BNetzA bis zum BNetzA bis zum BNetzA bis zum D. ÖFFNUNGSKLAUSEL EINE ANPASSUNG DES MODELLS ERFOLGT NUR, FALLS SICH DIE DEM MODELL ZUGRUNDELIE GENDEN UmSTÄNDE IN ERHEBLICHEM MAßE ÄNDERN. E. LAUFZEIT Die FSV gilt ab dem Jahr 2013 erstmalig für die Anpassung der EOG für das Jahr 2014 und dann für die gesamte zweite Regulierungsperiode (Kalenderjahre 2014 bis 2018) unter Anwendung der oben beschriebenen Abrechnungsverfahren. Der Abgleich von Plan- und Ist Kosten erfolgt für das Jahr 2018 letztmalig im Jahr Die sich aus dem Plan-Ist-Abgleich ergebenden Differenzen sind in der Erlösobergrenze des Jahres 2020 zu berücksichtigen.

6 Seite 6 von 6 Anlage 1 zur Freiwilligen Selbstverpflichtung nach 11 Abs. 2 ARegV der deutschen Ubertragungsnetzbetreiber für die Beschaffung von Netzverlustenergie und den Umgang mit den daraus resultierenden Kosten für die zweite Regulierungsperiode Bei der Beschaffung der Verlustenergiemengen für das Betrachtungsjahr (t) sind entsprechende Vorlaufzeiten zu beachten. So sind für das Jahr 2014 die Verlustenergiemengen entsprechend der Langfristkomponente bereits beschafft worden. Für das Jahr 2014 sind je ÜNB folgende Kosten für die Langfristbeschaffung angefallen, die als Kosten-Planwert in die EOG für das Jahr 2014 eingerechnet werden: Datum. Unterschrift