Veröffentlichung von Informationen gemäß Netzkodex über harmonisierte Fernleitungsentgeltstrukturen
Die europäischen Fernleitungsnetzbetreiber sind gemäß Artikel 30 des Netzkodexes über harmonisierte Fernleitungsentgeltstrukturen (Verordnung (EU) 2017/460) verpflichtet, auf ihren Internetseiten verschiedene Informationen zu veröffentlichen. Hier finden Sie einen Überblick über diese Informationen.
|
Veröffentlichungspflichten gem. Verordnung (EU) 2017/460 (NC TAR) (Stand: 28.05.2024, aktualisiert am 29.01.2025) |
Anforderung |
Information |
|
Zu veröffentlichende Informationen vor der Jahresauktion (Art. 29 NC TAR) |
||
|
Art. 29 (a) |
Informationen zu festen Standardkapazitätsprodukten (Reservepreise, Multiplikatoren, saisonale Faktoren etc.) |
Entgelte für feste Standardkapazitätsprodukte: Zur Begründung der Höhe der Multiplikatoren verweisen wir auf den Beschluss BK9-23/612 der Bundesnetzagentur (Festlegung "MARGIT 2025"). |
|
Art. 29 (b) |
Informationen zu unterbrechbaren Standardkapazitätsprodukten (Reservepreise, Bewertung der Wahrscheinlichkeit einer Unterbrechung) |
Entgelte für unterbrechbare Standardkapazitätsprodukte: Die Bundesnetzagentur hat in Anlage I ihres Beschlusses BK9-23/612 (Festlegung "MARGIT 2025") die Höhe des an den Kopplungspunkten anzuwendenden Abschlags für unterbrechbare Kapazität festgelegt. Die Methodik zur Berechnung dieser Abschläge wird in Abschnitt 6 der Festlegung MARGIT 2025 beschrieben. Die Methodik zur Berechnung des Abschlags für unterbrechbare Kapazität an anderen als Kopplungspunkten, unter anderem Speicherpunkten, hat die Bundesnetzagentur im Beschluss BK9-24/608 (Festlegung "BEATE 2.1") festgelegt. Hierbei wird die Unterbrechungswahrscheinlichkeit aus den Daten der letzten drei Gaswirtschaftsjahre des jeweiligen Ein- bzw. Ausspeisepunktes abgeleitet und berechnet als das Verhältnis der Summe der je Tag maximal unterbrochenen unterbrechbaren Kapazität zur Summe der an diesen Tagen vermarkteten unterbrechbaren Kapazität. Die Unterbrechungswahrscheinlichkeit wird auf volle Prozent aufgerundet und um einen Sicherheitsaufschlag von 10%-Punkten an anderen als Kopplungspunkten erhöht, der die Prognoseunsicherheit abbildet. Der anzuwendende Abschlag entspricht der Unterbrechungswahrscheinlichkeit und ist unabhängig von der Produktlaufzeit. Dieser entspricht damit den Sicherheitsaufschlägen für Kopplungspunkte gemäß Festlegung MARGIT 2025. An den von BEATE 2.1 betroffenen Punkten gab es keine Unterbrechungen; der Abschlag für unterbrechbare Kapazitäten an diesen Punkten beträgt 10%. Zur Höhe des Abschlags für unterbrechbare Kapazitäten im Kalenderjahr 2025 verweisen wir auf die Festlegung MARGIT 2025, Anlage I Die Daten zur Berechnung der Abschläge wurden im Rahmen der Konsultation veröffentlicht. |
|
Veröffentlichungspflichten gem. Verordnung (EU) 2017/460 (NC TAR) (Stand: 02.12.2024, aktualisiert am 29.01.2025) |
Anforderung |
Information |
|
Zu veröffentlichende Informationen vor der Entgeltperiode (Art. 30 NC TAR) |
||
|
Art. 30 (1a) i) |
technische Kapazität an den Ein- und Ausspeisepunkten und die damit verbundenen Annahmen; |
nicht relevant (N/A) |
|
Art. 30 (1a) ii) |
prognostizierte kontrahierte Kapazität an den Ein- und Ausspeisepunkten und die damit verbundenen Annahmen |
Alle genutzten Eingangsparameter (insbesondere Kapazitätsprognosen) sind im vereinfachten Entgeltmodell enthalten. |
|
Art. 30 (1a) iii) |
Menge und Richtung des Gasflusses an Ein- und Ausspeisepunkten und die damit verbundenen Annahmen, wie z. B. Angebots- und Nachfrageszenarien für den Gasfluss zu Spitzenzeiten; |
nicht relevant (N/A) |
|
Art. 30 (1a) iv) |
eine ausreichend detaillierte Darstellung der Fernleitungsnetzstruktur; |
nicht relevant (N/A) |
|
Art. 30 (1a) v) |
zusätzliche technische Informationen zum Fernleitungsnetz, wie Länge und Durchmesser der Pipelines und Leistung der Verdichterstationen; |
nicht relevant (N/A) |
|
|
||
|
Art. 30 (1b)(i) |
zulässige Erlöse und/oder die Zielerlöse des Fernleitungsnetzbetreibers |
zulässige Erlöse 2025: 266.460.827 € |
|
Art.30 (1b) (ii) |
Informationen zu Änderungen der unter Ziffer i genannten Erlöse gegenüber dem vorangegangenen Jahr; |
Die Veränderung der zulässigen Erlöse 2025 gegenüber den zulässigen Erlösen des Jahres 2024 ist i.W. bedingt durch einen starken Rückgang der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenbestandteile aufgrund der deutlich geringern Zuführung zu den Pensionsrückstellungen, welcher durch Steigerungen bei anderen Kostenbestandteilen (Fortschreibung der beeinflussbaren Kosten des Ausgangsniveaus, Kapitalkostenaufschlag, Regulierungskonto) sowie einem Anstieg der Biogaskosten teilweise kompensiert wird. |
|
Art.30 (1b) (iii) (1) |
Arten von Vermögen, die zum regulierten Anlagevermögen gehören, und ihr Gesamtwert; |
Arten des regulierten Anlagevermögens (vgl. Anlage 1 der GasNEV): I. Allgemeine Anlagen II. Gasbehälter III. Erdgasverdichteranlagen IV. Rohrleitungen/ Hausanschlussleitungen V. Mess-, Regel- und Zähleranlagen VI. Fernwirkanlagen Gesamtwert des regulierten Anlagevermögens im Kostenbasisjahr 2020: 579.900.633 € |
|
Art.30 (1b) (iii) (2) |
Kapitalkosten und Methode zu ihrer Berechnung |
Kapitalkosten des Kostenbasisjahres 2020: 48.012.351 € Die Methode zur Berechnung der Kapitalkosten ist in §§6-8 GasNEV festgelegt. |
|
Art.30 (1b) (iii) (3) |
Investitionsausgaben, darunter |
|
|
a) Methoden zur Bestimmung des Anschaffungswerts der Vermögensgegenstände |
Die Anschaffungs- und Herstellungskosten der Vermögensgegenstände ergeben sich gemäß §255 HGB. |
|
|
b) Methoden zur Neubewertung der Vermögensgegenstände; |
In der deutschen Anreizregulierung ist keine Neubewertung der Vermögensgegenstände vorgesehen (vgl. Vorgaben der GasNEV). |
|
|
c) Erläuterungen zur Entwicklung des Vermögenswertes; |
Die Anlagegüter werden nach §6 Absatz 5 GasNEV i.V.m. der von der Bundesnetzagentur beschiedenen Festlegung von kalkulatorischen Nutzungsdauern von Erdgasleitungsinfrastruktur ("KANU") vom 08.11.2022 linear abgeschrieben. Die Abschreibungsdauer ist in Anlage 1 GasNEV vorgegeben, ist jedoch gemäß der Vorgaben der vorgenannten Festlegung "KANU" anpassungsfähig. |
|
|
d) Abschreibungszeiträume und -beträge für jede Art von Vermögen; |
Abschreibungszeiträume und -beträge: I. Allgemeine Anlagen 3-70 Jahre (keine Abschreibung für Grundstücke) Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 5.085.101 € II. Gasbehälter 45-55 Jahre Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 0 € III. Erdgasverdichteranlagen 20-60 Jahre Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 3.915.181 € IV. Rohrleitungen/ Hausanschlussleitungen 30-65 Jahre Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 15.667.718 € V. Mess-, Regel- und Zähleranlagen 8-60 Jahre Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 7.565.490 € VI. Fernwirkanlagen 15-20 Jahre Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 0 € |
|
|
Art.30 (1b) (iii) (4) |
Betriebskosten |
operative Ausgaben des Kostenbasisjahres 2020: 94.998.634 € |
|
Art.30 (1b) (iii) (5) |
Anreizmechanismen und Effizienzziele; |
Die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber unterliegen dem System der Anreizregulierung gemäß den Vorgaben der ARegV, §§12-16 ARegV regeln hierbei Anreizmechanismen und Effizienzziele. Der Erlösobergrenze eines Netzbetreibers, die für die Regulierungsperiode (5 Jahre) bestimmt wird, liegen die Kosten zu Grunde, welche im Basisjahr (Jahr 3 vor der neuen Regulierungsperiode) beim Netzbetreiber entstanden und von der Regulierungsbehörde geprüft sind. Des Weiteren wird ein Effizienzvergleich zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern durchgeführt und auf Basis deren Aufwands- und Strukturparameter unternehmensindividuelle Effizienzwerte ermittelt. Etwaige Ineffizienzen sind über die Dauer einer Regulierungsperiode abzubauen. Ebenfalls berechnet die Regulierungsbehörde einen generellen sektoralen Produktivitätsfaktor, der für alle Fernleitungsnetzbetreiber einheitlich zur Anwendung kommt. Für die vierte Regulierungsperiode wurde noch kein finaler Wert für den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor durch die BNetzA ermittelt. Aufgrund der Konsultation zeichnet sich hierfür ein Wert von 0,75 % ab. Der unternehmensindividuelle Effizienzwert für die 3. Regulierungsperiode (2018-2022) beträgt für Thyssengas 100%. Da für die vierte Regulierungsperiode noch kein finaler Wert durch die BNetzA ermittelt wurde, wurde eine Fortschreibung des Wertes aus der dritten Regulierungsperiode vorgenommen. |
|
Art.30 (1b) (iii) (6) |
Inflationsindizes; |
Der Verbraucherpreisgesamtindex ergibt sich aus den Vorgaben des §8 ARegV. Der Wert VPIt in der Formel aus Anlage 1 ARegV ist für die Erlösobergrenze 2025 entsprechend mit dem veröffentlichten Wert des Statischen Bundesamtes des Jahres 2023 anzusetzen und beträgt 116,7. Der Wert des Basisjahres (VPI0) in der Formel aus Anlage 1 ARegV ist mit dem veröffentlichten Wert des Statistischen Bundesamtes des Jahres 2020 anzusetzen. Der Wert für das Jahr 2020 beträgt 100. |
|
Art. 30 (1b) (iv) |
die Erlöse aus Fernleitungsdienstleistungen |
Erlöse aus Fernleitungsdienstleistungen 2025: 235.546.098 € |
|
Art. 30 (1b) (v) |
die folgenden Kennzahlen für die Erlöse gemäß Ziffer iv: |
|
|
(1) Kapazitäts-/Arbeits-Aufteilung, d. h. Aufschlüsselung der Erlöse nach Kapazitäts- und Arbeitsentgelten |
Verhältnis Kapazitäts-/Arbeitsaufteilung in %: 100/0 |
|
|
(2) Entry-Exit-Split, d. h. Aufschlüsselung der Erlöse nach kapazitätsbasierten Fernleitungsentgelten an allen Einspeisepunkten und kapazitätsbasierten Fernleitungsentgelten an allen Ausspeisepunkten; |
Entry-Exit-Split im Marktgebiet Trading Hub Europe: 30,5 % Entry /69,5 % Exit |
|
|
(3) Aufteilung nach systeminterner/systemübergreifender Nutzung, d. h. Aufschlüsselung der gemäß Artikel 5 berechneten Erlöse an Ein- und Ausspeisepunkten nach Erlösen für die systeminterne Netznutzung und Erlösen für die systemübergreifende Netznutzung; |
Aufteilung im Marktgebiet Trading Hub Europe: systeminterne Nutzung: 90,74 % systemübergreifende Nutzung: 9,26 % Im Zusammenhang mit der Konsultation nach Art. 26 NC TAR wurde der Kostenzuweisungstest von der Bundesnetzagentur durchgeführt. Die Ergebnisse einschließlich einer Bewertung wurden im Wege der Festlegungsverfahren REGENT 2021 für das Marktgebiet Trading Hub Europe (BK9-19/610) auf den Internetseiten der Bundesnetzagentur veröffentlicht: |
|
|
Art. 30 (1b) (vi) |
sofern und soweit der Fernleitungsnetzbetreiber in einem Regulierungssystem ohne Preisobergrenze tätig ist, die folgenden Informationen zum Ausgleich des Regulierungskontos in der vergangenen Entgeltperiode: |
|
|
(1) die tatsächlich erzielten Erlöse, die Unter- oder Überdeckung der zulässigen Erlöse und der dem Regulierungskonto sowie etwaigen Unterkonten dieses Regulierungskontos zugewiesene Anteil; |
tatsächliche erzielte Erlöse aus Fernleitungs- und Systemdienstleistungen 2023: 261.656.900 € Saldo Regulierungskonto (bilanzierte Rückstellung) zum 31.12.2023: 61.659.108 € |
|
|
(2) der Ausgleichszeitraum und die angewandten Anreizmechanismen; |
Der Saldo des Regulierungskontos des abgeschlossenen Geschäftsjahres 2023 wird zum 31.12.2024 festgestellt, beantragt und in gleichmäßigen Raten – inklusive Verzinsung – über 3 Kalenderjahre ausgeglichen. Die Verteilung beginnt jeweils im übernächsten Jahr nach Antragsstellung. Regulierungskonto-spezifische Anreizmechanismen bestehen im deutschen Regulierungssystem nicht. |
|
|
Art. 30 (1b) (vii) |
die beabsichtigte Nutzung des Auktionsaufschlags; |
Auktionsmehrerlöse werden auf dem Regulierungskonto nach §5 ARegV verbucht. Dieses Vorgehen entfaltet somit eine entgeltmindernde Wirkung in den Jahren, in denen das Regulierungskonto ausgeglichen wird. Entsprechend den Ausführungen der BNetzA im "Hinweispapier für Fernleitungsnetzbetreiber zur Veröffentlichung von Entgelten gemäß Art. 29, 31 und 32 der Verordnung (EU) Nr. 2017/460 („NC TAR“) zum 31.05.2024" werden davon abweichend die bereits erzielten Auktionsaufschläge für das Jahr 2025 entgeltmindernd angesetzt, die auf Grundlage einer bestmöglichen Schätzung etwa aufgrund von gesicherten Erkenntnissen z.B. aus vorangegangenen Jahresauktionen prognostiziert werden können. |
|
|
||
|
Art. 30 (1c) |
die folgenden Informationen zu Fernleitungsentgelten und Systemdienstleistungsentgelten zusammen mit den einschlägigen Informationen zu ihrer Berechnung: |
|
|
Art.30 (1c) (i) |
soweit angewandt, Arbeitsentgelte gemäß Artikel 4 Absatz 3; |
nicht relevant (N/A) |
|
Art.30 (1c) (ii) |
soweit angewandt, Systemdienstleistungsentgelte für Systemdienstleistungen gemäß Artikel 4 Absatz 4; |
Zu den Systemdienstleistungen gem. Beschluss der Bundesnetzagentur BK9-17/609 (Festlegung INKA) zählen der Messstellenbetrieb, die Messung, die Biogasumlage nach §20b GasNEV sowie die Marktraumumstellungslage nach §19a Abs. 1 EnWG. Die Tarife für die Systemdienstleistungen mit Gültigkeit ab dem 01.01.2025 finden sich in den veröffentlichten Preisblättern. Berechnung Biogasumlage Nach Tenorziffer 6 der Festlegung REGENT 2021 ist die Biogasumlage nach § 20b GasNEV als Systemdienstleistung eingeordnet. Die Berechnung der Biogasumlage ist ebenfalls dort und in § 7 der Kooperationsvereinbarung zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 22.03.2024 (gültig ab 01.10.2024) beschrieben. Hiernach werden die bundesweiten Biogas-Gesamtkosten des Jahres 2025 in Höhe von 303,1 Mio. € durch die bundesweit bei Fernleitungsnetzbetreibern gebuchte bzw. bestellte Kapazität an Netzanschlusspunkten zu Letztverbrauchern und Netzkopplungspunkten zu nachgelagerten Netzbetreibern ohne Beachtung von Multiplikatoren oder saisonalen Faktoren des Jahres 2025 in Höhe von 287.526.485 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Biogasumlage in Höhe von 1,0542 €/(kWh/h)/a. Berechnung Marktraumumstellungsumlage Nach Tenorziffer 5 der Festlegung REGENT 2021 ist die Marktraumumstellungsumlage nach § 19a Abs. 1 EnWG als Systemdienstleistung eingeordnet. Die Berechnung der Marktraumumstellungsumlage ist ebenso dort und in § 10 der Kooperationsvereinbarung zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 22.03.2024 (gültig ab 01.10.2024) beschrieben. Hiernach werden die bundesweiten Umstellungskosten des Jahres 2025 in Höhe von 193,0 Mio. € durch die bundesweit bei Fernleitungsnetzbetreibern gebuchte bzw. bestellte Kapazität an Netzanschlusspunkten zu Letztverbrauchern und Netzkopplungspunkten zu nachgelagerten Netzbetreibern ohne Beachtung von Multiplikatoren oder saisonalen Faktoren des Jahres 2025 in Höhe von 287.526.485 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Marktraumumstellungsumlage in Höhe von 0,6713 €/(kWh/h)/a. Berechnung Messstellenbetriebsentgelt Nach Tenorziffer 7 der Festlegung REGENT 2021 sind der Messstellenbetrieb und die Messung nach §20b GasNEV als Systemdienstleistung eingeordnet. Gemäß §15 Absatz 7 der GasNEV erhebt Thyssengas an Ausspeisepunkten, an denen die Thyssengas die jeweilige Dienstleistung erbringt, ein Entgelt für Messstellenbetrieb bzw. Messung. Entsprechend der erbrachten Dienstleistung unterscheiden sich die Entgelte für den Messstellenbetrieb nach Thyssengas-Eigentum bzw. Fremdeigentum der Messstelle und für die Messung nach RLM- bzw. SLP-Messstellen. Sie sind als Anhang zum Preisblatt der Thyssengas veröffentlicht. |
|
|
||
|
Art.30 (1c) (iii) |
die Referenzpreise und sonstige Preise für andere Punkte als die in Artikel 29 genannten Punkte. |
Die Bundesnetzagentur hat im Rahmen der Festlegung REGENT 2021 die Anwendung einer Briefmarke im Marktgebiet Trading Hub Europe bestimmt. Hiernach sind die Erlöse aus Fernleitungsentgelten durch die für das Kalenderjahr prognostizierten Kapazitäten der Ein- und Ausspeisepunkte zu dividieren. |
|
Art.30 (2) |
Zudem werden die folgenden Informationen in Bezug auf Fernleitungsentgelte veröffentlicht: |
|
|
Art. 30 (2a) (i) |
eine Erläuterung des Unterschieds in der Höhe der Fernleitungsentgelte für dieselbe Art der Fernleitungsdienstleistung zwischen der laufenden Entgeltperiode und der Entgeltperiode, für die die Informationen veröffentlicht werden; |
Die Briefmarke des Marktgebiets Trading Hub Europe steigt im Jahr 2025 im Vergleich zum einheitlichen Entgelt in 2024 um 1,61 €/(kWh/h)/a. Diese Änderung basiert auf regelmäßigen Entgeltanpassungen unter Berücksichtigung von Veränderungen der Eingangsparameter Erlösobergrenzen und Kapazitätsprognosen der beteiligten Fernleitungsnetzbetreiber. Hohe, für die Versorgungssicherheit notwendige Speicherfüllstände und ein deutlicher Rückgang der Endverbrauchs- und Transitvolumina führen zu einer reduzierten Buchungsprognose. Durch die Regulierungskontosystematik wirken die außergewöhnlichen Effekte aus dem Krisenjahr 2022 (bspw. Buchungsrückgänge und hohe Treibenergiekosten) nun erstmals zeitversetzt in 2025 kostenerhöhend. Die mit der Diversifizierung der Bezugsquellen mittels neuer LNG-Anlagen verbundenen Investitionen einzelner FNB in neue Einspeisepunkte und Anbindungsleitungen der LNG-Anlagen fließen in die Entgeltkalkulation 2025 ebenfalls mit ein. |
|
Art.30 (2a) (ii) |
eine Erläuterung des geschätzten Unterschieds in der Höhe der Fernleitungsentgelte für dieselbe Art der Fernleitungsdienstleistung zwischen der Entgeltperiode, für die die Informationen veröffentlicht werden, und jeder Entgeltperiode der restlichen Regulierungsperiode; |
Zur Erfüllung der Veröffentlichungspflicht wurde analog zum bisherigen Vorgehen der BNetzA (vgl. Anlage 5 der Festlegung REGENT 2021) die Entwicklung der Entgelte bis zum Ende der Regulierungsperiode indikativ prognostiziert. Hiernach wäre mit einem Anstieg des Entgeltes im Jahr 2026 zu rechnen. Hierbei ist darauf hinzuweisen, dass die Berechnungen von aktuell nur sehr schwer zu prognostizierenden Annahmen abhängig sind. Entsprechend sind die Berechnungen als rein indikativ zur Erfüllung der Veröffentlichungspflichten anzusehen. Für die Inflation wurde auf die von der BNetzA genannten Werte im Dokument „Hinweise für Fernleitungsnetzbetreiber zur Veröffentlichung von Entgelten gemäß Art. 29, 31 und 32 der Verordnung (EU) Nr. 2017/460“ abgestellt. Weiterhin wurde für den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor nach § 9 ARegV eine Fortschreibung des Wertes aus der dritten Regulierungsperiode vorgenommen, da die BNetzA für die vierte Regulierungsperiode noch keinen finalen Wert ermittelt hat. Weitere Annahmen zur Entwicklung der prognostizierten Kapazitäten sowie der jährlichen Entwicklung der zulässigen Erlöse können direkt vom Anwender im Modell getroffen werden. Vereinfachtes Entgeltmodell gemäß Verordnung (EU) 2017/460 (NC TAR) |
|
Art. 30 (2)(b) |
Informationen zum im Tarifjahr 2024 verwendeten Referenzpreismodell inkl. vereinfachtem Entgeltmodell. |
Vereinfachtes Entgeltmodell gemäß Verordnung (EU) 2017/460 (NC TAR) |
|
Art.30 (3) |
Für Punkte, die nicht zu den maßgeblichen Punkten gemäß Anhang I Nummer 3.2 Absatz 1 Buchstabe a der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 gehören, werden die Informationen zur Menge der prognostizierten kontrahierten Kapazität und zur prognostizierten Höhe des Gasflusses gemäß Anhang I Nummer 3.2 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 veröffentlicht. |
Prognostizierte kontrahierte Kapazität an Punkten, die nicht zu den maßgeblichen Punkten gemäß Anhang I Nummer 3.2 Absatz 1 Buchstabe a der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 gehören: 22.061.281 kWh/h (adjustierte Kapazität). Die Höhe des prognostizierten Gasflusses ist für die Entgeltbildung nicht relevant. |