Thyssengas Netzauskunft

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.

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Veröffentlichungspflichten gem. Verordnung (EU) 2017/460 (NC TAR)

(Stand: 02.12.2022)

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:

Für 2022

Für 2023

Zur Begründung der Höhe der Multiplikatoren verweisen wir auf den Beschluss BK9-21/612 der Bundesnetzagentur (Festlegung "MARGIT 2023").

Art. 29 (b)

Informationen zu unterbrechbaren Standardkapazitätsprodukten (Reservepreise, Bewertung der Wahrscheinlichkeit einer Unterbrechung)

Entgelte für unterbrechbare Standardkapazitätsprodukte:

Für 2022

Für 2023


Die Bundesnetzagentur hat in Anlage I ihres Beschlusses BK9-21/612 (Festlegung "MARGIT 2023") 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 2023 beschrieben. 


Die Methodik zur Berechnung des Abschlags für unterbrechbare Kapazität an anderen als Kopplungspunkten, unter anderem Speicherpunkten, hat die Bundesnetzagentur im Beschluss BK9-20/608 (Festlegung "BEATE 2.0", Abschnitt 3.2) vom 16.10.2020 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 im L-Gas sowie von 20%-Punkten an anderen als Kopplungspunkten im H-Gas 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 2023. 


An den von BEATE 2.0 betroffenen Punkten gab es keine Unterbrechungen; der Abschlag für unterbrechbare Kapazitäten an diesen Punkten beträgt 10% im L-Gas-Netz bzw. 20% im H-Gas-Netz.

Zur Höhe des Abschlags für unterbrechbare Kapazitäten im Kalenderjahr 2023 verweisen wir auf die Festlegung MARGIT 2023, Anlage I

Die Daten zur Berechnung der Abschläge wurden im Rahmen der Konsultation veröffentlicht.

Veröffentlichungspflichten gem. Verordnung (EU) 2017/460 (NC TAR)

(Stand: 02.12.2022)

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 2023:

262.989.607 €

Art.30 (1b) (ii)

Informationen zu Änderungen der unter Ziffer i genannten Erlöse gegenüber dem vorangegangenen Jahr;

Die Veränderung der zulässigen Erlöse 2023 gegenüber den zulässigen Erlösen des Jahres 2022 ist i.W. durch den enormen Anstieg der volatilen Kostenbestandteile bedingt. Das Ausgangsniveau wurde gemäß der Formel der Anreizregulierungsverordnung angepasst (vgl. Anlage 1 ARegV). 

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.

Der generelle sektorale Produktivitätsfaktor für die dritte Regulierungsperiode wurde auf 0,49% festgelegt. Da für die vierte Regulierungsperiode noch kein finaler Wert durch die BNetzA ermittelt wurde, wurde eine Fortschreibung des Wertes aus der dritten Regulierungsperiode vorgenommen.


Der unternehmensindividuelle Effizienzwert für die dritte Regulierungsperiode (2018-2022) beträgt für Thyssengas 100%. Die BNetzA hat noch keinen finalen Wert für die vierte Regulierungsperiode (2023-2027) für Thyssengas festgelegt. 

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 2023 entsprechend mit dem veröffentlichten Wert des Statischen Bundesamtes des Jahres 2021 anzusetzen und beträgt 109,1. 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 105,8.

https://www.destatis.de

Art. 30 (1b) (iv)

die Erlöse aus Fernleitungsdienstleistungen

Erlöse aus Fernleitungsdienstleistungen 2023: 255.195.073 €

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: 33,0 % Entry /67,0 % 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: 85,9 %

systemübergreifende Nutzung: 14,1 %


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:

Marktgebiet Trading Hub Europe

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 2021: 180.448.767 €

Saldo Regulierungskonto zum 31.12.2021: -14.485.816 €

(2) der Ausgleichszeitraum und die angewandten Anreizmechanismen;

Der Saldo des Regulierungskontos des abgeschlossenen Geschäftsjahres 2021 wird zum 31.12.2022 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;

Auktionserlöse werden auf dem Regulierungskonto nach §5 ARegV verbucht. Dieses Vorgehen entfaltet somit eine entgeltmindernde Wirkung in den Jahren, in denen das Regulierungskonto ausgeglichen wird.


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 01.01.2023 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 12.08.2022 (gültig ab 01.10.2022) beschrieben. Hiernach werden die bundesweiten Biogas-Gesamtkosten des Jahres 2023 in Höhe von 215,5 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 2023 in Höhe von 308.640.666 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Biogasumlage in Höhe von 0,6983 €/(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 12.08.2022 (gültig ab 01.10.2022) beschrieben. Hiernach werden die bundesweiten Umstellungskosten des Jahres 2023 in Höhe von 232,9 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 2023 in Höhe von 308.640.666 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Marktraumumstellungsumlage in Höhe von 0,7547 €/(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.


Preisblatt der Thyssengas GmbH für Transportkunden und nachgelagerte Netzbetreiber vom 01.01.2023 (Stand: 29.11.2022)

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.

Preisblatt der Thyssengas GmbH für Transportkunden und nachgelagerte Netzbetreiber vom 01.01.2023 (Stand: 29.11.2022)

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 erhöht sich im Jahr 2023 im Vergleich zum Jahr einheitlichen Entgelt in 2022 um 2,52 €/(kWh/h)/a. Diese Änderung basiert auf regelmäßigen Entgeltanpassungen unter Berücksichtigung von Veränderungen der Eingangsparameter Erlösobergrenzen und Kapazitätsprognosen der beteiligten Fernleitungsnetzbetreiber. Die deutlichen Änderungen im Vergleich zum Briefmarkenentgelt 2022 sind insbesondere auf die geopolitische Situation zurückzuführen. So wurde bei der Kapazitätsprognose von einem stark angepassten Buchungsverhalten des Marktes ausgegangen. Zudem führen die Verwerfungen am europäischen Erdgasmarkt mit stark gestiegenen Energiepreisen sowie geänderten Flüssen im deutschen Fernleitungsnetz zu einem deutlichen Anstieg der volatilen Kosten (insbesondere Treibenergie).

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 2024 zu rechnen. Hierbei ist darauf hinzuweisen, dass 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.  

Weitere Informationen in enger Orientierung an B. I. 8. REGENT 2021: Nähere Annahmen zur Entwicklung der Kapazitäten und der Erlöse aus Fernleitungsdienstleistungen bis auf den Verbraucherpreisgesamtindex (§ 8 ARegV) und den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor (§ 9 ARegV) fließen in das oben genannte Modell nicht ein. Derartige Prognosen für die gesamte Regulierungsperiode wären zum jetzigen Zeitpunkt zu sehr getrieben von Annahmen und damit kein hilfreicher Indikator für die Entwicklung der Entgelte. Annahmen hierzu 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 2022 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: 23.911.638 kWh/h (adjustierte Kapazität).

Die Höhe des prognostizierten Gasflusses ist für die Entgeltbildung nicht relevant.