Gesetze

Diese Verordnung regelt die Bedingungen, zu denen die Netzbetreiber den Netzzugangsberechtigten im Sinne des § 20 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes Zugang zu ihren Leitungsnetzen gewähren, einschließlich der Einspeisung von Biogas sowie den Anschluss von Biogasanlagen an die Leitungsnetze, den Netzanschluss von LNG-Anlagen, die Bedingungen für eine effiziente Kapazitätsausnutzung mit dem Ziel, den Netzzugangsberechtigten diskriminierungsfreien Netzzugang zu gewähren, sowie die Verpflichtungen der Netzbetreiber, zur Erreichung dieses Ziels zusammenzuarbeiten. Die Vorschriften dieser Verordnung sind abschließend im Sinne des § 111 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes.

Für diese Verordnung gelten die folgenden Begriffsbestimmungen:

1.

„Allokation“ ist die Zuordnung von Gasmengen zu einem Bilanzkreis;

2.

„Ausgleichsenergie“ ist die Energiemenge, die zum Ausgleich des Saldos aller Ein- und Ausspeisungen in einem Bilanzkreis am Ende der Bilanzierungsperiode rechnerisch benötigt wird;

3.

„Ausspeiseleistung“ ist die vom Netzbetreiber an einem Ausspeisepunkt für den Transportkunden vorgehaltene maximale Leistung in Kilowattstunde pro Stunde;

4.

„Bilanzkreis“ ist die Zusammenfassung von Einspeise- und Ausspeisepunkten, die dem Zweck dient, Einspeisemengen und Ausspeisemengen zu saldieren und die Abwicklung von Handelstransaktionen zu ermöglichen;

5.

„Bilanzkreisverantwortlicher“ ist eine natürliche oder juristische Person, die gegenüber dem Marktgebietsverantwortlichen für die Abwicklung des Bilanzkreises verantwortlich ist;

6.

„Buchung“ ist das Erwerben von Kapazitätsrechten;

7.

„Brennwert „H_s,n“ “ ist die nach DIN EN ISO 6976 (Ausgabe: September 2005)bei vollständiger Verbrennung freiwerdende Wärme in Kilowattstunde pro Normkubikmeter oder in Megajoule pro Normkubikmeter;

7a.

„Datenformat“ ist eine für die elektronische Weiterverarbeitung oder Veröffentlichung geeignete und standardisierte Formatvorgabe für die Datenkommunikation, welche die relevanten Parameter enthält;

8.

„Einspeiser von Biogas“ ist jede juristische oder natürliche Person, die am Einspeisepunkt im Sinne von § 3 Nummer 13b des Energiewirtschaftsgesetzes Biogas in ein Netz oder Teilnetz eines Netzbetreibers einspeist;

9.

„Einspeiseleistung“ ist die vom Netzbetreiber an einem Einspeisepunkt für den Transportkunden vorgehaltene maximale Leistung in Kilowattstunde pro Stunde;

10.

„Marktgebiet“ ist die Zusammenfassung gleichgelagerter und nachgelagerter Netze, in denen Transportkunden gebuchte Kapazitäten frei zuordnen, Gas an Letztverbraucher ausspeisen und in andere Bilanzkreise übertragen können;

11.

„Marktgebietsverantwortlicher“ ist die von den Fernleitungsnetzbetreibern bestimmte natürliche oder juristische Person, die in einem Marktgebiet Leistungen erbringt, die zur Verwirklichung einer effizienten Abwicklung des Gasnetzzugangs in einem Marktgebiet durch eine Person zu erbringen sind;

11a.

„Realisierungsfahrplan“ ist ein gemeinsamer Plan von Netzbetreiber und Anschlussnehmer oder Anschlusswilligem über Inhalt, zeitliche Abfolge und Verantwortlichkeit für die einzelnen Schritte zur Herstellung des Netzanschlusses oder zum Kapazitätsausbau, um die einzelnen Schritte der Beteiligten miteinander zu synchronisieren;

12.

„Regelenergie“ sind die Gasmengen, die vom Netzbetreiber zur Gewährleistung der Netzstabilität eingesetzt werden;

13.

„Technische Kapazität“ ist das Maximum an fester Kapazität, das der Netzbetreiber unter Berücksichtigung der Systemintegrität und der Erfordernisse des Netzbetriebs Transportkunden anbieten kann;

13a.

„Untertägige Kapazität“ ist die Kapazität, die nach dem Ende der Auktionen für Kapazitäten auf Tagesbasis für den jeweiligen Tag angeboten und zugewiesen wird;

14.

„Verfügbare Kapazität“ ist die Differenz zwischen technischer Kapazität und der Summe der gebuchten Kapazitäten für den jeweiligen Ein- oder Ausspeisepunkt;

15.

„Virtueller Handelspunkt“ ist ein Punkt im Marktgebiet, an dem Gas zwischen Bilanzkreisen übertragen werden kann, der jedoch keinem physischen Ein- oder Ausspeisepunkt im Marktgebiet entspricht;

16.

„Werktage“ sind die Tage Montag bis Freitag, mit Ausnahme der bundeseinheitlichen gesetzlichen Feiertage sowie des 24. und des 31. Dezembers.

(1) Transportkunden sind nach Maßgabe dieser Verordnung gegenüber dem Ein- oder Ausspeisenetzbetreiber berechtigt und verpflichtet, einen Einspeise- oder Ausspeisevertrag abzuschließen; in diesem sind die Rechte und Pflichten, die den Netzzugang betreffen, einschließlich des zu entrichtenden Entgelts zu regeln. Beabsichtigt ein Transportkunde ausschließlich den Handel mit Gas am Virtuellen Handelspunkt eines Marktgebiets, ist er berechtigt und verpflichtet, wenigstens einen Bilanzkreisvertrag mit dem Marktgebietsverantwortlichen abzuschließen. Bilanzkreisverantwortliche sind gegenüber dem Marktgebietsverantwortlichen eines Marktgebiets berechtigt und verpflichtet, einen Bilanzkreisvertrag abzuschließen.

(2) Marktgebietsverantwortliche haben Bilanzkreisverantwortlichen standardisierte Bilanzkreisverträge anzubieten. Der Bilanzkreisvertrag regelt die Einrichtung eines Bilanzkreises sowie die Erfassung, den Ausgleich und die Abrechnung von Abweichungen zwischen allokierten Gasmengen.

(3) Fernleitungsnetzbetreiber haben Transportkunden standardisierte Ein- und Ausspeiseverträge anzubieten, durch die Kapazitätsrechte des Transportkunden an Ein- und Ausspeisepunkten begründet werden. Der Einspeisevertrag berechtigt den Transportkunden zur Nutzung des Netzes vom Einspeisepunkt bis zum Virtuellen Handelspunkt; der Ausspeisevertrag berechtigt den Transportkunden zur Nutzung des Netzes vom Virtuellen Handelspunkt bis zum Ausspeisepunkt beim Letztverbraucher, zu einem Grenzübergangs- oder Marktgebietsübergangspunkt oder zu einer Speicheranlage im Sinne des § 3 Nummer 31 des Energiewirtschaftsgesetzes.

(4) Betreiber von örtlichen Gasverteilernetzen haben Transportkunden Ausspeiseverträge in Form von standardisierten Lieferantenrahmenverträgen anzubieten. Der Lieferantenrahmenvertrag berechtigt Transportkunden in einem Marktgebiet zur Nutzung der Netze ab dem Virtuellen Handelspunkt und zur Ausspeisung von Gas an Ausspeisepunkten der örtlichen Gasverteilernetze.

(5) Netzbetreiber und Marktgebietsverantwortliche haben ihren Ein- und Ausspeise- oder Bilanzkreisverträgen allgemeine Geschäftsbedingungen zugrunde zu legen, die die Mindestangaben nach § 4 enthalten.

(6) Netzbetreiber haben die Verträge und Geschäftsbedingungen für die Einspeisung von Biogas so auszugestalten, dass ein transparenter, diskriminierungsfreier und effizienter Netzzugang zu angemessenen Bedingungen ermöglicht wird.

(1) Die allgemeinen Geschäftsbedingungen für Ein- oder Ausspeiseverträge müssen Mindestangaben enthalten über:

1.

die Nutzung der Ein- oder Ausspeisepunkte;

2.

die Abwicklung des Netzzugangs, der Buchung von Kapazitäten und der Nominierung, insbesondere über den Zeitpunkt, bis zu dem eine Nominierung vorgenommen werden muss und inwieweit nachträgliche Änderungen der Nominierungen möglich sind, sowie über ein Nominierungsersatzverfahren;

3.

die Gasbeschaffenheit und Drücke des Gases im Netz;

4.

die Leistungsmessung oder über ein Standardlastprofilverfahren;

5.

den Daten- und Informationsaustausch zwischen Transportkunden und Netzbetreibern sowie Marktgebietsverantwortlichen, die bei elektronischem Datenaustausch auch die dafür zu verwendenden Formate und Verfahren festlegen;

6.

die Messung und Ablesung des Gasverbrauchs;

7.

mögliche Störungen der Netznutzung und Haftung für Störungen;

8.

die Voraussetzungen für die Registrierung als Transportkunde;

9.

die Kündigung des Vertrags durch den Netzbetreiber oder den Transportkunden;

10.

den Umgang mit Daten, die vom Transportkunden im Rahmen des Vertrags übermittelt wurden;

11.

die Abrechnung;

12.

die Ansprechpartner beim Netzbetreiber für Fragen zu Ein- und Ausspeiseverträgen und ihre Erreichbarkeit;

13.

die Voraussetzungen für die Erhebung einer Sicherheitsleistung in begründeten Fällen;

14.

Regelungen betreffend die Freigabe von Kapazitäten nach § 16.

Ein Lieferantenrahmenvertrag nach § 3 Absatz 4 sowie Ausspeiseverträge im örtlichen Verteilernetz müssen Bestimmungen nach Satz 1 Nummer 2 nur insoweit enthalten, als deren Gegenstand die Abwicklung des Netzzugangs ist. Für Messstellen, die von einem Dritten betrieben werden und den Gasverbrauch eines Letztverbrauchers messen, ist Satz 1 Nummer 6 nicht anzuwenden. Wird der Ausspeisevertrag in Form eines Lieferantenrahmenvertrages gemäß § 3 Absatz 4 abgeschlossen, sind Angaben nach Satz 1 Nummer 2 nicht erforderlich.

(2) Die allgemeinen Geschäftsbedingungen für Bilanzkreisverträge müssen Mindestangaben enthalten über:

1.

die bei der Bilanzierung anzuwendenden Prozesse;

2.

die Abrechnung der Bilanzkreise, insbesondere über die Ermittlung der Zu- und Abschläge nach § 23 Absatz 3, sowie zur Abrechnung von Mehr- und Mindermengen;

3.

den Daten- und Informationsaustausch zwischen Netzbetreibern, Marktgebietsverantwortlichen und Bilanzkreisverantwortlichen, die bei elektronischem Datenaustausch auch die dafür vorgesehenen Formate und Verfahren festlegen;

4.

die Haftung des Marktgebietsverantwortlichen und des Bilanzkreisverantwortlichen;

5.

die Voraussetzungen für die Registrierung als Bilanzkreisverantwortlicher;

6.

die Kündigung des Vertrags durch den Marktgebietsverantwortlichen oder den Bilanzkreisverantwortlichen;

7.

den Umgang mit Daten, die vom Bilanzkreisverantwortlichen im Rahmen des Vertrags übermittelt wurden;

8.

Ansprechpartner beim Marktgebietsverantwortlichen für Fragen zum Bilanzierungsvertrag und ihre Erreichbarkeit;

9.

Voraussetzungen für die Erhebung einer Sicherheitsleistung in begründeten Fällen.

§ 18 der Niederdruckanschlussverordnung gilt für die Haftung bei Störungen der Netznutzung entsprechend.

(1) Transportkunden haben sich bei den Netzbetreibern, mit denen sie Verträge gemäß § 3 abschließen wollen, zu registrieren. Dabei kann der Netzbetreiber die Angabe der Anschrift des Transportkunden oder eines Vertreters fordern.

(2) Bilanzkreisverantwortliche haben sich beim Marktgebietsverantwortlichen, in dessen Marktgebiet sie Bilanzkreisverträge abschließen wollen, zu registrieren, es sei denn, sie sind bereits als Transportkunde bei einem Netzbetreiber im jeweiligen Marktgebiet registriert. Der Marktgebietsverantwortliche kann für die Registrierung die Angabe der Anschrift des Bilanzkreisverantwortlichen oder eines Vertreters fordern.

(1) Netzbetreiber sind verpflichtet, mit Netzbetreibern, mit deren Netzen sie über einen Netzkopplungspunkt verbunden sind, Netzkopplungsverträge abzuschließen. Die Regelungen sind so zu gestalten, dass die Vertraulichkeit wirtschaftlich sensibler Daten oder Informationen gewahrt ist. Netzkopplungsverträge müssen mindestens Regelungen zu Folgendem enthalten:

1.

die notwendigen Informationspflichten der Netzbetreiber untereinander zur Abwicklung von Transporten;

2.

die technischen Kriterien des Netzkopplungspunkts, insbesondere Druck, Gasbeschaffenheit und technische Leistung des Netzkopplungspunkts;

3.

den Datenaustausch zwischen den Netzbetreibern;

4.

die Messung und die Bereitstellung der Messergebnisse;

5.

die Nominierung oder alternative Verfahren;

6.

die Bedingungen für die Einstellung oder Reduzierung der Gasbereitstellung oder Gasübernahme.

(2) Die Netzbetreiber richten untereinander Netzkopplungskonten an ihren Netzkopplungspunkten ein, die gewährleisten, dass für Stationsstillstandszeiten sowie bei Gasflussrichtungswechsel, minimalem Gasfluss oder Messungenauigkeiten die Transportverträge unterbrechungsfrei erfüllt werden. Die Netzkopplungskonten können auch zur Bereitstellung und Entgegennahme von interner Regelenergie genutzt werden. Ein Netzkopplungskonto umfasst zumindest drei Stundenmengen der Stationskapazität.

(1) Die Netzbetreiber sind verpflichtet, von Transportkunden bereitgestellte Gasmengen an den vom Transportkunden benannten Einspeisepunkten des Marktgebiets zu übernehmen und an den vom Transportkunden benannten Ausspeisepunkten des Marktgebiets mit demselben Energiegehalt zu übergeben. Die Nämlichkeit des Gases braucht bei der Ausspeisung nicht gewahrt zu bleiben.

(2) Fernleitungsnetzbetreiber haben frei zuordenbare Kapazitäten anzubieten, die es ermöglichen, gebuchte Ein- und Ausspeisekapazitäten ohne Festlegung eines Transportpfads zu nutzen. Transportkunden ist es zu ermöglichen, Ein- und Ausspeisekapazitäten unabhängig voneinander, in unterschiedlicher Höhe und zeitlich voneinander abweichend zu buchen. Die Rechte an gebuchten Kapazitäten (Kapazitätsrechte) berechtigen den Transportkunden, im Rahmen dieser Kapazitätsrechte Gas an jedem gebuchten Einspeisepunkt für die Ausspeisung an jedem gebuchten Ausspeisepunkt des betreffenden Marktgebiets bereitzustellen. § 9 Absatz 3 Satz 2 Nummer 2 und 3 bleibt unberührt.

(3) Nachgelagerte Netzbetreiber bestellen bei den ihrem Netz unmittelbar vorgelagerten Fernleitungsnetzbetreibern feste Ausspeisekapazitäten an den Netzkopplungspunkten (interne Bestellung), um insbesondere die dauerhafte Versorgung von Letztverbrauchern mit Gas im eigenen und in den nachgelagerten Netzen zu gewährleisten. § 9 Absatz 4 und die §§ 11 bis 18 finden auf interne Bestellungen keine Anwendung.

(4) Die kapazitätsbezogene Abwicklung von Transporten zwischen örtlichen Verteilernetzen erfolgt nach der Inanspruchnahme des vorgelagerten örtlichen Verteilernetzes durch das nachgelagerte örtliche Verteilernetz. Der nachgelagerte örtliche Verteilernetzbetreiber hat dem vorgelagerten örtlichen Verteilernetzbetreiber die zur Abwicklung von Transporten erforderliche Vorhalteleistung rechtzeitig anzumelden.

(5) Für Letztverbraucher mit registrierender Lastgangmessung und einem in der Regel nicht planbaren, extrem hohen und extrem schwankenden Gasverbrauch kann der Ausspeisenetzbetreiber technische Ausspeisemeldungen und die Einhaltung technischer Grenzen verlangen, soweit dies für die Systemintegrität des Ausspeisenetzes erforderlich ist und entsprechend vereinbart wurde.

(6) Zur Abwicklung netzübergreifender Transporte haben die Netzbetreiber eine Kooperationsvereinbarung abzuschließen, in der sie die Einzelheiten ihrer Zusammenarbeit regeln, die notwendig sind, um einen transparenten, diskriminierungsfreien, effizienten und massengeschäftstauglichen Netzzugang zu angemessenen Bedingungen zu gewähren.

(1) Fernleitungsnetzbetreiber sind verpflichtet, die technischen Kapazitäten im Sinne des § 8 Absatz 2 zu ermitteln. Sie ermitteln für alle Einspeisepunkte die Einspeisekapazitäten und für alle Ausspeisepunkte die Ausspeisekapazitäten.

(2) Die erforderlichen Berechnungen von Ein- und Ausspeisekapazitäten in einem Marktgebiet erfolgen auf der Grundlage von Lastflusssimulationen nach dem Stand der Technik, die auch netz- und marktgebietsüberschreitende Lastflüsse berücksichtigen. Die Fernleitungsnetzbetreiber berücksichtigen dabei insbesondere die historische und prognostizierte Auslastung der Kapazitäten sowie die historische und prognostizierte Nachfrage nach Kapazitäten sowie Gegenströmungen auf Basis der wahrscheinlichen und realistischen Lastflüsse. Die Fernleitungsnetzbetreiber und die Betreiber nachgelagerter Netze haben bei der Kapazitätsberechnung und der Durchführung von Lastflusssimulationen mit dem Ziel zusammenzuarbeiten, die technischen Kapazitäten zu maximieren. Hierzu haben sie sich unverzüglich gegenseitig alle erforderlichen Informationen zur Verfügung zu stellen.

(3) Führt die Berechnung der Ein- und Ausspeisekapazitäten nach Absatz 1 und 2 zu dem Ergebnis, dass sie nicht in ausreichendem Maß frei zuordenbar angeboten werden können, haben Fernleitungsnetzbetreiber wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen zu prüfen, die das Angebot frei zuordenbarer Kapazitäten erhöhen. Sie haben insbesondere folgende Maßnahmen in der nachstehenden Reihenfolge zu prüfen:

1.

vertragliche Vereinbarungen mit Dritten, die bestimmte Lastflüsse zusichern sowie geeignet und erforderlich sind, die Ausweisbarkeit frei zuordenbarer Ein- und Ausspeisekapazitäten zu erhöhen (Lastflusszusagen); der Umfang von Lastflusszusagen ist so gering wie möglich zu halten;

2.

das Angebot von Ein- und Ausspeisekapazitäten, die abweichend von § 8 Absatz 2 mit bestimmten Zuordnungsauflagen verknüpft sind; diese Vorgaben sind so gering wie möglich zu halten;

3.

den Ausschluss einzelner Ein- und Ausspeisepunkte von der freien Zuordenbarkeit; diese Vorgaben sind so gering wie möglich zu halten.

Dienstleistungen nach Satz 2 sind in diskriminierungsfreien und transparenten Verfahren unter angemessenen Bedingungen zu beschaffen. Ergibt die Prüfung, dass wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen nach Satz 2 möglich und geeignet sind, das Angebot frei zuordenbarer Kapazitäten zu erhöhen, sind sie vom Fernleitungsnetzbetreiber in der in Satz 2 genannten Reihenfolge zu ergreifen. Bei der Prüfung wirtschaftlich zumutbarer Maßnahmen zur Erhöhung des Angebots frei zuordenbarer Kapazitäten haben Netzbetreiber mit dem Ziel zusammenzuarbeiten, die Anwendung von Maßnahmen nach Satz 2 möglichst gering zu halten.

(4) Die Regulierungsbehörde genehmigt die Höhe der von den Fernleitungsnetzbetreibern nach Absatz 1 bis 3 ermittelten technischen Kapazität, bevor die Fernleitungsnetzbetreiber Verfahren nach Anhang I Nummer 2.2.2 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 36), die zuletzt durch den Beschluss (EU) 2015/715 (ABl. L 114 vom 5.5.2015, S. 9) geändert worden ist, einführen. Bei der Genehmigung hat die Regulierungsbehörde insbesondere die in den Vorjahren ermittelte technische Kapazität und, sofern erfolgt, die in den Vorjahren ausgewiesenen zusätzlichen Kapazitäten zu berücksichtigen. Die Fernleitungsnetzbetreiber haben der Regulierungsbehörde alle für eine Überprüfung der Ermittlung der technischen Kapazität erforderlichen Informationen, insbesondere zu den bei der Ermittlung der technischen Kapazität verwendeten Annahmen, zur Verfügung zu stellen und ihr Zugang zu den Kapazitätsberechnungssystemen zu gewähren. Die zur Verfügung gestellten Daten müssen einen sachkundigen Dritten in die Lage versetzen, die Ermittlung der technischen Kapazität ohne weitere Informationen vollständig nachvollziehen zu können.

(1) Fernleitungsnetzbetreiber haben Transportkunden sowohl feste als auch unterbrechbare Kapazitäten anzubieten, und zwar auf Jahres-, Quartals-, Monats- und Tagesbasis sowie untertägiger Basis. Fernleitungsnetzbetreiber haben bei der Ausgestaltung der Kapazitätsprodukte in dem Ausmaß zusammenzuarbeiten, das erforderlich ist, um aufeinander abgestimmte Kapazitätsprodukte in möglichst großem Umfang anzubieten.

(2) Fernleitungsnetzbetreiber haben Einspeisekapazitäten an unterschiedlichen Einspeisepunkten zu Einspeisezonen zusammenzufassen, die es ermöglichen, eine Einspeisung von Gas auf der Basis einer Einspeisekapazitätsbuchung an einem einzigen Einspeisepunkt vorzunehmen, soweit dies strömungsmechanisch möglich ist. Satz 1 ist auf Ausspeisekapazitäten entsprechend anwendbar. Ist insbesondere aus Gründen der Strömungsmechanik ein Angebot nach Satz 1 und 2 nicht möglich, haben die Fernleitungsnetzbetreiber in dem Umfang zusammenzuarbeiten, der erforderlich ist, um ein Angebot nach Satz 1 und 2 zu ermöglichen. Die Verpflichtung nach § 9 Absatz 2 Satz 3 und 4 bleibt unberührt.

(3) Die Fernleitungsnetzbetreiber haben bis zum 1. November 2019 die Folgen der Einführung untertägiger Kapazitäten nach Absatz 1 zu evaluieren und in einem Bericht der Bundesnetzagentur zu übermitteln. In der Evaluierung sind insbesondere Änderungen im Buchungsverhalten, die Auswirkungen auf das Ausgleichs- und Regelenergiesystem und die aus der Einführung resultierenden Entwicklungen der Höhe der spezifischen Fernleitungsentgelte zu betrachten. Die Analyse muss die Bundesnetzagentur in die Lage versetzen, die Folgen der Bereitstellung untertägiger Kapazitäten überprüfen zu können. Die Bundesnetzagentur gibt den berührten Wirtschaftskreisen Gelegenheit zur Stellungnahme.

(1) Fernleitungsnetzbetreiber haben für die Vergabe von Ein- und Ausspeisekapazitäten eine oder eine begrenzte Anzahl gemeinsamer Kapazitätsbuchungsplattformen einzurichten und zu betreiben oder durch einen vereinbarten Dritten betreiben zu lassen, über die die Kapazitäten nach § 13 vergeben werden (Primärkapazitätsbuchungsplattform). Die Kosten für die Einrichtung und den Betrieb der Kapazitätsbuchungsplattform sind von den beteiligten Netzbetreibern anteilig zu tragen und können auf die Netzentgelte umgelegt werden.

(2) Transportkunden dürfen Ein- und Ausspeisekapazitäten an Dritte weiterveräußern oder diesen zur Nutzung überlassen (Sekundärkapazitäten). Die Weiterveräußerung oder Nutzungsüberlassung erfolgt ausschließlich unter Nutzung der Plattform, über welche die Primärkapazitäten vergeben werden. Die auf die Vermarktung der Sekundärkapazitäten entfallenden Kosten für die Einrichtung und den Betrieb der Plattform nach Absatz 1 sind von den beteiligten Fernleitungsnetzbetreibern anteilig zu tragen und können auf die Netzentgelte umgelegt werden. Die Entgelte für gehandelte Ein- und Ausspeisekapazitäten dürfen die ursprünglich für die entsprechende Primärkapazität an den Fernleitungsnetzbetreiber zu zahlenden Entgelte nicht wesentlich überschreiten.

(3) Auf der Kapazitätsbuchungsplattform sind alle Angebote gleichartiger Kapazitäten und Nachfragen nach gleichartigen Kapazitäten für die Transportkunden transparent zu machen. Die Anonymität des Handelsvorgangs gegenüber Anbietenden, Nachfragenden und Dritten muss gewährleistet sein. Transportkunden müssen nach § 6 registriert sein, um am Handel auf der Kapazitätsbuchungsplattform teilzunehmen.

(4) Die Betreiber der Plattformen nach Absatz 1 haben einen Internetauftritt einzurichten, um Transportkunden eine massengeschäftstaugliche Abwicklung des Erwerbs von Primär- und Sekundärkapazität zu ermöglichen.

(1) Fernleitungsnetzbetreiber haben feste Ein- und Ausspeisekapazitäten über die Kapazitätsbuchungsplattform in einem transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren zu versteigern. Der Zuschlag bei der Kapazitätsversteigerung erfolgt nach dem Markträumungspreis. Werden Kapazitäten in der Versteigerung nicht entsprechend dem Umfang der Anfrage zugeteilt, gilt der Netzzugang in dem Umfang der nicht zugeteilten Kapazität als verweigert. Sofern Kapazitäten mittels einer Auktion auf der Kapazitätsbuchungsplattform vergeben werden, muss das Verfahren für die Auktion den Vorgaben der Verordnung (EU) 2017/459 der Kommission vom 16. März 2017 zur Festlegung eines Netzkodex über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung in Fernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 984/2013 (ABl. L 72 vom 17.3.2017, S. 1) entsprechen.

(2) Inhaber unterbrechbarer Kapazitäten oder Kapazitäten mit unterbrechbaren Anteilen können bei einer Versteigerung von festen Kapazitätsprodukten Gebote abgeben, um ihre Kapazitäten in feste Kapazitätsprodukte oder Kapazitätsprodukte mit geringeren unterbrechbaren Anteilen umzuwandeln. Ist der Inhaber der Kapazitäten bei der Versteigerung nicht erfolgreich, behält er seine ursprünglichen Kapazitäten.

(3) Absatz 1 und 2 werden nicht angewendet auf Ausspeisekapazitäten zur Ausspeisung zu Letztverbrauchern sowie auf Einspeisekapazitäten zur Einspeisung aus Produktions- oder LNG-Anlagen sowie aus Anlagen im Sinne des Teils 6 zur Einspeisung von Biogas in das Fernleitungsnetz. Diese Kapazitäten werden in der zeitlichen Reihenfolge der Anfragen vergeben. Sie können vom angeschlossenen Letztverbraucher oder vom Betreiber von Produktions- oder LNG-Anlagen oder von Anlagen im Sinne des Teils 6 zur Einspeisung von Biogas gebucht werden.

(4) (weggefallen)

(1) Der Transportkunde hat die beabsichtigte Inanspruchnahme von Ein- und Ausspeisekapazitäten nach Stundenmengen in Kilowattstunden pro Stunde beim Fernleitungsnetzbetreiber anzumelden (Nominierung). Ausspeisenominierungen sind nur in den folgenden Fällen notwendig:

1.

bei der Ausspeisung aus einer Speicheranlage, soweit der betreffende Ausspeisepunkt nicht nach § 13 Absatz 3 Satz 3 vom Betreiber der Speicheranlage gebucht wurde,

2.

bei der Überspeisung in ein anderes Marktgebiet oder einen angrenzenden Staat, sowie

3.

bei der Buchung von Transportkapazität an demselben Ausspeisepunkt durch mehrere Transportkunden, sofern dieser Ausspeisepunkt unterschiedlichen Bilanzkreisen zugeordnet ist.

Satz 2 Nummer 3 gilt entsprechend, wenn der Transportkunde denselben Ausspeisepunkt in unterschiedliche Bilanzkreise eingebracht hat.

(2) Transportkunden können einen Dritten mit der Nominierung beauftragen. Dieser nominiert im Namen der ihn beauftragenden Transportkunden beim Fernleitungsnetzbetreiber. Die vertraglichen Verpflichtungen zwischen Transportkunde und Fernleitungsnetzbetreiber bleiben hiervon unberührt.

(3) Fernleitungsnetzbetreiber haben Transportkunden neben dem Standardnominierungsverfahren nach Absatz 1 ein Nominierungsersatzverfahren anzubieten, soweit dies technisch möglich und wirtschaftlich zumutbar ist. Das Angebot muss diskriminierungsfrei sein. Ist dem Fernleitungsnetzbetreiber ein solches Angebot technisch nicht möglich oder wirtschaftlich nicht zumutbar, hat er dies schlüssig zu begründen.

(1) Transportkunden sind bis zum Nominierungszeitpunkt verpflichtet, vollständig oder teilweise ungenutzte feste Kapazitäten unverzüglich als Sekundärkapazitäten auf der in § 12 Absatz 2 vorgesehenen Kapazitätsbuchungsplattform anzubieten oder dem Fernleitungsnetzbetreiber für den Zeitraum und im Umfang der Nichtnutzung zur Verfügung zu stellen.

(2) Soweit der Transportkunde von ihm gebuchte feste Kapazitäten zum Nominierungszeitpunkt nicht oder nicht vollständig nominiert, ist der Fernleitungsnetzbetreiber verpflichtet, diese Kapazitäten in dem nicht in Anspruch genommenen Umfang unter Berücksichtigung bestehender Renominierungsrechte für den Folgetag als feste Kapazitäten anzubieten. Die Verpflichtung des Fernleitungsnetzbetreibers nach § 11 Absatz 1 zum Angebot unterbrechbarer Kapazitäten bleibt unberührt. Der Transportkunde, dessen Kapazitäten durch den Fernleitungsnetzbetreiber nach Satz 1 angeboten wurden, bleibt zur Zahlung der Einspeise- oder Ausspeiseentgelte verpflichtet.

(3) Der Fernleitungsnetzbetreiber hat bei Vorliegen vertraglicher Engpässe die festen gebuchten Kapazitäten mit einer Laufzeit von mindestens einem Jahr in dem Umfang zu entziehen, in dem der Transportkunde seine festen gebuchten Kapazitäten während drei Monaten innerhalb des zurückliegenden Kalenderjahres dauerhaft nicht in Anspruch genommen hat. Einer dieser drei Monate muss der Monat Oktober, November, Dezember, Januar, Februar oder März gewesen sein.

(4) Der Transportkunde kann der Entziehung widersprechen, wenn er

1.

nachweist, dass er die Kapazitäten in Übereinstimmung mit § 16 Absatz 1 auf dem Sekundärmarkt angeboten oder dem Fernleitungsnetzbetreiber für den Zeitraum und im Umfang der Nichtnutzung zur Verfügung gestellt hat,

2.

unverzüglich schriftlich oder elektronisch schlüssig darlegt, dass er die Kapazitäten in vollem Umfang weiterhin benötigt, um bestehende vertragliche Verpflichtungen, insbesondere aus Gasbezugs- oder Gaslieferverträgen, zu erfüllen, oder

3.

unverzüglich schriftlich oder elektronisch schlüssig darlegt, dass er über verschiedene vertragliche Gasbeschaffungsalternativen verfügt, für die Kapazitäten an unterschiedlichen Einspeisepunkten gebucht sind, die von ihm alternativ genutzt werden, und dass er die nicht benötigten Kapazitäten für den Zeitraum der Nichtnutzung im Umfang der Nichtnutzung auf dem Sekundärmarkt oder dem Fernleitungsnetzbetreiber für den Zeitraum und im Umfang der Nichtnutzung zur Verfügung gestellt hat.

Fernleitungsnetzbetreiber haben Informationen nach Satz 1 sowie Absatz 2 und 3 über einen Zeitraum von zwei Jahren aufzubewahren und der Regulierungsbehörde auf Anforderung zur Verfügung zu stellen. Auf Anforderung erbringt der Transportkunde den Nachweis nach Satz 1 Nummer 2 und 3 gegenüber der Regulierungsbehörde durch Vorlage von Kopien der entsprechenden vertraglichen Vereinbarungen. Transportkunden, denen Ein- und Ausspeisekapazität verweigert wurde, sind vom Fernleitungsnetzbetreiber auf Verlangen die Informationen nach Satz 1 unter Wahrung von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen Dritter zur Verfügung zu stellen.

Fernleitungsnetzbetreiber sind verpflichtet, marktgebietsweit im Verfahren der Netzentwicklungsplanung nach § 15a des Energiewirtschaftsgesetzes den langfristigen Kapazitätsbedarf in einem netzbetreiberübergreifenden, transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren zu ermitteln. Dabei berücksichtigen die Fernleitungsnetzbetreiber insbesondere:

1.

ihre Erwartungen über die Entwicklung des Verhältnisses von Angebot und Nachfrage,

2.

vorliegende Erkenntnisse aus durchgeführten Marktabfragen zum langfristig verbindlich benötigten Kapazitätsbedarf,

3.

vorliegende Erkenntnisse aus Lastflusssimulationen nach § 9 Absatz 2 Satz 1,

4.

Erkenntnisse über bestehende oder prognostizierte physische Engpässe im Netz,

5.

Ergebnisse des Kapazitätsvergabeverfahrens nach § 13 Absatz 1,

6.

Erkenntnisse aus Verweigerungen des Netzzugangs nach § 25 Satz 1 und 2 des Energiewirtschaftsgesetzes,

7.

Möglichkeiten zur Kapazitätserhöhung durch Zusammenarbeit mit angrenzenden Fernleitungs- oder Verteilernetzbetreibern,

8.

vorliegende Erkenntnisse über Kapazitätsbedarf, der sich aus Zusammenlegungen von Marktgebieten nach § 21 ergibt,

9.

vorliegende Erkenntnisse aus den gemeinschaftsweiten Netzentwicklungsplänen nach Artikel 8 Absatz 3 Buchstabe b der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 36, L 229 vom 1.9.2009, S. 29), sowie

10.

vorliegende sowie abgelehnte Kapazitätsreservierungen nach § 38 sowie Anschlussbegehren nach § 39.

Fernleitungsnetzbetreiber sollen bei der Kapazitätsbedarfsermittlung mit den Betreibern angrenzender ausländischer Fernleitungsnetze zusammenarbeiten und nach Möglichkeit die Verfahren grenzüberschreitend durchführen. Fernleitungsnetzbetreiber sind verpflichtet, den ermittelten Kapazitätsbedarf auf ihrer Internetseite zu veröffentlichen.

Soweit sich die Kapazitäten nach Abschluss des Ein- oder Ausspeisevertrags aus technischen Gründen vermindern, reduzieren sich die gebuchten Kapazitäten anteilig im Verhältnis der von den Transportkunden gebuchten Kapazitäten. Die Gründe sind dem Transportkunden unverzüglich mitzuteilen.

(1) Der Transportkunde hat sicherzustellen, dass das zur Einspeisung anstehende Gas den allgemein anerkannten Regeln der Technik im Sinne des § 49 Absatz 2 und 3 des Energiewirtschaftsgesetzes entspricht und kompatibel im Sinne des Absatzes 2 ist.

(2) Die Kompatibilität des zur Einspeisung anstehenden Gases ist gegeben, wenn der Transportkunde das Gas an dem Einspeisepunkt mit einer Spezifikation entsprechend den zum Zeitpunkt der Einspeisung auf der Internetseite des Netzbetreibers veröffentlichten Eigenschaften des sich im aufnehmenden Netz befindlichen Gases zur Übergabe anstellt.

(3) Sind ungeachtet der Erfüllung der Kompatibilitätsanforderungen nach Absatz 2 für die Übernahme des Gases in den relevanten Netzteilen Maßnahmen zum Druckausgleich oder zur Umwandlung des Gases zur Anpassung an die jeweiligen Gegebenheiten und Verhältnisse auch aus Gründen der Anwendungstechnik erforderlich, so hat der Netzbetreiber diese zu ergreifen. Der Netzbetreiber trägt die Kosten für Maßnahmen nach Satz 1.

(4) Ist die Kompatibilität im Sinne des Absatz 2 des zur Einspeisung anstehenden Gases nicht gegeben, hat der Netzbetreiber, soweit technisch möglich und zumutbar, dem Transportkunden ein Angebot zur Herstellung der Kompatibilität zu Bedingungen zu unterbreiten, die den Anforderungen nach § 21 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes entsprechen. Ist dem Netzbetreiber ein solches Angebot unmöglich oder unzumutbar, muss der Netzbetreiber dies begründen.

(1) Die Fernleitungsnetzbetreiber bilden Marktgebiete. Für jedes gebildete Marktgebiet ist ein Marktgebietsverantwortlicher zu benennen. Der Marktgebietsverantwortliche hat insbesondere folgende Aufgaben:

1.

den Betrieb des Virtuellen Handelspunkts eines Marktgebiets;

2.

die Bilanzkreisabwicklung, insbesondere Vertragsabwicklung, Datenübermittlung und –veröffentlichung sowie Abrechnung der Bilanzkreise, sowie

3.

die Beschaffung und die Steuerung des Einsatzes von Regelenergie.

Fernleitungsnetzbetreiber können die Marktgebietsverantwortlichen mit der Wahrnehmung weiterer Aufgaben des Netzbetriebs beauftragen.

(2) Jeder Ein- und Ausspeisepunkt muss durch die Transportkunden zu jedem Zeitpunkt eindeutig einem Marktgebiet zugeordnet werden können. Dazu haben die Netzbetreiber alle Netzbereiche vor- und nachgelagerter Netzbetreiber einem Marktgebiet zuzuordnen. Die Zuordnung eines Netzbereichs zu mehreren Marktgebieten ist zulässig, soweit dies aus netztechnischen Gründen erforderlich ist.

(1) Die Fernleitungsnetzbetreiber, die Marktgebiete nach § 20 bilden, haben mit dem Ziel zusammenzuarbeiten, die Liquidität des Gasmarktes zu erhöhen. Sie haben spätestens ab 1. April 2022 aus den bestehenden zwei Marktgebieten ein gemeinsames Marktgebiet zu bilden.

(2) Die Regulierungsbehörde prüft, ob die Verpflichtungen nach Absatz 1 erfüllt werden. Stellt sie fest, dass dies nicht der Fall ist, hat sie von ihren Befugnissen nach § 65 des Energiewirtschaftsgesetzes Gebrauch zu machen.

(1) Abweichungen zwischen Ein- und Ausspeisemengen eines oder mehrerer Transportkunden werden in einem Bilanzkreis ausgeglichen. Der Marktgebietsverantwortliche eines Marktgebiets führt das Bilanzkreissystem. Er hat den Bilanzausgleich für alle Transportkunden diskriminierungsfrei durchzuführen. Transportkunden ordnen jeden von ihnen genutzten Ein- und Ausspeisepunkt eindeutig einem Bilanzkreis zu. Der Virtuelle Handelspunkt des Marktgebiets ist Bestandteil jedes Bilanzkreises des Marktgebiets. Für die Nutzung des Virtuellen Handelspunkts dürfen keine Gebühren erhoben werden.

(2) Für jeden Bilanzkreis ist ein Bilanzkreisverantwortlicher gegenüber dem Marktgebietsverantwortlichen zu benennen. Die Zuordnung eines Bilanzkreises als Unterbilanzkreis zu einem anderen Bilanzkreis ist zulässig. Mehrere Bilanzkreisverantwortliche können ihre Bilanzkreise zum Zwecke der Saldierung und einheitlichen Abrechnung verbinden.

(3) Bilanzkreisverantwortliche haben bei den ihrem Bilanzkreis zugeordneten Ein- und Ausspeisemengen durch geeignete Maßnahmen innerhalb der Bilanzperiode für eine ausgeglichene Bilanz zu sorgen. Der Bilanzkreisverantwortliche trägt gegenüber dem Marktgebietsverantwortlichen die wirtschaftliche Verantwortung für Abweichungen zwischen allokierten Ein- und Ausspeisemengen des Bilanzkreises.

(1) Die Bilanzierungsperiode ist der Gastag. Der Gastag beginnt um 6.00 Uhr und endet um 6.00 Uhr des folgenden Tages.

(2) Die Marktgebietsverantwortlichen legen der Abrechnung eines Bilanzkreises den Saldo des Bilanzkontos zugrunde, der sich aus den in der Bilanzierungsperiode in den jeweiligen Bilanzkreis allokierten Ein- und Ausspeisemengen in Energieeinheiten ergibt. Dieser Saldo wird um 5 Prozent der an Letztverbraucher ohne Standardlastprofil und ohne Nominierungsersatzverfahren gelieferten Mengen vermindert (Toleranzmenge). Dieser so ermittelte Saldo wird vom Marktgebietsverantwortlichen unverzüglich dem Bilanzkreisverantwortlichen gemeldet und als Ausgleichsenergie abgerechnet. Die Toleranzmenge ist in die übernächste Bilanzierungsperiode zu übertragen und in der Bilanz des Bilanzkreisverantwortlichen auszugleichen. Die Abrechnung nach Satz 1 erfolgt spätestens zwei Monate nach dem jeweiligen Abrechnungsmonat.

(3) Der Marktgebietsverantwortliche kann bei der Ermittlung der Entgelte für die Abrechnung nach Absatz 2 Satz 3 angemessene Zu- und Abschläge auf diese Entgelte erheben, wenn und soweit dies erforderlich und angemessen ist, um die Netzstabilität zu sichern oder eine missbräuchliche Ausnutzung des Bilanzierungssystems zu vermeiden. Die Entgelte sollen den Bilanzkreisverantwortlichen insbesondere angemessene Anreize zur Vermeidung von Bilanzungleichgewichten setzen.

(1) Verteilnetzbetreiber wenden für die Allokation der Ausspeisemengen von Letztverbrauchern bis zu einer maximalen stündlichen Ausspeiseleistung von 500 Kilowattstunden pro Stunde und bis zu einer maximalen jährlichen Entnahme von 1,5 Millionen Kilowattstunden vereinfachte Methoden (Standardlastprofile) an.

(2) Die Verteilnetzbetreiber können Lastprofile auch für Letztverbraucher mit höheren maximalen Ausspeiseleistungen oder höheren jährlichen Entnahmen als die in Absatz 1 genannten Grenzwerte festlegen. Darüber hinaus können die Verteilnetzbetreiber abweichend von Absatz 1 auch niedrigere Grenzwerte festlegen, wenn bei Berücksichtigung der in Absatz 1 genannten Grenzwerte ein funktionierender Netzbetrieb technisch nicht zu gewährleisten ist oder die Festlegung niedrigerer Grenzwerte im Einzelfall mit einem Transportkunden vereinbart ist. Höhere oder niedrigere Grenzwerte kann der Verteilnetzbetreiber auch lediglich für einzelne Gruppen von Letztverbrauchern festlegen. Innerhalb einer solchen Lastprofilgruppe sind die Grenzwerte jedoch einheitlich auf alle Letztverbraucher anzuwenden. Legt der Verteilnetzbetreiber höhere oder niedrigere Grenzwerte fest, hat er dies der Regulierungsbehörde unverzüglich anzuzeigen.

(3) Standardlastprofile müssen sich am typischen Abnahmeprofil verschiedener Gruppen von Letztverbrauchern orientieren, insbesondere von:

1.

Gewerbebetrieben,

2.

Kochgaskunden,

3.

Heizgaskunden.

Bei der Entwicklung und Anwendung der Standardlastprofile haben Verteilnetzbetreiber darauf zu achten, dass der Einsatz von Regelenergie möglichst reduziert wird. Die Anwendung eines Standardlastprofils für Kochgaskunden hat ab dem 1. Oktober 2011 zu erfolgen.

(4) Örtliche Verteilnetzbetreiber sind verpflichtet, für jeden Lastprofilkunden des Transportkunden eine Prognose über den Jahresverbrauch festzulegen, die in der Regel auf dem Vorjahresverbrauch basiert. Die Prognose ist dem Transportkunden mitzuteilen. Dieser kann unplausiblen Prognosen widersprechen und dem örtlichen Verteilnetzbetreiber eine eigene Prognose unterbreiten. Kommt keine Einigung zustande, legt der örtliche Verteilnetzbetreiber die Prognose über den Jahresverbrauch fest. In begründeten Ausnahmefällen kann die Jahresverbrauchsprognose vom Transportkunden und dem örtlichen Gasverteilnetzbetreiber gemeinsam auch unterjährig angepasst werden.

(1) Die Mehr- und Mindermengen, die durch Abweichungen zwischen allokierten Mengen und der tatsächlichen Ausspeisung beim Letztverbraucher entstehen, gelten als vom Ausspeisenetzbetreiber bereitgestellt oder entgegengenommen und werden von diesem mit den Transportkunden abgerechnet. Diese Abrechnung erfolgt mindestens jährlich oder am Ende des Vertragszeitraums auf der Basis der in den Bilanzkreis des Transportkunden allokierten Ausspeisungen sowie der gemessenen Werte für die Letztverbraucher.

(2) Nimmt der Ausspeisenetzbetreiber innerhalb des betreffenden Abrechnungszeitraums Mehrmengen entgegen oder liefert der Ausspeisenetzbetreiber innerhalb des betreffenden Abrechnungszeitraums Mindermengen, so hat er dem Transportkunden einen Arbeitspreis zu vergüten oder in Rechnung zu stellen.

(3) Der Ausspeisenetzbetreiber rechnet Ausgaben und Einnahmen aus der Mehr- und Mindermengenabrechnung mit dem Marktgebietsverantwortlichen ab, der die Regelenergie bereitstellt.

(1) Netzbetreiber und Marktgebietsverantwortliche haben sich gegenseitig sowie den Transportkunden und den Bilanzkreisverantwortlichen unverzüglich alle Informationen zur Verfügung zu stellen, die zur Vermeidung, zum Ausgleich und zur Abrechnung von Bilanzungleichgewichten erforderlich sind.

(2) Zur Anbahnung und zur Abwicklung der Netznutzung sowie zur Abwicklung der Bilanzierung und der Mehr- und Mindermengenabrechnung werden die Daten zwischen dem Marktgebietsverantwortlichen, dem Netzbetreiber, dem Transportkunden sowie dem Bilanzkreisverantwortlichen elektronisch ausgetauscht. Der Datenaustausch erfolgt in einem bundesweit einheitlichen Format sowie in einheitlichen Prozessen, die eine vollständige Automatisierung des Datenaustauschs ermöglichen. Die Netzbetreiber haben die Transportkunden und Bilanzkreisverantwortlichen an der Entwicklung des Verfahrens und der Datenformate angemessen zu beteiligen.

(1) Regelenergie wird im Rahmen des technisch Erforderlichen zum Ausgleich von Schwankungen der Netzlast mit dem Ziel eingesetzt, einen technisch sicheren und effizienten Netzbetrieb im Marktgebiet zu gewährleisten. Der Marktgebietsverantwortliche steuert den Einsatz der Regelenergie, die von den Netzbetreibern im Marktgebiet benötigt wird. Schwankungen der Netzlast werden zunächst durch folgende Maßnahmen ausgeglichen (interne Regelenergie):

1.

Nutzung der Speicherfähigkeit des Netzes;

2.

Einsatz des Teils von Anlagen zur Speicherung von Gas im Sinne des § 3 Nummer 31 des Energiewirtschaftsgesetzes, der ausschließlich Betreibern von Leitungsnetzen bei der Wahrnehmung ihrer Aufgaben vorbehalten ist (netzzugehöriger Speicher) und der der Regulierungsbehörde vom Netzbetreiber angezeigt worden ist;

3.

Nutzung der Speicherfähigkeit der an das betroffene Netz angrenzenden Netze sowie netzzugehöriger Speicher in anderen Netzen innerhalb und außerhalb des Marktgebiets.

(2) Können Schwankungen der Netzlast nicht durch Maßnahmen nach Absatz 1 ausgeglichen werden, kommen Dienstleistungen Dritter zum Einsatz, bei denen von Transportkunden oder Speicherbetreibern Gasmengen aus dem Marktgebiet entnommen oder zur Verfügung gestellt werden (externe Regelenergie). Die Marktgebietsverantwortlichen sind verpflichtet, den gegenläufigen Einsatz externer Regelenergie in angrenzenden Marktgebieten im Rahmen des technisch Möglichen und wirtschaftlich Zumutbaren zu vermeiden.

(1) Externe Regelenergie wird vom Marktgebietsverantwortlichen für die in seinem Marktgebiet gelegenen Netzbetreiber beschafft. Die Marktgebietsverantwortlichen vereinheitlichen die zur Beschaffung externer Regelenergie anzuwendenden Verfahren und Produkte.

(2) Marktgebietsverantwortliche sind berechtigt, bei der Beschaffung von Regelenergie Mindestangebote festzulegen. Die Anbieter externer Regelenergie sind berechtigt, zeitlich, räumlich und mengenmäßig Teilleistungen anzubieten; dabei dürfen die Teilleistungen das jeweilige Mindestangebot nicht unterschreiten. Die Bildung einer Anbietergemeinschaft zur Erreichung der Mindestangebote ist zulässig.

Der Saldo aus Kosten und Erlösen für die Beschaffung und den Einsatz von externer Regelenergie ist vorrangig mit den Erlösen des Marktgebietsverantwortlichen aus der Bilanzierung zu decken; dies umfasst insbesondere die Entgelte nach § 23 Absatz 3 und die Zahlungen im Rahmen der Mehr- und Mindermengenabrechnung nach § 25 Absatz 3. Reichen die Erlöse im Sinne des Satzes 1 für die Beschaffung und den Einsatz von externer Regelenergie nicht aus, werden die verbleibenden Kosten diskriminierungsfrei auf die Bilanzkreisverantwortlichen im Marktgebiet umgelegt. Erlöse, die nach Deckung der Kosten für externe Regelenergie verbleiben, sind diskriminierungsfrei zugunsten der Bilanzkreisverantwortlichen zu berücksichtigen. Die Marktgebietsverantwortlichen sind berechtigt, von den Bilanzkreisverantwortlichen Abschlagszahlungen zur Deckung der voraussichtlichen Kosten für Regelenergie zu verlangen.

Ziel der Regelungen des Teils 6 ist es, die Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz zu ermöglichen.

Für diesen Verordnungsteil gelten die folgenden Begriffsbestimmungen:

1.

„Anschlussnehmer“ ist jede juristische oder natürliche Person, die als Projektentwicklungsträger, Errichter oder Betreiber einer Anlage, mit der Biogas im Sinne von § 3 Nummer 10c des Energiewirtschaftsgesetzes auf Erdgasqualität aufbereitet wird, den Netzanschluss dieser Anlage beansprucht;

2.

„Netzanschluss“ ist die Herstellung der Verbindungsleitung, die die Biogasaufbereitungsanlage mit dem bestehenden Gasversorgungsnetz verbindet, die Verknüpfung mit dem Anschlusspunkt des bestehenden Gasversorgungsnetzes, die Gasdruck-Regel-Messanlage sowie die Einrichtungen zur Druckerhöhung und die eichfähige Messung des einzuspeisenden Biogases;

3.

„Anlage“ ist die Anlage zur Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität.

(1) Netzbetreiber haben Anlagen auf Antrag eines Anschlussnehmers vorrangig an die Gasversorgungsnetze anzuschließen. Die Kosten für den Netzanschluss sind vom Netzbetreiber zu 75 Prozent zu tragen. Der Anschlussnehmer trägt die verbleibenden 25 Prozent der Netzanschlusskosten, bei einem Netzanschluss einschließlich Verbindungsleitung mit einer Länge von bis zu einem Kilometer höchstens aber 250 000 Euro. Soweit eine Verbindungsleitung eine Länge von zehn Kilometern überschreitet, hat der Anschlussnehmer die Mehrkosten zu tragen. Der Netzanschluss steht im Eigentum des Netzbetreibers. Kommen innerhalb von zehn Jahren nach dem Netzanschluss weitere Anschlüsse hinzu, so hat der Netzbetreiber die Kosten so aufzuteilen, wie sie bei gleichzeitigem Netzanschluss verursacht worden wären, und Anschlussnehmern einen zu viel gezahlten Betrag zu erstatten.

(2) Der Netzbetreiber hat die Verfügbarkeit des Netzanschlusses dauerhaft, mindestens aber zu 96 Prozent, sicherzustellen und ist für die Wartung und den Betrieb des Netzanschlusses verantwortlich. Er trägt hierfür die Kosten. Soweit es für die Prüfung der technischen Einrichtungen und der Messeinrichtungen erforderlich ist, hat der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer oder seinem Beauftragten Zutritt zu den Räumen zu gestatten. Der Anschlussnehmer und der Netzbetreiber können vertraglich weitere Rechte und Pflichten, insbesondere Dienstleistungen, vereinbaren und sich diese gegenseitig vergüten.

(3) (weggefallen)

(4) Richtet ein Anschlussnehmer ein Netzanschlussbegehren an den Netzbetreiber, so hat dieser dem Anschlussnehmer innerhalb von zwei Wochen nach Eingang des Netzanschlussbegehrens darzulegen, welche Prüfungen zur Vorbereitung einer Entscheidung über das Netzanschlussbegehren notwendig sind und welche erforderlichen Kosten diese Prüfungen verursachen werden. Soweit zusätzliche Angaben erforderlich sind, hat der Netzbetreiber diese vollständig innerhalb von einer Woche nach Antragseingang vom Anschlussnehmer anzufordern. In diesem Fall beginnt die in Satz 1 genannte Frist mit dem Eingang der vollständigen zusätzlichen Angaben beim Netzbetreiber.

(5) Nach Eingang einer Vorschusszahlung des Anschlussnehmers in Höhe von 25 Prozent der nach Absatz 4 dargelegten Kosten der Prüfung ist der Netzbetreiber verpflichtet, unverzüglich die für eine Anschlusszusage notwendigen Prüfungen durchzuführen. Soweit erforderlich, sind andere Netzbetreiber zur Mitwirkung bei der Prüfung verpflichtet. Der Anschlussnehmer kann verlangen, dass der Netzbetreiber auch Prüfungen unter Zugrundelegung von Annahmen des Anschlussnehmers durchführt. Das Ergebnis der Prüfungen ist dem Anschlussnehmer unverzüglich, spätestens aber drei Monate nach Eingang der Vorschusszahlung mitzuteilen. Der Anschlussnehmer trägt die notwendigen Kosten der Prüfung.

(6) Der Netzbetreiber ist an ein positives Prüfungsergebnis für die Dauer von drei Monaten gebunden. Die Frist beginnt mit dem Zeitpunkt der Mitteilung nach Absatz 4. Innerhalb dieser Frist muss der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer ein verbindliches Vertragsangebot vorlegen. Das Vertragsangebot umfasst die Zusicherung einer bestimmten garantierten Mindesteinspeisekapazität. Die Wirksamkeit des Netzanschlussvertrags steht unter der aufschiebenden Bedingung, dass innerhalb von 18 Monaten mit dem Bau der Anlage begonnen wird. Zeiträume, in denen der Anschlussnehmer ohne sein Verschulden gehindert ist, mit dem Bau der Anlage zu beginnen, werden nicht eingerechnet.

(7) Nach Abschluss des Netzanschlussvertrags hat der Netzbetreiber in Zusammenarbeit mit dem Anschlussnehmer unverzüglich die Planung des Netzanschlusses durchzuführen. Die hierbei entstehenden Kosten sind Teil der Kosten des Netzanschlusses nach Absatz 1. Der Netzbetreiber stellt den Netzanschluss auf Grundlage der gemeinsamen Planung unverzüglich selbst oder durch einen Dritten her. Zu diesem Zweck vereinbaren Netzbetreiber und Anschlussnehmer zusammen mit dem Netzanschlussvertrag einen Realisierungsfahrplan. Der Realisierungsfahrplan muss angemessene Folgen bei Nichteinhaltung der wesentlichen, insbesondere zeitlichen, Vorgaben vorsehen. Soweit es veränderte tatsächliche Umstände erfordern, hat jeder der Beteiligten einen Anspruch auf Anpassung des Realisierungsfahrplans. Im Realisierungsfahrplan müssen Zeitpunkte festgelegt werden, zu denen wesentliche Schritte zur Verwirklichung des Netzanschlusses abgeschlossen sein müssen. Derartige Schritte können insbesondere sein, es sei denn Netzbetreiber und Anschlussnehmer vereinbaren etwas Abweichendes:

1.

der Erwerb dinglicher Rechte oder langfristiger schuldrechtlicher Ansprüche, die die Nutzung der für das Netzanschlussvorhaben benötigten Grundstücke ermöglichen,

2.

die Beantragung der für den Netzanschluss erforderlichen behördlichen Genehmigungen,

3.

die Freigabe der Netzanschlussarbeiten durch den Anschlussnehmer,

4.

das Bestellen der erforderlichen Anschlusstechnik,

5.

der Beginn der Baumaßnahmen,

6.

die Fertigstellung der Baumaßnahmen sowie

7.

der Zeitpunkt der Inbetriebnahme des Netzanschlusses.

Der Netzbetreiber hat den Realisierungsfahrplan unverzüglich der Regulierungsbehörde vorzulegen. Der Netzbetreiber hat dem Anschlussnehmer die Kosten für Planung und Bau offenzulegen. Bei Bau und Betrieb sind die Grundsätze der effizienten Leistungserbringung zu beachten. Wird der im Realisierungsfahrplan vorgesehene Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage aus vom Netzbetreiber zu vertretenden Gründen überschritten, erlischt der Anspruch des Netzbetreibers auf den vom Anschlussnehmer nach Absatz 1 zu tragenden Kostenanteil für den Netzanschluss einschließlich einer Verbindungsleitung mit einer Länge von bis zu einem Kilometer; die daraus resultierenden Kosten des Netzbetreibers dürfen nicht auf die Netzentgelte umgelegt werden. Hat der Anschlussnehmer bereits Vorschusszahlungen geleistet, sind diese ihm vom Netzbetreiber zu erstatten.

(8) Lehnt der Netzbetreiber den Antrag auf Anschluss ab, hat er das Vorliegen der Gründe nach § 17 Absatz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes nachzuweisen. Ein Netzanschluss kann nicht unter Hinweis darauf verweigert werden, dass in einem mit dem Anschlusspunkt direkt oder indirekt verbundenen Netz Kapazitätsengpässe vorliegen, soweit die technisch-physikalische Aufnahmefähigkeit des Netzes gegeben ist.

(9) Wird der Anschluss an dem begehrten Anschlusspunkt verweigert, so hat der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer gleichzeitig einen anderen Anschlusspunkt vorzuschlagen, der im Rahmen des wirtschaftlich Zumutbaren die geäußerten Absichten des Anschlussnehmers bestmöglich verwirklicht.

(10) Der Netzbetreiber ist verpflichtet, die erforderlichen Maßnahmen zu ergreifen, um seiner Pflicht nach § 34 Absatz 2 Satz 3 nachzukommen, es sei denn, die Durchführung der Maßnahmen ist wirtschaftlich unzumutbar.

(1) Netzbetreiber sind verpflichtet, Einspeiseverträge und Ausspeiseverträge vorrangig mit Transportkunden von Biogas abzuschließen und Biogas vorrangig zu transportieren, soweit diese Gase netzkompatibel im Sinne von § 36 Absatz 1 sind. Der Netzbetreiber meldet unverzüglich die Einspeisemengen in Energieeinheiten, die er vom Transportkunden übernommen hat, an den betreffenden Anschlussnehmer, den Bilanzkreisverantwortlichen sowie an vom Anschlussnehmer benannte Dritte.

(2) Netzbetreiber können die Einspeisung von Biogas verweigern, falls diese technisch unmöglich oder wirtschaftlich unzumutbar ist. Die Einspeisung kann nicht mit dem Hinweis darauf verweigert werden, dass in einem mit dem Anschlusspunkt direkt oder indirekt verbundenen Netz Kapazitätsengpässe vorliegen, soweit die technisch-physikalische Aufnahmefähigkeit des Netzes gegeben ist. Der Netzbetreiber muss alle wirtschaftlich zumutbaren Maßnahmen zur Erhöhung der Kapazität im Netz durchführen, um die ganzjährige Einspeisung zu gewährleisten sowie die Fähigkeit seines Netzes sicherzustellen, die Nachfrage nach Transportkapazitäten für Biogas zu befriedigen. Davon umfasst ist auch die Sicherstellung der ausreichenden Fähigkeit zur Rückspeisung von Biogas in vorgelagerte Netze einschließlich der gegebenenfalls erforderlichen Einrichtungen, zum Beispiel zur Deodorierung und Trocknung des Biogases. § 17 Absatz 2 gilt entsprechend. Der Netzbetreiber hat zu prüfen, inwieweit die Einspeisung von Biogas ohne oder mit verminderter Flüssiggasbeimischung zu gesamtwirtschaftlich günstigen Bedingungen unter Berücksichtigung der zukünftigen Biogaseinspeisung realisiert werden kann.

(1) Marktgebietsverantwortliche innerhalb eines Marktgebiets haben für die Ein- und Ausspeisung von Biogas einen erweiterten Bilanzausgleich anzubieten.

(2) Marktgebietsverantwortliche bieten den erweiterten Bilanzausgleich für Bilanzkreisverträge an, in die der Bilanzkreisverantwortliche ausschließlich Biogasmengen einbringt (besonderer Biogas-Bilanzkreisvertrag). Der Austausch von Gasmengen zwischen Bilanzkreisen nach § 22 sowie eine Verrechnung von Differenzmengen erfolgt zwischen besonderen Biogas-Bilanzkreisverträgen. Eine Übertragung von Mengen in Erdgasbilanzkreise ist möglich, jedoch keine Übertragung von Mengen aus Erdgasbilanzkreisen in Biogas-Bilanzkreise.

(3) Ein besonderer Biogas-Bilanzkreisvertrag beinhaltet neben einem Bilanzausgleich von zwölf Monaten (Bilanzierungszeitraum) einen Flexibilitätsrahmen in Höhe von 25 Prozent. Der Flexibilitätsrahmen bezieht sich auf die kumulierte Abweichung der eingespeisten von der ausgespeisten Menge innerhalb des Bilanzierungszeitraums. Der Marktgebietsverantwortliche und der Bilanzkreisverantwortliche können abweichend von Satz 1 einen ersten Bilanzierungszeitraum von weniger als zwölf Monaten vereinbaren (Rumpfbilanzierungszeitraum). § 22 Absatz 2 gilt entsprechend; für verbundene Biogas-Bilanzkreise gilt einheitlich der Flexibilitätsrahmen nach Satz 1.

(4) Vor Beginn eines jeden Bilanzierungszeitraums informiert der Bilanzkreisverantwortliche den Marktgebietsverantwortlichen über die voraussichtlichen Ein- und Ausspeisemengen sowie deren zeitlich geplante Verteilung für den Bilanzierungszeitraum.

(5) Der Bilanzkreisverantwortliche hat sicherzustellen, dass die Ein- und Ausspeisemengen innerhalb des Flexibilitätsrahmens verbleiben und am Ende des Bilanzierungszeitraums ausgeglichen sind. Der Bilanzkreisverantwortliche ist nicht an die nach Absatz 4 abgegebene Prognose des zeitlichen Verlaufs der Ein- und Ausspeisemengen gebunden.

(6) Wird der Bilanzkreis für Biogas über einen anschließenden Bilanzierungszeitraum weitergeführt, können positive Endsalden eines vorhergehenden auf den nachfolgenden Bilanzierungszeitraum übertragen werden. Hierbei ist der Flexibilitätsrahmen des besonderen Biogas-Bilanzkreisvertrags einzuhalten.

(7) Nach Ablauf eines Bilanzierungszeitraums sind die einem Bilanzkreis des besonderen Biogas-Bilanzkreises zugeordneten Differenzen zwischen den tatsächlichen Ein- und Ausspeisemengen, die den Flexibilitätsrahmen übersteigen, auszugleichen. Dabei ist ein transparentes, diskriminierungsfreies und an den tatsächlichen effizienten Kosten für die Lieferung von Ausgleichsenergie orientiertes Verfahren anzuwenden. Es dürfen nur die Kosten anteilig in Rechnung gestellt werden, die zum Ausgleich der Differenzmengen erforderlich sind, die nach Saldierung aller bei einem Marktgebietsverantwortlichen geführten Bilanzkreise verbleiben.

(8) Bilanzkreisverantwortliche eines besonderen Biogas-Bilanzkreisvertrags zahlen an den Marktgebietsverantwortlichen ein Entgelt für den erweiterten Bilanzausgleich in Höhe von 0,001 Euro je Kilowattstunde für die Nutzung des tatsächlich in Anspruch genommenen Flexibilitätsrahmens. Die Höhe des pauschalierten Entgelts und die damit verbundene Anreizwirkung werden im Zuge des Monitoring nach § 35 Absatz 1 Nummer 7 des Energiewirtschaftsgesetzes überprüft.

(9) Die §§ 22, 23 sowie 25 finden keine Anwendung.

(1) Der Einspeiser von Biogas hat ausschließlich sicherzustellen, dass das Gas am Einspeisepunkt und während der Einspeisung den Voraussetzungen der Arbeitsblätter G 260 und G 262 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs e. V. (Stand 2007)entspricht. Der Einspeiser trägt hierfür die Kosten. Der Einspeiser muss gegenüber dem Netzbetreiber zum Zeitpunkt des Netzanschlusses durch einen geeigneten, von einer staatlich zugelassenen Stelle erstellten oder bestätigten Nachweis für die individuelle Anlage oder den Anlagentyp belegen, dass bei regelmäßigem Betrieb der Anlage bei der Aufbereitung des Biogases auf Erdgasqualität die maximalen Methanemissionen in die Atmosphäre den Wert von 0,5 Prozent bis zum 30. April 2012 nicht übersteigen. Danach darf die maximale Methanemission den Wert von 0,2 Prozent nicht übersteigen. Abweichend von den Anforderungen nach Satz 1 kann das Biogas mit einem höheren Vordruck an den Netzbetreiber übergeben werden.

(2) Abweichend von Absatz 1 trägt der Netzbetreiber die angemessenen Kosten für die notwendige technische Anpassung der Anlage, die dem Einspeiser auf Grund einer Umstellung des Netzes auf eine andere Gasqualität entstehen.

(3) Der Netzbetreiber ist dafür verantwortlich, dass das Gas am Ausspeisepunkt den eichrechtlichen Vorgaben des Arbeitsblattes G 685 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs e. V. (Stand 2007)entspricht. Der Netzbetreiber trägt hierfür die Kosten.

(4) Der Netzbetreiber ist für die Odorierung und die Messung der Gasbeschaffenheit verantwortlich. Der Netzbetreiber trägt hierfür die Kosten.

(1) Betreiber von Speicher-, LNG- und Produktionsanlagen sowie Betreiber von Gaskraftwerken, die nach Inkrafttreten dieser Verordnung an ein Fernleitungsnetz angeschlossen werden sollen oder deren Anschlusskapazität an ein Fernleitungsnetz nach einer Erweiterung vergrößert werden soll, können im Rahmen der technischen Kapazität des Netzes, an das sie angeschlossen werden sollen, Ausspeisekapazität im Fernleitungsnetz reservieren, es sei denn, die Reservierung führt unter Berücksichtigung des bereits gebuchten Anteils der technischen Kapazität des betreffenden Fernleitungsnetzes zu einer Überschreitung der vom Fernleitungsnetzbetreiber ausgewiesenen technischen Kapazität. Satz 1 gilt entsprechend für Einspeisepunkte zur Einspeisung von Gas aus Speicher-, LNG- oder Produktionsanlagen in das betreffende Fernleitungsnetz. Reservierte Kapazität kann bereits vor dem Ende des Reservierungszeitraums nach Absatz 3 Satz 7 fest gebucht werden. Die Regelungen der §§ 33 und 34 bleiben unberührt.

(2) Für die Reservierung sind durch den Betreiber von Anlagen nach Absatz 1 folgende Voraussetzungen zu erfüllen und gegenüber dem Fernleitungsnetzbetreiber nachzuweisen:

1.

Kurzbeschreibung des Anlagenkonzepts, der Erweiterungsmaßnahmen,

2.

Kurzdarstellung des aktuellen Stands des Genehmigungsverfahrens sowie

3.

Benennung des Zeitpunkts der ersten Gasabnahme.

(3) Der Fernleitungsnetzbetreiber ist verpflichtet, dem Betreiber von Anlagen im Sinne des Absatzes 1 innerhalb von zwei Wochen nach Eingang der Anfrage mitzuteilen, welche Unterlagen er für die weitere Prüfung der Anfrage benötigt und welche Kosten mit der Prüfung verbunden sind. Der Betreiber der Anlage teilt dem Fernleitungsnetzbetreiber innerhalb von zwei Wochen nach Eingang des Prüfungsergebnisses mit, ob der Fernleitungsnetzbetreiber die notwendigen Prüfungen durchführen soll. Die Kosten für die Prüfung nach Satz 1 muss der Betreiber der Anlage tragen. Nach Eingang der vollständigen Unterlagen beim Fernleitungsnetzbetreiber hat dieser die Anfrage des Betreibers innerhalb von zwei Monaten zu prüfen und ihm das Ergebnis der Prüfung mitzuteilen. Ergibt die Prüfung, dass eine Reservierung von Kapazität auf Grund von nicht ausreichender technischer Kapazität im Fernleitungsnetz nicht möglich ist, hat der Betreiber einer Anlage im Sinne des Absatzes 1 keinen Anspruch auf Kapazitätsreservierung für den angefragten Ein- oder Ausspeisepunkt. Ist die Reservierung im Rahmen der technischen Kapazität des Fernleitungsnetzes möglich, wird dem Betreiber der Anlage entsprechend seiner Anfrage Kapazität im Netz reserviert. Die Reservierung wird mit Zahlung der Reservierungsgebühr wirksam. Die Kapazitätsreservierung verfällt, wenn der Ausspeisepunkt nicht innerhalb von drei Jahren nach Zugang der Reservierungserklärung beim Fernleitungsnetzbetreiber fest gebucht wurde.

(4) Für die Reservierung zahlt der Betreiber einer Anlage im Sinne des Absatzes 1 eine Reservierungsgebühr an den Fernleitungsnetzbetreiber. Wird die Reservierung für ein Gaskraftwerk im Sinne des Absatzes 1 vorgenommen, beträgt die Reservierungsgebühr 0,50 Euro pro Kilowattstunde pro Stunde pro Jahr. Wird die Reservierung für eine Speicher-, LNG- oder Produktionsanlage im Sinne des Absatzes 1 vorgenommen, beträgt die Reservierungsgebühr 0,40 Euro pro Kilowattstunde pro Stunde pro Jahr. Die vom Betreiber einer Anlage im Sinne des Absatzes 1 zu entrichtende Reservierungsgebühr wird auf das Entgelt angerechnet, das nach der festen Buchung der Kapazitäten an den Fernleitungsnetzbetreiber zu zahlen ist.

(5) Verfällt die Reservierungsgebühr nach Absatz 3, werden Erlöse aus den Reservierungsgebühren auf dem Regulierungskonto nach § 5 der Anreizregulierungsverordnung verbucht.

(1) Betreiber von Speicher-, LNG- oder Produktionsanlagen sowie Gaskraftwerken, deren Reservierungsanfrage nach § 38 wegen fehlender Kapazität im Fernleitungsnetz nicht berücksichtigt werden konnte (Anschlusswillige), haben Anspruch darauf, dass die an der Speicher-, LNG- oder Produktionsanlage oder dem Gaskraftwerk benötigte Ein- oder Ausspeisekapazität im Rahmen des Kapazitätsausbaus, dessen Erforderlichkeit sich auf Grundlage des in dem Verfahren der Netzentwicklungsplanung nach § 15a des Energiewirtschaftsgesetzes ermittelten Kapazitätsbedarfs ergibt, bereitgestellt wird, es sei denn, die Durchführung des erforderlichen Kapazitätsausbaus ist dem Fernleitungsnetzbetreiber wirtschaftlich nicht zumutbar. Die wirtschaftliche Zumutbarkeit eines Kapazitätsausbaus wird vermutet, wenn die benötigte Ein- oder Ausspeisekapazität nach der Verbindlichkeit des Realisierungsfahrplans nach Absatz 2 Satz 3 binnen zwei Monaten oder bei der nächsten Auktion von Jahreskapazitäten, sofern die Kapazität versteigert wird, verbindlich langfristig beim Fernleitungsnetzbetreiber gebucht wird.

(2) Nach Vorlage des Netzentwicklungsplans nach § 15a Absatz 1 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes durch die Fernleitungsnetzbetreiber müssen der Fernleitungsnetzbetreiber und der Anschlusswillige unverzüglich, spätestens aber nach Zahlung der Planungspauschale nach Absatz 3, einen Realisierungsfahrplan erarbeiten, auf dessen Grundlage der Ausbau erfolgen soll. Dieser Realisierungsfahrplan hat auch den geplanten Zeitpunkt des Baubeginns sowie der Fertigstellung der neuen oder erweiterten Speicher-, LNG- oder Produktionsanlage oder des neuen oder erweiterten Gaskraftwerks zu enthalten. Der Realisierungsfahrplan wird mit Unterzeichnung des Fernleitungsnetzbetreibers und des Anschlusswilligen verbindlich, jedoch nicht bevor die darin enthaltenen Ausbaumaßnahmen Gegenstand des verbindlichen Netzentwicklungsplans nach § 15a Absatz 3 Satz 5 und 7 des Energiewirtschaftsgesetzes sind. Der Fernleitungsnetzbetreiber hat Anspruch auf Anpassung des verbindlichen Realisierungsfahrplans, sofern dies auf Grund von ihm nicht zu vertretender Umstände erforderlich ist. Satz 4 ist für den Anschlusswilligen entsprechend anzuwenden.

(3) Der Anschlusswillige ist zum Zeitpunkt der erstmaligen Aufnahme der für die Kapazitätsbereitstellung erforderlichen Maßnahmen in den verbindlichen Netzentwicklungsplan verpflichtet, sich einmalig an den Planungskosten des Fernleitungsnetzbetreibers mit einer Planungspauschale zu beteiligen. Die Planungspauschale beträgt für neue oder erweiterte Gaskraftwerke 0,50 Euro pro Kilowattstunde pro Stunde und für neue oder erweiterte Speicher-, LNG- oder Produktionsanlagen 0,40 Euro pro Kilowattstunde pro Stunde. Die vom Anschlusswilligen gezahlte Planungspauschale ist vom Fernleitungsnetzbetreiber nach einer verbindlichen langfristigen Buchung der Kapazität mit dem Ein- oder Ausspeisentgelt, das für die Kapazität zu zahlen ist, zu verrechnen. Wird die Kapazität vom Anschlusswilligen nicht verbindlich langfristig gebucht, verfällt die vom Anschlusswilligen gezahlte Planungspauschale, es sei denn, die Kapazität, die für die Anlage benötigt worden wäre, wird verbindlich langfristig von einem Dritten benötigt. In diesem Fall ist der Fernleitungsnetzbetreiber verpflichtet, dem Anschlusswilligen die gezahlte Planungspauschale zu erstatten. Eine Reservierungsgebühr nach § 38 darf vom Fernleitungsnetzbetreiber zusätzlich zur Planungspauschale nicht verlangt werden.

Für diesen Verordnungsabschnitt sind die folgenden Begriffsbestimmungen anzuwenden:

1.

„Anschlussnehmer“ ist jede juristische oder natürliche Person, die als Projektentwicklungsträger, Errichter oder Betreiber einer LNG-Anlage den Netzanschluss dieser Anlage beansprucht;

2.

„Netzanschluss“ ist die Herstellung der Anbindungsleitung, die die LNG-Anlage mit dem bestehenden Fernleitungsnetz verbindet, und deren Verknüpfung mit dem Anschlusspunkt des bestehenden Fernleitungsnetzes;

3.

„für den Netzanschluss erforderliche Infrastruktur“ ist die Anbindungsleitung, die die LNG-Anlage mit dem bestehenden Fernleitungsnetz verbindet, der Anschlusspunkt mit dem bestehenden Fernleitungsnetz, die Gasdruck-Regel-Messanlage und die sonstigen zur Anbindung erforderlichen Betriebsmittel.

(1) Fernleitungsnetzbetreiber müssen LNG-Anlagen auf Antrag eines Anschlussnehmers an die Fernleitungsnetze anschließen. Anschlussverpflichtet ist der Fernleitungsnetzbetreiber, der den technisch und wirtschaftlich günstigsten Netzanschluss der LNG-Anlage zum Fernleitungsnetz ermöglichen kann.

(2) Der anschlussverpflichtete Fernleitungsnetzbetreiber kann der LNG-Anlage einen anderen als den vom Anschlussnehmer begehrten Anschlusspunkt zuweisen, wenn dieser im Rahmen des wirtschaftlich Zumutbaren die geäußerten Absichten des Anschlussnehmers bestmöglich verwirklicht.

(3) Der anschlussverpflichtete Fernleitungsnetzbetreiber kann einen Netzanschluss nach Maßgabe des § 17 Absatz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes ablehnen. Ein Netzanschluss kann nicht unter Hinweis darauf verweigert werden, dass in einem mit dem Anschlusspunkt direkt oder indirekt verbundenen Netz Kapazitätsengpässe vorliegen, soweit die technisch-physikalische Aufnahmefähigkeit des Netzes gegeben ist.

(4) Die für den Netzanschluss erforderliche Infrastruktur steht im Eigentum des Fernleitungsnetzbetreibers. Sie ist ab dem Zeitpunkt der Errichtung ein Teil des Energieversorgungsnetzes.

(1) Der anschlussverpflichtete Fernleitungsnetzbetreiber ist für die Wartung und den Betrieb der für den Netzanschluss erforderlichen Infrastruktur verantwortlich.

(2) Der Anschlussnehmer und der Fernleitungsnetzbetreiber können vertraglich weitere Rechte und Pflichten, insbesondere Dienstleistungen, vereinbaren und sich diese gegenseitig vergüten.

(3) Bei Errichtung und Betrieb der für den Netzanschluss erforderlichen Infrastruktur muss der anschlussverpflichtete Fernleitungsnetzbetreiber die Grundsätze der effizienten Leistungserbringung beachten.

(1) Richtet ein Anschlussnehmer ein schriftliches Netzanschlussbegehren an den Fernleitungsnetzbetreiber, muss dieser dem Anschlussnehmer innerhalb von acht Wochen nach Eingang des Netzanschlussbegehrens darlegen, welche Prüfungen zur Vorbereitung einer Entscheidung über das Netzanschlussbegehren notwendig sind und welche erforderlichen Kosten diese Prüfungen verursachen werden. Soweit zusätzliche Angaben erforderlich sind, muss der Fernleitungsnetzbetreiber diese vollständig unverzüglich, spätestens aber innerhalb von sechs Wochen nach Eingang des Netzanschlussbegehrens vom Anschlussnehmer anfordern; in diesem Fall beginnt die in Satz 1 genannte Frist mit dem Eingang der vollständigen zusätzlichen Angaben beim Fernleitungsnetzbetreiber.

(2) Auf Anforderung des Anschlussnehmers muss der Fernleitungsnetzbetreiber unverzüglich die für eine Anschlusszusage notwendigen Prüfungen durchführen. Soweit erforderlich, sind andere Fernleitungsnetzbetreiber zur Mitwirkung bei der Prüfung verpflichtet. Der Anschlussnehmer kann verlangen, dass der Fernleitungsnetzbetreiber auch Prüfungen unter Zugrundelegung von Annahmen des Anschlussnehmers durchführt. Das Ergebnis der Prüfungen ist dem Anschlussnehmer unverzüglich, spätestens aber sechs Monate nach der Anforderung mitzuteilen.

(3) Der Fernleitungsnetzbetreiber ist an ein positives Prüfungsergebnis für die Dauer von zwölf Monaten gebunden. Die Frist beginnt mit dem Zeitpunkt der Mitteilung nach Absatz 2 Satz 4. Innerhalb dieser Frist muss der Fernleitungsnetzbetreiber dem Anschlussnehmer ein verbindliches Vertragsangebot vorlegen. Das Vertragsangebot umfasst die Zusicherung einer bestimmten garantierten technischen Mindesteinspeisekapazität des Netzanschlusses.

(4) Die Wirksamkeit des Netzanschlussvertrags steht unter der aufschiebenden Bedingung, dass der Anschlussnehmer 10 Prozent der Plankosten für die Errichtung der für den Netzanschluss erforderlichen Infrastruktur an den Fernleitungsnetzbetreiber zahlt. Dieser Kostenanteil ist innerhalb von drei Monaten nach Vorlage des verbindlichen Vertragsangebots zu zahlen.

(5) Ab dem Zeitpunkt der Wirksamkeit des Netzanschlussvertrags hat der Fernleitungsnetzbetreiber in Zusammenarbeit mit dem Anschlussnehmer unverzüglich die Planung des Netzanschlusses durchzuführen.

(1) Der Fernleitungsnetzbetreiber führt den Netzanschluss auf Grundlage der gemeinsamen Planung unverzüglich selbst oder durch einen Dritten durch. Zu diesem Zweck vereinbaren Fernleitungsnetzbetreiber und Anschlussnehmer zusammen mit dem Netzanschlussvertrag einen Realisierungsfahrplan. Dieser muss angemessene Folgen bei Nichteinhaltung der wesentlichen, insbesondere zeitlichen Vorgaben vorsehen. Soweit es veränderte tatsächliche Umstände erfordern, hat jeder der Beteiligten einen Anspruch auf Anpassung des Realisierungsfahrplans.

(2) Im Realisierungsfahrplan müssen Zeitpunkte festgelegt werden, zu denen wesentliche Schritte zur Verwirklichung des Netzanschlusses und der LNG-Anlage abgeschlossen sein müssen. Derartige Schritte können insbesondere sein:

1.

der Erwerb dinglicher Rechte oder langfristiger schuldrechtlicher Ansprüche, die die Nutzung der für den Netzanschluss benötigten Grundstücke ermöglichen,

2.

die Beantragung der für den Netzanschluss und die LNG-Anlage erforderlichen behördlichen Genehmigungen,

3.

die Freigabe der Netzanschlussarbeiten durch den Anschlussnehmer,

4.

das Bestellen der erforderlichen Anschlusstechnik,

5.

der Beginn der Baumaßnahmen,

6.

die Fertigstellung der Baumaßnahmen und

7.

der Zeitpunkt der Inbetriebnahme.

(3) Der Fernleitungsnetzbetreiber hat den Realisierungsfahrplan unverzüglich der Regulierungsbehörde vorzulegen.

(1) Die Kosten für die Errichtung der für den Netzanschluss erforderlichen Infrastruktur einschließlich der Kosten für die Planung des Netzanschlusses nach § 39d Absatz 5 muss der anschlussverpflichtete Fernleitungsnetzbetreiber zu 90 Prozent tragen. Der Anschlussnehmer muss die verbleibenden 10 Prozent der Kosten tragen. Kommen innerhalb von zehn Jahren nach Errichtung der für den Netzanschluss erforderlichen Infrastruktur weitere Anschlüsse hinzu, muss der Fernleitungsnetzbetreiber die Kosten so aufteilen, wie er sie bei gleichzeitigem Netzanschluss verteilt hätte, und zu viel gezahlte Beträge erstatten.

(2) Die Kosten für die Erfüllung der Pflichten nach § 39c Absatz 1 muss der anschlussverpflichtete Fernleitungsnetzbetreiber tragen.

(3) Die Kosten für die Prüfung nach § 39d Absatz 2 muss der Anschlussnehmer tragen.

(4) Soweit der Anschlussnehmer Kosten nach Absatz 1 oder 3 tragen muss, muss der anschlussverpflichtete Fernleitungsnetzbetreiber ihm die jeweiligen Kosten offenlegen.

(5) Der Fernleitungsnetzbetreiber muss nach Errichtung der für den Netzanschluss erforderlichen Infrastruktur eine Schlussabrechnung für die Kosten nach Absatz 1 erstellen und hierbei die geleisteten Zahlungen des Anschlussnehmers nach § 39d Absatz 4 verrechnen. Zu viel oder zu wenig gezahlte Beträge muss er dem Anschlussnehmer erstatten oder in Rechnung stellen.

(1) Die Netzanschlusspflicht nach § 39b gilt nur für Anträge, die vor dem 1. Juni 2024 beim anschlussverpflichteten Fernleitungsnetzbetreiber gestellt werden.

(2) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie evaluiert bis zum 1. Juni 2023 die Netzanschlusspflicht nach § 39b und ihre Auswirkungen. In dem Bericht stellt das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie auch dar, ob eine Fortgeltung der Netzanschlusspflicht nach § 39b über den 1. Juni 2024 hinaus notwendig ist.

(1) Netzbetreiber sind verpflichtet, auf ihren Internetseiten regelmäßig, beginnend mit dem 1. Oktober 2011, folgende aktualisierte Angaben in einem gängigen Datenformat zu veröffentlichen:

1.

im Fernleitungsnetz eine unter Betreibern angrenzender Netze abgestimmte einheitliche Bezeichnung für Netzkopplungspunkte oder Ein- oder Ausspeisezonen, unter denen dort Kapazität gebucht werden kann,

2.

im Fernleitungsnetz mindestens einmal jährlich Angaben über Termine von Versteigerungen nach § 13 Absatz 1 Satz 1, mindestens für die nächsten fünf Jahre im Voraus,

3.

(weggefallen)

4.

im Fernleitungsnetz Angaben über die bei der Lastflusssimulation nach § 9 Absatz 2 verwendete Methode,

5.

im Fernleitungsnetz mindestens einmal jährlich eine Dokumentation der nach § 9 Absatz 3 durchgeführten kapazitätserhöhenden Maßnahmen und ihrer jeweiligen Kosten,

6.

im Fernleitungsnetz Angaben zu den Erlösen aus der Kapazitätsvergabe nach § 13 Absatz 1,

7.

im Verteilnetz die Gasbeschaffenheit bezüglich des Brennwerts „H_s,n“ sowie am zehnten Werktag des Monats den Abrechnungsbrennwert des Vormonats an allen Ein- und Ausspeisepunkten,

8.

im Verteilnetz Regeln für den Anschluss anderer Anlagen und Netze an das vom Netzbetreiber betriebene Netz sowie den Zugang solcher Anlagen und Netze zu dem vom Netzbetreiber betriebenen Netz,

9.

im örtlichen Verteilnetz die zur Anwendung kommenden Standardlastprofile,

10.

die Zuordenbarkeit jeder Entnahmestelle zu einem oder mehreren Marktgebieten,

11.

die „Mindestanforderungen an die Allgemeinen Geschäftsbedingungen“ nach § 4 sowie die Vereinbarung nach § 8 Absatz 6 sowie

12.

Ansprechpartner im Unternehmen für Netzzugangsfragen.

Diese Angaben sind bei Änderungen unverzüglich anzupassen, mindestens monatlich oder, falls es die Verfügbarkeit kurzfristiger Dienstleistungen erfordert, täglich. Die Veröffentlichungspflichten der Fernleitungsnetzbetreiber nach Anhang I zur Verordnung (EG) Nr. 715/2009 bleiben unberührt. Die Veröffentlichung der Angaben nach Satz 1 hat in einem gängigen Format zu erfolgen, das eine automatisierte Auslesung der veröffentlichten Daten von der Internetseite des Fernleitungsnetzbetreibers ermöglicht. Die Angaben werden in deutscher Sprache veröffentlicht. Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen sie auf ihrer Internetseite zusätzlich in englischer Sprache. Örtliche Verteilnetzbetreiber stellen darüber hinaus auf ihrer Internetseite eine Karte bereit, auf der schematisch erkennbar ist, welche Bereiche in einem Gemeindegebiet an das örtliche Gasverteilernetz angeschlossen sind.

(1a) Netzbetreiber müssen für den Netzanschluss nach § 33 und § 39b neben den in § 19 Absatz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes aufgeführten Angaben auf ihrer Internetseite unter Wahrung von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen folgende Angaben machen:

1.

die für die Prüfung des Netzanschlussbegehrens mindestens erforderlichen Angaben,

2.

standardisierte Bedingungen für den Netzanschluss und

3.

eine laufend aktualisierte, übersichtliche Darstellung der Netzauslastung in ihrem gesamten Netz einschließlich der Kennzeichnung tatsächlicher oder zu erwartender Engpässe.

(2) Marktgebietsverantwortliche veröffentlichen auf ihrer Internetseite:

1.

die Methoden, nach denen die Ausgleichs- und Regelenergieentgelte berechnet werden;

2.

unverzüglich nach der Bilanzierungsperiode die verwendeten Entgelte für Ausgleichsenergie sowie

3.

jeweils am Folgetag des Einsatzes der Regelenergie und mindestens für die zwölf zurückliegenden Monate, Informationen über den Einsatz interner und externer Regelenergie. Bei externer Regelenergie haben die Marktgebietsverantwortlichen zwischen externen Flexibilitäten und externen Gasmengen zu unterscheiden. Sie haben auch anzugeben, welcher Anteil der externen Regelenergie auf Grund lokaler oder räumlich begrenzter Ungleichgewichte eingesetzt wurde.

(1) Die Netzbetreiber sind verpflichtet, für die Durchführung des Lieferantenwechsels bundesweit einheitliche, massengeschäftstaugliche Verfahren anzuwenden. Für den elektronischen Datenaustausch mit den Transportkunden ist ein einheitliches Datenformat zu verwenden. Die Netzbetreiber sind verpflichtet, die elektronische Übermittlung und Bearbeitung von Kundendaten in massengeschäftstauglicher Weise zu organisieren, so dass deren Übermittlung und Bearbeitung vollständig automatisiert erfolgen können. Die Verbände der Transportkunden sind an der Entwicklung der Verfahren und Formate für den Datenaustausch angemessen zu beteiligen.

(2) Der bisherige Lieferant ist verpflichtet, unverzüglich

1.

dem Netzbetreiber die Abmeldung seines Kunden mitzuteilen;

2.

dem neuen Lieferanten in einem einheitlichen Format elektronisch eine Kündigungsbestätigung zu übersenden, soweit der neue Lieferant die Kündigung in Vertretung für den Kunden ausgesprochen hat.

(3) Eine Entnahmestelle ist anhand von nicht mehr als drei mitgeteilten Daten zu identifizieren. Es soll eine der folgenden Datenkombinationen mitgeteilt werden:

1.

Zählpunkt oder Zählpunkt-Aggregation und Name oder Firma des Kunden sowie Straße, Postleitzahl und Ort der Entnahmestelle,

2.

Zählernummer und Name oder Firma des Kunden sowie Straße, Postleitzahl und Ort der Entnahmestelle oder

3.

Name des bisherigen Lieferanten, Kundennummer des bisherigen Lieferanten und Name oder Firma des Kunden sowie Straße, Postleitzahl und Ort der Entnahmestelle.

Wenn der neue Lieferant keine der in Satz 2 aufgeführten Datenkombinationen vollständig dem Netzbetreiber mitteilt, darf der Netzbetreiber die Meldung nur zurückweisen, wenn die Entnahmestelle nicht eindeutig identifizierbar ist. In diesem Fall ist die Meldung für diese Entnahmestelle unwirksam. Änderungen wesentlicher Kundendaten sind wechselseitig unverzüglich mitzuteilen. § 50 Absatz 1 Nummer 15 bleibt unberührt.

(4) Betreiber von Gasversorgungsnetzen dürfen den Lieferantenwechsel nur von Bedingungen abhängig machen, die in den Absätzen 1 bis 3 genannt sind. § 50 Absatz 1 Nummer 14 bleibt unberührt.

Bei einem Wechsel des Lieferanten kann der neue Lieferant vom bisherigen Lieferanten die Übertragung der für die Versorgung des Kunden erforderlichen, vom bisherigen Lieferanten gebuchten Ein- und Ausspeisekapazitäten verlangen, wenn ihm die Versorgung des Kunden entsprechend der von ihm eingegangenen Lieferverpflichtung ansonsten nicht möglich ist und er dies gegenüber dem bisherigen Lieferanten begründet. Als erforderlich gilt die vom Kunden abgenommene Höchstmenge des vorangegangenen Abnahmejahres, soweit eine entsprechende Höchstabnahmemenge auch weiterhin zu vermuten ist.

Der Datenaustausch zur Anbahnung und Abwicklung der Netznutzung zwischen Betreibern von Gasversorgungsnetzen, Marktgebietsverantwortlichen, Messstellenbetreibern, Messdienstleistern und Netznutzern erfolgt elektronisch. Für den Datenaustausch ist das von der Bundesnetzagentur vorgegebene, bundesweit einheitliche Format zu verwenden. Die Marktbeteiligten stellen sicher, dass für den Datenaustausch einheitliche Prozesse verwendet werden, die eine größtmögliche Automatisierung ermöglichen.

Die Messung erfolgt nach den Bestimmungen des Messstellenbetriebsgesetzes.

(1) Gasversorgungsunternehmen haben den Antrag nach § 25 Satz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes bei der Regulierungsbehörde spätestens bis zum Juni eines Jahres zu stellen. Eine spätere Antragstellung ist nur zulässig, wenn der Netzzugangsverweigerungsgrund nach dem in Satz 1 genannten Zeitpunkt entstanden ist. Dem Antrag sind alle für die Prüfung erforderlichen Angaben über die Art und den Umfang der Unzumutbarkeit und die von dem Gasversorgungsunternehmen zu deren Abwendung unternommenen Anstrengungen beizufügen.

(2) Soweit nach Artikel 48 Absatz 2 der Richtlinie 2009/73/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 94) die Beteiligung der Kommission der Europäischen Gemeinschaften (EG-Beteiligungsverfahren) vorgesehen ist, leitet die Regulierungsbehörde dieses Verfahren ein. Die Regulierungsbehörde hat eine Entscheidung über einen Antrag nach Absatz 1 Satz 1 nach Maßgabe einer endgültigen Entscheidung der Kommission nach Artikel 48 Absatz 2 in Verbindung mit Artikel 51 Absatz 2 der Richtlinie 2009/73/EG zu ändern oder aufzuheben; die §§ 48 und 49 des Verwaltungsverfahrensgesetzes bleiben unberührt.

(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs und der in § 1 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde unter Beachtung der Anforderungen eines sicheren Netzbetriebs Entscheidungen durch Festlegungen nach § 29 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen:

1.

zu den Verträgen nach den §§ 3, 7 und 33 sowie den Geschäftsbedingungen nach § 3 Absatz 6, den §§ 4 und 40 Absatz 1a Nummer 2, sofern nicht ein Standardangebot angewendet wird;

2.

zu den Voraussetzungen und Grenzen für technische Ausspeisemeldungen nach § 8 Absatz 5;

3.

zu Verfahren und Anforderungen an eine Registrierung des Transportkunden beim Netzbetreiber oder des Bilanzkreisverantwortlichen beim Marktgebietsverantwortlichen nach § 6, insbesondere zu Fristen, die bei der Registrierung einzuhalten sind, soweit dies erforderlich ist, um die Diskriminierungsfreiheit der Registrierung zu gewährleisten;

4.

zu Ermittlung und Angebot von Kapazitäten nach § 9, insbesondere zum Verfahren zur Beschaffung von Maßnahmen nach § 9 Absatz 3 Satz 2 Nummer 1 bis 3, sowie zu Kapazitätsprodukten nach § 11;

5.

(weggefallen)

6.

zu den Kapazitätsbuchungsplattformen nach § 12; sie kann insbesondere festlegen, dass ein Anteil kurzfristiger Kapazitäten in anderer Weise, insbesondere durch implizite Auktionen, zugewiesen werden kann, wenn dies erforderlich ist, um insbesondere durch eine Kopplung der Märkte die Liquidität des Gasmarktes zu erhöhen;

7.

zum Verfahren für die Beschaffung, den Einsatz und die Abrechnung von Regelenergie nach Teil 5 Abschnitt 2 dieser Verordnung, insbesondere zu den Mindestangebotsgrößen, Ausschreibungszeiträumen, und den einheitlichen Bedingungen, die Anbieter von Regelenergie erfüllen müssen;

8.

zum System und der Beschaffenheit des Netzanschlusses von Anlagen zur Aufbereitung von Biogas an das Gasversorgungsnetz, der Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz, zur Vereinheitlichung von technischen Anforderungen für Anlagen und Netzanschluss, einschließlich Abweichungen von den Vorgaben in § 36 Absatz 1, der Arbeitsblätter G 260, G 262 und G 685 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs e. V. (Stand 2007)sowie des Netzzugangs und der Bilanzierung von Transportkunden von Biogas;

9.

zum Bilanzierungssystem nach Teil 5 Abschnitt 1 dieser Verordnung, um berechtigte Bedürfnisse des Marktes angemessen zu berücksichtigen, sowie insbesondere zu einer von § 23 Absatz 2 Satz 2 abweichenden Bemessung der Toleranzmenge, zu den Anforderungen an und den zu verwendenden Datenformaten für den Informationsaustausch im Rahmen der Bilanzierung, zu Inhalten sowie den Fristen im Zusammenhang mit der Datenübermittlung und zu den Methoden, nach denen die Entgelte nach § 23 Absatz 2 Satz 3 gebildet werden; sie hat dabei zu beachten, dass ein Bilanzausgleichssystem einen effizienten Netzzugang ermöglicht und, soweit erforderlich, auch Anreize gegen eine missbräuchliche Nutzung der Bilanzausgleichsdienstleistungen enthalten soll;

10.

zu Entgelten und Gebühren für die Nutzung des Virtuellen Handelspunkts in Abweichung von § 22 Absatz 1 Satz 6;

11.

zu Anreizen und Pönalen für die Transportkunden, soweit dies zur Durchsetzung der Verpflichtung der Transportkunden zum Angebot von Kapazitäten auf dem Sekundärmarkt oder zum Zurverfügungstellen von Kapazitäten an den Fernleitungsnetzbetreiber nach § 16 Absatz 1 erforderlich ist;

12.

zur Vereinheitlichung des Nominierungsverfahrens nach § 15; insbesondere kann sie Festlegungen treffen zum Zeitpunkt, bis zu dem eine Nominierung erfolgen muss, und zum Umfang der Möglichkeiten für nachträgliche Änderungen der Nominierung;

13.

(weggefallen)

14.

zur Abwicklung des Lieferantenwechsels nach § 41, insbesondere zu den Anforderungen und dem Format des elektronischen Datenaustauschs;

15.

zu den Kriterien für die Identifizierung von Entnahmestellen; hierbei kann sie von § 41 Absatz 3 abweichen;

16.

zur Verwaltung und Übermittlung der Stammdaten, die für den massengeschäftstauglichen Netzzugang relevant sind;

17.

zur Abwicklung der Netznutzung bei Lieferbeginn und Lieferende;

18.

zu bundeseinheitlichen Regelungen zum Datenaustausch zwischen den betroffenen Marktbeteiligten, insbesondere zu Fristen und Formaten sowie zu Prozessen, die eine größtmögliche Automatisierung ermöglichen;

19.

zu den Voraussetzungen, dem Verfahren und der näheren Ausgestaltung eines Übernominierungsverfahrens für die Zuweisung unterbrechbarer untertägiger Kapazitäten;

20.

zur Einrichtung von virtuellen Kopplungspunkten sowie der näheren Ausgestaltung des Netzzugangs an virtuellen Kopplungspunkten.

(2) Die Regulierungsbehörde kann die Ausgestaltung der Versteigerungsverfahren nach § 13 für Kapazitätsrechte festlegen; diese muss diskriminierungsfrei sein. Die Regulierungsbehörde kann insbesondere die Art und Weise der Bekanntmachung sowie die Zeitpunkte der Versteigerungstermine durch die Fernleitungsnetzbetreiber festlegen; dies umfasst auch die zeitliche Reihenfolge, in der langfristige und kurzfristige Kapazitätsrechte vergeben werden.

(3) Die Regulierungsbehörde kann von Amts wegen Festlegungen treffen, mit denen die prozentuale Aufteilung der technischen Jahreskapazität auf unterschiedliche Kapazitätsprodukte festgelegt wird, soweit dies zur Erreichung der Ziele des § 1 des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich ist. Sie muss auf Antrag eines Gasversorgungsunternehmens eine abweichende prozentuale Aufteilung der technischen Jahreskapazität eines Ein- oder Ausspeisepunkts oder einer Ein- oder Ausspeisezone festlegen, soweit das Gasversorgungsunternehmen nachweist, dass dies zur Erfüllung von Mindestabnahmeverpflichtungen aus Lieferverträgen erforderlich ist, die am 1. Oktober 2009 bestanden. Der im Rahmen langfristiger Kapazitätsverträge zu vergebende Anteil der technischen Jahreskapazität eines Ein- oder Ausspeisepunkts oder einer Ein- oder Ausspeisezone darf jedoch 65 Prozent der technischen Jahreskapazität eines Ein- oder Ausspeisepunkts oder einer Ein- oder Ausspeisezone nicht unterschreiten. Bei einer Festlegung von Amts wegen muss die Regulierungsbehörde zuvor die Verbände der Netzbetreiber und die Verbände der Transportkunden anhören.

(4) Die Regulierungsbehörde kann zu Standardlastprofilen nach § 24 und deren Anwendung nach Anhörung der Verbände der Netzbetreiber und der Verbände der Transportkunden Festlegungen treffen, insbesondere zur Behandlung der Messeinrichtungen im Sinne des Messstellenbetriebsgesetzes und zur Behandlung der ausgelesenen Messwerte im Rahmen des Netzzugangs sowie zur Erarbeitung von Lastprofilen für bestimmte Verbrauchergruppen. Sie kann für die Erarbeitung von Lastprofilen für bestimmte Verbrauchergruppen terminliche Vorgaben machen. Dabei sind die Erfahrungen der Marktteilnehmer angemessen zu berücksichtigen.

(5) Die Regulierungsbehörde kann die Netzbetreiber auch verpflichten, über die Angaben in § 40 hinaus weitere Informationen zu veröffentlichen oder an die Regulierungsbehörde zu übermitteln, die für den Wettbewerb im Gashandel oder bei der Belieferung der Kunden erforderlich sind. Die Regulierungsbehörde kann die Netzbetreiber und Transportkunden verpflichten, bei der Erfüllung von Veröffentlichungs- und Datenübermittlungspflichten aus dieser Verordnung oder aus Festlegungsentscheidungen auf der Grundlage dieser Verordnung bestimmte einheitliche Formate einzuhalten.

(6) Die Regulierungsbehörde macht Festlegungsentscheidungen in ihrem Amtsblatt öffentlich bekannt und veröffentlicht sie kostenfrei im Internet in druckbarer Form.

(7) Anstelle einer Festlegungsentscheidung kann die Regulierungsbehörde in den Fällen des Absatzes 1 Satz 1 Nummer 1 die Netzbetreiber auffordern, ihr innerhalb einer bestimmten, angemessenen Frist ein Standardangebot für Geschäftsbedingungen nach § 4 und für die Ausgestaltung der Kapazitätsprodukte nach § 11 vorzulegen, insbesondere in Bezug auf die Möglichkeit zur nachträglichen Änderung der Nominierung sowie auf standardisierte Bedingungen nach § 40 Absatz 1a Nummer 2. Sie kann in dieser Aufforderung Vorgaben für die Ausgestaltung einzelner Bedingungen machen, insbesondere in Bezug auf Diskriminierungsfreiheit und Angemessenheit. Sie gibt den Verbänden der Netzbetreiber und den Verbänden der Transportkunden in geeigneter Form Gelegenheit zur Stellungnahme und kann unter Berücksichtigung der Stellungnahmen durch Festlegung Änderungen der Standardangebote vornehmen, insbesondere soweit einzelne Vorgaben nicht umgesetzt worden sind.

(8) Die Regulierungsbehörde kann Netzbetreiber und Marktgebietsverantwortliche verpflichten, innerhalb einer bestimmten, angemessenen Frist ein Standardangebot zu den in Absatz 1 Nummer 9 genannten Teilen des Bilanzierungssystems vorzulegen. Sie kann in dieser Aufforderung Vorgaben für die Ausgestaltung einzelner Bedingungen machen, insbesondere in Bezug auf standardisierte Geschäftsprozesse der Bilanzierung wie für den elektronischen Datenaustausch im Rahmen der Bilanzierung, soweit dies einer effizienten Abwicklung der Bilanzierung dient. Sie gibt den Verbänden der Netzbetreiber und den Verbänden der Transportkunden in geeigneter Form Gelegenheit zur Stellungnahme und kann unter Berücksichtigung der Stellungnahmen durch Festlegung Änderungen der Standardangebote vornehmen, insbesondere soweit einzelne Vorgaben nicht umgesetzt worden sind.

(1) Ordnungswidrig im Sinne des § 95 Absatz 1 Nummer 5 Buchstabe a des Energiewirtschaftsgesetzes handelt, wer vorsätzlich oder fahrlässig

1.

entgegen § 9 Absatz 2 Satz 3 oder Absatz 3 Satz 5 nicht zusammenarbeitet,

2.

entgegen § 9 Absatz 2 Satz 4 oder § 26 Absatz 1 eine Information nicht oder nicht rechtzeitig zur Verfügung stellt,

3.

entgegen § 33 Absatz 2 Satz 1 die Verfügbarkeit des Netzanschlusses nicht sicherstellt,

4.

entgegen § 33 Absatz 4 Satz 1 eine dort genannte Angabe nicht, nicht richtig, nicht vollständig oder nicht rechtzeitig darlegt,

5.

entgegen § 33 Absatz 4 Satz 2 eine Angabe nicht oder nicht rechtzeitig anfordert,

6.

entgegen § 33 Absatz 5 Satz 4 eine Mitteilung nicht, nicht richtig, nicht vollständig oder nicht rechtzeitig macht,

7.

entgegen § 33 Absatz 6 Satz 3 ein Vertragsangebot nicht oder nicht rechtzeitig vorlegt,

8.

entgegen § 40 Absatz 1 Nummer 2 oder § 40 Absatz 2 Nummer 2 oder Nummer 3 Satz 1 eine Veröffentlichung nicht, nicht richtig, nicht vollständig oder nicht rechtzeitig vornimmt oder

9.

einer vollziehbaren Anordnung nach § 50 Absatz 5 zuwiderhandelt.

(2) Ordnungswidrig im Sinne des § 95 Absatz 1 Nummer 5 Buchstabe b des Energiewirtschaftsgesetzes handelt, wer vorsätzlich oder fahrlässig einer vollziehbaren Anordnung nach § 50 Absatz 1, 2, 3 Satz 1 oder Satz 2, Absatz 4 Satz 1 oder Satz 2, Absatz 7 oder Absatz 8 zuwiderhandelt.