425. Verordnung des Vorstands der E-Control zu Regelungen zum Gas-Marktmodell (Gas-Marktmodell-Verordnung 2020

425. Verordnung des Vorstands der E-Control zu Regelungen zum Gas-Marktmodell (Gas-Marktmodell-Verordnung 2020 - GMMO-VO 2020)

Auf Grund des § 41 Abs. 1, 3 und 4 des Gaswirtschaftsgesetzes 2011 (GWG 2011), BGBl. I Nr. 107/2011, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 108/2017, sowie die Verordnung (EU) Nr. 312/2014 zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen, iVm § 7 Abs. 1 Energie-Control-Gesetz - E-ControlG, BGBl. I Nr. 110/2010, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 108/2017, wird verordnet:

Inhaltsverzeichnis

1. Teil

Grundsätze

2. Teil

Netzzugang

1. Abschnitt

Allgemeine Regelungen zum Netzzugang im Fernleitungsnetz

2. Abschnitt

Allgemeine Regelungen zum Netzzugang im Verteilernetz

3. Abschnitt

Gesonderte Regelungen zum Netzzugang für Speicherunternehmen, Produzenten und Erzeuger von erneuerbaren Gasen

3. Teil

Engpassmanagement im Fernleitungsnetz

4. Teil

Integrierte Marktgebietsbilanzierung

1. Abschnitt

Grundsätze der Bilanzierung

2. Abschnitt

Bilanzgruppensystem

3. Abschnitt

Kommerzielle Bilanzierung

4. Abschnitt

Physikalische Bilanzierung

5. Abschnitt

Informationsbereitstellung und Transparenz

5. Teil

Registrierung im Marktgebiet

6. Teil

Gesonderte Bestimmungen für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg

7. Teil

Schlussbestimmungen

§ 1. Anwendungsbereich

§ 2. Begriffsbestimmungen

§ 3. Regeln der Technik

§ 4. Kapazitätsangebot

§ 5. Kapazitätszuweisung

§ 6. Kapazitätsumwandlung

§ 7. Sonderregelungen für virtuelle Netzkopplungspunkte

§ 8. Nominierungs- und Renominierungsregeln

§ 9. Zuordnung von Kapazitäten zu Bilanzgruppen

§ 10. Sonderregelungen zum Netzzugang im Fernleitungsnetz

§ 11. Netzzugangsantrag und Kapazitätserweiterung

§ 12. Netzzutrittsantrag

§ 13. Kapazitätsmanagement im Verteilergebiet

§ 14. Gesonderte Regelungen zum Netzzugang für Speicherunternehmen

§ 15. Gesonderte Regelungen zum Netzzugang für Produzenten und Erzeuger von erneuerbaren Gasen

§ 16. Kurzfristiges Use-it-or-lose-it

§ 17. Langfristiges Use-it-or-lose-it

§ 18. Grundsätze der Bilanzierung

§ 19. Bilanzgruppenmitgliedschaft

§ 20. Regelungen für Bilanzgruppenverantwortliche

§ 21. Allokationskomponenten

§ 22. Anwendbarer täglicher Ausgleichsenergiepreis

§ 23. Ergänzendes untertätiges Anreizsystem

§ 24. Erstes und zweites Clearing für Bilanzgruppenverantwortliche und dessen kommerzielle Abwicklung

§ 25. Kosten- und Erlösneutralität der Bilanzierungsstelle

§ 26. Netzbilanzierung

§ 27. Einsatz von Netzpuffer (Netzpufferung)

§ 28. Einsatz von physikalischer Ausgleichsenergie

§ 29. Regelungen zur Merit Order List

§ 30. Bedingungen für die Erbringung von Ausgleichsleistungen im Rahmen der Merit Order List

§ 31. Einkürzung von nicht marktbasiert beherrschbaren Unausgeglichenheiten

§ 32. Informationsflüsse zwischen Marktteilnehmern

§ 33. Informationen zum individuellen Bilanzgruppenstatus

§ 34. Transparenzinformationen zum Marktgebietsstatus

§ 35. Regelungen zu Formaten für den Datenaustausch und Nominierungen

§ 36. Regelungen für standardisierte Lastprofile

§ 37. Registrierung im Marktgebiet

§ 38. Grundsätze für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg

§ 39. Gesonderte Regelungen zu Netzzugang und Kapazitätsmanagement

§ 40. Gesonderte Grundsätze des Bilanzierungssystems in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg

§ 41. Gesonderte Regelungen zur kommerziellen Bilanzierung

§ 42. Gesonderte Regelungen für Netzkopplungsverträge

§ 43. Gesonderte Regelungen zur physikalischen Bilanzierung

§ 44. Gesonderte Regelungen zu Informationsbereitstellung und Transparenz

§ 45. Gesonderte Regelungen zur Registrierung in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg

§ 46. Übergangsbestimmungen

§ 47. Inkrafttreten

1. Teil

Grundsätze

Anwendungsbereich

§ 1. Diese Verordnung trifft Festlegungen für den Netzzugang, das Kapazitäts- und Engpassmanagement sowie das Bilanzierungssystem in den Marktgebieten Ost, Tirol und Vorarlberg.

Begriffsbestimmungen

§ 2. (1) Es gelten die Begriffsbestimmungen gemäß § 7 GWG 2011, § 2 Gas-Systemnutzungsentgelte-Verordnung 2013, BGBl. II Nr. 309/2012, zuletzt geändert durch die Verordnung BGBl. II Nr. 355/2018, und Art. 2 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005, ABl. Nr. L 211 vom 14.08.2009 S. 36, sowie Art. 3 der Verordnung (EU) Nr. 2017/459 und Art. 3 der Verordnung (EU) Nr. 312/2014 .

(2) Im Sinne dieser Verordnung bezeichnet ergänzend der Ausdruck

1. „Bilanzierungsperiode“ den Zeitraum, in dem für Netzbenutzer je Ein- oder Ausspeise- bzw. Zählpunkt die Abweichung zwischen Aufbringung und Abgabe ermittelt wird;
2. „Bilanzierungsstelle“ jenes Unternehmen, welches gemäß § 170a GWG 2011 in Verbindung mit § 85 GWG 2011 als Bilanzgruppenkoordinator eines jeweiligen Marktgebiets ernannt wurde und die Bilanzierungsaufgaben des Bilanzgruppenkoordinators gemäß § 87 GWG 2011 sowie die integrierte Marktgebietsbilanzierung in den Marktgebieten Ost, Tirol bzw. Vorarlberg durchführt;
3. „Buchung“ den Abschluss eines Netzzugangsvertrages an einem Buchungspunkt;
4. „Buchungspunkt“ ein im Marktgebiet befindlicher und buchbarer Ein- oder Ausspeisepunkt;
5. „erneuerbare Gase“ biogene Gase bzw. sonstige erneuerbare Gase gemäß § 7 Abs. 4 GWG 2011 sowie der Gaskennzeichnungsverordnung;
6. „feste Kapazität“ eine Kapazität auf garantierter Basis, unterbrechbar nur im Falle von höherer Gewalt und geplanten Wartungsmaßnahmen;
7. „frei zuordenbare Kapazität“ eine Kapazität, die feste Transporte im gesamten Marktgebiet ermöglicht und festen Zugang zum Virtuellen Handelspunkt bietet;
8. „Gastag“ den Zeitraum, der um 6.00 Uhr eines Kalendertages beginnt und um 6.00 Uhr des darauf folgenden Kalendertages endet;
9. „Grenzkopplungspunkt“ einen Netzkopplungspunkt an der Marktgebietsgrenze zu einem anderen Marktgebiet;
10. „Lastflusszusage“ eine vertragliche Vereinbarung eines Netzbetreibers oder des Marktgebiets- und Verteilergebietsmanagers mit einem Netzbenutzer, der dem Netzbetreiber oder dem Marktgebiets- und Verteilergebietsmanager bestimmte Lastflüsse zusichert, und die geeignet und erforderlich ist, die Ausweisbarkeit der frei zuordenbaren Ein- und Ausspeisekapazitäten zu erhöhen;
11. „Marktgebiets- und Verteilergebietsmanager (MVGM)“ jenes Unternehmen, welches die Aufgaben des Marktgebietsmanagers für das Marktgebiet Ost gemäß § 14 GWG 2011 und des Verteilergebietsmanagers gemäß § 18 GWG 2011 durchführt;
12. „Online-Plattform“ die Plattform gemäß § 39 Abs. 2 und 3 GWG 2011;
13. „physikalische Ausgleichsenergie“ die vom MVGM tatsächlich abgerufene Ausgleichsenergiemenge;
14. „SLP-Kunde“ ein Endverbraucher, dem vom jeweiligen Verteilernetzbetreiber gemäß § 3 der Lastprofilverordnung, BGBl. I Nr. 338/2018, ein standardisiertes Lastprofil (SLP) zugeordnet ist;
15. „Sub-Bilanzkonto“ ein Konto, das einer Bilanzgruppe zugeordnet ist und die Zuordnung von Ein- und Ausspeisekapazität zu Netzbenutzern und/oder die übersichtliche Darstellung von Ein- und Ausspeisemengen ermöglicht;
16. „Netzgebiet“ das gesamte Gebiet, das von einem Netzbetreiber betrieben wird. Das Netzgebiet muss räumlich nicht zusammenhängen;
17. „Verordnung (EU) Nr. 2017/459 “ die Verordnung (EU) Nr. 2017/459 zur Festlegung eines Netzkodex über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung in Fernleitungsnetzen, ABl. Nr. L 72 vom 17.03.2017 S. 1;
18. „Verordnung (EU) Nr. 312/2014 “ die Verordnung (EU) Nr. 312/2014 zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen, ABl. Nr. L 91 vom 27.03.2014 S. 15;
19. „Verordnung (EU) Nr. 703/2015 “ die Verordnung (EU) Nr. 2015/703 zur Festlegung eines Netzkodex mit Vorschriften für die Interoperabilität und den Datenaustausch, ABl. Nr. L 113 vom 01.05.2015 S. 13.

Regeln der Technik

§ 3. Für den Netzzugang, den Betrieb der Netze sowie die Ermittlung von Energiemengen im Marktgebiet sind die einschlägigen Regeln der Technik (§ 7 Abs. 1 Z 53 GWG 2011) gemäß Anlage 2 einzuhalten.

2. Teil

Netzzugang

1. Abschnitt

Allgemeine Regelungen zum Netzzugang im Fernleitungsnetz

Kapazitätsangebot

§ 4. (1) Fernleitungsnetzbetreiber bieten feste Kapazität grundsätzlich als frei zuordenbare Kapazität an.

(2) Der MVGM hat in Zusammenarbeit mit den Fernleitungsnetzbetreibern für das Gesamtsystem wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen zur Erhöhung der ausweisbaren festen frei zuordenbaren Kapazität gemäß § 35 Abs. 1 GWG 2011 in der nachstehenden Reihenfolge zu prüfen und erforderlichenfalls zu koordinieren:

1. vertragliche Vereinbarungen mit einem Netzbenutzer, der bestimmte Lastflüsse zusichert (Lastflusszusagen);
2. das Angebot von Ein- und Ausspeisekapazitäten, die abweichend von Abs. 1 mit bestimmten Zuordnungsauflagen verknüpft sind.

(3) Dienstleistungen nach Abs. 2 sind in diskriminierungsfreien und transparenten Verfahren unter angemessenen Bedingungen abzuwickeln. Ergibt die Prüfung, dass wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen nach Abs. 2 möglich und geeignet sind, das Angebot fester frei zuordenbarer Kapazitäten zu erhöhen, sind sie von den Fernleitungsnetzbetreibern in Zusammenarbeit mit dem MVGM gemäß Abs. 2 zu ergreifen. Bei der Prüfung wirtschaftlich zumutbarer Maßnahmen zur Erhöhung des Angebots frei zuordenbarer Kapazitäten haben der MVGM und die Fernleitungsnetzbetreiber mit dem Ziel zusammenzuarbeiten, die Anwendung von Maßnahmen nach Abs. 2 möglichst gering zu halten. Die gemäß Abs. 1 bis 3 ermittelte Höhe der ausweisbaren Kapazitäten ist der Regulierungsbehörde von den Fernleitungsnetzbetreibern vor der Kapazitätszuweisung gemäß § 5 und § 8 anzuzeigen.

Kapazitätszuweisung

§ 5. (1) Fernleitungsnetzbetreiber haben feste und unterbrechbare Ein- und Ausspeisekapazität über eine Buchungsplattform gemäß Art. 37 der Verordnung (EU) Nr. 2017/459 zu versteigern.

(2) Fernleitungsnetzbetreiber können unterbrechbare Kapazität differenziert nach Klassen, die die Unterbrechungswahrscheinlichkeit reflektieren, vergeben.

(3) Um das Angebot an gebündelter Kapazität zu maximieren, können Fernleitungsnetzbetreiber gebündelte Kapazität auch mit Zuordnungsauflagen anbieten.

Kapazitätsumwandlung

§ 6. (1) Fernleitungsnetzbetreiber bieten Netzbenutzern, die nicht korrespondierende ungebündelte feste Ein- oder Ausspeisekapazität an einer Seite eines Buchungspunktes halten, einen unentgeltlichen Kapazitätsumwandlungsdienst gemäß Art. 21 Abs. 3 der Verordnung (EU) Nr. 2017/459 an. Ein solcher Kapazitätsumwandlungsdienst gilt an jenem Buchungspunkt, an dem der Netzbenutzer Jahres-, Quartals- oder Monats-Kapazitätsprodukte für gebündelte frei zuordenbare Ein- oder Ausspeisekapazität kaufen musste, weil an der anderen Seite des Buchungspunkts keine ausreichende ungebündelte Ein- oder Ausspeisekapazität von einem benachbarten Fernleitungsnetzbetreiber angeboten wurde.

(2) Durch den Kapazitätsumwandlungsdienst wird es Netzbenutzern ermöglicht, jenen Teil der gebündelt erworbenen frei zuordenbaren Ein- oder Ausspeisekapazität an den Fernleitungsnetzbetreiber zurück zu übertragen, welcher doppelt gekauft wurde. Hierbei wird den Netzbenutzern das Entgelt für die doppelt gekaufte, gebündelt erworbene frei zuordenbare Ein- oder Ausspeisekapazität nicht verrechnet. Auktionsaufschläge, die bei der Buchung der doppelt gekauften, gebündelt erworbenen frei zuordenbaren Ein- oder Ausspeisekapazität zur Anwendung kamen sowie eine positive Tarifdifferenz im Falle einer Höherwertigkeit der doppelt gekauften Ein- oder Ausspeisekapazität sind jedoch weiterhin von den Netzbenutzern, welche den Kapazitätsumwandlungsdienst nutzen, zu entrichten.

(3) Netzbenutzer haben spätestens fünf Arbeitstage nach der gebündelten Buchung von frei zuordenbarer Ein- oder Ausspeisekapazität dem Fernleitungsnetzbetreiber die Inanspruchnahme des Kapazitätsumwandlungsdienstes anzuzeigen. Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen zu diesem Zweck ein Standardformular auf ihrer Website. Die Fernleitungsnetzbetreiber haben spätestens drei Arbeitstage nach Erhalt der Anzeige des Netzbenutzers die Inanspruchnahme des Kapazitätsumwandlungsdiensts zu bestätigen.

(4) Wird neu zu schaffende Kapazität in Angebotsstufen (Offer Levels) im Rahmen von Auktionen gemäß Art. 29 und Art. 30 der Verordnung (EU) Nr. 2017/459 angeboten, kann die Möglichkeit zur Inanspruchnahme des Kapazitätsumwandlungsdienstes für diese Auktionen vom Fernleitungsnetzbetreiber ausgeschlossen werden, wenn zu erwarten ist, dass durch Inanspruchnahme ein positives Ergebnis der Wirtschaftlichkeitsprüfung nachträglich zu einem negativen Ergebnis führen könnte. Die Fernleitungsnetzbetreiber haben der Regulierungsbehörde den Ausschluss der Möglichkeit zur Inanspruchnahme des Kapazitätsumwandlungsdienstes mindestens vier Wochen vor Veröffentlichung der Auktion anzuzeigen.

(5) Der Kapazitätsumwandlungsdienst kann nur für jene Verträge über nicht korrespondierende ungebündelte feste Ein- oder Ausspeisekapazität in Anspruch genommen werden, die vor dem Inkrafttreten der GMMO-VO Novelle 2017, BGBl. II Nr. 236/2017, abgeschlossen wurden.

Sonderregelungen für virtuelle Grenzkopplungspunkte

§ 7. (1) Konzepte zur Umsetzung von virtuellen Grenzkopplungspunkten gemäß Art. 19 der Verordnung (EU) Nr. 2017/459 sind vor der Implementierung mit Marktteilnehmern zu konsultieren und von den Netzbetreibern der Regulierungsbehörde anzuzeigen.

(2) Sofern für einen betroffenen Grenzkopplungspunkt ein virtueller Grenzkopplungspunkt eingerichtet wurde, bieten Netzbetreiber verfügbare Kapazität an diesem Grenzkopplungspunkt ausschließlich am virtuellen Grenzkopplungspunkt an.

Nominierungs- und Renominierungsregeln

§ 8. (1) Der Bilanzgruppenverantwortliche, dessen Bilanzgruppe die Kapazitäten vom Netzbenutzer gemäß § 9 zugeordnet wurden, ist für die Nominierungen und Renominierungen seiner Bilanzgruppe verantwortlich.

(2) Der Bilanzgruppenverantwortliche nominiert die zu transportierenden Gasmengen im Rahmen der Nutzung fester Kapazität an einem Buchungspunkt bis 14.00 Uhr des Tages vor dem Liefertag. Langt bis zu diesem Zeitpunkt keine Nominierung beim Fernleitungsnetzbetreiber ein, gilt Null als nominierter Wert.

(3) Der nominierende Bilanzgruppenverantwortliche kann seine ursprüngliche Nominierung mit mindestens zweistündiger Vorlaufzeit zur vollen Stunde durch eine Renominierung ersetzen.

(4) Die Nominierungen und Renominierungen der Bilanzgruppenverantwortlichen sind vom Fernleitungsnetzbetreiber zuerst den festen und dann den unterbrechbaren Kapazitätsprodukten zuzuordnen. Diese Zuordnungen und die Prüfungen gemäß § 16 Abs. 1 und 4 erfolgen auf Stundenbasis.

(5) Die Nominierung muss für jede Flussrichtung einzeln abgegeben werden. Die Nominierung von gebündelter Kapazität erfolgt gemäß Art. 19 Abs. 7 der Verordnung (EU) Nr. 2017/459 .

(6) Die vergebenen Day Ahead-Kapazitäten sind bis 20.00 Uhr für den nächsten Tag zu nominieren.

Zuordnung von Kapazitäten zu Bilanzgruppen

§ 9. (1) Voraussetzung für die Nominierung von Kapazitäten an Ein- oder Ausspeisepunkten im Marktgebiet ist die rechtzeitige Zuordnung der an diesen Punkten gebuchten Kapazitäten zu Bilanzgruppen. Die gesamten gebuchten Kapazitäten an Ein- und Ausspeisepunkten an den Marktgebietsgrenzen werden vom Netzbenutzer gegenüber dem Netzbetreiber auf Grundlage des zwischen diesen abgeschlossenen Ein- bzw. Ausspeisevertrages unter Angabe der Identifikationsnummer der Bilanzgruppe zugeordnet. Der Netzbenutzer kann gebuchte Kapazitäten ihrer Höhe nach aufteilen und diese Teile unterschiedlichen Bilanzgruppen sowie unterschiedlichen Sub-Bilanzkonten zuordnen. Der Netzbenutzer muss gemäß § 19 Abs. 2 Bilanzgruppen-verantwortlicher oder unmittelbares Bilanzgruppenmitglied jener Bilanzgruppe sein, der er Kapazität zuordnet.

(2) Kurzfristig gebuchte Kapazitäten (Tages-Standardkapazitätsprodukte und untertägige Standardkapazitätsprodukte gemäß Art. 9 Abs. 5 und 6 der Verordnung (EU) Nr. 2017/459 ) sind unverzüglich in Bilanzgruppen einzubringen.

Sonderregelungen zum Netzzugang im Fernleitungsnetz

§ 10. (1) § 5 bis § 9 sowie § 16 und § 17 werden nicht angewendet auf Ausspeisekapazitäten zur Ausspeisung aus den Fernleitungsnetzen zu den Verteilernetzen im Marktgebiet, zu Speicheranlagen und Endverbrauchern sowie auf Einspeisekapazitäten zur Einspeisung in das Fernleitungsnetz aus Speicher- und Produktions- sowie Erzeugungsanlagen. Diese Kapazitäten werden in der zeitlichen Reihenfolge der Anfragen vergeben. Sie sind jeweils vom angeschlossenen Speicherunternehmen, Endverbraucher, Produzenten, MVGM oder vom Erzeuger erneuerbarer Gase zu buchen.

(2) Für den Netzzugang im Fernleitungsnetz für Endverbraucher gelten §§ 11 und 12 sinngemäß.

2. Abschnitt

Allgemeine Regelungen zum Netzzugang im Verteilernetz

Netzzugangsantrag und Kapazitätserweiterung

§ 11. (1) Der Netzzugang im Verteilernetz richtet sich nach den Bestimmungen der §§ 27 ff GWG 2011. Ein Netzzugangsantrag hat zumindest die in Anlage 1 angeführten Angaben zu enthalten. In Netzzugangsverträgen kann als Beginn der Netznutzung ein Zeitpunkt vereinbart werden, der maximal drei Jahre nach dem Abschluss des Netzzugangsvertrags liegt. Bei Netzzugangsverträgen, in denen vereinbart wurde, dass die Netznutzung später als drei Monate nach dem Vertragsabschluss beginnt, kann die gemäß Anlage 1 Punkt I Z 1 lit. h erforderliche Bekanntgabe des Versorgers im Rahmen der Anmeldung gemäß Wechselverordnung 2014 nachgeholt werden. In Netzzugangsverträgen, in denen vereinbart wurde, dass die Netznutzung später als drei Monate nach dem Vertragsabschluss beginnt, können nicht diskriminierende und sachliche Bedingungen zur Gewährleistung der Kapazitätsreservierung vereinbart werden; zudem ist eine angemessene Zahlung für die (teilweise) Nichtinanspruchnahme der vereinbarten Kapazität ab dem vereinbarten Beginn der Netznutzung im Ausmaß der Nichtinanspruchnahme vertraglich festzulegen. Die Bestimmungen zur Höhe, Verringerung und Absicherung der Zahlung gemäß Anlage 1 Punkt III Z 1 Abs. 4 gelten sinngemäß.

(2) Nach Annahme des Antrages auf Netzzugang durch den Verteilernetzbetreiber hat dieser den Netzzugangsvertrag umgehend dem Netzbenutzer zu übermitteln.

(3) Eine Erhöhung der vereinbarten Höchstleistung gemäß Anlage 1 Punkt I Z 1 lit. c ist unter Berücksichtigung allenfalls vereinbarter Bedingungen zu jedem Monatsersten möglich. Eine Reduktion derselben ist in diesem Fall frühestens nach zwölf Monaten, zu einem Monatsersten, nach der letzten Erhöhung zulässig. In allen anderen Fällen ist eine Reduktion der vereinbarten Höchstleistung gemäß Anlage 1 Punkt I Z 1 lit. c unter Berücksichtigung allenfalls vereinbarter Bedingungen einmal innerhalb von zwölf Monaten, zu einem Monatsersten, möglich.

(4) Anträge auf Kapazitätserweiterung gemäß § 33 Abs. 2 GWG 2011 haben dieselben Informationen wie der Netzzugangsantrag gemäß Abs. 1 zu enthalten. Die Abwicklung von Anträgen auf Kapazitätserweiterung hat den Anforderungen gemäß Anlage 1 zu entsprechen. Kapazitätserweiterungsanträge werden in der Reihenfolge ihres zeitlichen Eintreffens behandelt.

(5) Fungiert das als Verteilernetzbetreiber tätige Unternehmen gleichzeitig als Endverbraucher, dessen Anlage an das eigene Verteilernetz angeschlossen ist, so sind §§ 11 und 12 sinngemäß anzuwenden. Nicht davon betroffen sind die Eigenverbrauchsanlagen des Netzbetreibers, die dem Betrieb der Erdgasleitungsanlagen dienen.

Netzzutrittsantrag

§ 12. (1) Der Netzzugangsberechtigte hat die erstmalige Herstellung oder die Änderung des Netzanschlusses beim Verteilernetzbetreiber zu beantragen. Der Verteilernetzbetreiber ist für die betriebsbereite Erstellung der Anschlussleitung vom Netzanschlusspunkt bis zum Einspeisepunkt oder Ende des Verteilernetzes verantwortlich. Die Anschlussleitung wird vom Verteilernetzbetreiber hergestellt, instandgehalten und aufgelassen. Für die Herstellung von Anschlussleitungen gelten die in Anlage 1 festgelegten Mindestanforderungen.

(2) Der Verteilernetzbetreiber schließt die Anlage des Netzzutrittswerbers nach Maßgabe der Bestimmungen des § 59 GWG 2011 an sein Verteilernetz an.

(3) Anträge auf Netzzutritt haben die in Anlage 1 angeführten Mindestinhalte zu enthalten. Nach Annahme des Antrages auf Netzzutritt durch den Verteilernetzbetreiber hat der Verteilernetzbetreiber den Netzzutrittsvertrag unverzüglich dem Netzbenutzer zu übermitteln. Netzzutrittsverträge mit Betreibern von Speicher-, Erzeugungs- und Produktionsanlagen sind nach den Vorgaben des MVGM abzuschließen, soweit diese Verträge Auswirkungen auf die Steuerung des Verteilernetzes haben. Der Abschluss eines Netzzutrittsvertrages berechtigt den Netzzugangsberechtigten nicht zur Nutzung des Netzes.

(4) Wird die Anschlussleitung innerhalb von zehn Jahren nach erstmaliger Inbetriebnahme von zusätzlichen Netzbenutzern in Anspruch genommen, so hat der Verteilernetzbetreiber das Netzzutrittsentgelt auf die betroffenen Netzbenutzer im Verhältnis der zum Aufteilungszeitpunkt vertraglich vereinbarten Höchstleistung neu aufzuteilen. Den sich aus der Neuaufteilung ergebenden Überhang hat der Verteilernetzbetreiber jenen Netzbenutzern zu refundieren, welche die Aufwendungen der Errichtung getragen haben, es sei denn, der Verteilernetzbetreiber hat die Aufwendungen der Anschlussleitung im Hinblick auf weitere Anschlüsse nur anteilig verrechnet.

Kapazitätsmanagement im Verteilergebiet

§ 13. (1) Der MVGM vereinbart einmal jährlich für das jeweils folgende Kalenderjahr mit dem jeweiligen Fernleitungsnetzbetreiber die an den Ausspeisepunkten des jeweiligen Fernleitungsnetzes zu den Verteilernetzen im Marktgebiet maximal in Summe zu buchende feste Kapazität im Rahmen der Kapazitätsbedürfnisse, die sich aus der genehmigten langfristigen Planung gemäß § 22 GWG 2011 ergeben. Die Fernleitungsnetzbetreiber sind verpflichtet, die zuletzt gebuchte feste Kapazität für das Folgejahr dauerhaft vorzuhalten. Eine Reduktion der jährlichen Buchung gegenüber der dauerhaft vorzuhaltenden Kapazität ist nur in jenem Umfang möglich, in dem der Netzbetreiber diese Kapazität an anderer Stelle vermarkten kann.

(2) An der Schnittstelle zwischen Fernleitungsnetz und Verteilernetz im Marktgebiet werden keine Kapazitätsverwaltung und kein Engpassmanagement auf Bilanzgruppenebene durchgeführt.

(3) Für den Netzzugang an Grenzkopplungspunkten im Verteilernetz gilt § 17 sinngemäß. Der MVGM ist für das Angebot und die Zuweisung der Ein- und Ausspeisekapazitäten im Verteilergebiet an der Marktgebietsgrenze verantwortlich. Kapazitäten sind in der Reihenfolge des Eingangs der Netzzugangsanträge vom MVGM über eine Online-Plattform zu vermarkten. Implizite Kapazitätsallokationen gemäß Art. 2 Abs. 4 der Verordnung (EU) Nr. 2017/459 sind vom MVGM vorab der Regulierungsbehörde anzuzeigen.

(4) An Grenzkopplungspunkten im Verteilernetz, über die Teile des Marktgebiets ausschließlich durch ein benachbartes Marktgebiet aufgespeist werden, bucht der MVGM die erforderlichen Kapazitäten.

3. Abschnitt

Gesonderte Regelungen zum Netzzugang für Speicherunternehmen, Produzenten und Erzeuger von erneuerbaren Gasen

Gesonderte Regelungen zum Netzzugang für Speicherunternehmen

§ 14. (1) Speicherunternehmen vereinbaren einmal jährlich für das jeweils folgende Kalenderjahr mit dem Netzbetreiber, an dessen Netz die Speicheranlage angeschlossen ist (oder angeschlossen werden soll), die für die Ein- und Ausspeicherung maximal erforderliche Kapazität. Die Netzbetreiber sind verpflichtet, die zuletzt gebuchte feste Kapazität bzw. Standardkapazität für das Folgejahr dauerhaft vorzuhalten. Kommen Speicherunternehmen der Aufforderung der Netzbetreiber zur Kapazitätsbuchung nicht innerhalb der von den Netzbetreibern gesetzten angemessenen Frist nach, ist die zuletzt gebuchte Kapazität des jeweiligen Speicherunternehmens für das Folgejahr zugrunde zu legen. Eine Reduktion von mehr als zehn Prozent der jährlichen Buchung von fester Kapazität bzw. Standardkapazität gegenüber der zwischen dem Speicherunternehmen und dem Netzbetreiber für das betroffene Jahr vereinbarten festen Kapazität bzw. Standardkapazität ist nur in jenem Umfang möglich, in dem diese feste Kapazität bzw. Standardkapazität im Marktgebiet wirtschaftlich gleichwertig vermarktet werden kann. Die Reduktion der jährlichen Buchung von unterbrechbarer Kapazität gegenüber der zwischen dem Speicherunternehmen und dem Netzbetreiber für das betroffene Jahr vereinbarten unterbrechbaren Kapazität ist nicht durch die Bedingung einer wirtschaftlich gleichwertigen Vermarktung im Marktgebiet limitiert. Bei ausschließlich von einem einzelnen Speicherunternehmen initiiertem Kapazitäts-erweiterungs-projekt ist eine Reduktion der jährlichen Buchung nur nach Maßgabe des Kapazitätserweiterungsvertrags möglich. Eine Erhöhung der jährlichen Buchung gegenüber der bisher erforderlichen Kapazität ist im Wege des Netzzugangsantrags gemäß § 11 möglich. Kapazitätserhöhungen von bestehenden Buchungen für die Dauer von mindestens einem Monat bis zu zwei Jahren erhöhen nicht die Berechnungsgrundlage für die maximal mögliche jährliche Reduktion der Buchung, sind jedoch von den Netzbetreibern dementsprechend nicht dauerhaft vorzuhalten.

(2) Abweichend von Abs. 1 können Speicherunternehmen mit dem Netzbetreiber, an dessen Netz die Speicheranlage angeschlossen ist (oder angeschlossen werden soll), die für die Ein- und Ausspeicherung maximal erforderliche Kapazität für eine Mindestdauer von jeweils 15 Jahren vereinbaren. Die Verpflichtung zur Vorhaltung der gebuchten festen Kapazität bzw. Standardkapazität endet mit Ablauf der Vertragsdauer, wenn nicht bis drei Jahre vor Ablauf eine Vereinbarung über die danach vorzuhaltende feste Kapazität bzw. Standardkapazität getroffen wird. Eine Reduktion der Buchung gegenüber der für die Vertragsdauer vereinbarten festen Kapazität bzw. Standardkapazität ist nur in jenem Umfang möglich, in dem diese feste Kapazität bzw. Standardkapazität im Marktgebiet wirtschaftlich gleichwertig vermarktet werden kann. Bei ausschließlich von einem einzelnen Speicherunternehmen initiierten Kapazitätserweiterungsprojekt ist eine Reduktion der Buchung nur nach Maßgabe des Kapazitätserweiterungsvertrags möglich. Eine Erhöhung der Buchung gegenüber der vorgehaltenen Kapazität ist im Wege des Netzzugangsantrags für die Vertragsdauer der vorgehaltenen Kapazität gemäß § 11 möglich. Kapazitätserhöhungen von bestehenden Buchungen für die Dauer von mindestens einem Monat bis zu zwei Jahren erhöhen nicht die Berechnungsgrundlage für die maximal mögliche jährliche Reduktion der Buchung, sind jedoch von den Netzbetreibern dementsprechend nicht dauerhaft vorzuhalten.

(3) Die Bestimmungen gemäß §§ 11 und 12 gelten sinngemäß auch für Speicherunternehmen, deren Speicheranlagen an ein Fernleitungsnetz angeschlossen sind.

(4) MVGM und Speicherunternehmen, deren Speicheranlagen an ein Verteilernetz angeschlossen sind, haben die für die operative Abwicklung notwendigen Rechte und Pflichten in Verträgen zu vereinbaren.

Gesonderte Regelungen zum Netzzugang für Produzenten und Erzeuger von erneuerbaren Gasen

§ 15. (1) Produzenten und Erzeuger von erneuerbaren Gasen vereinbaren einmal jährlich für das jeweils folgende Kalenderjahr mit dem Netzbetreiber an deren Netz deren Anlage angeschlossen ist (bzw. angeschlossen werden soll) die maximal für die Produktion erforderliche Kapazität. Die Netzbetreiber sind verpflichtet, die zuletzt gebuchte Kapazität für das Folgejahr dauerhaft vorzuhalten. Kommen Produzenten und Erzeuger von erneuerbaren Gasen der Aufforderung der Netzbetreiber zur Kapazitätsbuchung nicht innerhalb der von den Netzbetreibern gesetzten angemessenen Frist nach, ist die zuletzt gebuchte Kapazität des jeweiligen Produzenten bzw. Erzeugers von erneuerbaren Gasen für das Folgejahr zugrunde zu legen. Eine Reduktion von mehr als zehn Prozent der jährlichen Buchung gegenüber der dauerhaft erforderlichen Kapazität ist nur in jenem Umfang möglich, in dem diese Kapazität im Marktgebiet wirtschaftlich gleichwertig vermarktet werden kann. Die Reduktionsbeschränkung gilt für die für Produktion bzw. Erzeugung vorgehaltene Kapazität von mehr als 10.000 kWh/h. Eine Erhöhung der jährlichen Buchung gegenüber der bisher erforderlichen Kapazität ist im Wege des Netzzugangsantrags gemäß § 11 möglich. Kapazitätserhöhungen von bestehenden Buchungen für die Dauer von mindestens einem Monat bis zu zwei Jahren erhöhen nicht die Berechnungsgrundlage für die maximal mögliche jährliche Reduktion der Buchung, sind jedoch von den Netzbetreibern dementsprechend nicht dauerhaft vorzuhalten.

(2) MVGM und Produzenten sowie Erzeuger von erneuerbaren Gasen, deren Anlagen an ein Verteilernetz angeschlossen sind, haben die für die operative Abwicklung notwendigen Rechte und Pflichten in Verträgen zu vereinbaren.

3. Teil

Engpassmanagement im Fernleitungsnetz

Kurzfristiges Use-it-or-lose-it

§ 16. (1) Renominierungen gemäß § 8 Abs. 3 sind zulässig, wenn diese nicht 90 Prozent der der Bilanzgruppe bzw. dem Sub-Bilanzkonto zugeordneten festen Kapazität überschreitet und nicht zehn Prozent der zugeordneten festen Kapazität unterschreitet. Bei ursprünglichen Nominierungen von mindestens 80 Prozent der der Bilanzgruppe bzw. dem Sub-Bilanzkonto zugeordneten festen Kapazität wird die Hälfte des nicht nominierten Bereiches für die Renominierung nach oben zugelassen. Bei ursprünglichen Nominierungen von höchstens 20 Prozent der der Bilanzgruppe bzw. dem Sub- Bilanzkonto zugeordneten festen Kapazität wird die Hälfte des nominierten Bereiches für die Renominierung nach unten zugelassen. Die zulässige Renominierung wird kaufmännisch auf ganze kWh/h gerundet. Bei der Bestimmung des zulässigen Renominierungsbereiches einer Bilanzgruppe werden Kapazitäten gemäß Art. 9 Abs. 5 und 6 der Verordnung (EU) Nr. 2017/459 nicht berücksichtigt.

(2) Über- oder unterschreitet eine Renominierung von fester Kapazität den nach Abs. 1 zulässigen Bereich, ist diese nur in Summe der gebuchten Kapazitäten anzunehmen. Der den zulässigen Bereich über- oder unterschreitenden Teil der Renominierung ist wie eine Nominierung von unterbrechbarer Kapazität zu behandeln und im Engpassfall zuerst zu unterbrechen.

(3) Auf den Netzbenutzer, der in den vorangegangenen 365 Tagen durchschnittlich weniger als zehn Prozent der technischen Jahreskapazität am Buchungspunkt in einer Flussrichtung gebucht hat, finden die Renominierungsbeschränkungen gemäß Abs. 1 an diesem Buchungspunkt und in dieser Flussrichtung unter den folgenden Voraussetzungen keine Anwendung: Der Bilanzgruppe oder dem Sub-Bilanzkonto, der bzw. dem die Kapazitäten dieses Netzbenutzers zugeordnet sind,

1. müssen weniger als zehn Prozent der technischen Jahreskapazität am relevanten Buchungspunkt in der betreffenden Flussrichtung zugeordnet sein und
2. dürfen keine Kapazitäten eines Netzbenutzers zugeordnet sein, auf den die Voraussetzung des ersten Satzes dieses Absatzes nicht ebenso zutrifft.
Bei der Ermittlung der gebuchten und zugeordneten festen Kapazitäten werden Kapazitäten gemäß Art. 9 Abs. 5 der Verordnung (EU) Nr. 2017/459 nicht berücksichtigt.

(4) Der zuständige Bilanzgruppenverantwortliche kann Sub-Bilanzkonten einrichten. Die Nominierung bzw. Renominierung von Gasmengen erfolgt in diesem Fall durch den zuständigen Bilanzgruppenverantwortlichen auf das entsprechende Sub-Bilanzkonto, die entsprechenden Nominierungs- und Renominierungsregeln für Bilanzgruppen gelten analog.

(5) Der Fernleitungsnetzbetreiber bietet die Kapazitäten, die durch die Anwendung der Renominierungsbeschränkungen gemäß Abs. 1 und 2 frei werden als Kapazitäten gemäß Art. 9 Abs. 5 der Verordnung (EU) Nr. 2017/459 an.

(6) Soweit an Grenzkopplungspunkten von benachbarten Netzbetreibern vergleichbare Regelungen angewendet werden, können die Fernleitungsnetzbetreiber an diesen Grenzkopplungspunkten von der Beschränkung der Renominierungsrechte gemäß Abs. 1 bis 3 sowie § 8 Abs. 5 zweiter Satz erforderlichenfalls abweichen, um eine mit dem benachbarten Marktgebiet kompatible Regelung zu ermöglichen. Insbesondere soll die Bündelung der Kapazitäten nicht erschwert werden. Die Abweichung ist vorab der Regulierungsbehörde anzuzeigen und zu begründen.

(7) Der Netzbenutzer, dessen Kapazitäten durch den Fernleitungsnetzbetreiber nach Abs. 5 angeboten wurden, bleibt zur Zahlung der Einspeise- oder Ausspeiseentgelte verpflichtet.

(8) Abs. 1 bis 7 gelten auch für vor dem Inkrafttreten dieser Verordnung abgeschlossene Verträge.

Langfristiges Use-it-or-lose-it

§ 17. (1) Netzbenutzer sind verpflichtet, vollständig oder teilweise ungenutzte feste Kapazitäten unverzüglich als Sekundärkapazitäten auf der Buchungsplattform gemäß Art. 37 der Verordnung (EU) Nr. 2017/459 anzubieten oder dem Fernleitungsnetzbetreiber gemäß Punkt 2.2.4. des Anhangs I zur Verordnung (EG) Nr. 715/2009 sowie den genehmigten Allgemeinen Bedingungen für den Netzzugang zu Fernleitungsnetzen zurückzugeben.

(2) Der Fernleitungsnetzbetreiber entzieht einem Netzbenutzer nach schriftlicher Ankündigung teilweise oder zur Gänze seine auf fester Basis gebuchte, jedoch systematisch ungenutzte Kapazität und vermarktet sie als Primärkapazität, sofern und soweit andere Netzbenutzer an dem jeweiligen Netzkopplungspunkt feste Kapazität nachfragen, ein vertraglicher Engpass vorliegt und der Netzbenutzer die ungenutzte Kapazität nicht gemäß Abs. 1 auf der Buchungsplattform gemäß Art. 37 der Verordnung (EU) Nr. 2017/459 angeboten oder zurückgegeben hat. Als systematisch ungenutzt gilt Kapazität jedenfalls, wenn

1. der Bilanzgruppenverantwortliche weniger als durchschnittlich 80 Prozent der seiner Bilanzgruppe bzw. seinem Sub-Bilanzkonto zugeordneten Kapazität mit einer effektiven Vertragslaufzeit von mehr als einem Jahr sowohl von 1. April bis 30. September als auch von 1. Oktober bis 31. März in Anspruch genommen hat; oder
2. der Bilanzgruppenverantwortliche systematisch nahezu 100 Prozent der seiner Bilanzgruppe bzw. seinem Sub-Bilanzkonto zugeordneten Kapazität nominiert und danach mit dem Ziel der Umgehung der Bestimmungen des § 16 Abs. 1 Renominierungen nach unten durchführt.
Hat ein Netzbenutzer seine gebuchte Kapazität mehreren Bilanzgruppen bzw. Sub-Bilanzkonten zugeordnet, erfolgt die Prüfung der systematisch ungenutzten Kapazität gemäß Z 1 und 2 für die Summe der diesen Bilanzgruppen bzw. Sub-Bilanzkonten insgesamt zugeordneten Kapazität.

(3) Die Kapazitäten sind vom Fernleitungsnetzbetreiber im Ausmaß der durchschnittlichen Nichtinanspruchnahme für die verbleibende effektive Vertragslaufzeit zu entziehen; dabei erfolgt die Entziehung im Falle von Bilanzgruppen bzw. Sub-Bilanzkonten, in die mehrere Netzbenutzer Kapazität eingebracht haben, anteilig entsprechend der von den Netzbenutzern eingebrachten Kapazität.

(4) Von einer Entziehung nach Abs. 2 ist abzusehen, wenn der Netzbenutzer binnen zwei Wochen nach schriftlicher Ankündigung des Entzugs schriftlich nachweist, dass er

1. die Kapazitäten in Übereinstimmung mit Abs. 1 auf dem Sekundärmarkt zu einem Preis, der das ursprünglich für die entsprechende Primärkapazität an den Fernleitungsnetzbetreiber zu zahlende Entgelt nicht wesentlich überschreitet, angeboten oder dem Fernleitungsnetzbetreiber für den Zeitraum und im Umfang der Nichtnutzung zur Verfügung gestellt hat; oder
2. die Kapazitäten in vollem Umfang weiterhin benötigt, um bestehende vertragliche Verpflichtungen, insbesondere aus Gasbezugs- oder Gaslieferverträgen, zu erfüllen.

(5) Von dem Vorliegen eines Tatbestandes gemäß Abs. 2 und dem in Aussicht genommenen Umfang der Entziehung gemäß Abs. 3 hat der Fernleitungsnetzbetreiber die Regulierungsbehörde umgehend zu verständigen sowie gegebenenfalls die Nachweise gemäß Abs. 4 zu übermitteln.

(6) Die Rechte und Pflichten des Kapazitätsvertrages verbleiben in dem Umfang beim Netzbenutzer, in dem die Kapazität vom Fernleitungsnetzbetreiber nicht als Primärkapazität neu vergeben wird. Hinsichtlich Sicherheitsleistungen gelten die diesbezüglichen Regelungen in den Allgemeinen Bedingungen für den Netzzugang zu Fernleitungsnetzen.

(7) Fernleitungsnetzbetreiber haben Informationen nach Abs. 2 und 3 insbesondere zur zugeordneten und tatsächlich genutzten Kapazität je Bilanzgruppe bzw. Sub-Bilanzkonto fünf Jahre lang aufzubewahren und auf Aufforderung der Regulierungsbehörde zur Verfügung zu stellen.

4. Teil

Integrierte Marktgebietsbilanzierung

1. Abschnitt

Grundsätze der Bilanzierung

§ 18. (1) Das Marktgebiet, als integrierter Bilanzierungsraum, umfasst sämtliche Ein- und Ausspeisemengen der Fernleitungs- und Verteilernetze gemäß § 12 GWG 2011.

(2) Jeder Netzbenutzer muss gemäß § 19 einer Bilanzgruppe angehören. Innerhalb der Bilanzgruppe werden die Ein- und Ausspeisemengen im Marktgebiet von einem oder mehreren Netzbenutzern zusammengeführt und die Abweichungen ausgeglichen. Unbeschadet der Regelung gemäß § 26 Abs. 5 letzter Satz sind alle Ein- und Ausspeisemengen im Marktgebiet eindeutig einem Netzbenutzer zuzuordnen.

(3) Bilanzgruppenverantwortliche haben bei den ihrer Bilanzgruppe zugeordneten Ein- und Ausspeisemengen durch entsprechende Prognosen sowie geeignete Maßnahmen innerhalb der Bilanzierungsperiode für einen bestmöglichen Ausgleich zu sorgen. Der Bilanzgruppenverantwortliche trägt gegenüber der Bilanzierungsstelle die wirtschaftliche Verantwortung für seine Bilanzgruppe bzw. seinen Bilanzgruppen.

(4) Die Marktgebietsbilanzierung ist jeweils pro Bilanzgruppe für alle nominierten sowie gemessenen Gasmengen im Marktgebiet abzuwickeln und erfolgt in Energieeinheiten (kWh). Die Bilanzierungsperiode (Messperiode) im Marktgebiet ist der Gastag.

(5) Der Handel im Marktgebiet, einschließlich der Übertragung von Gasmengen zwischen Bilanzgruppen, ist nur am Virtuellen Handelspunkt möglich. Ein Handel nach Ende der Bilanzierungsperiode ist nicht zulässig.

2. Abschnitt

Bilanzgruppensystem

Bilanzgruppenmitgliedschaft

§ 19. (1) Der MVGM organisiert das Bilanzgruppensystem und ordnet jedem Bilanzgruppenverantwortlichen und jeder Bilanzgruppe eine eindeutige Identifikationsnummer zu.

(2) Die Mitgliedschaft von Marktteilnehmern zur Bilanzgruppe wird entweder unmittelbar durch Abschluss eines Vertrages mit dem Bilanzgruppenverantwortlichen (unmittelbare Mitgliedschaft) oder mittelbar durch Abschluss eines Vertrages mit einem Versorger, der wiederum Bilanzgruppenmitglied ist (mittelbare Mitgliedschaft), begründet. Das mittelbare Bilanzgruppenmitglied steht in keinem direkten Vertragsverhältnis zum Bilanzgruppenverantwortlichen. Die Mitgliedschaft in mehreren Bilanzgruppen ist zulässig, jedoch kann ein Zählpunkt jeweils nur einer Bilanzgruppe angehören. Jede Bilanzgruppe und deren unmittelbare Mitglieder haben Zugang zum Virtuellen Handelspunkt des Marktgebietes. Sofern Bilanzgruppenmitglieder einen oder mehrere Zählpunkte haben, wird eine Mitgliedschaft zur Bilanzgruppe durch den Zählpunkt begründet.

(3) Beabsichtigt ein unmittelbares Bilanzgruppenmitglied

1. mit der Bilanzierungsstelle Verträge über die Lieferung oder den Bezug von physikalischer Ausgleichsenergie gemäß § 29 abzuschließen,
2. einem Fernleitungsnetzbetreiber oder dem MVGM gegenüber Lastflusszusagen zu treffen oder
3. Energiegeschäfte über eine Energiebörse oder Abwicklungsstelle einer Energiebörse abzuwickeln,
hat das Bilanzgruppenmitglied den Bilanzgruppenverantwortlichen zeitgerecht vom beabsichtigten Abschluss derartiger Verträge zu informieren. Bilanzgruppenmitglieder dürfen Angebote für den Abschluss derartiger Verträge nur mit Zustimmung des Bilanzgruppenverantwortlichen stellen oder annehmen. Der Bilanzgruppenverantwortliche darf die Zustimmung nur verweigern, wenn begründete Bedenken dahingehend bestehen, dass der Vertragsabschluss die Erfüllung der Aufgaben und Pflichten des Bilanzgruppenverantwortlichen oder des unmittelbaren Bilanzgruppenmitglieds gefährdet. Die Gründe hierfür sind schriftlich darzulegen.

(4) Unmittelbare Bilanzgruppenmitglieder haben den Bilanzgruppenverantwortlichen bei der Erfüllung seiner Aufgaben und Pflichten zu unterstützen. Diese Unterstützungspflicht besteht insbesondere

1. in der Mitwirkung bei der Erstellung von Prognosewerten für die Entnahme und/oder die Einspeisung von Gas, sowie in der Übermittlung der notwendigen Nominierungen an den Bilanzgruppenverantwortlichen;
2. nach Maßgabe des Datenschutzgesetzes, BGBl. I Nr. 165/1999, in der Übermittlung jener Daten, welche zur Wahrnehmung der jeweiligen, in § 91 GWG 2011 genannten Aufgaben und Pflichten eine wesentliche Voraussetzung darstellen, an den Bilanzgruppenverantwortlichen im hierfür erforderlichen Ausmaß;
3. in der Lieferung der für die Erstellung der langfristigen Planung und die Erstellung des koordinierten Netzentwicklungsplans erforderlichen Daten.

Regelungen für Bilanzgruppenverantwortliche

§ 20. (1) Wenn der Bilanzgruppenverantwortliche die Mitglieder einer Bilanzgruppe in Erfüllung seiner in § 91 GWG 2011 angeführten Aufgaben und Pflichten vertritt, handelt er als indirekter Stellvertreter. Eine direkte Stellvertretung liegt indes vor, wenn eine solche im Einzelfall vereinbart worden ist. Der Bilanzgruppenverantwortliche hat dem MVGM, der Bilanzierungsstelle und den Netzbetreibern die Identität und die Daten der Bilanzgruppenmitglieder bekannt zu geben, sofern dies für deren Aufgabenerfüllung erforderlich ist.

(2) Von Bilanzgruppenmitgliedern in die Bilanzgruppe eingebrachten Kapazitäten sind vom Bilanzgruppenverantwortlichen zu verwalten.

(3) Der Bilanzgruppenverantwortliche leistet die Entgelte gemäß § 24 gegenüber der Bilanzierungsstelle und die Transaktionskosten des Betreibers des Virtuellen Handelspunktes auf Basis der genehmigten allgemeinen Bedingungen gemäß § 31 Abs. 3 GWG 2011 gegenüber dem Betreiber des Virtuellen Handelspunktes für alle Bilanzgruppenmitglieder und verrechnet diese den Bilanzgruppenmitgliedern verursachungsgerecht weiter.

(4) Die Art der Weiterverrechnung dieser Entgelte und Gebühren werden zwischen dem Bilanzgruppenverantwortlichen und dem unmittelbaren Bilanzgruppenmitglied vereinbart. Sämtliche Mitglieder der Bilanzgruppe sind gleichzustellen.

(5) Das Entgelt des Bilanzgruppenverantwortlichen für die Erbringung seiner Dienstleistungen ist zwischen dem Bilanzgruppenverantwortlichen und dem unmittelbaren Bilanzgruppenmitglied zu vereinbaren.

3. Abschnitt

Kommerzielle Bilanzierung

Allokationskomponenten

§ 21. (1) Die Bilanzierung erfolgt durch die Bilanzierungsstelle je Bilanzgruppe. Diese umfasst die folgenden Allokationskomponenten als Stundenzeitreihe mit Bezug auf den jeweiligen Gastag:

1. allokierte Nominierungen an den Grenzkopplungspunkten des Marktgebietes inkl. der Ein- und Ausspeisepunkte im Verteilernetz an der Marktgebietsgrenze;
2. allokierte Nominierungen zur Ein- bzw. Ausspeicherung von Gasmengen im Marktgebiet;
3. allokierte Nominierungen von Einspeisungen der Erdgasproduktion;
4. allokierte Nominierungen der saldierten Handelsmenge der Bilanzgruppe am Virtuellen Handelspunkt;
5. allokierte Einspeisungen von Erzeugungsanlagen erneuerbarer Gase;
6. allokierten Ausspeisungen an Endverbraucher.

(2) Die Allokation gemäß Abs. 1 Z 1 bis 3 erfolgt auf Basis der Nominierungen der Bilanzgruppen-verantwortlichen bezogen auf Stundenwerte, wobei Abweichungen zwischen nominierten und gemessenen Werten über Operational Balancing Agreements (OBA) gemäß § 27 auszugleichen sind. An Ein- und Ausspeisepunkten, an denen noch kein OBA zwischen den Netz- bzw. Systemoperatoren zustande gekommen ist, wird die Differenz zwischen Nominierung und Messung im Rahmen der Netzbilanzierung gemäß § 26 von den Netzbetreibern getragen. Für den Bilanzgruppenverantwortlichen gilt, dass bestätigte nominierte Mengen auch den allokierten Mengen entsprechen.

(3) Die Allokation gemäß Abs. 1 Z 4 erfolgt auf Basis der vom Betreiber des Virtuellen Handelspunktes übermittelten, stündlichen und saldierten Handelsgeschäfte der Bilanzgruppe.

(4) Die Allokation gemäß Abs. 1 Z 5 erfolgt auf Basis der vom jeweiligen Netzbetreiber übermittelten Messwerte der Einspeisung. Ein allenfalls stündliches Profil von Messwerten wird durch die Bilanzierungsstelle so angepasst, dass die bilanzierungsrelevante Allokation jedenfalls als ein über den relevanten Tag konstantes Tagesband vorliegt.

(5) Die Allokation gemäß Abs. 1 Z 6 für Endverbraucher mit zugeordnetem, standardisiertem Lastprofil erfolgt als konstantes Tagesband anhand der von den Verteilernetzbetreibern auf Basis der tatsächlich gemessenen Temperatur ermittelten Tagesverbräuche.

(6) Die Allokation gemäß Abs. 1 Z 6 für Endverbraucher mit Lastprofilzähler, die mit dem Netzbetreiber eine vertragliche Höchstleistung bis zu 300.000 kWh/h je Ausspeise- bzw. Zählpunkt vereinbart haben, erfolgt auf Basis der vom jeweiligen Netzbetreiber übermittelten Messwerte der Entnahme. Ein allenfalls stündliches Profil von Messwerten wird durch die Bilanzierungsstelle so angepasst, dass die bilanzierungsrelevante Allokation grundsätzlich als ein über den relevanten Tag konstantes Tagesband vorliegt. Die Bilanzierungsstelle bietet Bilanzgruppenverantwortlichen die Möglichkeit über ein geordnetes, transparentes Verfahren zu beantragen, dass die gegenständliche, bilanzierungsrelevante Allokation anstelle eines Tagesbands als stündliches Profil erfolgt. Ein derartiger Wechsel ist je Endverbraucher einmal jährlich möglich.

(7) Die Allokation gemäß Abs. 1 Z 6 für Endverbraucher mit Lastprofilzähler, die mit dem Netzbetreiber eine vertragliche Höchstleistung von mehr als 300.000 kWh/h je Ausspeise- bzw. Zählpunkt vereinbart haben, erfolgt auf Basis der vom jeweiligen Netzbetreiber übermittelten Messwerte der Entnahme. Das stündliche Profil der Messwerte stellt die bilanzierungsrelevante Allokation dar.

Anwendbarer täglicher Ausgleichsenergiepreis

§ 22. (1) Eine sich aus den Allokationskomponenten gemäß § 21 Abs. 1 ergebende Tagesunausgeglichenheit einer Bilanzgruppe wird gegenüber dem Bilanzgruppenverantwortlichen gemäß § 24 zum Ausgleichsenergiepreis des jeweiligen Gastages abgerechnet.

(2) Wenn die Tagesunausgeglichenheit einer Bilanzgruppe positiv ist (d.h. die Einspeisungen des jeweiligen Gastages die Ausspeisungen übersteigen) wird der Grenzverkaufspreis angewendet. Dieser ergibt sich als der niedrigere der beiden folgenden Preise:

1. der niedrigste Preis aller physikalischen Ausgleichsenergieverkäufe gemäß § 28 Abs. 2 Z 1 für den jeweiligen Gastag, oder
2. der Börsereferenzpreis (CEGHIX) des jeweiligen Gastags abzüglich einer kleinen Anpassung idH von drei Prozent.

(3) Wenn die Tagesunausgeglichenheit einer Bilanzgruppe negativ ist (d.h. die Einspeisungen des jeweiligen Gastages hinter den Ausspeisungen zurückbleiben) wird der Grenzankaufspreis angewendet. Dieser ergibt sich als der höhere der beiden folgenden Preise:

1. der höchste Preis aller physikalischen Ausgleichsenergiekäufe gemäß § 28 Abs. 2 Z 1 für den jeweiligen Gastag, oder
2. der Börsereferenzpreis (CEGHIX) des jeweiligen Gastags zuzüglich einer kleinen Anpassung idH von drei Prozent.

(4) Sollte für einen jeweiligen Gastag kein Börsereferenzpreis (CEGHIX) vorliegen, so ist der letztgültige Börsereferenzpreis (CEGHIX) für die Ermittlung des anwendbaren täglichen Ausgleichsenergiepreises gemäß Abs. 2 und 3 für diesen Tag heranzuziehen.

(5) Ausgleichsenergiepreise sind in Cent/kWh anzugeben und auf mindestens drei Kommastellen kaufmännisch zu runden.

Ergänzendes untertätiges Anreizsystem

§ 23. (1) In Ergänzung zum täglichen Ausgleichsenergiepreis gemäß § 22 unterliegen Bilanzgruppen-verantwortliche auch einem untertägigen Anreizsystem. Dieses sieht vor, dass diese ergänzend je Bilanzgruppe einen Kostenbeitrag zur untertägigen Strukturierung der stündlichen Differenzmengen ihrer Bilanzgruppe zu leisten haben. Das untertägige Anreizsystem kommt grundsätzlich nur zur Anwendung, wenn der MVGM am jeweiligen Gastag gegenläufige Abrufe von physikalischer Ausgleichsenergie durchführen musste.

(2) Ausgangspunkt der Ermittlung des Kostenbeitrag gemäß Abs. 1 sind die stündlichen Differenzen zwischen den Ein- und Ausspeisemengen einer Bilanzgruppe. Diese stündlichen Differenzen werden über den Gastag kumuliert (kumulierte stündliche Differenzmenge) und für jede Stunde einer Toleranzmenge gegenübergestellt. Die Toleranzmenge je Bilanzgruppe beträgt für jede Stunde vier Prozent der allokierten Ausspeisungen an Endverbraucher gemäß § 21 Abs. 1 Z 6 an diesem Tag.

(3) Mengenmäßige Berechnungsbasis für den Kostenbeitrag eines Gastages (Überschreitungsmenge) ist die Summe der jeweiligen, stündlichen Überschreitungen der Toleranzmenge durch die kumulierte stündliche Differenzmenge.

(4) Der spezifische Kostenbeitrag entspricht grundsätzlich der Differenz zwischen den mengengewichteten Durchschnittspreisen für physikalische Ausgleichsenergieeinkäufe bzw. -verkäufe des MVGM am jeweiligen Gastag gemäß § 28 Abs. 2 Z 1 und ist minimal Null. Dieser ist in Cent/kWh anzugeben und auf mindestens drei Kommastellen kaufmännisch zu runden.

(5) Der absolute Kostenbeitrag eines Bilanzgruppenverantwortlichen ergibt sich durch Multiplikation des spezifischen Kostenbeitrags gemäß Abs. 4 mit der Überschreitungsmenge gemäß Abs. 3. Die Bilanzierungsstelle hat dabei sicherzustellen, dass die Summe der Kostenbeiträge sämtlicher Bilanzgruppenverantwortlicher für einen Gastag jedenfalls auf die resultierenden Gesamtkosten der Ausgleichsenergieeinkäufe bzw. -verkäufe zum Zwecke der Strukturierung an diesem Gastag beschränkt ist.

(6) MVGM und Bilanzierungsstelle führen jährlich eine Evaluierung des ergänzenden untertägigen Anreizsystems mit Fokus auf die relevanten Parameter durch und übermitteln einen Bericht an die Regulierungsbehörde.

Erstes und zweites Clearing für Bilanzgruppenverantwortliche und dessen kommerzielle Abwicklung

§ 24. (1) Die Bilanzierungsstelle veröffentlicht auf ihrer Webseite einen Clearingkalender und führt auf dieser Basis das erste und zweite Clearing für Bilanzgruppenverantwortliche durch.

(2) Das erste Clearing erfolgt monatlich binnen drei Arbeitstagen nach Clearingschluss des jeweiligen Abrechnungsmonats. Gegenstand dieses Clearings ist die Abrechnung

1. der sich aus den Allokationskomponenten gemäß § 21 Abs. 1 ergebenden Tagesunaus-geglichenheit einer Bilanzgruppe zum Ausgleichsenergiepreis des jeweiligen Gastages gemäß § 22;
2. eines allfälligen Kostenbeitrags zur untertägigen Strukturierung gemäß § 23 Abs. 5;
3. einer allfälligen Bilanzierungsumlage gemäß § 25 Abs. 1.

(3) Das zweite Clearing erfolgt spätestens 14 Monate nach dem ersten Clearing gemäß Abs. 2. Gegenstand dessen ist die Korrektur des ersten Clearings aufgrund von abrechnungsrelevanten Veränderungen von Allokationen anhand von final gemessenen bzw. abgelesenen Energiemengen.

(4) Im Rahmen des Clearings gemäß Abs. 2 kommt auch ein Clearingentgelt zur Abrechnung. Die Festsetzung des Clearingentgelts sowie der mengenmäßigen Grundlage für die Abrechnung dessen erfolgt durch die Verordnung der Regulierungsbehörde gemäß § 89 GWG 2011.

(5) Die Bilanzierungsstelle betreibt zur laufenden Bonitätsprüfung ein Risikomanagement-System und ist berechtigt, angemessene und nicht-diskriminierende Sicherheitsleistungen von Bilanzgruppenverantwortlichen zu verlangen. Die Ermittlung der erforderlichen Sicherheiten soll derart gestaltet werden, dass veränderte Situationen bzw. Risiken auch zeitnah reflektiert werden können. Die Form der Sicherheitenerbringung soll sich an Marktbedürfnissen orientieren.

(6) Für die Korrektur fehlerhafter Allokationsdaten, welche jedoch erst nach Durchführung des eigentlichen Clearings identifiziert werden, hat die Bilanzierungsstelle für einen angemessenen Zeitraum eine Nachverrechnung zu ermöglichen. In diesem Fall wird das gesamte Clearing einer Bilanzgruppe für den betroffenen Abrechnungsmonat neu aufgerollt. Diese Nachverrechnung kann entweder die für die Abgabe der betroffenen Allokation verantwortliche Stelle oder der betroffene Bilanzgruppenverantwortliche initiieren. Die Bilanzierungsstelle ist berechtigt für die Kompensation der damit verbundenen Zusatzaufwände ein Entgelt zu erheben. Die Bilanzierungsstelle hat monatlich eine Dokumentation sämtlicher Nachverrechnungen an die Regulierungsbehörde zu übermitteln.

(7) Das Prozedere der Verrechnung, Zahlungsabwicklung sowie des Risikomanagements gemäß Abs. 5 ist durch die Bilanzierungsstelle auf Basis ihrer genehmigten Allgemeinen Bedingungen festzulegen. Im Rahmen der Erstellung sind die Marktteilnehmer umfassend zu konsultieren.

Kosten- und Erlösneutralität der Bilanzierungsstelle

§ 25. (1) Durch die Bilanzierungsumlage gemäß § 24 Abs. 2 Z 3 wird je Marktgebiet sichergestellt, dass der Bilanzierungsstelle durch die Abwicklung des Clearings gemäß § 24 Abs. 2, 3 und 6, die Netzbilanzierung gemäß § 26, sowie den Einsatz und die Vorhaltung von physikalischer Ausgleichsenergie gemäß § 28 keine Gewinne oder Verluste entstehen.

(2) Alle Kosten und Erlöse aus den Transaktionen gemäß Abs. 1 werden dafür von der Bilanzierungsstelle auf einem Umlagekonto transparent und nachvollziehbar erfasst. Zielsetzung ist, dass der Kontostand des Umlagekontos unter Berücksichtigung einer allfälligen Liquiditätsreserve möglichst ausgeglichen gehalten wird.

(3) Die Bilanzierungsstelle prüft quartalsweise ob die Festsetzung einer Umlage erforderlich ist und legt diese allenfalls jeweils für ein Quartal als Betrag in Cent/kWh fest. Die Veröffentlichung der Höhe der Umlage hat im Monat vor Beginn der Gültigkeit zu erfolgen.

(4) Mengenmäßige Grundlage für die Abrechnung der Bilanzierungsumlage gemäß Abs. 1 im Rahmen des Clearings gemäß § 24 ist die Summe sämtlicher Allokationskomponenten der Bilanzgruppe für einen Gastag gemäß § 21 Abs. 1 Z 1, soweit sie sich auf Ausspeisungen beziehen, sowie gemäß § 21 Abs. 1 Z 6.

Netzbilanzierung

§ 26. (1) Verteilernetzbetreiber stellen sicher, dass die gemäß § 32 Abs. 9 Z 10 für die Netzbilanzierung zu übermittelnden Daten sämtliche in der Tabelle in Anlage 2 Punkt III enthaltenen Allokations-komponenten umfassen. Marktteilnehmer haben dafür im ausreichenden Maße zu kooperieren. Verteilernetzbetreiber und MVGM können vereinbaren, dass die Tätigkeiten gemäß Abs. 1 und 2 vom MVGM ausgeführt werden.

(2) Zusätzlich zu den Daten gemäß Abs. 1 übermitteln Verteilernetzbetreiber Daten zur aggregierten Ausspeisung an Endverbraucher im jeweiligen Netzgebiet, wobei hierfür der mengengewichtete Ist-Brennwert im jeweiligen Netzgebiet eines Netzbetreibers heranzuziehen ist.

(3) Der MVGM ermittelt für die Verteilernetze den Auf-/Abbau von Operational Balancing Agreements an Netzpunkten mit Anwendung des Prinzips „allokiert wie nominiert“ gemäß der Tabelle in Anlage 2 Punkt III als Differenz zwischen den allokierten Nominierungen von Bilanzgruppenverantwortlichen gemäß § 21 Abs. 1 Z 1 bis 3 und dem tatsächlichen Lastfluss am jeweiligen Netzpunkt mit Ist-Brennwert. Verteilernetzbetreiber sind berechtigt diese Tätigkeit auch selbsttätig durchzuführen. In diesem Fall ist der MVGM davon in Kenntnis zu setzen und die Einhaltung der damit verbundenen Informationspflichten durch den Verteilernetzbetreiber sicherzustellen.

(4) Die Bilanzierungsstelle ermittelt je Netzbetreiber auf täglicher Basis die folgenden Verrechnungskomponenten

1. die Brennwertdifferenz der Ausspeisung an Endverbraucher als Differenz zwischen der aggregierten Ausspeisung an Endverbraucher im Netzgebiet anhand des mengengewichteten Ist-Brennwerts gemäß Abs. 2 und dieser aggregierten Ausspeisung auf Basis des anwendbaren Verrechnungsbrennwerts gemäß Anlage 2, Punkt IV;
2. den sich aus den Allokationskomponenten gemäß Abs. 1 unter Berücksichtigung allfälliger Brennwertdifferenzen gemäß Z 1 ergebenden Restsaldos.

(5) Für die Zwecke der Netzbilanzierung wird je Netzbetreiber eine besondere Bilanzgruppe eingerichtet. Netzbetreiber haben einen Bilanzgruppenverantwortlichen für diese Bilanzgruppen zu benennen. Zählpunkte von Endverbrauchern dürfen einer besonderen Bilanzgruppe nicht zugeordnet werden. Davon ausgenommen sind allokierte Aus-speisungen von Endverbrauchern, die durch eine Inanspruchnahme von Netzdienstleistungen ohne Zuordnung des Zählpunkts zu einer Bilanzgruppe auftreten und folglich im Restsaldo gemäß Abs. 4 Z 2 enthalten sind.

(6) Die Ausübung der Tätigkeit eines Bilanzgruppenverantwortlichen für Bilanzgruppen gemäß Abs. 5, für besondere Bilanzgruppen des MVGM zur Abwicklung von Maßnahmenplänen gemäß § 25 GWG 2011, Notaushilfslieferungen und sonstige betriebliche Transportabwicklungen und für die besondere Bilanzgruppe der Bilanzierungsstelle bedarf keiner Genehmigung gemäß § 93 GWG 2011. Diese sind der Regulierungsbehörde jedoch vorab anzuzeigen. Mit der Einrichtung einer besonderen Bilanzgruppe haben Netzbetreiber einen Vertrag mit der Bilanzierungsstelle abzuschließen, in dem die Rechte und Pflichten im Zusammenhang mit den jeweiligen Aufgaben der Vertragsparteien geregelt werden. Bilden mehrere Netzbetreiber gemeinsam eine besondere Bilanzgruppe, so hat der Bilanzgruppenverantwortliche dem MVGM zu melden, welche Netzbetreiber an dieser beteiligt sind.

(7) Das Clearing der besonderen Bilanzgruppen erfolgt grundsätzlich analog zum Clearing für Bilanzgruppenverantwortliche gemäß § 24. Gegenstand des Clearings sind die Verrechnungskomponenten gemäß Abs. 4 Z 1 und 2. Eine Aktualisierung der Abrechnung aufgrund der Ablesung von Endverbrauchern mit zugeordnetem Standardlastprofil ist vorzusehen.

(8) Als anwendbarer Preis wird der Börsereferenzpreis (CEGHIX) des jeweiligen Gastags herangezogen.

(9) Besondere Bilanzgruppen haben keinen Kostenbeitrag zur untertägigen Strukturierung gemäß § 23, keine Bilanzierungsumlage gemäß § 25 und kein Clearingentgelt gemäß § 24 Abs. 4 zu leisten. Die Bonitätsprüfung der Bilanzierungsstelle gemäß § 24 Abs. 5 kommt nicht zur Anwendung.

(10) Der Eigenverbrauch ist durch Einkauf zu marktüblichen Preisen abzudecken. Vom Netzbetreiber sind möglichst exakte Werte für die Meldung des Eigenverbrauchs heranzuziehen. Sollte eine Messung aus wirtschaftlichen Gründen nicht vertretbar sein, so ist dies der Regulierungsbehörde nachzuweisen und ein entsprechendes Berechnungsmodell zur Ersatzwertbildung vorzulegen. Sollte der Netzbetreiber aufgrund von Arbeiten am Netz Netzteile drucklos machen müssen, sind diese Mengen für Entleerung und Befüllung exakt zu bestimmen und in der Nominierungserstellung zu berücksichtigen. Für den außerordentlichen Fall von Gebrechen und Undichtheiten im Leitungssystem sind bestmöglich geschätzte Werte bzw. Berechnungen heranzuziehen.

(11) Die Netzbilanzierung der Fernleitungsnetze erfolgt eigenverantwortlich durch die Fernleitungsnetzbetreiber und ohne Einbindung der Bilanzierungsstelle. Dabei ermittelt der Fernleitungsnetzbetreiber auf Basis der Nominierungen für sein Netz stündlich einen Nominierungssaldo. Fernleitungsnetzbetreiber und MVGM stellen sicher, dass dieser Nominierungssaldo im Zuge des physischen Austauschs an den Übergabepunkten zwischen Fernleitungsnetz und Verteilergebiet berücksichtigt und zeitnah ausgeglichen wird.

(12) Die Fernleitungsnetzbetreiber stellen der Bilanzierungsstelle und den Verteilernetzbetreibern gemäß § 32 Abs. 5 Z 4 alle für die Netzbilanzierung der Verteilernetze erforderlichen Information in geeigneter Form bereit.

4. Abschnitt

Physikalische Bilanzierung

Einsatz von Netzpuffer (Netzpufferung)

§ 27. (1) Der Einsatz von Netzpuffer (Netzpufferung) stellt die primäre Maßnahme zur physikalischen Bilanzierung der Netze im Marktgebiet dar. Dessen effiziente Nutzbarkeit ist über die gemäß § 67 GWG 2011 abzuschließenden Netzkopplungsverträge und vertragliche Vereinbarung der Rechte und Pflichten zwischen MVGM, Fernleitungsnetzbetreibern und Verteilernetzbetreibern sicherzustellen.

(2) Der MVGM ermittelt durch Aggregation der von den Fernleitungsnetzbetreibern stündlich gemäß § 32 Abs. 5 Z 2 und auf der Basis der von den Verteilernetzbetreibern zur Verfügung gestellten Basisdaten den nutzbaren, aggregierten Netzpuffer des Marktgebiets.

(3) Der MVGM nutzt den Netzpuffer des Marktgebiets gemäß Abs. 2 in Abstimmung mit den Fernleitungs- und Verteilernetzbetreibern für den Ausgleich kurzfristiger Druckschwankungen sowie zur Überbrückung der Strukturierungserfordernisse im Marktgebiet bis zur physikalischen Erfüllung seiner allfälligen Ausgleichsenergieabrufe.

(4) Die Fernleitungsnetzbetreiber sind verpflichtet, das maximal technisch mögliche Volumen des Netzpuffers der Fernleitungen, unter Berücksichtigung der Netzintegrität sowie vertraglicher Verpflichtungen, für den MVGM nutzbar zu machen. Um den Fernleitungsnetzbetreibern die Berechnung zu ermöglichen, nominiert der MVGM bei den Fernleitungsnetzbetreibern stündliche Werte für die von ihm geplante Inanspruchnahme des Netzpuffers der Fernleitungen.

(5) Der Umfang der Nutzung des Netzpuffers sind durch die Fernleitungsnetzbetreiber sowie den MVGM angemessen zu dokumentieren. Der MVGM und die Fernleitungsnetzbetreiber verpflichten sich, die Salden der Netzpuffer- bzw. OBA-Konten im Wege der Nutzung des jeweiligen Netzpuffers oder von Ausgleichsenergieabrufen gemäß § 28 zeitnah zurückzuführen.

(6) Die Vorhaltung und der Einsatz von Regelenergie aus Netzkopplungsverträgen werden weder bilateral zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern sowie zwischen Fernleitungsnetzbetreibern und Verteilernetzbetreibern noch vom MVGM bzw. von der Bilanzierungsstelle gesondert vergütet.

Einsatz von physikalischer Ausgleichsenergie

§ 28. (1) Nach Ausnutzung des Netzpuffers gemäß § 27 verbleibende, physikalische Ausgleichsbedarfe werden durch den MVGM mithilfe der in Abs. 2 festgelegten Instrumente und Reihenfolge im Namen und auf Rechnung der Bilanzierungsstelle ausgeglichen. Dafür ermittelt der MVGM auf stündlicher Basis den tatsächlichen bzw. prognostizierten physikalischen Marktgebietssaldo und die für die störungsfreie Steuerung des Marktgebiets erforderliche Menge an physikalischer Ausgleichsenergie.

(2) Physikalische Ausgleichsenergie muss in Form folgender, nach Priorität gereihter Bilanzierungs-instrumente beschafft werden:

1. über den Handel von standardisierten Produkten an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt;
2. über Standardprodukte der Merit Order List gemäß § 29 Abs. 2 Z 1;
3. über Flexibilitätsprodukte der Merit Order List gemäß § 29 Abs. 2 Z 2.
Wenn in der jeweiligen Prioritätsstufe bezogen auf einen vom MVGM als relevant eingestuften Zeitraum keine entsprechenden Angebote verfügbar sind oder lokationsabhängige, kurzfristige oder lastreduzierende Produkte zum Erhalt des störungsfreien Betriebs vom MVGM benötigt werden, kann dieser auf die jeweils nächste Prioritätsstufe zugreifen und dortige Angebote abrufen.

Regelungen zur Merit Order List

§ 29. (1) Die Ausgleichsenergieanbieter auf der Merit Order List haben technisch sicherzustellen, dass die von ihnen angebotene Energie mit der angegebenen Leistung, bei dem im Angebot genannten Ein- und Ausspeisepunkt und innerhalb der jeweiligen Vorlaufzeit nach Anforderung durch den MVGM tatsächlich in das System des Marktgebietes eingespeist oder aus dem System entnommen wird.

(2) Angebote sind vom Ausgleichsenergieanbieter ausschließlich auf einer Online-Plattform, die die Bilanzierungsstelle zur Verfügung stellt, für Aufbringung oder Abnahme zu legen. Im Angebot müssen die vom MVGM vergebene Identifikationsnummer der Bilanzgruppe des Ausgleichsenergieanbieters, die Stunde(n), für die das Angebot gilt, die jeweilige Vorlaufzeit in Bezug auf den Abruf von Ausgleichsenergie und die Höhe der angebotenen Leistungsvorhaltung sowie der Energiepreis und der Ein- oder Ausspeisepunkt bzw. Zählpunkt enthalten sein. Die Angebote haben zu Fixpreisen zu erfolgen. Bei den Angeboten wird unterschieden zwischen:

1. Angeboten von Standardprodukten je Ausgleichsenergieanbieter, mit einer Vorlaufzeit von 30 Minuten, mit einer Mindestdauer von einer Stunde und einer Mindestgröße von einer MWh/h;
2. Angebote von zusammenhängenden Stundenprodukten je Ausgleichsenergieanbieter mit einer vom Ausgleichsenergieanbieter zu wählenden Vorlaufzeit und einer Mindestgröße von einer MWh/h.

(3) Angebote sind bis spätestens 16.00 Uhr (Marktschluss) für den folgenden Gastag, vor Samstagen, Sonntagen und gesetzlichen Feiertagen bis einschließlich des nächsten Arbeitstages zu legen. Ab dem Zeitpunkt des Marktschlusses sind die Angebote für die jeweiligen Ausgleichsenergieanbieter verbindlich und können nicht mehr geändert oder zurückgezogen werden. Die Bilanzierungsstelle hat im Falle von besonderen, begründeten Umständen wie zum Beispiel auf Grund technischer Probleme, Zusammentreffen von Wochenend- und Feiertagen oder zur Ergreifung von Maßnahmen wegen fehlender Angebote die Möglichkeit, nach Information der Marktteilnehmer den Zeitpunkt des Marktschlusses zu verschieben.

(4) Beurteilt der MVGM die vorliegenden Ausgleichsenergieangebote als unzureichend, so ist dies der Bilanzierungsstelle unter Angabe einer Begründung unverzüglich mitzuteilen.

(5) Die Bilanzierungsstelle öffnet in der Folge erneut den Markt, legt einen neuen Marktschluss fest und informiert alle Ausgleichsenergieanbieter. Die Bilanzierungsstelle lädt mit dieser Information die Ausgleichsenergieanbieter ein, zusätzliche Mengen zu den gemäß Abs. 3 verbindlich gelegten Angeboten anzubieten.

(6) Die Bilanzierungsstelle hat nach Aufforderung des MVGMs den Markt 24 Stunden pro Tag für die Abgabe von Angeboten offen zu halten. In diesem Fall werden die Ausgleichsenergieanbieter über die permanente Marktöffnung von der Bilanzierungsstelle vorab informiert. Im Falle einer permanenten Marktöffnung werden die abgegebenen Angebote zu den von der Bilanzierungsstelle bestimmten und veröffentlichten Zeitpunkten an den MVGM übermittelt (Marktschluss). Bis zu diesen Zeitpunkten abgegebene Angebote dürfen in der Folge nicht mehr geändert oder zurückgezogen werden.

(7) Die Angebote gemäß Abs. 2 Z 1 werden von der Bilanzierungsstelle jeweils getrennt nach Aufbringung und Abnahme, entsprechend den angegebenen Energiepreisen gereiht. Bei preislich gleichen Angeboten geht das mengenmäßig größere vor. Bei preislich und mengenmäßig gleichen Angeboten entscheidet der Zeitpunkt des Einlangens. Jedes Angebot wird von der Bilanzierungsstelle mit einer eindeutigen Angebotsnummer versehen.

(8) Die Angebote gemäß Abs. 2 Z 2 werden von der Bilanzierungsstelle jeweils getrennt nach Aufbringung und Abnahme, entsprechend den angegebenen Energiepreisen und unter Berücksichtigung der Vorlaufzeiten gereiht. Bei preislich gleichen Angeboten geht das Angebot mit der kürzeren Vorlaufzeit vor. Bei preislich und hinsichtlich der Vorlaufzeit gleichen Angeboten geht das mengenmäßig größere vor. Bei preislich, hinsichtlich der Vorlaufzeit und mengenmäßig gleichen Angeboten entscheidet der Zeitpunkt des Einlangens. Jedes Angebot wird von der Bilanzierungsstelle mit einer eindeutigen Angebotsnummer versehen.

(9) Die gemäß Abs. 7 und 8 erstellte Merit Order List wird von der Bilanzierungsstelle an den MVGM, unmittelbar nach Marktschluss übermittelt. Der MVGM ruft unter Einhaltung der Reihenfolge gemäß § 28 Abs. 2 in der Folge die erforderliche Aufbringung oder Abnahme der Ausgleichsenergie bei den Anbietern entsprechend der Merit Order List ab. Der MVGM hat das Recht, aus Angeboten zumindest eine MWh/h und in Schritten von einer MWh/h bis zum vollen angebotenen Leistungsumfang abzurufen. Bei Angeboten gemäß Abs. 2 Z 2 kann das Recht des MVGM, Angebote in Schritten bis zum vollen Leistungsumfang abzurufen, vom Ausgleichsenergieanbieter ausgeschlossen werden.

(10) Ist dem MVGM die Einhaltung der Abrufreihenfolge gemäß § 28 Abs. 2 aufgrund von schwerwiegenden Engpässen im Leitungsnetz oder technischen Störungen nicht möglich, ist der MVGM berechtigt, nachstehende Maßnahmen zu ergreifen:

1. Aufhebung der Reihenfolge beim Abruf von Ausgleichsenergieangeboten aus der Merit Order List;
2. gleichzeitige Abrufe von Ausgleichsenergieabnahme- und Ausgleichsenergieaufbringungs-angeboten mit der Möglichkeit, diese an unterschiedlichen Orten in Anspruch zu nehmen.

(11) In den Fällen, in denen gemäß Abs. 10 durch den MVGM von der Abrufreihenfolge abgewichen wird, ist dieser verpflichtet, der Bilanzierungsstelle, den übergangenen Ausgleichsenergieanbietern und der Regulierungsbehörde den Grund für die Nichteinhaltung der Abrufreihenfolge innerhalb von drei Arbeitstagen bekannt zu geben und zu begründen. Diese Informationen sind unmittelbar auf der Website der Bilanzierungsstelle zu veröffentlichen.

(12) Der MVGM ruft die benötigte Ausgleichsenergie im Namen und auf Rechnung der Bilanzierungsstelle ab. Der MVGM hat dafür Sorge zu tragen, dass die von ihm abgerufene Ausgleichsenergie vom System übernommen oder abgegeben wird. Mit dem Abruf kommt ein Vertrag zwischen der Bilanzierungsstelle und dem jeweiligen Ausgleichsenergieanbieter zustande. Der Abruf erfolgt für eine volle Stunde und beginnt zur vollen Stunde, wobei die Vorlaufzeit von 30 Minuten für Angebote gemäß Abs. 2 Z 1 bzw. die gewählte Vorlaufzeit für Angebote gemäß Abs. 2 Z 2 für Abrufe von zeitabhängigen und lokationsabhängigen Angeboten der Ein- und Ausspeisepunkte im Verteilergebiet oder an online gemessenen Endverbrauchern gilt. Falls der Abruf von Angeboten früher erfolgt, gilt dieser als unwiderrufen, wenn nicht bis spätestens bis zur jeweiligen Vorlaufzeit vor der tatsächlichen Inanspruchnahme der Ausgleichsenergie der Abruf durch den MVGM per E-Mail storniert wird.

(13) Der Abruf der angebotenen Ausgleichsenergie erfolgt direkt beim Ausgleichsenergieanbieter per E-Mail an die in der Merit Order List angegebene E-Mailadresse. Ein technisch verantwortlicher und abschlussberechtigter Ansprechpartner des Anbieters muss sowohl dem MVGM als auch dem Bilanzgruppenverantwortlichen bekannt gegeben werden und muss für die Dauer des abgegebenen Angebots jederzeit über eine weitere genannte Nebenstelle telefonisch erreichbar sein. Der technisch verantwortliche und abschlussberechtigte Ansprechpartner des Ausgleichsenergieanbieters erhält zeitgleich eine Kopie der E-Mail mit den Abrufinformationen.

(14) Die vom MVGM angeforderte Ausgleichsenergie wird in der Bilanzgruppe Ausgleichsenergie und in der Bilanzgruppe des Ausgleichsenergieanbieters bei der Ermittlung der Entgelte für Ausgleichsenergie gemäß § 87 Abs. 4 GWG 2011 berücksichtigt. Die Verrechnung des Energiepreises gemäß Abs. 7 für die vom Ausgleichsenergieanbieters abgerufene Ausgleichsenergie setzt voraus, dass der Ausgleichsenergieanbieter aufgrund des Ausgleichsstatus seiner Bilanzgruppe auch tatsächlich die mit dem Einsatz der physikalischen Ausgleichsenergie erwünschte physikalische Wirkung für das Netz erzeugt. Andernfalls ist die Verrechnung auf die tatsächlich realisierte physikalische Wirkung zu beschränken.

(15) Im Falle von als ungenügend eingestuften Angeboten von Ausgleichsenergie gemäß § 29 Abs. 2 Z 1 und Z 2, können von der Bilanzierungsstelle Market Maker eingeführt werden. Die durch Market Maker vorzuhaltende Leistung ist vom MVGM festzulegen. Die zugrundeliegenden Analysen sind der Regulierungsbehörde vor Kontrahierung anzuzeigen. Die Einführung und Abwicklung der Market Maker erfolgt entsprechend den allgemeinen Bedingungen der Bilanzierungsstelle.

Bedingungen für die Erbringung von Ausgleichsleistungen im Rahmen der Merit Order List

§ 30. (1) Ein Bilanzgruppenmitglied, das den Registrierungsprozess für Ausgleichsenergieanbieter an der Merit Order List gemäß den Anforderungen in den Allgemeinen Bedingungen der Bilanzierungsstelle erfolgreich abgeschlossen hat, kann mit Zustimmung des Bilanzgruppenverantwortlichen gemäß § 19 Abs. 3 Ausgleichsenergie gemäß § 28 Abs. 2 Z 2 und 3 anbieten. Sofern dem keine schwerwiegenden Gründe entgegenstehen, hat der Bilanzgruppenverantwortliche diese Zustimmung zu erteilen.

(2) Sofern Endverbraucher mit einer vertraglich vereinbarten Höchstleistung von mehr als 10.000 kWh/h beabsichtigen an der Merit Order List gemäß § 28 Abs. 2 Z 3 teilzunehmen, hat der Bilanzgruppenverantwortliche mit diesen Bilanzgruppenmitgliedern eine Vereinbarung über die Teilnahme und Abwicklung an der Merit Order List zu treffen.

(3) Im Rahmen des Registrierungsprozesses muss das Bilanzgruppenmitglied nachweisen, dass es über geeignete Flexibilisierungspotentiale wie einsetzbare Speichermengen, Gasmengen an Ein- oder Ausspeisepunkten des Marktgebietes oder Endverbraucher mit einer vertraglich vereinbarten Leistung von mehr als 10.000 kWh/h verfügt, an deren Zählpunkt online gemessen wird und eine online Datenübermittlung an den MVGM erfolgt. Der Ausgleichsenergieanbieter hat der Bilanzierungsstelle mitzuteilen, an welchen Punkten er Ausgleichsenergie anbieten wird.

(4) Die Bilanzierungsstelle übermittelt dem MVGM nach jeder Änderung eine aktualisierte Liste der registrierten Ausgleichsenergieanbieter.

(5) Das Anbieten von Ausgleichsenergie gemäß Abs. 1 ist nach der Einrichtung des Anbieters bei der Bilanzierungsstelle und der Einrichtung des Ausgleichsenergieangebotspunktes beim MVGM möglich.

Einkürzung von nicht marktbasiert beherrschbaren Unausgeglichenheiten

§ 31. Sind die Maßnahmen gemäß § 28 nicht ausreichend, um die Netzstabilität aufrechtzuerhalten, kann der MVGM eine Änderung der Mengenanmeldung jener Bilanzgruppen erwirken, die mit

1. ihren vorläufigen Tagesunausgeglichenheiten gemäß § 33 Abs. 2 und
2. der mithilfe der Großabnehmerfahrpläne gemäß § 32 Abs. 3 Z 5 absehbaren Entwicklung der Tagesunausgeglichenheiten,

die Netzstabilität gefährden.

5. Abschnitt

Informationsbereitstellung und Transparenz

Informationsflüsse zwischen Marktteilnehmern

§ 32. (1) Marktteilnehmer sind verpflichtet, die für sie relevanten Informationsflüsse zeitgerecht abzuwickeln.

(2) Eine allfällige Detailierung der Informationsflüsse sowie der damit verbundenen Rechte und Pflichten für Marktteilnehmer erfolgt im Rahmen der Sonstigen Marktregeln gemäß § 22 E-ControlG sowie, soweit gesetzlich vorgesehen, in auf diesen Bestimmungen basierenden Allgemeinen Bedingungen der Marktteilnehmer. Dabei sind die in § 35 spezifizierten Formate und Prozesse zu verwenden.

(3) Die Datenbereitstellung des Bilanzgruppenverantwortlichen je Bilanzgruppe beinhaltet insbesondere in Form von Stundenzeitreihen

1. die Übermittlung der Nominierung für Ein- und Ausspeisemengen je Ein- und Ausspeisepunkt an den Fernleitungsnetzbetreiber bzw. für Ein- und Ausspeisepunkte im Verteilergebiet an der Marktgebietsgrenze an den MVGM;
2. die Übermittlung der Nominierung für Ein- und Ausspeisemengen an das jeweilige Speicherunternehmen;
3. die Übermittlung der Nominierung für Einspeisemengen aus Erdgas-Produktionsanlagen an den jeweiligen Produzenten;
4. die Übermittlung von Handelsnominierungen an den Betreiber des Virtuellen Handelspunktes;
5. die Übermittlung von Großabnehmerfahrplänen für Endverbraucher, die mit dem Netzbetreiber eine vertragliche Höchstleistung von mehr als 50.000 kWh/h je Zählpunkt vereinbart haben, an den MVGM. Diese werden primär für Zwecke der Netzsteuerung benötigt und sind daher disaggregiert pro Endverbraucher auszuweisen.

(4) Die Datenbereitstellung des Versorgers beinhaltet insbesondere

1. die Erstellung der Verbrauchsprognose der ihm zugeordneten SLP-Kunden unter Berücksichtigung von Abs. 10 Z 4;
2. die Erstellung der Verbrauchsprognose der ihm zugeordneten leistungsgemessenen Kunden in Summe und als Stundenzeitreihe und dessen zeitgerechte Übermittlung an seinen Bilanzgruppenverantwortlichen.

(5) Die Datenbereitstellung der Fernleitungsnetzbetreiber beinhaltet insbesondere

1. die Übermittlung der allokierten Ein- und Ausspeisenominierungen pro Ein- und Ausspeisepunkt im Fernleitungsnetz je Bilanzgruppe in Form von Stundenzeitreihen an die Bilanzierungsstelle und den MVGM, soweit § 46 Abs. 5 nichts anderes bestimmt;
2. die Übermittlung von stündlichen Informationen über den für das Marktgebiet gemäß § 27 Abs. 4 nutzbaren Netzpuffervolumens der Fernleitungen an den MVGM;
3. die Übermittlung aller relevanten Kapazitätsdaten an den Ein- und Ausspeisepunkten des Marktgebietes auf täglicher Basis an den MVGM;
4. die Übermittlung aller für die Netzbilanzierung gemäß § 26 relevanten Informationen in erforderlicher Granularität und Taktung an angrenzende Verteilernetzbetreiber und an den MVGM, soweit erforderlich, die Bilanzierungsstelle, soweit § 46 Abs. 5 nichts anderes bestimmt;
5. die laufende Übermittlung von stündlichen Brennwert-Messdaten an den MVGM zum Zwecke der laufenden Simulation und Interpretation von Brennwerten gemäß Abs. 10 Z 6 in erforderlicher Granularität und Taktung;
6. für die Einspeisung erneuerbarer Gase in das Fernleitungsnetz sowie die Ausspeisung an Endverbraucher aus dem Fernleitungsnetz gelten die Vorgaben für Verteilernetzbetreiber zur stündlichen Übermittlung von vorläufigen Allokationen gemäß Abs. 9 Z 3, zur täglichen Übermittlung von aktualisierten Allokationen gemäß Abs. 9 Z 5 und zur monatlichen Übermittlung von abrechnungsrelevanten Allokation gemäß Abs. 9 Z 6 sinngemäß auch für Fernleitungsnetzbetreiber.

(6) Die Datenbereitstellung der Speicherunternehmen beinhaltet insbesondere

1. die Übermittlung der allokierten Ein- bzw. Ausspeichermengen je Bilanzgruppe in Form von Stundenzeitreihen an die Bilanzierungsstelle und den MVGM, soweit § 46 Abs. 5 nichts anderes bestimmt;
2. die Übermittlung der allokierten Ein- bzw. Ausspeichermengen als Summen-Stundenzeitreihe pro Ein- und Ausspeisepunkt der Speicheranlagen, an den MVGM für Speicheranlagen im Verteilergebiet bzw. den Fernleitungsnetzbetreiber für Speicheranlagen im Fernleitungsnetz;
3. die Übermittlung der Informationen über die ein- und ausgespeisten Mengen und die verfügbare Kapazität sowie über das Arbeitsgasvolumen auf täglicher Basis an den MVGM;
4. die Übermittlung der für die laufende Simulation und Interpretation von Brennwerten gemäß Abs. 10 Z 6 erforderlichen Informationen zu Brennwertmessungen von Ein- und Ausspeisungen von bzw. zu Speicheranlagen in Kooperation mit Verteilernetzbetreibern in erforderlicher Granularität und Taktung an den MVGM.

(7) Die Datenbereitstellung der Produzenten von Erdgas beinhaltet insbesondere

1. die Übermittlung der allokierten Produktionsmengen je Bilanzgruppe in Form von Stundenzeitreihen an die Bilanzierungsstelle und den MVGM, soweit § 46 Abs. 5 nichts anderes bestimmt;
2. die Übermittlung der allokierten Produktionsmengen als Summen-Stundenzeitreihe pro Einspeisepunkt der Produktionsanlage an den MVGM;
3. die Übermittlung der für die laufende Simulation und Interpretation von Brennwerten gemäß Abs. 10 Z 6 erforderlichen Informationen zu Brennwertmessungen von Produktionsanlagen in Kooperation mit Verteilernetzbetreibern in erforderlicher Granularität und Taktung an den MVGM.

(8) Die Datenbereitstellung des Betreibers des Virtuellen Handelspunktes beinhaltet insbesondere die Übermittlung der allokierten, saldierten Handelsmengen am Virtuellen Handelspunkt je Bilanzgruppe in Form von Stundenzeitreihen an die Bilanzierungsstelle und den MVGM, soweit § 46 Abs. 5 nichts anderes bestimmt.

(9) Die Datenbereitstellung der Verteilernetzbetreiber beinhaltet insbesondere

1. die Information über die den Endverbrauchern in seiner Bilanzgruppe zugeordneten standardisierten Lastprofile, die dem Bilanzgruppenverantwortlichen auf dessen Anforderung zur Verfügung zu stellen ist;
2. die Übermittlung der für die SLP-Verbrauchsprognosen gemäß § 36 sowie für die Allokationen von Verbräuchen von Endverbrauchern mit zugeordnetem Standardlastprofil erforderlichen Basisdaten an den MVGM für die Erstellung der SLP-Verbrauchsprognosen durch den MVGM;
3. die stündliche Übermittlung der vorläufigen Allokationen von Messwerten der bisherigen Stunden des Gastages für Endverbraucher mit Lastprofilzähler und einer vertraglich vereinbarten Höchstleistung größer 10.000 kWh/h, je Versorger als Aggregat in Form von Stundenzeitreihen an den MVGM sowie den jeweiligen Versorger;
4. die unverzügliche Übermittlung der vorläufigen Allokationen von Messwerten für Endverbraucher mit Lastprofilzähler, deren Messwerte online zur Verfügung stehen, je Zählpunkt und unter Angabe des jeweiligen Versorgers an den MVGM sowie den jeweiligen Versorger;
5. die tägliche Übermittlung von aktualisierten Allokationen von Verbräuchen von Endverbrauchern mit Lastprofilzähler je Versorger als Aggregat in Form von Stundenzeitreihen an die Bilanzierungsstelle und den MVGM sowie je Zählpunkt an den jeweiligen Versorger, soweit § 46 Abs. 5 nichts anderes bestimmt. Auf Kundenwunsch sind diese Werte auch dem Kunden zur Verfügung zu stellen;
6. die monatliche Übermittlung von gemäß § 24 Abs. 2 abrechnungsrelevanten Allokationen von Messwerten für Endverbraucher mit Lastprofilzähler, für das jeweilige Abrechnungsmonat bis zum vorgesehenen Clearingschluss, je Versorger als Aggregat in Form von Stundenzeitreihen an die Bilanzierungsstelle und den MVGM sowie je Zählpunkt an den jeweiligen Versorger, soweit § 46 Abs. 5 nichts anderes bestimmt. Auf Kundenwunsch sind diese Werte auch dem Kunden zur Verfügung zu stellen;
7. die monatliche Übermittlung von gemäß § 24 Abs. 2 abrechnungsrelevanten, berechneten Allokationen von Verbräuchen von Endverbrauchern mit zugeordnetem Standardlastprofil, für das jeweilige Abrechnungsmonat bis zum vorgesehenen Clearingschluss, je Versorger als Aggregat in Form von Stundenzeitreihen an die Bilanzierungsstelle und den MVGM, soweit § 46 Abs. 5 nichts anderes bestimmt;
8. die Übermittlung von gemäß § 24 Abs. 3 abrechnungsrelevanten, finalen Allokationen gemäß Z 6 und 7, für das jeweilige Abrechnungs-monat bis zum vorgesehenen Clearingschluss, je Versorger als Aggregat in Form von Stundenzeitreihen an die Bilanzierungsstelle und den MVGM, soweit § 46 Abs. 5 nichts anderes bestimmt;
9. für die Einspeisung erneuerbarer Gase in das Verteilernetz gelten die Vorgaben zur stündlichen Übermittlung von vorläufigen Allokationen gemäß Z 3, zur täglichen Übermittlung von aktualisierten Allokationen gemäß Z 5 und zur monatlichen Übermittlung von abrechnungsrelevanten Allokationen gemäß Z 6 und Z 8 sinngemäß, soweit § 46 Abs. 5 nichts anderes bestimmt;
10. die Übermittlung aller für die Netzbilanzierung gemäß § 26 relevanten Informationen in erforderlicher Granularität und Taktung an den MVGM die Bilanzierungsstelle und, soweit erforderlich, angrenzende Verteilernetzbetreiber, soweit § 46 Abs. 5 nichts anderes bestimmt;
11. die Übermittlung aller für die laufende Simulation und Interpretation von Brennwerten gemäß Abs. 10 Z 6 erforderlichen Informationen wie insbesondere Brennwertmessungen im jeweiligen Netzbereich eines Verteilernetzbetreibers, Druck- und Durchflusswerten, der geometrischen bzw. hydraulischen Leitungsdaten sowie des Schaltzustandes in erforderlicher Granularität und Taktung an den MVGM;
12. die monatliche Übermittlung der abrechnungsrelevanten Brennwerte der jeweiligen Brennwertbezirke auf monatlicher Basis an den MVGM.

(10) Die Datenbereitstellung des MVGMs beinhaltet insbesondere

1. die zeitnahe Bekanntgabe von Abrufen physikalischer Ausgleichsenergie gemäß § 28 an die Bilanzierungsstelle;
2. die Bereitstellung einer Liste der registrierten Versorger und Bilanzgruppen sowie deren zugehörigen Bilanzgruppen bzw. Bilanzgruppenverantwortlichen bei Änderungen in der Liste an die Bilanzierungsstelle;
3. die Ermittlung der allokierten Ein- und Ausspeisenominierungen pro Ein- und Ausspeisepunkt im Verteilergebiet an der Marktgebietsgrenzeauf Basis der Nominierungen gemäß Abs. 3 Z 1 je Bilanzgruppe in Form von Stundenzeitreihen für den Zweck der Bereitstellung an die Bilanzierungsstelle, soweit § 46 Abs. 5 nichts anderes bestimmt;
4. die Bereitstellung der je Versorger aggregierten SLP-Verbrauchsprognosen gemäß § 36 in Form von Stundenzeitreihen an die jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen und den jeweiligen Versorger;
5. die näherungsweise Berechnung von vorläufigen Allokationen von Messwerten der bisherigen Stunden des Gastages für Endverbraucher mit Lastprofilzähler und einer vertraglich vereinbarten Höchstleistung kleiner gleich 10.000 kWh/h je Versorger als Aggregat in Form von Stundenzeitreihen für den Zweck der Bereitstellung an den jeweiligen Versorger;
6. die durchgängige, laufende Simulation von realen Brennwerten in der Netzebene 1 gemäß Anlage 1 GWG 2011 unter Berücksichtigung sämtlicher, vorliegender Messwerte von Ein-/Ausspeisungen, Brennwertmessungen sowie Druck- und Durchflusswerten, der geometrischen bzw. hydraulischen Leitungsdaten sowie des Schaltzustandes und unmittelbare Übermittlung der Ergebnisse an die Verteilernetzbetreiber sowie den Vergleich der Simulationsergebnisse mit von Verteilernetzbetreibern vorgegebenen Referenzwerten mit entsprechender Interpretation der Ergebnisse gemäß Anlage 2 Punkt IV und Informationsbereitstellung an die Verteilernetzbetreiber in erforderlicher Granularität und Taktung;
7. die tägliche Ermittlung von aktualisierten, berechneten Allokationen von Verbräuchen von Endverbrauchern mit zugeordnetem Standardlastprofil als Aggregat je Versorger für den Zweck der Bereitstellung in Form von Stundenzeitreihen an den jeweiligen Versorger sowie die Bilanzierungsstelle, soweit § 46 Abs. 5 nichts anderes bestimmt;
8. die Übermittlung von Nominierungen der Netzkopplungspunkte Fernleitung/Verteilergebiet an die Fernleitungsnetzbetreiber.

(11) Die Datenbereitstellung der Bilanzierungsstelle beinhaltet insbesondere

1. die Übermittlung der standardisierten Lastprofile an die Verteilernetzbetreiber und an den MVGM;
2. die tägliche Übermittlung jener aggregierten Allokationsdaten und Mengensalden je Bilanzgruppe an den MVGM, die dieser für die Informationsbereitstellung gemäß §§ 33 und 34 benötigt, soweit § 46 Abs. 5 nichts anderes bestimmt. Bilanzierungsstelle und MVGM haben durch entsprechende Koordination auf eine möglichst effiziente und nutzerfreundliche Bereitstellung dieser Daten hinzuwirken;
3. die tägliche Übermittlung der Ausgleichsenergiepreise gemäß § 22, des Kostenbeitrags zur untertätigen Strukturierung gemäß § 23 sowie der Höhe der Bilanzierungsumlage und des Stands des Neutralitätskontos gemäß § 25 jeweils für den Vortag an den MVGM.

(12) Die Datenbereitstellung des unmittelbaren Bilanzgruppenmitglieds beinhaltet insbesondere die Übermittlung von Daten gemäß § 19 Abs. 4 Z 1.

Informationen zum individuellen Bilanzgruppenstatus

§ 33. (1) Der MVGM stellt den Bilanzgruppenverantwortlichen Informationen zum individuellen Bilanzgruppenstatus in einer webbasierten Plattform bereit. Dies umfasst mengenmäßige Informationen zu sämtlichen Aspekten des ersten bzw. zweiten Clearings gemäß § 24. Die gegenständliche Informationsbereitstellung und die Transparenzinformationen gemäß § 34 sind dabei möglichst umfassend zu integrieren. Die unterschiedlichen Qualitäten der zugrundeliegenden Informationen sind dabei durch eine entsprechend differenzierte Informationsbereitstellung zu reflektieren. Eine ergänzende Informationsbereitstellung für Versorger ist vorzusehen.

(2) Vorläufige Informationen zum untertägigen Bilanzgruppenstatus bezogen auf den Gastag werden innerhalb eines jeweiligen Gastages stündlich bereitgestellt. Diese basieren auf

1. den allokierten Nominierungen der Bilanzgruppe gemäß § 21 Abs. 1 Z 1 bis 4 auf Basis der Allokationsdaten gemäß § 32 Abs. 5 Z 1, Abs. 6 Z 1, Abs. 7 Z 1, Abs. 8 und Abs. 10 Z 3;
2. den Einspeisemengen von Erzeugungsanlagen erneuerbarer Gase sowie den Ausspeisungen an Endverbraucher der Bilanzgruppe gemäß § 21 Abs. 1 Z 5 und 6 jeweils auf Basis vorläufiger Allokationsdaten gemäß § 32 Abs. 5 Z 6 sowie Abs. 9 Z 3, 4 und 9;
3. den gemäß § 32 Abs. 10 Z 5 näherungsweise berechneten, vorläufigen Allokationsdaten der Bilanzgruppe für Ausspeisungen an Endverbraucher;
4. der SLP-Verbrauchsprognose für die Bilanzgruppe gemäß § 32 Abs. 10 Z 4.

(3) Aktualisierte Informationen zum Bilanzgruppenstatus an einem jeweiligen Gastag werden auf Basis entsprechend aktualisierter Allokationsdaten täglich am Folgetag bereitgestellt. Diese basieren auf

1. den allokierten Nominierungen der Bilanzgruppe gemäß Abs. 2 Z 1;
2. den Einspeisemengen von Erzeugungsanlagen erneuerbarer Gase sowie den Ausspeisungen an Endverbraucher der Bilanzgruppe gemäß § 21 Abs. 1 Z 5 und 6 jeweils auf Basis aktualisierter Allokationsdaten gemäß § 32 Abs. 5 Z 6, Abs. 9 Z 5 und 9 sowie Abs. 10 Z 7.

(4) Für die monatliche Abrechnung (erstes Clearing) gemäß § 24 Abs. 2 relevanten Informationen zum Bilanzgruppenstatus an einem jeweiligen Gastag werden nach Ablauf des Monats und Vorliegen abrechnungsrelevanter Allokationsdaten bereitgestellt. Diese basieren auf

1. den allokierten Nominierungen der Bilanzgruppe gemäß Abs. 2 Z 1;
2. den Einspeisemengen von Erzeugungsanlagen erneuerbarer Gase sowie den Ausspeisungen an Endverbraucher der Bilanzgruppe gemäß § 21 Abs. 1 Z 5 und 6 jeweils auf Basis abrechnungsrelevanter Allokationsdaten gemäß § 32 Abs. 5 Z 6 sowie Abs. 9 Z 6, 7 und 9.

(5) Für das zweite Clearing gemäß § 24 Abs. 3 werden relevante Informationen zum Bilanzgruppenstatus an einem jeweiligen Gastag gemäß Clearingkalender und Vorliegen tatsächlicher finaler Allokationen gemäß Abs. 9 Z 8 bereitgestellt. Ergänzend sind dabei allfällige Nachverrechnungen gemäß § 24 Abs. 6 zu berücksichtigen.

(6) In Ergänzung zur Veröffentlichung auf der webbasierten Plattform gemäß Abs. 1 bis 5 stellt der MVGM diese Information den Bilanzgruppenverantwortlichen und Versorgern auf deren Wunsch auch im Wege einer automationsunterstützten, elektronischen Datenübertragung zur Verfügung. Dafür gilt § 35 sinngemäß.

Transparenzinformationen zum Marktgebietsstatus

§ 34. (1) Der MVGM veröffentlicht aggregierte Informationen zum Marktgebietsstatus auf einer webbasierten Plattform. Diese umfassen insbesondere

1. die unmittelbare Veröffentlichung von Mengen- und Preisinformationen zu Abrufen physikalischer Ausgleichsenergie gemäß § 28;
2. die tägliche Veröffentlichung der Ausgleichsenergiepreise gemäß § 22, des Kostenbeitrags zur untertätigen Strukturierung gemäß § 23 sowie der Höhe der Neutralitätsumlage und des Stands des Neutralitätskontos sowie der Neutralitätsumlage gemäß § 25 jeweils für den Vortag;
3. die stündliche Veröffentlichung der für das Marktgebiet aggregierten Daten über den nutzbaren Netzpuffer sowie die Höhe der tatsächlichen Netzpufferung (Linepack) in Relation zu den vom MVGM definierten Grenzen der Netzpufferung gemäß § 27;
4. die stündliche Veröffentlichung des Marktgebietssaldos als Aggregat der Informationen gemäß § 33 Abs. 2;
5. die tägliche Veröffentlichung der allokierten, aggregierten Verbräuche von Endverbrauchern im Marktgebiet getrennt für die Endverbraucher mit zugeordnetem Standardlastprofil, Endverbraucher mit vertraglicher Höchstleistung bis zu 300.000 kWh/h je Ausspeise- bzw. Zählpunkt bzw. Endverbraucher mit vertraglicher Höchstleistung über 300.000 kWh/h je Ausspeise- bzw. Zählpunkt. Die veröffentlichten, aggregierten Werte sind nach Vorliegen von aktualisierten bzw. abrechnungsrelevanten Allokationen entsprechend zu korrigieren. Bei Allokationen für Endverbraucher mit zugeordneter Standardlast ist dabei die Differenz zwischen den Allokationen gemäß § 32 Abs. 9 Z 7 und 8 je Netzbetreiber und SLP-Typ auf täglicher Basis auszuweisen;
6. die Veröffentlichung aller relevanten Kapazitätsdaten an den Ein- und Ausspeisepunkten des Markt-gebietes gemäß § 32 Abs. 5 Z 3 jeweils für den vorherigen Gastag;
7. die Veröffentlichung der Speicherinformationsdaten gemäß § 32 Abs. 6 Z 3 jeweils für den vorherigen Gastag;
8. die Veröffentlichung einer aktuellen Liste der registrierten Bilanzgruppen und der zugehörigen Bilanzgruppenverantwortlichen;
9. die Veröffentlichung der abrechnungsrelevanten Brennwerte der jeweiligen Brennwertbezirke auf monatlicher Basis.

(2) In Ergänzung zur Veröffentlichung auf der webbasierten Plattform gemäß Abs. 1 stellt der MVGM eine Schnittstelle bereit, welche den automatisierten Zugriff auf diese Daten und deren effiziente Verarbeitung mit Standardsoftware ermöglicht.

Regelungen zu Formaten für den Datenaustausch und Nominierungen

§ 35. (1) Für die Abbildung und Übermittlung von Daten und Nominierungen sind das jeweilige Datenformat und der jeweilige Übertragungsweg gemäß den Vorgaben in den veröffentlichten Sonstigen Marktregeln bzw. der Verordnung (EU) Nr. 703/2015 zu verwenden.

(2) Zusätzlich zu dem in Abs. 1 genannten Format ist auch ein Informationsaustausch über eine webbasierte Plattform möglich.

(3) Alle Nominierungen sind von den Bilanzgruppenverantwortlichen grundsätzlich im Stundenraster, unter Einhaltung einer Vorlaufzeit von zumindest einer Stunde, mit den jeweiligen Vertragspartnern auszutauschen. Abweichend davon gilt für die Renominierung von Ein- und Ausspeisepunkten auf Fernleitungsebene eine Vorlaufzeit von zwei Stunden.

(4) Als kleinste Einheit für Nominierungen zwischen den Marktteilnehmern im Marktgebiet wird eine kWh festgelegt. Nominierungen dürfen keine Nachkommastellen enthalten. Beträge sind kaufmännisch zu runden.

(5) Stimmen korrespondierende Nominierungen nicht überein, gilt jeweils der kleinere Stundenwert der Nominierung („lesser rule“).

(6) Sofern ein Online-Austausch von Daten vorgesehen ist, erfolgt dieser auf Basis einer zwischen den involvierten Marktteilnehmern abzustimmenden Spezifikation.

Regelungen für standardisierte Lastprofile

§ 36. (1) Die Erstellung der SLP-Verbrauchsprognosen erfolgt unter Berücksichtigung von § 32 Abs. 9 Z 2 in Kooperation zwischen MVGM und dem jeweiligen Verteilernetzbetreiber. Dabei sind die gemäß § 32 Abs. 11 Z 1 von der Bilanzierungsstelle übermittelten standardisierten Lastprofile und eine geeignete Temperaturprognose heranzuziehen.

(2) Die Übermittlung der SLP-Verbrauchsprognose als Stundenzeitreihe gemäß § 32 Abs. 10 Z 4 für den jeweiligen Folgetag erfolgt bis 12.00 Uhr des jeweiligen Gastages.

(3) Die SLP-Verbrauchsprognose gemäß Abs. 2 ist anhand aktueller Temperaturprognosen innerhalb des Gastages dreimal täglich vor 24.00 Uhr zu aktualisieren, wobei die erste Aktualisierung vor 12.00 Uhr des jeweiligen Gastages erfolgt.

5. Teil

Registrierung im Marktgebiet

§ 37. (1) Der MVGM organisiert gemäß § 19 das Bilanzgruppensystem und ordnet jedem Bilanzgruppenverantwortlichen und jeder Bilanzgruppe eine eindeutige Identifikationsnummer zu, die von den Vertragsparteien bei jedem Datenaustausch und Schriftverkehr anzuführen ist.

(2) Der MVGM schließt einen Vertrag mit dem Bilanzgruppenverantwortlichen auf Basis seiner genehmigten allgemeinen Bedingungen ab. Der MVGM schließt überdies Verträge im Namen und auf Rechnung des Betreibers des Virtuellen Handelspunktes und im Namen und auf Rechnung der Bilanzierungsstelle auf Basis der jeweils genehmigten allgemeinen Bedingungen mit dem Bilanzgruppenverantwortlichen ab. Der Betreiber des Virtuellen Handelspunktes und die Bilanzierungsstelle haben den MVGM zum Vertragsabschluss in ihrem Namen und auf ihre Rechnung zu bevollmächtigen.

(3) Der MVGM hat die Vollmachtgeber über die Vertragsabschlüsse zu informieren. Der MVGM ist bei Vorliegen der jeweiligen Voraussetzungen zum Vertragsabschluss mit dem Bilanzgruppenverantwortlichen berechtigt.

(4) Der MVGM hat das Angebot zum Abschluss der Verträge binnen fünf Arbeitstagen ab Einlangen des vollständigen Antrags und nach dem Abschluss der Prüfung gemäß Abs. 7 dem Antragsteller zu übermitteln.

(5) Der Abschluss der Verträge gemäß Abs. 2 muss vom MVGM auf der Online-Plattform angeboten werden. Die dafür notwendigen Informationen und vorgesehenen Dokumente sind auf der Online-Plattform bereitzuhalten.

(6) Voraussetzung für die Zulassung ist die Durchführung einer Bonitätsprüfung gemäß § 24 Abs. 5 durch die Bilanzierungsstelle und allfällige Erbringung von Sicherheitsleistungen durch den Bilanzgruppenverantwortlichen.

(7) Der Bilanzgruppenverantwortliche hat vor Aufnahme der operativen Tätigkeit gegenüber seinen Vertragspartnern nachzuweisen, dass er jederzeit den Datenaustausch und die Nominierungsabwicklung auf Basis der festgelegten Formate, Schnittstellen, Kommunikationswege, Sicherheitsstandards und Inhalte sicherstellen kann. Der MVGM koordiniert dazu einen Testlauf mit den jeweiligen Vertragspartnern im Marktgebiet.

(8) Der MVGM hat nach Vorliegen aller notwendigen Verträge und Unterlagen sowie Schaffung aller Voraussetzungen gemäß Abs. 6 der Regulierungsbehörde schriftlich mitzuteilen, dass die Voraussetzungen für die Aufnahme der Tätigkeit als Bilanzgruppenverantwortlicher erfüllt sind.

(9) Fällt einer der vom Bilanzgruppenverantwortlichen gemäß Abs. 2 abzuschließenden Verträge nachträglich weg, so sind gemäß § 94 GWG 2011 die Voraussetzungen für die operative Tätigkeit des Bilanzgruppenverantwortlichen nicht mehr gegeben. Darüber hat der jeweilige Vertragspartner jeweils die Regulierungsbehörde, die Bilanzierungsstelle, den MVGM sowie den Betreiber des Virtuellen Handelspunktes unverzüglich zu verständigen.

(10) Versorger haben sich beim MVGM zu registrieren und laufend deren Zuordnung zu Bilanzgruppen aktualisiert zu halten.

6. Teil

Gesonderte Bestimmungen für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg

Grundsätze für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg

§ 38. (1) Für die Teil- und Vollversorgung von Kunden in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg, für die Ein- und Ausspeisungen an Grenzkopplungspunkten sowie für eine übergreifende Bilanzierung ist eine einfache Abwicklung mit den angrenzenden Marktgebieten zu gewährleisten.

(2) Zur operativen Umsetzung der Bestimmungen dieses Teils haben die Bilanzierungsstelle und der MVGM die erforderlichen Verträge mit den Netzbetreibern und den Marktgebietsverantwortlichen der angrenzenden Marktgebiete abzuschließen.

(3) Soweit in diesem Teil nicht anders bestimmt, gelten §§ 1 bis 37 auch für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg.

Gesonderte Regelungen zu Netzzugang und Kapazitätsmanagement

§ 39. (1) Sofern in dieser Verordnung nicht explizit anders vorgesehen, kommen die auf Fernleitungsnetzbetreiber bezogenen Bestimmungen der §§ 4 bis 10 für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg nicht zur Anwendung.

(2) § 13 Abs. 1 und 2 kommen für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg nicht zur Anwendung. Der MVGM bucht an den einzelnen Ausspeisepunkten des angrenzenden vorgelagerten Marktgebiets zu den Verteilernetzen in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg die erforderlichen Kapazitäten, die sich aus der Kapazitätsbedarfserhebung gemäß Abs. 4 ergeben.

(3) An den Grenzkopplungspunkten zwischen den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg unmittelbar vorgelagerten Netzen und den Verteilernetzen in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg werden keine Kapazitätsverwaltung und kein Engpassmanagement auf Bilanzgruppenebene durchgeführt.

(4) Der MVGM erhebt für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg und für die Kapazitätsbedürfnisse gemäß § 13 Abs. 3, unter Berücksichtigung von Wirtschaftlichkeit und Versorgungssicherheit, jährlich den Bedarf an Einspeisekapazitäten aus dem angrenzenden vorgelagerten Marktgebiet je Einspeisepunkt, für einen Zeitraum von fünf Jahren, mittels eines diskriminierungsfreien, transparenten Verfahrens. Die Ergebnisse dieser Kapazitätsbedarfserhebung dienen als Grundlage für die Kapazitätsbuchungen gemäß Abs. 2.

Gesonderte Grundsätze des Bilanzierungssystems in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg

§ 40. (1) In den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg umfasst die integrierte Marktgebietsbilanzierung gemäß § 18 Abs. 1 die im jeweiligen Marktgebiet gelegenen Verteilernetze.

(2) Jeder Bilanzgruppe und deren unmittelbaren Mitgliedern ist der Zugang zum Virtuellen Handelspunkt des angrenzenden vorgelagerten Marktgebietes zu gewährleisten. Dazu ist vom Bilanzgruppenverantwortlichen für jede Bilanzgruppe in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg genau ein korrespondierender Bilanzkreis oder Subbilanzkonto im angrenzenden vorgelagerten Marktgebiet anzugeben.

(3) Der Bilanzgruppenverantwortliche bewirkt die Übergabe der erforderlichen Gasmengen, die seiner Bilanzgruppe zur Versorgung der Kunden in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg sowie für die Ausspeisung an Grenzkopplungspunkten zugeordnet sind, am Virtuellen Handelspunkt des angrenzenden vorgelagerten Marktgebietes unter Berücksichtigung der Verbrauchsprognosen gemäß § 32 Abs. 4 Z 1 und 2 sowie im Umfang der Nominierungen für Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz und abzüglich geplanter Einspeisungen erneuerbarer Gase je Bilanzgruppe aus seinem korrespondierenden Bilanzkreis oder Subbilanzkonto in den Bilanzkreis der Bilanzierungsstelle. Die zur Übergabe am Virtuellen Handelspunkt des angrenzenden vorgelagerten Marktgebietes erforderlichen Gasmengen sind zusätzlich vorab beim MVGM anzumelden.

(4) Die Übergabe der Gasmengen vom Bilanzgruppenverantwortlichen an den Bilanzkreis der Bilanzierungsstelle gemäß Abs. 3 erfolgt nach den am Virtuellen Handelspunkt des angrenzenden vorgelagerten Marktgebiets geltenden Regeln für die Übertragung von Gas zwischen Bilanzkreisen auf der Basis von Nominierungen.

(5) Der MVGM bewirkt den Transport der von den Bilanzgruppenverantwortlichen nach Abs. 3 übergebenen Gasmengen in die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg auf Risiko der jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen.

(6) Der MVGM prognostiziert den Summenverbrauch der Endverbraucher in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg, berücksichtigt die Nominierungen für Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz sowie die geplante Einspeisung erneuerbarer Gase und nominiert entsprechende Ausspeisungen bei den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg angrenzenden vorgelagerten Netzbetreibern. Dabei ist der Einsatz von physikalischer Ausgleichsenergie gemäß § 28 Abs. 2 Z 1 in Verbindung mit § 42 Abs. 3 zu berücksichtigen.

(7) Der Handel einschließlich der Übertragung von Gasmengen zwischen Bilanzgruppen ist für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg in Abweichung zu § 18 Abs. 5 nur am Virtuellen Handelspunkt des angrenzenden vorgelagerten Marktgebietes möglich.

Gesonderte Regelungen zur kommerziellen Bilanzierung

§ 41. (1) Die Allokationskomponenten als Stundenzeitreihe mit Bezug auf den jeweiligen Gastag gemäß § 21 Abs. 1 werden für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg folgenderweise angepasst:

1. Handelsmengen am Virtuellen Handelspunkt gemäß § 21 Abs. 1 Z 4 werden nicht berücksichtigt;
2. ergänzend berücksichtigt werden die am Virtuellen Handelspunkt des angrenzenden vorgelagerten Marktgebietes gemäß § 40 Abs. 3 an den Bilanzkreis der Bilanzierungsstelle übergebenen Gasmengen.

(2) Abweichend zu § 22 Abs. 1 ergibt sich die Tagesunausgeglichenheit einer Bilanzgruppe als mengenmäßige Grundlage der Abrechnung gegenüber dem Bilanzgruppenverantwortlichen gemäß § 24 für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg aus den Allokationskomponenten gemäß Abs. 1. Dabei werden die Mengen der Marktgebiete Tirol und Vorarlberg saldiert betrachtet.

(3) Wenn die Tagesunausgeglichenheit einer Bilanzgruppe positiv ist (d.h. die saldierten Einspeisungen des jeweiligen Gastages die saldierten Ausspeisungen in den Marktgebiete Tirol und Vorarlberg übersteigen) wird der Grenzverkaufspreis angewendet. Dieser ergibt sich als der niedrigere der beiden folgenden Preise:

1. der niedrigste Preis aller physikalischen Ausgleichsenergieverkäufe gemäß § 43 Abs. 2 für den jeweiligen Gastag, oder
2. der von der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt des vorgelagerten Marktgebietes veröffentlichte mengengewichtete Preisindex des jeweiligen Gastags für Spotmarktprodukte abzüglich einer kleinen Anpassung von drei Prozent.

(4) Wenn die Tagesunausgeglichenheit einer Bilanzgruppe negativ (d.h. die saldierten Einspeisungen des jeweiligen Gastages hinter den saldierten Ausspeisungen in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg zurückbleiben) wird der Grenzankaufspreis angewendet. Dieser ergibt sich als der höhere der beiden folgenden Preise:

1. der höchste Preis aller physikalischen Ausgleichsenergiekäufe gemäß § 43 Abs. 2 für den jeweiligen Gastag, oder
2. der von der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt des vorgelagerten Marktgebietes veröffentlichte mengengewichtete Preisindex des jeweiligen Gastags für Spotmarktprodukte zuzüglich einer kleinen Anpassung von drei Prozent.

(5) Der Toleranzwert (Toleranzmenge) im Rahmen des untertägigen Anreizsystems gemäß § 23 Abs. 2 beträgt für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg vier Prozent. Die dem untertägigen Anreizsystem für Bilanzgruppenverantwortliche zugrundeliegenden Mengen gemäß Abs. 1 werden für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg saldiert betrachtet.

(6) Die Bestimmungen des § 25 zur Kosten- und Erlösneutralität gelten gleichermaßen für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg. Die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg werden dabei jedoch gemeinsam und saldiert betrachtet. Mit der Bilanzierungsumlage sind in Ergänzung zu den Bestandteilen gemäß § 25 Abs. 1 auch allfällige Kosten und Erlöse aus der kommerziellen Abrechnung von Unausgeglichenheiten von OBA-Konten außerhalb des darin festgelegten Toleranzbereichs gemäß § 42 Abs. 1 zu decken.

(7) Für das Clearing der besonderen Bilanzgruppen wird abweichend von § 26 Abs. 8 der von der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt des vorgelagerten Marktgebietes veröffentlichte mengengewichtete Preisindex des jeweiligen Gastags für Spotmarktprodukte herangezogen.

Gesonderte Regelungen für Netzkopplungsverträge

§ 42. (1) Verteilernetzbetreiber in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg schließen in Abstimmung mit dem MVGM Netzkopplungsverträge mit den angrenzenden Netzbetreibern unter Berücksichtigung der Vorgaben gemäß § 67 GWG 2011 ab. Diese haben OBA-Konten zur Abwicklung von Differenzmengen zwischen Nominierung und Messung zwischen den Verteilernetzbetreibern in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg und den angrenzenden Netzbetreibern unter Berücksichtigung der technischen Möglichkeiten und Anforderungen zu enthalten. Für den Fall der Überschreitung der Grenzen der OBA-Konten können angemessene Zahlungen vereinbart werden.

(2) Die Verteilernetzbetreiber betreiben die Grenzkopplungspunkte nach den Vorgaben des MVGM.

(3) Der MVGM kann sich mit den an die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg angrenzenden Netzbetreibern über die gegenseitige Bereitstellung von Regelenergie mit dem Ziel der beidseitigen wirtschaftlichen Optimierung des Einsatzes physikalischer Ausgleichsenergie abstimmen. Die entsprechenden Regelungen sind in den Netzkopplungsverträgen Abs. 1 durch die Verteilernetzbetreiber in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg zu Gunsten des MVGM zu treffen.

(4) Der MVGM ermittelt den jeweils aktuellen Saldo der OBA-Konten und überwacht die Einhaltung der Grenzen der OBA-Konten. Die Verteilernetzbetreiber in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg stellen dem MVGM zu diesem Zweck die Messwerte an allen Ein- und Ausspeisepunkten in die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg online zur Verfügung.

(5) Die dem Saldo der OBA-Konten entsprechende für die Verteilernetze in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg eingesetzte bzw. durch diese für die angrenzenden Netze bereitgestellte Regelenergie, wird von der Bilanzierungsstelle auf dafür eingerichteten Konten geführt.

(6) Zahlungen für die Überschreitung der Grenzen der OBA-Konten gemäß Abs. 1 verrechnet der betroffene Verteilernetzbetreiber unter Nachweis der Überschreitung der Bilanzierungsstelle. Die Bilanzierungsstelle berücksichtigt diese Zahlungen in der Bilanzierungsumlage gemäß § 25 Abs. 1.

(7) Die zur Umsetzung des Einsatzes von Regelenergie notwendigen Rechte und Pflichten sind zwischen dem MVGM und den Verteilernetzbetreibern in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg vertraglich zu vereinbaren.

Gesonderte Regelungen zur physikalischen Bilanzierung

§ 43. (1) Der Einsatz von Netzpuffer gemäß § 27 unter Berücksichtigung der Festlegungen gemäß § 42 stellt die primäre Form von Regelenergie zur physikalischen Bilanzierung der Netze in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg dar.

(2) Der MVGM ermittelt auf stündlicher Basis den tatsächlichen bzw. prognostizierten Verteilergebietssaldo und beschafft die für die störungsfreie Steuerung des Verteilergebiets nach Ausnutzung des Netzpuffers gemäß Abs. 1 erforderliche Menge an physikalischer Ausgleichsenergie im Namen und auf Rechnung der Bilanzierungsstelle in Form von standardisierten Produkten gemäß § 28 Abs. 2 Z 1 an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt des vorgelagerten Marktgebietes. Zielsetzung ist dabei die stündlichen und kumulierten Abweichungen zwischen den von den Bilanzgruppenverantwortlichen nach § 40 Abs. 3 übertragenen Gasmengen und den Messwerten an den Grenzkopplungspunkten jeweils innerhalb der Grenzen der nach § 42 Abs. 1 vereinbarten OBA-Konten zu halten. Der MVGM ist im Bedarfsfall berechtigt, die Bilanzierungsstelle aufzufordern, eine Merit Order List nach § 28 zu erstellen.

(3) Die Regelungen zur Merit Order List gemäß § 29 gelten sinngemäß. Abweichend gilt für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg hinsichtlich der Abrufe von Ausgleichsenergieangeboten durch den MVGM eine Vorlaufzeit von 180 Minuten.

Gesonderte Regelungen zu Informationsbereitstellung und Transparenz

§ 44. Die Informationen zum individuellen Bilanzgruppenstatus für Bilanzgruppenverantwortliche gemäß § 33 umfassen ergänzend die von den Bilanzgruppenverantwortlichen nach § 40 Abs. 3 an die Bilanzierungsstelle übertragenen Gasmengen.

Gesonderte Regelungen zur Registrierung in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg

§ 45. (1) Der MVGM organisiert in Abstimmung mit der Bilanzierungsstelle das Bilanzgruppensystem und ordnet jedem Vertragspartner und jeder Bilanzgruppe eine für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg gemeinsame eindeutige Identifikationsnummer zu, die von den Vertragsparteien bei jedem Datenaustausch und Schriftverkehr anzuführen ist. Bereits bestehende Identifikationsnummern behalten ihre Gültigkeit.

(2) Der gemäß § 37 Abs. 2 vorgesehene Vertragsabschluss mit dem Betreiber des Virtuellen Handelspunktes ist im Rahmen der Registrierung für die Marktgebiete Tirol und Vorarlberg nicht vorgesehen. Dies gilt ungeachtet der Bestimmung gemäß § 38 Abs. 2.

(3) Für die Registrierung und Gründung von Bilanzkreisen im angrenzenden vorgelagerten Marktgebiet gelten die dortigen rechtlichen Rahmenbedingungen und Vorschriften.

7. Teil

Schlussbestimmungen

Übergangsbestimmungen

§ 46. (1) Das erste und zweite Clearing von Bilanzgruppen und besonderen Bilanzgruppen für Zeiträume vor dem Inkrafttreten dieser Verordnung hat nach der bis dahin gültigen Systematik der Gas-Marktmodell-Verordnung 2012 (GMMO-VO 2012), BGBl. II Nr. 171/2012, zu erfolgen. Die involvierten Marktteilnehmer haben dazu die bestehenden Prozesse und Systeme für diesen Zeitraum aufrechtzuerhalten.

(2) Die zum 1. Oktober 2021 vorliegende Über- oder Unterdeckung aus der Ausgleichsenergieabrechnung gemäß § 87 Abs. 5 GWG 2011 sind auf das jeweilige Umlagekonto gemäß § 25 Abs. 2 bzw. § 41 Abs. 6 zu übertragen.

(3) Dem MVGM sind sämtliche historischen Daten und Informationen bis zum 30. September 2021, die ab dem zur Erfüllung der Aufgaben gemäß § 19, § 20, § 37 und § 45 sowie zur Bereitstellung historischer Daten und Informationen des Clearings je Bilanzgruppe auf der Online-Plattform erforderlich sind, rechtzeitig zur Verfügung zu stellen.

(4) Alle Marktteilnehmer gemäß § 32 sind im Rahmen ihres Wirkungsbereiches zur wechselseitigen Hilfeleistung sowie zur Weitergabe der von einem anderen Marktteilnehmer benötigten Informationen, welche für die Wahrnehmung seiner in dieser Verordnung festgelegten Pflichten erforderlich sind, verpflichtet.

(5) Aus Gründen der Einfachheit und Zweckmäßigkeit ist die Bilanzierungsstelle binnen eines Monats nach rechtskräftiger Bestellung gemäß § 170a Abs. 1 GWG 2011 berechtigt, in Abstimmung mit dem MVGM die Einrichtung des Systems der Bereitstellung und datenbankmäßigen Verwaltung von Allokationsdaten gemäß § 32 wie folgt, in Abweichung zu den Bestimmungen des § 32, zu veranlassen:

1. die Übermittlung der Allokationsdaten gemäß § 32 Abs. 5 Z 1 und Z 4, Abs. 6 Z 1, Abs. 7 Z 1, Abs. 8 und Abs. 9 Z 5 bis Z 10 erfolgt nur an den MVGM;
2. die Übermittlung der Allokationsdaten gemäß § 32 Abs. 10 Z 3 und Z 7 durch den MVGM an die Bilanzierungsstelle entfällt;
3. die Übermittlung der für die Informationsbereitstellung gemäß § 33 und § 34 benötigten, aggregierten Allokationsdaten und Mengensalden je Bilanzgruppe durch die Bilanzierungsstelle an den MVGM gemäß § 32 Abs. 11 Z 2 entfällt;
4. der MVGM gewährleistet der Bilanzierungsstelle einen unmittelbaren Direktzugriff auf sämtliche Allokationsdaten gemäß § 32 und daraus durch den MVGM ermittelten Mengensalden der Bilanzgruppen, welche von der Bilanzierungsstelle unmittelbar für das erste und zweite Clearing von Bilanzgruppen gemäß § 24, die Netzbilanzierung gemäß § 26 sowie das Risikomanagement gemäß § 24 Abs. 5 herangezogen werden. MVGM und Bilanzierungsstelle haben zur Sicherstellung eines effizienten Echtzeit-Zugriffs der Bilanzierungsstelle auf diese Daten entsprechend zu kooperieren. Die Verantwortung für die korrekte Darstellung der gemäß § 32 erhaltenen Allokationsdaten, die Korrektheit der auf Basis dieser Daten ermittelten Mengensalden sowie die Datensicherheit liegt beim MVGM.

Diese Einrichtung ist im Zuge einer nachgelagerten Detaillierung der Informationsflüsse sowie der damit verbundenen Rechte und Pflichten für Marktteilnehmer im Rahmen der Sonstigen Marktregeln gemäß § 22 E-ControlG sowie, soweit gesetzlich vorgesehen, in auf diesen Bestimmungen basierenden Allgemeinen Bedingungen der Marktteilnehmer näher auszugestalten. Der MVGM hat bei dieser Einrichtung die Bilanzierungsstelle nach Kräften zu unterstützen.

Inkrafttreten

§ 47. (1) Diese Verordnung tritt, soweit Abs. 2 und 3 nichts anderes bestimmt, mit Beginn des Gastages 1. Oktober 2021 in Kraft. Gleichzeitig tritt die GMMO-VO 2012 außer Kraft.

(2) § 26 Abs. 2 und Abs. 4 Z 1 treten mit Beginn des Gastages 1. Jänner 2023 in Kraft, sofern zu diesem Zeitpunkt § 2 Abs. 1 Z 13 der Verordnung gemäß § 70 GWG 2011 je Marktgebiet einen einheitlichen Verrechnungsbrennwert vorsieht. § 32 Abs. 9 Z 12 und § 34 Abs. 1 Z 9 treten mit Beginn des Gastages 1. Jänner 2023 in Kraft, sofern zu diesem Zeitpunkt § 2 Abs. 1 Z 13 der Verordnung gemäß § 70 GWG 2011 anstelle eines einheitlichen Brennwerts je Marktgebiet einen nach Brennwertbezirken und Ist-Brennwerten differenzierten Verrechnungsbrennwert vorsieht.

(3) § 14, § 26 Abs. 6 sowie § 46 treten mit Beginn des Gastages 1. Jänner 2020 in Kraft. Gleichzeitig treten § 16 und § 24 Abs. 2 GMMO-VO 2012 außer Kraft.

Anlagen

Anlage 1: Netzzugang/Netzzutritt und Kapazitätserweiterung

I. Netzzugang

1. Der Antrag auf Netzzugang für Endverbraucher hat jedenfalls folgende Angaben zu enthalten:
1. a) Angabe des zu versorgenden Objektes (genaue Anschrift und Name);
2. b) Beginn des Transportes; bei Vorliegen eines befristeten Vertrages ist jedenfalls Beginn und Ende des Transportes anzugeben;
3. c) Höchstleistung in kWh/h. Technischer und vertraglicher Anschlusswert, der den tatsächlichen Kapazitätsbedürfnissen des Netzzugangsberechtigten entspricht;
4. d) prognostizierter Jahresverbrauch in kWh;
5. e) die Art des Endverbrauchers: Haushalt - Gewerbe (bis 50.000 kWh/h) - Industrie (ab 50.000 kWh/h) - Kraftwerke (bis 50.000 kWh/h) - Kraftwerke (ab 50.000 kWh/h);
6. f) den Verwendungszweck (Mehrfachnennung möglich): Heizen - Warmwasseraufbereitung - Kochen - Prozessgas;
7. g) gewünschter minimaler und maximal zulässiger Druck am gewünschten Entnahmepunkt in bar;
8. h) Versorger des zu transportierenden Erdgases;
9. i) Zählpunktbezeichnung des Entnahmepunktes (für Neukunden gilt: Der Verteilernetzbetreiber hat vor der Weiterleitung des entsprechenden Netzzugangsantrages eine Zählpunktbezeichnung zu vergeben);
10. j) bei ausschließlich saisonaler Entnahme Angabe der Monate, in denen eine Entnahme erfolgt;
11. k) Vermerk darüber, dass der Antrag auf Netzzugang auf Basis der Allgemeinen Verteilernetzbedingungen erfolgt.
2. Der Antrag auf Netzzugang für Einspeiser und Speicherunternehmen hat jedenfalls folgende Angaben zu enthalten:
1. a) Beginn des Transportes; bei Vorliegen eines befristeten Vertrages ist jedenfalls Beginn und Ende des Transportes anzugeben;
2. b) gewünschter Einspeisepunkt in das Verteilernetz, genaue Anschrift und Name;
3. c) Höchstleistung in kWh/h. Technischer und vertraglicher Anschlusswert, der den tatsächlichen Kapazitätsbedürfnissen des Netzzugangsberechtigten entspricht;
4. d) prognostizierte Jahreseinspeisung in kWh;
5. e) die Art der Einspeisung: Biogas - Erdgasproduktion - Speicher - Wasserstoff - synthetisches Gas;
6. f) gewünschter minimaler und maximal zulässiger Druck am gewünschten Einspeisepunkt in bar;
7. g) Zählpunktbezeichnung des Einspeisepunktes (für Neukunden gilt: Der Verteilernetzbetreiber hat vor der Weiterleitung des entsprechenden Netzzugangsantrages eine Zählpunktbezeichnung zu vergeben);
8. h) Vermerk darüber, dass der Antrag auf Netzzugang auf Basis der Allgemeinen Verteilernetzbedingungen erfolgt.
3. Ist ein Antrag auf Netzzugang auf einen einschränkbaren Netzzugang gerichtet, so hat der Antrag zusätzlich zu den in den Ziffern 1 und 2 genannten Angaben Folgendes zu enthalten:
1. a) tatsächliche maximale Inanspruchnahme gemäß Lastprofil in kWh/h des Vorjahres (bei Neukunden Vertragswert in kWh/h);
2. b) Bezeichnung der Onlinemessstelle;
3. c) Art und Ausmaß der Einschränkung;
4. d) anwendbarer Zeitraum und maximale Anzahl der Einschränkungen;
5. e) maximale ununterbrochene Dauer der Einschränkungen;
6. f) maximale kumulierte Dauer der Einschränkungen pro Jahr;
7. g) maximale Stundenleistung während der eingeschränkten Netznutzung (erforderliche Mindestversorgung).
4. Netzzugangsverträge, die einen einschränkbaren Netzzugang vorsehen, müssen insbesondere folgende Bestandteile enthalten:
1. a) Die Verpflichtung des Verteilernetzbetreibers, auf Veranlassung des MVGM jede Einschränkung der Netznutzung dem Endverbraucher rechtzeitig bekannt zu geben. Rechtzeitig ist die Bekanntgabe dann, wenn die Einschränkung dem Endverbraucher mindestens zwei Stunden vor Wirksamkeit bekannt gegeben wird. Davon abweichend kann in Abstimmung mit dem MVGM auch eine Frist für die Bekanntgabe der Einschränkung von mehr als zwei Stunden vor Wirksamkeit vereinbart werden;
2. b) Zustimmung des Endverbrauchers, dass er gemäß der Aufforderung des Verteilernetzbetreibers die vereinbarte Einschränkung selbst durchführen wird. Andernfalls kann die angeordnete Einschränkung auf Kosten des Endverbrauchers vom Verteilernetzbetreiber durchgeführt werden;
3. c) Definition bezüglich Art und Ausmaß der Einschränkung;
4. d) Abgeltung der Einschränkungen gemäß der Verordnung gemäß § 70 GWG 2011;
5. e) Anwendbarer Zeitraum und maximale Anzahl der Einschränkungen;
6. f) Ansprechpartner und Kommunikation(-swege) im Zusammenhang mit den Einschränkungen der Netznutzung im Einzelnen;
7. g) Regelungen betreffend die Weitergabe von Daten durch den Verteilernetzbetreiber an den MVGM;
8. h) Regelungen betreffend die Abrechnung des Entgelts für die einschränkbare Netznutzung gemäß der Verordnung gemäß § 70 GWG 2011.
5. Ein abgeschlossener Netzzugangsvertrag für Endverbraucher hat zusätzlich zu den in Ziffer 1 genannten Angaben Folgendes zu enthalten:
1. a) Zählereinbauort bei Abrechnung ohne Umwerter;
2. b) zugrunde gelegte Höhe in m bei Abrechnung ohne Mengenumwerter;
3. c) Umrechnungsfaktor bei Vertragsabschluss (Hinweis auf mögliche Anpassung gemäß der Verordnung gemäß § 70 GWG 2011);
4. d) Netzebenenzuordnung gemäß § 84 Abs. 1 GWG 2011;
5. e) gegebenenfalls zugeordnetes standardisiertes Lastprofil;
6. f) Art und Type der eingebauten Messgeräte;
7. g) Regelungen und Vorkehrungen für den Fall, dass ein Netzzugang nur für einen saisonalen Bezug genehmigt wurde.
6. Vorübergehende Überschreitung der vertraglich vereinbarten Entnahmeleistung

Die vertraglich vereinbarte Entnahmeleistung kann in Ausnahmefällen - insbesondere für Entnahmekapazitäten, die kurzfristig (z. B. für Anfahr- oder Aushilfsleistung) benötigt werden, mangels kontinuierlichen Bedarfs nicht in der langfristigen Planung des MVGM eingeplant werden und nach Absprache zur Verfügung gestellt werden können - überschritten werden. Eine entsprechende Überschreitung ist im jeweiligen Anlassfall von der vorherigen Zustimmung des Verteilernetzbetreibers abhängig. Der Verteilernetzbetreiber ist verpflichtet, zuvor die Zustimmung des MVGM einzuholen. Die Möglichkeit des Netzbenutzers auf Überschreitung der vertraglich vereinbarten Entnahmeleistung besteht nur für den jeweiligen Einzelfall. Für diese Fälle können im Netzzugangsvertrag nähere Bedingungen im Vorhinein vereinbart werden, welche ebenfalls der vorigen Zustimmung des MVGM bedürfen. Der Netzbenutzer ist innerhalb von zwei Arbeitstagen ab Eingang seiner schriftlichen Anfrage (z. B. per E-Mail) über die Möglichkeit der kurzfristigen Überschreitung der vertraglich vereinbarten Entnahmeleistung zu informieren.

II. Netzzutritt

1. Der Antrag auf Netzzutritt hat jedenfalls folgende Angaben zu enthalten:
1. a) Angabe des zu versorgenden Objektes (genaue Anschrift und Name);
2. b) prognostizierter Jahresverbrauch in kWh;
3. c) wenn die Anschlussleitung auf fremden Grundstücken hergestellt werden soll, Name und Kontaktdaten des Grundstückseigentümers;
4. d) gewünschter minimaler und maximal zulässiger Druck am gewünschten Entnahmepunkt in bar;
5. e) Anschlussleistung in kWh/h.
2. Mindestanforderungen an die Herstellung von Anschlussleitungen.

(1) Der Verteilernetzbetreiber benachrichtigt den Netzbenutzer rechtzeitig über Art und Umfang der beabsichtigten Inanspruchnahme des Grundstücks. Die Inanspruchnahme hat unter tunlichster Schonung der benutzten Grundstücke und Baulichkeiten zu erfolgen. Dabei sind berechtigte Interessen des Netzbenutzers zu berücksichtigen. Der Netzbenutzer verständigt den Verteilernetzbetreiber von Maßnahmen auf seinem Grundstück, die Einrichtungen des Verteilernetzbetreibers gefährden könnten.

(2) Verlangt der Grundstückseigentümer - vorbehaltlich des Bestehens einer Dienstbarkeit oder einer sonstigen schriftlichen Vereinbarung - die nachträgliche Verlegung der Einrichtungen, wenn sie die widmungsgemäße Verwendung des Grundstücks unzumutbar beeinträchtigen, so trägt der Verteilernetzbetreiber die Kosten der Verlegung, es sei denn, die Einrichtungen dienen bzw. dienten auch der Versorgung dieses Grundstücks.

(3) Nach Auflösung des Netzzugangsvertrages ist der Verteilernetzbetreiber berechtigt, seine Einrichtungen jederzeit von den benutzten Grundstücken zu entfernen. Wenn der Grundstückseigentümer es verlangt, ist der Verteilernetzbetreiber dazu verpflichtet, ausgenommen es besteht eine Dienstbarkeit, eine sonstige schriftliche Vereinbarung oder die Einrichtungen waren für die Versorgung des Grundstücks bestimmt. Weiters ist der Verteilernetzbetreiber berechtigt, die Benutzung der Grundstücke auch noch über eine angemessene Zeit nach Vertragsauflösung fortzusetzen, soweit dies zur Aufrechterhaltung der örtlichen Versorgung notwendig ist. In den übrigen Fällen hat der Verteilernetzbetreiber das Grundstück in angemessener Zeit zu räumen und die erforderlichen Arbeiten abzuschließen.

(4) Der Verteilernetzbetreiber kann nach Vertragsablauf soweit sicherheitstechnisch erforderlich jederzeit die Trennung der Anschlussleitung vom Verteilernetz auf Kosten des (ehemaligen) Netzbenutzers verlangen. Soweit die Kosten pauschaliert verrechnet werden, richten sich die Kosten der Trennung nach dem Preisblatt des Verteilernetzbetreibers. Der Verteilernetzbetreiber kann zur einfacheren Administration eine Pauschalierung auf Basis der diesbezüglichen Gesamtkosten vornehmen. Dem Grundsatz der Verursachungsgerechtigkeit kann durch sachgerechte Differenzierungen (z. B. nach Anlagetyp) entsprochen werden.

III. Kapazitätserweiterung

1. Anforderungen an die Abwicklung von Anträgen auf Kapazitätserweiterung:
1. a) die langfristige Planung enthält die notwendigen Umsetzungsmaßnahmen zur Schaffung des dem Antrag auf Kapazitätserweiterung zugrunde liegenden Kapazitätsbedarfes und diese langfristige Planung wurde durch die Regulierungsbehörde genehmigt;
2. b) die jeweils betroffenen Netzbetreiber haben mit dem MVGM Netzausbauverträge betreffend die Umsetzung der in der langfristigen Planung vorgesehenen Maßnahmen abgeschlossen.

(1) Der Verteilernetzbetreiber ist verpflichtet, den Antrag des Kunden sowie einen Verzicht des Kunden auf einen Antrag umgehend an den MVGM weiterzuleiten, sodass dieser den Antrag gemäß den Bestimmungen zur langfristigen Planung (§ 22 GWG 2011) berücksichtigen kann.

(2) Voraussetzung der Stattgebung des Antrags auf Kapazitätserweiterung ist, dass der MVGM dem Verteilernetzbetreiber die Verfügbarkeit der erforderlichen Transportkapazität auf Basis der folgenden Voraussetzungen und den darin jeweils enthaltenen Bedingungen mitteilt:

(3) Der Verteilernetzbetreiber und der MVGM sind erst dann zur Stattgebung des Antrages und Gegenfertigung des Kapazitätserweiterungsvertrages verpflichtet bzw. sind der Verteilernetzbetreiber und die vorgelagerten Netzbetreiber sowie der MVGM erst dann verpflichtet, die notwendigen Ausbaumaßnahmen zu tätigen, wenn der Antragsteller den Kapazitätserweiterungsvertrag innerhalb der ihm durch den Verteilernetzbetreiber und dem MVGM gesetzten Frist rechtsgültig unterschrieben hat und den im Kapazitätserweiterungsvertrag genannten Bedingungen - wie z. B. dem Erlag von Sicherheitsleistungen - fristgerecht nachgekommen ist. Bei nicht fristgerechter, rechtsgültiger Unterzeichnung des Kapazitätserweiterungsvertrags oder bei nicht fristgerechter Erfüllung der im Kapazitätserweiterungsvertrag genannten Bedingungen verliert der Kapazitätserweiterungsantrag seine Wirksamkeit.

(4) Im Kapazitätserweiterungsvertrag können zwischen dem Antragsteller, dem MVGM und dem Verteilernetzbetreiber nichtdiskriminierende und sachgerechte Bedingungen vertraglich vereinbart werden, von deren Erfüllung die Umsetzung der Maßnahmen zur Kapazitätserweiterung abhängen. Zur Absicherung der Investitionen, welche mit der Stattgebung des Antrages auf Kapazitätserweiterung ausgelöst werden, ist im Kapazitätserweiterungsvertrag eine Zahlung für die (teilweise) Nichtinanspruchnahme der gemäß Kapazitätserweiterungsvertrag beantragten Anschlussleistung ab dem im Kapazitätserweiterungsvertrag vertraglich vereinbarten Beginn des Transportes im Ausmaß der Nichtinanspruchnahme vertraglich zu vereinbaren. Die Höhe der Zahlung hat bei vollständiger Nichtinanspruchnahme der gemäß Kapazitätserweiterungsvertrag beantragten Anschlussleistung mindestens dem Netzbereitstellungsentgelt, das für die beantragte Anschlussleistung zu entrichten wäre, zu entsprechen und verringert sich bei teilweiser Nichtinanspruchnahme aliquot. Die Zahlung für die (teilweise) Nichtinanspruchnahme der gemäß Kapazitätserweiterungsvertrag beantragten Anschlussleistung verringert sich in dem Ausmaß, in dem die nicht genutzte, gemäß Kapazitätserweiterungsvertrag beantragte Anschlussleistung, von Dritten genutzt wird. Zur Absicherung dieser Zahlung kann die Leistung einer angemessenen Sicherheitsleistung vereinbart werden. Bei (teilweiser) Inanspruchnahme der beantragten Anschlussleistung nach dem im Kapazitätserweiterungsvertrag vertraglich vereinbarten Beginn des Transportes ist eine Aufrechnung der geleisteten Zahlung mit dem Netzbereitstellungsentgelt gemäß der Verordnung gemäß § 70 GWG 2011 nicht zulässig.

(5) Der Verteilernetzbetreiber verpflichtet sich bei Stattgebung des Antrages auf Kapazitätserweiterung dem Netzbenutzer ab einem bestimmten in der Zukunft liegenden Stichtag Netzzugang zum Verteilernetz gemäß § 27 GWG 2011 zu gewähren.

(6) Der Netzbenutzer hat nach Bekanntgabe des endgültigen Termins der Kapazitätsbereitstellung durch den Verteilernetzbetreiber, spätestens zehn Arbeitstage vor dem vereinbarten Beginn der Transportleistung, einen Netzzugangsantrag für Neuanlagen gemäß § 11 der Verordnung zu stellen. Der Verteilernetzbetreiber hat den Netzbenutzer im Kapazitätserweiterungsvertrag ausdrücklich auf die Notwendigkeit eines Netzzugangsantrages hinzuweisen. Bei nicht zeitgerechter Abgabe dieses Antrages kann die Transportleistung nicht fristgerecht erbracht werden, unbeschadet der sonstigen Rechte und Pflichten der Vertragspartner aus dem Kapazitätserweiterungsvertrag.

Anlage 2: Regeln der Technik ¹¹ Die Angaben und Referenzen zu Normen, technischen Regeln, etc. sind vorbehaltlich der Änderung von Titeln, Nummern, etc.

I. Allgemeines

Gaswirtschaftliche Richtlinien, Normen und Standards:

- ÖVGW-Regeln Gas

- ÖNORM

- CEN

- CENELEC

- DIN

- ISO

- EN

II. Gasbeschaffenheit - Gasqualität

Die in den Allgemeinen Verteilernetzbedingungen enthaltenen Qualitätsanforderungen, die für die Einspeisung und den Transport von Erdgas gelten, sind nach der jeweils gültigen Fassung der ÖVGW Richtlinie1 G 31 „Gasbeschaffenheit“ oder der ÖVGW Richtlinie G B220 „Regenerative Gase“ zu bestimmen. Der mengengewichtete Ist-Brennwert von Einspeisungen aus der Erzeugung erneuerbarer Gase ist dem Netzbetreiber in einer zur Erfüllung seiner Verpflichtungen gemäß § 32 geeigneten Form zu melden.

III. Ermittlung von Energiemengen im Marktgebiet und anwendbare Brennwerte

Die Ermittlung der Energiemengen sämtlicher Ein- und Ausspeisungen im Marktgebiet auf Basis der jeweils anwendbaren Brennwerte erfolgt gemäß nachfolgender Tabelle. Die zugrundeliegenden Ist-Brennwerte bestimmen sich dabei grundsätzlich nach den technischen Methoden der ÖVGW Richtlinie G O110 und der Verordnung gemäß § 70 GWG 2011. Diese Energiemengen stellen die Grundlage für das Clearing und sämtliche Abrechnungen sowie die Netzsteuerung dar.

Nr.	Allokationskomponente	Netzbilanz Fernleitung	Netzbilanz Verteilernetz	Anwendbarer Brennwert
1	Allokierte Ein-/Ausspeisungen Grenzübergangspunkte (Fernleitungs- & Verteilernetze)	allokiert wie nominiert	gemessen	Ist-Brennwert am Grenzübergangspunkt (Differenzen am OBA erfasst)
2	Allokierte Ein-/Ausspeisungen Speicher	allokiert wie nominiert	gemessen	Ist-Brennwert am Netzanschlusspunkt (Differenzen am OBA erfasst)
3	Allokierte Ein-/Ausspeisungen Erdgasproduktion	allokiert wie nominiert	gemessen	Ist-Brennwert am Netzanschlusspunkt (Differenzen am OBA erfasst)
4	Einspeisungen Erzeugung erneuerbares Gas	gemessen	gemessen	Ist-Brennwert am Netzanschlusspunkt
5	Allokierte Ausspeisungen zu Endverbrauchern LPZ	gemessen	gemessen	Verrechnungsbrennwert auf Basis der Verordnung gemäß § 70 GWG 2011 idgF (ausgenommen es erfolgt eine Brennwertmessung vor Ort)
6	Allokierte Ausspeisungen zu Endverbrauchern SLP	gemessen (mittels SLP)	gemessen (mittels SLP)	Verrechnungsbrennwert auf Basis der Verordnung gemäß § 70 GWG 2011 idgF
7	Gemessene Übergaben an Netzkopplungspunkten zwischen Netzen im Marktgebiet	gemessen	gemessen	Ist-Brennwert am Netzkopplungspunkt
8	Gemessener Eigenverbrauch	gemessen	gemessen	Ist-Brennwert (sofern basierend auf Messungen bzw. Brennwertverfolgung für Entnahmepunkte vorhanden, andernfalls als mengengewichteter Ist-Brennwert im jeweiligen Netzgebiet)
9	Ungemessener Eigenverbrauch	berechnet	berechnet	Mengengewichteter Ist-Brennwert im jeweiligen Netzgebiet
10	Auf-/Abbau des Netzinhalts (Linepacks) als Differenz zwischen dem Netzinhalt zu Beginn und am Ende eines jeweiligen Gastages.	-	berechnet	Mengengewichteten Ist-Brennwert im Netzgebiet eines Netzbetreibers

IV. Verrechnungsbrennwerte für Endverbraucher

Die Ermittlung der Daten zur Abrechnung von Endverbrauchern bestimmt sich grundsätzlich nach den technischen Methoden der ÖVGW Richtlinie G O110 und der Verordnung gemäß § 70 GWG 2011.

Die Feststellung von Volumen und Brennwert (gemäß DIN EN ISO 6976 oder 13686 Erdgas) zur Verrechnung der Systemnutzungsentgelte erfolgt entsprechend den Methoden gemäß den Regeln der Technik. Dabei sind die von den Herstellern vorgegebenen oder empfohlenen Überprüfungsintervalle für Messgeräte zur Brennwert-bestimmung einzuhalten. Außerdem ist jährlich von einer unabhängigen Stelle eine Überprüfung vorzunehmen, wobei die Ergebnisse drei Jahre lang aufzubewahren sind.

Nach der Verordnung gemäß § 70 GWG 2011 in Verbindung mit ÖVGW Richtlinie G O110 kommt bis zum 31. Dezember 2022 für die Abrechnung von Ausspeisungen an Endverbraucher ein einheitlicher Verrechnungsbrennwert zur Anwendung. Dabei bildet der MVGM auf Basis der von Netzbetreibern für einen jeweiligen Monat gemäß § 32 bereitgestellten Einspeisemengen und dazugehörigen Brennwerten einen gewogenen Mittelwert des Brennwerts des gesamten in das jeweilige Marktgebiet eingespeisten Gases und veröffentlicht diesen spätestens bis zum 10. des Folgemonats. Weicht der vom MVGM ermittelte Brennwert nicht mehr als +/- 2 Prozent vom aktuellen Verrechnungsbrennwert entsprechend der Verordnung gemäß § 70 GWG 2011 ab, so ist dieser Verrechnungsbrennwert für die Ermittlung der Energiemenge heranzuziehen.

Sofern die Verordnung gemäß § 70 GWG 2011 für die Abrechnung von Ausspeisungen an Endverbraucher ab dem 1. Jänner 2023 die Anwendung der jeweiligen Ist-Brennwerte gemäß ÖVGW Richtlinie G O110 als Verrechnungsbrennwert vorsieht, sind diese für die Abrechnung, die Verrechnung der System-nutzungsentgelte sowie sämtliche Datenmeldungen im Kontext dieser Verordnung heranzuziehen. Sofern für vorläufige oder aktualisierte Allokationsdaten gemäß § 32 aufgrund der zeitlichen Taktung der Informationsflüsse noch keine abrechnungsrelevanten Brennwerte vorliegen, sind nur dafür jeweils die letztgültigen, abrechnungsrelevanten Brennwerte eines jeweiligen Endverbrauchers zu verwenden. Netzbetreiber haben das Zustandekommen der anwendbaren Brennwerte durch geeignete Maßnahmen nachvollziehbar zu validieren; dem MVGM kommt dabei insbesondere für die Netzebene 1 eine koordinierende Rolle zu. Netzbetreiber haben eine Beschreibung der zugrundeliegenden Ermittlungsmethode, den geografischen Anwendungsbereich resultierender Brennwerte in Form von Brennwertbezirken inkl. der abrechnungsrelevanten Brennwerte der jeweiligen Brennwertbezirke auf monatlicher Basis inkl. Historie auf ihrer Webseite ausreichend transparent darzulegen.

Anlage 3: Ein-/Ausspeisepunkte

Als Ein-/Ausspeisepunkte gelten alle physischen Ein- und Ausspeisepunkte in das Netz des jeweiligen Marktgebietes.

Die Ausspeisepunkte von den Fernleitungen in das Verteilergebiet werden zentral vom MVGM verwaltet und somit virtuell als ein Ausspeisepunkt behandelt. Die Ein-/Ausspeisepunkte werden vom MVGM nach Konsultation der Regulierungsbehörde auf der Online-Plattform veröffentlicht.

Urbantschitsch Eigenbauer

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BGBl II 425/2019

BUNDESGESETZBLATT

FÜR DIE REPUBLIK ÖSTERREICH

425. Verordnung des Vorstands der E-Control zu Regelungen zum Gas-Marktmodell (Gas-Marktmodell-Verordnung 2020 - GMMO-VO 2020)