Art. 29(a) | Informationen zu festen Standardprodukten (Reservepreise, Multiplikatoren, Saisonale Faktoren, etc.) | https://www.grtgaz-deutschland.de/de/node/1105
Zur Begründung für die Höhe der Multiplikatoren verweist GRTgaz Deutschland auf den Beschluss der Bundesnetzagentur BK9-14/608 (Festlegung „BEATE“). |
Art. 29(b) | Informationen zu unterbrechbaren Standardprodukten (Reservepreise und eine Bewertung der Wahrscheinlichkeit einer Unterbrechung) | https://www.grtgaz-deutschland.de/de/node/1105
Die Bundesnetzagentur hat in ihrem Beschluss BK9-14/608 (Festlegung „BEATE“, Abschnitt VII.5 – VII.8, S. 26ff.) die Methodik zur Berechnung des Abschlags für unterbrechbare Kapazität, der gleichzeitig auch als Schätzung der Unterbrechungswahrscheinlichkeit gilt, festgelegt.
Die zur Berechnung des Abschlags benötigten Daten (Vermarktung und Unterbrechung unterbrechbarer Kapazität) kann auf der ENTSOG Transparenzplattform bzw. als Summe pro Punkt hier bezogen werden. |
Art. 30 (1)(a) | Informationen zu den in der angewandten Referenzpreismethode verwendeten Parametern | http://www.grtgaz-deutschland.de/de/system/files/dokumente/20171128_simplifiedmodel_grtgaz_deutschland.xlsx Alle genutzten Eingangsparameter (insb. Kapazitätsprognosen und Spreizungsfaktoren für die Ausspeiseentgeltzonen) sind im vereinfachtem Entgeltmodell enthalten. |
Art. 30 (1)(a)i) | Die technische Kapazität an den Ein- und Ausspeisepunkten und die damit verbundenen Annahmen | n.a. |
Art. 30 (1)(a)ii) | Die prognostizierte kontrahierte Kapazität an den Ein- und Ausspeisepunkten und die damit verbundenen Annahmen | Die prognostizierte gebuchte Kapazität ist gewichtet und berücksichtigt die BEATE-Multiplikatoren sowie die entsprechenden Rabattierungen für unterbrechbare Kapazitäten und Sonderprodukte. Prognostizierte gebuchte Einspeisekapazität: 18.625.159 kWh/h/a Prognostizierte gebuchte Ausspeisekapazität:13.242.838 kWh/h/a |
Art. 30 (1)(a)iii) | Die Menge und Richtung des Gasflusses an Ein- und Ausspeisepunkten und die damit verbundenen Annahmen, wie z. B. Angebots- und Nachfrageszenarien für den Gasfluss zu Spitzenzeiten | n.a. |
Art. 30 (1)(a)iv) | Eine ausreichend detaillierte Darstellung der Fernleitungsnetzstruktur | http://www.grtgaz-deutschland.de/de/netztransparenz/technischebeschreibung |
Art. 30 (1)(a)v) | Zusätzliche technische Informationen zum Fernleitungsnetz wie Länge und Durchmesser der Pipelines und Leistung der Verdichterstationen | http://www.grtgaz-deutschland.de/de/system/files/dokumente/megal_map_gassflussrichtung_1611_de_0.pdf http://www.grtgaz-deutschland.de/de/node/1058 |
Art. 30 (1)(b)(i) | Informationen zu den zulässigen Erlösen | 96.115.195 € |
Art. 30 (1)(b)(ii) | Informationen zu den Änderungen der zulässigen Erlöse | -20.114 € |
Art. 30 (1)(b)(iii) | Informationen zu den folgenden Parametern: Typen des reguliertem Anlagevermögens und ihr Gesamtwert, Kapitalkosten, Investitionsausgaben, operative Ausgaben, Anreizmechanismen und Effizienzziele, Inflationsindizes | Gesamtwert des regulierten Anlagevermögens im Kostenbasisjahr 2015:
345.658.768 €
I. Allgemeine Anlagen
Kostenbasisjahr 2015: 30.302.912 €
II. Gasbehälter
Kostenbasisjahr 2015: 0 €
III. Erdgasverdichteranlagen
Kostenbasisjahr 2015: 85.583.818 €
IV. Rohrleitungen/ Hausanschlussleitungen
Kostenbasisjahr 2015: 220.159.360 €
V. Mess-, Regel- und Zähleranlagen
Kostenbasisjahr 2015: 8.953.820 €
VI. Fernwirkanlagen
Kostenbasisjahr 2015: 658.859 €
Kapitalkosten des Kostenbasisjahres 2015:
26.006.855 €
Die Methode zur Berechnung der Kapitalkosten ist in §§ 6-8 GasNEV festgelegt.
Die Investitionsausgaben bestimmen sich nach den Anschaffungs- und Herstellungskosten des Anlagegutes. In der deutschen Anreizregulierung ist keine Neubewertung des Anlagegutes vorgesehen. Die Anlagegüter werden nach §6 (5) GasNEV linear abgeschrieben. Die Abschreibungsdauer ist in Anlage 1 GasNEV innerhalb einer Bandbreite vorgegeben. Die GRTgaz Deutschland nutzt grundsätzlich jeweils die unteren Werte dieser Bandbreite.
Abschreibungszeiträume und –beträge für Anlagetypen:
I. Allgemeine Anlagen
3-70 Jahre (keine Abschreibung für Grundstücke)
Betrag im Kostenbasisjahr 2015: 1.719.887 €
II. Gasbehälter
45-55 Jahre
Kostenbasisjahr 2015: 0 €
III. Erdgasverdichteranlagen
20-60 Jahre
Betrag im Kostenbasisjahr 2015: 5.142.242 €
IV. Rohrleitungen/ Hausanschlussleitungen
30-65 Jahre
Betrag im Kostenbasisjahr 2015: 7.550.525 €
V. Mess-, Regel- und Zähleranlagen
8-60 Jahre
Betrag im Kostenbasisjahr 2015: 353.508 €
VI. Fernwirkanlagen
15-20 Jahre
Betrag im Kostenbasisjahr 2015: 45.439 €
Operative Ausgaben des Tarifjahres 2018:
44.848.674 €
Die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber unterliegen dem System der Anreizregulierung gemäß den Vorgaben der ARegV, §§12-16 regeln hierbei Anreizmechanismen und Effizienzziele.
Der Erlösobergrenze eines Netzbetreibers, die für die Regulierungsperiode (5 Jahre) bestimmt wird, liegen die Kosten zu Grunde, welche im Basisjahr (Jahr 3 vor der neuen Regulierungsperiode) beim Netzbetreiber entstanden und von der Regulierungsbehörde geprüft sind. Des Weiteren wird ein Effizienzvergleich zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern durchgeführt und auf Basis deren Aufwands- und Strukturparameter unternehmensindividuelle Effizienzwerte ermittelt. Etwaige Ineffizienzen sind über die Dauer einer Regulierungsperiode abzubauen.
Ebenfalls berechnet die Regulierungsbehörde einen generellen sektoralen Produktivitätsfaktor, der für alle Fernleitungsnetzbetreiber einheitlich zur Anwendung kommt. Der vorläufige Wert für die 3. Regulierungsperiode liegt bei 0,88%/Jahr.
Der individuelle Effizienzwert der GRTgaz Deutschland beträgt 100% für die Jahre 2018-2022.
Der zur Bestimmung der zulässigen Erlöse 2018 verwendete Inflationsindex beträgt 0,47% (Inflation des Jahres 2016).
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Art. 30 (1)(b)(iv,v) | Informationen zu den zulässigen Erlösen aus Fernleitungsentgelten inklusive Kennzahlen zu Kapazitäts-/Arbeitsaufteilung, Entry-Exit-Split und Aufteilung nach systeminterner/systemübergreifender Nutzung | Zulässige Erlöse aus Fernleitungsentgelten 2018 betragen: 91.970.000 € Kapazitäts-/ Arbeitsaufteilung: 100% Kapazitätsentgelte Entry-Exit-Split 2018: Entry 59% - Exit 41%
Die Aufteilung nach systeminterner/ systemübergreifender Nutzung wird im Rahmen der Konsultation nach Art. 26 NC TAR bestimmt und veröffentlicht.
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Art. 30 (1)(b)(vi) | Informationen zum Ausgleich des Regulierungskontos in der vergangenen Entgeltperiode | Tatsächliche regulierte Erlöse aus Fernleitungs- und Systemdienstleistungen 2016: 95.723.691 €.
Der Gesamtsaldo des Regulierungskontos nach Verzinsung zum 31.12.2016: 16.931.893 €.
Der Saldo des Regulierungskontos des abgeschlossenen Geschäftsjahres 2016 wird im Jahr 2017 festgestellt und in gleichmäßigen Raten – inklusive Verzinsung – über die folgenden 5 Kalenderjahre ab 2018 ausgeglichen.
Regulierungskonto-spezifische Anreizmechanismen bestehen im deutschen Regulierungssystem nicht. |
Art. 30 (1)(b)(vii) | Information zur beabsichtigte Nutzung des Auktionsaufschlags | Gemäß §13 (4) GasNZV werden Auktionserlöse auf dem Regulierungskonto nach §5 ARegV verbucht. Dieses Vorgehen entfaltet somit eine entgeltmindernde Wirkung in den Jahren in denen das Regulierungskonto ausgeglichen wird. |
Art. 30 (1)(c) | Informationen zu Fernleitungs- und Systemdiensteistungsentgelten und ihrer Berechnung | GRTgaz Deutschland-Preisblatt: http://www.grtgaz-deutschland.de/node/1045
Berechnung Kapazitätsentgelte
Berechnung Biogaswälzungsbetrag
Nach Ziffer 6 des Beschlusses der Bundesnetzagentur BK9-17/609 (Festlegung „INKA“) ist die Biogasumlage nach § 20b GasNEV als Systemdienstleistung eingeordnet. Die Berechnung der Biogasumlage ist beschrieben in § 7 der Kooperationsvereinbarung zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 27.10.2017. Hiernach werden die bundesweiten Biogas-Gesamtkosten des Jahres 2018 in Höhe von 199.507.937 € durch die bundesweit bei Fernleitungsnetzbetreibern gebuchte bzw. bestellte Kapazität an Netzanschlusspunkten zu Letztverbrauchern und Netzkopplungspunkten zu nachgelagerten Netzbetreibern ohne Beachtung von Multiplikatoren oder saisonalen Faktoren des Jahres 2018 in Höhe von 291.495.193 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Biogasumlage in Höhe von 0,68443 €/(kWh/h)/a.
Berechnung Marktraumumstellungsumlage
Nach Ziffer 6 des Beschlusses der Bundesnetzagentur BK9-17/609 (Festlegung „INKA“) ist die Marktraumumstellungsumlage nach § 19a Abs. 1 EnWG als Systemdienstleistung eingeordnet. Die Berechnung der Marktraumumstellungsumlage ist beschrieben in § 10 der Kooperationsvereinbarung zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 27.10.2017. Hiernach werden die bundesweiten Umstellungskosten des Jahres 2018 in Höhe von 104.442.367,39 € durch die bundesweit bei Fernleitungsnetzbetreibern gebuchte bzw. bestellte Kapazität an allen Ausspeisepunkten (inkl. Speicher und Grenz- und Marktgebietsübergangspunkten) ohne Beachtung von Multiplikatoren oder saisonalen Faktoren des Jahres 2018 in Höhe von 403.738.196 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Marktraumumstellungsumlage in Höhe von 0,2587 €/(kWh/h)/a.
Berechnung Messstellenbetriebsentgelt GRTgaz Deutschland geht für 2018 von Erlösen aus Messentgelt in Höhe von 409.668 € aus.
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Art. 30 (2)(a)i &ii) | Informationen zu Änderungen der Fernleitungsentgelten | Für die Entgeltperiode 2019 gehen wir derzeit von einer Steigerung der Fernleitungsentgelte von 0-2% gegenüber dem Entgelt des Jahres 2018 aus.
Welcher Referenzpreismethode die Entgeltbildung der Jahre 2020 ff. unterliegt ist derzeit schwer abzuschätzen. Dementsprechend können auch keine indikativen Aussagen zur Entgeltentwicklung der Jahre 2020-2022 getroffen werden.
Hierzu verweisen wir auf die abschließende Konsultation gemäß Artikel 26 Tariff Network Code, welche gemäß der Festlegung “INKA“ (BK9-17/609) von der Bundesnetzagentur durchgeführt wird.
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Art. 30 (2)(b) | Informationen zum im Tarifjahr 2018 verwendeten Referenzpreismodell inkl. vereinfachtem Entgeltmodell | http://www.grtgaz-deutschland.de/de/system/files/dokumente/20171128_simplifiedmodel_grtgaz_deutschland.xlsx |
