Veröffentlichung gemäß NC TAR

Art. 29(a)

Reservepreise 2020

Zur Begründung für die Höhe der Multiplikatoren verweist GRTgaz Deutschland auf den Beschluss der Bundesnetzagentur BK9-18/612 (Festlegung „MARGIT“).

Gemäß der Festlegung MARGIT(Az. BK9-18/612) anzuwendende Multiplikatoren für unterjährige Produkte:

Art. 29(b)

Die Bundesnetzagentur hat in Anlage I ihres Beschlusses BK9-18/612 (Festlegung „MARGIT“) die Höhe des an den Kopplungspunkten anzuwendenden Abschlags für unterbrechbare Kapazität festgelegt. Die Methodik zur Berechnung dieser Abschläge wird in Abschnitt 5 der Festlegung MARGIT beschrieben.

Art. 30 (1)(a)

Informationen zu den in der angewandten Referenzpreismethode verwendeten Parametern

https://www.grtgaz-deutschland.de/de/node/1167

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

https://www.grtgaz-deutschland.de/de/netzzugang/kapazitaetsuebersicht

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: 25.458.556 kWh/h/a

Prognostizierte gebuchte Ausspeisekapazität: 15.541.778 kWh/h/a

Art. 30 (1)(a)iii)

Art. 30 (1)(a)iv)

Art. 30 (1)(a)v)

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

Die zulässigen Erlöse der FNB für 2019 betragen: 96.035.198 €

Art. 30 (1)(b)(ii)

Informationen zu den Änderungen der zulässigen Erlöse

- 79.997 €

Art. 30 (1)(b)(iii)

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 Kostenbasisjahres 2015:
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 Wert für die 3. Regulierungsperiode liegt bei 0,49%/Jahr.
Der individuelle Effizienzwert der GRTgaz Deutschland beträgt 100% für die Jahre 2018-2022.

Der zur Bestimmung der zulässigen Erlöse 2019 verwendete Inflationsindex beträgt 1,77% (Inflation des Jahres 2017).

Art. 30 (1)(b)(iv,v)

Zulässige Erlöse aus Fernleitungsentgelten 2019 betragen: 91.622.000 €

Kapazitäts-/ Arbeitsaufteilung: 100% Kapazitätsentgelte

Entry-Exit-Split 2019: Entry 62% - Exit 38%

Die Aufteilung nach systeminterner/ systemübergreifender Nutzung wird im Rahmen der Konsultation nach Art. 26 NC TAR bestimmt und veröffentlicht.

Art. 30 (1)(b)(vi)

Tatsächliche regulierte Erlöse aus Fernleitungs- und Systemdienstleistungen 2017: 109.273.803 €.

Der Gesamtsaldo des Regulierungskontos nach Verzinsung zum 31.12.2017: 32.464.594 €.

Der Saldo des Regulierungskontos des abgeschlossenen Geschäftsjahres 2017 wird im Jahr 2018 festgestellt und in gleichmäßigen Raten – inklusive Verzinsung – über die folgenden 3 Kalenderjahre ab 2019 ausgeglichen.

Regulierungskonto-spezifische Anreizmechanismen bestehen im deutschen Regulierungssystem nicht.

Art. 30 (1)(b)(vii)

Art. 30 (1)(c)

GRTgaz Deutschland-Preisblatt:  http://www.grtgaz-deutschland.de/node/1105

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 2019 in Höhe von 202.994.689 € 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 2019 in Höhe von 306.671.765 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Biogasumlage in Höhe von 0,66193 €/(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 2019 in Höhe von 132.257.041 € 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 2019 in Höhe von 415.797.341 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Marktraumumstellungsumlage in Höhe von 0,3181 €/(kWh/h)/a.
 

Art. 30 (2)(a)i &ii)

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 von der Bundesnetzagentur durchgeführt wird. Nähere Informationen dazu finden sich auf der Seite der Bundesnetzagentur.
 

Art. 30 (2)(b)