Veröffentlichung gemäß NC TAR

Veröffentlichung gemäß Artikel 29 & 30 NC TAR (Download NC TAR)- am 02.12.2020 aktualisiert

 

TAR NCInhaltBeschreibung

Art. 29(a)

Informationen zu festen Standardprodukten (Reservepreise, Multiplikatoren, Saisonale Faktoren, etc.)

Reservepreise 2021

Zur Begründung für die Höhe der Multiplikatoren verweist GRTgaz Deutschland auf den Beschluss der Bundesnetzagentur BK9-19/612 (Festlegung „MARGIT 2021“).

Gemäß der Festlegung MARGIT(Az. BK9-19/612) anzuwendende Multiplikatoren für unterjährige Produkte:

Produkt

Multiplikator

Untertägiges Produkt

2,0

Tagesprodukt (Laufzeit von 1 bis 27 Tagen)

1,4

Monatsprodukt (Laufzeit von 28 bis 89 Tagen)

1,25

Quartalsprodukt (Laufzeit von 90 bis 364 Tagen)

1,1

 
(gültig ab 01.01.2021)

 

Art. 29(b)

Informationen zu unterbrechbaren Standardprodukten (Reservepreise und eine Bewertung der Wahrscheinlichkeit einer Unterbrechung)Reservepreise 2021

Die Bundesnetzagentur hat in Anlage I ihres Beschlusses BK9-19/612 (Festlegung „MARGIT 2021“) die Höhe des an den Kopplungspunkten anzuwendenden Abschlags für unterbrechbare Kapazität bis zum 01.10.2021 festgelegt. Die Methodik zur Berechnung dieser Abschläge wird in Abschnitt 6 der Festlegung MARGIT 2021 beschrieben. Mit dem finalen Beschluss BK9-19/612 vom 11.09.2020 wurde die Höhe des an den Kopplungspunkten anzuwendenden Abschlags für unterbrechbare Kapazität ab dem 01.10.2021 in der Anlage II festgelegt und begründet.

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

Art. 30 (1)(a)

 

Informationen zu den in der angewandten Referenzpreismethode verwendeten Parametern

 

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 MARGIT-Multiplikatoren sowie die entsprechenden Rabattierungen für unterbrechbare Kapazitäten und Sonderprodukte.

2021 Prognostizierte gebuchte Einspeisekapazität: 15.161.888 kWh/h/a

2021 Prognostizierte gebuchte Ausspeisekapazität: 10.149.553 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 Spitzenzeitenn.a.

Art. 30 (1)(a)iv)

Eine ausreichend detaillierte Darstellung der Fernleitungsnetzstrukturhttp://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

Leistung der MEGAL Verdichterstationen

Art. 30 (1)(b)(i)

 

Informationen zu den zulässigen Erlösen

Die zulässigen Erlöse der FNB für 2021 betragen: 83.715.582 €  

 

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

 

Informationen zu den Änderungen der zulässigen Erlöse

- 8.759.462 €

 

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 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 wurde auf 0,49%/Jahr festgelegt.

Der individuelle Effizienzwert der GRTgaz Deutschland beträgt 100% für die Jahre 2018-2022

Der zur Bestimmung der zulässigen Erlöse 2021 verwendete Inflationsindex beträgt: 1,40% (Inflation des Jahres 2019).

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 2021 betragen: 83.715.582 € 

Die Erlöse aus Fernleitungsentgelten für 2021 erhöhen sich zudem um eine Summe für Ausgleichszahlungen gem. der Festlegung BK9-18/607 der Bundesnetzagentur, welche im Rahmen der Anwendung eines einheitlichen Briefmarkenentgeltes im Marktgebiet erlassen worden ist. Die Summe der von GRTgaz Deutschland an andere Fernleitungsnetzbetreiber zu zahlenden Ausgleichsbeträge beträgt für 2021 28.545.240 €.

Kapazitäts-/ Arbeitsaufteilung: 100% Kapazitätsentgelte

Entry-Exit-Split 2021 für NCG: Entry 32,8% / Exit 67,2%

Entry-Exit-Split 2021 für THE: Entry 36,0% / Exit 64,0%

Aufteilung nach systeminterner/ systemübergreifender Nutzung im Marktgebiet NCG:

81,6% Systeminterne Nutzung / 18,4% Systemübergreifende Nutzung

Aufteilung nach systeminterner/ systemübergreifender Nutzung im Marktgebiet THE:

74,9% Systeminterne Nutzung / 25,1% Systemübergreifende Nutzung

Im Zusammenhang mit der Konsultation nach Art. 26 NC TAR wurde der Kostenzuweisungstest von der Bundesnetzagentur (BNetzA) durchgeführt. Die Ergebnisse einschließlich einer Bewertung wurden im Wege der Festlegungsverfahren REGENT für die Marktgebiete Net Connect Germany (BK9-18/610-NCG), Gaspool (BK9-18/611-GP) und Trading Hub Europe (BK9-19/610) auf den Internetseiten der BNetzA veröffentlicht.

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

Informationen zum Ausgleich des Regulierungskontos in der vergangenen Entgeltperiode

Tatsächliche regulierte Erlöse aus Fernleitungs- und Systemdienstleistungen 2019: 101.022.833 € (Inkl. MRU/ Biogas)

Der Gesamtsaldo des Regulierungskontos nach Verzinsung zum 31.12.2019:  45.485.574 €.

Der Saldo des Regulierungskontos des abgeschlossenen Geschäftsjahres 2019 wird im Jahr 2020 festgestellt und in gleichmäßigen Raten – inklusive Verzinsung – über die folgenden 3 Kalenderjahre ab 2021 ausgeglichen.

Regulierungskonto-spezifische Anreizmechanismen bestehen im deutschen Regulierungssystem nicht.

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

Information zur beabsichtigte Nutzung des AuktionsaufschlagsAuktionserlöse werden auf dem Regulierungskonto nach §5 ARegV verbucht. Dieses Vorgehen entfaltet somit eine entgeltmindernde Wirkung in den Jahren in denen das Regulierungskonto ausgeglichen wird.

Art. 30 (1)(c)

Informationen zu Fernleitungs- und Systemdiensteistungsentgelten und ihrer Berechnung

Die Bundesnetzagentur hat im Rahmen der Festlegung REGENT-NCG bzw. REGENT 2021 die Anwendung einer Briefmarke im Marktgebiet GASPOOL/Net Connect Germany bzw. Trading Hub Europe bestimmt. Hiernach sind die Erlöse aus Fernleitungsentgelten durch die für das Kalenderjahr prognostizierten Kapazitäten der Ein- und Ausspeisepunkte zu dividieren.

GRTgaz Deutschland-Preisblatt:  Reservepreise 2021

Berechnung Kapazitätsentgelte

Berechnung Biogaswälzungsbetrag

Nach Tenorziffer 6 der Festlegungen REGENT-NCG bzw. REGENT 2021 ist die Biogasumlage nach § 20b GasNEV als Systemdienstleistung eingeordnet. Die Berechnung der Biogasumlage ist ebenfalls dort und in § 7 der Kooperationsvereinbarung zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 30.09.2019 beschrieben. Hiernach werden die bundesweiten Biogas-Gesamtkosten des Jahres 2021 in Höhe von 191.593.308 € 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 2021 in Höhe von 306.560.401 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Biogasumlage in Höhe von 0,6250 €/(kWh/h)/a.

Berechnung Marktraumumstellungsumlage

Nach Tenorziffer 5 der Festlegungen REGENT-NCG bzw. REGENT 2021 ist die Marktraumumstellungsumlage nach § 19a Abs. 1 EnWG als Systemdienstleistung eingeordnet. Die Berechnung der Marktraumumstellungsumlage ist ebenso dort und in § 10 der Kooperationsvereinbarung zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 30.09.2019 beschrieben. Hiernach werden die bundesweiten Umstellungskosten des Jahres 2021 in Höhe von 223.527.688 € 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 2021 in Höhe von 306.560.401 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Marktraumumstellungsumlage in Höhe von 0,7291 €/(kWh/h)/a.

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

Informationen zu Änderungen der Fernleitungsentgelten

Die Briefmarke des Marktgebiets NCG reduziert sich im Jahr 2021 im Vergleich zum Jahr 2020 um 30 ct/(kWh/h)/a. Diese Änderung basiert auf regelmäßigen Entgeltanpassungen unter Berücksichtigung von Veränderungen der Eingangsparameter Erlösobergrenzen und Kapazitätsprognosen der beteiligten Fernleitungsnetzbetreiber. Mit dem Start des Marktgebiets Trading Hub Europe (THE) zum 01.10.2021 steigt die Briefmarke im Vergleich zur NCG-Briefmarke leicht um 3 ct/(kWh/h)/a. Die Briefmarke des Marktgebiets NetConnect Germany lag in der Vergangenheit oberhalb der Briefmarke des Marktgebiets GASPOOL. Zum Start des bundesweiten Marktgebiets THE mussten die Kapazitätsprognosen angepasst werden, um unter anderem den Wegfall bisheriger Kopplungspunkte zwischen den Marktgebieten GASPOOL und NetConnect Germany und geänderte Abschläge für unterbrechbare Kapazitäten, DZK und bFZK widerzuspiegeln.]

Die Bundesnetzagentur hat auf Grundlage der von den FNB gelieferten Daten die Entwicklung der Entgelte prognostiziert und in der Anlage 5 der Festlegung REGENT 2021 veröffentlicht. Hiernach wäre mit einem leichten Anstieg der Entgelte in den Jahren 2022 und 2023 zu rechnen. Nähere Informationen dazu finden sich auf der Internetseite der Bundesnetzagentur.

 

Art. 30 (2)(b)

Informationen zum im Tarifjahr 2021 verwendeten Referenzpreismodell inkl. vereinfachtem Entgeltmodell

Vereinfachtes Entgeltmodell

Article 30 Veröffentlichung 01/12/2019 Download

Article 30: Veröffentlichung 01/12/2018 Download

Article 30: Veröffentlichung 01/12/2017 Download

Article 29: Veröffentlichung 01/06/2020 Download

Article 29: Veröffentlichung 01/06/2019 Download

Article 29: Veröffentlichung 01/06/2018  Download