KoV VIII – wichtigste Änderungen

KoV VIII – wichtigste Änderungen
Juni 2015
Struktur der Kooperationsvereinbarung
Kooperationsvereinbarung VIII
Hauptteil der KoV
Anlagen
(Regelungen zwischen den
Netzbetreibern bzw.
Marktgebietsverantwortliche)
(Standardverträge)
Leitfäden
Änderungsmechanismus der KoV:
Änderungen jeweils zum 1.10. eines Jahres mit 3 Monaten Vorlauffrist möglich
Juni 2015
2
Anlagen zur Kooperationsvereinbarung
Folgende Standardverträge sind Bestandteil der KoV:
•
•
•
•
•
•
•
•
Ein-/Ausspeisevertrag (entry-exit),
Ein-/Ausspeisevertrag (VNB mit entry-exit-System),
Lieferantenrahmenvertrag (öVNB),
Bilanzkreisvertrag,
Zusätzliche Regelungen zur Bilanzierung von Biogas,
Vereinbarung über die Verbindung von Bilanzkreisen,
Netzanschluss- und Anschlussnutzungsvertrag Biogas,
Einspeisevertrag Biogas.
Juni 2015
3
Leitfäden
Leitfäden:
•
Leitfaden Marktprozesse Bilanzkreismanagement Gas,
•
Leitfaden Abwicklung von Standardlastprofilen Gas,
•
Leitfaden Sicherheitsleistungen und Vorauszahlungen im deutschen Gasmarkt,
•
Leitfaden Bilanzierung Biogas,
•
Leitfaden Kostenwälzung Biogas,
•
Leitfaden Marktraumumstellung,
•
Leitfaden Krisenvorsorge Gas,
•
Leitfaden Prozessbeschreibung Netzbetreiberwechsel.
Relevanz der Leitfäden: Die Einhaltung der KoV wird vermutet, wenn die Leitfäden
eingehalten worden sind.
Änderungsmechanismus: Anpassungen sind jährlich möglich mit einer
Implementierungsfrist von 6 Monaten.
Juni 2015
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Änderungen im Hauptteil KoV VIII (1/3)
1. Marktgebietsüberlappung:
•Einführung Begriffsbestimmung "Marktgebietsüberlappung" (§4)
•Konkretisierung der Regelungen für die Zuordnung von Ein- und
Ausspeisepunkten zu den Marktgebieten (§5)
•Konkretisierung der Regelungen zu Datenaustausch und
Mengenanmeldung (§28)
•Konkretisierung der Regelungen zur Aufteilung der Mengen von
Netzkopplungspunkte in der Marktgebietsüberlappung auf die
Marktgebiete (§46)
•Konkretisierung der Regelungen zu Abweichungen der Netzkonten
(§50)
2. Einführung Regelung zu getrennten Bilanzierungsumlagekonten für
SLP- und RLM-Ausspeisepunkten der Marktgebietsverantwortlichen
(§42)
Juni 2015
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Änderungen im Hauptteil KoV VIII (2/3)
3. Marktraumumstellung:
• Konkretisierung der in den Umstellungsfahrplänen zwischen den
Vertragsparteien zu vereinbarenden Regelungen (§8)
• Einführung Unterscheidung zwischen technischem und bilanziellem
Umstellungstermin im Rahmen der Marktraumumstellung (§22)
• Einführung Regelung zur Ermittlung, Bewertung und
Berücksichtigung der Kosten, die aufgrund der zeitlichen
Unterschiede zwischen technischer und bilanzieller Umstellung
entstehen (§9)
4. Anpassungen gemäß GaBi Gas 2.0
• Anpassung der Regelungen zu Beschaffung/Einsatz von Regelenergie
(Merit-Order-Liste) (§ 40)
• Konkretisierung der Regelungen zum Fallgruppenwechsel (§ 44)
Juni 2015
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Änderungen im Hauptteil KoV VIII (3/3)
5. Anpassung der deklarationspflichtigen Zeitreihen und der
Regelungen zu Deklarationsclearing (§45), Versand von
Allokationsdaten (§46), Allokationsclearing (§47)
6. Anpassung der Regelungen zur Mehr-/Mindermengenabrechnung
SLP (MMMA) an die mit der BNetzA abgestimmten Prämissen und
Prozesse (Zählpunktscharfe MMMA ab 1. April 2016) (§49)
7. Einführung einer Definition von „Transportunterbrechung“ und
Regelungen zur Veröffentlichung dieser durch die
Fernleitungsnetzbetreiber (§53)
Juni 2015
7
Änderungen im Lieferantenrahmenvertrag KoV VIII
1. Anpassung an neue Regelungen zur Mehr-/Mindermengenabrechnung
(s.o.) (§8, Anlage 4 zu Anlage 3)
2. Anpassungen an neue Regelungen zur Marktraumumstellung (§3)
3. Anpassungen der Regelungen zum Fallgruppenwechsel (§5)
4. Konkretisierung der Regelung zum Anspruch des Transportkunden auf
Unterbrechung der Netz-/Anschlussnutzung eines von ihm belieferten
Letztverbrauchers durch den Netzbetreiber (§7)
Juni 2015
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Anpassungen Regelungen Marktgebietsüberlappung
§ 4 Begriffsbestimmungen (KoV Hauptteil)
Ziff. 20: Marktgebietsüberlappung liegt vor, wenn es in einem Netz oder mindestens in einem
Teilnetz strömungsmechanisch möglich ist, Gasmengen aus verschiedenen Marktgebieten an
Netzanschlusspunkten zu Letztverbrauchern und/oder Netzkopplungspunkten auszuspeisen.
Dies gilt auch, wenn ein Netz einem marktgebietsüberlappenden Netz nachgelagert ist.
§ 5 Zuordnung von Ein- und Ausspeisepunkten zu Marktgebieten
Ziff. 1: Im Falle einer Marktgebietsüberlappung ist jeder einzelne dieser Ein- und Ausspeisepunkt
einem Marktgebiet eindeutig zuzuordnen. Bei einer Marktgebietsüberlappung sind diese Einund Ausspeisepunkte und/oder Netzkopplungspunkte teilweise dem einen und teilweise dem
anderen Marktgebiet zugeordnet (aktiv) oder vollumfänglich einem Marktgebiet zugeordnet
(passiv)
Ziff. 2: Der Transportkunde, der die Kapazität bzw. Vorhalteleistung an einem Ein- oder
Ausspeisepunkt nutzt, kann einen Ein- oder Ausspeisepunkt zu einem Marktgebiet nur im
Rahmen der freien Kapazitäten zuordnen, soweit eine Marktgebietsüberlappung vorliegt.
Ziff. 5: Die Marktgebietsverantwortlichen fragen die bestehenden Marktgebietsüberlappungen einmalig bei den Netzbetreibern ab. Sämtliche Änderungen des Status der
Marktgebietsüberlappung wie z.B. durch Neugründungen oder Fusionen meldet der
Netzbetreiber unverzüglich dem Marktgebietsverantwortlichen.
Juni 2015
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Aktive Marktgebietsüberlappung: ausgeglichene Netzkontosalden
Netzkontoführung bei aktiver Marktgebietsüberlappung:
§ 46 Ziffer 5:
•
Aufteilung der Mengen der Netzkopplungspunkte auf die Marktgebiete im
Verhältnis der Allokationen
•
Abweichungen zwischen der Aufteilungsquote am Tag (D+1) und (M+26)
bzw. nach erfolgtem Clearing sind möglichst gering zu halten.
§ 50 Ziffer 7
•
Netzbetreiber sind verpflichtet die prozentualen Abweichungen der
Netzkonten in den jeweiligen Marktgebieten möglichst in gleicher Höhe
zu halten.
•
Dies gilt sowohl für die Meldung am Tag D+1 als auch am Tag M+26
Werktage nach erfolgtem Clearing.
•
In begründeten Fällen kann ein Marktgebietsverantwortlicher vom
Netzbetreiber eine Erklärung für Abweichungen verlangen.
Juni 2015
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Marktgebietsüberlappung (2/2)
Allokation GASPOOL = 1000 MWh
Allokation NCG = 250 MWh
Verhältnis der Allokation = 4:1
Lastgang NKP 1: 1200 MWh
Aufteilung der NKP-Allokation im Verhältnis:
ALOCAT NKP 1 GASPOOL = 960
ALOCAT NKP 1 NCG = 240
Netzkontosaldo GASPOOL = 40
Netzkontosaldo NCG = 10
NK Abweichung GASPOOL = 4 %
NK Abweichung NCG = 4 %
Juni 2015
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Mengenanmeldung
§ 28 Datenaustausch und Mengenanmeldung
Ziff. 2: Jeder Netzbetreiber übermittelt an seine(n) unmittelbar vorgelagerten
Netzbetreiber eine stundenbezogene marktgebietsscharfe Mengenanmeldung
für den nächsten Gastag, wenn der vorgelagerte Netzbetreiber dies wegen einer
Marktgebietsüberlappung oder aufgrund anderer transporttechnischer
Erfordernisse verlangt. ...
Ziff. 4: Die Mengenanmeldungen sind mit der angemessenen gaswirtschaftlichen
Sorgfalt zu erstellen. Hierfür validiert der Netzbetreiber, der die
Mengenanmeldung erstellt, diese regelmäßig mit den jeweiligen
Netzkopplungspunkt-Allokationen gemäß § 46 Ziffer 6. Abweichungen
bezogen auf die Tagesmenge zwischen den jeweiligen aggregierten
Mengenanmeldungen je Marktgebiet und den jeweiligen aggregierten
Netzkopplungspunkt-Allokationen je Marktgebiet sind möglichst gering zu
halten.
Juni 2015
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Monitoring der Mengenanmeldung durch den NB
Monitoring und Anpassung der Mengenanmeldung
Mengen anmeldung
für Tag D
500 kWh
Phys.
Gasfluss
470 kWh
D -1
D
MGB
Quote
60/40
Allokation
für Tag D
475 kWh
Allokation
für Tag D
480 kWh
D+1
M+26
MGB
Quote
40/60
MGB
Quote
42/58
Monitoring und Anpassung der Mengenanmeldung
Juni 2015
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Marktraumumstellung
Umlagefähige Kosten im Rahmen der Marktraumumstellung
§ 9 Ziff. 1 lit. f)
•
Kosten, die aufgrund der zeitlichen Unterschiede zwischen technischer und
bilanzieller Umstellung entstehen, werden über die Marktraumumstellungsumlage
gedeckt.
•
Hierfür übersendet der Netzbetreiber dem Marktgebietsverantwortlichen die
Summe der Allokationsdaten der Ausspeisepunkte bei denen der technische und
bilanzielle Umstellungszeitpunkt auseinanderfällt.
•
Die Übermittlung erfolgt jeweils nach Ablauf der Clearingfristen auf Tagesbasis für
den gesamten Zeitraum, der zwischen technischem und bilanziellem
Umstellungstermin liegt, im elektronisch weiter verarbeitbaren Format.
•
Der Marktgebietsverantwortliche bewertet die Tagesmengen mit der täglichen
Preisdifferenz zwischen den H-Gas und L-Gas Quality Produkten gemäß Rang 2
der Merit Order Liste der Marktgebietsverantwortlichen zur Beschaffung externer
Regelenergie.
Juni 2015
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Wegfall RLM MMM, Differenzmengenabrechnung, neuer Zeitreihentyp
•
Für Leistungszeiträume ab 1.10.2015 entfällt die RLM MMMA zwischen
NB und TK sowie NB und MGV
•
Stattdessen werden die Brennwertdifferenzen zukünftig als
Differenzmengen im Rahmen der Bilanzkreisabrechnung zwischen MGV
und BKV abgerechnet.
•
Einführung neue ALOCAT Version zur Übermittlung der RLM-Mengen mit
Abrechnungsbrennwert.
•
Übermittlung zum Zeitpunkt M+12WT sowie im Rahmen des
Clearingprozesses an den MGV.
Juni 2015
15
Allokationsdaten
RLM Allokationsdaten werden getrennt mit Bilanzierungs- und
Abrechnungsbrennwert übermittelt
Juni 2015
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RLM Differenzmengenabrechnung – Wegfall RLM MMMA
• Die RLM-Differenzmengen werden monatlich tagesscharf über die Bilanzkreisabrechnung im
Verhältnis zwischen dem MGV und dem BKV abgerechnet.
• Die RLM-Differenzmengen können umfassen:
• Abweichungen zwischen Bilanzierungsbrennwert und Abrechnungsbrennwert bei RLMAusspeisepunkten
• Abweichungen für RLM-Letztverbraucher je Ausspeisepunkt, die durch ein Clearing mit NBClearingnummer entstehen,
• Abweichungen aufgrund einer nachträglichen Allokationsdatenkorrektur.
• Die Abrechnung erfolgt mit dem täglichen an der relevanten Handelsplattform gebildeten
mengengewichteten Gasdurchschnittspreis
• Dieser ist sowohl auf positive als auch negative Differenzmengen anzuwenden.
• Positive Differenzmengen stellt der Marktgebietsverantwortliche dem Bilanzkreisverantwortlichen
in Rechnung;
• negative Differenzmengen vergütet der Marktgebietsverantwortliche dem
Bilanzkreisverantwortlichen.
Juni 2015
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Einführung Netzbetreiber Clearing für RLM Allokationen
1.
NB stößt beim BKV Clearing für RLM Ausspeisepunkte an, um eine BKV-Clearingnummer zu
erhalten.
2.
Parallel kann der NB beim Marktgebietsverantwortlichen eine NB-Clearingnummer für RLMAusspeisepunkte anfordern.
3.
Der Marktgebietsverantwortliche übersendet an den Bilanzkreisverantwortlichen die
Netzkonto- und Bilanzkreisnummer, Zeitraum und Zeitreihentyp.
4.
Der NB übersendet die CLEARING-ALOCAT mit der NB-Clearingnummer an den MGV
•
NB muss im Clearing sowohl die RLM-Zeitreihen mit Bilanzierungsbrennwert umgewertet
als auch mit Abrechnungsbrennwert umgewertet an den MGV senden.
5.
Nur wenn beide ALOCAT-Nachrichten vorliegen, verarbeitet der Marktgebietsverantwortliche
die ALOCAT-Nachrichten.
6.
Beim NB-Clearing verarbeitet der MGV nur die RLM-Zeitreihen mit Abrechnungsbrennwert
7.
Beim BKV-Clearing verarbeitet der MGV sowohl die RLM-Zeitreihen mit
Bilanzierungsbrennwert als auch mit Abrechnungsbrennwert umgewertet
8.
Sollte ein NB- und BKV-Clearing parallel stattfinden, verwendet der MGV, die zuletzt mit BKVClearingnummer versendete Menge mit Bilanzierungsbrennwert, und die mit
Abrechnungsbrennwert umgewertete Menge aus der zuletzt gesendeten Nachricht.
Juni 2015
18
Clearingverfahren (BKV Clearingnummer)
vor Clearing
nach Clearing
neue
Differenzmenge
Differenzmenge
brennwertkorrigiert
ersatzwertkorrigiert
Ende Gastag
Ende Gastag
• BKV übermittelt Clearingnummer an NB.
• NB sendet die korrigierte Menge jeweils mit Bilanzierungsbrennwert und
Abrechnungsbrennwert.
• Differenzmenge wird mit mengengewichtetem Gasdurchschnittspreis bewertet.
Juni 2015
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Clearingverfahren (NB-Clearingnummer)
vor Clearing
nach Clearing
neue
Differenzmenge
Differenzmenge
brennwertkorrigiert
ersatzwertkorrigiert
Ende Gastag
Ende Gastag
• NB erhält Clearingnummer vom MGV, da (noch) keine Zustimmung des BKV.
• NB sendet die korrigierte Menge jeweils mit Bilanzierungsbrennwert und
Abrechnungsbrennwert.
• Für die Abrechnung wird aber nur die Menge mit Abrechnungsbrennwert
korrigiert.
Juni 2015
20
Härtefallclearingprozess
•
Weiterhin besteht die Möglichkeit der nachträglichen Allokationsdatenkorrektur für
RLM-Ausspeisestellen nach Ablauf der Clearingfrist
•
Voraussetzung ist die Bereitstellung einer nachvollziehbaren Dokumentation unter
Beachtung der relevanten Vorgaben der Technischen Regel DVGW G 685-B2 (A)
durch den Netzbetreiber gegenüber dem Marktgebietsverantwortlichen.
•
Die Dokumentation sollte einen Prüfbericht über die Instandsetzung durch den
Gerätehersteller sowie muss den Prüfbericht des Eichamtes oder einer
staatlich anerkannten Prüfstelle für Messgeräte für Gas über die Nacheichung
enthalten.
•
Der Marktgebietsverantwortliche leitet die Dokumentation an den
Bilanzkreisverantwortlichen weiter.
•
Die Bilanzkreisabrechnung bleibt unberührt. Es erfolgt ausschließlich eine
Anpassung der Differenzmengenabrechnung.
Juni 2015
21
Änderung Deklarationsprozess
Deklarationspflichtige Zeitreihen
bis 30.09.2015
Deklarationspflichtige Zeitreihen
ab 01.10.2015
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
ENTRYSO,
EXITSO,
ENTRY Biogas physisch,
ENTRY Wasserstoff physisch,
SLPsyn,
SLPana,
RLMmT,
RLMoT,
RLMNEV
Juni 2015
ENTRYSO,
EXITSO,
ENTRY Biogas physisch,
ENTRY Wasserstoff physisch,
SLPsyn,
SLPana,
RLMmT,
RLMoT,
RLMNEV
22
Änderungen Mehr-/Mindermengenabrechnung
KoV VIII
Beginn tägliche
Netzkontoabrechnung
•
Entfall RLM-MMMA
•
Neue Ausgleichsenergiepreissystematik
und somit Änderung Preisbildung SLP
MMM Preis
01.10.2015
•
Abrechnungs- und
Veröffentlichungssystematik
01.04.2016
01.10.2016
Änderung SLP MMMA
•
•
•
Juni 2015
Zählpunktscharfe MMMA ggü. TK
Nur noch 2 Verfahren zulässig
Anpassung MMM-Preisbildung
23
Ermittlung der Ausgleichsenergiepreise
Systematik der Ausgleichsenergiepreisbildung
Mengengewichteter
Gasdurchschnittspreis
Preis
positiver
Ausgleichsenergiepreis
Höchster Preis der Ankaufsgeschäfte
Mengengewichteter Gasdurchschittspreis plus
“Kleine Anpassung”
Auf-/Abschlag
von 2% Mengengewichteter Gasdurchschittspreis minus
“Kleine Anpassung”
Niedrigster Preis der
negative
Verkaufsgeschäfte
Ausgleichsenergiepreis
MGVHandelsgeschäfte
Regelenergiegeschäfte
TSO
 MOL 1 und MOL 2
Ende des
Gastages
Zeit
Quelle: ENTSOG, eigene Darstellung
Juni 2015
24
SLP MMM Preisbildung ab 1.10.2015
•
Neue Ausgleichsenergiepreissystematik ab 1.10.2015
•
Bildung Marktgebiets-Monatsdurchschnittspreis je Marktgebiet als
arithmetisches Mittel der täglichen Differenzmengenpreise
•
Arithmetische Mittelung beider Marktgebiets-Monatsdurchschnittspreise
ergibt Monatsdurchschnittspreis
•
Dieser Monatsdurchschnittspreis stellt den bundesweit einheitlichen
SLP-Mehr-/Mindermengenpreis dar.
•
Diese Preisbildung ist gültig für Leistungszeiträume vom 01.10.2015 bis
31.03.2016
Juni 2015
25
SLP MMM ab 01.04.2016
•
Ausspeisepunktscharfe Abrechnung ggü. dem TK
•
Aggregierte Abrechnung ggü. dem MGV
•
Nur noch 2 Verfahren
• rollierendes Verfahren, Stichtagsablesung
• rollierendes Verfahren, Monatsablesung
•
Übermittlung monatliche MMM-Meldung des NB an den MGV im Zeitraum M+2M bis M+3M
•
Die MMM-Meldung enthält die aggregierten in Rechnung gestellten Mehr-/Mindermengen aller
SLP Kunden deren MMM-Zeitraum im selben Anwendungsmonat endet.
•
Auch Übermittlung von „Null“-Mengen, wenn keine Abrechnung in dem Anwendungsmonat
erfolgte.
Preisbildung ab 1.04.2016:
•
Arithmetische Mittelung der Monatsdurchschnittspreise der Monate M-13M bis M-2M (jeweils
einschließlich)
•
Der Marktgebietsverantwortliche veröffentlicht den bundesweit einheitlichen Mehr/Mindermengenpreis bis spätestens zum 15. Werktag des dem Anwendungsmonat
vorhergehenden Monats (M – 1M + 15WT).
Juni 2015
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Fallgruppenwechsel und Wegfall RLMNEV zum 1.10.2016
Initiale Umstellung auf RLMmT und Entfall RLMNEV
•
Bis spätestens 15. August 2016 (mit Wirksamkeit zum 1. Oktober 2016) erfolgt die initiale
Umstellung aller RLM-Ausspeisepunkte auf den Zeitreihentyp RLMmT durch den
Netzbetreiber.
•
Die durchgeführte Stammdatenänderung durch den Netzbetreiber wird dem Transportkunden
gemäß GeLi Gas mitgeteilt.
•
Der Transportkunde kann der initialen Umstellung auf den Zeitreihentyp RLMmT im Rahmen
des Prozesses Stammdatenänderung gemäß GeLi Gas widersprechen.
•
In diesem Fall werden die betroffenen RLM-Ausspeisepunkte vom Netzbetreiber dem
Zeitreihentyp RLMoT zugeordnet.
•
Der Zeitreihentyp RLMNEV entfällt zum 1.10.2016.
Fallgruppenwechsel:
•
Bisher erfolgte der Fallgruppenwechsel für RLM Ausspeisepunkte über BKV => MGV => NB
•
Ab dem 1. August 2016 wird der Fallgruppenwechsel von dem vom
Bilanzkreisverantwortlichen bevollmächtigten Transportkunden gegenüber dem Netzbetreiber
gemäß den Prozessen und Fristen der GeLi Gas mitgeteilt.
Juni 2015
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Änderungen in der Mess- und Eichverordnung
• Seit 1. Januar 2015 gilt ein neu gestaltetes Mess– und Eichrecht,
welches das bisher geltende Eichrecht – insbesondere Eichgesetz
(EichG) und Eichordnung (EichO) – ablöst.
• Wer Messwerte verwendet, hat sich […], von der Person, die das
Messgerät verwendet, bestätigen zu lassen, dass sie ihre
Verpflichtungen erfüllt.
 Überführung in die KoV (§ 46, Abs. 7):
Der Verteilnetzbetreiber ist - soweit er Messstellenbetreiber ist – […]
verantwortlich für die Einhaltung aller sich aus dem Eichrecht
ergebenden Anforderungen und Verpflichtungen. Der
Verteilnetzbetreiber bestätigt hiermit insoweit die Erfüllung dieser
Verpflichtungen.
Juni 2015
28
Herzlichen Dank für die Aufmerksamkeit!
www.gaspool.de
Juni 2015
29
Ihre Ansprechpartner
John Usemann
Leiter Abrechnung
GASPOOL Balancing Services GmbH
Anna-Louisa-Karsch-Str. 2
10178 Berlin
Tel.:
Fax:
E-Mail:
Juni 2015
+49 30 364289-621
+49 30 364289-222
[email protected]
30
Back up
Juni 2015
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SLP -Ersatzwertbildungsprozess
Die Ersatzwerte werden vom MGV in folgender Reihenfolge gebildet:
•
Der Allokationswert aus einer vom NB gelieferten „3-Tages-Vorausallokation“
(sofern der NB von der Möglichkeit Gebrauch macht, dem MGV auf der Basis
einer mehrtägigen Temperaturprognose bereits mehrtägige prognostizierte
Allokationswerte zu übersenden).
•
Falls ein Wert aus „3-Tages-Vorausallokation“ nicht vorliegt, der Vortageswert.
•
Liegt kein Vortageswert vor, wird der stündliche Ersatzwert 0 kWh gebildet.
Ersatzwerte, die ggf. gebildet werden, werden vom MGV bis 13:00 Uhr dem BKV zur
Verfügung gestellt. Der MGV übersendet die von ihm auf die jeweiligen BK/SBK
allokierten Ersatz-werte je Stunde am Tag D-1 ebenfalls an den NB. Diese
Allokation verwendet der NB zur Durchführung seiner Mehr/Mindermengenabrechnung und zur Kontrolle seines Netzkontostandes.
Juni 2015
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SLP MMMA ab 01.04.2016 (1/2)
§ 49 Mehr-/Mindermengenabrechnung [geltend ab 01.04.2016]
1.
Die SLP-Mehr-/Mindermengenabrechnung erfolgt ausspeisepunktscharf.
2.
Der Ausspeisenetzbetreiber teilt dem Marktgebietsverantwortlichen durch Ankreuzen im
Stammdatenblatt das vom ihm verwendete Ableseverfahren mit.
3.
Der Ausspeisenetzbetreiber teilt dem Marktgebietsverantwortlichen für jeden Monat je
Netzkonto, unabhängig vom Ableseverfahren, die ermittelten Mehr-/Mindermengen in Form
einer Mehr-/Mindermengenmeldung mit.
Die Mehr-/Mindermengenmeldung enthält die aggregierten in Rechnung gestellten Mehr/Mindermengen für SLP Kunden, deren Mehr-Mindermengenzeitraum im selben
Anwendungsmonat endet, und erfolgt nach Ablauf des zweiten Monats nach Ende des Monats
in dem der Mehr-/Mindermengenzeitraum endet (M+2M), aber spätestens bis zum Ende des
dritten Monats nach Ende des Monats in dem der Mehr-/Mindermengenzeitraum endet
(M+3M).
Sollte in einem Monat keine Mehr-/Mindermengenrechnung zwischen Netzbetreiber und
Lieferant bzw. Transportkunde durchgeführt worden sein, so übermittelt der
Ausspeisenetzbetreiber eine Mehr-/Mindermengenmeldung mit dem Wert Null.
Juni 2015
33
SLP MMMA Preis ab 01.04.2016
§ 49 Mehr-/Mindermengenabrechnung [geltend ab 01.04.2016]
6.
Für die Ermittlung des Preises der Mehr-/Mindermengenabrechnung werden die jeweils an
M+10 Werktagen veröffentlichten täglichen an der relevanten Handelsplattform gebildeten
mengengewichteten Gasdurchschnittspreise mit dem Lieferort virtueller Handelspunkt unter
Einbeziehung von Day-Ahead und Within-Day-Produkten (täglicher Differenzmengenpreis )
zugrundegelegt. Nach diesem Zeitpunkt werden Änderungen der täglichen
Differenzmengenpreise bei der Bildung der Mehr-/Mindermengenpreise nicht mehr
berücksichtigt und der veröffentlichte Mehr-/Mindermengenpreis nicht mehr angepasst.
Der Mehr-/Mindermengenpreis für den Anwendungsmonat M wird gebildet, indem jeder
Marktgebietsverantwortliche zunächst einen monatlichen Gasdurchschnittspreis als
arithmetisches Mittel der täglichen Differenzmengenpreise je Marktgebiet (MarktgebietsMonatsdurchschnittspreis) ermittelt. Anschließend werden die beiden MarktgebietsMonatsdurchschnittspreise untereinander arithmetisch gemittelt (Monatsdurchschnittspreis).
Zuletzt werden die Monatsdurchschnittspreise der Monate M-13M bis M-2M (jeweils
einschließlich) herangezogen und wiederum arithmetisch gemittelt.
Der Marktgebietsverantwortliche veröffentlicht den bundesweit einheitlichen Mehr/Mindermengenpreis bis spätestens zum 15. Werktag des dem Anwendungsmonat
vorhergehenden Monats (M – 1M + 15WT).
6.
Für den Fall, dass zumindest einer der Monate M-13M bis M-2M vor Oktober 2015 liegt, wird
der für diese(n) Monat(e) jeweils veröffentlichte RLM-Mehr-/Mindermengenpreis verwendet.
Juni 2015
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SLP MMMA ab 01.04.2016 (2/2)
4.
Der Ausspeisenetzbetreiber rechnet die Mehr-/Mindermengenmeldungen, entsprechend der
Mehr-/Mindermengenmeldung, an den Marktgebietsverantwortlichen ab.
5.
Dabei wird je Mehr-/Mindermengenmeldung eine Abrechnung erstellt. Im Falle einer
Mehrmenge stellt der Ausspeisenetzbetreiber eine Mehrmengenrechnung an den
Marktgebietsverantwortlichen. Im Falle einer Mindermenge übermittelt der
Ausspeisenetzbetreiber eine Mindermengengutschrift an den Marktgebietsverantwortlichen.
Der Netzbetreiber übermittelt die Mehrmengenrechnung bzw. die Mindermengengutschrift
spätestens am 10. Werktag nach Übermittlung der Mengenmeldung an den
Marktgebietsverantwortlichen.Die Rechnung wird in Papierform erstellt. Eine elektronische
Abwicklung kann zwischen den Parteien abgestimmt werden. Die Zahlung des Netzbetreibers
bzw. Marktgebietsverantwortlichen erfolgt innerhalb von 10 Werktagen nach Eingang der
Rechnung.
Bei einer Mengenmeldung mit dem Wert Null kann der Netzbetreiber auf eine
Rechnungserstellung an den Marktgebietsverantwortlichen verzichten.
Juni 2015
35

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