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Rechtlicher Rahmen für sicheren Gastransport und diskriminierungsfreien Netzzugang

Als „natürliches Monopol“ unterliegen die Fernleitungsnetzbetreiber der Regulierung durch eine unabhängige Behörde, der Bundesnetzagentur (BNetzA). Diese überwacht die Umsetzung der gesetzlichen Regelungen und kann selbst auch verbindliche Festlegungen treffen.  

Das zentrale Regulierungsinstrument ist das Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz — EnWG), welches grundlegende Regelungen für leitungsgebundene Energie enthält. Das Gesetz, das in seiner Grundfassung aus dem Jahr 1935 stammt, wurde insbesondere in den letzten Jahren, mehrfach novelliert. Ziel des EnWG ist es, die „möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche“ leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Strom und Gas zu garantieren, wobei diese zunehmend auf Erneuerbaren Energien basieren soll. Gleichzeitig soll durch das EnWG ein „wirksamer und unverfälschter Wettbewerb bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas und der Sicherung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Betriebs von Energieversorgungsnetzen“ erreicht werden.

Regulierungsrahmen für den Netzbetrieb: Netzzugang

Die Fernleitungsnetzbetreiber gewähren allen Gaslieferanten diskriminierungsfreien Zugang zu ihren Transportnetzen. Damit schaffen sie die Voraussetzungen für einen funktionierenden Wettbewerb im deutschen Gashandel. Die Verbraucher profitieren von einer größeren Auswahl an Anbietern und den daraus resultierenden niedrigeren Energiepreisen. Mit der zweiten Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) trat 2005 das Modell des regulierten Netzzugangs in Kraft. Der Netzzugang wird geregelt durch die Kooperationsvereinbarungen der deutschen Gasversorger (KoV) und die Geschäftsbedingungen der Fernleitungsnetzbetreiber. Den rechtlichen Rahmen bilden neben dem EnWG die Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) und die Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV).

Entry-Exit-Modell

Der Zugang zum Fernleitungsnetz wird über das „Entry-Exit-Modell“ oder das „Zweivertragsmodell“ organisiert. Das System funktioniert in Deutschland auf der Grundlage der Zusammenlegung der Versorgungsgebiete mehrerer Fernleitungsnetzbetreiber zu Marktgebieten. Gaslieferanten schließen mit den jeweiligen Ein- bzw. Ausspeisenetzbetreibern Verträge ab, in denen die jeweiligen Kapazitäten an den Ein- und Ausspeisepunkten festgelegt werden. Automatisch steht damit auch ein virtueller Handelspunkt zur Verfügung. Dort können Gasmengen virtuell übergeben bzw. übernommen werden. Sowohl für die Einspeisung als auch die Entnahme der Gasmenge fällt ein Entgelt an. Da der Einspeisung und Entnahme keine physische Wegstrecke zugrunde liegen, ist das Entgelt jedoch unabhängig vom Transportpfad und der Entfernung. Nur die Energiemenge der vertraglich vereinbarten Ein- und Ausspeisekapazitäten zählt.

Netzentgelte

Die Grundlage für die Netzentgelte des Gastransports bilden die durch die BNetzA im Rahmen der Anreizregulierung festgelegten individuellen Erlösobergrenzen für die Fernleitungsnetzbetreiber. In der Erlösobergrenze erkennt die BNetzA jene Kosten an, die dem Netzbetreiber zu Erfüllung seiner gesetzlichen Aufgaben entstehen (betriebsnotwendige Kosten). Diese Kosten gehen in einen Effizienzvergleich ein und sind der Ausgangspunkt für die Bestimmung der angemessenen Erlöse. Je kosteneffizienter der Netzbetreiber arbeitet, desto größer ist die Differenz zwischen dem, was er verdienen darf, und dem, was ihm tatsächlich an Kosten, entsteht. Dadurch wird der Anreiz geschaffen, die Produktivität zu steigern und die Kosten zu senken – wie auf einem normalen Markt. Die Differenz darf der Netzbetreiber in der entsprechenden Regulierungsperiode als Prämie für effizientes Wirtschaften behalten. In der folgenden Regulierungsperiode werden die erreichten Kostensenkungen in der erneuten Kostenprüfung erfasst und gehen so in die Erlösbestimmung für die nächste Regulierungsperiode ein. Die realisierte Kostensenkung des Netzbetreibers kommt also zeitverzögert dem Netznutzer durch tendenziell sinkende Netzentgelte zugute.

Festlegungen der BNetzA

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) legt die Spielregeln auf dem Gasmarkt fest. Als Regulierungsbehörde erlässt sie dafür keine Gesetze, sondern wird in der Regel vom nationalen oder auch europäischen Gesetzgeber ermächtigt, so genannte Festlegungen zu treffen. Diese sind für die Unternehmen bindend. Für die verschiedenen Regelwerke hat die BNetzA eine Zeit lang weibliche Vornamen verwendet, die sich aus den Namenskürzeln ergeben. Inzwischen gesellen sich zu den „Damen“ der BNetzA auch einige „Herren“.

GABi hat die Aufgabe, die Bilanz zu regeln. Sie ist die rechtliche Grundlage für den täglichen Abgleich der Einspeise- mit den Ausspeisemengen, die von den Marktgebietsverantwortlichen (MGV) GASPOOL und NetConnect Germany vorgenommen wird. So wird sichergestellt, dass dem Netz nur so viel Gas entnommen wird, wie auch zugeführt wurde. Sollten Mengen fehlen, sind die MGV berechtigt, den Vorrat aufzufüllen.

BEATE sorgt für eine verursachungsgerechte Beteiligung der Netznutzer an den Kosten der Kapazitätsbereitstellung. Dazu wurden Multiplikatoren auf das Jahresentgelt für Transporte mit kürzeren Laufzeiten und ein Berechnungsverfahren für unterbrechbare Entgelte eingeführt. An Verbindungspunkten zu Speichern wurde zunächst ein genereller Rabatt von 50 Prozent auf das Standard-Entgelt eingeführt. Mit BEATE 2.0 wurden zusätzliche Multiplikatoren für untertägige Produkte an Ein- und Ausspeisepunkten und unterbrechbare Kapazitätsprodukte abhängig von der Produktlaufzeit eingeführt und der Rabatt für Ein- und Ausspeiseentgelte an Speichern von 50% auf 75% erhöht.

KARLA regelt eine effiziente Kapazitätsvergabe an den Grenz- oder Marktgebietskopplungspunkten der Fernleitungsnetze mithilfe eines Standardkapazitätsvertrags sowie eines Auktionsverfahrens auf der europäischen Plattform PRISMA. KARLAs Standardkapazitätsvertrag definiert die Kapazitätsprodukte und enthält Regelungen für die Bündelung, (Re)Nominierung und Nutzung sowie das Rückgaberecht von Kapazitäten. Im Rahmen von KARLA 2.0 wurde der europäische Netzkodex über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung in Gasfernleitungsnetzen (NC CAM - Capacity Allocation Mechanisms) umgesetzt.

Mit KONNI wurde ein Konvertierungssystem eingeführt, das es den Transportkunden ermöglicht, alle frei zuordenbaren Ein- und Ausspeisekapazitäten im Marktgebiet unabhängig von der Gasqualität kombinieren können. Als Naturprodukt kommt Erdgas in unterschiedlichen Beschaffenheiten vor. Es gibt hochkalorisches Gas (H-Gas) mit einem höheren Brennwert pro Kubikmeter und niedrigkalorisches Gas (L-Gas, von englisch „low“) mit einem niedrigeren Brennwert. In beiden deutschen Marktgebieten gibt es sowohl L-Gas- als auch H-Gasnetze. KONNI ermöglicht die Kombination der beiden Erdgasqualitäten. Die Marktgebietsverantwortlichen sind für die bilanzielle Konvertierung verantwortlich, die physische Konvertierung erfolgt durch die Gasnetzbetreiber. KONNI gibt auch vor, wie die anfallenden Kosten zu verteilen sind. Die Festlegung beinhaltet einen Standardvertrag, der sich in allen Bilanzkreisverträgen wiederfinden muss.

GELI kommt zum Einsatz, wenn Verbraucher ihren Gasanbieter wechseln. Sie stellt durch verbindliche Vorgaben einen ordnungsgemäßen und möglichst schnellen Wechsel von Lieferanten sicher. GELI geht detailliert auf jeden einzelnen Schritt des Wechselprozesses ein und setzt für diesen verbindliche Fristen. Damit alles rund läuft, legt GELI Standarddatenformate für die Übermittlung der Zählerstände sowie die Netzentgeltabrechnung fest. 

KoLA schafft die Grundlage für den Umgang mit den Kosten für Lastflusszusagen. Dazu hat die Bundesnetzagentur festgelegt, dass die Beschaffung von Lastflusszusagen in einem transparenten und diskriminierungsfreien Ausschreibungsverfahren stattzufinden hat. In der Regel sollen die Fernleitungsnetzbetreiber jährlich nur Monatsprodukte ausschreiben und in kurzfristigen unterjährigen Ausschreibungen Monats- und Tagesprodukte beschaffen. Für die Preisfindung bezieht KoLA gewichtete Arbeits- und Leistungspreise mit ein. Die Preise fließen in der Ausschreibung in eine Merit-Order-Liste ein. Die Ergebnisse der Ausschreibung müssen veröffentlicht werden.

Bei Lastflusszusagen handelt es sich um bilaterale Vereinbarungen zwischen Gasnetzbetreiber und Händler, die über flexible Quellen wie z. B. Gasspeicher, abschaltbare Kunden oder auch flexible Lieferverträge verfügen und so konstante Lastflüsse über einen bestimmten Zeitraum garantieren können.

Zur Umsetzung der Europäischen Netzkodizes zur Entgeltharmonisierung hat die Bundesnetzagentur die Festlegungen REGENT, MARGIT, AMELIE und BEATE 2.0 erlassen.

REGENT legt eine Referenzpreismethode für die Fernleitungsnetzbetreiber fest, die damit ein einheitliches Ein- und Ausspeiseentgelt je Marktgebiet erheben. Dieses Entgelt ist das Standardprodukt für feste Jahreskapazitäten und wird auch als „Briefmarke“ bezeichnet. Die neue Entgeltsystematik tritt zum 1. Januar 2020 in Kraft.

Mit AMELIE wird ein Ausgleichsmechanismus zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern eines Marktgebietes eingeführt, der aufgrund der Einführung der gemeinsamen Referenzpreismethode notwendig wird. Durch den einheitlichen Referenzpreis werden die spezifischen Kosten und die genehmigten Erlöse der Fernleitungsnetzbetreiber nicht mehr exakt abgebildet. Ziel des Ausgleichmechanismus ist es, dass alle Fernleitungsnetzbetreiber in einem Marktgebiet ihre zulässigen Erlöse erreichen können. Der Ausgleich basiert auf der Buchungsprognose für das Entgeltjahr. Abweichungen der Buchungen gegenüber den Erwartungen werden zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern eines Marktgebietes kompensiert.

MARGIT legt die Berechnung der Entgelte für unterbrechbare Standardkapazitätsprodukte an allen Kopplungspunkten [Grenzübergangspunkte (GÜP), Marktgebietsübergangspunkt (MÜP)] fest. Weiterhin regelt sie die Höhe der Multiplikatoren, gemäß der Vorgaben von BEATE 2.0 zur Umrechnung von Jahresleistungspreisen in Leistungspreise für unterjährige Kapazitätsrechte.

Mit KASPAR werden Kapazitätsprodukte standardisiert. Dazu wurde von der BNetzA ein abschließender Katalog zulässiger Kapazitätsprodukte für Ein- und Ausspeisekapazitäten festgelegt. Alle Kapazitätsprodukte erhalten mit der Standardisierung einen Zugang zum virtuellen Handelspunkt. Das bislang existierende Kapazitätsprodukt der beschränkt zuordenbaren Kapazitäten (BZK) wird abgeschafft. Fernleitungsnetzbetreiber können zukünftig demnach weiter folgende Standardkapazitätsprodukte anbieten: feste frei zuordenbare Kapazität (FZK) und unterbrechbare frei zuordenbare Kapazität (uFZK). Darüber hinaus gibt es bedingt feste, frei zuordenbare Kapazitäten (bFZK) und feste, dynamisch zuordenbare Kapazitäten (DZK).

Bei Unterbrechungen von Kapazitäten an einem Ein- und Ausspeisepunkt sind die FNB verpflichtet, eine vorgegebene Reihenfolge einzuhalten. Der unterbrechbare Anteil von bFZK und DZK wird als letztes im Rang 3 unterbrochen, d.h. nach der Renominierungsüberschreitung (Rang 1) und uFZK (Rang 2). Die Festlegung regelt außerdem verbindliche Rahmenbedingungen für das Übernominierungsverfahren sowie Informations- und Veröffentlichungspflichten. Alle Regelungen dienen der Erleichterung des Netzzugangs und einer Erhöhung der Liquidität des Gasmarktes. Die Vorgaben der Festlegung sind zum 1.Oktober 2021 umzusetzen (die Regelungen zum Übernominierungsverfahren bereits zum 1.Oktober 2020).

Europäische Regulierungsvorschriften

Eine Vielzahl der in Deutschland geltenden Regulierungsvorschriften haben ihren Ursprung auf Europäischer Ebene. Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) setzt diese Vorschriften direkt (bei EU-Verordnungen) oder mit einem gewissen Gestaltungsspielraum (bei EU-Richtlinien) um.

Grundlegende Änderungen für die Gaswirtschaft brachte 2009 das Dritte Energiebinnenmarktpaket, das verschiedene Richtlinien und Verordnungen umfasste.

Vorrangiges Ziel des Energiebinnenmarktpaketes war die Beschleunigung der Liberalisierung des Gasmarktes durch die Trennung des Netzbetriebes von den anderen Wertschöpfungsstufen (Erzeugung, Handel und Vertrieb), das so genannte „Unbundling“. Weiteres Ziel war die Stärkung der Verbraucherrechte. Außerdem wurde eine Neuordnung der Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen (Erdgaszugangsverordnung: VO 715/2009)  angestoßen, indem die Europäische Kommission beauftragt wurde verbindliche Netzkodizes zu erlassen.

Zudem wurde der EU eine neue Institution verordnet. So kam es zur Gründung der Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER). Hauptaufgabe von ACER  ist es, die Arbeit der nationalen Energieregulierungsbehörden (in Deutschland die Bundesnetzagentur) zu fördern und damit die Marktintegration und Harmonisierung der Regulierungsrahmen im Kontext der energiepolitischen Ziele der EU zu erreichen.

Außerdem kam es zur Etablierung einer „Vereinigung“ der europäischen Fernleitungsnetzbetreiber ENTSOG  (European network of transmission system operators for gas). Gemeinsam mit ACER hat ENTSOG an der Entwicklung der so genannten Netzkodizes mitgewirkt. Die Netzkodizes setzen technische Regeln für einen diskriminierungsfreien Netzzugang und zur Stärkung des Europäischen Binnenmarktes. Nach der Verabschiedung der Netzkodizes durch die Europäische Kommission überwacht ENTSOG heute deren Umsetzung. Weitere Aufgabe von ENTSOG ist die Erarbeitung und Vorlage eines Europäischen zehnjährigen Netzentwicklungsplans (Ten-Year Network Development Plan (TYNDP)).

Auch die Verpflichtung der Fernleitungsnetzbetreiber, der Bundesnetzagentur regelmäßig einen zehnjährigen Netzentwicklungsplan vorzulegen, geht auf die Erdgasbinnenmarkt-Richtlinie (RL 2009/73/EG)  zurück. In Deutschland wurde die Richtlinie mit der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) im August 2011 umgesetzt.

Das nächste Gasmarktpaket steht bereits vor der Tür. 2020 will die Europäische Kommission die rechtlichen Regelungen für den Gasmarkt vor dem Hintergrund der Herausforderungen der Energiewende bzw. des Klimaschutzes anpassen. Unter anderen wird erwartet, dass darin Regeln für die Entwicklung der Power-to-Gas-Technologie festgelegt werden.

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