Novelle der Gasnetzzugangsverordnung

[] Am 19. Mai 2010 wurde die Novelle der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) vom Bundeskabinett verabschiedet. Noch vor der Sommerpause muss und soll der Bundesrat zustimmen.

Der Newsletter fasst zum einen erhebliche Veränderungen gegenüber der vorausgegangenen Fassung vom Februar 2010 zusammen und stellt unter Verwendung eines Beitrages aus der Ausgabe 6/10 ener|gate Gasmarkt zum anderen in Form einer Synopse weitere Änderungen dar.

I. Wesentliche Veränderungen gegenüber dem Entwurf von Februar

Im Februar hatte das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) einen ersten Entwurf zur Novelle vorgelegt. Im Folgenden werden die wesentlichen Änderungen der jetzigen Fassung dargestellt:

1. Marktgebiet

Das endgültige Ziel einer Reduzierung auf zwei Marktgebiete bleibt grundsätzlich erhalten. Aber – wie von vielen Verbänden gefordert – wird nicht mehr starr das Ziel eines H-Gas und eines L-Gas-Marktgebietes formuliert. Die Betreiber von Fernleitungsnetzen sollen eine Kosten-Nutzen-Analyse verschiedener Maßnahmen, wie der Zusammenlegung der beiden verbleibenden H-Gas-Marktgebiete, einer Einbeziehung des verbleibenden L-Gas-Marktgebietes in eines der H-Gas-Marktgebiete oder einer Kopplung der virtuellen Handelspunkte der beiden H-Gas-Marktgebiete, prüfen. Diese Analyse soll bis zum 1. Oktober 2012 vorliegen und durch die BNetzA überprüft werden. Bis zum August 2013 müssen Netzbetreiber dann die Maßnahmen ergreifen, die am geeignetsten und wirtschaftlichsten sind, um zwei Marktgebiete zu erreichen.

2. Anschluss von Kraftwerken und Speichern

Der Anforderungskatalog wurde drastisch von sieben auf drei Punkte zusammengestrichen und die verbleibenden Punkte wurden verallgemeinert oder abgeschwächt. Gefordert werden nur noch Kurzbeschreibungen vom Anlagenkonzept und dem Stand des Genehmigungsverfahrens sowie der Zeitpunkt der ersten Gasabnahme. Die Reservierungsgebühren wurden von 1,90 Euro/kWh/h/a für Kraftwerke auf 0,50 Euro/kWh/h/a bzw. von 1,70 Euro/kWh/h/a auf 0,40 Euro/kWh/h/a für Speicher gesenkt. Zudem wurde ein zusätzlicher Paragraph eingefügt, in dem ein Anspruch auf den Ausbau der Kapazität festgelegt wird, wenn ein Anschluss im Rahmen der bestehenden Transportkapazität nicht möglich ist. Ein solcher Ausbau ist für Netzbetreiber immer dann zumutbar, wenn die Kapazitäten 18 Monate vor der Inbetriebnahme verbindlich gebucht wurden.

3. Einspeisung von Biomethan

Die Kosten des Netzanschlusses trägt der Betreiber der Anlage nur noch zu 25 Prozent und nicht mehr zu 50 Prozent. Zudem sind die Kosten für den Anlagenbetreiber bei 250.000 Euro gedeckelt (bei einer Leitung von maximal einem Kilometer Länge). Der Netzbetreiber muss jetzt eine Verfügbarkeit des Netzanschlusses von mindestens 96 Prozent garantieren – eine ganz neue Regel. Auch die Abwicklung für die Realisierung des Netzanschlusses wurde für die Betreiber von Anlagen verbessert. Erfolgt der Netzanschluss nicht entsprechend einem vereinbarten Projektplan und hat dies der Netzbetreiber zu verantworten, muss er die Anschlusskosten komplett tragen. Auch bei den Qualitätsanforderungen für Biomethan wurde im Sinne der Einspeiser nachgebessert. Einspeiser von Biomethan müssen, so die entsprechenden Änderungen, keine Einspeiseentgelte zahlen und die Vergütung für vermiedene Netzentgelte (in Wahrheit eine reine Subvention) von derzeit 0,7 ct/kWh wird für 10 Jahre festgeschrieben.

II. Weitere wichtige Änderungen

Eine ganze Reihe weiterer Änderungen werden nachfolgend aufgezählt, wobei nicht einmal der Anspruch auf Vollständigkeit besteht.

§ neue FassungAlte RegelungNeue RegelungKommentare6 (2)Nachweis der Bonität und SicherheitDie ausdrückliche Regelung entfällt, aber Netzbetreiber können in begründeten Fällen Sicherheiten erheben. Sie müssen die Voraussetzungen veröffentlichen.Die ursprüngliche Regelung war sowohl von Netznutzern als auch Netzbetreibern kritisiert worden.9Verfahren zur Ermittlung von KapazitätenDie Vorgehensweisen zur Ermittlung von Kapazitäten wurden präzisiert. Neu wurde die Berücksichtigung von Lastflüssen zwischen Marktgebieten sowie von Gegenströmen eingeführt.Gerade EFET als Verband der Gashändler hat sich sehr positiv über diese Präzisierungen geäußert.10Ein neuer Paragraph, in dem die Regelungen für das Angebot zusätzlicher Kapazitäten dargestellt sind. Dies war eher allgemein in § 9 des ersten Entwurfs geregelt.Bevor Netzbetreiber zusätzliche Kapazitäten anbieten und einen Buy-Back-Mechanismus einführen, muss die BNetzA die berechneten Kapazitäten genehmigen (§ 9). § 10 erlaubt den Netzbetreibern das Angebot zusätzlicher fester Kapazitäten (sie müssen aber nicht) und einen Buy-Back-Mechanismus zur Gewährleistung des Netzbetriebes. 50 Prozent der zusätzlichen Erlöse darf der Netzbetreiber behalten, der Rest wird im Rahmen der Anreizregulierung verbucht. Die Frage, ob ein solches Angebot zusätzlicher Kapazitäten sinnvoll ist sowie ob und wie Netzbetreiber dafür belohnt werden sollen, war einer der strittigen Punkte mit unterschiedlichen Positionen bei allen Verbänden. Das BMWi hat jetzt zumindest den Versuch unternommen, eine präzisere Formulierung zu finden. Insbesondere GEODE kritisiert auch diese Sonderregelung hinsichtlich der Entgelte und fordert eine grundsätzliche Überarbeitung der Entgeltverordnung. EFET andererseits hätte eine Verpflichtung zu einem solchen Angebot begrüßt. 11 (2)Ein- bzw. Ausspeisepunkte zwischen Marktgebieten bzw. an Grenzübergangspunkten sollen zu Zonen zusammengefasst werden.Die Verpflichtung zur Zonung wurde gelockert. Sie soll nur vorgenommen werden, wenn es strömungstechnisch möglich ist. An Grenzübergangspunkten muss sie nicht erfolgen.Gegen die Zonung und einen möglichen Zwang zur Bündelung von Kapazitäten haben sich vor allem die etablierten Gasunternehmen und Netzbetreiber ausgesprochen. Die Änderung dürfte zumindest prinzipiell in ihrem Sinne sein. Das Thema wird bei dem Verfahren Engpassmanagement eine erhebliche Rolle spielen (siehe eigener Bericht). 13 (1)Bisher war vorgesehen, dass Netznutzer Kapazitätsnachfrage in einem bestimmten Zeitraum anmelden (Buchungsfenster).Dieses Buchungsfenster zur Sammlung der Nachfrage ist entfallen.Wohl eine reine organisatorische Vereinfachung, die die Netzbetreiber vorgeschlagen haben.13 (3)Bei Speichern sollten bisher ausschließlich die Speicherbetreiber Ein- und Ausspeisekapazitäten in die Netze buchen können.Das Wort „ausschließlich” ist entfallen.Auch eine sehr kontrovers diskutierte Regel. Während kleinere Händler als Speichernutzer teilweise die ursprüngliche Regelung sehr begrüßt haben, da ihnen auf diese Weise sicher feste Transportkapazitäten zur Verfügung stehen würden, haben Speicherbetreiber die Regelung teilweise heftig kritisiert mit verschiedenen zumindest teilweise nachvollziehbaren Argumenten. 14Laufzeiten der TransportverträgeDie Laufzeitenregelungen wurden nicht verändert, aber zum 1. Oktober 2013 soll die BNetzA einen Bericht vorlegen. Sie soll insbesondere analysieren, ob eine Senkung des Anteils für langfristige Buchungen zur Verbesserung des Wettbewerbs notwendig ist. Auch in diesem Punkt hat es heftige Diskussionen mit unterschiedlichen Intentionen gegeben. So hatte sich GEODE klar für die Übernahme der Vorschläge des Bundeskartellamtes ausgesprochen, der BDEW wollte eine Quote von 80 Prozent für langfristige Buchungen. Das BMWi hatte wohl eine Änderung in Erwägung gezogen, aber dies dann doch gescheut. Wie immer, wenn man nicht weiter weiß, lässt man einen Bericht anfertigen. 17Ermittlung des langfristigen Kapazitätsbedarfs im Zwei-Jahres-RhythmusDer Turnus wurde auf ein Jahr verkürzt. Die Netzbetreiber sollen einige zusätzliche Kriterien berücksichtigen, um den Bedarf zu ermitteln und mit angrenzenden ausländischen Netzbetreibern zusammenarbeiten.Kleinere Änderungen, aber RWE hat in seiner Stellungnahme explizit betont, die jährliche Ermittlung sei zu begrüßen. Der Ausbau von Kapazitäten ist ohnehin ein heiß diskutiertes Thema (siehe energate Gasmarkt 05/10).23 (2 Abrechnung der BilanzkreiseNeu eingeführt wird eine Toleranz von fünf Prozent auf alle an Endverbraucher ohne Lastprofil gelieferten Mengen für den Bilanzausgleich, quasi ein zusätzlicher Basisbilanzausgleich.Begründet wird diese verblüffende Neuregelung in der Novelle mit einer Gleichstellung der Industriekunden (RLM-Kunden) gegenüber SLP-Kunden, bei denen ein Prognoserisiko nicht besteht. Durch die Regelung sollen Industriekunden mit am Netzpuffer beteiligt werden. Die großen industriellen Gasnutzer laufen, wie schon häufig berichtet, gegen das Bilanzierungsregime Sturm (siehe auch § 30, der nächste Punkt), aus dem VIK ist aber zu hören, man sei selber über diese Regelung überrascht.30Ein neuer Paragraph. Der gesamte Abschnitt Regelenergie wurde ohne erhebliche Änderungen neu formuliert. Der neue § 30 sieht eine Evaluierung des Gesamtsystems bis zum 1. April 2011 durch die BNetzA vor. Die Verbände sollen in die Evaluierung mit einbezogen werden.Weniger als ein Teilerfolg für den VIK, der für deutliche Änderungen an dem System GABi Gas gekämpft hatte. Aber April 2011 ist nicht mehr weit. Altverträge sollten innerhalb von sechs Monaten an die neuen Kapazitätsprodukte und Laufzeiten angepasst werden.Dieser Punkt wurde gestrichen.Das bedeutet, Altverträge bleiben voll in Kraft, ein glatter Sieg für die etablierte Gaswirtschaft, die heftig um diesen Punkt gerungen hatte.

III. Fazit

Vor der Sommerpause soll die GasNZV-Novelle noch den Bundesrat passieren und zum 1. Oktober 2010 in Kraft treten. Im BMWi ist man wohl überzeugt, dass dies realistisch ist. Möglicherweise der entscheidende Punkt an der neuen Verordnung sind die erheblichen Kompetenzzuwächse für die BNetzA.

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