Veröffentlichung
Informationen zur Veröffentlichung vor der Jahresauktion und der Entgeltperiode
Veröffentlichung der Open Grid Europe GmbH gemäß Netzkodex über harmonisierte Fernleitungsentgeltstrukturen (Verordnung (EU) 2017/460)
Informationen zur Veröffentlichung vor der Jahresauktion für das Tarifjahr 2025
Art. 29 a)
Informationen zu festen Standardprodukten (Reservepreise, Multiplikatoren, saisonale Faktoren etc.)
Zur Begründung für die Höhe der Multiplikatoren verweist OGE auf den Beschlussentwurf der Bundesnetzagentur BK9-23/612 (Festlegung „MARGIT 2025“).
Art. 29 b)
Informationen zu unterbrechbaren Standardprodukten (Reservepreise und eine Bewertung der Wahrscheinlichkeit einer Unterbrechung)
Die Bundesnetzagentur hat in Anlage I ihres Beschlusses BK9-23/612 (Festlegung „MARGIT 2025“) die Höhe des an den Kopplungspunkten anzuwendenden Abschlags für unterbrechbare Kapazität festgelegt. Die Methodik zur Berechnung dieser Abschläge wird in Abschnitt 6 des Festlegungsentwurfs MARGIT 2025 beschrieben.
Die Daten zur Berechnung der Abschläge wurden im Rahmen der Konsultation der Festlegung MARGIT veröffentlicht.
Die Methodik zur Berechnung des Abschlags für unterbrechbare Kapazität an anderen als Kopplungspunkten, unter anderem Speicherpunkten, hat die Bundesnetzagentur im Beschluss BK9-18/608 (Festlegung „BEATE 2.0“, Abschnitt 3.2) festgelegt.
Die Erläuterungen und die Formel zur Berechnung der Unterbrechungswahrscheinlichkeit gem. Beschluss "BEATE 2.0" finden sich am Ende der Seite zum Download.
Informationen zur Veröffentlichung vor der nächsten Tarifperiode für das Jahr 2025
Art. 30 (1) a)
Informationen zu den in der angewandten Referenzpreismethode verwendeten Parametern
| Alle genutzten Eingangsparameter (insb. Kapazitätsprognosen) sind im vereinfachtem Entgeltmodell enthalten. |
Art. 30 (1) a) i)
die technische Kapazität an den Ein- und Ausspeisepunkten und die damit verbundenen Annahmen
Art. 30 (1) a) ii)
die prognostizierte kontrahierte Kapazität an den Ein- und Ausspeisepunkten und die damit verbundenen Annahmen
Prognostizierte kontrahierte Kapazität an den Einspeisepunkten im Trading Hub Europe-Marktgebiet: 144.550.707 kWh/h
Prognostizierte kontrahierte Kapazität an den Ausspeisepunkten im Trading Hub Europe-Marktgebiet: 329.441.161 kWh/h
Zugrundeliegendes Kapazitätsgerüst
Die Ermittlung der Netzentgelte erfolgt auf Grundlage einer Prognose der für das Kalenderjahr 2025 gebuchten Kapazitäten unter Anwendung der folgenden Methode. Hierbei wurden die folgenden Gruppen von Übergabepunkten unterschieden:
A) Grenzübergangspunkte sowie Speicher- und Netzanschlusspunkte:
Die punkt- und richtungsscharfe Prognose der Höhe der Transportbuchungen (inkl. der Verteilung auf die unterschiedlichen Kapazitätsprodukte und Vertragslaufzeiten) erfolgte auf Basis verschiedener Eingangsparameter (u. a. Transportbuchungen und Allokationen der letzten drei Jahre) mit Hilfe von Zeitreihenanalysen sowie unter Berücksichtigung aktueller Entwicklungen.
B) Virtual Interconnection Points (VIP)
Die Ermittlung der Kapazitätsprognose und die Erlösverteilung erfolgen nach den Regeln des Art. 22 NC TAR.
C) Interne Bestellungen:
Basis des Kapazitätsgerüsts für Ausspeisezonen und Netzkopplungspunkte zu nachgelagerten Netzbetreibern sind die zum Stichtag 13.05.2024 bei der OGE vorliegenden internen Bestellungen für das Kalenderjahr 2024 unter Berücksichtigung der Langfristprognose mit Abgabedatum zum 22.03.2024, sowie bei OGE bereits bekannte Entwicklungen des Kapazitätsbedarfes bei den nachgelagerten Netzbetreibern.
Art. 30 (1) a) iii)
die Menge und Richtung des Gasflusses an Ein- und Ausspeispunkten und die damit verbundenen Annahmen, wie z.B. Angebots- und Nachfrageszenarien für den Gasfluss zu Spitzenzeiten
Art. 30 (1) a) iv)
eine ausreichend detaillierte Darstellung der Fernleitungsnetzstruktur
Art. 30 (1) a) v)
zusätzliche technische Informationen zum Fernleitungsnetz, wie Länge und Durchmesser der Pipelines und Leistung der Verdichterstationen
Prognostizierte Erlösobergrenze 2024 zum Zeitpunkt der Entgeltbildung (25.05.2023):
1.262.577.747 € im Marktgebiet Trading Hub Europe.
Prognostizierte Erlösobergrenze 2025 zum Zeitpunkt der Entgeltbildung (24.05.2024):
1.192.201.749 € im Marktgebiet Trading Hub Europe.
Änderung:
-70.375.998 € im Marktgebiet Trading Hub Europe. Die Veränderung der Erlösobergrenze des Jahres 2025 gegenüber der Erlösobergrenze des Jahres 2024 ist im Wesentlichen auf geringere volatile Kosten (insbesondere Treibenergie) in Folge der geopolitischen Lage und den Auswirkungen auf den europäischen Energiemarkt zurückzuführen.
Art. 30 (1) b) iii) (1)
Informationen zu den folgenden Parametern: Typen des regulierten Anlagevermögens und ihr Gesamtwert
Gesamtwert des regulierten Anlagevermögens:
3.808.177.141 € im Marktgebiet Trading Hub Europe
Entspricht dem kalkulatorischen Anlagevermögen des Ausgangsniveaus für die 4. Regulierungsperiode (Basisjahr 2020); enthält nicht die Werte des Anlagevermögens für Investitionsmaßnahmen (§ 23 ARegV), welche über das Jahr 2022 hinaus genehmigt sind. Ebenso wird das Anlagevermögen aus dem Kapitalkostenabgleich nach § 10a ARegV nicht berücksichtigt. Anteilige Werte an Leitungsgesellschaften und gepachteten Leitungen sind berücksichtigt worden.
Art. 30 (1) b) iii) (3)
a) Methoden zur Bestimmung des Anschaffungswerts der Vermögensgegenstände
b) Methoden zur Neubewertung der Vermögensgegenstände
c) Erläuterungen zur Entwicklung des Vermögenswertes
d) Abschreibungszeiträume und -beträge für jede Art von Vermögen
Die Investitionsausgaben bestimmen sich nach den Anschaffungs- und Herstellungskosten des Anlagegutes.
a) Anschaffungswerte der Vermögensgegenstände werden auf Grundlage der historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten gem. deutschem Handelsrecht (HGB) bestimmt.
b) Nach GasNEV findet grundsätzliche keine Neubewertung der Vermögensgegenstände statt, die ab 2006 investiert wurden. Für Investitionen, welche vor 2006 getätigt wurden, werden gemäß der in § 6a GasNEV festgelegten Indexreihen anteilig Tagesneuwerte ermittelt.
c) Die Anlagegüter werden nach § 6 Abs. 5 GasNEV linear abgeschrieben. Die Abschreibungsdauer ist in Anlage 1 GasNEV vorgegeben.
d) Abschreibungszeiträume und -beträge für Anlagetypen für im Basisjahr 2020 bewertete Bestandsanlagen:
I. Allgemeine Anlagen: 3-70 Jahre (keine Abschreibung für Grundstücke), Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 28.611.359 €
II. Gasbehälter: 45-55 Jahre, Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 0 €
III. Erdgasverdichteranlagen: 20-60 Jahre, Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 51.858.065 €
IV. Rohrleitungen/ Hausanschlussleitungen: 30-65 Jahre, Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 88.381.006 €
V. Mess-, Regel- und Zähleranlagen: 8-60 Jahre, Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 8.676.745 €
VI. Fernwirkanlagen: 15-20 Jahre, Betrag im Kostenbasisjahr 2020: 3.019.531 €
Summe: 180.546.706 €
Entspricht den im Ausgangsniveau für die 4. Regulierungsperiode (Basisjahr 2020) enthaltenen Abschreibungen; enthält nicht die Werte des Anlagevermögens für Investitionsmaßnahmen (§ 23 ARegV), welche über das Jahr 2022 hinaus genehmigt sind. Ebenso wird das Anlagevermögen aus dem Kapitalkostenabgleich nach §10a ARegV nicht berücksichtigt.
Anteilige Werte an Leitungsgesellschaften und gepachteten Leitungen sind berücksichtigt worden.
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 generelle sektorale Produktivitätsfaktor für die dritte Regulierungsperiode wurde auf 0,49% festgelegt. Da für die vierte Regulierungsperiode noch kein finaler Wert durch die BNetzA ermittelt wurde, wurde eine Fortschreibung des Wertes aus der dritten Regulierungsperiode vorgenommen.
Der individuelle Effizienzwert der OGE beträgt für die 4. Regulierungsperiode 100%.
Art. 30 (1) b) v)
Die folgenden Kennzahlen für die Erlöse gemäß Ziffer iv:
(1) Kapazitäts-/Arbeits-Aufteilung, d.h. Aufschlüsselung der Erlöse nach Kapazitäts- und Arbeitsentgelten
(2) Entry-Exit-Split, d.h. Aufschlüsselung der Erlöse nach kapazitätsbasierten Fernleitungsentgelten an allen Einspeisepunkten und kapazitätsbasierten Fernleitungsentgelten an allen Ausspeisepunkten
(3) Aufteilung nach systeminterner/systemübergreifender Nutzung d.h. Aufschlüsselung der gemäß Artikel 5 berechneten Erlöse an Ein- und Ausspeispunkten nach Erlösen für die systeminterne Netznutzung und Erlösen für die systemübergreifende Netznutzung.
(1) OGE bietet ausschließlich Leistungsentgelte an. Insoweit beträgt der Anteil der Leistungsentgelte 100%.
(2) Entry-Exit-Split:
Marktgebiet Trading Hub Europe:
30,5 % Einspeisung
69,5 % Ausspeisung
(3) Aufteilung nach systeminterner/systemübergreifender Nutzung:
Marktgebiet Trading Hub Europe:
90,74 % Systeminterne Nutzung (2.885.900.580 €)
9,26 % Systemübergreifende Nutzung (294.584.854 €)
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 das Marktgebiet Trading Hub Europe (BK9-19/610) auf den Internetseiten der BNetzA veröffentlicht.
Art. 30 (1) b) vi)
sofern und soweit der Fernleitungsnetzbetreiber in einem Regulierungssystem ohne Preisobergrenze tätig ist, die folgenden Informationen zum Ausgleich des Regulierungskontos in der vergangenen Entgeltperiode:
(1) die tatsächlich erzielten Erlöse, die Unter- oder Überdeckung der zurlässigen Erlöse und der dem Regulierungskonto sowie etwaigen Unterkonten dieses Regulierungskontos zugewiesene Anteil
(2) der Ausgleichszeitraum und die angewandten Anreizmechanismen
(1) Tatsächliche erzielte Erlöse aus Fernleitungs- und Systemdienstleistungen 2023: 1.497.889.540 €
Fernleitungsdienstleistungen: 1.278.462.158 €
Systemdienstleistungen: 219.427.382 €
Saldo des Regulierungskontos des abgeschlossenen Geschäftsjahres 2023: 457.501.795 € (Mehrerlös)
Überdeckung des Regulierungskontos (Nettowert) zum 31.12.2023: 458.813.933 € (Mehrerlös)
(2) Der Saldo des Regulierungskontos des abgeschlossenen Geschäftsjahres 2023 wird zum 31.12.2024 festgestellt, beantragt und in gleichmäßigen Raten – inklusive Verzinsung – über drei Kalenderjahre ausgeglichen. Die Verteilung beginnt jeweils im übernächsten Jahr nach Antragstellung.
Regulierungskonto-spezifische Anreizmechanismen bestehen im deutschen Regulierungssystem nicht.
Auktionserlöse werden auf dem Regulierungskonto nach §5 ARegV verbucht. Dieses Vorgehen entfaltet somit eine entgeltmindernde Wirkung in den Jahren, in denen das Regulierungskonto ausgeglichen wird.
Entsprechend den Ausführungen der BNetzA im Hinweispapier für Fernleitungsnetzbetreiber zur Veröffentlichung von Entgelten gemäß Art. 29, 31 und 32 der Verordnung (EU) Nr. 2017/460 („NC TAR“) vom 31.05.2024 werden davon abweichend die bereits erzielten Auktionsaufschläge für das Jahr 2025 entgeltmindernd angesetzt, die auf Grundlage einer bestmöglichen Schätzung etwa aufgrund von gesicherten Erkenntnissen z. B. aus vorangegangenen Jahresauktionen prognostiziert werden können.
Art. 30 (1) c)
Die folgenden Informationen zu Fernleitungs- und System-dienstleistungsentgelten zusammen mit den einschlägigen Informationen zu ihrer Berechnung
Die Bundesnetzagentur hat im Rahmen der Festlegung REGENT 2021 die Anwendung einer Briefmarke im Marktgebiet Trading Hub Europe bestimmt. Hiernach sind die Erlöse aus Fernleitungsentgelten durch die für das Kalenderjahr prognostizierten Kapazitäten der Ein- und Ausspeisepunkte zu dividieren.
Art. 30 (1) c) ii)
soweit angewandt, Systemdienstleistungsentgelte für Systemdienstleistungen gemäß Artikel 4 Absatz 4
Zu den Systemdienstleistungen gem. Beschluss der Bundesnetzagentur BK9-17/609 (Festlegung INKA) zählen der Messstellenbetrieb, die Messdienstleistung, die Biogasumlage nach §20b GasNEV, die Marktraumumstellungslage nach §19a Abs. 1 EnWG sowie das Nominierungsersatzverfahren nach §15 Abs. 3 GasNZV. Die Tarife für die Systemdienstleistungen mit Gültigkeit ab dem 01.01.2025 finden sich in den veröffentlichten Preisblättern.
Berechnung Biogasumlage
Nach Tenorziffer 6 der Festlegung 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 22.03.2024 beschrieben. Hiernach werden die bundesweiten Biogas-Gesamtkosten des Jahres 2025 in Höhe von 303,1 Mio. € 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 2025 in Höhe von 287.526.485 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Biogasumlage in Höhe von 1,0542 €/(kWh/h)/a.
Berechnung Marktraumumstellungsumlage
Nach Tenorziffer 5 der Festlegung 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 22.03.2024 beschrieben. Hiernach werden die bundesweiten Umstellungskosten des Jahres 2025 in Höhe von 193,0 Mio. € 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 2025 in Höhe von 287.526.485 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Marktraumumstellungsumlage in Höhe von 0,6713 €/(kWh/h)/a.
Berechnung Messentgelt
Entgelte für Messdienstleistung und Messstellenbetrieb werden an den Netzanschlusspunkten erhoben, für die OGE die entsprechenden Marktrollen einnimmt. Das Entgelt für Messstellenbetrieb inkludiert die Messung. Das Entgelt für Messstellenbetrieb bemisst sich nach einem einheitlichen Entgelt pro buchbaren Punkt zuzüglich eines Entgelts für jeden dem buchbaren Punkt zugeordneten Gaszähler. Das Entgelt für Messstellenbetrieb berechnet sich somit wie folgt:
Entgelt Messstellenbetrieb = Entry buchb. Punkt + (Entgelt pro Gaszähler x Anzahl Gaszähler)
Das Entgelt pro Gaszähler und das Entgelt pro buchbaren Punkt sind im Anhang des zum 01.01.2025 gültigen Preisblatts aufgeführt. Die Multiplikatoren für unterjährige Kapazitätsbuchungen finden auf das Entgelt für Messstellenbetrieb keine Anwendung.
Art. 30 (1) c) iii)
die Referenzpreise und sonstige Preise für andere Punkte als die in Artikel 29 genannten Punkte
Die Entgelte für IB- und Letztverbraucher-Ausspeisepunkte entsprechen den Entgelten der Briefmarke im Marktgebiet Trading Hub Europe. Dies entspricht der Entgeltberechnungsmethode, die die Bundesnetzagentur in dem Beschluss REGENT festgelegt hat. Für die Briefmarkenermittlung der Kopplungspunkte fließen die Summe der prognostizierten Kapazitätsbuchungen für alle Ein- und Ausspeisungspunkte sowie die Erlösobergrenze und der Entry/Exit-Split im Kalenderjahr t in die Berechnung ein. Der Referenzpreis sowie sonstige Bestandteile können dem aktuellen Preisblatt entnommen werden.
Art. 30 (2) a) i)
Eine Erläuterung des Unterschieds in der Höhe der Fernleitungsentgelte für dieselbe Art von Fernleitungsdienstleistung zwischen der laufenden Entgeltperiode und der Entgeltperiode für die die Informationen veröffentlicht werden.
Die Briefmarke des Marktgebiets Trading Hub Europe steigt im Jahr 2025 im Vergleich zum einheitlichen Entgelt in 2024 um 1,61 €/(kWh/h)/a. Diese Änderung basiert auf regelmäßigen Entgeltanpassungen unter Berücksichtigung von Veränderungen der Eingangsparameter Erlösobergrenzen und Kapazitätsprognosen der beteiligten Fernleitungsnetzbetreiber. Hohe, für die Versorgungssicherheit notwendige, Speicherfüllstände und ein deutlicher Rückgang der Endverbrauchs- und Transitvolumina führen zu einer reduzierten Buchungsprognose. Durch die Regulierungskontosystematik wirken die außergewöhnlichen Effekte aus dem Krisenjahr 2022 (bspw. Buchungsrückgänge und hohe Treibenergiekosten) nun erstmals zeitversetzt in 2025 kostenerhöhend. Die mit der Diversifizierung der Bezugsquellen mittels neuer LNG-Anlagen verbundenen Investitionen einzelner FNB in neue Einspeisepunkte und Anbindungsleitungen der LNG-Anlagen fließen in die Entgeltkalkulation 2025 ebenfalls mit ein.
Art. 30 (2) a) ii)
Eine Erläuterung des geschätzten Unterschieds in der Höhe der Fernleitungsentgelte für dieselbe Art der Fernleitungsdienstleistung zwischen der Entgeltperiode, für die die Informationen veröffentlicht werden und jeder Entgeltperiode der restlichen Regulierungsperiode.
Zur Erfüllung der Veröffentlichungspflicht wurde analog zum bisherigen Vorgehen der BNetzA (vgl. Anlage 5 der Festlegung REGENT 2021) die Entwicklung der Entgelte bis zum Ende der Regulierungsperiode indikativ prognostiziert. Hiernach wäre mit einem Anstieg des Entgeltes im Jahr 2026 zu rechnen. Hierbei ist darauf hinzuweisen, dass Berechnungen von aktuell nur sehr schwer zu prognostizierenden Annahmen abhängig sind. Entsprechend sind die Berechnungen als rein indikativ zur Erfüllung der Veröffentlichungspflichten anzusehen.
Für die Inflation wurde auf die von der BNetzA genannten Werte im Dokument „Hinweispapier für Fernleitungsnetzbetreiber zur Veröffentlichung von Entgelten gemäß Art. 29, 31 und 32 der Verordnung (EU) Nr. 2017/460“ vom 31.05.2024 abgestellt. Weiterhin wurde für den generellen sektoralen Produktivitätsfaktor nach § 9 ARegV eine Schätzung mittels einer Fortschreibung des Wertes aus der dritten Regulierungsperiode vorgenommen, da die BNetzA für die vierte Regulierungsperiode noch keinen finalen Wert ermittelt hat.
Weitere Annahmen zur Entwicklung der prognostizierten Kapazitäten sowie der jährlichen Entwicklung der zulässigen Erlöse können direkt vom Anwender im Modell getroffen werden.
Art. 30 (2) b)
Informationen zum im Tarifjahr 2023 verwendeten Referenzpreismodell inkl. vereinfachtem Entgeltmodell
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Festlegung „MARGIT 2024" und
"MARGIT 2025“
Festlegung „BEATE 2.0“
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