Verordnung der Bundesregierung
Verordnung zur Neufassung und Änderung von Vorschriften auf dem Gebiet des Energiewirtschaftsrechts sowie des Bergrechts

A. Problem und Ziel

B. Lösung

C. Alternativen

D. Finanzielle Auswirkungen auf die öffentlichen Haushalte

E. Sonstige Kosten

F. Bürokratiekosten

Die vorliegende Verordnung ersetzt die bisher geltende Gasnetzzugangsverordnung i. d. Fassung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2210), zuletzt geändert durch Artikel 2 Abs. 3 des Gesetzes vom 17. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2006), die mit Inkrafttreten dieser Verordnung außer Kraft tritt. Die Verordnung verursacht Informationspflichten für die Wirtschaft, die zum Vollzug der Verordnung notwendig sind. Im Gegenzug fallen Informationspflichten der derzeit geltenden Gasnetzzugangsverordnung weg.

1. Bürokratiekosten der Wirtschaft

2. Bürokratiekosten für die Bürger

3. Bürokratiekosten für die Verwaltung

Verordnung der Bundesregierung
Verordnung zur Neufassung und Änderung von Vorschriften auf dem Gebiet des Energiewirtschaftsrechts sowie des Bergrechts

Bundesrepublik Deutschland Berlin, den 20. Mai 2010
Die Bundeskanzlerin

An den
Präsidenten des Bundesrates
Herrn Bürgermeister Jens Böhrnsen
Präsident des Senats der Freien Hansestadt Bremen

Sehr geehrter Herr Präsident,

hiermit übersende ich die von der Bundesregierung beschlossene


mit Begründung und Vorblatt.
Ich bitte, die Zustimmung des Bundesrates aufgrund des Artikels 80 Absatz 2 des Grundgesetzes herbeizuführen.
Federführend ist das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie.
Die Stellungnahme des Nationalen Normenkontrollrates gemäß § 6 Absatz 1 NKRG ist als Anlage beigefügt.


Mit freundlichen Grüßen
DrAngela Merkel

Verordnung zur Neufassung und Änderung von Vorschriften auf dem Gebiet des Energiewirtschaftsrechts sowie des Bergrechts

Vom ...

Es verordnen auf Grund

Artikel 1
Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (Gasnetzzugangsverordnung - GasNZV)

Teil 1
Allgemeine Bestimmungen

§ 1 Anwendungsbereich

Diese Verordnung regelt die Bedingungen, zu denen die Netzbetreiber den Netzzugangsberechtigten im Sinne des § 20 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes Zugang zu ihren Leitungsnetzen gewähren, einschließlich der Einspeisung von Biogas sowie den Anschluss von Biogasanlagen an die Leitungsnetze, die Bedingungen für eine effiziente Kapazitätsausnutzung mit dem Ziel, den Netzzugangsberechtigten diskriminierungsfreien Netzzugang zu gewähren, sowie die Verpflichtungen der Netzbetreiber, zur Erreichung dieses Ziels zusammenzuarbeiten. Die Vorschriften dieser Verordnung sind abschließend im Sinne des § 111 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes.

§ 2 Begriffsbestimmungen

Teil 2
Vertragliche Ausgestaltung des Netzzugangs

§ 3 Verträge für den Netzzugang

§ 4 Mindestanforderungen an die Allgemeinen Geschäftsbedingungen

§ 5 Haftung bei Störung der Netznutzung

§ 6 Registrierung

Teil 3
Abwicklung des Netzzugangs

§ 7 Netzkopplungsvertrag

§ 8 Abwicklung des Netzzugangs

§ 9 Ermittlung technischer Kapazitäten

§ 10 Zusatzmenge; Rückkaufsverfahren

§ 11 Kapazitätsprodukte

§ 12 Kapazitätsplattformen

§ 13 Zuteilung von Ein- und Ausspeisekapazität

§ 14 Vertragslaufzeiten

§ 15 Nominierung und Nominierungsersatzverfahren

§ 16 Freigabepflicht ungenutzter Kapazitäten

§ 17 Ermittlung des langfristigen Kapazitätsbedarfs

§ 18 Reduzierung der Kapazität nach Buchung

§ 19 Gasbeschaffenheit

Teil 4
Kooperation der Netzbetreiber

§ 20 Marktgebiete

§ 21 Reduzierung der Anzahl der Marktgebiete

Teil 5
Bilanzierung und Regelenergie

Abschnitt 1
Bilanzierung

§ 22 Grundsätze der Bilanzierung

§ 23 Bilanzkreisabrechnung

§ 24 Standardlastprofile

§ 25 Mehr- oder Mindermengenabrechnung

§ 26 Datenbereitstellung

Abschnitt 2
Regelenergie

§ 27 Einsatz von Regelenergie

§ 28 Beschaffung externer Regelenergie

§ 29 Regelenergiekosten und -erlöse; Kosten und Erlöse bei der Erbringung von Ausgleichsleistungen

§ 30 Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems

Teil 6
Biogas

§ 31 Zweck der Regelung

§ 32 Begriffsbestimmungen

§ 33 Netzanschlusspflicht

§ 34 Vorrangiger Netzzugang für Transportkunden von Biogas

§ 35 Erweiterter Bilanzausgleich

§ 36 Qualitätsanforderungen für Biogas

§ 37 Monitoring

Teil 7
Besondere Regelungen für Speicheranlagen-, Produktionsanlagen- und Gaskraftwerksbetreiber

§ 38 Kapazitätsreservierung für Betreiber neuer Speicher- und Produktionsanlagen sowie neuer Gaskraftwerke

§ 39 Kapazitätsausbauanspruch für Betreiber neuer Gaskraftwerke sowie neuer Speicher- und Produktionsanlagen

Teil 8
Veröffentlichungs- und Informationspflichten

§ 40 Veröffentlichungspflichten

Teil 9
Wechsel des Gaslieferanten

§ 41 Lieferantenwechsel

§ 42 Rucksackprinzip

Teil 10
Messung

§ 43 Messung

§ 44 Messung des von Haushaltskunden entnommenen Gases

§ 45 Messung nach Vorgabe des Transportkunden

§ 46 Betrieb von Mess- und Steuereinrichtungen

§ 47 Nachprüfung von Messeinrichtungen

§ 48 Vorgehen bei Messfehlern

Teil 11
Verweigerung des Netzzugangs nach § 25 des Energiewirtschaftsgesetzes

§ 49 Verfahren zur Verweigerung des Netzzugangs nach § 25 des Energiewirtschaftsgesetzes

Teil 12
Befugnisse der Regulierungsbehörde

§ 50 Festlegungen

Teil 13
Sonstige Bestimmungen

§ 51 Ordnungswidrigkeiten

Artikel 2
Änderung der Messzugangsverordnung

Die Messzugangsverordnung vom 17. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2006) wird wie folgt geändert:

Artikel 3
Änderung der Niederdruckanschlussverordnung5

§ 13 Absatz 2 Satz 4 und 5 der Niederdruckanschlussverordnung vom 1. November 2006 (BGBl. I S. 2477, 2485), die zuletzt durch Artikel 2 Absatz 6 der Verordnung vom 17. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2006) geändert worden ist, wird wie folgt ersetzt:

Artikel 4
Änderung der Niederspannungsanschlussverordnung6

§ 13 Absatz 2 Satz 6 und 7 der Niederspannungsanschlussverordnung vom 1. November 2006 (BGBl. I S. 2477), die zuletzt durch Artikel 2 Absatz 5 der Verordnung vom 17. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2006) geändert worden ist, wird wie folgt ersetzt:

Artikel 5
Änderung der Gasnetzentgeltverordnung

Die Gasnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2197), die zuletzt durch Artikel 2 Absatz 4 der Verordnung vom 17. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2006) geändert worden ist, wird wie folgt geändert:

Artikel 6
Änderung der Anreizregulierungsverordnung

Die Anreizregulierungsverordnung vom 29. Oktober 2007 (BGBl. I S. 2529), die zuletzt durch Artikel 4 des Gesetzes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) geändert worden ist, wird wie folgt geändert:

Artikel 7
Änderung der Verordnung über die Umweltverträglichkeitsprüfung bergbaulicher Vorhaben

Die Verordnung über die Umweltverträglichkeitsprüfung bergbaulicher Vorhaben vom 13. Juli 1990 (BGBl. I S. 1420), die zuletzt durch Artikel 2 der Verordnung vom 24. Januar 2008 (BGBl. I S. 85) geändert worden ist, wird wie folgt geändert:

Artikel 8
Inkrafttreten, Außerkrafttreten

Der Bundesrat hat zugestimmt.

Begründung

A. Ziel und Gegenstand der Verordnung

Die Bedingungen für flächendeckenden Wettbewerb auf dem Gasmarkt sind verbesserungswürdig. Insbesondere der Zugang zum Gasnetz stellt für Wettbewerber gegenwärtig eine Hürde für den Markteintritt dar. Wettbewerber können die für einen Transport benötigten Gas-Kapazitäten zum Teil nicht erwerben, weil diese langfristig ausgebucht sind. Zudem werden durch die bestehende Zahl von Marktgebieten zusätzlicher Vertragsaufwand und zusätzliche Abwicklungskosten im Zusammenhang mit marktgebietsüberschreitenden Gastransporten verursacht. Dies erschwert es insbesondere neuen Anbietern mit wenigen Kunden, Wettbewerbsangebote abzugeben. Anders als Anbieter, die ein bundesweit verteiltes Kundenportfolio sowie gegebenenfalls Zugriff auf verschiedene Beschaffungsquellen haben, verfügen sie nicht in gleichem Maße über die notwendige Flexibilität bei der Abwicklung eines Gastransports, um eine Belieferung über mehrere Marktgebiete hinweg in jedem Fall wirtschaftlich darstellen zu können. Es ist damit zu rechnen, dass es bei Unternehmen, die aufgrund bestehender Hemmnisse für flächendeckenden Wettbewerb in der Vergangenheit profitiert haben, mit zunehmendem Wettbewerb gegebenenfalls zu verringerten Einnahmen kommen kann.

Zudem besteht für Betreiber neuer Speicher- und Produktionsanlagen sowie neuer Gaskraftwerke derzeit keine ausreichende Investitionssicherheit mit Blick auf den Gasnetzzugang. Die Betreiber solcher Anlagen müssen sich, um überhaupt die benötigten Kapazitäten im Netz zu erhalten, teilweise bereits zu einem Zeitpunkt langfristig gegenüber dem Netzbetreiber binden, zu dem sie noch keine endgültige Investitionsentscheidung treffen können. Dadurch werden die Anlagenbetreiber mit einem wirtschaftlichen Risiko belastet, das dazu führen kann, dass Projekte, die grundsätzlich aus Wettbewerbs- und Versorgungssicherheitssicht vorteilhaft sind, nicht durchgeführt werden. Um den Anlagenbetreibern ausreichende Investitionssicherheit zu geben, wird ihnen die Möglichkeit gegeben, gegen Gebühr bzw. Pauschale Kapazität im vorhandenen Fernleitungsnetz zu reservieren bzw. die Sicherheit zu erhalten, dass ihr Kapazitätsbedarf beim notwendigen Fernleitungsnetzausbau berücksichtigt wird. Machen die Anlagenbetreiber von dieser Möglichkeit Gebrauch, ist die Zahlung der Gebühr bzw. der Pauschale verpflichtend. Dies ist jedoch wegen des wirtschaftlichen Vorteils (Bereitstellung knapper vorhandener bzw. Zubau neuer Kapazität zur Befriedigung ihres Kapazitätsbedarfs), den die Anlagenbetreiber erhalten, sachgerecht.

Die Verordnung regelt die Bedingungen für einen diskriminierungsfreien Netzzugang auf der Basis von nur zwei Verträgen und gewährleistet, dass vorhandene Kapazitäten marktorientiert bewirtschaftet werden. Im Ergebnis werden die Rahmenbedingungen für einen wettbewerblich orientierten nationalen Gasmarkt sowie einen funktionierenden europäischen Binnenmarkt deutlich verbessert. Gleichzeitig wird Belangen der Versorgungssicherheit angemessen Rechnung getragen.

Zusätzliche Kosten für die Verteilnetzbetreiber sind nicht erkennbar. Bei den Gasfernleitungsnetzbetreibern könnte die Einführung von Rückkaufsverfahren gegebenenfalls zu höheren Kosten führen. Dies gilt jedoch nur, soweit diese Verfahren aufgrund einer autonomen Entscheidung der Gasfernleitungsnetzbetreiber auch tatsächlich eingeführt werden. Vor dem Hintergrund, dass es sich bei der Einführung von solchen Verfahren um eine freiwillige unternehmerische Entscheidung handelt, können weder das Ob der Kostenentstehung noch die Höhe entstehender Kosten quantifiziert werden. In diesem Zusammenhang, aber auch generell bei der Bewertung eventuell beim Netzbetreiber entstehender Kosten, ist zu berücksichtigen, dass den Fernleitungsnetzbetreibern entstehenden Kosten auch entsprechende Erlöse aus genehmigten und regulierten Netzentgelten gegenüberstehen, mit denen die Kosten gedeckt werden.

II. Finanzielle Auswirkungen

Es sind keine Auswirkungen auf die öffentlichen Haushalte erkennbar.

In Folge der Verordnungsregelungen ist von einem besser funktionierendem Wettbewerb auf den Gasmärkten auszugehen, der preisdämpfende Wirkungen auf die von den Verbrauchern (Industrie- und Haushaltskunden) zu zahlenden Gaspreise haben kann. Daneben werden durch die optimierte Bewirtschaftung vorhandener Kapazitäten volkswirtschaftlich unnötige Investitionskosten aufgrund eines nicht erforderlichen Kapazitätsausbaus vermieden. Der Umfang möglicher Veränderungen von Einzelpreisen kann nicht quantifiziert werden. Bei zunehmendem Wettbewerb kann jedoch grundsätzlich von einem geringeren Anstieg bzw. einem Sinken der Preise ausgegangen werden.

In Deutschland gibt es etwa 700 - mittelständische und nicht mittelständische - Gasnetzbetreiber, die in unterschiedlichem Umfang von den Regelungen betroffen sind. Alle Gasnetzbetreiber sind in einem regulierten Umfeld tätig, da es sich bei den Netzen um ein natürliches Monopol handelt. Kosten, die in diesem Zusammenhang entstehen, können von den Netzbetreibern, soweit die Kosten effizient sind, grundsätzlich auf die Netzentgelte umgelegt werden.

III. Bürokratiekosten

Die vorliegende Verordnung enthält neue Informationspflichten, solche, die bereits Bestandteil der derzeit geltenden Verordnung sind, sowie Informationspflichten, die bereits aufgrund anderer gesetzlicher Regelungen in die Bürokratiekostenmessung eingeflossen sind. Des Weiteren fallen Informationspflichten nach der derzeit geltenden Gasnetzzugangsverordnung weg.

Die Unternehmen der Gaswirtschaft haben bereits in Erfüllung der Informationspflichten nach der derzeit geltenden Gasnetzzugangsverordung die IT-technischen Voraussetzungen geschaffen. Dadurch ist es möglich geworden, die Informationspflichten durch elektronischen Datenaustausch unter den Unternehmen sowie mit den Regulierungsbehörden abzuwickeln. Dies trägt zu einer erheblichen Vereinfachung der Informationsverfahren und zu einer Reduzierung der dennoch anfallenden Bürokratiekosten bei.

Durch die neuen Informationspflichten entstehen der Wirtschaft zum Teil einmalig Kosten wie z.B. bei der Registrierungspflicht nach § 6 Absatz 1 oder für die Anpassung der IT-Software. In diesen Fällen entstehen zu einem bestimmten Zeitpunkt zwar höhere Kosten, die aber später nicht mehr anfallen. Andere Informationspflichten sind einmal im Jahr zu erbringen. Die neu eingeführten Informationspflichten sind erforderlich, um das Ziel der Verordnung - funktionierenden Wettbewerb auf den vor- und nachgelagerten Märkten durch diskriminierungsfreien und marktorientierten Netzzugang - zu erreichen.

Es werden keine Informationspflichten für die Bürgerinnen und Bürger neu eingeführt.

Drei Informationspflichten sind an die Verwaltung (Regulierungsbehörde) gerichtet. Eine Abschätzung der Bürokratiekosten ist nicht möglich.

Im Rahmen der Exante-Schätzung werden für die Wirtschaft Bürokratiekostenbelastungen von jährlich 753 747,00 € sowie einmalig 1 271 218,00 € erwartet. Durch das Außerkrafttreten der derzeit geltenden Gasnetzzugangsverordnung entfallen jährliche Bürokratiekosten in Höhe von insgesamt 742.094,00 €. Davon sind 635.648,00 € für Informationspflichten, die Grundlage für inhaltliche Änderungen von Informationspflichten im Rahmen des vorliegenden Verordnungstextes sind. Diese Informationspflichten wurden unter Berücksichtigung des bisherigen Standes neu berechnet. Tatsächlich entlastet wird die Wirtschaft von jährlichen Bürokratiekosten in Höhe von 106.446,00 € für Informationspflichten, weil diese nicht in den vorliegenden Verordnungstext aufgenommen wurden. Einzelheiten zu den Informationspflichten und den geschätzten Bürokratiekosten können der Anlage 1 entnommen werden.

B. Zu den einzelnen Vorschriften

Artikel 1

Zu § 1

Die Vorschrift regelt den Anwendungsbereich der Verordnung und bestimmt, dass die Vorschriften der Verordnung gegenüber dem Wettbewerbsrecht abschließend im Sinne des § 111 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes sind.

Zu § 2

Die Vorschrift definiert für den Gasnetzzugang im Sine der Verordnung zentrale Begriffe.

Im Übrigen gelten die im Energiewirtschaftsgesetz verwendeten Definitionen.

Nummer 1 bestimmt den Begriff der Allokation als Zuordnung von Gasmengen zu einem Bilanzkreis. Damit wird der Allokationsbegriff von einem technischen Verständnis der physischen Zuordnung von Gasmengen zu Transportkunden zu einem kaufmännischen Verständnis der Zuordnung von Ein- und Ausspeisungen zur Bilanz eines Transportkunden weiter entwickelt. Dies ist insbesondere vor dem Hintergrund der Bilanzierungsregeln und des dort geltenden Grundsatzes "allokiert wie nominiert" von Bedeutung. Nach diesem Grundsatz sind die vom Transportkunden nominierten Gasmengen ausschlaggebend für die Bilanzierung und die Abrechnung des Bilanzsaldos zwischen Netzbetreiber und Bilanzkreisverantwortlichem. Dies gilt entsprechend für die von Standardlastprofilkunden entnommenen Gasmengen. Auch bei diesen sind die Werte des für die jeweilige Verbrauchsgruppe angewendeten Profils bilanzrelevant und nicht die von den in der Verbrauchsgruppe zusammengefassten Letztverbrauchern tatsächlich entnommenen Mengen. Bei Letztverbrauchern mit einer registrierenden Leistungsmessung werden entsprechend dem Grundsatz "allokiert wie nominiert" die tatsächlich gemessenen Werte in die Bilanz eingestellt, eine zeitaufwändige Korrektur des Messergebnisses um Brennwertschwankungen wird damit - anders als in der Vergangenheit - entbehrlich. Somit ist die tatsächliche Einspeisung bzw. Entnahme eines Transportkunden in bzw. aus dem Gasnetz für den Prozess der Zuordnung von Gasmengen zu einem Bilanzkreis zunächst nicht von Bedeutung. Für den Vorgang der Bilanzierung ist allein die Allokation der Mengen des jeweiligen Transportkunden ausschlaggebend.

Nummer 2 enthält eine inhaltliche Bestimmung des Begriffs der Ausgleichsenergie. Die Begriffsbestimmung verdeutlicht den inhaltlichen Unterschied zwischen Ausgleichs- und Regelenergie. Anders als Regelenergie ist Ausgleichsenergie die rechnerisch erforderliche Energiemenge, die benötigt wird, um Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisungen zu saldieren. Die Durchführung eines physikalischen Gastransportes ist hierfür nicht zwingend erforderlich.

Nummer 3 definiert den Begriff der Ausspeiseleistung als die Leistung, die vom Netzbetreiber maximal an einem Ausspeisepunkt vorzuhalten ist. Diese muss in Energieeinheiten angegeben werden. Die Beschränkung der Definition auf Energieeinheiten berücksichtigt, dass es bereits Praxis ist, diese Leistung in Energieeinheiten anzugeben, sowie den Umstand, dass der Transportkunde die Ausspeiseleistung in Volumeneinheiten aufgrund von Brennwertschwankungen nicht für jeden Zeitpunkt der Belieferung konkret angeben kann. Dem gegenüber ist dem Netzbetreiber jedoch bekannt, welcher Brennwert im Netz vorherrscht. Er ist daher besser als der Transportkunde in der Lage, das zur Durchführung des Transports jeweils erforderliche Transportvolumen zu ermitteln. Die Möglichkeit, Energieeinheiten zu verwenden, vermeidet zudem, dass Transportkunden bei ihren Kapazitätsberechnungen den niedrigsten technisch zulässigen Brennwert im Netz zugrunde legen und dadurch Kapazitäten über das tatsächlich erforderliche Maß hinaus blockiert werden. Bereits die Beschränkung der Definition auf Energieeinheiten könnte dazu führen, dass Kapazitäten in etwas größerem Umfang als bisher als verfügbar ausgewiesen werden können.

Nummer 4 übernimmt die entsprechende Nummer der Gasnetzzugangsverordnung von 2005 (im Folgenden GasNZV a. F.) und ergänzt diese um den Zweck, Handelstransaktionen zu ermöglichen. Die Erweiterung der Definition um die Handelsdimension trägt der Ausgestaltung des Zweivertragsmodells Rechnung, in dem der Gashandel an einem Virtuellen Handelspunkt erfolgt, der Bestandteil jedes Bilanzkreises ist. Gashandel erfolgt daher konsequenterweise durch Übertragung von Gasmengen am Virtuellen Handelspunkt aus einem Bilanzkreis in einen anderen Bilanzkreis.

Die Nummern 5 bis 7 übernehmen die entsprechenden Ziffern der GasNZV a. F.. In diesem Zusammenhang ist die Definition in Ziffer 5 angepasst worden, da aufgrund des neuen Bilanzierungssystems der Bilanzkreisverantwortliche nicht mehr gegenüber dem Netzbetreiber, sondern dem Marktgebietsverantwortlichen verantwortlich ist.

Nummer 8 entspricht der entsprechenden Definition in § 30 GasNZV a. F., ist jedoch nach vorne verschoben worden, da sich auch in den übrigen Teilen der Verordnung für Biogaseinspeiser relevante Vorschriften befinden.

Nummer 9 definiert entsprechend zu Nummer 3 den Begriff der Einspeiseleistung.

Nummer 10 definiert den Begriff des Marktgebiets und entspricht dem in der Regulierungspraxis der Bundesnetzagentur und in der Kooperationsvereinbarung der Netzbetreiber erprobten und verwendeten Verständnis. Dabei ist unerheblich, ob es sich bei den jeweiligen Netzen um einander gleichgelagerte oder nachgelagerte Netze handelt. Damit wird klargestellt, dass Marktgebiete auf Ebene der Fernleitungsnetzbetreiber grundsätzlich auch über Eigentumsgrenzen hinausgehen können und sollen.

Nummer 11 konkretisiert den Begriff des Marktgebietsverantwortlichen, der u. a. mit Blick auf die Bilanzierungsvorschriften eine koordinierende Rolle im Netzzugangssystem erhält. Zwar wird in der Regel einer der marktgebietsaufspannenden Fernleitungsnetzbetreiber gleichzeitig der Marktgebietsverantwortliche sein, doch ist dies nicht zwingend. Insbesondere vor dem Hintergrund von Marktgebietszusammenlegungen über Eigentumsgrenzen hinweg, kann nicht ausgeschlossen werden, dass die betroffenen marktgebietsaufspannenden Fernleitungsnetzbetreiber gesellschaftsrechtliche Konstruktionen wählen, denen die Aufgaben des Marktgebietsverantwortlichen übertragen werden. Grundsätzlich denkbar ist auch eine Übertragung von Aufgaben des Marktgebietsverantwortlichen auf externe Dritte, die dann als externe Dienstleistende tätig werden. Auch die Marktgebietsverantwortlichen eines anderen Marktgebietes können solche externe Dritte sein.

Nummer 12 definiert den Begriff der Regelenergie. Dem Einsatz von Regelenergie liegt - anders als dem Einsatz von Ausgleichsenergie - in der Regel ein tatsächliches Einwirken auf die physikalisch im Netz vorhandenen Gasmengen zu Grunde (z.B. durch Entnahme oder durch zusätzliche Einspeisungen). In Betracht kommen hierbei insbesondere der Einsatz gegebenenfalls im Marktgebiet vorhandener netzzugehöriger Speicher sowie der Bezug oder die Abgabe von Gasmengen aus oder in ein angrenzendes Netz als sog. interne Regelenergie. Zudem können Dritte, die nicht dem Netzbereich zuzuordnen sind, Gas bereitstellen oder übernehmen. Diese Form der Regelenergie wird als externe Regelenergie bezeichnet. Die Bereitstellung oder Übernahme von Gas für die Anwendung kapazitätserhöhender Maßnahmen (Lastflusszusagen, Kapazitätsrückkauf) fallen nicht unter den Begriff der Regelenergie, da sie von ihrem Zweck her dazu dienen, die frei zuordenbaren festen Kapazitäten zu maximieren.

Nummer 13 entspricht der bisherigen Nummer 13 in der GasNZV.

Nummer 14 definiert den Begriff der verfügbaren Kapazität. Der Regelungsgehalt entspricht dabei der bisherigen Definition der freien Kapazität in Ziffer 9 der GasNZV a. F..

Nummer 15 definiert den Begriff des Virtuellen Handelspunktes, eines zentralen Bestandteils des Zweivertragsmodells. Der Virtuelle Handelspunkt kann im Marktgebiet des marktgebietsaufspannenden Netzbetreibers räumlich nicht lokalisiert werden und entspricht daher keinem physischen Punkt im Netz. Der Virtuelle Handelspunkt ist jedoch in jedem Fall als Teil des jeweiligen Gasfernleitungsnetzes anzusehen, da an ihm das Gas nach der Einspeisung ins Gasnetz zur Ausspeisung beim Letztverbraucher bereitgestellt und dort abgeholt wird. Der Virtuelle Handelspunkt ist zudem Bestandteil jedes Bilanzkreises, um die Übertragung von Gasmengen zwischen Bilanzkreisen zu ermöglichen. Transportkunden können so Gas untereinander austauschen und somit Gashandel betreiben. Für die Belebung des Wettbewerbs ist es unverzichtbare Voraussetzung, dass dieser Gasaustausch in massengeschäftstauglicher Weise erfolgen kann.

Nummer 16 entspricht im Wesentlichen der bisherigen Nummer 15 der GasNZV a. F., konkretisiert die Definition jedoch, indem auf bundeseinheitliche gesetzliche Feiertage abgestellt wird. Damit wird eine reibungslose Abwicklung des Gasnetzzugangs auch für den Fall gewährleistet, dass aufgrund divergierender landesrechtlicher Feiertagsregelungen in einzelnen Bundesländern gesetzlicher Feiertag, in anderen jedoch Werktag im Sinne der Definition ist.

Zu § 3

Die Vorschrift konkretisiert das in § 20 Absatz 1b Energiewirtschaftsgesetz enthaltene Recht auf Zugang zu den Gasversorgungsnetzen. Danach sind für den eigentlichen Netzzugang an sich grundsätzlich nur noch zwei Verträge, nämlich ein Ein- und ein Ausspeisevertrag abzuschließen. Darüber hinaus wird zur Abwicklung des Gasnetzzugangs ein Bilanzkreisvertrag benötigt, der die Rechte und Pflichten der Vertragspartner mit Blick auf die Saldierung und anschließende Abrechnung von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisungen eines Transportkunden regelt. Für den Fall, dass einzelne Marktakteure ausschließlich als Händler am Virtuellen Punkt aktiv sein möchten, ist es für diese Marktteilnehmer ausreichend, aber auch mindestens erforderlich, einen Bilanzkreisvertrag abzuschließen. Hintergrund ist, dass ein Gastransport durch Nominierungsvorgänge in Bilanzkreisen (Ein- und Ausspeisen von Gasmengen) kaufmännisch abgewickelt wird.

Absatz 1 gibt den Transportkunden einen Anspruch auf Abschluss der erforderlichen Verträge zur Durchführung eines Gastransports. Gleichzeitig wird klargestellt, dass auch seitens der Transportkunden die Verpflichtung besteht, einen Ein- oder Ausspeisevertrag abzuschließen. Anspruchsgegner sind der Einspeise- bzw. Ausspeisenetzbetreiber sowie der Marktgebietsverantwortliche. Satz 2 verpflichtet Transportkunden auch dann zum Abschluss eines Bilanzkreisvertrages, wenn sie nicht beabsichtigen, im Marktgebiet Gas physisch ein- oder auszuspeisen. Adressat dieser Regelung sind daher die Marktteilnehmer, die reine Händlerfunktionen am Virtuellen Handelspunkt wahrnehmen. Satz 3 verpflichtet die Bilanzkreisverantwortlichen gegenüber dem jeweiligen Marktgebietsverantwortlichen, mit diesem Bilanzkreisverträge abzuschließen.

Absatz 2 Satz 1 verpflichtet Marktgebietsverantwortliche, Bilanzkreisverantwortlichen einen standardisierten Bilanzkreisvertrag anzubieten, und komplettiert damit den entsprechenden Anspruch der Bilanzkreisverantwortlichen gegen die Marktgebietsverantwortlichen nach Absatz 1 Satz 3. Die Verpflichtung der Marktgebietsverantwortlichen sowie die Kombination mit einem entsprechenden Anspruch der Bilanzkreisverantwortlichen sind erforderlich, um einen diskriminierungsfreien Zugang zum Gasnetz zu ermöglichen. Satz 2 enthält Vorgaben zu den Inhalten, die im Bilanzkreisvertrag zu regeln sind.

Absatz 3 verpflichtet Fernleitungsnetzbetreiber, für den Gastransport standardisierte Ein- oder Ausspeiseverträge anzubieten, die grundsätzlich frei zuordenbare Kapazitätsrechte an ihren Ein- oder Ausspeisepunkten in einem Marktgebiet begründen. Satz 2 konkretisiert, in welchem Umfang Ein- oder Ausspeiseverträge zur Netznutzung berechtigen. Es ist sachlogisch selbstverständliche Konsequenz, dass den Fernleitungsnetzbetreiber Pflichten treffen, die in ihrem Inhalt mit der Berechtigung nach Satz 2 korrespondieren.

Absatz 4 Satz 1 verpflichtet Betreiber von örtlichen Verteilnetzen, standardisierte Lieferantenrahmenverträge zu entwickeln und gegenüber den Transportkunden anzuwenden. Die Vorschrift stellt zudem klar, dass der Zugang von Transportkunden zu örtlichen Verteilnetzen grundsätzlich auf der Basis eines Lieferantenrahmenvertrages erfolgt und es sich beim Lieferantenrahmenvertrag ebenfalls um eine Art des Ausspeisevertrages handelt.

Satz 2 konkretisiert den Inhalt eines Lieferantenrahmenvertrages und in welchem Umfang der Transportkunde zur Netznutzung berechtigt wird. Der Lieferantenrahmenvertrag hat grundsätzlich den gleichen Regelungsgehalt wie ein Ausspeisevertrag aus einem Fernleitungsnetz.

Absatz 5 verpflichtet Ein- und Ausspeisenetzbetreiber, ihren Verträgen allgemeine Geschäftsbedingungen zu Grunde zu legen, die mindestens den Anforderungen des § 4 entsprechen. Damit soll es insbesondere neuen Marktteilnehmern erleichtert werden, die Vertragsbedingungen zu vergleichen und das mit einer Kundenbelieferung verbundene wirtschaftliche und rechtliche Risiko abzuschätzen.

Absatz 6 verpflichtet Netzbetreiber, Verträge und Geschäftsbedingungen so auszugestalten, dass für alle Biogaseinspeiser ein effizienter, diskriminierungsfreier und transparenter Netzzugang möglich wird. Die Regelung gewährleistet, dass alle Einspeiser - unabhängig von ihrer Größe und Marktposition - gleich behandelt werden.

Zu § 4

Die Vorschrift benennt Mindestanforderungen an die allgemeinen Geschäftsbedingungen, die Netzbetreiber in ihren Verträgen zugrunde zu legen haben. Ziel ist, einen vergleichbaren Mindestinhalt der Verträge zu gewährleisten, der dazu führt, dass für den Netzzugang wesentliche Elemente im Verhältnis Netzbetreiber und Transportkunde vertraglich geregelt werden. Insbesondere müssen Angaben zu Kündigungsrechten und zum Umgang mit Daten, die im Rahmen des Ein- oder Ausspeisevertrages (Absatz 1 Satz 1 Nummer 9 und 10) oder des Bilanzkreisvertrages (Absatz 2 Nummer 6 und 7) übermittelt wurden, enthalten sein. Absatz 1 Satz 1 Nummer 9 und Absatz 2 Nummer 6 umfassen dabei ordentliche wie außerordentliche Kündigungsrechte im Rahmen des nach allgemeinem Zivilrecht Zulässigen und abhängig von der Ausgestaltung des konkreten Vertragstyps. Aufgrund von Absatz 1 Satz 1 Nummer 10 und Absatz 2 Nummer 7 sind in die Verträge Angaben zum Umgang mit Daten des Transportkunden bzw. des Bilanzkreisverantwortlichen aufzunehmen. Dies sollten insbesondere Vertragsbestimmung dazu sein, ob und unter welchen Voraussetzungen Daten an Dritte weitergegeben werden dürfen. Durch die Vorgabe von Mindestanforderungen an die Geschäftsbedingungen wird gewährleistet, dass die Verträge der verschiedenen Netzbetreiber miteinander vergleichbar sind. Die Vorschrift ist daher ein weiterer Baustein zur Erleichterung von Wettbewerbsangeboten auf dem Gasmarkt.

Die Regelung differenziert in Absatz 1 und 2 zwischen Ein- und Ausspeiseverträgen einerseits und Bilanzkreisverträgen andererseits. Diese Trennung ist erforderlich, da die Verträge jeweils zwischen unterschiedlichen Vertragspartnern abgeschlossen werden. Ein- und Ausspeiseverträge kommen zwischen Transportkunde und Netzbetreiber zustande, während Bilanzkreisverträge zwischen Bilanzkreisverantwortlichem und Marktgebietsverantwortlichem abgeschlossen werden. Zudem wird durch die differenzierte Regelung und die Vorgabe unterschiedlicher Mindestanforderungen auch abgebildet, dass ein Bilanzkreisvertrag immer abgeschlossen werden muss. Ein- und Ausspeiseverträge sind dem gegenüber jedoch nur erforderlich, wenn auch ein physischer Gastransport durchgeführt werden soll.

Zu § 5

Die Vorschrift bestimmt, dass die Haftungsregelung der Niederdruckanschlussverordnung, die eine Haftungsregelung im Verhältnis zwischen Netzbetreiber und Letztverbraucher enthält, auch für das Verhältnis zwischen Netzbetreiber und Lieferant gilt. Damit wird vermieden, dass derselbe Sachverhalt im Verhältnis zwischen Netzbetreiber und Letztverbraucher anders behandelt wird als im Verhältnis zwischen Netzbetreiber und Lieferanten.

Zu § 6 Absatz 1 der Vorschrift regelt, dass sich Transportkunden beim Netzbetreiber registrieren müssen, und benennt abschließend die Angaben, die der Netzbetreiber vom Transportkunden fordern darf.

Absatz 2 der Vorschrift regelt, dass sich Bilanzkreisverantwortliche beim Marktgebietsverantwortlichen registrieren müssen und benennt abschließend die Angaben, die der Marktgebietsverantwortliche vom Bilanzkreisverantwortlichen fordern darf. Die Registrierung ist erforderlich, um einen reibungslosen Ablauf der, weit überwiegend elektronisch, erfolgenden Kommunikation zwischen Marktgebietsverantwortlichem und Bilanzkreisverantwortlichen zu ermöglichen und erforderlichenfalls die Durchführung im Geschäftsverkehr vor Aufnahme einer Geschäftsbeziehung üblicher Abwicklungsschritte zu gewährleisten. Zudem wird durch die Registrierung gewährleistet, dass für beide Vertragsparteien eindeutig ist, wer Ansprechpartner für die jeweils andere Partei ist. Um unnötigen Verwaltungsaufwand zu vermeiden, wird ebenfalls geregelt, dass eine Registrierung beim Marktgebietsverantwortlichen nicht erfolgen muss, wenn der jeweilige Bilanzkreisverantwortliche bereits als Transportkunde bei einem Netzbetreiber in dem jeweiligen Marktgebiet registriert ist.

Zu § 7

Netzkopplungsverträge gewährleisten einen reibungslosen Ablauf des Gastransports und die einwandfreie Zusammenarbeit zwischen den Netzbetreibern, indem Rechte und Pflichten klar zwischen den jeweiligen Netzbetreibern verteilt werden.

Absatz 1 Satz 1 verpflichtet die Netzbetreiber zum Abschluss von Netzkopplungsverträgen, damit es nicht aufgrund ungeklärter vertraglicher Verhältnisse zu Störungen beim Gastransport kommt, die letztlich die Sicherheit der Versorgung von Kunden mit Erdgas gefährden könnte. Satz 2 bezweckt den Schutz wirtschaftlich sensibler Daten. Hauptsächlich Begünstigte dieser Regelung sind die Transportkunden, auch wenn diese Vertraulichkeitsanforderungen in Verträgen zwischen Netzbetreibern enthalten sind; berechtigte Vertraulichkeitsinteressen der vertragsschließenden Netzbetreiber selbst sind jedoch gleichermaßen geschützt. Satz 3 enthält Mindestangaben, die in allen Verträgen enthalten sein müssen. Die Vorgabe von Mindestangaben gewährleistet eine inhaltliche Standardisierung, die den Abschluss und die Kompatibilität der Netzkopplungsverträge erleichtert.

Absatz 2 verpflichtet die Netzbetreiber, an den Netzkopplungspunkten, d. h., an den physischen Punkten, über die ihr Netz mit dem eines anderen Netzbetreibers verbunden ist, Netzkopplungskonten (in der GasNZV a. F. als Bilanzkonten bezeichnet), einzurichten, um einen unterbrechungsfreien Gastransport auch in Fällen zu gewährleisten, in denen die Abweichungen vom physischen Normalzustand des Netzes u. a. mit Blick auf übliche Flussrichtung und Größe im Netz befindlicher Gasvolumina auftreten. Ziel ist, eine sichere Versorgung der Endkunden mit Gas auch in Situationen zu gewährleisten, die von den üblichen Gegebenheiten im Netz abweichen. Zudem kann das in den Netzkonten an den Netzkopplungspunkten vorgehaltene Gas innerhalb des Regel- und Ausgleichsenergiesystems einen Beitrag zur Netzstabilität leisten, da es vom Netzbetreiber ohne vorherige Rückfrage beim angrenzenden Netzbetreiber als interne Regelenergie eingesetzt werden kann.

Zu § 8

Absatz 1 Satz 1 gibt Transportkunden einen Anspruch darauf, dass die von ihnen an Einspeisepunkten bereitgestellten Gasmengen transportiert und zur Ausspeisung bereitgestellt werden. Satz 2 trägt der Tatsache Rechnung, dass eine zeitgleiche Bereitstellung genau des eingespeisten Gases am Ausspeisepunkt aufgrund der physikalischen Gegebenheiten (z.B. Fließgeschwindigkeit des Gases) tatsächlich nicht möglich ist, die Gasmengen im Netz als Gesamtheit betrachtet werden und so die physikalische Identität zwischen ein- und ausgespeistem Gas nicht gewahrt werden kann und muss.

Absatz 2 Satz 1 konkretisiert den Grundsatz des Entry-Exit-Systems, nach dem ein Gastransport zwischen Einspeisung und anschließender Ausspeisung ohne Festlegung eines konkreten Transaktionspfades möglich sein muss. Damit erhalten die Transportkunden die Möglichkeit, den Gastransport entsprechend ihren Bedürfnissen zu steuern und das Gas nach der Einspeisung und vor der Ausspeisung zu handeln. Diese Möglichkeit macht den Gasmarkt erst flexibel. Die Netzbetreiber müssen die freie Zuordenbarkeit bereits bei der Ermittlung der verfügbaren Transportkapazitäten berücksichtigen und erforderlichenfalls kapazitätserhöhende Maßnahmen nach § 9 prüfen und veranlassen. Satz 2 gibt Transportkunden das Recht, Ein- und Ausspeisekapazitäten entsprechend ihren Bedürfnissen getrennt zu buchen. Hierdurch wird gewährleistet, dass die mit einem Enty-Exit-System verbundene Flexibilität vollständig genutzt werden kann. Satz 3 regelt abstrakt, wie Transportkunden Kapazitätsrechte nutzen dürfen. Das Recht zur Nutzung der Netze wird in seinem Umfang durch die Höhe der jeweils gebuchten Kapazitäten begrenzt. In räumlicher Hinsicht beschränkt sich dieser Nutzungsumfang auf das jeweilige Marktgebiet, da die freie Zuordenbarkeit von Kapazitäten über Marktgebietsgrenzen hinweg nicht gegeben ist. Nach Ermittlung der frei zuordenbaren Kapazitäten kann ein Transportkunde davon ausgehen, dass ein Transport, der sich innerhalb der Grenzen der gebuchten Kapazitäten bewegt, grundsätzlich in jedem Fall erfüllbar ist. Satz 3 stellt klar, dass trotz des Grundsatzes der freien Zuordenbarkeit von Kapazitäten, die in § 9 Absatz 3 Satz 2 Nummer 2 und 3 genannten Beschränkungen im Rahmen der dort gesetzten Voraussetzungen möglich bleiben.

Absatz 3 enthält die Grundprinzipien, nach denen ein Gastransport innerhalb eines Marktgebietes zwischen den Netzbetreibern abgewickelt wird. Entsprechend dem Zweivertragsmodell können Netzkopplungspunkte zwischen Netzbetreibern nicht mehr gebucht werden. Ungeachtet dessen ist es jedoch erforderlich, dass der vorgelagerte Netzbetreiber darüber in Kenntnis gesetzt wird, in welchem Umfang Kapazitäten in seinem Netz von nachgelagerten Netzbetreibern für eine zuverlässige Belieferung von Letztverbrauchern in Anspruch genommen werden. Damit der vorgelagerte Netzbetreiber verlässliche Angaben hierzu erhält, wird der nachgelagerte Netzbetreiber verpflichtet, die entsprechend benötigten Kapazitäten im vorgelagerten Netz intern zu bestellen. Satz 2 stellt klar, dass für die interne Bestellung die §§ 9 Absatz 4 und §§ 10 bis 18 keine Anwendung finden und die Netzkopplungspunkte daher auch nicht separat gebucht werden können.

Absatz 4 regelt die Abwicklung des Netzzugangs zwischen zwei örtlichen Verteilnetzbetreibern für den Fall, dass ein örtliches Verteilnetz dem anderen vorgelagert ist. Er stellt klar, dass die Kapazitätsabwicklung in diesem Fall auf einer anzumeldenden Vorhalteleistung erfolgt.

Absatz 5 sieht die Möglichkeit, die Einhaltung technischer Grenzen vorzugeben, nur für Fälle vor, in denen ein Letztverbraucher einen regelmäßig nicht planbaren, extrem hohen und extrem schwankenden Gasverbrauch hat.

Absatz 6 greift die Verpflichtung der Netzbetreiber gemäß § 20 Absatz 1b Satz 5 EnWG auf, dass Netzbetreiber zur Abwicklung von netzübergreifenden Transporten verbindlich zusammenzuarbeiten haben, und regelt, dass diese Zusammenarbeit entsprechend der bereits gängigen Praxis in einer Kooperationsvereinbarung der Netzbetreiber erfolgen soll. Darin vereinbaren die Netzbetreiber alle notwendigen Einzelheiten ihrer Zusammenarbeit, um den Transportkunden einen einheitlichen, transparenten, diskriminierungsfreien, effizienten und massengeschäftstauglichen Netzzugang zu angemessenen Bedingungen zu ermöglichen.

Zu § 9

Absatz 1 sieht vor, dass Fernleitungsnetzbetreiber die technischen Ein- bzw. Ausspeisekapazitäten ermitteln müssen, bevor eine Buchung durch Transportkunden erfolgen kann.

Absatz 2 Satz 1 und 2 bestimmen, dass die von den Fernleitungsnetzbetreibern in einem Marktgebiet durchgeführte Kapazitätsberechnung auf Grundlage von Lastflusssimulationen nach dem jeweils aktuellen Stand der Technik erfolgen muss. Im Rahmen dieser Lastflusssimulationen werden auch netz- und marktgebietsüberschreitende Lastflüsse berücksichtigt. Damit sollen neue Erkenntnisse in der Kapazitätsberechnung berücksichtigt und gleichzeitig vermieden werden, dass das Gesamtangebot an verfügbaren Kapazitäten aufgrund nicht mehr zeitgemäßer Annahmen oder Methoden verringert wird. Bei der Kapazitätsberechnung sollen insbesondere die historische und für die Zukunft prognostizierte Kapazitätsauslastung, die historische und prognostizierte Nachfrage nach Kapazitäten sowie Gegenströmungen auf Basis der wahrscheinlichen und realistischen Lastflüsse berücksichtigt werden. Damit wird eine "dynamischere", auf aktuelle Besonderheiten und Entwicklungen im jeweiligen Netz abgestimmte Kapazitätsberechnung ausdrücklich in der Verordnung vorgesehen. Die Berücksichtigung von Auslastung und Nachfrage soll dazu dienen, die Berechnungsparameter oder -methoden für die Kapazitätsberechnung in einer Weise anzupassen, dass Kapazitäten z.B. an dauerhaft stark nachgefragten oder ausgelasteten Punkten - ggf. auch nur für kürzere Zeiträume - im Netz erhöht werden. Die Vorgabe, dass die Annahmen hinsichtlich der Lastflüsse wahrscheinlich und realistisch sein müssen, gewährleistet, dass die bei der Kapazitätsberechnung berücksichtigten Parameter belastbar sind. Hiermit kann u. a. ineffizienter Netzausbau vermieden werden.

Absatz 2 Satz 3 regelt, dass die Fernleitungsnetzbetreiber bei der Kapazitätsberechnung zusammen arbeiten sollen. Mit dieser Verpflichtung zur Zusammenarbeit soll sichergestellt werden, dass die Netzinfrastruktur optimal genutzt werden kann. Insbesondere können eventuell vorhandene Synergieeffekte angemessen genutzt werden, die bei einer allein auf das eigene Netz gerichteten Betrachtung eventuell übersehen werden. Damit dies ermöglicht wird, sieht Satz 4 vor, dass sich die Netzbetreiber die erforderlichen Informationen zur Verfügung stellen. Die Vorschrift zielt somit vorrangig auf die Erhöhung der Transparenz der Berechnung, belässt jedoch die Auswahl der anzuwendenden Parameter oder des relevanten Kapazitätsberechnungsmodells dem jeweiligen Fernleitungsnetzbetreiber.

Absatz 3 Satz 1 verpflichtet die Netzbetreiber, Maßnahmen zur Kapazitätserhöhung zu prüfen, die das Ziel haben, im jeweils benötigten Umfang verfügbare Kapazitäten an Ein- und Ausspeisepunkten ausweisen zu können. Je mehr Kapazitätsrechte zur Verfügung gestellt werden, desto besser sind grundsätzlich die Voraussetzungen, um eine Belebung des Wettbewerbs auf den Gasmärkten zu erreichen. Bei der Prüfung der möglichen Maßnahmen haben die Netzbetreiber die in Satz 2 angegebene Prüfungsreihenfolge einzuhalten, die von der geringsten Beeinträchtigung der freien Zuordenbarkeit bis zur Maßnahme mit der größten Beeinträchtigung der freien Zuordenbarkeit reicht. Die Nachfrage nach Lastflusszusagen (Satz 2 Nummer 1), die Vorgaben zu Zuordnungsauflagen (Satz 2 Nummer 2) und der Ausschluss einzelner Punkte von der freien Zuordenbarkeit (Satz 2 Nummer 3) sind so gering wie möglich zu halten, um eine mögliche Beeinträchtigung des Wettbewerbs bzw. gegebenenfalls vorhandenes Diskriminierungspotential so weit wie möglich zu reduzieren. Hierzu ist es nach Satz 3 auch erforderlich, dass die kapazitätserhöhenden Maßnahmen transparent und diskriminierungsfrei beschafft werden. Satz 4 bestimmt, dass die Maßnahmen des Satz 2 erforderlichenfalls in der dort genannten Reihenfolge vom Fernleitungsnetzbetreiber zu ergreifen sind. Dies gewährleistet, dass die Flexibilität des Gasmarktes in möglichst geringem Umfang beeinträchtigt wird. Satz 5 sieht vor diesem Hintergrund auch vor, dass die Fernleitungsnetzbetreiber mit dem Ziel zusammenarbeiten sollen, kapazitätserhöhende Maßnahmen nur in möglichst geringem Umfang anzuwenden.

Absatz 4 sieht für den Fall, dass Fernleitungsnetzbetreiber Verfahren nach § 10 einsetzen wollen, um Zusatzmengen im Sinne des § 10 Absatz 1 auszuweisen, vor, dass die zugrunde gelegte technische Kapazität vor der Anwendung der Verfahren von der Regulierungsbehörde genehmigt wird. Damit wird gewährleistet, dass die technische Kapazität, die als Basisgröße für die Ermittlung der Zusatzmenge dient, entsprechend der Verpflichtung nach Absatz 2 zunächst maximiert wird. Die Genehmigung soll daher einen Missbrauch des Verfahrens nach § 10 vermeiden.

Zu § 10

Absatz 1 gibt Fernleitungsnetzbetreibern zudem die Möglichkeit, Verfahren einzuführen, mit denen sie zusätzliche feste frei zuordenbare kurzfristige Kapazitäten anbieten können, die über die bereits ausgewiesene - und in diesem Fall genehmigte - technische Kapazität hinausgehen. Hierzu können sie unter anderem ein Überbuchungsmodell mit Rückkaufoption für Kapazitäten (sog. "capacitybuyback") einführen. Dies insbesondere vor dem Hintergrund, dass aufgrund statistischer Erkenntnisse grundsätzlich davon ausgegangen werden kann, dass nicht alle Transportkunden ihre gebuchte Kapazität jederzeit in vollem Umfang nutzen. Dieser "statistische Nichtnutzungsgrad" ist von den Fernleitungsnetzbetreibern abzuschätzen. In diesem Umfang sollen Netzbetreiber berechtigt sein, über die technische Kapazität hinaus gehende Kapazitäten als verfügbar anzubieten. Soweit die Grenze der - mit Blick auf Systemsicherheit und -integrität - (noch) zulässigen Kapazitätsüberbuchung erreicht wird, soll der Netzbetreiber die "zuviel" verkaufte Kapazität in dem notwendigen Umfang zurückkaufen. Die Möglichkeit zum "capacitybuyback" findet an dem Punkt ihre Grenze, an dem die Versorgung von Letztverbrauchern mit Gas gefährdet würde.

Absatz 2 enthält ein Bonus-Malus-System, bei dem das finanzielle Risiko, das mit dem Angebot einer Zusatzmenge verbunden ist (Notwendigkeit des Kapazitätsrückkaufs durch den Fernleitungsnetzbetreiber), und der mit dem Angebot einer Zusatzmenge verbundene Nutzen (Ermöglichung zusätzlicher Transporte durch optimale Bewirtschaftung vorhandener Kapazitäten) miteinander ins Verhältnis gesetzt werden. Einerseits wird das von den Fernleitungsnetzbetreibern eingegangene zusätzliche Risiko honoriert, indem sie einen Teil der Erlöse aus dem Angebot der Zusatzmenge für sich verbuchen dürfen, andererseits wird auch das mit dem Rückkaufssystem verbundene Risiko anteilig von den Fernleitungsnetzbetreibern getragen. Am verbleibenden Risiko werden die Netznutzer über das Regulierungskonto der Anreizregulierungsverordnung beteiligt.

Zu § 11

Absatz 1 benennt die Kapazitätsprodukte, die von Fernleitungsnetzbetreibern mindestens anzubieten sind. Darüber hinaus steht es Fernleitungsnetzbetreibern frei, weitere Kapazitätsprodukte anzubieten, wenn dafür ein Marktbedürfnis besteht. Allerdings befreit dieses Recht die Fernleitungsnetzbetreiber nicht von der in Satz 2 enthaltenen ausdrücklichen Kooperationsverpflichtung bei der Ausgestaltung der Kapazitätsprodukte. Nicht allein die Berechnung der insgesamt verfügbaren technischen Kapazität ist für einen einfachen Gastransport erforderlich, vielmehr sollen auch die an beiden Seiten eines Punktes angebotenen Kapazitätsprodukte - genauso wie die ermittelten technischen Kapazitäten - möglichst umfassend miteinander kompatibel sein, um "Sackgassen" für den Gastransport zu vermeiden.

Absatz 2 Satz 1 verpflichtet die Fernleitungsnetzbetreiber, buchbare Einspeise- und Ausspeisepunkte in ihren Netzen zu so genannten Ein- oder Ausspeisezonen zusammenzufassen. Die Verpflichtung wird durch die Grenzen der Strömungsmechanik begrenzt. Bei Berechnung und anschließender Ausweisung von Kapazitäten an einzelnen Punkten werden verschiedene Berechnungsszenarien zu Grunde gelegt. Es ist denkbar, dass sich bei der Berechnung der Kapazitäten an einem Punkt zeigt, dass z.B. die Einspeisung an diesem Punkt nicht in allen berücksichtigten Szenarien möglich ist und eine Kapazitätszuweisung damit nicht erfolgen kann.

Soweit dieser Fall an verschiedenen Einspeisepunkten jeweils bei verschiedenen Szenarien eintritt, soll die benötigte Kapazität dennoch zugewiesen werden. Tritt das Szenario ein, in dem die Einspeisung vom Netzbetreiber am gebuchten Punkt nicht mehr gewährleistet werden kann, ist es Aufgabe des Netzbetreibers, die Gasflüsse flexibel anzupassen, um das angestellte Gas über einen anderen Einspeisepunkt in der Einspeisezone in das Netz einzuspeisen. Die Regelung ermöglicht eine flexiblere Nutzung des Gasnetzes und trägt dazu bei, den Umfang verfügbarer technischer Kapazitäten zu erhöhen. Satz 2 enthält eine entsprechende Regelung für die Ausspeisepunkte aus einem Fernleitungsnetz. Satz 3 verpflichtet die Fernleitungsnetzbetreiber, mit dem Ziel zusammenzuarbeiten, die Bildung von Ein- und Ausspeisezonen zu ermöglichen, wenn dieses aufgrund strömungsmechanischer Gegebenheiten zunächst nicht möglich sein sollte. Satz 4 regelt, dass die Fernleitungsnetzbetreiber weiterhin verpflichtet sind, die technischen Kapazitäten zu maximieren.

Zu § 12

Um im Interesse eines funktionierenden Kapazitätsmarktes eine möglichst effiziente Kapazitätsvergabe zu ermöglichen und insbesondere auch neue Marktteilnehmer besser in die Lage zu versetzen, einen Gastransport z.B. mit dem Ziel der Kundenbelieferung durchzuführen, soll die Zahl der "Anlaufstellen" für eine Kapazitätsbuchung verringert werden. Um einen Transport durchführen zu können, muss der Transportkunde möglichst einfach und unkompliziert Ein- und Ausspeisekapazität buchen können. Bisher muss er dazu im besten Fall - also wenn ein Transport innerhalb eines Marktgebietes auf der Basis von nur zwei Verträgen abgewickelt wird - die Internetseite des Ein- und die Internetseite des Ausspeisenetzbetreibers aufrufen und sich dort jeweils am Kapazitätsvergabeprozess beteiligen. Soweit er dort keine Kapazitäten erwerben kann, kann er in einem nächsten Schritt versuchen, die benötigte Kapazität auf dem Sekundärmarkt zu erhalten. Dieser Vorgang und der damit verbundene Transaktionsaufwand multipliziert sich mit der Zahl der durchquerten Marktgebiete, da er an jeder Marktgebietsgrenze wiederholt werden muss. Von der Zusammenführung des Primärkapazitätenhandels auf einer Primärkapazitätsplattform und einem gemeinsamen Internetauftritt der Primär- und Sekundärhandelsplattformen dürfte vor diesem Hintergrund eine erhebliche Vereinfachung für Transportkunden zu erwarten sein.

Absatz 1 Satz 1 bestimmt daher, dass die Fernleitungsnetzbetreiber eine einheitliche Plattform einzurichten haben, auf der die Netzbetreiber die von ihnen zu vergebende Primärkapazität anbieten (Primärkapazitätsplattform). Satz 2 sieht vor, dass die Kosten für Einrichtung und Betrieb der Primärkapazitätsplattform auf die Netzentgelte umgelegt werden können. Die Kosten der Primärkapazitätsplattform, die von den beteiligten Netzbetreibern anteilig zu tragen sind, unterliegen damit auch dem Effizienzerfordernis der Anreizregulierung. Die Primärkapazitätsplattform ist von den Fernleitungsnetzbetreibern bis zum 1. August 2011 einzurichten, damit gewährleistet ist, dass die Kapazitätsvergabe bereits zum Gaswirtschaftsjahr 2011/2012 über diese Plattform erfolgen kann.

Absatz 2 schreibt vor, den Sekundärhandel mit Transportkapazitäten auf einer einheitlichen Plattform abzuwickeln. Ziel ist, größere Transparenz über die auf dem Sekundärmarkt verfügbaren Kapazitäten zu erhalten und so einen funktionierenden Wettbewerb zu ermöglichen. Vor diesem Hintergrund gibt Satz 1 Transportkunden das Recht, erworbene Kapazitäten an Dritte weiter zu veräußern oder diesen die Kapazitätsrechte zur Nutzung zu überlassen (z.B. Pacht oder Miete). Um einen effektiven und funktionierenden Sekundärmarkt für Transportkapazitäten zu ermöglichen, sieht Satz 2 vor, dass die Veräußerung oder Nutzungsüberlassung der Kapazitäten ausschließlich über eine gemeinsame Handelsplattform erfolgt. Dadurch wird gewährleistet, dass an Sekundärkapazität interessierte Marktteilnehmer einfacher einen vollständigen Überblick über das auf dem Markt vorhandene Kapazitätsangebot erhalten können. Satz 3 verpflichtet die Netzbetreiber, diese Plattform zu betreiben. In diesem Zusammenhang steht es den Netzbetreibern frei, eine bereits bestehende Plattform für die Durchführung des Sekundärhandels zu nutzen. Satz 4 sieht vor, dass die Kosten für Einrichtung und Betrieb auf die Netzentgelte umgelegt werden können. Die Kosten der Sekundärkapazitätsplattform, die vom jeweiligen Netzbetreiber zu tragen sind, unterliegen damit auch dem Effizienzerfordernis der Anreizregulierung. Satz 5 bestimmt, dass die Entgelte für gehandelte Kapazitäten die ursprünglichen Entgelte nicht wesentlich überschreiten dürfen. Die Vorschrift dient dem Schutz der Transportkunden und letztlich der Gasverbraucher vor spekulativ überhöhten Netzentgelten und soll vermeiden, dass der reine Handel mit Kapazitätsrechten (also ohne dahinter liegendes Transportbedürfnis) zum Nachteil der Netzkunden zum Geschäft wird.

Absatz 3 Satz 1 verpflichtet die Plattformbetreiber, den Kapazitätserwerb zu vereinfachen, indem die Transparenz über Angebote und Nachfragen nach gleichartiger Kapazität erhöht wird. Satz 2 bestimmt, dass der Handelsvorgang vollständig anonym erfolgen muss. Mit dieser Vorgabe wird insbesondere eines der wichtigsten Hemmnisse auf dem Weg zu einem funktionierenden Sekundärmarkt behoben. Bei einem vollständig anonymisierten Ablauf des Handels ist ausgeschlossen dass Marktbeteiligte Einblicke in die Geschäftsabläufe des Anbietenden oder Nachfragenden erhalten, die zur Marktmanipulation genutzt werden könnten. Satz 3 bestimmt, dass für eine Teilnahme am Handel auf den Plattformen die Registrierung entweder beim Netzbetreiber oder beim Marktgebietsverantwortlichen ausreicht. Die hiermit eintretende weitere Vereinfachung für Transportkunden soll bewirken, dass sich aus den Anforderungen an der Handelsteilnahme keine weiteren Markteintrittsbarrieren ergeben.

Absatz 4 enthält die Verpflichtung der Betreiber der Primär- und Sekundärkapazitätsplattformen, einen gemeinsamen Internetauftritt einzurichten, der eine einfache, massengeschäftstaugliche Abwicklung des Kapazitätshandels ermöglicht. Wie intensiv diese Zusammenarbeit der Plattformbetreiber zu diesem Zweck ausgestaltet wird, unterliegt der unternehmerischen Entscheidung der Plattformbetreiber. Denkbar ist daher sowohl die Einrichtung eines Online-Portals, in dem Transportkunden über Links jeweils das Angebot der selbstständigen Plattformen erreichen können, als auch eine stärkere Zusammenarbeit der Plattformbetreiber untereinander. Entscheidend ist, dass die gewählte Form der Zusammenarbeit die Vereinfachungsziele des Absatz 3 und 4 erreichen kann.

Zu § 13

Absatz 1 Satz 1 regelt das Verfahren zur Vergabe fester Ein- und Ausspeisekapazitäten. Grundsätzlich werden feste Ein- und Ausspeisekapazitäten von den Fernleitungsnetzbetreibern über die Primärkapazitätsplattform versteigert. Die Versteigerung verfügbarer Kapazitäten soll erstmalig rechtzeitig vor dem 1. Oktober 2011 (Beginn des Gaswirtschaftsjahres) erfolgen. Damit wird einerseits eine angemessene Umsetzungsfrist gewährleistet, die erforderlich ist, um die notwendigen Datenverarbeitungssysteme zu schaffen, und gleichzeitig eine möglichst rasche Einführung dieses marktorientierten Kapazitätsvergabeverfahrens sichergestellt.

Untertägige und unterbrechbare Kapazitäten werden weiterhin nach der zeitlichen Reihenfolge ihre Buchung vergeben. Das bisher maßgebliche Prioritätsprinzip wird damit stark eingeschränkt. Die Vergabe unterbrechbarer und untertägiger Kapazitäten nach dem Prioritätsprinzip ist durch bestehende Unterschiede zwischen untertägigen und unterbrechbaren Kapazitäten einerseits und festen Ein- und Ausspeisekapazitäten andererseits gerechtfertigt. Vor dem Hintergrund fehlender Praktikabilität und um unnötigen Verwaltungsaufwand zu vermeiden, werden untertägige Kapazitäten daher weiter im Wege des Prioritätsprinzips vergeben. Gleiches gilt entsprechend für die Vergabe unterbrechbarer Kapazitäten. Auch hier ist eine Vergabe durch Versteigerungen nicht erforderlich und wäre mit einem unverhältnismäßigen Aufwand verbunden. Unterbrechbare Kapazitäten können theoretisch in unbegrenztem Umfang vergeben werden, das spezifische Unterbrechungsrisiko steigt jedoch an, je mehr unterbrechbare Kapazitäten bereits vergeben wurden.

Die Versteigerung von Ein- und Ausspeisekapazitäten vermeidet Diskriminierungen, wie sie bei Anwendung eines reinen Prioritätsprinzips z.B. durch Informationsvorsprünge etablierter Transportkunden gegenüber neuen bzw. kleineren Transportkunden entstehen können. So wird im Gegensatz zum Prioritätsprinzip gewährleistet, dass einzelne Transportkunden nicht aufgrund eines Informationsvorsprungs gegenüber anderen Transportkunden bevorzugt werden. Bei einer Auktion der knappen Kapazitäten werden zudem verlässlichere, marktbasiertere Ausbausignale gesetzt, die sich im jeweiligen Kapazitätspreis widerspiegeln.

Absatz 2 berücksichtigt, dass feste Kapazitäten grundsätzlich wirtschaftlich wertvoller sind als unterbrechbare Kapazitäten. Vor diesem Hintergrund können sich Inhaber unterbrechbarer Kapazitäten gemäß Satz 1 an der Versteigerung fester Kapazitäten beteiligen und ihre unterbrechbaren Kapazitäten im Erfolgsfall in feste Kapazitäten umwandeln. Folge einer solchen "Kapazitätsumwandlung" ist, dass erfolgreichen Inhabern unterbrechbarer Kapazitäten das für die unterbrechbare Kapazität bereits gezahlte Entgelt auf den Preis der in der Auktion erworbenen festen Kapazität angerechnet wird. Eine mehrfache, quasi "doppelte", Entrichtung des Entgelts zunächst für die unterbrechbare und anschließend für die erworbene feste Kapazität wird damit vermieden; jedenfalls in dem Umfang, in dem die neu erworbene feste Kapazität in ihrem Volumen der bereits beim Kapazitätsinhaber "vorhandenen" unterbrechbaren Kapazität entspricht. Satz 2 gewährleistet, dass sich das aufgrund der Unterbrechbarkeit bereits vorhandene Transportrisiko für den Inhaber der unterbrechbaren Kapazität nicht dadurch erhöht, dass er an der Auktion teilnimmt.

Absatz 3 stellt klar, dass die Kapazitätsvergabe im Wege der Versteigerung nur an Marktgebietsgrenzen und Grenzen zu Nachbarstaaten erfolgt. Kapazitäten an Ein- oder Ausspeisepunkten von und zu Speichern, Produktions-, Biogas- und LNG-Anlagen sowie an Ausspeisepunkten zu Letztverbrauchern werden daher weiterhin in der zeitlichen Reihenfolge der jeweiligen Anfragen vergeben, d.h. vom entsprechenden Anfragenden gebucht. Diese Kapazitäten können auch durch den Betreiber der angeschlossenen Anlage bzw. vom angeschlossenen Letztverbraucher gebucht werden. Damit wird eine Regelung geschaffen, die mit den Vorgaben zur Kapazitätsreservierung in § 38 kohärent ist und gleichzeitig vertragliche Engpässe an den betreffenden Punkten vermeidet. Um Letztverbrauchern die Abwicklung zu erleichtern, können Letztverbraucher ihr Buchungsrecht an den sie versorgenden Transportkunden übertragen. Dieser erwirbt dann im eigenen Namen Kapazitätsrechte und übernimmt die entsprechende Vertragsabwicklung. Entsprechendes gilt für Betreiber von Speicher-, LNG- oder Produktionsanlagen.

Absatz 4 stellt sicher, dass die Versteigerungserlöse dazu genutzt werden, zusätzliche Kapazitäten zu schaffen, die für den Gastransport zur Verfügung stehen können. Die Vorschrift vermeidet zudem, dass durch die Versteigerungen aufgrund eines steigenden Kapazitätspreises zwar zusätzliche Erlöse für den Netzbetreiber generiert werden, diese jedoch nicht im Netz "zugunsten" der Transportkunden und Letztverbraucher verwendet werden. Die Vorschrift gibt zudem eine Reihenfolge der Verwendung dieser Versteigerungserlöse vor; sie sind vorrangig für die Beseitigung dauerhafter Engpässe zu verwenden, um das Ziel einer ausreichenden Kapazitätsverfügbarkeit zu erreichen. Dieser Vorrang ist zudem sachlogische Konsequenz aus der Kapazitätsversteigerung im Engpassfall. Marktsignale aus einer Versteigerung können nur dann ihren Zweck erfüllen, wenn entsprechend den Marktsignalen gehandelt wird. Sätze 3 bis 5 enthalten Dokumentations- und Mitteilungspflichten für die Fernleitungsnetzbetreiber, deren Ziel es ist, diskriminierendes Verhalten sowie eine nicht bedarfsgerechte Kapazitätsschaffung zu vermeiden.

Zu § 14

Gasversorgungsunternehmen, die Gas transportieren wollen, benötigen Zugang zu entsprechenden Transportkapazitäten im Gasnetz. Diese sind jedoch, wie der Monitoringbericht der Bundesnetzagentur 2009 feststellt, nahezu vollständig und langfristig ausgebucht (Monitoringbericht der Bundesnetzagentur S. 150-152). Im selben Zeitraum bestand zudem eine deutliche Nachfrage nach Kapazitäten im Netz, wie sich an der hohen Zahl der Netzzugangsverweigerungen (223 im Gaswirtschaftsjahr 2007/2008) zeigt (Monitoringbericht der Bundesnetzagentur S. 153). Die Abfrage zum Monitoring 2009 zeigt zudem, dass die existierenden vertraglichen Engpässe kein vorübergehendes Phänomen sind, sondern über mehrere Jahre in die Zukunft Kapazitäten nicht im benötigten Umfang zur Verfügung stehen (Monitoringbericht der Bundesnetzagentur S. 153/154, insbes. Abb. 65).

Neue Anbieter konnten daher weder mittel- noch langfristig die für einen dauerhaften Markteintritt benötigten festen Kapazitätsrechte erwerben.

Die Vorschrift legt daher bestimmte Laufzeitgrenzen fest, bis zu denen prozentuale Anteile der technischen Jahreskapazität eines Grenzübergangspunktes oder Punktes an den Grenzen zu Marktgebieten gebucht werden können. Die Vorschrift trifft eine Infrastrukturregelung, die sich auf die jeweiligen Punkte bezieht. Die vorgegebenen Grenzen sind daher für jeden einzelnen Grenzübergangspunkt oder Punkt an der Grenze zu Marktgebieten anzuwenden, so dass für jeden dieser Punkte konkret die entsprechenden Grenzen gelten.

Die Festlegung, dass höchstens 65 Prozent der technischen Jahreskapazität eines Grenzübergangspunktes oder Marktübertrittspunktes für mehr als 4 Jahre gebucht werden können, könnte Auswirkungen auf die Eigentums- und die Berufsfreiheit der betroffenen Fernleitungsnetzbetreiber haben. Aufgrund der Bestimmungen in dieser Vorschrift ist es den betroffenen Fernleitungsnetzbetreibern zukünftig grundsätzlich nicht mehr möglich, die technische Jahreskapazität vollständig, also zu 100 Prozent langfristig, d.h. für mehr als vier Jahre, interessierten Transportkunden zur Verfügung zu stellen.

Eventuell eintretende Beeinträchtigungen der Eigentumsfreiheit (Art. 14 GG) oder der Berufsfreiheit (Art. 12 GG) werden jedoch durch erhebliche Gemeinwohlinteressen an funktionierendem Wettbewerb auf den Märkten, die dem Netz vor- bzw. nachgelagert sind (Import von und Versorgung mit Gas), gerechtfertigt.

Fernleitungsnetzbetreiber sind in der Regel Eigentümer oder Pächter der Fernleitungsnetze und damit Inhaber vermögenswerter Rechte an den Pipelines, die es ihnen erlauben, die eingeräumten Rechte eigenverantwortlich zu nutzen. Mit der vorgenommenen Begrenzung des Anteils lang-, mittel- und kurzfristig buchbarer Kapazitäten werden die inhaltlichen Schranken bestimmt, innerhalb derer die Fernleitungsnetzbetreiber von ihren Rechten Gebrauch machen dürfen. Die vorgenommene Beschränkung ist geeignet, erforderlich und zumutbar, um das verfolgte Ziel zu erreichen.

Durch die Beschränkung des Anteils langfristig buchbarer Kapazitäten auf einen festgelegten Prozentsatz der technischen Kapazität und die Staffelung zulässiger Vertragslaufzeiten (2- 4 Jahre bzw. bis 2 Jahre einschließlich) für den übersteigenden Kapazitätsanteil wird in regelmäßigen Abständen der Wettbewerb um den Erwerb dieser Kapazitätsrechte eröffnet und neuen Wettbewerbern die Möglichkeit zum Markteintritt gegeben. Es ist zu erwarten, dass sich die Zahl der Anbieter auf dem Gasmarkt und damit der Wettbewerb erhöht, da ein dauerhafter Markteintritt Zugang zu Kapazitätsrechten erfordert. Die Begrenzung des langfristig buchbaren Kapazitätsanteils ist daher geeignet, das verfolgte Ziel - funktionierenden Wettbewerb auf den dem Netz vor- und nachgelagerten Märkten - zu erreichen.

Die vorgenommene Begrenzung ist erforderlich, um den Wettbewerb um Kapazitäten zu beleben. Bliebe es wie bisher möglich, Kapazität zu 100 Prozent langfristig zu vermarkten, würden die Voraussetzungen für funktionierenden Wettbewerb nicht in gleicher Weise erreicht werden können wie bei einer prozentualen Begrenzung des langfristig buchbaren Kapazitätsanteils. Bliebe der Status quo erhalten, so könnten neue Marktteilnehmer jeweils erst nach sehr langen Zeiträumen (z. T. 15 bis 20 Jahre) benötigte Kapazitätsrechte erwerben. Es handelt sich hier nicht um ein vorübergehendes Phänomen, sondern um ein systemimmanentes Merkmal, wenn Kapazitätsrechte vollständig langfristig gebucht werden könnten. Die gegenwärtige Situation würde daher unverändert fortbestehen und auch zukünftig neuen Marktteilnehmern den Marktzutritt erheblich erschweren. Weder Wettbewerbsvoraussetzungen noch Liquidität auf dem Gasmarkt würden verbessert.

Die vorgenommene Begrenzung des langfristig buchbaren Kapazitätsanteils ist zumutbar. Die Reduzierung des Anteils langfristig buchbarer Kapazitäten an den Grenzübergangspunkten macht mittel- und kurzfristige Kapazitäten in regelmäßigen Abständen verfügbar und eröffnet den Wettbewerb um diese Kapazitäten zwischen den jeweils auf dem Gasmarkt tätigen Wettbewerbern. Dem gegenüber wird den Fernleitungsnetzbetreibern die Möglichkeit zur Kapazitätsvermarktung nicht genommen, sie müssen jedoch regelmäßig einen bestimmten Anteil dieser Kapazitäten erneut aktiv vermarkten und somit letztlich unternehmerisch tätig werden. Damit werden im Netzbereich, der ein natürliches Monopol darstellt, Bedingungen wie in funktionierenden Wettbewerbsmärkten geschaffen, da unternehmerisches Handeln von den Netzbetreibern erwartet werden kann. Werden daher die Eigentumsinteressen der Fernleitungsnetzbetreiber einerseits und die mit der Regelung verfolgten Ziele (funktionierende, flächendeckend wettbewerbliche Organisation des Gasmarktes) sowie die daran anknüpfenden volkswirtschaftlichen Vorteile für die Verbraucher (sinkendes Preisniveau durch zunehmenden Wettbewerb und größere Anbietervielfalt) miteinander ins Verhältnis gesetzt, sind die vorgenommenen Einschränkungen als zumutbar und verhältnismäßig anzusehen.

Auch soweit die Berufsfreiheit der Fernleitungsnetzbetreiber betroffen sein könnte, weil Vorgaben gemacht werden, für welche Zeiträume Kapazitäten vermarktet werden dürfen, ist diese Einschränkung gerechtfertigt. Da neuen Anbietern der Zutritt zu den Gasmärkten eröffnet wird, werden die Voraussetzungen für funktionierenden Wettbewerb verbessert. Funktionierender Wettbewerb bewirkt, dass Verbraucher für ein Produkt oder eine Ware (z.B. Erdgas) faire Preise zahlen, mit denen keine Monopolrenditen erzielt werden. Vor diesem Hintergrund stellt funktionierender Wettbewerb ein wesentliches Gemeinwohlinteresse dar, das die Beeinträchtigung der Berufsfreiheit der Fernleitungsnetzbetreiber rechtfertigt.

Die Begrenzung des langfristig buchbaren Kapazitätsanteils ist zumutbar, da die Fernleitungsnetzbetreiber weiterhin die Kapazitäten vermarkten dürfen. Es wird von ihnen lediglich erwartet, regelmäßig den Wettbewerb um einen Teil dieser Kapazitäten zu ermöglichen. Dieses von den Fernleitungsnetzbetreibern verlangte unternehmerische Verhalten unterscheidet sich nicht vom Verhalten solcher Unternehmen, die auf wettbewerblichen Märkten aktiv sind. Da es sich bei den Netzen um ein natürliches Monopol handelt, muss dieses - auf anderen Märkten übliche - Verhalten durch regulatorische Vorgaben herbeigeführt werden.

Mit Blick auf die gegenwärtigen Inhaber der Kapazitätsnutzungsrechte kommt eine Beeinträchtigung des Eigentumsrechts oder der Berufsfreiheit nicht in Betracht. Zwar kann hinsichtlich vertraglicher Nutzungsrechte sowie der Art und der Umstände der Berufsausübung (z.B. Import von Gas) grundsätzlich Vertrauensschutz dahingehend bestehen, dass bestimmte Rahmenbedingungen erhalten bleiben. Das Vertrauen darauf, dass eine bestimmte Gesetzeslage, z.B. die Zulässigkeit, 100 Prozent der vorhandenen Kapazität langfristig zu buchen, stets unverändert bleibt, ist jedoch nicht schutzwürdig. Dies gilt umso mehr vor dem Hintergrund, dass es sich bei den Fernleitungsnetzen um eine sog. "essential facility" handelt; der Zugang zu dieser Infrastruktur also erforderlich ist, um überhaupt in den Markt eintreten zu können, und die Infrastruktur nicht bzw. nur zu unverhältnismäßig hohen Kosten dupliziert werden kann. Letztlich würde sich ein Vertrauensschutz zugunsten der gegenwärtigen Kapazitätsinhaber im Ergebnis darauf beziehen, dass sie vor privater Konkurrenz geschützt werden. Dieses Vertrauen ist im Rahmen einer marktwirtschaftlichen Ordnung jedoch nicht schutzwürdig.

In diesem Zusammenhang sind zudem zu berücksichtigen: die Berufsfreiheit der neuen Anbieter, denen mit der Vorschrift überhaupt erst die Möglichkeit zu einem langfristigen und effizienten Netzzugang gegeben wird, sowie die in § 50Absatz 3 vorgesehene Festlegungskompetenz für die Bundesnetzagentur, mit der die Erfüllbarkeit bestehender vertraglicher Mindestabnahmeverpflichtungen gewährleistet und die Möglichkeit geschaffen wird, den langfristig buchbaren Kapazitätsanteil gegebenenfalls zu erhöhen, während eine Reduzierung dieses Anteils durch eine Festlegung der Bundesnetzagentur gleichzeitig ausgeschlossen ist.

Die Begrenzung des langfristig buchbaren Kapazitätsanteils schafft daher einen angemessenen Ausgleich zwischen den Vertrauensschutzinteressen der gegenwärtigen Kapazitätsinhaber und den Interessen der neuen Marktteilnehmer, indem sie regelmäßigen Nachfragewettbewerb um Kapazitätsrechte ermöglicht. Gleichzeitig trägt die vorgenommene Staffelung auch der Rolle langfristiger Lieferverträge im Rahmen der Versorgungssicherheit angemessen Rechnung.

In der Vorschrift ist zudem vorgesehen, dass die Bundesnetzagentur die Erfahrungen mit den vorgesehenen Regeln zur Vertragslaufzeit bis zum 1.10.2013 evaluiert und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie berichtet. In diesem Bericht hat sie insbesondere dazu Stellung zu nehmen, ob und in welchem Umfang eine Absenkung des Anteils langfristig buchbarer Kapazitäten von 65 Prozent aufgrund der aktuellen Marktverhältnisse auf dem Gasmarkt erforderlich ist.

Zu § 15

Um den Fernleitungsnetzbetreiber über die voraussichtlichen Lastflüsse in Kenntnis zu setzen, sind die ein- und auszuspeisenden Mengen vom Transportkunden zum Nominierungszeitpunkt zu nominieren. Soweit Renominierungsrechte bestehen, geben diese dem Transportkunden die Möglichkeit, seine Nominierung auch noch nach dem "eigentlichen" Nominierungszeitpunkt anzupassen.

Absatz 1 Satz 1 bestimmt, dass die Nominierung in Kilowattstunde pro Stunde erfolgt. Dies trägt dem Umstand Rechnung, dass der Transportkunde den jeweils relevanten Brennwert im Netz, der für eine Angabe in Volumeneinheiten aber bekannt sein müsste, gerade nicht kennt. Satz 2 stellt klar, dass Ausspeisenominierungen grundsätzlich nicht erforderlich sind, und benennt gleichzeitig die Ausnahmen von dieser Regelung.

Absatz 2 sieht vor, dass Transportkunden auch einen Dritten mit der Nominierung beauftragen können. Diese Regelung korrespondiert mit der Möglichkeit der Transportkunden, Unterbilanzkreise zu bilden, also einen Dritten mit der Erfüllung der Aufgaben des Bilanzkreisverantwortlichen für ihren Bilanzkreis zu beauftragen. Wenn dies möglich ist, muss aus Kohärenzgründen auch ein Dritter in der Lage sein, gegenüber dem Fernleitungsnetzbetreiber für den delegierenden Transportkunden zu nominieren.

Absatz 3 verpflichtet Fernleitungsnetzbetreiber, ein Nominierungsersatzverfahren anzubieten. Mit solchen Verfahren kann es Transportkunden ermöglicht werden, gemessene Entnahmemengen seines Bilanzkreises automatisch an einen Netzbetreiber zu übermitteln. Dieser kann dann die Einspeisungen aus einer Aufkommensquelle (z.B. Speicher), die dem Transportkunden zur Verfügung steht, entsprechend zu den gemessenen Entnahmen des Bilanzkreises steuern.

Zu § 16

Absatz 1 verpflichtet die Transportkunden, nicht benötigte Kapazitätsrechte auf dem Sekundärmarkt oder dem Fernleitungsnetzbetreiber für den Zeitraum und im Umfang der Nichtnutzung anzubieten. Ziel ist, die Verfügbarkeit fester Kapazitätsrechte zu erhöhen, die durch die ausgewiesene technische Kapazität und den Umfang der bereits gebuchten Kapazitäten beschränkt wird. Feste Kapazitäten haben aus Transportkundensicht grundsätzlich einen höheren Wert als unterbrechbare Kapazitäten, so dass es nicht ausreicht, Transportkunden lediglich die Möglichkeit zu geben, Kapazitätsrechte auf dem Sekundärmarkt anzubieten. Es ist vielmehr eine Freigabepflicht erforderlich. Damit werden die Voraussetzungen für eine Belebung der (Handels-)Aktivitäten auf dem Gasmarkt verbessert. Satz 2 berechtigt die Fernleitungsnetzbetreiber, den Transportkunden ökonomische Anreize zu setzen, damit diese ihre Freigabeverpflichtung möglichst frühzeitig erfüllen - denkbar wäre hier insbesondere eine diskriminierungsfrei ausgestaltete Gebühr, die von Transportkunden zu für die Nichtinanspruchnahme der Kapazität zu zahlen wäre.

Absatz 2 Satz 1verpflichtet den Fernleitungsnetzbetreiber, von Transportkunden nicht nominierte Kapazitäten für den darauf folgenden Tag (day ahead) als feste Kapazitäten anzubieten, es sei denn, die nicht angebotenen Kapazitäten werden für die Ausübung bestehender Nominierungsrecht benötigt. Marktteilnehmer erhalten so die Möglichkeit, entsprechend ihrem Bedarf kurzfristig feste Kapazitäten anstelle von unterbrechbaren Kapazitäten für den Gastransport zu buchen und zu nutzen. Das mit einem Gastransport verbundene wirtschaftliche Risiko (insbes. das Unterbrechungsrisiko) dürfte sich in diesem Fall verringern. Satz 2 hat ebenfalls das Ziel, einer größeren Zahl von Transportkunden einen Gastransport zu ermöglichen, und sieht daher vor, dass die in § 11 vorgesehene Verpflichtung der Fernleitungsnetzbetreiber, unterbrechbare Kapazitäten anzubieten, unberührt bleibt. Insbesondere zu Zeiten, in denen keine Spitzenlasten auftreten, kann durch unterbrechbare Kapazitäten die Zahl der tatsächlich physikalisch durchführbaren Transporte erhöht werden. Satz 3 schafft finanzielle Anreize für Transportkunden, die zwar gebuchte, aber tatsächlich nicht benötigte Kapazität zu einem möglichst frühen Zeitpunkt frei zu geben, und vermindert so möglicherweise beim Transportkunden bestehende Anreize, Kapazitäten zu horten.

Absatz 3 soll den Nichtgebrauch oder die Hortung von Kapazität verhindern. Ziel ist es, eine Einschränkung der Liquidität auf dem Primärkapazitätsmarkt durch Kapazitätshortung zu vermeiden, da u. a. ein liquider Kapazitätsmarkt eine wichtige Voraussetzung für mehr Wettbewerb auf den Gasmärkten ist. Vor diesem Hintergrund ist der Ein- oder Ausspeisenetzbetreiber verpflichtet, dem Transportkunden die Kapazitäten zu entziehen, wenn die Kapazitäten dauerhaft nicht in Anspruch genommen wurden. Der Umfang, in dem Kapazitäten entzogen werden, entspricht dabei dem Umfang, in dem die Kapazitäten vom Transportkunden nicht genutzt wurden.

Absatz 4 regelt, dass der Transportkunde unter bestimmten Voraussetzungen einer Entziehung der Kapazitäten nach Absatz 3 widersprechen kann. Die Widerspruchsmöglichkeit für die Transportkunden ist erforderlich, da dem Fernleitungsnetzbetreiber die Handelsbeziehungen, die der Netznutzung durch seine Transportkunden zugrunde liegen, unbekannt sind. Der betroffene Netzbetreiber kann daher nicht abschätzen, ob Kapazitäten aus sachlich gerechtfertigten Umständen nicht genutzt werden oder ob tatsächlich eine missbräuchliche Hortung vorliegt. Der Fernleitungsnetzbetreiber stößt daher grundsätzlich ein Entziehungsverfahren an, sobald die objektiven Voraussetzungen, an die dieser Absatz eine Kapazitätsentziehung knüpft, erfüllt sind. Zwischen Fernleitungsnetzbetreiber und Transportkunde besteht also ein Informationsungleichgewicht zu Ungunsten des Fernleitungsnetzbetreibers, das durch die Widerspruchsmöglichkeit des Transportkunden ausgeglichen wird. Mögliche Widerspruchsgründe sind in der Vorschrift abschließend aufgeführt. Zudem enthält die Vorschrift bestimmte Vorhalte- und Informationsübermittlungspflichten, die der Regulierungsbehörde die Möglichkeit geben, die Anwendung des Instruments zu kontrollieren, sowie ein Einsichtsrecht für Transportkunden.

Zu § 17

Absatz 1 regelt das Verfahren, mit dem der langfristige Kapazitätsbedarf ermittelt wird. Satz 1 legt fest, dass der Kapazitätsbedarf transparent, diskriminierungsfrei und marktgebietsweit ermittelt werden muss. Damit werden die Ergebnisse dieses netzbetreiberübergreifenden Ermittlungsverfahrens für aktuelle und potentielle Transportkunden nachvollziehbar gemacht, um u. a. die Akzeptanz der Ergebnisse und der daraus eventuell abgeleiteten Investitions- oder Ausbauprojekte zu erhöhen. Satz 2 enthält Kriterien, die von den Fernleitungsnetzbetreibern bei der Ermittlung des Kapazitätsbedarfs insbesondere zu berücksichtigen sind. Neben Erkenntnissen, die sich aus objektiven Kriterien ergeben können, berücksichtigen die Fernleitungsnetzbetreiber auch Erkenntnisse aus verbindlichen Marktbefragungen über den aus Sicht des Marktes bestehenden langfristigen, verbindlich benötigten Kapazitätsbedarf, die sie bei den Transportkunden durchgeführt haben. Hiermit wird gewährleistet, dass der ermittelte Kapazitätsbedarf nicht künstlich durch unbegründete oder nur kurzfristige Anfragen überhöht wird und bereits vorübergehende vertragliche Engpässe gegebenenfalls einen Netzausbau auslösen können. Gleichzeitig wird jedoch gewährleistet, dass dauerhaft bestehender Kapazitätsbedarf der Transportkunden angemessen berücksichtigt werden kann. Es ist Aufgabe der Fernleitungsnetzbetreiber, die Erkenntnisse, die sie aus den in Nummern 1 bis 10 genannten Kriterien erhalten, zu bewerten und in die Kapazitätsbedarfsermittlung einfließen zu lassen. Bei dieser Bewertung und der darauf aufbauenden Bedarfsermittlung berücksichtigen sie insbesondere auch Möglichkeiten zur Vergrößerung des verfügbaren Kapazitätsumfangs, die sich aus Kooperationen mit anderen Netzbetreibern ergeben können. Kooperationsmöglichkeiten, die einen physischen - Kapazitäten in Anspruch nehmenden - Gastransport entbehrlich machen könnten, könnten sich z.B. ergeben, wenn Kapazitäten in parallel liegenden Rohren in entgegen gesetzter Flussrichtung erhöht werden müssten. Eine Kapazitätserhöhung könnte in einem solchen Fall beispielsweise durch ein sog. Swap-Geschäft vermieden werden. Satz 3 regelt, dass die Fernleitungsnetzbetreiber nach Möglichkeit auch mit ausländischen Fernleitungsnetzbetreibern zusammenarbeiten sollen, wenn sie den Kapazitätsbedarf ermitteln. Um die Nachvollziehbarkeit der Ergebnisse und die Transparenz zu erhöhen, werden die Fernleitungsnetzbetreiber durch Satz 4 verpflichtet, die Ergebnisse sowie wesentliche Annahmen auf ihrer Internetseite zu veröffentlichen.

Absatz 2 verpflichtet die Fernleitungsnetzbetreiber, Ausbaumaßnahmen, die sich nach Abschluss des Verfahrens des Absatz 1 als erforderlich erweisen, gemäß § 11 des Energiewirtschaftsgesetzes durchzuführen. Hinsichtlich des Umfangs eines eventuellen Ausbaus ist eine Gesamtbetrachtung der Ergebnisse des Verfahrens nach Absatz 1 erforderlich. Ein genereller individueller Ausbauanspruch eines einzelnen Transportkunden gegenüber dem jeweiligen Fernleitungsnetzbetreiber auf die Befriedigung gerade seiner konkreten Kapazitätsvorstellungen - außerhalb des Anwendungsbereichs des § 39 - ergibt sich daraus nicht.

Zu § 18

Soweit technische Gründe nach erfolgten Kapazitätsbuchungen zu einer Reduzierung der Kapazität führen, wäre es nicht sachgerecht, nur einzelne Transportkunden mit den negativen Folgen einer solchen Kapazitätsreduzierung zu belasten. Vor diesem Hintergrund sieht die Vorschrift eine pro rata Kürzung aller gebuchten Kapazitäten vor, um eine gleichmäßige Belastung aller Transportkunden mit den Folgen der Reduzierung zu gewährleisten.

Zu § 19

Die Vorschrift verteilt die Verantwortung zwischen Transportkunde und Netzbetreibern, soweit es um die Gewährleistung der notwendigen Kompatibilität zwischen dem zur Einspeisung anstehenden Gas und dem bereits im Netz befindlichen Gas geht.

Absatz 1 verpflichtet den Transportkunden, zu gewährleisten, dass zur Einspeisung anstehendes Gas den vom Einspeisenetzbetreiber veröffentlichten Spezifikationen entspricht. Dies ist dem Transportkunden auch grundsätzlich zumutbar, da er Gas zur Einspeisung in ein System anstellt, in dem sich bereits Gas mit einer bestimmten Beschaffenheit befindet.

Absatz 2 enthält eine Regelung, nach der die Kompatibilität der Gasbeschaffenheiten vermutet wird, wenn der Transportkunde die vom Netzbetreiber zum Zeitpunkt der Einspeisung veröffentlichten Spezifikationen erfüllt. Dies ist insbesondere vor dem Hintergrund sachgerecht, dass der Transportkunde die exakte Beschaffenheit (z.B. genauer Brennwert) des Gases zum Einspeisezeitpunkt - anders als der Netzbetreiber selbst - nicht aus eigenen Informationen kennen kann und sich daher auf die Angaben des Netzbetreibers auf dessen Internetseite verlassen muss.

Absatz 3 enthält die Verpflichtung des Einspeisenetzbetreibers, die erforderlichen Maßnahmen zu treffen, sollte das zur Einspeisung anstehende Gas mit dem im Netz befindlichen Gas nicht kompatibel sein. Satz 2 stellt klar, dass die Kosten für diese zusätzlichen Maßnahmen vom Netzbetreiber zu tragen sind. Dies ist verhältnismäßig und zumutbar, da Abweichungen zwischen dem zum jeweiligen Betrachtungszeitraum im Netz vorherrschenden Brennwert und dem auf der Internetseite des Einspeisenetzbetreibers veröffentlichten Brennwert innerhalb der Einflusssphäre des Netzbetreibers und nicht des Transportkunden liegen.

Absatz 4 verpflichtet den Netzbetreiber im Rahmen des technisch Möglichen und Zumutbaren, Transportkunden anzubieten, die zur Einspeisung erforderliche Kompatibilität herzustellen, soweit diese beim zur Einspeisung anstehenden Gas nicht gegeben ist. Soweit dies technisch nicht möglich oder unzumutbar ist, sehen die Sätze 2 und 3 eine Begründungspflicht für den Netzbetreiber vor. In einer logischen Fortführung der Verpflichtung des Transportkunden in Absatz 1 sind die Kosten für die Herstellung der Kompatibilität des zur Einspeisung anstehenden Gases vor der Einspeisung vom Transportkunden zu tragen.

Zu § 20

Seit Einführung des Zweivertragsmodells für den deutschen Gasmarkt beeinflussen die sog. Marktgebiete grundsätzlich die Entwicklung des Gaswettbewerbs in Deutschland.

Vor diesem Hintergrund werden in Absatz 1 die Marktgebietsbildung sowie die Aufgaben des Marktgebietsverantwortlichen näher bestimmt. Der Aufgabenkatalog in Satz 2 enthält Aufgaben, die innerhalb eines Marktgebiets einheitlich erbracht werden müssen, damit effizienter Zugang zum Gasnetz möglich ist. Die Aufzählung ist nicht abschließend, so dass es den Netzbetreibern in einem Marktgebiet möglich ist, weitere Aufgaben auf den Marktgebietsverantwortlichen zu übertragen, wenn sie dies für die Gewährung eines effizienten Gasnetzzugangs für erforderlich halten. Dies wird durch Satz 3 klargestellt.

Absatz 2 bestimmt, dass jeder Ein- und Ausspeisepunkte durch die Transportkunden zu jedem Zeitpunkt einem Marktgebiet eindeutig zugeordnet werden kann. Die eindeutige Zuordnung der Ein- und Ausspeisepunkte zu den Marktgebieten ist erforderlich, um einen Gastransport technisch überhaupt durchführen zu können. Grundsätzlich soll ein nachgelagertes Netz dabei nur jeweils einem Marktgebiet zugeordnet sein. Die Zuordnung eines Netzes zu mehreren Marktgebieten wird durch Satz 3 jedoch dennoch zugelassen, wenn dies aus netztechnischen Gründen erforderlich ist; z.B. weil das betreffende Netz aus vorgelagerten Netzen aufgespeist wird, die selbst in unterschiedlichen Marktgebieten liegen.

Zu § 21

Die Aufteilung des deutschen Gasmarktes in zahlreiche Marktgebiete stellt ein wesentliches Hindernis für den ungehinderten Gastransport dar. Sie kann - soweit sie nicht durch tatsächliche technische oder wirtschaftliche Restriktionen gerechtfertigt ist - zu unnötiger Marktzersplitterung führen, die sich hemmend auf die Wettbewerbsentwicklung auf dem deutschen Gasmarkt auswirken kann. Ihre Anzahl soll daher bis zum 1. April 2011 durch die Fernleitungsnetzbetreiber auf höchstens ein Marktgebiet für L-Gas und höchstens zwei Marktgebiete für H-Gas reduziert werden. Für die Einordnung eines Marktgebietes ist entscheidend, welche Gasqualität im jeweiligen Marktgebiet überwiegt. Dem zufolge ist ein Marktgebiet z.B. als H-Gasmarktgebiet auch in dem Fall anzusehen, wenn in das Marktgebiet ein L-Gasmarktgebiet integriert wurde. In einem weiteren Schritt soll dann die wirtschaftlichste Lösung für die Schaffung von höchstens zwei Marktgebieten in Deutschland ergriffen werden. Da lediglich nur die Maximalzahl der Marktgebiete in Deutschland vorgegeben wird, die erreicht werden soll, ist auch die Schaffung nur eines Marktgebiets denkbar, soweit dies nach der Kosten-Nutzen-Analyse eine wirtschaftliche bzw. die wirtschaftlichste Maßnahme ist.

Absatz 1 verpflichtet die Fernleitungsnetzbetreiber daher, zur Erhöhung der Liquidität auf den Gasmärkten zusammenzuarbeiten. Dem Grundsatz des Energiewirtschaftsgesetzes folgend, dass der Verbraucher nur mit effizienten Kosten und Entgelten für den Netzbetrieb belastet werden soll, werden die Fernleitungsnetzbetreiber verpflichtet, bis zum 1. Oktober 2012 verschiedene Möglichkeiten, das Ziel von höchstens zwei Marktgebieten in Deutschland wirtschaftlich zu erreichen, in einer Kosten-Nutzen-Analyse zu untersuchen. Satz 4 gibt in Gestalt von Regelbeispielen vor, welche Optionen zumindest untersucht werden sollen. Es ist Entscheidung der Fernleitungsnetzbetreiber, ob sie darüber hinaus weitere Optionen, z.B. die Bildung grenzüberschreitender Marktgebiete, in die Analyse mit einbeziehen. Durch die Verpflichtung, die wirtschaftlichste Lösung zu wählen, um das vorgegebene Ziel zu erreichen, wird gewährleistet, dass die angestrebten wettbewerblichen Vorteile auf dem Gasmarkt nicht durch unverhältnismäßig hohe Kosten einer Zusammenlegung existierender Marktgebiete überkompensiert werden. Die erstellte Analyse muss der Regulierungsbehörde zur Verfügung gestellt werden, um eine Überprüfung zu ermöglichen. Die Fernleitungsnetzbetreiber sind verpflichtet, der Regulierungsbehörde im Rahmen der Untersuchung in erforderlichem Umfang Zugang insbesondere zu den Lastflusssimulationssystemen zu gewähren.

Absatz 2 enthält die notwendigen Sanktionsmöglichkeiten für den Fall, dass die Verpflichtungen aus Absatz 1 Satz 2 und 5 nicht erfüllt wurden. Erforderlichenfalls hat die Bundesnetzagentur als zuständige Regulierungsbehörde die Verpflichtungen durchzusetzen. Satz 3 enthält ein Einsichtsrecht der Transportkunden für den Fall, dass eine Marktgebietszusammenlegung nicht erfolgt.

Zu § 22

Die Vorschrift regelt die Grundsätze der Bilanzierung und nimmt die Eckpfeiler der entsprechenden Festlegung der Bundesnetzagentur vom 28.05.2008 (Az.: BK7-08-002) in die Verordnung auf.

Absatz 1 Satz 1 enthält den Grundsatz, dass Abweichungen zwischen Ein- und Ausspeisungen in einem Bilanzkreis gegenüber gestellt und für den jeweiligen Transportkunden saldiert werden. Bilanzkreise sind u. a. erforderlich, um eine Abrechnung gegebenenfalls vom Marktgebietsverantwortlichen oder Bilanzkreisverantwortlichen rechnerisch bereitgestellten Gases gegenüber dem Transportkunden zu ermöglichen oder die Vergütung vom Transportkunden zuviel eingespeister Mengen durch den Marktgebietsverantwortlichen oder den Bilanzkreisverantwortlichen zu ermöglichen.

Absatz 1 Satz 2 weist dem Marktgebietsverantwortlichen die Verantwortung für die Bilanzkreisführung in seinem Marktgebiet zu. Dies ist sachgerecht, da es in einem Marktgebiet nur noch einen Bilanzkreisnetzbetreiber gibt, bei dem Transportkunden Bilanzkreise bilden können. Dieser Bilanzkreisnetzbetreiber ist der Marktgebietsverantwortliche. Satz 3 enthält nochmals die ausdrückliche Verpflichtung des Marktgebietsverantwortlichen zu einer diskriminierungsfreien Abwicklung des Bilanzkreises für alle Bilanzkreisverantwortlichen; dies betrifft insbesondere die Preisgestaltung für die angebotenen Dienstleistungen. Satz 4 verpflichtet Transportkunden, jeden von ihnen genutzten Ein- und Ausspeisepunkt eindeutig einem Bilanzkreis zuzuordnen; dies ist u. a. aus abrechnungstechnischen Gründen erforderlich. Satz 5 bestimmt, dass der Virtuelle Handelspunkt in jedem Marktgebiet Bestandteil jedes Bilanzkreises ist. Die Möglichkeit zur ungehinderten Übertragung von Gasmengen von einem Bilanzkreis in den nächsten ist Voraussetzung dafür, dass Gas gehandelt werden kann. Die Einbeziehung des Virtuellen Handelspunktes in jeden Bilanzkreis ist daher ein wichtiger Baustein, um die Liquidität auf den Gasmärkten zu steigern und die Wettbewerbssituation auf dem Gasmarkt zu verbessern. Satz 6 stellt klar, dass die Nutzung des Virtuellen Handelspunktes Absatz 2 Satz 1 bestimmt, dass gegenüber dem Marktgebietsverantwortlichen für jeden Bilanzkreis ein Bilanzkreisverantwortlicher zu benennen ist. Ziel ist, die notwendige Kommunikation zur Abwicklung der Bilanzierung durch die Benennung eines zentralen Ansprechpartners pro Bilanzkreis, eine effiziente vertragliche Abwicklung und schnelle Kommunikation zu gewährleisten - unabhängig von der Zahl der Transportkunden, deren Portfolien in dem jeweiligen Bilanzkreis letztlich verwaltet werden. Satz 2 stellt klar, dass mehrere Bilanzkreise zusammengefasst werden können, um sie gemeinsam zu saldieren und abzurechnen.

Absatz 3 Satz 1 verpflichtet den Bilanzkreisverantwortlichen, durch geeignete Maßnahmen die Ein- und Ausspeisungen in seinem Bilanzkreise möglichst zeitgleich anzupassen. Dies dient sowohl dazu, einem Missbrauch der gewährten Flexibilitäten im Bilanzierungssystem durch die Transportkunden vorzubeugen, als auch zur Verringerung der im Marktgebiet benötigten Regelenergie. Der Bilanzkreisverantwortliche ist dabei in seiner Wahl der Maßnahmen grundsätzlich frei. Satz 2 bestimmt, dass allein der Bilanzkreisverantwortliche und nicht die einzelnen Transportkunden gegenüber dem Marktgebietsverantwortlichen die wirtschaftliche Verantwortung für Abweichungen zwischen Ein- und Ausspeisungen eines Bilanzkreises trägt. Dies ist sachgerecht, da der Bilanzkreisverantwortliche im Gegensatz zum einzelnen Transportkunden den Überblick über den Ausgleichsstatus aller in einem Bilanzkreis zusammengefassten Ein- und Ausspeisepunkte hat. Der Bilanzkreisverantwortliche kann demnach besser überblicken, ob Gegenmaßnahmen erforderlich sind, um den Bilanzkreis ausgeglichen zu halten, oder ob der Bilanzkreis insgesamt trotz Abweichungen zwischen den Ein- und Ausspeisungen eines einzelnen Transportkunden einen ausgeglichenen Saldo aufweist.

Zu § 23

Absatz 1 legt fest, dass die Bilanzierungsperiode der Länge eines Gastages entspricht, und regelt Beginn und Ende des Gastages.

Absatz 2 enthält die Eckpfeiler der Bilanzkreisabrechnung. Satz 1 bestimmt, welche Informationen der Abrechnung des Bilanzkreises vom Marktgebietsverantwortlichen zugrunde zu legen sind. Die tatsächlichen Ein- und Ausspeisungen in jeder Stunde eines Gastages sind dabei nicht direkt für die Gesamtabrechnung der Tagesbilanz relevant. Die Endabrechnung erfolgt vielmehr auf Grundlage der Allokation in den Bilanzkreis am Ende des Gastages, um die Vorteile einer Tagesbilanzierung gegenüber einer Stundenbilanzierung zu erhalten. Satz 2 enthält eine Toleranzregel für Mengen, die an leistungsgemessene Kunden ausgespeist werden. Nach dieser werden Schwankungen im Bereich von einer Toleranz von fünf Prozent nicht abgerechnet. So werden insbesondere für Industriekunden die Risiken der Prognoseungenauigkeit minimiert. Ohne unverhältnismäßig hohen Aufwand lässt sich der Verbrauch für Industriekunden schwer mit einer Genauigkeit prognostizieren, bei der die Abweichungen kleiner als fünf Prozent sind. Daher ist es gerechtfertigt, dass das Risiko dieser Ungenauigkeiten, wie auch im Bereich der Standardlastprofilkunden, im Wege eines potentiell geringfügig höheren Regelenergiebedarfs sozialisiert wird. Eine höhere Toleranz würde den Anreiz für eine angemessene Prognosequalität verringern und die Allgemeinheit aufgrund potentiell steigenden Regelenergiebedarfs mit höheren Kosten belasten. Satz 3 verpflichtet die Marktgebietsverantwortlichen, die in ihrer Bilanzzone angemeldeten Bilanzkreise unverzüglich nach Abschluss der Bilanzierungsperiode zu saldieren, auszugleichen und gegenüber den Bilanzkreisverantwortlichen abzurechnen. Dies stellt insgesamt sicher, dass Transportkunden zeitnah die mit einer unausgeglichenen Bilanz verbundenen Kosten kennen. Satz 4 stellt klar, dass in den Fällen des Satz 2 die Toleranzmenge in der übernächsten Bilanzierungsperiode (also zwei Tage, nachdem das Bilanzungleichgewicht aufgetreten ist) durch den Bilanzkreisverantwortlichen auszugleichen ist (entweder durch Über- oder Unterspeisung seines Bilanzkreises, abhängig davon, ob der Bilanzkreis ursprünglich über- oder unterspeist war).

Absatz 3 enthält Regelungen zu den Entgelten für entstehende Bilanzungleichgewichte. Um einen Missbrauch eines aus Wettbewerbsgesichtspunkten positiv zu bewertenden Tagesbilanzierungssystems zu vermeiden, sieht Absatz 3 vor, dass angemessene Zu - und Abschläge auf die veröffentlichten Entgelte für Ausgleichsenergie erhoben werden können. Ziel ist es, den Transportkunden bzw. Bilanzkreisverantwortlichen ausreichende Anreize zu geben, ihren Bilanzkreis in einem ausgeglichenen Zustand zu halten. Bei der Ausgestaltung der Zu- und Abschläge muss ein Zielkonflikt angemessen gelöst werden: Einerseits müssen die Zu- und Abschläge ausreichend hoch sein, um den Anreiz für eine ausgeglichene Bilanz zu stärken und einem Missbrauch des Systems vorzubeugen, andererseits darf die Höhe der Zu- und Abschläge nicht dazu führen, dass durch die Zu- und Abschläge Marktzutrittsschranken für neue Marktteilnehmer entstehen. Um dies zu gewährleisten, erhält die Regulierungsbehörde in § 50 die Befugnis, die Methoden der Bildung der Entgelte für Bilanzungleichgewichte festzulegen.

Zu § 24

Standardlastprofile dienen der vereinfachten Abwicklung von Gaslieferungen an Letztverbraucher, an deren Entnahmestelle eine registrierende Lastgangmessung aufgrund ihrer relativ geringen Abnahmemenge unverhältnismäßig wäre.

Absatz 1 bestimmt die Grenzen, innerhalb derer Standardlastprofile für Letztverbraucher angewendet werden können.

Absatz 2 berechtigt Verteilnetzbetreiber, Lastprofile für andere als in Absatz 1 genannte Grenzwerte anwenden, wenn dies aus Gründen der Netzsicherheit und der Systemintegrität erforderlich ist bzw. eine entsprechende Vereinbarung mit dem Transportkunden vorliegt. Dies gewährleistet, dass der Anwendungsbereich der Standardlastprofile nicht an der Praxis vorbei definiert wird.

Absatz 3 enthält Maßstäbe, an denen sich Standardlastprofile orientieren müssen, um den Gegebenheiten in der Praxis Rechnung zu tragen. Da vor allem Haushaltskunden und kleine bzw. Kleinstgewerbe nach Standardlastprofilen beliefert werden, ist deren Abnahmeprofil als maßgeblich heranzuziehen. Innerhalb der Haushaltskunden ist zwischen Kochgas- und Heizgaskunden zu unterscheiden, um dem unterschiedlichen Abnahmeverhalten dieser Kunden Rechnung zu tragen. Zudem verpflichtet Satz 3 die Netzbetreiber, bei Entwicklung - also Berechnung - und Anwendung von Standardlastprofilen auf ausreichende Prognosequalität zu achten und so dazu beizutragen, den Regelenergiebedarf im Marktgebiet möglichst zu minimieren.

Absatz 4 übernimmt die entsprechende Regelung aus § 13 Absatz 1 der Stromnetzzugangsverordnung, um möglichst genaue Lastprofile für die verschiedenen Kundengruppen zu ermöglichen. Eine größere Prognosegenauigkeit leistet einen wichtigen Beitrag zur Vermeidung von Regelenergie und damit zur Verringerung von Regelenergiekosten.

Zu § 25

Absatz 1 Satz 1 verpflichtet den Ausspeisenetzbetreiber, entstehende Mehr- oder Mindermengen abzurechnen. Da der Transportkunde, wenn er Letztverbraucher versorgt, mit dem Ausspeisenetzbetreiber in einer Vertragsbeziehung steht, gelten diese Mehr- oder Mindermengen gemäß Satz 2 als vom Ausspeisenetzbetreiber geliefert oder entnommen und werden entsprechend abgerechnet. Dass der Ausspeisenetzbetreiber diese Aufgabe wahrnimmt, ist auch sachgerecht, da er - anders als der Marktgebietsverantwortliche - die in seinem Netz an Letztverbraucher ausspeisenden Transportkunden kennt.

Absatz 2 enthält die Grundsätze, nach denen bereitgestellte Ausgleichsenergie vom Ausspeisenetzbetreiber in Rechnung zu stellen oder zu vergüten ist.

Absatz 3 regelt die Abrechnung von Einnahmen und Ausgaben aus der Mehr- und Minderabrechnungen zwischen Ausspeisenetzbetreiber und Marktgebietsverantwortlichem. Dies trägt dem Umstand Rechnung, dass die Differenzen, die in den Ausspeisenetzen zur Mehr- und Mindermengenabrechnung geführt haben, technisch durch den Marktgebietsverantwortlichen in erforderlichem Umfang durch den Einsatz von Regelenergie ausgeglichen wurden.

Zu § 26

Ein funktionierendes Bilanzkreissystem setzt voraus, dass alle Transportkunden sowie der Marktgebietsverantwortliche zeitnah alle für die Bereitstellung und Vermeidung von Ausgleichsenergiediensten sowie für die Abrechnung erforderlichen Daten erhalten. Absatz 1 sieht daher eine entsprechende Datenübermittlungspflicht zwischen Marktgebietsverantwortlichen, Netzbetreibern und Transportkunden vor.

Absatz 2 sieht vor, dass die Datenübermittlung zwischen den Beteiligten im Bilanzierungs- und Netzzugangssystem elektronisch erfolgen muss. Damit wird die Abwicklung und Handhabung des Bilanzierungs- und Netzzugangssystems weiter standardisiert, erleichtert und letztlich beschleunigt.

Zu § 27

Absatz 1 bestimmt, welchen Zwecken der Einsatz von Regelenergie dient, und stellt klar, dass es Aufgabe des Marktgebietsverantwortlichen ist, den Einsatz der im Marktgebiet benötigten Regelenergie zu koordinieren. Damit der Marktgebietsverantwortliche die koordinierende Rolle auch erfüllen kann, ist erforderlich, dass er auch die Beschaffung der benötigten Regelenergie für das Marktgebiet übernimmt. Satz 3 gibt in Verbindung mit Absatz 2 die Reihenfolge vor, in der Regelenergie beschafft und eingesetzt werden soll. Es gilt dabei der Grundsatz "intern vor extern", nach dem Schwankungen der Netzlast zunächst durch den flexiblen Einsatz der Netzinfrastruktur (z.B. Nutzung eigenen Netzpuffers oder des Netzpuffers angrenzender Netze) ausgeglichen werden. Erst in einem nächsten Schritt erfolgt die Beschaffung externer Regelenergie im Sinne von Absatz 2. Dadurch wird gewährleistet, dass die Netzbetreiber zunächst die in der Netzinfrastruktur, d. h. in der "Netzbetreibersphäre", vorhandenen Spielräume nutzen, um technische Schwierigkeiten zu lösen. Dies soll dazu beitragen, dass die Regelenergiekosten zugunsten aller Gasverbraucher möglichst reduziert werden.

Absatz 2 Satz 1 enthält eine Legaldefinition des Begriffs der externen Regelenergie. Externe Regelenergieprodukte können insbesondere Dienstleistungen zur untertägigen Strukturierung, die Beschaffung von Gas zum Ausgleich von Fehlmengen sowie die Veräußerung von Gas zum Ausgleich von Überschussmengen sein. Satz 2 enthält die Vorgabe, dass der gegenläufige Einsatz von Regelenergie zu vermeiden ist. Ziel ist, die letztlich von allen Gasverbrauchern zu tragenden Kosten für Regelenergie im Gasbereich zu verringern.

Zu § 28

Absatz 1 konzentriert die Regelenergiebeschaffung beim Marktgebietsverantwortlichen und trägt damit dem Erfordernis einer preisgünstigen Energieversorgung in § 1 des Energiewirtschaftsgesetzes Rechnung. Durch die zentrale Beschaffung von Regelenergie durch den Marktgebietsverantwortlichen an Stelle jedes einzelnen Netzbetreibers im Marktgebiet werden die Beschaffung und der Einsatz effizient gestaltet, da aufgrund der umfassenden Übersicht des Marktgebietsverantwortlichen u. a. der gegenläufige Einsatz von Regelenergie in benachbarten Netzen vermieden wird. In der Folge werden Kostensteigerungen, die auf die individuelle Regelenergiebeschaffung durch den jeweiligen Netzbetreiber zurückgingen, vermieden. Es ist davon auszugehen, dass sich dies auf die Kosten des Netzbetriebs, die über Netzentgelte vom Endkunden gezahlt werden, grundsätzlich senkend auswirken könnte.

Absatz 2 Satz 1 erlaubt es Marktgebietsverantwortlichen, bei der Ausschreibung von Regelenergie Mindestangebote in einer gewissen Höhe zu verlangen. Damit soll zum Einen gewährleistet werden, dass sich nur solche Regelenergieanbieter an einer Ausschreibung beteiligen, die über eine ausreichende wirtschaftliche Leistungsfähigkeit verfügen, um mit hoher Wahrscheinlichkeit eine Bereitstellung auch in dem Zeitpunkt gewährleisten zu können, in dem der Marktgebietsverantwortliche die Regelenergie benötigt. Satz 2 ermöglicht auch kleineren Anbietern, auf dem Regelenergiemarkt tätig zu werden, indem Teilleistungen ausdrücklich erlaubt werden. Diese Regelung dient daher dazu, überhöhte Preise, die aufgrund der dominanten Marktstellung einzelner Regelenergieanbieter entstehen, zu vermeiden. Es ist daher davon auszugehen, dass die Vorschrift einen Beitrag zu einem wettbewerblich organisierten Regelenergiemarkt leisten wird. Die Teilleistungen dürfen die vom Marktgebietsverantwortlichen festgelegten Mindestgrößen jedoch nicht unterschreiten, damit das mit Satz 1 verfolgte Ziel einer effizienten und preisgünstigen Beschaffung von Regelenergie nicht umgangen werden kann. Satz 3 ermöglicht es potentiellen Anbietern von Regelenergie grundsätzlich, Anbietergemeinschaften zur bilden, um die Mindestangebotsgröße zu erreichen. Die Voraussetzungen für funktionierenden Wettbewerb auf dem Regelenergiemarkt werden dadurch weiter verbessert, da so auch Anbieter am Ausschreibungsverfahren teilnehmen können, denen eine Teilnahme sonst z.B. aufgrund unzureichender Möglichkeiten, über entsprechende Gasmengen zu verfügen, oder wegen des geringeren Umfangs ihrer wirtschaftlichen Leistungsfähigkeit gegebenenfalls verwehrt geblieben wäre.

Zu § 29

Satz 1 bestimmt, dass die Kosten für Beschaffung und Einsatz externer Regelenergie vorrangig aus den Bilanzierungsentgelten zu decken sind. Dies trägt dem Umstand Rechnung, dass zwischen Ausgleichs- und Regelenergie im Saldo ein sachlicher Zusammenhang besteht. Weichen Ein- und Ausspeisungen dauerhaft stark voneinander ab, hat dies Auswirkungen auf die Netzlast. Aufgrund dieser Schwankungen kann gegebenenfalls der Einsatz von Regelenergie erforderlich werden, die im Voraus beschafft werden muss. Vor dem Hintergrund, dass die Abwicklung der Ausgleichsleistungen grundsätzlich ergebnisneutral sein soll, ist es auch sachgerecht, die Kosten des Regelenergieeinsatzes zunächst mit den Erlösen aus den Bilanzierungsentgelten zu decken. Ergebnisneutralität bedeutet in diesem Zusammenhang, dass tatsächlich entstandene Kosten für die Beschaffung und den Einsatz von externer Regelenergie dem Marktgebietsverantwortlichen erstattet werden. Die Regelenergie soll jedoch keine zusätzliche Einnahmequelle für den Marktgebietsverantwortlichen darstellen.

Soweit die Erlöse aus den Ausgleichsenergieentgelten nicht zur Deckung der Regelenergiekosten ausreichen, sieht Satz 2 vor, dass die verbleibenden Kosten auf alle Bilanzkreisverantwortlichen diskriminierungsfrei umzulegen sind. Satz 3 gewährleistet, dass alle Bilanzkreisverantwortlichen an nach Deckung der Regelenergiekosten beim Marktgebietsverantwortlichen verbleibenden Erlösen in gleicher Weise beteiligt werden, wie an verbleibenden Kosten.

Satz 4 berechtigt die Marktgebietsverantwortlichen, angemessene Abschläge zur Deckung der voraussichtlichen Kosten für Regelenergie zu verlangen. Damit wird eine vollständige Vorfinanzierung der Regelenergiebeschaffung und des Regelenergieeinsatzes durch die Marktgebietsverantwortlichen vermieden. Zudem müssen die Marktgebietsverantwortlichen im Falle einer Abschlagszahlung nicht das gesamte Insolvenzrisiko der Bilanzkreisverantwortlichen tragen. Damit wird ein angemessener Ausgleich zwischen Transportkundeninteressen an der Regelenergiebereitstellung und der Marktgebietsverantwortlichen an einer Kostendeckung gewährleistet.

Zu § 30

Das Bilanzierungssystem ist ein zentrales Element eines Gasnetzzugangsmodells, das die Wettbewerbsmöglichkeiten für alle Kundengruppen deutlich beeinflussen kann. Vor diesem Hintergrund sieht die Vorschrift vor, dass die Bundesnetzagentur einen Bericht vorlegt, in dem sie die Wirkungen des Bilanzierungssystems evaluiert sowie gegebenenfalls Vorschläge zu dessen Weiterentwicklung macht. Bei der Erstellung des Berichts hat die Bundesnetzagentur die betroffenen Wirtschaftskreise zu beteiligen und ihnen Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben. Die Verpflichtung der Bundesnetzagentur, den Verbänden Gelegenheit zur Stellungnahme zu geben, bedeutet nicht, dass dies zwingend in einem gesonderten Verfahrensschritt erfolgen muss. Denkbar ist vielmehr auch, dass diese Gelegenheit bereits mit der Beteiligung bei der Erstellung des Berichts in angemessenem Umfang gewährt wurde, wenn das Verfahren zur Erstellung des Berichts entsprechend ausgestaltet ist.

Teil 6

Im Interesse der klimapolitischen Ziele der Bundesregierung und zur Stärkung der Versorgungssicherheit soll die Einspeisung von Biogas aus inländisch erzeugter Biomasse in das Gasnetz erleichtert werden. Der Einsatz von Biogas erweitert das Angebot an kosteneffizienten schnell verwendbaren und zuverlässigen erneuerbaren Energien am Energiemix. Die vorliegenden Regelungen konkretisieren die Anschlusspflicht für Biogasanlagen mit Biogasaufbereitungstechnik ans Erdgasnetz. Sie fassen darüber hinaus bestehende Vorrangregelungen für die Einspeisung von Biogas zusammen, konkretisieren diese und sehen eine Kostenentlastung vor, damit die Einspeisung von Biogas zu wirtschaftlichen Konditionen erfolgen kann.

Zu § 31

Die Vorschrift formuliert den Zweck der Regelungen. Mit den Vorschriften des Teils 6 soll die Ausschöpfung des in Deutschland bestehenden inländischen Biogaspotentials von ca. 10 Mrd.

Kubikmeter jährlich bis zum Jahr 2030 bzw. 6 Mrd. Kubikmeter jährlich bis zum Jahr 2020 erleichtert werden.

Zu § 32

Die Vorschrift enthält die für Regelungen in Teil 6 erforderlichen Begriffsbestimmungen. Die Geltung der Begriffsbestimmungen des Energiewirtschaftsgesetzes bleibt unberührt.

Zu § 33

Die Bestimmung regelt die Verpflichtung der Gasnetzbetreiber, Biogasanlagen auf Antrag vorrangig an das Erdgasversorgungsnetz anzuschließen.

Absatz 1 sieht vor, dass die Kosten für den Anschluss zu 75 Prozent vom Netzbetreiber zu zahlen sind. Die verbleibenden Kosten sind zu 25 Prozent vom Anschlussnehmer zu zahlen. Für den Netzanschluss und die Verbindungsleitung von bis zu einem Kilometer Länge wird eine Kostendeckelung eingefügt. Durch diese Kostenaufteilung wird gewährleistet, dass die Hauptverantwortung bei der Anschlussplanung beim Netzbetreiber liegt, gleichzeitig aber auch das Interesse des Biogaseinspeisers an einer effizienten Umsetzung des Netzanschlusses sichergestellt wird. Darüber hinaus wird gewährleistet, dass für den Netzbetreiber ein besonderer Anreiz zur kosteneffizienten Durchführung des Anschlusses besteht. Zu den Anschlusskosten zählen auch die Kosten für die Anlagen zur Qualitätsmessung und zur Verdichtung. Der Netzbetreiber ist Eigentümer des Anschlusses und ist für die Wartung verantwortlich. Die Kosten für Verbindungsleitungen mit einer Länge zwischen einem und zehn Kilometern Länge werden nach dem Schlüssel in Satz 1 und 2 geteilt, d.h. der Netzbetreiber trägt 75 Prozent und der Anschlussnehmer 25 Prozent der Kosten. Der Kostendeckel gilt in diesem Fall jedoch nicht. Soweit die Verbindungsleitung zehn Kilometer überschreitet, hat der Anschlussnehmer die darauf entstehenden Mehrkosten zu tragen. Damit werden Anreize für eine Optimierung der Standortwahl gesetzt. Der Netzbetreiber trägt insbesondere die Betriebskosten für die Messeinrichtungen und die Einrichtung für die Druckerhöhung.

Absatz 2 verpflichtet den Netzbetreiber, die dauerhafte tatsächliche Verfügbarkeit des Anschlusses sicherzustellen, mindestens aber eine Verfügbarkeit von 96 Prozent. Eine hohe Verfügbarkeit ist entscheidend, um einen wirtschaftlichen Betrieb einer Biogasanlage zu gewährleisten. Die Festlegung berücksichtigt Ausfallzeiten zur Behebung technischer Mängel oder Schäden entsprechend dem Stand der Technik bei wirtschaftlich angemessenen Realisierungskosten für den Netzanschluss und garantiert dem Biogaseinspeiser die Verfügbarkeit für den wirtschaftlichen Betrieb der Aufbereitungsanlage. Es wird zudem klargestellt, dass Wartung und Betrieb des Netzanschlusses Aufgabe des Netzbetreibers ist und demzufolge der Netzbetreiber auch verpflichtet ist, damit verbundene Kosten zu tragen. Es wird ebenfalls klargestellt, dass der Netzbetreiber verpflichtet ist, dem Anschlussnehmer Zutritt zu den Räumen zu gestatten hat, soweit es für eine Prüfung der technischen Einrichtungen und der Messeinrichtungen erforderlich ist. Ebenfalls wird ausdrücklich geregelt, dass Anschlussnehmer und Netzbetreiber weitere Dienstleistungen, z.B. Wärmelieferungen, gemeinsamer Stromanschluss, gemeinsamer Strombezug, Gaskühlung, Brennwertanhebung über die Bestimmung des § 36 hinaus vereinbaren können, um einen sinnvollen Leistungsabtausch der Beteiligten zu fördern.

Absatz 3 enthält Informationspflichten für den Netzbetreiber. Aufgrund dieser Informationen soll es dem potentiellen Anschlussnehmer möglich sein, sich schnell einen Überblick über die Anschlussmöglichkeiten und -bedingungen zu verschaffen.

Absatz 4 ermöglicht es dem Anschlussnehmer, innerhalb einer überschaubaren Frist eine Abschätzung des Netzbetreibers hinsichtlich des Umfangs und der entstehenden Kosten der durchzuführenden Arbeiten zu erhalten.

Absatz 5 verpflichtet den Anschlussnehmer zur Zahlung eines Vorschusses. Durch diese Verpflichtung soll dem Interesse des Netzbetreibers entsprochen werden, nur solche Prüfungen durchzuführen, für die eine ernsthafte Realisierungsabsicht vorliegt. Zudem wird klargestellt, dass der Anschlussnehmer die Kosten der Prüfung zu tragen hat, da die Prüfung in seinem Interesse liegt.

Absatz 6 regelt, wie lange der Netzbetreiber an eine Anschlusszusage gebunden ist. Die dreimonatige Bindungsfrist des Netzbetreibers an eine positive Prüfung und die aufschiebende Bedingung der Wirksamkeit des Netzanschlussvertrages, wenn mit dem Bau der Anlage nicht innerhalb von 18 Monaten begonnen wird, sollen verhindern, dass Netzkapazitäten dauerhaft durch nicht in Betrieb gehende Anlagen blockiert werden. Der Netzbetreiber ist verpflichtet, die Aufnahme einer kontinuierlichen Einspeisung in bestimmter Höhe zu garantieren. Die Realisierung des Netzanschlusses kann durch den Anschlussnehmer oder den Netzbetreiber erfolgen. Bei der Planung werden eine Zusammenarbeit der Parteien und Offenlegungspflichten vorgesehen.

Absatz 7 enthält eine Regelung zur Beschleunigung der Planung des Netzanschlusses. Biogaseinspeiser und Gasnetzbetreiber sollen gemeinsam nach der volkswirtschaftlich günstigsten Lösung suchen. Die Festlegung eines gemeinsamen Realisierungsfahrplans orientiert sich an den Vorgaben der Kraftwerksnetzanschlussverordnung. Ziel ist, Transparenz bei der Realisierung des Netzanschlusses und der Herstellung der gesicherten Einspeisekapazität zu erreichen und Verzögerungen zu vermeiden bzw. einvernehmlich die Planung, z.B. bei Verzögerung der Erteilung der Baugenehmigung, anzupassen. Daher sieht die Vorschrift Mindestinhalte für den Realisierungsfahrplan vor, soweit sich Netzbetreiber und Biogaseinspeiser nicht auf andere Etappenziele einigen. Der Realisierungsfahrplan muss insbesondere den geplanten Zeitpunkt der Inbetriebnahme des Netzanschlusses enthalten, um zu gewährleisten, dass der Netzanschluss rechtzeitig bereitgestellt werden kann. Damit wird vermieden, dass bei Betriebsbereitschaft der Biogasaufbereitungsanlage die Aufnahme der Gaseinspeisung noch nicht möglich ist bzw. Biogas abgefackelt werden muss. Für den Einspeiser wird damit planbar, zu welchem Zeitpunkt er mit der vollen Einspeisekapazität kalkulieren kann. Zudem wird geregelt, dass der Netzbetreiber seinen Anspruch auf die vom Anschlussnehmer gezahlte Kostenbeteiligung verliert, wenn der im Realisierungsfahrplan vorgesehene Zeitpunkt der Inbetriebnahme aus Gründen, die vom Netzbetreiber zu vertreten sind, nicht erreicht werden kann. Damit wird sichergestellt, dass in dieser Situation unvermeidbare Betriebskosten bzw. entgangene Einnahmen des Anlagenbetreibers erstattet werden.

Absatz 8 stellt klar, dass nur tatsächliche physikalische Netzengpässe einen Ablehnungsgrund darstellen. Der Netzanschluss kann nicht mit dem Hinweis auf bestehende Verträge verweigert werden.

Absatz 9 verpflichtet den Netzbetreiber, einen alternativen Anschlusspunkt im Falle der Verweigerung des begehrten Anschlusses vorzuschlagen. Der alternative Anschlusspunkt muss die Absichten des Anschlussnehmers bestmöglich verwirklichen.

Absatz 10 verpflichtet den Netzbetreiber, die erforderlichen und wirtschaftlich zumutbaren Maßnahmen im Netz zu ergreifen, um den Anschluss zu ermöglichen. Dazu gehören insbesondere die Verdichtung in eine höhere Druckstufe bzw. Druckerhöhungen im Netz oder das Erstellen eines zusätzlichen Verknüpfungspunktes.

Zu § 34

Die Vorschrift regelt die vorrangige Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz und den vorrangigen Transport für alle Netze und ergänzt damit die Regelung zur vorrangigen Anschlusspflicht.

Absatz 1 berechtigt den Netzbetreiber, die Einspeisung zu verweigern, wenn das einzuspeisende Biogas nicht netzkompatibel ist. Dies ist ausschließlich der Fall, abweichend von § 19, wenn die Qualität des einzuspeisenden Biogases nicht den in den Arbeitsblättern G 260 und G 262 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches e.V. festgelegten Voraussetzungen entspricht, d.h. außerhalb der dort beschriebenen Bandbreite liegt. Mit der Regelung wird klargestellt, dass nur tatsächliche, physikalische Netzengpässe einen Ablehnungsgrund darstellen. Der Netzzugang kann nicht mit dem Hinweis auf bestehende Verträge verweigert werden. Bei Fragen der wirtschaftlichen Unzumutbarkeit kann sich der Netzbetreiber nicht auf Kostenbelastungen berufen, die er aufgrund dieser Verordnung zu tragen hat.

Absatz 2 verpflichtet den Netzbetreiber, wirtschaftlich zumutbare Aufwendungen durchzuführen, um die technische Aufnahmefähigkeit des Netzes zu optimieren. Er muss insbesondere wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen durchführen, um auch in den Sommermonaten die Einspeisung des Biogases zu ermöglichen. Dazu zählen insbesondere die Fähigkeit zur Rückspeisung sowie die Schaffung der erforderlichen Einrichtungen, zum Beispiel zur Deodorierung oder Trocknung des Biogases. Der Netzbetreiber ist verpflichtet, dem Anschlussnehmer, den Bilanzkreisverantwortlichen und vom Anschlussnehmer benannten Dritten (z.B. BLE, Biomethandokumentationssystemen) unverzüglich Daten über die eingespeisten Energiemengen bereitzustellen.

Zu § 35

Die Vorschrift enthält besondere Bilanzierungsregeln gegenüber den allgemein gültigen Bilanzierungsregelungen der §§ 22 ff.

Absatz 1 verpflichtet den Marktgebietsverantwortlichen, dem Biogaseinspeiser einen erweiterten Bilanzausgleich für 12 Monate anzubieten.

Absatz 2 regelt, dass vom Marktgebietsverantwortlichen besondere Biogasbilanzkreise anzubieten sind und eine Übertragung vom Biogasbilanzkreis in den Erdgasbilanzkreis möglich ist, umgekehrt jedoch nicht. Der Ausschluss der entgegen gesetzten Übertragung ist notwendig, da nur so zu Zwecken der Abrechnung und Vergütung von Biogasmengen eine eindeutige Zuordnung und Erfassung der Biogasmengen möglich ist und ein Missbrauch vermieden wird.

Absatz 3 regelt, dass der Marktgebietsverantwortliche einen besonderen Biogasbilanzkreis anbietet, der in der Regel einen Zeitraum von 12 Monaten umfasst. Der Bilanzausgleich beinhaltet einen Flexibilitätsrahmen von 25 Prozent für die Biomethanmengen, die im besonderen Biogasbilanzkreis physisch ein- oder ausgespeist werden. Der maximale Flexibilitätsrahmen beträgt für die Biomethanmengen in einem Bilanzkreiskonto 25 Prozent. Der Flexibilitätsrahmen von 25 Prozent bezieht sich auf die Differenz der kumulierten Ein- und Ausspeisemengen im Verhältnis zu der Jahresmenge. Damit wird klargestellt, dass sich der Zeitraum von 12 Monaten auf die Bilanzierung und nicht nur auf die bloße Abrechnung bezieht.

Absatz 4 verpflichtet den Bilanzkreisverantwortlichen, den zeitlichen Verlauf der Ein- und Ausspeisemenge der Biogasanlage zu prognostizieren und den Marktgebietsverantwortlichen darüber zu informieren. Die Prognose entfaltet keine bindende Wirkung.

Absatz 5 verpflichtet den Bilanzkreisverantwortlichen, die Ein- und Ausspeisemengen innerhalb des Flexibilitätsrahmens am Ende des Bilanzierungszeitraums auszugleichen. Der Bilanzkreisverantwortliche ist nicht an die Prognose nach Absatz 4 gebunden.

Absatz 6 regelt, dass positive Salden im besonderen Biogas-Bilanzkreis auf nachfolgende Jahre übertragen werden können.

Absatz 7 regelt die Kostenberechnung für vom Marktgebietsverantwortlichen bereitgestellte Ausgleichsenergie aufgrund der tatsächlichen Differenzen, die über den Flexibilitätsrahmen hinaus entstanden sind. Die Vergütung richtet sich nach diskriminierungsfreien Verfahren für die tatsächlichen und effizienten Kosten für die Lieferung von Ausgleichsenergie.

Absatz 8 regelt, dass für den erweiterten Bilanzausgleich ein Pauschalbetrag in Höhe von 0,001 €/kWh zu entrichten ist, um die Einspeisung von Biogas unter Kostengesichtspunkten zu erleichtern. Der Pauschalbetrag weicht deutlich nach unten von den tatsächlichen Kosten ab. Die tatsächlichen Kosten für den erweiterten Bilanzausgleich liegen zwischen 0,003 und 0,0075 €/kWh. Durch die Pauschale werden die Kosten für den erweiterten Bilanzausgleich und die Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz insgesamt deutlich reduziert sowie gleichzeitig Anreize zu einer Optimierung des Abnahmeportfolios gesetzt.

Zu § 36

Die Vorschrift regelt die Verantwortlichkeiten für die Einhaltung der Gasqualität.

Absatz 1 bestimmt, dass der Biogaseinspeiser ausschließlich für die Einhaltung der Voraussetzungen der Arbeitsblätter G 260 und G 262 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs e.V. (DVGW) verantwortlich ist und hierfür die Kosten trägt. Aufgrund der verschiedenen Verfahren zur Aufbereitung von Biogas ist eine Bereitstellung des Gases zu unterschiedlicher Druckhöhe vorgesehen. Der Biogaseinspeiser belegt mit einem Herstellernachweis, der durch eine staatlich zugelassene Stelle (z.B. Technischer Überwachungsverein e. V, DEKRA o. ä.) geprüft oder bestätigt wurde, die Einhaltung der maximalen Emissionsgrenzen in die Atmosphäre bei der Aufbereitung des Biogases zu Erdgasqualität. Die Methanemissionen in die Atmosphäre werden zum 30. April 2012 auf 0,2 Prozent begrenzt.

Absatz 2 bestimmt, dass der Netzbetreiber in angemessenem Umfang die Kosten für notwendige technische Anpassungen der Anlage, die dem Biogaseinspeiser aufgrund der Umstellung der Gasqualität entstehen, zu tragen hat. Die Umstellung auf die Gasqualität ist eine wirtschaftliche Entscheidung des Netzbetreibers, die vom Biogaseinspeiser nicht beeinflusst werden kann. Daher soll der Biogaseinspeiser von resultierenden Kosten freigestellt werden.

Absatz 3 bestimmt, dass der Netzbetreiber für die Einhaltung der eichrechtlichen Bestimmungen des DVGW-Arbeitsblattes G 685 verantwortlich ist und hierfür die Kosten trägt. Mit der Regelung wird der Biogaseinspeiser bzw. Transportkunde von Biogas wirtschaftlich deutlich entlastet.

Absatz 4 verpflichtet den Netzbetreiber, insbesondere die Odorierung und die Messung der Gasbeschaffenheit vorzunehmen und hierfür die Kosten zu tragen.

Zu § 37

Die Bundesnetzagentur erstellt bis zum 31.05.2011 und sodann jährlich einen Bericht zur Erreichung der in § 31 normierten Ziele, der Entwicklung der Kosten der Biogaseinspeisung, der erzielbaren Erlöse, der Kostenbelastung für Netze und Speicher sowie der Notwendigkeit von Musterverträgen.

Zu § 38

Die Vorschrift regelt den Anspruch von Betreibern neuer Speicher- und Produktionsanlagen sowie neuer Gaskraftwerke auf Reservierung von Kapazitäten im Gasnetz.

Absatz 1 gewährt im Rahmen vorhandener technischer Kapazitäten den Betreibern bestimmter Anlagen einen zeitlich begrenzten Anspruch auf Reservierung von Kapazität gegen den Fernleitungsnetzbetreiber. Die Vorschrift soll den Betreibern solcher Anlagen die endgültige Investitionsentscheidung erleichtern. Häufig müssen sich die Betreiber solcher Anlagen bereits zu einem Zeitpunkt langfristig gegenüber dem Netzbetreiber binden, zu dem eine verbindliche Investitionsentscheidung noch nicht möglich ist. Ohne diese frühzeitige vertragliche Verpflichtung gegenüber dem Netzbetreiber würde ansonsten das Risiko bestehen, dass zum Zeitpunkt der endgültigen Investitionsentscheidung benötigte Kapazität, die zum Zeitpunkt der Anfrage beim Netzbetreiber noch vorhanden war, bereits anderweitig vergeben wurde. Der zeitlich begrenzte Reservierungsanspruch bringt daher die Pflicht des Netzbetreibers zum Angebot maximaler verfügbarer Kapazität und das Interesse des Anlagenbetreibers, langfristige vertragliche Verpflichtungen erst bei bzw. nach der endgültigen Investitionsentscheidung einzugehen, in einen angemessenen Ausgleich. Satz 4 stellt klar, dass die besonderen Regelungen zum Anschluss und Netzzugang von Biogasanlagen auch gegenüber dem Reservierungsrecht der in Absatz 1 genannten Anlagen unberührt bleiben.

Absatz 2 benennt Voraussetzungen, die vom Betreiber neuer Speicheranlagen und neuer Gaskraftwerke gegenüber dem Fernleitungsnetzbetreiber vor Vornahme einer Reservierung nachgewiesen werden müssen. Es soll vermieden werden, dass Reservierungen "auf Vorrat" vorgenommen werden, obwohl das dahinter stehende Projekt noch bzw. überhaupt nicht die notwendige Planungsreife erreicht, und so knappe Kapazitäten blockiert werden. Um die Anforderungen an eine Reservierung von Kapazitäten nicht zu hoch zu legen, benennt Absatz 2 drei Kriterien, die erfüllt sein müssen. Zunächst muss eine Kurzbeschreibung des Konzepts vorliegen, um dem Fernleitungsnetzbetreiber die Beurteilung zu ermöglichen, ob grundsätzlich entsprechende Kapazitäten vorhanden sein könnten. Nummern 2 und 3 enthalten Kriterien, die dem Fernleitungsnetzbetreiber die Abschätzung ermöglichen sollen, ob die benötigten Kapazitäten zum angefragten Zeitpunkt zur Verfügung stehen. Der in Nummer 3 genannte Zeitpunkt der ersten Gasentnahme ist dabei gleichbedeutend mit dem Zeitpunkt der ersten Kapazitätsnutzung für eine Belieferung oder Ausspeisung aus der angeschlossenen Anlage.

Absatz 3 sieht Fristen vor, innerhalb derer die einzelnen Prüfverfahren abgewickelt werden müssen. Die Regelung vermeidet daher, dass der Abschluss der Prüfungen allein von Geschehnissen in der Einflusssphäre des Netzbetreibers abhängt. Sie gewährleistet zudem, dass der Anschlusspetent zeitnah ein Ergebnis erhält. Auf Basis dieses Ergebnisses kann der Anschlusspetent - bei negativem Ausfall - entscheiden, ob er für einen anderen Punkt eine Anfrage stellen möchte. Die Fristen des Absatz 3 orientieren sich dabei an den Vorgaben der Kraftwerksnetzanschlussverordnung, damit beide Verfahren möglichst parallel verlaufen. Dies ist insbesondere für die Betreiber neuer Gaskraftwerke von großer Bedeutung. Satz 7 enthält eine zeitliche Befristung der Möglichkeit, Kapazitäten zu reservieren. Dies ist erforderlich, um zu vermeiden, dass Kapazitäten auf Dauer durch Einzelne für andere Projekte blockiert werden.

Absatz 4 Satz 1 bestimmt, dass der Anschlusspetent an den Netzbetreiber eine Reservierungsgebühr zahlen muss. Diese Reservierungsgebühr ist ein Mittel, um nicht ernsthafte Kapazitätsreservierungen zu vermeiden. Satz 2 regelt die Höhe der Reservierungsgebühr, die zwar hoch genug ist, um von einer nicht ernsthaften Anfrage abzusehen, gleichzeitig jedoch keine Markteintrittsbarriere darstellt. Satz 3 regelt, dass die gezahlte Reservierungsgebühr bei endgültiger Buchung der Kapazität mit dem Netzentgelt zu verrechnen ist. Damit ist sichergestellt, dass der Anschlusspetent die Kapazitätsreservierung vergütet, die Sicherung des Zugangsanspruchs jedoch insgesamt kostenneutral bleibt und Anschlusspetenten nicht von einer Anfrage abgehalten werden.

Absatz 5 sieht vor, dass die Erlöse aus der Reservierungsgebühr auf dem Regulierungskonto in der Anreizregulierung verbucht werden, wenn die Reservierungsgebühr verfällt.

Zu § 39

Nicht in allen Fällen wird die im Fernleitungsnetz vorhandene Kapazität ausreichen, damit Kapazität in dem Umfang, der für ein neues Gaskraftwerk oder eine neue Speicher- bzw. Produktionsanlage erforderlich ist, im Netz reserviert werden kann. In diesen Fällen ist dann ein Ausbau des Netzes erforderlich. Die Vorschrift vervollständigt daher die bereits in § 38 angelegte Verbesserung der Investitionssicherheit für neue Gaskraftwerks-, Speicher- oder Produktionsanlagen-Projekte.

Absatz 1 regelt den Anspruch des Anlagenbetreibers, dass die für das Projekt benötigte Kapazität im Rahmen des Kapazitätsausbaus, der sich aufgrund des Kapazitätsbedarfsermittlungsverfahrens nach § 17 Absatz 1 als erforderlich ergeben hat, berücksichtigt wird. Der Fernleitungsnetzbetreiber ist verpflichtet, die notwendige Kapazität im Rahmen des wirtschaftlich Zumutbaren zur Verfügung zu stellen. Die wirtschaftliche Zumutbarkeit ist zu vermuten, wenn die entsprechende Kapazität beim Fernleitungsnetzbetreiber langfristig verbindlich gebucht wird. Zu diesem Zeitpunkt erhält der Fernleitungsnetzbetreiber die notwendige Sicherheit, dass es sich bei der Investition nicht um ein sog. "stranded investment" handelt. Vor diesem Hintergrund sind einerseits das Interesse des Fernleitungsnetzbetreibers an wirtschaftlicher Sicherheit und andererseits das Interesse des Anlagenbetreibers an einem Abschluss des Netzausbaus zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage angemessen auszugleichen. Angesichts der Vorlaufzeiten und der verschiedenen Phasen eines Investitionsprojekts ist es als angemessen anzusehen, wenn der Anlagenbetreiber 18 Monate vor Inbetriebnahme der Anlage die Kapazität buchen muss. Zu diesem Zeitpunkt ist davon auszugehen, dass die Planungsphase sowohl beim Anlagenbetreiber als auch beim Fernleitungsnetzbetreiber abgeschlossen sein muss.

Absatz 2 sieht vor, dass vom Fernleitungsnetzbetreiber und dem Anschlusswilligen ein verbindlicher Realisierungsfahrplan zu erarbeiten ist, der die wesentlichen Schritte des Netzausbaus regelt. Dieser Fahrplan ist erforderlich, um eine verbindliche Arbeits- und Vertrauensgrundlage zu schaffen und Meinungsverschiedenheiten aufgrund eines unterschiedlichen Verständnisses zu vermeiden.

Absatz 3 sieht vor, dass vom Anschlusswilligen während der Planungsphase des Fernleitungsnetzbetreibers eine Planungspauschale zu entrichten ist. Die Pauschale gewährleistet, dass nicht ernsthafte Verlangen nach Netzausbau vermieden werden. Um sicherzustellen, dass die Planungspauschale für den Anlagenbetreiber kostenneutral ist und damit keine Marktzutrittsbarriere darstellt, ist vorgesehen, dass diese Pauschale nach der langfristigen Kapazitätsbuchung mit dem zu zahlenden Entgelt verrechnet wird. Wird die Kapazität während der Planungsphase nicht verbindlich beim Fernleitungsnetzbetreiber gebucht, verfällt die Planungspauschale. Dies gilt dann nicht, wenn ein Dritter die vom Fernleitungsnetzbetreiber für den Anschlusswilligen vorgesehene Kapazität verbindlich bucht. In diesem Fall ist dem Anschlusswilligen die gezahlte Planungspauschale zurückzuerstatten.

Zu § 40

Absatz 1 enthält netzbezogene Informationen, die von Netzbetreibern veröffentlicht werden müssen. Mit der Regelung soll die von Transportkunden zur Vorbereitung und Abwicklung eines Gastransports benötigte Transparenz geschaffen und die Abschätzung des mit einem Gastransport verbundenen Risikos erleichtert werden. Die Veröffentlichungspflichten entsprechen im Wesentlichen den Pflichten, die bereits in der GasNZV a. F. enthalten sind. Absatz 1 Satz 1 Nummer 3 verpflichtet die Fernleitungsnetzbetreiber, eine eventuelle Zusatzmenge zumindest für den Folgetag auszuweisen. Dadurch erhalten Marktteilnehmer die notwendigen Informationen, in welchem Umfang Zusatzmengen gesichert zur Verfügung stehen. Um den internationalen Gastransport und Gashandel zu erleichtern, müssen Fernleitungsnetzbetreiber die in Absatz 1 genannten Informationen auch in englischer Sprache zur Verfügung stellen. Satz 7 verpflichtet örtliche Verteilnetzbetreiber, auf ihrer Internetseite eine Karte des Gemeindegebietes zur Verfügung zu stellen, auf der schematisch erkennbar ist, in welchen Bereichen des Gemeindegebietes Gasversorgung grundsätzlich möglich ist. Ziel ist, die in diesem Zusammenhang weiterhin bestehende Informationsasymmetrie zwischen dem althergebrachten Gaslieferanten im Netzgebiet des Verteilnetzbetreibers und neuen Anbietern zu beseitigen. Dies ist insbesondere vor dem Hintergrund erforderlich, dass der althergebrachte Lieferant die Lage der Gasanschlüsse kennt und daher gezielter um Kunden werben kann als ein neuer Lieferant.

Absatz 2 verpflichtet Marktgebietsverantwortliche, bilanzierungsrelevante Informationen, insbesondere die Methoden, die bei der Berechnung der Bilanzierungsentgelte verwendet werden, zu veröffentlichen. Die Transportkunden erhalten so die notwendige Transparenz über das Zustandekommen der Bilanzierungsentgelte.

Zu § 41

Einem problemlosen Wechsel des Lieferanten kommt eine Schlüsselstellung im Wettbewerb mit Haushaltskunden zu. Damit der Gashändler, der neue Kunden beliefern möchte, dazu in der Lage ist, muss der Ausspeisenetzbetreiber dem neuen Lieferanten auf Verlangen die erforderlichen Daten zur Verfügung stellen. Dies umfasst insbesondere Daten, die für die vertragliche Abwicklung der Belieferung erforderlich sind.

Zu § 42

Kapazitäten, die von einem Transportkunden bisher zur Versorgung eines Letztverbrauchers genutzt werden, müssen dem neuen Lieferanten zur Verfügung gestellt werden, wenn ohne diese Weitergabe ein Lieferantenwechsel ausgeschlossen wäre. Dabei wird das Interesse des neuen Lieferanten, die zur Belieferung dieses Kunden vom alten Lieferanten nicht mehr benötigten Kapazitäten zu übernehmen, höher bewertet als das mögliche Interesse des alten Lieferanten, seine Kapazitäten weiterhin zu verwenden. Die Anforderungen an die Begründung des neuen Lieferanten sollen nicht zu unnötigem Aufwand führen, sondern müssen wirtschaftlich zumutbar sein.

Zu § 43

Die Vorschrift regelt die Verantwortung für die Messung und ergänzt insoweit § 21b des Energiewirtschaftsgesetzes. Sie berechtigt den Netzbetreiber - soweit er nicht Messstellenbetreiber ist oder die Messungen durch einen Messdienstleister durchgeführt werden - zu Kontrollmessungen. Dies lässt jedoch vertragliche Regelungen zwischen Netzbetreiber und Messstellenbetreiber bzw. Messdienstleister unberührt, die den Netzbetreiber verpflichten können, den jeweiligen Messstellenbetreiber bzw. Messdienstleister mit einer etwaigen Kontrollablesung zu beauftragen. Dieses Kontrollrecht ist erforderlich, da die Messung eine wesentliche Funktion insbesondere bei der Abrechnung des betroffenen Netzbetreibers gegenüber den Transportkunden hat. Maßgeblich für die Vornahme der Messung sind die Regeln der Messzugangsverordnung sowie die Regelungen in den §§ 44 bis 47.

Zu § 44

Die Vorschrift regelt die Messung des von Haushaltskunden entnommenen Gases. Die Messung erfolgt grundsätzlich in regelmäßigen zeitlichen Abständen, um eine regelmäßige Abrechnung zu ermöglichen. Dabei sind die Vorgaben des Grundsversorgers zu beachten. Für den Fall, dass ein Kunde vom Grundversorger zu einem anderen Lieferanten wechselt, müssen Verfahren installiert sein, nach denen der Verbrauchswert ermittelt wird, um eine Schlussrechnung und eindeutige Abgrenzung zu ermöglichen. Zur Abrechnung kann entweder ein gemessener Wert oder eine zeitanteilige Schätzung zugrunde gelegt werden.

Zu § 45

Die Vorschrift stellt sicher, dass im Falle einer Durchführung der Messung durch Dritte bei der Wahl der Zeitabstände der Messung durch den Dritten auch das Vorliegen einer Vereinbarung nach § 40 Absatz 2 Satz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes beachtet wird. Gleichzeitig enthält die Vorschrift eine Verpflichtung des Netzbetreibers. Unabhängig davon, ob er selbst die Messung durchführt oder die Messdaten von Dritten erhält, muss er bei der Übermittlung von Messdaten an den Netznutzer das Vorliegen einer solchen Vereinbarung beachten. Netznutzer wird im Regelfall der Lieferant sein. Ist Netznutzer der Letztverbraucher, so obliegt es ihm, eine Harmonisierung der Ablesezeiträume mit der auf sein Verlangen getroffenen Vereinbarung nach § 40 Absatz 2 Satz 2 EnWG herbeizuführen. Grundsätzlich bleibt der Lieferant frei, eine Ablesung auch in anderer Weise sicherzustellen.

Zu § 46

Absatz 1 bestimmt, dass für den Betrieb der Mess- und Steuereinrichtungen und die damit zusammenhängenden Pflichten die Regeln der spezielleren Messzugangsverordnung gelten. Absatz 2 regelt die Haftung der Netznutzer gegenüber dem Messstellenbetreiber.

Zu § 47

Die Vorschrift regelt die Rechte des Transportkunden im Zusammenhang mit Messeinrichtungen. Absatz 2 enthält eine Regelung, in welchen Fällen der Transportkunde bzw. der Messstellenbetreiber die Kosten zu tragen hat.

Zu § 48

Die Vorschrift regelt das Verfahren, nach dem bei einem Messfehler vorgegangen werden soll, wenn aufgrund des Messfehlers eine fehlerfreie Ablesung von Verbrauchsdaten nicht möglich ist.

Zu § 49

§ 25 des Energiewirtschaftsgesetzes enthält den materiellen Verweigerungsgrund im Fall ernsthafter wirtschaftlicher und finanzieller Schwierigkeiten, die dem Unternehmen durch die Gewährung des Netzzugangs entstehen könnten. § 49 regelt das Verfahren, in dem dieser Verweigerungsgrund geltend gemacht werden kann. Die vorgesehene Antragsfrist soll sicherstellen, dass eine abschließende Entscheidung über die Berechtigung der Zugangsverweigerung noch vor Beginn des Gaswirtschaftsjahres getroffen werden kann.

Stimmt die Regulierungsbehörde dem Antrag auf Zugangsverweigerung zu, so überprüft die Europäische Kommission deren Entscheidung. Die Regulierungsbehörde ist an eine endgültige Entscheidung der Kommission entsprechend Absatz 2 gebunden.

Zu § 50

Ein funktionierendes Netzzugangssystem setzt eine Vielzahl von einheitlichen Reglungen und Verfahren voraus. Des Weiteren muss ein Netzzugangssystem lernfähig sein, um zu gewährleisten, dass die Vorgaben nicht an den Bedürfnissen der Praxis vorbei gehen. In der Regel zeigt erst die Praxis, an welchen Stellen Ergänzungs- bzw. Anpassungsbedarf besteht, um funktionierenden Wettbewerb im Netz zu ermöglichen. Um eine Überregulierung durch den Verordnungsgeber zu vermeiden, die zu einem starren, inflexiblen System führen würde, erhält die Regulierungsbehörde die Befugnis, weitere Festlegungen in einzelnen Regelungsbereichen zu treffen. Im Rahmen ihrer Entscheidungsbefugnisse hat die Behörde auch zu prüfen, ob der Nutzen der beabsichtigten Festlegungen in einem angemessenen Verhältnis zu den damit für Netzbetreiber und Netznutzer verbundenen Kosten steht. In Absatz 5 erhält die Bundesnetzagentur die Befugnis, zusätzliche Veröffentlichungspflichten festzulegen, soweit dies für den Wettbewerb im Gashandel oder bei der Belieferung von Kunden erforderlich ist. Wenn die Bundesnetzagentur von dieser Befugnis Gebrauch macht, hat sie bei der Festlegung des Umfanges im Rahmen der Prüfung der Verhältnismäßigkeit der Regelung nicht ausschließlich einen Kosten-Nutzen-Vergleich durchzuführen. Es sind vielmehr insbesondere auch sicherheitsrelevante Aspekte im Rahmen der Festlegung von der Bundesnetzagentur zu berücksichtigen.

Zu § 51

Die Vorschrift enthält Bußgeldtatbestände, die als ultima ratio sicherstellen sollen, dass die wesentlichen Elemente der Verordnung und damit die Eckpfeiler eines funktionierenden Gasmarktes effektiv durchgesetzt werden können. Zudem wird - wie schon in der GasNZV a.F. - sichergestellt, dass die Regulierungsbehörde die notwendigen Möglichkeiten zur Durchsetzung ihrer Entscheidungen an die Hand bekommt.

Artikel 2

Artikel 2 enthält eine Änderung der Messzugangsverordnung, um auch im Gasbereich für Standardlastprofilkunden die Anwendungsmöglichkeiten moderner Messgeräte zu erweitern.

Artikel 3

Die Neuregelung des § 13 Absatz 2 Satz 4 bis 7 ersetzt den bisherigen § 13 Absatz 2 Satz 4 und 5 der Niederdruckanschlussverordnung. Die Neuregelung nach § 13 Absatz 2 Satz 5 und 6 unterscheidet, den europarechtlichen Vorgaben entsprechend, zwischen Materialien und Gasgeräten, für die die CE-Kennzeichnung

vorgeschrieben ist, und solchen, für die sie nicht vorgeschrieben ist. Nach Auffassung der Europäischen Kommission ist nach der Druckgeräterichtlinie 97/23/EG die CE-Kennzeichnung

die einzige Kennzeichnung, die die Konformität der Produkte mit den Bestimmungen dieser Richtlinie bescheinigt. Damit ist die CE-Kennzeichnung verpflichtend für alle Produkte, die in den Geltungsbereich dieser Richtlinie fallen.

Die Neuregelung ergänzt die bisherige Regelung aus europarechtlichen Gründen um eine Gleichwertigkeitsregelung (vgl. Mitteilung der Kommission zu Auslegungsfragen - Erleichterung des Marktzugangs für Waren in einem anderen Mitgliedstaat: praktische Anwendung des Prinzips der gegenseitigen Anerkennung, ABl. EU (Nr. ) C 265 S. 2 v. 4.11.2003). § 13 Absatz 2 Satz 7 unterscheidet dabei, den europäischen Vorgaben entsprechend, zwischen Materialien und Geräten nach Nummer 1 und nach Nummer 2.

Artikel 4

Die Neuregelung ergänzt die bisherige Regelung aus europarechtlichen Gründen um eine Gleichwertigkeitsregelung (vgl. Mitteilung der Kommission zu Auslegungsfragen - Erleichterung des Marktzugangs für Waren in einem anderen Mitgliedstaat: praktische Anwendung des Prinzips der gegenseitigen Anerkennung, ABl. EU (Nr. ) C 265 S. 2 v. 4.11.2003). § 13 Absatz 2 Satz 9 unterscheidet dabei, den europäischen Vorgaben entsprechend, zwischen Materialien und Geräten nach Nummer 1 und nach Nummer 2.

Artikel 5

Zu Nummer 1

Die Regelung enthält einen rein redaktionellen Nachvollzug, um zutreffende Verweise auf die Gasnetzzugangsverordnung zu gewährleisten.

Zu Nummer 2

Die Regelung enthält einen rein redaktionellen Nachvollzug, um zutreffende Verweise auf die Gasnetzzugangsverordnung zu gewährleisten.

Zu Nummer 3

Die Einfügung stellt klar, dass für die Einspeisung von Biogas ins Ferngasnetz keine Einspeiseentgelte zu entrichten sind. Damit wird gewährleistet, dass Einspeiser von Biogas nicht wegen des zu zahlenden Einspeiseentgeltes auf die Einspeisung von Biogas ins Fernleitungsnetz verzichten.

Zu Nummer 4

Die Regelung berücksichtigt in Buchstabe a, dass gegenwärtig die pauschalen Entgelte für vermiedene Netzkosten weder in der Berechnung des Verkaufspreises für Biogas noch in der Wirtschaftlichkeitsrechnung von Anlagen berücksichtigt werden. Insbesondere finanzierende Kreditinstitute integrieren diese pauschalen Entgelte nicht in der Wirtschaftlichkeitsrechnung. Vor diesem Hintergrund ist die Festschreibung der Entgelte erforderlich, um in diesem Zusammenhang Erleichterung zu schaffen.

Die Regelung enthält in Buchstabe b einen rein redaktionellen Nachvollzug, um zutreffende Verweise auf die Gasnetzzugangsverordnung zu gewährleisten.

Zu Nummer 5

Die Regelung enthält einen rein redaktionellen Nachvollzug, um zutreffende Verweise auf die Gasnetzzugangsverordnung zu gewährleisten.

Artikel 6

Zu Nummer 1

Die Regelung enthält einen rein redaktionellen Nachvollzug, um zutreffende Verweise auf die Gasnetzzugangsverordnung zu gewährleisten.

Zu Nummer 2

Die Regelung enthält einen rein redaktionellen Nachvollzug, um zutreffende Verweise auf die Gasnetzzugangsverordnung zu gewährleisten.

Artikel 7

Zu Nummer 1

Die Einfügung eines neuen § 1 Nummer 6a UVP-V Bergbau betrifft die in den letzten Jahren infolge der sicherheitstechnischen, wirtschaftlichen und ökologischen Vorteile zunehmend an Bedeutung gewinnende Untergrundspeicherung von Erdgas und anderen Stoffen und sieht vor, dass neben den nach Nummer 9 der Anlage 1 zum UVPG der UVP-Pflicht unterliegenden Anlagen zur oberirdischen und unterirdischen Lagerung von brennbaren Gasen und Flüssigkeiten in festen Behältern auch Anlagen zur unterirdischen behälterlosen Speicherung von Erdgas und anderen Stoffen nach Maßgabe des § 1 Nummer 6a UVP-pflichtig sind. Mit den in § 1 Nummer 6a angegebenen Prüfwerten wird für die allgemeine Vorprüfung des Einzelfalls eine ausreichende Menge von Anlagen erfasst, um den Aspekten Art, Größe und Standort von Vorhaben im Hinblick auf die sicherheitstechnischen, wirtschaftlichen und ökologischen Besonderheiten von Untergrundspeichern Rechnung zu tragen. Um im Einzelfall auch eine kleinere Anlage zu erfassen, die auf Grund besonderer Standortgegebenheiten zu erheblichen nachteiligen Umweltauswirkungen insbesondere im Hinblick auf die zugehörigen Tagesanlagen führen kann, ist in § 1 Nummer 6a eine standortbezogene Vorprüfung vorgesehen, die schon ab einem geringeren Prüfwert eröffnet wird.

Zu Nummer 2

Die Vorschrift enthält im Anschluss an § 4 Absatz 1 bis 3 UVP-V Bergbau die erforderliche Überleitungsregelung für begonnene Verfahren betreffend Untergrundspeicher, die vor dem Inkrafttreten der Änderungsverordnung eingeleitet worden sind.

Artikel 8
Die Vorschrift regelt das Inkrafttreten der Verordnung und das Außerkrafttreten der GasNZV a. F.

Anlage 1

lfd. Nr. Informationspflicht (Bezeichnung)ParagrafPeriodizitätFallzahl pro JahrBürokratie-Kosten in €Bürokratie-Kosten in € nach der noch geltenden GasNZVBemerkungen
1Registrierungspflicht für Transportkunden am Gashandel§ 6 Abs. 1 i.V. § 12 Abs. 3 letzter Satzeinmalig4.3475.608,0040,00bisher schon - geringe Fallzahl; Kosten entstehen einmal bei Registrierung, d.h. nicht jährlich.
2Registrierungspflicht für Bilanzkreisverantwortliche am Gashandel§ 6 Abs. 1 i.V. § 12 Abs. 3 letzter Satzeinmalig85110,000,00neu; Kosten entstehen einmal bei Registrierung, d.h. nicht jährlich.
3Rechtzeitige Anmeldung der zur Abwicklung des Transportes erforderlichen Vorhalteleistung durch nachgelagerten örtlichen Verteilnetzbetreiber (VNB) an vorgelagerten örtlichen VNB§ 8 Abs. 4 letzter Satz1450726,000,00neu; Datenübermittlung erfolgt elektronisch
4Gegenseitige Informationspflicht der Fernleitungsnetzbetreiber zu verfügbaren Kapazitäten§ 9 Abs. 2 letzter Satz19361.208,00430,00bisher schon - geringe Fallzahl; Voraussetzungen für elektronischen Datenaustausch (Programme/Datenbanken) wurde mit der bisher geltenden VO geschaffen
5Pflicht für Fernleitungsnetzbetreiber alle erforderlichen Informationen zur Überprüfung der Ermittlung der technischen Kapazitäten der Regulierungsbehörde zur Verfügung zustellen§ 9 Abs. 4 Satz 3118335,000,00neu
6Durch Netzbetreiber (auch Fernleitungsnetzbetreiber) transparente Information über Kapazitätsangebote sowie Nachfragen von gleichartigen Kapazitäten auf Primärplattform sowie Sekundärplattform (beides im Internet)§ 12 Abs.3 i.V.m. Abs. 4365262.07084.518,0065.000,00bisher schon - geringe Fallzahl; Voraussetzungen für elektronischen Datenaustausch (Programme/Datenbanken) wurde mit der bisher geltenden VO geschaffen; täglich über Fallzahl abgedeckt
7Durch Fernleitungsnetzbetreiber Vorlage der Dokumentation über Erlöse auf Verlangen der Regulierungsbehörde§ 13 Abs. 4 letzter Satz11825,000,00bisher schon; aber Fallzahl 0; berechnet nur Übermittlung, da Dokumentation ohnehin schon gemacht wird
8Durch Transportkunden Anmeldung von Inanspruchnahme von Ein- und Ausspeisekapazitäten gegenüber Fernleitungsnetzbetreiber§ 15 Abs. 1 i.V.m. Abs. 2365155.85550.264,000,00neu; täglich über Fallzahl abgedeckt
9Auf Anforderung der Regulierungsbehörde zur Verfügungstellung von Informationen nach § 16 Abs. 4 Satz 1 sowie Abs. 2 und 3 durch Fernleitungsnetzbetreiber§ 16 Abs. 4 Satz 2 2. Halbsatz000,000,00neu
10Auf Anforderung der Regulierungsbehörde zur Verfügungstellung von Informationen nach § 16 Abs. 4 Satz 1 Nr. 2 und 3 durch Transportkunden§ 16 Abs. 4 Satz 3000,000,00neu
11Auf Verlangen der Transportkunden Zurverfügungstellung der Informationen nach Satz 1 durch Fernleitungsnetzbetreiber§ 16 Abs. 4 letzter Satz i.V.m. Satz 1000,000,00neu
12Pflicht zur Veröffentlichung (Internetseite) des ermittelten Kapazitätsbedarfs durch Fernleitungsnetzbetreiber§ 17 Abs. 1 Satz 411825,000,00neu
13Mitteilung der Gründe der Kapaziätsreduzierung durch Fernleitungsnetzbetreiber gegenüber Transportkunden§ 18 Satz 211858,0040,00bisher schon
14Begründung der Ablehnung eines Angebotes zur Kompatibilität des anstehenden Gases durch Fernleitungs- und Verteilnetzbetreiber§ 19 Abs. 4 letzter Satz1772,00150,00bisher schon
15Durch Fernleitungsnetzbetreiber Übermittlung der Analyse nach § 21 Satz 3 GasNZV bis 1. Oktober 2012 an Regulierungsbehörde sowie im Einzelfall Gewährung des Zugangs zu weiteren Systemen für Regulierungsbehörde§ 21 Satz 7 i.V.m.Satz 911825,000,00neu
16Auf Verlangen der Transportkunden (der Fernleitungsnetzbetreiber) Zurverfügungstellung der Informationen, soweit eine Marktgebietszusammenlegung nicht erfolgt, durch Marktgebietsverantwortliche§ 21 Absatz 2 Satz 3 i.V.m. Absatz 112.5626.610,000,00neu
17Anzeige durch Verteilnetzbetreiber gegenüber Regulierungsbehörde höherer oder niedrigerer Grenzwerten für Standardlastprofile§ 24 Abs. 2 letzter Satz1116225,001000,00bisher schon; aufgrund schon geschaffener technischer Voraussetzungen (Programme/Datenbanken) Reduzierung der Kosten
18Mitteilung der Prognose (Basis Vorjahresverbrauch) über den Jahresverbrauch gegenüber dem Transportkunden oder Netznutzer durch Verteilnetzbetreiber§ 24 Abs. 4 Satz 2 i.V.m. Satz 3139207.585,000,00neu
19Zur Verfügungstellung aller Informationen zur Abwicklung des Bilanzkreises zwischen Netzbetreiber und Marktgebietsverantwortlichem sowie gegenüber Transportkunden und Bilanzkreisverantwortlichen§ 26 Abs. 1i.V.m. Abs. 216187279.815,000,00neu; Datenaustausch elektronisch in bundesweit einheitlichem Format
20Durch Netzbetreiber Veröffentlichung der Netzanschlusserfordernisse auf Internetseite§ 33 Abs. 3einmalig718179.500,000,00neu; Kosten entstehen einmalig für Anpassung IT-Software
21Aktualisierung der Daten zur Netzauslastung oder Engpässen auf Internetseite durch Netzbetreiber§ 33 Abs. 3 Nr. 3365262.070169.035,000,00neu; zur Verfügungstellung elektronischer Daten; täglich über Fallzahl abgedeckt
22Mitteilung des Netzbetreibers gegenüber dem Netzanschlussbegehrenden hinsichtlich der Prüfung zur Vorbereitung der Entscheidung§ 33 Abs. 4 i.V.m. Abs. 512052,000,00neu; analog KraftNAV
23Durch Netzbetreiber Realisierungsfahrplan unverzüglich der Regulierungsbehörde vorlegen§ 33 Abs. 7 Satz 912052,000,00neu
24Durch Netzbetreiber Nachweis der Ablehnung Netzanschlusses§ 33 Abs.8 i.V.m. § 17 Abs. 2 EnWG1215,000,00neu
25Mitteilung des Netzbetreibers gegenüber dem Netzanschlussbegehrenden hinsichtlich der Prüfung zur Vorbereitung der Entscheidung§ 38 Abs. 311026,000,00neu; analog KraftNAV
26Veröffentlichungspflichten auf Internetseite für Fernleitungsnetzbetreiber§ 40 Abs. 1einmalig1831.500,0028.800,00bisher schon und neu; aufgrund schon geschaffener technischer Voraussetzungen (Programme/Datenbanken) besteht nur für neue Veröffentlichungen einmaliger Anpassungsbedarf der IT-Software
Aktualisierungen der Daten020.97027.052,00Akutalisierung teils jährlich, monatlich oder täglich ist über Fallzahl abgedeckt
27Veröffentlichungspflichten auf Internetseite für Verteilnetzbetreiber§ 40 Abs. 1einmalig700350.000,00bisher schon und neu; aufgrund schon geschaffener technischer Voraussetzungen (Programme/Datenbanken) besteht nur für neue Veröffentlichungen einmaliger Anpassungsbedarf der IT-Software
Aktualisierungen der Daten028.70037.023,00Akutalisierung teils jährlich, monatlich ist über Fallzahl abgedeckt
28Veröffentlichungspflicht auf Internetseite für örtliche Verteilnetzbetreiber für eine Karte mit schematischer Darstellung der an as örtliche Gasverteilnetz angeschlossenen Bereiche im Gemeindegebiet§ 40 Abs. 1 letzter Satzeinmalig700700.000,000,00neu; Kosten entstehen einmal für Einrichtung der Gaskarte auf Internetseite
Aktualisierungen der Daten1070070.000,000,00Anpassung in Abhängigkeit von Entwicklung des Netzausbaus, deshalb einmal in 10 Jahren
29Veröffentlichungspflichen auf Internetseite für Marktgebietsverantwortliche zu Entgelten für Ausgleichs- und Regelenergie§ 40 Abs. 2einmalig64.500,000,00neu; Kosten entstehen wegen Anpassungsbedarf der IT-Software für schon bestehende Internetseite
Aktualisierungen der Daten022682.926,000,00Akutalisierung teils jährlich, monatlich, täglich ist über Fallzahl abgedeckt
30wechselseitige Mitteilung von Änderungen wesentlicher Kundendaten durch Netzbetreiber und Lieferanten§ 41 Abs. 2 letzter Satz1167.500216.075,00540.188,00bisher schon; aufgrund schon geschaffener technischer Voraussetzungen (Programme/Datenbanken) Reduzierung der Kosten
31Mitteilung durch Anschlussnehmer an Messstellenbetreiber über Verlust, Beschädigung und Störung der Messeinrichtung§ 46 Abs. 2000,000,00als IP bei § 8 Abs. 4 Satz 2 MessVO berechnet
32Antrag auf Nachprüfung der Messeinrichtungen durch Transportkunden§ 47 Ab. 1000,000,00bisher schon, keine Fallzahl
33Antrag nach § 25 Satz 2 EnWG an Regulierungsbehörde§ 49 Abs. 1000,000,00als IP bei § 25 Satz 2 EnWG mit Fallzahl 0 angegeben (200611201008276);
Gesamtbürokratiekosten2.024.965,00635.648,00
einmalige Kosten1.271.218,00106.446,00tatsächlich wegfallende Kosten, da IP bei Außerkrafttreten der jetzigen VO nicht in neue VO aufgenommen werden
jährliche Bürokratiekosten753.747,00742.094,00insgesamt wegfallende Kosten, da bisher geltende V0 außer Kraft tritt
1Evaluierungsbericht der Regulierungsbehörde zu Ausgleichs- und Regelenergiesystemen an BMWi§ 30000,000,00neu; Umsetzung IEKP der Bundesregierung (Meseberg)
2Monitoringbericht der Regulierungsbehörde (erstmals 31.5.2011) über Auswirkungen der Sonderregelungen zu Biogas an BMWi, ab 2011 jährlich§ 37000,000,00neu;
3Bekanntgabe im Amtsblatt und Internet durch Regulierungsbehörde der Festlegungsentscheidungen§ 47 Abs. 5000,000,00bisher schon

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Anlage
Stellungnahme des Nationalen Normenkontrollrates gem. § 6 Abs. 1 NKR-Gesetz:
NKR-Nr. 1239:
Verordnung zur Neufassung und Änderung von Vorschriften auf dem Gebiet des Energiewirtschaftsrechts sowie des Bergrechts

Der Nationale Normenkontrollrat hat das oben genannte Regelungsvorhaben auf Bürokratiekosten, die durch Informationspflichten begründet werden, geprüft.

Die Verordnung enthält für die Wirtschaft insgesamt 33 Informationspflichten. Davon werden 20 Informationspflichten neu eingeführt und 13 bisher bereits bestehende Informationspflichten - insbesondere der derzeit geltenden Gasnetzzugangsverordnung - übernommen. Zudem werden 26 Informationspflichten der Gasnetzzugangsverordnung aufgehoben. Für die Verwaltung werden zwei Informationspflichten neu eingeführt und eine bestehende Informationspflicht geändert.

Das Ressort hat die im Regelungsvorhaben enthaltenen Informationspflichten und die daraus resultierenden Bürokratiekosten der Wirtschaft ausführlich dargestellt.

Durch die Einführung neuer Informationspflichten entstehen jährliche Bürokratiekosten von rund 385.000 Euro. Demgegenüber stehen jedoch Entlastungen von 373.000 Euro durch Änderung und Aufhebung bestehender Informationspflichten der derzeit geltenden Gasnetzzugangsverordnung. Im Saldo führt das Regelungsvorhaben damit zu einer jährlichen Mehrbelastung der Wirtschaft von rund 12.000 Euro.

Darüber hinaus entstehen einmalige Bürokratiekosten der Wirtschaft von rund 1,27 Mio. Euro.

Ziel der Verordnung ist es, die Rahmenbedingungen für einen Wettbewerb auf den Märkten durch diskriminierungsfreien und marktorientierten Netzzugang zu erreichen. In diesem Sinne ist es nach Auffassung des Ressorts wichtig, dass die auf dem Gasmarkt tätigen Akteure alle für ihr Handeln notwendigen Informationen erhalten und bestehende Informationsdefizite abgebaut werden.

So verpflichtet beispielsweise § 40 Abs. 1 Satz 5 örtliche Verteilnetzbetreiber, auf ihrer Internetseite eine Karte des Gemeindegebietes zur Verfügung zu stellen, auf der schematisch erkennbar, in welchen Bereichen des Gemeindegebietes Gasversorgung grundsätzlich möglich ist. Damit soll die weiterhin bestehende Informationsasymmetrie zwischen dem derzeitigen Gaslieferanten im Netzgebiet des Verteilnetzbetreibers und neuen Anbietern beseitigt werden. Dies sei insbesondere vor dem Hintergrund erforderlich, dass der derzeitige Lieferant die Lage des bestehenden Gasnetzes kennt und daher gezielter um Kunden werben kann als ein neuer Lieferant. Zur Einrichtung der Karte über das Gasnetz entstehen den örtlichen Verteilnetzbetreibern sowohl einmalige Kosten als auch jährlich Aktualisierungskosten.

Insgesamt liegen dem Nationalen Normenkontrollrat keine Anhaltspunkte für kostengünstigere Regelungsalternativen vor, um die oben genannte Ziele zu erreichen. Gleichwohl bittet er das Ressort, nach einem angemessenen Zeitraum zu evaluieren, inwieweit sich die neu eingeführten Informationspflichten bewährt und zur beabsichtigten Zielerreichung beigetragen haben.

gez. gez.
Catenhusen Dr. Schoser
Stv. Vorsitzender Berichterstatter