Source: https://www.thyssengas.com/netzauskunft/transparenzinformation/veroeffentlichungen-von-informationen-gemaess-verordnung-eu-2017460-nc-tar/
Timestamp: 2018-05-27 01:01:51
Document Index: 190071627

Matched Legal Cases: ['Art. 30', 'Art. 30', 'Art. 30', 'Art. 30', 'Art. 30', 'Art. 30', 'Art. 30', 'Art.30', 'Art.30', 'Art.30', '§6', 'Art.30', '§255', '§6', 'Art.30', 'Art.30', '§12', 'Art.30', '§8', 'Art. 30', 'Art. 30', 'Art. 30', 'Art. 30', '§13', '§5', 'Art. 30', 'Art.30', 'Art.30', '§20', '§7', '§19', '§10', '§20', '§15', 'Art.30', 'Art.30', 'Art. 30', 'Art.30', 'Art. 30', 'Art.30']

Thyssengas GmbH - Veröffentlichungen von Informationen gemäß Verordnung (EU) 2017/460 (NC TAR)
Veröffentlichung von Informationen gemäß Netzkodex über harmonisierte Fernleitungsentgeltstrukturen
Die europäischen Fernleitungsnetzbetreiber sind gemäß Artikel 30 des Netzkodexes über harmonisierte Fernleitungsentgeltstrukturen (Verordnung (EU) 2017/460) verpflichtet, auf ihren Internetseiten verschiedene Informationen zu veröffentlichen. Hier finden Sie einen Überblick über diese Informationen.
Die Tabelle können Sie hier herunterladen
Veröffentlichungspflichten gem. Verordnung (EU) 2017/460 (NC TAR)
Stand: 01.12.2017 Anforderung Information
Zu veröffentlichende Informationen gemäß Art. 30 NC TAR
Art. 30 (1a) i) technische Kapazität an den Ein- und Ausspeisepunkten und die damit verbundenen Annahmen; nicht relevant (N/A)
Art. 30 (1a) ii) prognostizierte kontrahierte Kapazität an den Ein- und
Ausspeisepunkten und die damit verbundenen Annahmen prognostizierte kontrahierte Einspeisekapazität: 9.882.149 kWh/h
prognostizierte kontrahierte Ausspeisekapazität an Speichern: 500.000 kWh/h
prognostizierte kontrahierte Ausspeisekapazität an sonstigen Punkten: 25.309.444 kWh/h
Annahmen: gebuchte Kapazitäten und Prognosewerte, Kapazitäten entsprechend der Festlegung BEATE (Beschluss BK9-14/608 der Bundesnetzagentur) gewichtet
Art. 30 (1a) iii) Menge und Richtung des Gasflusses an Ein- und Ausspeisepunkten und die damit verbundenen Annahmen, wie z. B. Angebots- und Nachfrageszenarien für den Gasfluss zu Spitzenzeiten; nicht relevant (N/A)
Art. 30 (1a) iv) eine ausreichend detaillierte Darstellung der Fernleitungsnetzstruktur; nicht relevant (N/A)
Art. 30 (1a) v) zusätzliche technische Informationen zum Fernleitungsnetz, wie Länge und Durchmesser der Pipelines und Leistung der Verdichterstationen; nicht relevant (N/A)
Art. 30 (1b)(i) zulässige Erlöse und/oder die Zielerlöse des Fernleitungsnetzbetreibers zulässige Erlöse 2018:
166.997.426 €
Art.30 (1b) (ii) Informationen zu Änderungen der unter Ziffer i genannten Erlöse gegenüber dem vorangegangenen Jahr; Die Veränderung der zulässigen Erlöse 2018 gegenüber den zulässigen Erlösen des Jahres 2017 ist i.W. durch das veränderte Ausgangsniveau der 3. Regulierungsperiode (Kostenbasisjahr 2015) bedingt. Das Ausgangsniveau wurde gemäß der Formel der Anreizregulierungsverordnung angepasst (vgl. Anlage 1 ARegV).
Art.30 (1b) (iii) (1) Arten von Vermögen, die zum regulierten Anlagevermögen gehören,
und ihr Gesamtwert; Arten des regulierten Anlagevermögens (vgl. Anlage 1 der GasNEV):
II. Gasbehälter
III. Erdgasverdichteranlagen
IV. Rohrleitungen/ Hausanschlussleitungen
VI. Fernwirkanlagen
Gesamtwert des regulierten Anlagevermögens im Kostenbasisjahr 2015:
459.420.433 €
Art.30 (1b) (iii) (2) Kapitalkosten und Methode zu ihrer Berechnung Kapitalkosten des Kostenbasisjahres 2015: 43.979.914 €
Die Methode zur Berechnung der Kapitalkosten ist in §§6-8 GasNEV festgelegt.
Art.30 (1b) (iii) (3) Investitionsausgaben, darunter
a) Methoden zur Bestimmung des Anschaffungswerts der
Vermögensgegenstände Die Anschaffungs- und Herstellungskosten der Vermögensgegenstände ergeben sich gemäß §255 HGB.
b) Methoden zur Neubewertung der Vermögensgegenstände; In der deutschen Anreizregulierung ist keine Neubewertung der Vermögensgegenstände vorgesehen (vgl. Vorgaben der GasNEV).
c) Erläuterungen zur Entwicklung des Vermögenswertes; Die Anlagegüter werden nach §6 Absatz 5 GasNEV linear abgeschrieben. Die Abschreibungsdauer ist in Anlage 1 GasNEV vorgegeben.
d) Abschreibungszeiträume und -beträge für jede Art
von Vermögen; Abschreibungszeiträume und -beträge:
3-70 Jahre (keine Abschreibung für Grundstücke)
Betrag im Kostenbasisjahr 2015: 2.877.945 €
Betrag im Kostenbasisjahr 2015: 0 €
20-60 Jahre
Betrag im Kostenbasisjahr 2015: 3.236.422 €
30-65 Jahre
Betrag im Kostenbasisjahr 2015: 13.408.238 €
8-60 Jahre
Betrag im Kostenbasisjahr 2015: 6.933.262 €
Art.30 (1b) (iii) (4) Betriebskosten operative Ausgaben des Kostenbasisjahres 2015:
95.167.718 €
Art.30 (1b) (iii) (5) Anreizmechanismen und Effizienzziele; Die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber unterliegen dem System der Anreizregulierung gemäß den Vorgaben der ARegV, §§12-16 ARegV regeln hierbei Anreizmechanismen und Effizienzziele.
Der Erlösobergrenze eines Netzbetreibers, die für die Regulierungsperiode (5 Jahre) bestimmt wird, liegen die Kosten zu Grunde, welche im Basisjahr (Jahr 3 vor der neuen Regulierungsperiode) beim Netzbetreiber entstanden und von der Regulierungsbehörde geprüft sind. Des Weiteren wird ein Effizienzvergleich zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern durchgeführt und auf Basis deren Aufwands- und Strukturparameter unternehmensindividuelle Effizienzwerte ermittelt. Etwaige Ineffizienzen sind über die Dauer einer Regulierungsperiode abzubauen.
Ebenfalls berechnet die Regulierungsbehörde einen generellen sektoralen Produktivitätsfaktor, der für alle Fernleitungsnetzbetreiber einheitlich zur Anwendung kommt.
Sowohl der unternehmensindividuelle Effizienzwert als auch der generelle sektorale Produktivitätsfaktor sind für die 3. Regulierungsperiode (2018-2022) noch nicht final festgelegt.
Art.30 (1b) (iii) (6) Inflationsindizes; Der Verbraucherpreisgesamtindex ergibt sich aus den Vorgaben des §8 ARegV. Der Wert VPIt in der Formel aus Anlage 1 ARegV ist für die Erlösobergrenze 2018 entsprechend mit dem veröffentlichten Wert des Statischen Bundesamtes des Jahres 2016 anzusetzen und beträgt 107,4. Der Wert des Basisjahres (VPI0) in der Formel aus Anlage 1 ARegV ist mit dem veröffentlichten Wert des Statistischen Bundesamtes des Jahres 2015 anzusetzen. Der Wert für das Jahr 2015 beträgt 106,9.
Art. 30 (1b) (iv) die Erlöse aus Fernleitungsdienstleistungen Erlöse aus Fernleitungsdienstleistungen 2018: 163.654.906 €
Art. 30 (1b) (v) die folgenden Kennzahlen für die Erlöse gemäß Ziffer iv:
(1) Kapazitäts-/Arbeits-Aufteilung, d. h. Aufschlüsselung der Erlöse nach Kapazitäts- und Arbeitsentgelten Verhältnis Kapazitäts-/Arbeitsaufteilung in %: 100/0
(2) Entry-Exit-Split, d. h. Aufschlüsselung der Erlöse nach
kapazitätsbasierten Fernleitungsentgelten an allen
Einspeisepunkten und kapazitätsbasierten
Fernleitungsentgelten an allen Ausspeisepunkten; Entry-Exit-Split in %: 19/81
(3) Aufteilung nach systeminterner/systemübergreifender Nutzung, d. h. Aufschlüsselung der gemäß Artikel 5 berechneten Erlöse an Ein- und Ausspeisepunkten nach Erlösen für die systeminterne Netznutzung und Erlösen für die systemübergreifende Netznutzung; nicht relevant für 2018
Art. 30 (1b) (vi) sofern und soweit der Fernleitungsnetzbetreiber in einem
Regulierungssystem ohne Preisobergrenze tätig ist, die
folgenden Informationen zum Ausgleich des Regulierungskontos in der vergangenen Entgeltperiode:
(1) die tatsächlich erzielten Erlöse, die Unter- oder Überdeckung der zulässigen Erlöse und der dem Regulierungskonto sowie etwaigen Unterkonten dieses Regulierungskontos zugewiesene Anteil; tatsächliche erzielte Erlöse aus Fernleitungs- und Systemdienstleistungen 2016: 210.228.072 €
Saldo Regulierungskonto zum 31.12.2016: -7.922.568 €
(2) der Ausgleichszeitraum und die angewandten Anreizmechanismen; Der Saldo des Regulierungskontos des abgeschlossenen Geschäftsjahres 2016 wird im Jahr 2017 festgestellt und in gleichmäßigen Raten – inklusive Verzinsung – über die folgenden 5 Kalenderjahre ausgeglichen.
Regulierungskonto-spezifische Anreizmechanismen bestehen im deutschen Regulierungssystem nicht.
Art. 30 (1b) (vii) die beabsichtigte Nutzung des Auktionsaufschlags; Gemäß §13 Absatz 4 GasNZV werden Auktionserlöse auf dem Regulierungskonto nach §5 ARegV verbucht. Dieses Vorgehen entfaltet somit eine entgeltmindernde Wirkung in den Jahren, in denen das Regulierungskonto ausgeglichen wird.
Art. 30 (1c) die folgenden Informationen zu Fernleitungsentgelten und
Systemdienstleistungsentgelten zusammen mit den
einschlägigen Informationen zu ihrer Berechnung:
Art.30 (1c) (i) soweit angewandt, Arbeitsentgelte gemäß Artikel 4 Absatz 3; nicht relevant (N/A)
Art.30 (1c) (ii) soweit angewandt, Systemdienstleistungsentgelte für Systemdienstleistungen gemäß Artikel 4 Absatz 4; Biogasumlage: Nach Ziffer 6 des Beschlusses der Bundesnetzagentur BK9-17/609 (Festlegung „INKA“) ist die Biogasumlage nach §20b GasNEV als Systemdienstleistung eingeordnet. Die Berechnung des Biogaswälzungsbetrages ist beschrieben in §7 der Kooperationsvereinbarung zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 27.10.2017. Hiernach werden die bundesweiten Biogas-Gesamtkosten des Jahres 2018 in Höhe von 199.507.936,84 € durch die bundesweit bei Fernleitungsnetzbetreibern gebuchte bzw. bestellte Kapazität an Netzanschlusspunkten zu Letztverbrauchern und Netzkopplungspunkten zu nachgelagerten Netzbetreibern ohne Beachtung von Multiplikatoren oder saisonalen Faktoren des Jahres 2018 in Höhe von 291.495.192,67 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Biogasumlage in Höhe von 0,68443 €/(kWh/h)/a.
Marktraumumstellungsumlage: Nach Ziffer 6 des Beschlusses der Bundesnetzagentur BK9-17/609 (Festlegung „INKA“) ist die Marktraumumstellungsumlage nach §19a Absatz 1 EnWG als Systemdienstleistung eingeordnet. Die Berechnung der Marktraumumstellungsumlage ist beschrieben in §10 der Kooperationsvereinbarung zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen vom 27.10.2017. Hiernach werden die bundesweiten Umstellungskosten des Jahres 2018 in Höhe von 104.442.367,39 € durch die bundesweit bei Fernleitungsnetzbetreibern gebuchte bzw. bestellte Kapazität an allen Ausspeisepunkten (inkl. Speicher und Grenz- und Marktgebietsübergangspunkten) ohne Beachtung von Multiplikatoren oder saisonalen Faktoren des Jahres 2018 in Höhe von 403.738.196 (kWh/h)/a geteilt. Hieraus ergibt sich eine Marktraumumstellungsumlage in Höhe von 0,2587 €/(kWh/h)/a.
Entgelte für Messstellenbetrieb und Messung: Nach Ziffer 6 des Beschlusses der Bundesnetzagentur BK9-17/609 (Festlegung „INKA“) sind der Messstellenbetrieb und die Messung nach §20b GasNEV als Systemdienstleistung eingeordnet. Gemäß §15 Absatz 7 der GasNEV erhebt Thyssengas an Ausspeisepunkten, an denen die Thyssengas die jeweilige Dienstleistung erbringt, ein Entgelt für Messstellenbetrieb bzw. Messung. Die Berechnung des Entgelts für Messstellenbetrieb bzw. Messung erfolgt durch Division der dieser Dienstleistung zugrunde liegenden Kosten durch die prognostizierten kontrahierten Kapazitäten an den betreffenden Punkten. Die Entgelte sind kapazitätsabhängig und unterscheiden sich beim Messstellenbetrieb nach Thyssengas-Eigentum bzw. Fremdeigentum der Messstelle und bei der Messung nach RLM- bzw. SLP-Messstellen. Sie sind im Preisblatt der Thyssengas veröffentlicht.
Preisblatt der Thyssengas GmbH für Transportkunden und nachgelagerte Netzbetreiber vom 01.01.2018
Art.30 (1c) (iii) die Referenzpreise und sonstige Preise für andere Punkte als die in Artikel 29 genannten Punkte. Preisblatt der Thyssengas GmbH für Transportkunden und nachgelagerte Netzbetreiber vom 01.01.2018
Art.30 (2) Zudem werden die folgenden Informationen in Bezug auf
Fernleitungsentgelte veröffentlicht:
Art. 30 (2a) (i) eine Erläuterung des Unterschieds in der Höhe der Fernleitungsentgelte für dieselbe Art der Fernleitungsdienstleistung zwischen der laufenden Entgeltperiode und der Entgeltperiode, für die die Informationen veröffentlicht werden; Die veränderten Entgelte 2018 zu 2017 ergeben sich i.W. aus einer Änderung der Kostenbasis (2018 erstes Jahr der neuen Regulierungsperiode); die Kapazitätsprognose blieb weitgehend unverändert.
Art.30 (2a) (ii) eine Erläuterung des geschätzten Unterschieds in der Höhe der Fernleitungsentgelte für dieselbe Art der Fernleitungs-dienstleistung zwischen der Entgeltperiode, für die die Informationen veröffentlicht werden, und jeder Entgeltperiode
der restlichen Regulierungsperiode; Für die Entgeltperiode 2019 gehen wir derzeit von einer Steigerung der Fernleitungsentgelte von durchschnittlich 5% im Vergleich zu 2018 aus. Welcher Referenzpreismethode die Entgeltbildung der Jahre 2020 ff. unterliegt ist derzeit schwer abzuschätzen. Dementsprechend können auch keine indikativen Aussagen zur Entgeltentwicklung der Jahre 2020-2022 getroffen werden. Hierzu verweisen wir auf die abschließende Konsultation gemäß Artikel 26 Tariff Network Code, welche gemäß der Festlegung "INKA" (BK9-17/609) von der Bundesnetzagentur durchgeführt wird.
Art. 30 (2)(b) zumindest ein vereinfachtes Entgeltmodell, das regelmäßig aktualisiert wird, zusammen mit einer Anleitung zu seiner Verwendung, damit die Netznutzer die in der laufenden Entgeltperiode anwendbaren Fernleitungsentgelte berechnen und ihre mögliche Entwicklung nach dieser Entgeltperiode abschätzen können. Vereinfachtes Entgeltmodell gemäß Verordnung (EU) 2017/460 (NC TAR)
Art.30 (3) Für Punkte, die nicht zu den maßgeblichen Punkten gemäß Anhang I
Nummer 3.2 Absatz 1 Buchstabe a der Verordnung (EG) Nr. 715/2009
gehören, werden die Informationen zur Menge der prognostizierten
kontrahierten Kapazität und zur prognostizierten Höhe des Gasflusses gemäß Anhang I Nummer 3.2 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 veröffentlicht. Prognostizierte kontrahierte Kapazität an Punkten, die nicht zu den maßgeblichen Punkten gemäß Anhang I Nummer 3.2 Absatz 1 Buchstabe a der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 gehören: 23.338.357 kWh/h.
Die Höhe des prognostizierten Gasflusses ist für die Entgeltbildung nicht relevant.
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