Gesetze / Gesetzblätter
Bundesgesetzblatt, Teil I, Jahrgang 2010, S. 1261
BGBl. 2010 I S. 1261 · 130.173 Zeichen · Textauszug aus unserem Bestand.
Textauszug (durchsuchbar)
Verordnung
zur Neufassung und Änderung von Vorschriften
auf dem Gebiet des Energiewirtschaftsrechts sowie des
Bergrechts
Vom 3. September 2010
Es verordnen auf Grund
– des § 17 Absatz 3 Satz 1 Nummer 1 in Verbindung
mit Satz 2 Nummer 2 und 3, des § 18 Absatz 3 Satz 1
Nummer 1, des § 21a Absatz 6 Satz 1 in Verbindung
mit Satz 2 Nummer 4, 5, 7 und 8, des § 21b Absatz 4
Satz 1 Nummer 1 in Verbindung mit Satz 2 Num-
mer 1 und 3, des § 24 Satz 1 Nummer 1, 2 und 4 in
Verbindung mit Satz 2 Nummer 1, 2, 3, 3a und 3b
sowie mit Satz 2 Nummer 4, 6 und Satz 3, Satz 1
Nummer 1 auch in Verbindung mit § 21b Absatz 4
Satz 1 Nummer 1 in Verbindung mit Satz 2 Nummer 1
und 3, und des § 29 Absatz 3 des Energiewirt-
schaftsgesetzes vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970),
von denen § 21b Absatz 4 Satz 1 und 2 zuletzt durch
Artikel 1 des Gesetzes vom 29. August 2008 (BGBl. I
S. 1790) geändert wurde, die Bundesregierung,
– des § 25 Satz 4 in Verbindung mit Satz 5 des Ener-
giewirtschaftsgesetzes, der zuletzt durch Artikel 7
Nummer 2 des Gesetzes vom 9. Dezember 2006
(BGBl. I S. 2833) geändert wurde, das Bundesminis-
terium für Wirtschaft und Technologie,
– des § 57c Satz 1 Nummer 1 des Bundesberggeset-
zes, der zuletzt durch Artikel 11 Nummer 2 des Ge-
setzes vom 9. Dezember 2006 (BGBl. I S. 2833) ge-
ändert wurde, das Bundesministerium für Wirtschaft
und Technologie im Einvernehmen mit dem Bundes-
ministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktor-
sicherheit:
Artikel 1
Ver o rd n u n g
über den Zugang
zu Gasversorgungsnetzen
(Gasnetzzugangsverordnung –
GasNZV)
Inhaltsübersicht
Te i l 1
Allgemeine Bestimmungen
§ 1 Anwendungsbereich
§ 2 Begriffsbestimmungen
Te i l 2
Ve r t r a g l i c h e A u s g e s t a l t u n g d e s N e t z z u g a n g s
§ 3 Verträge für den Netzzugang
§ 4 Mindestanforderungen an die Allgemeinen Geschäftsbedin-
gungen
§ 5 Haftung bei Störung der Netznutzung
§ 6 Registrierung
Te i l 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
Te i l 4
Kooperation der Netzbetreiber
§ 20 Marktgebiete
§ 21 Reduzierung der Anzahl der Marktgebiete
Te i l 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
Te i l 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
Te i l 7
Besondere
Regelungen für
B e t re i b e r v o n S p e i c h e r- , L N G - u n d
Produktionsanlagen sowie Gaskraftwerken
§ 38 Kapazitätsreservierung für Betreiber von Speicher-, LNG-
und Produktionsanlagen sowie Gaskraftwerken
§ 39 Kapazitätsausbauanspruch für Betreiber von Gaskraftwer-
ken sowie Speicher-, LNG- und Produktionsanlagen
Te i l 8
Ver ö f f e n t l i c h u n g s - u n d I n f o r m at i o n s p f l i ch
§ 40 Veröffentlichungspflichten
Te i l 9
We c h s e l d e s G a s l i e f e r a n t e n
§ 41 Lieferantenwechsel
§ 42 Rucksackprinzip
Te i l 1 0
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
Te i l 1 1
Ver w ei g er un g d e s N e t z z u g a ng s
nach § 25 des Energiewirtschaftsgesetzes
§ 49 Verfahren zur Verweigerung des Netzzugangs nach § 25 des
Energiewirtschaftsgesetzes
Te i l 1 2
Befugnisse der Regulierungsbehörde
§ 50 Festlegungen
Te i l 1 3
Sonstige Bestimmungen
§ 51 Ordnungswidrigkeiten
Teil 1
Allgemeine Bestimmungen
§1
Anwendungsbereich
Diese Verordnung regelt die Bedingungen, zu denen
die Netzbetreiber den Netzzugangsberechtigten im
Sinne des § 20 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgeset-
zes Zugang zu ihren Leitungsnetzen gewähren,
einschließlich der Einspeisung von Biogas sowie den
Anschluss von Biogasanlagen an die Leitungsnetze,
die Bedingungen für eine effiziente Kapazitätsausnut-
zung mit dem Ziel, den Netzzugangsberechtigten dis-
kriminierungsfreien Netzzugang zu gewähren, sowie die
Verpflichtungen der Netzbetreiber, zur Erreichung die-
ses Ziels zusammenzuarbeiten. Die Vorschriften dieser
Verordnung sind abschließend im Sinne des § 111 Ab-
satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes.
§2
Begriffsbestimmungen
Für diese Verordnung gelten die folgenden Begriffs-
bestimmungen:
1. „Allokation“ ist die Zuordnung von Gasmengen zu
einem Bilanzkreis;
2. „Ausgleichsenergie“ ist die Energiemenge, die zum
Ausgleich des Saldos aller Ein- und Ausspeisungen
in einem Bilanzkreis am Ende der Bilanzierungspe-
riode rechnerisch benötigt wird;
t e n
3. „Ausspeiseleistung“ ist die vom Netzbetreiber an
einem Ausspeisepunkt für den Transportkunden
vorgehaltene maximale Leistung in Kilowattstunde
pro Stunde;
4. „Bilanzkreis“ ist die Zusammenfassung von Ein-
speise- und Ausspeisepunkten, die dem Zweck
dient, Einspeisemengen und Ausspeisemengen zu
saldieren und die Abwicklung von Handelstransak-
tionen zu ermöglichen;
5. „Bilanzkreisverantwortlicher“ ist eine natürliche
oder juristische Person, die gegenüber dem Markt-
gebietsverantwortlichen für die Abwicklung des
Bilanzkreises verantwortlich ist;
6. „Buchung“ ist das Erwerben von Kapazitätsrech-
ten;
7. „Brennwert „Hs,n“ “ ist die nach DIN EN ISO 6976
(Ausgabe: September 2005)1) bei vollständiger Ver-
brennung freiwerdende Wärme in Kilowattstunde
pro Normkubikmeter oder in Megajoule pro Norm-
kubikmeter;
8. „Einspeiser von Biogas“ ist jede juristische oder
natürliche Person, die am Einspeisepunkt im Sinne
von § 3 Nummer 13b des Energiewirtschaftsgeset-
zes Biogas in ein Netz oder Teilnetz eines Netz-
betreibers einspeist;
9. „Einspeiseleistung“ ist die vom Netzbetreiber an
einem Einspeisepunkt für den Transportkunden
vorgehaltene maximale Leistung in Kilowattstunde
pro Stunde;
10. „Marktgebiet“ ist die Zusammenfassung gleichge-
lagerter und nachgelagerter Netze, in denen Trans-
portkunden gebuchte Kapazitäten frei zuordnen,
Gas an Letztverbraucher ausspeisen und in andere
Bilanzkreise übertragen können;
11. „Marktgebietsverantwortlicher“ ist die von den
Fernleitungsnetzbetreibern bestimmte natürliche
oder juristische Person, die in einem Marktgebiet
Leistungen erbringt, die zur Verwirklichung einer ef-
fizienten Abwicklung des Gasnetzzugangs in einem
Marktgebiet durch eine Person zu erbringen sind;
12. „Regelenergie“ sind die Gasmengen, die vom Netz-
betreiber zur Gewährleistung der Netzstabilität ein-
gesetzt werden;
13. „Technische Kapazität“ ist das Maximum an fester
Kapazität, das der Netzbetreiber unter Berücksich-
tigung der Systemintegrität und der Erfordernisse
des Netzbetriebs Transportkunden anbieten kann;
1
) Amtlicher Hinweis: Zu beziehen bei Beuth-Verlag GmbH, Berlin;
archivmäßig gesichert niedergelegt beim Deutschen Patent- und
Markenamt.
14. „Verfügbare Kapazität“ ist die Differenz zwischen
technischer Kapazität und der Summe der gebuch-
ten Kapazitäten für den jeweiligen Ein- oder Aus-
speisepunkt;
15. „Virtueller Handelspunkt“ ist ein Punkt im Markt-
gebiet, an dem Gas zwischen Bilanzkreisen über-
tragen werden kann, der jedoch keinem physischen
Ein- oder Ausspeisepunkt im Marktgebiet ent-
spricht;
16. „Werktage“ sind die Tage Montag bis Freitag, mit
Ausnahme der bundeseinheitlichen gesetzlichen
Feiertage sowie des 24. und des 31. Dezembers.
Teil 2
Vertragliche
Ausgestaltung des Netzzugangs
§3
Verträge für den Netzzugang
(1) Transportkunden sind nach Maßgabe dieser Ver-
ordnung gegenüber dem Ein- oder Ausspeisenetz-
betreiber berechtigt und verpflichtet, einen Einspeise-
oder Ausspeisevertrag abzuschließen; in diesem sind
die Rechte und Pflichten, die den Netzzugang betref-
fen, einschließlich des zu entrichtenden Entgelts zu
regeln. Beabsichtigt ein Transportkunde ausschließlich
den Handel mit Gas am Virtuellen Handelspunkt eines
Marktgebiets, ist er berechtigt und verpflichtet, wenigs-
tens einen Bilanzkreisvertrag mit dem Marktgebietsver-
antwortlichen abzuschließen. Bilanzkreisverantwort-
liche sind gegenüber dem Marktgebietsverantwort-
lichen eines Marktgebiets berechtigt und verpflichtet,
einen Bilanzkreisvertrag abzuschließen.
(2) Marktgebietsverantwortliche haben Bilanzkreis-
verantwortlichen standardisierte Bilanzkreisverträge
anzubieten. Der Bilanzkreisvertrag regelt die Einrich-
tung eines Bilanzkreises sowie die Erfassung, den Aus-
gleich und die Abrechnung von Abweichungen zwi-
schen allokierten Gasmengen.
(3) Fernleitungsnetzbetreiber haben Transportkun-
den standardisierte Ein- und Ausspeiseverträge anzu-
bieten, durch die Kapazitätsrechte des Transportkun-
den an Ein- und Ausspeisepunkten begründet werden.
Der Einspeisevertrag berechtigt den Transportkunden
zur Nutzung des Netzes vom Einspeisepunkt bis zum
Virtuellen Handelspunkt; der Ausspeisevertrag berech-
tigt den Transportkunden zur Nutzung des Netzes vom
Virtuellen Handelspunkt bis zum Ausspeisepunkt beim
Letztverbraucher, zu einem Grenzübergangs- oder
Marktgebietsübergangspunkt oder zu einer Speicher-
anlage im Sinne des § 3 Nummer 31 des Energiewirt-
schaftsgesetzes.
(4) Betreiber von örtlichen Gasverteilernetzen haben
Transportkunden Ausspeiseverträge in Form von stan-
dardisierten Lieferantenrahmenverträgen anzubieten.
Der Lieferantenrahmenvertrag berechtigt Transportkun-
den in einem Marktgebiet zur Nutzung der Netze ab
dem Virtuellen Handelspunkt und zur Ausspeisung
von Gas an Ausspeisepunkten der örtlichen Gasvertei-
lernetze.
(5) Netzbetreiber und Marktgebietsverantwortliche
haben ihren Ein- und Ausspeise- oder Bilanzkreisver-
trägen allgemeine Geschäftsbedingungen zugrunde zu
legen, die die Mindestangaben nach § 4 enthalten.
(6) Netzbetreiber haben die Verträge und Geschäfts-
bedingungen für die Einspeisung von Biogas so auszu-
gestalten, dass ein transparenter, diskriminierungsfreier
und effizienter Netzzugang zu angemessenen Bedin-
gungen ermöglicht wird.
§4
Mindestanforderungen an
die Allgemeinen Geschäftsbedingungen
(1) Die allgemeinen Geschäftsbedingungen für Ein-
oder Ausspeiseverträge müssen Mindestangaben ent-
halten über:
1. die Nutzung der Ein- oder Ausspeisepunkte;
2. die Abwicklung des Netzzugangs, der Buchung von
Kapazitäten und der Nominierung, insbesondere
über den Zeitpunkt, bis zu dem eine Nominierung
vorgenommen werden muss und inwieweit nach-
trägliche Änderungen der Nominierungen möglich
sind, sowie über ein Nominierungsersatzverfahren;
3. die Gasbeschaffenheit und Drücke des Gases im
Netz;
4. die Leistungsmessung oder über ein Standardlast-
profilverfahren;
5. den Daten- und Informationsaustausch zwischen
Transportkunden und Netzbetreibern sowie Markt-
gebietsverantwortlichen, die bei elektronischem
Datenaustausch auch die dafür zu verwendenden
Formate und Verfahren festlegen;
6. die Messung und Ablesung des Gasverbrauchs;
7. mögliche Störungen der Netznutzung und Haftung
für Störungen;
8. die Voraussetzungen für die Registrierung als
Transportkunde;
9. die Kündigung des Vertrags durch den Netzbetrei-
ber oder den Transportkunden;
10. den Umgang mit Daten, die vom Transportkunden
im Rahmen des Vertrags übermittelt wurden;
11. die Abrechnung;
12. die Ansprechpartner beim Netzbetreiber für Fragen
zu Ein- und Ausspeiseverträgen und ihre Erreich-
barkeit;
13. die Voraussetzungen für die Erhebung einer Sicher-
heitsleistung in begründeten Fällen;
14. Regelungen betreffend die Freigabe von Kapazitä-
ten nach § 16.
Ein Lieferantenrahmenvertrag nach § 3 Absatz 4 sowie
Ausspeiseverträge im örtlichen Verteilernetz müssen
Bestimmungen nach Satz 1 Nummer 2 nur insoweit
enthalten, als deren Gegenstand die Abwicklung des
Netzzugangs ist. Für Messstellen, die von einem Dritten
betrieben werden und den Gasverbrauch eines Letzt-
verbrauchers messen, ist Satz 1 Nummer 6 nicht an-
zuwenden. Wird der Ausspeisevertrag in Form eines
Lieferantenrahmenvertrages gemäß § 3 Absatz 4 abge-
schlossen, sind Angaben nach Satz 1 Nummer 2 nicht
erforderlich.
(2) Die allgemeinen Geschäftsbedingungen für Bi-
lanzkreisverträge müssen Mindestangaben enthalten
über:
1. die bei der Bilanzierung anzuwendenden Prozesse;
2. die Abrechnung der Bilanzkreise, insbesondere über
die Ermittlung der Zu- und Abschläge nach § 23 Ab-
satz 3, sowie zur Abrechnung von Mehr- und Min-
dermengen;
3. den Daten- und Informationsaustausch zwischen
Netzbetreibern, Marktgebietsverantwortlichen und
Bilanzkreisverantwortlichen, die bei elektronischem
Datenaustausch auch die dafür vorgesehenen For-
mate und Verfahren festlegen;
4. die Haftung des Marktgebietsverantwortlichen und
des Bilanzkreisverantwortlichen;
5. die Voraussetzungen für die Registrierung als Bilanz-
kreisverantwortlicher;
6. die Kündigung des Vertrags durch den Marktge-
bietsverantwortlichen oder den Bilanzkreisverant-
wortlichen;
7. den Umgang mit Daten, die vom Bilanzkreisverant-
wortlichen im Rahmen des Vertrags übermittelt wur-
den;
8. Ansprechpartner beim Marktgebietsverantwortlichen
für Fragen zum Bilanzierungsvertrag und ihre Er-
reichbarkeit;
9. Voraussetzungen für die Erhebung einer Sicherheits-
leistung in begründeten Fällen.
§5
Haftung bei Störung der Netznutzung
§ 18 der Niederdruckanschlussverordnung gilt für die
Haftung bei Störungen der Netznutzung entsprechend.
§6
Registrierung
(1) Transportkunden haben sich bei den Netzbetrei-
bern, mit denen sie Verträge gemäß § 3 abschließen
wollen, zu registrieren. Dabei kann der Netzbetreiber
die Angabe der Anschrift des Transportkunden oder ei-
nes Vertreters fordern.
(2) Bilanzkreisverantwortliche haben sich beim
Marktgebietsverantwortlichen, in dessen Marktgebiet
sie Bilanzkreisverträge abschließen wollen, zu registrie-
ren, es sei denn, sie sind bereits als Transportkunde bei
einem Netzbetreiber im jeweiligen Marktgebiet regis-
triert. Der Marktgebietsverantwortliche kann für die Re-
gistrierung die Angabe der Anschrift des Bilanzkreisver-
antwortlichen oder eines Vertreters fordern.
Teil 3
Abwicklung des Netzzugangs
§7
Netzkopplungsvertrag
(1) Netzbetreiber sind verpflichtet, mit Netzbetrei-
bern, mit deren Netzen sie über einen Netzkopplungs-
punkt verbunden sind, Netzkopplungsverträge abzu-
schließen. Die Regelungen sind so zu gestalten, dass
die Vertraulichkeit wirtschaftlich sensibler Daten oder
Informationen gewahrt ist. Netzkopplungsverträge
müssen mindestens Regelungen zu Folgendem enthal-
ten:
1. die notwendigen Informationspflichten der Netz-
betreiber untereinander zur Abwicklung von Trans-
porten;
2. die technischen Kriterien des Netzkopplungspunkts,
insbesondere Druck, Gasbeschaffenheit und techni-
sche Leistung des Netzkopplungspunkts;
3. den Datenaustausch zwischen den Netzbetreibern;
4. die Messung und die Bereitstellung der Messergeb-
nisse;
5. die Nominierung oder alternative Verfahren;
6. die Bedingungen für die Einstellung oder Reduzie-
rung der Gasbereitstellung oder Gasübernahme.
(2) Die Netzbetreiber richten untereinander Netz-
kopplungskonten an ihren Netzkopplungspunkten ein,
die gewährleisten, dass für Stationsstillstandszeiten
sowie bei Gasflussrichtungswechsel, minimalem Gas-
fluss oder Messungenauigkeiten die Transportverträge
unterbrechungsfrei erfüllt werden. Die Netzkopplungs-
konten können auch zur Bereitstellung und Entgegen-
nahme von interner Regelenergie genutzt werden. Ein
Netzkopplungskonto umfasst zumindest drei Stunden-
mengen der Stationskapazität.
§8
Abwicklung des Netzzugangs
(1) Die Netzbetreiber sind verpflichtet, von Trans-
portkunden bereitgestellte Gasmengen an den vom
Transportkunden benannten Einspeisepunkten des
Marktgebiets zu übernehmen und an den vom Trans-
portkunden benannten Ausspeisepunkten des Markt-
gebiets mit demselben Energiegehalt zu übergeben.
Die Nämlichkeit des Gases braucht bei der Ausspei-
sung nicht gewahrt zu bleiben.
(2) Fernleitungsnetzbetreiber haben frei zuordenbare
Kapazitäten anzubieten, die es ermöglichen, gebuchte
Ein- und Ausspeisekapazitäten ohne Festlegung eines
Transportpfads zu nutzen. Transportkunden ist es zu
ermöglichen, Ein- und Ausspeisekapazitäten unabhän-
gig voneinander, in unterschiedlicher Höhe und zeitlich
voneinander abweichend zu buchen. Die Rechte an ge-
buchten Kapazitäten (Kapazitätsrechte) berechtigen
den Transportkunden, im Rahmen dieser Kapazitäts-
rechte Gas an jedem gebuchten Einspeisepunkt für
die Ausspeisung an jedem gebuchten Ausspeisepunkt
des betreffenden Marktgebiets bereitzustellen. § 9 Ab-
satz 3 Satz 2 Nummer 2 und 3 bleibt unberührt.
(3) Nachgelagerte Netzbetreiber bestellen bei den
ihrem Netz unmittelbar vorgelagerten Fernleitungsnetz-
betreibern feste Ausspeisekapazitäten an den Netz-
kopplungspunkten (interne Bestellung), um insbeson-
dere die dauerhafte Versorgung von Letztverbrauchern
mit Gas im eigenen und in den nachgelagerten Netzen
zu gewährleisten. § 9 Absatz 4 und die §§ 10 bis 18
finden auf interne Bestellungen keine Anwendung.
(4) Die kapazitätsbezogene Abwicklung von Trans-
porten zwischen örtlichen Verteilernetzen erfolgt nach
der Inanspruchnahme des vorgelagerten örtlichen Ver-
teilernetzes durch das nachgelagerte örtliche Verteiler-
netz. Der nachgelagerte örtliche Verteilernetzbetreiber
hat dem vorgelagerten örtlichen Verteilernetzbetreiber
die zur Abwicklung von Transporten erforderliche Vor-
halteleistung rechtzeitig anzumelden.
(5) Für Letztverbraucher mit registrierender Last-
gangmessung und einem in der Regel nicht planbaren,
extrem hohen und extrem schwankenden Gasver-
brauch kann der Ausspeisenetzbetreiber technische
Ausspeisemeldungen und die Einhaltung technischer
Grenzen verlangen, soweit dies für die Systemintegrität
des Ausspeisenetzes erforderlich ist und entsprechend
vereinbart wurde.
(6) Zur Abwicklung netzübergreifender Transporte
haben die Netzbetreiber eine Kooperationsvereinba-
rung bis zum 1. Juli 2011 abzuschließen, in der sie die
Einzelheiten ihrer Zusammenarbeit regeln, die notwen-
dig sind, um einen transparenten, diskriminierungsfrei-
en, effizienten und massengeschäftstauglichen Netzzu-
gang zu angemessenen Bedingungen zu gewähren. Die
Regelungen dieser Kooperationsvereinbarung treten
mit Beginn des neuen Gaswirtschaftsjahrs zum 1. Okto-
ber 2011 in Kraft.
§9
Ermittlung technischer Kapazitäten
(1) Fernleitungsnetzbetreiber sind verpflichtet, die
technischen Kapazitäten im Sinne des § 8 Absatz 2 zu
ermitteln. Sie ermitteln für alle Einspeisepunkte die Ein-
speisekapazitäten und für alle Ausspeisepunkte die
Ausspeisekapazitäten.
(2) Die erforderlichen Berechnungen von Ein- und
Ausspeisekapazitäten in einem Marktgebiet erfolgen
auf der Grundlage von Lastflusssimulationen nach
dem Stand der Technik, die auch netz- und marktge-
bietsüberschreitende Lastflüsse berücksichtigen. Die
Fernleitungsnetzbetreiber berücksichtigen dabei insbe-
sondere die historische und prognostizierte Auslastung
der Kapazitäten sowie die historische und prognosti-
zierte Nachfrage nach Kapazitäten sowie Gegenströ-
mungen auf Basis der wahrscheinlichen und realisti-
schen Lastflüsse. Die Fernleitungsnetzbetreiber und
die Betreiber nachgelagerter Netze haben bei der Ka-
pazitätsberechnung und der Durchführung von Last-
flusssimulationen mit dem Ziel zusammenzuarbeiten,
die technischen Kapazitäten zu maximieren. Hierzu ha-
ben sie sich unverzüglich gegenseitig alle erforder-
lichen Informationen zur Verfügung zu stellen.
(3) Führt die Berechnung der Ein- und Ausspeiseka-
pazitäten nach Absatz 1 und 2 zu dem Ergebnis, dass
sie nicht in ausreichendem Maß frei zuordenbar ange-
boten werden können, haben Fernleitungsnetzbetreiber
wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen zu prüfen, die
das Angebot frei zuordenbarer Kapazitäten erhöhen.
Sie haben insbesondere folgende Maßnahmen in der
nachstehenden Reihenfolge zu prüfen:
1. vertragliche Vereinbarungen mit Dritten, die be-
stimmte Lastflüsse zusichern sowie geeignet und er-
forderlich sind, die Ausweisbarkeit frei zuordenbarer
Ein- und Ausspeisekapazitäten zu erhöhen (Last-
flusszusagen); der Umfang von Lastflusszusagen
ist so gering wie möglich zu halten;
2. das Angebot von Ein- und Ausspeisekapazitäten,
die abweichend von § 8 Absatz 2 mit bestimmten
Zuordnungsauflagen verknüpft sind; diese Vorgaben
sind so gering wie möglich zu halten;
3. den Ausschluss einzelner Ein- und Ausspeisepunkte
von der freien Zuordenbarkeit; diese Vorgaben sind
so gering wie möglich zu halten.
Dienstleistungen nach Satz 2 sind in diskriminierungs-
freien und transparenten Verfahren unter angemesse-
nen Bedingungen zu beschaffen. Ergibt die Prüfung,
dass wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen nach Satz 2
möglich und geeignet sind, das Angebot frei zuorden-
barer Kapazitäten zu erhöhen, sind sie vom Fernlei-
tungsnetzbetreiber in der in Satz 2 genannten Reihen-
folge zu ergreifen. Bei der Prüfung wirtschaftlich zumut-
barer Maßnahmen zur Erhöhung des Angebots frei zu-
ordenbarer Kapazitäten haben Netzbetreiber mit dem
Ziel zusammenzuarbeiten, die Anwendung von Maß-
nahmen nach Satz 2 möglichst gering zu halten.
(4) Die Regulierungsbehörde genehmigt die Höhe
der von den Fernleitungsnetzbetreibern nach Absatz 1
bis 3 ermittelten technischen Kapazität, bevor die Fern-
leitungsnetzbetreiber Verfahren nach § 10 Absatz 1 ein-
führen. Bei der Genehmigung hat die Regulierungsbe-
hörde insbesondere die in den Vorjahren ermittelte
technische Kapazität und die in den Vorjahren ausge-
wiesenen Zusatzmengen im Sinne des § 10 Absatz 1 zu
berücksichtigen. Die Fernleitungsnetzbetreiber haben
der Regulierungsbehörde alle für eine Überprüfung der
Ermittlung der technischen Kapazität erforderlichen In-
formationen, insbesondere zu den bei der Ermittlung
der technischen Kapazität verwendeten Annahmen,
zur Verfügung zu stellen und ihr Zugang zu den Kapa-
zitätsberechnungssystemen zu gewähren. Die zur Ver-
fügung gestellten Daten müssen einen sachkundigen
Dritten in die Lage versetzen, die Ermittlung der tech-
nischen Kapazität ohne weitere Informationen vollstän-
dig nachvollziehen zu können.
§ 10
Zusatzmenge; Rückkaufsverfahren
(1) Um das verfügbare Angebot frei zuordenbarer
Kapazitäten über das nach § 9 Absatz 4 genehmigte
Maß hinaus zu erhöhen, können die Fernleitungsnetz-
betreiber Verfahren einführen, nach denen sie über die
bereits ausgewiesene technische Kapazität hinaus
feste frei zuordenbare kurzfristige Kapazitäten anbieten
(Zusatzmenge). Sie können insbesondere feste Kapazi-
tätsrechte von den Transportkunden zurückkaufen, so-
weit dies zur Aufrechterhaltung eines technisch siche-
ren Netzbetriebs erforderlich ist (Rückkaufsverfahren).
Die sichere Versorgung von Letztverbrauchern mit Gas
muss bei der Anwendung von Rückkaufsverfahren ge-
währleistet bleiben. Weisen die Fernleitungsnetzbetrei-
ber Zusatzmengen aus, sind sie verpflichtet, diese be-
zogen auf einzelne Ein- oder Ausspeisepunkte oder
Ein- oder Ausspeisezonen an Grenzen zu anderen
Staaten oder Marktgebieten zu ermitteln.
(2) Die bei Anwendung der Verfahren nach Absatz 1
Satz 1 und 2 erzielten Einnahmen haben die Fernlei-
tungsnetzbetreiber zunächst zur Deckung der Kosten
dieser Verfahren zu verwenden. Übersteigen die Ein-
nahmen aus den Verfahren nach Absatz 1 Satz 1 und 2
nach Deckung der Kosten am Ende eines Kalenderjah-
res weiterhin die Kosten dieser Verfahren, werden
50 Prozent dieser Differenz auf dem Regulierungskonto
nach § 5 der Anreizregulierungsverordnung verbucht,
die restlichen 50 Prozent dieser Differenz verbleiben bei
den Fernleitungsnetzbetreibern. Reichen die Einnah-
men aus den Verfahren nach Absatz 1 Satz 1 und 2
am Ende eines Kalenderjahres nicht aus, um die Kosten
dieser Verfahren zu decken, hat der Fernleitungsnetz-
betreiber 50 Prozent dieser Differenz zu tragen; die
restlichen 50 Prozent dieser Differenz werden auf dem
Regulierungskonto nach § 5 der Anreizregulierungsver-
ordnung verbucht. Soweit die Kosten der Verfahren
nach Absatz 1 Satz 1 und 2 in einem Kalenderjahr nicht
durch die erzielten Einnahmen gedeckt werden konn-
ten, hat der Fernleitungsnetzbetreiber die angebotene
Zusatzmenge im Folgejahr angemessen zu reduzieren.
§ 11
Kapazitätsprodukte
(1) Fernleitungsnetzbetreiber haben Transportkun-
den sowohl feste als auch unterbrechbare Kapazitäten
anzubieten, und zwar mindestens auf Jahres-, Monats-,
Quartals- und Tagesbasis. Fernleitungsnetzbetreiber
haben bei der Ausgestaltung der Kapazitätsprodukte
in dem Ausmaß zusammenzuarbeiten, das erforderlich
ist, um aufeinander abgestimmte Kapazitätsprodukte in
möglichst großem Umfang anzubieten.
(2) Fernleitungsnetzbetreiber haben Einspeisekapa-
zitäten an unterschiedlichen Einspeisepunkten zu Ein-
speisezonen zusammenzufassen, die es ermöglichen,
eine Einspeisung von Gas auf der Basis einer Einspei-
sekapazitätsbuchung an einem einzigen Einspeise-
punkt vorzunehmen, soweit dies strömungsmecha-
nisch möglich ist. Satz 1 ist auf Ausspeisekapazitäten
entsprechend anwendbar. Ist insbesondere aus Grün-
den der Strömungsmechanik ein Angebot nach Satz 1
und 2 nicht möglich, haben die Fernleitungsnetzbetrei-
ber in dem Umfang zusammenzuarbeiten, der erforder-
lich ist, um ein Angebot nach Satz 1 und 2 zu ermög-
lichen. Die Verpflichtung nach § 9 Absatz 2 Satz 3 und 4
bleibt unberührt.
§ 12
Kapazitätsplattformen
(1) Fernleitungsnetzbetreiber haben spätestens bis
zum 1. August 2011 für die Vergabe von Ein- und Aus-
speisekapazitäten eine gemeinsame Plattform einzu-
richten und zu betreiben, über die die Kapazitäten nach
§ 13 vergeben werden (Primärkapazitätsplattform). Die
Kosten für die Einrichtung und den Betrieb der Primär-
kapazitätsplattform sind von den beteiligten Netzbetrei-
bern anteilig zu tragen und können auf die Netzentgelte
umgelegt werden.
(2) Transportkunden dürfen Ein- und Ausspeiseka-
pazitäten an Dritte weiterveräußern oder diesen zur
Nutzung überlassen. Die Weiterveräußerung oder Nut-
zungsüberlassung erfolgt ausschließlich unter Nutzung
der gemeinsamen von Fernleitungsnetzbetreibern ein-
gerichteten Handelsplattform zur Überlassung von
Transportkapazität (Sekundärkapazitätsplattform). Die
Kosten für die Einrichtung und den Betrieb der Sekun-
därkapazitätsplattform sind von den beteiligten Fernlei-
tungsnetzbetreibern anteilig zu tragen und können auf
die Netzentgelte umgelegt werden. Die Entgelte für ge-
handelte Ein- und Ausspeisekapazitäten dürfen die ur-
sprünglich für die entsprechende Primärkapazität an
den Fernleitungsnetzbetreiber zu zahlenden Entgelte
nicht wesentlich überschreiten.
(3) Auf der Primär- sowie der Sekundärkapazitäts-
plattform sind alle Angebote gleichartiger Kapazitäten
und Nachfragen nach gleichartigen Kapazitäten für die
Transportkunden transparent zu machen. Die Anonymi-
tät des Handelsvorgangs gegenüber Anbietenden,
Nachfragenden und Dritten muss gewährleistet sein.
Transportkunden müssen nach § 6 registriert sein, um
am Handel auf den Kapazitätsplattformen teilzuneh-
men.
(4) Die Betreiber der Plattformen nach Absatz 1
und 2 haben einen gemeinsamen Internetauftritt einzu-
richten, um Transportkunden eine massengeschäfts-
taugliche Abwicklung des Erwerbs von Primär- und Se-
kundärkapazität zu ermöglichen.
§ 13
Zuteilung von Ein- und Ausspeisekapazität
(1) Fernleitungsnetzbetreiber haben feste Ein- und
Ausspeisekapazitäten über die Primärkapazitätsplatt-
form in einem transparenten und diskriminierungsfreien
Verfahren, erstmalig rechtzeitig vor dem 1. Oktober
2011, zu versteigern. Der Zuschlag bei der Kapazitäts-
versteigerung erfolgt nach dem Markträumungspreis.
Werden Kapazitäten in der Versteigerung nicht entspre-
chend dem Umfang der Anfrage zugeteilt, gilt der Netz-
zugang in dem Umfang der nicht zugeteilten Kapazität
als verweigert. Untertägige Kapazitäten sowie unter-
brechbare Kapazitäten werden vom Ein- oder Ausspei-
senetzbetreiber nach der zeitlichen Reihenfolge ihrer je-
weiligen Buchung vergeben.
(2) Inhaber unterbrechbarer Kapazitäten können bei
einer Versteigerung fester Kapazitäten Gebote abge-
ben, um die unterbrechbaren Kapazitäten in feste Ka-
pazitäten umzuwandeln. Ist der Inhaber unterbrechba-
rer Kapazitäten bei der Versteigerung nicht erfolgreich,
behält er seine unterbrechbare Kapazität.
(3) Absatz 1 und 2 werden nicht angewendet auf
Ausspeisekapazitäten zur Ausspeisung zu Letztver-
brauchern und Speicheranlagen sowie auf Einspeiseka-
pazitäten zur Einspeisung aus Speicher-, Produktions-
oder LNG-Anlagen sowie aus Anlagen im Sinne des
Teils 6 zur Einspeisung von Biogas in das Fernleitungs-
netz. Diese Kapazitäten werden in der zeitlichen Rei-
henfolge der Anfragen vergeben. Sie können vom an-
geschlossenen Letztverbraucher oder vom Betreiber
von Speicher-, Produktions- oder LNG-Anlagen oder
von Anlagen im Sinne des Teils 6 zur Einspeisung von
Biogas gebucht werden.
(4) Erlöse aus den Versteigerungen nach Absatz 1
sind in dem Umfang, in dem sie das in Übereinstim-
mung mit § 17 Absatz 1 der Anreizregulierungsverord-
nung gebildete Entgelt übersteigen, von den Fernlei-
tungsnetzbetreibern unverzüglich für Maßnahmen zur
Beseitigung von dauerhaften Engpässen zu verwenden
oder hierfür zurückzustellen. Liegt ein vorübergehender
Engpass vor, können die Erlöse aus den Versteigerun-
gen nach Absatz 1 Satz 1 in dem Umfang, in dem sie
das in Übereinstimmung mit § 17 der Anreizregulie-
rungsverordnung gebildete Entgelt übersteigen, abwei-
chend von Satz 1 von den Fernleitungsnetzbetreibern
für Maßnahmen zur Kapazitätserhöhung zurückgestellt
oder entgeltmindernd in den Netzentgelten berücksich-
tigt werden. Die erzielten Versteigerungserlöse und ihre
Verwendung sind von den Fernleitungsnetzbetreibern
zu dokumentieren. Aus der Dokumentation muss er-
kennbar werden, in welchem Umfang die Erlöse das
regulierte Entgelt übersteigen. Die Dokumentation ist
der Regulierungsbehörde vorzulegen.
§ 14
Vertragslaufzeiten
(1) An Grenzen zu anderen Staaten und Marktgebie-
ten sind 20 Prozent der technischen Jahreskapazität
eines Einspeisepunkts für Kapazitätsprodukte reser-
viert, die mit Vertragslaufzeiten von bis zu zwei Jahren
einschließlich vergeben werden. 65 Prozent der techni-
schen Jahreskapazität eines Einspeisepunkts dürfen
mit Vertragslaufzeiten von mehr als vier Jahren verge-
ben werden. Satz 1 und 2 gelten an Grenzen zu ande-
ren Staaten und Marktgebieten für die technische Jah-
reskapazität von Ausspeisepunkten entsprechend.
(2) Bei Punkten, die nach § 11 Absatz 2 zu Ein- oder
Ausspeisezonen zusammengefasst wurden, gilt Ab-
satz 1 entsprechend für die Jahreskapazität der Ein-
oder Ausspeisezone.
(3) Die Bundesnetzagentur berichtet der Bundesre-
gierung spätestens zum 1. Oktober 2013 zu den Erfah-
rungen mit der Anwendung von § 14. Die Bundesnetz-
agentur hat in dem Bericht insbesondere dazu Stellung
zu nehmen, ob eine Absenkung des prozentualen An-
teils der technischen Jahreskapazität, der an Ein- und
Ausspeisepunkten an Grenzen zu anderen Staaten oder
Marktgebieten mit Vertragslaufzeiten von mehr als vier
Jahren vergeben werden kann, zur Förderung des Wett-
bewerbs geeignet und erforderlich ist.
§ 15
Nominierung und Nominierungsersatzverfahren
(1) Der Transportkunde hat die beabsichtigte Inan-
spruchnahme von Ein- und Ausspeisekapazitäten nach
Stundenmengen in Kilowattstunden pro Stunde beim
Fernleitungsnetzbetreiber anzumelden (Nominierung).
Ausspeisenominierungen sind nur in den folgenden Fäl-
len notwendig:
1. bei der Ausspeisung aus einer Speicheranlage, so-
weit der betreffende Ausspeisepunkt nicht nach § 13
Absatz 3 Satz 3 vom Betreiber der Speicheranlage
gebucht wurde,
2. bei der Überspeisung in ein anderes Marktgebiet
oder einen angrenzenden Staat, sowie
3. bei der Buchung von Transportkapazität an demsel-
ben Ausspeisepunkt durch mehrere Transportkun-
den, sofern dieser Ausspeisepunkt unterschiedli-
chen Bilanzkreisen zugeordnet ist.
Satz 2 Nummer 3 gilt entsprechend, wenn der Trans-
portkunde denselben Ausspeisepunkt in unterschied-
liche Bilanzkreise eingebracht hat.
(2) Transportkunden können einen Dritten mit der
Nominierung beauftragen. Dieser nominiert im Namen
der ihn beauftragenden Transportkunden beim Fernlei-
tungsnetzbetreiber. Die vertraglichen Verpflichtungen
zwischen Transportkunde und Fernleitungsnetzbetrei-
ber bleiben hiervon unberührt.
(3) Fernleitungsnetzbetreiber haben Transportkun-
den neben dem Standardnominierungsverfahren nach
Absatz 1 ein Nominierungsersatzverfahren anzubieten,
soweit dies technisch möglich und wirtschaftlich zu-
mutbar ist. Das Angebot muss diskriminierungsfrei
sein. Ist dem Fernleitungsnetzbetreiber ein solches An-
gebot technisch nicht möglich oder wirtschaftlich nicht
zumutbar, hat er dies schlüssig zu begründen.
§ 16
Freigabepflicht ungenutzter Kapazitäten
(1) Transportkunden sind bis zum Nominierungszeit-
punkt verpflichtet, vollständig oder teilweise unge-
nutzte feste Kapazitäten unverzüglich als Sekundärka-
pazitäten auf der in § 12 Absatz 2 vorgesehenen Se-
kundärhandelsplattform anzubieten oder dem Fernlei-
tungsnetzbetreiber für den Zeitraum und im Umfang
der Nichtnutzung zur Verfügung zu stellen. Fernlei-
tungsnetzbetreiber können finanzielle Anreize zur Frei-
gabe von ungenutzten Kapazitätsrechten vorsehen.
(2) Soweit der Transportkunde von ihm gebuchte
feste Kapazitäten zum Nominierungszeitpunkt nicht
oder nicht vollständig nominiert, ist der Fernleitungs-
netzbetreiber verpflichtet, diese Kapazitäten in dem
nicht in Anspruch genommenen Umfang unter Berück-
sichtigung bestehender Renominierungsrechte für den
Folgetag als feste Kapazitäten anzubieten. Die Ver-
pflichtung des Fernleitungsnetzbetreibers nach § 11
Absatz 1 zum Angebot unterbrechbarer Kapazitäten
bleibt unberührt. Der Transportkunde, dessen Kapazi-
täten durch den Fernleitungsnetzbetreiber nach Satz 1
angeboten wurden, bleibt zur Zahlung der Einspeise-
oder Ausspeiseentgelte verpflichtet.
(3) Der Fernleitungsnetzbetreiber hat bei Vorliegen
vertraglicher Engpässe die festen gebuchten Kapazitä-
ten mit einer Laufzeit von mindestens einem Jahr in
dem Umfang zu entziehen, in dem der Transportkunde
seine festen gebuchten Kapazitäten während drei Mo-
naten innerhalb des zurückliegenden Kalenderjahres
dauerhaft nicht in Anspruch genommen hat. Einer die-
ser drei Monate muss der Monat Oktober, November,
Dezember, Januar, Februar oder März gewesen sein.
(4) Der Transportkunde kann der Entziehung wider-
sprechen, wenn er
1. nachweist, dass er die Kapazitäten in Übereinstim-
mung mit § 16 Absatz 1 auf dem Sekundärmarkt an-
geboten oder dem Fernleitungsnetzbetreiber für den
Zeitraum und im Umfang der Nichtnutzung zur Ver-
fügung gestellt hat,
2. unverzüglich schriftlich schlüssig darlegt, dass er die
Kapazitäten in vollem Umfang weiterhin benötigt,
um bestehende vertragliche Verpflichtungen, insbe-
sondere aus Gasbezugs- oder Gaslieferverträgen, zu
erfüllen, oder
3. unverzüglich schriftlich schlüssig darlegt, dass er
über verschiedene vertragliche Gasbeschaffungsal-
ternativen verfügt, für die Kapazitäten an unter-
schiedlichen Einspeisepunkten gebucht sind, die
von ihm alternativ genutzt werden, und dass er die
nicht benötigten Kapazitäten für den Zeitraum der
Nichtnutzung im Umfang der Nichtnutzung auf dem
Sekundärmarkt oder dem Fernleitungsnetzbetreiber
für den Zeitraum und im Umfang der Nichtnutzung
zur Verfügung gestellt hat.
Fernleitungsnetzbetreiber haben Informationen nach
Satz 1 sowie Absatz 2 und 3 über einen Zeitraum von
zwei Jahren aufzubewahren und der Regulierungsbe-
hörde auf Anforderung zur Verfügung zu stellen. Auf
Anforderung erbringt der Transportkunde den Nach-
weis nach Satz 1 Nummer 2 und 3 gegenüber der Re-
gulierungsbehörde durch Vorlage von Kopien der ent-
sprechenden vertraglichen Vereinbarungen. Transport-
kunden, denen Ein- und Ausspeisekapazität verweigert
wurde, sind vom Fernleitungsnetzbetreiber auf Verlan-
gen die Informationen nach Satz 1 unter Wahrung von
Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen Dritter zur Verfü-
gung zu stellen.
§ 17
Ermittlung des langfristigen Kapazitätsbedarfs
(1) Fernleitungsnetzbetreiber sind verpflichtet,
marktgebietsweit, jährlich zum 1. April den langfristigen
Kapazitätsbedarf in einem netzbetreiberübergreifenden,
transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren zu
ermitteln. Dabei berücksichtigen die Fernleitungsnetz-
betreiber insbesondere:
1. ihre Erwartungen über die Entwicklung des Verhält-
nisses von Angebot und Nachfrage,
2. vorliegende Erkenntnisse aus durchgeführten
Marktabfragen zum langfristig verbindlich benötig-
ten Kapazitätsbedarf,
3. vorliegende Erkenntnisse aus Lastflusssimulationen
nach § 9 Absatz 2 Satz 1,
4. Erkenntnisse über bestehende oder prognostizierte
physische Engpässe im Netz,
5. Ergebnisse des Kapazitätsvergabeverfahrens nach
§ 13 Absatz 1,
6. Erkenntnisse aus Verweigerungen des Netzzu-
gangs nach § 25 Satz 1 und 2 des Energiewirt-
schaftsgesetzes,
7. Möglichkeiten zur Kapazitätserhöhung durch Zu-
sammenarbeit mit angrenzenden Fernleitungs-
oder Verteilernetzbetreibern,
8. vorliegende Erkenntnisse über Kapazitätsbedarf,
der sich aus Zusammenlegungen von Marktgebie-
ten nach § 21 ergibt,
9. vorliegende Erkenntnisse aus den gemeinschafts-
weiten Netzentwicklungsplänen nach Artikel 8
Absatz 3 Buchstabe b der Verordnung (EG)
Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und
des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen
für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen
und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr.
1775/2005 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 36,
L 229 vom 1.9.2009, S. 29), sowie
10. vorliegende sowie abgelehnte Kapazitätsreservie-
rungen nach § 38 sowie Anschlussbegehren nach
§ 39.
Fernleitungsnetzbetreiber sollen bei der Kapazitätsbe-
darfsermittlung mit den Betreibern angrenzender aus-
ländischer Fernleitungsnetze zusammenarbeiten und
nach Möglichkeit die Verfahren grenzüberschreitend
durchführen. Fernleitungsnetzbetreiber sind verpflich-
tet, den ermittelten Kapazitätsbedarf auf ihrer Internet-
seite zu veröffentlichen.
(2) Fernleitungsnetzbetreiber sind verpflichtet, auf
der Grundlage der Ergebnisse des Kapazitätsermitt-
lungsverfahrens den dauerhaft erforderlichen Netzaus-
bau gemäß § 11 des Energiewirtschaftsgesetzes durch-
zuführen.
§ 18
Reduzierung der Kapazität nach Buchung
Soweit sich die Kapazitäten nach Abschluss des Ein-
oder Ausspeisevertrags aus technischen Gründen ver-
mindern, reduzieren sich die gebuchten Kapazitäten
anteilig im Verhältnis der von den Transportkunden ge-
buchten Kapazitäten. Die Gründe sind dem Transport-
kunden unverzüglich mitzuteilen.
§ 19
Gasbeschaffenheit
(1) Der Transportkunde hat sicherzustellen, dass das
zur Einspeisung anstehende Gas den allgemein aner-
kannten Regeln der Technik im Sinne des § 49 Absatz 2
und 3 des Energiewirtschaftsgesetzes entspricht und
kompatibel im Sinne des Absatzes 2 ist.
(2) Die Kompatibilität des zur Einspeisung anstehen-
den Gases ist gegeben, wenn der Transportkunde das
Gas an dem Einspeisepunkt mit einer Spezifikation ent-
sprechend den zum Zeitpunkt der Einspeisung auf der
Internetseite des Netzbetreibers veröffentlichten Eigen-
schaften des sich im aufnehmenden Netz befindlichen
Gases zur Übergabe anstellt.
(3) Sind ungeachtet der Erfüllung der Kompatibili-
tätsanforderungen nach Absatz 2 für die Übernahme
des Gases in den relevanten Netzteilen Maßnahmen
zum Druckausgleich oder zur Umwandlung des Gases
zur Anpassung an die jeweiligen Gegebenheiten und
Verhältnisse auch aus Gründen der Anwendungstech-
nik erforderlich, so hat der Netzbetreiber diese zu er-
greifen. Der Netzbetreiber trägt die Kosten für Maßnah-
men nach Satz 1.
(4) Ist die Kompatibilität im Sinne des Absatz 2 des
zur Einspeisung anstehenden Gases nicht gegeben, hat
der Netzbetreiber, soweit technisch möglich und zu-
mutbar, dem Transportkunden ein Angebot zur Herstel-
lung der Kompatibilität zu Bedingungen zu unterbrei-
ten, die den Anforderungen nach § 21 Absatz 1 des
Energiewirtschaftsgesetzes entsprechen. Ist dem Netz-
betreiber ein solches Angebot unmöglich oder unzu-
mutbar, muss der Netzbetreiber dies begründen.
Teil 4
Kooperation der Netzbetreiber
§ 20
Marktgebiete
(1) Die Fernleitungsnetzbetreiber bilden Marktgebie-
te. Für jedes gebildete Marktgebiet ist ein Marktge-
bietsverantwortlicher zu benennen. Der Marktgebiets-
verantwortliche hat insbesondere folgende Aufgaben:
1. den Betrieb des Virtuellen Handelspunkts eines
Marktgebiets;
2. die Bilanzkreisabwicklung, insbesondere Vertrags-
abwicklung, Datenübermittlung und –veröffent-
lichung sowie Abrechnung der Bilanzkreise, sowie
3. die Beschaffung und die Steuerung des Einsatzes
von Regelenergie.
Fernleitungsnetzbetreiber können die Marktgebietsver-
antwortlichen mit der Wahrnehmung weiterer Aufgaben
des Netzbetriebs beauftragen.
(2) Jeder Ein- und Ausspeisepunkt muss durch die
Transportkunden zu jedem Zeitpunkt eindeutig einem
Marktgebiet zugeordnet werden können. Dazu haben
die Netzbetreiber alle Netzbereiche vor- und nachgela-
gerter Netzbetreiber einem Marktgebiet zuzuordnen.
Die Zuordnung eines Netzbereichs zu mehreren Markt-
gebieten ist zulässig, soweit dies aus netztechnischen
Gründen erforderlich ist.
§ 21
Reduzierung der Anzahl der Marktgebiete
(1) Die Fernleitungsnetzbetreiber, die Marktgebiete
nach § 20 bilden, haben mit dem Ziel zusammenzuar-
beiten, die Liquidität des Gasmarktes zu erhöhen. Bis
1. April 2011 haben die Fernleitungsnetzbetreiber die
Zahl der Marktgebiete für L-Gas auf höchstens eins
und die Zahl der Marktgebiete für H-Gas auf höchstens
zwei zu reduzieren. Ein Marktgebiet gilt als H-Gas-
marktgebiet, wenn es überwiegend Erdgas in H-Gas-
qualität enthält. Die Fernleitungsnetzbetreiber haben
bis zum 1. Oktober 2012 die mit einer Marktgebietszu-
sammenlegung durch Kapazitätsausbau oder Anwen-
dung von kapazitätserhöhenden Maßnahmen nach § 9
Absatz 2 verbundenen Kosten und den mit solchen
Maßnahmen verbundenen Nutzen zu evaluieren. Sie
haben im Rahmen dieser Kosten-Nutzen-Analyse die
wirtschaftlichen Auswirkungen des Vorgehens nach
Satz 4 mit anderen Maßnahmen, insbesondere einer
Kopplung der Virtuellen Handelspunkte in den H-Gas-
marktgebieten und die Einbeziehung des L-Gasmarkt-
gebiets in eins oder beide der H-Gasmarktgebiete, zu
vergleichen. Auf Grundlage dieser Analyse sind die
Fernleitungsnetzbetreiber verpflichtet, bis zum 1. Au-
gust 2013 die Maßnahme umzusetzen, die am Geeig-
netsten und Wirtschaftlichsten ist, um höchstens zwei
Marktgebiete in Deutschland zu erreichen. Die Fernlei-
tungsnetzbetreiber haben der Regulierungsbehörde die
Analyse nach Satz 4 bis zum 1. Oktober 2012 zu über-
mitteln. Die Bundesnetzagentur gibt den berührten
Wirtschaftskreisen zu der Kosten-Nutzen-Analyse der
Fernleitungsnetzbetreiber rechtzeitig Gelegenheit zur
Stellungnahme. Die Analyse muss die Regulierungsbe-
hörde in die Lage versetzen, die Wirtschaftlichkeit und
Eignung der Maßnahmen überprüfen zu können. Die
Fernleitungsnetzbetreiber haben der Regulierungsbe-
hörde im Einzelfall Zugang zu weiteren Systemen, ins-
besondere zu Lastflusssimulationssystemen, zu ge-
währen, soweit dies für die Überprüfung der Analyse
nach Satz 4 und 5 erforderlich ist.
(2) Die Regulierungsbehörde prüft, ob die Verpflich-
tungen nach Absatz 1 Satz 2 und 6 erfüllt wurden. Stellt
sie fest, dass dies nicht der Fall ist, hat sie von ihren
Befugnissen nach § 65 des Energiewirtschaftsgesetzes
Gebrauch zu machen. Die Marktgebietsverantwort-
lichen haben die Analyse nach Satz 4 unter Wahrung
von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen Dritter auf
Verlangen auch Transportkunden zur Verfügung zu stel-
len, soweit eine Marktgebietszusammenlegung nicht
erfolgt.
Teil 5
Bilanzierung und Regelenergie
Abschnitt 1
Bilanzierung
§ 22
Grundsätze der Bilanzierung
(1) Abweichungen zwischen Ein- und Ausspeise-
mengen eines oder mehrerer Transportkunden werden
in einem Bilanzkreis ausgeglichen. Der Marktgebiets-
verantwortliche eines Marktgebiets führt das Bilanz-
kreissystem. Er hat den Bilanzausgleich für alle Trans-
portkunden diskriminierungsfrei durchzuführen. Trans-
portkunden ordnen jeden von ihnen genutzten Ein-
und Ausspeisepunkt eindeutig einem Bilanzkreis zu.
Der Virtuelle Handelspunkt des Marktgebiets ist Be-
standteil jedes Bilanzkreises des Marktgebiets. Für die
Nutzung des Virtuellen Handelspunkts dürfen keine Ge-
bühren erhoben werden.
(2) Für jeden Bilanzkreis ist ein Bilanzkreisverant-
wortlicher gegenüber dem Marktgebietsverantwort-
lichen zu benennen. Die Zuordnung eines Bilanzkreises
als Unterbilanzkreis zu einem anderen Bilanzkreis ist
zulässig. Mehrere Bilanzkreisverantwortliche können
ihre Bilanzkreise zum Zwecke der Saldierung und
einheitlichen Abrechnung verbinden.
(3) Bilanzkreisverantwortliche haben bei den ihrem
Bilanzkreis zugeordneten Ein- und Ausspeisemengen
durch geeignete Maßnahmen innerhalb der Bilanz-
periode für eine ausgeglichene Bilanz zu sorgen. Der
Bilanzkreisverantwortliche trägt gegenüber dem Markt-
gebietsverantwortlichen die wirtschaftliche Verantwor-
tung für Abweichungen zwischen allokierten Ein- und
Ausspeisemengen des Bilanzkreises.
§ 23
Bilanzkreisabrechnung
(1) Die Bilanzierungsperiode ist der Gastag. Der
Gastag beginnt um 6.00 Uhr und endet um 6.00 Uhr
des folgenden Tages.
(2) Die Marktgebietsverantwortlichen legen der Ab-
rechnung eines Bilanzkreises den Saldo des Bilanzkon-
tos zugrunde, der sich aus den in der Bilanzierungs-
periode in den jeweiligen Bilanzkreis allokierten Ein-
und Ausspeisemengen in Energieeinheiten ergibt. Die-
ser Saldo wird um 5 Prozent der an Letztverbraucher
ohne Standardlastprofil und ohne Nominierungsersatz-
verfahren gelieferten Mengen vermindert (Toleranzmen-
ge). Dieser so ermittelte Saldo wird vom Marktgebiets-
verantwortlichen unverzüglich dem Bilanzkreisverant-
wortlichen gemeldet und als Ausgleichsenergie abge-
rechnet. Die Toleranzmenge ist in die übernächste Bi-
lanzierungsperiode zu übertragen und in der Bilanz des
Bilanzkreisverantwortlichen auszugleichen. Die Abrech-
nung nach Satz 1 erfolgt spätestens zwei Monate nach
dem jeweiligen Abrechnungsmonat.
(3) Der Marktgebietsverantwortliche kann bei der Er-
mittlung der Entgelte für die Abrechnung nach Absatz 2
Satz 3 angemessene Zu- und Abschläge auf diese Ent-
gelte erheben, wenn und soweit dies erforderlich und
angemessen ist, um die Netzstabilität zu sichern oder
eine missbräuchliche Ausnutzung des Bilanzierungs-
systems zu vermeiden. Die Entgelte sollen den Bilanz-
kreisverantwortlichen insbesondere angemessene An-
reize zur Vermeidung von Bilanzungleichgewichten set-
zen.
(4) Die Verpflichtung zur Bilanzkreisabrechnung un-
ter Beachtung der Vorgaben in Absatz 2 Satz 2 bis 4
und Absatz 3 bei der Bilanzkreisabrechnung besteht ab
dem 1. Oktober 2011.
§ 24
Standardlastprofile
(1) Verteilnetzbetreiber wenden für die Allokation der
Ausspeisemengen von Letztverbrauchern bis zu einer
maximalen stündlichen Ausspeiseleistung von 500 Ki-
lowattstunden pro Stunde und bis zu einer maximalen
jährlichen Entnahme von 1,5 Millionen Kilowattstunden
vereinfachte Methoden (Standardlastprofile) an.
(2) Die Verteilnetzbetreiber können Lastprofile auch
für Letztverbraucher mit höheren maximalen Ausspei-
seleistungen oder höheren jährlichen Entnahmen als
die in Absatz 1 genannten Grenzwerte festlegen. Darü-
ber hinaus können die Verteilnetzbetreiber abweichend
von Absatz 1 auch niedrigere Grenzwerte festlegen,
wenn bei Berücksichtigung der in Absatz 1 genannten
Grenzwerte ein funktionierender Netzbetrieb technisch
nicht zu gewährleisten ist oder die Festlegung niedrige-
rer Grenzwerte im Einzelfall mit einem Transportkunden
vereinbart ist. Höhere oder niedrigere Grenzwerte kann
der Verteilnetzbetreiber auch lediglich für einzelne
Gruppen von Letztverbrauchern festlegen. Innerhalb ei-
ner solchen Lastprofilgruppe sind die Grenzwerte je-
doch einheitlich auf alle Letztverbraucher anzuwenden.
Legt der Verteilnetzbetreiber höhere oder niedrigere
Grenzwerte fest, hat er dies der Regulierungsbehörde
unverzüglich anzuzeigen.
(3) Standardlastprofile müssen sich am typischen
Abnahmeprofil verschiedener Gruppen von Letztver-
brauchern orientieren, insbesondere von:
1. Gewerbebetrieben,
2. Kochgaskunden,
3. Heizgaskunden.
Bei der Entwicklung und Anwendung der Standardlast-
profile haben Verteilnetzbetreiber darauf zu achten,
dass der Einsatz von Regelenergie möglichst reduziert
wird. Die Anwendung eines Standardlastprofils für
Kochgaskunden hat ab dem 1. Oktober 2011 zu erfol-
gen.
(4) Örtliche Verteilnetzbetreiber sind verpflichtet, für
jeden Lastprofilkunden des Transportkunden eine Prog-
nose über den Jahresverbrauch festzulegen, die in der
Regel auf dem Vorjahresverbrauch basiert. Die Prog-
nose ist dem Transportkunden mitzuteilen. Dieser kann
unplausiblen Prognosen widersprechen und dem ört-
lichen Verteilnetzbetreiber eine eigene Prognose unter-
breiten. Kommt keine Einigung zustande, legt der ört-
liche Verteilnetzbetreiber die Prognose über den Jah-
resverbrauch fest. In begründeten Ausnahmefällen
kann die Jahresverbrauchsprognose vom Transport-
kunden und dem örtlichen Gasverteilnetzbetreiber ge-
meinsam auch unterjährig angepasst werden.
§ 25
Mehr- oder Mindermengenabrechnung
(1) Die Mehr- und Mindermengen, die durch Abwei-
chungen zwischen allokierten Mengen und der tatsäch-
lichen Ausspeisung beim Letztverbraucher entstehen,
gelten als vom Ausspeisenetzbetreiber bereitgestellt
oder entgegengenommen und werden von diesem mit
den Transportkunden abgerechnet. Diese Abrechnung
erfolgt mindestens jährlich oder am Ende des Vertrags-
zeitraums auf der Basis der in den Bilanzkreis des
Transportkunden allokierten Ausspeisungen sowie der
gemessenen Werte für die Letztverbraucher.
(2) Nimmt der Ausspeisenetzbetreiber innerhalb des
betreffenden Abrechnungszeitraums Mehrmengen ent-
gegen oder liefert der Ausspeisenetzbetreiber innerhalb
des betreffenden Abrechnungszeitraums Mindermen-
gen, so hat er dem Transportkunden einen Arbeitspreis
zu vergüten oder in Rechnung zu stellen.
(3) Der Ausspeisenetzbetreiber rechnet Ausgaben
und Einnahmen aus der Mehr- und Mindermengenab-
rechnung mit dem Marktgebietsverantwortlichen ab,
der die Regelenergie bereitstellt.
§ 26
Datenbereitstellung
(1) Netzbetreiber und Marktgebietsverantwortliche
haben sich gegenseitig sowie den Transportkunden
und den Bilanzkreisverantwortlichen unverzüglich alle
Informationen zur Verfügung zu stellen, die zur Vermei-
dung, zum Ausgleich und zur Abrechnung von Bilanz-
ungleichgewichten erforderlich sind.
(2) Zur Anbahnung und zur Abwicklung der Netznut-
zung sowie zur Abwicklung der Bilanzierung und der
Mehr- und Mindermengenabrechnung werden die Da-
ten zwischen dem Marktgebietsverantwortlichen, dem
Netzbetreiber, dem Transportkunden sowie dem Bilanz-
kreisverantwortlichen elektronisch ausgetauscht. Der
Datenaustausch erfolgt in einem bundesweit einheit-
lichen Format sowie in einheitlichen Prozessen, die eine
vollständige Automatisierung des Datenaustauschs er-
möglichen. Die Netzbetreiber haben die Transportkun-
den und Bilanzkreisverantwortlichen an der Entwick-
lung des Verfahrens und der Datenformate angemessen
zu beteiligen.
Abschnitt 2
Regelenergie
§ 27
Einsatz von Regelenergie
(1) Regelenergie wird im Rahmen des technisch Er-
forderlichen zum Ausgleich von Schwankungen der
Netzlast mit dem Ziel eingesetzt, einen technisch si-
cheren und effizienten Netzbetrieb im Marktgebiet zu
gewährleisten. Der Marktgebietsverantwortliche steuert
den Einsatz der Regelenergie, die von den Netzbetrei-
bern im Marktgebiet benötigt wird. Schwankungen der
Netzlast werden zunächst durch folgende Maßnahmen
ausgeglichen (interne Regelenergie):
1. Nutzung der Speicherfähigkeit des Netzes;
2. Einsatz des Teils von Anlagen zur Speicherung von
Gas im Sinne des § 3 Nummer 31 des Energiewirt-
schaftsgesetzes, der ausschließlich Betreibern von
Leitungsnetzen bei der Wahrnehmung ihrer Aufga-
ben vorbehalten ist (netzzugehöriger Speicher) und
der der Regulierungsbehörde vom Netzbetreiber an-
gezeigt worden ist;
3. Nutzung der Speicherfähigkeit der an das betroffene
Netz angrenzenden Netze sowie netzzugehöriger
Speicher in anderen Netzen innerhalb und außerhalb
des Marktgebiets.
(2) Können Schwankungen der Netzlast nicht durch
Maßnahmen nach Absatz 1 ausgeglichen werden, kom-
men Dienstleistungen Dritter zum Einsatz, bei denen
von Transportkunden oder Speicherbetreibern Gas-
mengen aus dem Marktgebiet entnommen oder zur
Verfügung gestellt werden (externe Regelenergie). Die
Marktgebietsverantwortlichen sind verpflichtet, den ge-
genläufigen Einsatz externer Regelenergie in angren-
zenden Marktgebieten im Rahmen des technisch Mög-
lichen und wirtschaftlich Zumutbaren zu vermeiden.
§ 28
Beschaffung externer Regelenergie
(1) Externe Regelenergie wird vom Marktgebietsver-
antwortlichen für die in seinem Marktgebiet gelegenen
Netzbetreiber beschafft. Die Marktgebietsverantwort-
lichen vereinheitlichen die zur Beschaffung externer
Regelenergie anzuwendenden Verfahren und Produkte.
(2) Marktgebietsverantwortliche sind berechtigt, bei
der Beschaffung von Regelenergie Mindestangebote
festzulegen. Die Anbieter externer Regelenergie sind
berechtigt, zeitlich, räumlich und mengenmäßig Teilleis-
tungen anzubieten; dabei dürfen die Teilleistungen das
jeweilige Mindestangebot nicht unterschreiten. Die Bil-
dung einer Anbietergemeinschaft zur Erreichung der
Mindestangebote ist zulässig.
§ 29
Regelenergiekosten
und -erlöse; Kosten und Erlöse
bei der Erbringung von Ausgleichsleistungen
Der Saldo aus Kosten und Erlösen für die Beschaf-
fung und den Einsatz von externer Regelenergie ist vor-
rangig mit den Erlösen des Marktgebietsverantwort-
lichen aus der Bilanzierung zu decken; dies umfasst
insbesondere die Entgelte nach § 23 Absatz 3 und die
Zahlungen im Rahmen der Mehr- und Mindermengen-
abrechnung nach § 25 Absatz 3. Reichen die Erlöse im
Sinne des Satzes 1 für die Beschaffung und den Ein-
satz von externer Regelenergie nicht aus, werden die
verbleibenden Kosten diskriminierungsfrei auf die
Bilanzkreisverantwortlichen im Marktgebiet umgelegt.
Erlöse, die nach Deckung der Kosten für externe Regel-
energie verbleiben, sind diskriminierungsfrei zugunsten
der Bilanzkreisverantwortlichen zu berücksichtigen. Die
Marktgebietsverantwortlichen sind berechtigt, von den
Bilanzkreisverantwortlichen Abschlagszahlungen zur
Deckung der voraussichtlichen Kosten für Regelenergie
zu verlangen.
§ 30
Evaluierung des
Ausgleichs- und Regelenergiesystems
Die Bundesnetzagentur legt zum 1. April 2011 einen
Bericht an das Bundesministerium für Wirtschaft und
Technologie mit einer Evaluierung der wirtschaftlichen
Wirkungen des Ausgleichs- und Regelenergiesystems
vor. Sie kann Vorschläge zu einer Weiterentwicklung
des Ausgleichs- und Regelenergiesystems und Hand-
lungsvorschläge machen. Die Bundesnetzagentur soll
den Bericht nach Satz 1 unter Beteiligung der Länder
sowie der betroffenen Wirtschaftskreise erstellen und
internationale Erfahrungen mit Bilanzierungssystemen
berücksichtigen. Sie gibt den betroffenen Wirtschafts-
kreisen Gelegenheit zur Stellungnahme.
Teil 6
Biogas
§ 31
Zweck der Regelung
Ziel der Regelungen des Teils 6 ist es, die Einspei-
sung des in Deutschland bestehenden Biogaspotenzi-
als von 6 Milliarden Kubikmetern jährlich bis 2020 und
10 Milliarden Kubikmetern jährlich bis zum Jahr 2030 in
das Erdgasnetz zu ermöglichen.
§ 32
Begriffsbestimmungen
Für diesen Verordnungsteil gelten die folgenden Be-
griffsbestimmungen:
1. „Anschlussnehmer“ ist jede juristische oder natür-
liche Person, die als Projektentwicklungsträger, Er-
richter oder Betreiber einer Anlage, mit der Biogas
im Sinne von § 3 Nummer 10c des Energiewirt-
schaftsgesetzes auf Erdgasqualität aufbereitet wird,
den Netzanschluss dieser Anlage beansprucht;
2. „Netzanschluss“ ist die Herstellung der Verbin-
dungsleitung, die die Biogasaufbereitungsanlage
mit dem bestehenden Gasversorgungsnetz verbin-
det, die Verknüpfung mit dem Anschlusspunkt des
bestehenden Gasversorgungsnetzes, die Gasdruck-
Regel-Messanlage sowie die Einrichtungen zur
Druckerhöhung und die eichfähige Messung des
einzuspeisenden Biogases;
3. „Anlage“ ist die Anlage zur Aufbereitung von Biogas
auf Erdgasqualität.
§ 33
Netzanschlusspflicht
(1) Netzbetreiber haben Anlagen auf Antrag eines
Anschlussnehmers vorrangig an die Gasversorgungs-
netze anzuschließen. Die Kosten für den Netzanschluss
sind vom Netzbetreiber zu 75 Prozent zu tragen. Der
Anschlussnehmer trägt die verbleibenden 25 Prozent
der Netzanschlusskosten, bei einem Netzanschluss
einschließlich Verbindungsleitung mit einer Länge von
bis zu einem Kilometer höchstens aber 250 000 Euro.
Soweit eine Verbindungsleitung eine Länge von zehn
Kilometern überschreitet, hat der Anschlussnehmer
die Mehrkosten zu tragen. Der Netzanschluss steht im
Eigentum des Netzbetreibers. Kommen innerhalb von
zehn Jahren nach dem Netzanschluss weitere An- schlüsse hinzu, so hat der Netzbetreiber die Kosten so aufzuteilen, wie sie bei gleichzeitigem Netzan- schluss verursacht worden wären, und Anschlussneh- mern einen zu viel gezahlten Betrag zu erstatten. (2) Der Netzbetreiber hat die Verfügbarkeit des Netz- anschlusses dauerhaft, mindestens aber zu 96 Prozent, sicherzustellen und ist für die Wartung und den Betrieb des Netzanschlusses verantwortlich. Er trägt hierfür die Kosten. Soweit es für die Prüfung der technischen Ein- richtungen und der Messeinrichtungen erforderlich ist, hat der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer oder sei- nem Beauftragten Zutritt zu den Räumen zu gestatten. Der Anschlussnehmer und der Netzbetreiber können vertraglich weitere Rechte und Pflichten, insbesondere Dienstleistungen, vereinbaren und sich diese gegensei- tig vergüten. (3) Netzbetreiber haben für den Netzanschluss ne- ben den in § 19 Absatz 2 des Energiewirtschaftsgeset- zes aufgeführten Angaben auf ihrer Internetseite fol- gende Angaben zu machen: 1. die für die Prüfung des Netzanschlussbegehrens mindestens erforderlichen Angaben, 2. standardisierte Bedingungen für den Netzanschluss sowie 3. eine laufend aktualisierte, übersichtliche Darstellung der Netzauslastung in ihrem gesamten Netz ein- schließlich der Kennzeichnung tatsächlicher oder zu erwartender Engpässe. (4) Richtet ein Anschlussnehmer ein Netzanschluss- begehren an den Netzbetreiber, so hat dieser dem An- schlussnehmer innerhalb von zwei Wochen nach Ein- gang des Netzanschlussbegehrens darzulegen, welche Prüfungen zur Vorbereitung einer Entscheidung über das Netzanschlussbegehren notwendig sind und wel- che erforderlichen Kosten diese Prüfungen verursachen werden. Soweit zusätzliche Angaben erforderlich sind, hat der Netzbetreiber diese vollständig innerhalb von einer Woche nach Antragseingang vom Anschlussneh- mer anzufordern. In diesem Fall beginnt die in Satz 1 genannte Frist mit dem Eingang der vollständigen zu- sätzlichen Angaben beim Netzbetreiber. (5) Nach Eingang einer Vorschusszahlung des An- schlussnehmers in Höhe von 25 Prozent der nach Ab- satz 4 dargelegten Kosten der Prüfung ist der Netzbe- treiber verpflichtet, unverzüglich die für eine Anschluss- zusage notwendigen Prüfungen durchzuführen. Soweit erforderlich, sind andere Netzbetreiber zur Mitwirkung bei der Prüfung verpflichtet. Der Anschlussnehmer kann verlangen, dass der Netzbetreiber auch Prüfun- gen unter Zugrundelegung von Annahmen des An- schlussnehmers durchführt. Das Ergebnis der Prüfun- gen ist dem Anschlussnehmer unverzüglich, spätes- tens aber drei Monate nach Eingang der Vorschusszah- lung mitzuteilen. Der Anschlussnehmer trägt die not- wendigen Kosten der Prüfung. (6) Der Netzbetreiber ist an ein positives Prüfungs- ergebnis für die Dauer von drei Monaten gebunden. Die Frist beginnt mit dem Zeitpunkt der Mitteilung nach Ab- satz 4. Innerhalb dieser Frist muss der Netzbetreiber dem Anschlussnehmer ein verbindliches Vertragsange- bot vorlegen. Das Vertragsangebot umfasst die Zusi- cherung einer bestimmten garantierten Mindesteinspei- sekapazität. Die Wirksamkeit des Netzanschlussver- trags steht unter der aufschiebenden Bedingung, dass innerhalb von 18 Monaten mit dem Bau der Anlage be- gonnen wird. Zeiträume, in denen der Anschlussneh- mer ohne sein Verschulden gehindert ist, mit dem Bau der Anlage zu beginnen, werden nicht eingerechnet. (7) Nach Abschluss des Netzanschlussvertrags hat der Netzbetreiber in Zusammenarbeit mit dem An- schlussnehmer unverzüglich die Planung des Netzan- schlusses durchzuführen. Die hierbei entstehenden Kosten sind Teil der Kosten des Netzanschlusses nach Absatz 1. Der Netzbetreiber stellt den Netzanschluss auf Grundlage der gemeinsamen Planung unverzüglich selbst oder durch einen Dritten her. Zu diesem Zweck vereinbaren Netzbetreiber und Anschlussnehmer zu- sammen mit dem Netzanschlussvertrag einen Plan über Inhalt, zeitliche Abfolge und Verantwortlichkeit von Netzbetreiber und Anschlussnehmer für die einzel- nen Schritte zur Herstellung des Netzanschlusses und der gesicherten Einspeisekapazität, einschließlich der Rückspeisung in vorgelagerte Netze (Realisierungsfahr- plan). Der Realisierungsfahrplan muss angemessene Folgen bei Nichteinhaltung der wesentlichen, insbeson- dere zeitlichen, Vorgaben vorsehen. Soweit es verän- derte tatsächliche Umstände erfordern, hat jeder der Beteiligten einen Anspruch auf Anpassung des Reali- sierungsfahrplans. Im Realisierungsfahrplan müssen Zeitpunkte festgelegt werden, zu denen wesentliche Schritte zur Verwirklichung des Netzanschlusses abge- schlossen sein müssen. Derartige Schritte können ins- besondere sein, es sei denn Netzbetreiber und An- schlussnehmer vereinbaren etwas Abweichendes: 1. der Erwerb dinglicher Rechte oder langfristiger schuldrechtlicher Ansprüche, die die Nutzung der für das Netzanschlussvorhaben benötigten Grund- stücke ermöglichen, 2. die Beantragung der für den Netzanschluss erforder- lichen behördlichen Genehmigungen, 3. die Freigabe der Netzanschlussarbeiten durch den Anschlussnehmer, 4. das Bestellen der erforderlichen Anschlusstechnik, 5. der Beginn der Baumaßnahmen, 6. die Fertigstellung der Baumaßnahmen sowie 7. der Zeitpunkt der Inbetriebnahme des Netzanschlus- ses. Der Netzbetreiber hat den Realisierungsfahrplan unver- züglich der Regulierungsbehörde vorzulegen. Der Netz- betreiber hat dem Anschlussnehmer die Kosten für Pla- nung und Bau offenzulegen. Bei Bau und Betrieb sind die Grundsätze der effizienten Leistungserbringung zu beachten. Wird der im Realisierungsfahrplan vorgese- hene Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage aus vom Netzbetreiber zu vertretenden Gründen überschrit- ten, erlischt der Anspruch des Netzbetreibers auf den vom Anschlussnehmer nach Absatz 1 zu tragenden Kostenanteil für den Netzanschluss einschließlich einer Verbindungsleitung mit einer Länge von bis zu einem Kilometer; die daraus resultierenden Kosten des Netz- betreibers dürfen nicht auf die Netzentgelte umgelegt werden. Hat der Anschlussnehmer bereits Vorschuss- zahlungen geleistet, sind diese ihm vom Netzbetreiber zu erstatten.
(8) Lehnt der Netzbetreiber den Antrag auf An-
schluss ab, hat er das Vorliegen der Gründe nach § 17
Absatz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes nachzuwei-
sen. Ein Netzanschluss kann nicht unter Hinweis darauf
verweigert werden, dass in einem mit dem Anschluss-
punkt direkt oder indirekt verbundenen Netz Kapazi-
tätsengpässe vorliegen, soweit die technisch-physika-
lische Aufnahmefähigkeit des Netzes gegeben ist.
(9) Wird der Anschluss an dem begehrten An-
schlusspunkt verweigert, so hat der Netzbetreiber
dem Anschlussnehmer gleichzeitig einen anderen An-
schlusspunkt vorzuschlagen, der im Rahmen des wirt-
schaftlich Zumutbaren die geäußerten Absichten des
Anschlussnehmers bestmöglich verwirklicht.
(10) Der Netzbetreiber ist verpflichtet, die erforder-
lichen Maßnahmen zu ergreifen, um seiner Pflicht nach
§ 34 Absatz 2 Satz 3 nachzukommen, es sei denn, die
Durchführung der Maßnahmen ist wirtschaftlich unzu-
mutbar.
§ 34
Vorrangiger Netzzugang
für Transportkunden von Biogas
(1) Netzbetreiber sind verpflichtet, Einspeiseverträge
und Ausspeiseverträge vorrangig mit Transportkunden
von Biogas abzuschließen und Biogas vorrangig zu
transportieren, soweit diese Gase netzkompatibel im
Sinne von § 36 Absatz 1 sind. Der Netzbetreiber meldet
unverzüglich die Einspeisemengen in Energieeinheiten,
die er vom Transportkunden übernommen hat, an den
betreffenden Anschlussnehmer, den Bilanzkreisverant-
wortlichen sowie an vom Anschlussnehmer benannte
Dritte.
(2) Netzbetreiber können die Einspeisung von Bio-
gas verweigern, falls diese technisch unmöglich oder
wirtschaftlich unzumutbar ist. Die Einspeisung kann
nicht mit dem Hinweis darauf verweigert werden, dass
in einem mit dem Anschlusspunkt direkt oder indirekt
verbundenen Netz Kapazitätsengpässe vorliegen, so-
weit die technisch-physikalische Aufnahmefähigkeit
des Netzes gegeben ist. Der Netzbetreiber muss alle
wirtschaftlich zumutbaren Maßnahmen zur Erhöhung
der Kapazität im Netz durchführen, um die ganzjährige
Einspeisung zu gewährleisten sowie die Fähigkeit sei-
nes Netzes sicherzustellen, die Nachfrage nach Trans-
portkapazitäten für Biogas zu befriedigen. Davon um-
fasst ist auch die Sicherstellung der ausreichenden Fä-
higkeit zur Rückspeisung von Biogas in vorgelagerte
Netze einschließlich der gegebenenfalls erforderlichen
Einrichtungen, zum Beispiel zur Deodorierung und
Trocknung des Biogases. § 17 Absatz 2 gilt entspre-
chend. Der Netzbetreiber hat zu prüfen, inwieweit die
Einspeisung von Biogas ohne oder mit verminderter
Flüssiggasbeimischung zu gesamtwirtschaftlich güns-
tigen Bedingungen unter Berücksichtigung der zukünf-
tigen Biogaseinspeisung realisiert werden kann.
§ 35
Erweiterter Bilanzausgleich
(1) Marktgebietsverantwortliche innerhalb eines
Marktgebiets haben für die Ein- und Ausspeisung von
Biogas einen erweiterten Bilanzausgleich anzubieten.
(2) Marktgebietsverantwortliche bieten den erweiter-
ten Bilanzausgleich für Bilanzkreisverträge an, in die
der Bilanzkreisverantwortliche ausschließlich Biogas-
mengen einbringt (besonderer Biogas-Bilanzkreis-
vertrag). Der Austausch von Gasmengen zwischen
Bilanzkreisen nach § 22 sowie eine Verrechnung von
Differenzmengen erfolgt zwischen besonderen Biogas-
Bilanzkreisverträgen. Eine Übertragung von Mengen in
Erdgasbilanzkreise ist möglich, jedoch keine Übertra-
gung von Mengen aus Erdgasbilanzkreisen in Biogas-
Bilanzkreise.
(3) Ein besonderer Biogas-Bilanzkreisvertrag bein-
haltet neben einem Bilanzausgleich von zwölf Monaten
(Bilanzierungszeitraum) einen Flexibilitätsrahmen in
Höhe von 25 Prozent. Der Flexibilitätsrahmen bezieht
sich auf die kumulierte Abweichung der eingespeisten
von der ausgespeisten Menge innerhalb des Bilanzie-
rungszeitraums. Der Marktgebietsverantwortliche und
der Bilanzkreisverantwortliche können abweichend
von Satz 1 einen ersten Bilanzierungszeitraum von we-
niger als zwölf Monaten vereinbaren (Rumpfbilanzie-
rungszeitraum). § 22 Absatz 2 gilt entsprechend; für
verbundene Biogas-Bilanzkreise gilt einheitlich der Fle-
xibilitätsrahmen nach Satz 1.
(4) Vor Beginn eines jeden Bilanzierungszeitraums
informiert der Bilanzkreisverantwortliche den Marktge-
bietsverantwortlichen über die voraussichtlichen Ein-
und Ausspeisemengen sowie deren zeitlich geplante
Verteilung für den Bilanzierungszeitraum.
(5) Der Bilanzkreisverantwortliche hat sicherzustel-
len, dass die Ein- und Ausspeisemengen innerhalb
des Flexibilitätsrahmens verbleiben und am Ende des
Bilanzierungszeitraums ausgeglichen sind. Der Bilanz-
kreisverantwortliche ist nicht an die nach Absatz 4 ab-
gegebene Prognose des zeitlichen Verlaufs der Ein-
und Ausspeisemengen gebunden.
(6) Wird der Bilanzkreis für Biogas über einen
anschließenden Bilanzierungszeitraum weitergeführt,
können positive Endsalden eines vorhergehenden auf
den nachfolgenden Bilanzierungszeitraum übertragen
werden. Hierbei ist der Flexibilitätsrahmen des beson-
deren Biogas-Bilanzkreisvertrags einzuhalten.
(7) Nach Ablauf eines Bilanzierungszeitraums sind
die einem Bilanzkreis des besonderen Biogas-Bilanz-
kreises zugeordneten Differenzen zwischen den tat-
sächlichen Ein- und Ausspeisemengen, die den Flexibi-
litätsrahmen übersteigen, auszugleichen. Dabei ist ein
transparentes, diskriminierungsfreies und an den tat-
sächlichen effizienten Kosten für die Lieferung von Aus-
gleichsenergie orientiertes Verfahren anzuwenden. Es
dürfen nur die Kosten anteilig in Rechnung gestellt
werden, die zum Ausgleich der Differenzmengen erfor-
derlich sind, die nach Saldierung aller bei einem Markt-
gebietsverantwortlichen geführten Bilanzkreise verblei-
ben.
(8) Bilanzkreisverantwortliche eines besonderen Bio-
gas-Bilanzkreisvertrags zahlen an den Marktgebietsver-
antwortlichen ein Entgelt für den erweiterten Bilanzaus-
gleich in Höhe von 0,001 Euro je Kilowattstunde für die
Nutzung des tatsächlich in Anspruch genommenen Fle-
xibilitätsrahmens. Die Höhe des pauschalierten Ent-
gelts und die damit verbundene Anreizwirkung werden
im Zuge des Monitoring nach § 37 überprüft.
(9) Die §§ 22, 23 sowie 25 finden keine Anwendung.
§ 36
Qualitätsanforderungen für Biogas
(1) Der Einspeiser von Biogas hat ausschließlich si-
cherzustellen, dass das Gas am Einspeisepunkt und
während der Einspeisung den Voraussetzungen der Ar-
beitsblätter G 260 und G 262 des Deutschen Vereins
des Gas- und Wasserfachs e. V. (Stand 2007)2) ent-
spricht. Der Einspeiser trägt hierfür die Kosten. Der Ein-
speiser muss gegenüber dem Netzbetreiber zum Zeit-
punkt des Netzanschlusses durch einen geeigneten,
von einer staatlich zugelassenen Stelle erstellten oder
bestätigten Nachweis für die individuelle Anlage oder
den Anlagentyp belegen, dass bei regelmäßigem Be-
trieb der Anlage bei der Aufbereitung des Biogases
auf Erdgasqualität die maximalen Methanemissionen
in die Atmosphäre den Wert von 0,5 Prozent bis zum
30. April 2012 nicht übersteigen. Danach darf die ma-
ximale Methanemission den Wert von 0,2 Prozent nicht
übersteigen. Abweichend von den Anforderungen nach
Satz 1 kann das Biogas mit einem höheren Vordruck an
den Netzbetreiber übergeben werden.
(2) Abweichend von Absatz 1 trägt der Netzbetreiber
die angemessenen Kosten für die notwendige techni-
sche Anpassung der Anlage, die dem Einspeiser auf
Grund einer Umstellung des Netzes auf eine andere
Gasqualität entstehen.
(3) Der Netzbetreiber ist dafür verantwortlich, dass
das Gas am Ausspeisepunkt den eichrechtlichen Vor-
gaben des Arbeitsblattes G 685 des Deutschen Vereins
des Gas- und Wasserfachs e. V. (Stand 2007)3) ent-
spricht. Der Netzbetreiber trägt hierfür die Kosten.
(4) Der Netzbetreiber ist für die Odorierung und die
Messung der Gasbeschaffenheit verantwortlich. Der
Netzbetreiber trägt hierfür die Kosten.
§ 37
Monitoring
Die Auswirkungen der Sonderregelungen für die Ein-
speisung von Biogas in das Erdgasnetz nach Teil 6 wer-
den von der Bundesregierung geprüft. Die Bundesnetz-
agentur legt hierzu erstmals bis zum 31. Mai 2011 und
anschließend jährlich einen Bericht vor. Darin werden
das Erreichen der Ziele nach § 31, die Kostenstruktur
für die Einspeisung von Biogas, die erzielbaren Erlöse,
die Kostenbelastung der Netze und Speicher sowie die
Notwendigkeit von Musterverträgen untersucht.
2
) Amtlicher Hinweis: Zu beziehen bei Wirtschafts- und Verlagsgesell-
schaft Gas und Wasser mit beschränkter Haftung, Bonn, archivmäßig
niedergelegt beim Deutschen Verein des Gas- und Wasserfachs e. V.
3
) Amtlicher Hinweis: Zu beziehen bei Wirtschafts- und Verlagsgesell-
schaft Gas und Wasser mit beschränkter Haftung, Bonn, archivmäßig
niedergelegt beim Deutschen Verein des Gas- und Wasserfachs e. V.
Teil 7
Besondere Regelungen
für Betreiber von Speicher-, LNG- und
Produktionsanlagen sowie Gaskraftwerken
§ 38
Kapazitätsreservierung
für Betreiber von Speicher-, LNG-
und Produktionsanlagen sowie Gaskraftwerken
(1) Betreiber von Speicher-, LNG- und Produktions-
anlagen sowie Betreiber von Gaskraftwerken, die nach
Inkrafttreten dieser Verordnung an ein Fernleitungsnetz
angeschlossen werden sollen oder deren Anschlusska-
pazität an ein Fernleitungsnetz nach einer Erweiterung
vergrößert werden soll, können im Rahmen der techni-
schen Kapazität des Netzes, an das sie angeschlossen
werden sollen, Ausspeisekapazität im Fernleitungsnetz
reservieren, es sei denn, die Reservierung führt unter
Berücksichtigung des bereits gebuchten Anteils der
technischen Kapazität des betreffenden Fernleitungs-
netzes zu einer Überschreitung der vom Fernleitungs-
netzbetreiber ausgewiesenen technischen Kapazität.
Satz 1 gilt entsprechend für Einspeisepunkte zur Ein-
speisung von Gas aus Speicher-, LNG- oder Produk-
tionsanlagen in das betreffende Fernleitungsnetz.
Reservierte Kapazität kann bereits vor dem Ende des
Reservierungszeitraums nach Absatz 3 Satz 7 fest
gebucht werden. Die Regelungen der §§ 33 und 34
bleiben unberührt.
(2) Für die Reservierung sind durch den Betreiber
von Anlagen nach Absatz 1 folgende Voraussetzungen
zu erfüllen und gegenüber dem Fernleitungsnetzbetrei-
ber nachzuweisen:
1. Kurzbeschreibung des Anlagenkonzepts, der Erwei-
terungsmaßnahmen,
2. Kurzdarstellung des aktuellen Stands des Genehmi-
gungsverfahrens sowie
3. Benennung des Zeitpunkts der ersten Gasabnahme.
(3) Der Fernleitungsnetzbetreiber ist verpflichtet,
dem Betreiber von Anlagen im Sinne des Absatzes 1
innerhalb von zwei Wochen nach Eingang der Anfrage
mitzuteilen, welche Unterlagen er für die weitere Prü-
fung der Anfrage benötigt und welche Kosten mit der
Prüfung verbunden sind. Der Betreiber der Anlage teilt
dem Fernleitungsnetzbetreiber innerhalb von zwei Wo-
chen nach Eingang des Prüfungsergebnisses mit, ob
der Fernleitungsnetzbetreiber die notwendigen Prüfun-
gen durchführen soll. Nach Eingang der vollständigen
Unterlagen beim Fernleitungsnetzbetreiber hat dieser
die Anfrage des Betreibers innerhalb von zwei Monaten
zu prüfen und ihm das Ergebnis der Prüfung mitzutei-
len. Ergibt die Prüfung, dass eine Reservierung von Ka-
pazität auf Grund von nicht ausreichender technischer
Kapazität im Fernleitungsnetz nicht möglich ist, hat der
Betreiber einer Anlage im Sinne des Absatzes 1 keinen
Anspruch auf Kapazitätsreservierung für den angefrag-
ten Ein- oder Ausspeisepunkt. Ist die Reservierung im
Rahmen der technischen Kapazität des Fernleitungs-
netzes möglich, wird dem Betreiber der Anlage entspre-
chend seiner Anfrage Kapazität im Netz reserviert. Die
Reservierung wird mit Zahlung der Reservierungsge-
bühr wirksam. Die Kapazitätsreservierung verfällt, wenn
der Ausspeisepunkt nicht innerhalb von drei Jahren
nach Zugang der Reservierungserklärung beim Fernlei-
tungsnetzbetreiber fest gebucht wurde.
(4) Für die Reservierung zahlt der Betreiber einer
Anlage im Sinne des Absatzes 1 eine Reservierungs-
gebühr an den Fernleitungsnetzbetreiber. Wird die Re-
servierung für ein Gaskraftwerk im Sinne des Absat-
zes 1 vorgenommen, beträgt die Reservierungsgebühr
0,50 Euro pro Kilowattstunde pro Stunde pro Jahr. Wird
die Reservierung für eine Speicher-, LNG- oder Produk-
tionsanlage im Sinne des Absatzes 1 vorgenommen,
beträgt die Reservierungsgebühr 0,40 Euro pro Kilo-
wattstunde pro Stunde pro Jahr. Die vom Betreiber
einer Anlage im Sinne des Absatzes 1 zu entrichtende
Reservierungsgebühr wird auf das Entgelt angerechnet,
das nach der festen Buchung der Kapazitäten an den
Fernleitungsnetzbetreiber zu zahlen ist.
(5) Verfällt die Reservierungsgebühr nach Absatz 3,
werden Erlöse aus den Reservierungsgebühren auf
dem Regulierungskonto nach § 5 der Anreizregulie-
rungsverordnung verbucht.
§ 39
Kapazitätsausbauanspruch für
Betreiber von Gaskraftwerken sowie
Speicher-, LNG- und Produktionsanlagen
(1) Betreiber von Speicher-, LNG- oder Produktions-
anlagen sowie Gaskraftwerken, deren Reservierungs-
anfrage nach § 38 wegen fehlender Kapazität im Fern-
leitungsnetz nicht berücksichtigt werden konnte (An-
schlusswillige), haben Anspruch darauf, dass die an
der Speicher-, LNG- oder Produktionsanlage oder
dem Gaskraftwerk benötigte Ein- oder Ausspeisekapa-
zität im Rahmen des Kapazitätsausbaus, dessen Erfor-
derlichkeit sich auf Grundlage des nach § 17 Absatz 1
ermittelten Kapazitätsbedarfs ergibt, bereitgestellt wird,
es sei denn, die Durchführung des erforderlichen Kapa-
zitätsausbaus ist dem Fernleitungsnetzbetreiber wirt-
schaftlich nicht zumutbar. Die wirtschaftliche Zumut-
barkeit eines Kapazitätsausbaus wird vermutet, wenn
die an der Speicher-, LNG- oder Produktionsanlage
oder dem Gaskraftwerk benötigte Ein- oder Ausspeise-
kapazität spätestens 18 Monate vor dem im Realisie-
rungsfahrplan nach Absatz 2 Satz 2 vorgesehenen Zeit-
punkt der Fertigstellung der neuen oder erweiterten
Speicher-, LNG- oder Produktionsanlage oder des
neuen oder erweiterten Gaskraftwerks verbindlich lang-
fristig beim Fernleitungsnetzbetreiber gebucht wird.
(2) Nach Abschluss des Verfahrens nach § 17 Ab-
satz 1 haben der Fernleitungsnetzbetreiber und der An-
schlusswillige unverzüglich einen verbindlichen Rea-
lisierungsfahrplan zu erarbeiten, auf dessen Grundlage
der Ausbau erfolgen soll. Dieser Realisierungsfahrplan
hat auch den geplanten Zeitpunkt des Baubeginns so-
wie der Fertigstellung der neuen oder erweiterten Spei-
cher-, LNG- oder Produktionsanlage oder des neuen
oder erweiterten Gaskraftwerks zu enthalten. Der Fern-
leitungsnetzbetreiber hat Anspruch auf Anpassung des
Realisierungsfahrplans, sofern dies auf Grund von ihm
nicht zu vertretender Umstände erforderlich ist. Satz 3
gilt für den Anschlusswilligen entsprechend.
(3) Der Anschlusswillige ist in dem Zeitraum zwi-
schen Abschluss des Verfahrens zur Kapazitätsbe-
darfsermittlung nach § 17 und dem Zeitpunkt der ver-
bindlichen langfristigen Buchung der Kapazität an der
neuen oder erweiterten Speicher-, LNG- oder Produk-
tionsanlage oder dem neuen oder erweiterten Gaskraft-
werk (Planungsphase) verpflichtet, sich an den Pla-
nungskosten des Fernleitungsnetzbetreibers mit einer
Planungspauschale zu beteiligen. Die Planungspau-
schale beträgt für neue oder erweiterte Gaskraftwerke
0,50 Euro pro Kilowattstunde pro Stunde pro Jahr und
für neue oder erweiterte Speicher-, LNG- oder Produk-
tionsanlagen 0,40 Euro pro Kilowattstunde pro Stunde
pro Jahr. Die vom Anschlusswilligen gezahlte Pla-
nungspauschale ist vom Fernleitungsnetzbetreiber
nach einer verbindlichen langfristigen Buchung der Ka-
pazität mit dem Ein- oder Ausspeisentgelt, das für die
Kapazität zu zahlen ist, zu verrechnen. Wird die Kapa-
zität vom Anschlusswilligen nicht verbindlich langfristig
gebucht, verfällt die vom Anschlusswilligen gezahlte
Planungspauschale, es sei denn, die Kapazität, die für
die Anlage benötigt worden wäre, wird verbindlich lang-
fristig von einem Dritten benötigt. In diesem Fall ist der
Fernleitungsnetzbetreiber verpflichtet, dem Anschluss-
willigen die gezahlte Planungspauschale zu erstatten.
Eine Reservierungsgebühr nach § 38 darf vom Fernlei-
tungsnetzbetreiber zusätzlich zur Planungspauschale
nicht verlangt werden.
Teil 8
Veröffentlichungs-
und Informationspflichten
§ 40
Veröffentlichungspflichten
(1) Netzbetreiber sind verpflichtet, auf ihren Internet-
seiten regelmäßig, beginnend mit dem 1. Oktober 2011,
folgende aktualisierte Angaben in einem gängigen Da-
tenformat zu veröffentlichen:
1. im Fernleitungsnetz eine unter Betreibern angren-
zender Netze abgestimmte einheitliche Bezeich-
nung für Netzkopplungspunkte oder Ein- oder Aus-
speisezonen, unter denen dort Kapazität gebucht
werden kann,
2. im Fernleitungsnetz mindestens einmal jährlich An-
gaben über Termine von Versteigerungen nach § 13
Absatz 1 Satz 1, mindestens für die nächsten fünf
Jahre im Voraus,
3. im Fernleitungsnetz, zumindest für den Folgetag,
die Zusatzmenge nach § 10 Absatz 1 Satz 1,
4. im Fernleitungsnetz Angaben über die bei der Last-
flusssimulation nach § 9 Absatz 2 verwendete Me-
thode,
5. im Fernleitungsnetz mindestens einmal jährlich eine
Dokumentation der nach § 9 Absatz 3 durchgeführ-
ten kapazitätserhöhenden Maßnahmen und ihrer je-
weiligen Kosten,
6. im Fernleitungsnetz Angaben zu den Erlösen aus
der Kapazitätsvergabe nach § 13 Absatz 1 und de-
ren Verwendung nach § 13 Absatz 4,
7. im Verteilnetz die Gasbeschaffenheit bezüglich des
Brennwerts „Hs,n“ sowie am zehnten Werktag des
Monats den Abrechnungsbrennwert des Vormonats
an allen Ein- und Ausspeisepunkten,
8. im Verteilnetz Regeln für den Anschluss anderer
Anlagen und Netze an das vom Netzbetreiber be-
triebene Netz sowie den Zugang solcher Anlagen
und Netze zu dem vom Netzbetreiber betriebenen
Netz,
9. im örtlichen Verteilnetz die zur Anwendung kom-
menden Standardlastprofile,
10. die Zuordenbarkeit jeder Entnahmestelle zu einem
oder mehreren Marktgebieten,
11. die „Mindestanforderungen an die Allgemeinen Ge-
schäftsbedingungen“ nach § 4 sowie die Vereinba-
rung nach § 8 Absatz 6 sowie
12. Ansprechpartner im Unternehmen für Netzzu-
gangsfragen.
Diese Angaben sind bei Änderungen unverzüglich an-
zupassen, mindestens monatlich oder, falls es die Ver-
fügbarkeit kurzfristiger Dienstleistungen erfordert, täg-
lich. Die Veröffentlichungspflichten der Fernleitungs-
netzbetreiber nach Anhang I zur Verordnung (EG)
Nr. 715/2009 bleiben unberührt. Die Veröffentlichung
der Angaben nach Satz 1 hat in einem gängigen Format
zu erfolgen, das eine automatisierte Auslesung der ver-
öffentlichten Daten von der Internetseite des Fernlei-
tungsnetzbetreibers ermöglicht. Die Angaben werden
in deutscher Sprache veröffentlicht. Fernleitungsnetz-
betreiber veröffentlichen sie auf ihrer Internetseite zu-
sätzlich in englischer Sprache. Örtliche Verteilnetzbe-
treiber stellen darüber hinaus auf ihrer Internetseite eine
Karte bereit, auf der schematisch erkennbar ist, welche
Bereiche in einem Gemeindegebiet an das örtliche
Gasverteilernetz angeschlossen sind.
(2) Marktgebietsverantwortliche veröffentlichen auf
ihrer Internetseite:
1. die Methoden, nach denen die Ausgleichs- und Re-
gelenergieentgelte berechnet werden;
2. unverzüglich nach der Bilanzierungsperiode die ver-
wendeten Entgelte für Ausgleichsenergie sowie
3. jeweils am Folgetag des Einsatzes der Regelenergie
und mindestens für die zwölf zurückliegenden Mo-
nate, Informationen über den Einsatz interner und
externer Regelenergie. Bei externer Regelenergie
haben die Marktgebietsverantwortlichen zwischen
externen Flexibilitäten und externen Gasmengen zu
unterscheiden. Sie haben auch anzugeben, welcher
Anteil der externen Regelenergie auf Grund lokaler
oder räumlich begrenzter Ungleichgewichte einge-
setzt wurde.
Teil 9
Wechsel des Gaslieferanten
§ 41
Lieferantenwechsel
(1) Die Netzbetreiber sind verpflichtet, für die Durch-
führung des Lieferantenwechsels bundesweit einheit-
liche, massengeschäftstaugliche Verfahren anzuwen-
den. Für den elektronischen Datenaustausch mit den
Transportkunden ist ein einheitliches Datenformat zu
verwenden. Die Netzbetreiber sind verpflichtet, die
elektronische Übermittlung und Bearbeitung von Kun-
dendaten in massengeschäftstauglicher Weise zu orga-
nisieren, so dass deren Übermittlung und Bearbeitung
vollständig automatisiert erfolgen können. Die Ver-
bände der Transportkunden sind an der Entwicklung
der Verfahren und Formate für den Datenaustausch an-
gemessen zu beteiligen.
(2) Eine Entnahmestelle ist anhand von nicht mehr
als drei mitgeteilten Daten zu identifizieren. Es soll eine
der folgenden Datenkombinationen mitgeteilt werden:
1. Zählpunkt oder Zählpunkt-Aggregation und Name
oder Firma des Kunden sowie Straße, Postleitzahl
und Ort der Entnahmestelle,
2. Zählernummer und Name oder Firma des Kunden
sowie Straße, Postleitzahl und Ort der Entnahme-
stelle oder
3. Name des bisherigen Lieferanten, Kundennummer
des bisherigen Lieferanten und Name oder Firma
des Kunden sowie Straße, Postleitzahl und Ort der
Entnahmestelle.
Wenn der neue Lieferant keine der in Satz 2 aufgeführ-
ten Datenkombinationen vollständig dem Netzbetreiber
mitteilt, darf der Netzbetreiber die Meldung nur zurück-
weisen, wenn die Entnahmestelle nicht eindeutig iden-
tifizierbar ist. In diesem Fall ist die Meldung für diese
Entnahmestelle unwirksam. Änderungen wesentlicher
Kundendaten sind wechselseitig unverzüglich mitzutei-
len.
§ 42
Rucksackprinzip
Bei einem Wechsel des Lieferanten kann der neue
Lieferant vom bisherigen Lieferanten die Übertragung
der für die Versorgung des Kunden erforderlichen,
vom bisherigen Lieferanten gebuchten Ein- und Aus-
speisekapazitäten verlangen, wenn ihm die Versorgung
des Kunden entsprechend der von ihm eingegangenen
Lieferverpflichtung ansonsten nicht möglich ist und er
dies gegenüber dem bisherigen Lieferanten begründet.
Als erforderlich gilt die vom Kunden abgenommene
Höchstmenge des vorangegangenen Abnahmejahres,
soweit eine entsprechende Höchstabnahmemenge
auch weiterhin zu vermuten ist.
Teil 10
Messung
§ 43
Messung
Der Messstellenbetreiber oder gegebenenfalls der
Messdienstleister nimmt die Messung von Gasmengen
vor. Der Netzbetreiber kann, soweit dies zur Erfüllung
seiner Aufgaben zwingend erforderlich ist, Kontrollable-
sungen durchführen. Die Messung erfolgt nach § 11 der
Messzugangsverordnung.
§ 44
Messung des von
Haushaltskunden entnommenen Gases
(1) Bei der Messung des von grundversorgten Haus-
haltskunden entnommenen Gases werden die Mess-
einrichtungen nach den Vorgaben des Grundversorgers
möglichst in gleichen Zeitabständen, die zwölf Monate
nicht wesentlich überschreiten dürfen, abgelesen.
(2) Im Falle eines Lieferantenwechsels nach § 41 ist
für die Ermittlung des Verbrauchswerts im Zeitpunkt
des Lieferantenwechsels ein einheitliches Verfahren zu-
grunde zu legen. Die Abrechnung kann auf Grundlage
einer Messung nach § 43 oder, sofern kein Ableseer-
gebnis vorliegt, durch Schätzung des Netzbetreibers
erfolgen. Im Falle einer Schätzung ist der Verbrauch
zeitanteilig zu berechnen; jahreszeitliche Verbrauchs-
schwankungen sind auf der Grundlage der für Haus-
haltskunden maßgeblichen Erfahrungswerte angemes-
sen zu berücksichtigen.
§ 45
Messung
nach Vorgabe des Transportkunden
Liegt eine Vereinbarung nach § 40 Absatz 2 Satz 2
des Energiewirtschaftsgesetzes vor, sind die hieraus
folgenden Vorgaben zu den Zeitabständen der Mes-
sung zu beachten.
§ 46
Betrieb von Mess- und Steuereinrichtungen
(1) Für den Betrieb der Mess- und Steuereinrichtun-
gen gelten § 8 Absatz 1 und § 9 Absatz 3 der Mess-
zugangsverordnung.
(2) Der Anschlussnehmer haftet für das Abhanden-
kommen und die Beschädigung von Mess- und Steuer-
einrichtungen, soweit ihn daran ein Verschulden trifft. Er
hat den Verlust, Beschädigungen und Störungen dieser
Einrichtungen dem Messstellenbetreiber unverzüglich
mitzuteilen.
§ 47
Nachprüfung von Messeinrichtungen
(1) Der Transportkunde kann jederzeit die Nachprü-
fung der Messeinrichtungen durch eine Eichbehörde
oder eine staatlich anerkannte Prüfstelle im Sinne des
§ 2 Absatz 4 des Eichgesetzes verlangen. Stellt der
Transportkunde den Antrag auf Nachprüfung nicht bei
dem Messstellenbetreiber, so hat er diesen zugleich mit
der Antragstellung zu benachrichtigen.
(2) Die Kosten der Nachprüfung fallen dem Mess-
stellenbetreiber zur Last, falls die Abweichung die eich-
rechtlichen Verkehrsfehlergrenzen überschreitet, sonst
dem Transportkunden.
§ 48
Vorgehen bei Messfehlern
Ergibt eine Prüfung der Messeinrichtungen eine
Überschreitung der gesetzlichen Verkehrsfehlergrenzen
und ist die Größe des Fehlers nicht einwandfrei festzu-
stellen oder zeigt eine Messeinrichtung nicht an (Mess-
fehler), so hat der Netzbetreiber die Daten für die Zeit
seit der letzten fehlerfreien Ablesung aus dem Durch-
schnittsverbrauch des ihr vorhergehenden und des der
Beseitigung des Fehlers nachfolgenden Ablesezeit-
raums oder auf Grund des Vorjahreswertes durch
Schätzung zu ermitteln.
Teil 11
Verweigerung des Netzzugangs
nach § 25 des Energiewirtschaftsgesetzes
§ 49
Verfahren
zur Verweigerung des Netzzugangs
nach § 25 des Energiewirtschaftsgesetzes
(1) Gasversorgungsunternehmen haben den Antrag
nach § 25 Satz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes bei
der Regulierungsbehörde spätestens bis zum Juni ei-
nes Jahres zu stellen. Eine spätere Antragstellung ist
nur zulässig, wenn der Netzzugangsverweigerungs-
grund nach dem in Satz 1 genannten Zeitpunkt ent-
standen ist. Dem Antrag sind alle für die Prüfung erfor-
derlichen Angaben über die Art und den Umfang der
Unzumutbarkeit und die von dem Gasversorgungsun-
ternehmen zu deren Abwendung unternommenen An-
strengungen beizufügen.
(2) Soweit nach Artikel 27 Absatz 2 der Richtlinie
2003/55/EG des Europäischen Parlaments und des Ra-
tes vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften
für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der
Richtlinie 98/30/EG (ABl. L 176 vom 15.7.2003, S. 57)
die Beteiligung der Kommission der Europäischen Ge-
meinschaften (EG-Beteiligungsverfahren) vorgesehen
ist, leitet die Regulierungsbehörde dieses Verfahren ein.
Die Regulierungsbehörde hat eine Entscheidung über
einen Antrag nach Absatz 1 Satz 1 nach Maßgabe einer
endgültigen Entscheidung der Kommission nach Arti-
kel 27 Absatz 2 in Verbindung mit Artikel 30 Absatz 2
der Richtlinie 2003/55/EG zu ändern oder aufzuheben;
die §§ 48 und 49 des Verwaltungsverfahrensgesetzes
bleiben unberührt.
Teil 12
Befugnisse der Regulierungsbehörde
§ 50
Festlegungen
(1) Zur Verwirklichung eines effizienten Netzzugangs
und der in § 1 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes
genannten Zwecke kann die Regulierungsbehörde un-
ter Beachtung der Anforderungen eines sicheren Netz-
betriebs Entscheidungen durch Festlegungen nach
§ 29 Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes treffen:
1. zu den Verträgen nach den §§ 3, 7 und 33 sowie
den Geschäftsbedingungen nach § 3 Absatz 6, den
§§ 4 und 33 Absatz 3 Nummer 2, sofern nicht ein
Standardangebot angewendet wird;
2. zu den Voraussetzungen und Grenzen für techni-
sche Ausspeisemeldungen nach § 8 Absatz 5;
3. zu Verfahren und Anforderungen an eine Registrie-
rung des Transportkunden beim Netzbetreiber oder
des Bilanzkreisverantwortlichen beim Marktge-
bietsverantwortlichen nach § 6, insbesondere zu
Fristen, die bei der Registrierung einzuhalten sind,
soweit dies erforderlich ist, um die Diskriminie-
rungsfreiheit der Registrierung zu gewährleisten;
4. zu Ermittlung und Angebot von Kapazitäten nach
§ 9, insbesondere zum Verfahren zur Beschaffung
von Maßnahmen nach § 9 Absatz 3 Satz 2 Num-
mer 1 bis 3, sowie zu Kapazitätsprodukten nach
§ 11;
5. zum prozentualen Anteil, zu dem Kosten und Erlöse
beim Fernleitungsnetzbetreiber verbleiben, in Ab-
weichung zu § 10 Absatz 2 Satz 1 und 2, soweit
dies erforderlich ist, um eine nachfragegerechte
Maximierung des Kapazitätsangebots im Sinne
des § 9 durch die Fernleitungsnetzbetreiber zu ge-
währleisten; um eine nachfragegerechte Maximie-
rung des Kapazitätsangebots im Sinne des § 9
durch die Fernleitungsnetzbetreiber zu gewährleis-
ten, kann die Regulierungsbehörde auch einen
Höchstbetrag festlegen, zu dem Erlöse und Kosten
aus Verfahren nach § 10 beim Fernleitungsnetzbe-
treiber verbleiben;
6. zu den Kapazitätsplattformen nach § 12; sie kann
insbesondere festlegen, dass ein Anteil kurzfristiger
Kapazitäten in anderer Weise, insbesondere durch
implizite Auktionen, zugewiesen werden kann,
wenn dies erforderlich ist, um insbesondere durch
eine Kopplung der Märkte die Liquidität des Gas-
markts zu erhöhen;
7. zum Verfahren für die Beschaffung, den Einsatz und
die Abrechnung von Regelenergie nach Teil 5 Ab-
schnitt 2 dieser Verordnung, insbesondere zu den
Mindestangebotsgrößen, Ausschreibungszeiträu-
men, und den einheitlichen Bedingungen, die An-
bieter von Regelenergie erfüllen müssen;
8. zum System und der Beschaffenheit des Netzan-
schlusses von Anlagen zur Aufbereitung von Bio-
gas an das Gasversorgungsnetz, der Einspeisung
von Biogas in das Erdgasnetz, zur Vereinheitlichung
von technischen Anforderungen für Anlagen und
Netzanschluss, einschließlich Abweichungen von
den Vorgaben in § 36 Absatz 1, der Arbeitsblätter
G 260, G 262 und G 685 des Deutschen Vereins
des Gas- und Wasserfachs e. V. (Stand 2007)4) so-
wie des Netzzugangs und der Bilanzierung von
Transportkunden von Biogas;
9. zum Bilanzierungssystem nach Teil 5 Abschnitt 1
dieser Verordnung, um berechtigte Bedürfnisse
des Marktes angemessen zu berücksichtigen, so-
wie insbesondere zu einer von § 23 Absatz 1 Satz 1
abweichenden Länge der Bilanzierungsperiode, zu
einer von § 23 Absatz 2 Satz 2 abweichenden Be-
messung der Toleranzmenge, zu den Anforderun-
gen an und den zu verwendenden Datenformaten
für den Informationsaustausch im Rahmen der Bi-
lanzierung, zu Inhalten sowie den Fristen im Zu-
sammenhang mit der Datenübermittlung und zu
den Methoden, nach denen die Entgelte nach § 23
Absatz 2 Satz 3 gebildet werden; sie hat dabei zu
beachten, dass ein Bilanzausgleichssystem einen
effizienten Netzzugang ermöglicht und, soweit er-
forderlich, auch Anreize gegen eine missbräuch-
liche Nutzung der Bilanzausgleichsdienstleistungen
enthalten soll;
10. zu Entgelten und Gebühren für die Nutzung des Vir-
tuellen Handelspunkts in Abweichung von § 22 Ab-
satz 1 Satz 6;
4
) Amtlicher Hinweis: Zu beziehen bei Wirtschafts- und Verlagsgesell-
schaft Gas und Wasser mit beschränkter Haftung, Bonn, archivmäßig
niedergelegt beim Deutschen Verein des Gas- und Wasserfachs e. V.
11. zu Anreizen und Pönalen für die Transportkunden,
soweit dies zur Durchsetzung der Verpflichtung der
Transportkunden zum Angebot von Kapazitäten auf
dem Sekundärmarkt oder zum Zurverfügungstellen
von Kapazitäten an den Fernleitungsnetzbetreiber
nach § 16 Absatz 1 erforderlich ist;
12. zur Vereinheitlichung des Nominierungsverfahrens
nach § 15; insbesondere kann sie Festlegungen
treffen zum Zeitpunkt, bis zu dem eine Nominierung
erfolgen muss, und zum Umfang der Möglichkeiten
für nachträgliche Änderungen der Nominierung;
13. zu Beginn und Ende des Gastags in Abweichung
von § 23 Absatz 1 Satz 2, wenn dies der Erreichung
der Ziele des § 1 des Energiewirtschaftsgesetzes
dient;
14. zur Abwicklung des Lieferantenwechsels nach § 41,
insbesondere zu den Anforderungen und dem For-
mat des elektronischen Datenaustauschs.
(2) Die Regulierungsbehörde kann die Ausgestaltung
der Versteigerungsverfahren nach § 13 für Kapazitäts-
rechte festlegen; diese muss diskriminierungsfrei sein.
Die Regulierungsbehörde kann insbesondere die Art
und Weise der Bekanntmachung sowie die Zeitpunkte
der Versteigerungstermine durch die Fernleitungsnetz-
betreiber festlegen; dies umfasst auch die zeitliche Rei-
henfolge, in der langfristige und kurzfristige Kapazitäts-
rechte vergeben werden.
(3) Die Regulierungsbehörde kann von Amts wegen
Festlegungen treffen, mit denen die prozentuale Auftei-
lung der technischen Jahreskapazität auf unterschied-
liche Kapazitätsprodukte abweichend von § 14 festge-
legt wird, soweit dies zur Erreichung der Ziele des § 1
des Energiewirtschaftsgesetzes erforderlich ist. Sie hat
auf Antrag eines Gasversorgungsunternehmens eine
abweichende prozentuale Aufteilung der technischen
Jahreskapazität eines Ein- oder Ausspeisepunkts oder
einer Ein- oder Ausspeisezone festzulegen, soweit das
Gasversorgungsunternehmen nachweist, dass dies zur
Erfüllung von Mindestabnahmeverpflichtungen aus Lie-
ferverträgen erforderlich ist, die am 1. Oktober 2009
bestanden. Der im Rahmen langfristiger Kapazitätsver-
träge zu vergebende Anteil der technischen Jahres-
kapazität eines Ein- oder Ausspeisepunkts oder einer
Ein- oder Ausspeisezone darf jedoch 65 Prozent der
technischen Jahreskapazität eines Ein- oder Ausspei-
sepunkts oder einer Ein- oder Ausspeisezone nicht
unterschreiten. Bei einer Festlegung von Amts wegen
hat die Regulierungsbehörde zuvor die Verbände der
Netzbetreiber und die Verbände der Transportkunden
anzuhören.
(4) Die Regulierungsbehörde kann zu Standardlast-
profilen nach § 24 und deren Anwendung nach Anhö-
rung der Verbände der Netzbetreiber und der Verbände
der Transportkunden Festlegungen treffen, insbeson-
dere zur Behandlung der Messeinrichtungen im Sinne
des § 21b Absatz 3a und 3b des Energiewirtschaftsge-
setzes oder vergleichbaren Messeinrichtungen und zur
Behandlung der ausgelesenen Messwerte im Rahmen
des Netzzugangs sowie zur Erarbeitung von Lastprofi-
len für bestimmte Verbrauchergruppen. Sie kann für die
Erarbeitung von Lastprofilen für bestimmte Verbrau-
chergruppen terminliche Vorgaben machen. Dabei sind
die Erfahrungen der Marktteilnehmer angemessen zu
berücksichtigen.
(5) Festlegungen können die Netzbetreiber auch ver-
pflichten, über die Angaben in § 40 hinaus weitere In-
formationen zu veröffentlichen, die für den Wettbewerb
im Gashandel oder bei der Belieferung von Kunden er-
forderlich sind. Festlegungen können die Netzbetreiber
und Transportkunden verpflichten, bei der Erfüllung von
Veröffentlichungs- und Datenübermittlungspflichten
aus dieser Verordnung oder aus Festlegungsentschei-
dungen auf der Grundlage dieser Verordnung be-
stimmte einheitliche Formate einzuhalten.
(6) Die Regulierungsbehörde macht Festlegungsent-
scheidungen in ihrem Amtsblatt öffentlich bekannt und
veröffentlicht sie kostenfrei im Internet in druckbarer
Form.
(7) Anstelle einer Festlegungsentscheidung kann die
Regulierungsbehörde in den Fällen des Absatzes 1
Satz 1 Nummer 1 die Netzbetreiber auffordern, ihr in-
nerhalb einer bestimmten, angemessenen Frist ein
Standardangebot für Geschäftsbedingungen nach § 4
und für die Ausgestaltung der Kapazitätsprodukte nach
§ 11 vorzulegen, insbesondere in Bezug auf die Mög-
lichkeit zur nachträglichen Änderung der Nominierung
sowie auf standardisierte Bedingungen nach § 33 Ab-
satz 3 Nummer 2. Sie kann in dieser Aufforderung Vor-
gaben für die Ausgestaltung einzelner Bedingungen
machen, insbesondere in Bezug auf Diskriminierungs-
freiheit und Angemessenheit. Sie gibt den Verbänden
der Netzbetreiber und den Verbänden der Transport-
kunden in geeigneter Form Gelegenheit zur Stellung-
nahme und kann unter Berücksichtigung der Stellung-
nahmen durch Festlegung Änderungen der Standard-
angebote vornehmen, insbesondere soweit einzelne
Vorgaben nicht umgesetzt worden sind.
(8) Die Regulierungsbehörde kann Netzbetreiber und
Marktgebietsverantwortliche verpflichten, innerhalb ei-
ner bestimmten, angemessenen Frist ein Standardan-
gebot zu den in Absatz 1 Nummer 9 genannten Teilen
des Bilanzierungssystems vorzulegen. Sie kann in die-
ser Aufforderung Vorgaben für die Ausgestaltung ein-
zelner Bedingungen machen, insbesondere in Bezug
auf standardisierte Geschäftsprozesse der Bilanzierung
wie für den elektronischen Datenaustausch im Rahmen
der Bilanzierung, soweit dies einer effizienten Abwick-
lung der Bilanzierung dient. Sie gibt den Verbänden der
Netzbetreiber und den Verbänden der Transportkunden
in geeigneter Form Gelegenheit zur Stellungnahme und
kann unter Berücksichtigung der Stellungnahmen
durch Festlegung Änderungen der Standardangebote
vornehmen, insbesondere soweit einzelne Vorgaben
nicht umgesetzt worden sind.
Teil 13
Sonstige Bestimmungen
§ 51
Ordnungswidrigkeiten
(1) Ordnungswidrig im Sinne des § 95 Absatz 1
Nummer 5 Buchstabe a des Energiewirtschaftsgeset-
zes handelt, wer vorsätzlich oder fahrlässig
1. entgegen § 9 Absatz 2 Satz 3 oder Absatz 3 Satz 5
nicht zusammenarbeitet,
2. entgegen § 9 Absatz 2 Satz 4 oder § 26 Absatz 1
eine Information nicht oder nicht rechtzeitig zur Ver-
fügung stellt,
3. entgegen § 33 Absatz 2 Satz 1 die Verfügbarkeit des
Netzanschlusses nicht sicherstellt,
4. entgegen § 33 Absatz 4 Satz 1 eine dort genannte
Angabe nicht, nicht richtig, nicht vollständig oder
nicht rechtzeitig darlegt,
5. entgegen § 33 Absatz 4 Satz 2 eine Angabe nicht
oder nicht rechtzeitig anfordert,
6. entgegen § 33 Absatz 5 Satz 4 eine Mitteilung nicht,
nicht richtig, nicht vollständig oder nicht rechtzeitig
macht,
7. entgegen § 33 Absatz 6 Satz 3 ein Vertragsangebot
nicht oder nicht rechtzeitig vorlegt,
8. entgegen § 40 Absatz 1 Nummer 2 oder § 40 Ab-
satz 2 Nummer 2 oder Nummer 3 Satz 1 eine Ver-
öffentlichung nicht, nicht richtig, nicht vollständig
oder nicht rechtzeitig vornimmt oder
9. einer vollziehbaren Anordnung nach § 50 Absatz 5
zuwiderhandelt.
(2) Ordnungswidrig im Sinne des § 95 Absatz 1
Nummer 5 Buchstabe b des Energiewirtschaftsgeset-
zes handelt, wer vorsätzlich oder fahrlässig einer voll-
ziehbaren Anordnung nach § 50 Absatz 1, 2, 3 Satz 1
oder Satz 2, Absatz 4 Satz 1 oder Satz 2, Absatz 7 oder
Absatz 8 zuwiderhandelt.
Artikel 2
Änderung der
Messzugangsverordnung
Die Messzugangsverordnung vom 17. Oktober 2008
(BGBl. I S. 2006) wird wie folgt geändert:
1. In § 4 Absatz 3 Satz 2 werden nach dem Wort „und“
die Angabe „§ 38a Absatz 1“ durch die Angabe „§ 44
Absatz 1“ ersetzt und die Wörter „vom 25. Juli 2005
(BGBl. I S. 2210), die zuletzt durch Artikel 1 der Ver-
ordnung vom 8. April 2008 (BGBl. I S. 693) geändert
worden ist,“ gestrichen.
2. In § 7 Absatz 2 Satz 1 wird nach dem Wort „und“ die
Angabe „§ 41“ durch die Angabe „§ 48“ ersetzt.
3. § 11 wird wie folgt geändert:
a) Der bisherige Wortlaut des § 11 wird Absatz 1.
b) In Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 wird die Angabe
„§ 29“ durch die Angabe „§ 24“ ersetzt.
c) Folgender Absatz 2 wird angefügt:
„(2) Ein Letztverbraucher im Sinne des § 24
der Gasnetzzugangsverordnung ist als An-
schlussnutzer berechtigt, im Einvernehmen mit
seinem Lieferanten von dem Messstellenbetreiber
eine Messung nach Absatz 1 zu verlangen, sofern
der Lieferant mit dem Netzbetreiber die Anwen-
dung des Lastgangzählverfahrens vereinbart hat.
Netzbetreiber und Messstellenbetreiber sind im
Falle eines solchen Verlangens zur Aufnahme ent-
sprechender Vereinbarungen in den Verträgen
nach § 3 verpflichtet.“
Artikel 3
Ä n d e r u n g d e r N i e d e r-
druckanschlussverordnung*)
§ 13 Absatz 2 Satz 4 und 5 der Niederdruckan-
schlussverordnung vom 1. November 2006 (BGBl. I
S. 2477, 2485), die durch Artikel 2 Absatz 6 der Verord-
nung vom 17. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2006) geändert
worden ist, wird wie folgt ersetzt:
„Es dürfen nur Materialien und Gasgeräte verwendet
werden, die entsprechend § 49 des Energiewirtschafts-
gesetzes unter Beachtung der allgemein anerkannten
Regeln der Technik hergestellt wurden. Die Einhaltung
der Voraussetzungen des Satzes 4 wird vermutet, wenn
die vorgeschriebene CE-Kennzeichnung vorhanden ist.
Sofern die CE-Kennzeichnung nicht vorgeschrieben ist,
wird dies auch vermutet, wenn die Materialien oder
Gasgeräte das Zeichen einer akkreditierten Stelle tra-
gen, insbesondere das DVGW-Zeichen. Materialien
und Gasgeräte, die
1. in einem anderen Mitgliedstaat der Europäischen
Union oder der Türkei rechtmäßig hergestellt oder
in den Verkehr gebracht worden sind oder
2. in einem anderen Vertragsstaat des Abkommens
über den Europäischen Wirtschaftsraum rechtmäßig
hergestellt worden sind
und die den technischen Spezifikationen der Zeichen
im Sinne des Satzes 6 nicht entsprechen, werden ein-
schließlich der von den vorgenannten Staaten durchge-
führten Prüfungen und Überwachungen als gleichwer-
tig behandelt, wenn mit ihnen das geforderte Schutz-
niveau gleichermaßen dauerhaft erreicht wird.“
*) Die Verpflichtungen aus der Richtlinie 98/34/EG des Europäischen
Parlaments und des Rates vom 22. Juni 1998 über ein Informations-
verfahren auf dem Gebiet der Normen und technischen Vorschriften
und der Vorschriften für die Dienste der Informationsgesellschaft
(ABl. L 204 vom 21.7.1998, S. 37), die zuletzt durch die Richtlinie
2006/96/EG (ABl. L 363 vom 20.12.2006, S. 81) geändert worden ist,
sind beachtet worden.
Artikel 4
Ä n d e r u n g d e r N i e d e r-
spannungsanschlussverordnung*)
§ 13 Absatz 2 Satz 6 und 7 der Niederspannungs-
anschlussverordnung vom 1. November 2006 (BGBl. I
S. 2477), die durch Artikel 2 Absatz 5 der Verordnung
vom 17. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2006) geändert wor-
den ist, wird wie folgt ersetzt:
„Es dürfen nur Materialien und Geräte verwendet wer-
den, die entsprechend § 49 des Energiewirtschafts-
gesetzes unter Beachtung der allgemein anerkannten
Regeln der Technik hergestellt wurden. Die Einhaltung
der Voraussetzungen des Satzes 6 wird vermutet, wenn
die vorgeschriebene CE-Kennzeichnung vorhanden ist.
Sofern die CE-Kennzeichnung nicht vorgeschrieben ist,
wird dies auch vermutet, wenn die Materialien oder Ge-
räte das Zeichen einer akkreditierten Stelle tragen, ins-
*) Die Verpflichtungen aus der Richtlinie 98/34/EG des Europäischen
Parlaments und des Rates vom 22. Juni 1998 über ein Informations-
verfahren auf dem Gebiet der Normen und technischen Vorschriften
und der Vorschriften für die Dienste der Informationsgesellschaft
(ABl. L 204 vom 21.7.1998, S. 37), die zuletzt durch die Richtlinie
2006/96/EG (ABl. L 363 vom 20.12.2006, S. 81) geändert worden ist,
sind beachtet worden.
besondere das VDE-Zeichen oder das GS-Zeichen.
Materialien und Geräte, die in einem anderen Mitglied-
staat der Europäischen Union oder der Türkei oder
einem Mitgliedstaat der Europäischen Freihandelsas-
soziation, der Vertragspartei des Abkommens über
den Europäischen Wirtschaftsraum ist, rechtmäßig her-
gestellt oder in den Verkehr gebracht worden sind und
die den technischen Spezifikationen der Zeichen im
Sinne des Satzes 8 nicht entsprechen, werden ein-
schließlich der von den vorgenannten Staaten durchge-
führten Prüfungen und Überwachungen als gleichwer-
tig behandelt, wenn mit ihnen das geforderte Schutz-
niveau gleichermaßen dauerhaft erreicht wird.“
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:
1. § 4 wird wie folgt geändert:
a) Nach Absatz 5 wird folgender Absatz 5a einge-
fügt:
„(5a) Betreiber von Gasversorgungsnetzen
können Kosten oder Kostenbestandteile, die auf
Grund von Dienstleistungen durch Dritte anfallen,
maximal in der Höhe ansetzen, wie sie anfielen,
wenn sie die Leistungen selbst erbringen würden.
Der Betreiber des Gasversorgungsnetzes hat die
erforderlichen Nachweise zu führen.“
b) In Absatz 6 werden die Wörter „§ 6 Absatz 3
Satz 2 Nr. 1“, durch die Wörter „§ 9 Absatz 3
Satz 2 Nummer 1“ ersetzt.
2. In § 6 Absatz 5 werden folgende Sätze 3 und 4 an-
gefügt:
„Die kalkulatorischen Abschreibungen sind jahres-
bezogen zu ermitteln. Dabei ist jeweils ein Zugang
des Anlagegutes zum 1. Januar des Anschaffungs-
jahres zugrunde zu legen.“
3. In § 13 Absatz 2 Satz 4 werden die Wörter „§ 42
Absatz 1 Satz 1 Nummer 2“ durch die Wörter „§ 50
Absatz 1 Nummer 4“ ersetzt.
4. In § 19 Absatz 1 wird folgender Satz 3 angefügt:
„Für die Einspeisung von Biogas ins Fernleitungs-
netz sind keine Einspeiseentgelte zu entrichten.“
5. § 20a wird wie folgt geändert:
a) In Satz 1 werden nach dem Wort „Netzkosten“
die Wörter „für zehn Jahre ab Inbetriebnahme
des jeweiligen Netzanschlusses für die Einspei-
sung von Biogas.“ eingefügt.
b) In Satz 3 wird die Angabe „§ 41g“ durch die An-
gabe „§ 37“ ersetzt.
6. § 20b wird wie folgt geändert:
a) Im ersten Spiegelstrich werden die Angabe 㤠41c
Abs. 1“ durch die Angabe „§ 33 Absatz 2“, die
Angabe „§ 41c Abs. 8“ durch die Angabe „§ 33
Absatz 10“, sowie die Angabe „§ 41d Abs. 2“
durch die Angabe „§ 34 Absatz 2“ ersetzt.
b) Im zweiten Spiegelstrich werden die Angabe
„§41e“ durch die Angabe „§ 35“ und die Angabe
„§ 41e Abs. 8“ durch die Angabe „§ 35 Absatz 8“
ersetzt.
c) Im dritten Spiegelstrich wird die Angabe 㤠41f
Abs. 2 und 3“ durch die Angabe „§ 36 Absatz 3
und 4“ ersetzt.
7. § 28 Absatz 1 Satz 2 wird wie folgt geändert:
a) In Nummer 3 wird das Wort „und“ am Ende durch
ein Komma ersetzt.
b) In Nummer 4 wird der Punkt durch das Wort
„und“ ersetzt.
c) Folgende Nummer 5 wird angefügt:
„5. den vollständigen Prüfungsbericht des Wirt-
schaftsprüfers zum Jahresabschluss nebst
allen Ergänzungsbänden.“
Artikel 6
Änderung der
Stromnetzentgeltverordnung
Die Stromnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005
(BGBl. I S. 2225), die zuletzt durch Artikel 6 des Geset-
zes vom 21. August 2009 (BGBl. I S. 2870) geändert
worden ist, wird wie folgt geändert:
1. In § 4 wird nach Absatz 5 folgender Absatz 5a einge-
fügt:
„(5a) Betreiber von Stromversorgungsnetzen
können Kosten oder Kostenbestandteile, die auf
Grund von Dienstleistungen durch Dritte anfallen,
maximal in der Höhe ansetzen, wie sie anfielen,
wenn sie die Leistungen selbst erbringen würden.
Der Betreiber des Stromversorgungsnetzes hat die
erforderlichen Nachweise zu führen.“
2. Dem § 6 Absatz 5 werden folgende Sätze angefügt:
„Die kalkulatorischen Abschreibungen sind jahres-
bezogen zu ermitteln. Dabei ist jeweils ein Zugang
des Anlagegutes zum 1. Januar des Anschaffungs-
jahres zugrunde zu legen.“
3. § 28 Absatz 1 Satz 2 wird wie folgt geändert:
a) In Nummer 3 wird das Wort „und“ am Ende durch
ein Komma ersetzt.
b) In Nummer 4 wird der Punkt durch das Wort
„und“ ersetzt.
c) Folgende Nummer 5 wird angefügt:
„5. den vollständigen Prüfungsbericht des Wirt-
schaftsprüfers zum Jahresabschluss nebst
allen zugehörigen Ergänzungsbänden.“
Artikel 7
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) geän-
dert worden ist, wird wie folgt geändert:
1. § 1 wird wie folgt geändert:
a) Der bisherige Wortlaut wird Absatz 1.
b) Folgender Absatz 2 wird angefügt:
„(2) Diese Rechtsverordnung findet auf einen
Netzbetreiber, für den noch keine kalenderjähr-
liche Erlösobergrenze nach § 4 Absatz 1 be-
stimmt worden ist, für eine Übergangszeit bis
zum Ende der laufenden Regulierungsperiode
keine Anwendung. Die Rechtsverordnung bleibt
bis zum Abschluss der darauf folgenden Regu-
lierungsperiode unangewendet, wenn bei der
nächsten Kostenprüfung nach § 6 Absatz 1 für
diesen Netzbetreiber noch keine hinreichenden
Daten für das Basisjahr vorliegen.“
2. § 4 Absatz 3 Satz 1 wird wie folgt gefasst:
„Eine Anpassung der Erlösobergrenze erfolgt je-
weils zum 1. Januar eines Kalenderjahres bei einer
Änderung
1. des Verbraucherpreisgesamtindexes nach § 8,
2. von nicht beeinflussbaren Kostenanteilen nach
§ 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 bis 4, 6 bis 11,
13 und 14, Satz 2 und 3; abzustellen ist dabei
auf die jeweils im vorletzten Kalenderjahr ent-
standenen Kosten; bei Kostenanteilen nach
§ 11 Absatz 2 Satz 1 Nummer 4 und 8 ist auf
das Kalenderjahr abzustellen, auf das die Erlös-
obergrenze Anwendung finden soll,
3. von volatilen Kostenanteilen nach § 11 Absatz 5;
abzustellen ist dabei auf das Kalenderjahr, auf
das die Erlösobergrenze Anwendung finden
soll.“
3. § 5 wird wie folgt geändert:
a) Absatz 1 wird wie folgt geändert:
aa) Satz 2 wird wie folgt gefasst:
„Gleiches gilt für die Differenz zwischen den
für das Kalenderjahr tatsächlich entstande-
nen Kosten nach § 11 Absatz 2 Satz 1 Num-
mer 4 und 8 sowie den im jeweiligen Kalen-
derjahr entstandenen Kosten nach § 11 Ab-
satz 5, soweit dies in einer Festlegung nach
§ 32 Absatz 1 Nummer 4a vorgesehen ist,
und den in der Erlösobergrenze diesbezüg-
lich enthaltenen Ansätzen.“
bb) In Satz 3 wird die Angabe „§ 38b“ durch die
Angabe „§ 44“ ersetzt.
b) Absatz 3 wird wie folgt geändert:
aa) Die Angabe „10 Prozent“ wird durch die An-
gabe „5 Prozent“ ersetzt.
bb) Die Angabe „bei Gasversorgungsnetzen
oder mehr als 5 Prozent bei Stromversor-
gungsnetzen“ wird gestrichen.
cc) Es wird folgender Satz 2 angefügt:
„Bleiben die tatsächlich erzielten Erlöse um
mehr als 5 Prozent hinter den nach § 4 zu-
lässigen Erlösen des letzten abgeschlosse-
nen Kalenderjahres zurück, so ist der Netz-
betreiber dazu berechtigt, seine Netzent-
gelte nach Maßgabe des § 17 anzupassen.“
4. § 6 wird wie folgt geändert:
a) Absatz 1 Satz 2 wird wie folgt gefasst:
„Die §§ 28 bis 30 der Gasnetzentgeltverordnung
sowie die §§ 28 bis 30 der Stromnetzentgeltver-
ordnung gelten entsprechend.“
b) Folgender Absatz 3 wird angefügt:
„(3) Soweit Kosten dem Grunde oder der
Höhe nach auf einer Besonderheit des Ge-
schäftsjahres beruhen, auf das sich die Kosten-
prüfung bezieht, bleiben sie bei der Ermittlung
des Ausgangsniveaus unberücksichtigt. § 3 Ab-
satz 1 Satz 4 zweiter Halbsatz der Gasnetzent-
geltverordnung sowie § 3 Absatz 1 Satz 5 zwei-
ter Halbsatz der Stromnetzentgeltverordnung
finden keine Anwendung.“
5. In § 10 Absatz 2 Satz 2 werden die Wörter „dauer-
haft und in erheblichem Umfang ändern“ durch die
Wörter „im Antragszeitpunkt dauerhaft und in er-
heblichem Umfang geändert haben“ ersetzt.
6. § 11 wird wie folgt geändert:
a) Absatz 2 wird wie folgt geändert:
aa) Satz 1 wird wie folgt geändert:
aaa) Nummer 8 wird wie folgt gefasst:
„8. vermiedenen Netzentgelten im
Sinne von § 18 der Stromnetzent-
geltverordnung, § 35 Absatz 2 des
Erneuerbare-Energien-Gesetzes
und § 4 Absatz 3 des Kraft-Wär-
me-Kopplungsgesetzes,“.
bbb) Nummer 8a wird wie folgt neu gefasst:
„8a. dem erweiterten Bilanzausgleich
gemäß § 35 der Gasnetzzugangs-
verordnung vom 3. September
2010 (BGBl. I S. 1261) in der je-
weils geltenden Fassung, abzüg-
lich der vom Einspeiser von Bio-
gas zu zahlenden Pauschale,
– erforderliche Maßnahmen des
Netzbetreibers gemäß § 33 Ab-
satz 10, § 34 Absatz 2 und § 36
Absatz 3 und 4 der Gasnetz-
zugangsverordnung,
– die Kosten für den effizienten
Netzanschluss sowie für die
Wartung gemäß § 33 Absatz 1
der Gasnetzzugangsverord-
nung,
– Entgelte für vermiedene Netz-
kosten, die vom Netzbetreiber
gemäß § 20a der Gasnetzent-
geltverordnung vom 25. Juli
2005 (BGBl. I S. 2197), die zu-
letzt durch Artikel 5 der Verord-
nung vom 3. September 2010
(BGBl. I S. 1261) geändert wor-
den ist, in der jeweils geltenden
Fassung, an den Transport-
kunden von Biogas zu zahlen
sind,
in der Höhe, in der die Kosten un-
ter Berücksichtigung der Umlage
nach § 20b der Gasnetzentgelt-
verordnung beim Netzbetreiber
verbleiben.“
ccc) In Nummer 13 sind nach den Wörtern
„Auflösung von“ die Wörter „Netzan-
schlusskostenbeiträgen und“ sowie je-
weils nach den Angaben 㤠9 Absatz 2
Satz 1 Nummer“ die Angabe „3 und“
einzufügen.
bb) In Satz 4 werden nach den Wörtern „erfolgt
ist“ das Wort „und“ durch ein Komma ersetzt
sowie nach den Wörtern „festgelegt hat“ der
Halbsatz „und es sich nicht um volatile Kos-
tenanteile nach § 11 Absatz 5 handelt“ an-
gefügt.
b) Es wird folgender Absatz 5 angefügt:
„(5) Als volatile Kostenanteile gelten Kosten
für die Beschaffung von Treibenergie. Andere
beeinflussbare oder vorübergehend nicht beein-
flussbare Kostenanteile, insbesondere Kosten
für die Beschaffung von Verlustenergie, deren
Höhe sich in einem Kalenderjahr erheblich von
der Höhe des jeweiligen Kostenanteils im vor-
hergehenden Kalenderjahr unterscheiden kann,
gelten als volatile Kostenanteile, soweit die Re-
gulierungsbehörde dies nach § 32 Absatz 1
Nummer 4a festgelegt hat. Kapitalkosten oder
Fremdkapitalkosten gelten nicht als volatile Kos-
tenanteile.“
7. § 23 wird wie folgt geändert:
a) Absatz 1 wird wie folgt geändert:
aa) In Satz 1 wird das Wort „Kapitalkosten“
durch die Wörter „Kapital- und Betriebskos-
ten“ ersetzt.
bb) Folgender Satz 3 wird angefügt:
„Als Betriebskosten sind jährlich pauschal
0,8 Prozent der für das Investitionsbudget
anerkennungsfähigen Anschaffungs- und
Herstellungskosten anzusetzen, soweit die
Bundesnetzagentur nicht gemäß § 32 Ab-
satz 1 Nummer 8a für bestimmte Anlage-
güter etwas Abweichendes festgelegt hat.“
b) Absatz 6 Satz 4 wird wie folgt gefasst:
„Absatz 1 Satz 3 sowie die Absätze 3 bis 5 gel-
ten entsprechend.“
8. § 28 wird wie folgt geändert:
a) In Nummer 1 werden nach der Angabe 㤠4
Abs. 3 Satz 1 Nr. 2“ die Wörter „und die den
Anpassungen zugrunde liegenden Änderungen
von Kostenanteilen nach § 4 Absatz 3 Satz 1
Nummer 3“ eingefügt.
b) In § 28 Nummer 7 wird nach der Angabe „§ 25
Abs.“ die Ziffer „2“ durch die Ziffer „3“ ersetzt.
9. § 32 Absatz 1 wird wie folgt geändert:
a) Nach Nummer 4 wird folgende Nummer 4a ein-
gefügt:
„4a. zu volatilen Kostenanteilen gemäß § 11 Ab-
satz 5, insbesondere zum Verfahren, mit
dem den Netzbetreibern oder einer Gruppe
von Netzbetreibern Anreize gesetzt wer-
den, die gewährleisten, dass volatile Kos-
tenanteile nur in effizientem Umfang in der
Erlösobergrenze berücksichtigt werden,
sowie zu den Voraussetzungen, unter de-
nen Kostenanteile als volatile Kostenanteile
im Sinne des § 11 Absatz 5 gelten.“
b) Nach Nummer 8 wird folgende Nummer 8a ein-
gefügt:
„8a. zu einer von § 23 Absatz 1 Satz 3 abwei-
chenden Höhe der Betriebskostenpau-
schale für bestimmte Anlagegüter, soweit
dies erforderlich ist, um strukturelle Beson-
derheiten von Investitionen, für die Investi-
tionsbudgets genehmigt werden können,
angemessen zu berücksichtigen.“
10. Dem § 34 Absatz 4 wird folgender Satz angefügt:
㤠4 Absatz 3 Satz 3 ist nur in der ersten Regulie-
rungsperiode anzuwenden.“
11. Die Anlage 1 wird wie folgt geändert:
1. In Satz 1 wird die Formel zur Berechnung der
Erlösobergrenze für die erste Regulierungsperi-
ode wie folgt gefasst:
„EOt = KAdnb,t + (KAvnb,0 + (1 – Vt) · KAb,0) · (VPIt /
VPI0 – PFt) · EFt + Qt + (VKt – VK0)“.
2. In Satz 2 wird die Formel zur Berechnung der
Erlösobergrenze ab der zweiten Regulierungspe-
riode wie folgt gefasst:
„EOt = KAdnb,t + (KAvnb,0 + (1 – Vt) · KAb,0) · (VPIt /
VPI0 – PFt) · EFt + Qt + (VKt – VK0) + St“.
3. In Satz 3 werden nach der Begriffsbestimmung
der Angabe St folgende Begriffsbestimmungen
eingefügt:
„VKt volatiler Kostenanteil, der nach § 11 Ab-
satz 5 im Jahr t der jeweiligen Regulie-
rungsperiode Anwendung findet.
VK0 volatiler Kostenanteil nach § 11 Absatz 5
im Basisjahr.“
Artikel 8
Änderung
d e r Ve ro rdn u n g ü b e r
die Umweltverträglichkeits-
p r ü f u n g b e rg b a u l i c h e r Vo r h a b e n
Die Verordnung über die Umweltverträglichkeitsprü-
fung 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:
Der Bundesrat hat zugestimmt.
Berlin, den 3. September 2010
1. In § 1 wird nach Nummer 6 folgende Nummer 6a
eingefügt:
„6a. Untergrundspeicher für
a) Erdgas mit einem Fassungsvermögen von
aa) 1 Milliarde Kubikmeter oder mehr auf
Grund einer allgemeinen Vorprüfung des
Einzelfalls nach § 3c des Gesetzes über
die Umweltverträglichkeitsprüfung,
bb) 100 Millionen Kubikmeter bis weniger als
1 Milliarde Kubikmeter auf Grund einer
standortbezogenen Vorprüfung des Ein-
zelfalls nach § 3c des Gesetzes über die
Umweltverträglichkeitsprüfung,
b) Erdöl, petrochemische oder chemische Er-
zeugnisse mit einem Fassungsvermögen von
aa) 200 000 Tonnen oder mehr,
bb) 50 000 Tonnen bis weniger als 200 000
Tonnen auf Grund einer allgemeinen Vor-
prüfung des Einzelfalls nach § 3c des
Gesetzes über die Umweltverträglich-
keitsprüfung,
cc) 10 000 Tonnen bis weniger als 50 000
Tonnen auf Grund einer standortbezoge-
nen Vorprüfung des Einzelfalls nach § 3c
des Gesetzes über die Umweltverträg-
lichkeitsprüfung;“.
2. Dem § 4 wird folgender Absatz 4 angefügt:
„(4) Die am 9. September 2010 bereits begon-
nenen Verfahren betreffend betriebsplanpflichtige
Vorhaben im Sinne des § 1 Nummer 6a sind nach
den bisher geltenden Vorschriften zu Ende zu füh-
ren.“
Artikel 9
Inkrafttreten, Außerkrafttreten
Diese Verordnung tritt am Tag nach der Verkündung
in Kraft. Die Gasnetzzugangsverordnung vom 25. Juli
2005 (BGBl. I S. 2210), die zuletzt durch Artikel 2 Ab-
satz 3 der Verordnung vom 17. Oktober 2008 (BGBl. I
S. 2006) geändert worden ist, tritt am Tag nach Verkün-
dung dieser Verordnung außer Kraft.
Die Bundeskanzlerin
Dr. A n g e l a
M e r k e l
Der Bundesminister
f ü r W i r t s c h a f t
u n d Te c h n o l o g i e
Rainer Brüderle
Herkunft dieses Textes
Quelle: Bundesgesetzblatt, BGBl. 2010 I S. 1261. Gesetze, Verordnungen und amtliche Bekanntmachungen sind amtliche Werke (§ 5 Abs. 1 UrhG) und genießen keinen Urheberrechtsschutz. Der Text ist unverändert wiedergegeben (§ 62 UrhG); Herkunft und Prüfwerte stehen hier (§ 63 UrhG).
Ableitung: issue-pdf-decol ·
Prüfwert des Textes 947c95caf44b276a….