LegalizeVerordnung des Vorstands der E-Control zu Regelungen zum Gas-Marktmodell (Gas-Marktmodell-Verordnung 2012)
(2) Alle Daten sind in den in § 34 spezifizierten Formaten zu übermitteln.
(3) Die Datenbereitstellung des Marktgebietsmanagers beinhaltet insbesondere
die stündliche Veröffentlichung des Marktgebietssaldos mit zeitnahen Werten auf der Online-Plattform;
die stündliche Versendung der auf Basis von Nominierung oder Renominierung geänderten Einspeise-, Ausspeise- und Differenzmengen je Bilanzgruppe an den jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen;
die Veröffentlichung aller relevanten Kapazitätsdaten an den Ein- und Ausspeisepunkten des Marktgebietes auf der Online-Plattform;
die Veröffentlichung der Ausgleichsenergiepreise für die Abrechnung von Abweichungen zwischen Endverbraucherfahrplänen und Messwerten, auf der Online-Plattform;
die Veröffentlichung der aggregierten SLP-Verbrauchsprognosen im Marktgebiet auf der Online-Plattform;
die Veröffentlichung der Speicherinformationsdaten gemäß Abs. 10 Z 2 auf der Online-Plattform;
die Veröffentlichung über Höhe und Berechnungsmethode des Strukturierungsbeitrages auf der Online-Plattform;
die Veröffentlichung einer Liste der registrierten Bilanzgruppen, der Information über eine Tätigkeit im Verteilergebiet und der zugehörigen Bilanzgruppenverantwortlichen;
die stündliche Veröffentlichung der aggregierten Daten der Fernleitungsnetzbetreiber über den nutzbaren Netzpuffer der Fernleitungen.
(4) Die Datenbereitstellung des Verteilergebietsmanagers beinhaltet insbesondere
die Versendung der allokierten Nominierungen bzw. Fahrpläne an Ein- und Ausspeisepunkten im Verteilergebiet an den Marktgebietsgrenzen je Bilanzgruppe an den Marktgebietsmanager;
die Versendung der je Versorger aggregierten SLP-Verbrauchsprognosen an den jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen und den jeweiligen Versorger und die Übermittlung der Summe der SLP-Verbrauchsprognosen an den Marktgebietsmanager;
die Versendung von Fahrplänen über die Produktionsmengen sowie die Ein- und Ausspeichermengen je Bilanzgruppe an den Marktgebietsmanager;
die Versendung von Endverbraucherfahrplänen, getrennt nach Netzbenutzern gemäß § 18 Abs. 5 und 7 einerseits und § 18 Abs. 6 andererseits, je Bilanzgruppe an den Marktgebietsmanager und den Bilanzgruppenkoordinator;
die Versendung von Nominierungen für die Netzkopplungspunkte der Fernleitungsnetze zum Verteilergebiet an den Fernleitungsnetzbetreiber;
Die Versendung des Fahrplans für Einspeisemengen aus Biogasanlagen an den Bilanzgruppenkoordinator;
die Versendung von Nominierungen für Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz an den Bilanzgruppenkoordinator;
die stündliche Versendung der Messwerte von Endverbrauchern mit einer vertraglich vereinbarten Höchstleistung von mehr als 50.000 kWh/h (Großabnehmer) an den jeweiligen Versorger.
(5) Die Datenbereitstellung des Bilanzgruppenkoordinators beinhaltet insbesondere
die Versendung der gemäß § 32 ermittelten Ausgleichsenergiepreise an den Marktgebietsmanager;
die Versendung der standardisierten Lastprofile an den Marktgebietsmanager, die Verteilernetzbetreiber und an den Verteilergebietsmanager;
die Veröffentlichung über Höhe und Berechnungsmethode der Umlage gemäß § 32 Abs. 6 auf der Online-Plattform.
(6) Die Datenbereitstellung des Bilanzgruppenverantwortlichen je Bilanzgruppe beinhaltet insbesondere
die Versendung der Nominierung oder des Fahrplans für Ein- und Ausspeisemengen je Ein- und Ausspeisepunkt an den Fernleitungsnetzbetreiber bzw. für Ein- und Ausspeisepunkte im Verteilergebiet an der Marktgebietsgrenze an den Verteilergebietsmanager;
die Versendung des Fahrplans oder der Nominierung für Ein- und Ausspeisemengen an das jeweilige Speicherunternehmen;
die Versendung des Fahrplans für Einspeisemengen aus Produktionsanlagen an den jeweiligen Produzenten oder Erzeuger von biogenem Gas;
die Versendung von Handelsnominierungen an den Betreiber des Virtuellen Handelspunktes;
die Versendung von Endverbraucherfahrplänen für die Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 5 und 7 und getrennt für die Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 6 an den Verteilergebietsmanager. Für jeden Netzbenutzer mit einer vertraglich vereinbarten Höchstleistung von mehr als 50.000 kWh/h sind die Fahrpläne einzeln und getrennt an den Verteilergebietsmanager zu übermitteln
(7) Die Datenbereitstellung der Fernleitungsnetzbetreiber beinhaltet insbesondere
die Versendung der allokierten Ein- und Ausspeisenominierungen pro Ein- und Ausspeisepunkt je Bilanzgruppe an den Marktgebietsmanager;
die Versendung von stündlichen Informationen gemäß § 29 über den für das Marktgebiet nutzbaren Netzpuffer der Fernleitungen an den Marktgebietsmanager;
die Versendung aller relevanten Kapazitätsdaten an den Ein- und Ausspeisepunkten des Marktgebietes an den Marktgebietsmanager zum Zwecke der Veröffentlichung;
die Versendung von Nominierungen für den Eigenverbrauch an den Marktgebietsmanager;
die Übermittlung von online gemessenen Durchfluss- und Druckwerten pro Grenzkopplungspunkt des Marktgebietes an den Marktgebietsmanager.
(8) Die Datenbereitstellung der Verteilernetzbetreiber beinhaltet insbesondere
die Information über die den Endverbrauchern in seiner Bilanzgruppe zugeordneten standardisierten Lastprofile ist dem Bilanzgruppenverantwortlichen auf Anforderung zur Verfügung zu stellen;
die Erstellung der SLP-Verbrauchsprognosen gemäß § 28 und deren Übermittlung an den Verteilergebietsmanager oder der Versand der erforderlichen Basisdaten (Vorjahresverbrauch je Versorger, SLP-Typ und je Temperaturzone unter täglicher Berücksichtigung der Änderungen im Netzzugang) für die Erstellung der SLP-Verbrauchsprognosen durch den Verteilergebietsmanager;
die Messdaten für Netzbenutzer mit Lastprofilzähler, werden von den Verteilernetzbetreibern je Versorger täglich an den Bilanzgruppenkoordinator, an den Verteilergebietsmanager und den jeweiligen Versorger übermittelt. Auf Kundenwunsch sind diese Werte dem Kunden zur Verfügung zu stellen;
die unverzügliche Versendung der Messwerte aller Netzbenutzer mit Lastprofilzähler deren Messwerte online zur Verfügung stehen an den Verteilergebietsmanager;
die zumindest monatliche Übermittlung von Messdaten für Verbräuche von Netzbenutzern aggregiert je Versorger, für Anlagen von Erzeugern biogener Gase, Messdaten der Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz, Gasübergaben aus Speicher und Produktion als Summenwert sowie Messdaten für Gasübergaben zwischen Netzen im Verteilergebiet an den Bilanzgruppenkoordinator und an den Verteilergebietsmanager.
(9) Die Datenbereitstellung des Betreibers des Virtuellen Handelspunktes beinhaltet insbesondere die Versendung der saldierten Handelsmengen am Virtuellen Handelspunkt je Bilanzgruppe an den Marktgebietsmanager.
(10) Die Datenbereitstellung der Speicherunternehmen beinhaltet insbesondere
die Versendung der allokierten Fahrpläne getrennt nach Ein- bzw. Ausspeichermengen je Bilanzgruppe, sowie als Summenwert pro Ein- und Ausspeisepunkt der Speicheranlagen, an den Verteilergebietsmanager für Speicheranlagen im Verteilergebiet bzw. den Fernleitungsnetzbetreiber für Speicheranlagen im Fernleitungsnetz;
die Übermittlung der Informationen über die ein- und ausgespeisten Mengen und die verfügbare Kapazität sowie über das Arbeitsgasvolumen auf täglicher Basis an den Marktgebietsmanager und an den Verteilergebietsmanager.
(11) Die Datenbereitstellung der Produzenten und Erzeuger von biogenen Gasen beinhaltet insbesondere die Versendung des allokierten Fahrplans über die Produktionsmengen je Bilanzgruppe sowie den Summenwert pro Einspeisepunkt der Produktionsanlage an den Verteilergebietsmanager.
(12) Die Datenbereitstellung des Versorgers beinhaltet insbesondere
die Erstellung der Verbrauchsprognose der ihm zugeordneten SLP-Kunden in Summe und im Stundenraster und dessen zeitgerechte Weiterleitung an seinen Bilanzgruppenverantwortlichen;
die Erstellung der Verbrauchsprognose der ihm zugeordneten leistungsgemessenen Kunden in Summe und im Stundenraster und dessen zeitgerechte Weiterleitung an seinen Bilanzgruppenverantwortlichen.
(13) Die Datenbereitstellung des unmittelbaren Bilanzgruppenmitglieds beinhaltet insbesondere die Übermittlung von Daten gemäß § 20 Abs. 5 Z 1.
Abkürzung
GMMO-VO
Tritt mit 1.10.2019, 6.00 Uhr, in Kraft (vgl. § 47 Abs. 13) und mit Beginn des Gastages 1.10.2022, 6 Uhr, außer Kraft (vgl. BGBl. II Nr. 425/2019, § 47 Abs. 1).
Informationsflüsse zwischen Marktteilnehmern
§ 25. (1) Marktteilnehmer sind verpflichtet, die für sie relevanten Informationsflüsse zeitgerecht abzuwickeln.
(2) Alle Daten sind in den in § 34 spezifizierten Formaten zu übermitteln.
(3) Die Datenbereitstellung des Marktgebietsmanagers beinhaltet insbesondere
die stündliche Veröffentlichung des Marktgebietssaldos mit zeitnahen Werten auf der Online-Plattform;
die stündliche Versendung der auf Basis von Nominierung oder Renominierung geänderten Einspeise-, Ausspeise- und Differenzmengen je Bilanzgruppe an den jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen;
die Veröffentlichung aller relevanten Kapazitätsdaten an den Ein- und Ausspeisepunkten des Marktgebietes auf der Online-Plattform;
die Veröffentlichung der Ausgleichsenergiepreise für die Abrechnung von Abweichungen zwischen Endverbraucherfahrplänen und Messwerten, auf der Online-Plattform;
die Veröffentlichung der aggregierten SLP-Verbrauchsprognosen im Marktgebiet auf der Online-Plattform;
die Veröffentlichung der Speicherinformationsdaten gemäß Abs. 10 Z 2 auf der Online-Plattform;
die Veröffentlichung über Höhe und Berechnungsmethode des Strukturierungsbeitrages auf der Online-Plattform;
die Veröffentlichung einer Liste der registrierten Bilanzgruppen, der Information über eine Tätigkeit im Verteilergebiet und der zugehörigen Bilanzgruppenverantwortlichen;
die stündliche Veröffentlichung der aggregierten Daten der Fernleitungsnetzbetreiber über den nutzbaren Netzpuffer der Fernleitungen.
(4) Die Datenbereitstellung des Verteilergebietsmanagers beinhaltet insbesondere
die Versendung der allokierten Nominierungen bzw. Fahrpläne an Ein- und Ausspeisepunkten im Verteilergebiet an den Marktgebietsgrenzen je Bilanzgruppe an den Marktgebietsmanager;
die Versendung der je Versorger aggregierten SLP-Verbrauchsprognosen an den jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen und den jeweiligen Versorger und die Übermittlung der Summe der SLP-Verbrauchsprognosen an den Marktgebietsmanager;
die Versendung von Fahrplänen über die Produktionsmengen sowie die Ein- und Ausspeichermengen je Bilanzgruppe an den Marktgebietsmanager;
die Versendung von Endverbraucherfahrplänen, getrennt nach Netzbenutzern gemäß § 18 Abs. 5 einerseits und § 18 Abs. 6 andererseits, je Bilanzgruppe an den Marktgebietsmanager und den Bilanzgruppenkoordinator;
die Versendung von Nominierungen für die Netzkopplungspunkte der Fernleitungsnetze zum Verteilergebiet an den Fernleitungsnetzbetreiber;
Die Versendung des Fahrplans für Einspeisemengen aus Biogasanlagen an den Bilanzgruppenkoordinator;
die Versendung von Nominierungen für Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz an den Bilanzgruppenkoordinator;
die stündliche Versendung der Messwerte von Endverbrauchern mit einer vertraglich vereinbarten Höchstleistung von mehr als 50.000 kWh/h (Großabnehmer) an den jeweiligen Versorger.
(5) Die Datenbereitstellung des Bilanzgruppenkoordinators beinhaltet insbesondere
die Versendung der gemäß § 32 ermittelten Ausgleichsenergiepreise an den Marktgebietsmanager;
die Versendung der standardisierten Lastprofile an den Marktgebietsmanager, die Verteilernetzbetreiber und an den Verteilergebietsmanager;
die Veröffentlichung über Höhe und Berechnungsmethode der Umlage gemäß § 32 Abs. 6 auf der Online-Plattform.
(6) Die Datenbereitstellung des Bilanzgruppenverantwortlichen je Bilanzgruppe beinhaltet insbesondere
die Versendung der Nominierung oder des Fahrplans für Ein- und Ausspeisemengen je Ein- und Ausspeisepunkt an den Fernleitungsnetzbetreiber bzw. für Ein- und Ausspeisepunkte im Verteilergebiet an der Marktgebietsgrenze an den Verteilergebietsmanager;
die Versendung des Fahrplans oder der Nominierung für Ein- und Ausspeisemengen an das jeweilige Speicherunternehmen;
die Versendung des Fahrplans für Einspeisemengen aus Produktionsanlagen an den jeweiligen Produzenten oder Erzeuger von biogenem Gas;
die Versendung von Handelsnominierungen an den Betreiber des Virtuellen Handelspunktes;
die Versendung von Endverbraucherfahrplänen für die Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 5 und getrennt für die Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 6 an den Verteilergebietsmanager. Für jeden Netzbenutzer mit einer vertraglich vereinbarten Höchstleistung von mehr als 50.000 kWh/h sind die Fahrpläne einzeln und getrennt an den Verteilergebietsmanager zu übermitteln
(7) Die Datenbereitstellung der Fernleitungsnetzbetreiber beinhaltet insbesondere
die Versendung der allokierten Ein- und Ausspeisenominierungen pro Ein- und Ausspeisepunkt je Bilanzgruppe an den Marktgebietsmanager;
die Versendung von stündlichen Informationen gemäß § 29 über den für das Marktgebiet nutzbaren Netzpuffer der Fernleitungen an den Marktgebietsmanager;
die Versendung aller relevanten Kapazitätsdaten an den Ein- und Ausspeisepunkten des Marktgebietes an den Marktgebietsmanager zum Zwecke der Veröffentlichung;
die Versendung von Nominierungen für den Eigenverbrauch an den Marktgebietsmanager;
die Übermittlung von online gemessenen Durchfluss- und Druckwerten pro Grenzkopplungspunkt des Marktgebietes an den Marktgebietsmanager.
(8) Die Datenbereitstellung der Verteilernetzbetreiber beinhaltet insbesondere
die Information über die den Endverbrauchern in seiner Bilanzgruppe zugeordneten standardisierten Lastprofile ist dem Bilanzgruppenverantwortlichen auf Anforderung zur Verfügung zu stellen;
die Erstellung der SLP-Verbrauchsprognosen gemäß § 28 und deren Übermittlung an den Verteilergebietsmanager oder der Versand der erforderlichen Basisdaten (Vorjahresverbrauch je Versorger, SLP-Typ und je Temperaturzone unter täglicher Berücksichtigung der Änderungen im Netzzugang) für die Erstellung der SLP-Verbrauchsprognosen durch den Verteilergebietsmanager;
die Messdaten für Netzbenutzer mit Lastprofilzähler, werden von den Verteilernetzbetreibern je Versorger täglich an den Bilanzgruppenkoordinator, an den Verteilergebietsmanager und den jeweiligen Versorger übermittelt. Auf Kundenwunsch sind diese Werte dem Kunden zur Verfügung zu stellen;
3a. die stündliche Übermittlung der vorläufigen Messdaten der jeweils vorangegangenen Stunde für Netzbenutzer mit Lastprofilzähler und einer mit dem Verteilernetzbetreiber vertraglich vereinbarten Leistung größer 10 000 kWh/h und bis 50 000 kWh/h, je Zählpunkt und unter Angabe des jeweiligen Versorgers, an den Verteilergebietsmanager und an den jeweiligen Versorger. Auf Kundenwunsch sind diese Werte dem Kunden zur Verfügung zu stellen;
die unverzügliche Versendung der Messwerte aller Netzbenutzer mit Lastprofilzähler deren Messwerte online zur Verfügung stehen an den Verteilergebietsmanager;
die zumindest monatliche Übermittlung von Messdaten für Verbräuche von Netzbenutzern aggregiert je Versorger, für Anlagen von Erzeugern biogener Gase, Messdaten der Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz, Gasübergaben aus Speicher und Produktion als Summenwert sowie Messdaten für Gasübergaben zwischen Netzen im Verteilergebiet an den Bilanzgruppenkoordinator und an den Verteilergebietsmanager.
(9) Die Datenbereitstellung des Betreibers des Virtuellen Handelspunktes beinhaltet insbesondere die Versendung der saldierten Handelsmengen am Virtuellen Handelspunkt je Bilanzgruppe an den Marktgebietsmanager.
(10) Die Datenbereitstellung der Speicherunternehmen beinhaltet insbesondere
die Versendung der allokierten Fahrpläne getrennt nach Ein- bzw. Ausspeichermengen je Bilanzgruppe, sowie als Summenwert pro Ein- und Ausspeisepunkt der Speicheranlagen, an den Verteilergebietsmanager für Speicheranlagen im Verteilergebiet bzw. den Fernleitungsnetzbetreiber für Speicheranlagen im Fernleitungsnetz;
die Übermittlung der Informationen über die ein- und ausgespeisten Mengen und die verfügbare Kapazität sowie über das Arbeitsgasvolumen auf täglicher Basis an den Marktgebietsmanager und an den Verteilergebietsmanager.
(11) Die Datenbereitstellung der Produzenten und Erzeuger von biogenen Gasen beinhaltet insbesondere die Versendung des allokierten Fahrplans über die Produktionsmengen je Bilanzgruppe sowie den Summenwert pro Einspeisepunkt der Produktionsanlage an den Verteilergebietsmanager.
(12) Die Datenbereitstellung des Versorgers beinhaltet insbesondere
die Erstellung der Verbrauchsprognose der ihm zugeordneten SLP-Kunden in Summe und im Stundenraster und dessen zeitgerechte Weiterleitung an seinen Bilanzgruppenverantwortlichen;
die Erstellung der Verbrauchsprognose der ihm zugeordneten leistungsgemessenen Kunden in Summe und im Stundenraster und dessen zeitgerechte Weiterleitung an seinen Bilanzgruppenverantwortlichen.
(13) Die Datenbereitstellung des unmittelbaren Bilanzgruppenmitglieds beinhaltet insbesondere die Übermittlung von Daten gemäß § 20 Abs. 5 Z 1.
Abschnitt
Regelungen zur Bilanzierung
Bilanzierung des Marktgebietsmanagers
§ 26. (1) Die Bilanzierung für alle Gasmengen im Marktgebiet, mit Ausnahme der Differenz zwischen Endverbraucherfahrplänen und dem tatsächlichen Verbrauch von Endverbrauchern, der besonderen Bilanzgruppen für Verteilernetze und Differenzen zwischen per Fahrplan angemeldeten und gemessenen Biogaseinspeisemengen, wird vom Marktgebietsmanager durchgeführt.
(2) Die Bilanzierung erfolgt je Bilanzgruppe auf Basis der allokierten Nominierungen oder Fahrplananmeldungen an den Ein- und Ausspeisepunkten des Marktgebietes gemäß Anlage 3, die dem Marktgebietsmanager von den Fernleitungsnetzbetreibern sowie dem Verteilergebietsmanager auf Stundenbasis zur Verfügung gestellt werden, und den stündlichen saldierten Mengen aus dem Handel am Virtuellen Handelspunkt und den angemeldeten Endverbraucherfahrplänen.
(3) Abweichungen zwischen nominierten und gemessenen Werten sind über Operational Balancing Agreements (OBA) zwischen Netzbetreibern auszugleichen. An Ein- und Ausspeisepunkten, an denen noch kein OBA zwischen den Netzbetreibern zustande gekommen ist, wird die Differenz zwischen Nominierung und Messung von den Netzbetreibern getragen. Für den Bilanzgruppenverantwortlichen gilt, dass bestätigte nominierte Mengen auch den allokierten Mengen entsprechen.
(4) Der Marktgebietsmanager bilanziert die nominierten Mengen der Bilanzgruppen und informiert die Bilanzgruppenverantwortlichen beim Auftreten von Tagesunausgeglichenheiten. Sollte der betroffene Bilanzgruppenverantwortliche nicht binnen einer Stunde renominieren und die Tagesunausgeglichenheit je Bilanzgruppe bereinigen, wird mittels eines Kaufs oder Verkaufs der entsprechenden Mengen an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt der Ausgleich für die betroffenen Bilanzgruppe hergestellt. Diese Börsetransaktionen am Virtuellen Handelspunkt werden im Namen und auf Rechnung des jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen zum jeweils bestmöglichen Preis für Ein- bzw. Verkauf abgeschlossen.
(5) Der Ausgleich gemäß Abs. 4 wird nicht durchgeführt, wenn die Tagesunausgeglichenheit einer Bilanzgruppe geringer als die börsefähige Menge von 1 MWh/h ist. Kann der Ausgleich aufgrund der Vorlaufzeiten am Virtuellen Handelspunkt nicht mehr rechtzeitig bis zum Tagesende durchgeführt werden, wird diese Tagesunausgeglichenheit für den Gastag (D) spätestens in der Bilanzierung des übernächsten Gastages (D+2) berücksichtigt.
(6) Der Marktgebietsmanager hat von den Bilanzgruppenverantwortlichen einen Strukturierungsbeitrag für die untertägige Strukturierung der stündlichen Unausgeglichenheiten zwischen Ein- und Ausspeisung je Bilanzgruppe einzuheben. Die Bemessungsgrundlage dieses Strukturierungsbeitrages stellen die Kosten der untertägigen Strukturierung gemäß Abs. 7 dar. Der Marktgebietsmanager berechnet den Strukturierungsbeitrag mindestens jährlich neu auf der Basis der in den letzten zwölf Monaten zum Ausgleich von Stundenabweichungen abgerufenen Energie und der dafür angefallenen Kosten. Die Berechnung erfolgt auf Basis der allgemeinen Bedingungen des Marktgebietsmanagers. Der festgelegte Strukturierungsbeitrag ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen und auf der Online-Plattform zu veröffentlichen. Per 1. Jänner 2013 wird dieser Strukturierungsbeitrag mit maximal 0,4 Cent/kWh festgelegt. Der Marktgebietsmanager hat der Regulierungsbehörde jährlich ein Bericht über das Ausmaß der Beschaffung von untertägigen Strukturierungsmaßnahmen zur Erfüllung der netztechnischen Anforderungen zu übermitteln. Die Abrechnung des Strukturierungsbeitrags ist monatlich binnen fünf Arbeitstagen nach dem jeweiligen Abrechnungsmonat durchzuführen.
(7) Der Marktgebietsmanager ermittelt auf stündlicher Basis den Marktgebietssaldo. Der Marktgebietsmanager beschafft zeitversetzt unter Ausnutzung des Netzpuffers gemäß § 29 bei Unausgeglichenheiten die physikalische Ausgleichsenergie für die untertägige Strukturierung im Fernleitungsnetz an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt in eigenem Namen und auf eigene Rechnung. Sind diese Maßnahmen nicht ausreichend, um die Netzstabilität aufrechtzuerhalten, kann der Marktgebietsmanager eine Änderung der Mengenanmeldung jener Bilanzgruppen anordnen, die mit ihrem stündlichen Ungleichgewicht die Netzstabilität gefährden.
Abschnitt
Regelungen zur Bilanzierung
Bilanzierung des Marktgebietsmanagers
§ 26. (1) Die Bilanzierung für alle Gasmengen im Marktgebiet, mit Ausnahme der Differenz zwischen Endverbraucherfahrplänen und dem tatsächlichen Verbrauch von Endverbrauchern, der besonderen Bilanzgruppen für Verteilernetze und Differenzen zwischen per Fahrplan angemeldeten und gemessenen Biogaseinspeisemengen, wird vom Marktgebietsmanager durchgeführt.
(2) Die Bilanzierung erfolgt je Bilanzgruppe auf Basis der allokierten Nominierungen oder Fahrplananmeldungen an den Ein- und Ausspeisepunkten des Marktgebietes gemäß Anlage 3, die dem Marktgebietsmanager von den Fernleitungsnetzbetreibern sowie dem Verteilergebietsmanager auf Stundenbasis zur Verfügung gestellt werden, und den stündlichen saldierten Mengen aus dem Handel am Virtuellen Handelspunkt und den angemeldeten Endverbraucherfahrplänen.
(3) Abweichungen zwischen nominierten und gemessenen Werten sind über Operational Balancing Agreements (OBA) zwischen Netzbetreibern auszugleichen. An Ein- und Ausspeisepunkten, an denen noch kein OBA zwischen den Netzbetreibern zustande gekommen ist, wird die Differenz zwischen Nominierung und Messung von den Netzbetreibern getragen. Für den Bilanzgruppenverantwortlichen gilt, dass bestätigte nominierte Mengen auch den allokierten Mengen entsprechen.
(4) Der Marktgebietsmanager bilanziert die nominierten Mengen der Bilanzgruppen und informiert die Bilanzgruppenverantwortlichen beim Auftreten von Tagesunausgeglichenheiten. Sollte der betroffene Bilanzgruppenverantwortliche nicht binnen einer Stunde renominieren und die Tagesunausgeglichenheit je Bilanzgruppe bereinigen, wird mittels eines Kaufs oder Verkaufs der entsprechenden Mengen an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt der Ausgleich für die betroffenen Bilanzgruppe hergestellt. Der Marktgebietsmanager kann die Reaktionsfrist von einer Stunde verlängern. Die Verlängerung ist auf der Online-Plattform zu veröffentlichen. Die Börsetransaktionen am Virtuellen Handelspunkt werden im Namen und auf Rechnung des jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen zum jeweiligen Börsepreis für Ein- bzw. Verkauf abgeschlossen. Diese Regelung ist auf die besondere Bilanzgruppe des Bilanzgruppenkoordinators nicht anwendbar.
(5) Der Ausgleich gemäß Abs. 4 wird nicht durchgeführt, wenn die Tagesunausgeglichenheit einer Bilanzgruppe geringer als die börsefähige Menge von 1 MWh/h ist. Kann der Ausgleich aufgrund der Vorlaufzeiten am Virtuellen Handelspunkt nicht mehr rechtzeitig bis zum Tagesende durchgeführt werden, wird diese Tagesunausgeglichenheit für den Gastag (D) spätestens in der Bilanzierung des übernächsten Gastages (D+2) berücksichtigt.
(6) Der Marktgebietsmanager hat von den Bilanzgruppenverantwortlichen einen Strukturierungsbeitrag für die untertägige Strukturierung der stündlichen Unausgeglichenheiten zwischen Ein- und Ausspeisung je Bilanzgruppe einzuheben. Von der Verrechnung des Strukturierungsbeitrages sind die besonderen Bilanzgruppen des Marktgebietsmanagers, des Bilanzgruppenkoordinators und der Fernleitungsnetzbetreiber ausgenommen. Die Bemessungsgrundlage dieses Strukturierungsbeitrages stellen die Kosten der untertägigen Strukturierung gemäß Abs. 7 dar. Der Marktgebietsmanager berechnet den Strukturierungsbeitrag mindestens jährlich neu auf der Basis der in den letzten zwölf Monaten zum Ausgleich von Stundenabweichungen abgerufenen Energie und der dafür angefallenen Kosten. Die Berechnung erfolgt auf Basis der allgemeinen Bedingungen des Marktgebietsmanagers. Der festgelegte Strukturierungsbeitrag ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen und auf der Online-Plattform zu veröffentlichen. Per 1. Jänner 2013 wird dieser Strukturierungsbeitrag mit maximal 0,4 Cent/kWh festgelegt. Der Marktgebietsmanager hat der Regulierungsbehörde jährlich ein Bericht über das Ausmaß der Beschaffung von untertägigen Strukturierungsmaßnahmen zur Erfüllung der netztechnischen Anforderungen zu übermitteln. Die Abrechnung des Strukturierungsbeitrags ist monatlich binnen fünf Arbeitstagen nach dem jeweiligen Abrechnungsmonat durchzuführen.
(7) Der Marktgebietsmanager ermittelt auf stündlicher Basis den Marktgebietssaldo. Der Marktgebietsmanager beschafft zeitversetzt unter Ausnutzung des Netzpuffers gemäß § 29 bei Unausgeglichenheiten die physikalische Ausgleichsenergie für die untertägige Strukturierung im Fernleitungsnetz an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt in eigenem Namen und auf eigene Rechnung. Sind diese Maßnahmen nicht ausreichend, um die Netzstabilität aufrechtzuerhalten, kann der Marktgebietsmanager eine Änderung der Mengenanmeldung jener Bilanzgruppen anordnen, die mit ihrem stündlichen Ungleichgewicht die Netzstabilität gefährden.
Tritt mit 1. Oktober 2014, 6.00 Uhr, außer Kraft (vgl. § 47 Abs. 9).
Abschnitt
Regelungen zur Bilanzierung
Bilanzierung des Marktgebietsmanagers
§ 26. (1) Die Bilanzierung für alle Gasmengen im Marktgebiet, mit Ausnahme der Differenz zwischen Endverbraucherfahrplänen und dem tatsächlichen Verbrauch von Endverbrauchern, der besonderen Bilanzgruppen für Verteilernetze und Differenzen zwischen per Fahrplan angemeldeten und gemessenen Biogaseinspeisemengen, wird vom Marktgebietsmanager durchgeführt.
(2) Die Bilanzierung erfolgt je Bilanzgruppe auf Basis der allokierten Nominierungen oder Fahrplananmeldungen an den Ein- und Ausspeisepunkten des Marktgebietes gemäß Anlage 3, die dem Marktgebietsmanager von den Fernleitungsnetzbetreibern sowie dem Verteilergebietsmanager auf Stundenbasis zur Verfügung gestellt werden, und den stündlichen saldierten Mengen aus dem Handel am Virtuellen Handelspunkt und den angemeldeten Endverbraucherfahrplänen.
(3) Abweichungen zwischen nominierten und gemessenen Werten sind über Operational Balancing Agreements (OBA) zwischen Netzbetreibern auszugleichen. An Ein- und Ausspeisepunkten, an denen noch kein OBA zwischen den Netzbetreibern zustande gekommen ist, wird die Differenz zwischen Nominierung und Messung von den Netzbetreibern getragen. Für den Bilanzgruppenverantwortlichen gilt, dass bestätigte nominierte Mengen auch den allokierten Mengen entsprechen.
(4) Der Marktgebietsmanager bilanziert die nominierten Mengen der Bilanzgruppen und informiert die Bilanzgruppenverantwortlichen beim Auftreten von Tagesunausgeglichenheiten. Sollte der betroffene Bilanzgruppenverantwortliche nicht binnen einer Stunde renominieren und die Tagesunausgeglichenheit je Bilanzgruppe bereinigen, wird mittels eines Kaufs oder Verkaufs der entsprechenden Mengen an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt der Ausgleich für die betroffenen Bilanzgruppe hergestellt. Der Marktgebietsmanager kann die Reaktionsfrist von einer Stunde verlängern. Die Verlängerung ist auf der Online-Plattform zu veröffentlichen. Die Börsetransaktionen am Virtuellen Handelspunkt werden im Namen und auf Rechnung des jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen zum jeweiligen Börsepreis für Ein- bzw. Verkauf abgeschlossen. Diese Regelung ist auf die besondere Bilanzgruppe des Bilanzgruppenkoordinators nicht anwendbar.
(5) Der Ausgleich gemäß Abs. 4 wird nicht durchgeführt, wenn die Tagesunausgeglichenheit einer Bilanzgruppe geringer als die börsefähige Menge von 1 MWh/h ist. Kann der Ausgleich aufgrund der Vorlaufzeiten am Virtuellen Handelspunkt nicht mehr rechtzeitig bis zum Tagesende durchgeführt werden, wird diese Tagesunausgeglichenheit für den Gastag (D) spätestens in der Bilanzierung des nächsten Gastages (D+1) berücksichtigt.
(6) Der Marktgebietsmanager hat von den Bilanzgruppenverantwortlichen einen Strukturierungsbeitrag für die untertägige Strukturierung der stündlichen Unausgeglichenheiten zwischen Ein- und Ausspeisung je Bilanzgruppe einzuheben. Von der Verrechnung des Strukturierungsbeitrages sind die besonderen Bilanzgruppen des Marktgebietsmanagers, des Bilanzgruppenkoordinators und der Fernleitungsnetzbetreiber ausgenommen. Die Bemessungsgrundlage dieses Strukturierungsbeitrages stellen die Kosten der untertägigen Strukturierung gemäß Abs. 7 dar. Der Marktgebietsmanager berechnet den Strukturierungsbeitrag mindestens jährlich neu auf der Basis der in den letzten zwölf Monaten zum Ausgleich von Stundenabweichungen abgerufenen Energie und der dafür angefallenen Kosten. Die Berechnung erfolgt auf Basis der allgemeinen Bedingungen des Marktgebietsmanagers. Der festgelegte Strukturierungsbeitrag ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen und auf der Online-Plattform zu veröffentlichen. Per 1. Jänner 2013 wird dieser Strukturierungsbeitrag mit maximal 0,4 Cent/kWh festgelegt. Der Marktgebietsmanager hat der Regulierungsbehörde jährlich ein Bericht über das Ausmaß der Beschaffung von untertägigen Strukturierungsmaßnahmen zur Erfüllung der netztechnischen Anforderungen zu übermitteln. Die Abrechnung des Strukturierungsbeitrags ist monatlich binnen fünf Arbeitstagen nach dem jeweiligen Abrechnungsmonat durchzuführen.
(7) Der Marktgebietsmanager ermittelt auf stündlicher Basis den Marktgebietssaldo. Der Marktgebietsmanager beschafft zeitversetzt unter Ausnutzung des Netzpuffers gemäß § 29 bei Unausgeglichenheiten die physikalische Ausgleichsenergie für die untertägige Strukturierung im Fernleitungsnetz an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt in eigenem Namen und auf eigene Rechnung. Sind diese Maßnahmen nicht ausreichend, um die Netzstabilität aufrechtzuerhalten, kann der Marktgebietsmanager eine Änderung der Mengenanmeldung jener Bilanzgruppen anordnen, die mit ihrem stündlichen Ungleichgewicht die Netzstabilität gefährden.
Tritt mit 1. Oktober 2014, 6.00 Uhr, in Kraft (vgl. § 47 Abs. 9).
Tritt mit 1.11.2015, 6.00 Uhr, außer Kraft (vgl. § 47 Abs. 10).
Abschnitt
Regelungen zur Bilanzierung
Bilanzierung des Marktgebietsmanagers
§ 26. (1) Die Bilanzierung für alle Gasmengen im Marktgebiet, mit Ausnahme der Differenz zwischen Endverbraucherfahrplänen und dem tatsächlichen Verbrauch von Endverbrauchern, der besonderen Bilanzgruppen für Verteilernetze und Differenzen zwischen per Fahrplan angemeldeten und gemessenen Biogaseinspeisemengen, wird vom Marktgebietsmanager durchgeführt.
(2) Die Bilanzierung erfolgt je Bilanzgruppe auf Basis der allokierten Nominierungen oder Fahrplananmeldungen an den Ein- und Ausspeisepunkten des Marktgebietes gemäß Anlage 3, die dem Marktgebietsmanager von den Fernleitungsnetzbetreibern sowie dem Verteilergebietsmanager auf Stundenbasis zur Verfügung gestellt werden, und den stündlichen saldierten Mengen aus dem Handel am Virtuellen Handelspunkt und den angemeldeten Endverbraucherfahrplänen.
(3) Abweichungen zwischen nominierten und gemessenen Werten sind über Operational Balancing Agreements (OBA) zwischen Netzbetreibern auszugleichen. An Ein- und Ausspeisepunkten, an denen noch kein OBA zwischen den Netzbetreibern zustande gekommen ist, wird die Differenz zwischen Nominierung und Messung von den Netzbetreibern getragen. Für den Bilanzgruppenverantwortlichen gilt, dass bestätigte nominierte Mengen auch den allokierten Mengen entsprechen.
(4) Der Marktgebietsmanager bilanziert die nominierten Mengen der Bilanzgruppen und informiert die Bilanzgruppenverantwortlichen beim Auftreten von Tagesunausgeglichenheiten. Sollte der betroffene Bilanzgruppenverantwortliche nicht binnen einer Stunde renominieren und die Tagesunausgeglichenheit je Bilanzgruppe bereinigen, wird mittels eines Kaufs oder Verkaufs der entsprechenden Mengen an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt der Ausgleich für die betroffenen Bilanzgruppe hergestellt. Der Marktgebietsmanager kann die Reaktionsfrist von einer Stunde verlängern. Die Verlängerung ist auf der Online-Plattform zu veröffentlichen. Die Börsetransaktionen am Virtuellen Handelspunkt werden im Namen und auf Rechnung des jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen zum jeweiligen Börsepreis für Ein- bzw. Verkauf abgeschlossen. Diese Regelung ist auf die besondere Bilanzgruppe des Bilanzgruppenkoordinators nicht anwendbar.
(5) Der Ausgleich gemäß Abs. 4 wird nicht durchgeführt, wenn die Tagesunausgeglichenheit einer Bilanzgruppe geringer als die börsefähige Menge von 1 MWh/h ist. Kann der Ausgleich aufgrund der Vorlaufzeiten am Virtuellen Handelspunkt nicht mehr rechtzeitig bis zum Tagesende durchgeführt werden, wird diese Tagesunausgeglichenheit für den Gastag (D) spätestens in der Bilanzierung des nächsten Gastages (D+1) berücksichtigt.
(6) Der Marktgebietsmanager hat von den Bilanzgruppenverantwortlichen einen Strukturierungsbeitrag für die untertägige Strukturierung der stündlichen Unausgeglichenheiten zwischen Ein- und Ausspeisung je Bilanzgruppe einzuheben. Von der Verrechnung des Strukturierungsbeitrages sind die besonderen Bilanzgruppen des Marktgebietsmanagers, des Bilanzgruppenkoordinators und der Netzbetreiber ausgenommen. Die Bemessungsgrundlage dieses Strukturierungsbeitrages stellen die Kosten der untertägigen Strukturierung gemäß Abs. 7 dar. Der Marktgebietsmanager berechnet den Strukturierungsbeitrag mindestens jährlich neu auf der Basis der in den letzten zwölf Monaten zum Ausgleich von Stundenabweichungen abgerufenen Energie und der dafür angefallenen Kosten. Die Berechnung erfolgt auf Basis der allgemeinen Bedingungen des Marktgebietsmanagers. Der festgelegte Strukturierungsbeitrag ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen und auf der Online-Plattform zu veröffentlichen. Per 1. Jänner 2013 wird dieser Strukturierungsbeitrag mit maximal 0,4 Cent/kWh festgelegt. Der Marktgebietsmanager hat der Regulierungsbehörde jährlich ein Bericht über das Ausmaß der Beschaffung von untertägigen Strukturierungsmaßnahmen zur Erfüllung der netztechnischen Anforderungen zu übermitteln. Die Abrechnung des Strukturierungsbeitrags ist monatlich binnen fünf Arbeitstagen nach dem jeweiligen Abrechnungsmonat durchzuführen.
(7) Der Marktgebietsmanager ermittelt auf stündlicher Basis den Marktgebietssaldo. Der Marktgebietsmanager beschafft zeitversetzt unter Ausnutzung des Netzpuffers gemäß § 29 bei Unausgeglichenheiten die physikalische Ausgleichsenergie für die untertägige Strukturierung im Fernleitungsnetz an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt in eigenem Namen und auf eigene Rechnung. Sind diese Maßnahmen nicht ausreichend, um die Netzstabilität aufrechtzuerhalten, kann der Marktgebietsmanager eine Änderung der Mengenanmeldung jener Bilanzgruppen anordnen, die mit ihrem stündlichen Ungleichgewicht die Netzstabilität gefährden.
Abkürzung
GMMO-VO
Tritt mit 1.11.2015, 6.00 Uhr, in Kraft (vgl. § 47 Abs. 10) und mit Beginn des Gastages 1.10.2022, 6 Uhr, außer Kraft (vgl. BGBl. II Nr. 425/2019, § 47 Abs. 1).
Abschnitt
Regelungen zur Bilanzierung
Bilanzierung des Marktgebietsmanagers
§ 26. (1) Die Bilanzierung für alle Gasmengen im Marktgebiet, mit Ausnahme der Differenz zwischen Endverbraucherfahrplänen und dem tatsächlichen Verbrauch von Endverbrauchern, der besonderen Bilanzgruppen für Verteilernetze und Differenzen zwischen per Fahrplan angemeldeten und gemessenen Biogaseinspeisemengen, wird vom Marktgebietsmanager durchgeführt.
(2) Die Bilanzierung erfolgt je Bilanzgruppe auf Basis der allokierten Nominierungen oder Fahrplananmeldungen an den Ein- und Ausspeisepunkten des Marktgebietes gemäß Anlage 3, die dem Marktgebietsmanager von den Fernleitungsnetzbetreibern sowie dem Verteilergebietsmanager auf Stundenbasis zur Verfügung gestellt werden, und den stündlichen saldierten Mengen aus dem Handel am Virtuellen Handelspunkt und den angemeldeten Endverbraucherfahrplänen.
(3) Abweichungen zwischen nominierten und gemessenen Werten sind über Operational Balancing Agreements (OBA) zwischen Netzbetreibern auszugleichen. An Ein- und Ausspeisepunkten, an denen noch kein OBA zwischen den Netzbetreibern zustande gekommen ist, wird die Differenz zwischen Nominierung und Messung von den Netzbetreibern getragen. Für den Bilanzgruppenverantwortlichen gilt, dass bestätigte nominierte Mengen auch den allokierten Mengen entsprechen.
(4) Der Marktgebietsmanager bilanziert die nominierten Mengen der Bilanzgruppen und informiert die Bilanzgruppenverantwortlichen beim Auftreten von Tagesunausgeglichenheiten. Sollte der betroffene Bilanzgruppenverantwortliche nicht binnen einer Stunde renominieren und die Tagesunausgeglichenheit je Bilanzgruppe bereinigen, wird mittels eines Kaufs oder Verkaufs der entsprechenden Mengen an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt der Ausgleich für die betroffenen Bilanzgruppe hergestellt. Der Marktgebietsmanager kann die Reaktionsfrist von einer Stunde verlängern. Die Verlängerung ist auf der Online-Plattform zu veröffentlichen. Die Börsetransaktionen am Virtuellen Handelspunkt werden im Namen und auf Rechnung des jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen zum jeweiligen Börsepreis für Ein- bzw. Verkauf abgeschlossen. Diese Regelung ist auf die besondere Bilanzgruppe des Bilanzgruppenkoordinators nicht anwendbar.
(5) Der Ausgleich gemäß Abs. 4 wird nicht durchgeführt, wenn die Tagesunausgeglichenheit einer Bilanzgruppe geringer als die börsefähige Menge von 1 MWh/h ist. Kann der Ausgleich aufgrund der Vorlaufzeiten am Virtuellen Handelspunkt nicht mehr rechtzeitig bis zum Tagesende durchgeführt werden, wird diese Tagesunausgeglichenheit für den Gastag (D) spätestens in der Bilanzierung des nächsten Gastages (D+1) berücksichtigt.
(6) Der Marktgebietsmanager hat von den Bilanzgruppenverantwortlichen einen Strukturierungsbeitrag für die untertägige Strukturierung der stündlichen Unausgeglichenheiten zwischen Ein- und Ausspeisung je Bilanzgruppe einzuheben. Von der Verrechnung des Strukturierungsbeitrages sind die besonderen Bilanzgruppen des Marktgebietsmanagers, des Bilanzgruppenkoordinators und der Netzbetreiber ausgenommen. Die Bemessungsgrundlage dieses Strukturierungsbeitrages stellen die Kosten der untertägigen Strukturierung gemäß Abs. 7 dar. Der Marktgebietsmanager berechnet den Strukturierungsbeitrag mindestens jährlich neu auf der Basis der in den letzten zwölf Monaten zum Ausgleich von Stundenabweichungen abgerufenen Energie und der dafür angefallenen Kosten. Die Berechnung erfolgt auf Basis der allgemeinen Bedingungen des Marktgebietsmanagers; dabei ist der Gesamtstatus des Systems in Form des bilanziellen Marktgebietssaldos zu berücksichtigen. Der festgelegte Strukturierungsbeitrag ist der Regulierungsbehörde anzuzeigen und auf der Online-Plattform zu veröffentlichen. Der Marktgebietsmanager hat der Regulierungsbehörde jährlich ein Bericht über das Ausmaß der Beschaffung von untertägigen Strukturierungsmaßnahmen zur Erfüllung der netztechnischen Anforderungen zu übermitteln. Die Abrechnung des Strukturierungsbeitrags ist monatlich binnen fünf Arbeitstagen nach dem jeweiligen Abrechnungsmonat durchzuführen.
(7) Der Marktgebietsmanager ermittelt auf stündlicher Basis den Marktgebietssaldo. Der Marktgebietsmanager beschafft zeitversetzt unter Ausnutzung des Netzpuffers gemäß § 29 bei Unausgeglichenheiten die physikalische Ausgleichsenergie für die untertägige Strukturierung im Fernleitungsnetz an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt in eigenem Namen und auf eigene Rechnung. Sind diese Maßnahmen nicht ausreichend, um die Netzstabilität aufrechtzuerhalten, kann der Marktgebietsmanager eine Änderung der Mengenanmeldung jener Bilanzgruppen anordnen, die mit ihrem stündlichen Ungleichgewicht die Netzstabilität gefährden.
Bilanzierung des Bilanzgruppenkoordinators
§ 27. (1) Die Bilanzierung der Abweichungen zwischen Endverbraucherfahrplänen und tatsächlichem Verbrauch, sowie der besonderen Bilanzgruppen für Verteilernetze und Differenzen zwischen per Fahrplan angemeldeten und gemessenen Biogaseinspeisemengen wird vom Bilanzgruppenkoordinator durchgeführt.
(2) Die Bilanzierung für Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 6 erfolgt auf Basis der vom Bilanzgruppenverantwortlichen übermittelten Endverbraucherfahrpläne und der gemessenen Verbrauchswerte der Netzbetreiber bezogen auf Stundenwerte.
(3) Die Bilanzierung für Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 5 und 7 erfolgt auf Basis der vom Bilanzgruppenverantwortlichen übermittelten Endverbraucherfahrpläne und der vom jeweiligen Netzbetreiber übermittelten Verbrauchswerte bezogen auf Tageswerte.
(4) Die Bilanzierung für die besonderen Bilanzgruppen gemäß § 24 und die Einspeisungen von Erzeugern biogener Gase erfolgt bezogen auf Tageswerte.
(5) Die Abrechnung erfolgt anhand der in Abs. 2 und 3 ermittelten Mengen und der gemäß § 32 ermittelten Ausgleichsenergiepreise und ist monatlich binnen acht Arbeitstagen nach dem jeweiligen Abrechnungsmonat durchzuführen.
(6) Abweichungen der Summe der Endverbraucherfahrpläne vom tatsächlichen Verbrauch des Endverbrauchers sind vom Verteilergebietsmanager vorrangig durch den Netzpuffer des Marktgebietes gemäß § 29 auszugleichen. Bei Bedarf können vom Verteilergebietsmanager auch Gasmengen gemäß Abs. 8 und 9 beschafft werden.
(7) Bilanzgruppenverantwortliche melden je Bilanzgruppe ihre Endverbraucherfahrpläne unter Berücksichtigung der vom Verteilergebietsmanager übermittelten SLP-Verbrauchsprognosen gemäß § 28 Abs. 1 oder unter Berücksichtigung der selbst erstellten SLP-Verbrauchsprognosen an. Die Bilanzierung der SLP-Kunden erfolgt anhand der übermittelten Verbrauchswerte der jeweiligen Verteilernetzbetreiber auf Basis der tatsächlich gemessenen Temperatur.
(8) Der Verteilergebietsmanager ermittelt auf stündlicher Basis den tatsächlichen bzw. prognostizierten Verteilergebietssaldo und beschafft die für die störungsfreie Steuerung des Verteilergebiets erforderliche Menge an physikalischer Ausgleichsenergie vorrangig an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt im Namen und auf Rechnung des Bilanzgruppenkoordinators.
(9) Wenn an der Erdgasbörse des Virtuellen Handelspunktes keine entsprechenden Angebote verfügbar sind oder lokationsabhängige oder kurzfristige Produkte zum Erhalt des störungsfreien Betriebs im Verteilergebiet vom Verteilergebietsmanager benötigt werden, kann dieser auf die Merit Order List gemäß § 31 zugreifen und dortige Angebote abrufen.
(10) Die gemäß Abs. 2 und 3 bestimmte Ausgleichsenergiemenge je Bilanzgruppe wird spätestens 14 Monate nach der Abrechnung gemäß Abs. 4 anhand der tatsächlich gemessenen bzw. abgelesenen Jahresenergiemenge von Produktion und Verbrauch korrigiert.
Tritt mit 1. Oktober 2014, 6.00 Uhr, außer Kraft (vgl. § 47 Abs. 9).
Bilanzierung des Bilanzgruppenkoordinators
§ 27. (1) Die Bilanzierung der Abweichungen zwischen Endverbraucherfahrplänen und tatsächlichem Verbrauch, sowie der besonderen Bilanzgruppen für Verteilernetze und Differenzen zwischen per Fahrplan angemeldeten und gemessenen Biogaseinspeisemengen wird vom Bilanzgruppenkoordinator durchgeführt.
(2) Die Bilanzierung für Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 6 erfolgt auf Basis der vom Bilanzgruppenverantwortlichen übermittelten Endverbraucherfahrpläne und der gemessenen Verbrauchswerte der Netzbetreiber bezogen auf Stundenwerte.
(3) Die Bilanzierung für Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 5 und 7 erfolgt auf Basis der vom Bilanzgruppenverantwortlichen übermittelten Endverbraucherfahrpläne und der vom jeweiligen Netzbetreiber übermittelten Verbrauchswerte bezogen auf Tageswerte.
(4) Die Bilanzierung der Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz und der besonderen Bilanzgruppen im Verteilernetz gemäß § 24, sowie die Einspeisungen von Erzeugern biogener Gase erfolgt bezogen auf Tageswerte. Die Bilanzierung für die Ein- oder Ausspeisung an Grenzkopplungspunkten im Verteilernetz erfolgt auf Basis gemessener Stundenwerte, sofern mit dem angrenzenden Netzbetreiber kein Operational Balancing Agreement vereinbart wurde. Bei vereinbarten Operational Balancing Agreements gilt für den Bilanzgruppenverantwortlichen, dass bestätigte Mengen auch den allokierten Mengen entsprechen.
(5) Die Verrechnung erfolgt anhand der in Abs. 2 bis 4 ermittelten Mengen und der gemäß § 32 ermittelten Ausgleichsenergiepreise und ist monatlich binnen drei Arbeitstagen nach Clearingschluss des jeweiligen Abrechnungsmonats durchzuführen. Der Zeitpunkt des Clearingschlusses ist jener, zu welchem die Netzbetreiber spätestens die clearingrelevanten Daten an den Bilanzgruppenkoordinator zu übermitteln haben, dieser wird vom Bilanzgruppenkoordinator veröffentlicht.
(6) Abweichungen der Summe der Endverbraucherfahrpläne vom tatsächlichen Verbrauch des Endverbrauchers sind vom Verteilergebietsmanager vorrangig durch den Netzpuffer des Marktgebietes gemäß § 29 auszugleichen. Bei Bedarf können vom Verteilergebietsmanager auch Gasmengen gemäß Abs. 8 und 9 beschafft werden.
(7) Bilanzgruppenverantwortliche melden je Bilanzgruppe ihre Endverbraucherfahrpläne unter Berücksichtigung der vom Verteilergebietsmanager übermittelten SLP-Verbrauchsprognosen gemäß § 28 Abs. 1 oder unter Berücksichtigung der selbst erstellten SLP-Verbrauchsprognosen an. Die Bilanzierung der SLP-Kunden erfolgt anhand der übermittelten Verbrauchswerte der jeweiligen Verteilernetzbetreiber auf Basis der tatsächlich gemessenen Temperatur.
(8) Der Verteilergebietsmanager ermittelt auf stündlicher Basis den tatsächlichen bzw. prognostizierten Verteilergebietssaldo und beschafft die für die störungsfreie Steuerung des Verteilergebiets erforderliche Menge an physikalischer Ausgleichsenergie vorrangig an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt im Namen und auf Rechnung des Bilanzgruppenkoordinators.
(9) Wenn an der Erdgasbörse des Virtuellen Handelspunktes keine entsprechenden Angebote verfügbar sind oder lokationsabhängige oder kurzfristige Produkte zum Erhalt des störungsfreien Betriebs im Verteilergebiet vom Verteilergebietsmanager benötigt werden, kann dieser auf die Merit Order List gemäß § 31 zugreifen und dortige Angebote abrufen.
(10) Die gemäß Abs. 2 und 3 bestimmte Ausgleichsenergiemenge je Bilanzgruppe wird spätestens 14 Monate nach der Abrechnung gemäß Abs. 5 anhand der tatsächlich gemessenen bzw. abgelesenen Jahresenergiemenge von Produktion und Verbrauch korrigiert.
Tritt mit 1. Oktober 2014, 6.00 Uhr, in Kraft (vgl. § 47 Abs. 9).
Tritt mit 1.10.2015, 6.00 Uhr, außer Kraft (vgl. § 47 Abs. 10).
Bilanzierung des Bilanzgruppenkoordinators
§ 27. (1) Die Bilanzierung der Abweichungen zwischen Endverbraucherfahrplänen und tatsächlichem Verbrauch, der besonderen Bilanzgruppen für Verteilernetze, der Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz und der Differenzen zwischen per Fahrplan angemeldeten und gemessenen Biogaseinspeisemengen wird vom Bilanzgruppenkoordinator durchgeführt.
(2) Die Bilanzierung für Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 6 erfolgt auf Basis der vom Bilanzgruppenverantwortlichen übermittelten Endverbraucherfahrpläne und der gemessenen Verbrauchswerte der Netzbetreiber bezogen auf Stundenwerte.
(3) Die Bilanzierung für Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 5 und 7 erfolgt auf Basis der vom Bilanzgruppenverantwortlichen übermittelten Endverbraucherfahrpläne und der vom jeweiligen Netzbetreiber übermittelten Verbrauchswerte bezogen auf Tageswerte.
(4) Die Bilanzierung der Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz und der besonderen Bilanzgruppen im Verteilernetz gemäß § 24 sowie der Einspeisungen von Erzeugern biogener Gase erfolgt bezogen auf Tageswerte. Die Bilanzierung für die Ein- oder Ausspeisung an Grenzkopplungspunkten im Verteilernetz erfolgt auf Basis gemessener Stundenwerte. Wurde mit dem angrenzenden Netzbetreiber ein Operational Balancing Agreement vereinbart, gilt für den Bilanzgruppenverantwortlichen, dass bestätigte Mengen auch den allokierten Mengen entsprechen.
(5) Die Verrechnung erfolgt anhand der in Abs. 2 bis 4 ermittelten Mengen und der gemäß § 32 ermittelten Ausgleichsenergiepreise und ist monatlich binnen drei Arbeitstagen nach Clearingschluss des jeweiligen Abrechnungsmonats durchzuführen. Der Zeitpunkt des Clearingschlusses ist jener, zu welchem die Netzbetreiber spätestens die clearingrelevanten Daten an den Bilanzgruppenkoordinator zu übermitteln haben, dieser wird vom Bilanzgruppenkoordinator veröffentlicht.
(6) Abweichungen der Summe der Endverbraucherfahrpläne vom tatsächlichen Verbrauch des Endverbrauchers sind vom Verteilergebietsmanager vorrangig durch den Netzpuffer des Marktgebietes gemäß § 29 auszugleichen. Bei Bedarf können vom Verteilergebietsmanager auch Gasmengen gemäß Abs. 8 und 9 beschafft werden.
(7) Bilanzgruppenverantwortliche melden je Bilanzgruppe ihre Endverbraucherfahrpläne unter Berücksichtigung der vom Verteilergebietsmanager übermittelten SLP-Verbrauchsprognosen gemäß § 28 Abs. 1 oder unter Berücksichtigung der selbst erstellten SLP-Verbrauchsprognosen an. Die Bilanzierung der SLP-Kunden erfolgt anhand der übermittelten Verbrauchswerte der jeweiligen Verteilernetzbetreiber auf Basis der tatsächlich gemessenen Temperatur.
(8) Der Verteilergebietsmanager ermittelt auf stündlicher Basis den tatsächlichen bzw. prognostizierten Verteilergebietssaldo und beschafft die für die störungsfreie Steuerung des Verteilergebiets erforderliche Menge an physikalischer Ausgleichsenergie vorrangig an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt im Namen und auf Rechnung des Bilanzgruppenkoordinators.
(9) Wenn an der Erdgasbörse des Virtuellen Handelspunktes keine entsprechenden Angebote verfügbar sind oder lokationsabhängige oder kurzfristige Produkte zum Erhalt des störungsfreien Betriebs im Verteilergebiet vom Verteilergebietsmanager benötigt werden, kann dieser auf die Merit Order List gemäß § 31 zugreifen und dortige Angebote abrufen.
(10) Die gemäß Abs. 2 und 3 bestimmte Ausgleichsenergiemenge je Bilanzgruppe wird spätestens 14 Monate nach der Abrechnung gemäß Abs. 5 anhand der tatsächlich gemessenen bzw. abgelesenen Jahresenergiemenge von Produktion und Verbrauch korrigiert.
Tritt mit 1. Oktober 2015, 6.00 Uhr, in Kraft (vgl. § 47 Abs. 10).
Tritt mit 1. April 2017, 6.00 Uhr, außer Kraft (vgl. § 47 Abs. 11).
Bilanzierung des Bilanzgruppenkoordinators
§ 27. (1) Die Bilanzierung der Abweichungen zwischen Endverbraucherfahrplänen und tatsächlichem Verbrauch, der besonderen Bilanzgruppen für Verteilernetze, der Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz und der Differenzen zwischen per Fahrplan angemeldeten und gemessenen Biogaseinspeisemengen wird vom Bilanzgruppenkoordinator durchgeführt. Verbrauchsmengen, die durch eine Inanspruchnahme von Netzdienstleistungen ohne Zuordnung des Zählpunkts zu einer Bilanzgruppe auftreten, sind in der besonderen Bilanzgruppe für Verteilernetze enthalten.
(2) Die Bilanzierung für Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 6 erfolgt auf Basis der vom Bilanzgruppenverantwortlichen übermittelten Endverbraucherfahrpläne und der gemessenen Verbrauchswerte der Netzbetreiber bezogen auf Stundenwerte.
(3) Die Bilanzierung für Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 5 und 7 erfolgt auf Basis der vom Bilanzgruppenverantwortlichen übermittelten Endverbraucherfahrpläne und der vom jeweiligen Netzbetreiber übermittelten Verbrauchswerte bezogen auf Tageswerte.
(4) Die Bilanzierung der Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz und der besonderen Bilanzgruppen im Verteilernetz gemäß § 24 sowie der Einspeisungen von Erzeugern biogener Gase erfolgt bezogen auf Tageswerte. Die Bilanzierung für die Ein- oder Ausspeisung an Grenzkopplungspunkten im Verteilernetz erfolgt auf Basis gemessener Stundenwerte. Wurde mit dem angrenzenden Netzbetreiber ein Operational Balancing Agreement vereinbart, gilt für den Bilanzgruppenverantwortlichen, dass bestätigte Mengen auch den allokierten Mengen entsprechen.
(5) Die Verrechnung erfolgt anhand der in Abs. 2 bis 4 ermittelten Mengen und der gemäß § 32 ermittelten Ausgleichsenergiepreise und ist monatlich binnen drei Arbeitstagen nach Clearingschluss des jeweiligen Abrechnungsmonats durchzuführen. Der Zeitpunkt des Clearingschlusses ist jener, zu welchem die Netzbetreiber spätestens die clearingrelevanten Daten an den Bilanzgruppenkoordinator zu übermitteln haben, dieser wird vom Bilanzgruppenkoordinator veröffentlicht.
(6) Abweichungen der Summe der Endverbraucherfahrpläne vom tatsächlichen Verbrauch des Endverbrauchers sind vom Verteilergebietsmanager vorrangig durch den Netzpuffer des Marktgebietes gemäß § 29 auszugleichen. Bei Bedarf können vom Verteilergebietsmanager auch Gasmengen gemäß Abs. 8 und 9 beschafft werden.
(7) Bilanzgruppenverantwortliche melden je Bilanzgruppe ihre Endverbraucherfahrpläne unter Berücksichtigung der vom Verteilergebietsmanager übermittelten SLP-Verbrauchsprognosen gemäß § 28 Abs. 1 oder unter Berücksichtigung der selbst erstellten SLP-Verbrauchsprognosen an. Die Bilanzierung der SLP-Kunden erfolgt anhand der übermittelten Verbrauchswerte der jeweiligen Verteilernetzbetreiber auf Basis der tatsächlich gemessenen Temperatur.
(8) Der Verteilergebietsmanager ermittelt auf stündlicher Basis den tatsächlichen bzw. prognostizierten Verteilergebietssaldo und beschafft die für die störungsfreie Steuerung des Verteilergebiets erforderliche Menge an physikalischer Ausgleichsenergie vorrangig an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt im Namen und auf Rechnung des Bilanzgruppenkoordinators.
(9) Wenn an der Erdgasbörse des Virtuellen Handelspunktes keine entsprechenden Angebote verfügbar sind oder lokationsabhängige oder kurzfristige Produkte zum Erhalt des störungsfreien Betriebs im Verteilergebiet vom Verteilergebietsmanager benötigt werden, kann dieser auf die Merit Order List gemäß § 31 zugreifen und dortige Angebote abrufen.
(10) Die gemäß Abs. 2 und 3 bestimmte Ausgleichsenergiemenge je Bilanzgruppe wird spätestens 14 Monate nach der Abrechnung gemäß Abs. 5 anhand der tatsächlich gemessenen bzw. abgelesenen Jahresenergiemenge von Produktion und Verbrauch korrigiert.
Abkürzung
GMMO-VO
Tritt mit 1.4.2017, 6.00 Uhr, in Kraft (vgl. § 47 Abs. 11).
Tritt mit 1.10.2019, 6.00 Uhr, außer Kraft (vgl. § 47 Abs. 13).
Bilanzierung des Bilanzgruppenkoordinators
§ 27. (1) Die Bilanzierung der Abweichungen zwischen Endverbraucherfahrplänen und tatsächlichem Verbrauch, der besonderen Bilanzgruppen für Verteilernetze, der Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz und der Differenzen zwischen per Fahrplan angemeldeten und gemessenen Biogaseinspeisemengen wird vom Bilanzgruppenkoordinator durchgeführt. Verbrauchsmengen, die durch eine Inanspruchnahme von Netzdienstleistungen ohne Zuordnung des Zählpunkts zu einer Bilanzgruppe auftreten, sind in der besonderen Bilanzgruppe für Verteilernetze enthalten.
(2) Die Bilanzierung für Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 6 erfolgt auf Basis der vom Bilanzgruppenverantwortlichen übermittelten Endverbraucherfahrpläne und der gemessenen Verbrauchswerte der Netzbetreiber bezogen auf Stundenwerte.
(3) Die Bilanzierung für Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 5 und 7 erfolgt auf Basis der vom Bilanzgruppenverantwortlichen übermittelten Endverbraucherfahrpläne und der vom jeweiligen Netzbetreiber übermittelten Verbrauchswerte bezogen auf Tageswerte.
(4) Die Bilanzierung der Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz und der besonderen Bilanzgruppen im Verteilernetz gemäß § 24 sowie der Einspeisungen von Erzeugern biogener Gase erfolgt bezogen auf Tageswerte. Die Bilanzierung für die Ein- oder Ausspeisung an Grenzkopplungspunkten im Verteilernetz erfolgt auf Basis gemessener Stundenwerte. Wurde mit dem angrenzenden Netzbetreiber ein Operational Balancing Agreement vereinbart, gilt für den Bilanzgruppenverantwortlichen, dass bestätigte Mengen auch den allokierten Mengen entsprechen.
(5) Die Verrechnung erfolgt anhand der in Abs. 2 bis 4 ermittelten Mengen und der gemäß § 32 ermittelten Ausgleichsenergiepreise und ist monatlich binnen drei Arbeitstagen nach Clearingschluss des jeweiligen Abrechnungsmonats durchzuführen. Der Zeitpunkt des Clearingschlusses ist jener, zu welchem die Netzbetreiber spätestens die clearingrelevanten Daten an den Bilanzgruppenkoordinator zu übermitteln haben, dieser wird vom Bilanzgruppenkoordinator veröffentlicht.
(6) Abweichungen der Summe der Endverbraucherfahrpläne vom tatsächlichen Verbrauch des Endverbrauchers sind vom Verteilergebietsmanager vorrangig durch den Netzpuffer des Marktgebietes gemäß § 29 auszugleichen. Bei Bedarf können vom Verteilergebietsmanager auch Gasmengen gemäß Abs. 8 und 9 beschafft werden.
(7) Bilanzgruppenverantwortliche melden je Bilanzgruppe ihre Endverbraucherfahrpläne unter Berücksichtigung der vom Verteilergebietsmanager übermittelten SLP-Verbrauchsprognosen gemäß § 28 Abs. 1 oder unter Berücksichtigung der selbst erstellten SLP-Verbrauchsprognosen an. Die Bilanzierung der SLP-Kunden erfolgt anhand der übermittelten Verbrauchswerte der jeweiligen Verteilernetzbetreiber auf Basis der tatsächlich gemessenen Temperatur.
(8) Der Verteilergebietsmanager ermittelt auf stündlicher Basis den tatsächlichen bzw. prognostizierten Verteilergebietssaldo und beschafft die für die störungsfreie Steuerung des Verteilergebiets erforderliche Menge an physikalischer Ausgleichsenergie vorrangig an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt im Namen und auf Rechnung des Bilanzgruppenkoordinators.
(9) Physikalische Ausgleichsenergie muss anhand folgender, nach Priorität gereihter Bilanzierungsinstrumente beschafft werden:
über den Handel von standardisierten Produkten an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt;
über Standardprodukte der Merit Order List gemäß § 31 Abs. 2 Z 1;
über Flexibilitätsprodukte der Merit Order List gemäß § 31 Abs. 2 Z 2.
Wenn in der jeweiligen Prioritätsstufe bezogen auf einen vom Verteilergebietsmanager als relevant eingestuften Zeitraum keine entsprechenden Angebote verfügbar sind oder lokationsabhängige oder kurzfristige Produkte zum Erhalt des störungsfreien Betriebs im Verteilergebiet vom Verteilergebietsmanager benötigt werden, kann dieser auf die jeweils nächste Prioritätsstufe zugreifen und dortige Angebote abrufen.
(10) Die gemäß Abs. 2 und 3 bestimmte Ausgleichsenergiemenge je Bilanzgruppe wird spätestens 14 Monate nach der Abrechnung gemäß Abs. 5 anhand der tatsächlich gemessenen bzw. abgelesenen Jahresenergiemenge von Produktion und Verbrauch korrigiert.
(11) Die Berechnung und anteilige Aufteilung der Restlast erfolgt durch den Bilanzgruppenkoordinator auf Basis der gemeldeten Aggregate je Verteilernetzbetreiber im Rahmen des Clearings aus der Gegenüberstellung der errechneten zu der nach standardisierten Lastprofilen aggregierten Abgabe an Endverbraucher mit standardisierten Lastprofilen. Der jeweilige Verteilernetzbetreiber ermittelt dabei die entsprechenden Mengen für Endverbraucher mit standardisierten Lastprofilen für alle Versorger in seinem Netzbereich anhand einer Aggregation der synthetischen Lastprofile.
Abkürzung
GMMO-VO
Tritt mit 1.10.2019, 6.00 Uhr, in Kraft (vgl. § 47 Abs. 13) und mit Beginn des Gastages 1.10.2022, 6 Uhr, außer Kraft (vgl. BGBl. II Nr. 425/2019, § 47 Abs. 1).
Bilanzierung des Bilanzgruppenkoordinators
§ 27. (1) Die Bilanzierung der Abweichungen zwischen Endverbraucherfahrplänen und tatsächlichem Verbrauch, der besonderen Bilanzgruppen für Verteilernetze, der Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz und der Differenzen zwischen per Fahrplan angemeldeten und gemessenen Biogaseinspeisemengen wird vom Bilanzgruppenkoordinator durchgeführt. Verbrauchsmengen, die durch eine Inanspruchnahme von Netzdienstleistungen ohne Zuordnung des Zählpunkts zu einer Bilanzgruppe auftreten, sind in der besonderen Bilanzgruppe für Verteilernetze enthalten.
(2) Die Bilanzierung für Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 6 erfolgt auf Basis der vom Bilanzgruppenverantwortlichen übermittelten Endverbraucherfahrpläne und der gemessenen Verbrauchswerte der Netzbetreiber bezogen auf Stundenwerte.
(3) Die Bilanzierung für Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 5 erfolgt auf Basis der vom Bilanzgruppenverantwortlichen übermittelten Endverbraucherfahrpläne und der vom jeweiligen Netzbetreiber übermittelten Verbrauchswerte bezogen auf Tageswerte.
(4) Die Bilanzierung der Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz und der besonderen Bilanzgruppen im Verteilernetz gemäß § 24 sowie der Einspeisungen von Erzeugern biogener Gase erfolgt bezogen auf Tageswerte. Die Bilanzierung für die Ein- oder Ausspeisung an Grenzkopplungspunkten im Verteilernetz erfolgt auf Basis gemessener Stundenwerte. Wurde mit dem angrenzenden Netzbetreiber ein Operational Balancing Agreement vereinbart, gilt für den Bilanzgruppenverantwortlichen, dass bestätigte Mengen auch den allokierten Mengen entsprechen.
(5) Die Verrechnung erfolgt anhand der in Abs. 2 bis 4 ermittelten Mengen und der gemäß § 32 ermittelten Ausgleichsenergiepreise und ist monatlich binnen drei Arbeitstagen nach Clearingschluss des jeweiligen Abrechnungsmonats durchzuführen. Der Zeitpunkt des Clearingschlusses ist jener, zu welchem die Netzbetreiber spätestens die clearingrelevanten Daten an den Bilanzgruppenkoordinator zu übermitteln haben, dieser wird vom Bilanzgruppenkoordinator veröffentlicht.
(6) Abweichungen der Summe der Endverbraucherfahrpläne vom tatsächlichen Verbrauch des Endverbrauchers sind vom Verteilergebietsmanager vorrangig durch den Netzpuffer des Marktgebietes gemäß § 29 auszugleichen. Bei Bedarf können vom Verteilergebietsmanager auch Gasmengen gemäß Abs. 8 und 9 beschafft werden.
(7) Bilanzgruppenverantwortliche melden je Bilanzgruppe ihre Endverbraucherfahrpläne unter Berücksichtigung der vom Verteilergebietsmanager übermittelten SLP-Verbrauchsprognosen gemäß § 28 Abs. 1 oder unter Berücksichtigung der selbst erstellten SLP-Verbrauchsprognosen an. Die Bilanzierung der SLP-Kunden erfolgt anhand der übermittelten Verbrauchswerte der jeweiligen Verteilernetzbetreiber auf Basis der tatsächlich gemessenen Temperatur.
(8) Der Verteilergebietsmanager ermittelt auf stündlicher Basis den tatsächlichen bzw. prognostizierten Verteilergebietssaldo und beschafft die für die störungsfreie Steuerung des Verteilergebiets erforderliche Menge an physikalischer Ausgleichsenergie vorrangig an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt im Namen und auf Rechnung des Bilanzgruppenkoordinators.
(9) Physikalische Ausgleichsenergie muss anhand folgender, nach Priorität gereihter Bilanzierungsinstrumente beschafft werden:
über den Handel von standardisierten Produkten an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt;
über Standardprodukte der Merit Order List gemäß § 31 Abs. 2 Z 1;
über Flexibilitätsprodukte der Merit Order List gemäß § 31 Abs. 2 Z 2.
Wenn in der jeweiligen Prioritätsstufe bezogen auf einen vom Verteilergebietsmanager als relevant eingestuften Zeitraum keine entsprechenden Angebote verfügbar sind oder lokationsabhängige oder kurzfristige Produkte zum Erhalt des störungsfreien Betriebs im Verteilergebiet vom Verteilergebietsmanager benötigt werden, kann dieser auf die jeweils nächste Prioritätsstufe zugreifen und dortige Angebote abrufen.
(10) Die gemäß Abs. 2 und 3 bestimmte Ausgleichsenergiemenge je Bilanzgruppe wird spätestens 14 Monate nach der Abrechnung gemäß Abs. 5 anhand der tatsächlich gemessenen bzw. abgelesenen Jahresenergiemenge von Produktion und Verbrauch korrigiert.
(11) Die Berechnung und anteilige Aufteilung der Restlast erfolgt durch den Bilanzgruppenkoordinator auf Basis der gemeldeten Aggregate je Verteilernetzbetreiber im Rahmen des Clearings aus der Gegenüberstellung der errechneten zu der nach standardisierten Lastprofilen aggregierten Abgabe an Endverbraucher mit standardisierten Lastprofilen. Der jeweilige Verteilernetzbetreiber ermittelt dabei die entsprechenden Mengen für Endverbraucher mit standardisierten Lastprofilen für alle Versorger in seinem Netzbereich anhand einer Aggregation der synthetischen Lastprofile.
Regelungen für standardisierte Lastprofile
§ 28. (1) Der Verteilergebietsmanager erstellt in Kooperation mit dem jeweiligen Verteilernetzbetreiber und auf Basis der vom Bilanzgruppenkoordinator übermittelten standardisierten Lastprofile je Netzbereich, je Bilanzgruppe und je SLP-Typ mittels geeigneter Temperaturprognosen eine SLP-Verbrauchsprognose bis 12.00 Uhr für den Folgetag und übermittelt diese an den jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen sowie die Summe der SLP-Verbrauchsprognosen an den Marktgebietsmanager.
(2) Der Verteilergebietsmanager aktualisiert diese SLP-Verbrauchsprognosen gemäß Abs. 1 anhand aktueller Temperaturprognosen in Kooperation mit dem jeweiligen Verteilernetzbetreiber innerhalb des Gastages zweimal täglich vor 17.00 Uhr und übermittelt diese bei Bedarf an den jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen, sowie die Summe der SLP-Verbrauchsprognosen an den Marktgebietsmanager.
Regelungen für standardisierte Lastprofile
§ 28. (1) Der Verteilergebietsmanager erstellt in Kooperation mit dem jeweiligen Verteilernetzbetreiber und auf Basis der vom Bilanzgruppenkoordinator übermittelten standardisierten Lastprofile je Netzbereich, je Bilanzgruppe und je SLP-Typ mittels geeigneter Temperaturprognosen eine SLP-Verbrauchsprognose bis 12.00 Uhr für den Folgetag und übermittelt diese an den jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen sowie die Summe der SLP-Verbrauchsprognosen an den Marktgebietsmanager.
(2) Der Verteilergebietsmanager aktualisiert diese SLP-Verbrauchsprognosen gemäß Abs. 1 anhand aktueller Temperaturprognosen in Kooperation mit dem jeweiligen Verteilernetzbetreiber innerhalb des Gastages dreimal täglich vor 24.00 Uhr und übermittelt diese bei Bedarf an den jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen, sowie die Summe der SLP-Verbrauchsprognosen an den Marktgebietsmanager.
Abkürzung
GMMO-VO
Tritt mit Beginn des Gastages 1.10.2022, 6 Uhr, außer Kraft (vgl. BGBl. II Nr. 425/2019, § 47 Abs. 1).
Regelungen für standardisierte Lastprofile
§ 28. (1) Der Verteilergebietsmanager erstellt in Kooperation mit dem jeweiligen Verteilernetzbetreiber und auf Basis der vom Bilanzgruppenkoordinator übermittelten standardisierten Lastprofile je Netzbereich, je Versorger und je SLP-Typ mittels geeigneter Temperaturprognosen eine SLP-Verbrauchsprognose bis 12.00 Uhr für den Folgetag.
(2) Der Verteilergebietsmanager aktualisiert diese SLP-Verbrauchsprognosen gemäß Abs. 1 anhand aktueller Temperaturprognosen in Kooperation mit dem jeweiligen Verteilernetzbetreiber innerhalb des Gastages dreimal täglich vor 24.00 Uhr.
Tritt mit 1. Oktober 2016, 6.00 Uhr, außer Kraft (vgl. § 47 Abs. 11).
Netzkopplungsverträge und Netzpuffer
§ 29. (1) Die gemäß § 67 GWG 2011 abzuschließenden Netzkopplungsverträge stellen den effizienten Einsatz des Netzpuffers als Regelenergie sicher.
(2) Der Marktgebietsmanager ermittelt anhand der von den Fernleitungsnetzbetreibern und dem Verteilergebietsmanager stündlich gemäß Abs. 7 zur Verfügung gestellten Daten den nutzbaren Netzpuffer des Marktgebiets.
(3) Der Marktgebietsmanager nutzt den Netzpuffer der Fernleitungen und in Abstimmung mit dem Verteilergebietsmanager den Netzpuffer des Verteilergebietes zur Überbrückung der Strukturierungserfordernisse im Fernleitungsnetz bis zur physikalischen Erfüllung seiner Ausgleichsenergieabrufe.
(4) Der Verteilergebietsmanager hat die Möglichkeit, für den Ausgleich kurzfristiger Druckschwankungen im Verteilergebiet neben dem Netzpuffer im Verteilergebiet sowie zur zeitlichen Überbrückung bis zur physikalischen Erfüllung seiner Ausgleichsenergieabrufe am Virtuellen Handelspunkt nach vorhergehender Abstimmung mit dem Marktgebietsmanager auch den Netzpuffer der Fernleitungen zu nutzen. Die Fernleitungsnetzbetreiber sind verpflichtet, das maximal technisch mögliche Volumen sowie die maximale Ein- und Auspufferleistung des Netzpuffers der Fernleitungen, unter Berücksichtigung der Netzintegrität, im Wege des Marktgebietsmanagers für den Verteilergebietsmanager nutzbar zu machen und übermitteln monatlich für das vorhergegangene Monat einen Bericht über das stündlich vorhandene Volumen und die vorhandene Ein- und Auspufferleistung des Netzpuffers der Fernleitungen und das Volumen des nutzbar gemachten Netzpuffers, inklusive der Berechnungen, der technischen Parameter, der Lastflussannahmen und der tatsächlichen Lastflüsse, an die Regulierungsbehörde.
(5) Die Fernleitungsnetzbetreiber führen ein Konto über die Nutzung des Netzpuffers der Fernleitungen. Der Verteilergebietsmanager führt ein Konto über die Nutzung des Netzpuffers im Verteilergebiet. Der Verteilergebietsmanager verpflichtet sich, die Salden der OBA-Konten in Abstimmung mit dem Marktgebietsmanager im Wege der Nutzung des Netzpuffers im Verteilergebiet oder von Ausgleichsenergieabrufen an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt oder von der Merit Order List zeitnah zurückzuführen. Die Fernleitungsnetzbetreiber verpflichten sich in Abstimmung mit dem Verteilergebietsmanager zu einem zeitnah durchzuführenden Ausgleich des Netzpuffer-Kontos im Wege der Nutzung des Netzpuffers der Fernleitungen oder von Ausgleichsenergieabrufen am Virtuellen Handelspunkt.
(6) Die Vorhaltung und der Einsatz von Regelenergie aus Netzkopplungsverträgen werden weder bilateral zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern sowie zwischen Fernleitungsnetzbetreibern und Verteilernetzbetreibern noch vom Marktgebietsmanager oder Verteilergebietsmanager bzw. Bilanzgruppenkoordinator gesondert vergütet. Die Vorhaltung und der Einsatz von Regelenergiemengen aus Netzkopplungsverträgen werden entsprechend der Regelungen in den Netzkopplungsverträgen protokolliert. Bei Überschreiten von Toleranzen sind die Salden der OBA-Konten zeitnah zurück zu führen. Regelenergie aus Netzkopplungsverträgen, welche für das Verteilergebiet eingesetzt wird, wird vom Bilanzgruppenkoordinator auf dafür eingerichteten Konten geführt. Für den Fall, dass Regelenergie aus Netzkopplungsverträgen über die an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt oder die Merit Order List aufgebracht wird, geschieht dies im Namen und auf Rechnung des Bilanzgruppenkoordinators.
(7) Alle Fernleitungsnetzbetreiber und der Verteilergebietsmanager informieren den Marktgebietsmanager stündlich und über Aufforderung über das Volumen des nutzbaren Netzpuffers, das dem Marktgebiet nach Berücksichtigung des eigenen Bedarfs zur Verfügung gestellt werden kann. Weiters informiert der Marktgebietsmanager den Verteilergebietsmanager stündlich über den verfügbaren Netzpuffer der nach Berücksichtigung des Strukturierungsbedarfs im Fernleitungsnetz für Erfordernisse im Verteilergebiet zu Verfügung steht. Diese Information enthält zumindest die folgenden verbindlichen Angaben:
maximale stündliche Ein- und Auspufferungsleistung des Fernleitungsnetzes für Zwecke des Verteilergebiets;
das nutzbare Netzpuffervolumen;
die geplante stündliche Nutzung des Netzpuffers im Verteilergebiet durch den Marktgebietsmanager.
(8) Die zur Umsetzung des Einsatzes von Regelenergie notwendigen Rechte und Pflichten sind zwischen Marktgebietsmanager, Fernleitungsnetzbetreibern, Verteilergebietsmanager und Verteilernetzbetreibern vertraglich zu vereinbaren.
Abkürzung
GMMO-VO
Tritt mit 1.10.2016, 6.00 Uhr, in Kraft (vgl. § 47 Abs. 11) und mit Beginn des Gastages 1.10.2022, 6 Uhr, außer Kraft (vgl. BGBl. II Nr. 425/2019, § 47 Abs. 1).
Netzkopplungsverträge und Netzpuffer
§ 29. (1) Die gemäß § 67 GWG 2011 abzuschließenden Netzkopplungsverträge stellen den effizienten Einsatz des Netzpuffers als Regelenergie sicher.
(2) Der Marktgebietsmanager ermittelt anhand der von den Fernleitungsnetzbetreibern und dem Verteilergebietsmanager stündlich gemäß Abs. 7 zur Verfügung gestellten Daten den nutzbaren Netzpuffer des Marktgebiets.
(3) Der Marktgebietsmanager nutzt den Netzpuffer der Fernleitungen und in Abstimmung mit dem Verteilergebietsmanager den Netzpuffer des Verteilergebietes zur Überbrückung der Strukturierungserfordernisse im Fernleitungsnetz bis zur physikalischen Erfüllung seiner Ausgleichsenergieabrufe.
(4) Der Verteilergebietsmanager hat die Möglichkeit, für den Ausgleich kurzfristiger Druckschwankungen im Verteilergebiet neben dem Netzpuffer im Verteilergebiet sowie zur zeitlichen Überbrückung bis zur physikalischen Erfüllung seiner Ausgleichsenergieabrufe am Virtuellen Handelspunkt nach vorhergehender Abstimmung mit dem Marktgebietsmanager auch den Netzpuffer der Fernleitungen zu nutzen. Die Fernleitungsnetzbetreiber sind verpflichtet, das maximal technisch mögliche Volumen sowie die maximale Ein- und Auspufferleistung des Netzpuffers der Fernleitungen, unter Berücksichtigung der Netzintegrität, im Wege des Marktgebietsmanagers für den Verteilergebietsmanager nutzbar zu machen und übermitteln monatlich für das vorhergegangene Monat einen Bericht über das stündlich vorhandene Volumen und die vorhandene Ein- und Auspufferleistung des Netzpuffers der Fernleitungen und das Volumen des nutzbar gemachten Netzpuffers, inklusive der Berechnungen, der technischen Parameter, der Lastflussannahmen und der tatsächlichen Lastflüsse, an die Regulierungsbehörde.
(5) Die Fernleitungsnetzbetreiber führen ein Konto über die Nutzung des Netzpuffers der Fernleitungen. Der Verteilergebietsmanager führt ein Konto über die Nutzung des Netzpuffers im Verteilergebiet. Der Verteilergebietsmanager verpflichtet sich, die Salden der Netzpuffer- bzw. OBA-Konten in Abstimmung mit dem Marktgebietsmanager im Wege der Nutzung des Netzpuffers im Verteilergebiet oder von Ausgleichsenergieabrufen gemäß § 27 Abs. 9 zeitnah zurückzuführen. Die Fernleitungsnetzbetreiber verpflichten sich in Abstimmung mit dem Verteilergebietsmanager zu einem zeitnah durchzuführenden Ausgleich des Netzpuffer-Kontos im Wege der Nutzung des Netzpuffers der Fernleitungen oder von Ausgleichsenergieabrufen am Virtuellen Handelspunkt.
(6) Die Vorhaltung und der Einsatz von Regelenergie aus Netzkopplungsverträgen werden weder bilateral zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern sowie zwischen Fernleitungsnetzbetreibern und Verteilernetzbetreibern noch vom Marktgebietsmanager oder Verteilergebietsmanager bzw. Bilanzgruppenkoordinator gesondert vergütet. Die Vorhaltung und der Einsatz von Regelenergiemengen aus Netzkopplungsverträgen werden entsprechend der Regelungen in den Netzkopplungsverträgen protokolliert. Bei Überschreiten von Toleranzen sind die Salden der OBA-Konten zeitnah zurück zu führen. Regelenergie aus Netzkopplungsverträgen, welche für das Verteilergebiet eingesetzt wird, wird vom Bilanzgruppenkoordinator auf dafür eingerichteten Konten geführt. Für den Fall, dass Regelenergie aus Netzkopplungsverträgen über die an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt oder die Merit Order List aufgebracht wird, geschieht dies im Namen und auf Rechnung des Bilanzgruppenkoordinators.
(7) Alle Fernleitungsnetzbetreiber und der Verteilergebietsmanager informieren den Marktgebietsmanager stündlich und über Aufforderung über das Volumen des nutzbaren Netzpuffers, das dem Marktgebiet nach Berücksichtigung des eigenen Bedarfs zur Verfügung gestellt werden kann. Weiters informiert der Marktgebietsmanager den Verteilergebietsmanager stündlich über den verfügbaren Netzpuffer der nach Berücksichtigung des Strukturierungsbedarfs im Fernleitungsnetz für Erfordernisse im Verteilergebiet zu Verfügung steht. Diese Information enthält zumindest die folgenden verbindlichen Angaben:
maximale stündliche Ein- und Auspufferungsleistung des Fernleitungsnetzes für Zwecke des Verteilergebiets;
das nutzbare Netzpuffervolumen;
die geplante stündliche Nutzung des Netzpuffers im Verteilergebiet durch den Marktgebietsmanager.
(8) Die zur Umsetzung des Einsatzes von Regelenergie notwendigen Rechte und Pflichten sind zwischen Marktgebietsmanager, Fernleitungsnetzbetreibern, Verteilergebietsmanager und Verteilernetzbetreibern vertraglich zu vereinbaren.
Tritt mit 1. April 2017, 6.00 Uhr, außer Kraft (vgl. § 47 Abs. 11).
Abschnitt
Regelungen zur Ausgleichsenergieabwicklung
Bedingungen für die Erbringung von Ausgleichsleistungen
§ 30. (1) Ein Bilanzgruppenmitglied, das den Registrierungsprozess für Ausgleichsenergieanbieter an der Merit Order List gemäß den Anforderungen in den Allgemeinen Bedingungen des Bilanzgruppenkoordinators erfolgreich abgeschlossen hat, kann mit Zustimmung des Bilanzgruppenverantwortlichen gemäß § 20 Abs. 4 Ausgleichsenergie gemäß § 31 anbieten. Im Rahmen des Registrierungsprozesses muss das Bilanzgruppenmitglied nachweisen, dass es über geeignete Flexibilisierungsinstrumente wie einsetzbare Speichermengenbewegungen, Gasmengen an Ein- oder Ausspeisepunkten des Marktgebietes oder Großabnehmer verfügt, an deren Zählpunkt online gemessen wird und eine online Datenübermittlung an den Verteilergebietsmanager erfolgt. Der Ausgleichsenergieanbieter hat dem Bilanzgruppenkoordinator mitzuteilen, an welchen Punkten er Ausgleichsenergie anbieten wird.
(2) Der Bilanzgruppenkoordinator übermittelt dem Verteilergebietsmanager nach jeder Änderung eine aktualisierte Liste der registrierten Ausgleichsenergieanbieter.
(3) Das Anbieten von Ausgleichsenergie gemäß Abs. 1 ist frühestens zwei Arbeitstage nach der Einrichtung des Anbieters beim Bilanzgruppenkoordinator und der Einrichtung des Ausgleichsenergieangebotspunktes beim Verteilergebietsmanager möglich.
(4) Der Anbieter verpflichtet sich, beim Abruf von Ausgleichsenergie gemäß Abs. 1 durch den Verteilergebietsmanager die entsprechende Energie in das Marktgebiet tatsächlich einzuspeisen oder aus diesem zu entnehmen.
Abkürzung
GMMO-VO
Tritt mit 1.4.2017, 6.00 Uhr, in Kraft (vgl. § 47 Abs. 11).
Tritt mit 1.10.2019, 6.00 Uhr, außer Kraft (vgl. § 47 Abs. 13).
Abschnitt
Regelungen zur Ausgleichsenergieabwicklung
Bedingungen für die Erbringung von Ausgleichsleistungen
§ 30. (1) Ein Bilanzgruppenmitglied, das den Registrierungsprozess für Ausgleichsenergieanbieter an der Merit Order List gemäß den Anforderungen in den Allgemeinen Bedingungen des Bilanzgruppenkoordinators erfolgreich abgeschlossen hat, kann mit Zustimmung des Bilanzgruppenverantwortlichen gemäß § 20 Abs. 4 Ausgleichsenergie gemäß § 31 anbieten. Im Rahmen des Registrierungsprozesses muss das Bilanzgruppenmitglied nachweisen, dass es über geeignete Flexibilisierungsinstrumente, wie einsetzbare Speichermengenbewegungen, Gasmengen an Ein- oder Ausspeisepunkten des Marktgebietes oder Endverbraucher mit einer vertraglich vereinbarten Höchstleistung von mehr als 10.000 kWh/h verfügt, an deren Zählpunkt online gemessen wird und eine online Datenübermittlung an den Verteilergebietsmanager erfolgt. Der Ausgleichsenergieanbieter hat dem Bilanzgruppenkoordinator mitzuteilen, an welchen Punkten er Ausgleichsenergie anbieten wird.
(2) Der Bilanzgruppenkoordinator übermittelt dem Verteilergebietsmanager nach jeder Änderung eine aktualisierte Liste der registrierten Ausgleichsenergieanbieter.
(3) Das Anbieten von Ausgleichsenergie gemäß Abs. 1 ist frühestens zwei Arbeitstage nach der Einrichtung des Anbieters beim Bilanzgruppenkoordinator und der Einrichtung des Ausgleichsenergieangebotspunktes beim Verteilergebietsmanager möglich.
(4) Der Anbieter verpflichtet sich, beim Abruf von Ausgleichsenergie gemäß Abs. 1 durch den Verteilergebietsmanager die entsprechende Energie in das Marktgebiet tatsächlich einzuspeisen oder aus diesem zu entnehmen.
Abkürzung
GMMO-VO
Tritt mit 1.10.2019, 6.00 Uhr, in Kraft (vgl. § 47 Abs. 13) und mit Beginn des Gastages 1.10.2022, 6 Uhr, außer Kraft (vgl. BGBl. II Nr. 425/2019, § 47 Abs. 1).
Abschnitt
Regelungen zur Ausgleichsenergieabwicklung
Bedingungen für die Erbringung von Ausgleichsleistungen
§ 30. (1) Ein Bilanzgruppenmitglied, das den Registrierungsprozess für Ausgleichsenergieanbieter an der Merit Order List gemäß den Anforderungen in den Allgemeinen Bedingungen des Bilanzgruppenkoordinators erfolgreich abgeschlossen hat, kann mit Zustimmung des Bilanzgruppenverantwortlichen gemäß § 20 Abs. 4 Ausgleichsenergie gemäß § 31 anbieten. Im Rahmen des Registrierungsprozesses muss das Bilanzgruppenmitglied nachweisen, dass es über geeignete Flexibilisierungsinstrumente, wie einsetzbare Speichermengenbewegungen, Gasmengen an Ein- oder Ausspeisepunkten des Marktgebietes oder Endverbraucher mit einer vertraglich vereinbarten Höchstleistung von mehr als 10.000 kWh/h verfügt, an deren Zählpunkt online gemessen wird und eine online Datenübermittlung an den Verteilergebietsmanager erfolgt. Die Übertragung der Onlinemesswerte hat entsprechend den Allgemeinen Bedingungen des Verteilergebietsmanagers zu erfolgen. Der Ausgleichsenergieanbieter hat dem Bilanzgruppenkoordinator mitzuteilen, an welchen Punkten er Ausgleichsenergie anbieten wird.
(2) Der Bilanzgruppenkoordinator übermittelt dem Verteilergebietsmanager nach jeder Änderung eine aktualisierte Liste der registrierten Ausgleichsenergieanbieter.
(3) Das Anbieten von Ausgleichsenergie gemäß Abs. 1 ist frühestens zwei Arbeitstage nach der Einrichtung des Anbieters beim Bilanzgruppenkoordinator und der Einrichtung des Ausgleichsenergieangebotspunktes beim Verteilergebietsmanager möglich.
(4) Der Anbieter verpflichtet sich, beim Abruf von Ausgleichsenergie gemäß Abs. 1 durch den Verteilergebietsmanager die entsprechende Energie in das Marktgebiet tatsächlich einzuspeisen oder aus diesem zu entnehmen.
Tritt mit 1. Oktober 2016, 6.00 Uhr, außer Kraft (vgl. § 47 Abs. 11).
Regelungen zur Merit Order List
§ 31. (1) Die Ausgleichsenergieanbieter auf der Merit Order List haben technisch sicherzustellen, dass die von ihnen angebotene Energie mit der angegebenen Leistung und bei dem im Angebot genannten Ein- und Ausspeisepunkt 30 Minuten nach Anforderung durch den Verteilergebietsmanager tatsächlich in das System des Marktgebietes eingespeist oder aus dem System entnommen wird.
(2) Angebote sind vom Ausgleichsenergienbieter ausschließlich auf einer Online-Plattform, die der Bilanzgruppenkoordinator zur Verfügung stellt, für Bezug oder Lieferung zu legen. Im Angebot müssen die vom Marktgebietsmanager vergebene Identifikationsnummer der Bilanzgruppe des Ausgleichsenergienbieters, die Stunde(n), für die das Angebot gilt, und die Höhe der angebotenen Leistungsvorhaltung sowie der Energiepreis und der Ein- oder Ausspeisepunkt enthalten sein. Je Ausgleichsenergienbieter können Angebote mit einer Mindestdauer von einer Stunde und einer Mindestgröße von einer MWh/h gelegt werden. Die Angebote haben zu Fixpreisen zu erfolgen.
(3) Angebote sind bis spätestens 16.00 Uhr (Marktschluss) für den folgenden Gastag, vor Samstagen, Sonntagen und gesetzlichen Feiertagen bis einschließlich des nächsten Arbeitstages zu legen. Ab dem Zeitpunkt des Marktschlusses sind die Angebote für die jeweiligen Ausgleichsenergienbieter verbindlich und können nicht mehr geändert oder zurückgezogen werden. Der Bilanzgruppenkoordinator hat im Falle von besonderen, begründeten Umständen wie zum Beispiel auf Grund technischer Probleme, Zusammentreffen von Wochenend- und Feiertagen oder zur Ergreifung von Maßnahmen wegen fehlender Angebote die Möglichkeit, nach Information der Marktteilnehmer den Zeitpunkt des Marktschlusses zu verschieben.
(4) Beurteilt der Verteilergebietsmanager die vorliegenden Ausgleichsenergieangebote als unzureichend, so ist dies dem Bilanzgruppenkoordinator unter Angabe einer Begründung unverzüglich mitzuteilen.
(5) Der Bilanzgruppenkoordinator öffnet in der Folge erneut den Markt, legt einen neuen Marktschluss fest und informiert alle Ausgleichsenergieanbieter. Der Bilanzgruppenkoordinator lädt mit dieser Information die Ausgleichsenergieanbieter ein, zusätzliche Mengen zu den gemäß Abs. 3 verbindlich gelegten Angeboten anzubieten.
(6) Der Bilanzgruppenkoordinator hat nach Aufforderung des Verteilergebietsmanagers, den Markt rund um die Uhr für die Abgabe von Angeboten offen zuhalten. In diesem Fall werden die Ausgleichsenergienbieter über die permanente Marktöffnung vom Bilanzgruppenkoordinator vorab informiert. Im Falle einer permanenten Marktöffnung werden die abgegebenen Angebote zu den vom Bilanzgruppenkoordinator bestimmten und veröffentlichten Zeitpunkten an den Verteilergebietsmanager übermittelt (Marktschluss). Bis zu diesen Zeitpunkten abgegebene Angebote dürfen in der Folge nicht mehr geändert oder zurückgezogen werden.
(7) Die Angebote werden vom Bilanzgruppenkoordinator jeweils getrennt nach Aufbringung und Abnahme, entsprechend den angegebenen Energiepreisen gereiht („Merit Order List“). Bei preislich gleichen Angeboten geht das mengenmäßig größere vor. Bei preislich und mengenmäßig gleichen Angeboten entscheidet der Zeitpunkt des Einlangens. Jedes Angebot wird vom Bilanzgruppenkoordinator mit einer eindeutigen Angebotsnummer versehen.
(8) Die erstellte Merit Order List wird vom Bilanzgruppenkoordinator an den Verteilergebietsmanager, unmittelbar nach Marktschluss übermittelt. Der Verteilergebietsmanager ruft in der Folge die erforderliche Aufbringung oder Abnahme der Ausgleichsenergie bei den Anbietern entsprechend der Merit Order List ab. Der Verteilergebietsmanager hat das Recht, aus dem Angebot zumindest eine MWh/h und in Schritten von einer MWh/h bis zum vollen angebotenen Leistungsumfang abzurufen.
(9) Der Verteilergebietsmanager ist verpflichtet, die Abrufreihenfolge der Merit Order List einzuhalten. Ist dies aufgrund von Engpässen im Leitungsnetz oder technischen Störungen nicht möglich, ist der Verteilergebietsmanager berechtigt, nachstehende Maßnahmen zu ergreifen, sofern nicht mit den Mitteln der Systemsteuerung und des Ausgleichsenergiemanagements das Auslangen gefunden werden kann:
Aufhebung der Reihenfolge beim Abruf von Ausgleichsenergieangeboten aus der Merit Order List;
gleichzeitige Abrufe von Ausgleichsenergieliefer- und Ausgleichsenergiebezugsangeboten mit der Möglichkeit, diese an unterschiedlichen Orten in Anspruch zu nehmen.
(10) In den Fällen, in denen von der Abrufreihenfolge durch den Verteilergebietsmanager abgewichen wird, ist der Verteilergebietsmanager verpflichtet, dem Bilanzgruppenkoordinator, den übergangenen Ausgleichsenergieanbietern und der Regulierungsbehörde den Grund für die Nichteinhaltung der Abrufreihenfolge innerhalb von drei Arbeitstagen bekannt zu geben und zu begründen.
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RIS
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