M4-XV, Frau Leidner 04.11.2014 REMIT-Meldepflichten, Stand der Regulierung, Konkrete Anforderungen
G20 gegen Finanzkrise 9/2009: USA und Europa G20-Beschluß vom 25.9.2009 Bis Ende 2012 sollen die ermittelten Schwachpunkte in USA und in Europa regulatorisch beseitigt sein. Dodd-Frank Wall Street Reform And Consumer Protection Act EMIR REMIT Review: MiFID MiFIR MAD MAR CRD European Market Infrastructure Regulation Regulation for Energy Market Integrity and Transparency Markets in Financial Instruments Directive Markets in Financial Instruments Regulation Market Abuse Direktive Market Abuse Regulation Capital Requirement Directive
REMIT im Überblick und Meldepflichten markiert! 1 Verbot: Art. 3 und 5 Marktmanipulation = Beeinflussung von Angebot, Nachfrage und Preise durch Handels-Verhalten Insiderhandel = Nutzung geheimer Infos für Preisvorteil bei Handelsgeschäften 2 Verhinderung Art. 4 Veröffentlichungspflichten Insiderdaten 3 Überwachung Art. 8 Meldepflichten Transaktionsdaten Meldepflichten Fundamentaldaten 4 Details = Transaktionen, Orders Großhandelsprodukte am Großhandelsmarkt Vertrieb ab 600 GWh = Erzeugung, Speicherung, Verbrauch, Übertragung; Fernleitung, soweit relevant für Preise 5 Verfolgung/Bestrafung
IAs Art. 8 Abs. 2 REMIT: Detaillierung Meldepflichten - Am 3. Oktober 2014 hat man sich auf den endgültigen Text geeinigt Nächster Schritt ist die Veröffentlichung in allen Sprachen der MS Von da an nach 20 Tagen sind die IAs gültig - Von da an beginnen die Fristen: REMIT: 3 Monate Registierung, 6 Monate Meldung Verlängert mit IAs: Teile 9 Monate, Teile 15 Monate - Für alle drei level 3 Regulierungen ist Gültigkeit mit IAs angestrebt: TRUM Stand: Konsultationsfrist TRUM 3 abgeschlossen Ergebnisse und endgültige Fassung ausstehend FRUM Stand: Konsultationsfrist abgeschlossen Ergebnisse und endgültige Fassung ausstehend RRM Stand: Konsultationsfrist abgeschlossen Ergebnisse und endgültige Fassung ausstehend - Registrierung und Produktmeldung der OMPs hat begonnen!
Beispiel: Wer muss welche Transaktionen melden? ABER: Man kann auch im Auftrag melden Handelsgeschäft OTC A z.b. Syneco Handelsgeschäft B z.b. RWE über Broker Handelsgeschäft C z.b. Börse Future = Derivat D Börse oder MTF Mainova A1; B1, C1 Weiterverteiler Syneco meldet A Broker meldet B Börse meldet C Mainova meldet A, D, A1, B1, C1 Weiterverteiler meldet A1, B1, C1 E und F ist Endkundengeschäft und nur meldepflichtig > 600 GWh/a/Verbrauchsstelle Eigenverbrauch E Endkunden des Weiterverteilers F
Standard und Non-standard-Verträge: Worum geht s? 1. Standard = Alles was an einem organisierten Markt abgeschlossen werden kann Grundidee: Der organsierte Markt meldet die Orders und die Geschäfte und die Marktpartner haben keine Arbeit damit 2. ABER: Alles was an einem organisierten Markt abgeschlossen werden kann, kann auch bilateral abgeschlossen werden! Auch diese sind Standard, aber späterer Meldestart 3. Es wird eine abschließende Liste der Standard-Kontrakte von ACER geben (liegt noch nicht vor!) 4. Non-Standard: Alles übrige Also: z.b Langfristverträge, Vollversorgung, individuelle Fahrpläne, Preisgestaltung mit mehreren Elementen (Arbeits- Leistungspreis Grundpreis) 5. Besonderheit: Gasliefervertrag (nonstandard) mit Tranchen (Standard)
Unterschiedliche Meldung bei Standard und non-standard Je Transaktion muss gemeldet werden: 1. Bei Standardprodukten ca. 60 Felder 2. Bei Nicht-Standard ca. 40 Felder 3. Im Einzelnen: Daten über sich selbst und über Vertragspartner Rolle bei Geschäftsabschluss (Käufer /Verkäufer) Abschlussplattform Kontrakttyp Transaktionsdetails Zeitstempel, Preis, Menge, verbundene Transaktion Lieferprofil NICHT: Confirmation!!!!! 4. Bei Standardvertrag am Folgetag nach Abschluss Bei Nichtstandardvertrag 1 Monat nach Abschluss Änderungen entsprechend!
Zeitplan für die Meldungen Transaktionsdaten - Standard OMP-Verträge 9 Monate nach Inkrafttreten der IAs - Standard OTC-Verträge 15 Monate nach Inkrafttreten der IAs - Non-standard Verträge 15 Monate nach Inkrafttreten der IAs - Ausgleichsenergie Verträge Auf Anforderung - Nachmeldung 90 Tage nach Beginn der Meldepflicht Nov. 2014 Meldebeginn Standard OMP Meldebeginn Standard OTC + Non-Standard OTC August 2015 Februar 2016 November 2015 Mai 2016 Annahme der IAs Nachmeldung Standard OMP Nachmeldung Standard OTC + Non-Standard OTC
Zeitplan für die Meldungen Fundamentaldaten und Netz-Verträge (ENTSO-E und ENTSO-G) - Netzkapazität Strom 9 Monate nach Inkrafttreten der IAs und Gas (ENTSO-E und Fundamentaldaten Strom und Gas ENTSO-G) Strom aber nicht vor EMFIP - Netzverträge Strom + Gas 15 Monate nach Inkrafttreten IAs ENTSO-E und ENTSO-G - Nachmeldung 90 Tage nach Beginn der Meldepflicht Nov. 2014 Meldebeginn Fundamentaldaten Meldebeginn Netzverträge August 2015 Februar 2016 Mai 2016 Annahme der IAs Nachmeldung NetzverträgeStandard OTC + Non-Standard OTC
EMIR / REMIT Meldewege: Schwarz gesichert, rot ungesichert Fundamental Information EEX ACER Meldepflicht nach REMIT ENTSO-E EMFIP/ ENTSO-G?? RRM Kann der Händler das selbst? OMP = RRM Standard OMP Traderepository Geschäftsabschluss oder - änderung Standard + nonstandard OTC Egal ob OTC oder Börse ESMA Fundamentaldaten Energiehandelsgeschäfte Derivate
Verbliebene, offene Fragen I 1. Liste der Produkte: Standard-Non-Standard Die Produktliste zur Unterscheidung Standard und Non-Standard wird nach den Meldungen der OMPs erstellt Solange kann die eigene Aufteilung in den Unternehmen nicht beginnen! 2. Voraussetzungen / Definition Trade Reporting System = RRM? Melden darf nur ein trade matching oder Trade reporting system (außer OMP) Definition fehlt in Art. 6 Abs. 1 oder Art. 2! Vor der Fertigstellung des Level-3 Dokuments kein Einblick möglich Einblick erfordert die Erklärung, dass man RRM werden möchte (Geheimhaltung der Bedingungen) Rechtsproblem: REMIT fordert Meldung von MTs. 3. RRM: Wer muss es werden? Die Meldung für Dritte setzt RRM-Status voraus: Gilt das auch für die spiegelbildlichen Verträge (A meldet für B seinen Vertrag mit A) Kann ein Dienstleister mit einem Zugang zu einem RRM auch Daten Dritter bearbeiten, oder muss er für jeden Schritt RRM sein POSITION: Die Kettenbildung muss möglich sein!!!!!
Verbliebene, offene Fragen II 4. Pflichten von DSO Ist Verlustenergie-Bezieher Endkunde (BNetzA: JA, es gilt die 600 GWh Grenze) Ist die Bewirtschaftung des Differenzbilanzkreises Großhandelsgeschäft (BNetzA: JA aber noch nicht schriftlich; Position: NEIN, Geringfügigkeit und Unvermeidbarkeit!) Verträge mit Pflichteinspeisern: KWK (BNetzA: mündlich JA, Position: NEIN, da gesetzliche Vergütung!) 5. Verträge mit Mengenabnahmeverpflichtung und Bestimmung von Teilmengen und Konditionen im Vertragsverlauf ( Tranche ) Vertrag = Nonstandard, Tranche = Änderungsmeldung im Nonstandard oder Standard? TRUM 3: Tranche, POSITION: Monatliche Änderungsmeldung muss reichen!
Schema: Meldung Handelsdaten (inkl. Vertrieb!) ETRM-System (Handel) Ggf. Aus anderem System oder händisch ergänzt Melde-System (Seeburger) - Datenkollektion - Compliance Check - Datenkonvertierung - Meldung Versand - Integriertes Archiv - Monitoring - Verwaltung der Meldebestätigung Über anderes RRM an ACER oder Direkt an ACER?
BACK-UP
Beispiele und Einordnung! 1. Blockprodukt Base EEX = Standard OMP AUGUST 2015 d+1 EEX 2. Blockprodukt Peak OTC = Standard OTC FEBRUAR 2016 d+1 SELBST 3. Fahrpläne (zusammengesetzt aus Base und Peak) = non-standard OTC FEBRUAR 2015 M+1 SELBST 4. Spotgeschäfte EEX zum täglichen Ausgleich = standard OMP AUGUST 2015 d+1 EEX 5. Ausgleichsenergie Nur auf Anforderung SELBST 6. Einspeisevertrag mit Windpark < 10 MW Nur auf Anforderung SELBST 7. Direktvermarktungsgeschäfte - intraday OTC (Standard OTC) FEBRUAR 2016 d+1 SELBST - Spotgeschäft EEX (Standard OMP) AUGUST 2015 d+1 EEX