KoV VIII wichtigste Änderungen Juni 2015
Struktur der Kooperationsvereinbarung Kooperationsvereinbarung VIII Hauptteil der KoV (Regelungen zwischen den Netzbetreibern bzw. Marktgebietsverantwortliche) Anlagen (Standardverträge) Leitfäden Änderungsmechanismus der KoV: Änderungen jeweils zum 1.10. eines Jahres mit 3 Monaten Vorlauffrist möglich Juni 2015 2
Anlagen zur Kooperationsvereinbarung Folgende Standardverträge sind Bestandteil der KoV: Ein-/Ausspeisevertrag (entry-exit), Ein-/Ausspeisevertrag (VNB mit entry-exit-system), Lieferantenrahmenvertrag (övnb), Bilanzkreisvertrag, Zusätzliche Regelungen zur Bilanzierung von Biogas, Vereinbarung über die Verbindung von Bilanzkreisen, Netzanschluss- und Anschlussnutzungsvertrag Biogas, Einspeisevertrag Biogas. Juni 2015 3
Leitfäden Leitfäden: Leitfaden Marktprozesse Bilanzkreismanagement Gas, Leitfaden Abwicklung von Standardlastprofilen Gas, Leitfaden Sicherheitsleistungen und Vorauszahlungen im deutschen Gasmarkt, Leitfaden Bilanzierung Biogas, Leitfaden Kostenwälzung Biogas, Leitfaden Marktraumumstellung, Leitfaden Krisenvorsorge Gas, Leitfaden Prozessbeschreibung Netzbetreiberwechsel. Relevanz der Leitfäden: Die Einhaltung der KoV wird vermutet, wenn die Leitfäden eingehalten worden sind. Änderungsmechanismus: Anpassungen sind jährlich möglich mit einer Implementierungsfrist von 6 Monaten. Juni 2015 4
Änderungen im Hauptteil KoV VIII (1/3) 1. Marktgebietsüberlappung: Einführung Begriffsbestimmung "Marktgebietsüberlappung" ( 4) Konkretisierung der Regelungen für die Zuordnung von Ein- und Ausspeisepunkten zu den Marktgebieten ( 5) Konkretisierung der Regelungen zu Datenaustausch und Mengenanmeldung ( 28) Konkretisierung der Regelungen zur Aufteilung der Mengen von Netzkopplungspunkte in der Marktgebietsüberlappung auf die Marktgebiete ( 46) Konkretisierung der Regelungen zu Abweichungen der Netzkonten ( 50) 2. Einführung Regelung zu getrennten Bilanzierungsumlagekonten für SLP- und RLM-Ausspeisepunkten der Marktgebietsverantwortlichen ( 42) Juni 2015 5
Änderungen im Hauptteil KoV VIII (2/3) 3. Marktraumumstellung: Konkretisierung der in den Umstellungsfahrplänen zwischen den Vertragsparteien zu vereinbarenden Regelungen ( 8) Einführung Unterscheidung zwischen technischem und bilanziellem Umstellungstermin im Rahmen der Marktraumumstellung ( 22) Einführung Regelung zur Ermittlung, Bewertung und Berücksichtigung der Kosten, die aufgrund der zeitlichen Unterschiede zwischen technischer und bilanzieller Umstellung entstehen ( 9) 4. Anpassungen gemäß GaBi Gas 2.0 Anpassung der Regelungen zu Beschaffung/Einsatz von Regelenergie (Merit-Order-Liste) ( 40) Konkretisierung der Regelungen zum Fallgruppenwechsel ( 44) Juni 2015 6
Änderungen im Hauptteil KoV VIII (3/3) 5. Anpassung der deklarationspflichtigen Zeitreihen und der Regelungen zu Deklarationsclearing ( 45), Versand von Allokationsdaten ( 46), Allokationsclearing ( 47) 6. Anpassung der Regelungen zur Mehr-/Mindermengenabrechnung SLP (MMMA) an die mit der BNetzA abgestimmten Prämissen und Prozesse (Zählpunktscharfe MMMA ab 1. April 2016) ( 49) 7. Einführung einer Definition von Transportunterbrechung und Regelungen zur Veröffentlichung dieser durch die Fernleitungsnetzbetreiber ( 53) Juni 2015 7
Änderungen im Lieferantenrahmenvertrag KoV VIII 1. Anpassung an neue Regelungen zur Mehr-/Mindermengenabrechnung (s.o.) ( 8, Anlage 4 zu Anlage 3) 2. Anpassungen an neue Regelungen zur Marktraumumstellung ( 3) 3. Anpassungen der Regelungen zum Fallgruppenwechsel ( 5) 4. Konkretisierung der Regelung zum Anspruch des Transportkunden auf Unterbrechung der Netz-/Anschlussnutzung eines von ihm belieferten Letztverbrauchers durch den Netzbetreiber ( 7) Juni 2015 8
Anpassungen Regelungen Marktgebietsüberlappung 4 Begriffsbestimmungen (KoV Hauptteil) Ziff. 20: Marktgebietsüberlappung liegt vor, wenn es in einem Netz oder mindestens in einem Teilnetz strömungsmechanisch möglich ist, Gasmengen aus verschiedenen Marktgebieten an Netzanschlusspunkten zu Letztverbrauchern und/oder Netzkopplungspunkten auszuspeisen. Dies gilt auch, wenn ein Netz einem marktgebietsüberlappenden Netz nachgelagert ist. 5 Zuordnung von Ein- und Ausspeisepunkten zu Marktgebieten Ziff. 1: Im Falle einer Marktgebietsüberlappung ist jeder einzelne dieser Ein- und Ausspeisepunkt einem Marktgebiet eindeutig zuzuordnen. Bei einer Marktgebietsüberlappung sind diese Einund Ausspeisepunkte und/oder Netzkopplungspunkte teilweise dem einen und teilweise dem anderen Marktgebiet zugeordnet (aktiv) oder vollumfänglich einem Marktgebiet zugeordnet (passiv) Ziff. 2: Der Transportkunde, der die Kapazität bzw. Vorhalteleistung an einem Ein- oder Ausspeisepunkt nutzt, kann einen Ein- oder Ausspeisepunkt zu einem Marktgebiet nur im Rahmen der freien Kapazitäten zuordnen, soweit eine Marktgebietsüberlappung vorliegt. Ziff. 5: Die Marktgebietsverantwortlichen fragen die bestehenden Marktgebietsüberlappungen einmalig bei den Netzbetreibern ab. Sämtliche Änderungen des Status der Marktgebietsüberlappung wie z.b. durch Neugründungen oder Fusionen meldet der Netzbetreiber unverzüglich dem Marktgebietsverantwortlichen. Juni 2015 9
Aktive Marktgebietsüberlappung: ausgeglichene Netzkontosalden Netzkontoführung bei aktiver Marktgebietsüberlappung: 46 Ziffer 5: Aufteilung der Mengen der Netzkopplungspunkte auf die Marktgebiete im Verhältnis der Allokationen Abweichungen zwischen der Aufteilungsquote am Tag (D+1) und (M+26) bzw. nach erfolgtem Clearing sind möglichst gering zu halten. 50 Ziffer 7 Netzbetreiber sind verpflichtet die prozentualen Abweichungen der Netzkonten in den jeweiligen Marktgebieten möglichst in gleicher Höhe zu halten. Dies gilt sowohl für die Meldung am Tag D+1 als auch am Tag M+26 Werktage nach erfolgtem Clearing. In begründeten Fällen kann ein Marktgebietsverantwortlicher vom Netzbetreiber eine Erklärung für Abweichungen verlangen. Juni 2015 10
Marktgebietsüberlappung (2/2) Allokation GASPOOL = 1000 MWh Allokation NCG = 250 MWh Verhältnis der Allokation = 4:1 Lastgang NKP 1: 1200 MWh Aufteilung der NKP-Allokation im Verhältnis: ALOCAT NKP 1 GASPOOL = 960 ALOCAT NKP 1 NCG = 240 Netzkontosaldo GASPOOL = 40 Netzkontosaldo NCG = 10 NK Abweichung GASPOOL = 4 % NK Abweichung NCG = 4 % Juni 2015 11
Mengenanmeldung 28 Datenaustausch und Mengenanmeldung Ziff. 2: Jeder Netzbetreiber übermittelt an seine(n) unmittelbar vorgelagerten Netzbetreiber eine stundenbezogene marktgebietsscharfe Mengenanmeldung für den nächsten Gastag, wenn der vorgelagerte Netzbetreiber dies wegen einer Marktgebietsüberlappung oder aufgrund anderer transporttechnischer Erfordernisse verlangt.... Ziff. 4: Die Mengenanmeldungen sind mit der angemessenen gaswirtschaftlichen Sorgfalt zu erstellen. Hierfür validiert der Netzbetreiber, der die Mengenanmeldung erstellt, diese regelmäßig mit den jeweiligen Netzkopplungspunkt-Allokationen gemäß 46 Ziffer 6. Abweichungen bezogen auf die Tagesmenge zwischen den jeweiligen aggregierten Mengenanmeldungen je Marktgebiet und den jeweiligen aggregierten Netzkopplungspunkt-Allokationen je Marktgebiet sind möglichst gering zu halten. Juni 2015 12
Monitoring der Mengenanmeldung durch den NB Monitoring und Anpassung der Mengenanmeldung Mengen - anmeldung für Tag D 500 kwh Phys. Gasfluss 470 kwh Allokation für Tag D 475 kwh Allokation für Tag D 480 kwh D -1 D D+1 M+26 MGB Quote 60/40 MGB Quote 40/60 MGB Quote 42/58 Monitoring und Anpassung der Mengenanmeldung Juni 2015 13
Marktraumumstellung Umlagefähige Kosten im Rahmen der Marktraumumstellung 9 Ziff. 1 lit. f) Kosten, die aufgrund der zeitlichen Unterschiede zwischen technischer und bilanzieller Umstellung entstehen, werden über die Marktraumumstellungsumlage gedeckt. Hierfür übersendet der Netzbetreiber dem Marktgebietsverantwortlichen die Summe der Allokationsdaten der Ausspeisepunkte bei denen der technische und bilanzielle Umstellungszeitpunkt auseinanderfällt. Die Übermittlung erfolgt jeweils nach Ablauf der Clearingfristen auf Tagesbasis für den gesamten Zeitraum, der zwischen technischem und bilanziellem Umstellungstermin liegt, im elektronisch weiter verarbeitbaren Format. Der Marktgebietsverantwortliche bewertet die Tagesmengen mit der täglichen Preisdifferenz zwischen den H-Gas und L-Gas Quality Produkten gemäß Rang 2 der Merit Order Liste der Marktgebietsverantwortlichen zur Beschaffung externer Regelenergie. Juni 2015 14
Wegfall RLM MMM, Differenzmengenabrechnung, neuer Zeitreihentyp Für Leistungszeiträume ab 1.10.2015 entfällt die RLM MMMA zwischen NB und TK sowie NB und MGV Stattdessen werden die Brennwertdifferenzen zukünftig als Differenzmengen im Rahmen der Bilanzkreisabrechnung zwischen MGV und BKV abgerechnet. Einführung neue ALOCAT Version zur Übermittlung der RLM-Mengen mit Abrechnungsbrennwert. Übermittlung zum Zeitpunkt M+12WT sowie im Rahmen des Clearingprozesses an den MGV. Juni 2015 15
Allokationsdaten RLM Allokationsdaten werden getrennt mit Bilanzierungs- und Abrechnungsbrennwert übermittelt Juni 2015 16
RLM Differenzmengenabrechnung Wegfall RLM MMMA Die RLM-Differenzmengen werden monatlich tagesscharf über die Bilanzkreisabrechnung im Verhältnis zwischen dem MGV und dem BKV abgerechnet. Die RLM-Differenzmengen können umfassen: Abweichungen zwischen Bilanzierungsbrennwert und Abrechnungsbrennwert bei RLM- Ausspeisepunkten Abweichungen für RLM-Letztverbraucher je Ausspeisepunkt, die durch ein Clearing mit NB- Clearingnummer entstehen, Abweichungen aufgrund einer nachträglichen Allokationsdatenkorrektur. Die Abrechnung erfolgt mit dem täglichen an der relevanten Handelsplattform gebildeten mengengewichteten Gasdurchschnittspreis Dieser ist sowohl auf positive als auch negative Differenzmengen anzuwenden. Positive Differenzmengen stellt der Marktgebietsverantwortliche dem Bilanzkreisverantwortlichen in Rechnung; negative Differenzmengen vergütet der Marktgebietsverantwortliche dem Bilanzkreisverantwortlichen. Juni 2015 17
Einführung Netzbetreiber Clearing für RLM Allokationen 1. NB stößt beim BKV Clearing für RLM Ausspeisepunkte an, um eine BKV-Clearingnummer zu erhalten. 2. Parallel kann der NB beim Marktgebietsverantwortlichen eine NB-Clearingnummer für RLM- Ausspeisepunkte anfordern. 3. Der Marktgebietsverantwortliche übersendet an den Bilanzkreisverantwortlichen die Netzkonto- und Bilanzkreisnummer, Zeitraum und Zeitreihentyp. 4. Der NB übersendet die CLEARING-ALOCAT mit der NB-Clearingnummer an den MGV NB muss im Clearing sowohl die RLM-Zeitreihen mit Bilanzierungsbrennwert umgewertet als auch mit Abrechnungsbrennwert umgewertet an den MGV senden. 5. Nur wenn beide ALOCAT-Nachrichten vorliegen, verarbeitet der Marktgebietsverantwortliche die ALOCAT-Nachrichten. 6. Beim NB-Clearing verarbeitet der MGV nur die RLM-Zeitreihen mit Abrechnungsbrennwert 7. Beim BKV-Clearing verarbeitet der MGV sowohl die RLM-Zeitreihen mit Bilanzierungsbrennwert als auch mit Abrechnungsbrennwert umgewertet 8. Sollte ein NB- und BKV-Clearing parallel stattfinden, verwendet der MGV, die zuletzt mit BKV- Clearingnummer versendete Menge mit Bilanzierungsbrennwert, und die mit Abrechnungsbrennwert umgewertete Menge aus der zuletzt gesendeten Nachricht. Juni 2015 18
Clearingverfahren (BKV Clearingnummer) vor Clearing nach Clearing Differenzmenge neue Differenzmenge brennwertkorrigiert ersatzwertkorrigiert Ende Gastag Ende Gastag BKV übermittelt Clearingnummer an NB. NB sendet die korrigierte Menge jeweils mit Bilanzierungsbrennwert und Abrechnungsbrennwert. Differenzmenge wird mit mengengewichtetem Gasdurchschnittspreis bewertet. Juni 2015 19
Clearingverfahren (NB-Clearingnummer) vor Clearing nach Clearing Differenzmenge neue Differenzmenge brennwertkorrigiert ersatzwertkorrigiert Ende Gastag Ende Gastag NB erhält Clearingnummer vom MGV, da (noch) keine Zustimmung des BKV. NB sendet die korrigierte Menge jeweils mit Bilanzierungsbrennwert und Abrechnungsbrennwert. Für die Abrechnung wird aber nur die Menge mit Abrechnungsbrennwert korrigiert. Juni 2015 20
Härtefallclearingprozess Weiterhin besteht die Möglichkeit der nachträglichen Allokationsdatenkorrektur für RLM-Ausspeisestellen nach Ablauf der Clearingfrist Voraussetzung ist die Bereitstellung einer nachvollziehbaren Dokumentation unter Beachtung der relevanten Vorgaben der Technischen Regel DVGW G 685-B2 (A) durch den Netzbetreiber gegenüber dem Marktgebietsverantwortlichen. Die Dokumentation sollte einen Prüfbericht über die Instandsetzung durch den Gerätehersteller sowie muss den Prüfbericht des Eichamtes oder einer staatlich anerkannten Prüfstelle für Messgeräte für Gas über die Nacheichung enthalten. Der Marktgebietsverantwortliche leitet die Dokumentation an den Bilanzkreisverantwortlichen weiter. Die Bilanzkreisabrechnung bleibt unberührt. Es erfolgt ausschließlich eine Anpassung der Differenzmengenabrechnung. Juni 2015 21
Änderung Deklarationsprozess Deklarationspflichtige Zeitreihen bis 30.09.2015 ENTRYSO, EXITSO, ENTRY Biogas physisch, ENTRY Wasserstoff physisch, SLPsyn, SLPana, RLMmT, RLMoT, RLMNEV Deklarationspflichtige Zeitreihen ab 01.10.2015 ENTRYSO, EXITSO, ENTRY Biogas physisch, ENTRY Wasserstoff physisch, SLPsyn, SLPana, RLMmT, RLMoT, RLMNEV Juni 2015 22
Änderungen Mehr-/Mindermengenabrechnung KoV VIII Entfall RLM-MMMA Neue Ausgleichsenergiepreissystematik und somit Änderung Preisbildung SLP MMM Preis Beginn tägliche Netzkontoabrechnung Abrechnungs- und Veröffentlichungssystematik 01.10.2015 01.04.2016 01.10.2016 Änderung SLP MMMA Zählpunktscharfe MMMA ggü. TK Nur noch 2 Verfahren zulässig Anpassung MMM-Preisbildung Juni 2015 23
Ermittlung der Ausgleichsenergiepreise Systematik der Ausgleichsenergiepreisbildung Preis Mengengewichteter Gasdurchschnittspreis positiver Ausgleichsenergiepreis Auf-/Abschlag von 2% Höchster Preis der Ankaufsgeschäfte Mengengewichteter Gasdurchschittspreis plus Kleine Anpassung Mengengewichteter Gasdurchschittspreis minus Kleine Anpassung negative Ausgleichsenergiepreis Niedrigster Preis der Verkaufsgeschäfte TSO MGVHandelsgeschäfte Regelenergiegeschäfte MOL 1 und MOL 2 Ende des Gastages Zeit Quelle: ENTSOG, eigene Darstellung Juni 2015 24
SLP MMM Preisbildung ab 1.10.2015 Neue Ausgleichsenergiepreissystematik ab 1.10.2015 Bildung Marktgebiets-Monatsdurchschnittspreis je Marktgebiet als arithmetisches Mittel der täglichen Differenzmengenpreise Arithmetische Mittelung beider Marktgebiets-Monatsdurchschnittspreise ergibt Monatsdurchschnittspreis Dieser Monatsdurchschnittspreis stellt den bundesweit einheitlichen SLP-Mehr-/Mindermengenpreis dar. Diese Preisbildung ist gültig für Leistungszeiträume vom 01.10.2015 bis 31.03.2016 Juni 2015 25
SLP MMM ab 01.04.2016 Ausspeisepunktscharfe Abrechnung ggü. dem TK Aggregierte Abrechnung ggü. dem MGV Nur noch 2 Verfahren rollierendes Verfahren, Stichtagsablesung rollierendes Verfahren, Monatsablesung Übermittlung monatliche MMM-Meldung des NB an den MGV im Zeitraum M+2M bis M+3M Die MMM-Meldung enthält die aggregierten in Rechnung gestellten Mehr-/Mindermengen aller SLP Kunden deren MMM-Zeitraum im selben Anwendungsmonat endet. Auch Übermittlung von Null -Mengen, wenn keine Abrechnung in dem Anwendungsmonat erfolgte. Preisbildung ab 1.04.2016: Arithmetische Mittelung der Monatsdurchschnittspreise der Monate M-13M bis M-2M (jeweils einschließlich) Der Marktgebietsverantwortliche veröffentlicht den bundesweit einheitlichen Mehr- /Mindermengenpreis bis spätestens zum 15. Werktag des dem Anwendungsmonat vorhergehenden Monats (M 1M + 15WT). Juni 2015 26
Fallgruppenwechsel und Wegfall RLMNEV zum 1.10.2016 Initiale Umstellung auf RLMmT und Entfall RLMNEV Bis spätestens 15. August 2016 (mit Wirksamkeit zum 1. Oktober 2016) erfolgt die initiale Umstellung aller RLM-Ausspeisepunkte auf den Zeitreihentyp RLMmT durch den Netzbetreiber. Die durchgeführte Stammdatenänderung durch den Netzbetreiber wird dem Transportkunden gemäß GeLi Gas mitgeteilt. Der Transportkunde kann der initialen Umstellung auf den Zeitreihentyp RLMmT im Rahmen des Prozesses Stammdatenänderung gemäß GeLi Gas widersprechen. In diesem Fall werden die betroffenen RLM-Ausspeisepunkte vom Netzbetreiber dem Zeitreihentyp RLMoT zugeordnet. Der Zeitreihentyp RLMNEV entfällt zum 1.10.2016. Fallgruppenwechsel: Bisher erfolgte der Fallgruppenwechsel für RLM Ausspeisepunkte über BKV => MGV => NB Ab dem 1. August 2016 wird der Fallgruppenwechsel von dem vom Bilanzkreisverantwortlichen bevollmächtigten Transportkunden gegenüber dem Netzbetreiber gemäß den Prozessen und Fristen der GeLi Gas mitgeteilt. Juni 2015 27
Änderungen in der Mess- und Eichverordnung Seit 1. Januar 2015 gilt ein neu gestaltetes Mess und Eichrecht, welches das bisher geltende Eichrecht insbesondere Eichgesetz (EichG) und Eichordnung (EichO) ablöst. Wer Messwerte verwendet, hat sich [ ], von der Person, die das Messgerät verwendet, bestätigen zu lassen, dass sie ihre Verpflichtungen erfüllt. Überführung in die KoV ( 46, Abs. 7): Der Verteilnetzbetreiber ist - soweit er Messstellenbetreiber ist [ ] verantwortlich für die Einhaltung aller sich aus dem Eichrecht ergebenden Anforderungen und Verpflichtungen. Der Verteilnetzbetreiber bestätigt hiermit insoweit die Erfüllung dieser Verpflichtungen. Juni 28 2015
Herzlichen Dank für die Aufmerksamkeit! www.gaspool.de Juni 2015 29
Ihre Ansprechpartner John Usemann Leiter Abrechnung GASPOOL Balancing Services GmbH Anna-Louisa-Karsch-Str. 2 10178 Berlin Tel.: Fax: E-Mail: Juni 2015 +49 30 364289-621 +49 30 364289-222 john.usemann@gaspool.de 30
Juni 2015 31 Back up
SLP -Ersatzwertbildungsprozess Die Ersatzwerte werden vom MGV in folgender Reihenfolge gebildet: Der Allokationswert aus einer vom NB gelieferten 3-Tages-Vorausallokation (sofern der NB von der Möglichkeit Gebrauch macht, dem MGV auf der Basis einer mehrtägigen Temperaturprognose bereits mehrtägige prognostizierte Allokationswerte zu übersenden). Falls ein Wert aus 3-Tages-Vorausallokation nicht vorliegt, der Vortageswert. Liegt kein Vortageswert vor, wird der stündliche Ersatzwert 0 kwh gebildet. Ersatzwerte, die ggf. gebildet werden, werden vom MGV bis 13:00 Uhr dem BKV zur Verfügung gestellt. Der MGV übersendet die von ihm auf die jeweiligen BK/SBK allokierten Ersatz-werte je Stunde am Tag D-1 ebenfalls an den NB. Diese Allokation verwendet der NB zur Durchführung seiner Mehr- /Mindermengenabrechnung und zur Kontrolle seines Netzkontostandes. Juni 2015 32
SLP MMMA ab 01.04.2016 (1/2) 49 Mehr-/Mindermengenabrechnung [geltend ab 01.04.2016] 1. Die SLP-Mehr-/Mindermengenabrechnung erfolgt ausspeisepunktscharf. 2. Der Ausspeisenetzbetreiber teilt dem Marktgebietsverantwortlichen durch Ankreuzen im Stammdatenblatt das vom ihm verwendete Ableseverfahren mit. 3. Der Ausspeisenetzbetreiber teilt dem Marktgebietsverantwortlichen für jeden Monat je Netzkonto, unabhängig vom Ableseverfahren, die ermittelten Mehr-/Mindermengen in Form einer Mehr-/Mindermengenmeldung mit. Die Mehr-/Mindermengenmeldung enthält die aggregierten in Rechnung gestellten Mehr- /Mindermengen für SLP Kunden, deren Mehr-Mindermengenzeitraum im selben Anwendungsmonat endet, und erfolgt nach Ablauf des zweiten Monats nach Ende des Monats in dem der Mehr-/Mindermengenzeitraum endet (M+2M), aber spätestens bis zum Ende des dritten Monats nach Ende des Monats in dem der Mehr-/Mindermengenzeitraum endet (M+3M). Sollte in einem Monat keine Mehr-/Mindermengenrechnung zwischen Netzbetreiber und Lieferant bzw. Transportkunde durchgeführt worden sein, so übermittelt der Ausspeisenetzbetreiber eine Mehr-/Mindermengenmeldung mit dem Wert Null. Juni 2015 33
SLP MMMA Preis ab 01.04.2016 49 Mehr-/Mindermengenabrechnung [geltend ab 01.04.2016] 6. Für die Ermittlung des Preises der Mehr-/Mindermengenabrechnung werden die jeweils an M+10 Werktagen veröffentlichten täglichen an der relevanten Handelsplattform gebildeten mengengewichteten Gasdurchschnittspreise mit dem Lieferort virtueller Handelspunkt unter Einbeziehung von Day-Ahead und Within-Day-Produkten (täglicher Differenzmengenpreis ) zugrundegelegt. Nach diesem Zeitpunkt werden Änderungen der täglichen Differenzmengenpreise bei der Bildung der Mehr-/Mindermengenpreise nicht mehr berücksichtigt und der veröffentlichte Mehr-/Mindermengenpreis nicht mehr angepasst. Der Mehr-/Mindermengenpreis für den Anwendungsmonat M wird gebildet, indem jeder Marktgebietsverantwortliche zunächst einen monatlichen Gasdurchschnittspreis als arithmetisches Mittel der täglichen Differenzmengenpreise je Marktgebiet (Marktgebiets- Monatsdurchschnittspreis) ermittelt. Anschließend werden die beiden Marktgebiets- Monatsdurchschnittspreise untereinander arithmetisch gemittelt (Monatsdurchschnittspreis). Zuletzt werden die Monatsdurchschnittspreise der Monate M-13M bis M-2M (jeweils einschließlich) herangezogen und wiederum arithmetisch gemittelt. Der Marktgebietsverantwortliche veröffentlicht den bundesweit einheitlichen Mehr- /Mindermengenpreis bis spätestens zum 15. Werktag des dem Anwendungsmonat vorhergehenden Monats (M 1M + 15WT). 6. Für den Fall, dass zumindest einer der Monate M-13M bis M-2M vor Oktober 2015 liegt, wird der für diese(n) Monat(e) jeweils veröffentlichte RLM-Mehr-/Mindermengenpreis verwendet. Juni 2015 34
SLP MMMA ab 01.04.2016 (2/2) 4. Der Ausspeisenetzbetreiber rechnet die Mehr-/Mindermengenmeldungen, entsprechend der Mehr-/Mindermengenmeldung, an den Marktgebietsverantwortlichen ab. 5. Dabei wird je Mehr-/Mindermengenmeldung eine Abrechnung erstellt. Im Falle einer Mehrmenge stellt der Ausspeisenetzbetreiber eine Mehrmengenrechnung an den Marktgebietsverantwortlichen. Im Falle einer Mindermenge übermittelt der Ausspeisenetzbetreiber eine Mindermengengutschrift an den Marktgebietsverantwortlichen. Der Netzbetreiber übermittelt die Mehrmengenrechnung bzw. die Mindermengengutschrift spätestens am 10. Werktag nach Übermittlung der Mengenmeldung an den Marktgebietsverantwortlichen.Die Rechnung wird in Papierform erstellt. Eine elektronische Abwicklung kann zwischen den Parteien abgestimmt werden. Die Zahlung des Netzbetreibers bzw. Marktgebietsverantwortlichen erfolgt innerhalb von 10 Werktagen nach Eingang der Rechnung. Bei einer Mengenmeldung mit dem Wert Null kann der Netzbetreiber auf eine Rechnungserstellung an den Marktgebietsverantwortlichen verzichten. Juni 2015 35