88. Verordnung des Vorstands der E-Control, mit der die Gas-Marktmodell-Verordnung 2012 geändert wird (GMMO-VO Novelle 2013)

Auf Grund des § 41 Gaswirtschaftgesetz 2011 – GWG 2011, BGBl. I Nr. 107/2011 in der Fassung des Bundesgesetzes BGBl. I Nr. 138/2011, iVm § 7 Abs. 1 Energie-Control-Gesetz – E-ControlG, BGBl. I Nr. 110/2010 in der Fassung des Bundesgesetzes BGBl. I Nr. 51/2012, wird verordnet:

Die Verordnung des Vorstands der E-Control zu Regelungen zum Gas-Marktmodell (Gas-Marktmodell-Verordnung 2012), BGBl. II Nr. 171/2012 in der Fassung der GMMO-VO Novelle 2012, BGBl. II Nr. 443/2012, wird wie folgt geändert:

1. § 9 Abs. 5 lautet:

„(5) Die für eine Buchung erforderliche Registrierung erfolgt entsprechend den Allgemeinen Bedingungen des Betreibers der Onlineplattform für die Vergabe von Kapazitäten.“

2. § 11 lautet:

„§ 11. (1) Der Bilanzgruppenverantwortliche, dessen Bilanzgruppe die Kapazitäten vom Netzbenutzer gemäß § 23 Abs. 1 zugeordnet wurden, ist für die Nominierungen und Renominierungen seiner Bilanzgruppe verantwortlich.

(2) Der Bilanzgruppenverantwortliche nominiert die zu transportierenden Gasmengen im Rahmen der Nutzung fester Kapazität an einem Buchungspunkt bis 14.00 Uhr des Tages vor dem Liefertag. Langt bis zu diesem Zeitpunkt keine Nominierung beim Fernleitungsnetzbetreiber ein, gilt Null als nominierter Wert. Die Abwicklung von gebündelten Nominierungen muss mit den jeweiligen Bilanzierungsregeln in Einklang stehen.

(3) Der nominierende Bilanzgruppenverantwortliche kann seine ursprüngliche Nominierung mit mindestens zweistündiger Vorlaufzeit zur vollen Stunde durch eine Renominierung ersetzen. Eine Renominierung ist zulässig, wenn diese nicht 90 Prozent der der Bilanzgruppe bzw. dem Sub-Bilanzkonto zugeordneten festen Kapazität überschreitet und nicht zehn Prozent der zugeordneten festen Kapazität unterschreitet. Bei ursprünglichen Nominierungen von mindestens 80 Prozent der der Bilanzgruppe bzw. dem Sub-Bilanzkonto zugeordneten festen Kapazität wird die Hälfte des nicht nominierten Bereiches für die Renominierung nach oben zugelassen. Bei ursprünglichen Nominierungen von höchstens 20 Prozent der der Bilanzgruppe bzw. dem Sub-Bilanzkonto zugeordneten festen Kapazität wird die Hälfte des nominierten Bereiches für die Renominierung nach unten zugelassen. Die zulässige Renominierung wird kaufmännisch auf ganze kWh gerundet. Bei der Bestimmung des zulässigen Renominierungsbereiches einer Bilanzgruppe werden Day Ahead-Kapazitäten nicht berücksichtigt.

(4) Die Nominierungen und Renominierungen der Bilanzgruppenverantwortlichen sind vom Fernleitungsnetzbetreiber zuerst den festen und dann den unterbrechbaren Kapazitätsprodukten zuzuordnen. Diese Zuordnungen und die Prüfungen gemäß Abs. 3 und 7 erfolgen auf Stundenbasis.

(5) Überschreitet eine Renominierung von fester Kapazität den nach Abs. 3 zulässigen Bereich, ist diese nur in Summe der gebuchten Kapazitäten anzunehmen. Der den zulässigen Bereich überschreitende Teil der Renominierung ist wie eine Nominierung von unterbrechbarer Kapazität zu behandeln und im Engpassfall zuerst zu unterbrechen.

(6) Auf den Netzbenutzer, der in den vorangegangenen 365 Tagen durchschnittlich weniger als zehn Prozent der technischen Jahreskapazität am Buchungspunkt in einer Flussrichtung gebucht hat, finden die Renominierungsbeschränkungen gemäß Abs. 3 und 5 an diesem Buchungspunkt und in dieser Flussrichtung unter den folgenden Voraussetzungen keine Anwendung: Der Bilanzgruppe oder dem Sub-Bilanzkonto, der bzw. dem die Kapazitäten dieses Netzbenutzers zugeordnet sind,

1.		muss weniger als zehn Prozent der technischen Jahreskapazität am relevanten Buchungspunkt in der betreffenden Flussrichtung zugeordnet sein; und
2.		darf keine Kapazitäten eines Netzbenutzers zugeordnet sein, auf den die Voraussetzung des ersten Satzes dieses Absatzes nicht ebenso zutreffen.
Bei der Ermittlung der gebuchten und zugeordneten festen Kapazitäten werden Day-Ahead-Kapazitäten nicht berücksichtigt.

(7) Der zuständige Bilanzgruppenverantwortliche kann Sub-Bilanzkonten einrichten. Die Nominierung bzw. Renominierung von Gasmengen erfolgt in diesem Fall durch den zuständigen Bilanzgruppenverantwortlichen auf das entsprechende Sub-Bilanzkonto, die entsprechenden Nominierungs- und Renominierungsregeln für Bilanzgruppen gelten analog.

(8) Die Nominierung muss für jede Flussrichtung einzeln abgegeben werden. Die Nominierung von gebündelter Kapazität erfolgt durch Abgabe einer gebündelten Nominierung.

(9) Der Fernleitungsnetzbetreiber bietet die Kapazitäten, die durch die Anwendung der Renominierungsbeschränkungen gemäß Abs. 3 und 5 frei werden als Day Ahead-Kapazitäten gemäß § 6 Abs. 3 an.

(10) Die gemäß § 6 Abs. 3 vergebenen Day Ahead-Kapazitäten sind bis 20.00 Uhr für den nächsten Tag zu nominieren.

(11) Kurzfristig gebuchte Kapazitäten (Day Ahead-, Rest of the Day- und Within Day-Kapazität) sind unverzüglich in Bilanzgruppen einzubringen.

(12) Der Netzbenutzer, dessen Kapazitäten durch den Fernleitungsnetzbetreiber nach § 6 Abs. 3 angeboten wurden, bleibt zur Zahlung der Einspeise- oder Ausspeiseentgelte verpflichtet.

(13) Soweit an Grenzkopplungspunkten von benachbarten Netzbetreibern vergleichbare Regelungen angewendet werden, können die Fernleitungsnetzbetreiber an diesen Grenzkopplungspunkten von der Beschränkung der Renominierungsrechte gemäß Abs. 3, 5, 6 sowie Abs. 8, 2. Satz erforderlichenfalls abweichen, um eine mit dem benachbarten Marktgebiet kompatible Regelung zu ermöglichen. Insbesondere soll die Bündelung der Kapazitäten nicht erschwert werden. Die Abweichung ist vorab der Regulierungsbehörde anzuzeigen und zu begründen.

(14) Abs. 1 bis 13 gelten auch für vor dem Inkrafttreten dieser Verordnung abgeschlossene Verträge.“

3. § 15 Abs. 3 lautet:

„(3) Für den Netzzugang an Grenzkopplungspunkten im Verteilernetz gelten die §§ 8, 9, 12 sinngemäß. Der Verteilergebietsmanager ist für das Angebot und die Zuweisung der Ein- und Ausspeisekapazitäten im Verteilergebiet an der Marktgebietsgrenze verantwortlich. Kapazitäten sind in der Reihenfolge des Eingangs der Netzzugangsanträge vom Verteilergebietsmanager über eine Online-Plattform zu vermarkten.“

4. § 18 Abs. 2 lautet:

„(2) Der Marktgebietsmanager führt den Bilanzausgleich für alle nominierten bzw. per Fahrplan angemeldeten Gasmengen durch. Der Bilanzgruppenkoordinator führt den Bilanzausgleich für physische Abweichungen durch, der sich aus der tatsächlichen Endverbraucherabnahme und den dafür angemeldeten Endverbraucherfahrplänen ergibt sowie die Bilanzausgleiche der Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz, der besonderen Bilanzgruppen für Verteilernetze und den Differenzen zwischen per Fahrplan angemeldeten und gemessenen Biogaseinspeisemengen. Der Bilanzausgleich ist jeweils pro Bilanzgruppe abzuwickeln und erfolgt in Energieeinheiten (kWh oder MWh).“

5. § 18 Abs. 6 bis 7a lauten:

„(6) Für Netzbenutzer, die mit dem Netzbetreiber eine vertragliche Höchstleistung von mehr als 10.000 kWh/h je Ein- oder Ausspeise- bzw. Zählpunkt vereinbart haben, gilt abweichend von Abs. 5 eine Stunde als Bilanzierungsperiode (Messperiode).

(7) Netzbenutzer die mit dem Netzbetreiber eine vertragliche Höchstleistung von mehr als 10.000 kWh/h und bis zu 50.000 kWh/h je Ein- oder Ausspeise- bzw. Zählpunkt vereinbart haben und deren Messwerte dem Verteilernetzbetreiber online zur Verfügung stehen, können für das Tagesbilanzierungsregime gemäß Abs. 5 optieren. Optierungserklärungen gelten als Netzzugangsanträge gemäß § 13. Eine Änderung der Bilanzierungsperiode ist einmal innerhalb von zwölf Monaten möglich.

(7a) Die Übertragung der Onlinemesswerte gemäß Abs. 7 erfolgt entsprechend den Allgemeinen Bedingungen des Verteilergebietsmanagers. “

6. Nach § 19 Abs. 11 wird folgender Abs. 12 angefügt:

„(12) Fällt einer der vom Bilanzgruppenverantwortlichen gemäß Abs. 2 bis 4 abzuschließenden Verträge nachträglich weg, so hat der jeweilige Vertragspartner jeweils den Marktgebietsmanager, den Betreiber des Virtuellen Handelspunktes, den Verteilergebietsmanager sowie den Bilanzgruppenkoordinator unverzüglich zu verständigen.“

7. § 23 Abs. 1 lautet:

„§ 23. (1) Voraussetzung für die Nominierung oder die Fahrplananmeldung von Gasmengen an Ein- oder Ausspeisepunkten im Marktgebiet ist die rechtzeitige Zuordnung der an diesen Punkten gebuchten Kapazitäten zu Bilanzgruppen. Die gesamten gebuchten Kapazitäten an Ein- und Ausspeisepunkten an den Marktgebietsgrenzen werden vom Netzbenutzer gegenüber dem Netzbetreiber auf Grundlage des zwischen diesen abgeschlossenen Ein- bzw. Ausspeisevertrages unter Angabe der Identifikationsnummer der Bilanzgruppe zugeordnet. Der Netzbenutzer kann gebuchte Kapazitäten ihrer Höhe nach aufteilen und diese Teile unterschiedlichen Bilanzgruppen sowie unterschiedlichen Sub-Bilanzkonten zuordnen. Der Netzbenutzer muss Bilanzgruppenverantwortlicher oder unmittelbares Bilanzgruppenmitglied jener Bilanzgruppe gemäß § 20 Abs. 2 sein, der er Kapazität zuordnet.“

8. § 24 Abs. 1 bis 4 lauten:

„§ 24. (1) Netzbetreiber richten besondere Bilanzgruppen für die Ermittlung der Netzverluste und des Eigenverbrauches (Netzverlustbilanzgruppe) ein. Netzbetreiber haben einen Bilanzgruppenverantwortlichen für diese Bilanzgruppe zu benennen. Es können mehrere Netzbetreiber gemeinsame Netzverlustbilanzgruppen bilden. Zählpunkte von Endverbrauchern dürfen einer besonderen Bilanzgruppe nicht zugeordnet werden.

(2) Die Ausübung der Tätigkeit eines Bilanzgruppenverantwortlichen für Bilanzgruppen gemäß Abs. 1 und für die besondere Bilanzgruppe des Bilanzgruppenkoordinators bedarf keiner förmlichen Genehmigung. Mit der Einrichtung einer besonderen Bilanzgruppe haben Verteilernetzbetreiber einen Vertrag mit dem Bilanzgruppenkoordinator, Fernleitungsnetzbetreiber einen Vertrag mit dem Marktgebietsmanager und dem Betreiber des Virtuellen Handelspunktes, sowie der Bilanzgruppenkoordinator einen Vertrag mit dem Marktgebietsmanager abzuschließen, in dem die Rechte und Pflichten im Zusammenhang mit den jeweiligen Aufgaben der Vertragsparteien geregelt werden.

(3) Von der Netzverlustbilanzgruppe ist jedenfalls ein Fahrplan bzw. eine Nominierung für Verluste und Eigenverbrauch zu erstellen. Bilden mehrere Netzbetreiber eine gemeinsame Netzverlustbilanzgruppe, so hat der Bilanzgruppenverantwortliche dem Bilanzgruppenkoordinator bzw. dem Marktgebietsmanager zu melden, welche Netzbetreiber an dieser beteiligt sind.

(4) Als Ausgangsbasis für die Erstellung des Netzverlustfahrplanes dienen die bekannten Gesamtnetzverluste und der Eigenverbrauch des jeweiligen Vorjahres. Diese stellen einen bestimmten Prozentanteil der Gesamtenergieabgabe aus dem betrachteten Netz dar und sind wie folgt zu ermitteln:

1.		Vom Netzbetreiber sind aufgrund von Messungen exakte Werte für die Fahrplan- bzw. Nominierungserstellung heranzuziehen.
2.		Sollte keine Messung vorhanden sein oder aus wirtschaftlichen Gründen nicht vertretbar sein, so sind Werte aus dem Vorjahr bzw. bestmöglich geschätzte Werte für die Fahrplan- bzw. Nominierungserstellung heranzuziehen.
3.		Sollte der Netzbetreiber aufgrund von eigenen Berechnungen über genauere Werte verfügen, sind diese als Basis für die Fahrplan- bzw. Nominierungserstellung heranzuziehen.
4.		Sollte der Netzbetreiber aufgrund von Arbeiten am Netz Netzteile drucklos machen müssen, sind diese Mengen für Entleerung und Befüllung exakt zu bestimmen und in der Fahrplan- bzw. Nominierungserstellung zu berücksichtigen.“

9. § 24 Abs. 7 lautet:

„(7) Haben sich mehrere Netzbetreiber zu einer Netzverlustbilanzgruppe zusammengeschlossen, so steht es dem Bilanzgruppenverantwortlichen frei, nach Abstimmung mit dem Bilanzgruppenkoordinator bzw. dem Marktgebietsmanager entweder einen Gesamtfahrplan bzw. eine Gesamtnominierung oder Einzelfahrpläne bzw. -nominierungen je Netzbetreiber an den Bilanzgruppenkoordinator bzw. den Marktgebietsmanager zu übermitteln.“

10. § 25 Abs. 4 Z 2 lautet:

„2.		die Versendung der je Versorger aggregierten SLP-Verbrauchsprognosen an den jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen und die Übermittlung der Summe der SLP-Verbrauchsprognosen an den Marktgebietsmanager;“

11. § 25 Abs. 4 Z 6 und 7 lauten:

„6.		Die Versendung des Fahrplans für Einspeisemengen aus Biogasanlagen an den Bilanzgruppenkoordinator;
7.		die Versendung von Nominierungen für Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz an den Bilanzgruppenkoordinator;“

12. § 25 Abs. 8 Z 5 lautet:

„5.		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.“

13. § 26 Abs. 1 lautet:

„§ 26. (1) Die Bilanzierung für alle Gasmengen im Marktgebiet, mit Ausnahme der Differenz zwischen Endverbraucherfahrplänen und dem tatsächlichen Verbrauch von Endverbrauchern, der Differenz zwischen angemeldeten Fahrplänen und Messwerten an Grenzkopplungspunkten im Verteilernetz, der besonderen Bilanzgruppen für Verteilernetze und Differenzen zwischen per Fahrplan angemeldeten und gemessenen Biogaseinspeisemengen, wird vom Marktgebietsmanager durchgeführt.“

14. § 26 Abs. 4 bis 6 lauten:

„(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.“

15. § 27 Abs. 4 und 5 lauten:

„(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.“

16. § 27 Abs. 10 lautet:

„(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.“

17. § 28 Abs. 2 lautet:

„(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.“

18. § 32 Abs. 2 lautet:

„(2) Für die Ausgleichsenergieabrechnung der Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 6 wird ein mengengewichteter Durchschnittspreis je Stunde auf Basis der Abrufe des Verteilergebietsmanagers von der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt und von der Merit Order List ermittelt. Für vom Bilanzgruppenverantwortlichen bezogener Ausgleichsenergie kommt ein Aufschlag von drei Prozent und bei gelieferter Ausgleichsenergie ein Abschlag von drei Prozent auf den mengengewichteten Durchschnittspreis je Stunde zur Anwendung. Sollten keine Abrufe vom Verteilergebietsmanager getätigt werden, so wird bezogen auf die Lieferstunde, für die Ausgleichsenergie verrechnet wird, der letztverfügbare Auktionspreis am Within-Day Markt der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt als Ausgleichsenergiepreis herangezogen und der jeweilige Auf- oder Abschlag angewandt. Sollte an diesem Tag an der Erdgasbörse des Virtuellen Handelspunktes kein Preis zustande gekommen sein, wird der zuletzt verfügbare stündliche Ausgleichsenergiepreis verwendet.“

19. § 32 Abs. 4 bis 6 lauten:

„(4) Für die Abrechnung der Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz, der besonderen Bilanzgruppen der Verteilernetze und den Differenzen zwischen per Fahrplan angemeldeten und gemessenen Biogaseinspeisemengen wird der für die jeweilige Lieferperiode von der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt veröffentlichte mengengewichtete Preisindex für Spotmarktprodukte herangezogen. Sollte für die jeweilige Lieferperiode kein Preis gebildet werden können, wird der von der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt zuletzt veröffentlichte mengengewichtete Preisindex für Spotmarktprodukte herangezogen.

(5) Der Ausgleichsenergiepreis ist in Cent/kWh anzugeben und auf mindestens drei Kommastellen kaufmännisch zu runden.

(6) Sollte sich aus der Ausgleichsenergieverrechnung des Bilanzgruppenkoordinators eine Unterdeckung ergeben, so wird diese mittels einer verbrauchsabhängigen Umlage auf die Mengen der Netzbenutzer gemäß § 18 Abs. 5 und 7, auf Basis der Bestimmungen in den allgemeinen Bedingungen des Bilanzgruppenkoordinators, an die Bilanzgruppenverantwortlichen weiterverrechnet. Die Umlage wird ein Bestandteil der Ausgleichsenergieverrechnung und ist in Cent/kWh auszuweisen. Die Umlage wird vom Bilanzgruppenkoordinator für die folgenden sechs Monate festgesetzt.“

20. § 35 Abs. 2 lautet:

„(2) Zur operativen Umsetzung der Bestimmungen dieses Teils haben der Bilanzgruppenkoordinator und der Verteilergebietsmanager die erforderlichen Verträge mit den Netzbetreibern und dem Marktgebietsverantwortlichen des angrenzenden vorgelagerten Marktgebietes abzuschließen.“

21. § 37 Abs. 6 und 7 lauten:

„(6) Für Netzbenutzer, die mit dem Netzbetreiber eine vertragliche Höchstleistung von mehr als 10.000 kWh/h je Ein- oder Ausspeise- bzw. Zählpunkt vereinbart haben, gilt abweichen von Abs. 5 eine Stunde als Bilanzierungsperiode (Messperiode). Der Bilanzkreisübertrag nach § 37 Abs. 3 zur Versorgung von Endverbrauchern mit der Stunde als Bilanzierungsperiode hat stundenscharf entsprechend dem prognostizierten Lastgang zu erfolgen.

(7) Netzbenutzer die mit dem Netzbetreiber eine vertragliche Höchstleistung von mehr als 10.000 kWh/h und bis zu 50.000 kWh/h je Ein- oder Ausspeise- bzw. Zählpunkt vereinbart haben und deren Messwerte dem Verteilernetzbetreiber online zur Verfügung stehen, können für das Tagesbilanzierungsregime gemäß Abs. 5 optieren. Die Übertragung der Onlinemesswerte erfolgt entsprechend den Allgemeinen Bedingungen des Verteilergebietsmanagers. Optierungserklärungen gelten als Netzzugangsanträge gemäß § 13. Eine Änderung der Bilanzierungsperiode ist einmal innerhalb von zwölf Monaten möglich.“

22. § 41 Abs. 4 lautet:

„(4) Die Verrechnung erfolgt anhand der in Abs. 2 und 3 ermittelten Mengen und der gemäß § 44 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.“

23. § 42 lautet:

„§ 42. (1) Der Verteilergebietsmanager erstellt in Kooperation mit dem jeweiligen Verteilernetzbetreiber je Netzbereich, je Versorger und je SLP-Typ, mittels geeigneter Temperaturprognosen, eine SLP-Verbrauchsprognose bis 12.00 Uhr für den jeweiligen Folgetag und übermittelt diese in Summe an den jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen

(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 jeweils wieder an den jeweiligen Bilanzgruppenverantwortlichen.“

24. § 44 Abs. 3 bis 5 lauten:

„(3) Für die Ausgleichsenergieabrechnung der Endverbraucher gemäß § 37 Abs. 6 wird ein mengengewichteter Durchschnittspreis je Stunde auf Basis der Abrufe des Verteilergebietsmanagers von der Erdgasbörse des virtuellen Handelspunktes und von der Merit Order List ermittelt, wobei bei vom Bilanzgruppenverantwortlichen bezogener Ausgleichsenergie ein Aufschlag von drei Prozent und bei gelieferter Ausgleichsenergie ein Abschlag von drei Prozent zur Anwendung kommen. Sollten keine Abrufe vom Verteilergebietsmanager getätigt werden, so wird der am laufenden Tag an der Erdgasbörse am Virtuellen Handelspunkt des angrenzenden vorgelagerten Marktgebiets veröffentlichte Tagesreferenzpreis als Ausgleichsenergiepreis herangezogen und mit dem jeweiligen Auf- oder Abschlag bewertet. Sollte an diesem Tag an der Erdgasbörse des Virtuellen Handelspunktes des angrenzenden vorgelagerten Marktgebiets kein Preis zustande kommen, wird der zuletzt verfügbare stündliche Ausgleichsenergiepreis verwendet.

(4) Der Ausgleichsenergiepreis ist in Cent/kWh anzugeben und auf mindestens drei Kommastellen kaufmännisch zu runden.

(5) Sollte sich aus der Ausgleichsenergieverrechnung des Bilanzgruppenkoordinators eine Unterdeckung ergeben, so wird diese mittels einer verbrauchsabhängigen Umlage auf die Mengen der Netzbenutzer in der Tagesbilanzierung, auf Basis der Bestimmungen in den allgemeinen Bedingungen des Bilanzgruppenkoordinators, an die Bilanzgruppenverantwortlichen weiterverrechnet. Die Umlage wird ein Bestandteil der Ausgleichsenergieverrechnung und ist in Cent/kWh auszuweisen. Die Umlage wird vom Bilanzgruppenkoordinator für die folgenden sechs Monate festgesetzt. Mit dieser Umlage sind auch allfällige Kosten und Erlöse aus der kommerziellen Abrechnung von Unausgeglichenheiten eines Bilanzkontos außerhalb des darin festgelegten Toleranzbereichs gemäß § 41 Abs. 1 Z 2 zu decken.“

25. Nach § 46 Abs. 7 wird folgender Abs. 8 angefügt:

„(8) Die Nominierungs- und Renominierungsbestimmungen des § 11 Abs. 3, 5, 6, 9 und 10 sind auf Nominierungen und Renominierungen ab dem 1. Oktober 2013 anzuwenden.“

26. Nach § 47 Abs. 4 werden folgende Abs. 5 bis 7 angefügt:

„(5) §§ 9 Abs. 5, § 11, § 15 Abs. 3, § 18 Abs. 2 und 7a, § 19 Abs. 12, § 23 Abs. 1, § 24 Abs. 1 bis 4 und Abs. 7, § 25 Abs. 4 Z 2, 6 und 7, § 25 Abs. 8 Z 5, § 26 Abs. 1, Abs. 4 und Abs. 6, § 27 Abs. 4, 5 und Abs. 10, § 28 Abs. 2, § 32 Abs. 2 und Abs. 4 bis 6, § 46 Abs. 8 sowie Anlage 1 Punkt III. Z 1 Abs. 1, in der Fassung der GMMO-VO Novelle 2013, BGBl. II Nr. 88/2013, treten soweit Abs. 6 und 7 nichts anderes bestimmen mit 1. April 2013 in Kraft.

(6) § 9 Abs. 5, § 11, § 35 Abs. 2, § 37 Abs. 6 und Abs. 7, § 41 Abs. 4, § 42 und § 44 Abs. 3 bis 5 der Gas-Marktmodell-Verordnung 2012, BGBl. II Nr. 171/2012, treten mit Ablauf des 30. März 2013 außer Kraft.

(7) § 26 Abs. 5 in der Fassung der GMMO-VO Novelle 2013, BGBl. II Nr. 88/2013, tritt mit 1. Juni 2013 in Kraft. § 18 Abs. 6 und 7, § 35 Abs. 2, § 37 Abs. 6 und Abs. 7, § 41 Abs. 4, § 42 und § 44 Abs. 3 bis 5 in der Fassung der GMMO-VO Novelle 2013, BGBl. II Nr. 88/2013, treten mit 1. Oktober 2013 in Kraft.“

27. Anlage 1 Punkt III. Z 1 Abs. 1 lautet:

„(1) Der Verteilernetzbetreiber ist verpflichtet, den Antrag des Kunden sowie einen Verzicht des Kunden auf einen Antrag umgehend an den Verteilergebietsmanager weiterzuleiten, sodass dieser den Antrag gemäß den Bestimmungen zur Langfristigen Planung (§ 22 GWG 2011) berücksichtigen kann.“

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