BGBl II 91/2025

91. Verordnung des Vorstands der E-Control, mit der die Gas-Marktmodell-Verordnung 2020 geändert wird (GMMO-VO 2020 – Novelle 2025)

Auf Grund des § 41 des Gaswirtschaftsgesetzes 2011 (GWG 2011), BGBl. I Nr. 107/2011, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz Nr. 74/2024, iVm § 7 Abs. 1 Energie-Control-Gesetz (E-ControlG), BGBl. I Nr. 110/2010, zuletzt geändert durch das Bundesgesetz BGBl. I Nr. 7/2022, wird verordnet:

Die Gas-Marktmodell-Verordnung 2020 (GMMO-VO 2020), BGBl. II Nr. 425/2019, zuletzt geändert durch die Verordnung BGBl. II Nr. 270/2023, wird wie folgt geändert:

1. Im Inhaltsverzeichnis wird nach der Wortfolge „§ 6. Kapazitätsumwandlung“ die Wortfolge „§ 6a. Kapazitätstausch („Reshuffling“)“ eingefügt.

2. § 6 Abs. 5 wird folgender Satz angefügt:

„Der Kapazitätsumwandlungsdienst kann nicht für Kapazitäten in Anspruch genommen werden, für die bereits der Kapazitätstausch gemäß § 6a in Anspruch genommen wurde.“

3. Nach § 6 wird folgender § 6a samt Überschrift eingefügt:

„Kapazitätstausch („Reshuffling“)

§ 6a. (1) Fernleitungsnetzbetreiber haben Netzbenutzern, die feste frei zuordenbare oder dynamisch zuordenbare Ein- oder Ausspeisekapazität an einem Buchungspunkt aus Verträgen mit einer Laufzeit von einem Jahr oder länger halten, einen Kapazitätstauschdienst anzubieten. Der Kapazitätstauschdienst kann nur im Netz desselben Fernleitungsnetzbetreibers auf der Fernleitungsebene durchgeführt werden.

(2) Durch den Kapazitätstausch wird es Netzbenutzern, die feste frei zuordenbare oder dynamisch zuordenbare Ein- oder Ausspeisekapazität an einem Buchungspunkt im Netz eines Fernleitungsnetzbetreibers aus Verträgen mit einer Laufzeit von einem Jahr oder länger halten, ermöglicht, neue Kapazitätsbuchungen von festen frei zuordenbaren Jahres-, Quartals- oder Monats-Kapazitätsprodukten im Netz des Fernleitungsnetzbetreibers wertmäßig für die Dauer dieser neuen Kapazitätsbuchungen auf den bestehenden Vertrag anzurechnen und in diesem Umfang die entsprechende Kapazität an den Fernleitungsnetzbetreiber rückzuübertragen. Auktionsaufschläge, die bei der Buchung von festen frei zuordenbaren Ein- oder Ausspeisekapazität zur Anwendung kamen sowie Aufschläge gemäß § 3 Abs. 9 und 9a der Gas-Systemnutzungsentgelte-Verordnung 2013 (GSNE-VO 2013) sind jedoch von den Netzbenutzern, welche den Kapazitätstauschdienst nutzen, zu entrichten und sind in der vorstehenden Berechnung nicht anzusetzen.

(3) Der Kapazitätstauschdienst kann nur beim Erwerb von festen frei zuordenbaren Jahres-, Quartals- oder Monats-Kapazitätsprodukten in Anspruch genommen werden. Bei Jahreskapazitätsprodukten ist ein Kapazitätstausch nur für das erste Gasjahr möglich.

(4) Netzbenutzer haben spätestens fünf Arbeitstage nach der Buchung von festen frei zuordenbaren Quartals- oder Monats-Kapazitätsprodukten an Ein- oder Ausspeisepunkten des Marktgebietes Ost auf der Fernleitungsebene dem Fernleitungsnetzbetreiber die Inanspruchnahme des Kapazitätstauschdienstes anzuzeigen. Der Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlicht zu diesem Zweck ein Standardformular auf seiner Website. Der jeweilige Fernleitungsnetzbetreiber hat spätestens drei Arbeitstage nach Erhalt der Anzeige des Netzbenutzers die Inanspruchnahme des Kapazitätstauschdienstes zu bestätigen.

(5) Der Kapazitätstauschdienst kann nicht für Kapazitäten in Anspruch genommen werden, für die bereits der Kapazitätsumwandlungsdienst gemäß § 6 in Anspruch genommen wurde.“

4. Nach § 14 Abs. 1 wird durch folgende Abs. 1 und Abs. 1a ersetzt:

„§ 14. (1) Speicherunternehmen vereinbaren einmal jährlich für das jeweils folgende Kalenderjahr mit dem Netzbetreiber, an dessen Netz die Speicheranlage angeschlossen ist (oder angeschlossen werden soll), die für die Ein- und Ausspeicherung maximal erforderliche Kapazität. Die Netzbetreiber sind verpflichtet, die zuletzt gebuchte feste Kapazität bzw. Standardkapazität für das Folgejahr dauerhaft vorzuhalten. Kommen Speicherunternehmen der Aufforderung der Netzbetreiber zur Kapazitätsbuchung nicht innerhalb der von den Netzbetreibern gesetzten angemessenen Frist nach, ist die zuletzt gebuchte Kapazität des jeweiligen Speicherunternehmens für das Folgejahr zugrunde zu legen. Eine Reduktion von mehr als zehn Prozent der jährlichen Buchung von fester Kapazität bzw. Standardkapazität gegenüber der zwischen dem Speicherunternehmen und dem Netzbetreiber für das betroffene Jahr vereinbarten festen Kapazität bzw. Standardkapazität ist nur in jenem Umfang möglich, in dem diese feste Kapazität bzw. Standardkapazität im Marktgebiet wirtschaftlich gleichwertig vermarktet werden kann. Die Reduktion der jährlichen Buchung von unterbrechbarer Kapazität gegenüber der zwischen dem Speicherunternehmen und dem Netzbetreiber für das betroffene Jahr vereinbarten unterbrechbaren Kapazität ist nicht durch die Bedingung einer wirtschaftlich gleichwertigen Vermarktung im Marktgebiet limitiert. Bei ausschließlich von einem einzelnen Speicherunternehmen initiiertem Kapazitätserweiterungsprojekt ist eine Reduktion der jährlichen Buchung nur nach Maßgabe des Kapazitätserweiterungsvertrags möglich. Eine unterjährige Erhöhung der jährlichen Buchung gegenüber der bisher erforderlichen Kapazität hat für ganze Kalendermonate zu erfolgen und ist im Wege des Netzzugangsantrags gemäß § 11 möglich. Kapazitätserhöhungen von bestehenden Buchungen für die Dauer von mindestens einem Monat bis zu zwei Jahren erhöhen nicht die Berechnungsgrundlage für die maximal mögliche jährliche Reduktion der Buchung, sind jedoch von den Netzbetreibern dementsprechend nicht dauerhaft vorzuhalten. Bei Kapazitätserhöhungen mit einer durchgehenden Dauer von mehr als zwei Jahren erhöht sich die vom Netzbetreiber dauerhaft vorzuhaltende feste Kapazität bzw. Standardkapazität für das Folgejahr im gleichen Ausmaß.

(1a) Netzzugangsverträge gemäß Abs. 1 können im Fall der dauerhaften Stilllegung der Speicheranlage durch das Speicherunternehmen oder einer dauerhaften Trennung der Anschlussleitung durch den Anschlussnetzbetreiber mit dem der Stilllegung bzw. Trennung folgenden Monatsletzten und danach unter Einhaltung einer einmonatigen Frist jeweils zum Monatsletzten beendet werden.“

5. § 14 Abs. 2 letzter Satz entfällt.

6. Nach § 15 Abs. 1 wird folgender Abs. 1a angefügt:

„(1a) Netzzugangsverträge gemäß Abs. 1 können im Fall der dauerhaften Stilllegung der Anlage durch Produzenten und Erzeuger von erneuerbaren Gasen oder einer dauerhaften Trennung der Anschlussleitung durch den Anschlussnetzbetreiber mit dem der Stilllegung bzw. Trennung folgenden Monatsletzten und danach unter Einhaltung einer einmonatigen Frist jeweils zum Monatsletzten beendet werden.“

7. Nach § 18 wird folgender § 18a samt Überschrift eingefügt:

„Bilanzgruppe zur Abwicklung von Solidaritätslieferungen

§ 18a. (1) Die von einem Mitgliedsstaat nach Art. 3 Abs. 2 Verordnung (EU) 2017/1938 zur Abwicklung der Solidaritätslieferungen betrauten Stelle hat im Marktgebiet eine Bilanzgruppe zur Abwicklung von Solidaritätslieferungen (BG-S) einzurichten. Für die Bilanzgruppe zur Abwicklung von Solidaritätslieferungen sind die Regelungen des § 90 bis § 94 GWG 2011 sinngemäß anzuwenden.

(2) Für die Abwicklung von Solidaritätslieferungen ist eine gesonderte Bilanzgruppe zur Abwicklung von Solidaritätslieferungen (BG-S) einzurichten. Die Tätigkeit eines Bilanzgruppenverantwortlichen für eine Bilanzgruppe zur Abwicklung von Solidaritätsmaßnahmen (BG-S) nach Abs. 2 Z 1 bedarf keiner Genehmigung gemäß § 93 GWG 2011.

(3) Über die Bilanzgruppe zur Abwicklung von Solidaritätslieferungen können ausschließlich Solidaritätslieferungen im Rahmen einer Solidaritätsanfrage nach Art. 13 Abs. 3 Verordnung (EU) 2017/1938 abgewickelt werden. Der Bilanzgruppe zur Abwicklung von Solidaritätslieferungen können keine anderen Bilanzgruppenmitglieder zugeordnet werden. Für Solidaritätslieferungen sind dem solidaritätsanfordernden Mitgliedstaat im Sinne des Art. 13 Abs 3 Verordnung (EU) 2017/1938 nur Gasmengen auf Basis der Instrumente des § 28 Abs. 2 Z 2 und Z 3 anzubieten.

(4) Für die Bilanzgruppe zur Abwicklung von Solidaritätslieferungen kommen in Bezug auf die Bilanzierungsumlage, das Clearingentgelt, die Hinterlegung von Sicherheiten und die Bonitätsprüfung gesonderte Reglungen zur Anwendung. Das Prozedere und die entsprechenden Regelungen sind in den Allgemeinen Bedingungen für Solidaritätsmaßnahmen der Bilanzierungsstelle festzulegen.

(5) Die Regelungen des § 31 und § 31a für die Bilanzgruppe zur Abwicklung von Solidaritätslieferungen gelten sinngemäß, wobei im Solidaritätsfall die Maßnahmen nach § 31 und § 31a vom MVGM auch bei stündlichen Unausgeglichenheiten getroffen werden können, sofern die Netzstabilität gefährdet ist.“

8. Nach § 28 Abs. 2 wird folgender Abs. 3 angefügt:

„(3) Im Fall eines Transportengpasses in ein Marktgebiet oder innerhalb eines Markgebiets kann der MVGM unter Einhaltung der Priorität gereihter Bilanzierungsinstrumente gemäß Abs. 2 sowie im Ausmaß bis zur Kompensation des Transportengpasses erforderliche Mengen an physikalischer Ausgleichsenergie im Namen und auf Rechnung der Bilanzierungsstelle auch in netztechnisch angebunden benachbarten Marktgebieten beschaffen, sofern der Transportengpass aus netztechnischen Gründen nicht anderweitig überwunden werden kann.“

9. § 32 Abs. 3 Z 5 wird der Strichpunkt durch einen Punkt ersetzt und folgender Satz angefügt:

„In Abstimmung mit dem MVGM können mehrere Zählpunkte eines Endverbrauchers in Summe gemeldet werden, sofern diese netztechnisch direkt im Netz des betreffenden Netzbetreibers miteinander verbunden sind;“

10. § 32 Abs. 6 Z 2 und 3 lauten:

1. „2. die Übermittlung der allokierten Ein- bzw. Ausspeichermengen auf täglicher Basis als Summen-Stundenzeitreihe pro Ein- und Ausspeisepunkt der Speicheranlagen und, sofern die Speicheranlage an mehrere Marktgebiete angeschlossen ist, getrennt je Marktgebiet, an den MVGM für Speicheranlagen im Verteilergebiet bzw. an den MVGM und an den Fernleitungsnetzbetreiber für Speicheranlagen im Fernleitungsnetz;
2. 3. die Übermittlung der Informationen über die physisch in das oder aus dem Marktgebiet Ost ein- und ausgespeisten Mengen jeweils je Marktgebiet und die verfügbare Kapazität sowie über das Arbeitsgasvolumen und den Speicherfüllstand je Speicheranlage auf täglicher Basis als Stundenzeitreihe an den MVGM;“

11. In § 32 Abs. 11 Z 2 wird nach der Wortfolge „je Bilanzgruppe“ die Wortfolge „sowie Mengen- und Preisinformationen zu Abrufen physikalischer Ausgleichsenergie“ eingefügt.

12. § 34 Abs. 1 Z 5 erster Satz lautet:

„5. die tägliche Veröffentlichung der allokierten, aggregierten Verbräuche von Endverbrauchern im Marktgebiet getrennt für die Endverbraucher gemäß § 21 Abs. 5, Abs. 6 und Abs. 7.“

13. In § 36 Abs. 3 wird die Wortfolge „dreimal täglich vor 24.00 Uhr“ durch das Wort „stündlich“ ersetzt.

14. § 37 Abs. 10 wird folgender Satz angefügt:

„Fehlt die gültige Zuordnung zu einer aktiven Bilanzgruppe, sind dem betroffenen Versorger keine Verbrauchswerte mehr zuzuordnen.“

15. In § 39 Abs. 2 und § 40 Abs. 4 wird nach dem Wort „Marktgebiets“ jeweils die Wortfolge „in Deutschland“ eingefügt.

16. In § 39 Abs. 3 wird nach dem Wort „Netzen“ die Wortfolge „in Deutschland“ eingefügt.

17. In § 39 Abs. 4 und § 45 Abs. 3 wird nach dem Wort „Marktgebiet“ jeweils die Wortfolge „in Deutschland“ eingefügt.

18. § 40 Abs. 2 bis 4 lautet:

„(2) Jeder Bilanzgruppe und deren unmittelbaren Mitgliedern ist der Zugang zum Virtuellen Handelspunkt des angrenzenden vorgelagerten Marktgebietes in Deutschland zu gewährleisten. Dazu ist vom Bilanzgruppenverantwortlichen für jede Bilanzgruppe in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg genau ein korrespondierender Bilanzkreis oder Subbilanzkonto im angrenzenden vorgelagerten Marktgebiet in Deutschland anzugeben, ausgenommen der Bilanzgruppenverantwortliche nutzt ausschließlich direkte Einspeisepunkte in die Marktgebiete Tirol und/oder Vorarlberg.

(3) Der Bilanzgruppenverantwortliche bewirkt die Übergabe der erforderlichen Gasmengen, die seiner Bilanzgruppe zur Versorgung der Kunden in den Marktgebieten Tirol und Vorarlberg sowie für die Ausspeisung an Grenzkopplungspunkten der Marktgebiete Tirol oder Vorarlberg zugeordnet sind, am Virtuellen Handelspunkt des angrenzenden vorgelagerten Marktgebietes in Deutschland und/oder an Einspeisepunkten des angrenzenden vorgelagerten Marktgebietes in Deutschland unter Berücksichtigung der Verbrauchsprognosen gemäß § 32 Abs. 4 Z 1 und 2 sowie im Umfang der Nominierungen für Grenzkopplungspunkte im Verteilernetz und abzüglich geplanter bzw. nominierter Einspeisungen erneuerbarer Gase je Bilanzgruppe aus seinem korrespondierenden Bilanzkreis oder Subbilanzkonto in einen Bilanzkreis der Bilanzierungsstelle. Die zur Übergabe am Virtuellen Handelspunkt bzw. an Einspeisepunkten des angrenzenden vorgelagerten Marktgebietes in Deutschland erforderlichen Gasmengen sind zusätzlich vorab beim MVGM getrennt anzumelden. Die erforderlichen Einspeisekapazitäten an Einspeisepunkten des angrenzenden vorgelagerten Marktgebietes in Deutschland sind vom Bilanzgruppenverantwortlichen bereitzustellen und einem Bilanzkreis der Bilanzierungsstelle zuzuordnen.“

19. In § 40 Abs. 6 wird nach dem Wort „Netzbetreibern“ die Wortfolge „in Deutschland“ eingefügt.

20. In § 40 Abs. 7, § 41 Abs. 3 Z 2, § 41 Abs. 4 Z 2, § 41 Abs. 7 und § 43 Abs. 2 wird nach dem Wort „Marktgebietes“ jeweils die Wortfolge „in Deutschland“ eingefügt.

21. Nach § 47 Abs. 6 wird folgender Abs. 7 angefügt:

„(7) § 28 Abs. 3, § 39 Abs. 2 bis 4, § 40 Abs. 2 bis 4, § 40 Abs. 6 und 7, § 41 Abs. 3 Z 2, § 41 Abs. 4 Z 2, § 41 Abs. 7, § 43 Abs. 2 und § 45 Abs. 3, in der Fassung der Verordnung BGBl. II Nr. 91/2025, treten mit Beginn des Gastages 1. Jänner 2026 in Kraft. § 6 Abs. 5 letzter Satz, § 6a, § 14, § 15 Abs. 1a, § 18a, § 32 Abs. 3 Z 5, § 32 Abs. 6 Z 2 und 3, § 32 Abs. 11 Z 2, § 34 Abs. 1 Z 5 erster Satz, § 36 Abs. 3, § 37 Abs. 10 letzter Satz sowie Anlage 1 Teil I Z 1 lit. g und Z 2 lit. f sowie Teil II Z 1 lit. d, in der Fassung der Verordnung BGBl. II Nr. 91/2025, treten mit dem der Kundmachung folgenden Gastag in Kraft. § 6a ist für Kapazitätstäusche ab dem Gastag 1. Oktober 2025 anzuwenden.“

22. Anlage 1 Teil I Z 1 lit. g lautet:

1. „g) gewünschter minimaler und maximal zulässiger Druck am gewünschten Einspeisepunkt in bar, wobei der Netzbetreiber den minimal und maximal zulässigen Druck am technisch geeigneten Netzanschlusspunkt bestimmt;“

23. Anlage 1 Teil I Z 2 lit. f lautet:

1. „f) gewünschter minimaler und maximal zulässiger Druck am gewünschten Einspeisepunkt in bar, wobei der Netzbetreiber den minimal und maximal zulässigen Druck am technisch geeigneten Netzanschlusspunkt bestimmt;“

24. Anlage 1 Teil II Z 1 lit. d lautet:

1. „d) gewünschter minimaler und maximal zulässiger Druck am gewünschten Einspeisepunkt in bar, wobei der Netzbetreiber den minimal und maximal zulässigen Druck am technisch geeigneten Netzanschlusspunkt bestimmt;“