Verordnung zu regulatorischen Rahmenbedingungen für LNG-Anlagen (LNG-Verordnung - LNGV)

LNGV

Ausfertigungsdatum: 16.11.2022

Vollzitat:

"LNG-Verordnung vom 16. November 2022 (BAnz AT 17.11.2022 V1)"

Die V tritt gem. § 24 Satz 2 dieser V mit Ablauf des 31.12.2027 außer Kraft

Fußnote

(+++ Textnachweis ab: 18.11.2022 +++)

Eingangsformel

Auf Grund des § 118a Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621) in Verbindung mit § 1 der § 118a EnWG-Subdelegationsverordnung vom 7. November 2022 (BGBl. I S. 2002), von denen § 118a des Energiewirtschaftsgesetzes zuletzt durch Artikel 3 Nummer 20 des Gesetzes vom 8. Oktober 2022 (BGBl. I S. 1726, 1733) geändert worden ist, verordnet die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen:

Inhaltsübersicht

 

Allgemeine Vorschriften

 

 

Teil 2

 

Zugang, Kapazitätsvergabe und Kapazitätsmanagement

 

Abschnitt 1

 

Allgemeine Bestimmungen zur Vergabe von Kapazitäten von LNG-Anlagen

 

 

Abschnitt 2

 

Langfristige Vergabe von Kapazitäten von LNG-Anlagen

 

 

Abschnitt 3

 

Reservierungsquote und kurzfristige Vergabe von Kapazitäten von LNG-Anlagen

 

 

Abschnitt 4

 

Sekundärvermarktung von Kapazitäten von LNG-Anlagen

 

 

Abschnitt 5

 

Verfahren zur Vergabe ungenutzter Kapazitäten von LNG-Anlagen

 

 

Teil 3

 

Ermittlung von Entgelten und Kosten

 

 

Teil 4

 

Dokumentations- und Berichtspflichten der Betreiber von LNG-Anlagen

 

 

Teil 5

 

Schlussbestimmungen

 

Teil 1

Allgemeine Vorschriften

§ 1 Anwendungsbereich

Diese Verordnung bestimmt die regulatorischen Rahmenbedingungen für den Zugang einschließlich der Entgelte zu sowohl ortsfesten als auch ortsungebundenen LNG-Anlagen nach § 118a des Energiewirtschaftsgesetzes vom 7. Juli 2005 (BGBl. I S. 1970, 3621), das zuletzt durch Artikel 3 des Gesetzes vom 8. Oktober 2022 (BGBl. I S. 1726) geändert worden ist. Diese Verordnung ist nicht auf LNG-Anlagen anzuwenden, solange und soweit diese nach § 28a des Energiewirtschaftsgesetzes von der Anwendung der §§ 20 bis 28 des Energiewirtschaftsgesetzes befristet ausgenommen sind.

§ 2 Begriffsbestimmungen

Im Sinne dieser Verordnung ist

1. „langfristige Vergabe“ die Vergabe von Kapazitäten von LNG-Anlagen, die sich auf einen Buchungszeitraum von mindestens zwölf Monaten bezieht,

2. „kurzfristige Vergabe“ die Vergabe von Kapazitäten von LNG-Anlagen, die sich auf einen Buchungszeitraum von weniger als zwölf Monaten bezieht,

3. „Übernachfrage“ die Situation, in der das Ausmaß der Nachfrage nach verbindlicher Kapazität die technische Kapazität übersteigt,

4. „Slot“ das Recht zur Nutzung der LNG-Anlage zur Entladung, Zwischenspeicherung und Regasifizierung,

5. „Aufpreisauktion“ eine Auktion, bei der im Fall der Übernachfrage in der ersten Gebotsrunde die Kapazitäten in mehreren Gebotsrunden vergeben werden, wobei der Startpreis in den weiteren Gebotsrunden jeweils höher ist als in der vorangegangenen Gebotsrunde.

Teil 2

Zugang, Kapazitätsvergabe und Kapazitätsmanagement

Abschnitt 1

Allgemeine Bestimmungen zur Vergabe von Kapazitäten von LNG-Anlagen

§ 3 Registrierung

(1) Der Betreiber einer LNG-Anlage kann von potentiellen Nutzern seiner Anlage verlangen, dass sich diese vor der Abgabe einer Buchungsanfrage bei ihm registrieren.

(2) Der Betreiber der LNG-Anlage hat die Registrierung diskriminierungsfrei durchzuführen.

(3) Der Betreiber der LNG-Anlage kann die vorherige Registrierung zur Voraussetzung für die Teilnahme an den Verfahren zur Vergabe von langfristigen und kurzfristigen Kapazitäten, für eine Übertragung von Kapazitäten im Rahmen der Sekundärvermarktung sowie für das Verfahren zur Vergabe ungenutzter Kapazitäten machen.

§ 4 Buchungsjahr

Das Buchungsjahr entspricht dem Kalenderjahr.

Abschnitt 2

Langfristige Vergabe von Kapazitäten von LNG-Anlagen

§ 5 Buchungsauflagen für langfristig Buchende

(1) Dem Betreiber einer LNG-Anlage steht es frei, für die langfristige Vergabe von Kapazitäten unterschiedliche Produkte anzubieten. Alle angebotenen Produkte müssen dem Grundsatz der Transparenz und Diskriminierungsfreiheit unterliegen.

(2) Der Betreiber einer LNG-Anlage hat die Jahresdurchsatzkapazität seiner Anlage zu bestimmen.

(3) Die von dem Betreiber einer LNG-Anlage festzulegende Mindestbuchungshöhe darf maximal 15 Prozent der insgesamt zu vergebenden Jahresdurchsatzkapazität betragen.

(4) Die von dem Betreiber einer LNG-Anlage festzulegende Mindestbuchungsdauer darf maximal zehn Jahre betragen.

(5) Für 20 Prozent der langfristig zu vergebenden Jahresdurchsatzkapazität darf die Höchstbuchungsdauer maximal 15 Jahre betragen.

§ 6 Verfahren der erstmaligen langfristigen Vergabe von Kapazitäten von LNG-Anlagen

(1) Der Betreiber einer LNG-Anlage hat

1. für die Abgabe von Buchungsanfragen für die erstmalige langfristige Vergabe von Kapazitäten ein Zeitfenster von mindestens zehn Werktagen vorzusehen,

2. den Beginn der erstmaligen langfristigen Vergabe mindestens zehn Werktage vorher in geeigneter Weise öffentlich bekannt zu geben,

3. den potentiellen Nutzern von LNG-Anlagen sämtliche Vergaberegeln vor Beginn des Zeitfensters nach Nummer 1 zur Verfügung zu stellen.

(2) Alle Buchungsanfragen innerhalb des Zeitfensters nach Absatz 1 Nummer 1 gelten als zeitgleich eingegangen.

(3) Kommt es bei einer erstmaligen langfristigen Vergabe von Kapazitäten zu einer Übernachfrage, so muss der Betreiber der LNG-Anlage die Übernachfrage über eine ratierliche Zuweisung der zu vergebenden Kapazitäten auflösen. Abweichend von Satz 1 darf die Zuweisung unter Berücksichtigung der jeweiligen Buchungsdauer und des Buchungsvolumens der Buchenden vorgenommen werden. Bei der Zuweisung dürfen Buchungsanfragen für eine längere Buchungsdauer und ein größeres Buchungsvolumen vorrangig berücksichtigt werden.

§ 7 Langfristige Vergabe der nach der erstmaligen langfristigen Vergabe noch freien Kapazitäten von LNG-Anlagen

(1) Kapazitäten von LNG-Anlagen, die im Rahmen der erstmaligen langfristigen Vergabe nicht vergeben worden sind, muss der Betreiber der LNG-Anlage vergeben durch

1. ein weiteres Verfahren zur langfristigen Vergabe von Kapazitäten oder

2. ein Verfahren zur kurzfristigen Vergabe von Kapazitäten nach § 8 Absatz 2 oder § 9.

(2) Für die langfristige Vergabe der nach der erstmaligen Vergabe noch freien Kapazitäten ist ein transparenter und diskriminierungsfreier Zuweisungsmechanismus durchzuführen.

Abschnitt 3

Reservierungsquote und kurzfristige Vergabe von Kapazitäten von LNG-Anlagen

§ 8 Reservierungsquote

(1) Der Betreiber einer LNG-Anlage muss eine Reservierungsquote in Höhe von mindestens zehn Prozent der Jahresdurchsatzkapazität für eine kurzfristige Vergabe von Kapazitäten zurückhalten. Die Vergabe der nach Satz 1 zurückzuhaltenden Kapazitäten hat nach dem in § 9 geregelten Verfahren zu erfolgen.

(2) Der Betreiber einer LNG-Anlage kann über die Reservierungsquote hinaus weitere Kapazitäten von LNG-Anlagen kurzfristig vergeben. Werden weitere Kapazitäten über die nach der Reservierungsquote zurückzuhaltenden Kapazitäten hinaus kurzfristig vergeben, ist das Verfahren durch den Betreiber einer LNG-Anlage transparent und diskriminierungsfrei auszugestalten.

§ 9 Verfahren für die kurzfristige Vergabe von zurückgehaltenen Kapazitäten von LNG-Anlagen

(1) Die kurzfristige Vergabe von Kapazitäten hat in Form von Slots zu erfolgen, die möglichst gleichmäßig über das Buchungsjahr verteilt sein müssen. Die Vergabe der Slots für das kommende Buchungsjahr muss einmal jährlich zu einem wiederkehrenden Datum erfolgen. Das Datum der Vergabe muss von dem Betreiber der LNG-Anlage jedes Jahr rechtzeitig in geeigneter Weise veröffentlicht werden.

(2) Jeder Slot muss dem Inhaber des Slots das Löschen von mindestens 150 000 Kubikmetern LNG ermöglichen.

(3) Die Mindestanzahl der für die kurzfristige Vergabe vorzusehenden Slots ergibt sich aus der folgenden Formel:

[Jahresdurchsatzkapazität LNG in Kubikmetern für Kurzfristvermarktung multipliziert mit 65 Prozent dividiert durch die Slotgröße nach Absatz 2]

(4) Die nach Absatz 1 zu vergebenden Slots sind einmal jährlich in einer Auktion durch den Betreiber der LNG-Anlage zu vergeben. Diese Auktion kann als Aufpreisauktion oder in Form eines anderen diskriminierungsfreien und transparenten Auktionsverfahrens durchgeführt werden. Werden in der jährlichen Auktion nicht alle Kapazitäten vergeben, ist die in Absatz 7 Satz 3 bestimmte unterjährige kurzfristige Vergabe von zurückgehaltenen Kapazitäten durchzuführen. Auf den Beginn der jährlichen Auktion ist vier Wochen vor dem Beginn öffentlich in geeigneter Weise hinzuweisen. Spätestens zwei Wochen vor dem Beginn der jährlichen Auktion ist die Produktbeschreibung des Slots mit mindestens den folgenden Angaben in geeigneter Weise zu veröffentlichen:

1. Datum der Entladung,

2. Ankunftszeitraum,

3. Menge an LNG in Kubikmetern, die gesichert gelöscht werden kann,

4. verfügbare Regasifizierungsleistung pro Stunde: mindestens

[Jahresdurchsatzkapazität LNG in Kubikmetern für Kurzfristvermarktung dividiert durch die Anzahl der Tage des jeweiligen Jahres dividiert durch 24]

, 5. Regasifizierungszeitraum,

6. Startpreis für den Slot,

7. Preisschritt nach Absatz 5.

(5) Im Fall einer Übernachfrage ist eine weitere Auktionsrunde durchzuführen. In der weiteren Auktionsrunde nach Satz 1 dürfen nur diejenigen Nutzer teilnehmen, die sich bereits in der vorangehenden Auktionsrunde beteiligt haben. Der Startpreis jeder weiteren Auktionsrunde ist jeweils um einen von dem Betreiber der LNG-Anlage zuvor bestimmten Aufschlag (Preisschritt) zu erhöhen. Der jeweils bestimmte Preisschritt ist vorab in geeigneter Weise zu veröffentlichen.

(6) Werden im Fall der Übernachfrage nach Absatz 5 beim nächsten Preisschritt keine Gebote mehr abgegeben, ist der Slot über ein von dem Betreiber der LNG-Anlage zu bestimmendes diskriminierungsfreies Zuweisungsverfahren unter den Auktionsteilnehmern zu vergeben, die sich an der letzten Auktionsrunde vor dem Eintritt der erstmaligen Unternachfrage beteiligt haben.

(7) Der Teilnehmerkreis für die jährliche kurzfristige Vergabe von Kapazitäten ist zunächst auf Nutzer zu beschränken, die noch nicht über langfristige Kapazitäten der betreffenden LNG-Anlage verfügen. Die Slots, die in der Auktion mit dem Teilnehmerkreis nach Satz 1 nicht vergeben werden, sind in einer anschließenden weiteren Auktion allen Nutzern anzubieten. Sofern nach der Auktion nach Satz 2 weiterhin nicht alle Slots vergeben worden sind, sind die verbleibenden Slots unterjährig allen Nutzern anzubieten. Die unterjährig zu vergebenden Slots nach Satz 3 sind durch den Betreiber der LNG-Anlage in der zeitlichen Reihenfolge der Anfragen zu vergeben.

(8) Sofern technische Restriktionen der LNG-Anlagen es erfordern, darf in begründeten Einzelfällen:

1. abweichend von Absatz 2 die feste Mindestlöschmenge an LNG geringer ausfallen,

2. abweichend von Absatz 4 Satz 5 Nummer 4 der Betreiber einer LNG-Anlage von der Mindest-Regasifizierungsleistung abweichen.

Der Betreiber der LNG-Anlage ist im Fall des Satzes 1 Nummer 1 verpflichtet, die notwendige Reduktion der festen Mindestlöschmenge so gering wie notwendig zu halten. Der Betreiber der LNG-Anlage muss die Bundesnetzagentur vorab über die Gründe jeder Abweichung nach Satz 1 informieren.

(9) Dem Betreiber einer LNG-Anlage steht es frei, Flexibilisierungsinstrumente anzubieten, die eine optimale und flexible Nutzung des Zwischenspeichers und der Regasifizierungseinheiten ermöglichen. Das Angebot muss transparent und diskriminierungsfrei erfolgen.

(10) Der Betreiber einer LNG-Anlage ist für den Fall, dass im Verfahren zur unterjährigen kurzfristigen Vergabe von zurückgehaltenen Kapazitäten nach Absatz 7 Satz 3 diese Kapazitäten nicht vergeben wurden, verpflichtet, jeweils bis zum 31. März eines jeden Folgejahres gegenüber der Bundesnetzagentur zu berichten, in welchem Umfang zurückgehaltene Kapazitäten nicht vergeben wurden. Der Betreiber der LNG-Anlage hat dabei die Gründe für eine nicht erfolgte unterjährige kurzfristige Vergabe von zurückgehaltenen Kapazitäten anzugeben.

Abschnitt 4

Sekundärvermarktung von Kapazitäten von LNG-Anlagen

§ 10 Recht des Nutzers zum Handel auf dem Sekundärmarkt

Jeder Nutzer hat das Recht, seine kontrahierten Kapazitäten von LNG-Anlagen nach Maßgabe der folgenden Regelungen auf dem Sekundärmarkt zu handeln.

§ 11 Verfahren der Sekundärvermarktung

(1) Ein Nutzer kann seine Kapazitäten ganz oder teilweise an andere Nutzer übertragen. Für die Dauer des Verfahrens zur Vergabe ungenutzter LNG-Anlagenkapazitäten nach Abschnitt 5 ist eine Sekundärvermarktung nicht zulässig.

(2) Rechtzeitig vor der Sekundärvermarktung hat der übertragende Nutzer (Primärkapazitätsinhaber) dem Betreiber der LNG-Anlage das Volumen und den Zeitpunkt der Sekundärvermarktung anzuzeigen. Der Betreiber der LNG-Anlage hat alle anderen Nutzer zu informieren und unverzüglich nach der Anzeige das Volumen und den Zeitpunkt einer bevorstehenden Sekundärvermarktung zu veröffentlichen.

(3) Die Übertragung von Kapazitäten bedarf der Zustimmung des Betreibers einer LNG-Anlage, der diese nur aus wichtigem Grund versagen darf.

(4) Mit der Übertragung von Kapazitäten tritt der neue Nutzer in die Rechte und Pflichten des bisherigen Nutzers aus der mit dem Betreiber der LNG-Anlage geschlossenen Vereinbarung ein. Für andere Fälle, insbesondere einer nur vorübergehenden Übertragung von Kapazitäten, kann der Betreiber der LNG-Anlage eine von Satz 1 abweichende Regelung treffen.

(5) Das Recht der Nutzer, ihre kontrahierten Kapazitäten von LNG-Anlagen auf dem Sekundärmarkt zu übertragen, kann bis fünf Tage vor dem Datum der Entladung des verflüssigten Erdgases ausgeübt werden.

Abschnitt 5

Verfahren zur Vergabe ungenutzter Kapazitäten von LNG-Anlagen

§ 12 Pflicht zur Anwendung eines Verfahrens zur Vergabe ungenutzter Kapazitäten von LNG-Anlagen

Der Betreiber einer LNG-Anlage ist verpflichtet, ungenutzte Kapazitäten von LNG-Anlagen nach Maßgabe des § 13 auf dem Markt anzubieten und entsprechende Regelungen in den Kapazitätsverträgen vorzusehen, die ihm dieses Recht einräumen.

§ 13 Vorgaben für das Verfahren zur Vergabe ungenutzter Kapazitäten von LNG-Anlagen

(1) Das Verfahren zur Vergabe ungenutzter Kapazitäten von LNG-Anlagen ist anzuwenden, wenn ein Nutzer spätestens 20 Tage vor dem Datum einer geplanten Entladung eine Anlandung nicht angekündigt hat oder mitteilt, Kapazitäten teilweise oder vollständig nicht zu nutzen, und keinen anderen Nutzer benennt, an den die Kapazitäten übertragen wurden. Abweichend von Satz 1 steht es dem Betreiber einer LNG-Anlage frei, längere Fristen für das Verfahren zur Vergabe ungenutzter Kapazitäten von LNG-Anlagen zu bestimmen.

(2) Spätestens 19 Tage vor dem Datum der geplanten Entladung oder dem Tag nach dem nach Absatz 1 Satz 2 bestimmten Datum sind die frei gewordenen Kapazitäten vom Betreiber einer LNG-Anlage in geeigneter Weise öffentlich auszuweisen.

(3) Ab dem 18. Tag vor dem Datum der geplanten Entladung oder am zweiten Tag nach dem nach Absatz 1 Satz 2 bestimmten Datum können alle Nutzer eine Buchungsanfrage für die frei gewordenen Kapazitäten stellen.

(4) Die frei gewordenen Kapazitäten sind in einem von dem Betreiber einer LNG-Anlage zu bestimmenden transparenten und diskriminierungsfreien Verfahren zu vergeben.

(5) Mit erfolgter Vergabe der frei gewordenen Kapazitäten tritt der neue Nutzer in die Rechte und Pflichten des bisherigen Nutzers aus der mit dem Betreiber der LNG-Anlage geschlossenen Vereinbarung ein. Werden die frei gewordenen Kapazitäten nicht oder nicht vollständig innerhalb von drei Tagen nach dem Tag der öffentlichen Ausweisung vergeben, hat der Betreiber der LNG-Anlage die nicht nach dem Verfahren nach Absatz 4 vergebenen Kapazitäten an den ursprünglichen Nutzer zurückzugeben.

Teil 3

Ermittlung von Entgelten und Kosten

§ 14 Grundsätze zur Bestimmung der Entgelte für den Zugang zu LNG-Anlagen

(1) Für die Genehmigung der Entgelte für den Zugang zu LNG-Anlagen nach § 23a Absatz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes sind die nachfolgenden Bestimmungen anzuwenden.

(2) Der Betreiber der LNG-Anlage hat im Rahmen der Ermittlung der Entgelte sicherzustellen, dass sein Entgeltsystem den Maßgaben des § 21 des Energiewirtschaftsgesetzes entspricht und geeignet ist, die nach den §§ 15 bis 21 ermittelten Kosten zu decken. Die Kosten sind jährlich anhand der zu erwartenden Kosten für das folgende Kalenderjahr sowie der Differenz zwischen den erzielten Erlösen und den tatsächlichen Kosten aus Vorjahren nach der in § 21 Absatz 1 beschriebenen Methodik zu ermitteln. Der bei Anwendung des Entgeltsystems prognostizierte Gesamterlös eines Betreibers einer LNG-Anlage soll der Summe seiner Kosten nach Satz 2 entsprechen. Bestandteil der Genehmigung ist auch der Startpreis nach § 9 Absatz 4 Satz 6 Nummer 6.

(3) Die Verprobung nach Absatz 2 Satz 1 und 3 muss vom Betreiber der LNG-Anlage in einer für sachkundige Dritte nachvollziehbaren und vollständigen Weise schriftlich oder elektronisch dokumentiert und der Bundesnetzagentur auf Anforderung schriftlich oder elektronisch mitgeteilt werden.

(4) Die Anreizregulierungsverordnung vom 29. Oktober 2007 (BGBl. I S. 2529), die zuletzt durch Artikel 8 des Gesetzes vom 20. Juli 2022 (BGBl. I S. 1237) geändert worden ist, sowie die Gasnetzentgeltverordnung vom 25. Juli 2005 (BGBl. I S. 2197), die zuletzt durch Artikel 3 der Verordnung vom 27. Juli 2021 (BGBl. I S. 3229) geändert worden ist, sind auf Betreiber von LNG-Anlagen nicht anzuwenden.

§ 15 Grundsätze der Kostenermittlung

(1) Bilanzielle und kalkulatorische Kosten der LNG-Anlage sind nur insoweit anzusetzen, als sie den Kosten eines effizienten und strukturell vergleichbaren Betreibers einer LNG-Anlage entsprechen.

(2) Zur Bestimmung der Ist-Kosten eines Geschäftsjahres ist ausgehend von den Gewinn- und Verlustrechnungen für den Betrieb der LNG-Anlage des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres nach § 6b Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes eine kalkulatorische Rechnung zu erstellen. Die Kosten haben sich unter Beachtung von Absatz 1 aus den aufwandsgleichen Kosten nach § 16, den kalkulatorischen Abschreibungen nach § 17, der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung nach § 18 sowie den kalkulatorischen Steuern nach § 19 unter Abzug der kostenmindernden Erlöse und Erträge nach § 20 zusammen zu setzen. Zur Bestimmung der zu erwartenden Kosten für das folgende Kalenderjahr ist eine bestmögliche Abschätzung vorzunehmen.

(3) Bis zur erstmaligen Erstellung der jeweiligen Gewinn- und Verlustrechnung nach § 6b Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes ist abweichend von Absatz 2 Satz 1 bei der Bestimmung der Kosten jeweils eine auf den Tätigkeitsbereich „Betrieb von LNG-Anlagen“ beschränkte und nach handelsrechtlichen Grundsätzen ermittelte Gewinn- und Verlustrechnung des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres zugrunde zu legen.

(4) Einzelkosten der LNG-Anlage sind der LNG-Anlage direkt zuzuordnen. Kosten der LNG-Anlage, die sich nicht oder nur mit unvertretbar hohem Aufwand als Einzelkosten direkt zurechnen lassen, sind als Gemeinkosten über eine verursachungsgerechte Schlüsselung der LNG-Anlage zuzuordnen. Die zugrunde gelegten Schlüssel müssen sachgerecht sein und den Grundsatz der Stetigkeit beachten. Betreiber einer LNG-Anlage haben diese Schlüssel für sachkundige Dritte nachvollziehbar und vollständig zu dokumentieren. Änderungen eines Schlüssels sind nur zulässig, sofern diese sachlich geboten sind. Die hierfür maßgeblichen Gründe sind von Betreibern einer LNG-Anlage für sachkundige Dritte nachvollziehbar und vollständig zu dokumentieren.

(5) Der Betreiber einer LNG-Anlage kann Kosten oder Kostenbestandteile, die auf Grund einer Überlassung betriebsnotwendiger Anlagegüter durch Dritte anfallen, nur in der Höhe ansetzen, wie sie anfielen, wenn der Betreiber Eigentümer der Anlage wäre. Der Betreiber der LNG-Anlage hat die erforderlichen Nachweise zu führen.

(6) Erbringt ein Unternehmen gegenüber dem Betreiber einer LNG-Anlage Dienstleistungen, so sind die diesbezüglichen Kosten oder Kostenbestandteile nach Maßgabe dieses Absatzes bei der Kostenermittlung zu berücksichtigen. Gehört das die Dienstleistung erbringende Unternehmen und der Betreiber der LNG-Anlage oder ein Gesellschafter des Betreibers der LNG-Anlage zu einer Gruppe miteinander verbundener Unternehmen, so darf der Betreiber der LNG-Anlage die aus der Erbringung der Dienstleistung entstehenden Kosten oder Kostenbestandteile maximal in der Höhe ansetzen, wie sie bei dem die Dienstleistung erbringenden Unternehmen unter Anwendung der Grundsätze der Entgeltbestimmung im Sinne dieser Verordnung tatsächlich anfallen. Beinhalten die nach Satz 2 für die Erbringung von Dienstleistungen angefallenen Kosten oder Kostenbestandteile Vorleistungen von einem anderen Unternehmen, das ebenfalls zu der Gruppe miteinander verbundener Unternehmen gehört, der das die Dienstleistung erbringende Unternehmen und der Betreiber der LNG-Anlage oder dessen Gesellschafter angehören, können diese nur maximal in der Höhe einbezogen werden, wie sie jeweils bei dem die Vorleistung erbringenden Unternehmen unter Anwendung der Grundsätze der Entgeltbestimmung im Sinne dieser Verordnung tatsächlich angefallen sind. Gehört das die Dienstleistung erbringende Unternehmen und der Betreiber der LNG-Anlage oder dessen Gesellschafter nicht zu einer Gruppe miteinander verbundener Unternehmen, so darf der Betreiber der LNG-Anlage die aus der Erbringung der Dienstleistung entstehenden Kosten oder Kostenbestandteile maximal in der Höhe ansetzen, wie sie anfallen würden, wenn der Betreiber der LNG-Anlage die jeweiligen Leistungen selbst erbringen würde. Der Betreiber der LNG-Anlage hat die erforderlichen Nachweise zu führen.

§ 16 Aufwandsgleiche Kostenpositionen

(1) Aufwandsgleiche Kostenpositionen müssen den nach § 6b Absatz 3 des Energiewirtschaftsgesetzes erstellten Gewinn- und Verlustrechnungen für den Betrieb der LNG-Anlage entnommen und nach Maßgabe des § 15 Absatz 1 bei der Bestimmung der Kosten berücksichtigt werden.

(2) Fremdkapitalzinsen müssen in ihrer tatsächlichen Höhe eingestellt werden, höchstens jedoch in der Höhe kapitalmarktüblicher Zinsen für vergleichbare Kreditaufnahmen.

§ 17 Kalkulatorische Abschreibungen

(1) Zur Gewährleistung eines langfristig angelegten leistungsfähigen und zuverlässigen Anlagenbetriebs muss die Wertminderung der betriebsnotwendigen Anlagegüter nach den Absätzen 2 bis 7 als Kostenposition bei der Ermittlung der Kosten in Ansatz gebracht werden (kalkulatorische Abschreibungen). Die kalkulatorischen Abschreibungen treten insoweit in der kalkulatorischen Kosten- und Erlösrechnung an die Stelle der entsprechenden bilanziellen Abschreibungen der Gewinn- und Verlustrechnung.

(2) Die Eigenkapitalquote ergibt sich rechnerisch als Quotient aus dem betriebsnotwendigen Eigenkapital und den kalkulatorisch ermittelten Restwerten des betriebsnotwendigen Vermögens zu den jeweiligen im Zeitpunkt der Errichtung der Anlagegüter erstmalig aktivierten Anschaffungs- und Herstellungskosten (historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten). Die anzusetzende Eigenkapitalquote wird kalkulatorisch für die Berechnung der Entgelte auf höchstens 40 Prozent begrenzt. Die Fremdkapitalquote ist die Differenz zwischen 100 Prozent und der Eigenkapitalquote.

(3) Die kalkulatorischen Abschreibungen der Anlagegüter einer LNG-Anlage müssen ausgehend von den jeweiligen historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten nach der linearen Abschreibungsmethode ermittelt werden.

(4) Die kalkulatorischen Abschreibungen müssen jährlich auf Grundlage der kalkulatorischen Nutzungsdauer nach den Maßgaben des Absatzes 5 vorgenommen werden. Die Nutzungsdauer muss für die Restdauer ihrer kalkulatorischen Abschreibung grundsätzlich unverändert bleiben. Die kalkulatorischen Abschreibungen sind jahresbezogen zu ermitteln. Dabei muss jeweils ein Zugang des Anlagegutes zum 1. Januar des Anschaffungsjahres zugrunde gelegt werden.

(5) Die kalkulatorische Nutzungsdauer der einzelnen Anlagegüter nach Absatz 4 hat der erwarteten Betriebsdauer zu entsprechen, beträgt jedoch mindestens fünf Jahre. Sie muss der Bundesnetzagentur vom Betreiber der LNG-Anlage mit dem Antrag nach § 23a Absatz 3 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes angezeigt werden. Die Anzeige muss die Angaben enthalten, die für eine eindeutige Identifizierung der betroffenen Anlagegüter erforderlich sind.

(6) Der kalkulatorische Restwert eines Anlageguts beträgt nach Ablauf des ursprünglich angesetzten Abschreibungszeitraums null. Ein Wiederaufleben kalkulatorischer Restwerte ist unzulässig. Bei Veränderung der ursprünglichen Abschreibungsdauer während der Nutzung ist sicherzustellen, dass keine Erhöhung der Kalkulationsgrundlage erfolgt. In einem solchen Fall bildet der jeweilige Restwert des Wirtschaftsguts zum Zeitpunkt der Abschreibungsdauerumstellung die Grundlage der weiteren Abschreibung. Der neue Abschreibungsbetrag ergibt sich aus der Verteilung des Restwertes auf die Restabschreibungsdauer. Es darf keine Abschreibung unter null erfolgen.

(7) Das Verbot von Abschreibungen unter null ist ungeachtet der Änderung von Eigentumsverhältnissen oder der Begründung von Schuldverhältnissen anzuwenden.

§ 18 Kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung

(1) Die Verzinsung des vom Betreiber einer LNG-Anlage eingesetzten Eigenkapitals erfolgt im Wege einer kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung auf Grundlage des betriebsnotwendigen Eigenkapitals. Das betriebsnotwendige Eigenkapital ergibt sich aus der Summe

1. des kalkulatorischen Restwertes des Sachanlagevermögens der betriebsnotwendigen Anlagen der LNG-Anlage bewertet zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten und

2. der Bilanzwerte der betriebsnotwendigen Finanzanlagen und der Bilanzwerte des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens unter Abzug des Steueranteils der Sonderposten mit Rücklageanteil

sowie unter Abzug des Abzugskapitals und des verzinslichen Fremdkapitals. Grundstücke sind zu Anschaffungskosten anzusetzen. Es ist jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand anzusetzen. Soweit das nach den Sätzen 2 und 3 ermittelte betriebsnotwendige Eigenkapital einen Anteil von 40 Prozent des sich aus der Summe der Werte nach den Sätzen 2 und 3 ergebenden betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt, ist der übersteigende Anteil dieses Eigenkapitals nach Absatz 4 zu verzinsen.

(2) Als Abzugskapital ist das zinslos zur Verfügung stehende Kapital zu behandeln. Es muss jeweils der Mittelwert aus Jahresanfangs- und Jahresendbestand der folgenden Positionen angesetzt werden:

1. Rückstellungen,

2. erhaltene Vorauszahlungen und Anzahlungen von Kunden,

3. unverzinsliche Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen,

4. sonstige Verbindlichkeiten, soweit die Mittel dem Betreiber der LNG-Anlage zinslos zur Verfügung stehen, und

5. Zuschüsse.

(3) Der auf das betriebsnotwendige Eigenkapital des Betreibers der LNG-Anlage anzuwendende Eigenkapitalzinssatz beträgt neun Prozent vor Steuern. Der Zinssatz nach Satz 1 ist anzuwenden, solange und soweit die Bundesnetzagentur nicht nach § 26 Absatz 1 Satz 2 Nummer 3 des Energiewirtschaftsgesetzes etwas Abweichendes festgelegt hat, jedenfalls aber bis zum Ablauf des 31. Dezember 2027.

(4) Der Zinssatz für den die Eigenkapitalquote übersteigenden Anteil des Eigenkapitals nach Absatz 1 Satz 6 bestimmt sich als arithmetisches Mittel aus dem auf das letzte abgeschlossene Kalenderjahr bezogenen Durchschnitt der folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen und Zinsreihen:

1. Umlaufsrenditen inländischer Inhaberschuldverschreibungen – Anleihen von Unternehmen und

2. Kredite an nichtfinanzielle Kapitalgesellschaften über eine Million Euro bei einer anfänglichen Zinsbindung mit einer Laufzeit von über einem Jahr bis zu fünf Jahren.

Weitere Zuschläge sind unzulässig.

§ 19 Kalkulatorische Steuern

Im Rahmen der Ermittlung der Kosten der LNG-Anlage kann die der LNG-Anlage sachgerecht zuzuordnende Gewerbesteuer als kalkulatorische Kostenposition in Ansatz gebracht werden.

§ 20 Kostenmindernde Erlöse und Erträge

Sonstige Erlöse und Erträge müssen, soweit sie sachlich dem Anlagenbetrieb zuzurechnen und der Gewinn- und Verlustrechnung der LNG-Anlage zu entnehmen sind, von den Kosten abgezogen werden. Dies betrifft insbesondere:

1. aktivierte Eigenleistungen,

2. Zins- und Beteiligungserträge,

3. Zuschüsse oder

4. sonstige Erträge und Erlöse.

§ 21 Plan-Ist-Kosten-Abgleich

(1) Der Betreiber einer LNG-Anlage muss nach Abschluss eines Kalenderjahres (Kalkulationsperiode) die Differenz ermitteln zwischen

1. den in dieser Kalkulationsperiode aus Entgelten erzielten Erlösen und

2. den für diese Kalkulationsperiode nach Absatz 3 Satz 3 genehmigten Kosten.

Liegen die Erlöse nach Satz 1 Nummer 1 über den Kosten nach Satz 1 Nummer 2, ist der Differenzbetrag zuzüglich einer Verzinsung des durchschnittlich gebundenen Differenzbetrages kostenmindernd in Ansatz zu bringen. Liegen die Erlöse nach Satz 1 Nummer 1 unter den Kosten nach Satz 1 Nummer 2, ist der Differenzbetrag zuzüglich einer Verzinsung des durchschnittlichen Differenzbetrages kostenerhöhend in Ansatz zu bringen. Die Verzinsung nach den Sätzen 2 und 3 richtet sich nach dem auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitt der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten. Der durchschnittlich gebundene Betrag ergibt sich aus dem Mittelwert von Jahresanfangs- und Jahresendbestand der Differenz aus den erzielten Erlösen und den genehmigten Kosten. Die nach den Sätzen 1 bis 5 ermittelte und verzinste Differenz des letzten abgeschlossenen Kalenderjahres ist annuitätisch über bis zu fünf der auf die jeweilige Kalkulationsperiode folgenden Kalenderjahre durch Zu- und Abschläge auf die Kosten zu verteilen. Der Zeitraum, über den die Verteilung nach Satz 6 erfolgen soll, ist der Bundesnetzagentur vom Betreiber einer LNG-Anlage jeweils vor Beginn der erstmaligen Auflösung des Differenzbetrags schriftlich oder elektronisch anzuzeigen und darf nicht länger sein als die voraussichtlich verbleibende Betriebsdauer der LNG-Anlage. Die Annuitäten sind gemäß Satz 4 zu verzinsen.

(2) Der Betreiber einer LNG-Anlage hat jährlich zum 30. Juni nach den §§ 15 bis 20 die für das folgende Kalenderjahr zu erwartenden Kosten des Betriebs der LNG-Anlage zu ermitteln und die Höhe dieser Kosten und deren Kalkulationsgrundlage an die Bundesnetzagentur schriftlich oder elektronisch zu übermitteln. Die Kalkulationsgrundlage ist so zu gestalten, dass ein sachkundiger Dritter ohne weitere Informationen die Ermittlung der Kosten und Kostenbestandteile nachvollziehen kann. Die Bundesnetzagentur hat die für das folgende Kalenderjahr zu erwartenden Kosten des Betriebs der LNG-Anlage zu prüfen und diese binnen sechs Monaten nach dem Eingang der vollständigen Kalkulationsgrundlage zu genehmigen, soweit sie nach den §§ 15 bis 20 berücksichtigungsfähig sind. Wird in diesem Zeitraum keine Genehmigung erteilt, darf der Betreiber der LNG-Anlage die von ihm ermittelten zu erwartenden Kosten für seine Entgeltbildung ansetzen. Abweichend von Satz 1 genügt es für die zu erwartenden Kosten für die Kalenderjahre 2022 und 2023, wenn diese Kosten spätestens mit dem Antrag nach § 23a Absatz 3 Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes übermittelt werden. Für Kalenderjahre ab 2024 kann die Bundesnetzagentur einen späteren Übermittlungszeitpunkt anerkennen, wenn die Prüfung voraussichtlich weniger als sechs Monate in Anspruch nehmen wird. Wird die Kalkulationsgrundlage nach Satz 1 bis zum 30. Juni eines Kalenderjahres nicht oder nur unvollständig übermittelt, beginnt die Frist nach Satz 3 erst mit Eingang der vollständigen Kalkulationsgrundlage. Die Bundesnetzagentur kann die geltend gemachten Kosten unter Anwendung eines pauschalen Abschlags genehmigen, wenn die zu übermittelnden Unterlagen nicht rechtzeitig oder nicht vollständig vorgelegt wurden.

(3) Der Betreiber einer LNG-Anlage hat jährlich zum 30. Juni nach den §§ 15 bis 20 die im vorangegangenen Kalenderjahr tatsächlich entstandenen anerkennungsfähigen Kosten zu ermitteln und die Höhe dieser Kosten und deren Kalkulationsgrundlage an die Bundesnetzagentur schriftlich oder elektronisch zu übermitteln. Die Kalkulationsgrundlage ist so zu gestalten, dass ein sachkundiger Dritter ohne weitere Informationen die Ermittlung der Kosten und Kostenbestandteile nachvollziehen kann. Die Bundesnetzagentur hat die für das vorangegangene Kalenderjahr tatsächlich entstandenen anerkennungsfähigen Kosten des Betriebs der LNG-Anlage zu prüfen und diese binnen 18 Monaten nach dem Eingang der vollständigen Kalkulationsgrundlage zu genehmigen, soweit sie nach den §§ 15 bis 20 berücksichtigungsfähig sind. Sie ist dabei an ihre Prüfungsfeststellungen in der Genehmigung der Plankosten nach Absatz 2 Satz 3 für das betreffende Kalenderjahr nicht gebunden. Wird keine Genehmigung erteilt, darf der Betreiber der LNG-Anlage die Kosten bei der Ermittlung des Differenzbetrages nach Absatz 1 ansetzen. Wird die Kalkulationsgrundlage nach Satz 1 bis zum 30. Juni eines Kalenderjahres nicht oder nur unvollständig übermittelt, beginnt die Frist nach Satz 3 erst mit Eingang der vollständigen Kalkulationsgrundlage. Die Bundesnetzagentur kann die geltend gemachten Kosten unter Anwendung eines pauschalen Abschlags genehmigen, wenn die zu übermittelnden Unterlagen nicht rechtzeitig oder nicht vollständig vorgelegt wurden.

Teil 4

Dokumentations- und Berichtspflichten der Betreiber von LNG-Anlagen

§ 22 Dokumentation

(1) Der Betreiber einer LNG-Anlage muss unverzüglich einen schriftlichen oder elektronischen Bericht über die Ermittlung der Entgelte nach den Sätzen 2 und 3 für jede LNG-Anlage erstellen und der Bundesnetzagentur auf Anforderung vorlegen. Der Bericht muss enthalten:

1. eine Darlegung der Kosten- und Erlöslage der abgeschlossenen Kalkulationsperiode,

2. eine vollständige Darstellung der Grundlagen und des Ablaufs der Ermittlung der Entgelte nach § 14 sowie sonstiger Aspekte, die aus Sicht des Betreibers der LNG-Anlage für die Entgelte von Relevanz sind, und

3. einen Anhang.

Die Angaben nach Satz 2 Nummer 1 und 2 müssen einen sachkundigen Dritten in die Lage versetzen, ohne weitere Informationen die Ermittlung der Entgelte vollständig nachzuvollziehen. Der Bericht ist zehn Jahre aufzubewahren.

(2) Der zu dem Bericht nach Absatz 1 Satz 2 Nummer 3 zu erstellende Anhang muss enthalten:

1. die für die Abrechnung der Entgelte relevante Absatzstruktur des Betriebs der LNG-Anlage,

2. den Betriebsabrechnungsbogen des Betriebs der LNG-Anlage,

3. die nach § 15 Absatz 4 dokumentierten Schlüssel sowie deren Änderung und

4. die nach § 21 errechneten Differenzbeträge.

§ 23 Berichtspflicht hinsichtlich der angelandeten Gasarten

Der Betreiber einer LNG-Anlage ist verpflichtet, der Bundesnetzagentur auf Verlangen einmal jährlich darüber Bericht zu erstatten, welche Gasarten in welchen Mengen in der von ihm betriebenen LNG-Anlage angelandet wurden.

Teil 5

Schlussbestimmungen

§ 24 Inkrafttreten, Außerkrafttreten

Diese Verordnung tritt am Tag nach der Verkündung in Kraft. Sie tritt mit Ablauf des 31. Dezember 2027 außer Kraft.