§ 18 GWG 2011

1.

die Buchung von Kapazitäten an den Ausspeisepunkten der Fernleitungsnetze zu den Verteilernetzen im Marktgebiet, die den prognostizierten Kapazitätsbedürfnissen im Marktgebiet entsprechen;

2.

die Verwaltung der Kapazitäten gemäß Z 1, der Kapazitäten an den Einspeisepunkten in das Fernleitungsnetz aus dem Verteilernetz und die Kapazitäten in den Verteilerleitungsanlagen der Netzebene 1 gemäß Anlage 1;

3.

die Nominierungsabwicklung an den Ausspeisepunkten der Fernleitungsnetze zu den Verteilernetzen entsprechend den Marktregeln;

4.

die Durchführung einer Abgrenzung von Regelenergie zu Ausgleichsenergie im Verteilernetz nach transparenten und objektiven Kriterien; die Abgrenzungsmethode bedarf der Genehmigung der Regulierungsbehörde;

5.

die Erstellung eines einheitlichen Berechnungsschemas in Abstimmung mit dem Marktgebietsmanager zur Ermittlung und Ausweisung der Kapazitäten für jene Ein- und Ausspeisepunkte des Marktgebietes, die nicht gleichzeitig Ein- und Ausspeisepunkte in das Fernleitungsnetz sind; das Berechnungsmodell bedarf der Genehmigung der Regulierungsbehörde. Änderungen sind auf Verlangen der Regulierungsbehörde vorzunehmen;

6.

die Beantwortung von Anträgen auf Netzzugang zum Verteilernetz und die Zuteilung von Kapazitäten nach § 27 Abs. 2 zu koordinieren und entsprechende Verträge abzuschließen und die Nutzung der Kapazitäten festzustellen;

7.

mit den Netzbetreibern Verträge abzuschließen, durch die den Netzzugangsberechtigten im erforderlichen Ausmaß ein Recht auf Zugang zu den vorgelagerten Erdgasleitungen (§ 27 Abs. 1) bis zum Virtuellen Handelspunkt gemäß § 31 Abs. 3 eingeräumt wird;

8.

der Abruf der physikalischen Ausgleichsenergie im Verteilergebiet vorrangig über den Virtuellen Handelspunkt unter Berücksichtigung des effizienten Einsatzes der Regelenergie mit dem Ziel der Minimierung des Abrufs von physikalischer Ausgleichsenergie;

9.

Bereitstellung der Systemdienstleistung (Leistungs- und Druckregelung bzw. Druckhaltung) durch Vornahme des technisch-physikalischen Ausgleichs oder Abschluss entsprechender Verträge mit Dritten;

10.

Steuerung der Verteilerleitungsanlagen gemäß Anlage 1 durch Vorgaben an die Verteilernetzbetreiber;

11.

Erstellung einer langfristigen und integrierten Planung mit dem Ziel der Klimaneutralität bis 2040;

12.

Im Rahmen der langfristigen und integrierten Planung die Berichterstattung an die Regulierungsbehörde über das Verhältnis zwischen Angebot und Nachfrage, die erwartete Nachfrageentwicklung und das verfügbare Angebot, in der Planung und im Bau befindliche zusätzliche Kapazitäten sowie über Maßnahmen zur Bedienung von Nachfragespitzen und zur Bewältigung von Ausfällen eines oder mehrerer Versorger. Die im Rahmen der langfristigen und integrierten Planung ermittelten Daten können für Zwecke der Energielenkung sowie für die Erstellung des Monitoringberichts (§ 28 Abs. 3 E-ControlG) verwendet werden;

12a.

in Kooperation mit den Netzbetreibern sowie dem Regelzonenführer gemäß § 7 Abs. 1 Z 60 ElWOG 2010 die Ermittlung und Veröffentlichung von potentiellen Einspeisepunkten bzw. Eignungszonen für erneuerbare Gase in den Marktgebieten unter Berücksichtigung des regionalen Aufbringungs- und Absatzpotentials und sonstiger Standortfaktoren;

13.

Erstellung von Summenlastprognosen zur frühzeitigen Erkennung von Ungleichgewichten;

14.

Überwachung von Zustandsgrößen an Schnittstellen der ihm zur Steuerung übertragenen Leitungsanlagen;

15.

die Kenntnis der Netzauslastung in den ihm zur Steuerung übertragenen Leitungsanlagen zu jedem Zeitpunkt, insbesondere bezüglich Flüssen und Druck;

16.

die Erstellung einer Lastprognose zur Erkennung von Engpässen;

17.

durch die Koordinierung der Transportleistungen eine optimale Ausnutzung der Kapazitäten der ihm zur Steuerung übertragenen Leitungsanlagen zu gewährleisten;

18.

die Weiterleitung der Beantwortung von Netzzugangsbegehren an den Verteilernetzbetreiber gemäß § 27 Abs. 1 binnen einer Frist von fünf Tagen;

19.

Veröffentlichung der Netzauslastung der ihm zur Steuerung übertragenen Leitungsanlagen;

20.

Engpassmanagement, wobei Transporte für Zwecke der Endkundenversorgung Vorrang gegenüber anderen Transporten haben;

21.

die Einreichung seiner Allgemeinen Bedingungen zur Genehmigung bei der Regulierungsbehörde gemäß § 26;

22.

Ein- und Verkauf von Ausgleichsenergie gemäß Z 8 zum Marktpreis vorrangig am Virtuellen Handelspunkt im Namen und auf Rechnung des Bilanzgruppenkoordinators, soweit deren Abruf für den Verteilergebietsmanager entsprechend den dort geltenden Nominierungsfristen abschätzbar ist; ein darüber hinausgehender Ausgleichsenergiebedarf ist gemäß § 87 Abs. 3 und 6 über den Bilanzgruppenkoordinator entsprechend den Marktregeln zu beschaffen;

23.

Veranlassung von Maßnahmen zur Überwindung von physischen Engpässen in den ihm zur Steuerung übertragenen Leitungsanlagen im Zusammenwirken mit den Netzbetreibern und Speicherunternehmen;

24.

den Netzbetreibern und dem Bilanzgruppenkoordinator die zur Durchführung der Verrechnung der Ausgleichsenergie im Verteilernetz erforderlichen Daten zur Verfügung zu stellen, wobei insbesondere jene Daten zu übermitteln sind, die für die Berechnung der Fahrplanabweichungen und der Abweichung vom Lastprofil jeder Bilanzgruppe benötigt werden;

25.

Verträge über den Datenaustausch mit den Netzbetreibern, den Bilanzgruppenverantwortlichen sowie dem Bilanzgruppenkoordinator und anderen Marktteilnehmern entsprechend den Marktregeln abzuschließen;

26.

die Fahrplanabwicklung;

27.

die Koordination der Instandhaltung der Verteilerleitungsanlagen gemäß Anlage 1, dass Auswirkungen auf Netzbenutzer möglichst gering gehalten werden, sowie

28.

die operative Abwicklung von Solidaritätsmaßnahmen gemäß Art. 13 der Verordnung (EU) 2017/1938 durch die Beschaffung von Angeboten physikalischer Ausgleichsenergie und den Transport der Gasmengen vom bzw. zum jeweiligen Übergabepunkt auf Rechnung des Bilanzgruppenkoordinators, dies unter Berücksichtigung des zwischen Österreich und dem benachbarten Mitgliedstaat abgeschlossenen Solidaritätsabkommens.