Gasvermarktung: Vorschriften und Preise

Der Erdgasmarkt

Seit dem 1. Juli 2007 ist der Gasmarkt vollständig für den Wettbewerb geöffnet. : Jeder Endverbraucher kann mit dem Lieferanten seiner Wahl einen Erdgasliefervertrag zu einem marktüblichen Preis abschließen.

DER Privatkunden Und kleine Profis haben die Wahl zwischen zwei Preisarten:

• regulierte Preise von den für Energie und Wirtschaft zuständigen Ministern nach Beratung durch die Energieregulierungskommission (CRE) festgelegt und von historischen Lieferanten vorgeschlagen;
• Marktangebotefrei angeboten von allen Anbietern (historisch und alternativ).

Seit dem 31. Dezember 2015 entfallen die regulierten Verkaufspreise für große und mittlere Nicht-Haushaltsverbraucher. (mit Ausnahme von kleinen Gewerbetreibenden, deren Verbrauch höchstens 30 MWh/Jahr beträgt, und kleinen Gemeinschaftswohngebäuden) gemäß einer im Januar 2013 ratifizierten Vereinbarung mit der Europäischen Kommission:

• 1. Januar 2016 – 1. Juli 2016. Rund 17.400 Verbraucher hatten sich zum 1. Januar 2016 nicht für ein Marktangebot entschieden: Gemäß Gesetz Nr. 2014-344 vom 17. März 2014 über den Verbrauch, Sie wechselten zu einem Übergangsangebot angeboten von ihrem historischen Lieferanten, dessen Dauer auf 6 Monate begrenzt ist;
• seit 1. Juli 2016 : Um Versorgungsunterbrechungen zu vermeiden, wurden Verbraucher, die die erforderlichen Schritte bis zum 1. Juli 2016 nicht abgeschlossen hatten, im Rahmen einer von der CRE organisierten Ausschreibung einem Standardlieferanten zugewiesen.

Die Öffnung des Gasmarktes für den Wettbewerb ist mittlerweile sehr weit fortgeschritten, insbesondere im Nicht-Inlandsverbrauchermarkt. Marktangebote stellen mengenmäßig mit 88 % des Verbrauchsvolumens den größten Anteil dar und betreffen Ende 2017 mehr als 56 % der Standorte. Der Marktanteil alternativer Anbieter erreicht im Segment der Privatkunden 26 % des Verbrauchsvolumens und 41 %. auf dem Nichtwohnimmobilienmarkt. Marktangebote senken die Preise mit Rabatten von bis zu 10 % auf den Angebotspreis im Vergleich zu regulierten Preisen.

Erdgaslieferanten

In Frankreich gibt es rund 190 autorisierte Lieferanten (historische und alternative Lieferanten zusammen, darunter auch Hersteller, die ihre Lieferungen direkt auf den Märkten beziehen). Rund 40 Lieferanten sind berechtigt, Gas an Privatkunden zu liefern.

Diese Lieferanten müssen eine Reihe gemeinwirtschaftlicher Verpflichtungen einhalten, die insbesondere darauf abzielen, die Kontinuität der Lieferungen sicherzustellen.

Historische Lieferanten sind 24 an der Zahl:

• ENGIE (ehemals GDF SUEZ);
• und 22 lokale Vertriebsunternehmen (LDCs).

Sie bieten regulierte Preise an und können ihren Kunden auch Marktangebote unterbreiten.

Andere Lieferanten, sogenannte Alternativlieferantenbieten ihren Kunden Marktangebote an.

Die Struktur des Gaspreises für den Endverbraucher

Die Gaspreise für Kleinverbraucher (Haushalte) setzen sich heute zusammen aus:

• ca. 41 % durch Lieferkosten (einschließlich Liefer- und Marketingkosten);
• ca. 27 % durch Infrastrukturkosten (Transport, Lagerung, Verteilung);
• 22 % Steuern und Abgaben. Diese Prozentsätze können je nach Preisangebot leicht variieren.

Lieferkosten

Auf französischem Territorium ansässige Lieferanten importieren Gas hauptsächlich per Pipeline, insbesondere aus Norwegen, den Niederlanden und Russland, aber auch per LNG-Tanker in Form von Flüssigerdgas (LNG) insbesondere aus Algerien, Ägypten oder Katar.

Ein großer Teil des von Frankreich importierten Gases unterliegt langfristigen Verträgen. Diese Verträge fördern die Versorgungssicherheit, während Frankreich fast sein gesamtes Erdgas importiert. Früher waren sie auf Körbe mit Erdölprodukten indexiert, da diese Produkte die Hauptkonkurrenten von Erdgas waren. Heute sind sie zunehmend an die Gaspreise auf europäischen Marktplätzen gekoppelt. Sie beinhalten Glättungsmechanismen, die Verbraucher vor Preisschwankungen schützen.

Neben diesen langfristigen Verträgen gibt es Zwischenmärkte für Erdgas (Börse und Broker), an denen kurzfristige Produkte, sogenannte „Spot“-Produkte, und Terminprodukte, sogenannte „Futures“, gehandelt werden. Diese Märkte sind heute relativ liquide, aber der Großteil des von den Förderländern verkauften Gases wird immer noch im Rahmen langfristiger Verträge verkauft.

Vor dem Hintergrund sinkender Gaspreise auf den Großhandelsmärkten haben die meisten europäischen Gasunternehmen, darunter auch ENGIE, ihre langfristigen Lieferverträge neu ausgehandelt, indem sie einen größeren Indexierungsanteil an den Notierungen der Gasmärkte aufgenommen haben.

Diese Erhöhung des Anteils der Indexierung an den Marktnotierungen soll fortgesetzt werden:

• Mit der Entwicklung der europäischen Gasmärkte werden die damit verbundenen Preisindizes robuster.

• Die anhaltende Entkopplung zwischen indexierten Ölpreisen und Preisen auf Spotmärkten zwingt Lieferanten dazu, ihre Verträge neu zu verhandeln und ihre Indexierungsmethoden zu diversifizieren.

Infrastrukturkosten

Zu den Infrastrukturkosten zählen die Netznutzungskosten, die von der Energy Regulatory Commission (CRE) festgelegt werden, um die Kosten der Übertragungs- und Verteilungsnetzbetreiber zu decken. Infrastrukturkosten beziehen sich auch auf Speicherkosten.

Besteuerung

Im Steueranteil sind folgende Steuern und Abgaben enthalten:

• die interne Steuer auf den Erdgasverbrauch (TICGN), die bei der Verwendung von Erdgas als Kraftstoff erhoben wird. Es wird von Erdgaslieferanten gesammelt. Der Steuersatz, der im Jahr 2015 bei 2,64 €/MWh lag, beträgt nun 8,45 €/MWh, eine Erhöhung, die sich aus der Erhöhung des Kohlenstoffanteils zum 1. Januar 2018 und der Fusion von TICGN, CTSS und Biomethanbeitrag ergibt;

• der Transmission Tarif Contribution (CTA), der einen Teil der Renten der Strom- und Gasindustrie finanziert. Es macht etwa 3 % der Gasrechnung für einen öffentlichen Versorgungskunden aus;

• MwStdessen Steuersatz für den Abonnementteil der Rechnung auf 5,5 % gesenkt wird (Verbrauch wird mit dem Normalsatz, d. h. 20 % besteuert).

Regulierte Preise für den Verkauf von Erdgas

Regulierte Preise, die von historischen Anbietern angeboten werden, sind nun Kleinverbrauchern vorbehalten. Diese Kunden haben auch die Möglichkeit, ein Marktangebot beim Anbieter ihrer Wahl zu abonnieren.

Gemäß den Bestimmungen müssen regulierte Preise die Kosten für den Gaseinkauf, die Kosten für die Nutzung der Infrastruktur (Transport, Speicherung und Verteilung) sowie die Marketingkosten des Lieferanten abdecken.

Die regulierten Preise für den Verkauf von Erdgas werden auf der Grundlage der Artikel R 445-1 bis R 445-7 des Energiegesetzes festgelegt. Daher wird per Ministerialerlass für jeden historischen Lieferanten eine Preisformel festgelegt: Diese Formel ist repräsentativ für die vom Lieferanten getragenen Kosten und dient als Grundlage für die Entwicklung regulierter Preise.

In Übereinstimmung mit diesem rechtlichen Rahmen führt die Energieregulierungskommission jährlich eine eingehende Analyse aller Kosten jedes Lieferanten durch, übermittelt sie dann der Regierung und veröffentlicht sie. Auf dieser Grundlage können die Minister für Wirtschaft und Energie jedes Jahr per Dekret die Tarifformel und die Methoden zur Berechnung der Kosten ohne Lieferung ändern.

Um die Entwicklung der Kraftstoffkosten getreu widerzuspiegeln, entwickeln sich die Tarife dann automatisch in unterjährlichen Zeiträumen (vierteljährlich oder monatlich, je nach Anbieter) durch Anwendung der Tarifformel und unter der Kontrolle der Kraftstoffregulierungskommission. Diese Variationen treten ohne Unterbrechung auf.

Schließlich hat die Regierung die Möglichkeit, unter außergewöhnlichen Umständen eines starken Anstiegs der Preise für Erdölprodukte oder der Marktpreise für Erdgas die Preisentwicklung über einen Zeitraum von höchstens einem Jahr zu glätten, ohne das Kostenprinzip zu beeinträchtigen Abdeckung.

Gasintensive Industrieverbraucher

Einige gasintensive Verbraucher beziehen ihre Versorgung direkt über Marktplätze, andere über einen Lieferanten. Ihre Gaseinkäufe sind hauptsächlich an die Großhandelspreise für Gas in Europa gekoppelt.

Unterschiede bei den Gaspreisen auf den Weltmärkten (insbesondere die niedrigen Preise in Nordamerika und im Nahen Osten) benachteiligen die gasintensivsten europäischen Hersteller.

Nachdem erhebliche Preisunterschiede („Spread“) zwischen den Marktplätzen im Norden (PEG Nord) und im Süden Frankreichs (PEG Sud, das nach der Fusion von PEG Sud und TIGF zum 1. April 2015 zu TRS wurde) auftraten, Für sogenannte „gasintensive“ Verbraucher wurde ein Schutzsystem eingerichtet, das ihnen insbesondere einen regulierten Zugang zur Nord-Süd-Verbindung ermöglicht.

Geregelter Zugang zur Nord-Süd-Verbindung

Der Abstand zwischen PEG Nord und PEG Süd vergrößerte sich Ende 2013 und Anfang 2014 deutlich und erreichte teilweise mehr als 10 €/MWh. Diese Unterschiede traten vor dem Hintergrund der knappen Versorgung in der Südzone auf, die auf geringe LNG-Lieferungen in diese Zone, einen relativ hohen Verbrauch und erhebliche Gasexporte nach Spanien zurückzuführen ist.

Um den schädlichen Auswirkungen dieser Marktentwicklungen entgegenzuwirken, sehen die Artikel L. 461-1 und L. 461-2 des Energiegesetzbuchs ein spezielles System für sogenannte „gasintensive“ Verbraucher vor. Aufgrund dieses Status wurden für sie vorrangig Verbindungskapazitäten reserviert, die es den Herstellern, die am stärksten von den Gaspreisen betroffen sind, ermöglichen, mehr als die Hälfte ihres Bedarfs zu einem Festpreis zu decken.

In den letzten Jahren wurden Investitionen in die Nord-Süd-Verbindung getätigt, um das Stauproblem zu lindern und im Hinblick auf die Schaffung eines einheitlichen Marktplatzes in Frankreich ab 1^ähm November 2018, gemäß den CRE-Richtlinien.