REMIT Fee 2026

Neue REMIT-Gebühren (ab 2025)

Die Europäische Kommission hat am 8. September 2025 den Beschluss (EU) 2025/1771 verabschiedet. Damit werden die Gebühren für die Aufgaben der Agentur ACER nach REMIT neu geregelt.

1. Grundstruktur

RRMs (Registered Reporting Mechanisms) zahlen jährlich:
- Pauschalregistriergebühr: 15.000 EUR
- Gebührenkomponente für Transaktionsaufzeichnungen: abhängig von Datenmengen und Datenclustern (siehe unten)
- Gebührenkomponente für Risikopositionsmeldungen: 250 EUR pro Meldung
IIPs (Inside Information Platforms): feste Jahresgebühr von 15.000 EUR

2. Gebühren für Transaktionsaufzeichnungen (je Datencluster)

a) Marktteilnehmer auf organisierten Märkten:

1–100 Datensätze → 250 EUR
101–1.000 → 500 EUR
1.001–10.000 → 1.000 EUR
10.001–100.000 → 2.000 EUR
100.001–1 Mio. → 4.000 EUR
1 Mio.–10 Mio. → 8.000 EUR
10 Mio.–100 Mio. → 16.000 EUR
100 Mio.–1 Mrd. → 32.000 EUR
1–2 Mrd. → 64.000 EUR
2 Mrd. → 96.000 EUR

b) Marktteilnehmer außerhalb organisierter Märkte:

1–10 Datensätze → 250 EUR
11–100 → 500 EUR
101–1.000 → 1.000 EUR
1.001–10.000 → 2.000 EUR
10.001–100.000 → 4.000 EUR
100.001–1 Mio. → 8.000 EUR
1 Mio.–10 Mio. → 16.000 EUR
10 Mio. → 32.000 EUR

3. Übergangsbestimmungen

2025: einmaliger Zuschlag von 7,6 Mio. EUR, verteilt auf alle RRMs entsprechend der Zahl der Marktteilnehmer (467,17 EUR pro MP).
2026: zusätzlich möglicher Aufschlag bis max. 23,5 Mio. EUR, verteilt nach Datenclustern.

Links:
Decision – EU – 2025/1771 – EN – EUR-Lex

25.09.2025 – EU-Entscheidung zu REMIT-Gebühren 2025

Am 8. September 2025 hat die Europäische Kommission die Entscheidung (EU) 2025/1771 erlassen. Diese ersetzt die bisherige Entscheidung (EU) 2020/2152 und legt die neuen Gebühren fest, mit denen die Agentur ACER ihre Aufgaben im Rahmen der REMIT-Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 finanzieren soll.

Hintergrund

ACER ist zuständig für die Überwachung der Energie- und Handelsmärkte in Europa. Aufgrund neuer Pflichten – etwa bei der Meldung von Strom-, Gas- und Wasserstoffspeichern, Kapazitätsmechanismen, Bilanzierungsdiensten oder Hochfrequenzhandel – entstehen höhere Kosten, die anteilig über Gebühren auf die Marktteilnehmer verteilt werden.

Gebührenregelung

Die Finanzierung erfolgt durch Abgaben, die über Registered Reporting Mechanisms (RRMs) erhoben werden.

Die Gesamtgebühr für 2025 beträgt 7,6 Mio. EUR.
Diese Summe wird auf alle RRMs verteilt, abhängig von der Anzahl der Marktteilnehmer (MPs), für die im Zeitraum 1. Januar – 30. Juni 2025 Transaktionsmeldungen eingereicht wurden.
Der Gebührensatz pro Marktteilnehmer liegt bei 467,17 EUR.
ACER stellt den RRMs eine detaillierte Liste der erfassten Marktteilnehmer bereit, damit diese die Berechnung überprüfen können.

Ziel

Mehr Transparenz und gerechte Kostenverteilung.
Sicherstellung der Finanzierung von REMIT-Aufgaben ohne vollständige Abhängigkeit vom EU-Haushalt.

ACER REMIT Fees 2025

New EU rules on REMIT fees – European Commission

16.09.2025 – Fristen REMIT-Implementierungs-Regulation 2 – Entwurf

Thema	Betroffene	Inhalt	Frist / Start
Exposure Reporting	Alle Marktteilnehmer >= 600 GWh/Jahr	Quartalsweise Meldung von Handelspositionen; prognostizierter Erzeugung & Verbrauch (24 Monate in die Zukunft)	6 Monate nach Inkrafttreten (erstes Reporting: Q1 2027)
LNG-Daten	Alle LNG-Marktteilnehmer	Meldung so nah wie möglich an Echtzeit (neue LNG-Datenfelder in Table 1)	12 Monate nach Inkrafttreten
OTC-Kontrakte	Alle Marktteilnehmer	Meldung von OTC-Transaktionen innerhalb von 10 Arbeitstagen (statt 1 Monat)	12 Monate nach Inkrafttreten
OMPs (organised marketplaces)	OMPs	Meldung von Trades D+2 (statt D+1)	12 Monate nach Inkrafttreten
Großkunden-OTC (>=600 GWh)	Marktteilnehmer mit OTC-Lieferungen an Großverbraucher	Statt kontinuierlich -> halbjährlich (periodic reporting)	12 Monate nach Inkrafttreten
Übergangsregelung	Alle	Altes Annex & Art. 3 von 1348/2014 gelten weiter	12 Monate nach Inkrafttreten
Balancing-Transaktionen	Alle Marktteilnehmer	Monatliche Meldung (aggregiert) von Balancing-Services	18 Monate nach Inkrafttreten
Gasspeicher	Speicherbetreiber	Monatliche Meldung von Verträgen >= 12 Monate	18 Monate nach Inkrafttreten
Trade-Matching-Systeme	Betreiber von Trade-Matching-Systemen	Direktmeldung bestimmter Daten an ACER (neues Table 5)	18 Monate nach Inkrafttreten
Imbalance Settlement Data	TSOs	Monatliche Meldung an ACER	18 Monate nach Inkrafttreten
Hydrogen-Reporting	Marktteilnehmer im Wasserstoffmarkt	Jährliche Meldung (Lieferung; Transport; Speicherung; Balancing). Vereinfachte Felder. Ausnahmen für kleine Produzenten (<50 MW) & <600 GWh-Verbrauch	01. Jul 28
Review Hydrogen Rules	ACER	Überprüfung; ob Wasserstoff-Reporting-Regeln angepasst werden müssen	01. Nov 30

15.09.2025 – Meldung von Risikopositionen in REMIT 2

Exposure Reporting ist eine neue, regelmäßige Pflichtmeldung über Positionen, Erzeugungs- und Verbrauchsprognosen, die ACER einen besseren Überblick über Marktrisiken verschaffen soll.

📌 Definition

Marktteilnehmer müssen quartalsweise an ACER berichten:

ihre Handelspositionen (offene Positionen in Strom und Gas),
ihre prognostizierte Erzeugung (Kraftwerke, EE-Anlagen etc.),
ihren prognostizierten Verbrauch / Absatz an Endkunden.

Der Bericht muss 24 Monate in die Zukunft abdecken (Rolling Forecast).

🎯 Zweck

ACER will besser verstehen, wie exponiert Marktteilnehmer gegenüber Preisschwankungen sind.
Damit können Marktrisiken, Engpässe und mögliche Marktmanipulationen frühzeitiger erkannt werden.
Es geht also nicht um einzelne Transaktionen, sondern um das Gesamtbild (Exposure).

📊 Umfang & Ausnahmen

Pflicht gilt nur für Marktteilnehmer mit einem Jahresvolumen von ≥ 600 GWh (getrennt für Strom und Gas).
Kleinere Akteure sind ausgenommen, um den administrativen Aufwand zu reduzieren.
Berichtet wird in aggregierter Form (keine Einzeltransaktionen).

📅 Starttermin

6 Monate nach Inkrafttreten der neuen REMIT-IR.

Erstmalige Meldung: Q1 2027 (bis Ende April 2027).

Ein konkretes Beispiel für einen Stromhändler „Alpha Energy“ mit einem Jahresverbrauch von 800 GWh.

Stromhändler

Jahresverbrauch: 800 GWh (⇒ über 600 GWh → exposure reporting Pflicht).
Geschäftsmodell: kauft Strom an Börsen (EEX), über OTC und liefert an Endkunden.
Muss quartalsweise an ACER melden.

Handelspositionen (Positionsdaten)

Darstellung der offenen Positionen in Stromkontrakten (z. B. Futures, Forwards, OTC):

Marktsegment	Long (gekauft)	Short (verkauft)	Netto-Position	Zeitraum
EEX Futures Q2 2027	300 GWh	50 GWh	+250 GWh	Apr–Jun 2027
OTC Forward 2027	400 GWh	500 GWh	–100 GWh	Kalenderjahr 2027
Spot-Markt März 2027	50 GWh	80 GWh	–30 GWh	März 2027

ACER sieht: Händler ist im nächsten Quartal netto long, im Jahr 2027 leicht short.

Prognostizierte Erzeugung

Falls „Alpha Energy“ eigene Anlagen betreibt (z. B. Wind, Solar, Gas-KWK), muss er die erwartete Produktion melden:

Anlage	Erwartete Erzeugung Q2 2027	Erwartete Erzeugung 2028
Windpark Nord	120 GWh	480 GWh
Solarpark Süd	30 GWh	100 GWh
Gaskraftwerk	60 GWh	200 GWh
Summe	210 GWh	780 GWh

Prognostizierter Verbrauch / Absatz

Falls „Alpha Energy“ eigene Anlagen betreibt (z. B. Wind, Solar, Gas-KWK), muss er die erwartete Produktion melden:

Kunde / Segment	Prognose 2027	Prognose 2028
Industriekunden (5 Verträge)	400 GWh	410 GWh
Stadtwerke / Reseller	250 GWh	260 GWh
Haushaltskunden (Portfolio)	150 GWh	155 GWh
Summe	800 GWh	825 GWh

Meldepflichten

Meldung vierteljährlich an ACER über ein RRM (Registered Reporting Mechanism).
Erstes Reporting für Q1 2027 → Abgabe Ende April 2027.

Damit sieht ACER:

„Alpha Energy“ ist im Jahr 2027 leicht unterversorgt (short), muss also am Markt noch Strom einkaufen.
Ab 2028 deckt die eigene Erzeugung schon ~95 % des Absatzes.
Risiko: Abhängigkeit von Gas- und Spotmarkt.

15.09.2025 – Wichtigsten Veränderungen aus dem Entwurf der neuen REMIT 2 – Implementing Regulation

Neue Berichtspflichten

Exposure Reporting (Art. 6)
- Quartalsweise Meldung von:
  - Handelspositionen in Strom & Gas
  - Prognostizierte Erzeugung
  - Prognostizierter Absatz an Endkunden
- Meldehorizont: jeweils 24 Monate in die Zukunft.
- Schwellenwert: Marktteilnehmer mit < 600 GWh/Jahr (getrennt für Strom und Gas) sind befreit.
- Start: Q1 2027 (erstmalige Berichte bis Ende April 2027).
Hydrogen Reporting
- Ab 1. Juli 2028 jährliche Meldung von Liefer-, Transport- und Speichertransaktionen.
- Vereinfachte Datensätze (wenige Felder).
- Ausnahmen: kleine Erzeuger (≤ 50 MW), lokale Netze, Endverbraucher < 600 GWh/Jahr.
Balancing-Transaktionen
- Neu verpflichtend, monatlich und aggregiert zu melden.
- Begründung: Vollständigeres Marktmonitoring.
Gasspeicher
- Einführung von „periodic reporting“ für Verträge ≥ 12 Monate (monatliche Meldung).
Elektrizitätsspeicher
- Wie Stromlieferung zu behandeln, keine separate Kategorie.

Fristen und Meldeintervalle

OTC-Kontrakte
- Frist verkürzt von 1 Monat → 10 Arbeitstage nach Vertragsabschluss.
Trades auf OMPs
- Frist verlängert von D+1 → D+2 (Erleichterung wegen höherer Liquidität & IT-Aufwand).
LNG-Daten
- Müssen „so nah wie möglich in Echtzeit“ gemeldet werden.

Vereinfachungen & Entlastungen

Neue Kategorie „periodic reporting“ → weniger häufige Meldungen (z. B. Gasspeicher, Hydrogen, Balancing).
Ad hoc Reporting erweitert
- Upstream-Pipelines, Gas-Speicher <12 Monate, Redispatching-Verträge, Voice-Broker-Orders.
Großverbraucher-Kontrakte (≥ 600 GWh):
- OTC-Meldungen verschoben von kontinuierlich → halbjährlich.

Neue Datenfelder / Präzisierungen

LNG-spezifische Felder (z. B. Schiff, Terminal, Preisformeln).
Algorithmus-ID für Algo-Trading.
Kennzeichnung bei Direktzugang (DEA).
Zusätzliche Felder für PPAs (z. B. Asset-Typ, Vertragsmechanismus).
Neue Table 5 für Trade-Matching-Systeme (SIDC etc.).

Inside Information & Meldekanäle

Inside Information nur noch über IIPs (Inside Information Platforms).
Transaktions-, Exposure- und Fundamentaldaten ausschließlich über RRMs.
ACER kann künftig Originalverträge anfordern (nicht nur Datenmeldungen).

Fundamental Data Reporting

TSOs müssen zusätzlich Imbalance Settlement Data monatlich melden.
LNG-Systembetreiber: Meldung künftig aggregiert (wegen virtueller Tanksysteme), keine Pflicht mehr für geplante/unvorhergesehene Ausfälle (da schon über Inside Information abgedeckt).

Rechtliche Klarstellungen

Definitionen aktualisiert (z. B. „Organised Marketplace“ entfällt, da schon in REMIT 2024 geregelt).
Verantwortlichkeiten entlang der Reporting-Kette klarer geregelt (Teilnehmer → OMP → RRM/IIP → ACER).

Wichtige Termine & Übergangsfristen

12 Monate Übergangsfrist: altes Annex & Art. 3 aus 1348/2014 gelten parallel nach Inkrafttreten.
Fristen gestaffelt (Art. 17):
- 6 Monate nach Inkrafttreten: Exposure Reporting (Art. 6).
- 12 Monate nach Inkrafttreten: LNG-Daten (Art. 7(2)), OTC-Reporting (10 Arbeitstage).
- 12 Monate nach Inkrafttreten: Continuous Reporting (Art. 3), Großkunden-OTC (Art. 4(2)).
- 18 Monate nach Inkrafttreten: Balancing, Gasspeicher, Redispatching, Trade-Matching-Systeme (Art. 4(3)–(7), Art. 9, Art. 11(4)).
- 1. Juli 2028: Hydrogen Reporting (Art. 4(8)).
1. November 2030: ACER-Review → Prüfung, ob Hydrogen-Reporting-Regeln angepasst werden müssen.

ACER-REMIT-2 Implementierungs-Regulation Timeline

Weiteren Informationen: Wholesale energy markets – data reporting rules (revision)

02.09.2025 – Neue REMIT-2 – Verordnung

EU verschärft Transparenzregeln am Energiemarkt: Neue REMIT-Verordnung bringt LNG, Wasserstoff und mehr Berichtspflichten

Brüssel. Die Europäische Kommission hat eine neue Durchführungsverordnung zur Marktintegrität und Transparenz (REMIT) vorgelegt. Sie ersetzt nach einer Übergangsfrist von zwölf Monaten die seit 2014 geltende Implementing Regulation (EU) Nr. 1348/2014. Ziel ist es, Schlupflöcher zu schließen, Meldepflichten zu vereinheitlichen und neue Energiemärkte wie LNG und Wasserstoff einzubeziehen.

Mehr Märkte, mehr Daten

Erstmals fallen Flüssigerdgas (LNG) und ab 2028 auch Wasserstoff unter die REMIT-Meldepflichten. Zudem müssen Marktteilnehmer künftig Exposure Reports vorlegen: Prognosen von Erzeugung, Verbrauch und Absicherungsstrategien für die nächsten 24 Monate. Damit will die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) besser einschätzen, ob Unternehmen ihre Marktmacht missbrauchen.

Von Echtzeit bis periodisch

Die Verordnung unterscheidet künftig zwei Meldearten:

Kontinuierlich (D+2): etwa Börsengeschäfte über Organised Market Places (OMPs).
Periodisch (halbjährlich oder jährlich): für große OTC-Verträge über 600 GWh, Speicher- und Kapazitätsmechanismen sowie Wasserstoffkontrakte.

Für OTC-Geschäfte gilt damit erstmals eine verlängerte Frist von bis zu zehn Arbeitstagen.

Erweiterte Daten-Tabellen

Die technischen Anhänge wurden massiv ausgeweitet.

Tabelle 1 (Standardkontrakte) wächst von 58 auf 89 Felder, viele davon LNG-spezifisch.
Tabelle 2 berücksichtigt künftig auch Power Purchase Agreements (PPAs).
Tabelle 3 und 4 (Transport Strom/Gas) enthalten zusätzliche Angaben zu Kapazitätsauktionen.
Tabelle 5 ist neu: Sie erfasst Daten aus Trade-Matching-Systemen wie dem Strombörsen-Kopplungssystem SIDC.

Neue Verantwortungskette

Transaktionen und Fundamentaldaten dürfen nur noch über Registered Reporting Mechanisms (RRMs) übermittelt werden. Für Insiderinformationen kommen Inside Information Platforms (IIPs) hinzu. Beide stehen ausdrücklich in der Verantwortung, für Vollständigkeit, Richtigkeit und Pünktlichkeit einzustehen.

Auswirkungen

Handelsplätze (OMPs): müssen zusätzliche Order- und Matching-Daten liefern.
Speicher- und LNG-Betreiber: tragen allein die Meldepflicht, Doppelmeldungen durch Marktteilnehmer entfallen.
Großverbraucher und Lieferanten: erhalten Erleichterungen bei OTC-Reporting, müssen aber neuartige Exposure-Berichte einführen.
Regulierer: erwarten deutlich mehr Transparenz und weniger „blinde Flecken“ im Überwachungsnetz.

30.05.2025 – REMIT II – Was sich für Marktteilnehmer jetzt ändert

REMIT II – Was sich für Marktteilnehmer jetzt ändert

Die REMIT-Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 ist das zentrale Regelwerk zur Markttransparenz und Integrität im europäischen Energiemarkt. Mit der überarbeiteten Fassung – allgemein als REMIT II bezeichnet – hat die EU im Frühjahr 2024 wichtige Neuerungen beschlossen, die für alle Marktteilnehmer von großer Bedeutung sind. Die Änderungen zielen auf eine stärkere Marktaufsicht, verbesserte Meldepflichten und eine klarere Rollenverteilung bei Drittstaatenakteuren.

Wir geben hier einen Überblick über die wichtigsten Punkte und zeigen, wie remitcloud.de Sie bei der Umsetzung unterstützt.

Die wichtigsten Änderungen im Überblick

1. EU-Vertreterpflicht für Drittstaaten-Marktteilnehmer

Nicht in der EU ansässige Unternehmen, die unter REMIT meldepflichtig sind, müssen künftig einen offiziellen REMIT-Vertreter innerhalb der EU benennen. Dieser muss bei der Bundesnetzagentur sowie bei ACER registriert sein und als primärer Ansprechpartner für behördliche Anfragen fungieren.

➡ Unser Service: remitcloud.de bietet einen umfassenden EU-Vertreterservice inkl. rechtssicherer Mandatsstellung, Registrierung und regulatorischer Kommunikation.

2. Erweiterte Meldepflichten

Mit REMIT II werden neue Meldekategorien eingeführt bzw. bestehende erweitert – insbesondere bei:

Fundamentaldaten für Strom, Gas, Speicher und LNG
Kapazitätsinformationen und Netzengpässen
LNG-Anlandungsdaten und Speicherfüllständen
Standardisierte Formate und Fristen

➡ Unser Service: Als zertifizierter RRM unterstützen wir sämtliche ACER-Meldetypen (TRUM, UMM, Fundamental Data etc.) – automatisiert, validiert und auditfest.

3. Stärkere Rolle der Behörden

ACER erhält erweiterte Untersuchungs- und Durchsetzungsbefugnisse, einschließlich grenzüberschreitender Kooperationen mit nationalen Behörden wie der BNetzA oder ElCom.

➡ Unser Service: Wir helfen unseren Kunden, regulatorische Anforderungen frühzeitig zu erkennen und im Rahmen ihrer Compliance-Prozesse sicher zu erfüllen – auch im internationalen Kontext.

Was bedeutet das für Sie?

Für bestehende Marktteilnehmer ergeben sich neue Meldepflichten und Anforderungen an die Datenqualität und -struktur. Für Nicht-EU-Unternehmen entsteht Handlungsbedarf zur Bestellung eines EU-Vertreters.

Je früher Sie handeln, desto besser können Sie Übergangsfristen nutzen und mögliche Risiken vermeiden.

Warum remitcloud.de?

Wir bieten eine integrierte Lösung für:

✅ ACER- und ElCom-Reporting
✅ REMIT-konforme Veröffentlichung von Insiderinformationen
✅ EU-Vertretung nach Art. 9 REMIT II
✅ LNG- und Speicher-spezifisches Reporting
✅ Kundenspezifische Schnittstellen & Automatisierung
✅ Deutlich günstigere Kostenstruktur als viele Wettbewerber

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15.05.2025 – REMIT Reporting in der Schweiz: Neue Meldepflichten ab 2026

Mit dem neuen Bundesgesetz über die Aufsicht und Transparenz im Energiegroßhandelsmarkt führt die Schweiz ab 2026 ein umfassendes Regelwerk ein, das sich stark an der EU-REMIT-Verordnung orientiert. Ziel ist es, Markttransparenz und Integrität im Strom- und Gasgroßhandel sicherzustellen.

Was bedeutet das für Marktteilnehmer – insbesondere auch für ausländische Unternehmen? Wir geben einen Überblick.

Was ist „Swiss REMIT“?

Das neue Gesetz, verabschiedet vom Parlament im März 2025, schafft eine eigenständige Schweizer Grundlage für die Überwachung des Großhandels mit Strom und Gas. Es verpflichtet Marktteilnehmer zu:

Registrierung bei der ElCom
Meldung von Transaktionen und Aufträgen
Veröffentlichung von Insiderinformationen
Verhinderung von Insiderhandel und Marktmanipulation

👉 Der Gesetzestext ist hier abrufbar: Bundesgesetz auf Fedlex

Inkrafttreten

Das Gesetz wird voraussichtlich im Jahr 2026 in Kraft treten. Eine Übergangsphase mit klaren Fristen für Registrierung und Reporting ist vorgesehen.

Was wird meldepflichtig?

Ab Inkrafttreten müssen Unternehmen, die am schweizerischen Großhandelsenergiemarkt teilnehmen, der ElCom (Eidgenössische Elektrizitätskommission) folgende Informationen melden:

Meldeinhalt	Strom	Gas
Transaktionen (z. B. OTC, Börse)	✅	✅
Handelsaufträge	✅	✅
Fundamentaldaten (Erzeugung, Speicher)	✅	✅
Insiderinformationen (z. B. Ausfälle)	✅	✅

Auch LNG-Infrastruktur, Kapazitätsverträge, und Speicherfüllstände unterliegen künftig der Meldepflicht.

Meldepflicht für ausländische Unternehmen

Besonders relevant für internationale Marktteilnehmer:
Unternehmen mit Sitz außerhalb der Schweiz müssen einen offiziellen Vertreter in der Schweiz benennen, der für die Kommunikation mit der ElCom zuständig ist. Dies ähnelt der EU-Vorgabe aus REMIT II.

Konsequenzen bei Verstößen

Swiss REMIT sieht bei Verstößen harte Sanktionen vor – darunter:

Geldstrafen bis zu 15 % des Schweizer Jahresumsatzes
Freiheitsstrafen bei Marktmanipulation oder vorsätzlichem Insiderhandel
Reputationsschäden durch öffentliche Verfahren

Wie remitcloud.de Sie unterstützt

Als spezialisierter REMIT-Dienstleister bieten wir:

Automatisiertes Reporting an die ElCom (Transaktionen, Fundamentaldaten, UMM)
Veröffentlichung von Insiderinformationen auf anerkannter Plattform
Vertretungsdienst für nicht-schweizerische Marktteilnehmer
Schnittstellen zu Strom, Gas, Speicher und LNG-Systemen

Frühwarnung & Beratung zur Swiss REMIT-Umsetzung

Jetzt vorbereiten und Fristen einhalten

Swiss REMIT bringt erhebliche neue Verpflichtungen für den Energiehandel mit sich. Wer rechtzeitig plant, sichert sich regulatorische Stabilität und reduziert Umsetzungsaufwand.

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11.04.2025 – Schweiz: Bundesgesetz über die Aufsicht und Transparenz in den Energiegrosshandelsmärkten (BATE)

Kurze Zusammenfassung des Bundesgesetzes über die Aufsicht und Transparenz im Energiegroßhandelsmarkt (auch: Swiss REMIT – BATE)

Bundesgesetz über die Aufsicht und Transparenz im Energiegroßhandelsmarkt (Swiss REMIT)

Zweck:
Das Gesetz schafft die rechtliche Grundlage für die Überwachung des Großhandels mit Elektrizität und Gas in der Schweiz. Es dient der Verhinderung von Marktmanipulation und Insiderhandel und erhöht die Transparenz im Energiemarkt.

🔑 Zentrale Inhalte:

Meldepflichten
- Marktteilnehmer müssen Transaktionen, Aufträge und Fundamentaldaten melden.
- Insiderinformationen sind öffentlich zu machen.
Registrierungspflicht
- Alle Marktteilnehmer müssen sich bei der ElCom registrieren.
- Ausländische Akteure benötigen einen gesetzlichen Vertreter in der Schweiz.
Verbote & Sanktionen
- Insiderhandel und Marktmanipulation sind verboten.
- Sanktionen: Geldstrafen, Berufsverbote, Freiheitsstrafen bis zu 5 Jahren.
Marktüberwachung
- ElCom erhält erweiterte Kompetenzen zur Marktbeobachtung und Durchsetzung.
- Vermittler und Plattformen müssen bei verdächtigen Aktivitäten melden.
Technische Anforderungen
- Automatisierte Datenübermittlung im standardisierten Format.
- Verpflichtung zu internen Kontrollsystemen für algorithmischen Handel.

Inkrafttreten:
Voraussichtlich im Jahr 2026, mit Übergangsfristen.

Link: BATE