Auf dieser Seite informieren wir Sie über Neuigkeiten bei ACER REMIT, erklären die wichtigsten Begriffe und Fragen zur ACER REMIT Reporting Directive.

30.03.2026 – ACER aktualisiert die REMIT-Leitlinien zur Meldung von Insiderinformationen

ACER aktualisiert die REMIT-Leitlinien zur Meldung von Insiderinformationen und führt neue Anforderungen zu UMMs, EIC-Codes und Datenqualität ein.

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15.01.2026 – ACER REMIT Quartalsupdate (Q4 2025): Wichtige Entwicklungen für Marktteilnehmer

Der neueste ACER REMIT Quartalsbericht bietet wichtige Updates zum REMIT-Rahmenwerk, Marktüberwachungsaktivitäten und bevorstehenden regulatorischen Entwicklungen auf dem EU-Energiemarkt.

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31.10.2025 – ACER REMIT: Analyse der Vorschläge zur Mengeninformationsmeldung

ACER meldet anhaltende Datenqualitätsprobleme bei der REMIT‑Meldung von teilweise abgeglichenen Aufträgen (PMA). Betroffen sind insbesondere Aufträge mit nicht offengelegtem Volumen und Nachfüllungen (REF) aus dem versteckten Anteil.

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25.09.2025 – Neue ACER REMIT Gebühren 2026

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
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