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)