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Händlerinformationen

Die staatliche Betreibergesellschaft Deutsche Energy Terminal GmbH (DET) bietet regemäßig Regasifizierungskapazitäten an - einschließlich Speicherung und Send-Out. Über die digitalen Angebote können Nutzungsrechte an den staatlich betriebenen Terminals mit Nordsee-Anbindung erworben werden. Auf dieser Webseite stellen wir interessierten Marktteilnehmern alle notwendigen Unterlagen für die jeweils aktuellen Angebote zur Verfügung. Außerdem finden Sie eine allgemeingültige Anleitung zu unserem Vergabeverfahren (zum Beispiel Auktion), Hintergrundinformationen, gesammelte Q&As sowie die Ergebnisse bereits durchgeführter Open Seasons.

Documents for upcoming capacity offerings

29 May 2024

Information Memorandums

1. Deutsche Energy Terminal Capacity Marketing Announcement - Information Memorandum I of II as of 14 May 2024

2. Deutsche Energy Terminal Capacity Marketing Announcement - Information Memorandum II of II as of 29 May 2024

Questions and answers on our latest capacity offerings (2024) and questions and answers about capacity marketing in general can be found further down this page.

Contracts and GTCs

1. Non-disclosure Agreement as of 14 May 2024

2. Product information on planned capacity offerings as of 14 May 2024

3. Letter of Credit as of 29 May 2024

Brunsbüttel

1. Letter of Agreement - DET BBU - Short-term offerings as of 29 May 2024

2. Terminal User Agreement - DET BBU - Short-term Capacities as of 29 May 2024

3. Letter of Agreement - DET BBU - Long-term offerings as of 29 May 2024

4. General Terms and Conditions - DET BBU - Long-Term Capacities 5 June

5. Terminal Inter User Agreement - DET BBU - Long-Term Capacities 5 June

6. Terminal User Agreement - DET BBU - Long-Term Capacities 5 June

7. Conditions of Use - DET BBU - 12 June

Wilhelmshaven

1. Letter of Agreement - DET WHV 1 - Short-term offerings as of 29 May 2024

2. Terminal User Agreement - DET WHV 1 - Short-term offerings as of 29 May 2024

3. Letter of Agreement - DET WHV 1 - Long-term offerings as of 29 May 2024

4. General Terms and Conditions - DET WHV 1 - Long-Term Capacities 5 June

5. Terminal Inter User Agreement - DET WHV 1 - Long-Term Capacities 5 June

6. Terminal User Agreement - DET WHV 1 - Long-Term Capacities 5 June

7. Conditions of Use - DET WHV 1 - 12 June

Conducted and planned capacity offerings

The schedule will be updated regularly. As of 04 June 2024. Schedule_update_0406_

Allgemeine Hinweise zu DET-Vermarktungsrunden

Informationen für das Verfahren auf unserer Partnerplattform PRISMA

Die Auktionen und Angebote der Regasifizierungskapazitäten der DET werden über unsere Partnerplattform PRISMA abgewickelt. Mit den folgenden Informationen wollen wir Ihnen den Zugang und die Registrierung erleichtern.

Wie Sie Ihr Unternehmen auf der PRISMA-Plattform registrieren:
Um an den Auktionen und Angeboten von DET auf PRISMA teilnehmen zu können, müssen sich Marktteilnehmer zunächst auf der Plattform registrieren lassen. Bitte informieren Sie sich vorab unter folgendem Link: Wie Sie Ihr Unternehmen auf der PRISMA-Plattform registrieren

Bitte registrieren Sie sich anschließend auf der PRISMA-Plattform: Registrierung Ihrer Organisation auf der PRISMA-Plattform

Beantragung einer Zuweisung an einen Betreiber: Nach der erfolgreichen Registrierung auf PRISMA erhalten Marktteilnehmer Zugang zur Plattform. Hier erhalten Sie Informationen, wie Sie der DET zugeordnet und anschließend durch die DET für ihre Auktionen und Angebote freigeschaltet werden können: Beantragung von Zuweisungen an Betreiber

Wie bietet man auf Angebote der DET? Hier sind mehrere Verfahren möglich. Informationen zum Auktionsverfahren erhalten Sie hier: Erläuterungen zum Verfahren der DET-Auktionen und Angebote

Haben Sie als Händler Fragen zur Vermarktung?

Sofern Sie als Händler Fragen zur Vermarktung haben, insbesondere zu den Kapazitäten, digitalen Auktionen und Angeboten der DET, so schreiben Sie uns bitte eine E-Mail an:

Eine umfangreiche Übersicht an FAQs, die erste Ihrer Fragen möglicherweise bereits beantworten, finden Sie auf dieser Seite im nächsten Abschnitt.

Do you as a shipper have questions about marketing?

If you as a shipper have any questions about marketing, in particular about DET's capacities, digital auctions and offers, please send us an e-mail to

A comprehensive overview of FAQs, which may already answer some of your questions, can be found on this page in the next section.

Questions & answers on the latest capacity offerings (2024)

The TSO connecting WHV is OGE, and the one connecting BBÜ is Gasunie.

Unfortunately not, we would require either the LOC or minimum rating.

We publish results shortly after the offering took place. This happens anonymously without disclosing the Bidders/Users.

We needed to update the NDA to allow information exchange between users, which is necessary under new regime. Attached you find the word document of our NDA. Please note, that we use the same NDA for all users. We would consider changes if there are material mistakes.

  1. We have published the reserve price in the Info Memo II, which is available on this page.

  2. The meaning is, that slots in the mandatory offering are not specifically attributed to certain arrival dates yet. The ADP will be concluded in Q4 for the next year. They are defined to be in a certain quarter of a year. They are not part of the borrow and landing regime, therefore discrete slots.

Exactly, you will be requested to state number of bundles (each 4 cargos) you are interested in. The quantities will be allocated if possible. In case of overbooking, we will allocate pro rata. Shippers which fall on the pro-rata allocation below one bundle, will be eliminated. We will always try to market the volumes. In case of pro rata allocation we are allowed to prioritize shippers with large volumes.

  1. Please see Regulated Tariffs in Info Memo II.
  2. The price in phase 2 is pre-defined. The capacity will be allocated on a First Come First Served Basis.

The minimum allocation of one bundle equivalent to four cargos will be applied. Any bids that are reduced by pro-rata allocation below one bundle will be eliminated, and the capacity will be reallocated among the remaining bidders, ensuring optimal utilization of the available capacity.

Yes, each cargo will in a different reference period spread evenly over the year. One in every bundle of four cargos will be firm where it is a first cargo of a reference period. All other cargos will remain flexible until confirmed 10 days ahead of the respective Reference Period.

Yes, the minimum allocation is one bundle, which is generally equivalent to 4 cargos will be applied in the second phase too.

Yes, any shipper acquiring capacity from 2025 onwards will be obliged to pay for the regas capacity and grid entry regardless whether it’s used or not (take or pay).

For Long Term Capacity holders, the annual send out at each terminal will be segmented into reference periods equating to approximately 4 slots. Each shipper that delivers a cargo during a reference period will receive their gas back in a continuous send out across that reference period. This continuous send-out approach requires all shippers to engage in “borrowing and lending” of LNG inventory between other shippers. Any shipper acquiring capacity in the bids will be obliged to pay for regasification capacity and entry into the grid.

General Questions & Answers on Capacity Marketing

With the announcement of the auction, shippers will be informed about the process and the prerequisites for the assignment to the capacity offering. In general the following steps must be taken:

Step 1: Although not mandatory, we recommend to sign the Non-Disclosure Agreement (NDA) to protect your information, or to make reference to an existing NDA. The template is provided by DET.

Step 2: The Auction will take place on the PRISMA platform. Make sure you are registered and request assignment to DET.

Step 3: You will receive approval as an „Approved Bidder“ upon submission of required documents to 'capacities@energy-terminal.de' (described in the announcement of an individual capacity offering). We generally request financial securities in from of a minimum credit rating (S&P BBB-) or a SLBC as a replacement, and a Letter of Agreement to the TUA/GTCs.

Step 4: When entering a specific digital offering, shippers will explicitly accept the terms and conditions of the PRISMA auction platform and of DET. Acceptance of these Terms & Conditions will be a condition to bid. The Terms & Conditions will be published beforehand.

PRISMA is the platfrom where capacity offerings are held. Please follow the instruction under this link to register at PRISMA.

Bidders that do not meet the “Minimum credit Rating” may submit a “Replacement Credit Support” instead. As set out in the Terminal Use Agreement a Letter of Credit of € 6 million issued in advance of the auction will be accepted. Capacity holder in any of the DET’s terminals do fulfill the requirement of the Replacement Credit support, too.

Short-term capacities to be offered/auctioned will be announced on the DET website. Updates are also sent by e-mail to shippers. To be included on to the distribution list, please send your contact details to DET.

DET publishes which capacities have been sold and the respective price. The identity of the bidder/shipper is not disclosed publically. For alignment between shippers, DET may disclose the identy to slot holders in the same terminal in accordance with the respective Non-Disclosure-Agreement.

The LNGV obliges the terminal operator to offer at least 10% of the terminal's annual capacity on short-term basis. Long-term capacity holders (contracts exceeding one year) have to be excluded from the auctioning of these “mandatory” capacities.

Auctions with ascending clock start at a predefined price (in EUR/mmbtu) and volume (e.g. slots with a standard cargo size in mmbtu). The auction closes in the first round if the demand (bids) is equal to or lower than the offered volume. If the demand is higher than the offered volume the auction continues in a next round with an incremented price. Once the price was incremented, the auction closes either when the demand is equal to the offered volume or in a final pay as bid round (check the PRISMA website for details).

Detailed explanation

In an ascending clock auction the final pay as bid round (FPAB) is applied in any round after the first if the demand is lower than the offered volume. Each bidder is then asked to set a price and volume. The reserve price is the price of the preceding round. Bidders with the highest price and highest volume win. Please check the PRISMA website for details.

To incentivize deliveries of LNG to the market, the Terminal Use Agreement (TUA) may stipulate a penalty of 30% on the standard cargo value in OTD capacities.

As per LNGV, long-term capacities - i.e. contracts exceeding one year - are offered to the market at the regulated price. Capacities are allocated pro-rata to all bidders that request a capacity above a predefined minimum. The minimum capacity will be communicated before the open season. Shippers will also be informed how unsold capacities will be offered to the market.

In slot-based products, the offering includes regasification of LNG, the storage at the FSRU, and send-out of the gas.

Among others, the slot-based products do not offer gas in kind, bunkering fuels, harbor fees, tug boats, emission allowances.

The auction starting prices do not include grid entry costs.

The conditions of transfer of grid entry capacity to the User will be set out either in the TUA or in a separate transfer agreement. The actual transfer is processed via PRISMA close to the slot start date (generally several working days before) to avoid capacity transfers being affected by any delivery date changes for whatever reason.

DET books grid entry capacity for all slots on long-term base and will offer these "at cost" to all shippers during their respectice slot. The capacity will be sufficent to send out the maximum cargo size at average GCV during the slot duration.

See TUA which is shared before the offering is held.

Hintergrundinformationen

Über die DET
Die DET ist ein bundeseigenes Unternehmen, das zwei, künftig vier LNG-Terminals mit Nordseezugang betreibt. An allen vier Terminals erfolgt die Regasifizierung über Floating Storage and Regasification Units (FSRU). Als Betreiberin von LNG-Anlagen gemäß Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) obliegt der DET die Vermarktung der entsprechenden Kapazitäten. Eine Kurzvorstellung der DET inklusive der Vorstellung aller vier Terminals finden Sie unter folgendem Link (PDF, englisch)

Terminals
Die DET verantwortet die Vermarktung von jeweils einem Terminal in Brunsbüttel und in Stade sowie zwei Terminals in Wilhelmshaven. Nähere Informationen zu den Terminals finden Sie auf unserer Seite Terminals.

Regulierung
Die Terminals der DET unterliegen hinsichtlich des Drittzugangs (TPA) und der Tarife den Bestimmungen des EnWG. Das bedeutet, dass sich die DET bei der Versteigerung an die Vorgaben der LNG-Verordnung (LNG-V) hält. Dabei soll ein transparenter und diskriminierungsfreier Zugang gewährleistet werden. Entgelte werden durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) genehmigt.

Gasqualität
Das zu regasifizierende Gas muss der 2. Gasfamilie des DVGW-Arbeitsblatts G 260 2021-09 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfaches (DVGW) entsprechen. Der maximal zulässige Wobbe-Index beträgt für die Terminals Brunsbüttel und Stade 55,8 MJ/m3 und für die Terminals Wilhelmshaven 1 und Wilhelmshaven 2 jeweils 56,5 MJ/m3.

Netzanbindung
Unser Angebot beinhaltet ein Produkt aus Regasifizierungskapazitäten am Terminal und der Möglichkeit, feste, frei zuordenbare Netzkapazitäten (FZK) zur Einspeisung in das deutsche Übertragungsnetz und zur Vermarktung des Gases am virtuellen Handelspunkt (VHP) zu buchen. Diese Option stellt sicher, dass Bieter Ihre Kapazitäten entsprechend weitergeleitet bekommen können.

Ergebnisse abgeschlossener Auktionen

Seit Oktober 2023 führt die Deutsche Energy Terminal GmbH regelmäßig Auktionen für Regasifizierungskapazitäten der staatlich betriebenen Terminals mit Nordseeanbindung durch. Hier finden Sie gesammelte Informationen zu allen bisher durchgeführten Auktionen:

Dezember 2023
Kurzfristkapazitäten für das Jahr 2024 am Standort Stade
Auktionsergebnisse
Pressemitteilung

Oktober 2023
Kurzfristkapazitäten für das Jahr 2024 an den Standorten Brunsbüttel und Wilhelmshaven 1
Auktionsergebnisse
Pressemitteilung

LNG-Carrier Genehmigungsprozess

Senden Sie bitte entsprechend des Terminals für die Schiffsnominierung und den Zulassungsantrag das Formular an die folgenden E-Mailadressen:

Terminal WHV 01
Ship Nomination and Request for Approval WHV 01



Terminal BBÜ
Ship Nomination and Request for Approval BBU


Terminal Stade
Ship Nomination and Request for Approval STD

 

Erläuterung des Ablaufs

Grafik Prozessgenehmigung

  1. Antrag auf Genehmigung des Beförderers durch den Terminalnutzer oder eine benannte Person
  2. Prüfung des Antrags durch den FSRU-Betreiber (1. Werktag)
  3. Dokumentenaustausch und Prüfung (innerhalb von 8 Werktagen nach Dokumentenaustausch)
  4. Treffen zur Genehmigungsprüfung
  5. Ankunft des LNG-Tankers zum LNG-Transfertest
  6. Mindestens 10 Werktage

Eine ausführliche Erläuterung des Verfahrens zur Beförderungsgenehmigung und Beantragung einer Genehmigung ist im Verfahren zur Inspektion und Genehmigung von LNG-Schiffen enthalten. Bei Interesse stellen wir Ihnen dieses gerne auf Anfrage zur Verfügung.

Tarif

Entgeltveröffentlichung gemäß § 21 Abs. 3 EnWG

Terminal Wilhelmshaven 1

Zeitraum: 01.01.2023 bis 31.12.2023
Angewandtes Entgelt: 0,35 €/MMBtu
Hinzu kommen Kosten für Emissionszertifikate und Treibstoff (Bunkers), die anhand des tatsächlichen Verbrauchs berechnet werden.

Zeitraum: 01.01.2024 bis 31.03.2024
Angewandtes Entgelt: 0,35 €/MMBtu
Hinzu kommen Kosten für Emissionszertifikate und Treibstoff (Bunkers), die anhand des tatsächlichen Verbrauchs berechnet werden.

Zeitraum: 01.04.2024 bis 31.12.2024
Angewandter Startpreis für Auktionen von Kurzfristkapazitäten nach § 8 Abs. 2 LNGV sowie § 9 Abs. 4 S. 5 Nr. 6 LNGV: 0,55 €/MMBtu

Preisschritt für Auktionen von Kurzfristkapazitäten nach § 9 Abs. 5 S. 3 LNGV: 20 % des angewandten Startpreises

Durch Auktion ermitteltes slotspezifisches Entgelt (Auktionsendpreis): Auktionsergebnisse

Pönale bei Nichtlieferung von LNG oder Lieferung von weniger als 125.000 m³ LNG für einen Slot, der im Rahmen der Auktionen für Kurzfristkapazitäten nach § 8 Abs. 2 LNGV mit Lieferverpflichtung vermarktet wurde: 30 % des Auktionsendpreises

Langfristkapazitäten wurden für das Kalenderjahr 2024 nicht angeboten.

Hinzu kommen die Bereitstellung Gas bzw. LNG „in kind“ durch den Terminalnutzer sowie Entgelte für Bunker und CO2-Emissionen:

  • Bereitstellung von Gas bzw. LNG „in kind“ durch den Terminalnutzer
    Slots im „closed loop“ (voraussichtlich im Zeitraum 1.4. bis 24.5.2024 und 17.10. bis 31.12.2024) erfordern eine „in kind“ Bereitstellung von Gas von 251 t/d oder 2,5 % der Aussendemenge (bezogen auf einen Betrieb im Basisregasifizierungsmodus mit 500 mmscf/d Aussendeleistung). Slots im „open loop“ (voraussichtlich im Zeitraum 25.5. bis 16.10.2024) erfordern eine „in kind“ Bereitstellung von Gas von 65,6 t/d oder 0,7 % der Aussendemenge (bezüglich 500 mmscf/d Aussendeleistung).
  • Entgelt für Bunker
    Wird bestimmt aus (i) dem tatsächlich angefallenen, angemessenen und (durch Rechnungen oder Quittungen) belegten Kosten für Bunker ermittelt nach dem „First-in-First-out-Prinzip“ in Bezug auf die Bunkerbestände des FSRU und unter Verwendung des Euro-Referenzkurses für den USD für den Tag der jeweiligen Bunkerrechnung, oder, wenn keine Preisnotierungen für einzelne Tage, z. B. an Wochenenden oder Feiertagen verfügbar sind, des Tagespreises des nächsten Tages, wie von der Europäischen Zentralbank auf ihrer Website veröffentlicht, multipliziert mit (ii) der Bunkermenge, die in den Motoren und Hilfseinrichtungen des FSRU während eines Slots zur Entladung und Regasifizierung des Terminalnutzers verbraucht wurde. Ein Teil dieser Bunkermenge geht entsprechend der Regelungen des Chartervertrags zu Lasten des FSRU-Eigentümers und wird dementsprechend von diesen Mengen abgezogen.
  • Entgelt für CO2-Emissionen
    Wird bestimmt aus der Summe der (i) täglichen Preisnotierungen eines jeden Tages während eines Slots zur Entladung und Regasifizierung des Terminalnutzers entsprechend dem EEX EUA Spot End of Day Index, oder, wenn keine Preisnotierungen für einzelne Tage, wie z. B. an Wochenenden oder Feiertagen verfügbar sind, des Tagespreises des nächsten Tages, multipliziert mit (ii) der berechneten Menge der CO2-Emissionen aufgrund der internen Nutzung während des Entlade- und Wiederverdampfungszeitraums des Nutzers und/oder des Verbrauchs an Bunker, für die der Nutzer verantwortlich ist. Zur Berechnung der CO2-Emissionen werden die Emissionsfaktoren von 0,0561 t CO2/GJ für Methan und 3,168 t CO2/t low sulphur gasoil herangezogen.

Terminal Brunsbüttel

Zeitraum: 01.01.2023 bis 31.12.2023
Angewandtes Entgelt: 0,40 €/MMBtu Hinzu kommen Kosten für Emissionszertifikate und Treibstoff (Bunkers), die anhand des tatsächlichen Verbrauchs berechnet werden.

Zeitraum: 01.01.2024 bis 31.03.2024
Angewandtes Entgelt: 0,40 €/MMBtu
Hinzu kommen Kosten für Emissionszertifikate und Treibstoff (Bunkers), die anhand des tatsächlichen Verbrauchs berechnet werden.

Zeitraum: 01.04.2024 bis 31.12.2024
Angewandter Startpreis für Auktionen von Kurzfristkapazitäten nach § 8 Abs. 2 EnWG sowie § 9 Abs. 4 S. 5 Nr. 6 LNGV: 0,58 €/MMBtu

Preisschritt für Auktionen von Kurzfristkapazitäten nach § 9 Abs. 5 S. 3 LNGV: 20 % des angewandten Startpreises

Durch Auktion ermitteltes slotspezifisches Entgelt (Auktionsendpreis): Auktionsergebnisse

Pönale bei Nichtlieferung von LNG oder Lieferung von weniger als 125.000 m³ LNG für einen Slot, der im Rahmen der Auktionen für Kurzfristkapazitäten nach § 8 Abs. 2 LNGV mit Lieferverpflichtung vermarktet wurde: 30 % des Auktionsendpreises

Langfristkapazitäten wurden für das Kalenderjahr 2024 nicht angeboten.

Hinzu kommen die Bereitstellung Gas bzw. LNG „in kind“ durch den Terminalnutzer sowie Entgelte für Bunker und Emissionszertifikate:

  • Bereitstellung von Gas bzw. LNG „in kind“ durch den Terminalnutzer
    Slots im „combined loop“ (voraussichtlich im Zeitraum 1.4. bis 25.5.2024 und 19.10. bis 31.12.2024) erfordern eine „in kind“ Bereitstellung von Gas von 43 t/d oder 0,9 % der Aussendemenge (bezogen auf einen durch die externe Wärmelieferung beschränkten Betrieb mit 240 mmscf/d Aussendeleistung). Slots im „open loop“ (voraussichtlich im Zeitraum 26.5. bis 18.10.2024) erfordern eine „in kind“ Bereitstellung von Gas von 56 t/d oder 0,7 % der Aussendemenge (bezüglich dann erreichbarer 400 mmscf/d Aussendeleistung).
  • Entgelt für Bunker
    Wird bestimmt aus (i) dem tatsächlich angefallenen, angemessenen und (durch Rechnungen oder Quittungen) belegten Kosten für Bunker (ermittelt nach dem „First-in-First-out-Prinzip“ in Bezug auf die Bunkerbestände des FSRU und unter Verwendung des Euro-Referenzkurses für den USD für den Tag der jeweiligen Bunkerrechnung, oder, wenn keine Preisnotierungen für einzelne Tage z. B. an Wochenenden oder Feiertagen verfügbar sind, des Tagespreises des nächsten Tages, wie von der Europäischen Zentralbank auf ihrer Website veröffentlicht, multipliziert mit (ii) der Bunkermenge, die in den Motoren und Hilfseinrichtungen des FSRU während eines Slots zur Entladung und Regasifizierung des Terminalnutzers verbraucht wurde. Ein Teil dieser Bunkermenge geht entsprechend der Regelungen des Chartervertrags zu Lasten des FSRU-Eigentümers und wird dementsprechend von diesen Mengen abgezogen.
  • Entgelt für CO2-Emissionen
    Wird bestimmt aus der Summe der (i) täglichen Preisnotierungen eines jeden Tages während eines Slots zur Entladung und Regasifizierung des Terminalnutzers entsprechend dem EEX EUA Spot End of Day Index, oder, wenn keine Preisnotierungen für einzelne Tage, wie z. B. an Wochenenden oder Feiertagen verfügbar sind, des Tagespreises des nächsten Tages, multipliziert mit (ii) der berechneten Menge der CO2-Emissionen aufgrund der internen Nutzung während des Entlade- und Wiederverdampfungszeitraums des Nutzers und/oder des Verbrauchs an Bunker, für die der Nutzer verantwortlich ist. Zur Berechnung der CO2-Emissionen werden die Emissionsfaktoren von 0,0561 t CO2/GJ für Methan und 3,168 t CO2/t low sulphur gasoil herangezogen.

Terminal Stade

Zeitraum: 15.04.2024 bis 31.12.2024 Angewandter Startpreis für die ersten Teilauktionen von Kurzfristkapazitäten nach § 8 Abs. 2 LNGV sowie § 9 Abs. 4 S. 5 Nr. 6 LNGV: 0,55 €/MMBtu

Maximaler Startpreis für weitere Auktionen von Kurzfristkapazitäten nach § 8 Abs. 2 LNGV sowie § 9 Abs. 4 S. 5 Nr. 6 LNGV: 1,53 €/MMBtu (anzuwendender Startpreis noch zu bestimmen)

Preisschritt für Auktionen von Kurzfristkapazitäten nach § 9 Abs. 5 S. 3 LNGV: 20 % des angewandten Startpreises

Durch Auktion ermitteltes slotspezifisches Entgelt (Auktionsendpreis): Auktionsergebnisse

Pönale bei Nichtlieferung von LNG oder Lieferung von weniger als 125.000 m3 LNG für einen Slot, der im Rahmen der Auktionen für Kurzfristkapazitäten nach § 8 Abs. 2 LNGV mit Lieferverpflichtung vermarktet wurde: 30 % des Auktionsendpreises

Langfristkapazitäten werden für das Kalenderjahr 2024 nicht angeboten.

Hinzu kommen die Bereitstellung Gas bzw. LNG „in kind“ durch den Terminalnutzer sowie Entgelte für Bunker und CO₂-Emissionen:

  • Bereitstellung von Gas bzw. LNG „in kind“ durch den Terminalnutzer Slots im „closed loop“ (voraussichtlich im Zeitraum 15.04.-30.04.2024 sowie 01.11.-31.12.2024) erfordern eine „in kind“ Bereitstellung von Gas bzw. LNG in Höhe von 227,1 t/d oder 2,3 % der Aussendemenge (bezogen auf einen Betrieb im Basisregasifizierungsmodus mit 500 mmscf/d Aussendeleistung). Slots im „open loop“ (voraussichtlich im Zeitraum 01.05.-31.10.2024) erfordern eine „in kind“ Bereitstellung von Gas bzw. LNG in Höhe von 45,9 t/d oder 0,46 % der Aussendemenge (bezogen auf einen Betrieb im Basisregasifizierungsmodus mit 500 mmscf/d Aussendeleistung).
  • Entgelt für Bunker Wird bestimmt aus (i) den tatsächlich angefallenen, angemessenen und (durch Rechnungen oder Quittungen) belegten Kosten für Bunker ermittelt nach dem „First-in-First-out-Prinzip“ in Bezug auf die Bunkerbestände des FSRU und unter Verwendung des Euro-Referenzkurses für den USD für den Tag der jeweiligen Bunkerrechnung, oder, wenn keine Preisnotierungen für einzelne Tage, z. B. an Wochenenden oder Feiertagen verfügbar sind, des Tagespreises des nächsten Tages, wie von der Europäischen Zentralbank auf ihrer Website veröffentlicht, multipliziert mit (ii) der Bunkermenge, die in den Motoren und Hilfseinrichtungen des FSRU während eines Slots zur Entladung und Regasifizierung des Terminalnutzers verbraucht wurde. Ein Teil dieser Bunkermenge geht entsprechend der Regelungen des Chartervertrags zu Lasten des FSRU-Eigentümers und wird dementsprechend von diesen Mengen abgezogen.
  • Entgelt für CO₂-Emissionen Wird bestimmt aus der Summe der (i) täglichen Preisnotierungen eines jeden Tages während eines Slots zur Entladung und Regasifizierung des Terminalnutzers entsprechend dem EEX EUA Spot End of Day Index, oder, wenn keine Preisnotierungen für einzelne Tage, wie z. B. an Wochenenden oder Feiertagen verfügbar sind, des Tagespreises des nächsten Tages, multipliziert mit (ii) der berechneten Menge der CO₂-Emissionen aufgrund der internen Nutzung während des Entlade- und Wiederverdampfungszeitraums des Nutzers und/oder des Verbrauchs an Bunker, für die der Nutzer verantwortlich ist. Zur Berechnung der CO₂-Emissionen werden die Emissionsfaktoren von 0,0561 t CO₂/GJ für Methan (bei Gas- und LNG-Mengen) und 3,157 t CO₂/t marine diesel oil (bei Bunker-Mengen) herangezogen.