Deutsche Energy Terminal Ka­pa­zi­täts­ver­mark­tung

Die staatliche Betreibergesellschaft Deutsche Energy Terminal GmbH (DET) führt regelmäßig Auktionen für Regasifizierungskapazitäten, einschließlich Speicherung und Send-Out durch. In digitalen Auktionsrunden können Marktteilnehmer Nutzungsrechte für Kurz- und Langfristkapazitäten an den staatlich betriebenen Terminals an der deutschen Nordseeküste erwerben. Auf dieser Webseite stellen wir interessierten Marktteilnehmern Unterlagen für die jeweils aktuellen Vermarktungen zur Verfügung, sofern diese stattfinden. Außerdem finden Sie eine allgemeingültige Anleitung für unser Auktionsverfahren, Hintergrundiformationen, gesammelte Fragen von Marktteilnehmern sowie Ergebnisse bereits durchgeführter Auktionen.

Deutsche Energy Terminal Capacity Marketing

The public-sector operating company Deutsche Energy Terminal GmbH (DET) regularly holds auctions for regasification capacities, including storage and send-out. In digital auction rounds, market participants can acquire utilization rights for short-term and long-term capacities at the state-operated terminals on the German North Sea coast. On this website, we provide interested market participants with documents for the current auctions, whenever they take place. You will also find general instructions for our auction procedure, background information, a collection of questions from market participants and the results of auctions that have already taken place.

Nächste Auktionen im April 2024

Nachdem die DET in Oktober und Dezember 2023 erstmals Auktionen für Regasifizierungskapazitäten für die Standorte Brunsbüttel, Stade und Wilhelmshaven I durchgeführt hat, sind für April 2024 bereits weitere Auktionen geplant. Diese Auktionen betreffen alle vier Standorte der DET und beinhalten sowohl Kurz- als auch Langfristkapazitäten.

Sobald hierzu genaue Daten feststehen, werden wir Ihnen auf dieser Seite Unterlagen für die Auktionen sowie alle sonstigen weiterführenden Informationen zur Verfügung stellen.

Upcoming auctions in April 2024

After DET held its first auctions for regasification capacities for the Brunsbüttel, Stade and Wilhelmshaven I termials in October and December 2023, further auctions are already planned for April 2024. These auctions concern all four DET sites and include both short-term and long-term capacities.

As soon as the exact dates are known, we will provide you with documents for the auctions and all other further information on this page.

Fragen zur Kapazitätsvermarktung (FAQ)

Gerne möchten wir Sie transparent über alle Fragen informieren, die uns von Marktteilnehmern im Zusammenhang mit unserer Kapazitätsvermarktung erreicht haben. Sie finden hier eine PDF verlinkt, in der alle gestellten Fragen gemeinsam mit unseren Antworten gelistet sind. Das Dokument aktualisieren wir regelmäßig.
Übersicht Fragen zur Kapazitätsvermarktung (Englisch)

Questions on Capacity Marketing (FAQ)

We would like to inform you transparently about all questions we have received from market participants in connection with our Capacity Marketing. You will find a PDF linked here in which all questions asked are listed together with our answers. We update the document regularly.
Overview of questions on capacity marketing

Allgemeine Informationen zur Vermarktung

Informationen für das Verfahren auf unserer Partnerplattform PRISMA

Die Auktionen der Regasifizierungskapazitäten der DET werden über unsere Partnerplattform PRISMA abgewickelt. Um Ihnen den Zugang und die Nutzung dieser Plattform zu erleichtern, stellen wir Ihnen die folgenden Informationen zur Verfügung, damit Sie sich auf der PRISMA-Plattform registrieren und diese nutzen können.

Wie Sie Ihr Unternehmen auf der PRISMA-Plattform registrieren:

Um an den Auktionen von DET auf PRISMA teilnehmen zu können, müssen sich Marktteilnehmer zunächst auf der Plattform registrieren lassen - folgen Sie der schrittweisen Anleitung, die sie dort vorfinden werden, um zu erfahren, wie Sie ein registrierter Shipper auf der PRISMA-Plattform werden können.

Links zur PRISMA-Plattform:
Wie Sie Ihr Unternehmen auf der PRISMA-Plattform registrieren
Registrierung Ihrer Organisation auf der PRISMA-Plattfom

Beantragung von Zuweisungen an Betreiber:

Nachdem sich Marktteilnehmer erfolgreich auf PRISMA registriert haben, erhalten sie Zugang zur Plattform. Sie erhalten Informationen, wie sie die Freigabe von DET für die Auktionen bekommen.

Links zur PRISMA-Plattform:
Beantragung von Zuweisungen an Betreiber

Wie nimmt man an den DET-Auktionen teil?

Beschreibung des Auktionsalgorithmus, der beiden DET-Auktionen auf der PRISMA-Plattform verwendet wird. Jede Auktion besteht aus mehreren Auktionsrunden.

Links zur PRISMA-Plattform:
Wie Sie an DET-Auktionen teilnehmen

Anschließende Schritte bei der DET

Sobald Sie die oben genannten Schritte auf der PRISMA-Plattform abgeschlossen haben, folgen Sie bitte den Anweisungen für die weiteren Schritte im jeweiligen Informationsmemorandum der aktuellen Auktion, das sie in der obenstehenden Liste aus relevanten Dokumente finden.

Dem Informationsmemorandum entsprechend müssen Sie, um für die DET-Auktionen zugelassen zu werden, das Letter of Agreement ausfüllen und spätestens 7 Tage vor der Auktion an auctions@energy-terminal.de zurücksenden und das erforderliche Credit Rating nachweisen.

General information on marketing

Information for the procedure on our partner platform PRISMA

The auctions for DET regasification capacities will be handled by our partner platform PRISMA. To assist you in accessing and using the PRISMA platform, we are providing you with the following information to enable you to register on and use the platform.



How you can register your company on the PRISMA platform:

In order to take part in the DET auctions on the PRISMA website, you will first need to register as a shipper on the platform – to find out how to register as a shipper on the PRISMA platform, follow the step-by-step instructions you will find on the platform.

Links to the PRISMA platform:
Application for allocation to the operator:
Register as a shipper on the platform


Application for allocation to the operator:

After you have successfully registered as a shipper on the PRISMA platform, you will obtain access to the platform and receive information on how to obtain the approval of DET for participation in the auctions.

Links to the PRISMA platform:
Application for allocation to the operator

Who will be taking part in the DET auctions?

Description of the auction algorithm which will be used for the two DET auctions on the PRISMA platform. Each auction will contain several auction rounds.

Links to the PRISMA platform:
Who will be taking part in the DET auctions?

Following steps with the DET

Once you have completed the above steps on the PRISMA platform, please follow the instructions for further steps in the respective information memorandum of the current auction, which you can find in the list of relevant documents above.

According to the Information Memorandum, in order to be eligible for the DET auctions, you must complete the Letter of Agreement and return it to auctions@energy-terminal.de at least 7 days prior to the auction and provide proof of the required credit rating.

Hintergrundinformationen

Über die DET

Die DET ist ein bundeseigenes Unternehmen, das vier LNG-Terminals im Nordseegebiet betreibt. An allen vier Terminals erfolgt die Regasifizierung über Floating Storage and Regasification Units (FSRU). Als Betreiber von LNG-Anlagen gemäß 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 sowie dem Produktangebot für die kommende Auktionen finden Sie in unserer Seite Händlerinformationen.

Regulierung

Die Terminals der DET unterliegen hinsichtlich des Drittzugangs (TPA) und der Tarife den Bestimmungen des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG). Das bedeutet, dass sie sich bei der Versteigerung an die Vorgaben der LNG-Verordnung (LNG-V) hält. Insbesondere soll ein transparenter und diskriminierungsfreier Zugang gewährleistet. 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

Das Angebot beinhaltet ein Produkt aus Regasifizierungskapazität 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.

Basic Information

About DET

DET is a company wholly owned by the German Federal Government that operates four LNG terminals in the North Sea area. At all four terminals, regasification takes place via Floating Storage and Regasification Units (FSRUs). In its role as an operator of LNG facilities pursuant to EnWG (German Energy Industry Act), DET is responsible for marketing the corresponding capacities.

Terminals

DET is responsible for the marketing of one terminal in Brunsbüttel, one in Stade and two terminals in Wilhelmshaven. You will find further information on the terminals and the product offering for the upcoming auctions in our Capacity Marketing Memorandum. A short introduction of DET including the presentation of all four terminals can be found under this link. (PDF-file)

Regulation

DET’s terminals are regulated under the German EnWG (Energy Industry Act) as regards third-party access (TPA) and tariffs. This means that auctions are carried out in accordance with the requirements of the LNG Ordinance (LNG-Verordnung – LNG-V). In particular, transparent and non-discriminatory access is to be ensured and maximum tariffs are approved by the German Federal Network Agency (BNetzA)

Gas quality

The gas to be regasified must meet the requirements for the second gas family laid down in Code of Practice G 260 2021-09 of Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches (DVGW – German Technical and Scientific Association for Gas and Water). The maximum allowable Wobbe number is 56.5 MJ/m³ for the Wilhelmshaven 1 and 2 terminals and 55.8 MJ/m³ for the Brunsbüttel and Stade terminals.

Grid connection

The product offered includes regasification capacity at the terminal and the possibility of booking firm, freely allocable grid capacities (FZK) for send-out to the German TSO grid and the marketing of the gas at the virtual trading point (VTP). This option ensures that bidders will be able to ensure that their gas is transmitted.

Ergebnisse abgeschlossener Auktionen

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

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

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

Results of completed auctions

Since October 2023, Deutsche Energy Terminal GmbH has been holding regular auctions for regasification capacities at the state-operated terminals on the German North Sea coast. Here you will find collected information on all auctions held so far:

October 2023
Short-term capacities for 2024 at the Brunsbüttel and Wilhelmshaven 1 terminals
Auction results
Press release

December 2023
Short-term capacities for 2024 at the Stade terminal
Auction results
Press release

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 https://www.ecb.europa.eu/stats/policy_and_exchange_rates/euro_reference_exchange_rates/html/index.en.html 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 (www.eex.com/de/marktdaten/umweltprodukte/spot), 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.

Tariff

Tariff publication in accordance with Sec. 21 Par. 3 EnWG

Terminal Wilhelmshaven 1


Period: 1 Jan 2023 to 31 Dec 2023
Applied tariff: 0.35 €/MMBtu
Costs for emission allowances and fuel (bunkers), which are calculated based on actual consumption, are added.

Period: 1 Jan 2024 to 31 Mar 2024
Applied tariff: 0.35 €/MMBtu
Costs for emission allowances and fuel (bunkers), which are calculated based on actual consumption, are added.

Period: 1 Apr 2024 to 31 Dec 2024
Applied starting price for auctions of short-term capacities pursuant to Sec. 8 Par. 2 LNGV as well as Sec. 9 Par. 4 Cl. 5 Nr. 6 LNGV: 0.55 €/MMBtu

Price step for auctions of short-term capacities pursuant to Sec. 9 Par. 5 Cl. 3 LNGV: 20 % of the applied starting price

Slot specific tariff determined by auction (final auction price):
Auction Results

Penalty for non-delivery of LNG or delivery of less than 125,000 m³ LNG for a slot that was marketed as part of the auctions for short-term capacities pursuant to Sec. 8 Par. 2 LNGV with obligation to deliver: 30 % of the final auction price

Long-term capacities have not been offered for the calendar year 2024.

Gas resp. LNG in kind has to be provided by the terminal user and tariffs for bunkers and CO² emissions are added:

  • Provision of gas resp. LNG in kind by the terminal user
    Slots in closed loop (expected in the period 1 Apr to 24 May 2024 and 17 Oct to 31 Dec 2024) require an in kind provision of gas of 251 t/d or 2.5 % of the send-out volume (referring to an operation in base regasification mode with 500 mmscf/d send-out capacity).

    Slots in open loop (expected in the period 25 May to 16 Oct 2024) require an in kind provision of gas of 65.6 t/d or 0.7 % of the send-out volume (referring to 500 mmscf/d send-out capacity).

  • Tariff for bunkers
    Consisting of (i) the actually incurred, reasonable and documented (by invoices or receipts) Bunkers price determined according to the “first in first out principle” in respect of the FSRU’s Bunkers stock levels and using the Euro foreign exchange reference rate for USD for the day of the respective Bunkers invoice, or, if no price quotations are available for individual days, e.g. on weekends or public holidays, the daily price of the next day, as published by the European Central Bank on its website https://www.ecb.europa.eu/stats/policy_and_exchange_rates/euro_reference_exchange_rates/html/index.en.html multiplied by (ii) the quantity of Bunkers consumed in the FSRU’s engines and auxiliaries during the User’s Unloading and Regasification Period. Pursuant to the Time Charter Party a portion of such quantity of Bunkers are for the account of FSRU Owner and is therefore deduced from such quantities.

  • Tariff for CO² emissions
    Consisting of the sum of (i) the daily price quotations of each day during the User’s Unloading and Regasification Period on the EEX EUA Spot End of Day Index (www.eex.com/de/marktdaten/umweltprodukte/spot), or, if no price quotations are available for individual days, e.g. on weekends or public holidays, the daily price of the next day, multiplied by (ii) the calculated amount of CO² emissions due to Internal Use during the User’s Unloading and Regasification Period and/or consumption of the quantity of Bunkers for which the User is liable. For the calculation of CO² emissions, the emission factors of 0.0561 t CO²/GJ for methane and 3.168 t CO²/t low sulphur gasoil are applied.

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 https://www.ecb.europa.eu/stats/policy_and_exchange_rates/euro_reference_exchange_rates/html/index.en.html 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 (www.eex.com/de/marktdaten/umweltprodukte/spot), 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


Period: 1 Jan 2023 to 31 Dec 2023
Applied tariff: 0.40 €/MMBtu
Costs for emission allowances and fuel (bunkers), which are calculated based on actual consumption, are added.

Period: 1 Jan 2024 to 31 Mar 2024
Applied tariff: 0.40 €/MMBtu
Costs for emission allowances and fuel (bunkers), which are calculated based on actual consumption, are added.

Period: 1 Apr 2024 to 31 Dec 2024
Applied starting price for auctions of short-term capacities pursuant to Sec. 8 Par. 2 LNGV as well as Sec. 9 Par. 4 Cl. 5 Nr. 6 LNGV: 0.58 €/MMBtu

Price step for auctions of short-term capacities pursuant to Sec. 9 Par. 5 Cl. 3 LNGV: 20 % of the applied starting price

Slot specific tariff determined by auction (final auction price):
Auction Results

Penalty for non-delivery of LNG or delivery of less than 125,000 m³ LNG for a slot that was marketed as part of the auctions for short-term capacities pursuant to Sec. 8 Par. 2 LNGV with obligation to deliver: 30 % of the final auction price

Long-term capacities have not been offered for the calendar year 2024.

Gas resp. LNG in kind has to be provided by the terminal user and tariffs for bunkers and CO² emissions are added:

  • Provision of gas resp. LNG in kind by the terminal user
    Slots in combined loop (expected in the period 1 Apr to 25 May 2024 and 19 Oct to 31 Dec 2024) require an in kind provision of gas of 43 t/d or 0.9 % of the send-out volume (referring to an operation limited by the external heat supply with 240 mmscf/d send-out capacity).

    Slots in open loop (expected in the period 26 May to 18 Oct 2024) require an in kind provision of gas of 56 t/d or 0.7 % of the send-out volume (referring to then achievable 400 mmscf/d send-out capacity).

  • Tariff for bunkers
    Consisting of (i) the actually incurred, reasonable and documented (by invoices or receipts) Bunkers price determined according to the “first in first out principle” in respect of the FSRU’s Bunkers stock levels and using the Euro foreign exchange reference rate for USD for the day of the respective Bunkers invoice, or, if no price quotations are available for individual days, e.g. on weekends or public holidays, the daily price of the next day, as published by the European Central Bank on its website https://www.ecb.europa.eu/stats/policy_and_exchange_rates/euro_reference_exchange_rates/html/index.en.html multiplied by (ii) the quantity of Bunkers consumed in the FSRU’s engines and auxiliaries during the User’s Unloading and Regasification Period. Pursuant to the Time Charter Party a portion of such quantity of Bunkers are for the account of FSRU Owner and is therefore deduced from such quantities.

  • Tariff for CO² emissions
    Consisting of the sum of (i) the daily price quotations of each day during the User’s Unloading and Regasification Period on the EEX EUA Spot End of Day Index (www.eex.com/de/marktdaten/umweltprodukte/spot), or, if no price quotations are available for individual days, e.g. on weekends or public holidays, the daily price of the next day, multiplied by (ii) the calculated amount of CO² emissions due to Internal Use during the User’s Unloading and Regasification Period and/or consumption of the quantity of Bunkers for which the User is liable. For the calculation of CO² emissions, the emission factors of 0.0561 t CO²/GJ for methane and 3.168 t CO²/t low sulphur gasoil are applied.