02/09. bne kompass. Kapazitäten für alle. Wie neue Anbieter die Gasversorgung sichern

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1 02/09 bne kompass Kapazitäten für alle Wie neue Anbieter die Gasversorgung sichern

2 editorial / inhalt Editorial Inhaltsverzeichnis Liebe Leser, das Gaswirtschaftsjahr hat begonnen, der Winter steht vor der Tür und die ersten Gerüchte einer weiteren russisch-ukrainischen Gaskrise machen die Runde. Aktuell sind in diesem Herbst die Argumente der neuen Gaslieferanten, wie durch liquiden Wettbewerb und neue Angebote mögliche Auswirkungen einer Krise abgefedert werden können. Dass die tatsächliche Auslastung der Gas-Netze dabei kein wirkliches Problem darstellt, hat die letzte Krise gezeigt: Mit einem Mal spielten angeblich stets ausgebuchte Kapazitäten keine Rolle mehr und Netze und Speicher konnten zeigen was sie können wenn sie nur dürfen. Evident ist, dass dauerhafte Versorgungssicherheit nicht durch große alte Importverträge, sondern nur durch den Ausbau und die Diversifizierung der Importstrukturen sowie die Verbesserung der Wettbewerbsbedingungen zu gewährleisten ist. In unserem aktuellen kompass Kapazitäten für alle Wie neue Anbieter die Gasversorgung sichern benennt der Bundesverband Neuer Energieanbieter daher die brennendsten Punkte, die Politik und Regulierer angehen müssten, damit neue Lieferanten eine sichere Versorgung mit Gas problemlos gewährleisten können. An welchen Stellen die veraltete Gasnetzzugangsverordnung dringend geändert werden muss, erläutert bne-gasmarktexpertin Anne Köhler in einem Überblicksartikel auf den Seiten 5 bis 7. Über die Hauptprobleme der Eni/Distrigas bei der Belieferung deutscher Kunden mit Gas und die entsprechenden Lösungsvorschläge berichtet Florimond Dijkinga auf den Seiten 10 und 11. Jan Ingwersen von der DONG Energy erklärt in einem Interview, welche Hindernisse sein Unternehmen bereits überwunden hat und wo sich das Unternehmen Unterstützung durch die deutsche Politik wünscht (Seite 12 und 13). Dass die Forderungen der neuen Anbieter nach grundsätzlich buchbaren, festen Kapazitäten mehr als berechtigt sind, bestätigt der Chef der österreichischen Regulierungsbehörde in seinem Artikel auf den Seiten 14 und 15. Und wie es sich in den Niederlanden mit funktionierendem Kapazitätsmanagement und einem einzigen Gasmarktgebiet lebt, beschreibt Dr. Michael Kleemiß von der deutschen Tochter des niederländischen Netzbetreibers Gasunie (Seite 16 und 17). Abgerundet wird dieser bne-kompass durch zwei Artikel, mit denen die gesetzlichen Rahmenbedingungen beleuchtet werden: Auf Seite 8 hat die bne-geschäftsstelle die Gasmarkt-spezifischen Regelungen des 3. Binnenmarktpakets extrahiert. Die europäischen Vorgaben für mehr Gasversorgungssicherheit haben wir auf Seite 9 zusammengefasst. Wir wünschen Ihnen eine informative, anregende Lektüre. bne spotlights 03 Ein bewährtes Netzwerk - to be continued 03 Die Geschäftsstelle wächst weiter Novelle der Gasnetzzugangsverordnung: Korrigieren, standardisieren, Transparenz schaffen 05 Eni/Distrigas: Grüne Ampeln bei Kapazitätsbuchungen gefordert 08 DONG Energy im Interview: Neue Anbieter fordern feste Kapazitäten 10 Versorgungssicherheit aus europäischer Sicht: Mehr Binnenmarkt soll weitere Gaskrisen abfedern 12 Drittes EU-Energiebinnenmarktpaket im Überblick: Änderungen für den Gasmarkt 13 bne perspektive 14 ERGEG zu grenzüberschreitendem Gashandel und Netzausbau: Engpässe überwinden! 14 Gasunie: Die Gasdrehscheibe Nordwest-Europa im Blick 16 bne intern 18 Der Arbeitskreis Marktstruktur: Freier Gasnetzzugang für alle 18 Berliner Energietage: Energieeffizienz und Wettbewerb 18 bne stellt vor 19 Köpfe der Energiepolitik Folge 8: Michael Kauch, Mdb 19 Impressum Herausgeber: Bundesverband Neuer Energieanbieter e.v. Vereinsregister-Nr.: 23212Nz AG Charlottenburg V.i.S.d.P.: Robert Busch Redaktion: Annette Solzin, Kerstin Maria Rippel, Cornelia Nix (CN) Mitarbeit: Anne Köhler (AK), Björn Nemak (BN) Grafik: FORMZO GmbH, Produktion: Pinguin Druck GmbH Fotos: Die Hoffotografen (S. 2,3); Deutscher Bundestag (S. 3); Fotolia (S. 8,14,16); istockphoto (S. 4,13) Ausgabe: 2/2009 Auflage: bne (Nachdruck auch auszugsweise nur mit Genehmigung des Herausgebers) 2

3 bne spotlights Ein bewährtes Netzwerk to be continued Vom grünen Außenminister zum Lobbyisten für die alteingesessene Energiewirtschaft: Joschka Fischer machte den Schröder und wechselte im Juli 2009 zu RWE und OMV als politischer Berater für Nabucco. Und so zeigt sich ein weiteres Mal, wie nützlich die guten Verbindungen der alten Energiewirtschaft zur Politik sein können weniger für den Wettbewerb als für die betroffenen Politiker. Politik Reinhard Schultz (SPD) MdB seit 1994, Mitglied im Ausschuss für Wirtschaft und Technologie Ulrich Klinkert (CDU) von 1994 bis 1998 Parlamentarischer Staatssekretär im Bundesumweltministerium Wolfgang Dirschauer (SPD) von 1998 bis 2007 Energiereferent der SPD-Bundestagsfraktion Politik Joschka Fischer (Bündnis 90/Die Grünen) von 1983 bis 2006 MdB von 1998 bis 2005 Vizekanzler und Außenminister seit 2003 Abteilungsleiter Public Affairs der Vattenfall Europe AG seit 2007 Leiter Klimapolitik der Vattenfall Europe AG seit Juli 2009 politischer Berater bei OMV Gas & Power GmbH und RWE Supply & Trading GmbH + Energiewirtschaft seit 2001 Aufsichtsratsmitglied der Vattenfall Europe Mining AG Energiewirtschaft Werner Müller von 1998 bis 2002 Wirtschaftsminister Gerhard Schröder (SPD) von 1998 bis 2005 Bundeskanzler Wolfgang Clement (SPD) von 2002 bis 2005 Wirtschaftsminister : VEBA AG : RAG AG (Evonik AG), seit 2005 Aufsichtsratsvorsitzender der Deutschen Bahn AG seit 2000 Auktionärsausschussvorsitzender der GAZPROM-Tochter Nord Stream AG seit 2006 Aufsichtsratsmitglied der RWE Power AG, seit 2009 Aufsichtsratsmitglied der Energy Consulting Die Geschäftsstelle wächst weiter Björn Nemak unterstützt das Team der bnegeschäftsstelle seit dem 1. August. Der 28jährige Wirtschaftsingenieur begann nach dem Studium an der Fachhochschule für Technik und Wirtschaft in Berlin seine energiewirtschaftliche Karriere bei den Stadtwerken Düsseldorf. Dort war Nemak zunächst als Trainee und im direkten Anschluss als Strategiereferent im Vertrieb des Unternehmens tä- tig. Vor seiner Tätigkeit für den bne arbeitete er als Produktmanager Fernwärme und Contracting für die Stadtwerke Düsseldorf. Björn Nemak hat konkrete Ziele für die Arbeit bei den neuen Anbietern: Im Kampf für mehr Wettbewerb auf den Energiemärkten werde ich mich vor allem auf den Bereich Gas konzentrieren. Besonders beim Netzanschluss neuer Gaskraftwerke und bei der Regelener- giebeschaffung werde ich die bne-geschäftsstelle künftig unterstützen. Darüber hinaus wird Nemaks Tätigkeit in den Bereichen Stromerzeugung und Stromnetzentgelte liegen. Wir begrüßen Björn Nemak herzlich beim bne und freuen uns auf eine erfolgreiche Zusammenarbeit! CN 3

4 Kapazitäten für alle Wie neue Anbieter die Gasversorgung sichern Wettbewerb auf dem Gasmarkt ist das gewollte, politische Ziel über nahezu alle Parteigrenzen hinweg. Hauptziele sind schnelle und einfache Wechselmöglichkeiten sowie angemessene Preise. Doch Wettbewerb kann mehr. Das Potential eines funktionierenden wettbewerblichen Gasmarktes wird immer noch unterschätzt insbesondere dann, wenn es um die Verbesserung der Versorgungssicherheit geht. Dieses Metier wird bislang vornehmlich der alten oligopolistisch geprägten Gaswirtschaft zugeordnet, obwohl die letzte russisch-ukrainische Gaskrise gezeigt hat, dass die schwerfälligen Großbezugsverträge keinesfalls sicher sind. Es hat sich herausgestellt, dass Netze und Speicher sehr viel mehr leisten können als bisher zugege- ben jedenfalls, wenn es die Vertriebsschwestern wünschen. Wie wettbewerbliche Strukturen die Gasversorgungssicherheit in Deutschland und Europa nachhaltig verbessern, erläutern die bne-mitgliedsunternehmen Eni/Distrigas und DONG Energy im. Zuvor werden die notwendigen Rahmenbedingungen auf europäischer und nationaler Ebene benannt speziell im Hinblick auf die aktuelle Novellierung der Gasnetzzugangsverordnung. Denn die bisherige Aufteilung des Gasmarktes in Monopolbastionen bei knapp gehaltenen Kapazitäten macht es den Wettbewerbern nicht gerade einfach, eine sichere, problemlose Versorgung mit Gas zu gewährleisten. Fokus 1: Novelle der Gasnetzzugangsverordnung Korrigieren, standardisieren, Transparenz schaffen Seite 5 Fokus 2: Eni/Distrigas Grüne Ampeln bei Kapazitätsbuchungen gefordert Seite 8 Fokus 3: DONG Energy im Interview Neue Anbieter fordern feste Kapazitäten Seite 10 Fokus 4: Versorgungssicherheit aus europäischer Sicht Mehr Binnenmarkt soll weitere Gaskrisen abfedern Seite 12 Anzeiger: Drittes EU-Energiebinnenmarktpaket im Überblick Änderungen für den Gasmarkt Seite 13

5 Novelle der Gasnetzzugangsverordnung Korrigieren, standardisieren, Transparenz schaffen Gründe für die Novelle der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) gibt es viele längst überfällig ist sie allemal: Die Regeln der Verordnung passten schon bei ihrer Verabschiedung im Juli 2005 nicht mehr zu den gesetzlichen Vorgaben zum Entry-Exit-System im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG). Neben der Umsetzung dieses Zweivertragsmodells sollen in der Novelle auch den durch Festlegungen der BNetzA geänderten Marktregeln Rechnung getragen werden. Vor allem aber ist es höchste Zeit, verschiedene grundlegende Maßnahmen zur Verbesserung des Netzzugangs im Sinne des Wettbewerbs und der Entwicklung eines liquiden Gasmarktes in Deutschland umzusetzen. Der Artikel von bne-gasmarktexpertin Anne Köhler fasst die wesentlichen Forderungen und Vorschläge der neuen Anbieter zusammen. Im Fokus des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWi), als federführendem Exekutivorgan bei der GasNZV-Novelle, stehen neben Regelungen zur Reduzierung der Marktgebiete auch der Zugang von Gaskraftwerken und Speichern zum Gasnetz sowie die Neugestaltung der Kapazitätsvergabe. Auch Vorgaben für die Regelenergiebeschaffung, eine entsprechende Integration von bereits vorhandenen Festlegungen der Bundesnetzagentur (BNetzA) zu Marktregeln (etwa: Bilanzierung und Lieferantenwechsel) sowie eine Anpassung der Festlegungskompetenzen der BNetzA stehen auf der Agenda des Ministeriums. Neue Anbieter erwarten dabei im Grundsatz die Beseitigung von Wettbewerbsverzerrungen und die Herstellung gleicher Netzzugangsbedingungen für alle unter einfachen, standardisierten, transparenteren und nicht diskriminierenden Bedingungen. 1. Marktgebiete: Weniger ist mehr Seit das Zweivertragsmodell für den Gasnetzzugang durchgesetzt wurde, ist die Anzahl der Marktgebiete die Kernfrage, wenn es um die Wettbewerbsentwicklung im deutschen Gasmarkt geht. Die Formel ist schlicht: Solange es mehr als ein Marktgebiet gibt, bleibt die Transportpfadabhängigkeit beim Netzzugang durch Dritte in Teilen bestehen. Auch die vom BMWi eingesetzte Projektgruppe Energiepolitisches Programm (PEPP) stellte im August 2008 fest: Die Anzahl der Gasmarktgebiete ist für den Wettbewerb im Gasbereich wesentlich. Eine weitere Reduzierung der Gasmarktgebiete in Deutschland führt zu geringeren Kosten und ist im Interesse der Verbraucher. Dieser Prozess ist deshalb weiter zu forcieren. In der Tat würde keine andere einzelne Maßnahme den Wettbewerb vergleichbar schnell und nachhaltig stärken wie eine Reduktion der Marktgebiete. Kapazitätsbuchungen an den Entry-Exit-Punkten zwischen Marktgebieten entfielen, der Zugang zu liquiden Handelsplätzen würde erleichtert und die Verfügbarkeit von Regelenergieangebot sowie Speicherkapazitäten in der vergrößerten Bilanzzone verbessert. Ein weiterer positiver Nebeneffekt: Die Dominanz eines einzelnen Anbieters in einem Marktgebiet würde durchbrochen. So wesentlich eine zielgerichtete Zusammenlegung ist, so unabdingbar sind hierbei verbindliche Vorgaben für die Netzbetreiber. Freiwillige Kooperationen können zwar in der Theorie zum gewünschten Ziel führen, jedoch ist auf diese praktisch kaum Verlass: Im vergangenen Jahr platzten allein drei von vier angekündigten Fusionen. Und wenn eine Kooperation tatsächlich gelingt, werden die aufgrund dessen angepassten Kapazitätsangebote und -entgelte nicht selten erst mit dem Tag des Wirksamwerdens der Zusammenlegung veröffentlicht was stets zu Lasten der Wettbewerber geht. Klares Ziel und klarer Zeitrahmen Zielgröße muss daher die Bildung eines einzigen Marktgebiets sein, das den gesamten deutschen Markt umfasst. Das Argument, H- und L-Gasgebiete müssten getrennt betrieben werden, ist vorgeschoben: Die Durchlässigkeit zwischen H- und L-Gas kann von den Netzbetreibern dargestellt werden, die Technik dazu ist vorhanden und wird bereits heute angewendet. Als gutes Beispiel dienen die Niederlanden. Dort wurde eine solche Marktgebietsfusion zum 1. Juli 2009 umgesetzt. (Siehe dazu: Erfahrungsbericht der Gasunie auf Seite 16.) Damit das Reduktionsziel erreicht werden kann, ist die Festlegung einer konkreten Terminvorgabe in der GasNZV unerlässlich: BNetzA und Netzbetreiber sollten dazu innerhalb von sechs Monaten einen Zeitplan entwickeln, der zur Erreichung des Ziels ein einheitlicher Gasmarkt innerhalb von drei Jahren führt; um die Verbindlichkeit der Fristen zu betonen, müsste der Verordnungsgeber scharfe Konsequenzen an deren Nichteinhaltung koppeln. Mindestvorgaben für horizontale Kooperationen der Ferngasnetzbetreiber Die Kooperationen der Ferngasnetzbetreiber zur Bildung eines gemeinsamen Marktgebietes müssen aus Sicht der neuen Anbieter durch folgende konkrete Vorgaben innerhalb der GasNZV gesichert werden: Kapazitätsberechnung und -angebotsmaximierung, Netzausbau zur Beseitigung physischer Engpässe, kurzfristiges, diskriminierungsfreies Engpassmanagement bis zur Engpass-Beseitigung, Einbezug relevanter Anlagen wie Gasmischanlagen, 5

6 Erbringung von Systemdienstleistungen, u.a. Angebot von Strukturierungsprodukten, Datenbereitstellung für die Bilanzierung einschließlich Aufgabenverteilung. Warum derartige Vorgaben dringend geboten sind, zeigt die aktuelle Praxis: So geht die Marktgebietszusammenlegung zwar mit der Bildung einer einzigen Bilanzzone einher. Die Kapazität wird jedoch statt aus einer Hand noch von den einzelnen, das jeweilige Marktgebiet aufspannenden Ferngasnetzbetreibern vermarktet. 2. Kapazitäten: ausreichend, effizienter und transparenter Faire Kapazitätszuteilung und neue Engpassmanagementregeln sind ebenfalls Schlüsselfaktoren für die weitere Entwicklung von Wettbewerb. Bei der Neuordnung ist die Schaffung von langfristig verfügbarer, fester Kapazität von erheblicher Bedeutung. Wettbewerber benötigen Planungssicherheit hinsichtlich der Verfügbarkeit von Kapazitäten und das mit klaren Regeln und zu kalkulierbaren Konditionen. Die Einbindung der Importpunkte ist dabei ebenso relevant wie die Kompatibilität der Regeln angrenzender Netzbetreiber an den internationalen Grenzkopplungspunkten. Die Neuregelung muss sowohl in enger Abstimmung mit der aktuellen Initiative der Gruppe der Europäischen Regulierer (ERGEG) als auch den Überlegungen der BNetzA zu einer entsprechenden Festlegung für das Kapazitätsmanagement erfolgen. Hauptprobleme: fehlende Koordination und verschleppter Netzausbau Dabei gilt es, ein ganzes Geflecht von derzeit erdrückenden Problemen zu lösen: Ferngasnetzbetreiber stellen ungenügend feste Einspeisekapazität bereit. Eine koordinierte oder gar übergeordnete Kapazitätsplanung und Netzoptimierung existiert nicht und der Netzausbau zur Engpassbeseitigung kommt trotz gesetzlicher Verpflichtung nicht voran. Hinzu kommt die immer noch geltende Vorzugsregelung für Altverträge, die verhindert, dass für die Buchung durch neue Marktteilnehmer ausreichend feste Kapazitäten angeboten werden. 6 Gleiche Bedingungen für alle Netznutzer werden nach Ansicht des bne vorrangig geschaffen durch: die Maximierung des Angebots an fester Primärkapazität, eine Verbesserung der Kapazitätsprodukte sowie faire und diskriminierungsfreie Kapazitätszuteilungsregeln. Kriterien der Neuregelung sollten neben Wirksamkeit und Transparenz auch eine kostengünstige Umsetzung der Maßnahmen im Verhältnis zueinander sowie geringe Transaktionskosten für die Netznutzer sein. Die Verbesserung der Rahmenbedingungen für den Sekundärhandel und die Bereitstellung ungenutzter Kapazitäten sind dabei ebenso wichtig, obgleich sie sich im Vergleich auf den Wettbewerb weniger stärkend auswirken. Bessere Vermarktung der vorhandenen Kapazität notwendig Die heutige Situation ist absurd: Das Kapazitätsangebot deckt nicht die Nachfrage gleichzeitig liegt die mittlere technische Auslastung über alle marktgebietsaufspannenden Ferngasnetzbetreiber laut BNetzA bei nur 36 Prozent (Monitoring Bericht 2008). Das vermarktbare Angebot muss sich daher an der physisch verfügbaren Kapazität orientieren statt an vertraglich vereinbarten Lastspitzen des Gastransports. Dass die Lastspitzen nicht alle gleichzeitig auftreten, belegen schon historische Lastflüsse. Vorbild für ein funktionierendes System sind Fluglinien: Diese fangen schon seit Jahren nicht eingelöste Reservierungen durch eine entsprechende Überbuchung der Flugzeuge auf. Statistische Auswertungen der historischen Buchungsdaten dienen als Grundlage. Sollten tatsächlich mehr Personen ihre Flugbuchung wahrnehmen wollen als Plätze verfügbar sind, bietet die Fluglinie angemessene Erstattungen an einzelne Passagiere treten in der Folge freiwillig vom Vertrag zurück. Die Airline kann von Beginn an mehr Tickets zum Verkauf anbieten und die Auslastung der Maschinen erhöhen, die Nachfrage der Kunden wird gleichzeitig eher und kostengünstiger erfüllt. Übertragen auf die Kapazitätsvermarktung der Netzbetreiber bedeutet Überbuchung hier die Erhöhung der vermarktbaren Menge fester Kapazitäten um die gewöhnlich nicht genutzte Kapazität. Beim Kapazitätsrückkauf ersteigert der Netzbetreiber (Auktion mit diskriminierungsfreien Teilnahmebedingungen) die benötigten Kapazitätsmengen von den Transportkunden zurück, wenn er anhand der täglichen Nominierung eine höhere tatsächliche Kapazitätsnutzung als Kapazitätsverfügbarkeit für den nächsten Gastag erkennt. Für den Rückkauf stehen dem Netzbetreiber Einnahmen aus der Erhöhung der verkauften Menge zur Verfügung. Zwei Punkte sind dabei allerdings wesentlich: 1. Alle Informationen zur Kapazitätsbuchung und -auslastung müssen ohne Einschränkungen und in aussagekräftiger Form veröffentlicht werden. 2. Mehrerlöse aus der Überbuchung nach Abzug der Kosten für Rückkäufe sind zwingend in die Engpassbeseitigung zu investieren. Effizientere Kapazitätsnutzung möglich durch bessere Produkte Die bisherigen, unabgestimmten Kapazitätsangebote wälzen auf die Netznutzer ab, was eigentlich Aufgabe der Netzbetreiber ist. Mindestens sollten netzübergreifende Ein- und Ausspeisezonen gebildet werden ( Exit Marktgebiet A und Entry Marktgebiet B ) was auch für das Kapazitätsangebot an den Importpunkten gelten müsste. Idealfall der Bündelung wäre das Angebot der Kapazität als Übergang zwischen den Marktgebieten. Das Argument der Netzbetreiber, einer solchen Bündelung stünde entgegen, dass ein Marktgebiet von mehr als einem Ferngasnetzbetreiber aufgespannt wird, kann einfach widerlegt werden: Ein- bzw. Ausspeisepunkte, die in Netzen unterschiedlicher Betreiber liegen, können schlicht zusammengefasst werden. Dabei muss allerdings darauf geachtet werden, dass die Bündelung von den Netzbetreibern keinesfalls zum Anlass genommen werden kann, die verfügbaren Kapazitäten zu verringern. Bisher setzen Kapazitätsangebote die falschen Anreize und benachteiligen strukturierte Buchungen. Für eine effektive Nutzung müssen die Kapazitätsprodukte direkt auf die Bedürf-

7 nisse der Netznutzer zugeschnitten sein und folgende Merkmale erfüllen: Ausreichende Differenzierung zwischen festen und unterbrechbaren Kapazitäten, exakte Abgrenzung bzgl. Häufigkeit, Vorlauf und Dauer der Unterbrechung mit ausreichenden Informationen zur Prognose des Unterbrechungsrisikos, angemessene Abstufungen der Entgelte nach der Klassifikation der Unterbrechung, gleiche Konditionen für profilierte Buchungen wie für nicht strukturierte Buchungen (durch Produkttypen und jeweilige Entgelte), keine Entgeltaufschläge beim Angebot von Monats- oder Quartalsprodukten im Vergleich zu Jahresverträgen (denn diese Produkte erfordern faktisch kaum Mehraufwand beim Netzbetreiber). Unterbrechbare Kapazitäten dürfen nicht auf Kosten fester Kapazität geschaffen werden: Für Transportkunden stehen den geringeren Entgelten für unterbrechbare Kapazitäten sehr viel höhere Kosten bei der Gasbeschaffung (Bezug aus der Ausgleichsenergie, Vorhaltung von Beschaffungsverträgen mit kurzfristiger Flexibilität) gegenüber. Für eine faire Verteilung Wesentlich ist für die neuen Anbieter außerdem die Abschaffung der erheblich diskriminierenden Allokationsregel first come, first served, denn diese Zuteilungsregel begünstigt allein die Interessen der Altlieferanten, die in der Praxis immer und grundsätzlich als erste gebucht haben. Eine diskriminierungsfreie Allokationsregel auch im Fall physischer Kapazitätsengpässe wäre eine Repartierung (Pro-Rata-Verfahren), bei dem Kapazitäten anteilig zugewiesen würden. Sofern sich die Anwendung einer Auktion als unumgänglich erweisen sollte, ist zumindest ein Auktionsmechanismus zu wählen, der marktmissbräuchliches Verhalten und eine dadurch wettbewerbswidrige Überhitzung der Preise verhindert. 3. Gaskraftwerke und Speicher: Netzzugang statt nur Anschluss Der Bau von Gaskraftwerken und Erdgasspeichern bedarf, wie alle großen und langfristigen Investitionsprojekte, verlässlicher und planbarer Rahmenbedingungen. Für ein Gaskraftwerksprojekt gelten u. a. als wesentliche Faktoren: der Anschluss des Kraftwerks an das Gasund Stromnetz, die Verfügbarkeit von Netzzugangskapazitäten zu angemessenen Konditionen, der Zugang zu einem liquiden Gasmarkt und bezahlbaren Gaslieferverträgen. Das allein vom Wohlwollen der Netzbetreiber abhängige, verhandelte Netzanschlussverfahren muss endlich durch gesetzliche Regelungen abgelöst werden. Dazu müsste die nach 17 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) bestehende Anschlusspflicht der Netzbetreiber auch für Gaskraftwerke, Speicher und Biogasaufbereitungsanlagen konkretisiert werden, um deren Anschluss an das Gasnetz zu angemessenen und diskriminierungsfreien Bedingungen zu gewährleisten. Als Vorbild kann hier die seit Juni 2007 für den Strommarkt geltende Verordnung der Regelung des Netzanschlusses von Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie (KraftNAV) dienen. Das Regelwerk bestimmt Ansprüche, Verpflichtungen und Fristen für die Verhandlung zwischen Netzbetreibern und Anschlussnehmern und umfasst Informationspflichten des Netzbetreibers, den Prozess der Antragsprüfung einschließlich Gewährleistung einer Reservierungsperiode sowie die Bewirtschaftung von möglichen Engpässen bis zu deren Beseitigung. Gesetzlicher Vorrang beim Netzzugang für Anlagen neuer Anbieter Mindestens genauso elementar wie der Netzanschluss, ist der Zugang über entsprechend verfügbare feste Netzzugangskapazitäten. Die oben dargestellte Problematik beim Netzzugang gilt für Gaskraftwerke und Speicher in verstärktem Maße. Die Einführung einer Vorrangregelung für Gaskraftwerke und Speicher bei der Buchung von Transportkapazitäten könnte das Problem lösen (für den Transport von Biogas wurde das bereits durchgesetzt). Da die Kapazitätsverfügbarkeit ein generelles und nicht nur spezifisches Problem beim Kraftwerksbau darstellt, ist sowohl eine grundsätzliche Korrektur der bisherigen Zuteilungsregeln als auch die Sicherstellung eines ausreichenden Kapazitätsangebots erforderlich. 4. Netzausbau zur Beseitigung langfristiger Engpässe Die Engpassbeseitigung ist nach Ausschöpfung aller geeigneten Optimierungsmöglichkeiten durch effizienten Netzausbau auf der Grundlage eines koordinierten, netzbetreiberübergreifenden Gasnetzausbau-Planungsverfahrens vorzunehmen. Ein solch übergreifendes Netzsimulationsmodell unter Einbezug von Netznutzern und Netzbetreibern bietet einen besseren Rahmen als sogenannte Open-Season-Netzausbaumodelle, die einzig auf eine Nachfrage zu einem bestimmten Zeitpunkt und Absatzszenario abstellen. Open-Season-Verfahren eignen sich lediglich für spezifische Infrastrukturprojekte, durch ihre isolierte und starre Betrachtungsweise allerdings nicht zur Abfrage eines Gesamtausbaubedarfs. Gänzlich ungeeignet sind sie im Fall der Beschränkung des Verfahrens auf ein einziges Marktgebiet. 5. Ungleiche Informationslage verzerrt Wettbewerb Bereits bei der Erfüllung bestehender Transparenzvorgaben durch die Netzbetreiber gibt es massive Probleme. Entgegen der Behauptungen mancher Netzbetreiber ist Transparenz beim Gasnetzzugang keine unnötige Bürokratielast, Tranzparenz ist vielmehr unumgänglich zur Ermöglichung des diskriminierungsfreien Netzzugangs zu gleichen Bedingungen. Daher plädiert der bne vehement dafür, dass alle beim Netzbetreiber vorhandenen Informationen allen Netznutzern in aussagekräftiger Form und zum gleichen Zeitpunkt zur Verfügung zu stellen sind statt nur dem verbundenen Vertrieb. Um die künftigen, steigenden Anforderungen erfüllen zu können, müssen die Veröffentlichungspflichten der Netzbetreiber von netzzugangs- und netzentgeltrelevanten Informationen präzisiert und erweitert werden. So müssen Netzbetreiber das Gasnetz detaillierter beschreiben und umfassende Informationen zur Kapazitätsermittlung (insbesondere beim Einsatz potentiell diskriminierender Instrumente wie Lastflusszusagen) sowie zur tatsächlichen Kapazitätsauslastung und -buchung bereit stellen. Die Lösung liegt auch hier in der Standardisierung von Berechnungen: Dadurch wird der Aufwand für die Informationsbereitstellung reduziert und im Ergebnis unnötige Bürokratielast abgebaut. AK 7

8 Gastbeitrag der Eni/Distrigas Grüne Ampeln bei Kapazitätsbuchungen gefordert Seit zehn Jahren setzt sich Distrigas für einen liquiden europäischen Gasmarkt ein seit ebenso langer Zeit hat das Unternehmen mit den unterschiedlichsten Widrigkeiten zu kämpfen. Unser Autor Florimond Dijkinga beschreibt, welchen Weg das Unternehmen gegangen ist und welche Rahmenbedingungen dringend geändert werden müssten, damit in Deutschland endlich fairer und diskriminierungsfreier Gashandel möglich wird. Bereits 1999 engagierte sich Distrigas als Mitbegründer des Zeebrugge Hub s für einen flexiblen europäischen Energiemarkt. Zu Beginn der Liberalisierung des europäischen Gasmarktes expandierte Distrigas dann zunächst nach Frankreich, in die Niederlande und im nächsten Schritt auch nach Deutschland. Für das Gaswirtschaftsjahr 2006/2007 konnten dann in Deutschland die ersten Kunden gewonnen werden. Die ersten Hindernisse, mit denen Distrigas beim Markteintritt in Deutschland konfrontiert wurde, waren zunächst ein mangelndes Vertrauen potentieller Kunden in einen ausländischen Gaslieferanten und existierende Verkaufsverträge. Waren zu diesem Zeitpunkt noch feste Entry-Kapazitäten an den Grenzübergangspunkten verfügbar, so lag das nächste, jedoch wesentlich größere Problem in der Berechnung der Transportkosten. Durch das Transportpfadmodell entstanden zum Teil horrende Transportkosten, die Distrigas schlicht und ergreifend nicht konkurrenzfähig machten. 8 Die große Anzahl der Transportstufen, die durch ihre komplexe Struktur, die mangelnde Transparenz und teilweise Überlappung sowie Verflechtung die Verhandlungen zu den Transportwegen sehr schwierig gestalteten, verschlimmerten die Situation noch. pazitäten zu buchen, die einem allerdings in bestimmten Fällen Rote Ampeln bis zum Jahr 2035 anzeigen. Die darüber hinaus selten angebotene freie feste Kapazität verleitet jeden Newcomer automatisch zu Hamsterbuchungen. Feste Kapazitäten oft bis 2035 ausgebucht Weitere Schwierigkeiten ergeben sich durch die mangelnde Transparenz der Kapazitätsflüsse. Dies geht soweit, dass Distrigas aufgefordert wird, den Vorlieferanten selbst zu kontaktieren, um Kapazitätsinformationen zu erhalten, ohne aber Zugang zu Informationen über den Vorlieferanten zu haben, da dies laut Gesetz keine Aufgabe des Transportunternehmens ist. Seit der Einführung des Entry-/Exit-Modells sind zwar die Transportkosten überschaubarer und leichter berechenbar geworden, sie sind im europäischen Vergleich aber immer noch hoch. Die weitere Zusammenlegung von Marktgebieten wie aktuell durch Gaspool führen zu einer leichten Absenkung der Transportkosten (vgl. Diagramm). Jetzt gibt es allerdings kaum mehr feste Entry-Kapazitäten an den Grenzübergangspunkten. Es existieren mittlerweile bei allen großen Transportnetzbetreibern für alle Marktgebiete wunderschöne Internet-Tools, um Ka- Es fehlt ein Rucksackprinzip Darüber hinaus befürchten potentielle Kunden eine schlechte und unsichere Versorgung, wenn nur unterbrechbare Kapazität gebucht werden kann, was oft Vertragsabschlüsse trotz besserer Gaspreise verhindert. Außerdem fehlt ein Rucksackprinzip,

9 das die Einspeisung an den Grenzübergangspunkten miteinbezieht. Diagramm: Entgeltberechnung nach Transportweg im Vergleich Das Ziel der deutschen Politik sollte ein wettbewerbsfähiger, liquider Gasmarkt sein. Bei einem unerwarteten Lieferausfall spielen gerade die neuen, ausländischen Gaslieferanten wie Distrigas mit ihren diversifizierten Portfolios eine wichtige Rolle. Aber um einen derartigen Ausgleich zu ermöglichen, müssen die Einspeisekapazitäten an den Grenzübergangspunkten erhöht und freigegeben werden. Gleichzeitig hinkt die Umsetzung von Gesetzen, Vereinbarungen und Weisungen den aktuellen Bedürfnissen des Marktes oft hinterher. Und letztendlich hat auch eine Regulierungsbehörde wie die Bundesnetzagentur leider zuwenig Umsetzungsgewalt. Eine Verbesserung der Rahmenbedingungen sieht Distrigas durch folgende Maßnahmen: 1. Gerechterer Zugang zu fest buchbaren Entry-Kapazitäten. Zu viele Engpässe beruhen auf vertraglichen Ursachen und nicht auf physischen Vorgaben. 2. Schaffung eines diskriminierungsfreien Zugangs. Bereit gestellt von Eni/Distrigas 3. Senkung der Transportkosten auf Regional- und Kommunalebene. 4. Reduzierung der Marktgebiete auf das absolute Minimum, so dass keine zusätzlichen Kosten an Marktgebietsübergangspunkten entstehen. 5. Standardisierung der Lieferantenrahmenverträge für einheitliche Zugangsbedingungen. 6. Mehr Transparenz bei den Transportkapazitäten (physische Kapazität, gebuchte Kapazität, aktuell genutzte Kapazität) ermöglicht eine realistische Einschätzung, ob sich auch die Buchung unterbrechbarer Kapazitäten lohnt. 7. Umfassendes Rucksackprinzip: der Endkunde verfügt über seine spezifische Transportkapazität von Entry bis Exit, das heißt die Transportkapazität wird bei einem Lieferantenwechsel automatisch mit allen zugehörigen Einspeiseund Ausspeiserechten auf den neuen Lieferanten übertragen. Transparenz und Vereinfachung von neuer Gasnetzzugangsverordnung erhofft Jegliche Initiative, die die Kapazitätsbewirtschaftung in Deutschland klarer, einfacher und gerechter für alle regelt, ist zu begrüßen, da sie eine weitere Liberalisierung des Energiemarktes fördert. Distrigas erhofft sich durch die neue Gasnetzzugangsverordnung eine Maximierung der Ein- und Ausspeisekapazitäten, vor allen Dingen an den Grenzübergangspunkten und gleichzeitig größere Transparenz sowohl bei der Berechnung und Ausschreibung von Kapazitäten als auch bei deren Vergabe. Dabei kommt der Anwendung eines umfassenden Rucksackprinzips eine entscheidende Bedeutung zu. Von der Umsetzung des dritten EU-Binnenmarktpakets erwartet Distrigas, dass ein umgreifend integrierter europäischer Gasmarkt entsteht, in dem Erdgas nahtlos grenzübergreifend fließt, so dass Distrigas und in weiterem Umfang auch die Muttergesellschaft Eni, die Angebote noch besser auf die speziellen Bedürfnisse der Kunden abstimmen können. 8. Besserer Speicherzugang für ausländische Gasanbieter erhöht den Wettbewerb auf dem deutschen Gasmarkt. Florimond Dijkinga ist seit 2002 bei Distrigas zuständig für die Koordination des Erdgas-Vertriebs in Deutschland und in den Niederlanden. Nach dem Studium der Chemischen Technologie in den Niederlanden, begann er im Jahr 1988 seine berufliche Laufbahn bei Shell Research wechselte er zu Shell Chemicals International, wo er in der Produkt-Entwicklung und im Vertrieb tätig war. 9

10 DONG Energy im Interview Neue Anbieter fordern feste Kapazitäten Neue Gaslieferanten sehen sich in Deutschland auch im Gaswirtschaftsjahr 2009/2010 Wettbewerbs-Hindernissen gegenüber gestellt, die durch regulatorische Eingriffe beseitigt werden könnten. Insbesondere die derzeit oftmals fehlende Möglichkeit, feste Kapazitäten buchen zu können, nennt DONG Energy als eine der wesentlichen Widrigkeiten mit denen der dänische Energiekonzern auf dem deutschen Markt zu kämpfen hat. Jan Ingwersen, Vice President Infrastructure & Regulatory Affairs, Energy Markets der DONG Energy stand dem bne Frage und Antwort. bne: Die Monopolkommission bescheinigt dem deutschen Gasmarkt in ihrem jüngsten Gutachten noch heute extreme Wettbewerbsdefizite. Was war der Auslöser für Sie, trotzdem in den Erdgasbereich am deutschen Markt einzusteigen? Jan Ingwersen: DONG Energy wurde ursprünglich mit Blick auf die Versorgung des dänischen Marktes gegründet. Die schnellere Liberalisierung in Dänemark führte zu einer baldigen Verschärfung der Konkurrenzsituation. Statt weiterhin nur nationale Kunden zu versorgen, hat sich DONG Energy in den vergangenen Jahren zu einem international integrierten Energieunternehmen entwickelt, dessen Aktivitäten die gesamte Wertschöpfungskette umspannen. Mit der beginnenden Liberalisierung der Gasmärkte in Europa war die Überlegung, in den zentralen und wichtigen Erdgasmarkt Deutschland zu expandieren, ein logischer Schritt. Die vorhandene Infrastruktur (insbesondere in Norddeutschland) und das Produktportfolio von DONG Energy waren eine wichtige Grundlage für die Versorgung deutscher Weiterverkäufer. Mit welchen Hindernissen wurden Sie beim Markteintritt konfrontiert und mit welchen Behinderungen haben Sie seitdem zu kämpfen? Wie bereits im jüngsten Bericht der Deutschen Monopolkommission beschrieben, mussten und müssen insbesondere neue Marktteilnehmer zeit- und personalintensive Probleme bei den täglichen Betriebsabläufen und beim Zugang zu einigen Marktgebieten bewältigen. Erfreulicherweise wurden in den vergangenen Jahren diverse Hindernisse aus dem Weg geräumt, aber 10 die größte Herausforderung ist immer noch die (Nicht-)Verfügbarkeit von festen Transportkapazitäten in vielen Netzgebieten. der bestehenden Versorger) und lässt sich kaum in einem wettbewerbsorientierten Vertriebsprozess anwenden. Die DONG Energy Gruppe wickelt sämtliche Vertriebs- und Versorgungsverträge im Rahmen eines gesamten nordwesteuropäischen Erdgas-Portfolios ab. Ein wichtiger Schwerpunkt unserer Strategie besteht darin, eine Balance zwischen aggregierter Nachfrage und aggregiertem Angebot sicherzustellen. Dazu gehört auch die Fähigkeit, Nachfrage und Angebot in den betreffenden Marktbereichen flexibel auszugleichen. Es ist dabei von zentraler Bedeutung, hierzu über die nötigen Transportkapazitäten zu verfügen. Umso wichtiger ist dieser Aspekt, wenn ein Unternehmen mit einem kleineren Marktportfolio in einen neuen Markt einsteigen will. Wir sind der Meinung, dass Mechanismen den Vorrang haben sollten, die vom Markt gesteuert sind. Hier denken wir zum Beispiel an das Rucksackprinzip (das bei den Ausspeisekapazitäten bereits angewandt wird). Dieses Prinzip könnte in folgenden Situationen angewandt werden: 1. die Einspeisepunkte sind voll ausgebucht, 2. das Open-Season-Verfahren befriedigt nicht die Marktnachfrage, und 3. ein etablierter Versorger dominiert in Bezug auf bestehende langfristige Buchungen. Ganz konkret: Können Sie uns ihre Probleme beim Gasimport an den Grenzkuppelstellen schildern? Eine Reihe der wichtigen Einspeisepunkte für den grenzüberschreitenden Transport sind sowohl kurz- als auch langfristig voll ausgebucht. Gleichzeitig lassen Berichte der deutschen Behörden darauf schließen, dass die Auslastungsrate landesweit unter 50 Prozent liegt. Der Zugang zu den Primärkapazitäten scheint also in erster Linie eine Frage der Verteilung und nicht der physischen Kapazität zu sein. Besonders problematisch ist es, wenn die Verteilung über lange Zeiträume festgelegt ist in diesen Fällen scheint ein Werkzeug zur Neuverteilung erforderlich zu sein, um allen Marktteilnehmern Zugang zum Markt zu gewähren. Die Erfahrung hat gezeigt, dass das Prinzip use it or lose it hier sehr schwer umzusetzen ist. Dieses Prinzip wirkt vor allem im Nachhinein (zum Vorteil Wenn diese drei Bedingungen erfüllt sind und ein neuer Versorger einen Vertrag mit einem Kunden abgeschlossen hat, ist der bisherige Versorger verpflichtet, einen entsprechenden oder zumindest einen bedeutenden Anteil der Einspeisekapazitäten an den neuen Versorger abzutreten. Die deutsche Politik zieht aus der letzten russisch-ukrainischen Gaskrise lediglich den Schluss, die Position der deutschen Counterparts der Gazprom zu stärken. Welche anderen Möglichkeiten sehen Sie, um einen ähnlichen Lieferausfall zu kompensieren? Grundsätzlich ist DONG Energy der Ansicht, dass Märkte auch die Versorgungssicherheit weitgehend regeln können. Der Gasmarkt wurde durch die jüngste Krise im Streit zwischen Russland und der Ukraine auf eine harte Probe gestellt und hat sich bewährt. Es wurden schnell kommerzielle Abkommen geschlossen sowie kon-

11 struktive und innovative Konzepte für Flussrichtungen und Prozesse implementiert, so dass die Krise im Endeffekt keine Auswirkungen auf deutsche Verbraucher hatte. Die Gaskrise hat jedoch auch gezeigt, dass es in einigen Bereichen Europas an Infrastrukturinvestitionen fehlt Pipelines, Kompressoren, Speicher und wir halten es daher für wichtig, dass stabile und verlässliche gesetzliche Rahmenbedingungen geschaffen werden, damit die Energiebranche langfristige Investitionen in eine derartige Infrastruktur tätigen kann. DONG Energy teilt die Ansicht, dass staatlich kontrollierte Erdgasreserven für Notlagen nicht erforderlich sind. Wir denken, dass Versorgungsnotstände europaweit durch kommerzielle Versorgungs- und Transportabkommen in Kombination mit einigen zusätzlichen Interkonnektoren beseitigt werden können. Auch DONG Energy bezieht das Erdgas für seine Aktivitäten in Nordwesteuropa aus einer Reihe von Quellen, so dass unerwartete Versorgungsunterbrechungen einer Quelle nur begrenzte Auswirkungen haben. Inwiefern verhindern die gegenwärtigen politischen, gesetzlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen in Deutschland eine solche Kompensation? Die gegenwärtigen Rahmenbedingungen in Deutschland reichen wahrscheinlich nicht aus, um Investitionen in die Infrastruktur genügend zu fördern. Die aktuelle Gesetzeslage bezieht sich vor allem auf nationale Gegebenheiten und berücksichtigt Fragen der grenzübergreifenden Versorgung und der Marktintegration von Nachbarländern nicht ausreichend. Die in den deutschen Gesetzen und Richtlinien dargelegten Rahmenbedingungen gehen stark ins Detail und sind z.b. in Bezug auf Tarifregulierungen sehr ausführlich. Wichtiger erscheint uns aber der Mangel an festen, verfügbaren Einspeisekapazitäten. Mit anderen Worten: Der günstige Preis nützt uns nichts, wenn das Produkt nicht da ist! Eine echte Lösung des Problems der Einspeisekapazitäten ist unserer Ansicht nach der wichtigste Schritt, um sowohl den Wettbewerb als auch die Versorgungssicherheit zu fördern. Nur so können die Marktteilnehmer die erforderlichen flexiblen Instrumente wie Gasspeicher, LNGTerminals oder Handelspunkte wirklich nutzen. Welche weiteren Potentiale zur Verbesserung der Rahmenbedingungen für den Wettbewerb auf dem deutschen Gasmarkt sehen Sie? Außer verbesserten Zugangsmöglichkeiten und Neuverteilungen der bestehenden Transportkapazitäten scheint es uns, dass mehr Unterstützung mittels regulatorischer Rahmenbedingungen notwendig ist, um die physische Erdgasversorgung durch eine ausreichende Infrastruktur in ganz Deutschland zu sichern. Ich denke, dass die Möglichkeiten einer internationalen, grenzüberschreitenden Betrachtung weiter ausgeschöpft werden sollten. Mir ist natürlich klar, dass jede weitere Marktintegration eine Menge praktischer Arbeit nach sich zieht, darunter Vereinbarungen zur Abstimmung von Netzwerkcodes oder die Koordination von Open-Season-Verfahren. Diese Schritte würden aber die Entwicklung eines nordwesteuropäischen Gasmarktes fördern nicht zwangsläufig im Sinne eines einzigen Marktgebietes, sondern eher als eine Anzahl gut verknüpfter Gebiete, die mehr oder weniger nahtlos miteinander verbunden sind. Welche Erwartungen haben Sie an die Novelle der deutschen Gasnetzzugangsverordnung? Wir unterstützen die deutschen Anstrengungen zur Reduzierung der Marktgebiete. Dabei sehen wir aber auch gute Argumente dafür, gegebenenfalls zwei Marktgebiete in Deutschland beizubehalten die Existenz zweier Marktgebiete kann eine Triebfeder für weitere Marktentwicklungen sein. Darüber hinaus sind wir der Ansicht, dass auch die Möglichkeiten einer Integration von H-Gas- und L-Gas-Gebieten in Deutschland untersucht werden sollte. Ei- ne solche Integration wird in den Niederlanden umgesetzt und ist eventuell auch in Deutschland möglich damit würde der Wettbewerb auch in den L-Gas-Gebieten gefördert. Die deutsche Regulierungsbehörde will derzeit, unterstützt von der Gruppe der europäischen Regulierer (ERGEG), die Regeln zur Kapazitätsbewirtschaftung neu gestalten. Was erwarten Sie von dieser Initiative? Aus der Perspektive eines Lieferanten gesprochen, freuen wir uns über die Anstrengungen von ERGEG, mehr verfügbare Transportkapazitäten zu gewährleisten. Dabei möchte ich betonen, dass der Markt eine Kombination aus lang- und kurzfristigen Kapazitätsverträgen braucht. Langfristige Buchungen erlauben es den Lieferanten, ihre Marktpositionen über längere Zeiträume zu entwickeln und bieten gleichzeitig potentiellen Infrastruktur-Investoren finanzielle Planungssicherheit. Kurzfristige Verträge geben den Marktteilnehmern die Möglichkeit, ihr Portfolio zu optimieren und auf plötzliche, unerwartete Veränderungen der physischen und vertraglichen Bedingungen zu reagieren. Welche Impulse für den Markt und schließlich auch die Endverbraucher erwarten sie von der Umsetzung des 3. EU-Binnenmarktpakets? Wenn wir den Liberalisierungsprozess in verschiedenen Ländern und besonders die zukünftige europäische Marktintegration betrachten, so erwarten wir mehr Klarheit über die Rollen der Marktteilnehmer, wodurch langfristig ein Marktzugang unter transparenten und fairen Bedingungen gesichert wird. Deutschland spielt in diesem Zusammenhang eine wichtige Rolle als Entwicklungsmotor eines nordwesteuropäischen Marktes und als bedeutendes Erdgas-Transitland. Herr Ingwersen, wir danken Ihnen für das Gespräch. Jan Ingwersen ist als Vice President Infrastructure & Regulatory Affairs, Energy Markets verantwortlich für die Gas-Infrastruktur-Aktivitäten der DONG Energy A/S, Dänemark in Nordeuropa, insbesondere für Gasspeicher-Projekte und zusätzlich für den Bereich Regulatory Affairs. Seit 2000 beschäftigt er sich in verschiedenen leitenden Positionen mit der Energiemarkt-Liberalisierung. In seine Zuständigkeit fällt auch das Zwei-Wege-Gasrelease-Programm der DONG Energy, welches seit 3 Jahren erfolgreich praktiziert wird. 11

12 Versorgungssicherheit aus Sicht der EU-Komission: Mehr Binnenmarkt soll weitere Gaskrisen abfedern Die Europäische Kommission setzt in ihrem aktuellen Verordnungsentwurf zur Gewährleistung der Gasversorgungssicherheit im Falle einer Versorgungsunterbrechung auf die Eigenverantwortung der Staaten und den Aufbau eines Gas-Super-Netzes. Anne Köhler, Gasmarktexpertin beim bne, benennt die Kernpunkte des geplanten Regelwerkes und ergänzt diese um wichtige Vorschläge für einen starken Erdgasbinnenmarkt. Januar 2009: Der unterbrochene Transit über die Ukraine führte zu drastischen Reduzierungen der Gasmengen an zwei deutschen Importpunkten. Nach einem Bericht der BNetzA vom 21. August 2009 war diese ernstzunehmende Situation zwar mit erheblichen Anstrengungen der Netz-, Speicherbetreiber und Gashändler verbunden, im Ergebnis aber ohne Probleme für die [deutschen] Verbraucher gelöst worden. Allerdings offenbarte diese Gaskrise das Fehlen einer wirksamen europäischen Strategie zur Gewährleistung von Versorgungssicherheit: Zwar enthält die Richtlinie 2004/67/EG über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung einige Grundprinzipien und allgemeine Vorgaben. Das Vorgehen der betroffenen Länder war bislang dennoch in keiner Weise abgestimmt das Krisenmanagement der Importgesellschaften undurchsichtig. ventions- und eines Notfallplans, Erstellung von jährlichen, vertraulichen Berichten an die Kommission über die Fortschritte der Infrastrukturentwicklung mit relevanten Eckdaten zu Importverträgen, Höchstkapazitäten der Netzkopplungspunkte sowie Regierungsvereinbarungen mit Drittländern. Eine wachsende Abhängigkeit der EU von Gasimporten, steigende Risiken bei Lieferung und Transit durch Drittländer, zunehmende Gasmengen und die Vollendung des Erdgasbinnenmarktes die EU-Kommission stellte fest, dass die Richtlinie 2004/67/EG diesen Anforderungen nicht mehr gerecht wird und veröffentlichte im Juli einen Entwurf für eine Verordnung zur Ablösung der Richtlinie. Die nationale Behörde legt Maßnahmen fest zur Erreichung des definierten Infrastrukturstandards sowie Mengen und Kapazitäten für die Versorgung der sogenannten geschützten Verbraucher (Privatkunden, ggf. KMU, Schulen und Krankenhäuser), Sicherung des Versorgungsstandards bei geschützten Verbrauchern ohne unangemessene Belastung neuer Anbieter und kleiner Unternehmen sowie Vermeidung der von ihr identifizierten Risiken. Die Kernpunkte des Verordnungsentwurfs: Der Vorschlag der Kommission zielt darauf ab, die Funktionsfähigkeit des Erdgasbinnenmarktes auch bei Lieferengpässen solange wie möglich sicherzustellen; nicht marktgerechte Schritte dürfen nur im äußersten Notfall, nach Ausschöpfen aller marktkompatiblen Instrumente zum Einsatz kommen. Zuständige Behörden bis Jeder Mitgliedstaat benennt eine Behörde für die Aufgaben: kontinuierliche Überwachung der nationalen Erdgasversorgungssicherheit, Aufstellung einer Risikobewertung sowie eines Prä- 12 Risikobewertung bis Die nationale Behörde ermittelt die Anfälligkeit des Gasversorgungsystems durch eine Gaskrise unter Berücksichtigung der Erfüllung der Infrastrukturund Versorgungssicherheitsstandards, nationaler und regionaler Gegebenheiten sowie verschiedener Szenarien einer wesentlichen Versorgungsstörung. Präventionsplan bis Notfallplan bis Die nationale Behörde bereitet eine Strategie vor, in der sie festlegt die Hauptkrisenstufen und darauf abgestimmte Warnsysteme, konkrete Maßnahmen und Prioritäten sowie Informationspflichten, den grenzüberschreitenden Zugang zu Speichern aufrechtzuerhalten und Einschränkungen bei Lastflüssen innerhalb des Binnenmarktes auszuschließen. Infrastrukturstandard bis Jeder Mitgliedstaat muss beim Netzausbau einen Mindeststandard erfüllen: Nach dem n-1-prinzip muss die verbleibende Infrastruktur (n-1) in der Lage sein, den Ausfall der größten Infrastruktur zu kompensieren; alternativ ist die Erfüllung mittels nachfrageseitiger Maßnahmen wie unterbrechbarer Verträge oder die Möglichkeit des Brennstoffwechsels in Industrie und Erzeugung detailliert nachzuweisen. Die Ferngasnetzbetreiber haben die Grenzkuppelstellen und Fernleitungen für einen bidirektionalen Lastfluss innerhalb von zwei Jahren zu ertüchtigen. Neue Ferngasleitungen sind durch eine ausreichende Anzahl von Ein- und Ausspeisepunkten gut in das vorhandene Gasnetz einzubinden. Neue Anbieter: Weitere Regelungen notwendig Mit Blick auf einen funktionierenden Binnenmarkt vor dem Hintergrund einer Gaskrise sollten über die Verordnungsvorschläge hinaus weitere Aspekte Berücksichtigung finden: Gleichwertiger Zugang zu langfristig festen Kapazitäten für alle Anbieter. Im Fall einer Gaskrise werden sonst jene Erdgaslieferanten benachteiligt, denen keine ausreichenden Kapazitäten zur Buchung angeboten wurden. Maßnahmen zur Verbesserung der kurzfristigen Verfügbarkeit fester Kapazitäten sind dagegen im Krisenfall eher wirkungslos. Klärung, bis zu welchem Umfang die Belieferung von Endverbrauchern aus der Ausgleichsenergie zur Überbrückung einer Versorgungsstörung herangezogen wird. Sicherstellung der Verfügbarkeit ausreichender Kapazitäten in den Speichern selbst sowie Bereitstellung entsprechender Kapazitäten für die Ausspeicherung und bei der Einspeisung ins Gasnetz. Schaffung eines liquiden Handelsmarktes, der auch im Krisenfall den Handel durch viele Marktteilnehmer sowie umfangreiche freie Gasmengen ermöglicht. Wirksamstes Instrument ist auch hier die weitere Zusammenlegung von Marktgebieten. AK

13 Anzeiger Drittes EU-Energiebinnenmarktpaket im Überblick: Änderungen für den Gasmarkt grenzüberschreitenden Handel und Netzbetrieb sowie die Weiterentwicklung der Fernleitungsnetze. ENTSO Der EU-Umweltministerrat hat das dritte Energiebinnenmarktpaket Ende Juni formell verabschiedet. Das Paket enthält neben Regelungen zum Strommarkt und zur Gründung der Agentur für die Zusammenarbeit der Regulierungsbehörden (Agentur ACER) konkrete gasspezifische Vorgaben in der Richtlinie über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt (RL) und der Verordnung über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen (VO). Stichtag für nahezu alle Normen ist der 3. März 2011: Bis dahin sind die Richtlinien in nationales Recht umzusetzen; ab dann gelten die Verordnungen mit Ausnahme der Regelungen zur Gründung und Rechtsstellung der Agentur ACER, die bereits seit dem offiziellen Inkrafttreten am 3. September 2009 Anwendung finden. Neben allgemeinen Transparenzvorgaben und Vorschriften zum Unbundling (auch für den Speicherbetrieb), zur Verbesserung des Verbraucherschutzes, zur Stärkung der Regulierungsbehörden und zur Gründung der entsprechenden europäischen Agentur ACER finden sich speziell für den Erdgasbinnenmarkt nachfolgende Regelungsschwerpunkte: verabschiedet einen unverbindlichen, zehnjährigen Netzentwicklungsplan über praktikable, regional erforderliche Netzverbindungen, der von der Agentur ACER auf Kohärenz mit nationalen Zehnjahresplänen überprüft wird, stimmt ab über technische und praktische Regeln zu Versorgungssicherheit, Netzkopplung, über Netzsteuerungsinstrumente, den Zugang Dritter, Notfallmanagement, Kapazitätszuteilung, Datenaustausch, Handel, Netzausgleich sowie Netzmanagement. 2. Transparenzverbesserung Das geltende Transparenzgebot wird mehrfach konkretisiert. So müssen Fernleitungsnetzbetreiber künftig unter anderem Folgendes veröffentlichen: Verfahren zu Engpassmanagement, die den grenzüberschreitenden Gashandel erleichtern sollen, Informationen zur Tarifbildung für den Netzzugang, Speicherinformationen. 3. Verbesserung Rahmenbedingungen Endkundenmarkt Die Vorgaben zur Verbesserung der Rahmenbedingungen für Endkunden sind sehr allgemein gefasst. Es finden sich nur wenige konkrete Vertragsvorgaben, z.b. der Schutz vor Exklusivitätsklauseln: Große Kunden sollen wählen und ihre Aufträge auch an mehrere Gasversorger vergeben dürfen. schaftlich für die Kundenversorgung (den Netzzugang) erforderlich ist. Im Einzelnen: Die Speicherbetreiber müssen Geschäftsbedingungen zum Zugang in Konsultation mit den Netznutzern ausarbeiten. Es besteht eine Pflicht, die gesamte Nachfrage zu befriedigen und gleiche Leistungen zu gleichen Konditionen sowie die größtmögliche Kapazität anzubieten. Die Betreiber müssen differenzierte Angebote veröffentlichen (feste, unterbrechbare, lang- und kurzfristige Kapazitäten) neben täglichen ex-post und ex-ante Angaben über Angebot und Nachfrage. Weiterhin müssen sie detaillierte Infos zur Tarifbildung zugänglich machen. Der Regulierer oder die Speicherbetreiber müssen eine Übersicht der angewendeten Verfahren auf den jeweiligen Speicher oder Netzpuffer, nach denen der Zugang angeboten wird, veröffentlichen. 5. Beseitigung von Netzengpässen Die nationalen Regulierungsbehörden überwachen das Engpassmanagement in den nationalen Fernleitungsnetzen einschließlich der Verbindungsleitungen. Zum Netzausbau enthält das Binnenmarktpaket Vorgaben für Netzbetreiber zu zehnjährigen Netzentwicklungsplänen und nachhaltiger Bewirtschaftung. Die Umsetzung des Netzentwicklungsplans erfolgt durch den Independent System Operator (ISO)/Netzbetreiber. 6. Biogas/Biomasse 1. Kooperation zwischen den Gasfernleitungsnetzbetreibern Ziel ist die Gründung eines Netzwerks ENTSO (Europäisches Netz der Fernleitungsbetreiber), das zuständig ist für einen funktionierenden Binnenmarkt, 4. Speicherzugang Ziel ist es, dass Dritten künftig diskriminierungsfrei Speicherkapazitäten zur Verfügung gestellt werden. Dies betrifft aber nur den Teil der Speicheranlagen, der technisch und/oder wirt- Für die neuen Energieformen soll der leichte und diskriminierungsfreie Marktzugang gewährleistet werden. Die konkrete Umsetzung bleibt dabei den Mitgliedstaaten überlassen. BN 13

14 bne perspektive ERGEG zu grenzüberschreitendem Gashandel und Netzausbau: Engpässe überwinden! Ungehinderter grenzüberschreitender Handel ist eine der wesentlichen Grundvoraussetzungen für einen funktionierenden EU-Energiebinnenmarkt das ist für die Gruppe der europäischen Regulierer (ERGEG - European Regulators Group for Electricity & Gas) unbestrittenes Faktum. Als Beratungsgremium der EU-Kommission in Sachen Energiebinnenmarkt setzt sich die ERGEG seit ihrer Gründung im Besonderen für den ungehinderten Zugang zur europäischen Gasinfrastruktur ein. Der Vorsitzende der ERGEG-Arbeitsgruppe Gas und Chef der österreichischen Regulierungsbehörde E-Control, Walter Boltz, nennt in seinem Gastbeitrag die wichtigsten ERGEGInitiativen und identifiziert als Haupthindernis für einen gemeinsamen Erdgasbinnenmarkt die vertraglich bedingten Kapazitätsengpässe: diese müssten vermieden und abgeschafft werden. Prognosen zufolge könnte die Importabhängigkeit der Europäischen Union von Erdgas im Jahr 2020 bei über 70 Prozent liegen. Schlüsselfaktor für die Weiterentwicklung eines funktionierenden Erdgasbinnenmarktes ist daher der Zugang zur Gasinfrastruktur (Fernleitung, Speicherund LNG-Anlagen). Neue Infrastrukturprojekte müssen Quellen an Europa anbinden, um die Versorgung Europas breiter abzusichern. Zusätzlich sind die Kapazitäten bei den bestehenden Fernleitungssystemen zu steigern. Aufgrund überwiegend vertraglich ausgebuchter Netze haben neue Anbieter erhebliche Schwierigkeiten, Erdgas grenzüberschreitend zu handeln. Mit dem dritten Energiebinnenmarktpaket hat die Europäische Kommission einen 14 wichtigen Schwerpunkt gesetzt, den grenzüberschreitenden Gashandel zu verbessern. Die entsprechenden Regulierungsaktivitäten werden dadurch erheblich gestärkt. Aus der ERGEG heraus entsteht eine europäische Regulierungsagentur (ACER), deren Aufgabe es sein wird, die weitere Harmonisierung des grenzüberschreitenden Gastransportes voranzutreiben. 1. Haupthindernisse: Kapazitäten ungenutzt, Ausgleichsmarkt fehlt Im Jahre 2008 hat die EU-Kommission eine Studie für den regionalen Gasmarkt in Südosteuropa in Auftrag gegeben, die eine umfassende Befragung der Händler zu den Hindernissen für den Gashandel beinhalte- te. Das Ergebnis: 71 Prozent der Händler hatten den Eindruck, dass die gebuchten Kapazitäten für den Gashandel oft oder manchmal nicht genutzt werden. Transportkapazitäten sind jedoch ein zentraler Punkt, wenn es darum geht, das Ziel eines europaweiten und effizienten Gashandels zu erreichen. Eine zehnprozentige Steigerung der Kapazitätsausnutzung würde Neuinvestitionen von etwa 800 Millionen Euro einsparen. Durch standardisierte ITSysteme, Verrechnungssysteme, Nominierungssysteme etc. könnten die Systemkosten gesenkt werden. All diese Einsparungen zusammen könnten in dem betrachteten Gasmarkt (29 Mio. Kunden mit einem Verbrauch von 220 Mrd. m³ Erdgas) zu einer potentiellen Gesamteinsparung von vier Mrd. Euro oder ca. acht bis zehn Pro-

15 bne perspektive zent pro Kunden führen. Die Studie konnte zwei weitere wichtige Punkte identifizieren: Zum einen das Erfordernis einer engeren Kooperation der Fernleitungsnetzbetreiber, was wiederum eine Steigerung der verfügbaren Kapazitäten bewirken soll. Zum anderen das Nichtvorhandensein eines transparenten, marktorientierten Ausgleichsmarktes als zusätzliches Hemmnis für einen funktionierenden Markt. zitäten stellt ein weiteres Problem dar. Um dieses Problem bewältigen zu können, ist es vorab notwendig, exakt zu definieren, was unter den Begriff Kapazitätshorten fällt und wie ungenutzte Kapazitäten über den Markt zugänglich gemacht werden können. 2. Die Initiativen der ERGEG Um die verfügbaren Kapazitäten zu steigern, gibt es unterschiedliche Möglichkeiten. Neben einer Intensivierung der Kooperation von angrenzenden Fernleitungsnetzbetreibern z.b. durch koordinierte Infrastrukturplanung, gibt es noch die Möglichkeiten einer dynamischen Kalkulation von verfügbaren Kapazitäten. Auch die Anwendung von kommerziellen Mitteln, wie z.b. overbooking and buy back ist geeignet, die Kapazitäten zu steigern. Beim 16. Europäischen Forum für Erdgasregulierung (Madrid Forum), das im Mai 2009 stattfand, wurden vertraglich bedingte Engpässe an den Netzkoppelungspunkten als die größten Hindernisse auf dem Weg zu einem gemeinsamen Erdgasbinnenmarkt erkannt. Um dieses Problem zu lösen, wird momentan verstärkt an rechtsverbindlichen Rahmenleitlinien und Netzcodes im Bereich von Kapazitätszuweisung (Capacity Allocation Mechanisms - CAM) und des Engpassmanagements (Congestion Management Procedures - CMP) gearbeitet. Dazu sollen dem Netzwerk der europäischen Fernleitungsnetzbetreiber (ENTSOG) von der ACER verbindliche Vorgaben (Framework Guidelines) vorgelegt werden. Es ist dann Aufgabe der ENTSOG, die verbindlichen Vorgaben in detaillierte Normen (Codes) zu gießen. Die Umsetzung dieser Vorgaben soll zu einer effizienteren Nutzung der bestehenden Fernleitungskapazitäten sowie einer vereinfachten Buchung von Kapazitäten an Koppelungspunkten an nationalen Grenzen und an Marktgebietsgrenzen führen. Die große Bedeutung von Kapazitätszuweisungs- und Engpassmanagement-Verfahren wird auch dadurch erkennbar, dass diese Punkte ein Kernstück des dritten Energiebinnenmarktpakets bilden. Hürden auf dem Weg zu einem europäischen Standard Als problematisch bei der Umsetzung erweist sich die Vielzahl an unterschiedlichen Kapazitätsprodukten und Verfahren der Fernleitungsnetzbetreiber. Zum jetzigen Zeitpunkt werden neben unterschiedlichen Nominierungsverfahren, unterschiedliche Designs von unterbrechbaren Kapazitätsprodukten sowie sehr unterschiedliche Vertragslaufzeiten angeboten. Auch der Anteil an kurzfristigen Kapazitätsprodukten ist meist unzureichend. Das Horten von Kapa- Steigerung der verfügbaren Kapazitäten Verbesserung der kurzfristigen Kapazitätsnutzung Die unterschiedlichen Möglichkeiten zur Verbesserung der kurzfristigen Nutzungsraten beinhalten unter anderem ein unterbrechbares day-ahead use it or loose it (UIOLI)-System und ein festes day-ahead UIOLI-System. Für letzteres sind jedoch geeignete Auflagen bezüglich der Renominierungsrechte und das Erlauben der Neuverteilung von nicht nominierten Kapazitäten notwendig. Auch das Anbieten von festen day-ahead Kapazitäten durch explizite Auktionen wäre eine Möglichkeit. Eine systematische Unterauslastung und keine dafür vorhandene Rechtfertigung gelten wiederum als Voraussetzungen für die Anwendung eines langfristigen UIOLI-Systems. Ein mögliches Vorgehen könnte dabei der Entzug der Kapazitäten für eine bestimmte Periode oder der restlichen Laufzeit sein. Effiziente Regeln für Transportkunden Um den Aufwand für die Transportkunden zu verringern, sind die Einführung standardisierter Kapazitätsnominierungsregimes und Datenaustauschverfahren erforderlich. Des Weiteren fallen in diesen Bereich die Bündelung von Kapazitäten an allen Übergabepunkten, die angrenzende Marktgebiete miteinander verbinden sowie die Etablierung von gemeinsamen, anonymen, webbasierten Plattformen für die Kapazitätsbuchung. 3. ERGEG-Empfehlung für transparente und faire Kapazitätsvergabe Transparenz, Nicht-Diskriminierung (Schaffung der Möglichkeit für neue Anbieter, in den Markt einzutreten) und ein flexibler Gashandel an und zwischen Gas-Hubs sind die grundlegenden Prinzipien die den Vorschlägen der ERGEG zugrunde liegen. Der Zugang zu Netzwerkinfrastruktur für Dritte wird dabei als entscheidender Faktor für die Wettbewerbsentwicklung angesehen. Sind keine Engpässe vorhanden, so sind alle Verfahren zur Kapazitätsvergabe möglich. Bei vertraglichen Engpässen begünstigt das first come first served"-prinzip eine weitere Marktabschottung. In dem Fall werden alternative Verfahren wie zum Beispiel Auktion, Pro-Rata Zuteilungen oder auch eine Open Subscription Period empfohlen. Hervorgehoben wird die aktive Rolle von Fernleitungsnetzbetreibern und Einbindung der Netznutzer in die Ausgestaltung der Verfahren. Die Forderung nach periodisch durchgeführten Vergabeverfahren soll eine ausreichende Ankündigung und Transparenz der Verfahren sicherstellen. Durch die Umsetzung effizienter Kapazitätszuweisungs- und EngpassmanagementVerfahren durch Rahmenleitlinien der neuen europäischen Regulierungsagentur wird der grenzüberschreitende Handel entscheidend erleichtert. Damit werden die Voraussetzungen geschaffen, dass sich ein liquider Großhandel an und zwischen den Handelsplätzen in Europa entwickeln kann. Seit acht Jahren engagiert sich der Physiker und Diplom-Ingenieur Walter Boltz auf europäischer Ebene für den Energiebinnenmarkt. Bei dem Zusammenschluss der ERGEG 2001 war er zunächst Vorsitzender der Arbeitsgruppe Versorgungssicherheit, übernahm von 2004 bis 2005 den Vorsitz der Arbeitsgruppe Energiebinnenmarkt und ist seit 2006 Vorsitzender der Arbeitsgruppe Gas. Seit 2001 ist Walter Boltz Geschäftsführer der österreichischen Regulierungsbehörde E-Control. 15

16 bne perspektive Gasunie: Die Gasdrehscheibe Nordwest-Europa im Blick So wirkt erfolgreiches Unbundling: Für das vollständig entflochtene europäische Infrastrukturunternehmen Gasunie und seine Tochterunternehmen Gastransport Services (GTS) und Gasunie Deutschland sind die Bedürfnisse der Marktteilnehmer ausschlaggebend. Sein Hauptanliegen ist es, seinen Kunden den effizienten, diskriminierungsfreien und transparenten Zugang zu Kapazitäten zu ermöglichen. Wie genau die Unternehmen die ungenutzten Kapazitäten dem Markt wieder zur Verfügung stellen, erläutert Dr. Michael Kleemiß von Gasunie Deutschland in seinem Artikel. Gestützt auf die Erfahrungen der GTS als Netzbetreiber für die gesamten Niederlande, geht Kleemiß noch einen Schritt weiter und beschreibt die Voraussetzungen für eine Zusammenlegung der H- und L-Gasmarktgebiete in Deutschland. Das strategische Ziel von Gasunie ist es, sich als Gasdrehscheibe Nordwest-Europas zu etablieren. Ein gut funktionierendes und unabhängiges Fernleitungsnetz mit ausreichenden Transportkapazitäten auch und insbesondere für neue Energieanbieter bildet dafür die Grundvoraussetzung. Es steigert die Liquidität, fördert den Wettbewerb und schafft nicht zuletzt niedrigere Gaspreise. Für die Marktteilnehmer sind wiederum der praktizierte diskriminierungsfreie Netzzugang sowie ausreichende Transportkapazitäten entscheidend. Das Vorgehen von Gasunie ist daher gekennzeichnet durch: eine marktorientierte Infrastrukturentwicklung, wie die Pipelineprojekte BBL und Nordstream, die Anbindung des Gate LNG-Terminals sowie Ausbauten beim deutschen und niederländischen Netz; leicht zugängige Entry-/Exit-Systeme in Verbindung mit virtuellen Handelspunk- 16 ten, an denen Kunden frei Kapazitätsrechte handeln können und die optimale Wettbewerbsbedingungen garantieren; Kooperation und Koordination mit angrenzenden Netzen und Gasinfrastrukturen. 1. Herausforderung Netzausbau Vor dem Hintergrund abnehmender einheimischer Erdgasproduktion bei gleichzeitig steigender Nachfrage ist ein wachsender Bedarf an zusätzlichen überregionalen Transportkapazitäten festzustellen, besonders in Deutschland und den Niederlanden, da diese Länder im Zentrum des europäischen Energiemarktes liegen. Zudem muss Erdgas immer weitere Transportstrecken auf dem Weg zum Verbraucher zurücklegen. Gleichzeitig ist der Bau von Pipelines und Verdichterstationen sehr kapitalintensiv und birgt finanzielle wie operative Risiken. Um in den erforderlichen Netzausbau investieren zu können, sind daher zum einen die langfristigen Buchungen der Kapazitäten nach wie vor unerlässlich. Zum anderen bedarf es eines verlässlichen Regulierungsrahmens. Dieser muss gewährleisten, dass das Transportsystem nicht nur einwandfrei funktioniert, sondern sich auch selbst tragen kann. Insbesondere in Deutschland befindet sich das Regulierungssystem im Wandel, so dass abschließende Investitionsentscheidungen sehr genau untersucht werden müssen. IOS grenzüberschreitender Netzausbau Gasunie Deutschland und GTS führen derzeit gemeinsam ein Integrated Open-Season-Verfahren (IOS) durch. Es ist das erste Mal in Europa, dass ein grenzüberschreitender Ansatz zum Netzausbau realisiert wird. Dieser integrierte Ansatz synchronisiert die

17 bne perspektive Kapazitätsentwicklung auf beiden Seiten der Grenze unter Berücksichtigung der Projekte anderer nationaler und internationaler Netz- und Speicherbetreiber. Die Prozesse haben den erheblichen zusätzlichen Bedarf an Transportkapazitäten, nicht zuletzt aufgrund der Substitution rückläufiger inländischer Erdgasproduktion durch Importe, bestätigt. Die physikalischen Engpässe können nur durch einen Ausbau der Systeme behoben werden. Dies wiederum ist nur mit Hilfe von langfristigen Buchungen finanzierbar. 2. Marktorientiertes Kapazitätsmanagment Langfristige Buchungen bergen die Gefahr, auch innerhalb der IOS zu vertraglichen Engpässen zu führen, obwohl die Kapazitäten physikalisch nur zu Lastspitzenzeiten ausgelastet sein werden. Um die physikalischen Engpässe nachhaltig zu vermeiden, planen GTS und Gasunie Deutschland die Durchführung von OpenSeason-Verfahren als kontinuierlichen Prozess. Netzbetreiber wie Marktteilnehmer sind daran interessiert, die installierte technische Kapazität möglichst vollständig zu vermarkten bzw. zu nutzen. Deshalb unterstützt Gasunie nach Kräften die Verfügbarmachung temporär nicht genutzter Kapazitäten entweder durch unterbrechbare Kapazitäten, Kapazitätsrücknahmen oder durch eine Sekundärvermarktung. Hier kann der Besitzer von Kapazitätsrechten diese einem anderen Transportkunden verkaufen. Unterbrechbare Kapazitäten haben allerdings den Nachteil, dass die meisten Transportkunden damit nicht ihre festen Lieferverpflichtungen erfüllen können und wollen. Um dennoch deren Akzeptanz zu erhöhen, streben GTS und Gasunie Deutschland an, die Unterbrechungswahrscheinlichkeit auf Basis von historischen Daten transparent zu machen und entsprechend zu tarifieren. Darüber hinaus bieten GTS und Gasunie Deutschland dem Markt zusätzliche Möglichkeiten für eine effiziente Verwendung ungenutzter Kapazitäten an. Hierzu zählt auch das gemeinsame Internetportal EUCABO, über das kurzfristige gebündelte Transportkapazitäten an dem Grenzübergangspunkt Oude Statenzijl / Bunder-Tief gebucht werden können. Darüber hinaus unterstützen beide Unternehmen auch die Handelsplattformen von APX and trac-x. Schließlich wird die Anzahl der Marktgebietsübergangspunkte, an denen jeweils Kapazitätsbuchungen erforderlich sind, mit weiterer Zusammenlegung der Marktgebiete abnehmen. Gasunie Deutschland hat einen substantiellen Beitrag zur Zusammenlegung von Marktgebieten geleistet, indem die früheren Marktgebiete H-Gas und L-Gas Norddeutschland in den neuen Marktgebieten GASPOOL und L-Gas 1 (Aequamus) aufgegangen sind. 3. Mit Quality Conversion zu einem Gasmarktgebiet Es bleiben jedoch weiterhin Marktgebietsübergangspunkte bestehen, wenn in Deutschland weiterhin zwei unterschiedliche Gasqualitäten vermarktet werden. In den Niederlanden hat zum 1. Juli 2009 eine Zusammenlegung der beiden Gasqualitäten stattgefunden. Damit haben Transportkunden die Möglichkeit, am Handelspunkt lediglich die Energie des Erdgases unabhängig von der Gasqualität zu handeln. Dies ist allerdings nur möglich, weil in den Niederlanden mit dem GroningenFeld sowie bereits installierten Konvertierungskapazitäten, die im begrenzten Maße eine physische Qualitätsanpassung zulassen, strukturell andere Voraussetzungen als in Deutschland bestehen. Von H- auf L-Gas Bei der deutschen L-Gas-Produktion handelt es sich eher um kleine Felder mit teilweise stark abnehmender Kapazität, die sich zudem durch eine nicht mehr ausreichende Flexibilität auszeichnen, so dass eine Strukturierung nicht möglich ist. Die fehlende Kapazität kann derzeit noch durch die wenigen L-Gas-Speicher ersetzt werden. Entsprechende Lieferungen aus den Niederlanden sind allerdings mit der bestehenden Infrastruktur ausgeschöpft und eine Steigerung würde einen Ausbau des Systems auf niederländischer und deut- scher Seite bedeuten, was sich ebenfalls in der laufenden Integrated Open Season zeigt. Um die fehlende Kapazität durch Qualitätskonvertierung zu ersetzen, wären erhebliche Investitionen im Milliarden-Bereich notwendig. Hierzu würden Stickstofferzeugungsanlagen den Inertstoff liefern, um das H-Gas auf die L-Gas-Qualität zu bringen. Die mit dem Bau solcher Anlagen verbundenen signifikanten Kosten müssten auf die Transportkunden umgelegt werden. Von L- auf H-Gas Eine weitere Alternative ist die Umstellung des Marktgebietes von L-Gas auf H-Gas, was bereits in Teilen Nord- und Mitteldeutschlands erfolgt ist. Beide Möglichkeiten sind ebenfalls mit Kosten verbunden, die dann auch zu höheren Transporttarifen führen würden. Vor diesem Hintergrund ist eine Zusammenlegung der H-Gasmarktgebiete und der L-Gasmarktgebiete in Deutschland tiefer zu analysieren und in einem breiten Dialog zu diskutieren. 4. Zusammenfassung und Ausblick Als vollständig unbundeltes, grenzüberschreitendes Gasinfrastruktur-Unternehmen haben sich GTS und Gasunie Deutschland dem Wettbewerb auf den europäischen Gasmärkten verschrieben. In einem ständigen Prozess entwickeln die Unternehmen effiziente und kundenorientierte Dienstleistungen. Eine Kooperation mit den übrigen europäischen Netzbetreibern als Teil eines europäischen Marktintegrationsprozesses ist hierfür essentiell. Daher arbeiten GTS und Gasunie Deutschland aktiv bei GTE+ und der Gas Regional Initiative mit, um gemeinsam mit anderen Netzbetreibern ein wettbewerbsfähiges und effizientes Kapazitätsmanagement-Tool zum Nutzen des nordwesteuropäischen Marktes zu entwickeln. Eine solche Lösung fruchtet allerdings nur in einem angemessenen Investitionsklima. Bei den aktuellen Entwicklungen in der deutschen Gesetzgebung sind hier noch deutlich Defizite feststellbar. Dr. Michael Kleemiß arbeitet seit 1998 bei der BEB Transport und Speicher Service GmbH in Hannover, die heute als Gasunie Deutschland Services GmbH firmiert. Der studierte und promovierte Maschinenbauer entwickelte innerhalb der damaligen BEB das Kapazitätsmanagement und führte die Abteilung Capacity Planning. Im Anschluss übernahm er ein dreijähriges Assignment bei der Shell Nederland B.V. in Den Haag, wo er als Advisor Gas tätig war. Zurzeit arbeitet er bei Gasunie als Bereichsleiter Marketing, Analysis & Concepts. 17

18 bne intern Der Arbeitskreis Marktstruktur Freier Gasnetzzugang für alle Der Arbeitskreis Marktstruktur ist bereits 2006 gegründet worden, damals noch als Arbeitskreis (AK) Bilanzausgleich. Ursprüngliches Thema des AK war die Entwicklung eines für den Markt geeigneten Bilanzausgleichsmodells, im Laufe der Zeit jedoch erweiterte sich die Thematik rund um den Netzzugang. Aus diesem Grund beschloss der Lenkungsausschuss Gas Anfang 2008, den Arbeitsauftrag des AK zu erweitern und seine Bezeichnung zu ändern: von Bilanzausgleich in Markstruktur. An dieser Stelle werden die Arbeitsaufträge des AK vorgestellt und genauer beleuchtet. Der für alle Anbieter diskriminierungsfreie Zugang zum Gasnetz ist das Hauptthema des AK Marktstruktur. Neben der Neugestaltung der Bilanzierungsregeln beschäftigte sich der AK in 2008 und 2009 vor allem mit der Novelle der Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) und deren weiteren, einzelnen Unterthemen wie Reduzierung der Anzahl der Marktgebiete, Transportkapazitäten, Gasnetzausbau, Standardlastprofilverfahren und Regelenergiebeschaffung. Dabei verfassten die Teilnehmer des AK Plädoyers für den reinen Tagesbilanzausgleich und Stellungnahmen zur Festlegung der neuen Bilanzierungsregeln. Der AK begleitete deren Umsetzung in der Kooperationsvereinbarung III durch die Netzbetreiberverbände kritisch und wies auf die noch zu schließenden Lücken für ein funktionierendes und effizientes Bilanzierungssystem hin. Parallel dazu begannen die Vorbereitungen auf die Novelle der GasNZV: Der AK identifizierte die Themen zur Herbeiführung eines diskriminierungsfreien und einheitlichen Netzzugangs für alle Marktteilnehmer und entwarf die Verbandsposition hierzu. Die erarbeiteten Eckpunktepapiere, Konzepte, Stellungnahmen und Kommentierungen wurden zur Vorbereitung von Gesprächen und Verhandlungen mit dem Bundeswirtschaftsministerium und der Bundesnetzagentur genutzt. Gemeinsam mit dem Lenkungsausschuss Erzeugung wurde im Frühjahr 2009 eine Ad-hoc-Arbeitsgruppe zum Netzanschluss Gaskraftwerke gebildet. Deren Teilnehmer zeigten den notwendigen Verbesserungsbedarf auf und präzisierten die Forderungen der neuen Anbieter bzgl. der Fragen des Anschlusses von Gaskraftwerken und Speichern an das Gasnetz, zur Bereitstellung von Kapazitäten sowie zum Gasnetzausbau. In einem Eckpunktepapier stellte die Arbeitsgruppe schließlich den Vorschlag des bne für ein koordiniertes, betreiberübergreifendes Gasnetzausbau-Planungsverfahren vor. CN Berliner Energietage Energieeffizienz und Wettbewerb Welche Bedeutung haben nationale und europäische Effizienzvorgaben für den Wettbewerb auf den Energiemärkten? Diese Frage beschäftigte weit über 100 Teilnehmer der bne-veranstaltung auf den Berliner Energietagen im Mai Referenten des Umweltbundesamtes, des Öko-Instituts, der Verbraucherzentrale Bundesverband sowie der bne-mitgliedsunternehmen Nuon Deutschland und Ensys sprachen zum Thema Energieeffizienz und Wettbewerb: Effizienzmaßnahmen auf dem Prüfstand. Veit Bürger vom Öko-Institut und Dr. Klaus Müschen vom Umweltbundesamt skizzierten die rechtlichen und tatsächlichen Rahmenbedingungen und informierten über die gegenwärtigen und künftigen Steuerungselemente zur Steigerung der Energieeffizienz: Mit dem geplanten Energieeffizienzgesetz könne frühestens im Herbst 2009 gerechnet werden, von der Umsetzung der geplanten EU-Maßnahmen sei die Energiewirtschaft noch weit entfernt hier stehe man ganz am Anfang, so die beiden Vortragenden übereinstimmend. Eine andere Sicht der Dinge vermittelten die beiden Vertreter der neuen Energiean- 18 bieter: Alfred Steiof, Vorstandsvorsitzender der Ensys AG, beschrieb anschaulich, wie sein Unternehmen bereits seit Jahren Industrie- und Gewerbekunden darin unterstützt, ihren Stromverbrauch effizient zu managen. Ein Missstand hat sich dabei als zentral heraus kristallisiert: Viele Unternehmen kennen ihre Energieverbrauchsdaten nicht vollständig. Das Erfolgsrezept der Ensys heißt Datentransparenz. Dadurch lassen sich oftmals hohe Einsparpotentiale realisieren, so Steiof. Florian Müller von der Nuon Deutschland GmbH berichtete von schwierigen Ausgangssituationen und intelligenten Unter- nehmens-lösungen: Das neue Produkt geniaale Strom unterstütze den Kunden, steigende Energiekosten zu reduzieren und helfe gleichzeitig dem Unternehmen, sein Profil als innovatives Unternehmen zu schärfen. Dr. Holger Krawinkel von der Verbraucherzentrale Bundesverband stellte zum Abschluss die in Deutschland möglichen Energie-Einsparpotentiale dar und machte auf einen wesentlichen Umstand aufmerksam: Die mit der Entwicklung der Effizienzmaßnahmen verbundenen hohen technischen Anforderungen werden die Produkte um Einiges verteuern. CN

19 bne stellt vor Köpfe der Energiepolitik Folge 8: Michael Kauch, MdB Seit 2005 übt Michael Kauch den Schulterschluss von Wettbewerb und Umweltschutz als umweltpolitischer Sprecher der FDPBundestagsfraktion. So startete er in der letzten Legislaturperiode parlamentarische Initiativen zum Emissionshandel und dem EEG, setzte sich aber auch für den Erhalt der Nachstromspeicher ein. Im bne-kompass stellt er sich den Fragen der neuen Anbieter. Wodurch wurden Sie motiviert, in die Politik zu gehen? Welche energiepolitischen Maßnahmen bewundern sie am meisten? gerung der Einspeisevorrang für Erneuerbare Energien nicht zur Disposition. Ich wollte die Dinge, die mich betreffen, In der Vergangenheit war die Liberalisierung des Energiemarktes, die die FDP in den 90er Jahren vorangetrieben hat, ein großer Meilenstein. So wurden ÖkostromAngebote und niedrigere Preise für die Verbraucher möglich auch wenn der Wettbewerb noch unvollständig ist. Im Zuge der weiteren Umsetzung der EU-Endenergieeffizienzrichtlinie werden weitreichende und detaillierte staatliche Marktvorgaben für Energielieferanten und -dienstleister diskutiert, die zu Energieeinsparungen bei den Verbrauchern führen sollen. Wie vereinbaren Sie diese Entwicklung mit dem urliberalen Anliegen eines frei agierenden Marktes? selbst mit gestalten. Als ich in die FDP eintrat, hatte ich mich bis dahin in studentischen Initiativen engagiert: für internationale Zusammenarbeit und ein ethisch verantwortliches Management. Politisch interessierten mich damals vor allem Bürgerrechtsfragen und natürlich als angehender Volkswirt die Wirtschaftspolitik. Haben Sie ein Vorbild? Nein. Aber es gibt Liberale, die mich stark beeinflusst haben. Da ist zunächst einmal der ehemalige FDP-Generalsekretär Karl Hermann Flach. Die Freiburger Thesen und Flachs Streitschrift Noch eine Chance für die Liberalen haben mein Verständnis von Liberalismus geprägt. Freiheit und Verantwortung gehören untrennbar zusammen, sowohl im Blick auf die soziale Dimension als auch die ökologi- Für die Zukunft bin ich ein großer Anhänger des DESERTEC-Projektes. Es bietet die Marktöffnung über Europas Grenzen hinweg. Die Idee ist faszinierend, Solarenergie dort zu produzieren, wo es am effizientesten ist und zugleich die Interessen Europas und Nordafrikas zu integrieren. Klar muss sein: dies kann nur ein Teil des zukünftigen Energiemixes sein. Ich halte es aber für erforderlich, dass die Bundesregierung sich hier mehr engagiert, um die außen- und wettbewerbspolitischen Voraussetzungen zu schaffen. sche Frage. Bemerkenswert fand ich immer Otto Graf Lambsdorff. Er war nicht nur der konsequente Marktgraf, er hat sich auch in Bürgerrechtsfragen stets für die Freiheit des Einzelnen positioniert und z.b. in den 80er Jahren als einer von wenigen gegen das Vermummungsverbot gestimmt. Diese klare Positionierung für wirtschaftliche wie gesellschaft- Mit welchen Maßnahmen werden Sie weitere Wettbewerbsverzerrungen auf dem deutschen Stromerzeugermarkt verhindern, wenn die neue Bundesregierung tatsächlich eine Verlängerung der AKW-Laufzeiten beschließt? liche Freiheit zieht sich auch durch meine politische Arbeit. Was wäre für Sie das vollkommene irdische Glück in der Energiepolitik? Die FDP will, dass die Zusatzgewinne aus den abgeschriebenen Kernkraftwerken zu einem großen Teil in eine Deutsche Stiftung Energieforschung fließen. Außerdem steht für uns auch bei einer Laufzeitverlän- Ich bin skeptisch, wenn im Stromsektor massiv Ordnungsrecht eingesetzt wird. Denn der Sektor unterliegt dem Emissionshandel mit festen CO2-Emissionsobergrenzen bis Wenn private Haushalte weniger Strom verbrauchen, dann macht dies nur Emissionsmöglichkeiten für die Industrie frei. Das mag man wollen, mit Umweltschutz hat dies aber wenig zu tun. Dennoch können wohl dosierte Standards dem Verbraucherschutz dienen etwa beim Smart Metering und bei Verbrauchskennzeichnungen. In jedem Fall rate ich zu Augenmaß bei Produktvorschriften, um die Kostensenkungsmöglichkeiten des Emissionshandels für den Klimaschutz nicht zu gefährden. Und statt Produktverboten wie bei Nachtspeicherheizungen setzen wir Liberale auf den mündigen Verbraucher. Herr Kauch, wir danken Ihnen für das Gespräch. Wenn wir heute schon ausreichende Speichertechnologien für Erneuerbare Energien hätten. Und was wäre das größte Unglück für die gegenwärtige Energiepolitik? Wenn es kurzfristig über mehrere Wochen zu Lieferstopps bei Erdgas käme und die Vorräte im Winter zu Neige gingen. Michael Kauch wurde 1967 in Dortmund geboren. Acht Jahre arbeitete der Diplom-Volkswirt beim Bundesverband Junger Unternehmer, erst als Referent, dann als Geschäftsführer. Von 1995 bis 1999 war er Bundesvorsitzender der Jungen Liberalen. Seit 2003 ist Kauch Mitglied des Deutschen Bundestages, seit 2005 umweltpolitischer Sprecher der FDP-Bundestagsfraktion. Er ist Vizepräsident der Global Legislators Organisation for a Balanced Environment in Europa. 19

20 Bundesverband Neuer Energieanbieter e.v. Hackescher Markt Berlin Tel: +49 (0) Fax: +49 (0) mail@bne-online.de Für Wettbewerb auf den Energiemärkten