zum Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas (Umsetzung Netzkodex Gasbilanzierung) Einleitungsverfügung, 1. Konsultation

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1 STELLUNGNAHME zum Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas (Umsetzung Netzkodex Gasbilanzierung) - Einleitungsverfügung, 1. Konsultation Az.: BK Die GEODE, der europäische Verband der unabhängigen Strom- und Verteilerunternehmen, bedankt sich für die Gelegenheit, zu den konkreten Vorschlägen der Bundesnetzagentur (BNetzA) zur Neugestaltung des Grundmodells für Ausgleichleistungen und Bilanzierungsregeln im Gassektor ( GABi Gas 2.0 ) Stellung nehmen zu können. Die GEODE stimmt in weiten Teilen mit den Positionen von BDEW und VKU überein. Gleichwohl nimmt die GEODE die Möglichkeit einer eigenen Stellungnahme war, um zu Änderungsvorschlägen der BNetzA, die aus Sicht der GEODE besonders relevant sind, ausdrücklich und ergänzend Stellung nehmen zu können. Einleitend weist die GEODE darauf hin, dass eine Änderung der derzeitigen Bilanzierungsregeln nur dann vorgenommen werden sollte, wenn der Europäische Netzkodex zur Gasbilanzierung die Änderung erforderlich macht. Zur Vermeidung unnötigen Umsetzungsaufwandes sollten die bislang geltenden Bilanzierungsregeln im Übrigen beibehalten werden. Ausdrücklich zu begrüßen ist aus Sicht der GEODE, dass die D+1-Allokationsmeldungen nur ersatz- und brennwertkorrigiert abrechnungsrelevant sein sollen. Allerdings dürfte sich eine vorgezogene Übermittlung der D+1-Allokationsmeldungen von den VNB an die MGV bis 9.00 Uhr zu Lasten der Datenqualität auswirken oder unnötige Kosten verursachen. Die bisherige Übermittlungsfrist bis 12:00 Uhr vom VNB an den MGV sollte daher beibehalten werden. Die vorgeschlagene tägliche Netzkontobetrachtung ist nach Ansicht der GEODE nicht geeignet, Fehler bei der Anwendung der Standardlastprofile aufzudecken. Die GEODE spricht sich daher gegen ihre Einführung aus. Hält die BNetzA jedoch an ihrem Vorschlag fest, sollte eine unverhältnismäßige finanzielle Belastung der VNB durch entsprechende Schwellenwerte vermieden werden / Seite 1

2 I. Anmerkungen der GEODE zu netzseitig relevanten Themen 1. Abrechnungsrelevanz und Übermittlungszeitpunkt für D+1-Allokationsmeldung Abrechnungsrelevanz (S. 4 der Einleitungsverfügung): Die GEODE stimmt dem Vorschlag der BNetzA zu, wonach die Abrechnung der Ausgleichsenergie und der Flexibilitätskosten nach der ersatz- und brennwertkorrigierten D+1-RLM- Allokationsmeldung erfolgt. Dadurch entfällt zukünftig die RLM-MMMA und drohende Haftungsrisiken für VNB für fehlerhafte D+1-RLM-Allokationen, wie sie mit dem Vorschlag der MGV/FNB denkbar gewesen wären, können vermieden werden. Übermittlungszeitraum (S. 12): Die GEODE weist in Übereinstimmung mit BDEW und VKU darauf hin, dass eine Übermittlung der D+1-Allokationsmeldung bis 9:00 Uhr vom VNB an den MGV - mit verhältnismäßigem Aufwand - nur auf Kosten der Datenqualität umsetzbar ist. Angestrebt wird aktuell, dass die D+1-Allokationsmeldungen eine gegenüber untertägigen Datenmeldungen höhere Qualität aufweisen. Eine derzeit mögliche Plausibilisierung nebst entsprechender (manueller) Korrektur könnte jedoch in einem 3- Stunden-Zeitfenster künftig nicht mehr gewährleistet werden, schon aufgrund der Zeit, die nötig ist, um die Fernabfrage bei den verschiedenen RLM-Entnahmestellen erfolgreich durchzuführen. Jedenfalls wären dafür hohe Investitionen in die zentrale Fernausleseinfrastruktur, in die Datenübertragungstechnik und höhere Personalkosten notwendig. Die dadurch entstehenden Kosten stehen in keinem Verhältnis zu einer unter Umständen nur um zwei bzw. drei Stunden früheren Datenmeldung. Die BKV, die tatsächlich die D+1-Meldung des Vortages für die RLM-Nominierung des folgenden Tages heranziehen oder berücksichtigen möchten, können dies auch dann, wenn Ihnen diese Meldung vom MGV wie bisher bis 13:00 Uhr zugeleitet wird. Zudem dürften bereits plausibilisierte Werte, welche die BKV bis 13:00 Uhr erhalten für BKV einen höheren Nutzen haben als nicht plausibilisierte und daher unter Umständen lückenhafte oder fehlerhafte Werte die bereits bis 10:00 Uhr dem BKV zugeleitet werden. Eine zu enge Datenmeldefrist ginge eindeutig auf Kosten der Datenqualität. Aufgrund der Nominierungsfrist bis 14:00 Uhr besteht auch keine Notwendigkeit, die RLM-Allokationsdaten dem BKV bereits bis 10:00 Uhr zur Verfügung zu stellen. Auch BKV, die SLP-Stellen beliefern und die SLP-Allokation für die Nominierung berücksichtigen können sollen, erhalten schließlich diese SLP-Allokation bis 13:00 Uhr, also eine Stunde vor Ablauf der Nominierungsfrist, was offenbar völlig ausreichend ist. Seite 2

3 Aus Sicht der GEODE sollte daher entweder ausdrücklich klargestellt werden, dass die bis 9:00 Uhr übermittelte D+1-Allokationsmeldung wie bisher bis 12:00 Uhr plausibilisiert und entsprechend korrigiert vom VNB an den MGV gesandt werden darf, so dass der BKV bis 13:00 Uhr die maßgebliche D+1-RLM-Allokation erhält. Die Aussagekraft der bereits bis 9:00 Uhr vorab übermittelten Roh-Daten wäre jedoch erheblich eingeschränkt und für die meisten BKV aufgrund möglicher Lücken und Fehler wenig hilfreich. Alternativ und vorzugswürdig sollte die Meldung der RLM-Vortagesdaten nach den heutigen zeitlichen Vorgaben erfolgen. Der Netzkodex Gasbilanzierung steht einer derartigen Regelung nicht entgegen und verlangt keine Verkürzung der Frist für die Übermittlung der RLM-Allokationsdaten des Vortages. Clearing-Zeitraum (S. 4): Die GEODE versteht die Einleitungsverfügung so, dass ein Clearing zukünftig nur in einem Zeitfenster von 5 Werktagen, gerechnet ab Ablauf der durch die KoV zu bestimmenden Ersatz- und Brennwertkorrekturfristen möglich sein soll. Die GEODE lehnt diese Verkürzung des Clearingzeitraums in Übereinstimmung mit BDEW und VKU ab. Die GEODE nimmt zur Kenntnis, dass der BNetzA die Existenz überhaupt irgendwelcher Clearing-Möglichkeiten ein Dorn im Auge ist. Allerdings ist darauf hinzuweisen, dass die Möglichkeiten eines Clearings durch Schwellenwerte, die Bilanzkreisabrechnungsfrist nach 23 Abs. 2 Satz 5 GasNZV und die Erforderlichkeit einer Einigung zwischen BKV und VNB ohnehin schon stark begrenzt ist. Der Prozess wird von allen Beteiligten akzeptiert. Da die Bilanzkreise ohnehin erst 2 Monate nach dem Liefermonat abgerechnet werden können, macht eine Verkürzung des Clearingfensters auf einen Zeitraum vor M+2M-10WT auch wenig Sinn. Innerhalb eines Zeitfensters von nur 5 WT können sich VNB und BKV zu einer Clearingfrage nicht seriös abstimmen. Das gilt insbesondere dann, wenn mehrere Bilanzkreise aufgrund derselben Ursache gecleart werden müssen. Faktisch würde damit ein Clearing durch die Hintertür abgeschafft. Die verdeckte Abschaffung jeglichen Clearings wird aber nicht zu dem offenbar von der BNetzA gewünschten Effekt führen, die Qualität der Ausgangs-Datenmeldungen zu erhöhen. Vielfach sind entstandene Fehler eben nicht vermeidbar und auch nicht vorwerfbar. Warum dann - noch dazu bei Einigkeit von VNB und BKV jegliches Clearing faktisch abgeschafft werden soll, erschließt sich nicht. Zudem besteht die Gefahr, dass es vermehrt zu einer bilateralen Klärung zwischen den Marktakteuren kommen würde. Sollte die BNetzA dennoch an ihrem Vorschlag festhalten, müsste ein Clearing- Prozess in die GABi Gas 2.0, vorzugswürdig in Anlehnung an die MaBiS integriert Seite 3

4 werden, um einen möglichst hohen Automatisierungsgrad zu erreichen und verbindliche Reaktionsfristen für die Bilanzkreisverantwortlichen festzulegen. 2. Untertägige Informationsbereitstellung der RLM-Ausspeisemengen Verkürzung der Übermittlungszeiträume auf 3 Stunden (S. 11): Aus Sicht der GEODE stellt die Verkürzung der Übermittlungszeiträume für die zweimalige untertägige Datenübermittlung auf drei Stunden zwar eine Herausforderung dar, die jedoch angesichts der Vorgaben des Netzkodex Gasbilanzierung hinzunehmen ist. Machbar ist dies jedenfalls dann, wenn für die untertägige Datenübermittlung keinerlei Plausibilisierung verlangt wird. Eine entsprechende Klarstellung sollte in den Festlegungstext aufgenommen werden. Änderung der Zeitfenster (S ): Die GEODE spricht sich für eine Änderung der vorgeschlagenen Zeitfenster für die untertägige Datenmeldung aus. Im Hinblick auf die betriebsüblichen Arbeitszeiten von VNB sollten die Zeitfenster so ausgestaltet werden, dass der VNB die Daten des zweiten Erfassungszeitraums bis 17:00 Uhr an den MGV meldet. Dieser kann dann bis 18:00 Uhr die Werte an den BKV weiterleiten. Auf diese Weise würden die Vorgaben des Netzkodex Gasbilanzierung eingehalten und der Aufwand könnte in einem angemessenen Rahmen gehalten werden. Dafür bietet es sich an, den Erfassungszeitraum des ersten Zeitfensters auf die Zeit von 6:00 bis 10:00 Uhr zu verkürzen. Das zweite Zeitfenster könnte dann die Ausspeisemengen von 10:00 bis Uhr umfassen. 3. Tägliche Netzkontobetrachtung Anreizsystem SLP Notwendigkeit der täglichen Netzkontobetrachtung (S ): Die GEODE lehnt in Übereinstimmung mit BDEW und VKU die Einführung einer täglichen Netzkontobetrachtung ab. Es besteht die Gefahr unverhältnismäßiger finanzieller Belastung der VNB. Fehlerquellen dürften hingegen kaum aufgedeckt werden. Es ist daran zu erinnern, dass die Netzkonto-Abrechnung von Anfang an immer nur zur Verhinderung übermäßiger Unterallokationen und damit zur Vermeidung übermäßigen Regelenergie-Einkaufs der MGV gedacht war, nicht aber zur Verbesserung der Allokationsgüte überhaupt. Eine Verbesserung der SLP-Allokation kann nur mit aktualisierten, verbesserten Vorgaben für SLP-Verfahren erreicht werden. Insoweit ist eine tägliche Netzkontobetrachtung untauglich für das von der BNetzA gewünschte Ziel. Abweichungen, die sich bei einer täglichen Netzkontobetrachtung zeigen würden, sind zumeist systembedingt und können nicht durch den jeweiligen Netzbetreiber verhindert werden. Die derzeitigen Lastprofile sind vor allem in Übergangszeiten nicht geeignet, täglich passende Allokationswerte auszugeben. Das bestätigt bereits die Seite 4

5 Auswertung der Daten zur derzeitigen monatlichen Netzkontoabrechnung. Die Häufigkeit der Abrechnung ist im Jahr schwankend und in bestimmten Monaten treten Abrechnungen gehäuft auf (beispielsweise Juli 13 oder Oktober 13). Die Systembedingtheit wird auch dadurch deutlich, dass bei vielen Netzbetreibern trotz niedriger monatlicher Abweichung erhebliche Abweichungen an einzelnen Tagen nicht zu verhindern sind. Die Anwendung der SLP-Profile (Zuordnung, Stammdatenpflege) ist hingegen weniger problembehaftet. Eine Verbesserung der Prognosegüte kann nur über ein neues Konzept für Standardlastprofile erreicht werden. Es sollten daher zumindest zunächst die Ergebnisse des aktuellen Projektes zur Analyse des SLP-Verfahrens abgewartet werden. Dabei ist zu berücksichtigten, dass die Verwendung von allgemeingültigen, leicht nachzurechnenden Standardlastprofilen zwangsweise dazu führt, dass diese Profile die tatsächlichen Ausspeisemengen nicht in jedem Fall perfekt abdecken. Sollte die BNetzA an der täglichen Netzkontobetrachtung festhalten, sind aus Sicht der GEODE folgende Aspekte zu beachten: Zu harte Abrechnung würde VNB in die Überallokation treiben: Eine monatliche Abrechnung von tagesscharf betrachteten Netzkontosalden würde die finanziellen Risiken für VNB bei Unterallokationen massiv erhöhen. VNB würden eher dazu angehalten, Überallokationen durchzuführen, was zu möglichen Schadenersatzansprüchen der Lieferanten im Netz führen könnte. Eine Verbesserung der Allokationsgüte würde damit gerade nicht erreicht. Ein Finanzbedarf seitens der MGV, der eine verschärfte einseitige Abrechnung von Unterallokationen und entsprechend hohe Vorauszahlungen auf die SLP-Mindermengen-Rechnungen rechtfertigen würde, scheint angesichts der aktuellen Ausschüttungen der Regel- und Ausgleichsenergieumlage auch nicht zu bestehen. Analytisches Verfahren: Die tägliche Netzkontoabrechnung dürfte zu erheblichen Schwierigkeiten im Zusammenhang mit dem analytischen Verfahren führen. Trotz positiver Erfahrungen der Marktbeteiligten mit dem analytischen Verfahren (geringe Abweichungen bei monatlicher Netzkontobetrachtung, wenig Regelenergiebedarf für MGV, geringes MMMA-Risiko für Lieferanten) dürfte die Beibehaltung des analytischen Verfahrens aufgrund des 2-Tages-Versatzes bei Einführung der täglichen Netzkontobetrachtung nur mit erheblichem Aufwand möglich sein. Um ein regelmäßiges Überschreiten der Toleranzwerte zu verhindern, müsste der 2-Tages-Versatz bei der täglichen Netzkontobetrachtung berücksichtigt werden. Damit wäre ein erheblicher IT-seitiger Umsetzungsaufwand verbunden, die Aussagekraft der täglichen Netzkontobetrachtung jedoch erheblich geschmälert. Seite 5

6 Ausreichend hohe Schwellenwerte: Eine Abrechnung sollte nur erfolgen, wenn ausreichend hohe Schwellenwerte überschritten sind. Die GEODE setzt sich zum einen für einen ausreichend hohen Schwellenwert bei der jeweiligen Tagesbetrachtung ein. Schließlich ist bei einer auf die Tagesmenge bezogenen Abrechnungsschwelle die absolute Toleranzmenge erheblich niedriger. Zudem sollte eine Abrechnung erst nach Über- / Unterschreitung des Tagestoleranzschwellenwertes an mehreren, zumindest 10 Tagen in einem Monat erfolgen. Eine Abrechnung erfolgt dann nicht schon bei jeder unvermeidbaren vernachlässigbaren Prognoseungenauigkeit, sondern dürfte eher Fälle grundsätzlich fehlerhafter Anwendung der Standardlastprofile betreffen. Ebenso ist eine Veröffentlichung erst bei einer entsprechend häufigen Über- / Unterschreitung des Tagestoleranzschwellenwertes vorzusehen. Aufgrund der kurzen Konsultationsfrist können bislang noch keine abschließend abgestimmten Vorschläge für konkrete Schwellenwerte gemacht werden. Die GEODE betont in Übereinstimmung mit BDEW und VKU aber, dass konkrete Werte vor einer Festlegung nicht nur mit den MGV, sondern auch mit den VNB konsultiert und vorzugswürdig im Rahmen der KoV festgelegt werden sollten. Schließlich sollte eine fortwährende Überprüfung der Werte vorgesehen werden. Aufgrund der abzusehenden notwendigen Analysen und Abstimmungen aller Beteiligten und aufgrund der massiven IT-Programmierungs-Änderungen bei Einführung einer täglichen Netzkonto-Abrechnung hält die GEODE insoweit auch eine Einführung frühestens zum für machbar. Der von der BNetzA zitierte Zeitplan der MGV für die Umsetzung enthielt insoweit keine Aussage, weil die MGV selbst eine solche tägliche Netzkontoabrechnung nicht vorgeschlagen haben. Marktgebietsüberlappung: Bei Netzbetreibern mit Marktgebietsüberlappung ist eine tägliche Netzkontobetrachtung nur für beide Marktgebiete zusammen vorzunehmen. Andernfalls würden unvermeidbare Überschreitungen der Tagesschwellenwerte pönalisiert, die weder mit der Anwendung noch der Güte der Standardlastprofile im Zusammenhang stehen. Hintergrund ist, dass es insbesondere bei einer geringen Tagesmenge technisch bedingt dazu kommen kann, dass die Einspeisungen nicht pro Marktgebiet tagesscharf gewährleistet werden können. Ein derzeit möglicher Ausgleich innerhalb des Monats könnte bei einer täglichen Netzkontobetrachtung nicht mehr erfolgen. Seite 6

7 II. Anmerkungen der GEODE zu vertriebsseitig relevanten Themen 1. Datengrundlage D+1-Allokationsmeldung (S. 12): Auch aus Vertriebssicht ist es vorzugswürdig, dass die D+1-RLM-Allokationsmeldungen bereits - soweit möglich plausibilisiert sind. Dafür kann auch die Beibehaltung der bisherigen Übermittlungsfrist bis 12:00 Uhr vom VNB an den MGV und von 13:00 Uhr vom MGV an den BKV akzeptiert werden. Plausibilisierte etwas spätere Daten sind für den BKV wesentlich besser als schnelle, schlechte Daten. 2. Notwendigkeit und Ausgestaltung eines untertägigen Strukturierungssystems Notwendigkeit eines untertägigen Strukturierungssystems (S. 7-11): Die GEODE betont erneut, dass ein untertägiges Strukturierungssystem nur für große RLM- Entnahmestellen (Ausspeiseleistung größer 300 MWh pro Stunde) und bei Ein-/ Ausspeisungen an Marktgebiets-/Grenzübergangspunkten sowie zu Speichern notwendig ist. Die Notwendigkeit untertägiger Verpflichtungen ist für kleinere RLM- Entnahmestellen (Ausspeiseleistung < 300 MWh pro Stunde) nicht nachgewiesen. Stundenabweichungen bei kleineren RLM-Entnahmestellen dürften die Netzintegrität kaum beeinflussen. Für eine ausführliche Begründung verweisen wir auf unsere Stellungnahme zu den Umsetzungsvorschlägen der MGV/FNB. Entgegen der Kritik der MGV ist die Grenze von 300 MWh/h nicht etwa willkürlich vorgeschlagen, sondern leitet sich aus der sinnvollen Grenze in der Festlegung GABi Gas 1.0 (BK ) bei der Abgrenzung von RLMmT und RLMoT ab. Schon damals wurde zu Recht davon ausgegangen wurde, dass wirkliche Stundenrestriktionen grundsätzlich nur für große RLM-Entnahmestellen nebst MÜP/GÜP und Speicher notwendig sein könnten. Beschränkung auf Fallgruppe RLMmT (S. 4): Die GEODE ist der Ansicht, dass die Beschränkung auf eine RLM-Fallgruppe zu Vereinfachung führen dürfte. Inwieweit für größere RLM-Entnahmestellen (z.b. Kraftwerke) im Fall ungeplanter Verbrauchsanpassung im Laufe des Tages die Gefahr besteht, einen Flexibilitätskostenbeitrag zahlen zu müssen, kann noch nicht endgültig eingeschätzt werden. Toleranzwert für Stundenabweichung für RLM (S. 8): Die GEODE setzt sich für eine höhere Toleranz als + / - 7,5 % bezogen auf die Tagesmenge ein. Die Allokation der gesamten Tagesausspeisemenge als Band führt zwar zu einer Vergleichmäßigung der allokierten Ausspeisemengen. Es bleibt jedoch zu berücksichtigen, dass insbesondere bei Händlern bzw. BKV mit einer geringen Anzahl von RLM-Kunden Seite 7

8 bzw. geringer RLM-Entnahmemenge ein niedrigerer Toleranzwert zu einem unverhältnismäßig hohen Risiko führt, einem Flexibilitätskostenbeitrag ausgesetzt zu sein. Die absolute Abweichungsmenge ist entsprechend kleiner und ausgleichende Portfolioeffekte sind nur bedingt möglich. Unvermeidbare Prognosefehler sollte daher vielmehr über das RLM-Regelenergieumlagekonto sozialisiert werden. Zudem spricht auch die Übertragung des Brennwertrisikos auf den BKV durch den Wegfall der RLM-MMMA für eine höher bemessene Toleranzgrenze. Abrechnung nur bei gegenläufigem Regelenergieeinsatz (S.8-9): Die GEODE begrüßt den Vorschlag, dass eine Abrechnung des Flexibilitätskostenbeitrages nur bei gegenläufigem Regelenergieansatz des MGV (Kauf und Verkauf von Regelenergie am Gastag) erfolgen soll. Nur in einem solchen Fall ist tatsächlich ein Strukturierungsbedarf entstanden, der eine zusätzliche Pönalisierung erforderlich macht. Zu berücksichtigen ist allerdings, dass Gaslieferanten trotzdem das Risiko, einem Flexibilitätskostenbeitrag ausgesetzt zu sein, im Rahmen ihrer Lieferverträge mit Weiterverteilern oder Endkunden einpreisen werden. Denkbar wäre daher, dass eine Abrechnung nicht bei jeder Toleranzüberschreitung, sondern nur im Falle einer besonders schwerwiegenden und wiederholten Toleranzüberschreitung erfolgt. Damit wäre sichergestellt, dass tatsächlich nur systemschädliches Verhalten sanktioniert wird. Unvermeidbare Prognosefehler würden sozialisiert. Berechnung des Flexibilitätskostenbeitrags (S. 9-10): Die zur Konsultation gestellte Variante 2 zur Berechnung des konkreten Flexibilitätskostenbeitrags ist in Übereinstimmung mit BDEW und VKU abzulehnen. Die Berechnung sollte so erfolgen, dass nicht einer oder wenige BKV die gesamten Flexibilitätskosten des Gastages zu tragen haben. Angesichts der Tatsache, dass der BKV weder beeinflussen kann, ob am Gastag eine Abrechnung des Flexibilitätskostenbeitrags erfolgt (abhängig von gegenläufigen Regelenergieeinsatz), noch ob auch andere BKV die Toleranz nicht eingehalten haben, sollte das Risiko eines besonders hohen Flexibilitätskostenbeitrags begrenzt werden. 3. Bildung der Ausgleichsenergiepreise Einbeziehung qualitätsscharfer und lokaler Produkte (S. 6): Sofern die Preise qualitätsscharfer oder lokaler Regelenergieprodukte zur Bestimmung des Ausgleichsenergiepreises einbezogen werden, spricht sich die GEODE dafür aus, die jeweils beschaffte Menge zu berücksichtigen. Der Netzkodex Gasbilanzierung sieht ebenfalls vor, dass der Umfang, in dem der Marktgebietsverantwortliche von ortsabhängigen Produkten Gebrauch macht, entsprechend berücksichtigt wird (Art. 22, Ziff. 5). Der Vorschlag der BNetzA könnte hingegen dazu führen, dass bereits kleinste Mengen, Seite 8

9 die der MGV an lokaler Regelenergie zu einem bestimmten Preis beschafft, den Ausgleichsenergiepreis für alle Bilanzkreise bestimmen. Dieser könnte unvorhersehbare und erhebliche Ausschläge nehmen. Risikoaufschläge auf den Gaspreis durch Gaslieferanten gegenüber ihren Kunden wären die Folge. Verwendung der kleinen Anpassung (S. 6): Die GEODE sieht keine Notwendigkeit, die Möglichkeit einer kleinen Anpassung zu nutzen. Hat der MGV keine externen Regelenergieprodukte gekauft / veräußert, sollte der mengengewichtete Gasdurchschnittspreis mit Lieferort VHP ohne Aufschläge zur Preisbildung verwandt werden. Bereits die Möglichkeit erheblicher Ausgleichsenergiepreise stellt einen ausreichenden Anreiz dar, den Bilanzkreis ausgeglichen zu halten. 4. Aufspaltung der Regel-/Ausgleichsenergieumlage Split-Pot SLP/RLM Zeitraum Umlageperiode: Die Verlängerung der Umlageperiode von einem Halbjahr auf ein gesamtes Gaswirtschaftsjahr ist zu begrüßen. Etwaige Anpassungen an die geltende Umlagehöhe wären nur einmal jährlich notwendig und der längere Zeitraum erlaubt eine Verstetigung einer eventuellen Überschussrechnung. Damit wird insgesamt mehr Planungssicherheit geschaffen. Ankündigungsfrist Umlagehöhe: Die GEODE setzt sich in Übereinstimmung mit BDEW und VKU für die Beibehaltung einer Frist von sechs Wochen vor Beginn der jeweiligen Umlageperiode ein, zu der die Umlagehöhe in der folgenden Umlageperiode bekanntgegeben werden soll. Sind Preisanpassungen notwendig, ist mit Blick auf die regelmäßigen Preisanpassungsfristen in Lieferverträgen eine Ankündigungsfrist von vier Wochen nicht ausreichend, um rechtzeitig zum Beginn der neuen Umlageperiode eine Preisanpassung durchzuführen. Umgang mit Überschüssen: Die GEODE begrüßt die vorgeschlagene Klarstellung zum Umgang mit Überschüssen auf den einzelnen Bilanzierungskonten. Es ist zu erwarten, dass Ausschüttungen - insbesondere von Überschüssen auf dem RLM- Umlagekonto - zukünftig vermehrt auftreten dürften. Alternativ könnte eine negative Regelenergieumlage zugelassen werden. Damit wäre aber nicht sichergestellt, dass die Bilanzkreise von finanziellen Rückflüssen profitieren, die auch zur Erzielung eines Überschusses beigetragen haben. Die GEODE spricht sich daher gegen eine negative Regelenergieumlage aus. Ergänzend weist die GEODE gemeinsam mit BDEW und VKU darauf hin, dass bei einer Umstellung der Umlagesystematik auf getrennte Umlagekonten für SLP- und RLM-Mengen eine rechtssichere Lösung zu treffen ist, wie mit den bis dato erzielten Überschüssen umzugehen ist. Seite 9

10 5. Umsetzungszeitplan Abschließend betont die GEODE, dass Änderungen im untertägigen Strukturierungssystem und bei den Datenmeldepflichten erst zum eingeführt werden sollten. Gerade auch vor dem Hintergrund aktuell stattfindender Verhandlungen von Bezugs- bzw. Lieferverträgen für den Zeitraum bis zum sollten etwaige Änderungen erst im nachfolgenden Zeitraum greifen. Insoweit wäre es auch zu begrüßen, wenn die BNetzA zeitnah darstellen könnte, ob Änderungen am derzeitigen Abschmelzpfad für das Konvertierungsentgelt nach Konni Gas (BK ) geplant sind. Berlin, 5. Mai 2014 Dr. Götz Brühl Vizepräsident GEODE Magazinstraße 15/ Berlin Tel.: 0 30 / Fax: 0 30 / info@geode.de Die GEODE ist der europäische Verband der unabhängigen privaten und öffentlichen Stromund Gasverteilerunternehmen. Mit dem Ziel, diese Unternehmen in einem sich zunehmend europäisch definierten Markt zu vertreten, wurde der Verband 1991 gegründet. Mittlerweile spricht die GEODE für mehr als direkte und indirekte Mitgliedsunternehmen in vielen europäischen Ländern, davon 150 in Deutschland. Seite 10