bericht Ausgleichs- und Regelenergiesystem Gas

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1 bericht Ausgleichs- und Regelenergiesystem Gas

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3 Bericht zum Ausgleichs- Regelenergiesystem Gas Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Bericht zur Evaluierung der wirtschaftlichen Wirkungen des Ausgleichsund Regelenergiesystems gemäß 30 GasNZV 1. April 2011

4 2 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Tulpenfeld Bonn Tel.: Fax.: bilanzierung.gas@bnetza.de

5 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) 3 Gliederung 1. Zusammenfassung Einleitung Rechtsgrundlage Konsultation der betroffenen Wirtschaftskreise Beteiligung der Länder Daten Berichtszeitraum Regulatorische Rahmenbedingungen Das alte Ausgleichs- und Regelenergieregime vor dem : Stundenbilanzierung, hohe Ausgleichsenergieentgelte, uneinheitliche Regeln Das neue Ausgleichs- und Regelenergieregime ab dem : Die Einführung der Tagesbilanzierung durch die Festlegung GABi Gas Marktgebiete Die neuen Vorgaben der GasNZV Wettbewerbliche Auswirkungen des Ausgleichs- und Regelenergieregimes auf die Gashandelsmärkte Entgelte Ausgleichsenergieentgelte Strukturierungsbeiträge Umlage Abrechnung der Mehr- und Mindermengen Gesamteinnahmen aus Ausgleichsenergieentgelten Gesamtpreise für Bilanzkreisverantwortliche Bewertung Netzkonten und Kundengruppen Datenübermittlung und Datenqualität Zusammensetzung der Netzkonten Gesamtausspeisung an Letztverbraucher Letztverbraucher mit Standardlastprofil Verfahren Prognosegenauigkeit Letztverbraucher mit registrierender Leistungsmessung Bewertung Transparenz Einhaltung der Veröffentlichungs- und Informationspflichten Bewertung Regelenergie Einsatz von Regelenergie Einsatz interner Regelenergie Externe Regelenergie Externe Regelenergie: Ein- und Verkauf Externe Regelenergie: Untertägige Strukturierung Einsatz externer Regelenergie und Kundengruppen

6 4 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) 8.3. Kosten und Erlöse externer Regelenergie Beschaffungspreise Kosten und Erlöse aus Ein- und Verkauf Kosten der Vorhaltung für den Ein- und Verkauf Kosten für die untertägige Strukturierung Gesamtbetrachtung Kosten und Erlöse Anbieter für externe Regelenergie Verfahren und Marktteilnehmer Ausschreibung Ein- und Verkauf Ausschreibung für die Vorhaltung Ausschreibung für die untertägige Strukturierung Bewertung Internationale Erfahrungen Das Bilanzierungssystem in Großbritannien Das niederländische Bilanzierungssystem ab April ERGEG Framework Guideline on Balancing Bewertung Gesamtbewertung Vorschläge zur Weiterentwicklung Handlungsvorschläge Wesentliche Abkürzungen

7 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) 5 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Entwicklung der H-Gas Marktgebiete Abbildung 2: Entwicklung der L-Gas Marktgebiete Abbildung 3: Stand der Marktgebiete am Abbildung 4: Entwicklung der Lieferantenwechsel bei Letztverbrauchern Abbildung 5: Entwicklung der in den Ausspeisenetzen tätigen Lieferanten Abbildung 6: Entwicklung des Erdgashandels an virtuellen Handelspunkten Abbildung 7: Entwicklung der Handelsteilnehmer an ausgewählten virtuellen Handelspunkten Abbildung 8: Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise und der Referenzpreise zur Bildung der Ausgleichsenergiepreise vom bis Abbildung 9: Entwicklung der Referenzpreise zur Bildung der Ausgleichsenergieentgelte an ausgewählten virtuellen Handelspunkten Abbildung : Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise und des Grenzübergangspreises für Erdgas in Deutschland vom bis Abbildung 11: Energiemengen, für die im Gaswirtschaftsjahr 2008/20 von den Marktgebietsverantwortlichen Ausgleichsenergieentgelte eingenommen (positive AE) bzw. bezahlt (negative AE) wurden Abbildung 12: Energiemengen, für die im Gaswirtschaftsjahr 20/20 (bis Mai 20) von den Marktgebietsverantwortlichen Ausgleichsenergieentgelte eingenommen bzw. bezahlt wurden Abbildung 13: Anteil der Ausgleichsenergiemenge an der gesamten von RLMmT- und RLMoT- Letztverbrauchern ausgespeisten Menge Abbildung 14: Gegenüberstellung von positiven Ausgleichsenergiepreisen und Grenzübergangspreis Abbildung 15: Variable Strukturierungsbeiträge während eines Gastages bei einer Überoder Unterspeisung am Beispiel der Marktgebiete Aequamus und Gaspool Abbildung 16: Anteil der Ausspeisemenge für die seitens der Marktgebietsverantwortlichen Strukturierungsbeiträge eingenommen wurden an der gesamten an RLMmT und RLMoT ausgespeisten Menge vom bis Abbildung 17: Entwicklung der Regel- und Ausgleichsenergieumlage in den Marktgebieten vom bis Abbildung 18: Entwicklung der Regel- und Ausgleichsenergieumlage in den Marktgebieten vom bis Abbildung 19: Entwicklung der Preise für die Mehr- und Mindermengenabrechnung vom bis Abbildung 20: Kosten des Regel- und Ausgleichsenergiesystems pro Marktgebiet Abbildung 21: Anteil der von den Marktgebietsverantwortlichen gemeldeten Netzkonten Abbildung 22: Anteil prüfungsbedürftiger Netzkonten Abbildung 23: Anteil der Netzkonten mit einem Tageswert kleiner 0 kwh Abbildung 24: Anteil der Netzkonten mit zum Vortag identischen Tageswerten Abbildung 25: Auftrittshäufigkeit eines zum Vortag identischen Wertes in den Netzkonten Abbildung 26: Zusammensetzung der gemeldeten Netzkonten Abbildung 27: Zusammensetzung der Kundengruppen in den gemeldeten Netzkonten Abbildung 28: Anteil der Marktgebiete an der Gesamtausspeisung im Gaswirtschaftsjahr 2008/ Abbildung 29: Marktgebiet NCG Ausspeisemengen an Letztverbraucher... 53

8 6 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) Abbildung 30: Marktgebiet NCG Anteil der Ausspeisemenge je Kundengruppe an der Gesamtausspeisemenge Abbildung 31: Marktgebiet Gaspool Ausspeisemengen an Letztverbraucher Abbildung 32: Marktgebiet Gaspool Anteil der Ausspeisemenge je Kundengruppe an der Gesamtausspeisemenge Abbildung 33: Marktgebiet Aequamus Ausspeisemengen an Letztverbraucher Abbildung 34: Marktgebiet Aequamus Anteil der Ausspeisemenge je Kundengruppe an der Gesamtausspeisemenge Abbildung 35: Marktgebiet OGE-L Ausspeisemengen an Letztverbraucher Abbildung 36: Marktgebiet OGE-L Anteil der Ausspeisemenge je Kundengruppe an der Gesamtausspeisemenge Abbildung 37: Marktgebiet Thyssengas H Ausspeisemengen an Letztverbraucher Abbildung 38: Marktgebiet Thyssengas H Anteil der Ausspeisemenge je Kundengruppe an der Gesamtausspeisemenge Abbildung 39: Marktgebiet Thyssengas L Ausspeisemengen an Letztverbraucher Abbildung 40: Marktgebiet Thyssengas L Anteil der Ausspeisemenge je Kundengruppe an der Gesamtausspeisemenge Abbildung 41: Marktgebiet NCG Zusammensetzung nach Kundengruppen Abbildung 42: Marktgebiet Gaspool Zusammensetzung nach Kundengruppen Abbildung 43: Anwendung des analytischen Lastprofilverfahrens in den Marktgebieten Abbildung 44: Allokationsverfahren bei Anwendung des analytischen Lastprofilverfahrens Abbildung 45: Monatliche Prognosegüte der Standardlastprofilverfahren Abbildung 46: Tägliche Prognosegüte der Standardlastprofilverfahren Abbildung 47: Synthetische SLP Prognosegüte im Untersuchungszeitraum Abbildung 48: Synthetische SLP Prognosegüte und Temperaturentwicklung im Untersuchungszeitraum Abbildung 49: Analytische SLP Prognosegüte im Untersuchungszeitraum Abbildung 50: Analytische SLP Prognosegüte und Temperaturentwicklung im Untersuchungszeitraum Abbildung 51: Temperaturprognosegüte von Wetterdienstleistern Abbildung 52: Abweichungen der Temperaturprognose bei Wetterdienstleistern Abbildung 53: SLP-Differenzmengen in einem Netzkonto Abbildung 54: Ausgleich von SLP-Differenzmengen in den Marktgebieten Abbildung 55: Marktgebiet NCG Kompensationsrate und Netzkontosaldo SLP Abbildung 56: Marktgebiet Gaspool Kompensationsrate und Netzkontosaldo SLP Abbildung 57: Marktgebiet NCG Entwicklung der Tagesmitteltemperatur und Netzkontosaldo SLP Abbildung 58: Marktgebiet Aequamus Kompensationsrate und Netzkontosaldo SLP Abbildung 59: Marktgebiet OGE-L Kompensationsrate und Netzkontosaldo SLP Abbildung 60: Marktgebiet Thyssengas H Kompensationsrate und Netzkontosaldo SLP Abbildung 61: Marktgebiet Gaspool Temperaturabhängigkeit von Kundengruppen Abbildung 62: Marktgebiet NCG Temperaturabhängigkeit von Kundengruppen Abbildung 63: Anteil der Netzkonten mit einem Tageswert der um 70 Prozentpunkte kleiner oder größer ist als der Vortageswert Abbildung 64: Auftrittshäufigkeit eines zum Vortag zum 70 Prozentpunkte differierenden Werts in den Netzkonten... 86

9 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) 7 Abbildung 65: Graphische Darstellung der Einhaltung der Veröffentlichungs- und Informationspflichten durch die Marktgebietsverantwortlichen Abbildung 66: Einsatz interner Regelenergie in den Gaswirtschaftsjahren 2008/ bis 20/ Abbildung 67: Entwicklung des quartalsweisen Einsatzes interner und externer Regelenergie... 0 Abbildung 68: Einsatz interner und externer Regelenergie in verschiedenen Gaswirtschaftsjahren... 0 Abbildung 69: Einsatz externer Regelenergie in den Gaswirtschaftsjahren 2008/ bis 20/... 5 Abbildung 70: Marktgebiet NCG Vorhaltung für externe Regelenergie und Einsatz aus Vorhaltung sowie kurzfristiger Beschaffung im GWJ 2008/... 7 Abbildung 71: Marktgebiet NCG Vorhaltung für externe Regelenergie und Einsatz aus Vorhaltung sowie kurzfristiger Beschaffung im GWJ 20/... 8 Abbildung 72: Marktgebiet OGE-L Vorhaltung für externe Regelenergie und Einsatz aus Vorhaltung sowie kurzfristiger Beschaffung im GWJ 2008/... 1 Abbildung 73: Marktgebiet OGE-L Vorhaltung für externe Regelenergie und Einsatz aus Vorhaltung sowie kurzfristiger Beschaffung im GWJ 20/... 1 Abbildung 74: Marktgebiet Aequamus Gegenüberstellung des Ausgleichs- und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) von Oktober 2008 bis Mai Abbildung 75: Marktgebiet Gaspool Gegenüberstellung des Ausgleichs- und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) von Oktober 2008 bis Mai Abbildung 76: Marktgebiet NCG Gegenüberstellung des Ausgleichs- und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) von Oktober 2008 bis Mai Abbildung 77: Marktgebiet OGE-L Gegenüberstellung des Ausgleichs- und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) von Oktober 2008 bis Mai Abbildung 78: Marktgebiet Thyssengas H Gegenüberstellung des Ausgleichs- und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) von Oktober 2008 bis Mai Abbildung 79: Marktgebiet Aequamus Gegenüberstellung des Netzkontosaldos der SLP- Letztverbraucher und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) Abbildung 80: Marktgebiet Gaspool Gegenüberstellung des Netzkontosaldos der SLP- Letztverbraucher und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) Abbildung 81: Marktgebiet NCG Gegenüberstellung des Netzkontosaldos der SLP- Letztverbraucher und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) Abbildung 82: Marktgebiet OGE-L Gegenüberstellung des Netzkontosaldos der SLP- Letztverbraucher und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) Abbildung 83: Marktgebiet Thyssengas H Gegenüberstellung des Netzkontosaldos der SLP-Letztverbraucher und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) Abbildung 84: Verursachung externer Regelenergie April 20 bis März 20 nach Kundengruppen Abbildung 85: Regel- und Ausgleichsenergiepreise über die Ausschreibungs-Plattformen NCG und Gaspool sowie EEX in dem Gaswirtschaftsjahr 20/ Abbildung 86: Regel- und Ausgleichsenergiepreise über die Ausschreibungs-Plattformen Aequamus und OGE-L in dem Gaswirtschaftsjahr 20/

10 8 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) Abbildung 87: Durchschnittlicher Ein- und Verkaufspreis in dem Gaswirtschaftsjahr 20/ Abbildung 88: Einnahmen/Ausgaben aus Kauf/Verkauf externer Regelenergie Abbildung 89: Kosten und Erlöse über Ausschreibungs-Plattform und EEX Abbildung 90: Kosten der Vorhaltung für Ein- und Verkauf von Regelenergie Abbildung 91: Aufteilung der Vorhaltekosten nach Ein- und Verkauf von externer Regelenergie Abbildung 92: Durchschnittlicher Einkaufspreis externe Regelenergie unter Berücksichtigung der Vorhaltekosten für den Einkauf in dem Zeitraum 2008/ 20/ Abbildung 93: Kosten für den Einsatz untertägige Strukturierung GWJ 2008/ 20/ 132 Abbildung 94: Einnahmen und Ausgaben für Regelenergie in den Gaswirtschaftsjahren 2008/ bis 20/ Abbildung 95: Einnahmen und Ausgaben für Regelenergie in dem Gaswirtschaftsjahr 2008/ Abbildung 96: Einnahmen und Ausgaben für Regelenergie in dem Gaswirtschaftsjahr 20/ Abbildung 97: Saldo aus Ein- und Verkauf von Regelenergie Abbildung 98: Teilnahme und Zuschläge für Ausschreibungen GWJ 20/ Abbildung 99: Ein- und Verkauf von externer Regelenergie über Ausschreibungs-Plattform vs. EEX Abbildung 0: Aufteilung der eingekauften Regelenergiemengen nach Anbietern über die Ausschreibungs-Plattformen und die EEX Abbildung 1: Aufteilung der eingekauften Regelenergiemengen nach Anbietern über die Ausschreibungs-Plattformen und die EEX Abbildung 2: Marktgebiet NCG Aufteilung der verkauften Regelenergiemengen nach Anbietern im Gaswirtschaftsjahr 2008/ Abbildung 3: Marktgebiet NCG Aufteilung der verkauften Regelenergiemengen nach Anbietern im Gaswirtschaftsjahr 20/ Abbildung 4: Marktgebiet NCG Aufteilung der eingekauften Regelenergiemengen nach Anbietern im Gaswirtschaftsjahr 2008/ Abbildung 5: Marktgebiet NCG Aufteilung der eingekauften Regelenergiemengen nach Anbietern im Gaswirtschaftsjahr 20/ Abbildung 6: Darstellung des Anreizmechanismus des Linepack Measure des britischen Bilanzierungssystems Abbildung 7: Darstellung des Anreizmechanismus des Price Performance des britischen Bilanzierungssystems Abbildung 8: Darstellung der Zonen, des Netzpuffers und der Verläufe SBS und einer POS im niederländischen Bilanzierungssystem Abbildung 1: Entwicklungsprozess der Rahmenleitlinie und des Netzkodex zur Schaffung eines europäisch einheitlichen und rechtsverbindlichen Bilanzierungssystems für den Gassektor

11 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) 9 1. Zusammenfassung Mit Festlegung vom hat die Bundesnetzagentur das Ausgleichs- und Regelenergiesystem Gas (GABi Gas) umfassend neu geregelt. Auf dieser Grundlage gilt seit dem ein Tagesbilanzierungsregime in Deutschland. Die Ausgleichenergieentgelte werden seitdem auf der Basis von Referenzpreisen nationaler und internationaler Handelsmärkte gebildet. Die Regelenergie wird vom Marktgebietsverantwortlichen zentral für das Marktgebiet beschafft, ihr Einsatz in Zusammenarbeit mit den Netzbetreibern von ihm gesteuert. Der Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystem zeigt, dass sich die mit der Festlegung beabsichtigen positiven Effekte für die Belebung des Wettbewerbs erfüllt haben. Der Wettbewerb um Haushaltskunden hat sich deutlich verbessert. Die Liquidität an den Handelsmärkten steigt. Nach Überwindung der Startschwierigkeiten lässt die durch das Ausgleichs- und Regelenergiesystem erzeugte Eigendynamik weitere Fortschritte erwarten. Die Gesamtkosten des Regel- und Ausgleichsenergiesystems liegen in einem angemessenen Verhältnis zu dem erforderlichen Aufwand. Zwar ist die Regel- und Ausgleichsenergieumlage in den letzten Umlageperioden teilweise erheblich gestiegen, dieser Trend konnte jedoch in einigen Marktgebieten gestoppt bzw. sogar zum umgekehrt werden. Die folgenden Faktoren haben zur Erhöhung der Umlage beigetragen: Zunächst wurde die Umlage zu niedrig angesetzt, so dass Mindereinnahmen in den Folgeperioden getilgt werden mussten. Die Bedingungen auf dem Regelenergiemarkt waren weniger günstig als in der heutigen Situation, d.h. höhere Beschaffungspreise und niedrigere Verkaufspreise mussten in der Anfangsphase hingenommen werden. Schließlich ist der zeitliche Verzug bei den Mehr- und Mindermengenabrechungen zu berücksichtigen. Die vorliegenden Daten lassen keinen eindeutigen Rückschluss darauf zu, in welchem Maße der Einsatz externer Regelenergie welcher Kundengruppe zugerechnet werden muss. Insbesondere kann keine eindeutige Zuordnung des Bedarfs von externer Regelenergie zu den Kundengruppen SLP oder RLM getroffen werden. Die Daten belegen aber, dass alle Kundengruppen in unterschiedlichen Situationen einen jeweils variierenden Anteil am Regelenergiebedarf verursachen. Die Erhöhung der Prognosequalität bei Standardlastprofilverfahren ist ungeachtet dessen dringend erforderlich. Im Regelenergiemarkt ist eine deutliche Wettbewerbsbelebung zu erkennen. Erst mit der Zentralisierung der Beschaffung wurden die Bedingungen für wirksamen Wettbewerb in diesem Segment geschaffen. Die anfänglich noch geringe Wettbewerbsintensität nimmt

12 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) deutlich zu. Dies zeigen die steigende Anzahl der Anbieter im Regelenergiemarkt. ebenso wie die vermehrte Beschaffung von Regelenergie über die Börse. Auf Grundlage des vorliegenden Berichts schlägt die Bundesnetzagentur verschiedene Maßnahmen zur Weiterentwicklung des Regel- und Ausgleichsenergiesystems vor: Die Vorgaben aus 23 GasNZV (RLM-Toleranz) sind durch eine Änderungsfestlegung umzusetzen. In diesem Zusammenhang ist zu erwägen, die Basis für das Umlagesystem zu verbreitern, weil der RLM-Kundengruppe mit der Toleranz die Inanspruchnahme einer erweiterten Flexibilität erlaubt wird. Zugleich sollten Überlegungen aufgegriffen werden, die Umlage auch auf Ausspeisungen an Marktgebiets- und Staatsgrenzen sowie an Speicherpunkten auszuweiten. Die Bundesnetzagentur sieht in der Einführung einer monatlichen Abrechnung der Netzkonten die beste Möglichkeit, Anreize zur Verbesserung der Datenübermittlungsqualität, der Prognosequalität, der Anwendung von Standardlastprofilen sowie der zeitnahen Abrechnung von Mehr- und Mindermengen bei den Ausspeisenetzbetreibern zu etablieren. Nach 28 Abs. 1 S. 2 GasNZV haben Marktgebietsverantwortliche die Verfahren und Produkte zur Beschaffung externer Regelenergie zu vereinheitlichen. Die praktische Umsetzung wird die Bundesnetzagentur aktiv unterstützen. Die Standardisierung von Regelenergieprodukten ist eine wichtige Voraussetzung, um die Rahmenbedingungen auf dem Regelenergiemarkt weiter zu verbessern. Mit der Etablierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystem GABi Gas dürften Nominierungsersatzverfahren entbehrlich sein, da allen Transportkunden die Möglichkeit offensteht, sich durch geeignete Produkte am Markt kurzfristig prognosegerecht einzudecken. Die Nutzung von Flexibilitäten allein aufgrund individueller Anforderungen einzelner Kunden führt zu einer ineffizienten Nutzung, da diese dem Regelenergiemarkt insgesamt entzogen werden. Der Verordnungsgeber sollte deshalb erwägen, die Anwendung von Nominierungsersatzverfahren mit einer Übergangsfrist auszuschließen. Alternativ könnte die Bundesnetzagentur ermächtigt werden, solche Verfahren durch Festlegung zu untersagen. Für eine grundlegende Änderung des Regel- und Ausgleichsenergiesystems GABi Gas besteht keine Notwendigkeit. Verwerfungen, die zu einer generellen Korrektur der Rahmenbedingungen führen würden, sind nicht zu erkennen oder zu erwarten. Zudem wird die Harmonisierung der europäischen Bilanzierungsregeln durch eine einheitliche Rahmenleitlinie angestrebt. Tiefgreifende Änderungen des Systems in der Zwischenzeit würden zu einem hohen Implementierungsaufwand mit kurzer Wirkungsdauer führen.

13 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) Einleitung 2.1. Rechtsgrundlage Nach 30 der Gasnetzzugangsverordnung vom (BGBl 20 Teil I Nr. 47 vom ) hat die Bundesnetzagentur zum einen Bericht an das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie mit einer Evaluierung der wirtschaftlichen Wirkungen des Ausgleichs- und Regelenergiesystems vorzulegen. Dabei kann sie Vorschläge zu einer Weiterentwicklung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems und Handlungsvorschläge machen. Mit dem vorliegenden Bericht kommt die Bundesnetzagentur dieser Verpflichtung nach Konsultation der betroffenen Wirtschaftskreise Die Bundesnetzagentur soll den Bericht insbesondere unter Beteiligung und nach Konsultation der betroffenen Wirtschaftskreise erstellen ( 30 S. 3 und S. 4 GasNZV). Die Konsultation wurde im Herbst des letzten Jahres durchgeführt. Alle Stellungnahmen sind auf der Internetseite der Bundesnetzagentur veröffentlicht. Im Rahmen der Stellungnahmen äußerten sich alle Teilnehmer grundsätzlich positiv hinsichtlich der Einführung der Tagesbilanzierung. Diese führte laut einer Mehrheit zu einer Erleichterung des Marktzutritts und damit zu einer Belebung des Wettbewerbs insbesondere um SLP-Kunden. Die überwiegende Mehrzahl der Teilnehmer sieht hier großes Potential zur Reduzierung des Bedarfs an Regelenergie und schlägt u.a. eine Verbesserung der Allokationsgüte vor. Eine Vielzahl der Stellungnehmenden würde die Bindung der Ausgleichsenergieentgelte an die tatsächlich vom MGV bezahlten Preise für die Regelenergie oder an die Beschaffungskosten des MGV begrüßen. Der Ausgleichsenergiepreis sollte dem marginalen Preis entsprechen zu dem der MGV Regelenergie kauft bzw. verkauft. Hinsichtlich der Regelenergiebeschaffung wird vielfach der Wunsch nach mehr Transparenz und nach einer Standardisierung der Regelenergieprodukte geäußert. Eine Reduzierung der Losgrößen würde kleineren Anbietern von Regelenergie den Zugang zum Markt zu ermöglichen. Der Regelenergiehandel an der EEX solle, zur Senkung der Regelenergiekosten und zur Verbesserung der Transparenz, weiter ausgebaut werden. Manche Stellungnahmen weisen auf die Notwendigkeit von Beschaffungsplattformen für Regelenergie hin, zumindest für die Beschaffung lokaler Regelenergie. Die Marktteilnehmer loben die einfache Belieferungsmöglichkeit von SLP-Ausspeisestellen mit Tagesbändern und erkennen deren großen Beitrag zur Förderung des Wettbewerbs und

14 12 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) des erleichterten Markteintritts für neue Anbieter an. Eine Vereinfachung sahen viele Teilnehmer auch in der Belieferung kleinerer Industrie- und Gewerbekunden mit Tagesband ( RLMmT ). Mit Sorge wird auf die hohen Fluchtraten in die Fallgruppe der Kunden mit registrierender Leistungsmessung ohne Tagesband ( RLMoT ) zur Vermeidung der Regelund Ausgleichsenergieumlage und die daraus resultierende Gefahr der Überbelastung anderer Fallgruppen hingewiesen. Nach Einführung der neuen 5% Toleranzregel erachten einige Marktteilnehmer eine Beteiligung an der Umlage auch für diese Fallgruppe als sachgerecht. Diese Ausspeisestellen verursachen aufgrund großer Marktgebiete und der langsamen Fließgeschwindigkeit des Gases ebenso Regelenergie. Hinsichtlich der Teilnahme am Nominierungsersatzverfahren RLM ( RLMNEV ) wird eine Vereinheitlichung und Transparenz gefordert. Zudem wird kritisiert, dass es derzeit nur wenigen Lieferanten mit flexiblen Verträgen möglich ist, von diesem Verfahren zu profitieren. Die überwiegende Mehrheit der Teilnehmer begrüßt die Regelungen der Mitteilung Nr. 4 und meint, dass diese geeignet seien, zur Senkung der Regelenergiekosten beizutragen. Dennoch werden die Regelungen als zu schwach empfunden und eine zeitnahe monatliche Abrechnung der Netzkonten empfohlen. Ein weiterer Vorschlag zur Weiterentwicklung des Systems ist die Einführung einer reinen Tagesbilanzierung unter Abschaffung der Strukturierungsbeiträge. Ein großer Teil der Stellungnehmenden unterstützt die europäischen Bestrebungen zur Harmonierung der Bilanzierungsregeln und weist dabei ausdrücklich auf die von ERGEG erarbeitete Rahmenrichtlinie zur Bilanzierung hin Beteiligung der Länder An der Erstellung des Berichts sind die Länder zu beteiligen. Der Entwurf des Berichts ist den Ländern übersandt worden. Stellungnahmen sind nicht eingegangen Daten Grundlage des Berichts bilden die von den Marktgebietsverantwortlichen veröffentlichen Daten. Dies gilt insbesondere für die Bildung der Ausgleichsenergieentgelte und verschiedene Angaben zur Regelenergie. Zudem hat die Bundesnetzagentur zusammen mit den Marktgebietsverantwortlichen bereits im Herbst 20 einen Fragebogen entwickelt, mit dem wichtige Daten zum Ausgleichs- und Regelenergiesystem erfasst werden. Des Weiteren wurden die Marktgebietsverantwortlichen im Einzelfall um die Ergänzung einzelner Daten gebeten. Ferner erhält die Bundesnetzagentur regelmäßig Daten über Netzkontostände. Grundlage dieser Datenübermittlung ist Mitteilung Nr. 4 zur Umsetzung des Beschlusses GABi Gas

15 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) 13 vom Danach sind die Marktgebietsverantwortlichen verpflichtet, bei Überschreitung eines Schwellenwertes von mehr als 2% des Netzkontosaldos zum monatlichen Basiswert (Gesamtausspeisung der Letztverbraucher) der Bundesnetzagentur unverzüglich den Verlauf des Netzkontostands in einem elektronischen Format zu übermitteln. Schließlich wurden für diesen Bericht Daten aus dem Monitoringbericht 20 sowie Informationen verschiedener Wetterdienstleister verwendet Berichtszeitraum Der Bericht betrachtet den Zeitraum ab dem Zu diesem Datum wurde in Deutschland mit der Festlegung vom (sog. GABi Gas ) ein neues Ausgleichsund Regelenergiesystem eingeführt (siehe unten, Abschnitt 3.2.). Grundsätzlich werden ab dem insgesamt zwei Gaswirtschaftsjahre (d.h. bis zum ) betrachtet. Soweit Daten nach diesem Zeitpunkt berücksichtigt werden konnten, wurden diese Daten auch herangezogen, sodass sich im Einzelfall ein längerer Betrachtungszeitraum ergibt. Allerdings engt sich der Betrachtungszeitraum aufgrund einer nicht einheitlichen Datenlage im Einzelfall auch ein: So kam es bei der Umsetzung der Vorgaben der Festlegung GABi Gas zum zu verschiedenen Schwierigkeiten beim Datenaustausch zwischen Ausspeisenetzbetreibern, Marktgebietsverantwortlichen und Bilanzkreisverantwortlichen. Mit Mitteilung Nr. 3 vom wurde es den Marktgebietsverantwortlichen deshalb gestattet, für einen Übergangszeitraum bis zum ein Daten Clearing-Verfahren durchzuführen, das Abweichungen von den Standardprozessen erlaubte. Aus diesem Grund können die Daten bis zum nur eingeschränkt zur Gesamtanalyse des Systems herangezogen werden. Zudem konnten die Daten der Netzkonten lediglich für den Zeitraum vom bis zum ausgewertet werden. Die Verpflichtung zur Übermittelung der Netzkontostände wurde erst mit Mitteilung Nr. 4 vom etabliert. Aufgrund von Schwierigkeiten bei der technischen Umsetzung der Aufarbeitung und Übermittlung der Daten wurden die ersten Netzkontostände erst im Herbst 20 übermittelt.

16 14 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) 3. Regulatorische Rahmenbedingungen Die regulatorischen Rahmenbedingungen bilden die Grundlage des zu evaluierenden Ausgleichs- und Regelenergieregimes. Vor dem galt ein Bilanzierungssystem, das auf Stundenbilanzierung, hohen Ausgleichsenergieentgelten und insgesamt auf uneinheitlichen Marktregeln basierte. Mit der Festlegung GABi Gas wurden einheitliche Rahmenbedingungen für alle Marktgebiete geschaffen, die Tagesbilanzierung eingeführt und die zentrale Beschaffung der Regelenergie durch den Marktgebietsverantwortlichen umgesetzt. In räumlicher Hinsicht bilden die von den Fernleitungsnetzbetreibern aufgespannten Marktgebiete die einheitlichen Bilanzzonen. Mit der seit dem..20 geltenden neuen Gasnetzzugangsverordnung werden die Grundzüge der Festlegung bestätigt Das alte Ausgleichs- und Regelenergieregime vor dem : Stundenbilanzierung, hohe Ausgleichsenergieentgelte, uneinheitliche Regeln Das bis zum praktizierte Bilanzierungsregime zeichnete sich durch eine stündliche Bilanzierung, hohe asymmetrische Entgelte für Ausgleichsenergie, eine dezentrale Beschaffung der Regelenergie sowie insgesamt durch uneinheitliche Regeln in den Marktgebieten aus. Bis zum mussten Bilanzkreisverantwortlichen ihre Ein- und Ausspeisungen zu jeder Stunde ausgeglichen halten. Schwierigkeiten für Transportkunden und Bilanzkreisverantwortliche resultieren dabei aus der kurzen Bilanzierungsperiode, weil der Stundenrhythmus eine aufwändige untertägige Strukturierung der Transporte mithilfe von Flexibilitätsinstrumenten erfordert. Diese standen allen insbesondere neuen Marktteilnehmern nicht in ausreichendem Umfang zur Verfügung. Die stündliche Bilanzierung stellte damit ein wesentliches Hindernis für das Entstehen funktionierenden Wettbewerbs dar. Die Bilanzkreisverantwortlichen wurden ferner dadurch stark belastet, dass in vielen Marktgebieten für negative Ausgleichsenergie deutlich höhere Entgelte zu entrichten waren, als für positive Ausgleichsenergie von dem Marktgebietsverantwortlichen gezahlt wurden. Diese erhebliche Preisspreizung bedeutete in einem System der Stundenbilanzierung ein erhebliches Kostenrisiko. Gerade für neue Händler mit kleinen Handelsportfolien, die nur in geringerem Maße von Durchmischungseffekten in ihrem Bilanzkreis profitieren können, bedeutete das vor dem praktizierte Ausgleichsregime eine Hürde beim Zutritt zum Gasmarkt (vgl. auch die Missbrauchsanträge in den Verfahren Az. BK und BK ).

17 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) 15 Zudem war es bis zum üblich, Regelenergie lokal über die einzelnen Netzbetreiber und nicht zentral über den Marktgebietsverantwortlichen zu beschaffen. Dies führte zu beträchtlichen Ineffizienzen, da Netze zum Teil gegeneinander geregelt wurden. Ein solches Gegeneinanderregeln konnte dazu führen, dass in einem Netzgebiet positive Regelenergie eingesetzt und vergütet werden musste, währenddessen im anderen Netz negative Regelenergie eingesetzt wurde. Die netzbezogene Beschaffung führte zudem zu einer Markabschottung, da in der Praxis einzig der lokal oder regional marktmächtige Versorger in der Lage war, Regelenergie anzubieten und von den Netzbetreiber in zumeist nicht marktkonformen Verfahren mit dieser Aufgabe betraut wurde. Eine weitere erhebliche wirtschaftliche Belastung folgte für die Bilanzkreisverantwortlichen aus der Tatsache, dass insgesamt einheitliche Marktregeln beim Ausgleichs- und Regelenergiesystem fehlten. Händler, die bundesweit tätig werden wollen, mussten sich mit bis zu 14 verschiedenen Bilanzierungssystemen in den entsprechenden Marktgebieten (Bilanzzonen) auseinandersetzen und die damit verbundenen Prozesse abwickeln können. Daneben gab es in Abhängigkeit vom jeweiligen Netzbetreiber faktisch mehr als 700 unterschiedliche Verfahren hinsichtlich der Beschaffung von Regelenergie bzw. Differenzmengen Das neue Ausgleichs- und Regelenergieregime ab dem : Die Einführung der Tagesbilanzierung durch die Festlegung GABi Gas Mit bestandskräftigem 1 Beschluss vom hat die Bundesnetzagentur die Bilanzierung im Gasbereich umfassend neu geregelt (Az. BK ). Mit dem seit dem geltenden Grundmodell der Ausgleichsleistungs- und Bilanzierungsregeln im Gassektor (GABi Gas) wurde in erster Linie die Tagesbilanzierung eingeführt. Der Bilanzkreisverantwortliche hat sicherzustellen, dass sich Ein- und Ausspeisungen am Ende des Tages decken; maßgeblicher Zeitraum ist der Gastag von 6 Uhr bis 6 Uhr des Folgetages. Ist dies nicht der Fall, kommt auf bilanzieller Ebene Ausgleichsenergie zum Einsatz, die durch den Marktgebietsverantwortlichen abgerechnet wird. Davon zu unterscheiden ist die für den physikalischen Ausgleich des gesamten Marktgebietes erforderliche Regelenergie, die zentral vom Marktgebietsverantwortlichen beschafft wird. Die Basis für die Berechnung der Ausgleichsenergieentgelte bilden Referenzpreise für Einkauf und Verkauf von Gas an liquiden Handelsmärkten (Titel Transfer Facility, Zeebrugge, NetConnect Germany Virtueller Handelspunkt, Gaspool Virtueller 1 Die Beschwerden gegen den Beschluss sind sowohl vom OLG Düsseldorf als auch vom BGH zurückgewiesen worden. Vgl. BGH, Beschlüsse vom (Az. EnVR 51/ und 52/).

18 16 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) Handelspunkt. 2 ) Die Entgelte werden nach einem Zwei-Preis-Modell gebildet, wonach für Überspeisungen tendenziell niedrigere Vergütungen und für Unterspeisungen tendenziell höhere Entgelte anfallen. Der Preis für negative Ausgleichsenergie, d.h. der Preis für den Ausgleich von Überspeisungen, wird wie folgt gebildet: Von den Verkaufspreisen bildet der zweitgeringste Verkaufspreis den Referenzpreis. Dieser Preis wird mit 0,9 multipliziert. Das Ergebnis ist der Preis für negative Ausgleichsenergie. Der Preis für positive Ausgleichsenergie, d.h. der Preis für den Ausgleich von Unterspeisungen, wird wie folgt gebildet: Von den Kaufpreisen bildet der zweithöchste Kaufpreis den Referenzpreis. Dieser Preis wird mit 1,2 multipliziert 3. Das Ergebnis ist der Preis für positive Ausgleichsenergie. Zur Sicherstellung der Netzintegrität und zur Vermeidung von Missbräuchen gilt flankierend zur Tagesbilanzierung ein stündliches Anreizsystem. Ohne dieses Anreizsystem könnten z.b. Händler ihre gesamten Gasmengen nur innerhalb einer Stunde einspeisen, die Ausspeisung aber über den ganzen Tag verteilen. Würden alle Händler sich so verhalten, könnte die Sicherheit der Gasversorgungsnetze nicht mehr gewährleistet werden. Für stündliche Abweichungen ist ab einem bestimmten Schwellenwert ein Strukturierungsbeitrag zu zahlen. Da für die Belieferung der meisten Letztverbraucher (SLP-Kunden) sog. Tagesbänder (d.h. 24 gleiche Stundenwerte) in die Bilanz eingestellt werden, treten stündliche Abweichungen in diesen Fällen regelmäßig nicht auf. Dieses System stellt entgegen einem häufig anzutreffenden Missverständnis kein Stundenbilanzierungssystem dar, sondern ergänzt das Tagesbilanzierungssystem durch eine Anreizkomponente. Zusätzlich wird vom Marktgebietsverantwortlichen ein Umlagekonto für Regel- und Ausgleichsenergie geführt. Es dient dazu, die entstehenden Kosten für und Erlöse aus Regel- und Ausgleichsenergie zu verrechnen. Kosten entstehen dem Marktgebietsverantwortlichen z.b. durch die Beschaffung von Gasmengen, die er für den physischen Ausgleich innerhalb der Netze (Regelenergie) einsetzen muss. Das Umlagekonto stellt sicher, dass das Regel- und Ausgleichsenergiesystem für den Marktgebietsverantwortlichen ergebnisneutral ist. Sollte ein Defizit erwartet werden, wird dieses als Regelenergieumlage den Bilanzkreisverantwortlichen in Rechnung gestellt, die Letztverbraucher mit Tagesband beliefern. 2 Zunächst war anstelle von Gaspool der National Balancing Point (NBP) als Referenzmarkt vorgesehen. Mit Mitteilung Nr. 4 wurde die Zusammensetzung des Preiskorbs zum modifiziert und innerhalb des Preiskorbes der NBP gegen den Gaspool VP ausgetauscht. 3 Zunächst war für die Preisbildung der positiven Ausgleichsenergie ein Multiplikator von 1,1 vorgesehen. Mit Mitteilung Nr. 4 wurde dieser auf 1,2 erhöht.

19 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) 17 (4) Ferner wird die Regelenergie seit dem vom Marktgebietsverantwortlichen zentral beschafft. Der Ausgleich von Differenzmengen auf lokaler und regionaler Netzbetreiberebene ist nicht mehr zulässig. Interne Regelenergie ist vor externer Regelenergie einzusetzen, wobei die Beschaffung externer Regelenergie aufgrund marktkonformer Verfahren zu organisieren ist Marktgebiete Die Marktgebiete bilden die einheitlichen Bilanzzonen, innerhalb deren die Bilanzkreisverantwortlichen ihre Ein- und Ausspeisungen ausgeglichen gestalten müssen. Im Berichtszeitraum veränderte sich die Marktgebietslandschaft des deutschen Gassektors dahingehend, dass zu zwei Stichtagen unternehmensübergreifende Marktgebietszusammenlegungen vollzogen wurden. Die in diesem Bericht verwendeten Daten beziehen sich jeweils auf die zum entsprechenden Zeitpunkt bestehenden Marktgebiete. Zur Veranschaulichung von Entwicklungen über Zusammenlegungszeitpunkte hinaus wurden die Daten der vorherigen Marktgebiete fallweise aggregiert dargestellt. Sieben Marktgebiete H-Gas Drei Marktgebiete H-Gas Marktgebiet WINGAS TRANSPORT Marktgebiet H-Gas Norddeutschland Marktgebiet Gaspool (Dong, Gasunie, Ontras, StatoilHydro, Wingas) Marktgebiet RWE H-Gas Marktgebiet ONTRAS Marktgebiet Thyssengas H-Gas Marktgebiet WINGAS TRANSPORT Marktgebiet Net Connect Germany Marktgebiet der Gaz de France Deutschland Transport Marktgebiet Net Connect Germany (bayernets, ENI, EGT, GRTgaz, GVS) Marktgebiet GVS-ENI Stand Stand Abbildung 1: Entwicklung der H-Gas Marktgebiete

20 18 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) Fünf benannte Marktgebiete L-Gas Drei Marktgebiete L-Gas Marktgebiet EWE Netz Marktgebiet L-Gas Norddeutschland Marktgebiet E.ON GT L-Gas Marktgebiet L-Gas 1 (Erdgas Münster, EWE, Gasunie) Marktgebiet EGT L-Gas Marktgebiet RWE L-Gas Marktgebiet Erdgas Münster Transport Marktgebiet Thyssengas L-Gas Marktgebiet L-Gas 1 (Erdgas Münster, EWE, Gasunie) Marktgebiet E.ON GT L-Gas Marktgebiet EGT L-Gas Stand Stand Abbildung 2: Entwicklung der L-Gas Marktgebiete Zum fanden im H-Gas Bereich unternehmensübergreifende Marktgebietszusammenlegungen statt. Das Marktgebiet NetConnect Germany GmbH vergrößerte sich im südlichen Raum Deutschlands, indem die bestehende Kooperation der bayernets GmbH und der E.ON Gastransport GmbH um die marktgebietsaufspannenden Fernleitungsnetzbetreiber GRTgaz Deutschland GmbH sowie GVS Netz GmbH und Eni Gas Transport Deutschland S.p.A. erweitert wurde. Zusätzlich wurden im nördlichen Raum Deutschlands die Marktgebiete H-Gas Norddeutschland, Ontras und Wingas zum Marktgebiet Gaspool zusammengeführt. EWE Netz GmbH und Erdgas Münster Transport GmbH & Co. KG das Marktgebiet L-Gas1 (Aequamus) im L-Gas Bereich.

21 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) 19 Abbildung 3: Stand der Marktgebiete am Seither ist Deutschland in sechs Marktgebiete aufgeteilt, jeweils drei im H-Gas und drei im L- Gas Bereich. Durch die neue Gasnetzzugangsverordnung werden zum weitere Veränderungen der Marktgebietslandschaft angestoßen. Erstmals werden Marktgebiete der zwei unterschiedlichen Gasqualitäten zu einem qualitätsübergreifenden Marktgebiet zusammengelegt. Die Marktgebiete beider Qualitäten der Thyssengas GmbH sowie das L- Gas Marktgebiet der Open Grid Europe GmbH werden in das bestehende Marktgebiet der NetConnect Germany GmbH & Co. KG integriert. Zur Vergleichbarkeit der Marktgebiete über den Zeitraum von Zusammenlegungen hinweg, wurden die Daten der einzeln bestehenden Marktgebiete in den nachfolgenden Abbildungen aggregiert Die neuen Vorgaben der GasNZV Mit der neuen Gasnetzzugangsverordnung vom haben sich keine wesentlichen Änderungen am System der Ausgleichs- und Bilanzierungsleistungen ergeben, da die

22 20 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) Verordnung die Eckpfeiler der Festlegung GABi Gas aufnimmt. 4 Insbesondere der Grundsatz der Tagesbilanzierung ist nun ausdrücklich in der Verordnung geregelt ( 23 Abs. 1 GasNZV). Eine wesentliche Änderung betrifft die Bilanzkreisabrechnung. Während die Festlegung GABi Gas keine Toleranzen für den Bilanzausgleich am Tagesende vorsieht, führt die GasNZV eine Toleranz für Bilanzkreise ein, die RLM-Entnahmestellen beliefern. Nach 23 Abs. 2 S. 2 GasNZV wird der Saldo, der aus Ein- und Ausspeisung gebildet wird, um 5 Prozent der an Letztverbraucher ohne Standardlastprofil und ohne Nominierungsersatzverfahren gelieferten Mengen vermindert (Toleranzmenge). Die Toleranzmenge ist in die übernächste Bilanzierungsperiode zu übertragen und in der Bilanz des Bilanzkreisverantwortlichen auszugleichen (sog. Rückliefermodell, 23 Abs. 2 S. 4 GasNZV). Ferner ist entsprechend der Festlegung GABi Gas geregelt, dass der Marktgebietsverantwortliche den Einsatz der Regelenergie im Marktgebiet steuert und die Beschaffung zentral organisiert ( 27 Abs. 1, 28 Abs. 1 S. 1 GasNZV). Die Marktgebietsverantwortlichen sollen schließlich die zur Beschaffung externer Regelenergie anzuwendenden Verfahren und Produkte vereinheitlichen ( 28 Abs. 1 S. 2 GasNZV). 4 Vgl. BR Drs. 312/ vom , S. 83 (Begründung zu 22).

23 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) Wettbewerbliche Auswirkungen des Ausgleichs- und Regelenergieregimes auf die Gashandelsmärkte Das zum eingeführte Ausgleichs- und Regelenergieregimes GABi Gas hat nach Auffassung der Bundesnetzagentur zu großen positiven Wettbewerbseffekten auf den deutschen Gashandelsmärkten geführt. Diese Bewertung wird durch die Händler- und Lieferantenangaben gestützt. Die Transportkunden haben nach eigenen Angaben ihr Verhalten im Markt folgendermaßen geändert: 229 Transportkunden haben ihre Belieferung in andere Netze ausgedehnt 135 Transportkunden haben einen neuen Fokus auf die Belieferung von Haushaltskunden gelegt Lieferantenwechsel von Letztverbrauchern mit Ausspeisemengen von 300 MWh/Jahr und weniger Anzahl Jahr Abbildung 4: Entwicklung der Lieferantenwechsel bei Letztverbrauchern Von dieser Entwicklung haben insbesondere die Haushaltskunden profitiert. So sind 20 die durchschnittlichen Gaspreise um fast zehn Prozent gesunken. Für einen Haushaltskunden mit einem Gasverbrauch von kwh resultierte allein aus dieser Wirkung im Durchschnitt eine Ersparnis von 126 im Jahr. Die durchschnittliche Anzahl der

24 22 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) Lieferanten in den einzelnen Netzgebieten hat sich seit Einführung der neuen Bilanzierungsregelungen erheblich erhöht, so dass die meisten Kunden nun aus einer Vielzahl von Anbietern und Vertragsangeboten wählen können. Daraus ergeben sich zusätzliche Einsparmöglichkeiten, die für einen durchschnittlichen Haushalt meist bei über 0 im Jahr liegen. Die Neuregelung der GABi Gas hatte an beiden preissenkenden Effekten einen entscheidenden Anteil. Ein weiterer wesentlicher Hinweis auf einen funktionierenden Wettbewerb im Gasmarkt ist die Anzahl der pro Netzgebiet zur Verfügung stehenden Gaslieferanten. Die entsprechende Abbildung belegt, dass hier im Jahresvergleich 2008 mit 20 eine erhebliche Verbesserung der Wettbewerbssituation stattgefunden hat. Hatte die große Mehrheit der Haushaltskunden 2008 nur die Möglichkeit zwischen einem bis fünf Lieferanten zu wählen, so konnte die Mehrheit der Haushaltskunden im Jahr 20 aus einer Vielfalt von sechs bis zehn Lieferanten wählen. Anzahl der Lieferanten in Ausspeisenetzen Anzahl Ausspeisenetzbetreiber >30 Anzahl der im Ausspeisenetz tätigen Lieferanten Abbildung 5: Entwicklung der in den Ausspeisenetzen tätigen Lieferanten Nach einem wachstumsstarken Handelsjahr 20 hat sich der Handelsplatz Deutschland für Erdgas im vergangenen Jahr erneut signifikant fortentwickelt. Vergleicht man die Handelsmengen der beiden deutschen Handelspunkte in den H-Gas Marktgebieten von

25 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) 23 NCG und Gaspool wurden im gesamten Jahr 20 mit 1.486,4 TWh/a insgesamt Erdgashandel an virtuellen Handelspunkten GWh Zweivertragsmodell KoV II GeLi Gas GABi Gas GWh 19 Marktgebiete (MG) 14 MG 12 MG MG 6 MG GWh GWh GWh GWh 0 GWh Aug 06 Nov 06 Feb 07 Mai 07 Aug 07 Nov 07 Feb 08 Mai 08 Aug 08 Nov 08 Feb Mai Aug Nov Feb Mai Aug Nov TTF NCG Gaspool ZEE Abbildung 6: Entwicklung des Erdgashandels an virtuellen Handelspunkten 82,8% mehr Erdgas gehandelt als noch in 20 (813,1 TWh/a). Ein Grund für diese dynamische Entwicklung sind die von der Bundesnetzagentur festgelegten regulatorischen Rahmenbedingungen. Daneben wirken sich sicherlich die geografische Lage Deutschlands, das derzeitige Überangebot an Gas sowie die günstigeren Beschaffungspreise im Spotgeschäft im Vergleich zu den langfristigen Lieferverträgen positiv auf die Handelsliquidität aus. Schließlich zeigt auch die Anzahl der an den virtuellen Handelspunkten NCG und Gaspool registrierten Handelsteilnehmer, dass die Handelsaktivitäten deutlich zunehmen.

26 24 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) Liquidität am VHP - Handelsteilnehmer Anzahl NCG Gaspool registrierte Handelsteilnehmer 2008 registrierte Handelsteilnehmer 20 Abbildung 7: Entwicklung der Handelsteilnehmer an ausgewählten virtuellen Handelspunkten

27 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) Entgelte 5.1. Ausgleichsenergieentgelte Die Festlegung der Ausgleichsenergieentgelte hatte den Zielkonflikt zu lösen, die Entgelte einerseits ausreichend hoch auszugestalten, damit Bilanzkreisverantwortliche keinen Anreiz haben, Ausgleichsenergie missbräuchlich zur Beschaffung zu nutzen und andererseits ausreichend niedrig festzusetzen, damit von ihnen keine marktverschließenden und wettbewerbsbehindernden Effekte ausgehen. Der Bilanzkreisverantwortliche soll also einerseits seinen Gaseinkauf bzw. -verkauf nicht über die Ausgleichsenergie optimieren oder gar organisieren, er soll andererseits aber auch nicht durch ein zu hohes Kostenrisiko bei versehentlichen Differenzen abgeschreckt oder bestraft werden. Daher wurden die Entgelte für die Ausgleichsenergie an einen Korb von Referenzpreisen vier liquider Handelsmärkte gekoppelt und mit einem Auf- bzw. Abschlag von zunächst zehn Prozent auf den jeweils zweithöchsten bzw. zweitniedrigsten täglichen Referenzpreis versehen. Die Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise im Vergleich zum Verlauf der Referenzpreise im Zeitraum vom bis wird in der folgenden Abbildung dargestellt: 40,00 Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise und der Referenzpreise seit Ab : Gaspool statt NBP Faktor 1,2 statt 1,1 35,00 30,00 25,00 /MWh 20,00 15,00,00 5,00 0,00 Okt 08 Nov 08 Dez 08 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep NCG Gaspool NBP TTF ZEE positive AE negative AE Abbildung 8: Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise und der Referenzpreise zur Bildung der Ausgleichsenergiepreise vom bis

28 26 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) Vom bis zum wurde der Preiskorb aus folgenden Spotmarkthandelspreisen gebildet: Title Transfer Facility (TTF) in den Niederlanden, Zeebrugge Hub (ZEE) in Belgien, E.ON Gastransport virtueller Handelspunkt (EGT) und National Balancing Point (NBP) in Großbritannien. Deutlich zu erkennen ist die vergleichsweise geringere Korrelation der Preise am National Balancing Point (NBP) zu den anderen Preisen. Besonders starke Abweichungen waren dabei im Oktober 20 und im Januar 20 zu beobachten (siehe Abbildung 9.) 5. Aus diesem Grund wurde nach Maßgabe der Mitteilung Nr.4 zu GABi Gas seit dem innerhalb des Preiskorbes der National Balancing Point (NBP) durch den virtuellen Handelspunkt von Gaspool ersetzt, da diesem eine deutlich höhere Bedeutung für den deutschen Markt zugesprochen wurde. Entwicklung der Referenzpreise seit ,0 Ab : Gaspool statt NBP 35,0 30,0 25,0 /MWh 20,0 15,0,0 5,0 0,0 Okt 08 Nov 08 Dez 08 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep NCG Gaspool NBP TTF ZEE Abbildung 9: Entwicklung der Referenzpreise zur Bildung der Ausgleichsenergieentgelte an ausgewählten virtuellen Handelspunkten 5 NCG [EEX NCG VP One Day Ahead Settlement Price], Gaspool [EEX GPL VP One Day Ahead Settlement Price] (ab ), TTF [APX TTF DAM All-Day Index], ZEE [APX Zeebrugge DAM All-Day Index] und NBP [APX UK OCM SAP] (bis ) vom bis

29 Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems ( 30 GasNZV) 27 Zusätzlich empfahl und gestattete die Beschlusskammer 7 in derselben Mitteilung, den Aufschlag auf den positiven Ausgleichsenergiepreis auf einen Faktor von 1,2 anzusetzen. Grundlage dieser Empfehlung waren Liquiditätsprobleme der Marktgebietsverantwortlichen. Diese entstanden durch sehr hohe externe Gasbeschaffungskosten in den Wintermonaten und die vorherrschenden Marktlage, bei der ein Überangebot von Erdgas auf den Spotmärkten vorlag. Damit war ein großer Preisspread zwischen den Spotmarktpreisen z.b. bei NCG und Gaspool zu den Grenzübergangspreisen verbunden. Dieser Empfehlung sind die Marktgebietsverantwortlichen einheitlich seit dem nachgekommen, sodass es in Deutschland nun eine moderate asymmetrische Spreizung der Ausgleichsenergiepreise gibt. Die folgende Abbildung illustriert die vorherrschende Marktlage, indem die Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise vom bis zum im Vergleich zum Grenzübergangspreis für langfristige Gaslieferverträge grafisch dargestellt wird. Der Grenzübergangspreis lag in der überwiegenden Zahl der Monate seit der Einführung von GABi Gas deutlich über den Ausgleichsenergiepreisen, näherte sich diesen seit Beginn des Jahres 20 aber wieder an und liegt in der Zwischenzeit unterhalb der Preise für positive Ausgleichsenergie. 40,00 Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise und des Grenzübergangspreises für Erdgas in Deutschland seit Ab : Faktor 1,2 statt 1,1 35,00 30,00 25,00 /MWh 20,00 15,00,00 5,00 0,00 Okt 08 Nov 08 Dez 08 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep positive AE negative AE GüP Abbildung : Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise und des Grenzübergangspreises für Erdgas in Deutschland vom bis