Der deutsche Regel- und Ausgleichsenergiemarkt Gas

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1 Der deutsche Regel- und Ausgleichsenergiemarkt Gas im Rahmen des neuen Energiewirtschaftsgesetzes und des darauf aufbauenden Gasnetzzugangsmodells Kurzbeschreibung des vorgeschlagenen Modells 1. Oktober 2007 im Auftrag der Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Referat 609 Tulpenfeld Bonn KEMA Consulting GmbH Kurt-Schumacher-Str Bonn, Deutschland Tel.: Fax: in Zusammenarbeit mit TPA Solutions Ltd 84 Whitemoor Drive, Solihull, B90 4UL, United Kingdom

2 Autoren: Christian Hewicker (Leitung), Dr. Stefanie Kesting Unter Mitarbeit von: Richard Robinson (TPA Solutions) Dieses Dokument ist für die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA) bestimmt. Es enthält unter anderem geistiges Eigentum von KEMA und / oder TPA Solutions.

3 Inhaltsverzeichnis 1. Hintergrund und Begrifflichkeiten Ausgestaltung der Regelenergiebeschaffung Zentrale Regelenergiebeschaffung durch den Bilanzkreisnetzbetreiber Idealmodell und praktische Einschränkungen Grundmodell: Gestaffelter Einsatz von Regelenergie Interner Austausch von Regelenergie Beschaffung externer Regelenergie: Rückliefermodell Bilanzierung und Bepreisung von Ausgleichsenergie Anforderungen Bilanzierung und Preisbildung auf Grundlage von Tagesmengen und - preisen Preismodell und Toleranzen Weitergehende Entwicklungsmöglichkeiten Weiterentwicklung des Regelenergiemarktes Übergang zur Tagesbilanzierung...18 Modellbeschreibung Seite i

4 1. HINTERGRUND UND BEGRIFFLICHKEITEN Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat KEMA mit der Erstellung eines Gutachtens zum Thema Der deutsche Regel- und Ausgleichsenergiemarkt Gas im Rahmen des neuen Energiewirtschaftsgesetzes und des darauf aufbauenden Gasnetzzugangsmodells beauftragt. Ziel des Gutachtens ist es, ein möglichst marktorientiertes Regel- und Ausgleichsenergiemodell zu entwickeln, das kompatibel mit dem neuen Netzzugangsmodell nach der Kooperationsvereinbarung (KoV) ist, den physikalischen Gesetzmäßigkeiten im Gasmarkt Rechnung trägt sowie die Besonderheiten des deutschen Gasmarktes berücksichtigt. Dabei sind auch internationale Erfahrungen und Erkenntnisse aus dem Strommarkt zu berücksichtigen. Das vorliegende Dokument fasst die wesentlichen Ergebnisse des Gutachtens zusammen. Da in Deutschland die Begriffe für die bilanzielle Abrechnung von Abweichungen einzelner Transportkunden einerseits sowie die zum Ausgleich des Gesamtsystems durch den Netzbetreiber eingesetzten Energiemengen andererseits derzeit nicht eindeutig definiert sind, wurden zunächst die folgenden Begriffsdefinitionen festgelegt: Regelenergie bezeichnet die Energie, die aus dem Einsatz oder der Nutzung von Ausgleichsleistungen (durch einen Netzbetreiber/den Bilanzkreisnetzbetreiber) zum physikalischen Ausgleich (des Netzes/der Netze) eines Marktgebiets im laufenden Betrieb resultiert. Insbesondere aufgrund der gaswirtschaftlichen Besonderheit, kurzfristig auch aus dem Netzpuffer sowie dem Netz zugehörigen Speichern Regelenergie im Sinne dieser Definition bereitzustellen, schlagen wir die folgende weitergehende Differenzierung des Begriffs Regelenergie vor: Interne Regelenergie bezeichnet Regelenergie, die aus dem Einsatz des sog. Netzpuffers und anderer den Netzen zuzuordnender Speichermöglichkeiten resultiert. Dies umfasst sowohl netzinterne Speichermöglichkeiten des betroffenen Netzbetreibers als auch interne Regelenergie, die durch einen anderen Netzbetreiber zur Verfügung gestellt wird. Externe Regelenergie bezeichnet Regelenergie, die auf Anweisung eines Netzbetreibers von einem Transportkunden oder einem anderen Marktteilnehmer zur Ver- Modellbeschreibung Seite 1

5 fügung gestellt wird. Externe Regelenergiequellen sind insbesondere netzexterne Speicher, Anpassung der Einspeisemengen (Gaslieferverträge) sowie abschaltbare Kunden. Der Bedarf an externer Regelenergie kann durch effektiven Einsatz interner Regelenergie reduziert werden. Im Gegensatz zur Regelenergie entspricht Ausgleichsenergie der Differenzmenge zwischen der aggregierten Aufbringung und Abgabe eines Bilanzkreises je definierter Bilanzperiode, wobei die Energie je Bilanzperiode tatsächlich erfasst oder rechnerisch ermittelt werden kann. Modellbeschreibung Seite 2

6 2. AUSGESTALTUNG DER REGELENERGIEBESCHAFFUNG 2.1. Zentrale Regelenergiebeschaffung durch den Bilanzkreisnetzbetreiber Ein individualisierter physischer Ausgleich der Abweichungen einzelner Bilanzkreise ist gaswirtschaftlich nicht sinnvoll und wäre auch praktisch kaum umsetzbar. Dies hängt vor allem damit zusammen, dass die geplanten und tatsächlichen Ein- und Ausspeisungen voneinander abweichen, sich ein gewisser Teil dieser bilanziellen Abweichungen aber gegenseitig kompensiert (d.h. das Ungleichgewicht des Gesamtsystems ist in der Regel kleiner als die Summe der Ausgleichsenergiemengen) und im Gasnetz Möglichkeiten der netzinternen Speicherung bestehen, die dazu führen, dass begrenzte bzw. kurzfristige Ungleichgewichte in der Regel unkritisch für den sicheren Netzbetrieb sind und daher keine unmittelbaren Eingriffe erfordern. Wir schlagen daher die folgende klare Aufgabentrennung vor: Die Transportkunden (d.h. die Bilanzkreisverantwortlichen - BKV) sind verantwortlich für die Minimierung der vorhersagbaren Abweichungen, d.h. eine möglichst genaue Planung bzw. Prognose ihrer Ein- und Ausspeisungen und die Abgabe der entsprechenden Nominierungen. Ein physischer Ausgleich des individuellen Ungleichgewichts eines Bilanzkreises im laufenden Betrieb ist dagegen nicht erforderlich. Die Planung und der Einsatz von Regelenergie zur Kompensation der ungeplanten bzw. unvermeidbaren Abweichungen erfolgt im jeweiligen Marktgebiet zentral durch den Bilanzkreisnetzbetreiber, basierend auf der kumulierten Abweichung bzw. dem physischen Bedarf des Netzes und ohne Berücksichtigung der individuellen Position einzelner Bilanzkreise Idealmodell und praktische Einschränkungen Die Einführung eines vollständigen Marktmodells im Sinne eines liquiden Intra-day Markts für die Beschaffung und den Einsatz von Regelenergie, z.b. ähnlich dem britischen System (Onthe-day-Commodity Market) ist auf lange Sicht wünschenswert, kurzfristig aus unserer Sicht jedoch für den deutschen Gasmarkt nicht realistisch. Für die Einführung eines zum heutigen Modellbeschreibung Seite 3

7 Zeitpunkt möglichen Beschaffungsmodells sind dabei aus unserer Sicht insbesondere die folgenden Randbedingungen zu beachten: Teilweise sehr kleine Marktgebiete bzw. bestehende technische Einschränkungen innerhalb einzelner Marktgebiete, Hohe Konzentration der notwendigen Flexibilitäten auf der Anbieterseite, Voraussichtlich erhebliche regionale Unterschiede in der Bedeutung unterschiedlicher Regelenergiequellen (interne externe Regelenergie) in den einzelnen Marktgebieten bzw. einzelnen Netzgebieten, Fehlen eines ausreichend liquiden Großhandels sowie allgemein anerkannter täglicher Marktpreise in den meisten Marktgebieten. Als Grundmodell, das diesen Randbedingungen gerecht wird, schlagen wir das folgende Modell vor, nach dem das Ausschöpfen der internen und die ggf. erforderliche Nutzung externen Regelenergiequellen in drei aufeinander folgenden Schritten erfolgt. Ein wesentlicher Vorteil des Modells ist die Reduzierung des externen Regelenergiebedarfs und damit zu einer Minimierung der Kosten Grundmodell: Gestaffelter Einsatz von Regelenergie 1) Nutzung der lokalen internen Regelenergie Zum Ausgleich von Ungleichgewichten setzt jeder Netzbetreiber in einem ersten Schritt die ihm zur Verfügung stehende interne Regelenergie ein. Gemäß der obigen Definition interner Regelenergie gehören hierzu der Einsatz des eigenen Netzpuffers sowie eventuell weiterer, dem Netz zugehöriger Speicher, jedoch keine externen Speicher (oder anderen Quellen), für welche eine (wesentliche) Vergütung an Dritte zu zahlen wäre. 2) Austausch interner Regelenergie zwischen Netzbetreibern Sobald die eigene interne Regelenergie nicht mehr ausreicht, ist die Möglichkeit des Austauschs interner Regelenergie zwischen benachbarten Netzbetreibern auszunutzen, prinzipiell auch über Marktgebietsgrenzen hinweg. Hierbei ist zu unterscheiden Modellbeschreibung Seite 4

8 zwischen der Berücksichtigung der entsprechenden Möglichkeiten in der Planungsphase und dem tatsächlichen Einsatz im laufenden Betrieb: In der Planungsphase sollte eine zentrale Koordination und Steuerung durch den BKN erfolgen, während wir für den laufenden Betrieb die pragmatische Lösung einer direkten Abwicklung zwischen den betroffenen Netzbetreibern für vorteilhaft halten. 3) Einsatz externer Regelenergie Der Einsatz externer Regelenergie erfolgt erst dann, wenn die Möglichkeiten des lokalen und netzübergreifenden Einsatzes von interner Regelenergie ausgeschöpft sind. 1 Erst hier fallen somit Kosten für die Vergütung gegenüber den Anbietern externer Regelenergie an, die den Bilanzkreisen verursachergerecht zu belasten sind, während die vorhergehenden beiden Schritte als kostenneutral angesehen werden können. Im Interesse einer Optimierung bzw. der Minimierung der entsprechenden Kosten sollte die vorhergehende Kontrahierung der vorzuhaltenden externen Regelenergie zentral durch den BKN erfolgen bzw. von diesem koordiniert werden. Auch für den laufenden Betrieb erscheint eine zentrale Koordination mit Eingriffsrechten für den Bilanzkreisnetzbetreiber (BKN) erforderlich Interner Austausch von Regelenergie Da der Einsatz interner Regelenergie in der Regel nicht gleichmäßig innerhalb des gesamten Netzes erfolgt, erfordert das Ziel einer Minimierung des Einsatzes externer Regelenergie eine vorhergehende Steuerung bzw. Koordination des Austauschs interner Regelenergie zwischen verschiedenen Netzbetreibern. Ein entsprechender Schritt ist im Rahmen der Kooperationsvereinbarung prinzipiell bereits jetzt vorgesehen, so dass dies keine wesentliche Änderung gegenüber dem Status quo bedeutet. Aus unserer Sicht wäre es weiterhin erforderlich oder zumindest hilfreich, auch für den laufenden Betrieb eine zentrale Koordination vorzusehen, mit einer Informationspflicht der einzelnen Netzbetreiber gegenüber dem BKN sowie möglichst auch einem Weisungsrecht des BKN für den Fall einer Umverteilung überschüssiger interner Regelenergie. Allerdings wäre in diesem Zusammenhang noch näher zu prüfen, bis zu welchem Grad der Nutzen einer weitergehenden Optimierung die Komplexität 1 Die gilt unter Berücksichtigung der für den weiteren Betrieb erforderlichen Reserven. Modellbeschreibung Seite 5

9 bzw. Kosten eines entsprechenden Ansatzes rechtfertigt oder ob dies nicht vielmehr auf eine begrenzte Anzahl von Fällen beschränkt werden könnte. 2 Während die technische Abwicklung des internen Austauschs insofern unkritisch erscheint, besteht aus unserer Sicht ein nicht unerhebliches Risiko unzureichender Anreize für den effizienten Einsatz der internen Regelenergie bzw. für eine nicht verursachergerechte Verteilung der auftretenden Kosten für die betroffenen Netzbetreiber. Erstens besteht das Risiko des Anreizes für Netzbetreiber, vorrangig auf die Nutzung der internen Regelenergie z.b. des vorgelagerten Netzbetreibers zurückzugreifen, um in jedem Falle über ausreichende Reserven zu verfügen bzw. den für andere Zwecke nutzbaren Anteil des eigenen Netzpuffers zu maximieren. Zweitens fallen zwar für den tatsächlichen Einsatz interner Regelenergie in der Regel keine oder nur sehr geringe Kosten an, 3 doch gilt dies nicht für die Investitionskosten zur Schaffung bzw. für den Erhalt der entsprechenden Flexibilitäten. Es ist daher zu erwarten, dass die ü- ber ausreichend interne Regelenergie verfügenden Netzbetreiber auch höhere Netzkosten haben als andere Netzbetreiber ohne eigene Speichermöglichkeiten. Im Rahmen der Anreizregulierung und der möglichen Anwendung eines Benchmarking-Verfahrens kann dies zu einem strukturellen Nachteil für die erste Gruppe führen, sofern es keinen finanziellen Ausgleich entweder im Rahmen der Anreizregulierung oder direkt zwischen den betroffenen Netzbetreibern gibt. Im Ergebnis könnte dies zusätzlich zu einem Anreiz für einen übermäßigen Rückbau bzw. einen unzureichenden Ausbau der benötigten Flexibilitäten führen. Wir gehen daher davon aus, dass es im eigenen Interesse der Netzbetreiber ist, ein Verfahren für eine angemessene und verursachergerechte Verteilung der anfallenden Kosten zu implementieren. Die Ausgestaltung eines entsprechenden Mechanismus kann hierbei prinzipiell der Branche überlassen bleiben und berührt nicht die übrigen Aspekte des von uns vorgeschlagenen Grundmodells. Als mögliche Hilfestellung skizzieren wir im Folgenden dennoch ein mögliches Modell für die Koordination und Verrechnung interner Regelenergie im Austausch zwischen verschiedenen Netzbetreibern. 2 So erscheint es z.b. zweifelhaft, dass das Potenzial gerade kleinerer, nachgelagerter Netzbetreiber von großer Bedeutung wäre. Ein pragmatischer Ansatz könnte daher darin bestehen, in diesem Fällen nur eine direkte Abwicklung zwischen den direkt betroffenen Netzbetreibern vorzusehen und die zentrale Koordination auf wenige Netzbetreiber mit erheblichen Flexibilitäten zu beschränken. 3 Im Wesentlichen sind dies die möglichen Kosten eines zusätzlichen Einsatzes von Verdichtern. Modellbeschreibung Seite 6

10 Analog der Differenzierung zwischen der Vorhaltung und dem Einsatz beruht dieser Ansatz auf einem zweistufigen System: 1) Koordination der Leistungsvorhaltung Der erste Schritt umfasst die Meldung der benötigten bzw. vorhandenen internen Regelenergie durch die einzelnen Netzbetreiber, gefolgt von einer zentral koordinierten Zuordnung und Vergütung durch den BKN. Dieser Schritt könnte z.b. auf monatlicher Basis erfolgen. 2) Tatsächlicher Einsatz Der tatsächliche Einsatz der internen Regelenergie im laufenden Betrieb erfolgt grundsätzlich dezentral, allerdings ebenfalls mit einer zusätzlichen zentralen Koordination durch den BKN. Die Lieferanten interner Regelenergie erhalten im Anschluss eine arbeitsabhängige Vergütung für die tatsächlich in Anspruch genommene interne Regelenergie, und zwar unabhängig von der vorhergehenden Regelung der Leistungsvorhaltung. Der erste Schritt beginnt mit der Meldung der überschüssigen bzw. benötigten netzinternen Speichermöglichkeiten (oder anderer Quellen interner Regelenergie) durch die einzelnen Netzbetreiber an den BKN. 4 Nach Erhalt aller Informationen überprüft der BKN anschließend, ob für alle Netzteile ausreichende Speichermöglichkeiten vorhanden sind und ergänzt diese nötigenfalls durch externe Regelenergie (siehe Abschnitt 2.5). Dieses Verfahren gewährleistet eine koordinierte Zuteilung der überschüssigen Speichermöglichkeiten auf alle (defizitären) Netzbetreiber. Bei der Verteilung der internen Regelenergie sind auch nachgelagerte und benachbarte Netze angemessen zu berücksichtigen. So könnte z.b. eine angebotsproportionale Aufteilung der benötigten Mengen auf jeweils alle vor- und nachgelagerten Netze in einem Netzgebiet erfolgen, wobei eine tatsächliche Lieferung der entsprechenden Mengen im laufenden Betrieb möglich sein muss. Für die Vorhaltung der internen Regelenergie zahlen die Nachfrager (d.h. hier die Netzbetreiber) abschließend einen vorab festgelegten Leistungspreis, der sich z.b. an den lang- 4 Alternativ wäre auch eine Meldung der verfügbaren internen sowie der insgesamt benötigten Regelenergie möglich. Modellbeschreibung Seite 7

11 fristigen Grenzkosten für neue interne oder externe Speicher orientieren sollte und so die tatsächlichen Kosten der entsprechenden Dienstleistungen reflektiert. 5 Die entsprechenden Erlöse werden abhängig vom Verhältnis zwischen Angebot und Nachfrage (bzw. Bedarf) auf alle Anbieter umgelegt, wie beispielhaft durch die folgende Gleichung illustriert: 6 p B =, p(a) p L A ( A) pl Der spezifische Leistungspreis p(a) für die angebotene interne Regelenergie ergibt sich in diesem Fall aus dem festgelegten Leistungspreis p L, multipliziert mit dem Quotienten aus dem Bedarf B defizitärer Netzbetreiber und dem Angebot A überschüssiger interner Regelenergie. Ein derartiger Ansatz schafft einerseits Anreize, überschüssige interne Regelenergie auch tatsächlich anzubieten, da die Anbieter so zusätzliche Einnahmen generieren können. 7 Gleichzeitig gewährleistet die Kopplung an das Verhältnis zwischen den verfügbaren und den tatsächlichen Mengen, dass die entsprechenden Zahlungen auch die Knappheit interner Regelenergie signalisieren und so als Steuerungsinstrument für Erhalt, Erweiterung oder Rückbau interner Speichermöglichkeiten dienen können. Darüberhinaus überschüssiger Netzpuffer könnte schließlich an Transportkunden vermarktet werden, wobei die daraus entstehenden Erlöse für die Netzbetreiber z.b. in den zuvor skizzierten Prozess für die koordinierte Umlage der resultierenden Einnahmen einbezogen werden könnten. Auf den Einsatz interner Regelenergie im laufenden Betrieb sind wir bereits eingegangen. Analog dem im folgenden Abschnitt 2.5 erläuterten Rückliefermodell schlagen wir weiterhin vor, dass die tatsächlich gelieferten Mengen prinzipiell nicht finanziell abgerechnet werden. Stattdessen sollte eine physische Rücklieferung der sich ergebenden Netto-Tagesmenge am übernächsten Tag erfolgen, ergänzt durch eine finanzielle Vergütung auf Grundlage der kurzfristigen Grenzkosten, also z.b. der variablen Speicherkosten. 5 Zusätzlich sind Pönalen für den Fall einer unzureichenden Kontrahierung vorzusehen. 6 Ohne Berücksichtigung weiterer Modifikationen, z.b. um die Verhältnisse in verschiedenen Netzgebieten besser abbilden zu können und insbesondere Anreize für den Zubau nicht benötigter netzinterner Speichermöglichkeiten zu vermeiden. 7 Hierbei ist zu gewährleisten, dass die entsprechenden zusätzlichen Kosten und Erlöse nicht im Rahmen der Entgeltregulierung wieder neutralisiert werden. Modellbeschreibung Seite 8

12 2.5. Beschaffung externer Regelenergie: Rückliefermodell Gemäß dem in Abschnitt 2.3 geschilderten Modell eines gestaffelten Einsatzes von Regelenergie umfasst der dritte Schritt die Beschaffung bzw. den Einsatz externer Regelenergie. Hierfür schlagen wir das folgende mehrstufige Verfahren vor, welches auf Kontrahierung von physischen oder virtuellen Speicherscheiben beruht: 1) Kontrahierung von Speicherscheiben (Leistungsvorhaltung) Basierend auf dem prognostizierten Bedarf an externer Regelenergie (vorzuhaltende Speicherleistung und -mengen) kontrahiert der BKN z.b. jährlich entsprechende physische oder virtuelle Speicherscheiben. Die Anbieter erhalten hierfür eine bei Vertragsabschluss festgelegte fixe Vergütung für die Vorhaltung der Speicherscheiben. 2) Einsatz der eingesetzten Regelenergie (Tag D) Der BKN setzt die kontrahierten Speicherscheiben im laufenden Betrieb flexibel als externe Regelenergie ein, indem er Gas ein- bzw. ausspeist. Die Anbieter erhalten hierfür eine (geringfügige) Vergütung zum Ausgleich der beim Ein- und Ausspeichern anfallenden Kosten (z.b. für Verdichtung), die entsprechenden Mengen bleiben jedoch im Besitz des BKN. 3) Ausschreibung der Netto-Arbeitsmengen (D+1) Nach Ende des Gastags (D) bestimmt der BKN die insgesamt im laufenden Betrieb eingesetzte Netto-Arbeitsmenge, d.h. die aggregierte Änderung der dem BKN zuzuordnenden eingespeicherten Gasmengen. Zum Ausgleich schreibt der BKN unmittelbar am darauf folgenden Tag (D+1) eine Rücklieferung der entsprechenden Nettomenge aus. Die Ausschreibung bezieht sich dabei auf eine Bandlieferung am virtuellen Punkt des Marktgebiets am zweiten auf den tatsächlichen Einsatz folgenden Tag (D+2). 4) Physische Rücklieferung der eingesetzten Regelenergie (D+2) Durch Umsetzung der am Tag zuvor (D+1) ausgeschriebenen Rücklieferung ist der BKN in der Lage, die im laufenden Betrieb eingesetzte externe Regelenergie zu kompensieren, ggf. einschließlich einer Verschiebung zwischen den verschiedenen Einund Ausspeisepunkten. Die benötigten Gasmengen werden dabei von den in der Modellbeschreibung Seite 9

13 Ausschreibung erfolgreichen Transportkunden bzw. Händlern zurück geliefert bzw. abgenommen und zum in der Ausschreibung festgestellten Arbeitspreis vergütet. Das vorgeschlagene Verfahren ähnelt grundsätzlich der Kontrahierung eines externen Anbieters von Regelenergie, allerdings mit der wesentlichen Modifikation, dass die Bepreisung der tatsächlich eingesetzten Mengen aus dem nicht wettbewerblichen Intra-day Markt in den potenziell eher liquiden täglichen Großhandelsmarkt verschoben wird. Dies vermeidet eine alleinige Beeinflussung der Arbeitspreise durch die Anbieter der entsprechenden Flexibilitäten bzw. ermöglicht es anderen Transportkunden, effektiv zu einer Begrenzung der resultieren arbeitsabhängigen Kosten von Regelenergie beizutragen. Die vorherige Kontrahierung der extern vorzuhaltenden Regelenergie erfordert entsprechende Prognosen und Analysen des zu erwartenden Regelenergiebedarfs und der netzintern verfügbaren Regelenergiequellen und gehört damit zu den Kernaufgaben des BKN. Als Resultat dieser Analysen hat der BKN den Bedarf an externer Regelenergie für das Marktgebiet in Form der maximal benötigten Speichermengen und -leistungen festzulegen. Die Kontrahierung der entsprechenden kurzfristig einsetzbaren Speicherkapazitäten sollte im Idealfall auf Grundlage öffentlicher Ausschreibungen erfolgen. Wir gehen jedoch davon aus, dass eine begrenzte Anzahl möglicher Anbieter in vielen Fällen dazu führen wird, dass die Kontrahierung häufig auf direkten Verhandlungen basieren wird. Zwar schließt dies einen Missbrauch in Form überhöhter Vorhaltepreise grundsätzlich nicht aus, doch kann dieses Risiko durch eine Überwachung der resultierenden Leistungspreise durch die BNetzA deutlich reduziert werden. 8 Die anschließende Rücklieferung als 24-h Band am übernächsten Tag führt dazu, dass die eingesetzte externe Regelenergie in ein normales Handelsprodukt umgewandelt wird. Dies erlaubt prinzipiell allen Transportkunden bzw. Marktteilnehmern, an der öffentlichen Ausschreibung am Folgetag teilzunehmen, und ermöglicht so einen echten Wettbewerb als Voraussetzung für eine Festlegung marktgerechter Preise. Die entsprechenden Ausschreibungen können dabei entweder vom BKN selbst oder einer externen Institution, wie z.b. der 8 So ist es z.b. möglich, diese Preise mit den üblichen Kosten entsprechender Speicher zu vergleichen, ggf. unter Berücksichtigung verbleibender anderweitige Einnahmemöglichkeiten. Die mittelfristige Kontrahierung sorgt überdies dafür, dass ausreichend Zeit auch für eine Ex-post-Kontrolle verbleibt. Modellbeschreibung Seite 10

14 Energiebörse EEX, durchgeführt werden und können unter Umständen zur Erhöhung der Liquidität in den verschiedenen Marktgebieten beitragen. Selbstverständlich besteht prinzipiell ein Risiko, dass die aus der Ausschreibung resultierenden Preise nicht marktgerecht, also entweder zu niedrig oder zu hoch sind. Durch die Kopplung der Ausgleichsenergiepreise an die Ausschreibungsergebnisse (vgl. Abschnitt 3.3) werden jedoch z.b. Transportkunden mit einem Defizit ein Interesse an möglichst niedrigen Preisen haben und dementsprechend bestrebt sein, im Falle eines Kaufs durch den BKN die entsprechenden Mengen selbst zu einem möglichst marktgerechten Preis anzubieten. Zwar wäre prinzipiell auch ein Angebot unterhalb des Marktpreises möglich, doch würde dies offensichtlich ebenfalls zu (Opportunitäts-)Kosten für den entsprechenden Anbieter führen. Das vorgeschlagene Vorgehen dürfte damit zu einem selbstregulierenden Effekt hinsichtlich einer Annäherung der Ausschreibungspreise an die tatsächlichen Marktpreise führen. Ein wesentlicher Vorteil des Rückliefermodells besteht daher darin, dass keine Gewinne aus überhöhten Arbeitspreisen für externe Regelenergie und/oder einem übermäßigem Einsatz von Regelenergie generiert werden können. Gleichzeitig erlaubt das Verfahren eine möglichst gute Annäherung der Arbeitspreise an die Marktpreise und bietet damit die Grundlage für eine entsprechende Kopplung der Preise für Ausgleichsenergie (vgl. Abschnitt 3.3). Schließlich sind alle wesentlichen Elemente des Modells mit der heute gängigen Praxis im Gasmarkt kompatibel und wären aus unserer Sicht damit kurzfristig umsetzbar. Modellbeschreibung Seite 11

15 3. BILANZIERUNG UND BEPREISUNG VON AUSGLEICHSENERGIE 3.1. Anforderungen Wie bereits in Kapitel 2.1 dargelegt, ist ein vollständiger Ausgleich von Ungleichgewichten zwischen Ein- und Ausspeisung durch die Transportkunden im laufenden Betrieb weder sinnvoll noch möglich. Notwendig ist daher ein Preissystem zur Verrechnung der entstehenden Ausgleichsenergie, welches die folgenden Bedingungen erfüllt: Ausgleichsenergiepreise müssen Anreize für korrekte Planung und Prognosen geben, als Voraussetzung für Vermeidung bzw. Minimierung vorhersagbarer Abweichungen. Dies erfordert eine gewisse Sanktionierung von Bilanzabweichungen. Arbitragemöglichkeiten zwischen dem Kauf (Verkauf) von Energie im Großhandel und dem bewussten Bezug (Lieferung) von Ausgleichsenergie sind zu vermeiden. Dies bedeutet, dass der Kauf von Ausgleichsenergie (im Mittel) stets teurer als ein vorheriger Einkauf im Großhandelsmarkt sein bzw. der Überschuss eines Bilanzkreises durchschnittlich geringere Erlöse als ein Verkauf im Markt generieren sollte. Eine übermäßige Sanktionierung unvorhergesehener bzw. unausweichlicher Abweichungen trägt nicht zur Sicherheit des Netzbetriebs bei, da diese Abweichungen eben nicht vermieden werden können. Eine übermäßige Sanktionierung führt jedoch zu einer Benachteiligung insbesondere kleiner bzw. neuer Lieferanten. Ausgleichsenergiepreise sollten daher ausreichend niedrig bzw. möglichst nah am Marktpreis sein. Dieser grundlegende Zielkonflikt erfordert eine Abwägung ( Trade-off ) zwischen der Notwendigkeit einer ausreichend hohen Sanktionierung einerseits und möglichst niedriger Ausgleichsenergiepreise andererseits. Speziell in Deutschland kommt hinzu, dass einerseits bislang allgemein anerkannte, marktgebietsscharfe Marktpreise fehlen, andererseits aber die derzeit üblichen Bandbreiten von bis zu einem Mehrfachen des Marktpreises kritisch in Bezug auf einen wirksamen und unverfälschten Wettbewerb zu betrachten sind. Modellbeschreibung Seite 12

16 Der nachfolgend geschilderte Ansatz beruht daher darauf, die im Rückliefermodell ermittelten Arbeitspreise als Abbildung der realen Marktpreise zu nutzen, um daraus angemessene Ausgleichsenergiepreise abzuleiten Bilanzierung und Preisbildung auf Grundlage von Tagesmengen und - preisen Die Abrechnung von Ausgleichsenergie in Deutschland basiert derzeit auf einer stündlichen Bilanzierung, d.h. einer Bestimmung der Abweichungen zwischen der kumulierten Ein- und Ausspeisung jedes Bilanzkreises für jede einzelne Stunde des Gastages. Aufgrund der bereits erwähnten Bedeutung der netzinternen Speicherung (Netzpuffer) sind kurzfristige Ungleichgewichte für den externen Regelenergiebedarf in Netzen jedoch eher von sekundärer Bedeutung. Tatsächlich ist die Entscheidung eines Netzbetreibers (d.h. des BKN) zum Einsatz von externer Regelenergie von mindestens drei Faktoren abhängig: Momentanes Ungleichgewicht des Marktgebiets (bzw. eines Netzgebiets), Zu erwartendes bzw. mögliches Ungleichgewicht im weiteren Verlauf, und Bisheriger Einsatz bzw. noch verfügbare Menge interner Regelenergie. Ausschlaggebend für den Einsatz und damit auch die Kosten von (externer) Regelenergie ist daher in erster Linie das Ausmaß der kumulierten Abweichung, nicht jedoch das momentane Ungleichgewicht innerhalb einer einzelnen Stunde. Es erscheint daher gaswirtschaftlich geboten, bei der Bilanzierung und Abrechnung primär die tägliche kumulierte Ausgleichsenergie der einzelnen Bilanzkreise zu berücksichtigen. Die stündlichen Abweichungen sind dagegen eher im Sinne eines Anreizes für die Genauigkeit der Planung zu betrachten und entsprechend allenfalls mit einer geringeren Pönale zu belegen. Diese Argumentation wird auch dadurch unterstützt, dass der Gashandel in Deutschland auf einem Tageshandel beruht, während stündliche Produkte weder ausreichend verfügbar noch zu erwarten sind. Ähnliche Überlegungen betreffen auch die Ermittlung der Ausgleichsenergiepreise. So trifft der BKN zwar in jeder Stunde Entscheidungen über den möglichen Einsatz insbesondere von externer Regelenergie, was zu kurzfristigen Preisausschlägen führen kann. Diese hän- Modellbeschreibung Seite 13

17 gen jedoch nur teilweise vom momentanen Ungleichgewicht in der jeweiligen Stunde ab, sondern reflektieren auch die bisherigen Entscheidungen sowie die Erwartungen des BKN. Um ein mögliches Missbrauchs- und Diskriminierungspotenzial zu begrenzen, wäre es theoretisch möglich, genaue Vorgaben an die Einsatzentscheidungen des BKN festzulegen und diese auch ex-post zu überprüfen. Aus unserer Sicht würde dies jedoch zu einem weitgehenden Eingriff in die Entscheidungsfreiheit des BKN/der Netzbetreiber sowie zu weiterer Komplexität führen. Es erscheint daher sinnvoller, dem BKN eine weitgehende Optimierung des Regelenergieeinsatzes zu ermöglichen und zu diesem Zweck die Einsatzentscheidungen zumindest soweit von den Preisen für den stündlichen Ausgleich von Abweichungen zu entkoppeln. Das im Folgenden vorgestellte Modell beruht daher auf dem Grundsatz konstanter Ausgleichsenergiepreise für den jeweiligen Gastag. Der gegenüber den BKV abzurechnende Preis für Ausgleichsenergie orientiert sich dabei an den gesamten Kosten des Einsatzes externer Regelenergie während eines Gastags Preismodell und Toleranzen In den vorhergehenden beiden Abschnitten haben wir gewisse Anforderungen und Randbedingungen an die Bilanzierung und Abrechnung von Ausgleichsenergie erarbeitet. Dieses Modell orientiert sich dabei ausdrücklich an den derzeitigen Vorgaben der KoV mit einer Beibehaltung stündlicher und kumulierter Toleranzen, obwohl wir grundsätzlich den Übergang zu einer Tagesbilanzierung für sinnvoll halten (vgl. Abschnitt 4.1). Im Fall der Beibehaltung der Toleranzen ist eine gaswirtschaftlich angemessene Definition für die Bemessung dieser Toleranzen zu finden. Insbesondere ist Wert darauf zu legen, dass diese Toleranzen mit angemessenem Aufwand transparent zu ermitteln sind. Die entsprechenden Vorschläge sind in Tabelle 1 zusammengefasst. 9 Speziell im Falle der Anwendung des in Abschnitt 2.5 beschriebenen Rückliefermodells ist dieser Ansatz zudem bereits implizit gewährleistet, da die arbeitsabhängigen Kosten allein auf der nach Ablauf des Gastags resultierenden Netto-Arbeitsmenge beruhen, die zu einem einheitlichen Preis beschafft bzw. verkauft wird. Modellbeschreibung Seite 14

18 Tabelle 1: Vorschlag für Bemessung der Toleranzen und Ausgleichsenergiepreise Stündlich Kumuliert Täglich Toleranz Proportional zur gebuchten Leistung + Sockeltoleranz Proportional zur gebuchten Leistung + Sockeltoleranz Keine Pönale / Ausgleichsenergiepreis Pönale (wenige % Marktpreis) Separate Preise für Überschuss / Defizit (Zweipreissystem, unsymmetrische Preise) Defizitpreis = Maximaler Preis für Rücklieferung D, D+2 (Kauf durch BKN) Überschusspreis = Minimaler Preis für Rücklieferung D, D+2 (Verkauf durch BKN) Ggf. minimale Spreizung Wie aus Tabelle 1 ersichtlich, schlagen wir für den Fall einer Beibehaltung stündlicher Toleranzen eine zusätzliche Sockeltoleranz vor. Die von der Größe eines Bilanzkreises unabhängige Sockeltoleranz (siehe Abbildung 3-1) beseitigt einen wesentlichen Wettbewerbsnachteil für kleinere Bilanzkreise, die in der Regel größere relative Abweichungen zu erwarten haben als entsprechend größere Wettbewerber (Portfolioeffekt). Stündliche Tolerenz Stundentoleranz Kumulierte Tolerenz Kumulierte Toleranz Gebuchte Leistung Abbildung 3-1: Einführung absoluter Untergrenzen für die stündliche und Tagestoleranz Auf die über die stündlichen Toleranzen hinausgehenden Abweichungen wird eine reine Pönale erhoben. Die entsprechenden Mengen gelten also nicht (wie bisher) als ausgeglichen und werden so auch bei der anschließenden Bilanzierung auf kumulierter bzw. täglicher Basis berücksichtigt. Um eine prohibitive Wirkung zu vermeiden, schlagen wir vor, diese stündlichen Pönalen substanziell niedriger als die tatsächlich abgerechnete Ausgleichsenergie zu Modellbeschreibung Seite 15

19 bemessen, also beispielsweise mit einem Betrag von nur wenigen Prozent des täglichen Marktpreises. Die endgültige Abrechnung erfolgt dagegen für die über die zugelassenen Toleranzen hinausgehenden kumulierten Abweichungen und damit für die am Ende des Gastages verbleibende Ausgleichsenergie. Die Beschränkung der Abrechnung auf die täglichen Ausgleichsenergie führt zu einer Harmonisierung mit dem zuvor vorgestellten täglichen Rückliefermodell, würde das Volumen der benötigten externen Regelenergie begrenzen und damit zu insgesamt niedrigeren Kosten für die BKV führen. Zudem bedeutet dies ebenfalls eine Gleichbehandlung großer und kleiner Bilanzkreise. So benötigen kleine Bilanzkreise die zulässigen Toleranzen in der Regel für den Ausgleich der unvermeidbaren Abweichungen bzw. Schwankungen des prognostizierten Verbrauchs während des Gastages, während große Bilanzkreise eher in der Lage sind, diese Flexibilitäten zusätzlich für eine bewusste tagesübergreifende Verschiebung von Gasmengen zu nutzen. Wir schlagen vor, den Preis für Ausgleichsenergie auf Grundlage der Preise für die Rücklieferung der tatsächlich eingesetzten externen Regelenergie zu bestimmen. Um eine bewusste Inanspruchnahme von Ausgleichsenergie zu vermeiden, wären hierbei mindestens die Preise für eine Rücklieferung am aktuellen sowie am übernächsten Tag zu berücksichtigen. Aufgrund der nicht genau bekannten Marktpreise schlagen wir zudem eine geringe Spreizung zwischen den Preisen für positive bzw. negative Ausgleichsenergie vor. Ein derartiges 2- Preis-System gewährleistet, dass kein Bilanzkreis einen direkten Gewinn aus dem Bezug oder der Lieferung von Ausgleichsenergie erzielen kann und erlaubt es damit, eine relativ geringe Spreizung zwischen den Preisen für positive bzw. negative Ausgleichsenergie zuzulassen. 10 Die Höhe der Spreizung wäre so festzulegen, dass Missbrauch des Systems wirksam unterbunden wäre, sollte aber weit unterhalb des Marktpreises liegen. 10 Die mögliche Alternative eines 1-Preis-Systems (in der Branche auch als symmetrische Bepreisung bezeichnet) hätte dagegen den Nachteil eines erheblichen Informationsvorteils für große Bilanzkreise, die das aggregierte Ungleichgewicht eines Marktgebiets einschätzen und ihre eigene Einspeisung während des laufenden Betriebs anpassen können. So wäre ein derartiger Bilanzkreis z.b. im Falle einer resultierenden Überspeisung in der Lage, durch eine bewusste Reduzierung seiner eigenen Einspeisung Gasmengen zu einem unterhalb des Marktpreises liegenden Preis zu beziehen bzw. umgekehrt im Falle eines Defizits bewusst zusätzliche Mengen zu einem erhöhten Preis zu verkaufen. Modellbeschreibung Seite 16

20 4. WEITERGEHENDE ENTWICKLUNGSMÖGLICHKEITEN 4.1. Weiterentwicklung des Regelenergiemarktes Das vorgeschlagene Modell kann grundsätzlich durch Einführung zusätzlicher Angebote vor/während des jeweiligen Gastages schrittweise in Richtung eines Intra-day Markts für Regelenergie weiterentwickelt werden. Mögliche Teilnehmer eines Intra-day Markets wären dann: Anbieter mit freien Flexibilitäten, Transportkunden mit sich abzeichnendem Ungleichgewicht, Abschaltbare Kunden. Dies würde jedoch eine wesentliche Erweiterung bedeuten, da beim Abruf entsprechender Angebote ein direkter finanzieller Ausgleich der gelieferten bzw. bezogenen externen Regelenergie erfolgen müsste. Dies würde eine interne Bewertung der zu erwartenden Arbeitspreise für die Rücklieferung von Regelenergiemengen erfordern. 11 Die übrigen Elemente des übergreifenden Modells für Regel- und Ausgleichsenergie könnten unverändert fortbestehen. Durch eine spätere Einschränkung bzw. Ablösung des Rückliefermodells wäre ein schrittweiser Übergang zu einem reinen Intra-day Markt möglich. Um auch im Falle eines Intra-day Markts ausreichende Angebote zu marktgerechten Preisen zu gewährleisten, wäre zu diesem Zeitpunkt die Einführung eines Market Maker-Modells denkbar. Solche Market Maker-Verträge mit einem festgelegten Preis-Spread zwischen positiver und negativer Regelenergie sein. In einem solchen Modell werden Regelenergiemengen mit einem oder mehreren Anbietern ex ante kontrahiert. und bestimmte Mengen festgelegt, die der Market Maker für den täglichen Bilanzausgleich zur Verfügung zu stellen hat. Dabei kann er den Preis für die angebotene Energie im Prinzip frei wählen, so lange er sich 11 Beispielsweise basierend auf den Preisen im D+2 Handel an der EEX Modellbeschreibung Seite 17

21 innerhalb eines vorab vereinbarten angemessenen Spreads zwischen dem Preis für positive und negative Ausgleichsmengen bewegt. Zusätzlich (oder auch als Alternative) können die Gebotspreise des Market Makers auch administriert werden, indem sie nach oben hin begrenzt werden, z.b. einen maximalen Aufschlag auf einen vorhandenen Marktpreis nicht ü- berschreiten dürfen. Die ausschließliche Festlegung einer Preisobergrenze (nicht aber Untergrenze) ermöglicht, dass der Market Maker in der Lage ist, auch im Fall günstigerer Anbieter noch konkurrenzfähig zu sein, d.h. wo möglich, wird er seine Preise senken, sobald Konkurrenzanbieter vorhanden sind. Im besten Fall kann der BKN so zwischen zahlreichen Angeboten auswählen und mit der Vermarktung zusätzlicher Mengen behalten Market Maker einen Teil ihrer unternehmerischen Freiheit und regulatorische Eingriffe können auf ein Minimum reduziert werden. Noch wichtiger ist der Aspekt, dass Market Maker selbst einen Anreiz haben, zu Preisen anzubieten, die keine Arbitragemöglichkeiten gegen den aktuellen Großhandelspreis zulassen. Drittens ist die Umsetzung des Market Maker-Modells relativ einfach und erleichtert zusätzlich das ex Post-Monitoring der Regelenergiegeschäfte durch den Netzbetreiber und/oder die BNetzA. Viertens werden neue Anbieter (z.b. auch aus dem Ausland) nicht von der Teilnahme am deutschen Regelenergiemarkt ausgeschlossen Übergang zur Tagesbilanzierung In Abschnitt 3.2 sind wir bereits kurz auf die Nachteile des derzeitigen Systems mit Stundenbilanzierung eingegangen. Die Anwendung der (in der KoV als Ausgleich eingeführten) teilweisen Individualisierung des Netzpuffers löst dieses Sachverhalt nicht, schafft dafür jedoch eine Reihe zusätzlicher Probleme. Zu den wesentlichen Nachteilen einer stündlichen Bilanzierung in Verbindung mit einer individualisierten Zuteilung des Netzpuffers gehören u.a. die folgenden Aspekte: Fehlende Stunden-Produkte Zeitliche Zersplitterung der Liquidität, Wenig wettbewerbsfreundlich, Suboptimaler Einsatz der vorhandenen Flexibilitäten, Modellbeschreibung Seite 18

22 Begrenzte Vorhersagbarkeit der für den Markt verfügbaren Flexibilitäten, Hohe Komplexität. In diesem Zusammenhang ist weiterhin zu berücksichtigen, dass die vorhandenen netzinternen Speichermöglichkeiten in der Vergangenheit prinzipiell zwei Zielen dienten: Einerseits dem Ausgleich ungeplanter Abweichungen im laufenden Betrieb ( ungeplante Regelenergie ) sowie andererseits soweit möglich auch der Glättung der Abnahmeprofile zumindest während eines einzelnen Gastages ( geplante Regelenergie ). Im Falle einer Individualisierung des Netzpuffers ist jedoch nicht davon auszugehen, dass die vorhandenen Kapazitäten weiterhin für diese Zwecke ausreichen, da erstens der relative Bedarf einzelner Bilanzkreise höher ist als derjenige des Gesamtsystems und zweitens zusätzliche Unsicherheiten bezüglich der Nutzung zu einer Reduzierung der verfügbaren Mengen führen. Ein Übergang zu einem System mit Tagesbilanzierung wäre technisch offensichtlich möglich, da dies im Wesentlichen der früheren Betriebsweise integrierter Gasversorger entspricht. Gleichzeitig würde dies die entsprechenden Probleme vermeiden und erscheint daher auch gaswirtschaftlich dringend geboten. Selbstverständlich wären im Falle eines Übergangs zur Tagesbilanzierung gewisse Modifikationen des oben dargestellten Modells für Regel- und Ausgleichsenergie erforderlich. Die entsprechenden Änderungen wären jedoch im Wesentlichen auf eine Anpassung der vorzuhaltenden Regelenergie und die Abschaffung der stündlichen Toleranzen und Pönalen beschränkt. Die übrigen Kernpunkte des vorgestellten Modells könnten dagegen weitgehend beibehalten werden, d.h. das hier vorgestellte Modell ist prinzipiell sowohl mit einer stündlichen als auch einer Tagesbilanzierung kompatibel. Modellbeschreibung Seite 19