Regel- und Ausgleichsenergiemarkt Gas: Konzeption und erste Erfahrungen aus der Praxis. ETG-Fachbereichssitzung Energiewirtschaft

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1 1 Regel- und Ausgleichsenergiemarkt Gas: Konzeption und erste Erfahrungen aus der Praxis ETG-Fachbereichssitzung Energiewirtschaft Dr. Martin Bandulet E-Bridge Consulting GmbH Frankfurt, den 7. Mai 2009

2 2 Inhalt Einführung Konzeption des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes Gas Grundmodell der Ausgleichsleistungs- und Bilanzierungsregeln im Gassektor Konzeption des Beschaffungsmarktes für Regelenergie Beobachtungen Liquidität des Beschaffungsmarktes Höhe des Regelenergiebedarfes Erklärungsansätze (Zwischen)fazit

3 3 Einführung Deutscher Gasmarkt ist die Drehscheibe des Europäischen Gashandels Zweitgrößter Markt in Europa Zugang zu den wichtigsten europäischen Gasproduzenten Anstieg der Gasnachfrage in Europa um 30% in den nächsten 20 Jahren Wichtige Meilensteine für freien Gasmarkt wurden beschritten 2-Vertragsmodell der Kooperationsvereinbarung (aktuell: KOV III) Vereinheitlichung der Geschäftsprozesse Lieferantenwechsel Gas Eineinhalb Jahre Gasbörse Grundmodell der Ausgleichsleistungs- und Bilanzierungsregeln im Gassektor Dennoch bestehen Markthemmnisse insbesondere im RE/AE-Markt Darstellung des Regel- und Ausgleichsenergiemarkt Gas Fokus des Vortrags auf der Beschaffungsseite

4 Regel- und Ausgleichsenergiemarktes Gas Konzeption des Grundmodells 4 Eckpfeiler des neuen Bilanzierungssystems Übergang zur Tagesbilanzierung Einführung eines stündlichen Strukturierungsbeitrages Schaffung eines Umlagesystems Grundsatz der Tagesbilanzierung Bilanzierungsperiode für sämtliche Mengen ist der Gastag Differenz der während der Bilanzierungsperiode ein- und ausgespeisten relevanten Gasmengen wird durch den Bilanzkreisnetzbetreiber (BKN) als Ausgleichsenergie abgerechnet Der BKN erhebt oder zahlt hierfür Ausgleichsenergieentgelte Stündliches Anreizsystem für systemrelevante Ein- und ausspeisepunkte Regel- und Ausgleichsenergieumlage zur Kostendeckung

5 Festlegung Ausgleichsleistungen Gas (GABi Gas) System der Tagesbilanzierung 5 Tagesbilanzierung: Ermittlung tägl. Differenzmengen Bezug am virtuellen Punkt (nominierte Menge) Ist-Entnahmen RLM-Kunden Ausgleichsenergie durch BKN prognostizierte Tagesmenge SLP-Kunden

6 Ausgleichs- und Bilanzierungsregeln (GABi Gas) Entgeltbildung für Ausgleichsenergie 6 Grundlegende Prinzipien der Preisbildung Tägliche Preisfeststellung anhand von Referenzpreisen an liquiden Gashandelsplätzen Title Transfer Facility (TTF), Niederlande Zeebrugge Hub, Belgien National Balancing Point (NBP), Großbritannien Virtueller Handelspunkt H-Gas, Marktgebiet NCG (vormals EGT/Bayernets) Zwei-Preis-System mit unterschiedlichen Preisen für positive (bei Unterspeisung des Bilanzkreises) und negative Ausgleichsenergie (bei Überspeisung des Bilanzkreises) Preisspreizung von 10% in jede Richtung, ausgehend vom zweithöchstbzw. zweitniedrigsten Preis, Keine Koppelung an die tatsächlichen Kosten des BKN für Regelenergie

7 Ausgleichs- und Bilanzierungsregeln (GABi Gas) Stündliches Anreizsystem 7 Grundsätzliche Funktionsweise des stündlichen Anreizsystems Ergänzung zur Tagesbilanzierung Stündliche Saldierung aller relevanten Mengen der physischen und virtuellen Ein- und Ausspeisepunkte in einem Bilanzkreis Für verbleibende Differenzen, sofern diese ein Toleranzband übersteigen, hat der BKV an den BKN einen Strukturierungsbeitrag in Höhe von 15% des mittleren Ausgleichsenergiepreises zu zahlen Ermittlung relevanter Stundenmengen und von Toleranzen unterscheidet sich nach Fallgruppe Fallgruppe 1: Ein- und Ausspeisepunkte mit besonderer Bedeutung für die Netzstabilität einschließlich Großverbraucher ohne Tagesband : Relevante Gasmenge ist die stündliche Differenz (+/- 2% bei Großverbrauchern) Fallgruppe 2: Großverbraucher mit Tagesband : Relevante Gasmenge für die stündliche Betrachtung ist 1/24 der Ist-Entnahmemenge am jeweiligen Gastag; BKV erhält in der stündlichen Betrachtung Toleranz in Höhe von 15% der auf diese Gruppe entfallenden Stundenmenge Fallgruppe 3: SLP-Entnahmestellen: Relevante Gasmenge für die stündliche Betrachtung ist 1/24 der allokierten Entnahmemenge; keine Toleranz

8 Ausgleichs- und Bilanzierungsregeln (GABi Gas) Regel- und Ausgleichsenergieumlage 8 BKN führt ein Umlagekonto für das Ausgleichsleistungssystem Buchung von Kosten und Erlösen für Regel- und Ausgleichsenergie Buchung von Strukturierungsbeiträgen Zur Deckung des zu erwartenden Fehlbetrages kann der BKN eine Regelund Ausgleichsenergieumlage erheben Entrichtung der Regel- und Ausgleichsenergieumlage durch BKN Mengenabhängig (EUR / MWh) Zugrundeliegende Mengen sind die auf den jeweiligen Bilanzkreis entfallenden gemessenen Ausspeisemengen der RLM-Kunden sowie die ausgerollten Profilmengen der SLP-Kunden RLM-Großverbraucher ohne Tagesband sind von der Umlage befreit

9 Beschaffung von Regelenergie Konzeption des Marktes 9 Definition Regelenergie Diejenige Energie, die aus dem Einsatz oder der Nutzung von Ausgleichsleistungen zum physikalischen Ausgleich eines Marktgebiets im laufendem Betrieb resultiert. Sie wird vom Netzbetreiber benötigt, um die Systemstabilität des Netzes gewährleisten zu können. Unterscheidung nach Herkunft Interne Regelenergie: Netzpuffer im Fernleitungs- und in den Verteilnetzen des eigenen Marktgebietes sowie der benachbarten Marktgebiete. Interne Regelenergie wird nicht vergütet. Externe Regelenergie: Bereitstellung kurzfristiger Flexibilitäten sowie Beschaffung und Veräußerung von Gasmengen durch Speichernutzer, Speicherbetreiber, abschaltbare Kunden und andere Transportkunden Beschaffung und Einsatz von externer Regelenergie Langfristige (teilweise inkl. Vorhaltung) und kurzfristige Ausschreibung positiver und negativer Regelenergieprodukte dezentraler Einsatz interner Regelenergie: Mengensteuerung des nachgelagerten Netzes zur Reduktion der Tagesspitze Abruf externer Regelenergie zentral durch den BKN (bei langfristiger Beschaffung auf Grundlage einer Merit-Order-Liste)

10 Vergleich verschiedener H-Gas Marktgebiete Ausgespeiste Jahresarbeit H-Gas ,0% 90,0% 80,0% 5 Absatz an andere Marktgebiete Absatz im eigenen Marktgebiet 70,0% Anzahl wesentlicher Importländer 60,0% 1 50,0% 40,0% 4 30,0% 20,0% ,0% 0,0% Net-Connect Germany WINGAS Transport H-Gas Norddeutschland Ontras Gaz de France GVS/ENI- Süddeutschland RWE

11 Beobachtung Unterschiedlich hoher Regelenergiebedarf in den Marktgebieten 11 20% 15% 10% Höhe des Regelenergiebedarfs 5% 0% -5% -10% -15% int. pos. RE (kwh) ext. pos. RE (kwh) int. neg. RE (kwh) ext. neg. RE (kwh) -20% Net Connect Germany Wingas Transport H-Gas Norddeutschland Ontras Hinweis: Markgebiet NCG: maximal gemessener täglicher Einsatz interner Regelenergie und maximal kontrahierte Vorhalte- Tagesleistung der externen Regelenergie ins Verhältnis gesetzt zur gesamten Ausspeisemenge (eigenes Marktgebiet + Transite) an einem typischen Wintertag (doppelte durchschnittliche Tagesmenge). Übrige Marktgebiete: Sowohl interne als auch externe Regelenergie beziehen sich auf maximal gemessene Tageswerte.

12 Eine mögliche Ursache Anteil der Transite an der gesamten Ausspeisemenge % 90% 80% Anteil der Ausspeisung in das eigene Marktgebiet an der gesamten Ausspeisemenge Regelenergiebedarf an der Gesamtausspeisung 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Net Connect Germany Wingas Transport H-Gas Norddeutschland Ontras Regelenergiebedarf an der Gesamtausspeisung: kumulierte positive und negative interne und externe Regelenergie ins Verhältnis gesetzt zur gesamten Ausspeisemenge (eigenes Marktgebiet + Transite) an einem typischen Wintertag (doppelte durchschnittliche Tagesmenge).

13 Beobachtungen Liquidität des Beschaffungsmarktes für Regelenergie 13 Vergleich der Liquidität des Beschaffungsmarktes für Regelenergie der vier größten H-Gas-Marktgebiete Net Connect Germany, Wingas Transport, H-Gas Norddeutschland und Ontras nur indirekt möglich Indizien für niedrige Liquidität Ausschreibung von Vorhalteleistung Langfristige Beschaffung Hohe Preisspreizung zwischen Regelenergie- und Spotmarktpreis

14 14 Beobachtungen Langfristige Beschaffung von Regelenergie bei NCG und GUD Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr GUD day ahead (EUR / MWh) NCG day ahead (EUR / MWh) NCG positive RE NCG negative RE GUD positive RE GUD negative RE

15 15 Beobachtungen Teilweise flexible Beschaffung von Regelenergie bei WIN und ONT Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr GUD day ahead (EUR / MWh) NCG day ahead (EUR / MWh) WIN positive RE WIN negative RE ONT positive RE ONT negative RE

16 Beobachtungen Preisspreizung für Regelenergie zum Referenzpreis Preisspreizung negative Regelenergie (EUR / MWh) Preisspreizung zum Referenzpreis* (EUR / MWh) Preisspreizung positive Regelenergie (EUR / MWh) -10 NCG Wingas Transport H-Gas Norddeutschland Ontras Hinweise: Referenzpreis für die Markgebiete NCG, Wingas Transport und Ontras: EEX-day-ahead NCG; Referenzpreis für H- Gas Norddeutschland: EEX-day ahead GUD. Berechnung der Preisspreizung für WIN, GUD, ONT als mengengewichtete Differenz zwischen dem jeweiligen Ein- bzw. Verkaufspreis für Regelenergie und dem Referenzpreis. NCG: Berechnung der ungewichteten absoluten Preisdifferenz.

17 Ergebnisse Märkte für Regelenergie sind unterschiedlich liquide 17 Geringe Liquidität des Beschaffungsmarktes für Regelenergie bei Net Connect Germany Langfristige Beschaffung von Regelenergie im zweistufigen Verfahren (Ausschreibung von Vorhalteleistung und langfristige Festsetzung des Arbeitspreises) Hohe Preisspreizung zwischen Regelenergie- und Spotmarktpreis Hohe Liquidität bei Ontras Keine Ausschreibung von Vorhalteleistung Teilweise flexible Beschaffung von Regelenergie Geringere Preisspreizung zwischen Regelenergie- und Spotmarktpreis

18 Erklärungsansatz Ausspeiseleistung von Speichern im Marktgebiet % Porenspeicher Kavernenspeicher 2000% 1500% 1000% 500% 0% Net Connect Germany Wingas Transport H-Gas Norddeutschland Ontras Hinweise: Dargestellt ist der Abdeckungsgrad des externen Regelenergiebedarfs durch die physische Ausspeiseleistung der an das jeweilige Marktgebiet angeschlossenen Kavernen- und Porenspeicher.

19 Zwischenfazit Regelenergiemärkte sind derzeit nicht kompetitiv 19 Interne Regelenergie (kostenlos) Netzpuffer BKN TK & Speicher externe Regelenergie (Markt) rund 90 % (z. B. bei NCG) Jetzige Regelung bewirkt Fehlsteuerung und führt langfristig zu einem Verzicht in der Bewirtschaftung und Rückbau des Netzpuffers Ggf. Beschaffung von teurerer externer Regelenergie rund 10 % (z. B. bei NCG) Geringe Liquidität einiger Regelenergiemärkte läßt sich durch mangelnde Speicheranbindung erklären Einschränkung des Wettbewerbs auf der Anbieterseite wird durch Zersplitterung von Marktgebieten verschärft Unklar ist, ob sich (auch durch Modifizierung der GABi) der Regelenergiebedarf in den einzelnen Marktegebieten reduzieren ließe (Verfahren & Annahmen zur Bedarfsfestsetzung sind derzeit nicht transparent und zwischen Netzbetreibern nicht abgestimmt)

20 Schlußfolgerung Regelenergiemärkte wettbewerblich ausgestalten 20 Anreize setzen zur Reduktion des Regelenergiebedarfs Überprüfung der Steuerungswirkung der GABi Gas Gleichbehandlung interner und externe Regelenergie Vergütung der Kosten des Netzpuffers durch den BKN Erhöhung der Bilanzkreiskosten, Verringerung der Netzentgelte Alternativ wäre eine explizite Berücksichtigung der Kosten der Netzpufferung in den Netzentgelten denkbar Mittelfristig Abschaffung der Aufteilung in externe und interne Regelenergie Vereinfachung des Beschaffungsprozesses Erhöhung des Wettbewerbdrucks auf die Anbieter von Regelenergie Erhöhung der Marktransparenz durch Standardisierung von Regelenergieprodukten Veröffentlichungen von Verfahren zur Bestimmung des internen und externen Regelenergiebedarfs Standardisierung der Regelenergieprodukte, der Fristen und Ausschreibungsbedingungen Errichtung einer gemeinsamen Ausschreibungsplattform

21 21 Herzlichen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Kontakt: Dr. Martin Bandulet E-Bridge Consulting GmbH Tel:

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