Der Regel- und Ausgleichsenergiemarkt im Netzzugangsmodell der deutschen Gaswirtschaft

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1 European Federation of Energy Traders Der Regel- und Ausgleichsenergiemarkt im Netzzugangsmodell der deutschen Gaswirtschaft Münster, den 5. November 2008 Dirk-Christof Stüdemann M.A. EnBW Trading GmbH Kernfolien von: Claus Fest RWE Supply & Trading GmbH 1

2 Entwicklung des Netzzugangsmodells Gas Grundmodell der BNetzA zum Regelund Ausgleichsenergiemarkt Eckpunkte- Papier BGW/VKU Erstunterzeichnung KoopV Entscheidung der BNetzA: Untersagung EBV Inkrafttreten KoopV II Abwicklung aller Gastransporte nach 2VV Anwendung der neuen Bilanzierungsregeln Festlegung zum Regel- und Ausgleichsenergiemarkt

3 Entwicklung des Gasnetzzugangsmodells Jan. 2006: Verständigung zwischen BGW/VKU und Bundesnetzagentur auf Eckpunkte und Zeitplan. 23. März 2006: Erster Entwurfs der Kooperationsvereinbarung an die Bundesnetzagentur. 1. Juni 2006: Veröffentlichung der überarbeiteten Kooperationsvereinbarung der Gasnetzbetreiber. 19. Juli 2006: Erstunterzeichnung der Kooperationsvereinbarung der Gasnetzbetreiber. 20. Juli 2006: Antrag von bne/nuon gegenüber der Bundesnetzagentur auf Untersagung der Einzelbuchungsvariante und der Marktgebietseinteilung der Kooperationsvereinbarung. 17. Nov. 2006: Entscheidung der Beschlusskammer 7 zur Untersagung der Einzelbuchung. 3

4 Entwicklung des Gasnetzzugangsmodells Februar 2007: Übersendung der BGW/VKU Eckpunkte zur Umsetzung des Zweivertragsmodells an die BNetzA 31. März 2007: Übersendung der überarbeiteten Kooperationsvereinbarung an die Bundesnetzagentur. 24. April 2007: Beschluss der Änderungsfassung der KoopV durch BGW, VKU und GEODE 1. Juni 2007: Inkrafttreten der Änderungsfassung der KoopV 1. Oktober 2007: Anwendung der neuen Regelungen/ Workshop der Bundesnetzagentur zur Neugestaltung des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes 7. Dezember 2007: BGW/VKU/GEODE Eckpunktepapier zur Neugestaltung des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes 4

5 Entwicklung des Gasnetzzugangsmodells Februar 2008: Einleitung eines Festlegungsverfahren zu Ausgleichsleistungen Gas durch die Bundesnetzagentur 19. März 2008: Überarbeitetes BGW/VKU/GEODE Eckpunktepapier zur Neugestaltung des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes Gas 20. März 2008: Grundmodell der Bundesnetzagentur der Ausgleichsleistungen und Bilanzierungsregeln im Gassektor (GABi Gas) 7. April 2008: Übersendung eines Standardangebots der Bilanzkreisnetzebetreiber zur Umsetzung des Grundmodells der Bundesnetzagentur. 28. Mai 2008: Festlegung der BNetzA zur Neugestaltung des Regel- und Ausgleichsenergiemarkt Gas 29. Juli 2008: Änderungsfassung der Kooperationsvereinbarung zur Umsetzung der Neuregelungen (KooV III) 1. Oktober 2008: Anwendung der neuen Regelungen 5

6 Ausgangslage vor dem Speicher Abrechnung Abrechnung Marktgebiet FNB= Ferngasnetzbetreiber RNB= Regionalgasnetzbetreiber övnb= örtlicher Verteilnetzbetreiber Ausspeisung Importpunkt/MüT FNB Regio Gate-Messung RNB City Gate-Messung övnb = rlm-kunde = SLP-Kunde Einspeisung Wettbewerbssituation: im Wesentlichen gab es nur einen Lieferant pro Gebiet (Netz) Lieferung und Gasflusssteuerung - Lieferung des Vorlieferanten erfolgte typischerweise am Importpunkt, am Regio- bzw. City-Gate und schließlich vom Retailer an den Endkunden (z. B. Stadtwerke) - Das bei der technischen Netzsteuerung integrierte netznahe Dispatching übernahm gleichzeitig Aufgaben des Netzbetreibers und Händlers. Abrechnung - Sondervertrags- und Industriekunden werden anhand monatlich vorliegender rlm (registrierte Lastgangmessung) abgerechnet. - Kleinst- und Haushaltskunden (Standardlastprofilkunden (SLP)) werden auf Jahreswerten rolliert abgerechnet - Die Abrechnung der Liefermengen von Vorlieferanten erfolgte monatlich auf Basis der Messung an den Kopplungspunkten (City-/Regio-Gate) Problem: historisch nicht alle Kopplungsprodukte zwischen Netzebenen waren/sind mit den erforderlichen Messeinrichtungen ausgestattet. 6

7 Situation seit dem (1/2) nominiert Ggf. Mini-MüT nominiert Ggf. Mini-MüT nominiert VP nominiert Ggf. OFC Marktgebiet FNB= Ferngasnetzbetreiber BKN= Bilanzkreisnetzbetreiber RNB= Regionalgasnetzbetreiber övnb= örtlicher Verteilnetzbetreiber Ausspeisung Importpunkt/MüT Nominiert/OFC Zugriff entfällt Allokation M+10 WT M+29 WT FNB (BKN) Allokation M+10 WT M+29 WT Zugriff entfällt RNB Allokation M+10 WT M+29 WT övnb BKV = rlm-kunde = SLP-Kunde Einspeisung Wettbewerbssituation: zukünftig sind mehrere Lieferanten pro Marktgebiet tätig. Lieferung/Gasflusssteuerung - Die Lieferung vom Großhändler an Retailer erfolgt am virtuellen Handelspunkt (nur noch ein Einspeise-/ Ausspeisevertrag im neuen Entry/Exit-Modell pro Marktgebiet erforderlich) - Retailer beliefert wie bisher den Endkunden (Ausspeisepunkt) Nominierungspflicht - Händler müssen alle Gasmengen im Marktgebiet, (z. B. an den Entry-Punkten, Speichern oder virtuellen Handelspunkten) stundenscharf gegenüber den Bilanzkreisnetzbetreibern nominieren - Hierzu ist eine tägliche Absatzprognose als Grundlage erforderlich - Netzbetreiber müssen Ausgleichsenergieprodukte einkaufen und nominieren, um ihre Netze zu steuern Bilanzkreismanagement - Im Prinzip müssen alle Händler pro Marktgebiet für ihr Gasportfolio einen Bilanzkreis oder Sub-Bilanzkonten beim TSO (BKN) einrichten und administrieren. - Alle stündlichen und/oder kumulierten Abweichungen zwischen den Ist-Mengen (Allokation) und nominierten Mengen werden durch den BKN stündlich und kumuliert erfasst und pönalisiert, sofern die eingeräumten Toleranzbänder ( Basisbilanzausgleich ) überschritten werden. 7

8 Situation seit dem (2/2) nominiert Ggf. Mini-MüT nominiert Ggf. Mini-MüT nominiert VP nominiert Ggf. OFC Marktgebiet Importpunkt/MüT Nominiert/OFC Zugriff entfällt Allokation M+10 WT M+29 WT FNB (BKN) Allokation M+10 WT M+29 WT Zugriff entfällt RNB Allokation M+10 WT M+29 WT övnb BKV Abrechnung - Messung an den Kopplungspunkten (Regio-/City Gate) entfällt als Grundlage für Abrechnung - die Abrechnung von Liefermengen zwischen Händlern am Übergabepunkt erfolgt in zwei Schritten: 1. monatliche Interimsabrechnung auf Basis von Nominierungen oder anderen Indikationen (z.b. Absatzprognose bei Sub-Bilanzkonten) 2. Endabrechnung auf Basis Messung/Angaben des BKN (endgültiger Bilanzkreisstatus) - Abrechnung von Bilanzkreisabweichungen erfolgt auf Basis des gelieferten endgültigen Bilanzkreisstatus: 1. vorläufiger Bilanzkreisstatus M+10 Werktage 2. endgültiger Bilanzkreisstatus M+29 Werktage - Abrechnungen von Endkunden erfolgt wie bisher FNB= Ferngasnetzbetreiber BKN= Bilanzkreisnetzbetreiber RNB= Regionalgasnetzbetreiber övnb= örtlicher Verteilnetzbetreiber Ausspeisung = rlm-kunde = SLP-Kunde Einspeisung 8

9 Bilanzkreisvertrag Gegenstand des Bilanzkreisvertrages ist die operative Abwicklung des Transportes und/oder die Übertragung von Gasmengen zwischen Bilanzkreisen sowie der Ausgleich und die Abrechnung von Differenzmengen im Rahmen des Bilanzkreises. Händler H BK EV FNB VP EP Jeder Transportkunde ist verpflichtet, für seine Ein- und Ausspeiseverträge mindestens einen Bilanzkreis zu bilden. Die Bilanzkreismitglieder benennen einen Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) gegenüber dem betreffenden Netzbetreiber. Der BKV ist für die vertragsgerechte Abwicklung des Bilanzkreises verantwortlich. Der BKV ist verpflichtet, den Bilanzkreis im Ausgleich zu halten. Messung RNB AV VNB AP Marktgebiet M NKP NKP 9

10 Bilanzkreise Allokation Die Allokation der eingespeisten Mengen erfolgt auf der Basis der nominierten Werte (allokiert wie nominiert). Die Allokation der ausgespeisten Mengen auf Basis von Messwerten an der Ausspeisestelle. Händler H BK Allokation der Nominierung FNB VP Allokation M + 1 ANB aggregiert Allokationswerte pro BK und meldet an BKN und ggf. vorgelagerte NB RLM = Messungen SLP = Allokationswerte BKN aggregiert pro Bilanzkreis rechnet Ausgleichsenergie mit BKV ab. Allokation des Messwertes Messung RNB VNB Allokation D + 1 (möglichst ab ) Kunde K Marktgebiet M 10

11 Abweichungen im Bilanzkreis Abweichungen innerhalb eines Bilanzkreises (Portfolios) entstehen immer dann, wenn die nominierten Gasmengen auf der Einspeiseseite (D-1) von den gemessenen Gasmengen auf der Ausspeiseseite (D+1) abweichen. Grundschema kw Nominierung D-1 Abweichung En Ex Δ5 Messwerte D+1 kw nicht planbare Lastschwankungen führen zu Abweichungen t BK t Absatzprognose D-1 11

12 Bilanzkreistypen Hauptbilanzkreis gekoppelte Bilanzkreise Sub-Bilanzkonto BKN Δ 1 Δ 2 VP Marktgebiet Marktgebiet Marktgebiet Δ 1+2 BKN VP Δ 1 BKN VP Δ 2 BKnt. 1 BK 1 BK 2 BK 1 UBK 1 BK 1 Generell gilt: Bilanzkreise werden nur noch beim marktgebietsaufspannenden Netzbetreiber administriert und sind direkt mit dem VP des Marktgebietes verbunden. 12

13 Abweichungen im Bilanzkreis (1/2) Beispiel: Jeder Bilanzkreis wird separat mit BKN abgerechnet, übergreifendes Optimierungspotential wird nicht ausgeschöpft 1 Ausspeisekapazität: kwh/h BBA (10%): 100 kwh Nominierung: 800 kwh Messwert: 950 kwh 2 3 Ausspeisekapazität: 500 kwh/h BBA (10%): 50 kwh Nominierung: 350 kwh Messwert: 450 kwh Ausspeisekapazität: kwh/h BBA (10%): 200 kwh Nominierung: kwh Messwert: kwh BK BK BK stündlich Verletzung Toleranzgrenze Pönale: 50 kwh kumuliert Saldo: -150 kwh stündlich Verletzung Toleranzgrenze Pönale: 50 kwh kumuliert Saldo: -100 kwh stündlich Einhaltung Toleranzgrenze Pönale: 0 kwh kumuliert Saldo: +100 kwh 13

14 Abweichungen im Bilanzkreis (2/2) Beispiel: BK 3 tritt als Abrechnungsbilanzkreis auf und übernimmt die Salden der BK 1 und BK 2. Durch den Portfolioeffekt können Pönalen vermieden werden. 3 BK BK Ausspeisekapazität:: kwh/h BBA (10%): Σ BK i = 350 kwh Nominierung: kwh Messwert: kwh Übernommen Δ-Mengen: 250 kwh Δ 1 Δ 2 BK stündlich Im Innenverhältnis der Händler können individuelle Regelungen zur Berücksichtigung der Differenzmengen vereinbart werden. Einhaltung Toleranzgrenze Pönale: 0 kwh kumuliert Saldo: -150 kwh 14

15 Ausgleich von Abweichungen im Bilanzkreis Begriffsabgrenzung: Strukturierung - Flexibilität Strukturierung ist die Disposition einzeln kontrahierter Mengen zu einer Nominierung (Fahrplan) für die Bedarfsmenge des Transportkunden. Flexibilität benötigt der Transportkunde, um Lastabweichungen darstellen zu können. Allokation Strukturierung durch Bänder Flexibilitätsbedarf Prognose Tagesband Die Optimierungsaufgabe des Lieferanten besteht in der Minimierung der Gesamtbezugskosten unter Berücksichtigungen der Beschaffungspreise Flexibilitätskosten Ausgeichsenergiekosten Abwicklungskosten 15

16 Bilanzausgleich Toleranzgrenzen Systematik bei den Bilanzkreisnetzbetreibern (BKN) vor dem Unentgeltlicher Basisbilanzausgleich Unentgeltlicher erhöhter Bilanzausgleich, durch Berücksichtigung von Netzpuffer im Bilanzkreis Entgeltpflichtiger erweiterter Bilanzausgleich je nach Angebot des BKN Pönalisierte Abrechnung der Überschreitungsmenge Für die Kalkulation der Ausgleichsenergiekosten werden hier ausschließlich die Grenzen des Basisbilanzausgleichs und die Pönalen des jeweiligen BKN berücksichtigt 16

17 Eckpunkte: Status Quo und Zielmodell in der Gaswirtschaft Modell bis Modell ab Stündliche Bilanzierung BBA und EBA Nominierungsersatzverfahren stündlicher Cash-out mit Toleranzen keine zeitnahe Datenbereitstellung durch Netzbetreiber Strukturierung durch Händler Kein vollständig transparenter Regelenergiemarkt Individuelle (überhöhte) Ausgleichsenergiepreise (2-Preis-Modell) Tagesbilanzierung mit stündlichem Anreizsystem Keine Toleranzen; kein ex-post balancing (ab ) täglicher Cash-out Nominierungsersatzverfahren zeitnahe tägliche Datenbereitstellung durch Netzbetreiber fraglich Zentrale Strukturierung durch BKN Regelenergieumlage Transparenter Regelenergiemarkt Einheitliche Ausgleichsenergiepreise (2- Preis-Modell) Einheitliche Strukturierungsgebühr 14 Marktgebiete Plan: 8 Marktgebiete 17

18 Differenzierung der relevanten Kundengruppen SLPsynthetisch 1 Prognose 2 Bilanzkreis 3 Profile Band Entry Exit Stündl. Anreizsystem Entry/Exit SLPanalytisch 48 Std. Zeitversatz Allokiert wie nominiert keine Abweichung da allokiert wie nominiert rlm- Standard Basis = Messwert 15% Toleranz rlm- Sonderkunden Σ Σ Differenzen* am Tagesende werden mit Ausgleichsenergie abgerechnet 2%-Toleranz zwischen Einspeisung und Ist-Wert Differenzen* in der Stunde werden mit Strukturierungsgebühr abgerechnet *Brennwertschwankungen sind nicht mehr relevant für Bilanzierung 18

19 Bilanzkreisabrechnung im Tagesregime Alle einzuspeisenden Mengen werden weiterhin stundenscharf pro Entrypunkt nominiert. Abrechnungsrelevant ist die gesamte Tagessumme Entry Σ 200 Beispiel Exit Σ SLP rlm Alle SLP-Mengen gelten als allokiert wie nominiert (Band) Für alle rlm-mengen gelten die gemessenen Werte (vorläufiger bzw. endgültiger Status) Abrechnungsrelevant ist die gesamte Tagessumme Basis Alle im Bilanzkreis verbleibenden Differenzmengen werden am Ende des Tages mit dem täglich zu ermittelnden Ausgleichsenergiepreisen abgerechnet. Bemessungsgrundlage für alle BKN sind die durch die BNetzA vorgegebenen Handelsmärkte und Preise Referenzmärkte Als liquide Handelsmärkte gelten derzeit: TTF, NBP, Zeebrugge, EGT VP Preisformel Preis für negative Ausgleichenergie = zweitgeringster Verkaufspreis * 0,9 Preis für positive Ausgleichsenergie = zweithöchster Kaufpreis * 1,1 19

20 Stündliches Anreizsystem (1/2) Zusätzlich zum bilanzkreisrelevanten Tagesregime werden alle physisch ein- und ausgespeisten Gasmengen (in Summe) stundenscharf nach unterschiedlichen Regeln betrachtet und bei positiven bzw. negativen Abweichungen mit einer Strukturierungsgebühr belegt Einspeiseseite Ausspeiseseite rlm Sonderkunden = gemessener Stundenwert Stündliche allokierte Einsspeisemenge rlm sonstige = 1/24 Ist-Entnahmemenge 1 h 1 h SLP - Band allokiert wie nominiert rlm Sonderkunden erhalten eine Toleranz von +/- 2%* Abweichungen werden pönalisiert rlm Standard erhalten +/- 15 % Toleranzband Abweichungen werden pönalisiert SLP erzeugen keine Abweichung Alle Abweichungen (+/-) werden mit 15% des Mittelwertes bzw. variablen Werten (5-25%) der beiden täglichen Ausgleichsenergiepreise abgerechnet (=Strukturierungsbeitrag) * Gilt nicht für Nominierungsersatzverfahren 20

21 Stündliches Anreizsystem (2/2) - Betrachtung rlm Standard Regelfall mit Re-Nominierung Einspeiseseite 2a 1 Ausspeiseseite 2b 1 2a 2b = D-1 -Nominierung auf Basis Prognose = D -Re-Nominierung auf Ist-Informationen = Ist-Wert im Bilanzkreis = +/- 15% Toleranzband = Lastgang (gemessen) Sonderfall Einspeiseseite 2a 1 Ausspeiseseite 2b 1 2a 2b = D-1 -Nominierung auf Basis Prognose = D -Re-Nominierung auf Ist-Informationen = Ist-Wert im Bilanzkreis = +/- 15% Toleranzband = pönalisierte Menge Re-Nominierung durch Produktionsstop = Lastgang (gemessen) 21

22 Pönalen im stündlichen Anreizsystem bei OFC-Kunden Gemäß Festlegung der BNetzA sind für Nominierungsersatzverfahren keine Toleranzen erlaubt. Durch die derzeit nicht gewährten Steuerungstoleranzen im stündlichen Anreizsystem können für OFC-abgesteuerte Kunden dauerhafte Pönalen anfallen kwh :00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 OFC-Wert (kwh) Messwert (kwh) 22

23 Regelenergie Im Modell wird zukünftig zwischen interner und externer Regelenergie unterschieden: Interne Regelenergie (im wesentlichen Netzpuffer) ist vorrangig durch die BKN einzusetzen. Hierbei soll wenn möglich marktgebietsübergreifend zwischen den Netzbetreibern kooperiert werden. Interne Regelenergie ist für Transportkunden kostenneutral. Externe Regelenergie wird nur dann durch die BKN beschafft, wenn die zur Netzsteuerung notwendige Regelenergie nicht hinreichend durch interne Regelenergie gedeckt werden kann. Die externe Regelenergie muss marktbasiert beschafft werden. Die anfallenden Kosten werden über die Regelenergieumlage auf die Bilanzkreise umgelegt. Anbieter für externe Regelenergie sind Transportkunden mit entsprechenden Flexibilität wie flexible Ein- und Ausspeisungen, Speicher oder abschaltbaren Kunden. 23

24 Externe Regelenergie (1/3) Externe Regelenergie (inklusive lokaler und regionaler Regelenergie) ist zukünftig durch die verantwortlichen BKN zentral pro Marktgebiet nach transparenten, nicht-diskriminierenden und marktorientierten Verfahren auszuschreiben. Externe Regelenergie ist nicht bilanzkreiswirksam. Die BNetzA differenziert in Ihrem Modell in a. Dienstleistungen zur untertäglichen Strukturierung d.h. Bereitstellung kurzfristiger Flexibilitäten b. Dauerhafte Beschaffung/Veräußerung von Gasmengen d.h. Bewirtschaftung planbarer Über-/Unterdeckung 24

25 Externe Regelenergie (2/3) Die Dienstleistungen zur untertäglichen Strukturierung ermöglichen dem BKN Gasmengen per Rückliefermodell (Leihmodell) entgegen zu nehmen/ zu übergeben und mengengleich (nicht Leistungsgleich!) zu einem anderen Zeitpunkt zurück zu geben/ zurück zu nehmen. der Bedarf ist in geeigneter Mindestgröße auszuschreiben. Die Ausschreibung kann von einem Tag bis zu max. einem Gaswirtschaftsjahr erfolgen. Der Bieter hat für jede Stunde seines Angebotes richtungsscharf einen Arbeitspreis anzugeben. Der Abruf erfolgt per Merit Order. Entgelte werden dem Bieter nur bei Abruf bezahlt. Leistungspreise sollen nur im Ausnahmenfall wenn kein Angebot zustande kommt gewährt werden. Dies ist gegenüber der BNetzA anzuzeigen und zu begründen. Market-Maker-Modell (öffentliche Ausschreibung) als Interimslösung möglich. Das Produkt steht in direkter Konkurrenz zum rest-of-the-day - Markt der Händler, bzw. Strukturierungsleistung für Sonderkunden > 300 MW. 25

26 Externe Regelenergie (3/3) Die dauerhafte Beschaffung/ Veräußerung von Gasmengen wird durch den BKN in eigenen oder angrenzenden Marktgebiet über der jeweiligen Gashandelsmarkt durchgeführt. Der Bedarf ist im Regelfall über Tagesbänder zu kontrahieren (keine Rücklieferung). Produktdimensionierung muss angemessen sein. Der Abruf erfolgt per Merit Order. Entgelte werden dem Bieter nur bei Abruf bezahlt. Market-Maker-Modell (öffentliche Ausschreibung) als Interimslösung möglich. Produkt steht in direkter Konkurrenz zum Handelsmarkt. 26

27 Regelenergieumlage Um die durch die Tagesbilanzierung entstanden (Mehr-) Kosten an Regelenergie zu decken, sind die BKN berechtigt von den BKV eine Regelenergieumlage zu erheben. Hierfür wird pro Marktgebiet ein Umlagekonto für Kosten und Erlöse aus Regelund Ausgleichsenergie eingerichtet: Kosten für Regelenergie + Erlöse aus positiver Ausgleichsenergie + Erlöse aus Strukturierungsbeiträgen - Kosten für negative Ausgleichsenergie - Kosten für Leistungsvorhaltung und externe Regelenergie Kontostand als Basis für die Umlage Der ermittelte Betrag wird auf alle SLP- und rlm-standard-kunden (pro kwh) umgelegt und im Voraus für zunächst ½ Jahr zu ermitteln. Ab kann der Betrachtungszeitraum auf 1 Jahr ausgedehnt werden (analog EEG-Faktor). Fehlbeträge/Überschüsse werden in der nächsten Prognose berücksichtigt. 27

28 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit European Federation of Energy Traders 28

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