Bilanzkreismanagement Gas für Bilanzkreisverantwortliche. EW Medien - Seminar Bilanzkreismanagement Gas 22. April 2015, Düsseldorf

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1 Bilanzkreismanagement Gas für Bilanzkreisverantwortliche EW Medien - Seminar Bilanzkreismanagement Gas 22. April 2015, Düsseldorf

2 E-Bridge Consulting E-Bridge Consulting ist eine auf die Energieversorgung spezialisierte internationale Unternehmensberatung Philosophie Das Unternehmen: Gegründet 2004 und seitdem selektives Wachstum Mehr als 20 Mitarbeiter; Berater mit in der Regel mehr als 10 Jahren Erfahrung Etwa 50% des Umsatzes in internationalen Projekten Berater: akademisch erstklassig ausgebildet, praxiserfahren, umsetzungsorientiert Daten: Umfangreiche Datenbasis der europäischen Energieversorgung Know-How: Unmittelbare Mitarbeit an innovativen Markt- und Geschäftsentwicklungen Kundenspektrum Rund 20 europäische Betreiber von Transportnetzen (Strom und Gas) Große Verteilnetzbetreiber, wie RNG, NRM, SWM Infrastruktur, N-ERGIE Netz, NBB, VE Distribution, E.ON Netz, Westnetz KMU: mehr als 150 deutsche Verteilnetzbetreiber Erzeuger und Energiehändler - E.ON Kraftwerke, GSED, EnBW, APT, MVV Ministerien und Behörden, wie ACER, BNetzA, NMa, CREG, Wirtschaftsministerien in den Niederlanden und Österreich Finanzinvestoren und Fonds, wie z.b. Deutsche Bank, Global Infrastructure Singapore, AXA Eines der führenden spezialisierten Fach- und Strategieberatungsunternehmen durch Kombination aus energiewirtschaftlichem Know-How und praxisorientierter Umsetzungsberatung 2

3 E-Bridge Consulting Kern unserer Beratung ist die Lösung konzeptionell-strategischer und technisch-betrieblicher Fragestellungen E-Bridge Kompetenzfelder Projekterfolg durch Fachwissen in Regulierung, Handel und Netzführung und -betrieb Markt und Regulierung Strategie- und Managementstudien Fachkonzepte und Prozesse IT Management Design von Stromund Gasmärkten Systembetrieb- und Regelenergiemärkte Gewährleistung der Systemsicherheit Erlös- und Qualitätsregulierung Netztarifstrukturen Bewertungen von Netz-übernahmen, - und Beteiligungen Strategische Ausrichtung von Netzgesellschaften Risikobasierte Asset Management Strategien Kooperationsstudien Benchmarking- Studien Regulierungsmanagement Aufbau- und Ablauforganisation Geschäftsprozess- Analysen und -optimierung Zertifizierung Ausbau- und Erneuerungsplanung Umsetzung GPKE, GeLi und GABi Gas, KARLA, WiM EDM und Abrechnung Anlagenregister und Kostenprognosen Entstörungsmanagement Mandantentrennung Personaleinsatzplanung Pflichtenheftentwickl ung Ausschreibung 3

4 Glossar Begriffsbestimmungen Abkürzung Bedeutung Abkürzung Bedeutung Abkürzung Bedeutung ANB Ausspeisenetzbetreiber GasNZV Gasnetzzugangsverordnung NEV Nominierungsersatzverfahren BDEW Bundesverband der deutschen Energie- und GEODE Europäischer Verband der unabhängigen NB Netzbetreiber Wasserwirtschaft Strom- und Gasverteilerunternehmen NKP Netzkoppelpunkt BNetzA Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, GeLi Gas Festlegung der BNetzA vom : OTC Over the Counter Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Geschäftsprozesse Lieferantenwechsel Gas PKP Primärkapazitätsplattform BP Biogas-Bilanzierungsperiode EDM Energiedatenmanagement RBK Rechnungsbilanzkreis BK Bilanzkreis ENB Einspeisenetzbetreiber RLM Registrierte Leistungsmessung BKV Bilanzkreisverantwortlicher LV Letztverbraucher RLMmT Zeitreihentyp RLM mit Tagesband BW Brennwert KoV Vereinbarung über die Kooperation gemäß 20 RLMNEV Zeitreihentyp RLM mit D Tag/Betrachtungstag (= Liefertag) im Format Gastag Abs. 1 b) EnWG zwischen den Betreibern von in Nominierungsersatzverfahren D+1 Folgetag auf den Liefertag Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen RLMoT Zeitreihentyp RLM mit Tagesband D+2 Folge-Folgetag auf den Liefertag kwh/d Kilowattstunden pro Tag SLP Standardlastprofile DVGW Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches KT Kalendertag SLPsyn Synthetisches Standardlastprofil e.v. M Liefermonat vom 1. Tag 06:00 Uhr bis zum 1. SLPana Analytisches Standardlastprofil EDM Energiedatenmanagement Tag des Folgemonats 06:00 Uhr SBK Sub-Bilanzkonto ENB Einspeisenetzbetreiber M+2M 2 Kalendermonate nach Ende des Liefermonats SSO Speicherbetreiber FNB Fernleitungsnetzbetreiber M+2M-XWT x-ter Werktag vor Ende des 2. Kalendermonats TK Transportkunde GABi Gas 1 Festlegung der BNetzA vom : nach Ende des TUM Technische Universität München Grundmodell der Ausgleichsleistungen und Liefermonats UBK Unterbilanzkreis Bilanzierungsregeln im deutschen Gasmarkt MDL Messdienstleister VHP/VP Virtueller Handelspunkt GaBi Gas Beschluss der Bundesnetzagentur vom 19. MMMA Mehr-/Mindermengenabrechnung VKU Verband kommunaler Unternehmen 2.0 Dezember 2014 (Az. BK ), Festlegung in MGV Marktgebietsverantwortlicher WT Werktag Sachen Bilanzierung Gas (Umsetzung des Netzkode- MÜP Marktgebietsübergangspunkt ZRT Zeitreihentyp xes Gasbilanzierung), GaBi Gas 2.0. NCG NetConnect Germany GmbH & Co KG ZR Zeitreihen 4

5 Agenda Regulatorischer Überblick Bilanskreismanagement warum? Aufgaben des Bilanzkreismanagements Aufgaben des Bilanzkreismanagements Erweiterung Kapazitätsmanagement Bilanzkreismanagement im Unternehmen 09:30 10:00 10:00 10:30 10:30 13:00 13:00 15:00 15:00 15:30 15:30 16:00 5

6 Agenda Regulatorischer Überblick Bilanskreismanagement warum? Aufgaben des Bilanzkreismanagements Aufgaben des Bilanzkreismanagements Erweiterung Kapazitätsmanagement Bilanzkreismanagement im Unternehmen 09:30 10:00 10:00 10:30 10:30 13:00 13:00 15:00 15:00 15:30 15:30 16:00 6

7 Die wichtigsten Schritte in der europäischen und deutschen Marktliberalisierung Gas GABi Gas 2008 EnWG EU Strategic Energy Review Entwurf Neue 3. EU Binnenmarkt Richtlinie Kooperationsvereinbarung II (G) 2007 Kooperationsvereinbarung (G) 2006 EnWG EU-Binnenmarkt Richtlinie EnWG Verbändeeinbarung II (E) Anpassung der Verbändevereinbarung I (E) Verbändevereinbarung I (E) Neues EnWG EU-Richtlinie - Gas 1998 EU-Richtlinie- Strom 1996 KoV VII (G) 2014 KoV VI (G) 2013 EnWG KoV V (G) 2012 Kooperationsvereinbarung IV (G) 2011 EnWG Neue NetzzugangsVO Gas und Strom 2010 EU-Richtlinie Security of Supply EU Binnenmarktpaket 2009 Kooperationsvereinbarung III (G) 2008 NC Int (G) 2015 KoV VIII (G) 2015 NC Bal (G) 2014 Time 7

8 Regulatorischer Überblick Rechtliche Einordnung EU-Richtlinie 3. Energiebinnenmarktpaket Deutsche Gesetzgebung Energiewirtschaftsgesetz Deutsche Verordnungen GasNZV StromNZV GasNEV StromNEV MessZV GasGVV. Festlegungen der BNetzA GPKE GeLi KARLA WIM MaBiS GaBi KOLA Vereinbarung zwischen den Gasnetzbetreibern KoV 8

9 Regulatorischer Überblick Kernpunkte der GABI Gas 1.0 Anpassung des Bilanzierungsmodells auf das Zweivertragsmodell (Entry/Exit-Modell) Standardisierung der Datenformate, Prozesse und Fristen Der Netzbetreiber wurde als zentrale Datendrehscheibe definiert. Umstellung auf die Tagesbilanzierung tägliche Allokation (Bilanzierung) GABi Gas Tagesbilanzierung Stündliches Anreizsystem Ausgleichsenergie Informations- und Datenübertragungspflichten Regelenergie ANB muss RLM- und SLP-Allokation bis 12 Uhr übermitteln. Kurzfristprognose (SLP) liegt in der Verantwortung des Netzbetreibers, nicht in der des Lieferanten oder Händlers (BKV)!!!!! Der Netzbetreiber allokiert die SLP-Mengen heute für morgen. Einführung von Strukturierungsbeitrag und Regelenergieumlage Mehr-/ Mindermengenabrechnung (SLP und RLM) Überwachung der Datenqualität (Schwarze Liste, Transparenzliste) 9

10 Regulatorischer Überblick Grundsätze GABi Gas 2.0 Neu Umsetzung Network Code Gas Balancing (NC GB) Grundlage» Verabschiedung durch EU Kommission am =>Erstmals verbindliche Detail Vorgaben aus Europa Detailregelungen der einzelnen Mitgliedsstaaten dürfen bestehen bleiben bzw. erlassen werden, soweit sie nicht gegen Vorgaben des NC verstoßen. Die Rolle der BNetzA ist somit auf die Umsetzung bzw. Detailfestlegungen beschränkt. GABi Gas 2.0 Eckpunktepapier mit konkreten Bestandteilen für eine Entscheidung in der KOV Umsetzung in Standardverträge über Neufassung der Kooperationsvereinbarung und der Anlagen Bilanzkreisvertrag Leitfaden Bilanzkreismanagement. keine Festlegung von formulierten AGB im Rahmen eines Standardangebotsverfahren. Tagesbilanzierung GABi Gas stündliches Anreizsystem Ausgleichsenergie Informations- und Datenübertragungspflichten Regelenergie 10

11 Regulatorischer Überblick Saldierung in Bilanzkreisen Bilanzkreis Bilanzkreis Einspeisungen Einspeisungen Allokiert wie nominiert Nominierungen Einspeisungen aus anderen Bilanzkreisen (BK) Einspeisungen aus anderen Einspeisungen Bilanzkreisen (BK) aus anderen Marktgebieten Einspeisungen aus andere Marktgebiete Einspeisungen (BK) aus Speichern Einspeisungen aus Nominierungsersatz- Messwerte verfahren Grenzkopplungspunkte Inselnetze* Einspeisepunkte Produktion** Ausspeisungen Ausspeisungen Nominierungen Nominierungen Ausspeisungen andere BK Ausspeisungen in andere BK MG Ausspeisungen in zu andere Speichern MG Ausspeisungen zu Speichern Ausspeisungen aus Nominier- RLM Kunden (gemessen) ungsersatzverfahren RLM Ausspeisepunkte (mt) RLM Ausspeisepunkte Kunden (ot) RLM Ausspeisepunkte Lastprofile SLP Ausspeisepunkte Saldo Ausgleichsenergie * Mit Genehmigung der BNetzA Saldo Flexibilitätskostenbeitrag Neu Ein- bzw. Ausspeisungen werden entweder als Nominierungen oder Messwerte und Lastprofile erfasst. Alle Ein- und Ausspeisungen innerhalb eines Bilanzkreises werden stündlich saldiert. Bilanzkreisverantwortlicher ist gegenüber dem jeweiligen Marktgebietsverantwortlichen für ausgeglichenen Saldo verantwortlich. Bilanzierungszeitraum ist der Tag. Abrechnung Flexibilitätskostenbeitrag nur bei Verursachung von richtungsentgegengesetzter Regelenergie. 11

12 Basis Referenzmärkte Preisformel Regulatorischer Überblick Bilanzkreisabrechnung im Tagesregime Neu Alle einzuspeisenden Mengen werden 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 Alle im Bilanzkreis verbleibenden Differenzmengen werden am Ende des Tages mit dem täglich zu ermittelnden Ausgleichsenergiepreise abgerechnet. Bemessungsgrundlage für alle MGV sind die durch die BNetzA vorgegebenen Handelsmärkte und Preise. Als zugelassene Handelsplattform gelten derzeit: Gaspool VP (PEGAS) ; NCH VP (PEGAS). ICE Endex (TTF)** Preis für positive Ausgleichsenergie = (Maximum täglicher Regelenergie-EK / mengengewichteter Durchschnittspreis* + 2 %) Preis für negative Ausgleichsenergie = (Minimum täglicher Regelenergie-VK / mengengewichteter Durchschnittspreis* - 2 %) * Auf der relevanten Handelsplattform nach Art. 22 Ziff 3 NC Bilanzierung der Produkte Day Ahead und Within Day. ** Zulassung beantragt für Regelenergiebeschaffung am TTF / nicht Ausgleichsenergierelevant 12

13 Regulatorischer Überblick Ermittlung Ausgleichsenergiepreis Der Ausgleichsenergiepreis wird zukünftig marktgebietsspezifisch gebildet: Positiver Ausgleichsenergiepreis = Max (Höchster Preis EK Regelenergie, Gasdurchschnittspreis +2%) Negative Ausgleichsenergiepreis = Min (Höchster Preis VK Regelenergie, Gasdurchschnittspreis 2%) * der Produkte nach MOL Rang 1 und MOL Rang 2. * * jeweils mengengewichteter Gasdurchschnittspreis der relevanten Handelsplattform nach Art. 22 Ziff 3 des NC Balancing. Sofern der tägliche Ausgleichsenergiepreis nicht ermittelt werden kann, wird als Ersatzwert der Vortageswert herangezogen. 13

14 Regulatorischer Überblick RLM Mehr- / Mindermengen Der MGV verrechnet zukünftig an den BKV die Mengen aus Brennwertdifferenzen (und fehlenden bzw. fehlerhaften Messwerten) zwischen vorläufigen und endgültigen Mengenzuordnungen eines Bilanzkreises. Für die Meldung der Brennwertdifferenzen wird voraussichtlich eine erweiterte RLM- Zeitreihe erforderlich (ggf. neuer Status). Mehr-/ Mindermengenpreis RLM: Täglicher von der PEGAS gebildeter mengengewichteter Gasdurchschnittspreis am Lieferort VHP des Marktgebietes (der Produkte Day Ahead und Within Day) Dieser wird sowohl für die Mehr- als auch für die Mindermengen angewendet. 14

15 Stündliches Anreizsystem Fallgruppen nach GABi Gas 1.0 Regulatorischer Überblick Bis Kundengruppe Ausgleichsenergie Strukturierungsbeitrag (Toleranz %) Regelenergieumlage Großverbraucher >300 MW stündl. Allokation Ja Ja (+/-2%) Nein RLM Kunden mit Wahlrecht stündl. Allokation Ja Ja (+/-2%) Nein RLM Kunden ohne Wahlrecht Bandeinspeisung Ja Ja (+/-15 %) Ja SLP Kunden Bandeinspeisung - (Ja) 0% Ja Der Strukturierungsbeitrag wird in Rechnung gestellt für Stundenmengen, die außerhalb des fallgruppenspezifischen Toleranzbandes liegen. Für RLM-Verbraucher mit Nominierungsersatzverfahren entfällt die Toleranz zur Ermittlung des Strukturierungsbeitrages. 15

16 Untertägiges Anreizsystem Fallgruppen nach GABi Gas 2.0 Regulatorischer Überblick Ab Fallgruppe Ausgleichsenergie Flexibilitätsbeitrag (stündliche Toleranz % der Tagesmenge) Regelenergieumlage Alle Punkte allokiert wie nominiert Ja Ja 0% Nein RLM Kunden mit stündlicher Allokation Ja Ja (+/-7,5%) Ja RLM Kunden mit Tagesband Bandeinspeisung Ja Ja (+/-7,5 %) Ja SLP Kunden Bandeinspeisung Nein Ja 0% Ja Der Flexibilitätskostenbeitrag wird für kumulierte Überschreitung der Stundenabweichungen unter Berücksichtigung der zu gewährenden Tagestoleranz in Rechnung gestellt. 16

17 Regulatorischer Überblick Untertägige Verpflichtungen - Flexibilitätskostenbeitrag Ab Flexibilitätskostenbeitrag: Wird an Tagen erhoben werden, wenn ein gegenläufiger Regelenergieeinsatz über MOL Rang 1 entstanden ist und dem MGV hierdurch Kosten für die Beschaffung entstanden sind. Gegenläufige Regelenergie aus der bilanziellen Konvertierung wird dabei nicht berücksichtigt. Der Flexibilitätskostenbeitrag wird auf Basis der dem MGV entstandenen Kosten berechnet MW Mengengewichtete Kosten Flexkostenbeitrag = Menge Regelenergie *jeweils bezogen auf den von dem Flexibilitätsbedarf verursachten Kosten und Mengen. Verursachungsgerecht gemäß NC Balancing. 17

18 Regulatorischer Überblick Untertägige Verpflichtungen - Flexibilitätskostenbeitrag Ab

19 Regulatorischer Überblick Getrennte Bilanzierungsumlage(n) für SLP und RLM Ab Umlage nur für SLP- und RLM-Ausspeisungen, die SLP-Entnahmestellen, RLM- Entnahmestellen oder RLM-Entnahmestellen mit Nominierungsersatzverfahren (RLMNEV) beliefern Grundlage: Bilanzrelevante Ausspeisemenge der Entnahmestelle. Kosten und Erlöse aus Regel- und Ausgleichsenergiesystemen Umlagekonto SLP Kosten und Erlöse aus SLP MMMA Kosten und Erlöse aus der Regelenergiebeschaffung, sofern nicht RLM zuzuordnen Sonstige Kosten zur Bilanzkreisführung SLP Erlöse aus SLP Bilanzkreisumlage Schlüsselung Umlagekonto RLM Kosten und Erlöse neg. und pos. Ausgleichsenergie Erlöse aus Strukturierungsbeitrag Kosten und Erlöse aus der Regelenergiebeschaffung, sofern nicht SLP zuzuordnen Sonstige Kosten zur Bilanzkreisführung RLM Erlöse aus RLM Bilanzkreisumlage Änderung der Umlageperiode auf grundsätzlich 12 Monate und Beginn am eines Kalenderjahres. Für das GWJ 2015 können noch zwei Perioden veröffentlicht werden. Bilanzierungsumlagen sind vier Wochen vor der Erhebung durch den MGV zu veröffentlichen. 19

20 Regulatorischer Überblick Untertägige Verpflichtungen - Informationsbereitstellung Bereitstellung einer zweiten Aktualisierung für RLM-Ausspeisungen für gemessene Ausspeisungen der RLM-Entnahmestellen in dem Zeitraum von 12:00 Uhr bis 15:00. Zweite Datenmeldung beinhaltet auch die Daten aus der ersten Meldung. Untertägige Informationsbereitstellung Ist: KOV VI Soll: GABi Gas Zeitfenster 06:00-12:00 06:00-12:00 Meldung ANB an MGV bis 18:00 bis 15:00 Meldung MGV an BKV bis 19:00 bis 16:00 2. Zeitfenster 12:00-15:00 Meldung ANB an MGV bis 18:00 Meldung MGV an BKV bis 19:00 Verkürzung des Übermittlungszeitraums am Tag D+1 (Bisher: bis 13:00 Uhr: wird in der finalen Festlegung definiert). Verweis auf die Verpflichtung zur Übermittelung stündlicher RLM-Messwerte nach GeLi Gas zwischen VNB und TK. 20

21 Regulatorischer Überblick Umsetzungsvorschriften MGV, FNB, VNB Umzusetzende Regelungen Anpassung Bilanzkreisvertrag und KOV mit Ausnahme der untertägigen Verpflichtungen und der Informationsbereitstellung Umsetzungsverantwortliche Umsetzungstermin MGV Untertägige Verpflichtungen MGV, FNB, VNB Informationsbereitstellung BNetzA Aufhebung der GABi Gas vom mit Ausnahme 10 Ziff. 1 Informationspflichten und 13 Stündliches Anreizsystem BNetzA Aufhebung GABi Gas 10 und BNetzA Aufhebung der vorläufigen Entscheidung vom (Ziff 2-5) (Ziff 1) 21

22 Die Netzbetreiber müssen kooperieren => Kooperationsvereinbarung Regulatorischer Überblick Rechtliche Grundlage in GasNZV Des Weiteren verpflichtet 8 Abs. 6 der Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (GasNZV) die Netzbetreiber zur Abwicklung netzübergreifender Transporte und zum Abschluss einer Kooperationsvereinbarung, in der sie alle Einzelheiten ihrer Zusammenarbeit regeln, die notwendig sind, um einen transparenten, diskriminierungsfreien, effizienten und massengeschäftstauglichen Netzzugang zu angemessenen Bedingungen zu gewähren. 22

23 Verträge HT Die Kooperationsvereinbarung Gas Aufbau seit KoV IV Die Verträge Vertrag zwischen den Netzbetreibern und Marktgebietsverantwortlichen Anlage 1: Ein/Ausspeisevertrag für FNB (2015) Anlage 2: Ein/Ausspeisevertrag für VNB mit entry/exit System (2015) Anlage 3: Lieferantenrahmenvertrag für VNB (2015) Anlage 4: Bilanzkreisvertrag Erdgas incl. Regelung zur Bilanzierung Biogas (2015) Anlage 5: Vereinbarung über die Verbindung von Bilanzkreisen (2015) Anlage 6: Netzanschluss- und Anschlussnutzungsvertrag Biogas (2013) Anlage 7: Einspeisevertrag Biogas für VNB im NPM (2013) 23

24 Leitfäden Die Kooperationsvereinbarung Gas Aufbau seit KoV IV Die Leitfäden LF Marktprozesse Bilanzkreismanagement Gas Teil I und II (2015) LF Sicherheitsleistung und Vorauszahlung im deutschen Gasmarkt (2012) LF Abwicklung von Standardlastprofilen (2015) LF Bilanzierung Biogas (2015) LF Kostenwälzung Biogas (2012) LF Marktraumumstellung (2015) LF Krisenvorsorge Gas (2015) LF Prozessbeschreibung Netzbetreiberwechsel (2014) Die Einhaltung der KoV wird vermutet, wenn die Leitfäden angewendet und eingehalten worden sind. 24

25 Die Kooperationsvereinbarung Gas Kooperationsvereinbarung VIII Wesentliche Änderungen 2015 Teil Änderungsbedarf Regelungen Hauptteil Marktgebietsüberlappung Einführung Begriffsbestimmung "Marktgebietsüberlappung" ( 4) Konkretisierung der Regelungen für die Zuordnung von Ein- und Ausspeisepunkten zu den Marktgebieten ( 5) Konkretisierung der Regelungen zu Datenaustausch und Mengenanmeldung ( 28) Konkretisierung der Regelungen zur Aufteilung der Mengen von Netzkopplungspunkte in der Marktgebietsüberlappung auf die Marktgebiete ( 46) Konkretisierung der Regelungen zu Abweichungen der Netzkonten ( 50) Bilanzierungskonten Einführung Regelung zu getrennten Bilanzierungsumlagekonten für SLP- und RLM- Ausspeisepunkten der Marktgebietsverantwortlichen ( 42) Interne Bestellung Langfristprognose: Konkretisierung der bei der Angabe von Trends der Verbrauchsund Leistungsentwicklung durch nachgelagerte Netzbetreiber zu beachtenden Faktoren ( 16) Marktraumumstellung Konkretisierung der in den Umstellungsfahrplänen zwischen den Vertragsparteien zu vereinbarenden Regelungen ( 8) Einführung Unterscheidung zwischen technischem und bilanziellem Umstellungstermin im Rahmen der Marktraumumstellung ( 22) Einführung Regelung zur Ermittlung, Bewertung und Berücksichtigung der Kosten, die aufgrund der zeitlichen Unterschiede zwischen technischer und bilanzieller Umstellung entstehen ( 9) Anpassung GaBi Gas 2.0 Anpassung der Regelungen zu Beschaffung/Einsatz von Regelenergie (Merit-Order- Liste) ( 40) Konkretisierung der Regelungen zum Fallgruppenwechsel ( 44) Anpassung der Regelungen zu Deklarationsclearing ( 45), Versand von Allokationsdaten ( 46), Allokationsclearing ( 47) 25

26 Die Kooperationsvereinbarung Gas Kooperationsvereinbarung VIII Wesentliche Änderungen 2015 Teil Änderungsbedarf Regelungen Hauptteil Mehr- /Mindermengenabrechnung Anpassung der Regelungen zur Mehr-/Mindermengenabrechnung SLP (MMMA) an die mit der BNetzA abgestimmten Prämissen und Prozesse (Zählpunktscharfe MMMA ab 1. April 2016) ( 49) Transportunterbrechungen Einführung einer Definition von Transportunterbrechung und Regelungen zur Veröffentlichung dieser durch die Fernleitungsnetzbetreiber ( 53) Anlage 1: Entry-Exit Vertrag FNBs Ergänzende Geschäftsbedingungen Vereinheitlichung der ergänzenden Geschäftsbedingungen der FNB ( 1, 2, 12, 13, 19, 26) Kapazitätsvergabe Einführung neuer Regelungen zur untertägigen Vergabe/Verauktionierung fester/unterbrechbarer Kapazitäten gemäß NC CAM ( 1, 5, 6) Zulassung Primärkapazitätsplattform Einbringung von Kapazitätsprodukten Buchung von untertägigen Kapazitätsprodukten Neue Regelungen zur Zulassung zur Primärkapazitätsplattform und zu den Systemen des Fernleitungsnetzbetreibers zur Abwicklung des Netzzugangs ( 2a) sowie zur Verfügbarkeit dieser Systeme ( 2b) Neue Regelungen zur Einbringung von Kapazitätsprodukten im Rahmen der Buchung über die Primärkapazitätsplattform oder über das entsprechende System des Fernleitungsnetzbetreibers ( 7) Neue Regelungen zur Buchung von untertägigen Kapazitätsprodukten ( 8), Bündelung von Kapazitäten ( 9) sowie Nominierung/Re-Nominierung an Grenz- und Marktgebiets-übergangspunkten ( 12) Nominierung Neue Regelung zu Datenformaten zur operativen Abwicklung von Nominierungen ( 13a) Übernominierung Neue Regelungen zur Übernominierung unterbrechbarer/untertägiger Kapazität gemäß NC CAM ( 13d) 26

27 Die Kooperationsvereinbarung Gas Kooperationsvereinbarung VIII Wesentliche Änderungen 2015 Teil Änderungsbedarf Regelungen Anlage 1: Entry-Exit Vertrag FNBs Sekundärhandel Anpassung der Anforderungen für Sekundärhandel/Übertragung von Ein- und Ausspeiseverträge auf Dritte ( 19) Marktraumumstellung Konkretisierungen zu Veröffentlichung und Änderung der technischen Anforderungen und Ankündigungsfristen zur Marktraumumstellung der FNB im Hinblick auf Änderungen der Gasbeschaffenheit ( 20) Entgeltverrechnung bei Instandhaltung Anpassung zur Entgeltberechnung der FNB gegenüber des Transportkunden bei Instandhaltungsmaßnahmen ( 28) Anlage 2: Entry-Exit Vertrags VNB Wie Anlage 1 Die Änderungen der Anlage 1 wurden, soweit sie nicht ausschließlich die Fernleitungsnetzbetreiber betreffen, analog in die Anlage 2 für Verteilernetzbetreiber mit entry-exit-system übernommen. Anlage 3: Lieferanten Rahmenvertrag Mehr- Mindermengenabrechnung Anpassung an neue Regelungen zur Mehr-/Mindermengenabrechnung (s.o.) ( 8, Anlage 4 zu Anlage 3) Marktraumumstellung Anpassungen an neue Regelungen zur Marktraumumstellung ( 3) Fallgruppenwechsel Anpassungen der Regelungen zum Fallgruppenwechsel ( 5) Konkretisierung der Regelungen zum Anspruch des Transportkunden auf Unterbrechung der Netz-/Anschlussnutzung eines von ihm belieferten Letztverbrauchers durch den Netzbetreiber ( 7) 27

28 Die Kooperationsvereinbarung Gas Kooperationsvereinbarung VIII Wesentliche Änderungen 2015 Teil Änderungsbedarf Regelungen Anlage 4: Bilanzkreisvertrag Anpassungen an GaBi Gas 2.0 Anpassung der Regelungen zu Deklarationsmitteilung, Clearing und Allokationsclearing gemäß GaBi Gas 2.0 ( 15, 16) Konkretisierung der Regelungen zur Tagesbilanzierung gemäß GaBi 2.0 ( 20) Neue Regelungen zu Ermittlung, Ausgleich und Abrechnung von Ausgleichsenergiemengen gemäß GaBi Gas 2.0 ( 22) Regelungen zur Aufrechterhaltung des stündlichen Anreizsystems bis zum 30. September 2016 ( 24) Einführung getrennter Bilanzierungsumlagen für RLM- und SLP-Ausspeisepunkte gemäß GaBi Gas 2.0 ( 25) Neue Regelungen zur Abrechnung der Differenzmengen zwischen Marktgebietsverantwortlichen und Bilanzkreisverantwortlichen ( 27) Neue Regelungen zu börslichen Produkten mit physischer Erfüllungsrestriktion gemäß GaBi 2.0 ( 28) Kommunikation Neue Regelungen zum Anspruch auf die Nutzung von webbasierten Kommunikationswegen und ihrer Funktionen einschließlich der verbundenen Systeme des Marktgebietsverantwortlichen ( 29) Veröffentlichungspflichten Konkretisierung Termine und Pflichten hinsichtlich Veröffentlichungspflichten der Markt-gebietsverantwortlichen gemäß GaBi 2.0 ( 30) Anlage 5: Bilanzkreisverbindung Vertragsgegenstand Konkretisierung der Regelungen hinsichtlich Vertragsgegenstand sowie Laufzeit, Beginn und Kündigung der Vereinbarung 28

29 Die Kooperationsvereinbarung Gas Kooperationsvereinbarung VIII Wesentliche Änderungen 2015 Teil Änderungsbedarf Regelungen Leitfaden Abgleich Abgleich mit DVGW-Dokumenten und Überarbeitung der Struktur des Leitfadens Marktraum Ergänzung Ergänzung fehlender Regelungen zur Marktkommunikation (Kennzeichnung von -umstellung Zähl-punkten, Stammdatenänderungen, Bilanzkreisänderungen, Kostenmeldungen, Netznutzungsabrechnung, Zählerstandfeststellung etc.) Leitfaden Bilanzkreis Management Mehr- Abschaffung bisheriger RLM-MMMA; neue RLM-MMMA auf Bilanzkreisebene /Mindermengenabrechnung Untertägige Restriktionen Einführung Within-Day Obligations Deklarationsprozesse Anpassung Deklarationsprozess (Within-Day-Vermarktung) Fallgruppenwechsel Änderung des Fallgruppenwechselprozesses und des Nominierungsersatzverfahrens Preisbildung MMMA Anpassung Anlage 2 zu Anlage 1 des Leitfadens bzgl. Preisbildung bei Mehr- /Mindermengenabrechnung (GaBi 2.0) Leitfaden Krisenvorsorgen Verfahrensoptimierungen Verfahrensempfehlungen/Optimierung des Kommunikationsaufwands für den Krisenfall Aktualisierung der Prozesse im LF, um mittelfristige Einführung standardisierter, automatisierbarer Lösungen zur Verkürzung von Reaktionszeiten vorzubereiten (Webportal) Datenerhebung Letztverbraucher Datenerhebung beim Letztverbraucher zur Ermittlung von Abschaltpotentialen (BNetzA-Wunsch): Prüfung und Ausgestaltung sinnvoller Kriterien 29

30 Die Kooperationsvereinbarung Gas Kooperationsvereinbarung VIII Wesentliche Änderungen 2015 Teil Änderungsbedarf Regelungen Leitfaden Biogas Redaktionelle Änderungen zur Vermeidung von Verwechslungen hinsichtlich Differenzmengen (Differenzen zwischen den tatsächlichen Ein- und Ausspeisemengen) und Differenzmengen bei der Abrechnung von Erdgas-Bilanzkreisen im Rahmen der neu eingeführten Differenzmengenabrechnung Leitfaden Standardlastprofile Gas Neues Standardlastprofil Einführung der neuen SLP Gas mit der Bezeichnung SigLinDe Veröffentlichungspflicht Gesonderte Excel-Datei zu Veröffentlichungspflichten der Netzbetreiber (wird mit LF SLP veröffentlicht) Deklarationsprozesse Anpassung Deklarationsprozess (Within-Day-Vermarktung) Fallgruppenwechsel Änderung des Fallgruppenwechselprozesses und des Nominierungsersatzverfahrens Preisbildung MMMA Anpassung Anlage 2 zu Anlage 1 des Leitfadens bzgl. Preisbildung bei Mehr- /Mindermengenabrechnung (GaBi 2.0) 30

31 Agenda Regulatorischer Überblick Bilanskreismanagement warum? Aufgaben des Bilanzkreismanagements Aufgaben des Bilanzkreismanagements Erweiterung Kapazitätsmanagement Bilanzkreismanagement im Unternehmen 09:30 10:00 10:00 10:30 10:30 13:00 13:00 15:00 15:00 15:30 15:30 16:00 31

32 Bilanzkreismanagement Bedarf nach eigenem Bilanzkreis? Anforderung des Unternehmens Im Bezug (strukturierte Beschaffung) Bezug von mehreren Lieferanten und/oder Einsatz von Speicher und/oder Tätigen von Börsengeschäften und/oder In der Abgabe: Verkauf über Fahrplangeschäfte und/oder Verkauf über Bilanzkreiszuordnung und/oder Verkauf über Sub-Bilanzkonto Eigener Bilanzkreis erforderlich und/oder Durchführung von Tradingaktivitäten 32

33 Bilanzkreismanagement Bilanzkreismanagement Definition Bilanzkreismanagement Strukturelles Bilanzkreismanagement Gestaltung der Rahmenbedingungen zur Abwicklung aller Bezugs- und Abgabeverträge im Rahmen des Bilanzkreismanagements (erforderliche Verträge etc.) Operatives Bilanzkreismanagement Setzen der erforderlichen Aktivitäten, um Ein- und Ausspeisungen in einem Bilanzkreis aufeinander abzustimmen. Qualitätssichernde Tätigkeiten im Bilanzkreismanagement Sicherstellen der korrekten Abrechnung des Bilanzkreises Clearingprozesse Zuordnung der Mengen zu Verträgen 33

34 Bilanzkreismanagement Herausforderungen bei der Führung eines Bilanzkreises Für Unternehmen, die bislang Gas z.b. über Sub-Bilanzkonten bezogen haben, kann die Führung eines Bilanzkreises eine Vielzahl an Veränderungen erforderlich machen: Veränderungen der Bezugs- und ggf. Abgabeverträge (Bezugs- und Liefermodelle) Definition und Einrichtung neuer, teilweise zeitkritischer und täglicher (24h/365d) interner Prozesse ( Mitarbeiterschulungen, ggf. Bedarf nach neuen IT-Systemen etc.) Aufbau neuer, automatisierter Kommunikationsprozesse mit externen Marktpartnern (Händlern und Netzbetreibern) Ggf. Veränderungen in der Handelsabrechnung: Veränderte Datengrundlage zur Ermittlung der Bezugs- bzw. Abgabemengen Neue Abrechnungsbeziehungen zum Marktgebietsverantwortlichen (inkl. Bedarf zur Prüfung der Bilanzkreis-Abrechnungen) Ggf. neue Risiken für das Unternehmen aus Ausgleichsenergie und Strukturierungsbeitrag 34

35 Die Kooperationsvereinbarung Gas Marktrollen Bilanzkreismanagement Gas Reguliert Nicht reguliert Gemäß Leitfaden Marktprozesse Bilanzkreismanagement Gas 35

36 Agenda Regulatorischer Überblick Bilanskreismanagement warum? Aufgaben des Bilanzkreismanagements 09:30 10:00 10:00 10:30 10:30 11: Definition Basisfall Aufbau Bilanzkreismanagement Operatives Bilanzkreismanagement Qualitätssichernde Maßnahmen 11:00 11:30 11:30 12:00 12:00 12:30 12:30 13: Aufgaben des Bilanzkreismanagements Erweiterung Kapazitätsmanagement Bilanzkreismanagement im Unternehmen 13:00 15:00 15:00 15:30 15:30 16:00 36

37 Basisfall Bilanzkreisstruktur (Basisfall) Marktgebiet XY Lieferant 1 BK-Nummer Bezugsvertrag Lieferant 2 BK-Nummer Bezugsvertrag Virtueller Punkt FP 1 FP 2 FP Eigener Bilanzkreis FP 3 RLM- Verbraucher SLP- Verbraucher. FP Ort des Eigentumsübergangs Fahrplangeschäft am virtuellen Punkt Zugeordneter Bilanzkreis Weiterverteiler 3 37

38 Basisfall Abwicklung von Bezug bzw. Abgabe über Fahrplangeschäfte MGV VP-Nominierung (Ausspeisung) Verkäufer Bilanzkreis Verkäufer Ausspeiseseite Ausspeisung an VP Saldo Einspeiseseite Einspeiseallokation an MG-Grenze Saldo = Einspeiseallokation abzüglich VP-Nominierung Deckung Salden auf Tagesbasis durch Ausgleichsenergie, die vom Verkäufer mit dem MGV zu verrechnen ist Salden auf Stundenbasis werden im Rahmen des Anreizsystems (Strukturierungsbeitrag) ggf. pönalisiert VP ANB VP-Nominierung (Einspeisung) Handelsnominierung (Fahrplan) Vereinbarung Lieferung über Fahrplangeschäfte Käufer Bilanzkreis Käuferkäufer Ausspeiseseite Ausspeiseallokation zu LV Saldo Einspeiseseite Einspeiseallokation am VP Saldo = Differenz zwischen VP-Nominierung und Ausspeiseallokation zu Letztverbrauchern Deckung Salden auf Tagesbasis durch Ausgleichsenergie, die vom Käufer mit dem MGV zu verrechnen ist Salden auf Stundenbasis werden im Rahmen des Anreizsystems (Strukturierungsbeitrag) ggf. pönalisiert Ort des Eigentumsübergangs Die ge- bzw. verkaufte Menge basiert auf den vom MGV bestätigten VP-Nominierungen der beiden Händler. 38

39 Basisfall Bilanzkreisvertrag Vertragspartner: Marktgebietsverantwortlicher (MGV) Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) Regelungsinhalte: Bilanzierung von Ein- und Ausspeisungen und Ausgleich von Differenzen: Prinzip der Tagesbilanzierung Ausgleich von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisungen über Ausgleichsenergie (inkl. Preisbildung) Stundenanreizsystem (inkl. Strukturierungsbeitrag) VHP-Entgelt Regel- und Ausgleichsenergieumlage H<>L-Gas-Konvertierung (Konvertierungsentgelt/Konvertierungsumlage) Übertragung von Gasmengen zwischen Bilanzkreisen (Verbindung von Bilanzkreisen) Einrichtung von Subbilanzkonten Zuordnung von Punkten zu Bilanzkreisen Nominierung am VHP Clearing Sicherheitsleistung 39

40 Agenda Regulatorischer Überblick Bilanskreismanagement warum? Aufgaben des Bilanzkreismanagements 09:30 10:00 10:00 10:30 10:30 11: Definition Basisfall Aufbau Bilanzkreismanagement Operatives Bilanzkreismanagement Qualitätssichernde Maßnahmen 11:00 11:30 11:30 12:00 12:00 12:30 12:30 13: Aufgaben des Bilanzkreismanagements Erweiterung Kapazitätsmanagement Bilanzkreismanagement im Unternehmen 13:00 15:00 15:00 15:30 15:30 16:00 40

41 Aufbau Bilanzkreismanagement Initiale Tätigkeiten 1 Erfassung struktureller Rahmenbedingungen Bestehende Bezugsverträge Übergabeorte Ggf. bestehende Nominierungspflichten Möglichkeiten zur Unterbrechung bzw. Einschränkung durch die Lieferanten Abrechnungsregelungen Bestehende Abgabeverträge Weiterverteiler Übergabeorte Ggf. bestehende Nominierungspflichten Möglichkeiten zur Unterbrechung bzw. Einschränkung durch das eigene Unternehmen Abrechnungsregelungen Bestehende Abgabeverträge Letztverbraucher Ausspeisenetzbetreiber, an dessen Netz die Letztverbraucher angeschlossen sind Verfügbarkeit historischer Lastdaten Möglichkeiten zur Unterbrechung bzw. Einschränkung durch das eigene Unternehmen Potenzielle neue Bezugs- oder Abgabeverträge (Weiterverteiler, Letztverbraucher) Genutzte Speicher, Biogasanlagen oder Spitzendeckungsanlagen Alle Arten von bestehenden Sonderregelungen in Bezug und Abgabe (Tauschverträge) besondere Flexibilitätsvereinbarungen, Konsortialbelieferungen etc.) 41

42 Aufbau Bilanzkreismanagement Initiale Tätigkeiten 2 Schaffung Datenbasis und Entwicklung Prognosemodell Definition Bedarfe nach Lastdaten erforderliche Daten (historische Daten und Ist-Daten) erforderliche Bereitstellungsfristen erforderlicher Aggregate Datenlieferanten Marktgebietsverantwortlicher Ausspeisenetzbetreiber Letztverbraucher Intern (z.b. Abrechnung) Ggf. Weiterverteiler Definition und Beschaffung relevanter Temperaturdaten Historische Temperaturen Temperaturprognosen Ist-Temperaturen Ggf. Beschaffung weiterer Input-Daten Analyse Abhängigkeiten (u.a. Last <> Temperatur, Last <> Wochentag, ) Bildung und Test Prognosemodell 42

43 Aufbau Bilanzkreismanagement Initiale Tätigkeiten 3 Aufbau BKM-Prozesse und IT-Unterstützung Konzeption, Detaildefinition und Implementierung Prozesse des operativen Bilanzkreismanagements Definition Schnittstellen zu vor- und nachgelagerten Prozessen Definition der durch IT zu unterstützenden Funktionen IT-Systementscheidung ( manuelle Lösungen mit Standardsoftware vs. Beschaffung neuer Systeme (Welche?)) Nutzung von Dienstleistern (Nominierung, Datenmanagement, etc.) Beschaffung und Aufsetzen erforderlicher IT-Systeme Entscheidung über und Zuweisung von Verantwortlichkeiten im Unternehmen Schulung und Test Einrichtung Kommunikationswege Abschluss erforderlicher Verträge mit dem MGV Relevante Marktpartner: Lieferanten Weiterverteiler Handelspartner Marktgebietsverantwortlicher Ein- bzw. Ausspeisenetzbetreiber Speicherbetreiber Relevante Daten: Nominierungen Messdaten Allokationsdaten Abrechnungsdaten Bilanzkreisvertrag Ggf. Bilanzkreiszuordnungsvereinbarung 43

44 Aufbau Bilanzkreismanagement Initiale Tätigkeiten 4 Vertragliche Vereinbarung von Abwicklungsregelungen Vereinbarung mit Kunden und Lieferanten i.d.r. als Anhang zum Liefervertrag Relevante Themen u.a.: Nominierungspflichten (Datenformate Excel, Fax etc.), Fristen Kommunikationswege, operative Ansprechpartner, etc.) Renominierungsmöglichkeit (Anzahl, Termine, Vorlaufzeiten, etc.) Bereitstellung Prognosegrunddaten (sofern nicht nominiert wird) Datenübertragung, Vertretungsrechte Definition Abrechnungsgrundlagen (inkl. Regelungen zu Abschlagsrechnungen) Definition Bilanzierungsverfahren für RLM- Entnahmestellen Prüfung, ob die direkt dem Bilanzkreis zugeordneten RLM Entnahmestellen durch den Marktgebietsverantwortlichen als Tagesband (RLMmT), oder mit ihrem tatsächlichen Lastgang (RLMoT) bilanziert werden sollen ( Fallgruppenwechsel ) Entscheidungsgrundlagen u.a.: Höhe Regelenergieumlage Prognostizierbarkeit des Verbrauchs Leistungspreise im Bezug 44

45 Agenda Regulatorischer Überblick Bilanskreismanagement warum? Aufgaben des Bilanzkreismanagements 09:30 10:00 10:00 10:30 10:30 11: Definition Basisfall Aufbau Bilanzkreismanagement Operatives Bilanzkreismanagement Qualitätssichernde Maßnahmen 11:00 11:30 11:30 12:00 12:00 12:30 12:30 13: Aufgaben des Bilanzkreismanagements Erweiterung Kapazitätsmanagement Bilanzkreismanagement im Unternehmen 13:00 15:00 15:00 15:30 15:30 16:00 45

46 Überblick tägliche Tätigkeiten des operativen Bilanzkreismanagements Operatives Bilanzkreismanagement 5 Kurzfristoptimierung (ggf. zusätzliche OTCoder Börsengeschäfte) 1 Übernahme SLP-Last für D vom MGV 6 Realisierung Kurzfrist- Optimierung 2 Prognose RLM-Last 3 Abwicklung Fahrplangeschäfte in der Abgabe 4 Ermittlung der Gesamtlast im Bilanzkreis Bezugsfahrplangeschäfte Transportvorgänge Einspeicherung Ausspeicherung Eigenimport 7 Überwachung Bilanzkreisstatuts + ggf. Auslösung Renominierung 46

47 Prozesse des operativen BKM 1. Übernahme SLP-Last für D vom MGV Übernahme SLP-Last Prognose RLM-Last Abwicklung Fahrplangeschäfte Operatives Bilanzkreismanagement Kurzfristoptimierung Ermittlung der Gesamtlast Realisierung Kurzfrist- Optimierung Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung Übernommene Daten: Vom MGV werden an D-1 Allokationen für SLP-Letztverbraucher im Bilanzkreis für den Folgetag D bereit gestellt; die Allokationen werden dabei als Tagesband bis 13:00 in den Bilanzkreis eingestellt. Ergebnis des Prozesses: Anwendbare SLP-Last für D Ablauf Übernahme Allokationsdaten vom MGV Prüfung auf Ausreißer und Festlegung der anwendbaren SLP-Allokation für D Kommunikationspartner: Marktgebietsverantwortlicher (= Planlieferant für die Allokationen im eigenen Bilanzkreis) Systemunterstützung: Kommunikationsserver (für Empfang und Versand von EDIFACT-Meldungen) Bilanzkreismanagementsystem Datenformat: ALOCAT Komplexität: Einrichtung eines automatisierten Kommunikationsprozesses Durchführung Ausreißerprüfung 47

48 Prozesse des operativen BKM 2. Prognose RLM-Last Übernahme SLP-Last Prognose RLM-Last Abwicklung Fahrplangeschäfte Operatives Bilanzkreismanagement Kurzfristoptimierung Ermittlung der Gesamtlast Realisierung Kurzfrist- Optimierung Grundlagen: Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung Prognose erfolgt soweit möglich bottom-up (d.h. ausgehend von den Daten der einzelnen versorgten Verbraucher). Anmerkung: Die relevanten SLP-Allokationsdaten werden bereits D-1 vom Marktgebietsverantwortlichen bereitgestellt; eine Prognose für Ausspeisungen an SLP-Entnahmestellen erfolgt daher nur, um die vom MGV übermittelten Allokationen zu prüfen (nicht verpflichtend). Eingangsgrößen: Historische Ausspeisedaten und Inputgrößen (Temperatur, Wochentage,...) Aktuelle Temperaturprognosen und weitere Inputdaten (Temperatur, Wochentage,...) Ggf. Informationen über nicht-prognostizierbare Lastveränderungen des Letztverbrauchers (Betriebsurlaub, Änderungen des Schichtmodells etc.) Ggf. (soweit verfügbar): Ist-Ausspeisewerte des Vortages Ggf. (abhängig vom Prognoseverfahren): Ist-Ausspeisewerte des laufenden Tages Ergebnisse des Prozesses: Stundenzeitreihen (Tagesband) der im Bilanzkreis erwarteten Allokationen für RLMmT-Verbraucher Stundenzeitreihen (Lastgang) der im Bilanzkreis erwarteten Allokationen für RLMoT-Verbraucher Systemunterstützung: Prognosesystem Komplexität: Beschaffung von RLM-Ist-Daten (historische und zeitnahe Ist-Daten) Sinnvolle Gruppierung von Kunden für die Prognose Kommunikation mit relevanten RLM-Verbrauchern (Information über Produktionsweisen, Wartung, etc) 48

49 Prozesse des operativen BKM 3. Abwicklung Abgabe-Fahrplangeschäfte 1 Eingangsgrößen: Handelsnominierung des Kunden (= Abruf ) Vertragsgrenzwerte gem. Abgabevertrag (Weiterverteiler-Kunde, Trading-Partner) Mit dem Kunden vereinbarte Nominierungsregelungen (Fristen, Granularitäten etc.) Ablauf: Empfang Handelsnominierungen von Käufer Prüfung Handelsnominierungen (u.a. auf Einhaltung vertraglicher Grenzwerte) Bestätigung Handelsnominierung gegenüber Kunde Absetzen Bilanzkreis-Nominierung an Marktgebietsverantwortlichen Empfang und Prüfung Bestätigung der Bilanzkreis-Nominierung vom Marktgebietsverantwortlichen Ergebnisse des Prozesses: Übernahme SLP-Last Prognose RLM-Last Abwicklung Fahrplangeschäfte Operatives Bilanzkreismanagement Kurzfristoptimierung Ermittlung der Gesamtlast Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung Realisierung Kurzfrist- Optimierung Nominierungsbestätigung des Marktgebietsverantwortlichen über die via Fahrplangeschäft am VP abgegebenen stündlichen Mengen je Fahrplankunde (mit Rahmenvertrag) * Eine Abgabe an Netzkopplungspunkten an der Marktgebietsgrenze wird nicht betrachtet. 49

50 Prozesse des operativen BKM 3. Abwicklung Abgabe-Fahrplangeschäfte 2 Übernahme SLP-Last Prognose RLM-Last Abwicklung Fahrplangeschäfte Operatives Bilanzkreismanagement Kurzfristoptimierung Ermittlung der Gesamtlast Realisierung Kurzfrist- Optimierung Systemunterstützung: Kommunikationsserver (zum Empfang und Versand von EDIFACT-Meldungen) Nominierungsmanagementsystem Bilanzkreismanagementsystem Komplexität: Enge Fristen Automatisierung des Prozesses Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung Anm.: Details zu Nominierungsprozessen siehe auch Prozessschritt Realisierung Kurzfrist-Optimierung 50

51 Operatives Bilanzkreismanagement Exkurs: Nominierungsarten und Datenformate Lieferant Bilanzkreisnominierung (NOMINT/CONTRL/NOMRES) Handelsnominierung (REQEST/REQRES) Marktgebietsverantwortlicher Ein- /Ausspeisenetzbetreiber (an einem GüP, MüT oder MiniMüT) Entry-/Exit-Nominierung* (NOMINT/CONTRL/NOMRES) Bilanzkreisverantwortlicher Speichernominierung** (NOMINT/CONTRL/NOMRES) Handelsnominierung (REQEST/REQRES) Speicherbetreiber * Nur erforderlich, soweit Bezug bzw. Abgabe oder Eigeneinspeisungen an der Marktgebietsgrenze erfolgen ** Nur erforderlich bei Nutzung eines Speichers Alternativ eingesetzte Datenformate: Nutzung von Web-Portalen zur Nominierung Excel (Varianten von KISS-A) Fax (Vordruck) [ (formlos)] Abwicklung nach EASEE-Common Business Practice CBP /02 Harmonisation of the Nomination and Matching Process über Fahrplangeschäfte beliefert Kunde (Weiterverteiler, Trading-Partner) 51

52 Prozesse des operativen BKM 4. Ermittlung Gesamtlast im Bilanzkreis Eingangsgrößen: Prognose RLM-Last im Bilanzkreis SLP-Ist-Last im Bilanzkreis Bestätigte Abgabe-Fahrplangeschäfte Ggf. Bezüge aus Produktion oder Biogas-Anlagen Ergebnisse des Prozesses: Stundenzeitreihen der im Portfoliomanagement zur Vertragsbewirtschaftung erforderlichen Lastaggregate (denkbar: ein Summenlastgang sowie gesonderte Lastgänge für jede unterbrechbare Last) Systemunterstützung: Bilanzkreismanagementsystem Übernahme SLP-Last Prognose RLM-Last Abwicklung Fahrplangeschäfte Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung Operatives Bilanzkreismanagement Kurzfristoptimierung Ermittlung der Gesamtlast Realisierung Kurzfrist- Optimierung 52

53 Prozesse des operativen BKM 5. Kurzfristoptimierung Gesamtlast 1 Anmerkung: Das Ableiten der Eindeckungsentscheidungen ist keine Aufgabe des Bilanzkreismanagements, sondern des Portfoliomanagements. Eingangsgrößen: Aggregate der Last im Bilanzkreis (Stundenzeitreihen) Verfügbare Bezugsverträge, deren Grenzen und aktuelle Ist-Auslastung Speicherstand Beschäftigungsstrategie für Bezugsverträge und Speicher Marktdaten Mögliche Bezugsquellen: Fahrplangeschäfte am Virtuellen Punkt Flanschhandel bzw. Eigenimport Börsengeschäfte / OTC-Handel Ausspeicherung Ergebnisse des Prozesses: Stundenzeitreihe der Bezugsmenge je Bezugsvertrag Übernahme SLP-Last Prognose RLM-Last Abwicklung Fahrplangeschäfte (Soweit Speicher verfügbar ist) Stundenzeitreihe der Ein- bzw. Ausspeichermengen Ggf. Festlegung erforderlicher Unterbrechungen Zusätzlich: Stundenzeitreihen der abgeschlossenen OTC- und Börsengeschäfte Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung Operatives Bilanzkreismanagement Kurzfristoptimierung Ermittlung der Gesamtlast Realisierung Kurzfrist- Optimierung 53

54 Prozesse des operativen BKM 5. Kurzfristoptimierung Gesamtlast 2 Übernahme SLP-Last Prognose RLM-Last Abwicklung Fahrplangeschäfte Operatives Bilanzkreismanagement Kurzfristoptimierung Ermittlung der Gesamtlast Realisierung Kurzfrist- Optimierung Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung Systemunterstützung: Portfoliomanagementsystem (Ggf. Optimierungstool) (Handelsportale, Börsensysteme) Komplexität: Inhaltlich: Optimale Bewirtschaftungsentscheidungen bei imperfekter Information Prozessual: Kurzfristoptimierung an Wochenenden und Feiertagen (sowie im Renominierungsfall) Abwicklung kurzfristiger Handelsgeschäfte (Börse/OTC) Nutzung von Speichern (u.a. Bedarf nach einer Beschäftigungsstrategie für Speicher) 54

55 Prozesse des operativen BKM 6. Realisierung Kurzfristoptimierung Übernahme SLP-Last Prognose RLM-Last Abwicklung Fahrplangeschäfte Operatives Bilanzkreismanagement Kurzfristoptimierung Ermittlung der Gesamtlast Realisierung Kurzfrist- Optimierung Eingangsdaten: Optimierungsergebnisse und Entscheidung Ablauf (beispielhaft für den Bezug am VP): Versand Handelsnominierungen an Lieferant Empfang und Prüfung Nominierungsbestätigung des Lieferanten Absetzen Bilanzkreis-Nominierung an Marktgebietsverantwortlichen Empfang und Prüfung Bestätigung der Bilanzkreis-Nominierung des Marktgebietsverantwortlichen Ergebnisse des Prozesses: Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung (Sofern nur am VP gekauft wird) Nominierungsbestätigung des Marktgebietsverantwortlichen über die via Fahrplangeschäft am VP bezogenen stündlichen Mengen je Handelspartner* 55

56 Prozesse des operativen BKM 6. Realisierung Kurzfristoptimierung 2 Systemunterstützung: Bilanzkreismanagementsystem Nominierungsmanagementsystem Kommunikationsserver Übergangslösungen: Nominierung via , Fax, Internet-Portal Statusverfolgung über Excel-Tools Komplexität (nicht im Basisfall enthalten): Abwicklung von Flanschhandel oder Eigenimport an physischen Netzkopplungspunkten (wenn Gas nicht am VP übergeben wird) zusätzliche Transport -Nominierungen gegenüber Einspeisenetzbetreibern Nutzung von Speichern (zusätzliche Speicher- und Transportnominierungen) Kurzfristige Handelsgeschäfte (Spot- und/oder Börsengeschäfte) Marktgebietsüberlappung ( Mini-MüT) Übernahme SLP-Last Prognose RLM-Last Abwicklung Fahrplangeschäfte Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung Operatives Bilanzkreismanagement Kurzfristoptimierung Ermittlung der Gesamtlast Realisierung Kurzfrist- Optimierung 56

57 Prozesse des operativen BKM 7. Statusüberwachung und Renominierung 1 Übernahme SLP-Last Prognose RLM-Last Abwicklung Fahrplangeschäfte Operatives Bilanzkreismanagement Kurzfristoptimierung Ermittlung der Gesamtlast Realisierung Kurzfrist- Optimierung Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung Eingangsdaten: aktualisierte Prognosen bestätigte Renominierungen von Weiterverteilerkunden Ablauf: Ermittlung ( Prognose) Toleranzgrenzen im Stundensystem Ermittlung stündliche und tägliche Differenzmenge für Zukunft (Hochrechnung bis Ende des Tages) Entscheidung über Durchführung einer Renominierung (z.b. Differenzmengen oberhalb eines Schwellenwertes?) Ermittlung Umfang des stündlichen Renominierungsbedarfs ab der Wirk-Stunde einer Renominierung Definition der zu renominierenden Verträge (bzw. Anpassung der Ausspeisung selbst; z.b. bei unterbrechbaren Kunden) Absetzen der erforderlichen Renominierungen (Handelsnominierungen und Bilanzkreisnominierungen) und Überwachung Status der Renominierungen Ergebnisse des Prozesses: vom Marktgebietsverantwortlichen bestätigte Renominierungen ggf. Lastreduktion (Unterbrechung/Einschränkung) bei Letztverbrauchern 57

58 Bilanzkreisüberwachung und Renominierung: Auslöser und Aktionsmöglichkeiten Operatives Bilanzkreismanagement Auslöser für Handlungsbedarfe Aktionsmöglichkeiten Erwartete Veränderungen der Gesamtlast im Bilanzkreis auf Basis aktualisierter Prognosen Renominierung von Bezugs- oder Speicherverträgen Renominierung von Abgabeverträgen durch Weiterverteiler Unterbrechung oder Einschränkung von Bezugsverträgen Entscheidung über erforderliche Aktionen Kurzfristige Handelstätigkeit Unterbrechung oder Einschränkung von unterbrechbaren Abgabeverträgen an Weiterverteiler Unterbrechung oder Einschränkung von (unterbrechbaren) Transport- und/oder Speicherverträgen Unterbrechung oder Einschränkung von Abgabeverträgen an Letztverbraucher 58

59 Beispiel: Intraday-Renominierung (bei Veränderung einer Einspeisenominierung) Operatives Bilanzkreismanagement GaBi 1.0 Notwendige Veränderung der Einspeisenominierung (Renominierungsumfang) = Prognostizierte Differenzmenge bis zum Ende das Gastages Reststunden des Gastages ab Wirksamkeit der Renominierung 59

60 Beispiel: Intraday-Renominierung (bei Veränderung einer Einspeisenominierung) Operatives Bilanzkreismanagement GaBi 2.0 Zeitpunkt der Renominierung Wirksamkeit der Renominierung Flexiblitätskostenbeitrag Notwendige Veränderung der Einspeisenominierung (Renominierungsumfang) = Prognostizierte Differenzmenge bis zum Ende das Gastages Reststunden des Gastages ab Wirksamkeit der Renominierung 60

61 Beispiel für Nominierungs- und Renominierungsprozesse für D im Zeitablauf Operatives Bilanzkreismanagement Uhrzeit D-1 (Vortag der Lieferung) D (Tag der Lieferung) 08:00 Erster D-Prozess (= Renominierung für D) 09:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 Erster D-1 Prozess (= Nominierung für D) Nominierung für D Grundlage für die Lastermittlung: Endgültige SLP-Zeitreihen für D D-1 Prognose-RLM-Zeitreihen Handelsnominierungen Weiterverteiler Wirktermin: 06:00 h des Folgetags Zweiter D-1-Prozess (= Renominierung für D) Erste Renominierung für D (am Vortag) Verbesserte Grundlage für die Lastermittlung: Aktualisierte Temperaturprognose für D Wirktermin: 06:00 h des Folgetags Erste Renominierung für D (am laufenden Gastag) Verbesserte RLM-Prognose auf Basis neuer Informationen: Aktualisierte Temperaturprognose für D Wirktermin: frühestens 11:00h des aktuellen Gastages Zweiter D-Prozess (= Renominierung für D) Zweite Renominierung für D (am laufenden Gastag) Verbesserte RLM-Prognose auf Basis neuer Informationen: Aktualisierte Temperaturprognose für D RLM-Ist-Daten für D-1 Wirktermin: frühestens 17:00 h des aktuellen Gastages Dritter D-Prozess (= Renominierung für D) 20:00 Dritte Renominierung für D (am laufenden Gastag) Verbesserte RLM-Prognose auf Basis neuer Informationen: Aktualisierte Temperaturprognose für D Untertägige RLM-Ist-Daten für D (06:00 h 12:00 h) Wirktermin: frühestens 22:00 h des aktuellen Gastages 61

62 Prozesse des operativen BKM 7. Statusüberwachung und Renominierung 2 Systemunterstützung: Prognosesystem Bilanzkreismanagementsystem Nominierungsmanagementsystem Kommunikationsserver Prozessvarianten: zeitgesteuerte Statusüberwachung und Renominierung vs. laufende Statusüberwachung und anlassbezogene Renominierung vollständige Deckungsentscheidung vs. Renominierung nur eines Vertrags / Speichers Komplexität: Erhalt der Deckungsentscheidungen außerhalb der Bürozeiten unterbrechbare Bezugsverträge unterbrechbare Transportverträge / Speicherverträge unterbrechbare Letztverbraucher Übernahme SLP-Last Prognose RLM-Last Abwicklung Fahrplangeschäfte Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung Operatives Bilanzkreismanagement Kurzfristoptimierung Ermittlung der Gesamtlast Realisierung Kurzfrist- Optimierung 62

63 Agenda Regulatorischer Überblick Bilanskreismanagement warum? Aufgaben des Bilanzkreismanagements 09:30 10:00 10:00 10:30 10:30 11: Definition Basisfall Aufbau Bilanzkreismanagement Operatives Bilanzkreismanagement Qualitätssichernde Maßnahmen 11:00 11:30 11:30 12:00 12:00 12:30 12:30 13: Aufgaben des Bilanzkreismanagements Erweiterung Kapazitätsmanagement Bilanzkreismanagement im Unternehmen 13:00 15:00 15:00 15:30 15:30 16:00 63

64 Überblick qualitätssichernde Tätigkeiten im Bilanzkreismanagement Qualitätssicherung Qualitätssichernde Tätigkeiten im Bilanzkreismanagement 1. Deklarationsclearing 2. Allokationsdatenclearing 3. Prüfung Bilanzkreis-Abrechnung 64

65 Qualitätssicherung Deklarationsclearing 1 Ziele: Vermeidung von Fehlzuordnungen: Sicherstellen, dass im Bilanzkreis keine Zeitreihen für Ein- oder Ausspeisepunkte allokiert werden, die diesem nur fälschlich zugeordnet wurden. Bilanzierungsvollständigkeit: Sicherstellen, dass im Bilanzkreis alle Zeitreihen (jeweils mit dem korrekten Zeitreihentyp) allokiert werden, die in diesem auch tatsächlich allokiert werden sollen. Vollständigkeit der Lastermittlung: Sicherstellen, dass alle im Bilanzkreis angemeldeten Allokationen auch im Rahmen der Ermittlung der Gesamtlast im operativen Bilanzkreismanagement berücksichtigt werden Empfang von Deklarationsmeldungen vom Marktgebietsverantwortlichen: Monatliche Deklarationsmitteilung: am 18. Werktag vor dem Liefermonat für den Zeitraum vom ersten bis zum letzten Kalendertag des Liefermonats, jeweils 6:00 Uhr Bereitstellung im Format EDIFACT TSIMSG sowie Bereitstellung im Portal des MGV Untermonatliche Deklarationsmitteilung: spätestens um 23:00 Uhr an D-2 für SLP Ausspeisepunkte spätestens um 23:00 Uhr an D-1 für RLM Ausspeisepunkte für Zeiträume frühestens ab dem Gastag D im Liefermonat bis maximal zum letzten Kalendertag des Liefermonats, jeweils 6:00 Uhr Prüfung der empfangenen Deklarationsmeldungen gegen: Aktuelle Bestandslisten der Ausspeisenetzbetreiber (ergänzt um nach dem 15. Werktag des Fristenmonats bestätigte Netznutzungsan- und -abmeldungen) Vom ANB bestätigte Bilanzierungsfallgruppen der RLM-Entnahmestellen (RLMoT, RLMmT, RLMNEV) Die im operativen Bilanzkreismanagement bereits berücksichtigten Ein- bzw. Ausspeisungen (Deckungsgleichheit zwischen Deklarationsmitteilungen und verfügbaren Aggregaten) Für die Zeitreihentypen ENTRYSO, EXITSO, ENTRY Biogas physisch und ENTRY Wasserstoff physisch werden keine Deklarationslisten erstellt und keine Deklarationsmitteilungen versandt 65

66 Qualitätssicherung Deklarationsclearing 2 Fehlerhafte Deklarationsmitteilungen können durch den jeweiligen ANB im Zuge des Deklarationsclearing verändert werden: Fehlerhafte Deklarationen werden dem ANB vom Bilanzkreisverantwortlichen (bzw. dem Transportkunden im Auftrag des BKV) per unter detaillierter Angabe der betroffenen BK/SBK sowie einer Begründung mitgeteilt. Stellt der ANB nach Abstimmung mit dem BKV/TK Fehler in der Deklarationsliste fest, sendet er eine korrigierte Deklarationsliste an den MGV. Trifft die korrigierte Deklarationsliste bis 21:00 Uhr beim MGV ein: sendet der MGV bis 23:00 Uhr neue Deklarationsmitteilungen an den BKV; können für den Folgetag Allokationen bereits vorgenommen und verarbeitet werden. Restriktionen für das Allokationsclearing: Ein Deklarationsclearing darf nur bis zum Ende des Liefermonats durchgeführt werden (Ausnahme: nachträgliche Deklarationen im Rahmen eines RLM-Allokationsclearings). Deklarationen von SLP-Zeitreihen können nur für zukünftige Zeiträume geändert werden (da Mengen an SLP-Ausspeisepunkten nicht nachträglich allokiert werden dürfen); Deklarationen für andere Zeitreihentypen können auch für zurückliegende Zeiträume des laufenden Liefermonats geändert werden, wobei dann ggf. auch ein Allokationsclearing durchzuführen ist. 66

67 Qualitätssicherung Allokationsclearing Grundlagen Zielsetzung des Clearingprozesses: Veränderung endgültiger Allokationszeitreihen nach deren Versendung vom Netzbetreiber an den MGV. Eine bilaterale Klärung fehlerhafter Allokationen zwischen Transportkunde/Bilanzkreisverantwortlichem und Netzbetreiber vor Versendung der endgültigen Allokationen vom Netzbetreiber an den MGV bleibt vom Clearingprozess unberührt Zusammenarbeit der Marktpartner: Alle betroffenen Marktteilnehmer sind verpflichtet, den Clearingprozess zügig und effizient abzuwickeln. Der Clearingprozess wird angestoßen sobald ein Marktteilnehmer (MGV, BKV, TK oder NB) nach dem Versand der finalen Allokation feststellt, dass sich Abweichungen gegeben haben. Der Clearingprozess beginnt in der Regel, indem der BKV auf Antrag beim MGV eine Clearingnummer erhält. Diese Clearingnummer wird im Abstimmungsprozess mitgeführt. Ein NB kann beim MGV eine Netzbetreiber Clearingnummer anfordern. Mit dieser Clearingnummer werden RLM-Zeitreihen (mit Bilanzierungsbrennwert und Abrechnungsbrennwert) vom NB an den MGV verschickt. Für die Bilanzkreisabrechnung wird dabei nur die Clearingmeldung mit Abrechnungsbrennwert verwendet. Die Differenzen zwischen Bilanzierungs- und Abrechnungsbrennwert werden mit täglichen Preis für Differenzmengen abgerechnet. Betroffene Marktpartner können der Teilnahme am Clearingprozess nur in begründeten Fällen widersprechen. 67

68 Überblick: Zeitreihenmeldungen im Rahmen des Bilanzierungssystems Allokationsdaten (ALOCAT) Gemeldete Summenzeitreihen je BK/Sub-BK: RLM (RLMmT, RLMoT, RLMNEV) SLP (SLPana, SLPsyn) Entryso, Exitso Entry Biogas physisch Entry/Exit Biogas MÜP Bewertet mit BBW Tägliche Meldungen und monatliche Korrekturmeldungen (nur RLM, ggf. Entryso und Exitso, Entry Biogas physisch, Entry/Exit Biogas MÜP) Allokationsdaten (ALOCAT) Gemeldete Summenzeitreihen je BK/Sub-BK und ENB/ANB: RLM (RLMmT, RLMoT, RLMNEV) SLP (SLPana, SLPsyn) Entryso, Exitso Entry Biogas physisch Entry/Exit Biogas MÜP VHP-Zeitreihen: Entry/Exit VHP Erdgas/Biogas Bewertet mit BBW Tägliche Meldungen und monatliche Korrekturmeldungen (nur RLM, ggf. Entryso und Exitso, Entry Biogas physisch, Entry/Exit Biogas MÜP) Tägliche Meldungen und ggf. Korrekturmeldungen an D+3 (Entry VHP Erdgas, Entry VHP Biogas) Bilanzkreisstatusmeldungen (IMBNOT, TRANOT) Gemeldete Zeitreihen je BK/Sub-BK und ENB/ANB: Bilanzkreisstatus vor Überträgen aus zugeordneten Bilanzkreisen BKSald, BKTol, UeTol (IMBNOT) Überträge aus zugeordneten Bilanzkreisen BKSaldüber, BKTolüber, Regelüber (TRANOT) Endgültiger Bilanzkreisstatus inkl. Überträge BKSaldnach, BKTolnach, UeTolnach (IMBNOT) Kumulierter Bilanzkreisstatus incl. Überträge BKKUM, BKKUMüber, BKKUMnach (IMBNOT; TRANOT) Betrag der aufsummierten stündlichen Überschreitungen incl. Überträge BKFLEX, BKFLEXüber; BKFLEXnach (IMBNOT; TRANOT) Differenzzeitreihe für Brennwertdifferenzen zwischen Abrechnung- und Bilanzierungsbrennwert incl Überträge BKRLMDIF, BKRLMDIFüber, BKRLMDIFnach (IMBNOT, TRANOT) Flexibilitätsrahmen Biogas BIOFLEX, BIOFLEXMAX, BIOFLEXSALD usw. Gemeldete Zeitreihen je Rechnungs-BK: Zu konvertierende Mengen KonvertLzuH, KonvertHzuL (IMBNOT) Tägliche Meldungen und monatliche Korrekturmeldungen Qualitätssicherung Marktgebietsverantwortlicher Bilanzkreisverantwortliche ANB Messwerte (MSCONS) Gemeldete Werte: Vorläufige und endgültige RLM-Zeitreihen SLP-Ablesewerte Entnahmestellenscharf Vorläufige Meldungen bewertet mit BBW Endgültige Meldungen bewertet mit ABW und BBW Transportkunden 68

69 Nr. Abkürzung D (6:00-12) bis 19:00 Uhr D-1 KT D+1 KT D+3 WT Korrektur M+14 WT M+15 WT nach effekt. Änderungen BP+2M-4 WT BP+2M+17 WT Zeitpunkt der Rechnungslegung Toleranz im Regel- und stündlichen Ausgleichsenergieumla Anreizsystem ge Deklarationspflichtig Formattyp Qualitätssicherung Die Zeitreihen (1/3) mit Relevanz für den BKV Versand am 1 Entryso X X X ALOCAT 3 Entry VHP X x ALOCAT 4 Entry Biogas physisch X X X ALOCAT 5 Entry Wasserstoff physisch X X X ALOCAT 7 RLMoT (Bilanzierungs-BW) X X X X X X ALOCAT X 7 RLMoT (Abrechnungs-BW) X X ALOCAT 8 RLMNEV (Bilanzierungs-BW) X X X X ALOCAT X 8 RLMNEV (Abrechnungsrungs-BW) X X ALOCAT 9 RLMmT (Bilanzierungs-BW) X X X X X X ALOCAT X 9 RLMmT (Abrechnungs-BW) X X ALOCAT 10 SLPsyn X X X ALOCAT 11 SLPana X X X ALOCAT 12 Exit VHP X x ALOCAT 13 Exitso X X X ALOCAT 15 BKSALD X X X IMBNOT 16 BKSALDüber X X X TRANOT 17 BKSALDnach X X X IMBNOT 69

70 Nr. Abkürzung D (6:00-12) bis 19:00 Uhr D-1 KT D+1 KT D+3 WT Korrektur M+14 WT M+15 WT nach effekt. Änderungen BP+2M-4 WT BP+2M+17 WT Zeitpunkt der Rechnungslegung Toleranz im Regel- und stündlichen Ausgleichsenergieumla Anreizsystem ge Deklarationspflichtig Formattyp Qualitätssicherung Die Zeitreihen (1/3) mit Relevanz für den BKV Versand am 18 BKTOL X X X IMBNOT 19 BKTOLüber X X X TRANOT 20 BKTOLnach X X X IMBNOT 21 UETOL X X X IMBNOT 22 UETOLnach X X X IMBNOT 23 Regelüber X X TRANOT 24 KONVHL X X X IMBNOT 25 KONVLH X X X IMBNOT 26 KONVüber X X X TRANOT 27 BKKUM X X X IMBNOT 28 BKKUMüber X X X TRANOT 29 BKKUMnach X X X IMBNOT 30 BKFLEX X X X IMBNOT 31 BKFLEXüber X X X TRANOT 32 BKFLEXnach X X X IMBNOT 33 BKRLMDIF X x IMBNOT 34 BKRLMDIFüber X x TRANOT 35 BKRLMDIFnach X X IMBNOT 70

71 Nr. Abkürzung D (6:00-12) bis 19:00 Uhr D-1 KT D+1 KT D+3 WT Korrektur M+14 WT M+15 WT nach effekt. Änderungen BP+2M-4 WT BP+2M+17 WT Zeitpunkt der Rechnungslegung Toleranz im stündlichen Anreizsystem Regel- und Ausgleichsenergieumlage Deklarationspflichtig Formattyp Qualitätssicherung Die Zeitreihen (1/3) mit Relevanz für den BKV Versand am 36 SLPUMLüber X X TRANOT 37 RLMUMLüber X X TRANOT 38 BIOFLEX x X X IMBNOT 39 BIOFLEXMAX X X IMBNOT 40 BIOFLEXSALD X X IMBNOT 41 BIOABRSALD X X IMBNOT 42 BIOUEBERTR X X IMBNOT 43 BIOKONVHL X X IMBNOT 44 BIOKONVLH X X IMBNOT X (X) Versand immer Versand je nach Allokationsverfahren 71

72 Qualitätssicherung Allokationsclearing Verfahrensvergleich Clearing von SLP-Allokationen Clearing von auf Messung oder Nominierung basierenden Allokationen Zeitfenster für die Abwicklung des Allokationsclearings Bedingung für Zulässigkeit des Clearings Ersatzwertbildung bei Zulässigkeit des Clearings Beginn: D-1 13:00 (= Vorliegen endgültige Allokation) Ende: 2 Monate nach dem Liefermonat minus 10 WT Vorliegen eines Ausreißers: die finale Allokation* für den Tag D beträgt mindestens das Doppelte oder höchstens die Hälfte der entsprechenden Allokation des Tages D-1, und die Abweichung beträgt mindestens 25 MWh, und die Abweichung ist nicht auf Temperaturänderung oder Lieferende bzw. -beginn zurückzuführen Ausnahme für Grenzwerte Erstmalige SLP Deklaration und Allokation Fehlerhafte untermonatliche Nullallokation Allokation für den Tag D-1 wird auch für D verwendet Anm.: Dieser Wert kann daher bei Vorliegen clearingfähiger Fehler vom BKV bereits an D-1 für die Bilanzkreisbewirtschaftung angesetzt werden. Beginn: M+14 WT (= Vorliegen endgültige Allokation) Ende: 2 Monate nach dem Liefermonat minus 10 WT Für RLM, sonstige gemessene Ein-/Ausspeisung oder Balancing Shipper Allokation: Abweichung von mindestens 0,5 MWh zwischen Monatssumme der Bilanzkreis-Allokationen* und den punktscharfen Messwertzeitreihen Für Ein- oder Ausspeisepunkte mit Allokation durch Deklaration der Nominierung: Jede Abweichung zwischen Nominierungsbestätigung und Allokationswert ist clearingfähig ( kein Grenzwert) Neuermittlung der Allokationswerte auf Basis des vereinbarten Allokationsverfahrens durch den Netzbetreiber, für RLM getrennt nach Bilanzierungsbrennwert und Abrechnungsbrennwert Granularität Clearingfälle Jede Kombination aus: Zeitreihentyp Bilanzkreis bzw. Sub-Bilanzkonto Ausspeisenetzbetreiber Gastag Jede Kombination aus: Zeitreihentyp Bilanzkreis bzw. Sub-Bilanzkonto Ausspeisenetzbetreiber Gastag * Je Zeitreihentyp, Bilanzkreis bzw. Sub-Bilanzkonto und Ausspeisenetzbetreiber 72

73 Allokationsdatenclearing Schema Clearingabwicklung (Auslöser BKV oder TK) Qualitätssicherung MGV Schritt 3: Anforderung Clearingnummer Schritt 4: Übermittlung Clearingnummer Bilanzkreisverantwortlicher* Schritt 6: Ggf. Übermittlung korrigierte Allokationszeitreihe** (inkl. Clearingnummer) ANB Schritt 2: Einleitung Clearing Abstimmung Allokation Schritt 5: Übermittlung Clearingnummer*** Schritt 1: Abstimmung Bedarf nach Allokationsclearing Transportkunde* * Diese Rollen können auch zusammenfallen. ** Sofern in Folge des Clearingprozesses eine Änderung der Allokationszeitreihe erforderlich wird. *** Die Clearingnummer wird erst nach Abstimmung der Ersatzallokation (als Bestätigung der Einbindung und des Einverständnisses des Bilanzkreisverantwortlichen) an den ANB übermittelt. 73

74 Qualitätssicherung Prüfung Bilanzkreisabrechnung Überblick Die Prüfung der Gesamtplausibilität ist eine zentrale Aufgabe zur Feststellung von potenziell kostenintensiven Buchungs- und Berechnungsfehlern der beteiligten Logistikpartner (Marktgebietsverantwortlicher, Ein-/Ausspeisenetzbetreiber, Speicherbetreiber) und Lieferanten sowie weiteren Handelspartnern und Börsenbetreibern. Die Prüfung der Gesamtplausibilität stellt eine massive Herausforderung an das Datenmanagement dar. Daten aus verschiedensten Quellen mit den verschiedensten Bezugsobjekten und verschiedenen zeitlichen Strukturen und Qualitätsstufen müssen verarbeitet und ausgewertet werden. Bezugsabrechnung (ggf. inkl. Börse) Bilanzkreisabrechnung Mehr- /Mindermengenabrechnung Differenzmengenabrechnung Prüfung der Gesamtplausibilität (auf Basis einzelgeprüfter Abrechnungen Speicherabrechnungen Lieferabrechnungen 74

75 Qualitätssicherung Prüfung Bilanzkreisabrechnung Ablauf 1. Prüfung der Einzelabrechnungen Basisdatenprüfung: Lassen sich die einzelnen in einer Abrechnung aufgefundenen Zeitreihen aus internen Zeitreihen bzw. Zeitreihen aus redundanten Quellen + ggf. Zusatzinformationen erklären? Verrechnungsprüfung: Sind Mengen richtig verrechnet worden? Sind Toleranzgrenzen richtig angewandt worden? Finanzielle Prüfung: Sind die korrekten Preise korrekt angewandt worden? 2. Prüfung der Gesamtplausibilität Lassen sich die Differenzen zwischen Bezugs-, Liefer- und Speicherabrechnungen zu 100 % aus den Bilanzkreis-, VHP*- und Mehr- /Mindermengenabrechnungen erklären? 3. Rechnungseinspruch Sofern in einem Abrechnungsschritt Fehler entdeckt werden, sind diese mit dem MGV zu klären. 75

76 IMBNOT IMBNOT ALOCAT Qualitätssicherung Prüfung Bilanzkreis-Abrechnung Schema Basisdatenprüfung EDIFACT- Bereitstellung Prüfzeitreihen Plausibilisierung der Prüfzeitreihen Entryso Exitso Nominierungsbestätigungen des ENB und MGV Nominierungsbestätigungen des ANB und MGV Eigene Einspeisenominierung (operatives BKM) Eigene Ausspeisenominierung (operatives BKM) RLMNEV RLMmT RLMoT SLPsyn RLMNEV-Zeitreihen des jeweiligen ANB RLMNmT-Zeitreihen des jeweiligen ANB RLMNoT-Zeitreihen des jeweiligen ANB Ggf. eigene SLP-Ausrollung Entnahmestellen-scharfe Abrechnungsmesswerte Entnahmestellen-scharfe Abrechnungsmesswerte Entnahmestellen-scharfe Abrechnungsmesswerte Legende: ANB Ausspeisenetzbetreiber ENB Einspeisenetzbetreiber BK Bilanzkreis MGV Marktgebietsverantwortlicher BKM Bilanzkreismanagement NEV Nominierungsersatzverfahren 76

77 Qualitätssicherung Prüfung Bilanzkreis-Abrechnung Überblick Bilanzierungsentgelte Nr. Entgelt Verrechnungspartner Preisträger Anmerkung 1. Ausgleichsenergiekosten MGV Tägliche Differenz zwischen den im Bilanzkreis allokierten Ein- und Ausspeisungen Höhe des Ausgleichsenergie-Preises ist abhängig von Marktpreisen an vier europäischen Handelsplätzen (bis ), ab Grenzpreise des Handels der MGV auf der PEGAS-Plattform 2. Strukturierungbeitrag MGV Stündliche Differenz zwischen den im Bilanzkreis allokierten Ein- und Ausspeisungen abzüglich gewährter Toleranzen Höhe des Strukturierungsbeitrags ist abhängig vom Ausgleichsenergiepreis (bis ) 3. Flexibilitätskostenbeitrag MGV Täglich kumulierte Differenz zwischen in den Bilanzkreis allokierten Ein- und Ausspeisungen oberhalb gewährter Toleranz Höhe des Flexibilititätskostenbetrags und Richtung der Bilanzabweichung prüfen (ab ) 4. Bilanzierungsumlage SLP Bilanzierungsumlage RLM MGV Im Bilanzkreis allokierte Jahresausspeisearbeit an SLP-Entnahmestellen sowie für RLM- Entnahmestellen, die als Tagesband bilanziert werden (RLMmT) (bis ) Ab getrennte Bilanzierungsumlagen für SLP und RLM- Kunden Höhe der Bilanzierungsumlage wird für einen Zeitraum von mindestens 6 Monaten vorab vom MGV festgelegt (bis ) 12 Monate Ab für alle RLM Kunden abzurechnen Separate Preisstellungen für NCG und Gaspool Marktgebiet abu Basis der PEGAS Gasdurchschnittspreise 5. Konvertierungsentgelt MGV Kleinerer der beiden gasqualitätsscharfen Tagesmengensalden eines Rechnungsbilanzkreises, sofern diese Salden gegenläufig sind Gemäß Festlegung der BNetzA* ist das Konvertierungsentgelt der Höhe nach oben hin begrenzt Höhe der Konvertierungsentgelts wird für einen Zeitraum von 6 Monaten vorab vom MGV festgelegt (auslaufend) 6. Konvertierungsumlage MGV Physische Einspeisemengen in den Bilanzkreis Eine Konvertierungsumlage wurde bisher nicht eingehoben; eine Einführung ist jedoch in der Festlegung der BNetzA* vorgesehen. Höhe der Konvertierungsumlage wird für einen Zeitraum von 6 Monaten vorab vom MGV festgelegt 77

78 Qualitätssicherung Prüfung Bilanzkreis-Abrechnung Überblick Bilanzierungsentgelte Nr. Entgelt Verrechnungspartner Preisträger Anmerkung 7. VP- Umbuchungsentgelt MGV Über Fahrplangeschäfte am VP bezogene oder abgegebene Gasmenge 8. Differenzmengenabrechnung MGV Differenz zwischen der Allokation der gemessenen RLM Mengen nach Bilanzierungsbrennwert und nach finalem Abrechnungsbrennwert => Brennwertdifferenz Relevant für alle RLM Abnahmestellen Abrechnung zwischen MGV und BKV interne Abrechnung zwischen BKV und TK erforderlich Prüfung des täglichen Gasdurchschnittspreises der PEGAS für NCG und Gaspool 9. Mehr-/Minder- mengen- Entgelt ANB Differenz zwischen der Allokation, die für eine Ausspeisung im Bilanzkreis erfolgt, und der technischen Monatsmenge nach DVGW G 685 (= Mehr- bzw. Mindermenge) Nur relevant für Ausspeisungen an Entnahmestellen zu Letztverbrauchern Mehr- und Mindermengenentgelte sind gleich hoch und an den Ausgleichsenergiepreis gekoppelt * Festlegungsentscheidungen betreffend die Einführung eines Konvertierungssystems in qualitätsübergreifenden Marktgebieten vom (AZ.: BK ) ** Die Mittelung erfolgt über die Tageswerte jener 12 Monate, die dem Monat, in dem das Konvertierungsentgelt festgelegt wird, vorangegangen sind. *** Der börsliche Handelspreis für H-Gas basiert auf dem EEX-Tagesreferenzpreis des Handelsplatzes des Marktgebiets NCG. **** Der Preis für L-Gas bildet sich aus der Summe von (1) TTF-Preis und (2) Transportkosten 78

79 Qualitätssicherung Prüfung Bilanzkreisabrechnung Gegenüberstellung Entgelte je Marktgebiet Stand: April 2015 Regel- und Ausgleichsenergieumlage Einheit: /MWh Gültigkeit: 04/ /2015 VHP-Entgelt Einheit: /MWh Gültigkeit: ab 10/2014 0,04 0,00 0,0010 0,0020 Konvertierungsentgelt Einheit: /MWh Gültigkeit: 04/ /2015 0,88 0,03 79

80 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,020 0,029 0,040 0,040 0,062 0,062 0,062 0,062 0,060 0,080 0,080 0,080 0,080 0,090 0,100 0,120 0,120 0,120 Marktüberblick Entwicklung Regelenergieumlage In ct/kwh 0,140 Net Connect GASPOOL 0,120 0,100 0,080 0, : Ausschüttung Überschüsse 0,040 0,020 0,000 Horizontale Achse zeigt das Datum, ab dem die jeweilige Umlage gültig ist. 80

81 Marktüberblick Historischer Überblick Umlagen II Konvertierungsumlage [ ct/kwh] NCG GASPOOL ,00 0, ,00 0, ,00 0, ,00 Konvertierungsentgelt [ ct/kwh] NCG GASPOOL , , , ,07 1, ,06 1, ,06 1, ,04 1, ,04 0, ,03 0,88 81

82 Tages-Verkaufspreis Tages-Kaufpreis Prüfung Bilanzkreisabrechnung Ausgleichsenergiepreise-Ermittlung Qualitätssicherung GaBi 1.0 Ausgangspunkt: Tagesaktuelle Referenzpreise folgender Handelsplätze: TTF Title Transfer Facility (Niederlande) GPL Virtueller Handelspunkt Gaspool (Deutschland) ZHB Zeebrugge Hub (Belgien) NCG Virtueller Handelspunkt NCG H-Gas (Deutschland) Bildung des Preises für negative Ausgleichsenergie = Preis für Ausgleich von Überspeisungen (MGV kauft Mengen vom BKV Bildung des Preises für positive Ausgleichsenergie = Preis für Ausgleich von Unterspeisungen (MGV verkauft Mengen vom BKV Zweitgeringster Preis AE-Kauf- Preis = Zweithöchster Preis AE-Kauf- Preis = /MWh x 1,2 /MWh x 0,9 TTF GPL ZHB NCG TTF GPL ZHB NCG 82

83 Prüfung Bilanzkreisabrechnung Ausgleichsenergiepreise Entwicklung seit Qualitätssicherung ct/kwh 5,00 4,50 4,00 3,50 3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 Ab Mitteilung Nr.4 Positive Ausgleichsenergie Faktor 1,2 0,00 Okt. 08 Jan. 09 Apr. 09 Jul. 09 Okt. 09 Jan. 10 Apr. 10 Jul. 10 Okt. 10 Jan. 11 Apr. 11 Jul. 11 Okt. 11 Jan. 12 Apr. 12 Jul. 12 Okt. 12 Jan. 13 Apr. 13 Jul. 13 Okt. 13 Jan. 14 Apr. 14 Jul. 14 Okt. 14 Jan. 15 Apr. 15 PositiveBalancingEnergyPrice NCG_one_Day_Ahead_Settl_Price TTF UK_OCM NegativeBalancingEnergyPrice GASPOOL_one_Day_Ahead_Settl_Price Zeebruegge 83

84 Prüfung Bilanzkreisabrechnung Regelenergiebeschaffung und Einsatz Qualitätssicherung GaBi 2.0 Regelenergie Merrit Order Liste (MOL) Produktgruppe Produkt MOL Rang Kurzfristige Standardprodukte Title Market Transaction Lokale Produkte (qualitätsspezifisch) Standardisierte Langfristprodukte und/oder Flexdienstleistungen Flexibilitätsdienstleistungen Plattform Lieferort 1 Börse Eigener VHP 2 Börse Eigener und fremder VHP / qualitätsscharf 3 Plattform qualitätsscharf / lokal 4 Ausschreibung/ Plattform Für den deutschen Markt ist die EEX als relevante Handelsplattform für die Preisfeststellung der Ausgleichsenergiepreise festgelegt worden. Regulierungsmanagement Workshop Gas Januar

85 Prüfung Bilanzkreisabrechnung Ausgleichsenergiepreise-Ermittlung Qualitätssicherung GaBi 2.0 Der Ausgleichsenergiepreis wird zukünftig marktgebietsspezifisch gebildet: Positiver Ausgleichsenergiepreis = Max (Höchster Preis EK Regelenergie, Gasdurchschnittspreis +2%) Negativer Ausgleichsenergiepreis = Min (Höchster Preis VK Regelenergie, Gasdurchschnittspreis 2%) * der Produkte nach MOL Rang 1 und MOL Rang 2. * * jeweils mengengewichteter Gasdurchschnittspreis der relevanten Handelsplattform nach Art. 22 Ziff 3 des NC Balancing. Sofern der tägliche Ausgleichsenergiepreis nicht ermittelt werden kann, wird als Ersatzwert der Vortageswert herangezogen. 85

86 Prüfung Bilanzkreisabrechnung Ausgleichsenergiepreise Vergleich GaBi 1.0 und GaBi 2.0 /MWh , ,555 64, ,5 0, Positive Ausgleichsenergie GaBi 2 NCG Positive Ausgleichsenergie GaBi 2 Gaspool Positive Ausgleichsenergie GaBi 1 Negative Ausgleichsenergie GaBi 2 NCG Negative Ausgleichsenergie GaBi 2 Gaspool Negative Ausgleichsenergie GaBi 1 * Preise gemäß Portalen NCG, Gaspool und EEX (EGIX-DA) 86

87 Agenda Regulatorischer Überblick Bilanskreismanagement warum? Aufgaben des Bilanzkreismanagements Aufgaben des Bilanzkreismanagements Erweiterung 09:30 10:00 10:00 10:30 10:30 13:00 13:00 13: Belieferung über Sub-Bilanzkonten Belieferung über Bilanzzuordnung Belieferung mit Biogas 13:30 14:00 14:00 14:30 14:30 15: Kapazitätsmanagement Bilanzkreismanagement im Unternehmen 15:00 15:30 15:30 16:00 87

88 Bilanzkreisstruktur bei Erweiterung des Basisfalls Sub-Bilanzkonto Erweiterungsfall Subbilanzkonto Marktgebiet XY Lieferant 1 BK-Nummer Bezugsvertrag Lieferant 2 BK-Nummer Bezugsvertrag Virtueller Punkt FP FP Legende:. Ort des Eigentumsübergangs Eigener Bilanzkreis SBK RLM- Verbraucher SLP- Verbraucher FP SBK Fahrplangeschäft am Virtuellen Punkt Sub-Bilanzkonto Sub-Bilanzkonto für Weiterverteiler 2 88

89 Veränderungen im Bilanzkreismanagement bei Belieferung über Sub-Bilanzkonto Erweiterungsfall Subbilanzkonto Nr. Thema Veränderungen 1. Zusätzliche Verträge Anmeldung eines Sub-Bilanzkontos beim Marktgebietsverantwortlichen Neue Abwicklungs- und Abrechnungsregeln im Abgabevertrag mit dem Weiterverteiler Abrechnung von RLM Differenzmengen vom BKV an den Weiterverteiler 2. Zusätzliche Datenbedarfe: RLM-Last im Sub- Bilanzkonto 3. Zusätzliche Datenbedarfe: SLP-Last im Sub- Bilanzkonto und effektiv genutzte Toleranzmengen 4. Zusätzliche Datenbedarfe: Nicht prognostizierbare Last im Sub-Bilanzkonto Variante 1 eigene Prognose: Prognosegrunddaten (u.a. historische Lastgänge) RLM-Ist-Daten: z.b. Direktbezug beim ANB des Weiterverteilers Variante 2 tägliche Prognosehilfen des Weiterverteilers Information über die erwartete RLM-Last im Sub-Bilanzkonto Bereitstellung der SLP-Allokationen und Allokationen für effektiv genutzte Toleranzmengen auch für das Sub-Bilanzkonto durch den Marktgebietsverantwortlichen an D-1 Tägliche Bereitstellung von Lastgängen durch den Weiterverteiler für: Nicht-prognostizierbare Laständerungen bei Letztverbrauchern des Weiterverteilers (Betriebsurlaub etc.) Bezugs- bzw. Abgabe-Fahrplangeschäfte des Weiterverteilers (Anm.: Diese müssen durch den Bilanzkreisverantwortlichen nominiert werden.) Ein- und Ausspeisungen aus Speicher, Produktion, Biogas-Anlagen etc. 89

90 Agenda Regulatorischer Überblick Bilanskreismanagement warum? Aufgaben des Bilanzkreismanagements Aufgaben des Bilanzkreismanagements Erweiterung 09:30 10:00 10:00 10:30 10:30 13:00 13:00 13: Belieferung über Sub-Bilanzkonten Belieferung über Bilanzzuordnung Belieferung mit Biogas 13:30 14:00 14:00 14:30 14:30 15: Kapazitätsmanagement Bilanzkreismanagement im Unternehmen 15:00 15:30 15:30 16:00 90

91 Bilanzkreisstruktur bei Erweiterung des Basisfalls zugeordneter Bilanzkreis Erweiterung Bilanzkreiszuordnung Marktgebiet XY Lieferant 1 BK-Nummer Bezugsvertrag Lieferant 2 BK-Nummer Bezugsvertrag Virtueller Punkt FP FP Legende:. Ort des Eigentumsübergangs FP Eigner Bilanzkreis BZ RLM- Verbraucher SLP- Verbraucher FP BZ Fahrplangeschäft am Virtuellen Punkt Bilanzkreis-Zuordnung Zugeordneter Bilanzkreis Weiterverteiler 3 91

92 Veränderungen im Bilanzkreismanagement bei Belieferung über Bilanzkreiszuordnung Erweiterung Bilanzkreiszuordnung Nr. Thema Veränderungen 1. Zusätzliche Verträge Bilanzkreiszuordnungsvertrag mit Marktgebietsverantwortlichen und Weiterverteiler Veränderte Abwicklungs- und Abrechnungsregeln im Abgabevertrag mit dem Weiterverteiler Abrechnung von RLM Differenzmengen vom BKV an den Weiterverteiler 2. Zusätzliche Datenbedarfe: RLM-Last zugeordneten Bilanzkreis 3. Zusätzliche Datenbedarfe: SLP-Last im Sub- Bilanzkonto und effektiv genutzte Toleranzmengen 4. Zusätzliche Datenbedarfe: Nicht prognostizierbare Last im zugeordneten Bilanzkreis Möglichkeit 1: Eigene Prognose auf Basis vom Weiterverteiler bereitgestellter Prognosegrunddaten (u.a. historische Lastgänge) von RLM-Ist-Daten: Bezug vom Weiterverteiler oder Direktbezug bei dessen ANB Möglichkeit 2: tägliche Information des Weiterverteilers über die erwartete RLM-Last ( Prognosehilfe ) Bezug der SLP-Allokationen vom Weiterverteiler (Weiterleitung der durch den Weiterverteiler vom Marktgebietsverantwortlichen empfangenen SLP-Allokationen) Bereitstellung der Allokationen für effektiv genutzte Toleranzmengen auch für den zugeordneten Bilanzkreis an den Bilanzkreisverantwortliche des Rechnungsbilanzkreises durch den Marktgebietsverantwortlichen an D-1 Nicht prognostizierbare Ein- oder Ausspeisungen im zugeordneten Bilanzkreis: Abgabe Fahrplangeschäfte des Weiterverteilers Einspeisungen aus Speicher, Produktion, Biogas-Anlagen etc. Nicht-prognostizierbare Laständerungen bei Letztverbrauchern des Weiterverteilers (Betriebsurlaub etc.) Bereitstellung von täglichen Informationen des Weiterverteilers über diese Laständerungen 92

93 Agenda Regulatorischer Überblick Bilanskreismanagement warum? Aufgaben des Bilanzkreismanagements Aufgaben des Bilanzkreismanagements Erweiterung 09:30 10:00 10:00 10:30 10:30 13:00 13:00 13: Belieferung über Sub-Bilanzkonten Belieferung über Bilanzzuordnung Belieferung mit Biogas 13:30 14:00 14:00 14:30 14:30 15: Kapazitätsmanagement Bilanzkreismanagement im Unternehmen 15:00 15:30 15:30 16:00 93

94 Bilanzkreisabwicklung über Biogasbilanzkreise Biogasbilanzkreisvertrag Anlage 2 zum Bilanzkreisvertrag: Zusätzliche Regelungen für die Bilanzierung von Biogas im Marktgebiet: Voraussetzungen: Bei dem eingespeisten Gas muss es sich um auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas nach 3 Nr. 10c EnWG oder Wasserstoff handeln Bei den in einen Biogas BK eingebrachten Einspeisepunkte darf es sich nur um Einspeisepunkte von Biogasanlagen handeln Jeder zur Verrechnung verbundene Bilanzkreis muss ein Biogas-BK sein Das aus Speichern eingespeiste Biogas aus einem Biogas BK in den Speicher eingelagert wurde. Angepasste Bedingungen: Bilanzierungszeitraum: 12 Monate (bzw. Rumpfbilanzierungszeitraum im ersten Jahr) Lastgänge die Biogas BK zugeordnet sind werden täglich mit dem Bilanzierungsbrennwert umgewertet und nach Abschluss des Monats mit dem Abrechnungsbrennwert umgewertet. Eine Mehr- /Mindermengenabrechnung entfällt. Erweiterter Bilanzausgleich für Biogas in Höhe von 25% bezogen auf die physisch eingespeiste Mengen im Bilanzierungszeitraum (Flexibilitätsrahmen) Tägliche Saldierung des Bilanzkreises unter Ausnutzung des Flexibilitätsrahmens Übertrag von Flexibilitäten zwischen Bilanzkreisen möglich 94

95 Bilanzkreisabwicklung über Biogasbilanzkreise Biogasbilanzierung Bilanzkreisführung Belieferung mit Biogas Wird nachgereicht Quelle: Gaspool 95

96 Bilanzkreisabwicklung über Biogasbilanzkreise Biogasbilanzierung Übertragung von Flexibilitäten Belieferung mit Biogas Flexibilitäten können gehandelt werden Biogas-Flexibilitätsplattform der MGVs Quelle: Gaspool 96

97 0,18 0,16 0,17 0,26 0,32 0,51 0,51 0,54 0, , ,68 0,75 Belieferung mit Biogas Biogaskostenwälzungsbetrag [in /kwh/h/a] /kwh/h/a 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0, NCG H-Gas GASPOOL 97

98 Agenda Regulatorischer Überblick Bilanskreismanagement warum? Aufgaben des Bilanzkreismanagements Aufgaben des Bilanzkreismanagements Erweiterung Kapazitätsmanagement Bilanzkreismanagement im Unternehmen 09:30 10:00 10:00 10:30 10:30 13:00 13:00 15:00 15:00 15:30 15:30 16:00 98

99 Kapazitätsmanagement Grundlagen Kapazitätsmanagement auf Fernleitungsnetzen Rechtliche Grundlagen Anhang Congestion Management Procedures zur EU-Gas Fernleitungsrichtlinie GasNZV-Novelle 2010 BNetzA-Beschluss in Sachen Kapazitätsregelungen und Auktionsverfahren im Gassektor vom (kurz: KARLA Gas) KoV VII KOV VIII (in Entwicklung) NC CAM (Within-Day Kapazitäten und Übernominierungsverfahren) BNetzA-Festlegungsverfahren KARLA 1.1 (Im laufenden Verfahren, Umsetzung zum ) BNetzA-Festlegungsverfahren BEATE 99

100 Überblick über Element des Kapazitätsmanagements auf Fernleitungsnetzen Wesentliche Element des Kapazitätsmanagements für Fernleitungsnetzen: Rückgabe fester Kapazitäten: Freiwillige Rückgabe beliebiger Umfänge und für beliebige Zeiträume (auch Day-Ahead) Rückgabepflicht für ungenutzte feste Kapazitäten bis zum Zeitpunkt der erstmaligen Nominierung (14 Uhr am Vortag des Transporttags) Rückerstattung des regulierten Kapazitätsentgelts für die zurückgegebene Kapazität erst bei erfolgreicher Wiedervermarktung durch den Netzbetreiber; Zahlungspflicht für etwaige Auktionierungsaufschläge bleibt bestehen Rück-Rückgabe nicht wiedervermarkteter Kapazitäten zur Nutzung am Folgetag Renominierungsbeschränkungen für feste Kapazitäten an Marktgebietsgrenzen und Grenzkopplungspunkten (siehe Folge-Charts) Kapazitätsbestandsmeldungen (für gebuchte Kapazitäten incl. Day-Ahad-Kapazitäten) Day-Ahead-Kapazitäten: Fernleitungsnetzbetreiber bieten feste und unterbrechbare Tageskapazitäten zur Buchung am jeweiligen Vortag des Transporttags an Day-Ahead-Vermarktung umfasst freie Kapazitäten zurückgegebene Kapazitäten Kapazitäten, die durch Renominierungsbeschränkung geschaffen wurden Kapazitätsmanagement Within-Day-Kapazitäten (ab bzw. nach Veröffentlichung auf der Webseite des FNB) Fernleitungsnetzbetreiber bieten verbliebene Kapazität als feste Within-Day Kapazitäten zur Buchung an. Unterbrechbare Within-Day Kapazitäten werden durch Übernominierung im Rahmen der verfügbaren Kapazitäten vermarktet. 100

101 Kapazitätsmanagement Renominierungsbeschränkung 1 Mit KARLA Gas hat BNetzA die Möglichkeiten zur Renominierung fester Kapazitäten an Marktgebietsgrenzen und Grenzkopplungspunkten in Fernleitungsnetzen eingeschränkt. Zielsetzung: Ungenutzte (= nicht nominierte) Anteile gebuchter Kapazitäten sollen für andere Transportkunden auf fester Basis nutzbar gemacht werden. Längerfristige Kapazitätsverträge: Beschränkung des Umfangs der auf fester Basis möglichen Änderung der initialen Nominierung (= der um 14 Uhr für den folgenden Gastag beim Netzbetreiber vorliegende Wert) Renominierungsbeschränkungen werden je Bilanzkreis bzw. Sub-Bilanzkonto ermittelt. Der von der Renominierungsbeschränkung betroffene Kapazitätsanteil bleibt vorrangig unterbrechbar nutzbar. Ausnahmen: Transportkunden, die weniger als 10% der ausgewiesenen technischen Jahreskapazität am Buchungspunkt fest gebucht haben, sind von der Renominierungsbeschränkung befreit. Liegen keine transportkundenscharfen Bilanzkreis-Einbringungen vor, wird für die Anwendung der Renominierungsbeschränkung die Summe der Kapazitäten am Buchungspunkt in einem Bilanzkreis zu Grunde gelegt. Day-Ahead-Kapazitätsverträge: Day-Ahead-Kapazitäten müssen bis 20 Uhr nominiert werden und dürfen bisher nicht renominiert werden. Within-Day-Kapazitätsverträge: Feste Within-Day Kapazitätsverträge können 45 Minuten nach Auktionsende nominiert werden, Unterbrechbare Within-Day Kapazitäten durch Übernominierung am jeweiligen Liefertag 101

102 Kapazitätsmanagement Renominierungsbeschränkung 2 Renominierungen auf fester Basis möglich Renominierung nur auf unterbrechbarer Basis möglich Vermarktung für den Folgetag als feste Kapazität Quelle: Einleitungsverfügung der BNetzA zum Festlegungsverfahren zum Kapazitätsmanagement, Legende: B In den Bilanzkreis eingebrachte feste Kapazität N 1 Initiale Nominierung N R Renominierung 102

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