1. Welche Auswirkungen hat die Einführung der Tagesbilanzierung durch die Fest- legung des Grundmodells der Ausgleichsleistungs

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1 EnBW Energie Baden-Württemberg AG EnBW Energie Baden-Württemberg AG Großkunden-PLZ: Karlsruhe Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahn Beschlusskammer 7 Postfach Bonn per mail an: Bilanzierung.Gas@bnetza.de Name Felicitas Stuffer Bereich Regulatory Compliance Telefon Telefax f.stuffer@enbw.com Durlacher Allee Karlsruhe Großkunden-PLZ: Karlsruhe Telefon Telefax Sitz der Gesellschaft: Karlsruhe Amtsgericht Mannheim HRB Nr Steuer-Nr /01075 Öffentliche Konsultation der Bundesnetzagentur zum Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems Gas ( 30 GasNZV) 9. November 2010 Sehr geehrte Damen und Herren, EnBW begrüßt die Möglichkeit zur Stellungnahme im Hinblick auf die Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems Gas. Bei der Darstellung unserer Sicht haben wir uns im Folgenden an den Konsultationsfragen orientiert. 1. Welche Auswirkungen hat die Einführung der Tagesbilanzierung durch die Fest- legung des Grundmodells der Ausgleichsleistungs ichsleistungs- und Bilanzierungsregeln im Gassektor ( GABi Gas ) vom im Gegensatz zu einer stündlichen Bilan- zierung? Die Umstellung auf die Tagesbilanzierung hat ohne Zweifel zu einem vereinfachten Marktzugang insbesondere für neue Marktteilnehmer geführt. Infolgedessen wurde der Wettbewerb in Gassektor spürbar belebt. Dies wiederum führte zu einem deutlich liquidieren Handel, von dem alle Marktteilnehmer profitieren. Durch die Tagesbilanzierung ist es möglich, über Tagesprodukte an den Großhandelsmärkten das für die Endkunden notwendige Gas zu beschaffen und die untertägige Strukturierung dem Netzbetreiber zu überlassen. Dieser kann die Strukturierung weitaus effizienter und kostengünstiger durch den Einsatz von interner Regelenergie insbesondere des Netzpuffers bewerkstelligen. Die vorherige stündliche Beschaffung war nur durch flexible große Vorlieferanten zu bewerkstelligen und so gut wie gar nicht über einen zu illiquiden Markt für Strukturierung (Stundenprodukte, Speicherprodukte). Vorsitzender des Aufsichtsrats: Dr. Claus Dieter Hoffmann Vorstand: Hans-Peter Villis (Vorsitzender) Dr. Bernhard Beck Christian Buchel Seite 1 von 11

2 Die Einführung der Tagesbilanzierung kann daher als voller Erfolg bezeichnet werden. Leider hatte man nicht den Mut vollständig auf die Tagesbilanzierung umzustellen und über die Strukturierungsbeiträge weiterhin einen Teil der Stundenbilanzierung beibehalten. 2. Wie bewerten Sie die Entgeltsystematik im Bilanzierungsregime: gime: a) Entgelte für Ausgleichsenergie GABi Gas setzt auf ein Ausgleichsenergiepreissystem, für das als Basis Großhandelspreise herangezogen und lediglich über Zu- und Abschläge Bilanzkreisabweichungen pönalisiert werden. Dieses Preismodell ist kein wirkungsvoller Mechanismus, um den Marktteilnehmern die notwendigen Anreize zu bieten, die Bilanzkreise ausgeglichen zu halten. Es wird immer eine Marktkonstellation geben, bei der die ermittelten Zu- und Abschläge nicht die richtigen Signale setzen und einzelne Teilnehmer sich opportunistisch auf Kosten des Gesamtsystems verhalten können. Die mangelnde Wirkung des aktuellen Ausgleichsenergiepreissystems ist anhand der steigenden Kosten in Form der exorbitant gestiegenen Regelenergieumlagesätze zu beobachten. Statt des Modells mit Zu- und Abschlägen auf Großhandelspreisindizes sollen die tatsächlich dem Netzbetreiber entstandenen Kosten auf die Verursacher gewälzt werden. An dieser Stelle sehen wir einen Verweis auf die im Strommarkt herrschende Systematik als angebracht, da dort nach einer langen Suche nach einem wirkungsvollen Anreizmechanismus ein Modell gefunden wurde, bei dem das opportunistische Verhalten einzelner Teilnehmer effektiv unterbunden wird. Wir fordern daher, dass Ausgleichsenergiepreise nicht im Vorhinein bekannt sein dürfen, um arbiträres Verhalten zu verhindern. Es sei an dieser Stelle noch hinzugefügt, dass in Zeiten, in denen der Gaspreis am Markt unter dem des Vertragspreises liegt, immer potenziell ein Anreiz für diejenigen Parteien ohne Marktzugang besteht, gewisse Mengen über Ausgleichsenergie statt über den Liefervertrag zu beziehen. Es muss daher alles getan werden, dass Marktparteien ihre Long- oder Short-Positionen aktiv selbst über den Markt ausgleichen. Die wesentlichen Eckpunkte des Strommodells, die auch im Gas eine gewünschte Wirkung entfalten können, sind: - symmetrische Ausgleichsenergiepreise - Ausgleichsenergiepreise enthalten die tatsächlichen Kosten, die dem Netzbetreiber bei der Beschaffung von Regelenergie anfallen - Ausgleichsenergiepreise dürfen nicht im Vorhinein bekannt sein In einem ersten Schritt sprechen wir uns für eine Vereinfachung der bisherigen Berechnungsgrundlage aus. Statt der Heranziehung von vier Indizes und der Verbindung von Zu- und Abschlägen sehen wir den Markt schon seit längerem in einem Status, der reif ist für eine Konzentration auf die Preise der Hubs, an denen Bilanzkreisnetzbetreiber zunehmend ihre Regelenergiemengen beschaffen. Dabei Seite 2 von 11

3 handelt es sich um den NCG- und den Gaspoolhub. Die Preisentwicklungen zeigten bereits 2009, dass die NCG- und Gaspool-Preise stark mit TTF und sogar mit dem illiquiden PEG Nord-Hub konvergieren und somit eine Konzentration auf die deutschen Hubpreise ausreicht: Die monatlichen EEX-Umsätze am NCG-Hub im Zeitverlauf zeigen (vgl. Daten auf der NCG-Webseite), dass durch die Beschaffung von Regelenergie über den Markt und die Einführung von Within-Day-Produkten insgesamt mehr Menge in den Markt gekommen ist. Wir begrüßen daher jede Maßnahme, die zusätzliche Marktteilnehmer direkt an den Hub bringt. Darüber hinaus stehen wir der Einführung der 5%igen Toleranz (vgl. 23 Abs. 2 GasNZV) auf das Tagessaldo aus den RLM- Ausspeisungen sehr kritisch gegenüber, da dadurch auch Anreize entstehen, den Bilanzkreis wissentlich unausgeglichen zu halten, um von der Mengenverschiebung zu profitieren. Der dadurch verursachte Regelenergiebedarf würde über eine weiter ansteigende Regelenergieumlage auf alle RLMmT- und SLP-Kunden umgelegt. Außerdem sorgt diese Re- Seite 3 von 11

4 gelung für eine weitere Verkomplizierung des Abrechnungsmodells. Somit müssen die heutigen Prozesse stark angepasst und der Datenaustausch zwischen Marktteilnehmern weiter intensiviert werden. Das verursacht wiederum einen einmaligen immensen Anpassungsaufwand bei allen Marktteilnehmern sowie steigende IT-Kosten und eine Erhöhung des Datenqualitätsrisikos. Wir hoffen, dass die Bundesnetzagentur von ihrer Befugnis Gebrauch macht, dieses Toleranzband zum von vornherein auf null zu setzen. b) Strukturierungsbeiträge Neben der Mengenbilanzierung auf der täglichen Basis sieht GABi Gas auch eine Pönalisierung der stündlichen Abweichungen der Bilanzkreissalden vor. Die abrechnungsrelevanten Abweichungen werden anhand der im Bilanzkreis vertretenen Bilanzierungsarten (RLMoT, RLMmT, SPsyn, etc.) und sich daraus ableitenden unterschiedlichen stündlichen Toleranzen ermittelt. Diese Ermittlungs- und Abrechnungs-Praxis hat sich als sehr komplex erwiesen, so dass wir immer noch seit nun mehr als zwei Jahren Probleme (Verzögerung, Nachvollziehbarkeit, Qualität) bei der Bilanzkreisabrechnung beobachten. c) Regel- und Ausgleichsenergieumlage Die Regelenergieumlage ist seit Bestehen des neues Bilanzierungsregimes exorbitant gestiegen. Dies liegt u.a. an der Ausnutzung mancher Teilnehmer des Spreads zwischen eigenen Bezugskosten und den am Marktpreis gekoppelten Ausgleichsenergiepreisen, als auch an überhöhten Beschaffungskosten für Regelenergie für die Marktgebietsverantwortlichen. Dadurch ist derzeit im Markt zu beobachten, dass immer mehr Bilanzkreisverantwortliche ihr Wahlrecht zur Umwandlung der RLM-Zählpunkte auf ohne Tagesband wahrnehmen. Dadurch sparen sie sich die hohe Regelenergieumlage und die dadurch zu deckenden Kosten bei den Marktgebietsverantwortlichen werden von einer rückläufigen Zahl an Endkunden getragen. Ein weiterer Anstieg der Regelenergieumlage ist daher unausweichlich bis es keine RLMmT-Zählpunkte mehr gibt. Mittlerweile kann hier von einer Rückkehr zur Stundenbilanzierung gesprochen werden. An dieser Stelle bleibt der Regulierer unserer Ansicht nach zwei Antworten schuldig: - Wie passt diese Entwicklung zum tagesbilanziellen Ansatz von GABi Gas? - Wie geht man im weiteren Zeithorizont damit um, wenn ein europäisches Zielmodell eine reine Tagesbilanzierung vorsehen sollte? Seite 4 von 11

5 3. Welche Vor- und Nachteile sehen Sie bei den Festlegungen zu den unterschied- lichen Entnahmestellen des Bilanzierungssystems (mit Blick auf Tagesbilanziee- rung, stündliches Anreizsystem, Wahlmöglichkeiten der RLM-Kunden, Beteiligung an der Regel- und Ausgleichsenergieumlage): lage): a) Entnahmestellen mit Standardlastprofil ( SLP ) Bei der Belieferung der SLP-Kunden hat GABi Gas durch die Einführung der D-1 SLP-Allokation für eine deutliche Vereinfachung der Abwicklungsprozesse gesorgt. Leider mussten wir jedoch feststellen, dass die uns bereitgestellten D-1 SLP-Allokationsdaten oft überdurchschnittlich hoch von unseren Prognosen abweichen. Die Ursachen für diese Abweichungen sind vielfältig: Mangelnde Datenqualität, nachträgliche Anpassung der Allokationsdaten durch Ausspeisenetzbetreiber, unterschiedliche Bildung von Ersatzwerten durch die Marktgebietsverantwortlichen sowie Anwendung intransparenter analytischer SLP-Verfahren. Wir möchten an dieser Stelle darauf hinweisen, dass dieser Zustand aus unserer Erfahrung heraus zu signifikant negativen wirtschaftlichen Effekten führt und eine Verbesserung erfahren soll. Des Weiteren stellt sich die Frage, wie SLP-Abnahmestellen mit ausgerüstetem Smart Meter in das Bilanzierungsregime integriert werden können. Derzeit können weder Netzbetreiber noch Bilanzkreisverantwortliche von der Mehrinformationen durch Smart Meter profitieren, da die Netzbetreiber zur Anwendung von Standardlastprofilen und die Bilanzkreisverantwortlichen zur Einstellung dieser Werte verpflichtet sind. Dabei ließe sich gerade bei diesen Kunden der Tagesverbrauch besser anhand der Messwerte vom Smart Metern prognostizieren als durch die Anwendung eines SLP-Verfahrens. b) Entnahmestellen mit registrierender Leistungsmessung mit Tagesband ( RLMmT ) RLMmT-Kunden lassen sich trotz ihrer Größe durch die Beschaffung eines Tagesbands leicht beliefern. Dadurch sinken die Kosten auf Seiten des Versorgers und gleichzeitig wird die Wettbewerbsintensität enorm erhöht. Die Kunden profitieren durch mehr Anbieter und geringere Preise. Einen Anpassungsbedarf, wie z.b. die Einräumung einer größeren Toleranz (täglich/stündlich), sehen wir hier nicht. c) Entnahmestellen mit registrierender Leistungsmessung ohne Tagesband ( RLMoT RLMoT ) Wie bereits erwähnt, werden derzeit immer mehr RLMmT-Kunden auf RLMoT- Kunden umgestellt, damit die hohe Regelenergieumlage eingespart wird. Eine Rückkehr zur Stundenbilanzierung war eigentlich mit dem Wahlrecht zwischen den beiden Bilanzierungsarten nicht vorgesehen. Die Schieflage geht mittlerweile so weit, dass wir Bedenken haben, dass es in Marktgebieten mit hoher Regelenergieumlage zukünftig nur noch RLMoT- und keine RLMmT-Kunden mehr gibt. Die zu zahlende Regelenergieumlage würde für SLP-Kunden weiter steigen und dieses Kundensegment gravierend benachteiligen. Hier sollte über eine sinnvolle Aufteilung der Kosten nachgedacht werden. Seite 5 von 11

6 d) Entnahmestellen mit registrierender rierender Leistungsmessung mit Nominierungserr- satzverfahren ( RLMNEV ) Kunden mit dem Zeitreihentyp RLMNEV zu bilanzieren ist nur möglich, wenn dem Bilanzkreisverantwortlichen eine online-absteuerbare physische Aufkommensquelle (Entry ins Marktgebiet) zur Verfügung steht. Hinzu kommt eine aufwändige Datenübertragung und Steuerung. Dies führt dazu, dass neuen Marktteilnehmern die Bilanzierung von Kunden mit diesem Zeitreihentyp de facto unmöglich ist und i.d.r. den angestammten Versorgern vorbehalten bleibt. Diese profitieren dann davon, weder an Ausgleichsenergie und Strukturierungsbeitrag noch Regelenergieumlage beteiligt zu werden. Dies ist aus unserer Sicht nicht diskriminierungsfrei. 4. Wie schätzen Sie die aktuelle Lage auf dem Regelenergiemarkt ein, mit Bezug auf: a) Einsatz An dieser Stelle möchten wir besonders auf das Zusammenspiel zwischen interner und externer Regelenergie sowie auf die Anreize zur Bereitstellung und Optimierung interner Regelenergie eingehen. Innerhalb der EnBW-Gasnetze wird durch Dispatching in der Leitwarte interne Regelenergie in Form des vorhandenen Netzpuffers täglich optimal eingesetzt. Dazu ist eine kontinuierliche Beobachtung und Steuerung der Netze durch erfahrene Dispatcher nötig. Wenn es allen Ausspeisenetzbetreibern gelingt, ihre Netzpuffer optimal einzusetzen, kann der Einsatz externer Regelenergie reduziert werden. Dies führt zu einer gesamtwirtschaftlichen Verbesserung. Inwieweit der externe Regelenergieeinsatz durch Marktgebietsverantwortliche und beteiligte Netzbetreiber effizient koordiniert und durchgeführt wird, kann anhand der veröffentlichten Daten nicht beurteilt werden. Es stellt sich die Frage, ob insbesondere alle nachgelagerten Netzpuffer angemessen für die Bereitstellung interner Regelenergie herangezogen werden. Bisher werden die Kosten des Netzpuffers als beeinflussbare Kosten eingestuft. Im Zuge der weiteren Effizienzsteigerung wird es erforderlich werden, die beeinflussbaren Kosten weiter zu senken. Dadurch schwindet allerdings für die Ausspeisenetzbetreiber der Anreiz zur optimalen Verwaltung der Netzpuffer, da sie eine solche Kostensenkung nur durch Rückbau bzw. unzureichenden Ausbau der benötigten Flexibilitäten erreichen können. Aus Sicht der EnBW erscheint es daher sinnvoll, die Kosten für das Verwalten und Ausnutzen der Netzpuffer in die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten aufzunehmen. b) Beschaffung und Kosten Wir begrüßen, dass einige Marktgebietsverantwortliche bereits signifikante Regelenergiemengen über die virtuellen Handelspunkte beschaffen. Das darf Seite 6 von 11

7 jedoch nicht darüber hinweg täuschen, dass die Marktgebietsverantwortlichen weiterhin die größten Mengen an Regelenergie über proprietäre Plattformen beschaffen. In den vergangenen Monaten ist der Spread zwischen Hub- und Plattformbeschaffung nach öffentlichen Äußerungen einiger Marktgebietsverantwortlicher kleiner geworden. Sollte dem so sein, spricht unserer Meinung nach nichts dagegen, diese Mengen direkt über den Markt zu beschaffen. Da die Teilnahme an Ausschreibungen der proprietären Regelenergiebeschaffungsplattformen aufgrund der hohen Anforderungen an die Teilnehmer (siehe Pkt. c) nur einem begrenzten Kreis von Anbietern offen steht, sehen wir die Gefahr, dass Regelenergie von den Marktgebietsverantwortlichen über Ausschreibungen zu Preisen über dem Marktniveau eingekauft wird et vice versa. Dies wirkt sich nachteilig auf die Höhe der Regelenergieumlage aus. Letztlich gibt es aus unserer Sicht, wenn überhaupt, nur für lokale Regelenergieprodukte eine Existenzberechtigung für die Regelenergieplattformen der Marktgebietsverantwortlichen. Ein Weg in die richtige Richtung ist der Einkauf von Regelenergie über eine Handelsplattform wie der EEX hier sollte ein Maximum von Day-Ahead- und Within-Day-Mengen beschafft werden. c) Anbieter Wir mussten leider in den vergangenen zwei Jahren feststellen, dass durch viele Auflagen, starre Produkte und sehr hohe Anforderungen an die Abwicklungsprozesse die Qualifikation als Regelenergieanbieter und die Teilnahme an den Ausschreibungen der verschiedenen Marktgebietsverantwortlichen über die proprietären Plattformen extrem erschwert oder sogar unmöglich gemacht wurden. Somit gibt es nur einen eingeschränkten Pool an Regelenergieanbietern. Das gilt umso mehr für die Marktgebiete, in denen es keine liquiden Hubs als alternative Beschaffungsformen gibt. Sobald es also Mengen gibt, die über den Markt beschafft werden können, die aber tatsächlich über eine Plattform eingekauft werden, kann je nach Ausgestaltung der Plattform, der Verträge und ihrer Produkte eine Diskriminierung von Marktparteien vorliegen. Die Beschaffung von Regelenergie sollte daher weiter standardisiert und ausschließlich über einen einheitlichen Handelsplatz wie die EEX beschafft werden. Eine Ausnahme ist aus unserer Sicht die Beschaffung von lokaler Regelenergie aber auch hier lohnt es sich darüber nachzudenken, wie eine möglichst große Anzahl an Anbietern aktiv werden kann (in UK wird lokale Regelenergie über einen Handelspunkt abgerufen und nicht über eine mehr oder weniger exklusive Beschaffungsplattform). 5. Ist eine angemessene Transparenz im Rahmen des Ausgleichs- und Regel- energiesystems gewährleistet, d.h. sind die Veröffentlichungspflichten ausrei- chend? EnBW hält die bisherigen Veröffentlichungspflichten für ausreichend betreffend - dem Umfang und der Preise der eingesetzter Regelenergie (täglich am Folgetag und mindestens für die letzten zwölf Monate) Seite 7 von 11

8 - des Anteils externer Regelenergie, der aufgrund lokaler oder räumlich begrenzter Ungleichgewichte eingesetzt wurde (täglich am Folgetag) - der Ausgleichsenergiepreise (täglich am Folgetag) - der Strukturierungsbeiträge (täglich am Folgetag) - der Mehr-/Mindermengenpreise (monatlich) Die Veröffentlichungspflichten sind aus unserer Sicht nicht ausreichend mit Blick auf - Stand des Umlagekontos: Der saldierte Stand des Umlagekontos sollte ergänzt werden durch Angaben über Einnahmen- und Ausgabenstruktur getrennt nach Ausgleichsenergie, Strukturierungsbeiträgen, Regelenergieumlage, Mehr-und- Mindermengen-Abrechung, Kosten für Regelenergie (differenziert nach den jeweiligen Produkten); Änderungen zur Höhe der Regelenergieumlage sollten einheitlich und sehr frühzeitig kommuniziert werden - Höhe der Regelenergieumlage: Neben dem Stand des Umlagekontos sollte eine Vorschau auf die erwarteten Einnahmen und Ausgaben entsprechend der Aufschlüsselung für den Stand des Umlagekontos gegeben werden, um so den Marktteilnehmern eine Grundlage für die Einschätzung der Entwicklung der Regelenergieumlage zu geben. - Informationen zum Stand des Gesamtsystems: Die Bilanz des Gesamtsystems sollte untertägig aktualisiert veröffentlicht werden - Stand des einzelnen Bilanzkreises: Hier sollte die Frequenz der verlässlichen untertägigen Ausspeisedatenbereitstellung für den Bilanzkreisverantwortlichen und seinen individuellen Bilanzkreisstatus von zurzeit eins auf vier bis 2012 erhöht werden 6. Wie beurteilen Sie die Regelungen zu den Netzkonten, insbesondere unter Be- B rücksichtigung der Mitteilung 4 zur GABi Gas vom ? Die Mitteilung Nr. 4 zu GABi Gas stellt grundsätzlich eine begrüßenswerte Weiterentwicklung der bisherigen Regelungen im Bilanzierungsregime Gas dar. Die darin vorgesehene Führung der jeweiligen Netzkonten für eine frühzeitige Abrechnung und eine daraus resultierende Entlastung des Marktgebietsverantwortlichen ist aus wirtschaftlicher Sicht nachzuvollziehen. Die Abrechnung des Netzkontosaldos (Netzkontosaldo 3), wie in der Mitteilung Nr. 4 vorgesehen, erfolgt auf Basis kumulierter Monatsdaten bezogen auf den Vorjahreswert und fußt damit auf einer sinnvollen Datenbasis. Für das Meldesystem gegenüber der Bundesnetzagentur (Netzkontosaldo 5) werden jedoch Daten auf Basis von Monatsausspeiseallokationen der SLP- und RLM- Kunden herangezogen, ohne dabei saisonale Bedingungen wie z.b. verhältnismäßig geringe Mengen in den Sommermonaten zu berücksichtigen. Basierend auf Daten aus der Projektgruppe Netzkontoanalyse des BDEW/VKU, ist davon auszugehen, dass ein großer Teil der Ausspeisenetzbetreiber die vorgegebene 2%- Grenze insbesondere in Sommermonaten sowie in sogenannten Übergangszeiten von Sommer- in Wintermonate und umgekehrt regelmäßig überschreiten werden. Seite 8 von 11

9 Da Allokationen auf Prognosetemperaturen, dem Kundenverhalten auf Basis des jeweiligen Vorjahres und Lastprofilen basieren, haben Ausspeisenetzbetreiber keine Möglichkeiten die Ergebnisse zu beeinflussen. Die Vorgaben des Meldesystems in Kombination mit der nicht vorhersehbaren Wetterlage und dem nicht beeinflussbaren Kundenverhalten führen so zu einer aufwändigen Meldepflicht gegenüber der Bundesnetzagentur. Daher ist eine Anpassung des Meldesystems (Netzkontosaldo 5) an gaswirtschaftliche Belange zwingend erforderlich, um eine verursachungsungerechte Belastung zu vermeiden. 7. Sind Verpflichtungen zur Datenübermittlung (nach der Überwindung der Prob- leme in der Anfangspbase) in geeigneter Weise ausgestaltet? Durch unseren bundesweiten Vertrieb im Gasbereich haben wir einige Erfahrungen mit Ausspeisenetzbetreibern sammeln können. Nach unserer Einschätzung gibt es nach wie vor Probleme in der Bereitstellung von belieferungsrelevanten Daten vor der Aufnahme einer Belieferung (z.b. eindeutige Zuordnung von Kunden zu einem Marktgebiet / Probleme in den Deklarationslisten, Mitteilung von verwendeten Temperaturmessstellen, Kundenwerten bei SLP), sowie während der Belieferung in der Bereitstellung der Messwerte bei RLM- bzw. vernünftiger D-1 Allokationsdaten bei SLP-Kunden. Insbesondere die Qualität der 6h-Intraday- Allokationswerte von RLM- Abnahmestellen ist bei einigen Netzbetreibern nur unzureichend. Hier können vermutlich in der zur Verfügung stehenden Zeit nicht alle Zählpunkte ausgelesen werden. Dies führt dazu, dass die 6h-Werte zum Teil deutlich nach unten abweichen und für eine Prognose nicht brauchbar sind. Grundsätzlich ist das von der Bundesnetzagentur konzipierte Modell so gestaltet, dass für jeden Marktpartner vorgegeben ist, welche Daten in welcher Qualität zu welchen Zeitpunkten zur Verfügung gestellt werden sollen. Auch nach zwei Jahren Anwendung der GABi Gas ist zu beobachten, dass es immer wieder zu Pflichtverletzungen durch vereinzelte Marktakteure kommt, siehe o.g. Beispiele. Aufgrund der starken Verzahnung und Abhängigkeiten innerhalb der Marktprozesse ist es unerlässlich, dass die Verantwortung der Datenübermittlung von allen Beteiligten getragen wird. Dort wo Pflichten bewusst nicht eingehalten werden und ein klarer Vorsatz zu erkennen ist, muss eine finanzielle Verantwortung übernommen werden. Eine solche klare regulatorische Praxis, die heute noch nicht besteht, würde aus unserer Sicht unnötigen juristischen Einzelfallschritten vorbeugen und somit den Marktzugang zusätzlich vereinfachen. 8. Welche Elemente anderer europäischer Bilanzierungssysteme könnten unter Beachtung der nationalen Gegebenheiten für das deutsche System der Aus- gleichs- und Regelenergie nutzbar gemacht werden? Das New Balancing Regime der Niederlande mit Start weist ein paar interessante Eckpunkte auf, die einer Begutachtung unterzogen werden sollten. Insbesondere die fortlaufende Mitteilung des Zustandes des Gesamtsystems und des eigenen Bilanzkreises kann zu einer insgesamt effizienteren und effektiveren Seite 9 von 11

10 Steuerung des Netzes auf Netzseite und des Bilanzkreismanagements auf der Wettbewerbsseite führen (vgl. 5 Stand des einzelnen Bilanzkreises ). 9. Wie bewerten sie das deutsche Ausgleichs- und Regelenergiesystem insge- samt? Insgesamt hat GABi Gas zu mehr Wettbewerb im deutschen Gasmarkt geführt und kann daher positiv bewertet werden. In den oberen Abschnitten haben wir jedoch aufgeführt, dass die ein oder andere Stellschraube noch nachjustiert werden kann: - Ausgleichsenergiepreise äquivalent zum Strommarkt ändern - Schieflage RLMmT/oT durch zu hohe Regelenergieumlage beheben - Datenfluss und Kommunikation zwischen Ausspeisenetzbetreibern, Marktgebietsverantwortlichen und Bilanzkreisverantwortlichen verbessern - Zusätzliche 5%-Toleranz auf Tagessaldo für RLM-Kunden verhindern Zusätzlich zu dem oben genannten möchten wir noch auf die Mehr- und Mindermengenabrechnung eingehen, da diese in keiner der Konsultationsfragen explizit aufgeführt ist. Hier ist aus unserer Sicht der derzeitig vorgegebene und praktizierte Ablauf nicht optimal. Die momentane Prozessausgestaltung sieht vor, dass der Ausspeisenetzbetreiber die Rechnung/Gutschrift an den jeweiligen Transportkunden schickt. Doch statt dem Marktgebietsverantwortlichen analog zum Transportkunden eine Rechnung oder eine Gutschrift zukommen zu lassen, wird zwischen diesen beiden Vorgängen unterschieden. Geht es um eine Mehrmenge, also eine Gutschrift gegenüber dem Transportkunden, so erhält der Marktgebietsverantwortliche eine Rechnung. Geht es jedoch um eine Mindermenge, also eine Rechnung gegenüber dem Transportkunden, so ist hier ein Zwischenschritt bzgl. der Gutschrift vorgesehen, der unnötig ist. Denn eine Abrechnung findet in diesem Fall erst nach Rechnungsstellung des Marktgebietsverantwortlichen statt. Eine Vereinfachung wäre es, auch hier analog zur Rechnung an den Transportkunden eine Gutschrift an den Marktgebietsverantwortlichen zu versenden. 10. Wie kann und sollte das System weiterentwickelt werden? Viele notwendige Verbesserungen haben wir bereits in der Beantwortung der vorhergehenden Fragen dargelegt. Daher sei an dieser Stelle ein Blick auf das große Ganze erlaubt: Bei der gesamten Weiterentwicklung des deutschen Bilanzierungsregimes dürfen die europäischen Ziele eines einheitlichen europäischen Gasbinnenmarkts nicht außer Acht gelassen werden. Die von der Gasnetzzugangsverordnung geforderte Bestandsaufnahme zum kann aus unserer Sicht daher nur der erste Schritt für eine Weiterentwicklung bzw. Eindämmung von Fehlentwicklungen von GABi Gas sein. Wir halten es daher für sinnvoll, wenn die Bundesnetzagentur zusammen mit dem Markt einen Umsetzungsfahrplan erstellt, sobald die Framework Guideline on Balancing feststeht und als verlässliche Seite 10 von 11

11 Grundlage für den Network Code dient. In diesem Umsetzungsfahrplan sollten dann Ziele und Prämissen des deutschen und des europäischen Zielmodells gegenübergestellt werden. Daraus ergeben sich Schlussfolgerungen, die es zu konsultieren gilt. Für uns ist diese Konsultation daher der erste Schritt hin zur Erreichung eines europäischen Zielmodells, z.b. auch über den Weg regionaler Kooperationen zwischen den Märkten Für Fragen stehen wir Ihnen gerne zur Verfügung. Freundliche Grüße, i.a. Felicitas Stuffer Seite 11 von 11