astora: Interview mit Markus Radmacher astora: Interview with Markus Radmacher

Transkript

1 Ausgabe 2 Februar Heiko Lohmann astora: Interview mit Markus Radmacher astora: Interview with Markus Radmacher 2 13 ISSN-Nr.:

2 Im kurzfristigen Markt hat sich die Liquidität in Deutschland sehr gut entwickelt. Abb. 12 zeigt für Erdgas bezahlt als Der Terminmarkt lässt im kommenden Jahr keinen großen Preisanstieg erwarten. Wenn die Konjunktur tatsächlich lahmen sollte, dann wird es eher zu einem Damit bleibt die weitere Preisentwicklung unsicher wurde an den Handelsmärkten mehr eher ein Rückgang erwartet wird, es sei denn, die Situation um den Iran eskaliert weiter. Auch die immer noch sehr festen Ölpreise sind kein Kaufsignal. Zumal auch bei den Ölpreisen MW/Tag Gaspool VP NCG VP der Nachfrageseite von einer zunehmenden Portfolio-Optimierung. Auf der Angebotsseite sind es nicht zuletzt die Banken, die den Markt stützen. sich über diese Entwicklung, alle schätzen sie als gut ein. Getragen wird die Liquidität auf am Gaspool VP lässt sich seit Oktober 2011 eine Belebung feststellen. Kein Händler beschwert TTF (Quelle: London Energy Brooker Association Ahead an der TTF, dem NCG VP und Gaspool VP Abb. 12: Tägliche Handelsmengen im Day- JAHRESREPORT GAS Das Erdgasjahr 2012 im Rückblick Vertrieb Großhandel Abb. 20: Anzahl der Gasanbieter im Haushaltskundensektor, Stand: November 2010 (Quelle: ene t) Dr. Heiko Lohmann Das Erdgasjahr 2012 im Rückblick abziehen. Als Katar im August Instandhaltungsmaßnahmen an Verflüssigungsanlagen für den Herbst und auch für Januar 2012 ankündigte, verschärfte sich die Sorge einer Gasknappheit vor allem in Großbritannien im Winter. Abb. 11 zeigt mit der Preisentwicklung für Cal 12 und dem Brentpreis sehr schön diese Phasen. Euro/MWh USD/Barrel Anfang des Jahres setzte sich im Gas die tendenziell bearishe Tendenz von Ende 2010 fort, da weltweit viel Erdgas verfügbar war. Im Ölmarkt gab schon der arabische Frühling die Richtung vor. Ende Januar drehte sich der Markt, und die Unruhen in Nordafrika und dem Mittleren Osten sorgten für steigende Preise. Als dieser Trend auslief, kam der 14. März, an dem nach den Ereignissen in Japan Cal 12 von 25,50 auf knapp 27,00 Euro/MWh sprang. Ende März, Anfang April wurde die Panik von seriöseren Analysen abgelöst, die den Nachfrageboom in Japan erst einmal relativierten. Trotz fester Ölpreise gingen die Gaspreise wieder auf Talfahrt. Ein Crash der Ölpreise ließ die Gaspreise ebenfalls kurzfristig richtig durchsacken. Anschließend ging es in einem breiten Band von 26,00-28,00 Euro/MWh hin und her, teilweise getrieben durch Positionen von Händlern, teilweise wie im August durch die Ankündigungen aus Katar. Je stärker sich aber die Euro-Krise zuspitzte, desto mehr übernahmen die Bären das Kommando. Die 26,00-Euro/ MWh-Marke wurde erst vereinzelt getestet, im November wurde sie dann unterschritten. Die Erwartungen der Marktteilnehmer schwanken zwischen einem stabilen Preistrend von 26,00 Euro/MWh bis zum Jahresende und einem weiteren Rückgang. Bullish ist zurzeit niemand. Auch die immer noch sehr festen Ölpreise sind kein Kaufsignal. Zumal auch bei den Ölpreisen eher ein Rückgang erwartet wird, es sei denn, die Situation um den Iran eskaliert weiter Cal 12 NCG VP Brent-Index Abb. 11: Preise für Cal auf der Basis der Zahlen der Londoner Vereinigung der Energiebroker LEBA die Entwicklung Brent-Index (Quelle: 12 am NCG VP und des Day-Ahead-Handels am NCG VP und dem ener gate) Gaspool VP im Vergleich zur niederländischen TTF für das Jahr Die Abbildung zeigt, dass im Day-Ahead am NCG VP teilweise die Volumen der TTF erreicht und überschritten werden. Aber auch am Gaspool VP lässt sich seit Oktober 2011 eine Belebung feststellen. Kein Händler beschwert sich über diese Entwicklung, alle schätzen sie als gut ein. Getragen wird die Liquidität auf der Nachfrageseite von einer zunehmenden Portfolio-Optimierung. Auf der Angebotsseite sind es nicht zuletzt die Banken, die den Abb. 12: Tägliche Handelsmengen im Day- Markt stützen. Ahead an der TTF, dem Abb. 13 enthält die Preisunterschiede zwischen NCG VP und Gaspool VP (Quelle: London Energy dem NCG VP und der TTF einerseits sowie Gaspool VP und NCG VP andererseits. (LEBA)) Brooker Association Damit bleibt die weitere Preisentwicklung unsi cher wurde an den Handelsmärkten mehr für Erdgas bezahlt als Der Terminmarkt lässt im kommenden Jahr keinen großen Preisanstieg erwarten. Wenn die Konjunktur tatsächlich lahmen sollte, dann wird es eher zu einem Preisrückgang kommen. MW/Tag Liquidität im Handelsmarkt Im kurzfristigen Markt hat sich die Liquidität in Gaspool VP NCG VP TTF Deutschland sehr gut entwickelt. Abb. 12 zeigt 48 ener gate Jahresreport Gas Das Erdgasjahr 2011 im Rückblick 41 ener gate Jahresreport Gas 48 Das Erdgasjahr 2011 im Rückblick 41 Liquidität im Handelsmarkt Preisrückgang kommen Essen info@energate.de Abb. 13 enthält die Preisunterschiede zwischen dem NCG VP und der TTF einerseits sowie Gaspool VP und NCG VP andererseits. (LEBA)) Euro/MWh bis zum Jahresende und einem wei- teren Rückgang. Bullish ist zurzeit niemand. Euro/MWh bis zum Jahresende und einem wei zwischen einem stabilen Preistrend von 26,00 Erwartungen der Marktteilnehmer schwanken November wurde sie dann unterschritten. Die MWh-Marke wurde erst vereinzelt getestet, im übernah- die Euro-Krise zuspitzte, desto mehr men die Bären das Kommando. Die 26,00-Euro/ Ankündigungen aus Katar. Je stärker sich aber Händ- weise getrieben durch Positionen von lern, teilweise wie im August durch die teil- von 26,00-28,00 Euro/MWh hin und her, Der Jahresreport Gas die wichtigsten Ereignisse des Gasjahres 2012 kompetent und detailliert für Sie aufbereitet von unserem Gas-Experten Dr. Heiko Lohmann. Jetzt bestellen auf Als Highlights des Jahresreports erwarten den Leser eine Analyse der Ereignisse im Februar 2012 und ein ausführliches Interview mit Dr. Hans-Martin Huber-Ditzel, Vorstand der Enovos Deutschland AG und Geschäftsführer der Enovos Energie Deutschland GmbH. Außerdem erfahren Sie alles zur europäischen Netzzugangsregulierung sowie die wichtigsten Ereignisse aus Politik und Recht. Ebenso werden die Bereiche Erzeugung, Infrastruktur und Netze beleuchtet. Marktberichte zu Gas, Strom, Kohle und Öl zeichnen zudem die Preisentwicklung in 2012 nach. ener gate gmbh & co. kg Norbertstraße 5 D Essen Kundenservice Tel.: +49 (0) Fax: +49 (0) kundenservice@energate.de

3 Inhalt dieser Ausgabe / Table of contents Interview mit Markus Radmacher Rahmenbedingungen Marktentwicklung Marktstruktur Personal Marktgerüchte Interview with Markus Radmacher Framework Conditions Market Development Market Structure Personnel Market Rumours Ausgabe

4 astora: Interview mit Markus Radmacher 1. astora: Interview mit Markus Radmacher Speicherbetreiber sind in keiner einfachen Situation. Der Markt ist von einem Überangebot gekennzeichnet, die Vermarktung ist schwierig. Hinzu kommen für einige Betreiber eine unbefriedigende Netzanschlusssituation und nur begrenzt verfügbare feste, frei zuordenbare Transportkapazitäten. Betroffen ist davon auch der Speicherbetreiber astora. ener gate Gasmarkt hat mit Markus Radmacher, Fachbereichsleiter Vermarktung Speicherkapazitäten bei astora, über diese Themen gesprochen. ener gate Gasmarkt: Herr Radmacher, wie sind die Geschäftszahlen von astora, wie hoch ist der Umsatz, der Gewinn, wie viele Kunden hat das Unternehmen? Radmacher: Geschäftszahlen veröffentlichen wir nicht, aber die Anzahl der Kunden kann ich Ihnen sagen. Wir haben Stand heute 14 Kunden. ener gate Gasmarkt: War 2012 mit der Änderung des Namens von WINGAS in astora auch eine Änderung der Philosophie oder der Geschäftsstrategie verbunden? Radmacher: Ja und nein. Grundsätzlich haben wir auch schon als entflochtener Speicherbereich innerhalb der WINGAS weitgehend eigenständig agiert. Aber wir wollten in der Tat mit dem neuen Namen auch unterstreichen, dass wir unabhängig und eigenverantwortlich handeln. ener gate Gasmarkt: Das heißt, Sie verstehen sich als unabhängiger Speicherbetreiber? Radmacher: Absolut, wir sind weit davon entfernt, Speicher für den Eigenbedarf zu entwickeln, zu betreiben und zu vermarkten. Wir bieten unsere verfügbaren Kapazitäten schon lange am Markt an. Das unterstreicht auch die Kundenzahl. ener gate Gasmarkt: Derzeit sind Wintershall und Gazprom über WINGAS indirekt Gesellschafter von astora, die Wintershall gibt den Anteil an Gazprom ab. Welche Auswirkungen auf das Unternehmen erwarten Sie? Radmacher: Dazu können wir derzeit noch nichts sagen. Es gibt bisher keinerlei Pläne. Zudem stehen noch Entscheidungen von Behörden aus. Aber ich gehe davon aus, dass es für uns eine positive Entwicklung geben wird. ener gate Gasmarkt: Für alle Speicher werden auf ihrer Internetseite fast ausschließlich rote beziehungsweise gelbe Ampeln gezeigt. Das heißt, mehr als 90 Prozent der festen Kapazität sind vermarktet. Welche Kapazitäten müssen Sie überhaupt für die kommenden Speicherjahre vermarkten? Radmacher: Ganz kurzfristig gibt es nur für den Speicher Haidach nennenswerte verfügbare Kapazitäten. Zum 1. April vermarkten wir in einem Auktionsverfahren rund 170 Mio. Kubikmeter Arbeitsgasvolumen. ener gate Gasmarkt: Wie ist die Vermarktungssituation in Jemgum, auch da gibt es eine gelbe Ampel? Radmacher: In Jemgum sind wir bis 2018 komplett ausgebucht. ener gate Gasmarkt: Warum dann gelb und nicht rot? Radmacher: Wir wissen noch nicht endgültig, wie groß der Speicher im Endausbau sein wird. Dies wird erst 2017 feststehen, nachdem die letzte Kaverne gesolt ist. Sollte der Speicher größer werden als derzeit geplant, werden wir auch wieder kurzfristig aktiv vermarkten. ener gate Gasmarkt: Die gute Vermarktung in Jemgum überrascht, hat WINGAS dort komplett gebucht? Radmacher: Nein, es sind sechs Kunden, die jeweils nennenswerte Kapazitäten gebucht haben. Als wir im Jahr 2009 die Kapazitäten angeboten haben, kamen unsere einfachen und innovativen Produkte offenbar gut bei den Kunden an. Insbesondere die hohe Verfügbarkeit (konstante Kennlinie), das All-inclusive-Tarifmodell und die Anbindung an zwei Marktgebiete deckten sich mit den Kundenwünschen. ener gate Gasmarkt: Wie sieht es in Rehden aus? Radmacher: Da sind wir langfristig ausgebucht. Wir haben dort einen Kunden, der noch Verträge mit einer langen Laufzeit hat. ener gate Gasmarkt: Bisher ist die Produkt- und Preispalette bei astora verglichen mit anderen 4 ener gate Gasmarkt

5 astora: Interview mit Markus Radmacher Anbietern eher schlank. Wird es Neuerungen geben, wenn ja welche? Radmacher: Wir denken ständig über neue Produkte nach, sehen aber momentan nicht die Notwendigkeit für Änderungen. Unsere Kunden sind mit dem Angebot sehr zufrieden. Das Problem ist nur die Höhe des Entgeltes. Deshalb vermarkten wir freie Kapazitäten über Auktionen, weil wir derzeit die Standardentgelte nicht erzielen können. Wir haben zu Produkten noch mehrere Ideen in der Pipeline, aber da geht es mehr um Dinge wie eine Optimierung von Fahrweisemöglichkeiten oder die Erhöhung des Kundennutzens. ener gate Gasmarkt: Wie sieht es mit Indexierungen von Preisen an den Sommer-Winter-Spreads aus, die mittlerweile viele Betreiber anbieten? Radmacher: Auch dafür sehen wir eigentlich keinen Bedarf. Wenn wir schon den Spread in das Produkt einbauen, dann bleiben für einen Händler weniger Optimierungsmöglichkeiten. Unsere Kunden wollen nicht unbedingt eine Marktpreisindexierung. Wir haben für die aktuelle Auktion noch einmal explizit die Kunden nach dem Bedarf für ein Indexprodukt gefragt dieser war nicht vorhanden. ener gate Gasmarkt: Sie sprechen von einer Auktion, aber haben wie auch 2012 wieder das Chiffreverfahren gewählt. Warum führen Sie nicht eine transparente echte Auktion durch? Radmacher: Zum einen wollen wir keinen Mindestpreis nennen. Wir wollen uns auch vorbehalten, Kapazitäten nicht zu vergeben. Jedoch ist viel wichtiger, dass auch unsere Kunden das Chiffreverfahren bevorzugen, weil sie nicht daran interessiert sind, dass Preise bekannt werden. ener gate Gasmarkt: Kommen wir zur Transportsituation. Bei welchem Speicher bestehen Probleme mit Transportkapazitäten? Radmacher: Vor allem beim Speicher Haidach. Dort gibt es keine festen Transportkapazitäten, was die Vermarktung nicht einfach macht. In Jemgum ist die Anbindung an die Niederlande optimal, dank der Open Season von Gastransport Services gibt es feste, frei zuordenbare Transportkapazitäten. In das Gaspool-Marktgebiet gibt es nur unterbrechbare Kapazitäten. ener gate Gasmarkt: Wie bewerten Sie die aktuelle Diskussion zur Speicheranbindung im Rahmen der Netzentwicklungsplanung? Radmacher: Das ganze Verfahren ist unbefriedigend. Aus unserer Sicht besteht für die zweite Ausbaustufe in Haidach ein klarer Rechtsanspruch auf eine Anbindung mit festen, frei zuordenbaren Kapazitäten. Deshalb haben wir ein Missbrauchsverfahren bei der BNetzA gegen Open Grid Europe (OGE) eingeleitet. ener gate Gasmarkt: Nur noch einmal zur Klarstellung: Sie haben bei der BNetzA ein formales Missbrauchsverfahren gegen OGE eingeleitet? Radmacher: Ganz genau! ener gate Gasmarkt: Was halten Sie von dem Konzept der temperaturabhängigen Kapazitäten (TaK)? Radmacher: Darüber kann man reden, aber die derzeit von den Netzbetreibern vorgeschlagene Ausgestaltung ist absolut ungenügend. ener gate Gasmarkt: Warum? Radmacher: Sie ist für Speicherbetreiber in einem liberalisierten Markt nicht praktikabel! ener gate Gasmarkt: Wie müsste es aus Ihrer Sicht ausgestaltet sein? Radmacher: Es gibt Speicherkunden, die orientieren ihre Speichernutzung an der Temperatur, aber es gibt auch Kunden, die dies nicht tun. Das heißt, man muss die Kapazitäten in einen Teil aufteilen, der temperaturunabhängig fest, frei zuordenbar genutzt werden kann und einen Teil, bei dem temperaturabhängige Restriktionen möglich sind. Die Aufteilung muss man eben ermitteln, dies fehlt. ener gate Gasmarkt: Für den temperaturabhängigen Teil könnte man mit der TaK, so wie sie im Szenariorahmen beschrieben ist, leben? Radmacher: Nein, nicht mit dem vorgeschlagenen System, da müsste man noch viele Anpassungen vornehmen. So sind unter anderem die gewählten Temperaturbereiche aus meiner Sicht willkürlich. Zum Beispiel ändert sich der Ausspeicherbedarf laut Szenariorahmen um 35 Prozent bei einem Grad Celsius Temperaturunterschied. Ausgabe

6 astora: Interview mit Markus Radmacher ener gate Gasmarkt: Speicher wird derzeit für rund 2,00 bis 2,50 Euro/MWh angeboten, die meisten Marktteilnehmer argumentieren, es gebe ein Überangebot. Sehen Sie dies auch so? Radmacher: Zumindest wird der physischen Flexibilitätsquelle Speicher kein angemessener Wert beigemessen. ener gate Gasmarkt: Ändert sich die Angebots- Nachfrage-Situation in den kommenden fünf Jahren, welchen Entwicklungspfad hält astora für wahrscheinlich? Radmacher: Wir glauben, dass es sich ändert, über den Verlauf wage ich keine Aussage. Aber Speicher ist die einzige physische Quelle für Flexibilität und ein Garant für Versorgungssicherheit. Derzeit besteht der Eindruck, der Spotmarkt schaffe Flexibilität, aber auch da steht Physik dahinter. Irgendwann wird begriffen werden, dass Versorgungssicherheit und Flexibilität einen Preis haben. Wenn es so weiter geht wie derzeit, werden die ersten vor allem kleineren Speicherbetreiber vom Markt verschwinden. ener gate Gasmarkt: Aber die aktuelle Marktsituation mit kaltem Wetter und geringen Preisausschlägen zeigt doch, dass es funktioniert? (Das Interview wurde am 21. Januar geführt.) Radmacher: Ja, weil wir Kapazitäten zu Preisen vermarkten müssen, die nicht optimal sind. Das halten viele nicht durch, möglicherweise mit finanziellen Folgen. Wenn die ersten Speicher den Betrieb einstellen müssen, wird man merken, dass es so nicht funktioniert. ener gate Gasmarkt: Sind denn 2,00 oder 2,50 Euro/MWh derzeit die Preisuntergrenze? Radmacher: Wir gehen davon aus, bei der Auktion jetzt mehr zu erzielen. Bei der letzten Auktion Anfang 2012 haben wir einen deutlich höheren Preis erzielt. ener gate Gasmarkt: Da der Markt Versorgungssicherheit nicht honoriert, sollte es eine staatlich verordnete Pflicht für Marktteilnehmer geben, Speicher aus Versorgungssicherheitsgründen zu buchen? Radmacher: Ich will eine solche Diskussion nicht ausschließen und sehe durchaus Argumente für eine solche Pflicht. Derzeit gibt es die Diskussion auf politischer Ebene nicht, aber wir merken, dass im Bundeswirtschaftsministerium die Entwicklung im Speichermarkt kritisch gesehen wird. ener gate Gasmarkt: Ist eine neue Nachfrage zur Speicherung von Synthesegas (Power-to-Gas) ein zukünftiges Geschäftsfeld? Radmacher: Das ist eine gehörige Portion Vision. In den nächsten fünf Jahren wird dies nicht relevant sein, aber danach hat es hoffentlich Potenzial. Wir verfolgen dies positiv und beschäftigen uns damit, allerdings eher auf kleiner Flamme. ener gate Gasmarkt: Herr Radmacher, vielen Dank für das Gespräch. 6 ener gate Gasmarkt

7 Rahmenbedingungen 2. Rahmenbedingungen 2.1 Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (EEWärmeG) Fast schon erstaunlich, dass der Erfahrungsbericht zum Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (EEWärmeG) überhaupt noch veröffentlicht wurde. Der Entwurf wurde über Monate zwischen dem Wirtschafts- und dem Umweltministerium hin- und hergeschoben. Aber seit dem 19. Dezember ist die finale Version auf der Internetseite des zuständigen Umweltministeriums verfügbar. In der Ressortabstimmung wurden dem Entwurf vom Juli aber alle Zähne gezogen (ener gate Gasmarkt 10/12). Der finale Bericht enthält im Grunde keine einzige konkrete Aussage zur Weiterentwicklung des EEWärmeG mehr: Die Formulierung von Zielen, die über einen Anteil von 14 Prozent erneuerbarer Energien an der Wärmeerzeugung hinausgehen: gestrichen. Die Forderung im Rahmen des Marktanreizprogramms pro Jahr mindestens 500 bis 800 Mio. Euro zur Verfügung zu stellen: relativiert. (Der Bundestag solle sicherstellen, dass Förderung auf dem bisherigen Niveau fortgeführt wird.) Die Ausgestaltung einer Ausdehnung des EE- WärmeG auf den Wohnungsbestand: relativiert. (Eine abschließende Empfehlung für bestimmte Handlungsoptionen könne noch nicht ausgesprochen werden.) Beim letzten Punkt fällt auch die veränderte Bewertung des EEWärmeG des Landes Baden- Württemberg auf. Im Entwurf vom Juli heißt es noch, eine moderate Pflicht zur Nutzung erneuerbarer Energien bei einem Heizkesselaustausch im Bestand mit einer finanziellen Unterstützung ( Fördern und Fordern ) werde durch positive Aussagen im Erfahrungsbericht des Landes Baden-Württemberg gestützt. In der Endfassung schreibt das BMU zu dem Landesbericht, er zeige Vor- und Nachteile der gesetzlichen Regelung sowie die unterschiedliche Resonanz. Die Frage, ob die Regelung in Baden-Württemberg zu einem Rückgang der Modernisierungsrate führe, müsse noch geprüft werden. Eine Idee für die Erweiterung des EEWärmeG, die im vergangenen Jahr für eine gewisse Aufregung auch in der Gaswirtschaft gesorgt hat, ist weiter in dem Bericht enthalten. Im Rahmen eines Portfoliomodells könnten Anbieter fossiler Energien (also auch Erdgasanbieter) verpflichtet werden, einen Mindestanteil erneuerbarer Energien in den Markt zu bringen. Sie könnten diese Quote von Dritten kaufen und die Kosten über die Erdgaspreise auf alle Kunden verteilen. Konkret zur Nutzung von Erdgas mit einem Anteil von Biomethan in Brennwertkesseln im Rahmen des EEWärmeG - die Dauerforderung der Branche - enthält aber auch die Endfassung des Berichts keine Empfehlung, dies in Zukunft zu ermöglichen. Allein die heftigen Formulierungen, mit denen diese verstärkte Nutzung von Biomethan in der Entwurfsfassung abgelehnt wurde (ener gate Gasmarkt 10/12), sind nicht mehr enthalten. Ein Marktbeobachter meinte dazu, der Bericht sei letzten Endes von der Angst vor steigenden Mieten geprägt. Zu einer Novelle des EEWärmeG wird es aber in dieser Legislaturperiode ohnehin nicht mehr kommen. 2.2 Anreizregulierungsverordnung Schon im vergangenen Jahr hatte ener gate Gasmarkt über Arbeiten im Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) zur Änderung der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) berichtet (ener gate Gasmarkt 09/12). Damals wurde Ende des vergangenen Jahres als geplanter Termin genannt. Jetzt schreiben wir das Jahr 2013 und bisher ist nichts passiert. Aber im BMWi wird weiter an dem Thema gearbeitet, sagen verschiedene Quellen. Auch die BDEW-Hauptgeschäftsführerin, Hildegard Müller, nannte bei einer Pressekonferenz des Verbandes zum Jahresanfang die Novelle der ARegV als ein Vorhaben, das noch auf der politischen Agenda bis zur Bundestagswahl steht. Eines der Ziele der Novelle sei die Verbesserung der Investitionsbedingungen für Verteilnetzbetreiber. Der Vorschlag aus dem sogenannten Schäfer-Papier, über das ener gate Gasmarkt im September des vergangenen Jahres berichtet hat, soll aber keine Rolle spielen. Wenn, wird es Anpassungen im Rahmen der bestehenden Regelungen geben. Die Fernleitungsnetzbetreiber versuchen bei einer Novelle noch die folgenden Themen unterzubringen, um zu gewährleisten, dass die vorgegebene Rendite erreicht wird, wie es in einem Papier der Fernleitungsnetzbetreiber heißt: Ausgabe

8 Rahmenbedingungen Anerkennung von Investitionen in die Versorgungssicherheit. Derzeit können nur Investitionen in die Erweiterung und Umstrukturierung des Netzes genehmigt werden. Verlängerung der Genehmigungsdauer für Investitionen, die aufgrund des Netzentwicklungsplanes (NEP) getätigt werden, auf zehn Jahre. Damit soll verhindert werden, dass nach fünf Jahren durch solche Investitionen der Effizienzfaktor sinkt. Verkürzung der Abschreibungsdauer auf 20 Jahre für Leitungen beziehungsweise 15 Jahre für Verdichter. Angesichts des Energiewendekonzeptes der Bundesregierung stellen die Netzbetreiber infrage, ob am hinteren Ende der derzeit üblichen Abschreibungsdauern von bis zu 55 Jahren die Anlagen überhaupt noch genutzt werden. Möglichkeit der Gewinnerzielung durch Dienstleistungen für Dritte und Möglichkeiten einer Beteiligung von Dritten an Investitionen (Projektfinanzierung) durch ein Betriebsführungsentgelt. Dies sollen Netzbetreiber erhalten, wenn sie Netze betreiben, in die andere Unternehmen investiert haben. Gascade Geschäftsführer Christoph von dem Bussche sagte in einem Gespräch, vor allem die Verpflichtung zu Investitionen aus dem NEP, die sich nachteilig auf den Effizienzfaktor auswirken, bereiteten ihm Sorge. Der Faktor wird derzeit aus dem Rohrvolumen, den durch das Netz aufgespannten Fläche sowie der Zahl der Ausspeisepunkte ermittelt. Investitionen, die weder die Fläche noch die Zahl der Ausspeisepunkte oder das Rohrvolumen verändern, verschlechtern den Effizienzfaktor und damit die finanzielle Position der Transportnetzbetreiber. 8 ener gate Gasmarkt

9 Marktentwicklung 3. Marktentwicklung 3.1 Neue Abschlüsse Branche: Metallindustrie Secura Energie Eher ein Nicht-Abschluss: Nach einem Bericht der Schwesterpublikation von ener gate Gasmarkt ener gate Messenger hat der Vertriebsvorstand der Mannheimer MVV Energie, Matthias Brückmann, vor Journalisten erklärt, die Direktvertriebsmarke Secura Energie werde nicht mehr aktiv beworben. Mit der Marke bietet MVV bundesweit Strom und Erdgas für Haushaltskunden an. Kundenzahlen sind nicht bekannt, aber laut Brückmann wurden Kundenverluste im Heimatmarkt mehr als kompensiert. Im Haushaltskundenmarkt herrsche aber ruinöser Wettbewerb, an dem sich MVV nicht beteiligen wolle. Deshalb sei es nicht mehr Ziel, neue Kunden zu gewinnen Energiehaus Dresden Mit dem Energiehaus Dresden ist ein weiterer Anbieter jetzt bundesweit auch im Erdgasmarkt unterwegs. Bisher hat sich die Genossenschaft auf die Belieferung von Kunden in den ostdeutschen Bundesländern konzentriert. 3.2 Marktliquidität und Preise VEA Abschlüsse und Preisinformationen Der Bundesverband der Energieabnehmer (VEA) hat im Januar folgende Abschlüsse für Industriekunden veröffentlicht: Branche: Bundesland: Jährliche Menge: Benutzungsdauer: Marktgebiet: Durchschnittlicher Preis (ohne Est.): Preisstand: Verarbeitung von Steinen und Erden Niedersachsen kwh h/a Gaspool (L-Gas) 3,37 ct/kwh Festpreis Lieferbeginn: Laufzeit: 21 Monate Bundesland: Jährliche Menge: Benutzungsdauer: Marktgebiet: Durchschnittlicher Preis (ohne Est.): Preisstand: Hessen kwh h/a NCG (H-Gas) 3,75 ct/kwh Festpreis Lieferbeginn: Laufzeit: Diese Vertragsabschlüsse stellen nur eine Momentaufnahme dar. Die Preise können sich entweder durch Verhandlungen mit dem bisherigen Lieferanten oder durch den Wechsel zu einem anderen Anbieter ergeben. Die Zahl der Anbieterwechsel hat mittlerweile deutlich zugenommen. Zudem werden eigentlich nur noch Festpreise abgeschlossen. Anbei der Überblick des VEA über Marktpreisindikationen für verschiedene Abnahmefälle. Dargestellt werden Festpreise für zwölf Monate, die sich bei Lieferbeginn im kommenden Quartal im Rahmen von Ausschreibungen erzielen lassen. Die Abschätzung basiert auf den Marktpreisen an den Handelspunkten, Netzentgelten und den Erfahrungen des VEA mit der Wettbewerbssituation. Regional wird nur noch zwischen alten und neuen Bundesländern unterschieden. Tabelle 1 zeigt die aktuellen Abschätzungen. Gegenüber dem Vormonat sind die Preise in den ct/kwh (ohne Erdgassteuer und USt.) 12 Monate Alte Bundesländer Tab. 1: Preise für Industriekunden (Quelle: VEA, Stand ) Neue Bundesländer von bis von bis 50 Mio. kwh h/a 3,1 3,5 3,2 3,4 20 Mio. kwh h/a 3,3 3,7 3,3 3,7 10 Mio. kwh h/a 3,3 3,9 3,4 3,8 10 Mio. kwh h/a 3,4 4,0 3,5 3,9 5 Mio. kwh h/a 3,5 4,0 3,6 4,0 5 Mio. kwh h/a 3,7 4,5 3,8 4,4 1,5 Mio. kwh h/a 3,6 4,2 3,7 4,2 1,5 Mio. kwh h/a 3,8 4,7 4,0 4,5 Ausgabe

10 Marktentwicklung Grafik 1: Preisentwicklung Day Ahead und Cal 14 am NCG VP (Quelle: ener gate Preisdaten) Euro/MWh 27,80 27,60 27,40 27,20 27,00 26,80 26,60 26,40 26,20 26,00 meisten Fällen unverändert, in einigen Fällen um 0,1 ct/kwh gestiegen Gashandel Preisentwicklung Im Grunde war die Preisentwicklung im Prompt im Januar irritierend. Zumindest zeitweise war es sehr kalt, aber der Day-Ahead-Preis bewegte sich wie Grafik 1 zeigt in einer engen Bandbreite. Anfang Dezember hatte kaltes Wetter noch für Preise von rund 28,50 Euro/MWh gesorgt, im Januar wurden trotz zeitweisen Dauerfrostes in Nordwesteuropa die 28 Euro/MWh nicht erreicht. Zudem führte jeder kleine Peak gleich zu einer Gegenbewegung. Die Händler merken, dass selbst niedrige Temperaturen kein Problem für die Versorgung darstellen, sie nutzen dann jede Preissteigerung gleich zur Ausspeicherung, meinte ein Händler. Dazu kam, dass für Ende Januar wieder wärmeres Wetter angesagt war, dadurch sind die Preise weiter unter Druck geraten. Angesichts der sehr festen Preise im Herbst ist die Entwicklung durchaus überraschend, sie zeigt aber die gute Versorgung trotz asiatischer Nachfrage sowie eher geringen LNG-Lieferungen und fehlende Bereitschaft, noch Risikoprämien zu zahlen. Doch die nächste Überraschung kommt bestimmt. Was meinte ein Händler: Ich versuche gar nicht mehr, die Preisentwicklung zu verstehen. Im Terminhandel waren die Preise auf Talfahrt, ohne dass es große Impulse gab. Für Diskussionen sorgte eher der sehr starke Preisverfall in den allerletzten Tagen des Jahres Der wurde aber Anfang des Jahres wieder aufgeholt. Grundsätzlich ist der Markt eher bearish. Die Nachfrage in Teilen Europas ist schwach, zur Stromerzeugung in Nordwesteuropa gibt es sie kaum. Der Nachfragedruck aus Asien hat eher etwas nachgelassen und der Markt scheint sich schon auf zusätzliches Angebot aus Australien und erste Exporte aus den USA einzustellen. Cal 15 und Cal 16 notieren jeweils niedriger als Cal 14. Grafik 1 zeigt die Entwicklung der Preise für den Day Ahead und Cal 14. Der Preis für Sommer 13 ging im Verlauf des Januars von 26,30 auf 25,60 Euro/MWh zurück, für Winter 13 von 28,45 auf 27,50 Euro/MWh. Damit sank der Somer-Winter-Spread im Verlauf des Monats unter 2,00 Euro/MWh Volumen und Preisspreads Im Kurzfristhandel stiegen die Mengen am NCG VP im Januar weiter an. Gehandelt wurden im Durchschnitt täglich MW, nach MW im November. Am Gaspool VP stieg die Menge noch stärker von MW auf MW. Am NCG VP stieg die Preisdifferenz zumrttf an den ersten Januartagen deutlich auf 0,50 Euro/MWh. Nach einem Rückgang erreichte sie auch in der zweiten Monatshälfte teilweise ein ähnliches Niveau. Wenn ausgehend von Großbritannien der Day-Ahead-Preis sinkt, bleibt häufig der Preis am NCG VP auf dem höheren Niveau, eine mögliche Erklärung. Im Januar war bei fallenden Preisen der Spread tendenziell höher. Aber auch der Startpreis in Höhe des regulierten Entgeltes statt null bei der Day-Ahead-Auktion könnte, so Händler, ein Grund für den größeren Preisunterschied sein. Der Day-Ahead-Preis am Gaspool VP bewegte sich auf dem Preis für den NCG VP, eigentlich ein Argument gegen das Transportpreisargument. Die Mengen im Kurzfristhandel an der EEX für die drei Handelsplätze NCG, Gaspool und TTF sind in Tabelle 2 auf Seite 11 dargestellt. 25, Day Ahead Cal ener gate Gasmarkt

11 Marktentwicklung MW/MWh Anzahl MW/MWh % Veränderung Vormonat Anzahl % Veränderung Vormonat NCG 10 MW (MW) ,1 % 23,0 % 1 MW (MW) ,1 % 21,6 % Within Day (MWh) ,2 % -28,0 % Gaspool 10 MW (MW) ,3 % 95,6 % 1 MW (MW) ,9 % 29,1 % Within Day (MWh) ,2 % 275,0 % TTF 10 MW (MW) ,1 % 197,8 % 1 MW (MW) ,8 % 880,0 % Within Day (MWh) ,9 % 0,8 % Tab. 2: Spothandel an der EEX (Quelle: EEX) Die Handelsmengen im Spotmarkt sind an der EEX massiv angestiegen. Der Handel mit Regelenergie kann nur einen Teil erklären. Am Gaspool VP ist an rund einem Drittel der Menge für Tagesprodukte der Marktgebietsbetreiber als Handelspartner beteiligt. Am NCG VP macht Regelenergie nur einen kleinen Teil des Handels mit den Tagesprodukten aus. Lediglich an der TTF dient der Handel mit Tagesprodukten vollständig der Abdeckung des Regelenergiebedarfs für L-Gas im NCG-Marktgebiet. Aber auch Within Day wird nicht nur Regelenergie gehandelt. Erstaunlich vor allem die Within- Day-Volumen am Gaspool VP, wo bisher kaum Within-Day-Handel stattfand. Tabelle 3 zeigt die Mengen im Terminhandel MW Nach wie vor ist der Handel eher unregelmäßig Energieprognosen Davon Clearing MW MW Handel gesamt % Änderung Vormonat Monate ,2 % Quartale ,4 % Seasons ,7 % Cal 60 20,0 % Tab. 3: Terminhandel an der EEX (Quelle: EEX) Die jährlichen Energieprognosen von Exxon- Mobil und BP haben mittlerweile schon Tradition (siehe ener gate Gasmarkt 02/12, wo sie irrtümlich als Szenarien bezeichnet wurden). BP erstellt die Prognose aber erst zum dritten Mal. ExxonMobils im Dezember veröffentlichte Studie schaut bis ins Jahr 2040, BPs im Januar präsentierte Vorhersage bis zum Jahr Die beiden Studien kommen zu ähnlichen Ergebnissen und liegen zudem auf der Linie des von der IEA im November vorgestellten World Energy Outlook (ener gate Gasmarkt 12/12). Die Nachfrage nach Energie wird global vor allem in den Nicht-OECD-Staaten deutlich zunehmen, aber dank des zunehmenden Angebotes von Öl und Erdgas aus nicht konventionellen Lagerstätten kann dieses Angebot befriedigt werden. Zudem sorgt eine steigende Effizienz beim Einsatz von Energie für eine gewisse Entlastung auf der Nachfrageseite. Unter Umweltgesichtspunkten sind dies nur sehr bedingt gute Nachrichten, Die CO 2 -Emissionen werden zunehmen und deutlich über den wissenschaftlich als kritisch angesehenen Wert von 450 ppm (Zwei-Grad- Ziel) steigen, so die Aussage bei BP. Gemäß der Exxon-Prognose soll aber 2030 der Höhepunkt erreicht werden. Danach erwartet Exxon einen Rückgang der Emissionen. Beide Studien enthalten zudem ein implizites Ergebnis: Der Versuch, erneuerbare Energien zum Beispiel im Rahmen der deutschen Energiewende zur CO 2 -Vermeidung durchzusetzen, wird ökonomisch nicht länger durch steigende Preise für fossile Energieträger unterstützt. Preise für Erdgas und Erdöl können auch wieder sinken, sagte zum Beispiel Michael Schmidt, Vorsitzender des Vorstands von BP Europa, auf der Handelsblatt - Jahrestagung Energiewirtschaft. Für Erdgas sind die Highlights der Studien wie folgt: Ausgabe

12 Marktentwicklung Grafik 2: Auslastung des Kraftwerks Gersteinwerk (Quelle: Präsentation von Stefan Judisch, RWE Supply & Trading, auf der EAGC in Wien Ende Nov Entnommen aus: GasStrategies Viewpoint. Key messages from 27th EAGC) MW Erdgas wird die fossile Energie mit der höchsten Wachstumsrate bei der Nachfrage (BP: rund zwei Prozent pro Jahr bis 2030). Die zusätzliche Nachfrage kommt vor allem aus der Stromerzeugung (Exxon: 2040 liegt der Anteil am globalen Stromerzeugungsportfolio bei 30 Prozent, verglichen mit heute gut 20 Prozent). Aber auch im Industriesektor soll die Nachfrage nach Erdgas zunehmen, Exxon prognostiziert anders als BP zudem einen Zuwachs im Haushaltssektor. Beide Unternehmen sind sich einig, dass die Zuwachsraten im Verkehrssektor am höchsten sein werden, vor allem da LNG im Bereich des Schiffs- und Schwergutverkehrs eine größere Rolle spielen wird. Aber der Anteil von Erdgas im Verkehrssektor, und damit auch der Gesamtabsatz, bleibt gering. Auf der Angebotsseite ändert sich an der mittlerweile fast gängigen Prognose wenig. Dank der Ressourcen und der Produktion von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten ist die Deckung des Bedarfs möglich. Da Angebot und Nachfrage regional eher weiter auseinanderfallen, steigt der Transport und Handel über LNG. Utilisation of Gersteinwerk a gas-fired power plant 1 Utilisation June July 2009 June 2009 July Block F, 427 MW, thermal efficiency of 41% Utilisation June July 2011 BP erwartet allerdings, dass nicht nur durch die Förderung von Shale-Gas das Angebot steigt. Mengenmäßig hat die zusätzliche Produktion von Erdgas aus konventionellen Lagerstätten in Staaten außerhalb der OECD (vor allem Mittlerer Osten, Afrika, Russland) eine größere Bedeutung. Bis 2030 erwartet BP einen Zuwachs von 54 Bcf/d (1,5 Mrd. m3/tag) in der Gasproduktion aus Shale-Gas (OECD und Nicht-OECD) und von 84 Bcf/d (2,3 Mrd. m3/ Tag) an zusätzlicher Produktion aus konventionellen Lagerstätten in Nicht-OECD-Ländern. BP erwartet, dass Nordamerika auch 2030 noch mit Abstand der führende Shale-Gas-Produzent bleiben wird. China könnte bis dahin eine Shale-Gas-Produktion entwickelt haben, die rund zehn Prozent der nordamerikanischen Menge erreicht Europäische Branchenstimmung Mal wieder ein Nachtrag. Ende November fand in Wien die European Autumnal Gas Conference (EAGC) statt, neben der Flame das wohl größte europäische Treffen von Entscheidern der Branche. Vielleicht ist es ein Trost für deutsche Marktteilnehmer, dass die eher depressive Branchenstimmung auf der europäischen Ebene angekommen ist. Der Konferenzveranstalter macht seit Jahren auf der Konferenz kleine Umfragespiele mit verschiedenen Fragen. Eine der zentralen Erkenntnisse 2012 war die Wahrnehmung der Bedrohung des Geschäftes durch die sinkende Nachfrage hatten die Teilnehmer noch eine breite Brust gezeigt und zu 48 Prozent der folgenden Einschätzung zugestimmt: Bis 2020 wird die Gasnachfrage nachhaltig wachsen, da erneuerbare Energien nicht in der Lage sind, den notwendigen Beitrag zur Energieversorgung zu leisten und Kernenergie nach Fukushima ein Auslaufmodell ist. Im November 2012 in Wien wollten nur noch zwölf Prozent diese Aussage unterschreiben. Stattdessen hatten Aussagen, die einen dauerhaften Nachfragerückgang für Erdgas sehen, Konjunktur. MW June 2011 July Block F, 427 MW, thermal efficiency of 41% Source: RWE Supply and Trading Die richtige Illustration für den Stimmungswandel präsentierte Stefan Judisch, der Sprecher der Geschäftsführung von RWE Supply & Trading. (Man ist geneigt zu sagen, wer sonst als Judisch kann auch auf der europäischen Ebene so pointiert und provokant zuspitzen?) Er zeigte die als Grafik abgebildete Folie mit der Auslastung von Block F des RWE-Gaskraftwerks Gersteinwerk (Leistung 427 MW, 41 Prozent Wirkungsgrad). 12 ener gate Gasmarkt

13 Marktentwicklung Die Folie kursiert mittlerweile. Anschaulicher lässt sich das Problem der Erdgasnachfrage zur Stromerzeugung nicht illustrieren Gasabsatz in Deutschland Zu der von Judisch gezeigten Folie passen auch die Zahlen des BDEW zum Gasabsatz für die Stromerzeugung in den ersten zehn Monaten des Jahres Für die reine Stromerzeugung sank der Absatz um 26,7 Prozent. Der Absatz für die Erzeugung von Strom und Wärme in Kraftwerken sank um 13,9 Prozent. Der Gesamtabsatz für Erdgas stieg 2012 gegenüber dem Vorjahr um ein Prozent auf 873 TWh Preise für Haushaltskunden Nach Ermittlungen des Verbraucherportals Verivox sind die Preise für Haushaltskunden von Januar 2012 bis Januar 2013 um zwei Prozent gestiegen. Dies gilt für einen Jahresverbrauch von kwh. Verivox hat die Steigerung auf der Basis des Verivox-Verbraucherpreisindex ermittelt. Der Index berücksichtigt die Preise der Grundversorger sowie der 30 wichtigsten überregionalen Anbieter Preise in langfristigen Gaslieferverträgen zwischen Produzenten und europäischen Midstream-Gesellschaften Gemäß russischen Presseberichten fordern GdF Suez, Econgas sowie Wingas und WIEH eine weitere Anpassung von Vertragskonditionen in Lieferverträgen mit Gazprom. Die Berichte berufen sich auf Aussagen des stellvertretenden Generaldirektors von Gazprom-Export, Sergej Tschelpanow, vor Pressevertretern. Gemäß diesen Aussagen erfolgen die Forderungen im Rahmen üblicher Verfahren. Tschelpanow hat aber wohl vorgebaut und signalisiert, die Spielräume für Gazprom seien im Grunde nicht gegeben. Nach seinen Angaben sind die Kosten für den Transit von Erdgas bis nach Westeuropa in den ersten neun Monaten des Jahres 2012 um 20 Prozent gestiegen, zudem sei die Marge von Gazprom deutlich gesunken. Keine klare Aussage gab es dazu, ob der Transport durch die Nord Stream für die höheren Transitkosten verantwortlich ist. Die genannten Unternehmen haben Anfang 2012 mit Gazprom eine Preisanpassung vereinbart (ener gate Gasmarkt 02/12). Einzelheiten wurden damals nicht bekannt, aber nach Einschätzung von Marktteilnehmern blieb die Ölpreisbindung unangetastet und der Basispreis wurde um rund zehn Prozent abgesenkt. Nach Medienberichten könnte ein Grund für das Begehren der Midstream-Gesellschaften sein, dass diese Regelung jetzt ausläuft. Von Wingas hieß es zu dem Thema nur, man sei kontinuierlich mit allen Produzenten im Gespräch, um auf Marktveränderungen reagieren zu können. Ein Marktteilnehmer meinte, bei etlichen Midstreamgesellschaften seien die Verträge mit Produzenten mittlerweile strukturell verändert. Als ein mögliches Beispiel wird auch die VNG genannt, die, ohne groß darüber zu reden, in Verträgen wohl solche strukturellen Anpassungen erreicht habe. Gerade norwegische Produzenten wie Statoil hätten eine strategische Entscheidung getroffen, Gasmarktkonditionen, das heißt eine Bindung an Hub-Notierungen, zu akzeptieren und damit völlig neue Vertragskonstruktionen. Diese ermöglichen Midstreamgesellschaften, Erdgas zu Marktkonditionen im Vertrieb zu verkaufen und eine kleine Marge zu realisieren. Die Margen aus der Vergangenheit wird es aber nie wieder geben, sagte ein Marktteilnehmer. Auch Verträge von GasTerra seien durchaus marktgerecht, war zu hören. Aber auch Gazprom sei flexibler als häufig kommuniziert, sei durchaus lösungsorientiert und wolle seine Kunden nicht ausbeuten. Es ist richtig, Gazprom hält formal an der Ölpreisbindung fest, aber es gibt Lösungen, die die Marktpreise reflektieren, so zum Beispiel einen Korridor mit Decke und Boden um die Ölpreisformel, sagte eine andere Quelle aus dem Umfeld beteiligter Unternehmen. Aber es sei plausibel, dass gerade bei Verträgen mit Gazprom noch die Notwendigkeit bestehe, die Verträge nachzujustieren so eine weitere Quelle. 3.3 Transport BNetzA-Festlegungsverfahren Lastflusszusagen Wie schon in der vergangenen Ausgabe erwähnt, hat die Beschlusskammer 9 der BNetzA am 20. Dezember ihre vorläufige Anordnung im Verfahren zu Festlegung der Kosten für Lastflusszusagen (KOLA) getroffen. Adressaten der Anordnung sind allein die Fernleitungsnetzbetreiber. Neben der Anerkennung von Lastflusszusagen (LVZ) als volatile Kostenbestandteile wurden unter anderem folgende vorläufigen Vorgaben für die Ausschreibung von LVZ gemacht: Ausgabe

14 Marktentwicklung Die Ausschreibung erfolgt durch die jeweiligen Fernleitungsnetzbetreiber. Eine gemeinsame Ausschreibung kann innerhalb eines Marktgebietes erfolgen. Dazu können die Netzbetreiber den Marktgebietsverantwortlichen beauftragen. Anbieten können nicht nur einzelne Marktteilnehmer sondern auch mehrere Marktteilnehmer gemeinsam. Es erfolgt eine jährliche Ausschreibung für das folgende Kalenderjahr. Die Ausschreibung startet am 15. Juni. Es dürfen nur Monatsprodukte ausgeschrieben werden. Zusätzlich zur jährlichen Ausschreibung können kurzfristige Ausschreibungen während des Jahres erfolgen. Dabei dürfen nur Monats- und Tagesprodukte ausgeschrieben werden. Die Losgröße beträgt jeweils zehn MW. Die Ausschreibung erfolgt auf der Basis eines Leistungs- und Arbeitspreises, der jeweils auch null betragen kann. Die Netzbetreiber erstellen für den Abruf eine Merit Order der Gebote. Dabei werden beide Preiselemente nach einem vom Netzbetreiber festzulegenden und zu veröffentlichenden Verfahren gewichtet. Die Netzbetreiber sollen zum 15. August eine anonymisierte Liste der erfolgreichen Angebote veröffentlichen. Vor der finalen vorläufigen Anordnung hatte die BK 9 am 12. November 2012 einen Entwurf veröffentlicht (ener gate Gasmarkt hatte ihn nicht entdeckt), zu dem Marktteilnehmer bis zum 11. Dezember 2012 Stellung beziehen konnten. Stellungnahmen haben BDEW, bne, EnBW, Gasunie Deutschland, Initiative Gashandel (Stadtwerke unter der Organisation von Becker Büttner Held), OGE und VIK abgegeben. In einigen kleineren Punkten wurde die finale Anordnung deshalb verändert: In dem Entwurf sollte die Ausschreibung für das Gaswirtschaftsjahr erfolgen, zudem war eine Vorgabe bezüglich des Verfahrens zur Gewichtung von Leistungsund Arbeitspreis enthalten. Andere wesentliche Punkte in den Stellungnahmen, die nicht direkt umgesetzt wurden, waren: Die Frage, ob auch Betreiber von Verteilnetzen Lastflusszusagen benötigen und wie dann das Verhältnis zu Abschaltverträgen ist, die gerade im Rahmen der Novelle des EnWG ( Wintergesetz ) geregelt wurden (ener gate Gasmarkt 01/13). Die Frage, ob ein einheitlicher Ausschreibungsbeginn am 15. Juni und eine Vorgabe von Monats- und Tagesprodukten sachgerecht sind. Zu dem Zeitpunkt stehen die internen Bestellungen der Verteilnetzbetreiber noch nicht fest. Potenzielle Anbieter wollen kürzere Vorlaufzeiten. In einigen Stellungnahmen wird argumentiert, es werden auch Produkte mit längerer Laufzeit benötigt. Bei Tagesprodukten wird die Abgrenzung zum Regelenergiemarkt als schwierig angesehen. Die Frage, ob denn die von der BNetzA geforderte Transparenz ausreichend ist. Dies wird in Stellungnahmen, die nicht von Netzbetreibern oder ihrem Verband kommen, teilweise in scharfen Worten verneint. Die zum 15. August zu veröffentlichende Liste sei nicht ausreichend. ( Der Vorschlag am 15. August (...) kann nicht als ernst gemeinter Versuch der BNetzA gewertet werden, Licht in die seit Jahren vorhandene Blackbox der LVZ zu bringen, schreibt zum Beispiel der VIK.) Gefordert wird eine transparente, zeitnahe Veröffentlichung erfolgreicher Angebote. Dabei sollen Menge, Preise und Laufzeiten von Lastflusszusagen aggregiert je Netzpunkt veröffentlicht werden. In der endgültigen Entscheidung wird die Beschlusskammer insbesondere Regelungen zum Verhältnis zwischen LVZ und Regelenergie sowie für eine effiziente Beschaffung von LVZ treffen. Diese wird wahrscheinlich im Laufe des Jahres erfolgen GRTgaz Deutschland Ab dem 1. Januar 2014 wird GRTgaz Deutschland in Gernsheim einen Markgebietsübergang von NetConnect Germany in das Gaspool-Marktgebiet anbieten. An dem Punkt wird dann eine neue Verbindung zwischen der MEGAL und der von Gascade betriebenen MIDAL fertiggestellt. Gascade wird die MIDAL im südlichen Bereich durch einen Loop zwischen Wirtheim und Reckrod erweitern und eine Anschlussleitung von der MIDAL nach Gernsheim bauen. Für die 16 Kilometer lange Anschlussleitung läuft das Planfeststellungsverfahren. Für GRTgaz Deutschland ist der Marktgebietsübergang ein weiterer Baustein, sich als Fernlei- 14 ener gate Gasmarkt

15 Marktentwicklung tungsnetzbetreiber in Deutschland zu etablieren. Das Unternehmen mit seinen 30 Mitarbeitern betreibt die MEGAL-Leitung, die sowohl Deutschland mit Tschechien, Österreich und Frankreich verbindet, als auch ein Rückgrat im Marktgebiet NCG darstellt. Das Unternehmen hat 25 Transportkunden, allein durch die Kapazitätsvergabe über PRISMA wurden zehn neue Kunden gewonnen. Neben den klassischen festen, frei zuordenbaren Kapazitäten nutzen die Transportkunden die vom Unternehmen angebotenen dynamisch zuordenbaren Kapazitäten (DZK), die einen unterbrechbaren Zugang zum virtuellen Handelspunkt ermöglichen. Dies wird vom Markt gut angenommen, da das Risiko einer Unterbrechung zum virtuellen Punkt gering ist und bisher noch keine Unterbrechungen stattfanden. Voraussichtlich ab 2017 soll es auch physische Transportkapazitäten aus Frankreich nach Deutschland geben. An dem Punkt Medelsheim zeigt sich ein interessantes Problem für die europäische Integration: In Frankreich findet die Odorierung von Erdgas auf der Hochdruckebene statt, auf der in Deutschland nicht-odoriertes Erdgas transportiert wird. Entweder Frankreich verzichtet zumindest in Teilen des Hochdruck- Systems auf die Odorierung oder das Erdgas muss an der Grenze de-odoriert werden Abrechnung Netzkonten NetConnect Germany und Gaspool haben eine erste Runde monatlicher Netzkontenabrechnungen abgeschlossen. Gemäß KoV V müssen alle Netzkonten mit einem Saldo von mehr als zehn Prozent der SLP-Allokation monatlich abgerechnet werden. NCG hat die Konten von 37 der insgesamt 501 Netzbetreiber für Oktober 2012 abgerechnet. Die Summe betrug insgesamt 3,1 Mio. Euro. 228 Netzbetreiber wurden der BNetzA gemeldet, da der Saldo der Netzkonten mehr als fünf Prozent der SLP-Allokation betrug. Bei einem Saldo von mehr als 50 Prozent müssen die Marktgebietsbetreiber die Namen der entsprechenden Ausspeisenetzbetreiber veröffentlichen. Dies ist bei NCG für sechs Netzbetreiber erfolgt. Bei Gaspool sehen die Zahlen wie folgt aus: Für insgesamt 22 Netzbetreiber von rund 350 wurden die Konten abgerechnet, was bei Gaspool zu Einnahmen von 2,22 Mio. Euro führte. (Die Zahlung ist aber keine Strafe, sondern nur eine Vorauszahlung auf die Jahresabrechnung.) Die Namen von sieben Netzbetreibern hat Gaspool veröffentlicht. Kurzfristig kann NCG aber noch keine Auswirkung auf den Bedarf an Regelenergie feststellen Netzentgelte Gasunie Deutschland Bei der Veröffentlichung der vorläufigen Entgelte für 2013 im Oktober 2012 hatte Gasunie Deutschland noch an unterschiedlichen Einspeiseentgelten zwischen Grenzübergangspunkten und anderen Netzpunkten (Marktgebietsübertritt von NCG, Speicher und deutsche Produktion) festgehalten (ener gate Gasmarkt 11/12). Bei den endgültig seit dem 1. Januar gültigen Entgelten für 2013 sind alle Einspeiseentgelte vereinheitlicht. Für Produzenten oder Gashändler, die an den Grenzübergangspunkten Erdgas einspeisen, sind dies schlechte Nachrichten. Die Einspeiseentgelte an den Grenzübergangspunkten für H-Gas wie Bunde, Emden und Ellund steigen dadurch um gut 20 Prozent auf 0,7224 ct/kwh/h/d. Ursprünglich war an diesen Punkten nur eine geringe Steigerung um drei Prozent vorgesehen. Für die Produzenten von Erdgas in Deutschland, Speicherbetreiber und Händler, die aus dem NCG-Marktgebiet Mengen in das Gasunie-Netz einspeisen, bedeutet die neue Struktur eine gute Nachricht. Die Entgelte sinken um rund 7,5 Prozent, geplant war eine Erhöhung um knapp 18 Prozent an diesen Einspeisepunkten. Für das L-Gas-System ergibt sich das gleiche Bild, nur dass das einheitliche Einspeiseentgelt 0,7850 ct/ kwh/h/d beträgt. Bei den Ausspeiseentgelten gab es gegenüber der im Oktober angekündigten Entgeltanpassung keine Änderung. Nach Angaben der Gasunie wurden die Entgelte in enger Abstimmung mit der BNetzA ermittelt. Dabei bleibe die Kostenaufteilung zwischen H-Gas und L-Gas sowie zwischen Entry- und Exit-Entgelten unverändert PRISMA Seit Januar veröffentlicht PRISMA (bis Ende Dezember trac-x) monatlich alle Auktionsergebnisse als Excel-Tabelle. Damit lassen sich Auswertungen vornehmen. Wenn im kommenden Monat die Ergebnisse für Januar vorliegen, lässt sich sehen, ob durch die Einführung des regulierten Entgelts als Startpreis - anstelle von null, die Anzahl der Day-Ahead-Auktionen, bei denen Kapazitäten vergeben wurden, zurück gegangen ist. Die Berichte sind rückwirkend seit dem Start der Plattform verfügbar. Ausgabe

16 Marktentwicklung Gascade Gascade hat die SÜDAL inklusive des Verdichters Haiming zum 1. Januar 2013 an bayernets verkauft. Es sind nur rund sechs Kilometer Pipeline um den Grenzübergangspunkt Haiming. Aber für Händler, die den Speicher Haidach nutzen war es ein ständiges Ärgernis, da bei Gascade und bayernets oder OGE separat Kapazitäten gebucht werden mussten. Von der Idee, von Haiming quer durch Süddeutschland eine Leitung bis nach Lampertheim in Hessen zu bauen, hat sich Wingas, die Muttergesellschaft der Gascade, schon vor Jahren verabschiedet. Aber die bayernets und auch OGE arbeiten noch an dem Projekt, bayernets sehr konkret an dem bayerischen Teil unter dem neuen Projektnamen Monaco (ener gate Gasmarkt 08/11). 3.4 Speicher astora Seit dem 1. Januar dieses Jahres stehen im Speicher Rheden 4,4 Mrd. anstatt 4,2 Mrd. Kubikmeter Arbeitsgasvolumen zur Verfügung. In einer Pressemitteilung erläutert der Speicherbetreiber astora, dies sei durch eine entsprechende Umwandlung von Kissengas in Arbeitsgas möglich. Rheden ist eine alte Lagerstätte für L-Gas. Sie wurde nicht ausgefördert, 2,6 Mrd. Kubikmeter blieben als Kissengas für den Speicher. Eingespeichert wird aber H-Gas, das sich seit Inbetriebnahme des Speichers 1993 allmählich mit dem L- Gas gemischt hat. Zur Nutzung des zusätzlichen Arbeitsgasvolumens mussten Umbauten an der Verdichteranlage vorgenommen werden. astora bietet die zusätzliche Kapazität ungebündelt im Rahmen des Produktes astora-add an. Speicherkunden können das Arbeitsgasvolumen zusätzlich zu den Standardbündeln buchen. Aber mit Wingas gibt es eh nur einen Kunden storengy storengy hat im Januar Kapazitäten für den Speicher Uelsen angeboten. Insgesamt wurden rund 2,76 TWh aufgeteilt in Bündel angeboten. Dies entspricht rund einem Drittel der Kapazität des Speichers. Jedes Bündel hat ein Arbeitsgasvolumen von MWh, eine Ausspeiseleistung von 600 kwh/h und eine Einspeiseleistung von 450 kwh/h. Die Kapazität wurde für drei Jahre ab dem angeboten. Wie auch andere Speicherbetreiber (ener gate Gasmarkt 01/13) hat storengy ein Preismodell angeboten, das sich am Sommer-Winter-Spread von Handelspreisen in dem Fall der TTF orientiert. Die Preisformel lautete: P(Euro/MWh) = (1 + A) * (Sommer- Winter-Spread) - 0,50. Der Spread wird in jedem Jahr aus den Preisveröffentlichungen von ICIS Heren für Seasons Winter und Sommer an jedem Mittwoch und Donnerstag während einer Referenzperiode bestimmt. A ist die Angebotskomponente der Bieter und muss größer null gewählt werden. Weitere Speicherentgelte, wie variable Kosten für Treibgas oder ein Systementgelt, fallen nicht an, aber der Speichernutzer muss Transportentgelte bezahlen. Der Mindestpreis beträgt 2,20 Euro/MWh, die Preisobergrenze liegt bei 7,50 Euro/MWh. Kennlinien müssen berücksichtigt werden. Anders als andere Speicherbetreiber führt storengy die Vermarktung nicht über store-x, sondern im eigenen Haus durch. 750 der angebotenen Bündel wurden vermarket. Aus dem Umfeld von storengy ist zu hören, dass angesichts des derzeitigen Sommer-Winter-Spreads von zeitweise weniger als 2,00 Euro/MWh das Ergebnis gar nicht schlecht sei. Im Februar wird storengy wieder Kapazitäten für den Speicher Uelsen und dann auch zusätzlich für den Speicher Harsefeld anbieten. Die Laufzeit für die neuen Angebote wird ein Jahr betragen, diesmal wird es einen reinen Festpreis geben. Auch die neuen Verfahren werden über die eigene Plattform von storengy abgewickelt VNG Gasspeicher Seit dem 15. Januar gibt es bei VNG Gasspeicher Polarwochen. Im Rahmen der verfügbaren Kapazitäten können Speicherkunden zusätzliche Ausspeisekapazität als add on bis zum 1. April 2013 zu Tagespreisen buchen. Der Preis beträgt 11,80 ct/ m3/h/d. Dies entspricht dem anteiligen Jahreslistenpreis für die ungebündelte Ausspeisekapazität. Zwischen dem 28. Januar und 8. Februar bietet VNG Gasspeicher freie Speicherkapazitäten für das kommende Speicherjahr im Chiffreverfahren über store-x an. Insgesamt werden rund 155 Mio. Kubikmeter Arbeitsgasvolumen für die Speicher Bad Lauchstädt, Bernburg, Buchholz, Etzel und Kirchheiligen angeboten. VNG bietet dabei unterschiedliche Produkte, die sich hinsichtlich der Flexibilität unterscheiden. 16 ener gate Gasmarkt

17 Marktentwicklung RWE Gasspeicher In der vergangenen Ausgabe hat ener gate Gasmarkt über das Kapazitätsangebot von RWE Gasspeicher für den Speicher Epe berichtet. Dazu einige kleine Ergänzungen. Die Kapazitäten kommen aus einer Erweiterung des Speichers, die von der niederländischen Essent beschlossen worden war. Essent wollte diese Erweiterung ursprünglich gemeinsam mit RheinEnergie vornehmen. Die Kölner waren aber aus dem Projekt ausgestiegen (ener gate Gasmarkt 07/09). Essent, damals ohnehin schon Betreiber in Epe, hatte an dem Projekt festgehalten. Essent wurde 2009 von RWE übernommen, das Speichergeschäft in RWE Gasspeicher eingegliedert. Zumindest im Nachgang nach dem Vergabeverfahren auf store-x hat RWE wohl auch Kapazitäten vergeben. Ausgabe

18 Marktstruktur 4. Marktstruktur 4.1 Merger & Akquisitionen Stadtwerke München/Bayerngas Anfang Dezember haben die REWAG, Regensburg und die Stadtwerke München (SWM) den Kauf des Anteils von 7,6 Prozent der REWAG an Bayerngas vertraglich besiegelt. Vorbehaltlich der Zustimmung des Bundeskartellamtes steigt der SWM-Anteil an Bayerngas auf 56,3 Prozent. Die Diskussionen zwischen SWM und REWAG ziehen sich schon lange hin hatte die Stadt Regensburg beschlossen, bei Bayerngas auszusteigen. Offiziell weil die Beteiligung keinen strategischen Wert mehr habe, informell weil die Chemie zwischen dem Regensburger Oberbürgermeister und der Führung der Stadt München beziehungsweise der SWM nicht stimmte. Aber der formale Grund hat sicher auch seine Berechtigung. Vor allem sehen nicht alle Gesellschafter das Bayerngas-Upstream-Engagement und den damit verbundenen Kapitalbedarf als sinnvoll an. ener gate Gasmarkt hatte in der Dezemberausgabe über Gerüchte berichtet, dass der scheidende Sprecher der Geschäftsführung Kurt Mühlhäuser noch vor seinem Ausscheiden die Mehrheit von Bayerngas sichern wollte. Leidtragender der Einigung zwischen REWAG und SWM sind die Stadtwerke Augsburg. Schon vor der REWAG hatten die Stadtwerke Anfang 2011 eine Reduzierung ihres Anteils von 27,5 auf rund 15 Prozent beschlossen. Vier Prozent wurden an den Bayerngas-Gesellschafter, den Tiroler Versorger Tigas, verkauft, eine Kapitalerhöhung wurde nicht mitgemacht, dadurch beträgt der Anteil der Stadtwerke jetzt 20,8 Prozent. Die Stadtwerke Augsburg werden den Anteil nicht weiter reduzieren. Es gibt keinen Käufer, SWM fällt als Interessent nach der Übernahme der REWAG-Anteile aus. Die Absicht von Augsburg, in Abstimmung mit REWAG zu verkaufen, ist damit gescheitert. Nach außen hin geben sich die Stadtwerke gelassen. Es gebe keinen Verkaufsdruck, man habe die geplanten Investitionen in erneuerbare Energien und Infrastruktur anders finanziert, sagte ein Sprecher gegenüber ener gate Gasmarkt. An weiteren Kapitalerhöhungen werde man sich aber nicht mehr beteiligen. Diese sind aber bei Bayerngas auch aktuell nicht geplant. Derzeit wird die Strategie weiterentwickelt. Erst dann wird geklärt, ob zusätzliches Kapital benötigt wird und ob dazu die Gesellschafter in Anspruch genommen werden. Ob und wie sich durch die Mehrheit der SWM die Strategie und Aufstellung von Bayerngas ändert, bleibt abzuwarten (siehe dazu auch Personal). 4.2 Ergebnisse und Strategien Arcanum Energy: Marktsituation für Biomethan Der Dienstleister und Berater Arcanum Energy sieht sich als einer der Pioniere im Bioerdgassektor von Helmut Kern als Beratungsgesellschaft gegründet, beschäftigt sich das Unternehmen seit 2006 mit dem Thema Biomethan. Dabei versteht sich Arcanum als Dienstleister sowohl für die Landwirte als Produzenten von Biogas als auch für Stadtwerke als Verwender von Biomethan. Ein Ergebnis dieser strategischen Positionierung sind die drei Biogas-Pools für Stadtwerke. Gesellschafter der Pools sind Stadtwerke, die im Rahmen des Pools eine fest vereinbarte Menge Biomethan zu einem attraktiven Preis beziehen. Der Preis, so versichert Arcanum- Geschäftsführer Kern, liege in der Regel unter dem Marktpreis und ermöglicht den beteiligten Stadtwerken eine wirtschaftliche Verwendung, zum Beispiel in BHKW. Die Kapitaleinlage der Stadtwerke in den Pool wird zum Bau mehrerer Aufbereitungsanlagen, jeweils an einer Biogasanlage, verwendet, mit denen das Biogas auf Erdgasqualität aufbereitet wird. Die einzelnen Biogasanlagen werden von Landwirten betrieben. Zwei Pools arbeiten schon. In Pool 1 produzieren drei Anlagen 90 Mio. kwh/a Biomethan für fünf Stadtwerke, in Pool 2 drei Anlagen 90 Mio. kwh/a für neun Stadtwerke. Der dritte Pool ist derzeit mit maximal drei Anlagen und einem Volumen von bis zu 180 Mio. kwh/a Biomethan in Planung. Die Anlagen sind bundesweit verteilt, Arcanum ist auch für den Transport, die Bilanzierung (inkl. Massenbilanzierung) und das Portfoliomanagement für das Biomethan verantwortlich. Der Geschäftsführer eines beteiligten Stadtwerkes bestätigte ener gate Gasmarkt, dass das Konzept gerade für kleinere Stadtwerke mit einem begrenzten Bedarf an Biomethan grundsätzlich gut funktioniere. Neben Konzeption und Betreuung der Pools bietet das Unternehmen Dienstleistungen und Beratung über die gesamte Wertschöpfungskette von der Substraterzeugung und Beschaffung für Biogasanlagen, über 18 ener gate Gasmarkt

19 Marktstruktur Planung und Bau der Anlagen, technische und kaufmännische Betriebsführung bis zum Handel von Bioerdgas, der Direktvermarktung und dem Vertrieb in den verschiedenen Segmenten. Über eine eigene Plattform (Bioerdgas-Zentrale) werden Handelsprodukte für Biomethan oder Bioerdgas - die Bezeichnungen variieren - und Zertifikate angeboten. (Wie zum Beispiel: Nawaro, Einsatzstoffvergütungsklasse nach EEG 2012 I, bis ein Jahr Lieferdauer, 7,20 Cent/kWh am VP, Festpreis 2012, danach Gas-/HEL Bindung oder fixer Preisanstieg.) 2013 wird im ersten Quartal zusätzlich ein Spothandel den Betrieb aufnehmen. Kern beschreibt das gesamte Geschäftsmodell mit einem Satz: Wir qualifizieren Marktpartner, am Bioerdgasmarkt teilzunehmen. Arcanum Energy besteht dabei aus zwei Unternehmen. Arcanum Energy Systems ist für die Projektentwicklung und Pools verantwortlich, Arcanum Energy Management für den Bereich Dienstleistungen wie Handel, Bilanzierung und Portfoliomanagement. Insgesamt werden 25 Mitarbeiter beschäftigt. Angaben zu aktuellen Geschäftszahlen macht das inhabergeführte Untenehmen nicht. Derzeit wächst Arcanum besonders stark in dem Bereich Dienstleistungen, aber auch die Projektentwicklung soll ausgebaut werden. Ein neuer Ansatz ist Green Energy Land, bei dem verschiedene Konzepte der Bürgerbeteiligung mitgestaltet werden. So berät Arcanum in einem aktuellen Projekt den Betreiber einer Bioerdgasanlage bei dem möglichen Bau eines lokalen Nahwärmenetzes, das in eine Energiegenossenschaft eingebracht werden soll. In einem anderen Fall übernimmt Arcanum Energy für ein Stadtwerk als Kundenbindungsmodell die Gründung und das Management einer Energiegenossenschaft. Kern ist trotz der Mollstimmung in der Branche grundsätzlich optimistisch bezüglich des Marktpotenzials für Bioerdgas. Im Gespräch mit ener gate Gasmarkt hat er unter anderem erläutert warum. ener gate Gasmarkt: Herr Kern, Sie haben in den beiden Biogas-Pools 2012 rund 200 GWh Bioerdgas erzeugt. Wurde die Menge von den Gesellschaftern komplett auch als Bioerdgas vermarktet? Kern: Ja! ener gate Gasmarkt: Bisher ist Bioerdgas keine wirkliche Erfolgsstory. Wo sehen Sie dennoch Potenziale? Kern: Fangen wir bei den Ursachen an. Bioerdgas ist ein relativ komplexes Produkt. Als einzige erneuerbare Energie gibt es keine feste Abnahmevergütung. Ich muss es optimal zum Kunden bringen. Dies bedeutet einen gewissen Aufwand. Andererseits ist Bioerdgas speicherbar, regelenergiefähig und überall einsetzbar, wo es ein Erdgasnetz gibt. Es gab einfach eine gewisse Marktträgheit, aber jetzt liegen uns viele Anfragen aus dem KWK-Sektor vor. Aber natürlich benötigen Sie auch poltische Unterstützung, die bisher für Bioerdgas nicht ausreichend ist, da sich auch Teile des politischen Lobbying auf Biogas anstelle von Bioerdgas konzentrieren. So sehen wir es kritisch, wenn der Fachverband Biogas sich in der Vergangenheit zu stark für kleine Anlagen für jeden Landwirt engagiert hat. Das ist aus unserer Sicht auf Dauer unwirtschaftlich. Volks- und betriebswirtschaftlich ist es besser, wenn sich Landwirte zusammenschließen und größere Anlagen bauen - optimal sind 2,8 MWel (700 m3/h Bioerdgasproduktion). Die Investitionskosten sind 30 Prozent niedriger als für kleine Anlagen. Zudem ist es auch ökologisch vorteilhafter und die Substratbeschaffung aus einem Nahbereich kann in den uns bekannten Anlagen noch aus der unmittelbaren räumlichen Nähe sichergestellt werden. ener gate Gasmarkt: Aber das EEG 2012 fördert doch kleinere Anlagen stärker? Kern: Die Politik müsste stärker auf die Förderung größerer Anlagen augerichtet werden, da haben Sie recht. Wir setzen uns bei der jetzt wieder anstehenden Novellierung des EEG deshalb für eine Änderung der Förderung in Richtung Bioerdgas ein. ener gate Gasmarkt: Wenn man sich den jetzt vom Bundesumweltministerium veröffentlichten Erfahrungsbericht EEWärmeG anschaut, ist dies doch ein weiteres Beispiel für die fehlende poltische Unterstützung für Bioerdgas? Kern: Ja, die Änderung des KWK-Gesetzes ist ein anderes Beispiel. Durch die Anhebung der Fördersätze wurden erdgasbetriebene BHKW relativ besser gestellt als bioerdgasbetriebene Anlagen, insbesondere bei nicht kommunal betriebenen Anlagen. Es fehlt uns eine konzentrierte einstimmige Interessenvertretung. Wir würden es befürworten, wenn die beiden Verbände Fachverband Biogas und Biogasrat in zentralen Punkten mit Ausgabe

20 Marktstruktur einer Stimme sprechen würden. Man muss berücksichtigen, dass sich unsere im Vergleich zu Wind oder PV kleine Biogas-Lobby durchsetzen muss das geht am besten gemeinsam. ener gate Gasmarkt: Dennoch sehen Sie eine steigende Nachfrage? Kern: Wir sehen deutlich steigendes Potenzial für BHKW-Anlagen. Insbesondere auch aufgrund ihrer äußerst positiven Klimabilanz und der Bewertung mit einem niedrigen Primärenergiefaktor. Dies merken wir auch in Nachfrage nach Bioerdgas. Bei Neuanlagen rechnet sich Bioerdgas häufig im kommunalen Bereich, da dort anders als bei Industrieanlagen der Eigenstromverbrauch gering ist. Zudem sind Altanlagen nach dem Auslaufen der KWK-Vergütung ideal für den Einsatz von Bioerdgas geeignet. ener gate Gasmarkt: Das gilt für alle Anlagenklassen? Kern: Leider nein, wirtschaftlich wird es in der Regel ab einer Leistung von 50 bis 70 kw bis zu einer Leistung von maximal 2 MW. Der Eigenstromverbrauch sollte nicht mehr als 40 Prozent betragen. Da rechnen sich Anlagen in Relation zu Erdgas. Sehr attraktiv ist das Marktsegment von BHKW, bei denen die KWK-Förderung ausläuft. Kommt man dann mit Bioerdgas, hält einen nichts mehr auf. ener gate Gasmarkt: Liegt das an der verbesserten Grundvergütung für Biomethan aus dem EEG 2012? Kern: In gewissem Maße. Aber es ist nicht nur die zusätzliche Förderung, sondern auch die Marktträgheit, die langsam überwunden wird. Das Produkt ist komplex, auch wegen des EEG Sie brauchen einfach Zeit, um die potenziellen Nutzer damit vertraut zu machen. ener gate Gasmarkt: Das heißt, der Einsatz von Bioerdgas ist nicht trivial? Kern: Richtig. Es stellen sich Fragen nach technischen und wirtschaftlichen Erfahrungen. Um Beispiele zu nennen: Anfangs wurde infrage gestellt, ob die EEG-Vergütung sicher ist, überhaupt ausreichend Bioerdgas verfügbar ist, oder ob die Partner bei der Biogaserzeugung vertragskonform arbeiten. Über unsere Bioerdgas-Zentrale stellen wir sicher, dass sich ein Kunde beim Bioerdgaseinsatz diesen Fragen nicht mehr stellen muss. ener gate Gasmarkt: Die Usancen und Marktregeln funktionieren jetzt also? Kern: Das ist so. Als wir vor fünf Jahren angefangen haben, uns mit dem Thema zu beschäftigen, war dies mitnichten der Fall. Wir haben viele Regularien und Marktusancen mitentwickelt und Standards gesetzt. Bis 2009 war zum Beispiel der Netzanschluss ein sehr schwieriges Thema. Dennoch sind die Marktbedingungen noch nicht optimal. Wir müssen weiter an einem funktionierenden Bioerdgasmarkt arbeiten. Unsere Dienstleistungen unterstützen Marktaktuere bei der praktischen Umsetzung, aber insbesondere die Politik ist gefordert, die Rahmenbedingungen nachzubessern. ener gate Gasmarkt: Der angesprochene Netzanschluss funktioniert jetzt? Kern: Es gibt immer noch vereinzelt Probleme, aber verglichen mit der Anfangszeit sind dies vernachlässigbare Kleinigkeiten. Das letzte verbliebene Problem wird die BNetzA hoffentlich bald lösen, indem durch verbindliche Vorgaben die Realisierungsfahrpläne der aufnehmenden Netzbetreiber zeitlich gestrafft werden. ener gate Gasmarkt: Funktioniert denn der Handel über Ihre Plattform trotz der Produktvielfalt? Kern: Ja, weil die Internetplattform quasi als schwarzes Brett fungiert, über das wir über Angebot und Nachfrage informieren. Wir beraten Interessenten dann allerdings individuell, ob das Produkt passt. Die Abwicklung erfolgt manuell. Ohne Beratung kann man das komplexe Produkt Bioerdgas kaum vemarkten. ener gate Gasmarkt: Gibt es denn dann einen transparenten Markt für Bioerdgas? Kern: Wir arbeiten daran. Unser Spotmarkt wird ein weiterer Schritt sein und im ersten Quartal dieses Jahres starten. Unser Gesamtportfolio beträgt mehr als ein TWh Bioerdgas. Da ist es für ein kleines, flexibles Unternehmen wie uns nur logisch, in diesem Umfeld auch einen Spotmarkt abzubilden. ener gate Gasmarkt: Was bedeutet eigentlich Spothandel für Sie? Kern: Aufgrund des jährlichen Bilanzausgleichs wird kein Day-Ahead-Markt benötigt, wir wer- 20 ener gate Gasmarkt