- Beschlusskammer 7 -

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1 - Beschlusskammer 7 - Az.: BK Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas (Umsetzung Netzkodex Gasbilanzierung) hier: Einleitungsverfügung und 1. Konsultation A. Grundlagen des Verfahrens und weiteres Vorgehen Die Beschlusskammer 7 hat unter dem Aktenzeichen BK ein Festlegungsverfahren zur Neugestaltung des Grundmodells für Ausgleichsleistungen und Bilanzierungsregeln im Gassektor (GABi Gas) eingeleitet. Das Verfahren richtet sich an alle Fernleitungsnetzbetreiber, Verteilernetzbetreiber und die beiden Marktgebietsverantwortlichen. Die Rechtsgrundlagen des Verfahrens ergeben sich aus dem Netzkodex Gasbilanzierung (Verordnung (EG) Nr. 312/2014 der Kommission vom 26. März 2014 zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen, ABl. EU Nr. L 91/15 vom ) und der Gasnetzzugangsverordnung (insbesondere 29 EnWG i.v.m. 50 Abs. 1 Nr. 7 und 9 GasNZV). Der Netzkodex Gasbilanzierung stellt sowohl materielle als auch formelle Anforderungen an das neue System der Ausgleichs- und Regelenergieleistungen. Diesen Anforderungen soll durch das vorliegende Verfahren entsprochen werden. Soweit in diesem Rahmen einzelne Genehmigungen erforderlich sind, ist beabsichtigt, diese im Rahmen des allgemeinen Festlegungsverfahrens zu erteilen, soweit deren Voraussetzungen vorliegen. Die Beschlusskammer beabsichtigt derzeit nicht, zusätzlich zum Festlegungsverfahren, das in eine Allgemeinverfügung münden soll, ein Standardangebotsverfahren durchzuführen. Vielmehr sollen nur die wesentlichen Eckpunkte des neuen Bilanzierungssystems festgelegt werden. Deren Umsetzung in Standardverträge und die Detailausgestaltung soll der Neufassung der Kooperationsvereinbarung und deren Anlagen (Standardverträge, Leitfäden) vorbehalten bleiben. Dies hat zur Folge, dass einige Randaspekte eines in sich geschlossenen neuen Gesamtsystems vorliegend nur in den Grundzügen beschrieben, aber vorerst noch nicht auch nicht im Wege der Allgemeinverfügung festgelegt werden sollen. Hierbei geht die Beschlusskammer davon aus, dass die Beteiligten die Hinweise aufgreifen werden, so dass entsprechend der bewährten Praxis eines Ineinandergreifens von Regulierungsvorgaben und Selbstregulierung im Wege der Kooperationsvereinbarung förmliche Regelungen entbehrlich sind. Zudem ist nicht beabsichtigt, alle Inhalte aus dem Netzkodex Gasbilanzierung im Rahmen einer nationalen Festlegung wiederholend erneut zu regeln. Der Netzkodex Gasbilanzierung ist unmittelbar geltendes Europarecht und ist damit auch ohne nationale Umsetzung für die Fernleitungsnetzbetreiber und Marktgebietsverantwortlichen verbindlich. Nur in den Fällen, in denen der Netzkodex Gasbilanzierung behördliche Genehmigungen vorsieht, ist zwingend eine nationale Umsetzung durch die Bundesnetzagentur erforderlich. Darüber hinaus soll sich diese nationale Festsetzung auf erforderliche Konkretisierungen und Ergänzungen erstrecken, um allen Marktteilnehmern zeitnah in einem transparenten Verfahren Rechtssicherheit zu vermitteln. Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Behördensitz:Bonn Tulpenfeld Bonn (02 28) 14-0 Telefax Bonn (02 28) poststelle@bnetza.de Internet Kontoverbindung Bundeskasse Trier BBk Saarbrücken BIC: MARKDEF1590 IBAN: DE

2 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation Mit der Einleitungsverfügung stellt die Beschlusskammer konkrete Vorschläge für die Neugestaltung des Bilanzierungsregimes ( GABi Gas 2.0 ) zur Konsultation ( 1. Konsultation ). Diese Vorschläge beruhen u.a. auf Anträgen und Empfehlungen der Fernleitungsnetzbetreiber und Marktgebietsverantwortlichen, die der Beschlusskammer am übermittelt wurden (sog. Empfehlungsdokument ). Dieses Empfehlungsdokument ist als Anlage 1 beigefügt. Zudem sind in der Einleitungsverfügung Vorschläge anderer Marktteilnehmer aufgegriffen und eigene Überlegungen der Bundesnetzagentur eingeflossen. Eine 2. Konsultation soll im Laufe des Festlegungsverfahrens stattfinden und die konkreten Bestandteile der rechtsverbindlichen Entscheidung zum Inhalt haben. Darüber hinaus wird erwogen, zu einzelnen Aspekten eine vorläufige Anordnung zu treffen, da in Abhängigkeit von dem noch festzulegenden Umsetzungszeitraum bestimmte Elemente des alten Bilanzierungsregimes (wie z.b. bisherige untertägige Verpflichtungen) ggf. in modifizierter Form bis zur endgültigen Umsetzung des neuen Regimes fortgelten müssen. Zu den Inhalten und zum beabsichtigten Verfahren kann bis zum Stellung genommen werden. Stellungnahmen sollen in einem zur elektronischen Weiterverarbeitung geeigneten Dateiformat an die adresse Bilanzierung.Gas@bnetza.de gerichtet werden. Alle Stellungnahmen sollen auf der Internetseite der Bundesnetzagentur veröffentlicht werden. 2

3 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation Inhaltsverzeichnis 1. Grundsätzliches: System der Tagesbilanzierung und Allokation Beschreibung der Neuregelung Beabsichtigte Festlegung und Begründung 4 2. Preise für Ausgleichsenergie Beschreibung der Neuregelung Beabsichtigte Festlegung und Begründung 6 3. Untertägige Verpflichtungen Beschreibung der Neuregelung Beabsichtigte Regelung in der Festlegung und Begründung Untertägige Informationsbereitstellung Beschreibung der Neuregelung Beabsichtigte Regelung in der Festlegung und Begründung Verkürzung der Nominierungsfrist am Virtuellen Handelspunkt (VHP) Beschreibung der Neuregelung Beabsichtigte Regelung in der Festlegung und Begründung Regelenergie Beschreibung der Neuregelung Beabsichtigte Festlegung und Begründung Bilanzierungsumlage(n) Beschreibung der Neuregelung Beabsichtigte Festlegung und Begründung Anreizsystem SLP: Netzkontenabrechnung Beschreibung der Neuregelung Beabsichtigte Festlegung und Begründung Berichtspflichten und Transparenz Beschreibung der Neuregelung Beabsichtigte Festlegung und Begründung Sonstiges 24 3

4 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation B. Vorschläge für die Neugestaltung des Bilanzierungsregimes im Gassektor 1. Grundsätzliches: System der Tagesbilanzierung und Allokation 1.1. Beschreibung der Neuregelung Der Grundsatz der Tagesbilanzierung wird im Netzkodex Gasbilanzierung bestätigt und soll deshalb auch weiterhin Anwendung finden. Für die Berücksichtigung der bilanzrelevanten Gasmengen gelten weiterhin die Grundsätze der bestehenden Festlegung GABi Gas: Sofern Punkte durch die Netzbetreiber auf Basis von Nominierungen der Transportkunden gesteuert werden (Grenzübergangspunkte, Markgebietsübergangspunkte, Speicherpunkte, Produktionspunkte, VHP-Nominierungen), gilt der Grundsatz allokiert wie nominiert. Für alle RLM-Entnahmestellen werden ausschließlich gemessene Mengen der Ist- Entnahmen in die Bilanz als Tagesband eingestellt. Es gelten hierbei grundsätzlich die am Folgetag der Belieferung durch den Netzbetreiber bereitgestellten Daten (D+1). Diese sind ersatzwert- und brennwertkorrigiert zu berücksichtigen. Sofern eine Korrektur der Daten vorgenommen werden muss, ist diese unmittelbar nach dem Vorliegen der Ersatzwerte und der bilanzrelevanten Brennwerte innerhalb von 5 Werktagen vorzunehmen. Die derart ermittelten Mengen sind ebenfalls für die Bestimmung der Ausgleichsenergiemengen heranzuziehen. Für SLP-Entnahmestellen findet die Variante 2 aus dem Netzkodex Gasbilanzierung (Art. 33 Ziff. 4 i.v.m. Art. 37 Ziff. 1. lit. b) Anwendung. Die Regelungen der Variante 2 stimmen mit der Grundsystematik des derzeitigen Bilanzierungssystems für Ausspeisungen nach den Standardlastprofilverfahren überein. Für sämtliche Ausspeisepunkte, für die die Verteilernetzbetreiber (Ausspeisenetzbetreiber) als prognostizierende Partei nach den bisherigen Regelungen verpflichtet sind, Standardlastprofile zu entwickeln und anzuwenden ( SLP-Entnahmestellen ), sind auch weiterhin die aus den Standardlastprofilen resultierenden Mengen in die Bilanz einzustellen. Dies bedeutet, dass für die SLP- Entnahmestellen die am Tag D-1 prognostizierten Mengen der Bilanzierungsperiode, d.h. des Gastages D entsprechend dem angewendeten Standardlastprofilverfahren bilanzrelevant zu berücksichtigen sind. Für die Anwendung von Standardlastprofilen werden die bisherigen Unterscheidungen bei den Verfahren beibehalten. D.h. für das synthetische Standardlastprofilverfahren ist die Tagesmenge als bilanzrelevant anzusehen, die sich bei der Zugrundelegung der Prognosetemperatur des Vortags ergibt, während für das analytische Lastprofilverfahren bei der Ermittlung der bilanzrelevanten Menge ein Zeitversatz von 48 Stunden zu berücksichtigen ist. Für den Tag D ist damit die Ausspeisemenge des Vorvortages (D-2) unter Heranziehung der Isttemperatur des Vorvortages (D- 2) bilanzrelevant Beabsichtigte Festlegung und Begründung Der Grundsatz der Tagesbilanzierung ist festzulegen. Zudem sind die einzelnen Allokationsverfahren festzulegen. Es ist insbesondere beabsichtigt, für das Standardlastprofilverfahren die Variante 2 gemäß Netzkodex Gasbilanzierung festzulegen. Die Verteilernetzbetreiber sind als prognostizierende Partei vorzusehen. Die Allokation eines Tagesbands für RLM-Kunden ist insbesondere mit Blick auf die untertägigen Verpflichtungen vorzugswürdig. Zur Begründung wird deshalb auf Abschnitt 3. verwiesen. 4

5 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation Die Berücksichtigung endabgestimmter Mengen in der Bilanz erfolgte unter der Maßgabe, dass eine nachträgliche Veränderung der Daten zu vermeiden ist. Bei ausschließlicher Heranziehung von D+1-Daten hätte es entweder einer zusätzlichen RLM-Mehr- und Mindermengenabrechnung bedurft, die nunmehr entfallen kann, oder wie von den Marktgebietsverantwortlichen vorgeschlagen es wäre eine zweites Ausgleichenergieabrechnungssystem erforderlich. Dieses hätte jedoch die Möglichkeit eröffnet, eventuell auftretende Fehlmengen in nicht gerechtfertigter Weise diesem zweiten Ausgleichsenergieabrechnungssystem zuzuordnen und zu günstigeren Preisen abzurechnen. Dies ist mit der Berücksichtigung der endabgestimmten Mengen nicht möglich. Um diese bilanzrelevanten Mengen zu einem möglichst frühen Zeitpunkt bestimmen zu können, ist es erforderlich, den Zeitraum einer nachträglichen Korrektur, die nur im Einzelfall erfolgen darf, zu beschränken. Um den Netznutzern insbesondere für die Bestimmung der Ausgleichsenergie eine Indikation zu geben, sollen zur vorläufigen Information die am Folgetag der Belieferung übermittelten gemessenen Werte herangezogen werden. Die derzeitige bilanzielle Methodik bei Ausspeisungen von SLP-Entnahmestellen, nach der keine nachträglichen Veränderungen der in die Bilanz einzustellenden Werte vorzunehmen sind, spiegelt sich in der Variante 2 des Netzkodex Gasbilanzierung wider. Die Systematik hat sich in der Praxis bewährt und zu erheblichen positiven Wettbewerbseffekten im Bereich der Haushaltsund kleinen Gewerbekunden geführt. Insofern besteht kein Anlass, die bilanzielle Berücksichtigung von SLP-Entnahmestellen zu verändern. Derzeit sind Verteilernetzbetreiber gemäß 24 GasNZV dafür verantwortlich, Standardlastprofilverfahren zu entwickeln und zuzuweisen. Die Benennung des Verteilernetzbetreibers als prognostizierende Partei im Sinne des Netzkodex Gasbilanzierung trägt diesem Umstand Rechnung. 2. Preise für Ausgleichsenergie 2.1. Beschreibung der Neuregelung Der Netzkodex Gasbilanzierung enthält eine Reihe von Vorgaben zur Berechnung von Ausgleichsenergiepreisen. Diese machen Anpassungen des derzeit angewendeten Ausgleichsenergiepreises erforderlich. Wie im bisherigen Modell soll die Differenzmenge zwischen Ein- und Ausspeisungen (Ausgleichsenergiemenge) mit einem negativen bzw. positiven Ausgleichsenergiepreis multipliziert werden. Heranzuziehen sind dabei die bilanzrelevanten Daten (siehe Abschnitt 1). Die tägliche Ausgleichsenergiemenge ist für jeden (Rechnungs-)Bilanzkreis anhand des Saldos zwischen täglicher Ein- und Ausspeisung zu bilden. Sofern sich hierbei Differenzen ergeben, werden diese unter Heranziehung des positiven Ausgleichsenergiepreises (für Unterspeisungen) und des negativen Ausgleichsenergiepreises (für Überspeisungen) abgerechnet. Für beide Preise sind im neuen System jeweils zwei Preiselemente zu berücksichtigen. Gemäß Art. 22 Ziff. 2 Netzkodex Gasbilanzierung ist der tägliche positive Ausgleichsenergiepreis der höhere der beiden folgenden Preise: (1) Höchster Preis aller Regelenergieeinkäufe durch den Marktgebietsverantwortlichen oder (2) mengengewichteter Gasdurchschnittspreis für den jeweiligen Gastag zuzüglich einer kleinen Anpassung. Der tägliche negative Ausgleichsenergiepreis errechnet sich durch den niedrigeren der folgenden Preise: (1) Niedrigster Preis aller Regelenergieverkäufe durch den Marktgebietsverantwortlichen oder (2) mengengewichteter Gasdurchschnittspreis für den jeweiligen Gastag abzüglich einer kleinen Anpassung. 5

6 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation Anders als im bisherigen System wird es folglich in den beiden Marktgebieten NCG und GASPOOL zu unterschiedlichen (marktgebietsspezifischen) Ausgleichsenergiepreisen kommen. Denn es ist absehbar, dass häufig sowohl die Preise für die Beschaffung der Regelenergie (erstes Preiselement) als auch die Preise an den Gashandelsmärkten (zweites Preiselement) in den Marktgebieten variieren. Für das erste Preiselement sind gemäß Art. 22 Ziff. 3 und 5 Netzkodex Gasbilanzierung folgende Regelenergieprodukte bezogen auf den jeweiligen Gastag zu berücksichtigen: MOL 1 (Börse, global), MOL 2 (Börse, qualitätsscharf und lokal, und Börse fremdes Marktgebiet, qualitätsscharf und lokal) sowie MOL 3 (Plattform, lokal). Es sind hierbei sowohl Day Ahead- als auch Within Day-Produkte heranzuziehen. Die Einbeziehung der Preise für lokale Produkte soll entgegen dem Vorschlag der Marktgebietsverantwortlichen (Empfehlungsdokument S.14) erfolgen. Für das zweite Preiselement ist der an der Gashandelsbörse gebildete mengengewichtete Gasdurchschnittspreis mit dem Lieferort virtueller Handelspunkt zur Preisbildung zu verwenden. Dabei sind grundsätzlich Day Ahead und Within Day-Produkte einzubeziehen. Derzeit ist nur die EEX an den virtuellen Handelspunkten NCG und GASPOOL tätig. Die EEX weist derzeit einen Tagesreferenzpreis ( Daily Reference Price Natural Gas ) aus, der diese Anforderungen nicht erfüllt, weil untertägige Handelsgeschäfte nicht abgebildet sind. Die EEX ist insofern aufgefordert, einen neuen Index zu erstellen. Sollten innerhalb eines Marktgebiets mehrere Börsen tätig sein, sollten auch diese Informationen herangezogen werden. Zudem soll anders als von den Marktgebietsverantwortlichen vorgeschlagen (Empfehlungsdokument, S. 9) auf den mengengewichteten Gasdurchschnittspreis eine Anpassung von 10% erhoben werden. Dies bedeutet, dass für den Preis für positive Ausgleichsenergie der mengengewichtete Gasdurchschnittspreis mit 1,1 zu multiplizieren ist. Für den Preis für negative Ausgleichsenergie ist der mengengewichtete Gasdurchschnittspreis dagegen mit 0,9 zu multiplizieren. Hieraus ergeben sich folgende Preisformeln: Positiver Ausgleichenergiepreis in /MWh = Grenzeinkaufspreis: Max{höchster Regelenergieeinkauf MGV (global, qualitätsspezifisch, lokal), Gasdurchschnittspreis * 1,1} Negativer Ausgleichenergiepreis in /MWh = Grenzverkaufspreis: Min{niedrigster Regelenergieverkauf MGV (global, qualitätsspezifisch, lokal), Gasdurchschnittspreis * 0,9} Sofern eine Ableitung der Ausgleichsenergiepreise auf Grundlage der oben beschriebenen Grundsätze nicht möglich sein sollte, sind zur Ermittlung der Ausgleichsenergiepreise der positive und negative Ausgleichsenergiepreis vom Vortag anzuwenden Beabsichtigte Festlegung und Begründung Es ist beabsichtigt, die in den Marktgebieten anzuwendende Methodik für die Berechnung des Ausgleichsenergiepreises festzulegen und die erforderliche Genehmigung zu erteilen. In ihrem Empfehlungsdokument haben die Marktgebietsverantwortlichen die nach Art. 22 Ziff. 3 Netzkodex Gasbilanzierung relevante Handelsplattform nicht ausdrücklich benannt. Die Marktgebietsverantwortlichen führen lediglich aus, dass alle Börsenprodukte mit dem Lieferort virtueller Handelspunkt, börsliche qualitätsscharfe H- und L-Gas-Produkte sowie Börsenprodukte in angrenzenden Bilanzierungszonen berücksichtigt werden sollen. Da es sich hierbei um EEX-Börsenprodukte handelt, beabsichtigt die Beschlusskammer die EEX als für die nach Art. 22 Ziff. 3 Netzkodex Gasbilanzierung relevante Handelsplattform zu genehmigen. Der Netzkodex Gasbilanzierung sieht mit Bezug auf das erste Preiselement ausschließlich Regelenergie mit dem Lieferort virtueller Handelspunkt und ortsabhängige Regelenergieprodukte vor. Die beiden Marktgebiete in Deutschland sind jedoch qualitätsübergreifend (H- und L- 6

7 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation Gas). Die Marktgebietsverantwortlichen beantragen gemäß Art. 22 Ziff. 5 Netzkodex Gasbilanzierung die Berücksichtigung qualitätsscharfer börslicher Produkte sowie von Börsenprodukten in angrenzenden Bilanzierungszonen (z.b. TTF). Diesen Anträgen soll stattgegeben werden, da diese Produkte als börsliche Produkte ohnehin bei der Preisbildung zu berücksichtigen sind. Zudem sind auch ortsabhängige und somit lokale Produkte zu berücksichtigen. Die Beschlusskammer ist der Auffassung, dass gerade mit Einführung des neuen Bilanzierungssystems relevanter lokaler Regelenergiebedarf entstehen kann. Da diese lokalen Produkte preissetzend sein dürften, sind sie zum Zwecke des Erhalts der entsprechenden Anreize auch einzubeziehen. Die Beschlusskammer schlägt gemäß Art. 22 Ziff. 2 Netzkodex Gasbilanzierung entgegen der Auffassung der Marktgebietsverantwortlichen die Einführung eines Auf- bzw. Abschlags von 10% auf den mengengewichteten Gasdurchschnittspreis vor (zweites Preiselement). Hierdurch sollen ausreichende Anreize dafür gegeben werden, dass der Bilanzkreisverantwortliche seinen Gaseinkauf bzw. -verkauf nicht über die Ausgleichsenergie optimiert oder gar organisiert. Ausgangspunkt dieser Überlegung ist die Tatsache, dass externe Regelenergie in den vergangenen Gaswirtschaftsjahren an lediglich einem Drittel der Tage von den Marktgebietsverantwortlichen kontrahiert wurde. Sollte sich diese durchaus als positiv zu bewertende Entwicklung fortsetzen, würde dem zweiten Preiselement großes Gewicht bei der Preisbildung zukommen. Ohne einen Auf- bzw. Abschlag auf den Gasdurchschnittspreis gäbe es an solchen Tagen ohne Regelenergiebeschaffung für den Bilanzkreisverantwortlichen keinen oder jedenfalls keinen ausreichenden Anreiz, seiner Bilanzkreisbewirtschaftung selbst nachzukommen, da der Marktgebietsverantwortliche die Differenzen stets auf Grundlage des Gasdurchschnittspreises ausgleichen würde. Da die Bewirtschaftung eines Bilanzkreises mit Kosten verbunden ist, würde ohne Auf- bzw. Abschlag sogar der Anreiz erhöht, aus der Ausgleichsenergie Kunden zu beliefern. Dies dürfte auch negative Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit haben. Darüber hinaus zeigen aktuelle Informationen zum Grenzübergangspreis, dass dieser Preis nicht unerheblich über dem Ausgleichsenergiepreis läge, wenn lediglich der mengengewichtete Gasdurchschnittspreis herangezogen würde. Um der Gefahr von Fehlanreizen zu begegnen, schlägt die Kammer zur Einführung des neuen Ausgleichsenergiepreises für die nach dem Netzkodex Gasbilanzierung mögliche kleine Anpassung bewusst einen Wert vor, der mit spürbaren Anreizen verbunden ist. Sollte sich dieser Auf- bzw. Abschlag als nicht zielführend erweisen, wird die Beschlusskammer aufgrund der Erfahrungen mit dem neuen System eine Neubewertung vornehmen und ggf. eine Modifizierung in Betracht ziehen. 3. Untertägige Verpflichtungen 3.1. Beschreibung der Neuregelung Neben das Tagesbilanzierungssystem tritt ein untertägiges Anreizsystem, in dem alle physischen und virtuellen Ein- und Ausspeisungen auf Stundenbasis betrachtet werden. Dabei wird für SLP- und RLM-Entnahmestellen ein Tagesband als Tagesausspeisemenge in der Bilanz allokiert. Dieses System soll gezielte Anreize zu einer bandförmigen Einspeisung setzen. Die Zahlungen im Rahmen des untertägigen Anreizsystems beeinflussen die Abrechnung in der Tagesbilanzierung nicht. Im Rahmen des untertägigen Anreizsystems saldiert der Marktgebietsverantwortliche in jeder Stunde alle allokierten Einspeisungen und Ausspeisungen je Rechnungsbilanzkreis. Etwaige Salden über den gewährten Toleranzen werden über die nächsten Stunden hinweg richtungsunabhängig kumuliert betrachtet. Für die kumulierte Überschreitung hat der Bilanzkreisverantwortliche nach Abzug der Toleranz einen Flexibilitätskostenbeitrag in Euro je MWh zu entrichten. Die Menge für die der Flexibilitätskostenbeitrag zu entrichten ist wird als bilanzielle Flexibilitätsmenge bezeichnet. Ein Ausgleich der Stundenabweichung erfolgt nicht. Die folgenden Fallgruppen sind für das untertägige Anreizsystem zu unterscheiden: 7

8 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation (1) Für Ein- und Ausspeisepunkte an Marktgebiets- und Grenzübergangspunkten, Einspeisepunkte aus inländischen Produktionsanlagen, Ein- und Ausspeisepunkte aus Speichern sowie reine Handelsnominierungen (VHP-Nominierungen) gilt der Grundsatz allokiert wie nominiert. Eine Toleranz für die untertägige Betrachtung ist nicht vorgesehen. (2) An RLM-Ausspeisepunkten (auch an Punkten mit Nominierungsersatzverfahren, RLMNEV) wird der stündliche Anteil der gleichmäßig über den ganzen Gastag verteilten täglichen Ist-Entnahmemenge (als Tagesband ) allokiert. Bezogen auf diese Menge erhält der Bilanzkreisverantwortliche eine Tagestoleranz in Höhe von +/- 7,5%. Dies bedeutet, dass jeweilige Abweichungen bei der stündlichen Betrachtung über die weiteren Stunden des Gastages kumuliert werden (Beispiel siehe Abbildung 1). Abbildung 1: Belieferung einer RLM-Entnahmestelle (3) Bei SLP-Entnahmestellen wird der stündliche Anteil der gleichmäßig über den ganzen Gastag verteilten Tagesmenge des jeweiligen Standardlastprofils (als Tagesband ) allokiert. Eine Toleranz für die untertägige Betrachtung ist nicht vorgesehen. Der Flexibilitätskostenbeitrag wird jedoch nur an den Tagen erhoben, an denen der Marktgebietsverantwortliche Regelenergie in gegenläufiger Richtung (Einkauf und Verkauf), d.h. für 8

9 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation untertägige Strukturierung, eingesetzt hat und ihm daraus Kosten entstanden sind. Gegenläufige Regelenergieeinsätze, die als kommerzielle Konvertierung für das Konvertierungssystem notwendig waren, sind dabei nicht zu berücksichtigen. Die Regelenergiemenge für untertägige Strukturierung errechnet sich aus der jeweils kleineren der beiden gegenläufigen Regelenergiemengen zuzüglich einer ebenso hohen Regelenergiemenge in die entgegengesetzte Richtung ( Flexibilitätsregelenergie ). Zur Bestimmung der Kosten des Marktgebietsverantwortlichen für diese untertägige Strukturierungsleistung wird zunächst die Menge an Flexibilitätsregelenergie herangezogen. Der jeweils mengengewichtete Preis für den Einkauf und Verkauf von Regelenergie multipliziert mit der Menge an Flexibilitätsregelenergie ergibt die Kosten des Marktgebietsverantwortlichen. Das folgende Beispiel veranschaulicht diese Systematik: Tag D Preis Regelenergiemenge Kosten/Erlöse Kauf MWh Kauf MWh Zwischensumme Kauf 480 MWh Verkauf MWh Verkauf MWh 600 Zwischensumme Verkauf - 90 MWh Summe 570 MWh (kumuliert) Tabelle 1: Beispiel von Kosten und Erlösen bei der untertägigen Regelenergiebeschaffung Die Menge an Flexibilitätsregelenergie beträgt in diesem Fall 180 MWh (90 MWh x 2). Die verbleibende Regelenergiemenge in Höhe von 390 MWh wird nicht als durch untertägige Strukturierung verursacht angesehen. Die Kosten für die Flexibilitätsregelenergie errechnen sich aus den mengengewichteten Erlösen für den Verkauf der Flexibilitätsregelenergie und den mengengewichteten Kosten für den Einkauf der Flexibilitätsregelenergie (jeweils 90 MWh). Dabei ergeben sich folgende Kosten: Erlöse aus Flexibilitätsregelenergie (1.850 / 90 MWh) x 90 MWh = Kosten für Flexibilitätsregelenergie ( / 480 MWh) x 90 MWh = Saldo: Kosten der Flexibilitätsregelenergie = Tabelle 2: Beispiel von Kosten und Erlösen beim Einsatz von Flexibilitätsregelenergie Die Kosten des Marktgebietsverantwortlichen für die untertägige Strukturierung betragen in diesem Fall also Der vom Bilanzkreisverantwortlichen zu entrichtende Flexibilitätskostenbeitrag leitet sich aus den für den jeweiligen Gastag entstandenen Kosten für Flexibilitätsregelenergie ab. Für die genaue Bestimmung des Flexibilitätskostenbeitrags kommen aus Sicht der Beschlusskammer 9

10 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation zwei unterschiedliche Varianten in Betracht: Alternative 1: Der Flexibilitätskostenbeitrag entspricht den mengengewichteten Kosten für die Flexibilitätsregelenergie in je MWh, d.h. die Regelenergiekosten für untertägige Strukturierung werden durch die Flexibilitätsregelenergie dividiert. In dem oben genannten Beispiel beträgt der Flexibilitätskostenbeitrag der Bilanzkreisverantwortlichen 9,72 /MWh (1.750 / 180 MWh). Alternative 2: Die Kosten für Flexibilitätsregelenergie werden unmittelbar auf die bilanzielle Flexibilitätsmenge aller Bilanzkreisverantwortlichen verteilt. Somit ergibt sich der zu zahlende Flexibilitätskostenbeitrag aus der Division der Kosten für Flexibilitätsregelenergie durch die bilanzielle Flexibilitätsmenge aller Bilanzkreisverantwortlichen des Marktgebietes. Unter der Annahme, dass die bilanzielle Flexibilitätsmenge kumuliert über alle Bilanzkreisverantwortlichen am Tag D 130 MWh beträgt, ergibt sich hieraus für das o.g. Beispiel ein Flexibilitätskostenbeitrag in Höhe von 13,46 /MWh (1.750 / 130 MWh) Beabsichtigte Festlegung und Begründung Es ist beabsichtigt, die konkrete Ausgestaltung der untertägigen Verpflichtungen festzulegen. Ein untertägiges Anreizsystem darf nur unter den in Art. 24 Ziff. 1 Netzkodex Gasbilanzierung genannten Bedingungen implementiert werden. Außerdem muss das anzuwendende Anreizsystem die in Art. 26 Ziff. 2 Netzkodex Gasbilanzierung festgelegten Kriterien erfüllen. Bei der Abwägung über die Einführung eines untertägigen Anreizsystems ist daher zunächst zu bewerten, ob durch das oben beschriebene Modell die Netzintegrität sichergestellt und die Einsätze externer Regelenergie minimiert werden können. In einem reinen Tagesbilanzierungssystem bestehen für Marktteilnehmer keine systematischen Anreize, ihrer ausspeiseseitigen Allokation eine entsprechend strukturierte Einspeisung von Gasmengen in das Marktgebiet gegenüber zu stellen. Wie in dem Empfehlungsdokument der Marktgebietsverantwortlichen vom (S. 29 ff.) dargestellt, ergäbe sich in einem solchen reinen Tagesbilanzierungssystem die Gefahr, dass einzelne Marktteilnehmer ihre gesamte Exit-Last des Gastages D innerhalb nur weniger Stunden (z.b. möglichst gegen Ende des Gastages) in das Netz einspeisen. Verhalten sich mehrere bzw. alle Marktteilnehmer dergestalt, würde dies insbesondere wegen der Gleichzeitigkeitseffekte mit großer Wahrscheinlichkeit zu einem sehr hohen Strukturierungsbedarf des Marktgebietsverantwortlichen führen, der zunächst größere Mengen an Regelenergie einkaufen müsste, um diese gegen Endes des Gastages zu verkaufen. Das hier vorgeschlagene System der untertägigen Verpflichtungen setzt dagegen Anreize, Ausspeisemengen weitestgehend zeitgleich und in gleicher Höhe einzuspeisen. Für SLP- und RLM-Mengen wird der Anreiz beibehalten, eine bandförmige Einspeisung der benötigten Gasmengen über den Gastag vorzunehmen, da ausspeiseseitig ein Tagesband allokiert wird unabhängig von der tatsächlich strukturierten Ausspeisung. Im Falle eines solchen Einspeiseverhaltens und unter der Annahme eines ausgeglichenen Bilanzkreises am Ende des Gastages können Bilanzkreisverantwortliche Flexibilitätskostenbeiträge in jedem Fall vermeiden. Anders als der Vorschlag der Marktgebietsverantwortlichen enthält das hier vorgeschlagene System höhere Flexibilitäten für die Marktteilnehmer, die RLM-Kunden beliefern. Die Allokation eines Tagesbands auch bei RLM-Kunden (entsprechend der heutigen RLMmT-Gruppe) vereinfacht die stündliche Prognostizierbarkeit und senkt damit die Risiken für die Bilanzkreisverantwortlichen. Die Höhe der Toleranz mit +/- 7,5% ist an den Vorschlägen der Marktgebietsverantwortlichen orientiert. Der Flexibilitätskostenbeitrag als finanzieller Anreiz wird es für Marktteilnehmer in der Regel unattraktiv machen, die gesamten Ausspeismengen des Gastages D innerhalb bestimmter 10

11 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation Stunden einzuspeisen. Durch eine kontinuierliche Einspeisung über den Gastag und den damit vermiedenen Einsatz von Flexibilitätsregelenergie kann davon ausgegangen werden, dass sich die Anzahl der Regelenergieeinsätze im Vergleich zu einem reinen Tagesbilanzierungssystem reduzieren wird. Die Verpflichtung zur Zahlung eines Flexibilitätskostenbeitrags im Falle eines untertägig nicht ausgeglichenen Bilanzkreises wird an zwei Bedingungen geknüpft. Zum einen muss im Marktgebiet an dem entsprechenden Tag ein gegenläufiger Regelenergieeinsatz vorgelegen haben, zum anderen muss der gegenläufige Regelenergieeinsatz zu Kosten beim Marktgebietsverantwortlichen geführt haben. Diese Systematik trägt verstärkt dem Grundprinzip der Tagesbilanzierung Rechnung und verknüpft den Flexibilitätskostenbeitrag mit den tatsächlich beim Marktgebietsverantwortlichen angefallenen Kosten für untertägige Strukturierung. Anders als im heutigen System der Strukturierungsbeiträge wird damit nicht bei jeder Über- bzw. Unterschreitung ein Flexibilitätskostenbeitrag fällig. Die Berechnung des Flexibilitätskostenbeitrags soll anders erfolgen als von den Marktgebietsverantwortlichen empfohlen. Hierdurch soll die im Konsultationsverfahren der Marktgebietsverantwortlichen geäußerte Kritik einiger Marktteilnehmer aufgegriffen werden. Die von der Beschlusskammer vorgeschlagenen Alternativen stellen die Kostenorientierung sicher und gewährleisten eine ausreichende Anreizwirkung bei den Bilanzkreisverantwortlichen. Im Ergebnis führen beide vorgeschlagene Alternativen für die Netznutzer zu einer geringeren Kostenbelastung, ohne die Kostenorientierung zu gefährden. Einer Orientierung an den Grenzpreisen wie von den Marktgebietsverantwortliche vorgeschlagen bedarf es nicht. Bei Alternative 1 kann sich beim Marktgebietsverantwortlichen eine teilweise Über- oder Unterkompensierung einstellen, da die Menge an Flexibilitätsregelenergie in der Regel nicht mit der kumulierten bilanziellen Flexibilitätsmenge der Bilanzkreisverantwortlichen übereinstimmt. Dagegen dürften die Preisausschläge eher gering ausfallen. Bei Alternative 2 ist dagegen mit größeren Volatilitäten zu rechnen, jedoch ist sichergestellt, dass die Kosten des Marktgebietsverantwortlichen für Flexibilitätsregelenergie stets ausgeglichen, aber auch nicht überkompensiert werden. 4. Untertägige Informationsbereitstellung 4.1. Beschreibung der Neuregelung Art. 34 Ziff. 2 Netzkodex Gasbilanzierung sieht vor, dass dem Netznutzer am Gastag D mindestens zwei Aktualisierungen der gemessenen Gasflüsse zur Verfügung gestellt werden, sofern die Allokationen nicht den Nominierungen entsprechen. Diese Regelung ist auf Entnahmestellen mit registrierender Leistungsmessung (RLM) anwendbar. Bisher sieht die Kooperationsvereinbarung Gas (i.d.f. vom ) lediglich eine einmalige untertätige Meldung der aggregierten stündlichen Messwerte je RLM-Zeitreihe für den Erfassungszeitraum von 06:00 Uhr bis 12:00 Uhr vor. Diese Regelung soll beibehalten werden. Es ist beabsichtigt, die Bereitstellung einer zweiten Aktualisierung für RLM-Ausspeisungen einzuführen. Diese soll zusätzlich zu der bestehenden Übermittlungspflicht die gemessenen Ausspeisungen der RLM-Entnahmestellen in dem Zeitraum von 12:00 Uhr bis 15:00 Uhr erfassen (siehe Abbildung 2). 11

12 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation Abbildung 2: Untertägige Informationsbereitstellung Die erste Meldung hat im Unterschied zur bisherigen Regelung in der Kooperationsvereinbarung vom Verteilernetzbetreiber an den Marktgebietsverantwortlichen bis spätestens 15:00 Uhr zu erfolgen, während der Marktgebietsverantwortliche die Daten an den Bilanzkreisverantwortlichen bis spätestens 16:00 Uhr zu übermitteln hat. Damit wird der Übermittelungszeitraum auf insgesamt vier Stunden verkürzt. Diese verkürzte Übermittlungsfrist gilt grundsätzlich auch für die zweite Aktualisierung. Eine Übermittlung dieser vom Verteilernetzbetreiber erfassten Daten an den Marktgebietsverantwortlichen hat folglich bis spätestens 18:00 Uhr zu erfolgen. Die Meldung vom Marktgebietsverantwortlichen an den Bilanzkreisverantwortlichen ist bis spätestens 19:00 Uhr vorzunehmen. Der Datenumfang und die Aggregation der ersten und der zweiten Aktualisierung haben die bislang in der Kooperationsvereinbarung geregelten Inhalte zu umfassen. Die zweite Datenmeldung beinhaltet auch die erneute Übermittlung der Gasflüsse ab Beginn des Gastages D, d.h. es sind auch die Daten des Erfassungszeitraums von 06:00 Uhr bis 12:00 Uhr des Gastages D (ggf. in aktualisierter Form) in diese zweite untertägige Datenmeldung einzubeziehen. Die Datenübermittlung am Tag D+1 soll dem Grund nach unverändert bleiben, allerdings soll der Übermittlungszeitraum auch in diesem Fall verkürzt werden. Der Bilanzkreisverantwortliche empfängt die Daten bereits um Uhr, nicht erst um Uhr Beabsichtigte Festlegung und Begründung Es ist beabsichtigt, den konkreten Inhalt der Pflichten zur zweimaligen Aktualisierung der RLM- Informationsbereitstellung am Tag D festzulegen. Die Übermittlung der Daten am Tag D+1 soll weiterhin in der Kooperationsvereinbarung geregelt werden. Die Informationsbasis der Netznutzer soll im Vergleich zum bisherigen Status um drei Stunden erweitert werden. Zugleich sollen die Übermittlungsfristen deutlich verkürzt werden. Die Bilanzkreisverantwortlichen erhalten dadurch verbesserte Möglichkeiten, den untertäglichen Status ihres Bilanzkreises einzuschätzen. 12

13 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation Bei der Beibehaltung des bisherigen Erfassungszeitraums von 06:00 Uhr bis 12:00 Uhr für die erste Aktualisierung ist die Gewährung einer ausreichenden Informationstiefe gegen eine möglichst frühe Übermittlung der Daten am Gastag abzuwägen. Die ersten Stunden des Gastages charakterisieren wesentlich das Verbrauchsniveau und den sich abzeichnenden Verbrauchsverlauf bei Gewerbe- und Industriekunden. Um diese ersten Stunden möglichst umfassend zu erfassen, wird es für sachgerecht erachtet, über die in Art. 34 Ziff. 3 Netzkodex Bilanzierung geforderte Mindesterfassungsdauer von vier Stunden hinauszugehen. Beim Zeitraum der zweiten Aktualisierung ist zwischen der Sicherstellung eines ausreichenden Datenumfangs und der praktikablen Abwicklung der Kommunikationsprozesse abzuwägen. Die gewählte Erfassungszeitspanne von 12:00 Uhr bis 15:00 ermöglicht es im Zusammenhang mit dem ersten Übermittlungsabschnitt (insgesamt also von 06:00 Uhr bis 15:00 Uhr), die wesentlichen prognoserelevanten Verbrauchsparameter und -verläufe der RLM-Gasentnahmen eines Tages abzudecken. Gleichzeitig verbleibt das Ende der Übermittlungsfrist in dem dafür bereits heute vorgesehenen Rahmen, d.h. eine Meldung der Daten erfolgt bis spätestens 19:00 Uhr. Eine weitere Ausweitung des Erfassungszeitraums würde mit einem erheblichen Mehraufwand insbesondere für die kleineren Verteilernetzbetreiber einhergehen, welcher nicht durch den zusätzlichen Informationsumfang aufgewogen würde. Unter Einbeziehung der Übermittlungsfristen ist davon auszugehen, dass bei einer Verlängerung der Übermittlungsverpflichtung eine Weiterverarbeitung der Zeitreihen durch die Mehrheit der Bilanzkreisverantwortlichen generell erst am Folgetag vorgenommen wird. Unter Berücksichtigung der Tatsache, dass dem Bilanzkreisverantwortlichen am Tag D+1 um 10:00 Uhr ohnehin die Daten des gesamten Gastages D vorliegen sollen, erscheint eine Ausweitung des Erfassungszeitraums deshalb nicht sachgerecht. Insgesamt sind die Regelungen für die Übermittlungszeiträume anzupassen und auf insgesamt vier Stunden zu verkürzen (siehe Art. 34 Ziff. 3 Netzkodex Gasbilanzierung). Ungeachtet dessen ist diese Übermittlungsfrist eine Maximalfrist. Deren Verkürzung ist insbesondere im Rahmen der Kosten-Nutzen-Analyse (Art. 38 Netzkodex Gasbilanzierung) gesondert zu überprüfen. Im Übrigen ist im Verhältnis zwischen Verteilernetzbetreibern und Transportkunden auf die weiterhin bestehende Verpflichtung zur Übermittlung von stündlichen RLM-Messwerten im Stundentakt zu verweisen (Festlegung GeLi Gas, Az. BK ). Hierdurch können Lieferanten sehr viel detailliertere Informationen zu Ihren RLM-Kunden erhalten, soweit sie dies für erforderlich halten. 5. Verkürzung der Nominierungsfrist am Virtuellen Handelspunkt (VHP) 5.1. Beschreibung der Neuregelung Der Netzkodex Gasbilanzierung sieht in Art. 5 eine Verkürzung der Nominierungsfrist am Virtuellen Handelspunkt (VHP) vor. Der Marktgebietsverantwortliche soll die Bearbeitungszeit für die Bestätigung einer Handelsmitteilung, d.h. für die VHP-Nominierung, auf maximal dreißig Minuten reduzieren. Derzeit gilt für Renominierungen am VHP (Kooperationsvereinbarung i.d.f. vom , Anlage 4, 19 Ziff. 5) eine Vorlaufzeit von zwei Stunden ab der nächsten vollen Stunde. Hinsichtlich des Zeitpunktes für die Übermittlung, Rücknahme und Änderungen von Handelsmitteilungen sieht Art. 5 Ziff. 2 Netzkodex Gasbilanzierung vor, dass diese zwischen Marktgebietsverantwortlichen und Netznutzern in dem Transportvertrag oder in einer sonstigen rechtsverbindlichen Vereinbarung festgelegt werden soll. 13

14 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation 5.2. Beabsichtigte Festlegung und Begründung Es sind keine Regelungen in der Festlegung beabsichtigt. Die konkrete Umsetzung der Vorgaben aus dem Netzkodex Gasbilanzierung sollte in der Kooperationsvereinbarung und den dort bereits geregelten Standardverträgen vorgenommen werden. Ein wichtiges Merkmal eines marktbasierten Bilanzierungsregimes ist die Möglichkeit für Netznutzer, Gasmengen zwischen unterschiedlichen Bilanzkreisen zu übertragen. Dies geschieht über Veräußerungs- und Erwerbsmitteilungen (Handelsmitteilungen) der jeweiligen Bilanzkreisverantwortlichen an den betreffenden Marktgebietsverantwortlichen. Mit der Verkürzung der Nominierungsfrist von derzeit zwei Stunden auf dreißig Minuten können Gasmengen während des Gastages noch flexibler zwischen Bilanzkreisen übertragen werden. Netznutzer können Ungleichgewichte in der Bilanz schneller ausgleichen. Derzeit werden Vorgaben zur VHP-Nominierung in der Kooperationsvereinbarung geregelt. Nach Ansicht der Beschlusskammer gibt der Netzkodex Gasbilanzierung einen hinreichend konkreten und verbindlichen Rahmen für die Ausgestaltung und Präzisierung dieser Inhalte vor, so dass es einer weiteren Konkretisierung in der Festlegung nicht bedarf. 6. Regelenergie 6.1. Beschreibung der Neuregelung Die Art. 6 ff. Netzkodex Gasbilanzierung enthalten verschiedene Vorgaben zu Beschaffung und Einsatz von externer Regelenergie, die in einigen Punkten Anpassungen des derzeit von den Marktgebietsverantwortlichen angewandten Zielmodells für die standardisierte Beschaffung von Regelenergie erforderlich machen. Hierbei soll externe Regelenergie vorrangig durch kurzfristige standardisierte Produkte über die Börse beschafft werden. Die Kosten der einzelnen Maßnahmen sind nur innerhalb der jeweiligen Stufe der Merit Order Liste (MOL) zu berücksichtigen. Innerhalb der MOL-Stufen sollen untertägige Produkte (Within Day) vorrangig vor Day Ahead-Produkten genutzt werden. Beim Vorrang der internen Regelenergie soll es bleiben. Die MOL soll in vier Ränge eingeteilt werden (siehe Abbildung 3): Abbildung 3: Merit Order Liste 14

15 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation MOL 1: Ein bestehender Bedarf an externer Regelenergie ist von dem jeweiligen Marktgebietsverantwortlichen zunächst über den Einsatz von an der Börse im eigenen Marktgebiet beschaffter Regelenergie ohne Erfüllungsrestriktionen ( globale Regelenergie ) zu decken (MOL Rang 1). MOL 2: Sollte MOL Rang 1 aufgrund eines qualitätsspezifischen oder lokalen Bedarfs nicht zielführend sein, so kann der Marktgebietsverantwortliche qualitätsspezifische Produkte (oder lokale Produkte, soweit angeboten) an der Börse im eigenen Marktgebiet oder Regelenergie an der Börse in einem benachbarten Marktgebiet beschaffen und einsetzen (MOL Rang 2). Gleiches gilt, falls die Liquidität der Börse im eigenen Marktgebiet unzureichend sein sollte. Der Marktgebietsverantwortliche kann in diesem Fall ebenfalls auf Börsenprodukte aus dem benachbarten Marktgebiet ausweichen. Die qualitätsspezifischen (bzw. lokalen) Börsenprodukte aus dem eigenen und die Börsenprodukte aus dem benachbarten Marktgebiet sind insoweit gleichwertig. Innerhalb des MOL Rangs 2 ist für die Entscheidung über den Einsatz der verfügbaren und geeigneten Produkte allein der Preis maßgeblich, wobei die bei einer Beschaffung in einem benachbarten Marktgebiet für den Transport zusätzlich anfallenden Kapazitätskosten bei der Reihung innerhalb der MOL 2 angemessen zu berücksichtigen sind. Die Buchung und Nutzung der für die Regelenergiebeschaffung in einem benachbarten Marktgebiet erforderlichen Kapazitäten an Grenz- und Marktgebietsübergangspunkten soll in einer Art und Weise erfolgen, die andere Netznutzer in ihren Möglichkeiten zu Buchung bzw. Verwendung von Kapazitäten an den betroffenen Grenz- und Marktgebietsübergangspunkten nicht einschränkt. Es sollte daher von den Marktgebietsverantwortlichen angestrebt werden, möglichst kurzfristige oder unterbrechbare Kapazitäten an den betroffenen Grenz- und Marktgebietsübergangspunkten zu buchen. MOL 3: Die Beschlusskammer beabsichtigt zudem, die Weiternutzung der bestehenden bilateralen Regelenergieplattformen in den Marktgebieten NCG und GASPOOL als Interimsmaßnahme i.s.v. Art. 45 ff. Netzkodex Gasbilanzierung zunächst für die Dauer von fünf Jahren zu genehmigen. Abweichend von dem derzeit angewandten Zielmodell der Marktgebietsverantwortlichen dürfen über die Regelenergieplattformen jedoch nur noch solche Regelenergieprodukte beschafft werden, die nicht an der Börse angeboten werden, d.h. die Nutzung der Regelenergieplattformen wird auf die Beschaffung von lokalen bzw. punktscharfen Produkten begrenzt. Die Nutzung von Regelenergieprodukten, die über die Regelenergieplattformen beschafft werden, hat zudem nachrangig zu der Nutzung von jeglichen Börsenprodukten (global und qualitätsspezifisch aus dem eigenen oder einem benachbarten Marktgebiet) zu erfolgen (MOL Rang 3). MOL 4: Die im derzeit angewandten Zielmodell der Marktgebietsverantwortlichen unter MOL 3 und MOL 4 geführten standardisierten Langfristprodukte und Flexibilitätsdienstleistungen werden unter MOL Rang 4 zusammengefasst. Die Beschaffung dieser Produkte hat auf marktbasierte Weise im Rahmen eines transparenten und nicht diskriminierenden öffentlichen Ausschreibungsverfahrens zu erfolgen. Die Produkte dürfen nur dann genutzt werden, wenn kurzfristige standardisierte Produkte (MOL Rang 1-3) nicht in ausreichender Menge angeboten werden oder nicht geeignet sind das Netz in seinen netztechnischen Grenzen zu halten. Die Entscheidung über den Einsatz der verschiedenen Produkte innerhalb des MOL Rangs 4 richtet sich nach dem konkreten Bedarf und nach den Kosten. 15

16 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation 6.2. Beabsichtigte Festlegung und Begründung Es ist beabsichtigt, die Grundzüge der Beschaffung und des Einsatzes von externer Regelenergie festzulegen und die erforderlichen Genehmigungen zu erteilen. Die konkrete Ausgestaltung verschiedener Aspekte der Beschaffung und des Einsatzes von externer Regelenergie soll in der Kooperationsvereinbarung und deren Anlagen geregelt werden. Das Zielmodell für die standardisierte Beschaffung von Regelenergie der Marktgebietsverantwortlichen ist im Oktober 2013 erfolgreich gestartet. Entsprechend diesem Zielmodell erfolgt bereits jetzt die Regelenergiebeschaffung in den beiden deutschen Marktgebieten mit einem starken Fokus auf die Beschaffung an der Börse. Dieser Fokus soll durch die geplanten Änderungen noch verstärkt werden, da es sich bei dieser Form der Regelenergiebeschaffung um den Ansatz mit der größten Marktnähe handelt und der deutsche Großhandelsmarkt mittlerweile eine hohe Liquidität auf den Spotmärkten aufweist. Dementsprechend soll zukünftig der externe Regelenergiebedarf vorrangig und soweit wie möglich durch den Kauf oder Verkauf kurzfristiger standardisierter Produkte an der Börse gedeckt werden. Der Einsatz von nichtstandardisierten Produkten und Flexibilitätsdienstleistungen soll auf die Fälle begrenzt werden, in denen die Liquidität des kurzfristigen Gasgroßhandelsmarkts unzureichend ist oder eine Netzfahrweise unter Beachtung der netztechnischen Grenzen den Einsatz dieser Produkte erforderlich macht. Zur Maximierung der Angebote und zur Steigerung der Kosteneffizienz ist externer Regelenergiebedarf im ersten Schritt grundsätzlich über den Einsatz von globaler Regelenergie (MOL Rang 1) zu decken. Erst wenn globale Regelenergie nicht oder nicht in ausreichendem Maße verfügbar ist oder ein qualitätsspezifischer oder lokaler Bedarf besteht, sollen Börsenprodukte mit Erfüllungsrestriktionen, d.h. qualitätsspezifische/lokale Produkte, zum Einsatz kommen (MOL Rang 2). Die Beschaffung von qualitätsspezifischen Börsenprodukten im eigenen Marktgebiet ist hierbei der Beschaffung von (globaler oder qualitätsspezifischer) Regelenergie im benachbarten Marktgebiet gleichgestellt, da die im benachbarten Marktgebiet beschaffte Regelenergie aufgrund des hinzutretenden Transports und der hierfür erforderlichen Kapazitätsbuchungen über klar zuordenbare gasbeschaffenheitsspezifische und lokale Wirkungen verfügt. Gleiches würde für im eigenen Marktgebiet beschaffte lokale Börsenprodukte gelten, sollten diese zukünftig an der Börse angeboten werden. Zudem können durch die Regelenergiebeschaffung in einem benachbarten Marktgebiet die Mengen, die über die Börse, also marktbasiert, beschafft werden, weiter erhöht werden. Durch diese zusätzliche Nutzung der liquiden Gasgroßhandelsmärkte in benachbarten Marktgebieten kann zudem auch das Risiko der Bildung von Oligopol-Preisen in einzelnen Teilmärkten reduziert werden. Die Beschaffung von Regelenergie in benachbarten Marktgebieten kann somit einen wichtigen Beitrag zur Systemintegrität leisten und positive Effekte auf die Preisentwicklung haben. Die Beschlusskammer beabsichtigt daher, die Beschaffung von Regelenergie in benachbarten Marktgebieten als Alternative zur Beschaffung von qualitätsspezifischen (und lokalen, soweit angeboten) Börsenprodukten im eigenen Marktgebiet zu genehmigen. Neben der bereits von NCG praktizierten Beschaffung von Regelenergiemengen am TTF in den Niederlanden wäre hier aus Sicht der Beschlusskammer auch eine Beschaffung der Marktgebietsverantwortlichen im jeweils anderen deutschen Marktgebiet oder einem anderen benachbarten Marktgebiet denkbar. Innerhalb der jeweiligen Stufen der MOL entscheidet lediglich der Preis der einzelnen Maßnahmen über ihren Einsatz. Dies gilt auch und insbesondere für die Produkte im MOL Rang 2, der sowohl qualitätsspezifische Börsenprodukte aus dem eigenen Marktgebiet als auch Börsenprodukte aus einem benachbarten Marktgebiet enthält. Da bei der Beschaffung im benachbarten Marktgebiet zusätzlich auch noch Kosten für die erforderlichen Transportkapazitäten anfallen, erscheint es aus Sicht der Beschlusskammer sachgerecht, auch diese Kapazitätskosten bei der Reihung innerhalb des MOL Rangs 2 angemessen zu berücksichtigen. Andernfalls könnte es zu einer Benachteiligung der Regelenergieangebote im eigenen Marktgebiet kommen. Bei der Buchung der für die Abwicklung der Regelenergiebeschaffung in benachbarten Marktgebieten erforderlichen Kapazitäten ist zudem darauf zu achten, dass andere Netznutzer in ihren Möglichkeiten zum Erwerb und zur Nutzung von grenz- bzw. marktgebietsüberschreitenden Kapazitäten nicht eingeschränkt werden. Die Buchung und Nutzung der erforderlichen Kapazitä- 16

17 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation ten sollte daher, soweit wie möglich, auf kurzfristiger oder unterbrechbarer Basis erfolgen, um sowohl dem Interesse der Transportkunden an verfügbaren Kapazitäten als auch dem Interesse der Marktgebietsverantwortlichen und Netznutzer an einer sicheren und diversifizierten Regelenergiebeschaffung Rechnung zu tragen. Eine weitere Änderung stellt zudem die Einordnung der auf den Regelenergieplattformen der Marktgebietsverantwortlichen beschafften kurzfristigen standardisierten Produkte unter MOL Rang 3 dar. Anders als im Zielmodell der Marktgebietsverantwortlichen sind diese Produkte also nicht gleichrangig mit qualitätsscharfen Börsenprodukten aus dem eigenen Marktgebiet oder mit Börsenprodukten aus einem benachbarten Marktgebiet, sondern nachrangig zu allen verfügbaren Börsenprodukten im eigenen oder einem benachbarten Marktgebiet. Hintergrund dieser beabsichtigten Neuerung ist zum einen die bereits oben erläuterte Vorgabe des Netzkodex Gasbilanzierung, externen Regelenergiebedarf vorrangig und soweit wie möglich durch die Beschaffung kurzfristiger standardisierter Produkte an der Börse zu decken. Zum anderen ergibt sich die Nachrangigkeit der Plattformangebote auch aus der Regelung des Netzkodex Gasbilanzierung, nach der die Regelenergieplattformen der Marktgebietsverantwortlichen lediglich als Interimsmaßnahme für eine maximale Dauer von zehn Jahren angelegt sind und ihre Errichtung bzw. Aufrechterhaltung einer expliziten Genehmigung durch die Regulierungsbehörde bedarf. Ziel dieser Vorgaben ist es, die Regelenergiebeschaffung an der Börse weiter auszubauen, so dass die Plattformbeschaffung kontinuierlich abgeschmolzen werden kann und nach spätestens zehn Jahren möglichst ersatzlos wegfallen kann. Aus diesem Grund beabsichtigt die Beschlusskammer auch, die Aufrechterhaltung der Regelenergieplattformen nur mit der Einschränkung zu genehmigen, dass über sie nur Regelenergieprodukte beschafft werden dürfen, die nicht an der Börse angeboten werden. Hierunter würden zum jetzigen Zeitpunkt lokale bzw. punktscharfe Produkte fallen. Vor dem Hintergrund, dass es sich bei der Aufrechterhaltung der Plattformen um eine Interimsmaßnahme handelt und der deutsche Gasgroßhandelsmarkt hinreichend liquide ist, erscheint diese Einschränkung aus Sicht der Beschlusskammer sachgerecht, um einerseits die Aufrechterhaltung der Netzstabilität bei Auftreten von lokalen Bedarfen zu gewährleisten, aber andererseits auch die Liquidität der Börsen zu erhalten bzw. weiter zu steigern. Zudem wird durch die Aufrechterhaltung der Regelenergieplattformen auch dem Vortrag der Marktgebietsverantwortlichen die Regelenergieplattformen werden bei etwaigen Börsenausfällen als fall-back-lösung genutzt, Rechnung getragen. Es ist daher beabsichtigt, die Aufrechterhaltung der bestehenden Regelenergieplattformen in den Marktgebieten NCG und GASPOOL zunächst für die Dauer von fünf Jahren (unter Widerrufsvorbehalt) zu genehmigen. In dieser Zeit soll jedoch die Notwendigkeit der Weiternutzung der Plattformen in den jährlich zu erstellenden Berichten der Marktgebietsverantwortlichen gemäß Art. 46 Netzkodex Gasbilanzierung kontinuierlich überprüft werden. Hierbei ist insbesondere die Entwicklung der lokalen bzw. punktscharfen Bedarfsdeckung vor dem Hintergrund des Angebots von qualitätsspezifischen Börsenprodukten und der Möglichkeit zur Beschaffung von lokal wirkenden Börsenprodukten in benachbarten Marktgebieten zu berücksichtigen. Unter MOL Rang 4 werden die im derzeit angewandten Zielmodell der Marktgebietsverantwortlichen unter MOL 3 und MOL 4 geführten standardisierten Langfristprodukte und Flexibilitätsdienstleistungen zusammengefasst. Sie sind gemäß Art. 8 Netzkodex Gasbilanzierung im Rahmen eines marktbasierten, transparenten und nicht diskriminierenden öffentlichen Ausschreibungsverfahrens zu beschaffen. Für diese Ausschreibungsverfahren können, wie bisher, auch die Regelenergieplattformen der Marktgebietsverantwortlichen genutzt werden. Die Produkte dürfen nur dann genutzt werden, wenn kurzfristige standardisierte Produkte (MOL Rang 1-3) nicht in ausreichender Menge angeboten werden oder nicht geeignet sind, um eine Netzfahrweise unter Beachtung der netztechnischen Grenzen zu gewährleisten. 17

18 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation 7. Bilanzierungsumlage(n) 7.1. Beschreibung der Neuregelung Nach Maßgabe von Art. 30 Ziff. 2 und 5 Netzkodex Gasbilanzierung sind getrennte Bilanzierungsumlagen für die nicht täglich gemessenen (SLP) und die täglich gemessenen Ausspeisungen (RLM) vorzusehen. Dabei ist eine Methodik für die Berechnung zu bestimmen, die die prognostizierten Kosten und Erlöse des Ausgleichs- und Regelenergiesystems zugrunde legt. Dieses erfolgt unter Beachtung der Kosten- und Erlösneutralität gegenüber den Marktgebietsverantwortlichen. Die Bilanzierungsumlagen für die SLP- und RLM-Ausspeisungen sind von den Bilanzkreisverantwortlichen zu tragen, die SLP-Entnahmestellen, RLM-Entnahmestellen oder RLM- Entnahmestellen mit Nominierungsersatzverfahren (RLMNEV) beliefern. Für andere Ausspeisungen (Speicher, Grenzübergangspunkte etc.) wird keine Umlage erhoben. Die jeweilige Bilanzierungsumlage wird auf Grundlage der bilanzrelevanten Ausspeisemenge der Entnahmestelle in Euro pro MWh erhoben. Für beide Bilanzierungsumlagen wird durch den Marktgebietsverantwortlichen in jedem Marktgebiet jeweils ein separates Bilanzierungsumlagekonto eingerichtet, auf dem die Kosten und Erlöse für die ausspeisungsspezifische Regel- und Ausgleichsenergie gebucht werden. Die Kosten und Erlöse für die Regel- und Ausgleichsenergie werden auf die jeweiligen Bilanzierungsumlagekonten gebucht: Die Kosten und Erlöse aus negativer bzw. positiver Ausgleichenergie und die Kosten und Erlöse aus den untertägigen Verpflichtungen sind dem RLM-Umlagekonto zuzuordnen. Die Kosten und Erlöse aus der Netzkontenabrechnung und damit aus der SLP-Mehr- und Mindermengenabrechnung sind dem SLP-Umlagekonto zuzuordnen. Die Kosten und Erlöse aus der Beschaffung oder Veräußerung externer Regelenergie sind nach dem folgenden Verteilungsschlüssel zwischen dem RLM- und dem SLP-Umlagekonto aufzuteilen: Die Berechnung und Zuordnung erfolgt täglich. Treten untertägig sowohl Kosten als auch Erlöse aus dem Einsatz positiver und negativer externer Regelenergie (Commodity) auf, sind diese am Ende des Gastages zu saldieren. Werden langfristige standardisierte Produkte oder Flexibilitätsdienstleistungen zur Regelenergiebeschaffung oder dem Regelenergieverkauf eingesetzt, sind die dafür aufgewendeten Leistungspreise anteilig auf die einzelnen Tage der Laufzeit des Kontrakts aufzuteilen. An Gastagen, an denen ein externer Regelenergieeinsatz zu verzeichnen ist, werden diese Kosten entsprechend dem für den Gastag festgestellten Verteilungsschlüssel dem RLM- und dem SLP-Bilanzierungskonto zugeordnet. Für die SLP-Entnahmestellen werden die entsprechend der Systematik der Kooperationsvereinbarung Gas (i.d.f. vom ) zu berechnenden Netzkontostände 1 der Verteilernetzbetreiber herangezogen und marktgebietsweit aufsummiert. Für die RLM-Entnahmestellen werden die Salden aller Bilanzkreise durch das Gegenüberstellen der betreffenden Ein- und Ausspeisemengen bestimmt und ebenfalls marktgebietsweit aufsummiert. Weisen hierbei die beiden Salden eine übereinstimmende Richtung auf, bestimmt das Verhältnis der beiden Salden zur gesamten (richtungsgleichen) Fehlmenge die Zuordnung der vom Marktgebietsverantwortlichen für den Gastag festgestellten Kosten bzw. Erlöse der externen Regelenergiebeschaffung. Entsprechend dem jeweiligen Anteil wird die Zuordnung auf das jeweilige Umlagekonto vorgenommen. Sofern die ermittelten Tagessalden der Ein- und Ausspeisungen der RLM-Entnahmestellen und der SLP-Entnahmestellen nicht richtungsgleich sind, d.h. beide Salden nicht übereinstimmend entweder eine Unter- oder eine Überspeisung aufweisen, werden die für den Gastag ermittelten Kosten bzw. Erlöse der externen Regelenergiebeschaffung dem Umlagekonto derjenigen Ausspeisegruppe zugeordnet, deren Saldo dieselbe Richtung aufweist wie der externe Regelenergieeinsatz. Eine Anrechnung (vermeintlich) vermiedener Regelenergie findet nicht statt. 18

19 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation Findet kein externer Regelenergieeinsatz an einem Gastag statt, sind aus Sicht der Beschlusskammer für die Zuordnung des gesamten Leistungspreises zwei Alternativen denkbar: die Kosten der Leistungsvorhaltung werden jeweils anteilig zur Hälfte dem RLM- und dem SLP- Umlagekonto zugerechnet oder es wird der ex post berechnete Mittelwert aller ermittelten Abgrenzungsschlüssel für den betrachteten Geltungszeitraum angesetzt. Der bislang vorgesehene Prognose- und Ausschüttungsmechanismus bleibt im Grundsatz erhalten. Der Stand der Umlagekonten wird für den Abrechnungszeitraum, die Umlageperiode, separat prognostiziert. Anders als in der bisherigen Praxis gehandhabt, beträgt die Umlageperiode grundsätzlich 12 Monate und beginnt am eines Kalenderjahres. Erwarten die Marktgebietsverantwortlichen für ein Bilanzierungsumlagekonto gegenüber den zu berücksichtigenden Kosten geringere Erlöse, ist eine Bilanzierungsumlage zu erheben. Die Bilanzierungsumlagen sind vier Wochen vor der Erhebung durch den Marktgebietsverantwortlichen zu veröffentlichen und bleiben über den Zeitraum der Umlageperiode unverändert. In den einzelnen Bilanzierungsumlagekonten entstandene Fehlbeträge oder Überschüsse werden in der nächsten Umlageperiode berücksichtigt. Überschüsse sind zunächst zur Senkung der Bilanzierungsumlage und zur Deckung des prognostizierten Fehlbetrags für die nächste Umlageperiode zu verwenden. Verbleibende Liquidität ist in zwei Stufen auszuschütten: zunächst an die Bilanzkreisverantwortlichen, die eine Bilanzierungsumlage in der Überschussperiode gezahlt haben, und nachfolgend an alle Bilanzkreisverantwortlichen in Abhängigkeit der bilanzrelevanten ausgespeisten SLP- und RLM- Transportmenge in der Überschussperiode. Dabei werden die beiden Bilanzierungsumlagekonten für SLP und RLM jeweils getrennt betrachtet. Zudem findet die Ausschüttung direkt zu Beginn der der Überschussperiode (p 0 ) folgenden Umlageperiode (d.h. in p 1 ) unverzüglich nach Vorliegen aller für die Ausschüttung notwendigen Daten (endgültig gezahlte Bilanzierungsumlage, endgültige ausgespeiste Transportmengen) statt Beabsichtigte Festlegung und Begründung Es ist beabsichtigt, eine getrennte Bilanzierungsumlage für die nicht täglich gemessenen (SLP) und die täglich gemessenen Ausspeisungen (RLM) festzulegen. Für diese Bilanzierungsumlagen sind vom Marktgebietsverantwortlichen jeweils getrennte Umlagekonten einzurichten. Die Zuordnung der Kosten aus der Beschaffung und dem Verkauf externer Regelenergie auf die einzelnen Umlagekonten wird nach der festgelegten Methodik vorgenommen. Eine nach RLM- und SLP-Entnahmestelle getrennte Bilanzierungsumlage ist aufgrund der eindeutigen Vorgaben im Netzkodex Gasbilanzierung zwingend einzuführen. Die Abgrenzung der den jeweiligen Umlagekonten zuzuordnenden Kosten und Erlöse zieht gewisse Schwierigkeiten nach sich. Während Kosten und Erlöse aus Ausgleichsenergie, untertägigen Verpflichtungen sowie Mehr- und Mindermengenabrechnung noch klar abgrenzbar sind, ist für die am jeweiligen Gastag beschaffte oder veräußerte externe Regelenergie sowie für Leistungsvorhaltung ein Aufteilungsmechanismus festzulegen. Der externe Regelenergieeinsatz ergibt sich aus dem jeweiligen Netzzustand des gesamten Marktgebiets und ist durch verschieden Faktoren bedingt. Jede Aufteilungsmethode kann deshalb nur eine bestmögliche Näherung, aber keine absolute Genauigkeit für sich in Anspruch nehmen. Die Berechnung der Salden der einzelnen Ausspeisegruppen kann durch den Marktgebietsverantwortlichen anhand der bereits bestehenden Datenübermittlungspflichten vorgenommen werden. Für die SLP-Ausspeisungen ist hierbei die Netzkontensystematik zu nutzen, da der Netzkontosaldo 1 die Fehlmenge der SLP-Ausspeisungen der einzelnen Verteilernetzbetreiber angibt. Summiert man die Fehlmengen sämtlicher Verteilernetzbetreiber eines Marktgebiets, ergeben sich die gesamten durch die SLP-Ausspeisungen verursachten Unter- oder Überspeisungen eines Gastages. Die Salden der einzelnen Bilanzkreise sind durch die Marktgebietsverantwortlichen ebenso täglich anhand der bilanzrelevanten Mengen zu ermitteln und aufzusummieren; sie gelten als durch RLM-Ausspeisestellen veranlasst. 19

20 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation Es soll keine (virtuelle) Verrechnung beim gleichzeitigen Auftreten von gegenläufigen Salden und Regelenergieeinsatz stattfinden. Dies erscheint bereits aus energiewirtschaftlichen Gründen nicht sachgerecht. In einem solchen Fall ist zunächst lediglich festzustellen, dass offenkundig weder der Einsatz interner Regelenergie noch die ggf. vorhandenen gegenläufigen Fehlmengen einen externen Regelenergieeinsatz verhindert haben. Insofern ist es sachgerecht, nur die Ausspeisegruppe an den entstandenen Kosten und Erlösen des externen Regelenergieeinsatzes zu beteiligen, die an einem Gastag Fehlmengen in derselben Richtung des externen Regelenergieeinsatzes aufweist. Einer Verrechnung bedarf es nicht, da nicht eindeutig ist, dass Regelenergie tatsächlich in einem bestimmten Umfang vermieden wurde. Zudem soll das Umlagesystem nur eine sachgerechte Zuordnung tatsächlich entstandener Kosten vornehmen. Die Buchung virtueller Kosten ist damit nicht vereinbar. Schließlich wäre ein derartiger Mechanismus komplex und mit Umsetzungsaufwand verbunden, ohne dass dem Vorteile entgegenstehen. Für die Zuordnung der Kosten und Erlöse aus dem externen Regelenergieeinsatz ist ein Aufteilungsschlüssel für die durch die Marktgebietsverantwortlichen abgeschlossenen langfristigen Regelenergieprodukte und Flexibilitätsdienstleistungen festzulegen. Während sich die Arbeitspreiskomponenten der Leistungen je nach Einsatz tagesscharf zuordnen und damit auch auf die Umlagekonten verteilen lassen, wird die Einsatzbereitschaft des Produkts über den Vertragszeitraum mit einem einmaligen Leistungspreis abgegolten. Eine notwendige Zuordnung zu tagesscharfen Kosten und Erlösen ist durch Verrechnung der Gesamtkosten dieser Kontraktkomponente auf die Einzeltage der vertraglich vorgesehenen Einsatzperiode vorzunehmen. Dies ist gegenüber einer einsatztagesscharfen Zuordnung zu bevorzugen, da es sich hierbei um Produkte handelt, die ein grundsätzliches Regelenergiekauf oder verkaufsrisiko abdecken, deren Einsatz an jedem Tag der Laufzeit des Kontrakts durch den Anbieter sichergestellt wird. Die Kosten für die Leistungsvorhaltung stellen sich damit als eine Art Versicherungsprämie dar. Insofern wäre eine bloße Zuordnung des gesamten Leistungspreises auf die tatsächlichen Einsatztage als nicht sachgerecht anzusehen. Für die Zuordnung des gesamten Leistungspreises auf die Tage, an denen kein tatsächlicher Einsatz stattgefunden hat, sind aus Sicht der Beschlusskammer zwei Alternativen denkbar: Alternative 1: Da grundsätzlich davon auszugehen ist, dass sowohl RLM- als auch SLP- Ausspeisungen potentiell für den externen Regelenergieeinsatz eines Gastages verantwortlich seien können, sind die Kosten dieser Produkte an Tagen, an denen kein externer Regelenergieeinsatz stattfindet, zu gleichen Teilen auf beide Umlagekonten zuzuordnen. Alternative 2: Um eine Zuordnung der Kosten orientiert an der Inanspruchnahme dieser Versicherung in der aktuellen Periode zu erreichen, wird ex post der Mittelwert aller ermittelten Abgrenzungsschlüssel für den betrachteten Geltungszeitraum berechnet. Dieser Mittelwert der Abgrenzungsschlüssel wird für die Tage herangezogen, an denen kein externer Regelenergieeinsatz stattfindet. Der bislang vorgesehene Prognose- und Ausschüttungsmechanismus ist in den wesentlichen Teilen fortzuführen. Hinsichtlich der Ausschüttung werden dabei zur Sicherstellung einer zeitnahen Auszahlung der Überschüsse der Zeitpunkt, die Einzelheiten zur Betragsbestimmung und der Adressatenkreis gegenüber den bestehenden Regelungen konkretisiert. Die bisherigen Erfahrungen aus dem bestehenden System der Regel- und Ausgleichsenergieumlage erlauben darüber hinaus auch eine Festschreibung der Umlageperiode auf zwölf Monate. 8. Anreizsystem SLP: Netzkontenabrechnung 8.1. Beschreibung der Neuregelung Nach Art. 39 Ziffer 4 Netzkodex Gasbilanzierung kann ein Anreizmechanismus vorgesehen werden, der die Bereitstellung einer genaueren SLP-Prognose unterstützt. Es ist beabsichtigt, 20

21 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation den bisher eingeführten und dem Grund nach bewährten Anreizmechanismus der Netzkontenabrechnung fortzuentwickeln. Bisher sieht die Kooperationsvereinbarung Gas (i.d.f. vom ) im Rahmen der Netzkontensystematik einen Anreizmechanismus auf Monatsbasis vor. Hierbei werden in den jeweiligen Netzkonten der Verteilernetzbetreiber Monatssalden der übermittelten SLP- Prognosen und die rechnerische ermittelten SLP-Ausspeisungen im Rahmen einer Verhältnisbildung gegenübergestellt (monatlicher Netzkontosaldo 0 geteilt durch Monatssumme SLP- Allokationen). Wird eine Unterspeisung des Netzkontos von mehr als 10% festgestellt, ist derzeit der gesamte monatliche Netzkontosaldo 0 als Abschlag auf die zukünftige Mehr- oder Mindermengenabrechnung abzurechnen. Diese Systematik zur Feststellung der Abweichungen von Ausspeisungen bei Standardlastprofilkunden wird fortgeführt, allerdings soll der Betrachtungszeitraum verkürzt werden. Die monatliche Betrachtung soll durch eine tägliche Betrachtung ersetzt werden. Ferner sollen die Mehr- und Mindermengen der RLM-Ausspeisungen nicht mehr Bestandteil der Saldierung sein. Hierzu ist in der neuen Regelung der tägliche Netzkontosaldo 1 (in kwh) durch die täglichen SLP-Allokationen (in kwh) eines Verteilernetzbetreibers zu dividieren. Überschreitet das Verhältnis im Fall einer festgestellten Unterspeisung einen zu definierenden Schwellenwert, ist der tägliche Netzkontosaldo 1 als Abschlag auf die ausstehende Mehr- und Mindermengenabrechnung SLP abzurechnen. Diese Abrechnung soll weiterhin monatlich erfolgen und beinhaltet die Summe aller an den einzelnen Tagen des jeweiligen Monats durch Überschreitung des Schwellenwerts aufgetretenen Unterspeisungen. Die Bestimmung eines geeigneten Schwellenwerts erfolgt im Einvernehmen mit der Bundesnetzagentur durch die Marktgebietsverantwortlichen. Hierzu sind die Erfahrungen mit dem gegenwärtigen Anreizmechanismus zu berücksichtigen. Dies kann z.b. in Form von statistischen Auswertungen der Netzkonten vergangener Gaswirtschaftsjahre vorgenommen werden. Aus den Berechnungen beider Marktgebiete ist ein bundeseinheitlicher Schwellenwert zu bilden. Die Beschlusskammer würde nach ersten eigenen Einschätzungen einen Schwellenwert in Höhe von ca. 15% als sachgerecht ansehen. Eine Überprüfung und Bewertung des Anreizmechanismus (Art. 11 Ziff. 4 Netzkodex Gasbilanzierung) und der festgesetzten Schwellenwerte findet im Zwei-Jahres-Rhythmus durch die Marktgebietsverantwortlichen statt Beabsichtigte Festlegung und Begründung Für die zukünftige Bereitstellung einer genaueren Prognose für die nicht täglich gemessenen Ausspeisungen eines Netznutzers ist im Rahmen der in der Kooperationsvereinbarung (i.d.f. vom ) bestehenden Netzkontensystematik ein tagesscharfer Anreizmechanismus auf Basis des ermittelten Netzkontosaldos 1 einzuführen. Einzelheiten zur Anwendung und Ausgestaltung von Standardlastprofilverfahren sollen weiterhin in der Kooperationsvereinbarung geregelt werden. Die Qualität von Standardlastprofilverfahren und damit der Allokationsgüte ist nicht nur durch das verwendete Verfahren gekennzeichnet, sondern ebenfalls durch die entsprechende Vorbereitung und Sorgfalt bei der Einrichtung und prozessualen Abwicklung der Verfahren und der dazugehörigen Parameter sowie der Übermittlung der Daten an die Marktbeteiligen. Auf Grundlage des bestehenden und auch bisher schon stetig fortentwickelten Anreizsystems hat sich die Allokationsgüte von Standardlastprofilen deutlich verbessert. Dieses Verfahren bewertet jedoch die auftretenden Fehlmengen lediglich auf Monatsbasis. Der bilanzielle Grundsatz der Tagesbilanzierung blieb dadurch unberücksichtigt. Ein zeitlicher Zusammenhang zwischen der am Gastag auftretenden SLP-Fehlmenge und dem dadurch eventuell verursachten Regelenergieeinsatz spiegelte sich somit nicht in der bisherigen Anreizsystematik wider. Mit der Einführung einer Tagesbetrachtung auch für die Netzkontenabrechnung soll der Anreizmechanismus der Betrachtungsperiode des gesamten Bilanzierungssystems entsprechen. Dies spiegelt ferner auch die Zuordnung der Kosten zu den (RLM- und SLP-) Bilanzierungsumlagen wider, die ebenfalls eine tägliche Betrachtung aufweist. Durch den Wegfall der in der Monatsbe- 21

22 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation trachtung auftretenden Saldierungseffekte wird es auch ermöglicht, die tatsächliche Größenordnung der täglich durch SLP-Entnahmestellen auftretenden Differenzmengen abzuschätzen und daraus Schlussfolgerungen für eine notwendige Weiterentwicklung der SLP-Verfahren und der damit einhergehenden Senkung des Regelenergieeinsatzes zu erlangen. Die Umstellung der Berechnungsgrundlage vom gegenwärtig gültigen Netzkontosaldo 0 auf den Netzkontosaldo 1 ermöglicht es gleichfalls, diejenigen Netzkonten sachgerecht in die Anreizwirkung einzubeziehen, die im Verhältnis zu den RLM-Ausspeisungen lediglich einen geringen Anteil an SLP- Ausspeisungen aufweisen. 9. Berichtspflichten und Transparenz 9.1. Beschreibung der Neuregelung Der Netzkodex Gasbilanzierung sieht in den Artikeln 46, 8 Ziff. 6, 9 Ziff. 3, 46 und 38 die Etablierung neuer Berichtspflichten vor. Gemäß Art. 46 Netzkodex Gasbilanzierung ist ein jährlicher Bericht über die umgesetzten und geplanten Interimsmaßnahmen zu veröffentlichen. Die erste Veröffentlichung soll ein Jahr nach Inkrafttreten der Festlegung erfolgen. Inhalt des Berichts sollen mindestens die in Art. 46 Ziff. 1 Netzkodex Gasbilanzierung genannten Informationen sein. Art. 8 Ziff. 6 Netzkodex Gasbilanzierung sieht eine jährliche Überprüfung der Inanspruchnahme der Flexibilitätsdienstleistungen und Art. 9 Ziff. 3 eine ebenfalls jährliche Überprüfung der Beschaffung von Regelenergie an benachbarten Handelsplätzen vor. Neben den vorgenannten Berichtspflichten sollen die Marktgebietsverantwortlichen auch die Nachweispflicht des Art. 48 Netzkodex Gasbilanzierung in diesen Bericht integrieren und auf diese Weise durch die gebündelte Erfüllung aller Berichts- und Nachweispflichten einen umfassenden Bericht über die Erfahrungen mit der Beschaffung von Regelenergie erstellen. Zudem sieht der Netzkodex Gasbilanzierung in Art. 38 eine Bewertung der neuen Regelungen zur Informationsbereitstellung vor. Aus diesem Grunde ist von den Marktgebietsverantwortlichen gemäß Art. 38 Netzkodex Gasbilanzierung ein einmaliger Bericht in Form einer Kosten-Nutzen-Analyse zu geänderten Regelungen zur Informationsbereitstellung zu erstellen und mit dem Markt zu konsultieren. Insbesondere soll der Bericht die in Art. 38 Ziff. 1 lit. a bis c genannten Szenarien und eine Aufschlüsselung der Kosten und Vorteile der beteiligten Parteien beinhalten. Auf Basis der Konsultationsergebnisse entscheidet die Bundesnetzagentur über etwaige Änderungen der Informationsbereitstellung. Dieser Bericht soll zwei Jahre nach Inkrafttreten der Festlegung erfolgen, um die bis zu diesem Zeitpunkt gewonnenen Erfahrungen mit einfließen zu lassen. Die Ergebnisse des Anreizsystems und der Transparenzverpflichtungen fließen in den nach Art 42 Ziff. 3. Netzkodex Gasbilanzierung alle zwei Jahre zu veröffentlichen Bericht über die Genauigkeit der Prognose von SLP-Entnahmestellen ein. Der Bericht hat hierbei Ausgangspunkt, Entwicklung und ggf. Vorschläge zur Verbesserung der Prognosegüte von SLP in zusammenfassender Art und Weise darzustellen. Es ist eine Beteiligung der Marktgebietsverantwortlichen durch die Verteilernetzbetreiber an der Berichtserstellung vorzusehen. Bezüglich der Veröffentlichungspflichten ist grundsätzlich an dem bisherigen Niveau festzuhalten, in Teilbereichen sind Ergänzungen und Konkretisierungen vorzunehmen: Preise für Ausgleichsenergie Die Marktgebietsverantwortlichen haben die Methodik zur Berechnung des Ausgleichsenergiepreises auf ihrer Internetseite zu veröffentlichen. Zudem sind auch die anwendbaren Ausgleichsenergiepreise ex post zu veröffentlichen. Unter Berücksichtigung der Vorgaben aus 40 Abs. 2 Ziff.1 und 2 GasNZV und Art. 10 Ziff. 5 Netzkodex Gasbilanzie- 22

23 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation rung sind insbesondere die Informationen zur Ermittlung der täglichen positiven und negativen Ausgleichsenergiepreise durch den Handelsplattformbetreiber oder durch den Marktgebietsverantwortlichen zu veröffentlichen. Zur Nachvollziehbarkeit der ermittelten Ausgleichsenergiepreise in /MWh sind der höchste Regelenergieeinkaufspreis und niedrigste Regelenergieverkaufspreis sowie der mengengewichtete Gasdurchschnittspreis mit einer Anpassung von +/- 10 % täglich zu veröffentlichen. Stündlich aktualisiert sind voraussichtliche Ausgleichsenergiepreise zu veröffentlichen. Während die Informationen über den mengengewichteten Durchschnittspreis bei dem Handelsplattformbetreiber liegen, verfügt der Marktgebietsverantwortliche über die Informationen zur Regelenergiebeschaffung. Hier sollte ein Datenaustausch zwischen den Beteiligten durchgeführt werden, um eine Veröffentlichung auf einer Plattform zu gewährleisten. Die Veröffentlichung ist wie bisher zumindest für die letzten zwölf Monate in einem für die elektronische Weiterverarbeitung durch Standardsoftware nutzbarem Format zu veröffentlichen. Hierdurch wird es den Marktteilnehmern möglich, die Preisentwicklung zu verfolgen und im Wege der Fortschreibung zu prognostizieren. Untertägige Verpflichtungen und untertägige Informationen Mit der Einführung von untertägigen Verpflichtungen gehen Veröffentlichungspflichten für die Marktgebietsverantwortlichen einher. Zum einen haben die Marktgebietsverantwortlichen auf Tagesbasis die Flexibilitätsregelenergiemengen und die damit einhergehenden Kosten zu veröffentlichen. Zum anderen ist ebenfalls auf Tagesbasis der jeweilige Flexibilitätskostenbeitrag in /MWh zu veröffentlichen. Kommt bei der Bestimmung des Flexibilitätskostenbeitrags Alternative 2 zur Anwendung, soll darüber hinaus die bilanzielle Flexibilitätsmenge aller Bilanzkreisverantwortlichen des Marktgebietes auf Tagesbasis veröffentlicht werden. Regelenergie Die Marktgebietsverantwortlichen sind nach dem Netzkodex Gasbilanzierung zur Veröffentlichung unterschiedlicher Informationen über den Einsatz von Regelenergie verpflichtet. Diese hat der Marktgebietsverantwortliche auf täglicher Basis, rückwirkend für mindestens 12 Monate und in einem für die elektronische Weiterverarbeitung nutzbarem Format zu veröffentlichen. Unter Berücksichtigung der derzeitigen Veröffentlichungen zum Regelenergieeinsatz sind für die MOL-Ränge 1 bis 3 insbesondere folgende Informationen zu veröffentlichen: Einsatztag, Lieferort, Anzahl Lose, Einsatzdauer, Losgröße, Tagesmenge, Gasart, Arbeitspreis und MOL-Rang - unterschieden nach Kauf und Verkauf - durch den Marktgebietsverantwortlichen. Für die Beschaffung nach MOL 4 sind darüber hinaus insbesondere Informationen zu Umfang, Zweck und Preisen der zu kontrahierenden Dienstleistung zu veröffentlichen. Bilanzierungsumlagen Die Bilanzierungsumlagen sind vier Wochen vor der Erhebung durch den Marktgebietsverantwortlichen zu veröffentlichen und bleiben über den Zeitraum der Umlageperiode unverändert. Die Veröffentlichung der Kontostände der einzelnen Bilanzierungskonten erfolgt monatlich. Anreizsystem SLP: Netzkontenabrechnung Die bislang geltenden Transparenzverpflichtungen bei richtungsunabhängiger Überschreitung des Netzkontosaldos und nicht ausreichender Datenqualität und/oder Datenübermittlung bei SLP-Allokationen durch den Verteilernetzbetreiber sind fortzuführen. In die Überprüfung der Datenqualität einzubeziehen sind hierbei sämtliche vom Verteilernetzbetreiber für Erstellung des Netzkontosaldo notwendigerweise zu übermittelnden Zeitreihen. Die Bestimmung eines täglichen Bezugswerts bei richtungsunabhängiger Überschreitung des Netzkontosaldos 1 erfolgt ebenfalls durch die Marktgebietsverantwortlichen unter Berücksichtigung der für die Definition des Schwellenwerts der täglichen Abweichung anzuwendenden Methodik. Infolge des Betrachtungszeitraums erscheint die für die beabsichtigte Anreizwirkung vorzusehende Veröffentlichung eines Verteilernetz- 23

24 Festlegungsverfahren zur Bilanzierung Gas: 1. Konsultation betreibers ( Transparenzliste ) erst nach Überschreiten des Bezugswerts an mehreren Tagen im Monat zielführend Beabsichtigte Festlegung und Begründung Die entsprechenden Vorgaben zu den Berichtspflichten ergeben sich bereits aus dem Netzkodex Gasbilanzierung. Die konkreten Termine für die Vorlage der Berichte sind festzulegen. Darüber hinaus sind einzelne Transparenzverpflichtungen festzulegen. Durch die oben genannten Berichtspflichten wird die Bundesnetzagentur in die Lage versetzt, sich regelmäßig ein Bild vom Status und der Entwicklung des Systems zu machen. Durch die beabsichtigte Bündelung der Berichtspflichten werden die Gesamtzusammenhänge berücksichtigt und die Berichte übersichtlicher. Schließlich soll das bisherige hohe Niveau an Transparenz erhalten bleiben. Lediglich einige zusätzliche Verpflichtungen, die sich aus dem neues System ergeben, sollen festgelegt werden. 10. Sonstiges Die Beschlusskammer hält grundsätzlich ein gestaffeltes Inkrafttreten des neuen Bilanzierungssystems anhand des von den Marktgebietsverantwortlichen vorgeschlagenen Zeitplans (Empfehlungsdokument, S. 52) für sinnvoll. 24

25 Empfehlungsdokument auf Basis der Verordnung zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen GASPOOL Balancing Services GmbH NetConnect Germany GmbH & Co. KG In Zusammenarbeit mit: bayernets GmbH Fluxys Deutschland GmbH Fluxys TENP GmbH GASCADE Gastransport GmbH Gastransport Nord GmbH Gasunie Deutschland Transport Services GmbH Gasunie Ostseeanbindungsleitung GmbH GRTGaz Deutschland GmbH jordgastransport GmbH Lubmin-Brandov Gastransport GmbH NEL Gastransport GmbH Nowega GmbH ONTRAS Gastransport GmbH OPAL Gastransport GmbH & Co. KG Open Grid Europe GmbH terranets bw GmbH Thyssengas GmbH

26 II Inhaltsverzeichnis Abbildungen und Tabellen... IV 1 Einleitung Beschaffung oder Bereitstellung von Regelenergie in angrenzenden Bilanzierungszonen Ausgleichsenergieentgelte Empfehlung Begründung der Empfehlung und Auswertung der Stellungnahmen Mehr-/Mindermengen-Abrechnung Untertägiges Anreizsystem Zielmodell untertägiges Anreizsystem Empfehlung Begründung der Empfehlung und Auswertung der Stellungnahmen Höhe der Toleranz Empfehlung Begründung der Empfehlung und Auswertung der Stellungnahmen Flexibilitätskostenbeitrag Empfehlung Begründung der Empfehlung und Auswertung der Stellungnahmen Analyse der Kriterien gemäß Art. 26 Abs. 5 NC BAL Kriterium (a): Notwendigkeit Beschreibung der Szenarien-Betrachtung Ergebnis der Szenarien-Betrachtung Kriterium (b): Informationsbereitstellung Empfehlung Begründung der Empfehlung und Auswertung der Stellungnahmen Kriterium (c): Finanzielle Auswirkungen Kriterium (d): Auswirkungen auf neue Netznutzer Kriterium (e): Grenzüberschreitende Auswirkungen Kriterium (f): Auswirkungen auf den Großhandelsmarkt Kriterium (g): Diskriminierungsfreiheit... 42

27 III 5.5 Aufrechterhaltung Strukturierungsbeitrag Bilanzierungsumlage Interimsmaßnahmen Empfehlung Begründung der Empfehlung und Auswertung der Stellungnahmen Übergangsregelungen... 50

28 IV Abbildungen und Tabellen Abbildung 1: Einführung TTF Beschaffung... 4 Abbildung 2: Anteil Quality an Regelenergieabrufen im Marktgebiet NCG Abbildung 3: Anteil Quality an Regelenergieabrufen im Marktgebiet GASPOOL Abbildung 4: Beispiel Methodik untertägiges Anreizsystem Abbildung 5: Maximale Toleranzausnutzung des heutigen Systems Abbildung 6: Beispiel kleines Kundenportfolio Abbildung 7: Beispiel Kunde mit leichter Struktur Abbildung 8: Beispiel Kunde mit mittlerer Struktur Abbildung 9: Beispiel Kunde mit starker Struktur Abbildung 10: Beispiel Szenario Abbildung 11: Beispiel Szenario Abbildung 12: Beispiel Szenario Tabelle 1: Formeln Flexibilitätskostenentgelt und -beitrag Tabelle 2: Beispiel Ermittlung Preisspread Regelenergiepreise Tabelle 3: Übersicht zusätzliche Regelenergiekosten für ein Gaswirtschaftsjahr Tabelle 4: Übersicht Preisspreads an Tagen mit gegenläufiger Regelenergie (NCG) Tabelle 5: Preisspreads an der EEX im Marktgebiet GASPOOL in EUR/MWh Tabelle 6: Preisspreads an der EEX im Marktgebiet NCG in EUR/MWh Tabelle 7: Handelsteilnehmer an der EEX (Stand 12/2013) Tabelle 8: Voraussichtlicher Umsetzungszeitplan... 50

29 1 1 Einleitung Voraussichtlich im April 2014 tritt die Verordnung zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen (im Folgenden NC BAL) 1 in Kraft. Die Verordnung soll die Harmonisierung europäischer Gasbilanzierungsregime erzielen. Zu diesem Zweck enthält der NC BAL europaweit geltende, bis zum 01. Oktober 2015 / 01. Oktober umzusetzende Standards für Gasbilanzierungssysteme und darüber hinaus, bei Vorliegen bestimmter Voraussetzungen, Konsultationsverpflichtungen für betroffene Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) bzw. Marktgebietsverantwortliche (MGV). Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat die MGV mit dem Schreiben vom 09. Dezember 2013 aufgefordert, aufbauend auf einer Konsultation ihr bis zum 03. März 2014 Anträge, Vorschläge und Empfehlungsdokumente einzureichen, um einen weiteren effizienten und zielgerichteten Verfahrensablauf zur nationalen Umsetzung des NC BAL nach den darin vorgesehenen Fristen zu ermöglichen. Die MGV GASPOOL und NetConnect Germany (NCG) sind dieser Aufforderung gemeinsam mit den FNB nachgekommen und haben Vorschläge für die Umsetzung des NC BAL erarbeitet. Das dem Empfehlungsdokument vorangehende Konsultationsdokument enthielt eine ausführliche Darstellung des modifizierten Gasbilanzierungssystems für die deutschen Marktgebiete GASPOOL und NCG, mit dem die Anforderungen der Verordnung umgesetzt werden sollen. Während der im Zeitraum vom 17. Januar 2014 bis zum 31. Januar 2014 durchgeführten Konsultation wurde den Marktteilnehmern die Möglichkeit gegeben, Rückmeldungen und Stellungnahmen zum angestrebten neuen Gasbilanzierungssystem abzugeben. Insgesamt gingen innerhalb der Konsultationszeit 20 Rückmeldungen ein, die im Folgenden ausgewertet werden und entsprechende Beachtung finden. Fünf der 20 Rückmeldungen kamen dabei von Verbänden, elf von teils auch nicht in Deutschland ansässigen Händlern und zwei von nationalen Verteilnetzbetreibern. Daneben haben auch ein österreichischer Verteilergebietsmanager sowie die Börse European Energy 1 Die in diesem Dokument enthaltenen Verweise auf den NC BAL beziehen sich auf die in der Komitologie-Sitzung abgestimmte Fassung in deutscher Sprache vom Gemäß Art. 52 Abs. 1 NC BAL kann die nationale Regulierungsbehörde den FNB bzw. MGV auf Grundlage eines begründeten Antrags gestatten, den Bestimmungen der Verordnung innerhalb eines Zeitraums von 24 Monaten ab dem nachzukommen.

30 2 Exchange (EEX) eine Stellungnahme abgegeben. Rückmeldungen von Regulierungsbehörden oder nicht in Deutschland ansässigen Netzbetreibern gingen nicht ein. Die MGV und FNB bedanken sich für die breite und konstruktive Beteiligung der Interessenträger an der Konsultation. Folgende Anträge und Vorschläge zu einem modifizierten Gasbilanzierungssystem finden sich im Empfehlungsdokument der MGV und der FNB wieder: I. Antrag zur Beschaffung oder Bereitstellung von Gasmengen in angrenzenden Bilanzierungszonen gemäß Art. 9 Abs. 3 NC BAL (Kapitel 2). II. Modellvorschlag für die Berechnung der Ausgleichsenergieentgelte gemäß Art. 20 Abs. 1 NC BAL (Kapitel 3). III. Antrag, Preise qualitätsscharfer Produkte sowie von börslichen Produkten in angrenzenden Bilanzierungszonen gemäß Art. 22 Abs. 5 NC BAL (Kapitel 3) heranzuziehen. IV. Modellvorschlag der Mehr-/Mindermengenabrechnung im neuen Gasbilanzierungssystem (siehe Kapitel 4). V. Modellvorschlag zur untertägigen Verpflichtung gemäß Art. 26 NC BAL (Kapitel 5). VI. Antrag zur Aufrechterhaltung des aktuellen Strukturierungsbeitrags nach Festlegung der GABi Gas (Kapitel 5.5). VII. Berechnung der Bilanzierungsumlage gemäß Art. 30 NC BAL (Kapitel 6). VIII. Antrag auf Genehmigung einer Interimsmaßnahme zur Aufrechterhaltung der physikalischen Bilanzierungsplattformen gemäß Art. 47 NC BAL (Kapitel 7). IX. Antrag auf Verlängerung der Umsetzungsfrist gemäß Art. 52 NC BAL (Kapitel 8).

31 3 2 Beschaffung oder Bereitstellung von Regelenergie in angrenzenden Bilanzierungszonen Die MGV beantragen hiermit bei der BNetzA gemäß Art. 9 Abs. 3 NC BAL eine Genehmigung für die Beschaffung oder Bereitstellung von Gasmengen in angrenzenden Bilanzierungszonen sowie für den Gastransport in diese und aus diesen Bilanzierungszonen. Die Beschaffung oder die Bereitstellung von Gasmengen in angrenzenden Bilanzierungszonen soll hierbei als Alternative zur Beschaffung oder Bereitstellung von Produkten mit dem Lieferort Virtueller Handelspunkt (VHP) und/oder ortsabhängigen Produkten in der eigenen Bilanzierungszone dienen. Die Zweckmäßigkeit der Beschaffung von Regelenergiemengen in angrenzenden Bilanzierungszonen ergibt sich aus Sicht der MGV aufgrund der Möglichkeit lokale sowie qualitätsscharfe Effekte zu realisieren und dabei die hohe Liquidität von Handelsprodukten am VHP zu nutzen. Des Weiteren kann das Risiko der Bildung von Oligopol-Preisen in einzelnen Teilmärkten reduziert werden, da stattdessen liquide Handelsplätze zur Beschaffung von Regelenergie genutzt werden. Als Beispiel soll der niederländische Handelspunkt Title Transfer Facility (TTF) dienen, den NCG seit 2011 als alternativen Beschaffungsort nutzt, um benötigte L-Gas-Regelenergiemengen kostenoptimiert zu beschaffen und auf diesem Wege den sicheren Betrieb der L-Gasnetze im Marktgebiet NCG zu gewährleisten. Abbildung 1 zeigt die positiven Effekte auf die Preisentwicklung der eingesetzten Regelenergiemengen, die sich mit Einführung der TTF-Nutzung durch die NCG ergeben haben. Die Regelenergiepreise liegen seit Einführung der TTF-Beschaffung zum im Marktgebiet NCG weitestgehend im Preiskorridor zwischen positiver und negativer Ausgleichsenergie.

32 4 Abbildung 1: Einführung TTF Beschaffung Darüber hinaus ergibt sich die Notwendigkeit zur Beschaffung oder Bereitstellung von Regelenergie in angrenzenden Bilanzierungszonen aufgrund der aktuell gültigen regulatorischen Rahmenbedingungen: Auf Basis einer Prognose der voraussichtlichen Absatzmengen für den folgenden Tag buchen Transportkunden (TK) zur Kostenoptimierung verstärkt kurzfristige Kapazitäten (vorwiegend Dayahead). Eine Berücksichtigung von eventuell anzubietenden Regelenergiemengen findet bei der Berechnung der benötigten Höhe der Kapazitätsbuchung nach Aussage der TK meist nicht statt, da Regelenergieeinsätze des MGV für den TK nicht planbar sind. In die Berechnung der benötigten Höhe und die anschließende Buchung der Kapazität in dieser Höhe fließt lediglich die vom TK planbare Menge (Transitmengen, Verbräuche von Endkunden usw.) ein. Somit kann der TK am nächsten Tag keine Regelenergie anbieten, da ihm die für den Transport der Regelenergie benötigten Kapazitäten zu diesem Zeitpunkt nicht vorliegen. Dagegen sind die für Regelenergie notwendigen Kapazitäten vorhanden, wenn der MGV die notwendige Höhe selbst berechnet und die entsprechenden Kapazitäten buchen kann. Gemäß Art. 9 Abs. 3 NC BAL ist es geboten, den Zugang der TK zu Kapazität an den betroffenen Grenz- und Marktgebietsübergangspunkten (GÜP, MÜP) und die

33 5 Verwendung der Kapazität nicht einzuschränken. Unter Berücksichtigung dieser Vorgabe streben die MGV an, primär unterbrechbare Kapazitäten an den betroffenen Grenz- und Marktgebietsübergangspunkten (GÜP, MÜP) zu buchen.

34 6 3 Ausgleichsenergieentgelte 3.1 Empfehlung Der NC BAL schreibt gemäß Art. 19 Abs. 1 NC BAL Ausgleichsenergieentgelte auf täglicher Basis (Gastag) vor. Hierbei erhalten oder zahlen die Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) für ihre täglichen Ausgleichsenergiemengen Ausgleichsenergieentgelte, die sich an den Preisen für Regelenergie orientieren. Die MGV legen der BNetzA hiermit gemäß Art. 20 Abs. 1 NC BAL einen Modellvorschlag für die Berechnung der Ausgleichsenergieentgelte vor, welcher die Berechnung der täglichen Ausgleichsenergiemenge gemäß Art. 21 NC BAL, die Ableitung des anzuwendenden Preises gemäß Art. 22 NC BAL sowie alle sonstigen erforderlichen Parameter festlegt. Obwohl der NC BAL eine entsprechende Konsultation nicht vorsieht, sind die MGV der Auffassung, dass die Einbeziehung der entsprechenden Erläuterungen in die Konsultation im Sinne der Marktteilnehmer ist. Dies wurde im Rahmen der Konsultation durch die eingegangenen Rückmeldungen bestätigt. Berechnung der täglichen Ausgleichsenergiemenge: Gemäß Art. 21 Abs. 1 NC BAL ergibt sich die tägliche Ausgleichsenergiemenge für den Bilanzkreis eines BKV anhand des Saldos zwischen täglicher Ein- und täglicher Ausspeisung. Ergeben sich Differenzen zwischen den täglichen Ein- und Ausspeisemengen eines BKV, wird von einem unausgeglichenen Bilanzkreis ausgegangen und es werden tägliche Ausgleichsenergieentgelte gemäß Art. 23 NC BAL angewendet. Bei einem ausgeglichenen Bilanzkreis fallen diese nicht an. Eine Anpassung dieser Berechnungslogik zur Bestimmung der Ausgleichsenergiemenge gemäß Art. 21 Abs. 2 NC BAL wird nicht erfolgen, da die dort genannten Ausnahmen im deutschen Bilanzierungsmodell keine Anwendung finden. Art. 21 Abs. 2 NC BAL sieht vor, dass die Logik zur Berechnung der täglichen Ausgleichsenergiemenge angepasst wird, sofern eine Netzpufferflexibilitätsdienstleistung angeboten wird und / oder eine Vereinbarung

35 7 existiert, nach der die BKV Gas (z. B. physikalische Rücklieferungen) verwenden können, um: Gas, das nicht als aus dem Netz ausgespeist verbucht ist (z. B. Netzverluste oder Messfehler) auszugleichen und/ oder um Gas, das vom FNB für den Netzbetrieb verwendet wird (z. B. Verbrauchsgas) auszugleichen. Eine Netzpufferflexibilitätsdienstleistung ist im deutschen Gasbilanzierungssystem nicht vorgesehen, da der Netzpuffer als interne Regelenergie genutzt wird. Eine Anpassung der Ausgleichsenergiemenge aufgrund der darüber hinaus genannten Punkte wird ebenfalls als nicht notwendig erachtet, da einerseits die Netzverluste und Messungenauigkeiten in den externen Regelenergiemengen der MGV enthalten sind und andererseits der Eigenverbrauch der FNB als Ausspeisung allokiert wird. Die sogenannte endgültige Ausgleichsenergiemenge bildet gemäß Art. 21 Abs. 6 NC BAL die Grundlage für das tägliche Ausgleichsenergieentgelt, wobei die Ermittlung der endgültigen Ausgleichsenergiemenge auf Basis der D+1KT (Kalendertag)-Daten erfolgen soll. Die Differenzen zwischen den D+1KT-Daten und den nach dem Liefermonat feststehenden Daten sollen über einen entsprechenden Ausgleichsmechanismus abgebildet werden. Auch im aktuellen Gasbilanzierungssystem stellen die D+1KT-Daten abrechnungsrelevante Werte dar, die jedoch bis M+12WT (Werktage) nachträglich ersatzwertkorrigiert werden können. Im zukünftigen Gasbilanzierungssystem werden die Ausgleichsenergiepreise auf Basis von Grenzpreisen gebildet, deren Höhe für den BKV schwieriger zu bestimmen ist, da sie direkt durch Regelenergiegeschäfte der MGV gebildet werden. Somit stellt die neue Preisbildungsvorschrift eine Verschärfung des heutigen Systems dar. Vor diesem Hintergrund erscheint es gerechtfertigt, wenn die BKV dieses Preisrisiko nicht für Differenzen tragen müssen, die sich im Zuge der nach dem Liefermonat feststehenden Daten (M+12WT-Datenmeldung) ergeben, da die BKV zum Zeitpunkt M+12WT keine Möglichkeit mehr haben, Gegenmaßnahmen einzuleiten, um ein Ungleichgewicht in ihren Bilanzkreisen zu verhindern. Die zwischen M+12WT und D+1KT auftretenden Differenzen sind primär durch die Bildung von Ersatzwerten sowie die Verwendung des Abrechnungsbrennwertes bedingt, welche die BKV während des Liefermonats nur schwer abschätzen können.

36 8 Die D+1KT-Daten sowie die untertägigen Datenlieferungen geben den BKV hingegen eine Datengrundlage, mit der sie Anpassungen ihrer Nominierungen sowohl für den laufenden als auch für den folgenden Gastag durchführen können. Dieser Logik folgend, sollen die Ausspeisenetzbetreiber (ANB) zukünftig nach Ablauf des Liefermonats die ersatz- und brennwertkorrigierten Werte bis M+12WT an den MGV senden. Durch diese durchgeführte Brennwertkorrektur würde die bisherige RLM-Mehr-/Mindermengenabrechnung zwischen TK und Netzbetreiber im neuen Gasbilanzierungssystem entfallen. Die Differenzmengen zwischen D+1KT und M+12WT sollen im zukünftigen Gasbilanzierungssystem tagesscharf ermittelt und mit dem jeweiligen Hub-Preis des entsprechenden Marktgebietes abgerechnet werden. Die BKV würden somit nachträgliche Allokationskorrekturen nicht mehr zum Ausgleichsenergiepreis in Rechnung gestellt bekommen. Entsprechend den derzeit gültigen Regelungen soll die Ausgleichsenergiemenge von Rechnungsbilanzkreisen abgerechnet werden. Ungleichgewichte, die in dazugehörigen Unterbilanzkreisen bzw. Subbilanzkonten entstehen, werden gemäß der heutigen Systematik in den jeweiligen Rechnungsbilanzkreis transferiert und dort aggregiert. Auf diese Weise wird der gesamte Bilanzkreis eines BKV betrachtet, so dass sich eventuell auftretende Ungleichgewichte verbundener Bilanzkreise mit den zugehörigen Subbilanzkonten gegenseitig ausgleichen können. Durch auftretende Portfolioeffekte kann so die Ausgleichsenergiemenge des gesamten Bilanzkreises reduziert werden. Ableitung des anzuwendenden Preises: Der anzuwendende Preis zur Berechnung des täglichen Ausgleichsenergieentgelts gemäß Art. 23 NC BAL wird nach Art. 22 NC BAL anhand des Grenzverkaufspreises bzw. Grenzankaufspreises von Regelenergie ermittelt. Grundlage für die Preisermittlung bilden laut NC BAL mindestens die Preise für Produkte mit Lieferort VHP. Darüber hinaus beantragen die MGV hiermit gemäß Art. 22 Abs. 5 NC BAL, auch Preise qualitätsscharfer börslicher Produkte heranziehen zu können sowie von börslichen Produkten in angrenzenden Bilanzierungszonen, welche vom Effekt her ein qualitätsscharfes Produkt darstellen.

37 9 Somit sind aus Sicht der MGV alle über die Börse beschafften Regelenergiemengen für die Preisermittlung relevant. Basis bilden sowohl Day-ahead als auch Within-day- Geschäfte. Kleine Anpassung: Derzeit sehen die MGV keine Notwendigkeit, eine Kleine Anpassung gemäß Art. 22 Abs. 7 NC BAL zu erheben, und empfehlen daher, die Kleine Anpassung zum Start des neuen Gasbilanzierungssystems auf Null zu setzen. Sonstige erforderliche Parameter: Nach derzeitigem Kenntnisstand sind aus Sicht der MGV keine sonstigen Parameter nach Art. 20 Abs. 3 lit. (c) NC BAL erforderlich. Resultierende Preisermittlung: Auf Grundlage der oben beschriebenen Sachverhalte ergäbe sich für den Start des neuen Gasbilanzierungssystems folgende Preisberechnung: Der Grenzverkaufspreis je Marktgebiet ist der niedrigste Preis aller Verkäufe von Börsenprodukten mit dem Lieferort VHP, von börslichen qualitätsscharfen H- und L-Gas-Produkten sowie von börslichen Produkten in angrenzenden Bilanzierungszonen, an denen der jeweilige MGV für den betrachteten Gastag beteiligt ist. Sollte der mengengewichtete Gasdurchschnittspreis niedriger sein, stellt dieser den Grenzverkaufspreis dar. Der Grenzverkaufspreis wird gemäß Art. 22 Abs. 1 lit. (a) NC BAL angewendet, wenn die tägliche Ausgleichsenergiemenge positiv ist, d. h. die Einspeisungen des BKV für den jeweiligen Gastag seine Ausspeisungen für diesen Gastag übersteigen. Der Grenzankaufspreis je Marktgebiet ist der höchste Preis aller Ankäufe von Börsenprodukten mit dem Lieferort VHP, von börslichen qualitätsscharfen H- und L-Gas-Produkten sowie von börslichen Produkten in angrenzenden Bilanzierungszonen, an denen der jeweilige MGV für den betrachteten Gastag beteiligt ist. Sollte der mengengewichtete Gasdurchschnittspreis höher sein, stellt dieser den Grenzankaufspreis dar. Dieser wird gemäß Art. 22 Abs. 1 lit. (b) NC BAL angewendet, wenn die tägliche Ausgleichsenergiemenge negativ ist, d. h. die Ausspeisungen des BKV für den jeweiligen Gastag seine Einspeisungen für diesen Gastag übersteigen.

38 Begründung der Empfehlung und Auswertung der Stellungnahmen Berechnung der täglichen Ausgleichsenergiemenge: Die Berechnungslogik der täglichen Ausgleichsenergiemenge sowie die Nichtberücksichtigung der unter Art. 21 Abs. 2 NC BAL genannten Ausnahmen wird von den befragten Marktteilnehmern geteilt. Sofern die endgültige Ausgleichsenergiemenge auf Basis der D+1KT Daten ermittelt werden soll, sieht die Mehrheit der eingegangenen Rückmeldungen ein geeignetes Clearingverfahren sowie eine Verbesserung der Datenqualität als notwendige Voraussetzung an. Aufgrund der zahlreichen Rückmeldungen zum Clearingverfahren empfehlen die MGV und die FNB, die genaue Ausgestaltung in der Kooperationsvereinbarung bzw. in den entsprechenden Leitfäden zu regeln. Ableitung des anzuwendenden Preises: Der NC BAL sieht gemäß Art. 19 Abs. 3 NC BAL eine Orientierung der Ausgleichsenergieentgelte an den Preisen für Regelenergie vor. Aufgrund der physikalischen Trennung der L- und H-Gasnetze in den deutschen Marktgebieten ist der Einsatz von qualitätsspezifischen Produkten notwendig und rechtfertigt daher die Einbeziehung dieser in die Ausgleichsenergiepreisberechnung. Infolge der physischen Trennung der L- und H-Gas-Netze ist ein Abruf globaler VHP- Mengen abhängig von der Höhe des Konvertierungsentgelts nicht immer möglich, da der eintretende physische Effekt ggf. nicht absehbar ist. Dies soll im Folgenden erläutert werden: Aktuell können Mengen mit Lieferort VHP an der EEX lediglich über H-Gas- Bilanzkreise gehandelt werden. Bei einem entsprechend hohen Konvertierungsentgelt werden die zum Ausgleich der am VHP gehandelten Mengen im Bilanzkreis dann auch lediglich im H-Gas bereitgestellt, da ein Ausgleich über L- Gas aufgrund der Berücksichtigung des Konvertierungsentgelts wirtschaftlich nicht sinnvoll ist. Bei einem sinkenden Konvertierungsentgelt (spätestens bei einem Konvertierungsentgelt von Null ) kann der Effekt für den Ausgleich des H-Gas- Bilanzkreises wirtschaftlich sinnvoll auch durch eine Menge im verbundenen L-Gas- Bilanzkreis erfolgen.

39 11 Somit lässt sich nicht abschätzen, ob der physische Effekt im H- oder L-Gasnetz eintreten wird. Dieser Umstand ist aus Sicht der Netzsteuerung nur solange tolerabel, soweit ausreichende Konvertierungsmöglichkeiten zwischen den Netzgebieten bestehen. Da in den Marktgebieten eine sehr eingeschränkte physische Konvertierungsmöglichkeit vorliegt, wird der Abruf von globalen VHP-Mengen aus den oben beschriebenen Gründen bei einem zukünftig bestehenden Konvertierungsentgelt von Null in vielen Fällen keine Option mehr sein. Die rein theoretische Möglichkeit, Regelenergie zunächst global zu kaufen, abzuwarten, wo der physische Effekt auftritt, und dann ggf. weitere netzspezifische Regelenergiemengen zu kaufen/verkaufen, ist in der Praxis ebenfalls nicht gegeben. Dies liegt daran, dass der Kauf bzw. Verkauf von Regelenergie oftmals mit einer sehr kurzen Vorlaufzeit notwendig wird. Selbst diese theoretische Möglichkeit fällt dann weg, sobald ein gegenläufiger Bedarf in den Netzgebieten eines qualitätsübergreifenden Marktgebietes besteht, da die Netzstabilität durch den Abruf globaler Mengen ggf. verschlechtert werden könnte. Somit besteht aus Sicht der MGV voraussichtlich zukünftig ein noch höherer Bedarf an qualitätsscharfen Produkten als bisher. Da bereits die aktuelle Häufigkeit der Nutzung qualitätsscharfer Produkte (im Folgenden in Abbildung 2 und Abbildung 3 dargestellt) die Notwendigkeit von deren Einbeziehung in die Preisbildung verdeutlicht, ist dies zukünftig bei einem bis auf Null sinkenden Konvertierungsentgelt aus Sicht der MGV unabdingbar, da die qualitätsscharfen Produkte aufgrund ihrer Abrufhäufigkeiten einen signifikanten Einfluss auf die Regelenergiekosten haben werden.

40 12 Abbildung 2: Anteil Quality an Regelenergieabrufen im Marktgebiet NCG 3 3 Die diversifizierte Regelenergiebeschaffung (Trennung in der Veröffentlichung nach Quality und Global ) wurde mit Bildung des qualitätsübergreifenden Marktgebietes zum und durch die Verfügbarkeit technischer Mischanlagen ermöglicht.

41 13 Abbildung 3: Anteil Quality an Regelenergieabrufen im Marktgebiet GASPOOL 4 Zusätzlich haben durch die MGV durchgeführte Analysen gezeigt, dass im Zeitraum vom bis zum an 50 Tagen im Marktgebiet GASPOOL und an 13 Tagen im Marktgebiet NCG kein Einsatz von globalen Regelenergieprodukten aufgrund von qualitätsspezifischem Bedarf erfolgen konnte. Ohne die Einbeziehung der Preise für qualitätsscharfe Produkte hätte der Ausgleichsenergiepreis an diesen Tagen aufgrund der Preisbildungsvorschrift gemäß NC BAL dem mengengewichteten Gasdurchschnittspreis entsprochen. Zwar lassen sich diese Tage vom BKV aktuell nicht vorhersehen, so dass hier weniger die Gefahr einer Systemausnutzung gesehen wird, jedoch kann der MGV seine Kosten für den Regelenergieeinsatz über das Ansetzen des mengengewichteten Gasdurchschnittspreises nicht decken. Diese Unterdeckung würde zwangsläufig in das Regelenergieumlagekonto einfließen und über alle Marktteilnehmer sozialisiert werden. 4 Datenbasis für Quality-Produkte bilden ab dem nur noch an der Börse beschaffte Mengen, da nur diese in die Preisberechnung einfließen sollen. Vor diesem Zeitpunkt handelt es sich um die über das Regelenergieportal beschafften Mengen.

42 14 Bei einem Konvertierungsentgelt von Null könnte zudem die Situation eintreten, dass der Einsatz globaler VHP-Mengen so selten wird, dass eine Antizipation dieses Sachverhaltes durch die BKV erfolgen könnte. Der BKV kann dann davon ausgehen, dass er die Ausgleichsenergie ohne Auf- und Abschläge zum Hub-Preis beziehen kann. In diesem Fall gäbe es bei einer Nicht-Berücksichtigung von qualitätsscharfen Produkten bei der Preisbildung für Ausgleichsenergie keinen Anreiz für die BKV, ihre Bilanzkreise ausgeglichen zu halten. Die im Zuge der Konsultation eingegangenen Stellungnahmen zeigen, dass die Einbeziehung qualitätsscharfer Börsenprodukte für die Bildung der Ausgleichsenergiepreise unter der Bedingung, dass diese Produkte einen signifikanten Einfluss auf die Regelenergiekosten haben größtenteils befürwortet wird. Die MGV und FNB sehen diese Bedingung durch die oben genannten Erläuterungen als erfüllt an. Neben den Stellungnahmen bezüglich der Einbeziehung qualitätsscharfer Produkte sprechen sich einige Marktteilnehmer auch für eine Einbeziehung lokaler Produkte aus, um die Kostenallokation möglichst verursachungsgerecht zu gestalten. Lokale Produkte werden jedoch von den MGV aus heutiger Sicht für den Start des modifizierten Gasbilanzierungssystems für die Preisermittlung nicht benötigt. Bei sich ergebender Notwendigkeit können die MGV jedoch die Einbeziehung weiterer Handelsgeschäfte gemäß Art. 22 Abs. 5 NC BAL bei der BNetzA beantragen. Ein Branchenverband schlägt eine erneute Konsultation der Methodik zur Ableitung des anzuwendenden Preises nach Ablauf eines Jahres vor. Aus Sicht der MGV fehlt hierfür jedoch die Grundlage aus dem NC BAL. Daneben erscheint eine Jahresfrist für eine fundierte Auswertung zu kurz. Des Weiteren weisen die MGV auf die gravierenden Auswirkungen auf die IT-Kosten hin, wenn das implementierte System danach im Jahresrhythmus zu ändern wäre. Kleine Anpassung: Die Mehrheit der im Zuge der Konsultation befragten Marktteilnehmer befürwortet es, die Kleine Anpassung zum Start des neuen Gasbilanzierungsmodells auf Null zu setzen. Hiermit schließen sie sich der Argumentation der MGV an, nach der die vorgesehene Systematik für die Bildung von Ausgleichsenergiepreisen hinreichende Anreize für die BKV setzt, ihre Bilanzkreise ausgeglichen zu halten.

43 15 Der hinreichende Anreiz besteht in der Planungsunsicherheit über die Ausgleichsenergiepreise, da durch den Kauf bzw. den Verkauf von Regelenergie durch die MGV jederzeit ein ungünstigerer Ausgleichsenergiepreis entstehen könnte. Zudem hat der BKV immer die Möglichkeit, benötigte Mengen zum aktuellen Preis an der Börse zu kaufen, so dass ein Bezug der benötigten Mengen über die risikobehaftete Ausgleichsenergie keine geeignete Alternative darstellen sollte. Sonstige erforderliche Parameter: Die Befragten stimmen überein, dass keine sonstigen Parameter nach Art. 20 Abs. 3 lit. (c) NC BAL erforderlich sind.

44 16 4 Mehr-/Mindermengen-Abrechnung Regelungen zu der Mehr-/Mindermengenabrechnung sind nach Art. 2 Abs. 3 NC BAL nicht Teil des NC BAL, jedoch erachten die MGV und die FNB die Änderung der Prozesse zur Mehr-/Mindermengenabrechnung als notwendig, da diese aufgrund anderer (im Folgenden beschriebener) Modelländerungen angepasst werden müssen. SLP-Mehr-/Mindermengenabrechnung Die derzeit gültige Bildung der Ausgleichsenergiepreise basiert auf dem Durchschnittspreis eines fest definierten Preiskorbes, der in beiden Marktgebieten identisch ist. Auf Grundlage dessen ergeben sich in beiden Marktgebieten identische Ausgleichsenergiepreise und somit ebenfalls identische SLP- Mehr-/Mindermengenpreise. Das neue Bilanzierungsmodell sieht jedoch die Bildung der Ausgleichsenergiepreise auf Basis der Regelenergiegeschäfte des jeweiligen MGV vor (siehe Kapitel 3). Infolgedessen würden sich bei Beibehaltung der aktuell gültigen Berechnungslogik der SLP-Mehr-/Mindermengenpreise auf Basis des durchschnittlichen Ausgleichsenergiepreises je Marktgebiet unterschiedliche Preise für die Abrechnung der SLP-Mehr-/Mindermengen ergeben. Insbesondere bei Netzbetreibern in einer Marktgebietsüberlappung würden unterschiedliche SLP-Mehr-/Mindermengenpreise zu einem unverhältnismäßig hohen Abwicklungsaufwand führen, der in diesem Zusammenhang nicht sachgerecht erscheint. Aus den Rückmeldungen der Marktteilnehmer wird die Forderung nach einem einheitlichen Preis für die SLP-Mehr-/Mindermengenabrechnung ebenfalls deutlich. Auch hier wurde auf die höhere Komplexität im Abrechnungsprozess bei abweichenden Mehr-/Mindermengenpreisen verwiesen. Die MGV und FNB schließen sich der Forderung der Marktteilnehmer an und sprechen sich für einen marktgebietsübergreifenden einheitlichen Mehr-/Mindermengenpreis aus, der dem Durchschnitt beider Hub-Preise ( EEX- Tagesreferenzpreis Erdgas NCG bzw. EEX-Tagesreferenzpreis Erdgas GASPOOL ) für den jeweiligen Gastag entsprechen soll. Der tägliche Hub-Preis erscheint verursachungsgerecht und sinnvoll, da er der Preisbildung im aktuellen

45 17 Bilanzierungssystem sowie dem Ziel eines möglichst aufschlagsfreien SLP- Mehr-/Mindermengenpreises am nächsten kommt. RLM-Mehr-/Mindermengenabrechnung Die vorgeschlagene Abrechnungssystematik für Ausgleichsenergiemengen führt zum Wegfall des aktuellen RLM-Mehr-/Mindermengenabrechnungsprozesses, da im Gegensatz zum heutigen Modell mit der M+12WT-Meldung ersatz- und brennwertkorrigierte Werte an den MGV übermittelt werden. Eine spätere separate Mehr-/Mindermengenmeldung und -abrechnung für RLM-Kunden wird dadurch obsolet. Ein Großteil der Marktteilnehmer befürwortet die Abschaffung des bisherigen RLM- Mehr-/Mindermengenprozesses zwischen TK und Netzbetreiber unter der Voraussetzung, dass sich der Preis für die Differenz zwischen M+12WT und D+1KT am Marktpreis orientiert. Bei Einhaltung dieser Bedingung wird auch die Risikoverlagerung der Brennwertschwankungen vom TK auf den BKV als hinnehmbar erachtet. Da als Preis für die Abweichung zwischen den D+1KT-Daten und den M+12WT-Daten der Hub-Preis der Marktgebiete vorgeschlagen wird, sehen die MGV und FNB diese Voraussetzung als gegeben an.

46 18 5 Untertägiges Anreizsystem Zur Sicherstellung der Netzintegrität eines Fernleitungsnetzes und zur Minimierung von Regelenergieeinsätzen dürfen gemäß Art. 24 Abs. 1 NC BAL untertägige Verpflichtungen (Anreize zum untertägigen Bilanzausgleich) etabliert werden. Das derzeitige stündliche Anreizsystem (Strukturierungsbeitrag) kann aus Sicht der MGV und FNB in seiner aktuellen Ausgestaltung nicht ohne Änderungen übernommen werden, da einige Kriterien des NC BAL die Handlungsmöglichkeiten des BKV, einem Ungleichgewicht innerhalb des Tages entgegenwirken zu können und die Bildung möglichst kostenbasierter Entgelte als nicht erfüllt angesehen werden. Innerhalb des BDEW haben daher die FNB zusammen mit den MGV und weiteren Marktteilnehmern ein gemeinsames Modell für ein untertägiges Anreizsystem entwickelt. Der Modellansatz entspricht gemäß Art. 25 Abs. 2 NC BAL der Kategorie Untertägige Verpflichtungen in Bezug auf das Bilanzierungsportfolio. Ziel dabei war es, die Vorteile des heutigen untertägigen Anreizsystems beizubehalten, die Anforderung aus dem NC BAL zu erfüllen und die Flexibilitäten für die BKV zu erhöhen. Das Modell sowie die Herleitung der Notwendigkeit eines untertägigen Anreizsystems wurden den Marktteilnehmern zur Konsultation gestellt. Nach Auswertung der Stellungnahmen empfehlen die MGV und FNB das folgende untertägige Anreizsystem. 5.1 Zielmodell untertägiges Anreizsystem Empfehlung Im Rahmen des untertägigen Anreizsystems wird in jeder Stunde des Gastages die Summe aller physischen und virtuellen Einspeisungen eines Bilanzkreises mit der Summe aller physischen und virtuellen Ausspeisungen desselben Bilanzkreises saldiert. Die gegebenenfalls verbleibende Stundenabweichung wird während des Gastages kumuliert. Sofern die kumulierte Stundenabweichung eine bestimmte Toleranz überschreitet, wird die diese Toleranz überschreitende Menge als abrechnungsrelevante Menge definiert. Auf diese Menge wird ein Flexibilitätskostenbeitrag erhoben, auf den im weiteren Verlauf näher eingegangen wird. Die Ermittlung der abrechnungsrelevanten Menge erfolgt stündlich.

47 19 Für das untertägige Anreizsystem werden folgende Fallgruppen unterschieden: Gruppe 1 Ein- und Ausspeisepunkte an der Grenze zu anderen Staaten Ein- und Ausspeisepunkte zu anderen Marktgebieten Ein- und Ausspeisepunkte von/zu Speichern Einspeisepunkte von inländischen Produktionsanlagen Virtuelle Ein- und Ausspeisepunkte (VHP) Ausspeisepunkte zu Letztverbrauchern mit Nominierungsersatzverfahren Bei diesen Punkten gehen die stundenscharf allokierten Mengen in die stündliche Betrachtung ein. Für diese Mengen werden in der stündlichen Betrachtung keine Toleranzen gewährt. Gruppe 2 Ausspeisepunkte zu RLM-Letztverbrauchern Bei allen RLM-Entnahmestellen werden die gemessenen Mengen allokiert ( allokiert wie gemessen ) und in die stündliche Betrachtung einbezogen. Eine Unterscheidung der heutigen RLM-Fallgruppen in mit Tagesband (RLMmT) und ohne Tagesband (RLMoT) entfällt damit. Auf die allokierte Tagesmenge der Gruppe 2 wird ex-post eine Toleranz i. H. v. +/- 7,5 % gewährt. Gruppe 3 Ausspeisepunkte zu SLP-Letztverbrauchern Bei SLP-Entnahmestellen ist der stündliche Anteil der gleichmäßig über den Gastag verteilten Tagesmenge des jeweiligen Standardlastprofils für das untertägige Anreizsystem relevant. Für diese Mengen werden in der stündlichen Betrachtung keine Toleranzen gewährt. Die vorgeschlagene Systematik sei an dem folgenden Beispiel und durch Abbildung 4 erläutert.

48 20 Stunde Summe Einspeiseallokation Ausspeiseallokation (RLM) Delta Delta kumuliert Überschreitung positive Toleranz Überschreitung negative Toleranz ME Toleranz: +/- 18 ME h Einspeiseallokation Ausspeiseallokation (RLM) Delta kumuliert Abbildung 4: Beispiel Methodik untertägiges Anreizsystem

49 21 Beispiel: Einem Bilanzkreis sind Einspeisepunkte der Gruppe 1 sowie RLM-Ausspeisepunkte (Gruppe 2) zugeordnet. Die Einspeiseallokation beträgt während des Gastages konstant 10 Mengeneinheiten (ME) pro Stunde, die Ausspeiseallokation schwankt zwischen 0 ME und 25 ME. Bei einer unterstellten RLM-Tagesmenge i. H. v. 240 ME beträgt die Toleranz +/- 18 ME, dies entspricht +/- 7,5 %. Jede Stunde wird der Saldo der Ein- und Ausspeisemengen errechnet und fortlaufend kumuliert. Der kumulierte Saldo wird stündlich der gewährten Toleranz gegenübergestellt. In Stunde 1 ist der Bilanzkreis um 10 ME überspeist, in Stunde 2 um 8 ME. Die Toleranz i. H. v. 18 ME wurde damit nach der zweiten Stunde vollständig in Anspruch genommen. Aufgrund einer erneuten Bilanzkreisüberspeisung in Stunde 3 beträgt der kumulierte Saldo 23 ME und überschreitet damit die gewährte Toleranz um 5 ME. Ab Stunde 4 reduziert sich die in Anspruch genommene Toleranz aufgrund einer Bilanzkreisunterspeisung. Die fortlaufend erhöhte allokierte Ausspeisung ohne Veränderung der allokierten Einspeisung hat zur Folge, dass in Stunde 6 die Toleranz um 4 ME (im negativen Bereich) überschritten wird. Unter der Annahme, dass es in den restlichen Stunden des Gastages zu keiner weiteren Überschreitung der Toleranz kommt, beträgt die abrechnungsrelevante Menge im untertägigen Anreizsystem für diesen Tag absolut betrachtet 9 ME Begründung der Empfehlung und Auswertung der Stellungnahmen Die Ausgestaltung eines untertägigen Anreizsystems durch Gewährung einer Toleranz auf die Tagesmenge wird mehrheitlich positiv gesehen und als deutliche Verbesserung im Vergleich zum aktuellen stündlichen Anreizsystem hervorgestellt. Zwei Händler weisen darauf hin, dass die kumulierte Betrachtung im Falle eines Nichtausgleichs von Toleranzüberschreitungen zu einer mehrfachen Pönalisierung führe. Andere Stellungnahmen stellen dem entgegen, dass durch die Anwendung der vorgeschlagenen Flexibilität ein Anreiz für einen schnellen Bilanzausgleich bestehe, gleichzeitig dieser aber nicht zur erneuten Pönalisierung führe (anders als bei einer reinen Stundentoleranz). Dies trage zur Systemstabilität und damit zur Minimierung des Regelenergieeinsatzes bei.

50 22 Zwei Händler kritisieren, dass die Toleranz auf Basis der allokierten Messwerte ermittelt werden soll und nicht wie heute bei der Fallgruppe RLMmT auf Basis des arithmetischen Mittelwertes. Die MGV und FNB weisen darauf hin, dass die gewährte Toleranz auf Basis des ausgespeisten Tageswertes innerhalb von einer Stunde in Anspruch genommen werden kann. Ferner ist positiv hervorzuheben, dass der Wegfall der unterschiedlichen RLM-Fallgruppen Prozesskosten einspart und somit auch die Fehleranfälligkeit eliminiert. Dies würdigen ebenfalls zwei Stellungnahmen. Ein ausländischer Verteilergebietsmanager weist darauf hin, dass einzelne Grenzübergangspunkte teilweise oder ausschließlich der Versorgung von Endkundenmärkten in Nachbarstaaten dienen und daher ebenfalls eine Toleranz erhalten sollten. Aus Sicht der MGV und FNB widerspricht dies der Logik, eine Toleranz nur für jene Punkte zu gewähren, die aufgrund ihrer Allokationsregel einem Prognoserisiko unterliegen. Sämtliche Grenzübergangspunkte werden allokiert wie nominiert. Die Allokationsregeln für in Nachbarstaaten gelegene Netzpunkte werden in den Nachbarstaaten definiert. Ein Verband schlägt vor, ein stündliches Anreizsystem nur bei RLM- Letztverbrauchern mit einem Verbrauch größer als 300 MWh/h anzuwenden. Dagegen spricht nicht nur, dass diese Grenze von 300 MWh/h willkürlich festgelegt wäre. Neben der Leistung des Verbrauchers ist für die Verursachung von Regelenergie ggf. auch die Lage in der Netztopologie und die Verbrauchsstruktur ausschlaggebend. Nach Abwägung der Vor- und Nachteile überwiegen aus Sicht der MGV und FNB die positiven Aspekte für die Einführung eines untertägigen Anreizsystems mit einer Toleranz. 5.2 Höhe der Toleranz Empfehlung Das in Kapitel 5.1 beschriebene Modell sieht eine Toleranz i. H. v. +/- 7,5 % auf alle zu RLM-Letztverbrauchern ausgespeisten Mengen des jeweiligen Gastages vor. Basis zur Herleitung dieser Höhe ist das heutige GABi-Gas-Regime, welches seit 2008 Anwendung findet. Abbildung 5 zeigt den heutigen Toleranzbereich für die Fallgruppe RLMmT. Der BKV erhält hier eine stündliche Toleranz i. H. v. +/- 15 % auf den allokierten

51 23 Ausspeisewert. Bei einer Tagesmenge i. H. v ME und einem arithmetisch gemittelten stündlichen Allokationswert i. H. v. 100 ME ergibt sich eine stündliche Toleranz i. H. v. +/- 15 ME. Unter der Annahme, dass der Bilanzkreis am Ende des Gastages ausgeglichen ist, kann der BKV die gewährte Toleranz maximal 12 Stunden in eine Richtung ausnutzen, ohne den heutigen Strukturierungsbeitrag bezahlen zu müssen. Kumuliert betrachtet, nutzt der BKV eine Toleranzmenge i. H. v. 180 ME. Dies entspricht 7,5 % der Tagesmenge bzw. durchschnittlich 1,8 Stundenmengen. Abbildung 5: Maximale Toleranzausnutzung des heutigen Systems Im Gegensatz zum heutigen GABi-Gas-Regime können im nun vorgeschlagenen Modell die 180 ME bzw. +/- 7,5 % der Tagesmenge innerhalb einer Stunde in Anspruch genommen werden. Dieser den BKV zugesprochene Vorteil ist für die FNB unter der Annahme der Nichtgleichzeitigkeit ein noch akzeptables Risiko. Beispielrechnungen der Marktteilnehmer haben gezeigt, dass bei +/- 7,5 % Tagesflexibilität auch in einem kleinen Portfolio (elf Kunden) keine Flexibilitätskostenbeiträge versursacht würden, selbst wenn die Einspeisungen als Bandeinspeisung vorgenommen werden. Die Beispielrechnungen sind den folgenden Abbildungen 6-9 zu entnehmen.

52 24 Abbildung 6: Beispiel kleines Kundenportfolio Abbildung 7: Beispiel Kunde mit leichter Struktur

53 25 Abbildung 8: Beispiel Kunde mit mittlerer Struktur Nur bei einem einzelnen Kunden mit starker Struktur entstehen Überschreitungen der Toleranz, die zu Flexibilitätskostenbeiträgen führen können (im Falle eines gegenläufigen Regelenergieeinsatzes, siehe hierzu Kapitel 5.3). Dies ist sachgerecht, da in diesem Fall auch entsprechende Strukturierungsleistungen für den BKV durch die FNB/MGV erbracht werden. Der BKV kann diese durch strukturierte Einspeisungen verringern oder gar vermeiden. Abbildung 9: Beispiel Kunde mit starker Struktur

54 Begründung der Empfehlung und Auswertung der Stellungnahmen Aus Netznutzerperspektive wird eine Toleranz i. H. v. +/- 7,5 % überwiegend als zu gering angesehen. Als Grund wird vornehmlich der Zeitversatz zwischen der Messung und der untertägigen Informationsbereitstellung genannt. Ein Verband sieht eine Benachteiligung der Händler, die überwiegend SLP-Kunden und nur wenige RLM-Kunden beliefern. In der Konsequenz fordern mehrere Händler eine Toleranz i. H. v. +/- 20 % der Tagesmenge. Andere Händler hingegen argumentieren, dass die Toleranz nicht höher als +/- 7,5 % sein sollte. Bei einem höheren Wert würde kein Anreiz mehr bestehen, den Bilanzkreis auch untertägig möglichst ausgeglichen zu halten. Aus Sicht der MGV und FNB wird in den Stellungnahmen vernachlässigt, dass die gewährte Toleranz i. H. v. +/- 7,5 % innerhalb von einer Stunde in Anspruch genommen werden kann und Flexibilitätskostenbeiträge bei Überschreitung der Toleranz auch nur dann zu entrichten sind, wenn es zu einem gegenläufigen Regelenergieeinsatz kommt (siehe Punkt 5.3). Damit wird den BKV im Vergleich zum aktuellen GABi-Gas-Regime deutlich mehr Flexibilität ohne Zusatzkosten zugestanden. Die Anwendung eines höheren Toleranzwertes stellt aus Sicht der MGV und FNB derzeit ein nicht kalkulierbares Risiko in Bezug auf die Versorgungssicherheit dar. Mehrere Stellungnahmen fordern, den Toleranzwert regelmäßig zu überprüfen. Zum Teil wird ein zwingender Automatismus gefordert, der die Anpassung des Toleranzwertes in Abhängigkeit noch zu definierender Kriterien (z. B. Entwicklung der Regelenergiekosten) bewirkt. Die MGV und FNB befürworten eine Analyse des Toleranzwertes nach Einführung des vorgeschlagenen Modells, sehen aber davon ab, zum jetzigen Zeitpunkt einen Automatismus derselbigen hinsichtlich des Analysezeitpunktes sowie der Bewertungskriterien vorzuschlagen. 5.3 Flexibilitätskostenbeitrag Empfehlung Zur Wahrung der Systemstabilität und Begrenzung der mit der Gewährleistung einer Flexibilitätsgrenze verbundenen Regelenergiekosten sehen die MGV und FNB in ihrer Modellbeschreibung eine Obergrenze der Toleranz i. H. v. +/- 7,5 % auf die allokierte Tagesmenge der RLM-Letztverbraucher vor. Diese Flexibilität wird dem

55 27 BKV zugestanden. Jede darüber hinaus in Anspruch genommene Flexibilität wird ggf. vom MGV bepreist und dem BKV in Rechnung gestellt, soweit es an diesem Tag zu einem gegenläufigen Regelenergieeinsatz im Marktgebiet kam. Gegenläufiger Regelenergieeinsatz liegt dann vor, wenn innerhalb eines Gastages im Marktgebiet Regelenergie sowohl ein- als auch verkauft wurde. An diesen Tagen wird die abrechnungsrelevante Menge mit dem Flexibilitätskostenbeitrag multipliziert. Das Produkt bildet das Flexibilitätskostenentgelt. Basis für den Flexibilitätskostenbeitrag bildet der Preisspread der Grenzpreise der gegenläufigen Regelenergiegeschäfte, ggf. multipliziert mit einem noch zu bestimmenden Faktor X. Flexibilitätskostenentgelt = Flexibilitätskostenbeitrag * abrechnungsrelevante Menge Flexibilitätskostenbeitrag = Preisspread Grenzpreise gegenläufige Regelenergiegeschäfte ggf. * Faktor Tabelle 1: Formeln Flexibilitätskostenentgelt und -beitrag Dies sei am folgenden Beispiel erläutert: Kauf Regelenergie Verkauf Regelenergie Preisspread Grenzpreise 2 MWh zu 35 EUR/MWh 10 MWh zu 30 EUR/MWh Tabelle 2: Beispiel Ermittlung Preisspread Regelenergiepreise 7 MWh für 25 EUR/MWh 10 EUR/MWh Der Flexibilitätskostenbeitrag beträgt auf Basis vorgenannter Werte 10 EUR/MWh, ggf. multipliziert mit einem Faktor X. Dabei erfolgt die Abrechnung ex-post auf Basis der tatsächlich benötigten gegenläufigen Regelenergie. Aufgrund dieser ex-post-betrachtung ist gewährleistet, dass die mögliche Abrechnung als Anreiz für die BKV dient, ihren Bilanzkreis innerhalb der Toleranz zu steuern. Des Weiteren wird mit der ex-post-betrachtung ermöglicht, dass die tatsächlich angefallenen Kosten herangezogen werden. Ein wesentlicher Unterschied zum heutigen untertägigen Anreizsystem besteht dabei darin, dass den BKV nicht jede Toleranzüberschreitung in Rechnung gestellt wird. Solange es zu keinem gegenläufigen Regelenergieeinsatz und damit zu keinem untertägigen Strukturierungsbedarf der FNB bzw. MGV kommt, sind Toleranzüberschreitungen ohne Zusatzkosten für den BKV möglich.

56 28 Die entsprechenden Einnahmen werden in das Umlagekonto gebucht. Damit wird das Prinzip der Erlösneutralität gewahrt Begründung der Empfehlung und Auswertung der Stellungnahmen Die Bepreisung des Flexibilitätskostenbeitrages auf Basis der Kosten für den gegenläufigen Regelenergieeinsatz wird von den Marktteilnehmern mehrheitlich befürwortet. Einige Händler fordern in ihren Stellungnahmen, dass bei der Bepreisung nur der sogenannte Peak der Toleranzüberschreitung einmalig herangezogen werden dürfe, d. h. jeweils die höchste Überschreitung der Toleranz, positiv wie negativ. Sie begründen dies damit, dass der MGV in diesem Fall auch nur einmalig Regelenergie einkaufen müsse. Gegen dieses Argument und für die Abrechnung jedweder Toleranzüberschreitung spricht, dass der BKV bei einer einmaligen Strafe den Anreiz verlieren würde, seinen Bilanzkreis so schnell wie möglich wieder auszugleichen. Nur durch einen umgehenden Ausgleich könnte aber unter Umständen Regelenergie vermieden werden, da kurzfristige Schwankungen des Netzes in bestimmten Bereichen noch mit dem Netzpuffer ausgeglichen werden können. Eine weitere Gefahr bestünde darin, dass BKV in Summe erst kurz vor Tagesende ihren Bilanzkreis ausgleichen. Um hierauf reagieren zu können, müssten im Netz (wie im Folgenden in der Berechnung in Kapitel gezeigt) große Flexibilitäten bereitgehalten werden bzw. es wäre an neuralgischen Punkten unter Umständen die Netzstabilität gefährdet. BKV könnten bis Tagesende zwischen ihren beiden größten Peaks beliebig auf und ab pendeln, ohne weiteren Restriktionen unterworfen zu sein. Einige Rückmeldungen weisen darauf hin, dass der Preisspread an einigen Tagen unter Umständen sehr hoch ausfallen könnte. Die BKV, die an diesen Tagen die Toleranz überschreiten, würden somit einen hohen Flexibilitätskostenbeitrag zahlen. Das Risiko der Händler, ggf. sehr hohen Flexibilitätskostenbeiträgen ausgesetzt zu sein, könnte mit der Einführung eines Faktors zur Reduzierung des Preisspreads gemindert werden. Aus Sicht der MGV und FNB ist es allerdings wichtig, mit einem angemessenen Flexibilitätsentgelt weiterhin die richtige Anreizwirkung zu erzielen.

57 Analyse der Kriterien gemäß Art. 26 Abs. 5 NC BAL Gemäß NC BAL muss ein untertägiges Anreizsystem die Kriterien gemäß Art. 26 Abs. 2 lit. (a)-(f) erfüllen. Die Kriterien sind aus Sicht der MGV und FNB erfüllt und waren Teil der Konsultation. Ferner sieht der NC BAL vor, dass das Empfehlungsdokument eine Analyse der Kriterien gemäß Art. 26 Abs. 5 beinhaltet Kriterium (a): Notwendigkeit Analyse der Notwendigkeit einer untertägigen Verpflichtung unter Berücksichtigung der Merkmale des Fernleitungsnetzes und der Flexibilität, über die der Fernleitungsnetzbetreiber durch den Kauf oder Verkauf kurzfristiger standardisierter Produkte oder durch die Inanspruchnahme von Flexibilitätsdienstleistungen gemäß Kapitel III verfügt: 5 Zur Analyse der Notwendigkeit eines untertägigen Anreizsystems haben die FNB in verschiedenen Szenarien die Auswirkungen eines Systems ohne untertägige Anreize bzw. mit eingeschränkten untertägigen Anreizen untersucht und bewertet. Es kann hier bereits vorweggenommen werden, dass ein System ohne untertägige Anreize einen sehr hohen Bedarf an Regelenergie mit hoher Flexibilität erfordern und damit zu sehr hohen Kosten führen würde. Die Regelenergieprodukte werden voraussichtlich nicht jederzeit gesichert angeboten. Aus den genannten Gründen sind untertägige Anreize im Gasbilanzierungssystem notwendig Beschreibung der Szenarien-Betrachtung Die Szenarien im Einzelnen: Szenario 1: kein untertägiges Anreizsystem, d. h. die Bilanzkreise müssen nur am Ende des Gastages ausgeglichen sein. Szenario 2: untertägiges Anreizsystem für die Fallgruppen Entryso, Exitso, SLP, d. h. die Mengen zu RLM-Letztverbrauchern können zeitlich beliebig über den Tag verteilt eingespeist werden. Szenario 3: untertägiges Anreizsystem für die Fallgruppen Entryso, Exitso, SLP. Einspeisekapazitäten zur Versorgung der RLM- Letztverbraucher können nur zu 50 % flexibel genutzt werden und 50 % 5 26 Abs. 5 lit. (a) NC BAL

58 30 der RLM-Mengen werden zeitlich beliebig über den Tag verteilt eingespeist. In allen Szenarien wurde die Annahme getroffen, dass die ausgespeisten Mengen, die keinen untertägigen Anreizmechanismen unterliegen, so spät wie möglich eingespeist werden. Die Bilanzkreise sind lediglich am Ende des Gastages ausgeglichen. Für den sich hierdurch ergebenden Maximalzeitraum einer Entry- Nullnominierung sowie den Minimalzeitraum einer maximalen Entry-Nominierung wurde der Strukturierungsbedarf ermittelt. Diese Extrembetrachtung bildet die maximal mögliche Nutzung der untertägigen Flexibilitäten (höchste Abweichung zwischen Ein- und Ausspeisung) ab. Die interne Regelenergie wurde in den Szenarien zur Glättung der als Band angenommenen Exit-Last sowie zum Ausgleich der Trägheit der Regelenergie eingesetzt und kann daher keinen zusätzlichen Beitrag zur Minderung der Strukturierung leisten. Als maximale Einspeiseleistung wurde die technisch verfügbare feste Kapazität (TVK) der Einspeisepunkte zu Grunde gelegt, da diese Kapazität den TK sicher zur Verfügung steht. Als Ausspeiseleistung wurde die durchschnittliche Tagesmenge (Summe aller Ist-Mengen der Exits im vom FNB gesteuerten Netz inkl. Netzanschlusspunkte, Netzkopplungspunkte, GÜP, MÜP, Speicheranschlusspunkte) dividiert durch 24 angenommen. Diese Band-Betrachtung der Ausspeisungen berücksichtigt keine in der Realität üblichen, untertägigen Schwankungen und führt dazu, dass die ermittelten Strukturierungsleistungen und -mengen tatsächlich noch höher wären. Die FNB haben jeweils die Daten des Gaswirtschaftsjahres 2011/2012 zu Grunde gelegt, getrennt nach Winter- und Sommerhalbjahr. Die Szenarien seien im Einzelnen graphisch (Zahlen beispielhaft) erläutert: Szenario 1:

59 31 Abbildung 10 zeigt, dass eine gemittelte Exit-Last i. H. v. 118 GWh/h angenommen wird. Dies entspricht einer Tagesmenge i. H. v GWh. Die Entry-Kapazität (TVK) liegt bei 197 GWh/h. Bei voller Ausnutzung der Entry-TVK ist es möglich, die gesamte Exit-Last innerhalb der letzten 15 Stunden des Gastages einzuspeisen. Dies gilt auch für solche Mengen, deren Allokation im Vorfeld bekannt ist (Fallgruppe SLP) bzw. die selbst gesteuert werden (Fallgruppe Exitso). In dem Beispiel werden in den ersten neun Stunden folglich keine Mengen eingespeist. Aufgrund der Bilanzkreisunterspeisung in den ersten neun Stunden ergibt sich aus Netzsicht ein Strukturierungsleistungsbedarf (Regelenergiekauf) und in den letzten 15 Stunden aufgrund der Bilanzkreisüberspeisung ein weiterer Strukturierungsleistungsbedarf (Regelenergieverkauf). Ein entsprechendes Verhalten der BKV kann nicht mit Sicherheit ausgeschlossen werden. Dabei ist zu berücksichtigen, dass ein derartiges Verhalten ggf. in einer bzw. in wenigen Stunden ausreicht, um extrem hohe Strukturierungsbedarfe zu erzeugen, die nicht rechtzeitig durch den Einsatz entsprechender Regelenergieprodukte gedeckt werden könnten.

60 32 Abbildung 10: Beispiel Szenario 1 Szenario 2: In Szenario 2 besteht die volle Flexibilität nur für die zu RLM-Letztverbrauchern ausgespeisten ausgespeisten Mengen, d. h. die für die Fallgruppen SLP (als Band) und Exitso allokierten allokierten Mengen werden zeitgleich und in gleicher Höhe eingespeist. Die Tagesmenge der Tagesmenge der RLM-Letztverbraucher wird unter Ausnutzung der zur Verfügung stehenden stehenden Entry-Kapazität so spät wie möglich eingespeist, siehe Abbildung 11.