Erhebung einer Regel- und Ausgleichsenergieumlage aufgrund einer Mengenverschiebung zwischen den Marktgebieten

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1 Erhebung einer Regel- und Ausgleichsenergieumlage aufgrund einer Mengenverschiebung zwischen den Marktgebieten John Usemann Berlin, 23. Oktober 2014

2 Agenda 1. Ausgangslage 2. Mögliche Ursachen 3. Regulatorische Vorgaben 4. Lösungsansätze 2

3 Vergleich Regelenergieeinsatz über 5 GWJ RE-Einsatz H-Gas (netto) (MWh) RE-Einsatz L-Gas (netto) (MWh) 09/10 10/11 11/12 12/13 13/14 09/10 10/11 11/12 12/13 13/14 RE-Einsatz im letzten Winter war wie ein durchschnittlicher Winter 3

4 Tageswerte BK-Saldo / Netz-Saldo / Regelenergie-Einsatz [kwh] Analyse der Verursachung des Regelenergieeinsatzes Bilanzkreis-/ Netz-Saldo vs. Regelenergie-Einsatz (GWJ 2013/2014) Regelenergie-Einsatz Netz-Saldo gesamt Bilanzkreis-Saldo gesamt 4

5 Regelenergieeinsatz im NCG Marktgebiet Quelle: NCG Gegenläufiger Regelenergieeinsatz im NCG Marktgebiet im letzten Winter 5

6 Ausgangslage Analysen von GASPOOL zur Ursachenfindung Ähnlicher Temperaturverlauf in beiden Marktgebieten Angewendete SLP-Profile durch KoV vorgegeben, daher auch hier keine Unterschiede zwischen beiden Marktgebieten Allerdings unterschiedliche Vorzeichen bei Netzkontosalden der NB in der Marktgebietsüberlappung bei NCG und GASPOOL Vermutung: Lieferung von Gas aus GASPOOL Marktgebiet an diese NB (und deren nachgelagerte NB), welches im NCG MG bilanziert wurde. Anschließend Datenaustausch mit der NCG und nähere Analysen der Netzkontoverläufe von NB in der Marktgebietsüberlappung. 6

7 Berechnung des Netzkonto-Saldo 0 Leitfaden Bilanzkreismanagement Gas: Einspeisungen Ausspeisungen nicht bilanzkreisrelevant nicht bilanzkreisrelevant - Summe aller NKP zu vorgelagerten NB - Summe aller NKP zu nachgelagerten NB - evtl. Netzpufferentleerungen - evtl. Netzpufferbefüllungen sofern gesondert vereinbart sofern gesondert vereinbart - Summe aller Rückeinspeisungen - Summe aller Rückspeisungen von nachgelagerten NB an vorgelagerte NB - Flüssiggaseinspeisung bei Biogasanlagen bilanzkreisrelevant bilanzkreisrelevant - Speicherausspeisungen - Speicherbefüllungen - (Mini-)MüT oder GÜP-Einspeisungen - (Mini-)MüT oder GÜP-Ausspeisungen - Biogaseinspeisungen - SLP gemäß SLP-Verfahren - RLM wie allokiert Summe Einspeisungen - Summe Ausspeisungen = Netzkontosaldo 0 Der Saldo setzt sich u.a. aus folgenden Differenzen zusammen: - Mehr-/Mindermengen für SLP-Ausspeisepunkte - Mehr-/Mindermengen für RLM-Ausspeisepunkte - Netzverluste - Messungenauigkeiten - Inventardifferenzen im Netzpuffer - Brennwertdifferenzen aufgrund der Mischbrennwertbildung nach G685 7

8 Ausgangslage Auffälligkeiten in den Netzkontosalden bei NB in der Marktgebietsüberlappung aufgrund von Marktgebietswechsel von Ausspeisestellen (höhere Umlage bei GASPOOL ab ) Der milde Winter 13/14 hat die Diskrepanz zwischen dem RE-Einsatz bei NCG und GASPOOL besonders deutlich gemacht. Vermutlich hat GASPOOL mehr Regelenergie gekauft hat, als auf Grund der tatsächlichen physischen Abnahme im eigenen Marktgebiet erforderlich gewesen ist. 8

9 Auswertung NK-Salden NB in der MGÜ ( ) Kum. NK-Saldo 0 der NB in der MGÜ Mehrere TWh GAP NCG Summe seit Oktober 2012 weisen die Netzbetreiber in der Marktgebietsüberlappung (MGÜ) tendenziell pos. Netzkontosalden (Entry > Exit) im GASPOOL Marktgebiet auf. 9

10 Auswertung NK-Salden NB in der MGÜ ( ) Kum. NK-Saldo 0 von zwischengelagerten VNB ohne SLP-Ausspeisestellen Mehrere TWh Kum. NCG kum. GPL Diese Mengen werden nicht mehr durch eine MMMA ausgeglichen 10

11 Folgen dieser Problematik 1. Nicht verursachungsgerechte Kostenallokation zwischen beiden Marktgebieten. 2. Erhebliche Ausgaben für Regelenergie, denen keine späteren Einnahmen (MMM, BK Abrechnung) gegenüberstehen. 3. Historische Basis für den RE-Bedarf wird durch dieses Problem verzerrt. Einführung einer Regel- und Ausgleichsenergieumlage aufgrund höherer Prognose von RE-Bedarf für die Zukunft, da Problem weiterhin besteht. 11

12 Agenda 1. Ausgangslage 2. Mögliche Ursachen für Netzkontoschiefstände 3. Regulatorische Vorgaben 4. Lösungsansätze 12

13 Netz mit MGÜ und ungetrenntem NKP, Lieferstellen in beiden MG NCG GASPOOL BKV Entry: 150 BKV Entry: 50 OGE VNB 1 VNB 2 GASCADE NKP = 100 NKP = 100 NKP GPL = 50 NKP NCG = NB hat Lieferstellen beiden MG zugeordnet. 2. NB meldet alle Daten an NCG und GPL. 3. BKV erhält Allokationen und nominiert entsprechend. 4. Annahme: Lieferung kommt zu gleichen Teilen von GPL und NCG. 5. Quotale Aufteilung der NKP-Zeitreihe. 6. pos. Netzkontosaldo bei GPL, da Entry > Exit. 7. neg. Netzkontosaldo bei NCG, da Entry < Exit. NCG GASPOOL VNB2 VNB1 BK 1 VNB2 VNB1 BK 1 Entry Exit Entry Exit Entry Exit Entry Exit Entry Exit Entry Exit Saldo = 0 Saldo = -50 Saldo = 0 Saldo = 0 Saldo = 50 Saldo = 0 GPL kauft RE, NCG verkauft RE in Summe aber ausgeglichen 13

14 Problembeschreibung bei Netz mit MGÜ und ungetrennten NKP Über den gemeinsamen NKP kommt aus beiden Marktgebieten Gas ungetrennt in das Netz des VNB2. VNB2 allokiert entsprechend der Marktgebietszuordnung und die BKV nominieren ihre Einspeisemengen anhand der Allokationsdaten des VNB quotale Aufteilung des NKP-Lastgangs anhand des Verhältnisses der Allokationsmengen in beiden MG nach Ende des Liefermonats Netzkonto VNB 2 ist ausgeglichen MMMA durch VNB 2 erfolgt analog der Aufteilung der Letztverbraucher je Marktgebiet. Die Schiefstände bei VNB 1 werden nicht mehr ausgeglichen! 14

15 Agenda 1. Ausgangslage 2. Mögliche Ursachen für Netzkontoschiefstände 3. Regulatorische Vorgaben 4. Lösungsansätze 15

16 Interne Bestellung und Vorhalteleistung Abschnitt 1 Interne Bestellung 11 Bestellung der Kapazität 1. Liegt das nachgelagerte Netz nicht ausschließlich in einem Marktgebiet, bestellt der nachgelagerte Netzbetreiber pro Marktgebiet. 20 Vorhalteleistung im vorgelagerten Verteilernetz mit Netzpartizipationsmodell 1. Der nachgelagerte Netzbetreiber hat dem vorgelagerten Netzbetreiber einmal jährlich gemäß den Fristen aus 11 Ziffer 3 die erforderliche Vorhalteleistung an den Netzkopplungspunkten bzw. Ausspeisezonen je Marktgebiet anzumelden und die Langfristprognose nach 16 mitzuteilen. 3. Der vorgelagerte Netzbetreiber bestätigt diese Anmeldung mindestens in der Höhe des für das Vorjahr bestätigten Wertes der Vorhalteleistung. Bei einer Anmeldung einer höheren Vorhalteleistung prüft der vorgelagerte Netzbetreiber, ob er diesen Wert bestätigen kann. Soweit der vorgelagerte Netzbetreiber die angemeldete höhere Vorhalteleistung nicht vollumfänglich durch feste Kapazitäten absichern kann, bestätigt er dem nachgelagerten Netzbetreiber diesen Anteil als unterbrechbare bzw. zeitlich befristet feste Vorhalteleistung. Für diesen Fall prüft der nachgelagerte Netzbetreiber, ob er in seinem Netz kapazitätsersetzende Maßnahmen (z. B. Abschaltvereinbarungen) einsetzen kann. 16

17 Mengenanmeldung und Netzkontoführung 42 Informationspflichten der Netzbetreiber 2. Bezogen auf das Marktgebiet und jeden Netzkopplungspunkt bzw. jede Ausspeisezone übermittelt jeder Netzbetreiber an seine(n) unmittelbar vorgelagerten Netzbetreiber eine stundenbezogene Mengen-anmeldung zur Steuerung des Netzes für den nächsten Gastag, wenn der vorgelagerte Netzbetreiber dies wegen einer Überlappung der Marktgebiete oder aufgrund anderer transporttechnischer Erfordernisse verlangt. Sofern sich die Umstände für die Erstellung der Mengenanmeldung nachträglich wesentlich ändern, teilt der Netzbetreiber die entsprechende angepasste Mengenanmeldung den betroffenen Netzbetreibern mit. Die Mengenanmeldungen sind unverbindlich, aber mit der angemessenen gaswirtschaftlichen Sorgfalt zu erstellen. 51 Netzkonten 7. Netzbetreiber mit Marktgebietsüberlappung werden sich nach Kräften bemühen, die Salden der Netzkonten in den jeweiligen Marktgebieten in einem Verhältnis zueinander zu halten, die der Allokation der Ausspeisestellen zu den jeweiligen Marktgebieten entspricht. 17

18 Marktgebietswechsel nach GeLi Gas GeLi Gas Prozess B 3 Lieferbeginn 3.3 Nr. 2: Der Netzbetreiber prüft die Anmeldung in vier Schritten: Prüfung der Kapazitäten bei Marktgebietswechsel und ggf. bei Neuanschluss oder Leistungserhöhung. Die ggf. erforderliche Kapazitätsprüfung hat nach geeigneten Branchenstandards zu erfolgen. 18

19 Ergebnisse nach Rücksprache mit Marktteilnehmern Einhaltung der marktgebietsscharfen Bestellleistungen der internen Bestellung oder Anmeldung von Vorhalteleistung. Unterjährig kann die Fahrweise stark von der Marktgebietsaufteilung abweichen, ohne das interne Bestellung überschritten wird. Mengenanmeldung nach 42 Ziff.2 KoV erfolgt nicht von allen NB und größtenteils in unzureichender Qualität (große Abweichungen zwischen Mengenanmeldung und späterer NKP-Allokation) Der zwischengelagerte NB kann somit sein Netz kaum marktgebietsscharf steuern (Mengensteuerung an den NKP) und übernimmt daher zu viel Gas aus dem GASPOOL Marktgebiet. Es erfolgen fast keine Anfragen oder Anpassungen der internen Bestellung aufgrund durchgeführter Marktgebietswechsel. 19

20 Agenda 1. Ausgangslage 2. Netze in MGÜ 3. Regulatorische Vorgaben 4. Lösungsansätze 20

21 Lösungsansätze Lösungsansätze zur Vermeidung des Problems in der Zukunft: 1. Verschärfung des 51 Ziff. 7 KoV mit Vorgabe wie hoch die Abweichungen der Netzkonten in beiden MG zueinander sein dürfen. 2. Stärkere Verpflichtung der NB eine qualitativ gute Mengenanmeldung nach 42 Ziff. 2 KoV an den vorgelagerten NB abzugeben und späterer Abgleich dieser mit der tatsächlichen NKP Allokation. 3. Netzkontoabrechnung marktgebietsscharf und Mechanismus, der auch zur Abrechnung bei NB ohne SLP führt 4. MMM Plausibilisierung Marktgebietsscharf durchführen 5. Durchgeführte Marktgebietswechsel die nicht die kapazitativen Bedingungen erfüllen, müssen wieder rückgängig gemacht werden. 21

22 Weiteres Vorgehen Weiteres Vorgehen/Ausblick Anforderung von Daten der NB in der Marktgebietsüberlappung durch BNetzA Datenabgleich zwischen NCG und GASPOOL Verhinderung der Mengenverschiebung für zukünftige Zeiträume Ziel ist es zukünftig die Regel- und Ausgleichsenergieumlage im GASPOOL Marktgebiet zu senken. 22

23 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! 23

24 Ansprechpartner John Usemann Leiter Abrechnung GASPOOL Balancing Services GmbH Reinhardtstraße Berlin Telefon: Fax: