KoV VIII Ein Gesamtüberblick. Berlin, Juni 2015

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1 KoV VIII Ein Gesamtüberblick Berlin,

2 Struktur der Kooperationsvereinbarung Kooperationsvereinbarung VIII Hauptteil der KoV (Regelungen zwischen den Netzbetreibern bzw. Marktgebietsverantwortliche) Anlagen (Standardverträge) Leitfäden Änderungsmechanismus der KoV: Änderungen jeweils zum eines Jahres mit 3 Monaten Vorlauffrist möglich 2

3 Anlagen zur Kooperationsvereinbarung Folgende Standardverträge sind Bestandteil der KoV: Ein-/Ausspeisevertrag (entry-exit), Ein-/Ausspeisevertrag (VNB mit entry-exit-system), Lieferantenrahmenvertrag (övnb), Bilanzkreisvertrag, Zusätzliche Regelungen zur Bilanzierung von Biogas, Vereinbarung über die Verbindung von Bilanzkreisen Netzanschluss- und Anschlussnutzungsvertrag Biogas Einspeisevertrag Biogas. 3

4 Leitfäden Leitfäden: Leitfaden Marktprozesse Bilanzkreismanagement Gas, Leitfaden Abwicklung von Standardlastprofilen Gas, Leitfaden Sicherheitsleistungen und Vorauszahlungen im deutschen Gasmarkt, Leitfaden Bilanzierung Biogas, Leitfaden Kostenwälzung Biogas, Leitfaden Marktraumumstellung, Leitfaden Krisenvorsorge Gas Leitfaden Prozessbeschreibung Netzbetreiberwechsel Relevanz der Leitfäden: Die Einhaltung der KoV wird vermutet, wenn die Leitfäden eingehalten worden sind. Änderungsmechanismus: Anpassungen sind jährlich möglich mit einer Implementierungsfrist von 6 Monaten 4

5 Wesentliche Änderungen der Anlage 4 KoV VIII (1/2) 1. Anpassung der deklarationspflichtigen Zeitreihen und der Regelungen zu Deklarationsclearing, Versand von Allokationsdaten, Allokationsclearing ( 15, 16) 2. Neue Regelungen zur Ermittlung, Ausgleich und Abrechnung von Ausgleichsenergiemengen gemäß GaBi Gas 2.0 ( 22) 3. Regelungen zur Aufrechterhaltung des stündlichen Anreizsystems bis zum 30. September 2016 ( 24) 4. Einführung Regelung zu getrennten Bilanzierungsumlagekonten für SLP- und RLM-Ausspeisepunkten ( 25) 5. Erhebung der RLM-Umlage auf alle RLM-Zeitreihen (RLMmT, RLMoT, RLMNEV) ( 25) 5

6 Wesentliche Änderungen der Anlage 4 KoV VIII (2/2) 6. Neue Regelung zur Abrechnung der Differenzmengen ( 27) 7. Verkürzung der VHP-Vorlaufzeit auf 30 min ( 19) 8. Neue Regelungen zu börslichen Produkten mit physischer Erfüllungsrestriktion ( 28) 9. Konkretisierung der Regelungen zum Fallgruppenwechsel ( 44) 10.Konkretisierung Termine und Pflichten hinsichtlich Veröffentlichungspflichten der MGV gemäß GaBi 2.0 ( 30) 6

7 Änderungen im Hauptteil KoV VIII Marktgebietsüberlappung: Einführung Begriffsbestimmung "Marktgebietsüberlappung" ( 4) Konkretisierung der Regelungen für die Zuordnung von Ein- und Ausspeisepunkten zu den Marktgebieten ( 5) Konkretisierung der Regelungen zu Datenaustausch und Mengenanmeldung ( 28) Konkretisierung der Regelungen zur Aufteilung der Mengen von Netzkopplungspunkte in der Marktgebietsüberlappung auf die Marktgebiete ( 46) Konkretisierung der Regelungen zu Abweichungen der Netzkonten ( 50) 7

8 Änderung Deklarationsprozess Deklarationspflichtige Zeitreihen bis ENTRYSO, EXITSO, ENTRY Biogas physisch, ENTRY Wasserstoff physisch, SLPsyn, SLPana, RLMmT, RLMoT, RLMNEV Deklarationspflichtige Zeitreihen ab ENTRYSO, EXITSO, ENTRY Biogas physisch, ENTRY Wasserstoff physisch, SLPsyn, SLPana, RLMmT, RLMoT, RLMNEV 8

9 Wegfall RLM MMM, Differenzmengenabrechnung, neuer Zeitreihentyp Für Leistungszeiträume ab entfällt die RLM MMMA zwischen NB und TK sowie NB und MGV Stattdessen werden die Brennwertdifferenzen zukünftig als Differenzmengen im Rahmen der Bilanzkreisabrechnung zwischen MGV und BKV abgerechnet. Einführung neue ALOCAT Version zur Übermittlung der RLM-Mengen mit Abrechnungsbrennwert. Übermittlung zum Zeitpunkt M+12WT sowie im Rahmen des Clearingprozesses an den MGV. 9

10 Allokationsdaten RLM Allokationsdaten werden getrennt mit Bilanzierungs- und Abrechnungsbrennwert übermittelt 10

11 RLM Differenzmengenabrechnung Wegfall RLM MMMA Die RLM-Differenzmengen werden monatlich tagesscharf über die Bilanzkreisabrechnung im Verhältnis zwischen dem MGV und dem BKV abgerechnet. Die RLM-Differenzmengen können umfassen: Abweichungen zwischen Bilanzierungsbrennwert und Abrechnungsbrennwert bei RLM-Ausspeisepunkten Abweichungen für RLM-Letztverbraucher je Ausspeisepunkt, die durch ein Clearing mit NB-Clearingnummer entstehen, Abweichungen aufgrund einer nachträglichen Allokationsdatenkorrektur. Die Abrechnung erfolgt mit dem täglichen an der relevanten Handelsplattform gebildeten mengengewichteten Gasdurchschnittspreis Dieser ist sowohl auf positive als auch negative Differenzmengen anzuwenden. Positive Differenzmengen stellt der Marktgebietsverantwortliche dem Bilanzkreisverantwortlichen in Rechnung; negative Differenzmengen vergütet der Marktgebietsverantwortliche dem Bilanzkreisverantwortlichen. 11

12 RLM Allokation mit Bilanzierungs- und Abrechnungsbrennwert Berücksichtigung der Werte für: -AE Mengen -Strukturierungsbeitrag M ALOCAT Bilanz (in kwh bildetsich aus) M ALOCAT Bilanz (in kwh bildetsich aus) HS Bil V N M+10 HS Bil V N M+10 -RLM-Differenzmengen M ALOCAT MMM (in kwh bildetsich aus) HS Abr V N M+10 M+12WT M ALOCAT MMM (in kwh bildetsich aus) HS Abr V N M+10 M+2M-10WT Berücksichtigung der Werte für: -Umlage -Konvertierung M+2M NB an MGV MGV an BKV HS Bil = Bilanzierungsbrennwert HS Abr = Abrechnungsbrennwert V N D+1 = vorläufiger Lastgang am Tag D+1 in m 3 V N M+10 = endgültiger Lastgang am Tag M+10 in m 3 12

13 Einführung Netzbetreiber Clearing für RLM Allokationen 1. NB stößt beim BKV Clearing für RLM Ausspeisepunkte an, um eine BKV-Clearingnummer zu erhalten. 2. Parallel kann der NB beim Marktgebietsverantwortlichen eine NB-Clearingnummer für RLM- Ausspeisepunkte anfordern. 3. Der Marktgebietsverantwortliche übersendet an den Bilanzkreisverantwortlichen die Netzkonto- und Bilanzkreisnummer, Zeitraum und Zeitreihentyp. 4. Der NB übersendet die CLEARING-ALOCAT mit der NB-Clearingnummer an den MGV NB muss im Clearing sowohl die RLM-Zeitreihen mit Bilanzierungsbrennwert umgewertet als auch mit Abrechnungsbrennwert umgewertet an den MGV senden. 5. Nur wenn beide ALOCAT-Nachrichten vorliegen, verarbeitet der Marktgebietsverantwortliche die ALOCAT-Nachrichten. 6. Beim NB-Clearing verarbeitet der MGV nur die RLM-Zeitreihen mit Abrechnungsbrennwert 7. Beim BKV-Clearing verarbeitet der MGV sowohl die RLM-Zeitreihen mit Bilanzierungsbrennwert als auch mit Abrechnungsbrennwert umgewertet 8. Sollte ein NB- und BKV-Clearing parallel stattfinden, verwendet der MGV, die zuletzt mit BKV- Clearingnummer versendete Menge mit Bilanzierungsbrennwert, und die mit Abrechnungsbrennwert umgewertete Menge aus der zuletzt gesendeten Nachricht. 13

14 Clearingverfahren (BKV Clearingnummer) vor Clearing nach Clearing Differenzmenge neue Differenzmenge Umgewertet mit Abrechnungsbrennwert Umgewertet mit Bilanzierungsbrennwert Ende Gastag Ende Gastag BKV übermittelt Clearingnummer an NB. NB sendet die korrigierte Menge jeweils mit Bilanzierungsbrennwert und Abrechnungsbrennwert. Differenzmenge wird mit mengengewichtetem Gasdurchschnittspreis bewertet. 14

15 Clearingverfahren (NB-Clearingnummer) vor Clearing nach Clearing Differenzmenge neue Differenzmenge Umgewertet mit Abrechnungsbrennwert Umgewertet mit Bilanzierungsbrennwert Ende Gastag Ende Gastag NB erhält Clearingnummer vom MGV, da (noch) keine Zustimmung des BKV. NB sendet die korrigierte Menge jeweils mit Bilanzierungsbrennwert und Abrechnungsbrennwert. Für die Abrechnung wird aber nur die Menge mit Abrechnungsbrennwert korrigiert. 15

16 Ermittlung der Ausgleichsenergiepreise Systematik der Ausgleichsenergiepreisbildung Preis Mengengewichteter Gasdurchschnittspreis positiver Ausgleichsenergiepreis Auf-/Abschlag von 2% Höchster Preis der Ankaufsgeschäfte Mengengewichteter Gasdurchschittspreis plus Kleine Anpassung Mengengewichteter Gasdurchschittspreis minus Kleine Anpassung negative Ausgleichsenergiepreis Niedrigster Preis der Verkaufsgeschäfte TSO MGVHandelsgeschäfte Regelenergiegeschäfte MOL 1 und MOL 2 Ende des Gastages Zeit Quelle: ENTSOG, eigene Darstellung 16

17 Regelenergiepreise versus Referenzpreis Regelenergiepreise (MOL 1 und 2b) im Vergleich zum tgl. Referenzpreis (ohne Auf- und Abschläge) Quelle: GASPOOL 17

18 Änderungen Mehr-/Mindermengenabrechnung KoV VIII Entfall RLM-MMMA Neue Ausgleichsenergiepreissystematik und somit Änderung Preisbildung SLP MMM Preis Beginn tägliche Netzkontoabrechnung Abrechnungs- und Veröffentlichungssystematik Änderung SLP MMMA Zählpunktscharfe MMMA ggü. TK Nur noch 2 Verfahren (rollierende Ablesung, Stichtagsablesung) zulässig monatliche Mengenmeldung an den MGV NB erstellt bei Mehrmengen Rechnung und bei Mindermengen Gutschrift an den MGV Anpassung MMM-Preisbildung 18

19 Fallgruppenwechsel und Wegfall RLMNEV zum Initiale Umstellung auf RLMmT und Entfall RLMNEV Bis spätestens 15. August 2016 (mit Wirksamkeit zum 1. Oktober 2016) erfolgt die initiale Umstellung aller RLM-Ausspeisepunkte auf den Zeitreihentyp RLMmT durch den Netzbetreiber. Die durchgeführte Stammdatenänderung durch den Netzbetreiber wird dem Transportkunden gemäß GeLi Gas mitgeteilt. Der Transportkunde kann der initialen Umstellung auf den Zeitreihentyp RLMmT im Rahmen des Prozesses Stammdatenänderung gemäß GeLi Gas widersprechen. In diesem Fall werden die betroffenen RLM-Ausspeisepunkte vom Netzbetreiber dem Zeitreihentyp RLMoT zugeordnet. Der Zeitreihentyp RLMNEV entfällt zum Fallgruppenwechsel: Bisher erfolgte der Fallgruppenwechsel für RLM Ausspeisepunkte über BKV => MGV => NB Ab dem 1. August 2016 wird der Fallgruppenwechsel von dem vom Bilanzkreisverantwortlichen bevollmächtigten Transportkunden gegenüber dem Netzbetreiber gemäß den Prozessen und Fristen der GeLi Gas mitgeteilt. 19

20 Marktraumumstellung Umlagefähige Kosten im Rahmen der Marktraumumstellung 9 Ziff. 1 lit. f) Kosten, die aufgrund der zeitlichen Unterschiede zwischen technischer und bilanzieller Umstellung entstehen, werden über die Marktraumumstellungsumlage gedeckt. Hierfür übersendet der Netzbetreiber dem Marktgebietsverantwortlichen die Summe der Allokationsdaten der Ausspeisepunkte bei denen der technische und bilanzielle Umstellungszeitpunkt auseinanderfällt. Die Übermittlung erfolgt jeweils nach Ablauf der Clearingfristen auf Tagesbasis für den gesamten Zeitraum, der zwischen technischem und bilanziellem Umstellungstermin liegt, im elektronisch weiterverarbeitbaren Format. Der Marktgebietsverantwortliche bewertet die Tagesmengen mit der täglichen Preisdifferenz zwischen den H-Gas und L-Gas Quality Produkten gemäß Rang 2 der Merit Order Liste der Marktgebietsverantwortlichen zur Beschaffung externer Regelenergie. 20

21 Berichts- und Veröffentlichungspflichten des MGV Berichte Veröffentlichungen Einsatz von interner und externer Regelenergie (jährlich) Stündlich aktualisierte Ausgleichsenergiepreise Evaluierung der SLPPrognosegüte (alle 2 Jahre) Tägliche Flexibilitätsregelenergiemengen und den entsprechen Flexibilitätskostenbeitrag Kosten- Nutzenanalyse zur Häufigkeit der Informationsbereitstellung (alle 2 Jahre) Informationen zum Regelenergieeinsatz Berechnungsgrundlage für die Regelenergieumlagen 21

22 Herzlichen Dank für die Aufmerksamkeit! 22

23 Ihre Ansprechpartner John Usemann GASPOOL Balancing Services GmbH Anna-Louisa-Karsch-Str Berlin Tel.: Fax: john.usemann@gaspool.de 23