Gaskapazitätsregeln: Die gesetzlichen Vorgaben einfordern und umsetzen

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1 Gaskapazitätsregeln: Die gesetzlichen Vorgaben einfordern und umsetzen bne-stellungnahme zum Konsultationspapier Eckpunkte der Bundesnetzagentur vom 22. Mai 2009 zur Neugestaltung des Kapazitätsmanagements im deutschen Gasmarkt Wir begrüßen die Initiative der Bundesnetzagentur, die bestehenden Kapazitätsregeln zu hinterfragen und über ein Festlegungsverfahren zu Kapazitätsvergabe- und - engpassmechanismen die Probleme des bisherigen Systems zu beseitigen. Die Änderungsvorschläge sind umfangreich und deren Potential zur Verbesserung der jetzigen Situation unverkennbar. Vor dem Hintergrund der parallel zum BNetzA-Verfahren laufenden Novellierung der GasNZV, hätten wir uns jedoch mehr Mut gewünscht, alle Bereiche des Themas offen zur Diskussion zu stellen. So fehlt in den Eckpunkten bedauerlicherweise eine umfassende Festlegung zum regulären Zuteilungsmechanismus für Primärkapazität, was auf das ganze Modell negativ abstrahlt. Wir bitten die Beschlusskammer, alle verordnungsseitig verfügbaren Mittel in Betracht zu ziehen, um die Methoden der Kapazitätsberechnung, -ausweisung und -vergabe festzulegen. Die Umstände der parallel verlaufenden Verordnungsnovelle legen nahe, dass die Festlegung sehr wahrscheinlich Präzedenzcharakter für die künftige GasNZV haben wird. Eine Einschränkung, Auslassung oder unnötige Limitierung der Eckpunkte könnte den Verordnungsgeber zu der Annahme veranlassen, dass der (nicht) genannte Regelungsbedarf nicht existiert und somit aus dem Verordnungsentwurf gestrichen werden kann. Wir möchten Sie bitten, dieser Möglichkeit konstruktiv vorzugreifen. Gegenwärtig existieren noch zehn Marktgebiete, die meisten davon ohne Liquidität an den virtuellen Handelspunkten. Angesichts der künftigen Anzahl von sechs Marktgebieten unserer Ansicht nach immer noch fünf zu viel kommt dem Faktor Kapazitäten im Jahr elf der Liberalisierung eine zentrale Schlüsselrolle bei der Etablierung von Wettbewerb zu. Nur ein umfassend abgerundetes Gesamtkonzept kann die angestrebte Verbesserung der Rahmenbedingungen herbeiführen. Es muss daher gewährleistet sein, dass neben gleichwertigen Netzzugangsbedingungen für alle Anbieter ein ebenso gleichwertiger Zugriff auf Kapazitäten besteht. Dies ist umso dringlicher, als die nachgefragten Kapazitäten das Angebot übersteigen. Die Kapazitätsbereitstellung durch die Netzbetreiber muss im Interesse der Wettbewerbsentwicklung folgende Kriterien erfüllen: Gleiche Zuteilungsbedingungen für alle Netznutzer, Bereitstellung von ausreichenden Kapazitäten zu möglichst geringen (Transaktions-) Kosten, Vermeidung von Fehlinvestitionen und Sicherstellung einer optimalen Ausnutzung, Diskriminierungsfreie Befriedigung des Kapazitätsbedarfs, Transparentes Kapazitätsangebot und transparente Konditionen, Einhaltung der Verpflichtung zur Zusammenarbeit der Netzbetreiber, Zeitnahe Umsetzung. Als Mittel zur Umsetzung dieser Ziele sehen wir vorrangig die Maximierung des Angebots an fester Primärkapazität, eine Verbesserung der Kapazitätsprodukte und die Neugestaltung der

2 Kapazitätszuteilungsregeln hin zu fairen und diskriminierungsfreien Mechanismen. Der Anwendungsbereich der neuen Regeln sollte sich uneingeschränkt auf alle buchbaren Kapazitäten an den Grenzen der Marktgebiete sowie an den nationalen Grenzen beziehen. Dabei stimmen wir dem Ansatz der Bundesnetzagentur vollkommen zu. Der Begriff buchbar darf jedoch keine Einschränkung darstellen und über eine Differenzierung in Bestandsund Neuverträge oder gebuchte und noch frei buchbare Kapazitäten den Anwendungsbereich von vornherein begrenzen. Eine solche Begrenzung käme einer Fortführung der diskriminierenden Kapazitätszuteilung der Vergangenheit gleich. Die neuen Regeln zum Kapazitätsmanagement sollten eine rechtzeitige Festlegung und ggf. erforderliche Verordnungsanpassung im Rahmen der GasNZV-Novelle vorausgesetzt spätestens zum Start des GWJ 2010/2011 in Kraft treten können. In unserer Stellungnahme gehen wir nachfolgend auf die einzelnen Kapitel und Eckpunkte in der Reihenfolge des Konsultationspapiers soweit nicht anders angegeben ein. Zu 1. Maximierung von Kapazitäten : Langfristiges und ausreichendes Angebot fester Kapazität hat höchste Priorität Am 25. Juni 2009 leitete die EU-Kommission gegen 25 der Mitgliedstaaten ein Vertragsverletzungsverfahren ein mit dem Vorwurf mangelhafter Umsetzung des 2. Energiebinnenmarktpakets. Laut zugrundeliegendem Mängelbericht wird Deutschland u. a. gerügt, dass im grenzüberschreitenden Erdgashandel nicht die maximalen Kapazitäten bereitgestellt werden 1. Die bisherigen Erfahrungen aus Wettbewerbssicht mit der Verfügbarkeit fester Kapazitäten bestätigen den Missstand im deutschen Gasmarkt: Das Kapazitätsangebot deckt nicht die Nachfrage, während die mittlere technische Auslastung der Netze deutlich unter den als verfügbar angegebenen Kapazitäten liegt. Hierzu die Feststellung der Bundesnetzagentur in ihrem Monitoring-Bericht : Die mittlere technische Auslastung über alle marktgebietsaufspannenden FNB von 36 % kann bestätigt werden. Unsere Forderung an die Netzbetreiber lautet daher, alle Maßnahmen zur Erhöhung des Angebotes an festen Kapazitäten uneingeschränkt und zeitnah vorzunehmen. Die Verfügbarkeit der festen Kapazitäten muss dabei langfristig gesichert sein, denn Wettbewerber benötigen Planbarkeit über die Verfügbarkeit und das zu klaren Regeln und kalkulierbaren Konditionen. Unsere Präferenzen für die einzelnen Vorschläge möchten wir durch die Reihenfolge der Nennung in diesem Kapitel 1. ausdrücken. Höchste erwartete Wirksamkeit und geringstes bzw. kein Diskriminierungspotential sind dabei neben kostengünstiger Umsetzbarkeit unsere Bewertungsmaßstäbe. Die Bündelung von Kapazitäten zogen wir zudem in diesen Teil 1. vor, denn diese Maßnahme trägt unserer Meinung nach ebenso zur Maximierung der vermarktbaren festen Kapazität bei. 1 MO/09/296&format=HTML&aged=0&language=EN&guiLanguage=en 2 Vgl. S : Auslastungsgrade an Netzkopplungspunkten 2 / 17

3 Zu 1.1 Ermittlung von technischen Kapazitäten : Gemeinsame Umsetzung eines dynamischen Modells einschließlich Überbuchung Die Ermittlung der technischen bzw. physischen Kapazitäten hat bei der Neugestaltung des Kapazitätssystems zentrale Bedeutung. Wie oben ausgeführt, liegen offensichtliche Belege vor, dass die nach den bisherigen Berechnungsmethoden ausgewiesenen Kapazitäten unterhalb des gesamten physischen Potentials liegen. Diese Feststellung gebietet die Notwendigkeit, Mindestanforderungen und Kriterien an die Berechnung und Ausweisung von frei verfügbaren Kapazitäten zu formulieren. Wir begrüßen daher diesen Ansatz in den BNetzA- Eckpunkten. Zur Art der Ermittlung möchten wir folgendes ergänzen: Basis der Berechnung muss eine enge und uneingeschränkte Kooperation aller Ferngasnetzbetreiber in Deutschland sein, wie sie auch seitens des Gesetzes und der Verordnung vorgeschrieben ist. Netzbetreiber sollten sich auf ein Berechnungsmodell einigen und die Ermittlung gemeinsam ausführen. Die Berechnung sollte immer auf der stochastisch ermittelten Nutzungseinschätzung beruhen. Die Parameter zur Berechnung sollten bei Kapazitäten mit kürzerer Laufzeit zudem um Gaspreise in anliegenden Märkten und Ölpreise ergänzt werden, da nicht wenige kapazitätsnutzungsrelevante Gasbezugsverträge bzgl. ihrer Preise in engem Zusammenhang hierzu stehen oder gar teilweise daran gekoppelt sind. Entsprechende Prognosen über handelsbedingte Gasflüsse sind einzubeziehen. Die Verpflichtung der Netzbetreiber zur Vermarktung auch jener Kapazitäten, die in Form von Quartals-, Monats- oder Tageskapazitäten zur Verfügung stehen erscheint sinnvoll und angemessen, obgleich wir deren Beitrag zur Maximierung des Kapazitätsangebots nicht abschätzen können. Ohne der Diskussion des Eckpunktes 1.5 vorgreifen zu wollen, halten wir eine Verpflichtung der Netzbetreiber, Überbuchung und Kapazitätsrückkauf zur gängigen Methode der Kapazitätsauslastung zu machen, für angemessen. Zwar mag dessen Implementierung nicht einfach sein, aber wir sehen in diesem Schritt die größten Potentiale zur Optimierung des festen Kapazitätsangebots bei geringsten Kosten, da die Ausgaben des Netzbetreibers durch Erhöhung der vermarkteten Menge refinanziert und sogar überkompensiert werden können. Allenfalls wäre hierzu noch die Einführung einer weiteren Definition im Kapazitätsmodell erforderlich, um die physischen Kapazitäten von den vermarktbaren Kapazitäten einschließlich Überbuchung mit Kapazitätsrückkauf abgrenzen zu können. Das Berechnungsmodell sollte dynamisch sein und die Vorgaben an die Netzbetreiber sollten die Häufigkeit der Anpassung der ausgewiesenen Kapazitäten klar benennen. So ist zwar keine Neuberechnung der Kapazität vorzunehmen, jedoch sind Änderungen an den ausgewiesenen (kurzfristigen) festen Kapazitäten aufgrund geänderter Parameter täglich von den Netzbetreibern zu veröffentlichen insbesondere Änderungen, die zu Lasten der festen Kapazitäten gehen. Zu 1.3 Kooperation der Netzbetreiber bei der Berechnung von Kapazitäten : Konkrete Vorgaben für verbesserte und uneingeschränkte Umsetzung Eine Stärkung und Konkretisierung der bereits in 20 Abs. 1b Satz 5 EnWG verankerten Kooperationspflicht der Netzbetreiber begrüßen wir ausdrücklich. Auch hier bietet die GasNZV 3 / 17

4 in 6 eine Umsetzungsvorschrift, die sich nicht nur auf die vertikale sondern auch auf die horizontale Kooperation bezieht. Eine unzureichend konkretisierte Verpflichtung der Netzbetreiber darf die Einforderung der Kooperationspflicht nicht mindern. Der zweite Satz im vorliegenden Abschnitt 1.3 sollte schärfer formuliert werden: möglichst ist zu streichen, um Zweifel an der Verpflichtung der Netzbetreiber endgültig auszuräumen. Der Umfang der Kooperationsvorgaben sollte zudem angepasst bzw. präzisiert werden: Durchführung einer gemeinsamen statt abgestimmten Berechnung, Gemeinsame, netzbetreiberübergreifende Lastflusssituation und Nettobetrachtung der Gasflüsse im Netz, Prozess des Informationsaustauschs ggf. in enger Abstimmung mit der Bundesnetzagentur, Einbezug relevanter Anlagen wie Gasmischanlagen, Planung von Netzausbaumaßnahmen zur Beseitigung physischer Engpässe, - Kurzfristiges, diskriminierungsfreies Engpassmanagement bis zu dessen Beseitigung. Zu 1.5 Überbuchung und Möglichkeit zum Kapazitätsrückkauf : Bestes Instrument, dessen Potential maximal auszuschöpfen ist Unsere große Präferenz für diesen Ansatz haben wir ebenfalls beim BNetzA-Workshop am 1. April 2009 dargelegt: Die wenigen verfügbaren historischen Lastflussdaten belegen das große Potential für eine Erhöhung der vermarktbaren Menge fester Kapazitäten um die gewöhnlich nicht genutzte Kapazität. Die BNetzA verweist im oben zitierten Monitoringbericht ebenfalls auf die Zeitungleichheit der Höchstauslastung bei der Kapazitätsnutzung. Die Vorgabe in den Eckpunkten zur Überbuchung von vagen einigen Prozent sollte verschärft werden. Wir können jedoch keine sachlich fundierte Zahl benennen. Unser Formulierungsvorschlag, welcher der Dynamik der Entwicklung und den noch erst entstehenden Erfahrungswerten Rechnung trägt, ist daher: Die Netzbetreiber werden verpflichtet, an allen Punkten feste Kapazitäten auszuweisen, die das Maß der ermittelten technischen Kapazität übersteigt, bis das Angebot an festen Kapazitäten die Nachfrage danach deckt und solange die Kosten des Rückkaufs von Kapazitäten die Mehrerlöse aus der vermehrten Kapazitätsvermarktung übersteigen. Dabei sind die historischen Nutzungsgrade und die sonstigen Parameter (vgl. Ziffer 1.1) angemessen zu berücksichtigen. Das Ausmaß der Überbuchung kann dabei auch schrittweise um zu definierende Prozentpunkte pro Jahr angehoben werden. Um den Netzbetreibern die notwendigen Anreize für bessere Entwicklungen zu setzen, schlagen wir für die anstehende Einführung von Qualitätselementen in der Anreizregulierung die Merkmale Minimierung des Nachfrageüberhangs und Maximierung der Auslastung vor. Die Kriterien für den Rückkauf sollten dabei um folgende wichtige Punkte erweitert werden: Kostengünstigkeit: Die Rangfolge des Kapazitätsrückkaufs nach Ausschöpfung aller sonstigen Maßnahmen ist anhand der jeweiligen (prognostizierten) Kosten der Maßnahmen zu bestimmen. Marktbasiert: Der Rückkauf durch den Netzbetreiber sollte als Auktion ausgestaltet werden nicht diskriminierende Teilnahmebedingungen vorausgesetzt. Der Rück- 4 / 17

5 kaufpreis würde somit marktorientiert anhand der Zahlungsbereitschaft der Kapazitätsanbieter gebildet, d.h. die Kapazitätsinhaber bestimmen, zu welchem Preis sie bereit sind, auf ihre Kapazitäten zu verzichten. Der Netzbetreiber wählt dann anhand einer Merit-Order-Liste die günstigsten Angebote zur Deckung seines Bedarfs aus. Transparenz: Wichtig ist die Veröffentlichung aller Informationen zu dem Thema, d.h. Bedingungen und Zuteilungsverfahren, Termine und Ankündigung. Von den ausgeführten Rückkäufen sollten vom Netzbetreiber mindestens die zurück gekauften Mengen für alle Marktteilnehmer einsehbar veröffentlicht werden. Die Mehrerlöse aus der Überbuchung abzüglich der Rückkaufkosten sollten primär in die Engpassbeseitigung investiert werden; gibt es selbst bei Überbuchung keine Engpässe mehr, können diese Einnahmen in den Folgeperioden zur Senkung der Netzentgelte herangezogen werden. Dies entspricht zudem den ERGEG-Vorschlägen. Zu 2.4 Bündelung von Kapazitäten : Mindestens zu netzübergreifenden Ein- und Ausspeisezonen und alle gewinnen Die Implementierung der Maßnahme Kapazitätsbündelung ist hervorragend und bietet Vorteile für alle Marktteilnehmer: Der Netzzugang würde für die Netznutzer erheblich vereinfacht. Eine Zusammenfassung von mehreren Punkten innerhalb eines Marktgebietes am Übergang zum angrenzenden Marktgebiet reduziert zudem die zu buchenden Ein- und Ausspeise- Punkte. Denn weniger gebündelte Punkte ergeben bei Gewährung freier Zuordenbarkeit weniger Kombinationen von möglichen Lastflüssen zwischen diesen Punktbündeln. Die Nutzung der einzelnen Netz- bzw. Grenzkopplungspunkte innerhalb des Bündels kann schließlich der Netzbetreiber am besten steuern und somit auch das Kapazitätsangebot insgesamt an den gebündelten Punkten erhöhen. Die Umsetzung dieses Punktes ist daher angemessen, notwendig und sogar schon jetzt nach den Vorgaben der europäischen Ferngasverordnung geboten. Von den dargestellten Arten der Bündelung sollte mindestens die Bildung netzübergreifender Ein- und Ausspeisezonen (3. Bild), also die Zusammenfassung der Punkte auf jeder Marktgebietsseite, umgesetzt werden. Die Bündelung darf Netzbetreibern nicht Anlass bieten, verfügbare Kapazitäten zu reduzieren. Dem Angebot von MÜT-Kapazitätsverträgen an den Netzkopplungspunkten muss außerdem eine gemeinsame Kapazitätsermittlung (kooperative Lastflusssimulation) der Netzbetreiber vorausgehen. Nur eine gemeinsame Kapazitätsberechnung ermöglicht eine maximale Ausnutzung der vorhandenen physischen Kapazitäten. Die Bündelung von Kapazitäten stellt somit ein wirksames, relativ leicht durchsetzbares und kostengünstiges Instrument zur Bereitstellung eines effizienten Netzzugangs dar, welches überdies vergleichsweise kurzfristig eingeführt werden kann. Als weiteren positiven Effekt ist die höhere Liquidität im Sekundärhandel durch die Vereinheitlichung des Produktes anzumerken. Die Variante der Bildung netzscharfer Ein- und Ausspeisezonen (2. Bild) lehnen wir als ungenügend ab schließlich darf es nicht zum Nachteil der Netznutzer sein, wenn ein Marktgebiet von mehreren Ferngasnetzbetreibern aufgespannt wird. Diese Netzbetreiberkonstellation wird bei den angekündigten Marktgebietszusammenlegungen zudem häufiger auftreten und die Vorteile dieser Veränderungen sollten nicht durch eingeschränkte bzw. unzureichende Bündelung wieder vernichtet werden. 5 / 17

6 Die Bündelung an Grenzübergangspunkten (GÜP) ist ohne Frage komplexer die Vereinheitlichung und Zusammenfassung dort müsste zudem den Zeitversatz aufgrund unterschiedlicher Bilanzierungssysteme einschließen, um Allokationsprobleme und mangelnde Übereinstimmungen zu vermeiden (Beispiel GÜP Niederlande Deutschland). Trotz dieser Komplexität ist auch für GÜP mindestens die Bildung netzübergreifender Ein- und Ausspeisezonen anzustreben. Zu 1.8 Gegenstromkapazitäten : Physikalischer Charakter des Nettonetzes erlaubt breitere Anwendung Physikalisch gesehen ist das deutsche Gasnetz ein Nettonetz. Wir befürworten daher ein Nettonetzkonzept zur Darstellung des Netzzugangs. Leider lässt die Beschreibung dieses Eckpunktes noch viele Fragen offen und eine Einschätzung inwieweit der Vorschlag dem Netto- Charakter des Gasnetzes nahe kommt, ist uns daher nicht möglich. Allerdings sollte folgende Überlegung der Maßstab für die Ausgestaltung dieses Eckpunktes sein: Für alle als gesichert anzunehmenden Lastflüsse im Hauptstrom sollten entsprechend feste Kapazitäten im Gegenstrom angeboten werden. Hierzu sind auch die historischen Lastflussdaten heranzuziehen; keinesfalls aber sollte das Angebot erst an das Vorliegen von Lastflusszusagen als Maßstab für das Kriterium gesichert geknüpft werden. Umgekehrt kann die Vermarktung von Gegenstromkapazitäten zur Refinanzierung von Lastflusszusagen herangezogen werden. Zur Vervollständigung dieses Eckpunktes wünschen wir uns eine Einbindung der Beschlusskammer 9 zu den Entgelten der Gegenstromkapazitäten. In der Vergangenheit gab es Fälle von überhöhten und damit prohibitiv wirkenden Preisen für die angebotene Gegenstromkapazität. Unser Votum: Gegenstromkapazitätsentgelte müssen verursachungsgerecht nach dem Netto-Ansatz und in der Regel günstiger als jene in Hauptstromrichtung angeboten Preise gebildet werden. Die Preise für Gegenstromkapazitäten, feste und unterbrechbare Kapazitäten sowie Lastflusszusagen müssen in ein angemessenes Verhältnis zueinander gestellt werden. Zu 1.4 Anpassung von Druckzusagen : Standardisierung maximal zulässiger Betriebsdruck schafft nötige Transparenz Dieser vermeintlich unscheinbare Punkt birgt nach unserer Einschätzung enormen technischen und kommerziellen Spielraum für die Netzbetreiber. Auf der Kundenseite haben einige industrielle Gasverbraucher Interesse am Gasbezug zu einem bestimmten Druck (Einkauf einer Druckzusage, um z.b. Investition in einen Kompressor zu vermeiden). Der Netzbetreiber kann die Druckregelung vielfältig nutzen: Mit der Erhöhung des Drucks im Leitungsnetz kann der Gasdurchfluss vermehrt werden, was eine höhere Auslastung und Kapazitätsvermarktung ermöglicht und Netzausbauinvestitionen vermeidet. Dagegen können mittels Absenkung des Betriebsdrucks sonst erforderliche Instandhaltungsmaßnahmen hinausgezögert werden. Transparenz ist daher in diesem Prozess elementar. Hierzu müssten Standards zum maximal zulässigen Betriebsdruck in den betreffenden Netzen festgelegt werden, um dann auf dieser Grundlage eine sachgerechte Wertermittlung zu den vereinbarten Druckzusagen zu ermöglichen. Sofern der Preis und der auf dieser Grundlage neu ermittelte Wert der vereinbarten Druckzusage auseinanderfallen, sind mindestens kurzfristig die Preise in der Vereinbarung anzupassen, da die Anpassung der Höhe der Druckzusage vermutlich nur langfristig bzw. mit 6 / 17

7 größerem zeitlichen Vorlauf möglich sein wird. Gibt es danach noch Spielraum zwischen der Auslegungskapazität und dem maximal zulässigen Betriebsdruck, muss der Netzbetreiber diese Maßnahme bei den Instrumenten zur Kapazitätserhöhung entsprechend berücksichtigen. Zu 1.6 Lastflusszusagen : Nicht ohne Standardisierung Einsatz sofern Netzausbau nicht günstiger Der Einsatz und die Beschaffung von Lastflusszusagen (LFZ) muss standardisiert und die Transparenz über deren Einsatz deutlich verbessert werden. Das Instrument ist effektiv im Hinblick auf die Maximierung des Angebots fester Kapazitäten, kann jedoch bei intransparenter Anwendung ein hohes Diskriminierungspotential im Gegensatz zu den bisher erörterten Maßnahmen aufweisen. Für die Beschaffung von Lastflusszusagen fallen zudem beim Netzbetreiber nicht unwesentliche Kosten an. Die Aussage zur Prüfung des vorrangigen Einsatzes alternativer Maßnahmen unterstützen wir nachdrücklich auch die Verpflichtung der Netzbetreiber zur Prüfung, ob der u. U. langfristig auftretende Engpass durch einen Netzausbau nicht günstiger beseitigt werden kann, ist unentbehrlich. In einer Festlegung der Bundesnetzagentur sind daher Rahmen und Details des Einsatzes von Lastflusszusagen sowie deren umfangreiche Dokumentation zur Vorlage bei der BNetzA genau zu definieren. Eine Rechfertigung als zulässiges Instrument allein auf Grundlage von 6 Abs. 3 S. 2 Nr. 1 GasNZV bewerten wir als nicht angemessen. Belegt ein regelmäßiges Monitoring Diskriminierung und überhöhte Kosten durch die Anwendung und kann diese Kritik nicht ausgeräumt werden, ist den betreffenden Netzbetreibern der Einsatz von LFZ zu untersagen. Im Grunde ist die Lastflusszusage eine u. U. auf Jahre vorgezogene Nominierung: Ein Transportkunde sagt dem Lieferanten die Nutzung eines bestimmten Punktes zu und erhält für die frühe Festlegung eine Vergütung. Die Möglichkeit einer frühen Planbarkeit des Gastransportes bzw. der Netznutzung und stetige Lieferungen ermöglichen dem Transportkunden das Angebot einer solchen LFZ. Die Struktur potentieller Anbieter von LFZ ist daher bei der Ausgestaltung der Vorgaben zu berücksichtigen: LFZ können nur von Inhabern fester, langfristiger Kapazitäten abgegeben werden, bzw. der Netzbetreiber wird nur diese Art nachfragen. LFZ von Transportkunden auf der Grundlage von unterbrechbaren Kapazitäten haben für den Netzbetreiber keinen verlässlichen Wert. Dürfen LFZ auch für reine Transitmengen angeboten werden? Es sollte alles vermieden werden, was den Kreis der möglichen Anbieter noch weiter verringert, damit preistreibende Effekte begründet in der Anbietermarktstruktur bei den LFZ verhindert werden. Wir begrüßen daher die Ansätze in den Eckpunkten zu einer Art Standardisierung des Produkts Lastflusszusage, wie etwa die Zerlegung solcher Zusagen in eigenständige, standardisierbare Elemente. Zur notwendigen Verbesserung des Instruments schlagen wir diese Ergänzungen vor: Handelbarkeit pro Liquidität: Neben der Teilbarkeit eines solches Angebots kann die Übertragbarkeit von LFZ einen größeren Anbieterkreis erschließen. 7 / 17

8 Umfassende Transparenz: Neben den Zahlungen für Lastflusszusagen sind Zahl, betroffene Netzpunkte und Zeitraum der Zusagen anzugeben ebenso wie die dadurch erreichte Erhöhung des festen Kapazitätsangebots. Unbedingt sollte das Thema Lastflusszusagen in den Kontext der anderen, in den Eckpunkten diskutierten Maßnahmen gebracht werden; die Prioritäten für Einsatz der einzelnen Instrumente sind dabei nach dem Kriterium der Kostengünstigkeit zu vergeben. Zu 1.7 Beschränkung der freien Zuordenbarkeit : Generelle Anwendung für Transite, sonst nicht diskriminierungsfrei umsetzbar Es ist natürlich richtig, die Vorgaben des 6 GasNZV innerhalb dieser Eckpunkte zu konkretisieren. Wie bereits bei den Lastflusszusagen erläutert, enthält auch das Angebot bedingt frei zuordenbarer Kapazitäten (BZK) ein nicht unerhebliches Diskriminierungspotential: Da nur der Tausch von festen Kapazitäten gegen eine Ausgleichszahlung zur Erhöhung des Angebots an frei zuordenbaren Kapazitäten für den Netzbetreiber von Nutzen ist, werden auch hier die Inhaber fester Kapazitätsverträge bevorzugt. Solange die Verteilung der Bestandsverträge nicht verändert wird (bisher sind sie vornehmlich verteilt auf die alte Gaswirtschaft mit Optionen an mehreren Einspeisepunkten), können nur die etablierten Vertriebe auf ein solches Angebot der beschränkt freien Zuordenbarkeit eingehen. Das Merkmal widerspricht damit direkt einer diskriminierungsfreien Gestaltung des liberalisierten Gasmarktes. Das Grundkonzept des Vorschlags ist per se begrüßenswert vorausgesetzt, es stellt für die Transportkunden eine freiwillige Option dar und andere feste Kapazitäten sind verfügbar. Hier muss jedoch genau geprüft werden, ob die Beschränkung der freien Zuordenbarkeit bei der vorrangig anzusiedelnden Bildung von Ein- und Ausspeisezonen überhaupt noch erforderlich ist. Gegen das Angebot spricht außerdem, dass eine Standardisierung noch schwieriger zu realisieren ist, als es bei Lastflusszusagen der Fall ist. Die rein individuellen Vereinbarungen sowie deren Zustandekommen sind nur wenig transparent. Entweder ist das Angebot der BZK für eine Vielzahl von Transportkunden nutzbar oder es darf vom Netzbetreiber nicht eingesetzt werden. Die Bundesnetzagentur sollte in den Vorgaben zu den BZK die Priorität des Einsatzes sowie die Entgelte im Kontext der anderen Instrumente noch festlegen. Ergänzen möchten wir hier noch eine bisher nicht diskutierte Idee: Ein nicht unerheblicher Teil der Transporte im deutschen Gasnetz sind Transite (im Jahr 2007 mehr als 10 % des Erdgasaufkommens 3 ), bei den anstehenden internationale Pipeline-Projekten wird dieser Anteil vermutlich noch ansteigen. Dies vorausgeschickt, drängt sich uns die Frage auf: Warum ist für Transitmengen die freie Zuordenbarkeit eigentlich noch aufrechtzuerhalten? Unser Vorschlag: Netzzugang für Transite nur über BZK bei gleichzeitigem Wegfall des Zwangs zum Abschluss mehrerer Bilanzkreisverträge. Heute ist für jede BZK ein Bilanzkreisvertrag abzuschließen. Es muss möglich sein, diese Verträge zusammenzuführen und in der Folge auch hierfür ein Bilanzkreismanagement zu ermöglichen. Abgrenzen ließen sich die Mengen, die über BZK transportiert werden beispielsweise über die Bildung von Transitbi- 3 Erdgas Erdöl Kohle, Erhebung für / 17

9 lanzkreisen. Im Ergebnis würde so das Potential der frei zuordenbaren Kapazitäten ex ante ausgeschöpft und nach objektiv abgrenzbaren Kriterien umgesetzt. Die freie Zuordenbarkeit würde erhöht. Zu 1.2 Konkurrierende Kapazitäten : Extrem intransparent und ohne weitere Vorgaben problematisch Die Beschreibung der Bundesnetzagentur lässt hier viele Fragen offen: Scheinbar hängt dieser Punkt mit den Maßnahmen Lastflusszusagen, Beschränkung der freien Zuordenbarkeit sowie Gegenstromkapazitäten zusammen. Für sich genommen müssen wir den Punkt jedoch bereits deshalb kritisieren, weil er eine Einschränkung des Kapazitätsangebots darstellt, ohne die Kriterien und das Verfahren (wie und wann) offenzulegen. Doch selbst bei Kenntnis dieser Punkte erscheint uns dieses Instrument noch extrem intransparent. Denn die Ausführung liegt in den Händen des Netzbetreibers und ist bisher ohne nachprüfbare Regeln ausgestaltet. Auf welcher Basis würde das Vergabeverfahren durchgeführt langfristig aufgrund der Kapazitätsbuchungen oder gar kurzfristig nach den Nominierungen? Die Überlegungen der Bundesnetzagentur hinter dem Vorschlag begrüßen wir: Beseitigung der intransparenten und nicht diskriminierungsfreien Einzelfallprüfungen an den Marktgebietsgrenzen sowie die Einnahmenmaximierung. Letzteres ist jedoch ebenfalls schwierig zu beurteilen, da der Netzbetreiber selbst die Entgeltverteilung zwischen den Punkten festlegt. Auch hier ziehen wir daher den Schluss: Die Lösung dieser Problematik im Sinne der Kapazitätsmaximierung liegt in der Bündelung bzw. Bildung von Ein- Ausspeisezonen oder im Gastransport über die Netzkopplungspunkte in einem Schritt direkt von Hub zu Hub bzw. VHP zu VHP. Zu 2. Ausgestaltung von Kapazitätsprodukten : Vollständiges und nutzerorientiertes Produktmodell mit Entgeltstruktur festlegen Eine Klarstellung der Mindestanforderungen an die Kapazitätsprodukte sowie deren Vereinheitlichung solange noch mehr als ein Marktgebiet existiert ist wichtig und längst überfällig. Den rechtlichen Rahmen dieser Vorschläge bilden die Vorgaben der europäischen Ferngasverordnung, welche zudem die Anforderungen präzisiert. Schließlich ermöglicht nur eine nutzer- und bedarfsorientierte Produktgestaltung einen effizienten Netzzugang und setzt die notwendigen Anreize für eine effektive Kapazitätsnutzung. Neben der oben erörterten Bündelung sind hinsichtlich der Ziele weitere ausschlaggebende Faktoren zum einen die Strukturierung und zum anderen die Differenzierung der Kapazitätsprodukte. Leider fehlt unserer Ansicht nach im vorliegenden Eckpunktepapier die ausreichende Differenzierung zwischen den Produktkategorien Feste Kapazitätsprodukte und Unterbrechbare Kapazitätsprodukte : Die Abgrenzung zwischen diesen Produkten muss nicht nur durch klare und vollständige Informationen zur Ermittlung des Unterbrechungsrisikos für den Nachfrager einer unterbrechbaren Kapazität erfolgen, sondern sich zudem in entsprechend abgestuften Entgelten widerspiegeln. Dieser Aspekt sollte in die Festlegung aufgenommen werden. Andernfalls werden unterbrechbare Kapazitäten mit einem schlechteren Preis- Leistungsverhältnis abschneiden und bei der Zusammenstellung des Kapazitätsportfolios 9 / 17

10 durch den Transportkunden lediglich als Notlösung oder minderwertiges Produkt statt als interessante Option betrachtet werden. Zu 2.1 Feste Kapazitätsprodukte : Mit strukturierten Produkten Anreize für effektive Kapazitätsnutzung setzen Wir begrüßen die Definition einheitlicher Produkte und Ergänzungen der anzubietenden Kapazitätsarten. Diese Liste sollte jedoch nicht abschließend und offen für Weiterentwicklungen sein. Die Synchronisierung der Starttermine sollte überdies alle Marktgebiete umfassen und mittels uneingeschränkter Abstimmung der Netzbetreiber einer Etablierung unterschiedlicher Regelungen an den Entry-/Exit-Punkten bzw. Ein-/Ausspeisezonen entgegen wirken. Die Aufteilung in wenige Produkte wird sich zudem positiv auf die Liquidität im Sekundärhandel auswirken. Die Produkttypen und jeweiligen Entgelte sollten profilierte Kapazitätsbuchungen zu gleichwertigen Konditionen wie jene für nicht strukturierte Buchungen ermöglichen. Heute gibt es Netzbetreiber, die Kapazitätsprodukte in Paketen anbieten. Für die gleichen Produkte werden so am Ende unterschiedliche Preise bezahlt. Wie bewertet die Bundesnetzagentur ein solches Angebot, kann es weiter angeboten werden? Die Aussage zur Quersubventionierung halten wir für falsch und einseitig in der Betrachtung: Bisher gibt es umfangreiche Rabatte auf die Entgelte der Langfristverträge, die Aufschläge für Kurzfristkapazitäten liegen gar im dreistelligen Prozentbereich. Die drastische Angleichung der Entgelte korrigiert dieses Missverhältnis nun. Wir sprechen uns dabei für die erste Alternative aus: Dabei müssen die Entgelte für Tageskapazitäten in der Summe dem Entgelt für eine Kapazität mit längerer Laufzeit entsprechen. So soll z.b. das Entgelt für die Jahreskapazität aus der Summe der Entgelte für die Tageskapazitäten gebildet werden. Den in Alternative zwei genannten festen Faktoren fehlt die Begründung und die starre Festlegung birgt Nachteile. Zudem ließe sich ein Aufschlag von 20 Prozent auf das Tageskapazitätsentgelt vielleicht gerade noch mit einem höheren Abwicklungsaufwand beim Netzbetreiber begründen. Allerdings lässt sich die Begründung nicht auf Monats- oder Quartalsprodukte übertragen: Deren Entgeltaufschlag darf 10 Prozent nicht übersteigen und sollte sogar weit darunter liegen. Leider findet sich in den Eckpunkten nicht mehr die noch zuletzt beim Workshop am 1. April 2009 von der BNetzA vorgestellte Reservierung eines fixen Anteils fester langfristiger Kapazitäten für kurzfristige Bucher wieder. Neue Marktteilnehmer hätten hierdurch deutlich bessere, mindestens aber mit anderen Transportkunden vergleichbare Möglichkeiten des Zugangs zu den Gaskapazitäten. Der Ansatz sollte daher in Anlehnung an die Entwürfe der ERGEG- Leitlinien wieder aufgegriffen und mindestens als Übergangslösung zur echten Neugestaltung der Gaskapazitätsregeln kurzfristig eingeführt werden. In einer indirekten Übertragung dieser Idee auf die Kapazitätsermittlung und -maximierung nach Punkt 1.1 bezweifeln wir eine annähernde Wirkung im Vergleich zum ursprünglichen Ansatz (weniger Planbarkeit der frei verfügbaren Kapazität). 10 / 17

11 Zu 2.2 Unterbrechbare Kapazitätsprodukte : Verbesserungen und klare Bedingungen aber kein Ersatz für feste Kapazität Unterbrechbare Kapazitäten werden auch weiterhin einen relevanten Part im Netzzugangssystem spielen. Das Instrument als Ergänzung zu festen Kapazitäten ist sinnvoll und kann bei intelligenter und bedarfsorientierter Ausgestaltung den Nutzern vielfältige Optionen eröffnen. Die Ausgestaltung, die Entgeltstruktur und die vollständige Bereitstellung der notwendigen Informationen waren bisher die großen Mängel des Produktes, die auch der Akzeptanz abträglich waren. Wir begrüßen daher diese neuen Vorgaben der Bundesnetzagentur zum Angebot unterbrechbarer Kapazitätsprodukte, mit denen endlich auch diese bereits in der europäischen Ferngasverordnung bestehenden Vorgaben umgesetzt werden. Eine Klarstellung ist uns hier wichtig: Unterbrechbare Kapazitäten dürfen nicht auf Kosten fester Kapazitäten geschaffen oder unterstützt werden. Vorrangiges Ziel des Kapazitätsmanagements muss die Maximierung der Menge der festen Kapazitäten sein. Allerdings teilen wir nicht die im Konsultationspapier dargelegte Bewertung dieser Produktart und plädieren für eine vollständige Diskussion der Vor- und Nachteile des Produktes. Vorteile des Produktes sind (sollten sein) die deutlich niedrigeren Entgelte gegenüber festen Kapazitäten und die bessere Verfügbarkeit des Angebotes. Den geringeren Kapazitätsentgelten stehen jedoch höhere Kosten des Transportkunden bei der Gasbeschaffung bzw. -bereitstellung gegenüber: Während der u. U. relativ teurere Bezug aus der Ausgleichsenergie nur bei tatsächlicher Unterbrechung anfällt, verursacht die Vorsorge des Lieferanten für den Fall einer Unterbrechung bereits durch die Vorhaltung zusätzliche Kosten (z.b. Kontrahierung von Beschaffungsverträgen mit kurzfristiger Flexibilität). Letztgenannte Maßnahmen sind für Lieferanten besser planbar hinsichtlich der Kosten der Gaslieferung an den Kunden anstelle eines Bezugs aus der Ausgleichsenergie. Eine reine ex post-betrachtung anhand des Eintretens der Unterbrechung ist dagegen irrelevant und unvollständig. Durch eine entsprechende Verbesserung der Angebote sollte die Minderwertigkeit der unterbrechbaren Kapazitäten beseitigt werden: Faire Bedingungen, angemessener Preis zur Leistung (Rahmen sind Opportunitätskosten wie etwa Speichereinsatz), vollständige Informationen zur Bewertung des Unterbrechungsrisikos ( Unterbrechungswahrscheinlichkeit, Unterbrechungsdauer, Unterbrechungshäufigkeit sowie Zeiträume zwischen den Unterbrechungen), Gewährleistung der vereinbarten maximalen Unterbrechung durch den Netzbetreiber. Eine Standardisierung der unterbrechbaren Kapazitäten ist dringend geboten das schließt gleiche Bedingungen in allen Marktgebieten ein. Diese Normierung sollte neben dem Produkt selbst, auch unbedingt die bewertungsrelevanten Informationen und deren rechtzeitige Bereitstellung für die Nutzer dieser Kapazität umfassen. Ohne die Informationen wird es kein Vertrauen in das Produkt geben und es von den Transportkunden nicht angenommen. 11 / 17

12 Zu 2.3 Freie Nominierungen : Anwendungsmöglichkeiten und Potential bleibt unklar Der Vorschlag scheint ein gangbarer Weg, die vorhandenen Kapazitäten auch maximal auszuschöpfen. Allerdings ist die Beschreibung zu vage, sie hinterlässt mehr Fragen und ermöglicht so keine sachliche Bewertung des Instrumentes. Wir bitten Sie, die Rangfolge des Einsatzes mit Blick auf kurzfristig flexible Kapazitätsnutzung etwa durch Beschaffung externer Regelenergie, Speichereinsatz oder Nominierungsersatzverfahren, genau zu bewerten. Ist eine Information an den Transportkunden vorgesehen, damit eine entsprechende Anpassung der Ein-/Ausspeisung in/aus dem betreffenden Bilanzkreis vorgenommen werden kann? Positiv zu bewerten ist, dass diese freien Nominierungen die Bereitstellung von Regelenergie sicherstellen. Regelenergiebereitstellung und entsprechende Kapazitätsbeanspruchung sollten selbstverständlich so gestaltet werden, dass ein Gegeneinanderregeln der Bilanzzonen ausgeschlossen wird. Die Entgeltregelung müssen wir allerdings kritisieren. Der Vorschlag einer Abrechnung der erfüllten Nominierungen zu den halbierten ausgewiesenen Entgelten erscheint willkürlich, eine Begründung hierzu fehlt. Die fehlende Aussage zur Differenzierung der Entgelte für unterbrechbare gegenüber festen Kapazitäten macht die Beurteilung im Verhältnis aller Instrumente zueinander unmöglich. Die Mengen der erfüllten und nicht erfüllten freien Nominierungen sollten zudem in die Transparenzvorgaben (Veröffentlichung als historische Daten über die letzten 36 Monate analog 2.2) aufgenommen werden. Wenn es das Instrument gibt, sind die Kapazitätsdaten nur in Kenntnis dieser Information richtig lesbar. Zu 2.5 Buchung an Netzanschlusspunkten zu Speichern, inländischen Produktionsanlagen und LNG-Anlagen in Fernleitungsnetzen Dieser Vorschlag erscheint uns sinnvoll und richtig im Kontext des Gesamtmodells der Kapazitätsgestaltung. Allerdings muss dieser Kapazitätsübertrag auf alte wie neue Anlagen angewendet werden für neue Anlagen ist folglich beim Netzanschluss auch die entsprechende Kapazität bereitzustellen. Uns drängen sich hier die folgenden Fragen auf: Fallen Biogasanlagen ebenfalls unter inländische Produktionsanlagen? Wie soll eigentlich die Zuordnung von Nominierungsersatzverfahren wie dem Online-Flow-Control erfolgen? Bisher erfolgt die Absteuerung eines Bezugsportfolios z. T. auch über Marktgebietsgrenzen hinweg diese Möglichkeit muss auch in Zukunft bestehen. Zu 3. Zuweisung von Kapazitäten: Versteigerungsverfahren nach 10 GasNZV : Diskriminierungsfreie Wirkung nur bei neuer Zuteilung der Langfristkapazität Wir finden es sehr bedauerlich, dass sich die Bundesnetzagentur im vorliegenden Konzept nur zu einem Teilbereich der geltenden Zuteilungsregeln äußert. Die Bewertung dieser Regelung hängt nicht unwesentlich vom grundsätzlichen Zuteilungsmechanismus ab: Entscheidend ist, ob das in Engpasssituationen wettbewerbsfeindliche FCFS abgeschafft und durch eine diskriminierungsfreie Allokationsregel wie eine Repartierung (Pro-Rata-Verfahren) ersetzt wird. Gerade die parallel stattfindende Arbeit des Bundeswirtschaftsministeriums an der 12 / 17

13 GasNZV-Novelle bietet doch die einzigartige Möglichkeit soweit erforderlich die rechtliche Grundlage für diesen mutigen aber wichtigen Schritt zu schaffen. Die Definition des 10 GasNZV bezieht sich auf vertragliche Engpässe. Diese Grundlage mit einem ineffizienten Bezug auf die Höchstspitze der Kapazitätsbuchung ist heute gängige Praxis und unter Anderem deshalb problematisch weil die durchschnittliche Nutzung deutlich darunter liegt: Die Aufrechterhaltung einer solchen Orientierung am kommerziellen Kapazitätsangebot würde einer maximalen Vermarktung der physischen Kapazitäten entgegen stehen, da letzteres nicht mehr eindeutig als Maßstab für einen effizienten Netzbetrieb gesehen werden könnte. Beim Festhalten an den Bestandskapazitätsverträgen und in Kenntnis der aktuellen vertraglichen Buchungsstände würde heute die Zuteilung an fast allen Ein-/Ausspeisepunkten unter die Zuteilungsregel nach 10 GasNZV fallen. Ohne neue grundsätzliche Zuteilungsregeln stellt die somit nur übrigbleibende Beteiligung an der Auktion zur Kapazitätsbeschaffung eine unangemessen hohe und einseitige Belastung für neue Anbieter beim Gasnetzzugang dar. Auktionsverfahren können nur dann diskriminierungsfrei wirken, wenn gleichwohl in die langfristige Verteilung von festen Kapazitäten eingegriffen wird. Vertragliche Engpasssituationen sind zudem weniger transparent als physische und stellen so ein Missbrauchspotential bei nicht gesicherter Neutralität aller Ferngasnetzbetreiber dar. Die Aussicht des Netzbetreibers auf höhere Einnahmen aus der Versteigerung gegenüber der regulären Kapazitätsvergabe (jene 90 % der Kapazitäten vor der definierten Engpasssituation), könnte diesen negativen Anreiz noch verstärken. Die Rahmenbedingungen der Auktion müssten von der BNetzA standardisiert werden. Sofern unumgänglich sollte mindestens ein Auktionsmechanismus gewählt werden, der eine wettbewerbswidrige Überhitzung (aufgrund marktmissbräuchlichen Verhaltens) der mittels Auktion gebildeten Preise verhindert. Geeignete Auktionsverfahren befinden sich bereits im Markt, so zum Beispiel die Stundenvergabe von Stromprodukten an der EEX. Hier gilt One-Pricefor-All (Clearingpreissystem) und nicht Pay-as-Bid ersteres ist auch für den Kapazitätshandel vorstellbar. Die Vorlaufzeit von höchstens drei Jahren zur Versteigerung von Kapazitäten im Engpassfall ist zu lang es besteht die Gefahr, neue oder wachsende Marktakteure auszuschließen ebenso wie jene Transportkunden, die etwa eine Umstrukturierung ihres Gasbezugsportfolios und der Kapazitätsnutzung beabsichtigen. Die Vorlaufzeit sollte nicht länger als ein Jahr umfassen bzw. die Vertragslaufzeit der versteigerten Kapazitäten übersteigen. Die Mehrerlöse aus der Auktion nach Abzug des nach GasNEV bzw. ARegV gebildeten Entgeltes sind vorrangig zur Beseitigung der Engpässe einzusetzen sei es langfristig für den Netzausbau oder kurzfristig durch kommerzielle Instrumente wie Kapazitätsüberbuchung und -rückkauf. Ebenfalls notwendig ist hier eine entsprechende Anreizsetzung für Netzbetreiber. Erst danach dürfen die Mehrerlöse zur Senkung der Netzentgelte herangezogen werden ein Schritt, der nach Einschätzung der Bundesnetzagentur ohnehin eher große Portfolien entlastet. 13 / 17

14 Zu 4. Übertragung von Kapazitäten Zu 4.1 Ausgestaltung von Sekundärkapazitäten : Zentrale Handelsplattform endlich funktional ausstatten und vervollständigen Die Vorschläge dieses Eckpunktes werden von uns ausdrücklich begrüßt. Standardisierung, Vereinheitlichung und insbesondere die Orientierung an den Primärkapazitäten schaffen die notwendige Kombinierbarkeit der Kapazitätsprodukte. Für das Kapazitätsmodell als Ganzes sind die Vorschläge wichtig und gut. Unklar bleibt, wie die Zuordnung beim Weiterverkauf der Kapazitäten erfolgen soll ( beim Erstinhaber?) Auf jeden Fall ist ein zentrales Register notwendig. Der Weiterverkauf muss ebenso ermöglicht werden wie dessen Nachvollziehbarkeit für den Netzbetreiber. Dass das Angebot von Sekundärkapazitäten auf einer einheitlichen, zentralen Plattform (wie z.b. trac-x) noch längst keine Selbstverständlichkeit ist, zeigte die Ankündigung der GVS vom 25. Mai 2009, über die Aufnahme des Handels mit Sekundärkapazitäten auf deren Website. Die Verpflichtung zur zentralen Vermarktung ist bereits seit 4 Jahren in der europäischen Ferngasverordnung verankert und die funktionalen Defizite der bestehenden Plattform sollten umgehend beseitigt und die angebotenen Punkte vervollständigt werden. Zu 4.2 Kapazitätsübertragung bei Lieferantenwechsel (Rucksackprinzip) : Besser regeln statt gesetzlichen Anspruch streichen Ausdrücklich widersprechen müssen wir dagegen diesem Vorschlag: Der Anspruch des neuen Lieferanten auf die Übertragung der Ein- und Ausspeisekapazität ist im EnWG geregelt. Bisher wurde dieser Anspruch in der GasNZV jedoch in einer schlechten Regelung ausgestaltet, so dass er einspeiseseitig praktisch nur selten durchsetzbar war. Die Lösung darf jedoch nicht die Streichung des Anspruchs bedeuten, sondern muss eine bessere, neue Regelung zumindest für die MÜT-Kapazitäten sein. Zu 5. Kapazitäten im Engpassfall: Kurzfristiges Kapazitätsmanagement Zu 5.1 Grundstruktur eines kurzfristigen Kapazitätsmanagements Keine Eignung zur Erhöhung der verfügbaren festen Kurzfristkapazität Wir bewerten die Nichtnutzungsgebühr als nicht geeignet, mehr feste Kapazität dem Markt zur Verfügung zu stellen. Wir stellen eindringlich die Fragen: In welchem Verhältnis stehen die Maßnahmen zueinander? Warum wird mit der Nichtnutzungsgebühr eine doppelte Sicherung geplant, wenn bereits der vorgeschlagenen Einschränkung des Renominierungsrechts (5.3) schon ein hoher Anreiz für den Verkauf von Kapazitäten an D-1 im Sekundärmarkt innewohnt? Besonders problematisch ist die Nichtnutzungsgebühr für Transportkunden in der stündlichen Bilanzierung der Fallgruppe RLM ohne Tagesband. Für das Angebot von Kapazitäten am Sekundärmarkt (um nach dem Modell die Nichtnutzungsgebühr zu vermeiden), müsste die Prognose über den Gastransport für den Gasliefertag D am Tag D-1 früh feststehen. Eine Prognose an D-2 ist jedoch mit erheblichen Unsicherheiten verbunden: Kleinen Portfolien fehlen die (großen) Durchmischungseffekte großer Portfolien und für die Belieferung von SLP-Kunden wäre eine kurzfristige Prognose vonnöten, die nach GABi weder erforderlich noch verwendbar ist. 14 / 17

15 Unter den genannten Vorschlägen ( ) hat dieser Punkt unserer Ansicht nach die geringste Priorität. Allenfalls nur mit voller Aufrechterhaltung des Renominierungsrechts dürfte eine solche Nichtnutzungsgebühr eingeführt werden. Zu 5.2 Ablauf : Interessen der Bilanzkreisverantwortlichen angemessen berücksichtigen Nach den bisherigen Erfahrungen mit den Datenlieferungen durch die Netzbetreiber für die Bilanzierung nach GABi Gas sind wir sehr skeptisch, ob eine solche Anpassung funktionieren wird. Grundsätzlich stimmen wir einer Verkürzung der Fristen für die Netzbetreiber zur Datenbereitstellung zu. Die von den Netzbetreibern selbst in der KoV III aufgestellten Fristen bedürfen dringend der Überprüfung und einer Festlegung, welche die Interessen von Netzbetreibern UND Netznutzern ausgewogen berücksichtigt. Das Risiko einer fehlschlagenden Anpassung der Datenfristen darf keinesfalls beim Transportkunden bzw. Lieferanten liegen. Zur wirksamen Durchsetzung angepasster Datenfristen, könnte die Verantwortung für die Erstellung der bilanzierungsrelevanten SLP-Allokationsdaten als Wahlrecht auf den Bilanzkreisverantwortlichen übertragen werden. Dem zweiten Vorschlag, welcher gleichbedeutend mit einer Abschaffung des Prognoserisikos bei der Belieferung von SLP-Kunden ist, müssen wir nachdrücklich widersprechen. Lieferanten dieser Kunden wären die Verlierer dieses Systems würden sie doch damit auch dann bestraft, wenn ihre Prognose richtig war, aber der Netzbetreiber einen davon abweichenden Wert als Allokationsdaten zur Nominierung ermittelt (selbst wenn dieser sich ex post als falsch herausstellt). Der Vorschlag benachteiligt somit einen Teil der Bilanzkreisverantwortlichen erheblich und unangemessen. Zu 5.3 Umgang mit Renominierungen : Pauschale Einschränkungen trifft die Falschen bessere Lösungen möglich Eine Kürzung der Vorlaufzeit der Renominierung wird begrüßt. Allerdings darf nicht die Erfüllung der Renomierung auf unterbrechbarer statt fester Basis der Preis der Kürzung sein. Der kompletten Abschaffung der Renominierung auf fester Basis widersprechen wir jedoch. Dies stellt eine unangemessene Härte gerade für neue Marktteilnehmer dar, die auf diese Flexibilität angewiesen sind und die keinen Zugang zum Speicher besitzen. Mit diesem Vorschlag würde die Renominierung aus einem Netzeinspeisepunkt schlechter gestellt als die aus einem Speicher. Eine solche Regelung stellt eine Verzerrung der Regelungen zum Gasnetzzugang und eine Diskriminierung der übrigen Transportkunden dar. Das feste Renominierungsfenster ist nicht annähernd ausreichend für die Belieferung von Entnahmestellen der Bilanzierungsfallgruppe RLM ohne Tagesband, die zwingend auch kurzfristige Flexibilitäten beim Gasbezug benötigen, so beispielsweise flexibel eingesetzte Gaskraftwerke. Wie sieht die Bundesnetzagentur die Zusammenlegung der beiden Fallgruppen RLM-Kunden zu einer mit Tagesband mit einer auf die mittlere Tagesbenutzungsdauer angepassten Regelenergieumlage? Damit würde einerseits die Durchführung der Renominierung vereinfacht und andererseits die Regelenergiekosten verursachungsgerecht verteilt. 15 / 17

16 Einige Transportkunden haben einen sehr hohen Bedarf an Intra-Day-Flexibilität bzgl. der Kapazitätsnutzung, andere wiederum kaum oder gar keinen Bedarf. Objektiv lässt sich dieses Nutzungsverhalten auch an den neuen Bilanzierungsregeln festmachen, die mit Einführung von GABi Gas in Kraft getreten sind: Zur Belieferung von SLP-Kunden ist im Grunde kein Bedarf mehr für Intra-Day-Anpassungen gegeben. Dagegen gibt es Gaskunden, die zwingend auch Intra-Day-Flexibilitäten beim Gasbezug benötigen, so beispielsweise flexibel eingesetzte Gaskraftwerke. Deren Einsatz im Strom-Regelenergiemarkt ist nicht Day-Ahead planbar, dienen sie doch dem Ausgleich von Schwankungen u. a. aus unstetiger Windstromeinspeisung. Es ist zu vermeiden, dass sich Nachteile beim Gastransport für Gaskraftwerke im Strommarkt niederschlagen. Unser Vorschlag einer Produktdifferenzierung bei festen Kapazitäten hinsichtlich der kurzfristigen Renominierung (neues Kapazitätsmerkmal mit/ohne Renominierungsrecht) hat diese o. g. Nachteile nicht. Den im Eckpunktepapier aufgeführten Nachteilen dieses Vorschlags müssen wir zudem Folgendes entgegenhalten: Zu Wenn alle oder sehr viele Marktteilnehmer auf Produkt mit Renominierungsrecht umsteigen, stünde keine Liquidität für einen Day Ahead-Kapazitätshandel zur Verfügung. : Nein, dies ist eine Frage der Preissetzung und der Opportunitätskosten wie dem Bezug aus Ausgleichsenergie; die Bundesnetzagentur könnte diese Preisfestlegung auch als Stellschraube einsetzen. Die Annahme der BNetzA über die Liquiditätsentwicklung trifft auch deshalb nicht zu, da mehr als die Hälfte der Gasverbraucher SLP-Kunden sind (im Grunde) ohne Bedarf an Intra-Day-Anpassungen. Zu Kapazitätsprodukte mit und ohne Renominierungsrecht sollen kompatibel in der Nutzung sein und Mit der unterschiedlichen Ausgestaltung der Kapazitätsprodukte wäre eine Zersplitterung des Primär- und Sekundärkapazitätsmarktes verbunden. : Das Renominierungsrecht ließe sich separat von den Kapazitäten ausgestalten, was auch eine Handelbarkeit der Rechte ermöglicht, ohne die Kapazität selbst zu verändern. Die Gefahr einer Zersplitterung von Primär- und Sekundärmarkt bestünde nicht. Zu Die Anwendung des Einspeiserucksacks wäre erschwert. : Das wäre nicht der Fall bei einer originären, anteiligen Zuordnung der Kapazitäten an den Marktgebietsgrenzen zu den Entnahmestellen; in der heutigen Ausgestaltung des Einspeiserucksack ist jede Durchsetzung problematisch. Zu 6. Kostenausgleich Kapazitätsbewirtschaftung : Mittels Qualitätselementen qualitative Umsetzung der Netzbetreiber belohnen Die Kosten der Netzbetreiber zur Maximierung des verfügbaren festen Kapazitätsangebots sind anzuerkennen. Mehrerlöse sind vorrangig zur Beseitigung der Engpässe einzusetzen sei es langfristig für den Netzausbau oder kurzfristig durch kommerzielle Instrumente wie Kapazitätsüberbuchung und -rückkauf sowie entsprechende Anreizsetzung der Netzbetreiber hierzu. Erst danach dürfen die Mehrerlöse zur Senkung der Netzentgelte herangezogen werden. Im Rahmen der Einführung von geeigneten Qualitätselementen in der Anreizregulierung sollten effiziente Umsetzung des Kapazitätsmanagements und der Engpassbewirtschaftung belohnt und Anreize für bessere Entwicklungen gesetzt werden. 16 / 17

17 Zur Frage nach der Anpassung der Bestandsverträge Jede Änderung, die das bisherige feste Kapazitätsangebot verringert, wirkt sich extrem problematisch für neue Anbieter aus, wenn die Zuteilungsregel First come first served (FCFS) unberührt bleibt. FCFS begünstigt allein die Interessen der etablierten Unternehmen bzw. der Altlieferanten, die immer und grundsätzlich als erste gebucht haben. Diese Vorzugsregelung der Zuteilung ist nicht diskriminierungsfrei und daher wettbewerbsuntauglich. Die Verringerung fester Kapazitäten würde daher zu Lasten der letzten Kapazitätsbucher, wie neuer Marktteilnehmer gehen. Die Abschaffung der FCFS-Zuteilungsregel ist daher ein notwendiger Schritt. Mit der laufenden Novelle der GasNZV kann dies zeitnah und rechtssicher umgesetzt werden. Auch eine Umwandlung fester Kapazitäten in statistisch feste Kapazitäten stellt bereits eine Nutzungseinschränkung dar, die von den Netzbetreibern nicht ohne vorherige Ausschöpfung aller Kapazität erhöhenden Maßnahmen durchgeführt werden darf. Erst nach kompletter Offenlegung aller Kapazitätsverträge gegenüber der Bundesnetzagentur, kann und soll eine Anpassung der Bestandsverträge zur Diskussion stehen. Im Strommarkt ergab dieser Schritt die wichtige Erkenntnis, dass wesentlich weniger Verträge tatsächlich existierten, wie im Vorfeld behauptet worden war. Berlin, Juli / 17