Optimierte Strom- und Gasbeschaffung in der Energiewirtschaftsbranche

Transkript

1 Christiana Köhler-Schute (Hrsg.) Optimierte Strom- und Gasbeschaffung in der Energiewirtschaftsbranche Modelle, Strategien, Methoden und Praxisbeispiele KS-Energy-Verlag

2 Herausforderungen einer europaweiten Gashandelslogistik... Herausforderungen einer europaweiten Gashandelslogistik und künftige Regulierung im europäischen Gasmarkt Andreas Bräsigk, Martin Drescher und Dawid Mikolajczyk 1 Einleitung Der Energiemarkt stellt einen der dynamischsten Wirtschaftsmärkte der Welt dar. Stetige Weiterentwicklungen, getrieben durch neue Marktanforderungen, stellen die Marktteilnehmer und ihre Dienstleister immer wieder vor neue, zu bewältigende Herausforderungen. Zusätzlich zu Anforderungen, die aus den klassischen leitungs- und finanzwirtschaftlichen Unternehmenszielen resultieren, haben die gesetzlichen Vorgaben der regulierenden Behörden einen sehr großen Einfluss auf die abzubildenden Geschäftsprozesse. Wie kaum ein anderer Wirtschaftszweig unterliegt der Energiemarkt einer sehr starken und sich stetig wandelnden Regulierung. Dies spiegelt sich in den regelmäßig in Kraft tretenden Verordnungen der nationalen sowie internationalen Behörden wider. Die internationalen Behörden gewannen durch die Europäisierung der Wirtschaftsmärkte in den vergangenen Jahren stark an Bedeutung und bestimmen inzwischen maßgeblich die Entwicklungen auf den nationalen Energiemärkten. ECG Erdgas-Consult GmbH (ECG) verfügt als spezialisierter Anbieter von Software-, Beratungs- und Prozessdienstleistungen für den Energiemarkt über ein umfangreiches Know-how der Gasmarktlogistik in den europäischen Ländern und der regulatorischen Anforderungen. In den folgenden Kapiteln werden, ausgehend von den Voraussetzungen für eine klassische Gasbeschaffung in Deutschland anhand der ausgewählten Länder Niederlande, Österreich und Slowakei, die aus der nationalen Spezifik resultierenden logistischen Herausforderungen und Optimierungsmöglichkeiten eines europaweit agierenden Gashändlers betrachtet. Bei den ausgewählten Ländern handelt es sich um die Haupttransitländer für die Versorgung des deutschen Gasmarktes mit H und L-Gas, an denen sich besonders gut die unterschiedliche Umsetzung der europäischen Vorgaben verdeutlichen lässt. Nach einer kurzen Darstellung der Historie zur europäischen Regulierung werden anschließend die erwarteten regulatorischen Anpassungen auf europäischer Ebene, speziell die am veröffentlichten cross-border capacity, balan- 1

3 Andreas Bräsigk, Martin Drescher und Dawid Mikolajczyk cing regimes, interoperability and data exchange, congestion management procedures (CMP, deutsch: Engpassmanagementverfahren) sowie die Grundsätze, fachlichen Inhalte und Ziele des am veröffentlichten europäischen Regelwerkes Network Code on Capacity Allocation Mechananisms (NC CAM, deutsch: Netzkodex über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung in Fernleitungsnetzen) betrachtet. Beide Regelwerke beschreiben neue Verfahren zur Allokation und Abwicklung von Kapazitäten in den Gasmärkten innerhalb der Europäischen Union. Damit ergeben sich auch umfangreiche neue Anforderungen hinsichtlich der IT-Umsetzung der Prozesse. 2 Gashandelslogistik in Deutschland Im Jahr 2006 wurde in Deutschland das Entry/Exit-Modell für alle Gasnetzbetreiber verpflichtend eingeführt. Damit entfiel für den Shipper die Notwendigkeit, den Transport von Punkt zu Punkt durch die einzelnen Pipelines zu organisieren. Der Shipper bucht seitdem nur noch Einspeisekapazität und Ausspeisekapazität an den Grenzen der Marktgebiete. Die Buchung erfolgt bei dem Netzbetreiber, bei dem die Ein- bzw. Ausspeisung erfolgen soll. Der tatsächliche Transportpfad innerhalb des Marktgebietes ist damit für den Shipper nicht mehr relevant. Dabei sind am Transport innerhalb des Marktgebietes in der Regel mehrere Netzbetreiber beteiligt. Die anfänglich 19 Marktgebiete wurden bis 2011 durch Zusammenlegung auf nur noch 2 Marktgebiete reduziert. In den beiden verbleibenden Marktgebieten NetConnect Germany (NCG) und GASPOOL gibt es insgesamt 17 Fernleitungsnetzbetreiber (TSO) und über 600 Verteilnetzbetreiber (DSO). Kapazitätsbuchung, Abwicklung und Bilanzierung werden auf Fernleitungsebene komplett in Energie (kwh) mit Stundenwerten durchgeführt. Die Regeln dazu sind im Grundmodell der Ausgleichs- und Bilanzierungsregeln im Gassektor (GABi, Az.: BK ) festgeschrieben und werden durch die TSO und BNetzA im Rahmen der jeweils aktuellen Kooperationsvereinbarung Gas (KoV) weiterentwickelt. Speziell für Ein- und Ausspeisekapazitäten gilt die Festlegung in Sachen Kapazitätsregelungen und Auktionsverfahren im Gassektor (KARLA, Az.: BK ). Innerhalb jedes Marktgebietes gibt es einen Virtuellen Handelspunkt (VHP) für die Abwicklung des Eigentumsübergangs von Gas zwischen Shippern. Für die Teilnahme am VHP-Handel sind keine Ein-/Ausspeisekapazitäten notwendig, da sich das gehandelte Gas schon innerhalb des Marktgebiets befindet. Voraussetzung für den Zugang zum VHP ist der Abschluss eines Bilanzkreisvertrages mit dem Betreiber des Marktgebietes (Marktgebietsverantwortlicher). Innerhalb des Bilanzkreises werden alle Ein- und Ausspeisungen saldiert. Diese umfassen den Handel am VHP, Ausspeisungen an Letztverbraucher, welche dem Bilanzkreis zugeordnet sind, Ein- und Ausspeisungen in Richtung Speicheranlagen (Ausspei- 2

4 Herausforderungen einer europaweiten Gashandelslogistik... cherung bzw. Einspeicherung) sowie Ein- und Ausspeisungen an Marktgebietsübergangspunkten (MÜP) oder Grenzübergangspunkten (GÜP). Der Shipper, der den Bilanzkreisvertrag abschließt, wird Bilanzkreisverantwortlicher genannt. Generell gilt im deutschen Gasmarkt das Grundmodell der Tagesbilanzierung, d.h. die Ein- und Ausspeisungen im Bilanzkreis müssen über den Gastag ausgeglichen sein. Der Bilanzkreissaldo am Tagesende wird als Ausgleichsenergie abgerechnet. Der Preis für die Ausgleichsenergie wird vom Betreiber des Marktgebietes anhand mehrerer Marktpreise täglich ermittelt und enthält eine Strafkomponente in Form eines Spreizungsfaktors. Der Spreizungsfaktor soll Arbitrage-Effekte verhindern, indem er z.b. die gezielte Nutzung der Ausgleichsenergie anstatt der Beschaffung auf dem Markt unattraktiv macht. Zusätzlich kommt ein stündliches Anreizsystem zur Anwendung, welches die Abweichung zwischen Einspeisung und Ausspeisung in der jeweiligen Stunde mit einem Strukturierungsbeitrag pönalisiert. Werden Verbraucher in den Fallgruppen RLMmT und RLMoT versorgt, werden für den Bilanzkreis zusätzliche Toleranzen im stündlichen Anreizsystem gewährt, um kleine Prognosefehler nicht über eine Gebühr zu bestrafen. Mengen zur Ausspeisung an Endverbraucher werden in Deutschland nicht nominiert. Mengen für SLP-Verbraucher werden schon D-1 bis 13:00 Uhr allokiert. Für RLM-Verbraucher werden die gemessenen Werte bis D+1 13:00 Uhr allokiert und ggf. bis M+14WT aufgrund von Ersatzwertbildung korrigiert. Zur Erreichung geringstmöglicher Kosten für Ausgleichsenergie und Strukturierungsbeitrag ist für den Bilanzkreisverantwortlichen eine möglichst genaue Prognose der Endverbrauchermengen von entscheidender Bedeutung, um die notwendigen Einspeisemengen entsprechend des Verbrauchs zu steuern. Selbst für SLP-Verbraucher ist eine gute Prognose der allokierten Mengen sinnvoll, um eine kurzfristige Beschaffung von Gas am Markt schon am Vortag (D-1 13:00) steuern zu können und um Fehler in den Allokationsdaten frühzeitig zu erkennen. Durch die Verwendung fehlerhafter Allokationsdaten und die nachträgliche Korrektur können teilweise erhebliche Ungleichgewichte zwischen Ein- und Ausspeisemengen im Bilanzkreis entstehen. Werden die fehlerhaften Allokationsdaten nicht rechtzeitig korrigiert, können in der Folge teure Mengendifferenzen in der Mehrmindermengen-Abrechnung entstehen. Durch die Verwendung untertägig aktualisierter Prognosen kann unter gezielter Ausnutzung der Toleranzen des stündlichen Anreizsystems eine Nachsteuerung der Einspeisemengen erfolgen, um damit Kosten für Ausgleichsenergie zu vermeiden. Jeder Bilanzkreis ist eindeutig einer Gasqualität zugeordnet (H-Gas oder L-Gas). Bilanzkreise können für die Verrechnung von Bilanzkreisdifferenzen untereinander verbunden werden. Hat ein Bilanzkreisverantwortlicher sowohl H- als auch L- Gas-Bilanzkreise, ist er verpflichtet, die Bilanzkreise zur gemeinsamen Abrech- 3

5 Andreas Bräsigk, Martin Drescher und Dawid Mikolajczyk nung zu verbinden und qualitätsübergreifend zu bilanzieren. Über alle verbundenen Bilanzkreise hinweg wird ein Saldo pro Gasqualität ermittelt. Sind diese beiden Salden gegenläufig, so wird die absolut kleinere der beiden Mengen als Konvertierungsmenge bilanziell konvertiert. Gedanklich wird damit der Saldo in der anderen Gasqualität teilweise ausgeglichen. Die Konvertierungsmenge wird über das Konvertierungsentgelt abgerechnet. Ein Bilanzkreisverantwortlicher steuert die Konvertierungsmenge also nur indirekt dadurch, dass er seine H- und L-Gas-Bilanzkreise gegenläufig schief stellt. Ein direkter Handel am VHP zwischen H- und L-Gas-Bilanzkreisen ist nicht zulässig. Die Ermittlung der Ausgleichsenergie und des Strukturierungsbeitrags erfolgt auf Basis des Gesamtsaldos ohne Berücksichtigung unterschiedlicher Gasqualitäten. Der Bilanzkreisverantwortliche muss den Handel am VHP stundenscharf und unter Angabe der Bilanzkreise der Handelspartner an den Marktgebietsverantwortlichen nominieren. Durch den Marktgebietsverantwortlichen erfolgt ein Matching der Nominierung mit der Gegen-Nominierung des Handelspartners. Im Regelfall sind beide Mengen gleich. Sollten sich die Mengen jedoch unterscheiden, so gilt die kleinere der beiden ( lesser-of-rule ) und man spricht von einem Mismatch. Für Mengen am VHP gilt allokiert wie nominiert, d.h. die bestätigte Nominierung ist für die Bilanzierung relevant. Deshalb sind im Regelfall bei der Bilanzierung nominierter Handelsmengen keine Bilanzkreisdifferenzen zu erwarten, falls Handelsabstimmung und VHP-Nominierung ordnungsgemäß abgewickelt werden. Kommt es jedoch durch den Fehler eines Handelspartners zu einem Mismatch, kann die vorgesehene Gasmenge nicht zwischen den Bilanzkreisen übertragen werden. Daraus ergeben sich Auswirkungen auf das Bilanzierungsergebnis. Für den Fall eines Mismatches sollte im Voraus eine Strategie festgelegt werden, ob und wie diese Mengen im Bilanzkreis ausgeglichen werden, um den finanziellen Schaden zu minimieren. Wichtige Faktoren dafür sind neben dem Ausgleichsenergiepreis und den zusätzlich entstehenden Strukturierungsbeiträgen vor allem die zur Verfügung stehenden flexiblen Elemente im Bilanzkreis (Beschaffungsquellen, Speicher) sowie die Preise für deren Nutzung. Ein genauer Überblick und eine kurzfristige Auflösung evtl. bei der Nominierung entstandener Mismatches ist entscheidend für die Senkung des Kostenrisikos durch Bilanzkreisdifferenzen oder Schadensersatzansprüche gegenüber dem Verursacher. Bevor eine physische Ein- oder Ausspeisung von Gas z.b. für einen marktgebietsüberschreitenden Transport oder eine Ein- oder Ausspeicherung durchgeführt werden kann, müssen vorab zwei Voraussetzungen geschaffen werden. Zum einem muss der Shipper (in seiner Rolle als Transportkunde) vom TSO das Nutzungsrecht an dem betreffenden Netzpunkt in Form von Kapazitäten buchen. Zum anderen muss der Transportkunde den Bilanzkreis, der für den physischen Transport verwendet werden soll, gegenüber dem TSO anzeigen (Kapazitätseinbringung in einen Bilanzkreis). 4

6 Herausforderungen einer europaweiten Gashandelslogistik... Physische Gastransporte (z.b. Ein- und Ausspeisungen zwischen zwei Marktgebieten) müssen an den TSO nominiert werden, bei dem die Kapazität gebucht wurde. Trotz speziell für den deutschen Markt festgeschriebener Nachrichtenformate gibt es zwischen den einzelnen TSO teilweise größere Unterschiede in der Umsetzung der Nachrichtenkommunikation. Mit Umsetzung von KARLA im Jahr 2011 wurde der Prozess der Kapazitätsbuchung in Deutschland umfangreichen Änderungen unterzogen. Bis dahin wurden Kapazitäten vom Transportkunden direkt beim TSO gebucht. Verständlicherweise hatten die TSO ein Interesse daran, ihre gesamten technischen Kapazitäten langfristig zu vermarkten, sodass Produkte mit langen Laufzeiten kostengünstiger angeboten wurden. Dies führte dazu, dass häufig die Kapazitäten entsprechend des maximal erwarteten Bedarfs beschafft wurden und damit Kapazitäten ungenutzt brach lagen. Und obwohl diese Kapazitäten nicht genutzt wurden, hatten neue Marktteilnehmer schlechte Chancen, benötigte Kapazität zu buchen und damit ihren physischen Transport zu organisieren. Nicht zuletzt stellten diese ungenutzten Kapazitäten auch Leerkosten für die Verbraucher dar. Die Intention der BNetzA war also, die Nutzung der Transportleitungen zu liberalisieren, zu optimieren und transparenter zu gestalten. Dazu wurde festgelegt, dass Kapazitätsbuchungen über eine zentrale Plattform erfolgen sollen. Mittlerweile ist PRISMA als diese zentrale Plattform etabliert. Die meisten Kapazitäten müssen auf der PRISMA per Auktionsverfahren vergeben werden. Um das zu ermöglichen, wurden standardisierte Kapazitätsprodukte mit festen Laufzeiten (Jahres-, Quartals-, Monats- und Tagesprodukte) eingeführt. Ein bestimmter Anteil der technisch verfügbaren Kapazität ist dabei für kurzfristige Produkte reserviert. Dadurch haben alle Marktteilnehmer die gleichen Chancen an Kapazitäten zu gelangen. Weiterhin wurde 2012 ein Kapazitätsentzugsverfahren eingeführt. Dabei kann der TSO auf Verlangen der BNetzA dem Transportkunden langfristig ungenutzte feste Kapazitäten an MÜP und GÜP entziehen. Damit wird das Nutzungsrecht für die Kapazitäten sofort entzogen, aber die Zahlungspflicht bleibt so lange bestehen, bis die Kapazität durch den TSO erneut vermarktet wird. Um der Gefahr des Entzugs entgegenzuwirken hat der Transportkunde mehrere Optionen. Zum einen kann er die nicht benötigten Kapazitäten dem TSO zur erneuten Vermarktung zurückgeben. Dabei wird er ebenfalls erst von der Zahlungsverpflichtung gegenüber dem TSO befreit, wenn die erneute Vermarktung erfolgreich war. Des Weiteren hat der Transportkunde das Recht, seine erworbenen Kapazitäten sekundär zu vermarkten. Dies kann vollständig (d.h. volle Laufzeit und Höhe der Buchung) oder teilweise erfolgen. Man unterscheidet zwischen Überlassung (Verpachtung) und Übertragung (Verkauf) der Kapazitäten. Da die beiden Optionen immer das Risiko beinhalten, dass die Vermarktung (durch den TSO oder auf 5

7 Andreas Bräsigk, Martin Drescher und Dawid Mikolajczyk dem Sekundärmarkt) nicht erfolgreich ist, bleibt als dritte Option, die Kapazitäten entsprechend des Bedarfs zu beschaffen. Jahres-, Quartals-, Monats- und Tagesprodukte können genutzt werden, um das erwartete Verbrauchsprofil abzubilden. Auch diese Option ist nicht ohne Risiko, da sie eine sehr gute Langzeitprognose erfordert bzw. die Abweichungen zur Prognose und kurzfristige Schwankungen über Day-Ahead-Produkte abgebildet werden müssen. Da der Markt für Day- Ahead-Kapazitäten sehr volatil ist, ergibt sich damit ein deutliches Risiko von großen Preisschwankungen und die Gefahr, dass der Kapazitätsbedarf nicht gedeckt werden kann. Ein weiterer Nachteil der Day-Ahead Produkte ist, dass diese nur einmalig bis D-1 20:00 Uhr nominiert werden können. Eine spätere Anpassung der Nominierung, z.b. um kurzfristige Schwankungen auszugleichen, ist nicht möglich. Abbildung 1: Geschäftsfälle für Kapazitätsrückgaben Die TSO bilden Day-Ahead-Produkte aus verschiedenen Quellen: nicht vermarktete Kapazität, zurückgegebene Kapazität und ungenutzte feste Langfrist- Kapazität. Um ungenutzte feste Langfrist-Kapazität in der Day-Ahead-Vermarktung anzubieten, wird die initiale Nominierung des Transportkunden um D-1 14:00 Uhr ausgewertet. Entsprechend der initialen Nominierung wird ein Teil des ungenutzten Bereichs abgeschnitten und durch den TSO als Day-Ahead-Produkt vermarktet. Damit kann der Besitzer der Langfrist-Kapazität diesen abgeschnittenen Bereich (im Bild rot dargestellt) im Rahmen von Renominierungen nur noch eingeschränkt nutzen. Eine Renominierung im roten Bereich wird automa- 6

8 Herausforderungen einer europaweiten Gashandelslogistik... tisch als unterbrechbare Kapazität mit der höchsten Unterbrechbarkeit gewertet. Für den Nutzer von Langfrist-Kapazitäten bedeutet das eine Einschränkung seiner Flexibilität und falls er die Möglichkeit der Renominierung im roten Bereich nutzt die Notwendigkeit, mit der Unterbrechung seines Transportes und den daraus entstehenden Folgen für seine Bilanzkreise umzugehen. Abbildung 2: Renominierungsbeschränkungen für Kapazitäten Zusammenfassend lässt sich sagen, dass durch die Regelungen der KARLA der Kapazitätsmanagementprozess kurzfristiger und komplexer geworden ist und sich die Anzahl der möglichen Rechtsgeschäfte extrem erhöht hat. Um diesen Prozess zu beherrschen, sind automatisierte IT-Systeme zur Abwicklung der Kapazitätsgeschäfte und zur Überwachung des Handels- und Kapazitätsportfolios für einen Gashändler von entscheidender Bedeutung. 3 Besonderheiten der Gasmarktlogistik in den Niederlanden Die Niederlande stellen die wichtigste Quelle für L-Gas-Importe nach Deutschland dar. Der Markt kann jedoch auch genutzt werden, um sich mit H-Gas zu versorgen. In den Niederlanden wird das gesamte Fernleitungsnetz vom nationalen Netzbetreiber Gasunie Transport Services B.V. (GTS) betrieben, zusätzlich gibt es 9 Verteilnetzbetreiber (DSO). Die gesamten Niederlande sind als ein Entry/Exit-System organisiert, in dem H- und L-Gas gemeinsam in Energie (kwh) bilanziert werden. Im Gegensatz zum deutschen Gasmarkt muss ein Shipper deshalb keine Unterscheidung zwischen den Gasqualitäten vornehmen. Die Bilanzierung in den Niederlanden erfolgt fortlaufend am Ende jeder Stunde. Dafür stellt GTS dem Shipper schon wenige Minuten nach der vollen Stunde Allokationsdaten für die vergangene Stunde zur Verfügung. Gleichzeitig nutzt 7

9 Andreas Bräsigk, Martin Drescher und Dawid Mikolajczyk GTS die Nominierungen, Fahrpläne und eigene Prognosen, um die Entwicklung in den Folgestunden abzuschätzen und daraus die zu erwartende Differenz zwischen Ein- und Ausspeisung (Imbalance) pro Shipper und für das Gesamtsystem zu ermitteln. Wenn die Imbalance des Gesamtsystems festgelegte Schwellwerte überschreitet, greift GTS korrigierend ein und beschafft die notwendige Ausgleichsenergie zur Stabilisierung des Gesamtsystems am Markt über den Abruf der sogenannten Bid Price Ladder. Durch diesen Mechanismus wird der Ausgleichsenergiepreis bei jedem Abruf am Markt neu gebildet. Anhand der Richtung der Imbalance werden alle Shipper in Helfer oder Verursacher eingeteilt. Shipper, deren Imbalance die gleiche Richtung wie die Imbalance des Gesamtsystems hat, sind die Verursacher. Shipper mit einer Imbalance in die Gegenrichtung haben das Gesamtsystem stabilisiert und sind damit Helfer. Die Imbalancen der Helfer werden auf die Verursacher aufgeteilt und zum ermittelten Ausgleichsenergiepreis abgerechnet. Zusätzlich wird die von GTS beschaffte Ausgleichsenergie auf die Verursacher aufgeteilt und ebenfalls zum ermittelten Ausgleichsenergiepreis abgerechnet. Ein Shipper kann das System nutzen, um durch schnelles Ausgleichen von aufgetretenen Imbalancen seine Prognosefehler auszugleichen ohne Bilanzierungskosten zu erzeugen. Andererseits kann ein Shipper bewusst Imbalancen erzeugen und damit (zumindest für kurze Zeiträume) einen kostenlosen virtuellen Speicher nutzen, z.b. um Lastspitzen auszugleichen. Allerdings besteht jederzeit die Gefahr, dass das Gesamtsystem die Grenzen verlässt und GTS einen Ausgleich der Imbalancen durchführt. Die Buchung von erforderlichen Ein- und Ausspeisekapazitäten erfolgt direkt bei GTS. Alle Kapazitäten werden aktuell in m³(n;35.17) vermarktet und abgerechnet. GTS betreibt auch den VHP Title Transfer Facility (TTF). Der TTF stellt aufgrund seiner Liquidität einen der wichtigsten Handelsplätze in Europa dar. Für den Handel am TTF und für alle Ein- und Ausspeisungen im Fernleitungsnetz sowie für Ausspeisung an große Industriekunden müssen Nominierungen an GTS abgegeben werden. Zusätzlich muss am Vortag bis 14:00 Uhr ein sogenanntes Programm an GTS übermittelt werden, in dem die geplanten Ein- und Ausspeisungen, der Handel am TTF und die Mengen für Endverbraucher enthalten sind. Anfang 2014 wird die GTS die Vorgaben aus den europäischen Regelungen CAM und CMP umsetzen. Das umfasst die Umstellung aller Kapazitätsbuchungen auf kwh, die Umstellung auf standardisierte Produktlaufzeiten und die Vermarktung aller Kapazitäten über die Plattform PRISMA. Das Preissystem sieht für Monatsund Quartalsprodukte im Vergleich zu Jahresprodukten einen im Verhältnis zur Laufzeit deutlich höheren Preis für die Wintermonate und einen leicht niedrigeren 8

10 Herausforderungen einer europaweiten Gashandelslogistik... Preis für die Sommermonate vor. Das macht die strukturierte Beschaffung von kurzfristigen Kapazitäten zusätzlich unattraktiv. Neben den standardisierten Produkten für feste und unterbrechbare Kapazitäten werden auch Spezialprodukte wie Wheeling (Flanschwechsel), Diversion (Kapazitätsverlagerung an einen anderen Flansch), Kapazitätsverlagerung und Dependent Capacity (Kapazität für spezielle Transportrouten) angeboten. Als Instrumente zum Engpass-Management werden von GTS die Rückgabe von Kapazitäten sowie ein Überbuchungs- und Rückkaufsystem eingeführt. Es wird keine Renominierungsbeschränkung (Kurzfrist-UIOLI) eingeführt. Die Umsetzung von Entzug (Langfrist-UIOLI) ist aktuell noch in der Diskussion mit dem niederländischen Regulierer. Damit ergeben sich trotz gleicher regulatorischer Vorgaben deutliche Unterschiede zur Abbildung des Engpass-Managements in Deutschland. 4 Besonderheiten der Gasmarktlogistik in Österreich Österreich ist in drei Marktgebiete gegliedert. In Österreich wurde mit der Gas- Marktmodell-Verordnung GMMO-VO 2012 zum (Marktgebiet Ost) bzw (Marktgebiete Tirol und Vorarlberg) das Entry/Exit-System eingeführt. In den Marktgebieten Vorarlberg und Tirol gibt es keinen Anschluss ans Fernleitungsnetz und beide Marktgebiete werden ausschließlich aus dem benachbarten deutschen Marktgebiet NCG versorgt. Daher haben sie auch keinen eigenen VHP, sondern einen Zugang zum VHP NCG. Das Marktgebiet Ost ist ein wichtiger Knoten für den Transport von Gas aus Russland und Norwegen nach Deutschland und Italien. Die folgenden Ausführungen beziehen sich daher nur auf das Marktgebiet Ost. Im Marktgebiet Ost gibt es Fernleitungsnetzbetreiber (TSO). Einer der TSO, die Gas Connect Austria (GCA), betreibt das Marktgebiet Ost in der Funktion des Marktgebietsmanagers. Der VHP wird von der Central European Gas Hub AG (CEGH) betrieben. Die CEGH organisierte vor 2013 den Handel an vielen wichtigen Grenzstationen, u.a. in Baumgarten. Mit Einführung des Entry/Exit-Systems wurde der gesamte Gashandel an den neuen VHP verlegt. Die CEGH betreibt außerdem die Gasbörse in Österreich als integralen Bestandteil des Marktes. Durch die Vereinfachungen mit der Einführung des neuen Marktmodells ist zu erwarten, dass neue Handelspartner am CEGH aktiv werden und sich damit attraktivere Preise entwickeln. Aus Sicht der Shipper gibt es in Österreich zwei getrennte Bilanzierungen: die exante-bilanzierung auf Fernleitungsebene einschließlich des VHP und die ex-post- Bilanzierung auf Verteilnetzebene. Nominierungen und ex-ante-bilanzierung werden durchgängig mit Stundenwerten in kwh durchgeführt. Neben den üblichen Nominierungen für den VHP (an den VHP-Betreiber) und der physischen 9

11 Andreas Bräsigk, Martin Drescher und Dawid Mikolajczyk Transporte (an die TSO) müssen auch die Endverbrauchermengen nominiert werden, die in die Verteilnetzebene ausgespeist werden. Die Nominierung der Endverbrauchermengen erfolgt getrennt nach Tagesbilanzierern und Stundenbilanzierern sowie separat für Großverbraucher. Aus Sicht der ex-ante-bilanzierung auf Fernleitungsebene gilt auch für die Endverbrauchermengen allokiert wie nominiert. Abweichungen zum tatsächlichen Verbrauch werden in der expost-bilanzierung abgerechnet. Für die ex-ante-bilanzierung gilt Tagesbilanzierung. Die Bilanzierung basiert nur auf den bestätigten Nominierungen, es fließen keine Messwerte ein. Daher kann der Marktgebietsbetreiber schon anhand der Nominierungen die Tagesunausgeglichenheit der Bilanzgruppe 1 bestimmen. Ist diese Tagesunausgeglichenheit größer oder gleich der börsenfähigen Menge von 24 MWh pro Tag, so führt der Marktgebietsbetreiber eine Börsenorder im Namen und auf Rechnung des Bilanzgruppenverantwortlichen 2 durch. Somit ist sichergestellt, dass der Ausgleich anhand des Marktpreises durchgeführt wird. Gleichzeitig erfordert das für den Bilanzgruppenverantwortlichen ein schnelles Reagieren auf eine Tagesunausgeglichenheit der Bilanzgruppe, z.b. aufgrund einer Kürzung oder eines Mismatches, um einen ungewollten Börsenabruf zu verhindern. Ist die Tagesunausgeglichenheit kleiner als die börsenfähige Menge oder kann aufgrund zu geringer Zeit kein Börsenabruf für den Tag mehr durchgeführt werden, so wird die Tagesunausgeglichenheit als Carry Forward in den nächsten Gastag übertragen. Der Carry Forward stellt dann den Startwert für die Bilanzierung des nächsten Gastages dar. Zusätzlich wird für die Unausgeglichenheit der Bilanzgruppe in jeder Stunde ein Strukturierungsbeitrag erhoben. Hier kommen gestaffelte Preise für die kumulierte stündliche absolute Abweichung zur Anwendung. Auch in Österreich wurden standardisierte Kapazitätsprodukte in kwh mit festen Laufzeiten (Jahr, Quartal, Monat, Tag) eingeführt. Es wird ein bestimmter Anteil der technischen Kapazität zur kurzfristigen Vermarktung reserviert; die Regelung sieht jedoch einen geringeren Anteil als die vergleichbare Regelung in Deutschland vor. Für Quartals-, Monats- und Tagesprodukte (außer Day-Ahead-Produkte) wird im Vergleich zu Jahresprodukten relativ zur Laufzeit ein deutlicher Preisaufschlag von 25%, 50% bzw. 75% erhoben. An den GÜP liegen die Entgelte für 1 In einer Bilanzgruppe werden Versorger, Erdgashändler und Endverbraucher zu einer virtuellen Gruppe zusammengefasst, innerhalb derer ein Ausgleich zwischen Aufbringung und Abgabe von Erdgas erfolgt. 2 Eine gegenüber anderen Marktteilnehmern und dem Bilanzgruppenkoordinator zuständige natürliche oder juristische Person, welche die Mitglieder einer Bilanzgruppe vertritt. 10

12 Herausforderungen einer europaweiten Gashandelslogistik... Ausspeisekapazitäten um 60% bis 270% über denen der Einspeisekapazitäten. Neben festen und unterbrechbaren Kapazitäten gibt es dynamisch zuordenbare Kapazitäten (DZK), die nur in Kombination mit bestimmten Ein-/Ausspeisepunkten als feste Kapazität gelten, jedoch unterbrechbar alle Punkte des Marktgebietes einschließlich des VHP erreichen. Eine weitere Besonderheit ist, dass Kapazitäten zu Speicher- oder Produktionsanlagen in Österreich ausschließlich vom Betreiber der jeweiligen Anlage gebucht werden können. Zum Engpass- Management wird die Renominierungsbeschränkung (Kurzfrist-UIOLI) und der Entzug (Langfrist-UIOLI) genutzt, außerdem wird der Sekundärhandel mit Kapazitätsprodukten forciert. 5 Besonderheiten der Gasmarktlogistik in der Slowakei Die Slowakei ist das Haupttransitland für H-Gas aus Russland auf dem Weg in viele EU-Länder. Obwohl die Slowakei als Entry/Exit-System mit einem 6-Uhr- Gastag und Kapazitäten und Bilanzierung in kwh/d organisiert ist, werden Altverträge weiterhin im 8-Uhr-Regime und in m³(20 C)/d abgewickelt. Aus der Verbindung der beiden Ferngasleitungen Transit Net4Gas und Eustream in Lanzhot und damit dem Aufeinandertreffen unterschiedlicher Bilanzierungsregime ergeben sich einige typische Problemstellungen, mit denen ein grenzüberschreitend operierender Händler umgehen muss. Diese sollen exemplarisch am Beispiel Slowakei erläutert werden. Abbildung 3: Transit Net4Gas und Eustream (Quelle: Zum einen muss mit unterschiedlichen Einheiten umgegangen werden. Zur Umrechnung eines Volumens Erdgas (Einheit m³(20 C) oder m³(0 C)) in die entsprechende Energiemenge (kwh) muss der Brennwert des Gases bekannt sein. 11

13 Andreas Bräsigk, Martin Drescher und Dawid Mikolajczyk Der Brennwert wird in der Regel in kwh/m³(0 C) angegeben und liegt zwischen 8,2 und 11,1 kwh/m³(0 C). Der Brennwert des Gases im Fernleitungsnetz unterliegt meist größeren Schwankungen. Da im Voraus nicht der tatsächliche Brennwert bekannt ist, muss mit einem vorläufigen Brennwert bilanziert werden. Im Nachhinein wird der tatsächliche Brennwert veröffentlicht und alle Volumen müssen mit diesem endgültigen Brennwert umgerechnet werden. Dadurch entstehen unter Umständen deutliche Abweichungen in der Energiebilanz, die wiederum abgerechnet oder ausgeglichen werden müssen. Generell werden bei der Marktkommunikation (Nominierungen, Allokationsdaten) nur ganzzahlige Werte versendet. Dazu muss an einer Stelle eine Rundung der Werte stattfinden. Ein ganzzahliger kwh-wert umgerechnet in m³(0 C) und anschließend gerundet kann jedoch nicht einfach zurück in kwh umgerechnet werden das Ergebnis wäre regelmäßig ein anderer Wert als der Ausgangswert. Auch eine Summe von Werten kann je nachdem ob die Summanden oder nur die Summe gerundet wird zu unterschiedlichen Ergebnissen führen. Da im Rahmen von Handelsabstimmung, Transportnominierung und Matching-Prozessen viele Parteien beteiligt sind, sind mehrfache Umrechnungen und Rundungen jedoch meist nicht zu vermeiden. Die auftretenden Rundungsdifferenzen können dann zu nur schwer aufzulösenden Mismatches führen. Zum anderen treffen unterschiedliche Gastagsbeginne aufeinander. Während der Gastag in Europa von 06:00 Uhr Ortszeit bis zur gleichen Zeit des Folgetages geht, wird in einigen Verträgen ein um 2 Stunden versetzter Gastag von 08:00 Uhr Ortszeit verwendet. Solange mit Stundenwerten gearbeitet wird, liegen die Herausforderungen vor allem im Bereitstellen von Werten in ausreichender Qualität für die überhängenden zwei Stunden. Wird mit Tageswerten gearbeitet, kann die Ermittlung von gültigen Nominierungswerten in bestimmten Fällen extrem schwierig werden. Und dabei ist es oft schon ausreichend, wenn die Marktkommunikation zu nur einem Marktpartner in Tageswerten erfolgt. So muss z.b. im Fall einer Renominierung der neue Tageswert unter Berücksichtigung der schon geflossenen Menge in der Vergangenheit und Vorlaufzeit auf die verbleibenden Stunden des Gastages verteilt werden. Das Ergebnis dabei ist natürlich abhängig von den verbleibenden Stunden des Gastages und damit vom Gastagsbeginn. Für solche Konstellationen lassen sich keine allgemeingültigen Lösungen finden, sondern sie bedürfen meist einer aufwendigen Untersuchung der spezifischen Rechenregeln und Matching-Prozesse am jeweiligen GÜP. 6 Historie und Entstehungsprozess eines europäischen Netzkodex Der Ursprung der heutigen europaweit einheitlichen Regulierung auf dem Gasmarkt geht auf die Verabschiedung des Dritten Energiepaketes der EU zurück, 12

14 Herausforderungen einer europaweiten Gashandelslogistik... das im Jahr 2009 durch das Europäische Parlament beschlossen wurde. Die darin enthaltenen Verordnungen und Richtlinien zur Liberalisierung des Gasmarktes in Europa legten den Grundstein für die Gründung und die Arbeit der heutigen Behörden. Die Hauptziele der fünf Verordnungen und Richtlinien waren die Entflechtung von Netzbetrieb, Versorgung und Gaserzeugung sowie die Stärkung der Verbraucherrechte. Die EG-Verordnung Nr. 713/ führte zur Gründung einer EU-Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden und somit zur Regulierung und Überwachung der europäischen Energiemärkte im Sinne der geltenden europaweiten Verordnungen. Die ACER (European Agency for the Cooperation of Energy Regulators) wirkte seit ihrer Gründung im Jahr 2009 in Zusammenarbeit mit den nationalen Behörden an allen bis heute verabschiedeten EU-weiten Verordnungen mit. Eine weitere, an der Marktgestaltung maßgeblich beteiligte Organisation, die aus dem Dritten Energiepaket der EU resultierte, ist der Verband Europäischer Fernleitungsnetzbetreiber für Gas namens ENTSOG (European Network of Transmission System Operators for Gas), zu dem mittlerweile 40 Fernleitungsnetzbetreiber aus 24 europäischen Staaten gehören. Die Ziele und Aufgaben des Verbandes wurden u.a. aus der EG-Verordnung Nr. 715/ abgeleitet und beinhalten mitunter die Erarbeitung von europaweit standardisierten Netzkodizes. Zu den wichtigsten von den beiden Organisationen ACER und ENTSOG erarbeiteten Verordnungen und Richtlinien gehören CMP sowie der im Jahr 2011 in Zusammenarbeit mit dem Europäischen Parlament veröffentlichte Entwurf des Netzkodex über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung in Fernleitungsnetzen (NC CAM). Dabei besteht die Entwicklung eines Netzkodex aus vier Hauptschritten: Im ersten Schritt beschließt das EU-Parlament neue Verordnungen. Anschließend werden anhand der Verordnungen von ACER Rahmenrichtlinien erarbeitet, welche im nächsten Schritt durch ENTSOG in Form eines Netzkodex detailliert werden, um ein Komitologieverfahren zu durchlaufen und schlussendlich erlassen zu werden. In den folgenden Kapiteln werden grob einige der fachlichen Inhalte, Ziele und die Auswirkungen von CMP und NC CAM auf den Gasmarkt in Deutschland und Europa dargestellt :DE:PDF

15 Andreas Bräsigk, Martin Drescher und Dawid Mikolajczyk 6.1 Congestion Management Procedures Das Engpassmanagementverfahren CMP für den Gasmarkt ist Bestandteil der EG-Verordnung Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen. Das Regelwerk beschreibt den Umgang mit vertraglichen Kapazitätsengpässen und zahlreiche Transparenzanforderungen. Die Verordnung und insbesondere der Anhang I wurde durch den Beschluss 2012/490/EU der Kommission vom erweitert. Die neue Fassung der Ziffer 2.2 Engpassmanagement bei vertraglichen Engpässen enthält Regelungen zur Kapazitätssteigerung durch ein Überbuchungs- und Rückkaufsystem. Darin werden die Fernleitungsnetzbetreiber angehalten, zusätzliche Kapazitäten auf verbindlicher Basis anzubieten. Dabei soll von den Netzbetreibern ein anreizbasiertes Überbuchungs- und Rückkaufsystem vorgeschlagen werden. Die Grundidee besteht darin, zusätzliche verbindliche Kapazitäten, die über der physisch verfügbaren Kapazität liegt, unter Berücksichtigung des erwarteten Verbrauchs und der voraussichtlich ungenutzten physikalischen Kapazität an dem jeweiligen Kopplungspunkt anzubieten. Die Ermittlung der Zusatzkapazität berücksichtigt anhand statischer Szenarien ein Risikoprofil, dieses soll übermäßige Rückkaufverpflichtungen verhindern. Ziel der Regelung ist das Vorbeugen vertraglicher Engpässe. Die Kosten für das Überbuchungs- und Rückkaufsystem sollen sowohl von Fernleitungsnetzbetreibern als auch von den Netznutzern getragen werden. Weitere Maßnahmen zur Verhinderung von Kapazitätsengpässen aus der Ziffer 2.2 des Anhang I sind Regelungen für Use-it-orlose-it -Mechanismen für verbindliche Day-Ahead - und langfristige Kapazität sowie das Thema Rückgabe kontrahierter Kapazität. In Ziffer 3 werden Anforderungen an den Fernleitungsnetzbetreiber bzgl. der Veröffentlichungspflichten beschrieben. Dieser Punkt beinhaltet u.a. Vorgaben zur Form der Veröffentlichung, die auf einer für jeden ohne Registrierung zugänglichen und unentgeltlichen Internet-gestützten Plattform stattfinden soll. Am hat die von ECG implementierte und durch ENTSOG betriebene Transparenzplattform in ihrer überarbeiteten Form den Onlinebetrieb aufgenommen. Auf dieser Plattform erhalten Netznutzer z. B. Informationen über: nicht erfolgreiche FCFS-Anfragen, Auktionsergebnisse, Nichtverfügbarkeit von verbindlichen Kapazitätsprodukten (mit einer Laufzeit von einem Monat oder länger), die Menge angebotener Kapazität (welche durch Anwendung der Engpassmanagementverfahren zur Verfügung gestellt wurde), die tatsächlichen Lastflüsse und Brennwerte sowie die tatsächlichen und geplanten Unterbrechungen von Kapazitäten. Damit trägt CMP nicht nur zur Verhinderung von vertraglichen Engpässen bei, sondern regelt auch die Veröffentlichungspflichten, um Netznutzern die für sie relevanten Informationen diskriminierungsfrei zur Verfügung zu stellen. Diese Informationen können für die Erstellung von Transportplänen und somit der Optimierung der Netznutzung verwendet werden. 14

16 Herausforderungen einer europaweiten Gashandelslogistik Network Code on Capacity Allocation Management Der NC CAM Netzkodex über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung in Fernleitungsnetzen wurde auf Grundlage der EG-Verordnung Nr. 715/2009 erstellt und am als EU-Verordnung Nr. 984/2013 erlassen. Die Veröffentlichung erfolgte am im Amtsblatt der Europäischen Union. Diese sowie die Vorgängerverordnungen enthalten Richtlinien für den diskriminierungsfreien und transparenten Zugang zu Erdgasfernleitungsnetzen, für die Förderung des (grenzübergreifenden) Wettbewerbs und eine effiziente Zuweisung knapper Fernleitungskapazitäten sowie für die Harmonisierung der Mechanismen für die Kapazitätszuweisung in der Europäischen Union. EU-Verordnungen sollen zur Durchsetzung des Verbots wettbewerbsbeschränkender Vereinbarungen dienen sowie den Missbrauch einer marktbeherrschenden Stellung verhindern. Insbesondere werden darin standardisierte Kapazitätsvergabemechanismen wie Auktionsverfahren für Kopplungspunkte innerhalb der Europäischen Union oder der Umgang mit Standardprodukten für grenzübergreifende Kapazitäten beschrieben. Das übergeordnete Ziel ist die Sicherstellung der Energieversorgung in Europa durch die Gewährleistung der ordnungsgemäßen Funktionsweise des Erdgasbinnenmarktes. Im Folgenden werden mehrere Artikel des NC CAM beschrieben und Informationen zu den darin enthaltenen fachlichen Anforderungen genannt. Das dritte Kapitel des NC CAM befasst sich mit der Zuweisung verbindlicher Kapazitäten und enthält 11 Artikel, von denen einige exemplarisch im Folgenden kurz beschrieben und die Hintergründe beleuchtet werden. Im Artikel 8 Zuweisungsmethodik sind Vorgaben zur Zuweisungsmethodik von Kapazitäten an Kopplungspunkten enthalten. Damit beinhaltet dieser Artikel Richtlinien zum Auktionsverfahren. Dieses Verfahren wurde aufgrund der Anforderungen bzgl. eines diskriminierungsfreien Zugangs zu Kapazitäten in Fernleitungsnetzen für alle Netznutzer (länderübergreifend) gewählt. Über eine zentrale Internet-gestützte Buchungsplattform soll den Netznutzern der uneingeschränkte Zugang zu den Kapazitätsauktionen gewährt werden. Ferner soll damit die Transparenz bei der Preisbildung geschaffen werden. Die Zuweisung der Kapazitäten an allen Kopplungspunkten soll gleichzeitig in identischen Auktionen stattfinden. Dabei wird pro Auktion jeweils ein sogenanntes Standardkapazitätsprodukt, welches eine bestimmte Kapazitätsmenge für einen bestimmten Zeitraum an einem Kopplungspunkt beinhaltet, verauktioniert. Die Definition der Standardprodukte ist im Artikel 9 festgehalten und legt folgende Zeiträume für die Laufzeit der Produkte fest: Jahres-, Quartals-, Monats-, Tages- und untertägige Produkte. Die Produkte werden dabei in einer festgelegten Reihenfolge vom längsten Zeitraum (Jahr) bis hin zum kürzesten (untertägig) für den gleichen Gesamtzeitraum der angebotenen Kapazität veräußert. Ferner werden die zurückzuhaltenden Kapazitätsanteile im Artikel 8 festgelegt. Diese besagen, dass an jedem Kopplungspunkt mindestens 20% der technischen Kapazität für Kurzfristprodukte zurück- 15

17 Andreas Bräsigk, Martin Drescher und Dawid Mikolajczyk gehalten werden müssen. Mindestens 10% der zurückgehaltenen technischen Kapazität darf frühestens in eine Jahreskapazität, die während des fünften Gasjahres nach Beginn des laufenden Gasjahres stattfindet, einfließen und verauktioniert werden. Mindestens weitere 10% der technischen Kapazität dürfen frühestens in die Quartalskapazität einfließen und angeboten werden, welche in dem laufenden Gasjahr stattfindet. Durch diese Vorgaben möchte der Gesetzgeber sicherstellen, dass Kapazitäten nicht langfristig ausgebucht werden und somit den Kurzfristhandel beflügeln. Damit soll der Wettbewerb gefördert werden, um eine Blockierung des Marktes zu verhindern. Die Artikel 10 bis 15 beschreiben im Detail den Ablauf der Auktionsverfahren der jeweiligen Standardprodukte. Darin enthalten sind Informationen zu Startzeitpunkten und Laufzeit der einzelnen Gebotsrunden einer Auktion, dem Veröffentlichungsdatum der Standardprodukte und den Richtlinien zur Veröffentlichung der Auktionsergebnisse. Aufgrund der geringen Unterschiede zwischen den Auktionsverfahren der entsprechenden Standardprodukte, die hauptsächlich in den Veröffentlichungszeitpunkten, den Gebotszeiträumen und der vordefinierten Preisbildungsmechanismen liegen, werden die Grundsätze der Auktionsverfahren anhand des Beispiels von Monatsprodukten kurz dargestellt. Die Voraussetzung für die Durchführung einer Auktion ist die Ermittlung der zu verauktionierenden Kapazität. Dabei schreibt der Gesetzgeber die groben Richtlinien zur Errechnung der Kapazität wie folgt vor: technische Kapazität minus bereits verkaufte Kapazität plus zusätzliche Kapazität. Die tatsächliche Formel für die Berechnung der zu verauktionierenden Kapazität fällt aufgrund der Vorschriften zur Berechnung der einzelnen Formelbestandteile um ein Vielfaches komplexer aus und kann FNB-spezifisch stark abweichen. Diese Abweichungen sind auf die starken Unterschiede in den Netzmodellen zurückzuführen und aufgrund der recht groben Vorgabe durch den Gesetzgeber gesetzeskonform. Aus der errechneten Kapazitätsmenge werden Standardprodukte generiert und verauktioniert. Die Auktion für Standardprodukte mit einer Laufzeit von einem Monat findet einmal im Monat statt und wird unter Verwendung des Algorithmus für mehrstufig aufsteigende Preisauktionen durchgeführt. Dabei handelt es sich um ein Verfahren, bei dem der Bietende für die vorgegebenen und nacheinander folgenden Preisschritte Mengengebote abgibt. Die Preisschritte teilen sich in sogenannte kleine und große Preisschritte. Somit enthält ein Gebot neben den Informationen zu dem Bieter, dem Kopplungspunkt, der Flussrichtung auch die Angaben über die gewünschte Kapazitätsmenge für den jeweiligen Preisschritt. Die abgegebenen Gebote werden bei der mehrstufigen Vorgehensweise nacheinander auf- 16

18 Herausforderungen einer europaweiten Gashandelslogistik... gerufen. Entspricht die Summe der Mengengebote aller an einer Auktion teilnehmenden Netznutzer der angebotenen Kapazität oder ist sie niedriger als diese, so endet die Auktion. Ist die Summe der Mengengebote größer als die angebotene Kapazität, wird ein weiteres Gebotsfenster eröffnet. Dabei entspricht der Preis des neuen Gebotsfensters dem Preis der vorhergehenden Gebotsrunde zuzüglich eines vor der Auktion festgelegten und veröffentlichten großen Preisschritts. Durch die Verwendung großer Preisschritte soll die Dauer der Auktion so kurz wie möglich gestaltet werden. Dieses Verfahren wird bis zum erstmaligen Auftreten einer Unternachfrage durchgeführt. Eine Unternachfrage tritt dann ein, wenn die Summe der Mengengebote aller an der Auktion beteiligten Netznutzer geringer als die angebotene Menge ausfällt. Im Fall einer Unternachfrage wird ein weiteres Gebotsfenster eröffnet, in dem der Preis dem Preis des letzten Gebotsfensters ohne Unternachfrage zuzüglich eines kleinen Preisschrittes entspricht. Anschließend werden weitere Gebotsrunden mit Erhöhungen des Preises um jeweils einen kleinen Preisschritt eröffnet. An dieser Stelle wird durch die Verwendung der kleinen Preisschritte eine genaue Annäherung an den Markträumungspreis ermöglicht. Dieses Verfahren dauert so lange an, bis die Summe der Gebote aller an dieser Auktion beteiligten Netznutzer größer der angebotenen Kapazität ist. Sobald die aggregierte Nachfrage der angebotenen Kapazität entspricht oder geringer ausfällt, endet die Auktion. Damit erhalten die Netznutzer die von ihnen gewünschte Kapazitätsmenge. Der in dem letzten Gebotsfenster erzielte Preis stellt den Markträumungspreis dar und wird dem Netznutzer von dem Fernleitungsnetzbetreiber in Rechnung gestellt. Die Veröffentlichung der Ergebnisse erfolgt unmittelbar nach Abschluss der Auktion auf der Buchungsplattform. Kapitel 4 beschreibt im Detail den Umgang mit gebündelten Kapazitätsprodukten. Darin wird z.b. festgelegt, dass benachbarte Fernleitungsnetzbetreiber ihre verbindliche Kapazität an Kopplungspunkten als gebündelte Kapazitäten anhand des beschriebenen Auktionsverfahrens anbieten sollen. Damit soll der Erwerb der Transportkapazitäten durch die Netznutzer, im Vergleich zum separaten Kauf bei benachbarten Fernleitungsnetzbetreibern, um ein Vielfaches erleichtert werden. Dieses Verfahren garantiert den grenz- und marktgebietsübergreifenden Transport von Kapazitäten und minimiert die damit verbundenen Risiken für Netznutzer. Sollte einer der Netzbetreiber an dem jeweiligen Netzpunkt mehr verbindliche Kapazität zur Verfügung haben als der benachbarte Fernleitungsnetzbetreiber, kann er diese als ungebündelte Kapazität anbieten. Hinzu kommt die Pflicht für beide Fernleitungsnetzbetreiber, für gebündelte Kapazitäten ein gemeinsames Nominierungsverfahren anzubieten. Dadurch soll der für die Netznutzer entstehende Aufwand bei der Nominierung ihrer gebündelten Lastflüsse minimiert werden. Ferner beschreibt NC CAM in Artikel 21 die Zuweisung unterbrechbarer Kapazitäten. Diese sollen zukünftig als Standardprodukte auf Tagesbasis durch das 17

19 Andreas Bräsigk, Martin Drescher und Dawid Mikolajczyk Auktionsverfahren angeboten werden allerdings für den Fall, dass an dem jeweiligen Netzpunkt keine verbindliche Kapazität zur Verfügung steht. Die sogenannte fest vor unterbrechbar Regel soll die Buchung unterbrechbarer Kapazitäten und das kurzfristige Umwandeln dieser Kapazitäten an Netzpunkten, an denen es mit einer hohen Wahrscheinlichkeit nicht zu Engpässen kommen wird, verhindern. Dies kann allerdings auch mit einer Erweiterung des aktuellen FCFS- Verfahrens (first-come, first-served) verhindert werden. Somit besitzt die Einführung des Auktionsverfahrens für unterbrechbare Kapazität aufgrund des unbegrenzten Angebotes dieser Kapazität keinerlei Vorteile weder für die Fernleitungsnetzbetreiber noch für die Netznutzer. Dafür verkompliziert es die Vergabe der Kapazitäten und führt durch die notwendige systemseitige Umsetzung zu höheren Kosten. 7 Fazit In den vorherigen Kapiteln wurde anhand ausgewählter Länder verdeutlicht, mit welchen Problemstellungen ein europaweit agierender Gashändler konfrontiert ist und wie komplex sich Gashandelslogistik in Europa momentan darstellt. Trotz der Komplexität der abzubildenden Prozesse ergeben sich aus einer länderübergreifenden Handelstätigkeit für einen Gashändler nutzbare Chancen. Beispielsweise können neue Absatzmärkte außerhalb des Heimatmarktes erschlossen oder alternative Bezugsquellen in europäischen Nachbarländern zugänglich gemacht werden. Die sichere Beherrschung der länderspezifischen Marktmodelle und Bilanzierungsregeln einschließlich der Prozesse für das Kapazitätsmanagement sind dafür eine wichtige Voraussetzung. Eine weitere Chance bietet die Fremdvermarktung ungenutzter Transportkapazitäten, welche einen unnötigen Kostenfaktor darstellen. Durch die Fremdvermarktung kann eine deutlich höhere Auslastung der Kapazitäten und damit eine Reduzierung der Kapazitätskosten erreicht werden. Im besten Fall können durch eine geschickte Vermarktung ungenutzter Kapazitäten sogar zusätzliche Gewinne erwirtschaftet werden, die z.b. für den Preisausgleich zwischen einzelnen Märkten nutzbar sind. Aufgrund des Preisunterschiedes zwischen kurzfristigen und langfristigen Kapazitätsprodukten können durch einen geringen Einsatz langfristiger Kapazitätsprodukte gegenüber einem erhöhten Einsatz von Kurzfristprodukten weitere Kostenoptimierungen erreicht werden. In Deutschland wurden Day-Ahead-Kapazitätsprodukte in der Startphase bis zum mitunter für einen Preis von 0 Euro angeboten. Voraussetzung für die Nutzung der sich ergebenden Chancen und die Vermeidung von Risiken wie ungeplante Pönalisierungen oder teure Ausgleichsenergiekosten sind die sichere Beherrschung der Prozesse und die transparente Gegenüberstellung der möglichen Handlungsoptionen einschließlich der damit verbun- 18

20 Herausforderungen einer europaweiten Gashandelslogistik... denen Kosten und Erlöse. Hierbei haben Händler z.b. die Wahl zwischen physischem Transport versus Direktbezug am VHP, Kurzfristhandel versus Langfristhandel, Kurzfristkapazität versus Langfristkapazität, Einsatz von Speichern versus Bezugsquellen. Durch den geschickten Einsatz der Handlungsoptionen im Rahmen einer optimierten Beschaffungsstrategie können zusätzliche Gewinne erwirtschaftet werden. Aktuell gibt es aufgrund der geringen Preisunterschiede zwischen den VHP kaum Anreize für einen physischen Gashandelstransport. Die deutlich einfacher zu realisierende Alternative ist momentan eine direkte Versorgung mit geeigneten Handelsprodukten an einem der nationalen VHP. Der Netzkodex stellt einen großen Schritt zur Vereinheitlichung und Harmonisierung der europäischen Gasmärkte der einzelnen Mitgliedsstaaten dar. Damit wird der Zugang für Netznutzer Ländergrenzen übergreifend deutlich vereinfacht, was zu mehr Wettbewerb und damit auch zu fallenden Preisen führen kann. Aufgrund der starken nationalen Diversität der abzubildenden Prozesse ergeben sich momentan für einen europaweit agierenden Gashändler verhältnismäßig hohe Einstiegshürden, die nur mit hochautomatisierten und gleichzeitig sehr flexiblen IT-Lösungen abgebildet werden können. Die Lösung MTS TRADE der ECG erhöht durch eine transparente Abbildung europaweiter Gashandelslogistik die Effizienz und Übersichtlichkeit der Prozesse, welche entsprechend den Vorgaben der regulatorischen Regulierung in der Software stetig weiterentwickelt und angepasst werden. Zusätzlich steht ECG ihren Kunden für gasfachliche Prozesse auch beratend zur Seite und unterstützt bei der Bewältigung aktueller Herausforderungen. Quellen: Verordnung (EG) Nr. 713/2009 vom 13. Juli 2009 zur Gründung einer Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden. In: Amtsblatt der Europäischen Union Nr. L 211 vom 14. August 2009, S Verordnung (EG) Nr. 715/2009 vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005. In: Amtsblatt der Europäischen Union Nr. L 211 vom 14. August 2009, S Richtlinie 2009/73/EG vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/55/EG. In: Amtsblatt der Europäischen Union Nr. L 211 vom 14. August 2009, S Verordnung (EU) Nr. 984/2013 vom 14. Oktober 2013 zur Festlegung eines Netzkodex über Mechanismen für die Kapazitätszuweisung und Ergän- 19