Bilanzkreismanagement und Bilanzkreisabrechnung Gas - Tag 3

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1 C ampus für Energie und Wirtschaft Lernen Verstehen Handeln Günter Fischer Dipl.-Ing. Campus für Energie und Wirtschaft GbR Völklinger Str. 24 D Leverkusen Bilanzkreismanagement und Bilanzkreisabrechnung Gas - Tag 3 fischer@campus-ew.de Tegernsee, 24. Oktober 2014

2 Wer wir sind Wir sind ein Kompetenzpool in den Bereichen Strom, Gas, Wärme und Wasser Vertrieb und Marketing Führung und Strategie Kommunikation Wir bieten Schulungen, Trainings, Workshops in offenen Veranstaltungen oder Inhouse- Seminaren Wir verstehen uns als verlässlicher Ansprechpartner, kompetenter Dienstleister und kreativer Impulsgeber Seite 2

3 Ihr Referent Günter Fischer Dipl.-Ing., 58 Jahre Mitglied der Geschäftsleitung der Campus für Energie und Wirtschaft GbR Unternehmensberater und Partner der CO3 Beratungsgesellschaft mbh (i.g.) ( Geschäftsführer der GF-Energie sàrl ( Bis 2014 Partner der ifed GmbH Bis 2007 Leiter Energieportfoliomanagement bei einem führenden Contractingunternehmen sowie bis 2004 Führungspositionen im Vertrieb regionaler Versorgungsunternehmen Beratung von Energieversorgern und Stadtwerken in den Bereichen Design und Implementierung von Geschäftsprozessen, die mit den Marktprozessvorgaben der Bundesnetzagentur konform gehen (u.a. GPKE, GeLi-Gas, WiM, GABi-Gas, MaBiS), Energielogistik Strom und Gas Aufbau- und Ablauforganisation Begleitung von Veränderungsprozessen in Unternehmen der Energiewirtschaft als Berater und Coach Seminare, Schulungen und Vorträge zu energiewirtschaftlichen Fragestellungen Campus für Energie und Wirtschaft GbR Völklinger Str. 24 D Leverkusen Mobil: +49 (0) Internet: Seite 3

4 Unsere Agenda für den dritten Tag - Gas Rechtliches Umfeld zur Energiemengenbilanzierung Gas Überblick zu den Vorgaben des Gesetzgebers und der Bundesnetzagentur Grundlagen der Kooperationsvereinbarung zwischen den Betreibern von Gasversorgungsnetzen (KoV) Lieferabwicklung entlang der Gas-Wertschöpfungskette Funktionsweise der Gasbelieferung vom Importflansch zum Hausanschluss Technischer Netzbetrieb (insbesondere Netzregelung) Grundmodell der deutschen Gaslogistik Beispielhafte Abwicklung von Kunden mit registrierender Leistungsmessung (RLM) und von Kunden mit Standardlastprofil (SLP) Bilanzkreismanagement Gas im Detail (auch vertragliche Regelungen) Bilanzkreisabrechnung Gas im Detail Grundmodell für Ausgleichsleistungen und Bilanzierungsregeln im Gassektor (GABi Gas) Ausblick Gas EU-Vorgaben zur Gasbilanzierung, GABi Gas 2.0, Weiterentwicklung KoV Energiewende auch im Gas? Seite 4

5 C ampus 1. RECHTLICHES UMFELD ZUR ENERGIEMENGENBILANZIERUNG Häufig verwendete Abkürzungen Seite 5

6 Abkürzungsverzeichnis (Kooperationsvereinbarung) Teil 1 ANB Ausspeisenetzbetreiber BDEW Bundesverband der deutschen Energie- und Wasserwirtschaft BNetzA Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen BK Bilanzkreis BKV Bilanzkreisverantwortlicher D Tag/Betrachtungstag (= Liefertag) im Format Gastag D+1 Folgetag auf den Liefertag D+2 Folge-Folgetag auf den Liefertag D-1 Vortag des Liefertages D-2 Vor-Vortag des Liefertages D-3 Vor-Vor-Vortag des Liefertages DVGW Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e.v. EDM Energiedatenmanagement ENB Einspeisenetzbetreiber FNB Fernleitungsnetzbetreiber GABi Gas Grundmodell der Ausgleichsleistungen und Bilanzierungsregeln im deutschen Gasmarkt GasNZV Gasnetzzugangsverordnung Seite 6

7 Abkürzungsverzeichnis (Kooperationsvereinbarung) Teil 2 GEODE Europäischer Verband der unabhängigen Strom- und Gasverteilerunternehmen GÜP Grenzübergangspunkt LV Letztverbraucher KoV Vereinbarung über die Kooperation gemäß 20 Abs. 1 b) EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen kwh/d Kilowattstunden pro Tag KT Kalendertag M Liefermonat M+2M 2 Kalendermonate nach Ende des Liefermonats M+2M-XWT x-ter Werktag vor Ende des 2. Kalendermonats nach Ende des Liefermonats M+XWT x-ter Werktag nach Ende des Liefermonats M+XKT x-ter Kalendertag nach Ende des Liefermonats MDL Messdienstleister (MDL) MESZ Mitteleuropäische Sommerzeit MEZ Mitteleuropäische Zeit MGV Marktgebietsverantwortlicher MÜP Marktgebietsübergangspunkt Seite 7

8 Abkürzungsverzeichnis (Kooperationsvereinbarung) Teil 3 NB Netzbetreiber PKP Primärkapazitätsplattform RBK Rechnungsbilanzkreis RLM Registrierte Leistungsmessung SLP Standardlastprofil(e) SBK Subbilanzkonto SSO Speicherbetreiber TK Transportkunde (= Netznutzer oder Lieferant) TUM Technische Universität München UBK Unterbilanzkreis VHP Virtueller Handelspunkt VNB Verteilernetzbetreiber VBA Verbrauchsabrechnung VKU Verband kommunaler Unternehmen WT Werktag ZRT Zeitreihentyp Hinweis: Der Begriff Subbilanzkreis wird nicht mehr verwendet, nur noch Unterbilanzkreis Seite 8

9 Begriffsbestimmungen Begriffe BK - Bilanzkreis die Zusammenfassung einer beliebigen Anzahl von Einspeisepunkten und/oder Ausspeisepunkten mit Saldierung der Abweichungen zwischen Einspeisungen und Ausspeisungen; BKV - Bilanzkreisverantwortlicher eine natürliche oder juristische Person, die gegenüber dem Netzbetreiber für die Abwicklung des Bilanzkreises verantwortlich ist; Buchung das Erwerben von Kapazitätsrechten; AE - Ausgleichsenergie die für den Ausgleich von Abweichungen zwischen Ein- und Ausspeisungen von Transportkunden in einem festgelegten Zeitintervall benötigte Energie Kapazitätsbeschaffung / Kapazitätsbuchung Vertragliche Zuordnung von Transportkapazität zu einem Transportkunden durch den Netzbetreiber über die Laufzeit der Vereinbarung und deren Inanspruchnahme Allokation Eindeutige Aufteilung und Zuordnung von Transportmengen an Netzpunkten, an denen die fließenden Gasmengen nicht nur einem einzigen Transportkunden zugeordnet werden können. Beispiel: Allokiert wie nominiert am VP. Nominierung Anmeldung der beabsichtigten Nutzung einer gebuchten Ein- oder Ausspeisekapazität durch einen ganzzahligen Fahrplan der geplanten Transportmenge in stündlicher Auflösung für (mindestens) einen Gastag Seite 9

10 Begriffsbestimmungen Gastag Beginnt am Kalendertag um Uhr und endet um Uhr des Folgetages Gaswirtschaftsjahr Beginn: 01. Oktober Uhr, Ende 01. Oktober Uhr im Folgejahr Speicherwirtschaftsjahr Beginn: 01. April Uhr, Ende 01. April Uhr im Folgejahr RLMoT RLM-Kunde ohne Tagesband : Lieferung und Bilanzierung erfolgen nach Stundenbändern RLMmT RLM-Kunde mit Tagesband : Lieferung und Bilanzierung erfolgen nach Tagesbändern SLP / SLP-Kunde Standardisiertes Lastprofil / Kunde, der nach stand. Lastprofilen beliefert wird RLMNEV RLM-Kunde mit Nominierungsersatzverfahren (Online-Flow-Control) MeMi oder MuMmA Mehr- und Mindermengenabrechnung MGV - Marktgebietsverantwortlicher Das von den Transportnetzbetreibern bestimmte Unternehmen, das die Infrastruktur für das Marktgebiet, den virtuellen Handelspunkt und die Bilanzkreise bereitstellt, und das Regelenergie beschafft und einsetzt. Seite 10

11 C ampus 1. RECHTLICHES UMFELD ZUR ENERGIEMENGENBILANZIERUNG Seite 11

12 Der Rechtsrahmen 20 Abs. 1a Satz 5 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) setzt voraus, dass stets ein Ausgleich zwischen Einspeisung und Entnahme von Strom unter Verwendung eines Bilanzkreissystems gewährleistet ist. Für Gas werden nur Bilanzzonen erwähnt, in denen Ein- und Ausspeisepunkte einem Bilanzkreis zugeordnet werden können. 3 GasNZV Netzbetreiber Und Transportkunden müssen standardisierte Verträge schließen (z.b. Lieferantenrahmenvertrag). Diese Verträge schreiben die Benennung eines Bilanzkreises für jeden Ein- und Ausspeisepunkt vor. MGV müssen standardisierte Bilanzkreisverträge anbieten und abschließen. -> 22 Abs. 1 GasNZV Transportkunden (Netznutzer, Lieferanten) müssen alle von ihnen genutzten Ein- und Ausspeisestellen einem Bilanzkreis zuordnen. -> 22 Abs. 2 GasNZV Für jeden Bilanzkreis ist gegenüber dem jeweiligen Marktgebietsverantwortlichen ein Bilanzkreisverantwortlicher zu benennen. Dieser trägt die wirtschaftliche Verantwortung für Abweichungen zwischen Einspeisung und Entnahme. Seite 12

13 Der Rechtsrahmen 23 Abs. 1 GasNZV Bilanzierungsintervall ist der Gastag (06 00 bis ). Festlegung GABi-Gas (BK ) der Bundesnetzagentur Der Preis für Ausgleichsenergie (Bilanzkreisabrechnung) wird aus 4 europäischen Referenz-Marktpreisen ermittelt. Die Bilanzkreisabrechnung hat durch die Marktgebietsverantwortlichen gegenüber den Bilanzkreisverantwortlichen spätestens zwei Monate nach dem jeweiligen Liefermonat zu erfolgen -> 23 Abs. 2 Satz 5 GasNZV. Die Festlegung GABi-Gas (BK ) der Bundesnetzagentur regelt Details, Datenformate und Marktprozesse der Bilanzkreisabrechnung Gas. Seite 13

14 Überblick: Die Verordnungen zum EnWG Netzzugangsverordnungen: StromNZV + GPKE und MaBiS GasNZV KoV + GeLi Regeln für den Netzzugang und das Bilanzkreissystem Netzentgeltverordnungen: StromNEV, GasNEV und ARegV Regeln für die Netzentgeltkalkulation und die Anreizregulierung Netzanschlussverordnungen: NAV und NDAV Regeln für den Netzanschluss in der Ortsverteilebene (die AGB ) Grundversorgungsverordnungen: StromGVV und GasGVV Regeln für die Energielieferung in der Grundversorgung / Ortsverteilebene (gesetzlich vorgegebene AGB ) Konzessionsabgabenverordnung : KAV Regeln für die Zahlung von Konzessionsabgaben an Kommunen Kraftwerks-Netzanschlussverordnung: KraftNAV Regeln für den Netzanschluss von Kraftwerken (ab 100 MW in 110 kv und höher) Messzugangsverordnung: MessZV + WiM + 21i EnWG Regeln zur Liberalisierung des Messwesens im Energiebereich Seite 14

15 Überblick: so entstehen Netzkodizes Zeitdauer: 2-4 Jahre Seite 15

16 Die Rolle der Kooperationsvereinbarung (KoV) Die Betreiber der in Deutschland gelegenen Gasnetzen sind gemäß 20 Abs. 1b EnWG verpflichtet, so zusammenzuarbeiten, dass Transportkunden zur Abwicklung des Netzzugangs nur einen Einspeiseund einen Ausspeisevertrag schließen müssen KoV 8 Abs. 6 GasNZV verpflichtet die Gasnetzbetreiber zum Abschluss der Kooperationsvereinbarung ab dem 01. Juli Seite 16

17 Zentrale Regelungen für unser heutiges Thema: Die grundlegende Verordnung über den Gasnetzzugang ist die Gasnetzzugangsverordnung GasNZV 2010 sie verfügt die Anwendung einer Kooperationsvereinbarung der Netzbetreiber ab ab KoV IV, ab KoV V, ab KoV VI, ab KoV VII, ab KoV VIII Ergänzende Festlegungen der Bundesnetzagentur bestimmen unser praktisches Handeln in der Abwicklung des Netzzugangs: BK GABi (Weiterentwicklung KoV VII oder VIII?) Grundmodell für Ausgleichsleistungen und Bilanzierung Gas BK GeLi Geschäftsprozesse/Datenformate für den Lieferantenwechsel BK Konni Konvertierungssystem BK KARLA Festlegung in Sachen Kapazitätsregelungen und Auktionsverfahren im Gassektor Seite 17

18 Die Kooperationsvereinbarung im Zeitstrahl EnWG Juli 2005 EnWG 28. Juli 2011 EnWG Anfang 2013 EnWG Anfang 2014 GasNZV Juli 2005 GasNZV Sept KoV I 19. Juli 2006 KoV II 25. April 2007 KoV III 29. Juli 2009 KoV IV 30. Juni 2011 KoV V 29. Juni 2012 KoV VI 28. Juni 2013 KoV VII 30. Juni 2014 KoV VIII??. Juni 2015 KoV VI setzte neue Regeln (D und EU) um analog bildet KoV VII die Weiterentwicklung von Regeln ab. Mit der KoV VIII werden neu in Kraft gesetzte EU-Regeln (u.a. network code on gas balancing NC-BAL ) und daraus folgend GABi-Gas 2.0 umgesetzt. Nach der KoV ist vor der KoV Tritt in Kraft am Tritt in Kraft am Seite 18

19 Übersicht: Was alles umfasst die neue KoV? Änderung Änderung Änderung Änderung Änderung Änderung Änderung Änderung Änderung Änderung Neu Neu Seite 19

20 KoV die Leitfäden 1. Geänderter Leitfaden Marktprozesse Bilanzkreismanagement Gas Teil 1: 185 Seiten + Teil 2: 186 Seiten 2. Geänderter Leitfaden Abwicklung von Standardlastprofilen Gas 116 Seiten 3. Geänderter Leitfaden Sicherheitsleistungen und Vorauszahlungen im deutschen Gasmarkt 13 Seiten 4. Leitfaden Bilanzierung Biogas 13 Seiten 5. Leitfaden Kostenwälzung Biogas 15 Seiten 6. Geänderter Leitfaden Marktraumumstellung 15 Seiten 7. Neuer Leitfaden Krisenvorsorge Gas 51 Seiten (!) 8. Neuer Leitfaden Prozessbeschreibung Netzbetreiberwechsel 30 Seiten (!) Seite 20

21 Verträge nach KoV im Gas-Wettbewerb MGV bzw. Ferngasnetzbetreiber (ENB und ANB) Netzkopplungsvertrag / KoV Verteilnetzbetreiber (ANB) TK / Produzent / LV BKV BKV Transportkunde / Lieferant Netzkunde / LV Anschlussnehmer Ggf. Vereinbarung über die Verbindung von Bilanzkreisen Gasliefervertrag Seite 21

22 Verträge nach KoV im Gas-Wettbewerb (Biogas) MGV bzw. Ferngasnetzbetreiber (ENB und ANB) Netzkopplungsvertrag / KoV Verteilnetzbetreiber (ANB) TK / Produzent / LV BKV BKV Transportkunde / Lieferant Biogaseinspeiser Anschlussnehmer Ggf. Vereinbarung über die Verbindung von Bilanzkreisen Seite 22

23 KoV VII Anlage 1 Der Ein- Ausspeisevertrag auf der Fernleitungsebene wird auf der europäischen Primärkapazitätsplattform zwischen Transportkunde und Fernleitungsnetzbetreiber geschlossen. Anlage 1 zur KoV enthält die Geschäftsbedingungen für den Vertrag Sie umfasst 51 Seiten mit 47 Paragraphen Anlage 1 Mehr-/Mindermengenverfahren in vier Varianten Seite 23

24 KoV VII Anlage 3 Der Lieferantenrahmenvertrag wird zwischen dem Transportkunden und dem Netzbetreiber geschlossen. Anlage 3 zur KoV enthält den neuen Vertrag Sie umfasst 34 Seiten mit 18 Paragraphen Anlage 1 Technische Einzelheiten zum Datenaustausch sowie Ansprechpartner und Erreichbarkeit Anlage 2 Ergänzende Geschäftsbedingungen Anlage 3 EDI-Vereinbarung (nur wenn nicht anderweitig abgeschlossen) Anlage 4 Standardlastprofilverfahren und Verfahren zur Mehr-/Mindermengenabrechnung Anlage 5 Preisblätter für den Netzzugang Anlage 6 18 NDAV Anlage 7 Begriffsbestimmungen Seite 24

25 KoV VII Anlage 4 Der Bilanzkreisvertrag wird zwischen dem Transportkunden bzw. seinem Bilanzkreisverantwortlichen und dem Marktgebietsverantwortlichen geschlossen. Anlage 4 zur KoV enthält die Geschäftsbedingungen zum Vertrag Sie umfasst 48 Seiten mit 45+8 = 53 Paragraphen Anlage 1 Begriffsbestimmungen Anlage 2 Zusätzliche Regelungen zur Bilanzierung von Biogas im Marktgebiet Seite 25

26 KoV VII Anlage 5 Vereinbarung über die Verbindung von Bilanzkreisen Sie umfasst 3 Seiten mit 6 Paragraphen Anlage Begriffsbestimmungen Seite 26

27 C ampus DIE MARKTROLLEN Seite 27

28 Netzzugang per Bilanzkreis Transportkunden (Netznutzer) müssen sämtliche Einspeise- und Entnahmestellen Bilanzkreisen eindeutig zuordnen. Kein Zählpunkt darf ohne Bilanzkreis-Zuordnung bleiben! Die gesetzlich begründeten Regeln gelten nicht für die Speicherbetreiber (hier gilt NTPA). Es wird empfohlen, die Regeln der KoV entsprechend zu vereinbaren. Seite 28

29 Bilanzkreise in der Übersicht Wir finden folgende Arten von Bilanzkreisen bei Gas Bilanzkreise mit physischer Ein- und Ausspeisung z.b. Erzeuger- und Lieferantenbilanzkreise hier werden die Zählpunkte eingebracht Bilanzkreise ohne physische Ein- und Ausspeisungen z.b. Händlerbilanzkreise, Börsenbilanzkreise Netzbetreiberbilanzkreise Die gibt es nur bei Strom, nicht bei Gas. Das Netzkonto könnte man als Aquivalent ansehen. Energiemengen, die im Stromnetz in den Differenzbilanzkreis gebucht werden, erfasst die Gaswirtschaft auf dem Netzkonto. Das sind Differenzen zwischen in das Netz eingespeister Energie und auf den Bilanzkreiskonten allokierten Energiemengen. Seite 29

30 Marktrollen im Marktmodell nach GasNZV Transportkunde (TK) Transportkunde ist jeder Kunde eines Netzbetreibers meistens wird er als Lieferant auftreten. Letztverbraucher, die ihre Gasbeschaffung selbst durchführen, sind ebenfalls Transportkunden. Lieferant (LF) Ein Unternehmen, das Endkunden mit Gas beliefert. Einspeisenetzbetreiber (ENB) Der Netzbetreiber, in dessen Netz der Transportkunde einspeist. Große Gasmengen werden i.d.r. bei Fernleitungsnetzbetreibern (FNB) eingespeist, Biomethan meistens bei bei VNB. Ausspeisenetzbetreiber (ANB) Der Netzbetreiber, aus dessen Netz der Letztverbraucher beliefert wird meistens ist er ein VNB, aber auch FNB beliefern Kunden. Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) Ein Netzbetreiber mit Systemverantwortung und Entry-Exit-Netzentgeltsystem. Seite 30

31 Marktrollen im Marktmodell nach GasNZV Verteilnetzbetreiber (VNB) Ein Netzbetreiber unterhalb der FNB-Ebene selten mit Entry-Exit- Netzentgeltsystem, meistens mit Netzpartizipationsmodell. Marktgebietsverantwortlicher (MGV) (alt: Bilanzkreisnetzbetreiber oder marktgebietsaufspannender Netzbetreiber) Ist für die Systemstabilität und Bilanzkreisabrechnung verantwortlich. - Netconnect Germany GmbH & Co. KG - Gaspool Balancing Services GmbH Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) Eine natürliche oder juristische Person, die den Bilanzkreis nach den geltenden Regeln führt und die wirtschaftliche Verantwortung für Abweichungen zwischen Einspeisung und Ausspeisung übernimmt. Seite 31

32 Weitere wichtige Begriffe Bilanzierungsbrennwert Früher auch als Referenzbrennwert bezeichnet Vom Netzbetreiber vorgegebener Brennwert für die Ermittlung der zu allokierenden Energiemengen Abrechnungsbrennwert Ist der endgültige Brennwert für die Abrechnung der gelieferten Energiemenge. Wird vom zuständigen (vorgelagerten) Netzbetreiber ermittelt. Die beiden Brennwerte sind immer leicht unterschiedlich! Per Vorgabe muss deshalb bei allen Gaskunden (SLP und RLM) eine Mehr- und Mindermengenabrechnung ( MeMi ) durchgeführt werden. Seite 32

33 Marktrollen der Energiewirtschaft aus Sicht der Energielogistik Erzeugung/ Förderung Großhandel (Energiemarkt) Fernleitungsnetz Verteilungsnetze MB Vertrieb Lieferant Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) Strom: BIKO Gas: MGV Verteilnetz- Betreiber (VNB) MB Der Lieferant hat den Kunden unter Vertrag (Strom- / Gasliefervertrag) und meldet die Netznutzung an oder ab. Der Bilanzkreisverantwortliche wickelt die Lieferung als interner oder externer Dienstleister im Auftrag des Lieferanten ab. Zuordnungen rot und blau werden durch GeLi/GPKE-Prozesse ausgelöst. Seite 33

34 Zuordnung der Kunden zu BKV und Lieferanten Lieferant 1 (LF) Lieferantenzuordnung/Lieferbeginn Änderungen sind bei Umzug eines SLP-Kd. bis zu 6 Wochen in die Vergangenheit gerichtet zulässig MB 2 Lieferant 2 (LF) Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) MGV Verteilnetz- Betreiber (VNB) MB 1 Lieferant 3 (LF) MB 1 Bilanzkreiszuordnung/Bilanzierungsbeginn Änderungen sind nur in die Zukunft gerichtet zulässig (Monatserster ggf. mit Fristenmonat als Vorlauf) Seite 34

35 Gas: Marktrollen energielogistische Sicht Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) FNB MGV Verteilnetz- Betreiber (VNB) MSB MDL Verantwortlich für eine ausgeglichene Energiebilanz in seinem Bilanzkreis Dienstleister für Ferntransport, Netzregelung und Bilanzkreisabrechnung Dienstleister für Gasverteilung und Datenlieferung gemäß KoV sowie für die MeMi Bilanzkreis-Grundprinzip: Planwirtschaft (Fahrplanwirtschaft) Am Liefertag: Einspeisefahrplan auf Basis einer Entnahmeprognose, die am Vortag erstellt wurde Seite 35

36 Das Zwei-Vertragsmodell zum Gasnetzzugang Beispiel: Großhändler (1) importiert Gas aus. Vertrieb (2) beliefert Letztverbraucher Importeur, Großhändler Kooperationsvereinbarung Lieferant, Vertrieb Quellen: e.on Gastrasnport Seite 36

37 Zwei-Vertragsmodell zum Gas-Netzzugang aus KoV Einspeisevertrag Stellt Kapazität vom Einspeisepunkt in das Marktgebiet bis zum VP bereit wird immer auf der Plattform PRISMA geschlossen. Ausspeisevertrag Stellt Kapazität vom VP bis zum Ausspeisepunkt bereit über alle Netzbetreiber im Marktgebiet hinweg bis zum Ausspeisenetzbetreiber. Der Ausspeisevertrag (Netznutzungsvertrag, Lieferantenrahmen-vertrag) eröffnet unmittelbaren Zugang zum VP im Marktgebiet. Die Kapazitätsbuchungen zwischen den beteiligten Netzen bis zum VP erfolgen zwischen den Netzbetreibern (KoV!). Die Kosten der vorgelagerten Netze werden bis in das Ausspeisenetz gewälzt. Im Ausspeisenetz wird ein Komplettentgelt für die Netznutzung veröffentlicht. Einspeisevertrag Lieferant (Transportkunde) Ausspeisevertrag FNB VP RNB övnb Virtueller Handelspunkt Marktgebiet Seite 37

38 Hinweise zu Fristen und Prozessabläufen Die An- und Abmeldung eines Zählpunktes auf einen Bilanzkreis kann nur zum Monatswechsel erfolgen (erster Gastag 06:00 Uhr) erfolgt nach GeLi auf den Monatsersten, der der Bestandsliste mit dem geänderten Zustand folgt. D.h. An- und Abmeldungen auf Bilanzkreise können nur immer nur in die Zukunft gerichtet erfolgen, niemals rückwirkend. Der Lieferant eines SLP-Kunden darf jedoch einen umzugsbedingten Ein- oder Auszug bis zu 6 Wochen nach dem Termin rückwirkend melden. In der Praxis führen solche rückwirkenden Meldungen zu Mehr- und Mindermengen. Lieferbeginn und Bilanzierungsbeginn können zeitlich asynchron erfolgen, analog Lieferende und Bilanzierungsende. Seite 38

39 C ampus 2. GASLIEFERUNG VON DER IMPORTSCHNITTSTELLE ZUM KUNDEN Technischer Netzbetrieb und vor allem: Netzregelung Seite 39

40 Strom- und Gasversorgung im vergleichenden Überblick Stromversorgung Elektrische Energie wird europaweit mit exakt gleichem Qualitätsstandard (Frequenz, Spannung) verbrauchsnah erzeugt und immateriell transportiert! Erzeugung und Verbrauch müssen sich jederzeit d.h. im Sekundenbereich - die Waage halten Die Stromversorgung ist flächendeckend so gut ausgebaut, dass das System trotz Energiewende noch keine spürbaren marktrelevanten Kapazitätsbeschränkungen innerhalb Deutschlands (wohl aber innerhalb Europas) hat. Gasversorgung Erdgas wird verbrauchsfern in unterschiedlichen Qualitäten gefördert, teilweise über mehr als km physisch (materiell) transportiert und zum saisonalen Ausgleich zwischengespeichert - das Gasnetz ist auch ein Speicher! Die Gasversorgung ist nicht flächendeckend ausgebaut; sie verfügt innerhalb Deutschlands über marktrelevante Kapazitätsbeschränkungen; es gibt keinen einheitlichen Gasmarkt Deutschland. Die Einspeisung ins deutsche Gasversorgungssystem und der Verbrauch müssen sich theoretisch im Jahresmittel die Waage halten praktisch im Gastagesmittel. Seite 40

41 Erdgas wird gespeichert Für die sichere Einlagerung großer Erdgasmengen eignen sich vorzugsweise natürliche und künstlich geschaffene unterirdische Speicher. In Deutschland sind knapp 50 Untertagespeicher zum Ausgleich zwischen Bedarf und Aufkommen und zur Produktionssteuerung im Einsatz. Ein großer Teil dieser Speicher befindet sich in ausgeförderten Erdöl- und Erdgaslagerstätten. Der Spitzenabsatz an einem sehr kalten Wintertag kann etwa das Fünf- bis Sechsfache der Tagesabgabe an einem heißen Sommertag betragen. Derzeit werden etwa Prozent des jährlichen Erdgasverbrauchs in Deutschland in Speichern vorgehalten, um die saisonalen Schwankungen auszugleichen. Quelle: BEB/RWE Seite 41

42 Erdgas kommt in unterschiedlichen Beschaffenheiten vor In Deutschland unterscheidet man regional zwischen mehreren Erdgas-Sorten Osthannover (L): BRENNWERT H s = 9,0 kwh/nm³ Holland (Eltern)(L): BRENNWERT H s = 10,3 kwh/nm³ Verbund (D)(L): BRENNWERT H s = 10,3 kwh/nm³ Russland (H): BRENNWERT H s = 11,0 kwh/nm³ Nordsee Troll (H): BRENNWERT H s = 11,4 kwh/nm³ Nordsee NPT (H): BRENNWERT H s = 12,0 kwh/nm³ Diese Gase werden in zwei Beschaffenheiten oder Qualitäten (H-Gas und L- Gas) eingeteilt. H-Gas (High caloric-gas) bezeichnet Erdgas mit einem Methananteil zwischen 87 und 99,1 Volumenprozent (Vol.-%) sowie geringen Stickstoff- (NO2) und Kohlendioxidanteilen (CO2). Es kommt meistens aus den GUS-Staaten sowie aus der Nordsee. L-Gas (Low caloric-gas) bezeichnet Erdgas mit einem Methananteil zwischen 79,8 und 87 Volumenprozent (Vol.-%) sowie im Vergleich zum H-Gas etwas höheren Stickstoff-(NO2) und Kohlendioxidanteilen (CO2). L-Gas kommt verstärkt im norddeutschen Raum und über die Niederlande zum Einsatz. Quelle: Abrechnung bei wechselnden Gasbeschaffenheiten - eine vergleichende Darstellung zwischen Deutschland, den Niederlanden und Großbritannien, Gregor Friedrichs, GWF 143 (2002), Nr. 1, S Seite 42

43 Das Hochdruckleitungsnetz für H-Gas und L-Gas L-Gas geht langsam zur Neige Die Netze werden abschnittsweise auf H-Gas umgestellt (deswegen KoV-Leitfaden Marktraumumstellung) Seite 43

44 Was wir liefern und abrechnen Erdgas ist ein Naturprodukt mit unterschiedlichen Eigenschaften je nach Herkunft. Der Brennwert (s. nächste Folie) schwankt entsprechend. In den Rohrleitungen fließt Erdgas aus einer oder mehreren Lagerstätten. Die Zusammensetzung des örtlich gelieferten Erdgases schwankt deswegen - sie ist je nach Lagerstätte und Herkunft unterschiedlich. Die üblichen Messgeräte erfassen Volumen und ab einer best. Größe zusätzlich Druck und der Temperatur an der Messstelle. Temperatur (ca. 10 C ca. 20 C) und Druck (von 22 mbar Überdruck bis ca. 100 bar) können von Messstelle zu Messstelle stark unterschiedlich sein und können in entsprechend betriebenen Netzen täglich schwanken. Die Netzbetreiber müssen deswegen die gemessenen Kubikmeter in Normkubikmeter umrechnen und die Normkubikmeter in Energie [kwh] umrechnen ( thermische Gasabrechnung ) Bilanziert und abgerechnet werden ausschließlich die Energiemengen [kwh]. - Seite 44

45 Brennwert Grundlage für die Abrechnung Der Brennwert H s (alt: H o ) eines Brennstoffes ist die Wärmemenge, die bei Verbrennung und anschließender Abkühlung der Verbrennungsgase auf 25 C erzeugt wird dabei wird der enthaltene Wasserdampf flüssig. Der Brennwert eines Stoffes ist gleich dem Heizwert plus der Wärme, die man durch Kondensation des Wasserdampfes aus dem Abgas zusätzlich gewinnt Der (untere) Heizwert H i (alt: H u ) bezeichnet die nutzbare Wärmemenge bei Freisetzung heißer Abgase. Der Heizwert ist deshalb deutlich geringer (Faktor 0,901 x Brennwert)! CO 2 Heizwert 10 kwh 1m³ H 2 O CO 2 Gas +11% (1,1kWh) - 1m³ H 2 O flüssig Brennwert 11,1 kwh Seite 45

46 So erfassen wir Energie bei Erdgas Thermische Gasabrechnung heißt: Die Energie (in kwh) wird aus dem gemessenen Gasvolumen und dem Brennwert des Gases berechnet Q = V B x Z x H S,n Bedeutung Q = Gasenergie (kwh) V B = Gasvolumen im Betriebszustand (m 3 ) Z = Zustandszahl H S, n = Mittlerer Brennwert im Normzustand (kwh / m 3 ) Betriebsvolumen wird gemessen und in Normvolumen umgerechnet A: vor Ort mit geeichten Mengenumwertern oder B: Umrechnung mit Ersatzgrößen für Zähler mit Q max < 450 m³/h und für Gaseffektivdrücke p e < 1 bar Normzustand: Temperatur: 0 C und Druck: 1013,25 mbar mit Wasserdampfteildruck =0 und Kompressibilitätszahl = 1 - Seite 46

47 Messen in der Gasversorgung (I) Berechnung der Gasenergie (in kwh) aus dem Gasvolumen und dem Brennwert des Gases als Grundlage für die Abrechnung Wir messen Volumen in Kubikmetern (m³) Wir rechnen um in Normvolumen = Normkubikmeter (Nm³) Womit: Mengenumwerter beim Zähler Wir multiplizieren mit dem Brennwert H S,n im Normzustand (kwh/nm³) Quelle: Vorlieferant, Ferngasnetzbetreiber Q = V B x Z x H S,n Normvolumen -geeichter Mengenumwerter vor Ort Brennwert Normzustand nach ISO 13443: trocken, p n = 1013,25 hpa Absolutdruck, T n = 0 C - Standardzustand nach ISO 13443: trocken, p s = 1013,25 hpa Absolutdruck, T s = 15 C - Datenzulieferung vom Ferngasnetzbetreiber Seite 47

48 Messen in der Gasversorgung (II) Berechnung der Gasenergie (in kwh) aus dem Gasvolumen und dem Brennwert des Gases als Grundlage für die Abrechnung Wir messen Volumen in Kubikmetern (m³) Wir rechnen um in Normvolumen = Normkubikmeter (Nm³) (trocken, 1013,25 hpa Absolutdruck, 0 C) Wir messen den Brennwert vor Ort Historisch: eine kleine Flamme brennt und erwärmt z.b. Wasser, dessen Erwärmung gemessen wird Modern: ein elektronischer Gaschromatograph bestimmt laufend die Gaszusammensetzung und errechnet den Brennwert Normvolumen Q = V B x Z x H S,n -geeichte Mengenumwerter Brennwert - Messung durch Gasanalyse vor Ort - Seite 48

49 Messen in der Gasversorgung - Zusammenfassung Eine Volumenmessung (m³) existiert immer Fall A: Betriebsvolumen (Messwert) x Betriebsbrennwert (Rechenwert) Betriebsvolumen (Messwert) x Zustandszahl x Brennwert H s,n Fall B: Vor-Ort-Umrechnung d. Betriebsvolumens in Normvolumen mit einem Mengenumwerter, Erfassung von Volumen, Druck und Temperatur Multiplikation mit dem zugeliefertem Brennwert H s,n in kwh/nm³ ab 450 m³/h oder ab 1 bar Druck! Fall C: Großmessungen: wie Fall B, zusätzlich vor-ort-messung des Brennwerts Ergebnis ist immer die Energiemenge in kwh!!! Alle für die Lieferabwicklung relevanten Prozesse verwenden den Energieinhalt des Gases! (Nur für die Techniker ist das Volumen maßgeblich) - Seite 49

50 C ampus DIE MARKTROLLEN UND DAS GRUNDMODELL DER ENERGIELOGISTIK Seite 50

51 Vom Gebietsschutz zum freien Wettbewerb (Strom und Gas) Vor der Marktöffnung waren alle Kunden im jeweiligen Netzgebiet an den dort exklusiv tätigen Versorger gebunden. Vom Kraftwerk über das Netz bis zum Energievertrieb waren die Energieversorger eine integrierte Firma Netzregelung war Angelegenheit der (internen) Höchstspannungsnetzbereiche Bilanzierung und Abrechnung erfolgten an den Verknüpfungspunkten der Netze mit Maximumzählern Alle Kunden im jeweiligen Netzgebiet sind nun völlig frei in der Lieferantenwahl. In jedem Netzgebiet sind seit Marktöffnung mehrere hundert Lieferanten aktiv. Die Energienetze sind neutrale Dienstleister für alle Lieferanten. Bilanzierung und Abrechnung müssen je Lieferant über Messungen an den Entnahme- und Einspeisestellen bei Kunden und Erzeugern erfolgen. Monopol Wettbewerb Seite 51

52 I. Vorbereitende Schritte: Grundmodell der Energielogistik (Strom und Gas) Dies ist die gasdeutsche Version 1. Jeder Transportkunde muss die Zählpunkte seiner Kunden einem Bilanzkreis zuordnen. Entweder eröffnet er selbst einen Bilanzkreis durch Abschluss eines Bilanzkreisvertrages bei dem Marktgebietsverantwortlichen (MGV), in dessen Marktgebiet (Gas) er Kunden beliefern will oder er nutzt den Bilanzkreis eines Dienstleisters (z.b. den Bilanzkreis des Vorlieferanten). Der Gasbilanzkreis wird für genau eine Qualität (H-Gas oder L-Gas) geführt! 2. Die Summe aller Bilanzkreise (BK) umfasst alle (!) Zählpunkte von Kunden und Einspeisern in einem Marktgebiet. Jede in ein öffentliches Netz eingespeiste kwh muss auf einem Bilanzkreiskonto gebucht werden (dito die entnommenen kwh)! Analogie zum kfm. Rechnungswesen Grundsätze: 1. Kein Zählpunkt ohne Bilanzkreiszuordnung! 2. Jede letztverbrauchte oder eingespeiste kwh im Netz der allgemeinen Versorgung muss auf einem Bilanzkreiskonto gebucht werden! Seite 52

53 Grundmodell der Energielogistik (Strom und Gas) Was ist bei Gas anders? STROM Stromdeutsch GAS Gasdeutsch. Regelzone BIKO (Bilanzkoordinator) Ein Übertragungsnetzbetreiber pro Regelzone Vier Regelzonen in D müssen getrennt bewirtschaftet werden Lieferant Verteilnetzbetreiber Fahrplan Bilanzierungsbuchung Marktgebiet Marktgebietsverantwortlicher (MGV) Mehrere Ferngasnetzbetreiber pro Marktgebiet (sie arbeiten zusammen und bilden das Marktgebiet) Zwei Marktgebiete in D (aber: je 2 Gasqualitäten müssen getrennt bewirtschaftet werden Transportkunde (! Transportkunde kann auch der Netznutzer sein) oft auch Ausspeisenetzbetreiber oder Einspeisenetzbetreiber Nominierung Allokation Seite 53

54 Weitere wichtige Unterschiede Grundmodell der Energielogistik (Strom und Gas) STROM GAS. Anwendung der Standardlastprofile erfolgt durch den Lieferanten Bewirtschaftung der SLP-Abweichungen erfolgt durch den VNB (Differenz-BK) Messung = Abrechnung in kwh Messintervall: 15 Minuten Bilanzierungsintervall: 15 Minuten Stromtag von Uhr bis24 00 Uhr Anwendung der SLP erfolgt durch den Netzbetreiber am Tag vor der Lieferung Bewirtschaftung aller Abweichungen erfolgt durch den MGV (Umlagekonto) Messung in m³, Umrechnung in kwh Bilanzierung mit einem Referenzbrennwert erzwingt auch bei RLM-Kunden eine MeMi Messintervall 1 Stunde Bilanzierungsintervall 1 Gastag Gastag beginnt Uhr und endet Uhr des Folgetags Gaswirtschaftsjahr beginnt am 01. Oktober Uhr und endet am 01. Oktober Uhr des Folgejahrs Speicherwirtschaftsjahr beginnt am 01. April Uhr und endet am 01. April Uhr des Folgejahrs Seite 54

55 Grundmodell der Energielogistik (Strom und Gas) Weitere wichtige Unterschiede STROM GAS. Eine Liefer- und Abrechnungsmethodik für alle RLM-Kunden Bilanzierung nach MaBiS bis M + 10 WT RLM-Kunden werden in drei Fälle eingeteilt und unterschiedlich abgerechnet (RLMoT, RLMmT, RLMNEV siehe GABi-Gas) Allokation am Tag nach der Lieferung Seite 55

56 Grundmodell der Energielogistik (Strom und Gas) II. Täglich wiederkehrende Abläufe D-1 am Tag vor der Lieferung 1. Jeder Lieferant prognostiziert am Tag vor der Lieferung möglichst genau, wie viel Energie er am Liefertag einspeisen lassen muss, um seine Kunden zu versorgen. 2. Der beauftragte Bilanzkreisverantwortliche stellt am Tag vor der Lieferung durch Handel (bei Gas vorrangig OTC, evtl. auch Börse) oder Einkauf beim Händler sicher, dass er am Liefertag die benötigte Energie zur Verfügung hat und nominiert die Einspeisungen in den Bilanzkreis. 3. Planungs-, Bilanzierungs- und Abrechnungsintervall ist beim Strom die Viertelstunde, beim Gas der Gastag. Für Großkunden ab 300 MW (Fallgruppe RLMoT) muss zusätzlich im Stundentakt geplant werden. 4. Gemäß diesen Prognosen lässt der BKV am Tag der Lieferung Energie in den Bilanzkreis einspeisen (z.b. durch Gasimport/Speicherbewirtschaftung/ Gashandel). Am Liefertag: Einspeisung nach Fahr-Plan Planwirtschaft Seite 56

57 Grundmodell der Energielogistik (Strom und Gas) III. Täglich wiederkehrende Abläufe am Tag der Lieferung 1. Der Marktgebietsverantwortliche gleicht am Tag der Lieferung laufend die Abweichungen zwischen der prognosebasierten Fahrplan-Einspeisung und der realen Abnahme der Kunden aus. Stochastische Abweichungen sowohl der Entnahme als auch der Einspeisung sind zu einem gewissen Grad normal und werden technisch durch Regelenergie ausgeglichen. 2. Der MGV gleicht das Gaskonto des Bilanzkreises für jedes Abrechnungs-intervall (Gastag) auf einen Kontostand von Null aus. Für die dazu notwendige Ausgleichsenergie bekommt der MGV von den Bilanzkreisverantwortlichen Geld, wenn er den Ausgleich liefert, und der MGV muss an den Bilanzkreisverantwortlichen zahlen, wenn er überschüssige Energie abnimmt. Seite 57

58 Grundmodell der Energielogistik (Strom und Gas) 3. Die für die Abrechnung erwünschte Messtechnik nennt sich registrierende Leistungsmessung (RLM). Bei RLM-Kunden liegen Bilanzierungsdaten in der notwendigen Zeitauflösung von Stunden (Gas) vor. Die Bilanzierung = Allokation erfolgt unmittelbar nach der Lieferung! 4. Bei Kunden mit kleinen Verbrauchsmengen (Haushalte, Kleingewerbe) ist RLM zu teuer die teure Messung wird durch eine Jahresverbrauchsmessung und durch standardisierte Lastprofile (SLP) ersetzt. 5. SLP sind bei Gas eine Rechenvorschrift, mit denen der Verbrauch immer genau für den Folgetag witterungsabhängig am Tag vor der Lieferung vom VNB allokiert (in diesem Fall witterungsabhängig täglich ausgerechnet ) wird. Eine Jahresprognosemenge analog Strom-SLP gibt es nicht! 6. SLP sind bei Gas Sigmoidfunktionen, die den täglichen Gasverbrauch anhand der am Tag vor der Lieferung prognostizierten Tagestemperatur für den Liefer-tag vorhersagen. Seite 58

59 Grundmodell der Energielogistik (Strom und Gas) 7. Wenn die SLP-Allokation ( Verbrauchsprognose ) nicht stimmt - und das ist normal, weil sich das Kundenverhalten nie genau vorhersagen lässt und sich ändert - merkt man das erst bei der nächsten Jahressablesung. Allokiert (bilanziert) und geliefert wurde jedoch immer die prognostizierte Menge! Der Ausgleich erfolgt über die Mehr- und Mindermengen-Abrechnung im Anschluss an die Netznutzungsrechnung! 8. Die Bilanzkreisabrechnung wird für jedes Bilanzierungsintervall in den zwei Monaten nach dem Liefermonat durchgeführt. Bei Gas gilt hierfür die Kooperationsvereinbarung und speziell der Bilanzkreismanagementleitfaden Seite 59

60 Bilanzkreise wer braucht sie? Händler Bilanzkreis (BK mit BKV) Bilanzkreis (BK mit BKV) Lieferant ( LF ) Förderung / Import Ferngasnetze MGV Verteilnetz- Betreiber (VNB) MB Gasliefervertrag Wer benötigt einen Bilanzkreis? Jeder Zählpunkt, jede kwh im Netz muss einem Bilanzkreis zugeordnet werden Upstreamunternehmen und Speicherbetreiber müssen ihre Einspeise-Zählpunkte Bilanzkreisen *) zuordnen Energiehändler führen eigene Bilanzkreise (wegen der Vertraulichkeit der Daten) Die Gaslieferanten (die Vertriebe) müssen die Zählpunkte ihrer Kunden Bilanzkreisen *) zuordnen *) Die betroffenen Marktrollen können Bilanzkreise selbst führen oder einen Dritten mit der Bilanzkreisführung beauftragen Seite 60

61 Bilanzkreise wer macht was? Vermarktung Händler Erzeuger Bilanzkreis (BK mit BKV) Fernleitungsnetzbetreiber MGV Bilanzkreis (BK mit BKV) Verteilnetz- Betreiber (VNB) MSB MDL Lieferant ( LF ) Stromliefervertrag Wer macht was? D-1: LF prognostiziert und BKV beschafft Gas nach Prognose-Fahrplan er nominiert die Mengen in den BK hinein D: BKV renominiert nach Bedarf bei Abweichungen (Intraday-Handel) D: Erzeuger/Händler arbeiten die Fahrpläne ab (Erzeugung & Einspeisung & Übertragung erfolgen nach Fahrplan) D: MGV (für die FNB) setzt Regelenergie zum Ausgleich der Nominierungsfehler ein M+2M: MGV rechnet Ausgleichsenergie ab M+3M: VNB rechnet Mehr- und Mindermengen ab (bindende Regel bei Gas) Seite 61

62 Beispielfall RLM-Kunden Gas Lieferant (LF) Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) Marktgebietsverantwortlicher Verteilnetz- Betreiber (VNB) MB Ablauf bei der Belieferung von RLM-Kunden Der Lieferant bzw. Bilanzkreisverantwortliche prognostiziert am Tag vor der Lieferung ( D-1 ) den Verbrauch des RLM-Kunden am Liefertag ( D ) Die (individuell ermittelte) Prognosemenge stellt er in den Bilanzkreis ein er stellt durch Handel / Abruf von Verträgen etc. sicher, dass die notwendige Energiemenge am Liefertag in die Regelzone eingespeist wird. Am Tag nach der Lieferung ( D+1 ) verfügt der Verteilnetzbetreiber über die Messdaten des tatsächlichen Verbrauchs er rechnet das gemessene Volumen mit einem Referenzbrennwert in Energie um und bilanziert damit! der MGV gleicht den Bilanzkreis mit Ausgleichsenergie aus und rechnet diese ab Die Messdaten gehen täglich an den Lieferanten, der damit seine Prognose aktualisiert bzw. die Daten dafür an den BKV weitergibt. Bilanziert wird der gemessene RLM-Verbrauch auf Basis des Bilanzierungsbrennwerts! Seite 62

63 Beispielfall RLM-Kunden Gas Lieferant (LF) Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) MGV Verteilnetz- Betreiber (VNB) MB Tatsächlicher gemessener RLM-Verbrauch auf Basis des Abrechnungsbrennwerts Allokiert wird der gemessene RLM-Verbrauch auf Basis eines vorläufigen Bilanzierungsbrennwerts Fall a: zu wenig Einspeisung in den Bilanzkreis Fall b: zu hohe Einspeisung in den Bilanzkreis Ausgleichsenergie (BK-Abrechnung) Bilanziert und über den Bilanzkreis abgerechnet wird der täglich gemessene RLM-Verbrauch Die Brennwert -Differenz wird mit der Mehr- und Mindermengen-abrechnung ausgeglichen Seite 63

64 Zahlenbeispiel für einen RLM-Kunden Allokation durch den VNB / Datenmeldung (kundenspezifisch) Bilanzierungs- (Referenz-) Brennwert Messwert (Tagessumme) Allokation VNB an MGV / VNB an LF Bilanzkreisabrechnung durch den Marktgebietsverantwortlichen für diesen Tag Bilanzkreiseinspeisung Fall 1 monatliche Abrechnung vom MGV an den BKV Ausgleichsenergie (BK-Abrechnung) Abrechnung mit zweitniedrigstem Preis - 10 % Bilanzkreiseinspeisung Fall 2 Ausgleichsenergie (BK-Abrechnung) Abrechnung mit zweithöchstem Preis + 20 % Mehr-Mindermengen-Abrechnung durch den VNB (erfolgt für den ganzen Monat!) Abrechnungsbrennwert tatsächlicher Verbrauch Mehr-/Mindermenge jährliche Abrechung vom VNB an den LF Abrechnung mit Durchschnittspreis der Ausgleichsenergie 11,1 kwh/nm³ Nm³/d kwh/d kwh/d -250 kwh kwh/d 375 kwh 11,15 kwh/nm³ ,5 kwh 63 kwh Seite 64

65 Beispielfall SLP-Kunden Gas Lieferant (LF) Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) MGV Verteilnetz- Betreiber (VNB) MB Ablauf bei der Belieferung von SLP-Kunden VNB ordnet Kunden zu Profiltypen zu und prognostiziert den Kundenwert (temperaturnormierter Jahresverbrauch) Der VNB wendet das Standardlastprofilverfahren am D-1 an und meldet die daraus resultierende Allokation an den MGV. Der MGV meldet Allokation an den BKV weiter Der BKV liefert exakt die gemeldete allokierte Menge als Tagesband er stellt durch Handel / Abruf von Verträgen etc. sicher, dass die notwendige Energiemenge am Liefertag in die Regelzone eingespeist wird. keine Abrechnung von Ausgleichsenergie durch den MGV, wenn der Lieferant/BKV die gemeldete allokierte Menge liefert. Bilanziert wird der vom VNB allokierte Tageswert des SLP-Verbrauchs! Seite 65

66 Beispielfall SLP-Kunden Gas Lieferant (LF) Bilanzkreisverantwortlicher (BKV) MGV Verteilnetz- Betreiber (VNB) MB Tatsächlicher SLP-Verbrauch (Abrechnungsbasis: Jahresablesung) a: Per Bilanzkreis geliefert: Summe der täglichen SLP-Allokationen (Summe der Tageswerte hier Kundenwert zu kelin) b: Summe der täglichen SLP-Allokationen (Summe der Tageswerte - hier ist der Kundenwert zu hoch) Mindermenge Mehrmenge Bilanziert und über den Bilanzkreis abgerechnet wird die SLP-Allokation Die Differenz wird mit der Mehr- und Mindermengenabrechnung ausgeglichen Seite 66

67 1. Terminmarkt (Börse und OTC = bilateraler Handel) Beschaffung nach Strategie back-to-back oder nach Tranchenmodellen (z.b ) Einkauf von Standardprodukten und Fahrplänen mit längerfristigem Zeithorizont Resümee: aus welchen Energiequellen bedient sich der Gaslieferant für die Belieferung seiner Kunden? 2. Spotmarkt (Börse und OTC = bilateraler Handel) Ergänzung der Beschaffung am Terminmarkt durch Fahrpläne mit einer Zeitauflösung von 1 Tag plus Resttagesblöcke jeweils für den Folgetag (effektiv im Stundentakt für RLMoT) 3. Ausgleichsenergie vom Übertragungsnetzbetreiber Unfreiwilliger Kauf oder Verkauf von Abweichungen zwischen Verbrauchsprognose und realem Verbrauch der Kunden Hier handelt es sich um Abweichungen aus der Belieferung von RLM-Kunden 4. Mehr- und Mindermengen bei SLP-Kunden und RLM-Gas-Kunden Fehler der Standardlastprofile sind hier die Ursache Nr. 1 und Brennwertdifferenzen bei RLM-Gaskunden die Nr. 2 Seite 67

68 Mehr- und Mindermengenabrechnung ( MeMi ) Das ist eine eigenständige Abrechnung außerhalb der BK-Abrechnung! Der Netzbetreiber allokiert (bilanziert) täglich am D-1 die dem Kunden zugeordneten SLP-Mengen im jeweils lieferverantwortlichen Bilanzkreis und vergleicht sie nach der Ablesung mit den gemäß Messung entnommenen Mengen. Die Abweichungen der Kundenentnahme von der bilanzierten Menge bewirtschaftet bei Gas effektiv der MGV als Regelenergie auf eigene Rechnung. Nach der jährlichen Zählerablesung rechnet der Netzbetreiber über die Mehr- und Mindermengen- Abrechnung die Differenzmengen aus und ab. Die Beträge werden in einer zweiten MeMi mit dem MGV abgerechnet! MeMi sind die Differenzen zwischen den real entnommenen Mengen und den per Bilanzkreis gelieferten Mengen Abweichungen des tatsächlichen Verbrauchs von der Jahresmengenprognose Abweichungen aufgrund asynchroner Zeitpunkte von Lieferbeginn und Bilanzierungsbeginn Seite 68

69 Mehr- und Mindermengenabrechnung ( MeMi ) Monatlich gleicht der Netzbetreiber über die Mehr- und Mindermengen-Abrechnung die Differenz zwischen dem Abrechnungsbrennwert und dem Bilanzierungsbrennwert (Referenzbrennwert) beim RLM-Kunden Gas aus. Das MeMi-Abrechnungsverfahren wird bei rollierender Abrechnung in verschiedenen Varianten durchgeführt und kann einige Zeit erfordern (bis zu 1 Jahr nach Ablesung). Seite 69

70 Mehr- und Mindermengenabrechnung ( MeMi ) Der Netzbetreiber bilanziert je SLP-Kunde die rechnerisch zugeordnete SLP-Menge viertelstündlich auf den jeweils verantwortlichen Bilanzkreis. Der Lieferant lässt über seinen Bilanzkreis genau diese Menge liefern. In der Bilanzkreisabrechnung der SLP syn kann keine Ausgleichsenergie entstehen! Die Kunden entnehmen jedoch abweichende Mengen: die Abweichungen der tatsächlichen Entnahme von der bilanzierten Menge bewirtschaftet der Strom- VNB auf eigene Rechnung. Nach der jährlichen Zählerablesung rechnet der Netzbetreiber über die Mehrund Mindermengen-Abrechnung die (von ihm bewirtschafteten) zu viel oder zu wenig gelieferten Mengen ab. Sofern bei Umzügen oder Einzügen die Bilanzkreiszuordnung und die Lieferantenzuordnung zeitweise asynchron sind, werden die Differenzen ebenfalls über die Mehr- und Mindermengenabrechnung kompensiert. Siehe folgende Folie bzw. GPKE. Seite 70

71 Prozess: Rückwirkende Abwicklung von Einund Auszügen Asynchronmodell Abgrenzung Bilanzierung: zum nächsten Ersten eines Monats Auszugstermin... Nächster Erster des Monats: Mehrmenge Lieferant A Einzugstermin... Nächster Erste des Monats: Mindermenge Lieferant B Abgrenzung Netznutzungsabrechnung: in der Vergangenheit Lieferant A: Auszugstermin, Lieferant B: Einzugstermin Zeit zwischen Auszugstermin & Einzugstermin: Leerstand (Grundversorger) Seite 71

72 Mehr- und Mindermengenabrechnung (MuMmA) Hinweis: bei Gas existiert ein zusätzlicher Auslöser (nicht bei Strom): Monatlich gleicht der Netzbetreiber über die Mehr- und Mindermengen-Abrechnung die Differenz zwischen dem Abrechnungsbrennwert und dem Bilanzierungsbrennwert (=Referenzbrennwert) beim RLM-Kunden Gas aus. die Differenzen zwischen den real entnommenen Mengen (Basis Abrechnungsbrennwert) und den im Bilanzkreis abgerechneten Mengen (Basis Bilanzierungs- bzw. Referenzbrennwert) Bei den RLM-Kunden kann Bilanzkreiszuordnung und Lieferantenzuordnung nur synchron geändert werden. Seite 72

73 1A: Energiebeschaffung bei RLM-Gas- Kunden Für die Abdeckung des Energiebedarfs eines Kunden bzw. einer Kundengruppe stehen folgende Beschaffungspfade bzw. Quellen zur Verfügung: 1. Terminmarkt ( Portfoliomanagement) Disponible Beschaffung von Standardprodukten im Rahmen einer Langfristplanung (tranchenweise Beschaffung) oder einer Back-to-Back-Beschaffung 2. Spotmarkt ( Portfolio- / Bilanzkreismanagement) Letzte Anpassung der Beschaffung an den prognostizierten Tagesbedarf und ergänzender Handel am Spotmarkt (Day-Ahead-Planung / Feinschliff oder Strukturierung ) 3. Ausgleichsenergie ( Bilanzkreisabrechnung vom MGV an den BKV) Nicht disponibel! Nur zum Ausgleich von stochastischen Prognosefehlern Bei Missbrauch: gelbe/rote Karte möglich 4. Mehr- und Mindermengen ( Abrechnung vom VNB an den Lieferanten) Nicht disponibel! Nur zum Ausgleich von SLP-Prognosefehlern und zum Ausgleich von Brennwertdifferenzen bei RLM-Kunden.7 Seite 73

74 2: Energiebeschaffung bei SLP-Kunden Für die Abdeckung des Energiebedarfs eines Kunden bzw. einer Kundengruppe stehen folgende Energie- Qualitäten bzw. Quellen zur Verfügung: 1. Terminmarkt ( Portfoliomanagement) Disponible Beschaffung von Standardprodukten im Rahmen einer Langfristplanung (z.b. tranchenweise Beschaffung) 2. Spotmarkt ( Portfolio- / Bilanzkreismanagement) Letzte Anpassung der Beschaffung an den prognostizierten Tagesbedarf und ergänzender Handel am Spotmarkt (Day-Ahead-Planung / Feinschliff oder Strukturierung ) 3. Ausgleichsenergie ( Bilanzkreisabrechnung vom MGV an den BKV) Nicht disponibel! Nur zum Ausgleich von stochastischen Prognosefehlern Ausgleichsenergie fällt bei Gas-SLP nicht an! 4. Mehr- und Mindermengen ( Abrechnung vom VNB an den Lieferanten) Nicht disponibel! Nur zum Ausgleich von SLP-Prognosefehlern. Seite 74

75 C ampus BILANZKREISE, UNTERBILANZKREISE UND SUBBILANZKONTEN Seite 75

76 Marktgebiete als Pendant zu den Regelzonen Ein Marktgebiet ist die Zusammenfassung von hydraulisch verbundenen Netzen bzw. Teilnetzen verschiedener Netzbetreiber es hat beide Gasbeschaffenheiten (H- und L-Gas sind gebietsabhängig anzutreffen). Die Marktgebietsbildung erfolgt durch netzbetreiber-übergreifende Kooperation; die NB bestimmen einen Marktgebietsverantwortlichen. In jedem Marktgebiet existiert ein Virtueller Handelspunkt, an dem ein freier Gashandel und die Übertragung von Gas von einem Bilanzkreis zu einem anderen möglich ist. Ein Bilanzkreis ist beim Marktgebietsverantwortlichen anzumelden und zu führen und er erstreckt sich über alle Netzgebiete (Teilnetze) des Marktgebiets. E A Marktgebiet E VP üfnb RNB1 RNB2 övnb A A Einspeisung Ausspeisung E Seite 76

77 Marktgebiete können sich überlappen Wegen der teilweisen Parallelität verschiedener Leitungen sind die Marktgebiete nicht vollständig geografisch voneinander abgrenzbar, sondern manchmal tritt eine geografische Überlappung auf Die Zuordnung der Letztverbraucher zu Marktgebieten obliegt dann dem Verteilnetzbetreiber, der diese im Auftrag des Lieferanten ausführt Unter Beachtung der technischen Vorgaben des Netzbetreibers Die erfolgte Zuordnung ist den Letztverbrauchern bekannt zu geben und geeignet zu veröffentlichen Die Marktgebietsüberlappungen werden sukzessive zurückgebaut! Marktgebiet 1 E Einspeisung A E E VP üfnb 1 Ausspeisung RNB 1 Marktgebiet 2 E RNB 2 Zuordnung zu Marktgebiet 1 oder 2 möglich VP üfnb 2 övnb A A E RNB3 Seite 77

78 2 Marktgebiete seit Oktober 2011 L-Gas EON Gastransport Thyssengas (RWE)-H-Gas Thyssengas (RWE)-L-Gas H-Gas NetConnect Germany GVS (Süddeutschland) GdF (Süddeutschland) L-Gas I Aequamus (Norddeutschland) H-Gas Norddeutschland (Gasunie) WINGAS Transport ONTRAS NCG Gaspool Die beiden Marktgebiete überlappen sich an manchen Stellen (noch)! Dann kann der Lieferant bestimmen, welchem Marktgebiet seine Kunden zugeordnet werden! Die Überlappungen werden rückgebaut! Seite 78

79 Marktgebiete Die Anzahl von zwei Marktgebieten erscheint tolerierbar - das Handelsvolumen ist jedoch immer noch relativ klein und L-Gas ist bis heute ohne deutschen Börsenhandel! Wegen der Bedingungen der Langfristverträge der Importeure ist ein großer Teil der H-Gas- Importmengen nicht frei handelbar! Ein bundesweit tätiger Lieferant führt in jedem Marktgebiet mindestens 2 Bilanzkreise (je Gasqualität einen BK) effektiv ergibt das vier Logistikgebiete und auch vier Marktpreisregionen! Die Bilanzkreise müssen je Gasqualität getrennt bewirtschaftet werden (d.h. für einen L-Gas-Kunden muss L-Gas eingespeist werden, H-Gas analog), erst in der BK-Abrechnung kann konvertiert werden. Achtung! Die Gepflogenheit der Stromwelt, nur in einer Regelzone Börsenhandel zu tätigen und die übrigen Regelzonen aus dieser Handels-Regelzone heraus per Fahrplan auszugleichen, ist auf Gas nicht übertragbar, da jeder Marktgebietsübergang Transportkapazität erfordert, mit Exit/Entry-Entgelten belastet ist und gleiche Gasbeschaffenheit voraussetzt! Seite 79

80 Beschaffenheitsübergreifende Bilanzierung Seite 80

81 Bilanzkreise Definition in der GasNZV Grundsätze der Bilanzierung 1. Abweichungen zwischen Ein- und Ausspeisemengen eines oder mehrerer Transportkunden werden in einem Bilanzkreis ausgeglichen. Der Marktgebietsverantwortliche eines Marktgebiets führt das Bilanzkreissystem. Er hat den Bilanzausgleich für alle Transportkunden diskriminierungsfrei durchzuführen. Transportkunden ordnen jeden von ihnen genutzten Ein- und Ausspeisepunkt eindeutig einem Bilanzkreis zu. Der Virtuelle Handelspunkt des Marktgebiets ist Bestandteil jedes Bilanzkreises des Marktgebiets. Für die Nutzung des Virtuellen Handelspunkts dürfen keine Gebühren erhoben werden. Hinweis: die Nutzung des VHP ist per BNetzA-Festlegung nun doch nicht kostenlos! Seite 81

82 Bilanzkreise Definition in der GasNZV Grundsätze der Bilanzierung 2. Für jeden Bilanzkreis ist ein Bilanzkreisverantwortlicher gegenüber dem Marktgebietsverantwortlichen zu benennen. Die Zuordnung eines Bilanzkreises als Unterbilanzkreis zu einem anderen Bilanzkreis ist zulässig. Mehrere Bilanzkreisverantwortliche können ihre Bilanzkreise zum Zwecke der Saldierung und einheitlichen Abrechnung verbinden. 3. Bilanzkreisverantwortliche haben bei den ihrem Bilanzkreis zugeordneten Ein- und Ausspeisemengen durch geeignete Maßnahmen innerhalb der Bilanzperiode für eine ausgeglichene Bilanz zu sorgen. Der Bilanzkreisverantwortliche trägt gegenüber dem Marktgebietsverantwortlichen die wirtschaftliche Verantwortung für Abweichungen zwischen allokierten Ein- und Ausspeisemengen des Bilanzkreises. Seite 82

83 Aufbau des Gaskontos des Bilanzkreises Der Marktgebietsverantwortliche pflegt für jeden Bilanzkreis ein Gaskonto. Hier werden Einspeisungen und Ausspeisungen für den Bilanzkreis erfasst und der Saldo ermittelt, für den Ausgleichsenergie anfällt. Messwerte können nur in Ausnahmefällen verwendet werden. Sobald der Entry-Punkt von mehreren Transportkunden / Lieferanten genutzt wird, erfolgt die Allokation auf Basis der Nominierungen Einspeisungen Messwerte oder Nominierungen an Entry-Punkten (Speicher, Förderbohrung, MüT) Nominierungen Fahrpläne von anderen BK Bilanzkreis Ausspeisungen Messwerte RLM-Zählpunkte Lastprofile SLP-Zählpunkte Nominierungen Fahrpläne an andere BK Exit-Punkte (Speicher, MüT) Letztverbraucher: Im Falle eine Teilbelieferung durch mehrere Lieferanten ist eine Allokation auf Basis der jeweiligen Nominierungen erforderlich Exit-Punkt: Bei Bedarf (z.b. mehrere Lieferanten) erfolgt eine Ermittlung auf Basis der aggregierten Ist- Werte an den Letztverbraucherausspeise-stellen oder der Nominierung Saldo Seite 83

84 Bilanzkreise Der Bilanzkreis ist das Girokonto des Gaslieferanten für Differenzen zwischen Einspeisung und Verbrauch in der jeweiligen Bilanzzone. Er wird beim Marktgebietsverantwortlichen geführt und jeweils am Tag vor der Lieferung auf Basis von Verbrauchsprognosen bewirtschaftet. Er wird vom MGV gastäglich ausgeglichen die Ausgleichsenergie wird zwei Monate nach dem Liefermonatsende abgerechnet. Für einen überregional tätigen Gaslieferanten bedeutet das, dass er in jedem Marktgebiet, in dem er einen oder mehrere Kunden hat, einen eigenen Bilanzkreis anmelden und führen muss. Weiterhin muss er effektiv in jedem Marktgebiet H-Gas und L-Gas getrennt bewirtschaften. Für ein bundesweites Gaslieferangebot müssen deshalb Bilanzkreise in vier Logistikgebieten bewirtschaftet werden. Seite 84

85 Unterbilanzkreis als Alternative? Bilanzkreise können als Unterbilanzkreis (bitte niemals Subbilanzkreis ) unter einem anderen Bilanzkreis geführt werden. Beispiel: Bilanzkreis 1 ist Hauptbilanzkreis oder Rechnungsbilanzkreis Bilanzkreis 2 ist Unterbilanzkreis von Bilanzkreis 1 Die Bilanzkreisabrechnung erfolgt zwischen dem jeweiligen MGV und dem Verantwortlichen von Bilanzkreis 1, d.h. alle Abweichungen der Bilanzkreise (BK) werden dem Verantwortlichen von Bilanzkreis 1 in Rechnung gestellt. Der wiederum rechnet mit seinen Unter-BK-Verantwortlichen im Innenverhältnis ab. Vorteil: interne Saldierung der Bilanzkreisabweichungen ist möglich, Dienstleistungen von BK 1 an BK 2 sind möglich Nachteil: Transparenz ist schwer herzustellen, im Innenverhältnis hoher Abrechnungsaufwand Siehe Vorgaben im Leitfaden Bilanzkreismanagement! Seite 85

86 Bilanzkreispoolung bei Gas K 2 Rechnungs-Bilanzkreise 1 RBK und 1 UBK 1 Gas-Unterkonto im BK MGV MGV MGV Sub-Bilanz-Konten gibt es nur bei Gas, nicht bei Strom Seite 86

87 Unterbilanzkreise bei Strom und Gas Strom: Der Unterbilanzkreis hat keinen wirtschaftlichen Vorteil in der Bilanzkreisabrechnung, weil elektrische Ausgleichsenergie symmetrisch abgerechnet wird sie hat im Einkauf den gleichen Preis wie im Verkauf. Der Unterbilanzkreis kann jedoch Vorteile in der Abwicklung bieten. Gas: Beide Bilanzkreise haben einen wirtschaftlichen Vorteil in der Bilanzkreisabrechnung, weil hier Ausgleichsenergie zwischen Einkauf und Verkauf unterschiedliche Preise hat. Im statistischen Mittel kompensieren sich Überspeisungen und Unterspeisungen der einzelnen Bilanzkreise in der Überlagerung der beiden zumindest teilweise. Seite 87

88 C ampus BILANZKREISMANAGEMENT GAS IM DETAIL Seite 88

89 Wie geht der Bilanzkreisverantwortliche vor? Heute wird für Morgen geplant z.b. auf der Basis der Verbrauchswerte und der Temperatur von Gestern Fast immer auf der Basis von Prognosemodellen (Verbrauch = f(temperatur), nicht nur bei den SLP!) z.b. auf Basis einer individuellen Produktionsprognose Unter Einschluss der Handelsgeschäfte und Bezugsverträge Zwischenergebnis (24 Stundenwerte): + physische Einspeisung - physische Ausspeisung +/- Speicherbewirtschaftung +/- bereits getätigte Handelsgeschäfte Bilanzkreissaldo (ist immer ungleich Null) Ausgleich durch Handel am OTC-Markt und/oder am Spotmarkt der Börse oder Abruf flexibler Bezugsverträge ggf. auch vertraglich vereinbarte Abschaltung von Kunden Seite 89

90 Bilanzkreismanagement laut GasNZV ab Für jeden Liefertag wird der Saldo aus Einspeisung und Entnahme gebildet (wie bisher) Bis zu 5 % der Liefermenge an RLM-Kunden (ohne RLMNEV) wird als Toleranzmenge auf den übernächsten Gastag übertragen (1) Die Bilanzierungsperiode ist der Gastag. 23 Bilanzkreisabrechnung (2) Die Marktgebietsverantwortlichen legen der Abrechnung eines Bilanzkreises den Saldo des Bilanzkontos zugrunde, der sich aus den in der Bilanzierungsperiode in den jeweiligen Bilanzkreis allokierten Ein- und Ausspeisemengen in Energieeinheiten ergibt. Dieser Saldo wird um 5 Prozent der an Letztverbraucher ohne Standardlastprofil und ohne Nominierungsersatzverfahren gelieferten Mengen vermindert (Toleranzmenge). Dieser so ermittelte Saldo wird vom Marktgebietsverantwortlichen unverzüglich dem Bilanzkreisverantwortlichen gemeldet und als Ausgleichsenergie abgerechnet. Die Toleranzmenge ist in die übernächste Bilanzierungsperiode zu übertragen und in der Bilanz des Bilanzkreisverantwortlichen auszugleichen. Die Abrechnung nach Satz 1 erfolgt spätestens zwei Monate nach dem jeweiligen Abrechnungsmonat. Seite 90

91 Zeitlicher Ablauf bei Gas D-1 (VNB) VNB berechnet und versendet Allokation für SLP Kunden (VNB an MGV, MGV an BKV) D-1 (Lieferant & BKV) Lieferant erstellt Prognose für RLM Kunden, BKV prüft BKV gleicht den Bilanzkreis durch Handel aus und nominiert die Menge der gemeldeten SLP-Allokationen plus der prognostizierten RLM-Mengen Damit ist der Bilanzkreis planerisch ausgeglichen. D (BKV) Renominierung z.b. bei starker Wetteränderung etc. Intraday mit 2h Vorlauf auf volle Stunde. Nachbeschaffung über Flexibilitäten Nur für RLM, da Abweichungen bei SLP über MeMi abgerechnet werden. D+1 (VNB) RLM Allokation auf Basis der realen Messwerte M+12 NEU! (VNB) Reallokation nur bei RLM zur Fehlerkorrektur bei Allokationsfehlern (Messwerte falsch oder unvollständig) Seite 91

92 Wie kommt das Gas in den Bilanzkreis hinein? (I) Mit Ein- und Ausspeiseverträgen wird Kapazität an den jeweils in Anspruch zu nehmenden Einspeisepunkten (Grenzübergangspunkte, Erdgasförderstellen, Speicher, Koppelpunkte zu vorgelagerten oder benachbarten Netzen) in das Marktgebiet und an den Ausspeisepunkten (Kundenanschlüsse, Übergaben zu anderen Netzen, Speicher) gebucht. 15 Nominierung und Nominierungsersatzverfahren (1) Der Transportkunde hat die beabsichtigte Inanspruchnahme von Ein- und Ausspeise-kapazitäten nach Stundenmengen in Kilowattstunden pro Stunde beim Fernleitungs-netzbetreiber anzumelden (Nominierung). Ausspeisenominierungen sind nur in den folgenden Fällen notwendig: 1. bei der Ausspeisung aus einer Speicheranlage, soweit der betreffende Ausspeisepunkt nicht nach 13 Absatz 3 Satz 3 vom Betreiber der Speicheranlage gebucht wurde, 2. bei der Überspeisung in ein anderes Marktgebiet oder einen angrenzenden Staat, sowie 3. bei der Buchung von Transportkapazität an demselben Ausspeisepunkt durch mehrere Transportkunden, sofern dieser Ausspeisepunkt unterschiedlichen Bilanzkreisen zugeordnet ist. Seite 92

93 Wie wird Gas im Bilanzkreis bilanziert (allokiert)? Physische Einzel-Einspeisungen, die einem/mehreren Bilanzkreis(en) zugeordnet sind, (z.b. aus Förderbohrungen, Speicher), werden nominiert und nach Messwerten allokiert (bilanziert). Physische Einzel-Entnahmen (z.b. an Kundenanschlüssen) werden nach Messwerten bilanziert (siehe RLM-Messung und SLP) Handelsmengen werden nach Nominierung geliefert und werden nach der Methode allokiert wie nominiert abgerechnet (bilanziert). Bei Handelsmengen unterscheiden wir zwei Fälle: Marktgebietsüberschreitende Transporte z.b. Bandlieferungen vom TTF zum VP NCD oder Lieferungen vom VP Gaspool zum VP NCG Lieferungen von Bilanzkreis zu Bilanzkreis innerhalb des Marktgebiets. Gas kann nur am Virtuellen Handelspunkt (VP) von einem Bilanzkreis in einen anderen Bilanzkreis des gleichen Marktgebietes übertragen werden Seite 93

94 BK GABi Übersicht (1) Mit GABi-Gas eröffnete die BNetzA den Wettbewerb um kleine und mittlere Gaskunden! Kernsatz: Bilanzkreise sind grundsätzlich ausgeglichen zu führen Der Bilanzkreisverantwortliche hat alle zumutbaren Anstrengungen zu leisten, um den Bilanzkreis ausgeglichen zu führen und ihn im Ausgleich zu halten! Mit GABi-Gas wurde das Bilanzierungszeitintervall ab dem auf den Gastag gesetzt (Tagesmengenbilanzierung) GABi unterscheidet bei der Führung des Bilanzkreises 4 Fälle: Große RLM-Kunden (RLMoT) Kleine und mittlere RLM-Kunden (RLMmT) Standardlastprofilkunden Kunden mit Online-Flow-Control (RLM-NEV) Diese Fallunterscheidung entfällt mit GABi-Gas 2.0 im Jahr 2015 Seite 94

95 BK GABi Übersicht (2) GABi-Gas definiert unterscheidet drei sich ergänzende Abrechnungsteile: 1. Ausgleichsenergie Ausgleichsenergie wird immer für den ganzen Gastag ermittelt und abgerechnet. Diese Tagesbilanzierung zwingt zur täglich ausgeglichenen Führung des Bilanzkreises. 2. Stündliches Anreizsystem ( Pönalisierung ) Das stündliche Anreizsystem gibt (zusätzliche) Anreize, die Tagesliefermenge in den jeweils für richtig definierten Stundenmengen zu beschaffen und in den Bilanzkreis einzustellen. 3. Umlage der verbleibenden Regelenergiekosten Beim Marktgebietsverantwortlichen verbliebene Kosten für Regelenergiebeschaffung werden auf diejenigen Bilanzkreise umgelegt, die SLP- Abnahmestellen und RLM-Abnahmestellen mit Tagesband beliefern. Seite 95

96 Bilanzkreisabrechnung 1: Ausgleichsenergie Tägliche Differenzmengen von Einspeisung und Ausspeisung werden fortlaufend auf einem Gaskonto pro BK saldiert. Einspeisung: Allokation nach Nominierung Ausspeisung: Allokation nach RLM-Messung und nach SLP, ggf auch nach Nominierung (Speicher, MüT) Ex-post-Abtausch unter den BK ist verboten! Entgelt für Überspeisung = 90 % des Referenz-Verkaufspreises (zweitniedrigster Preis der vier europäischen Märkte) Entgelt für Unterspeisung = % des Referenz-Einkaufspreises (zweithöchster Preis der vier europäischen Märkte) Seite 96

97 Bilanzkreisabrechnung 1: Ausgleichsenergie Die Referenzpreise für Einkauf und Verkauf werden als Tagesdurchschnittspreis der vier nachfolgend genannten Handelsplätze bestimmt: TTF Gaspool (ehemals: NBP) NCG Zeebrugge Für positive Ausgleichsenergie (unterspeister BK) gilt der zweithöchste Einkaufspreis der oben genannten Handelsplätze plus %, für negative Ausgleichsenergie (überspeister BK) der zweitniedrigste Verkaufspreis minus 10%. Seite 97

98 Bilanzkreisabrechnung 1: Ausgleichsenergie Zusammenfassung Teil 1: Das Ziel der Bilanzkreisführung ist gemäß GABi die möglichst exakte Einspeisung der Tagesverbrauchsmenge über alle Kunden unabhängig von deren Größe! BNetzA: Das alleinige Ziel einer Tagesmengeneinspeisung könnte jedoch zu gaswirtschaftlich unsinnigen Einspeiseprofilen ermuntern es wäre theoretisch möglich, den gesamten Tagesbedarf in wenigen Stunden in den Bilanzkreis einzuspeisen, ohne Ausgleichsenergie auszulösen. Deswegen wird die Tagesmengenbilanzierung ergänzt durch ein Anreizsystem, mit dem gaswirtschaftlich unsinniges Handeln pönalisiert wird. Siehe Bilanzkreisabrechnung Teil 2! Seite 98

99 Bilanzkreisabrechnung 2: Stündliches Anreizsystem Im stündlichen Anreizsystem werden vier Fälle unterschieden RLMoT: Größtkunden (ab 300 MW Leistungsbedarf) und Punkte mit besonderer Bedeutung für die Netzstabilität RLMmT: alle übrigen Kunden mit registrierender Messung SLP: alle Kunden unter 1,5 Mio. kwh und unter 500 kw RLMNEV: Kunden mit Nominierungsersatzverfahren (Das findet man in der Praxis eher selten!) Seite 99

100 Bilanzkreisführung bei Kunden > 300 MW GABi definiert als Fall 1: Größtkunden = RLM-Kunden ohne Tagesband ( RLMoT ) Für die folgenden Punkte mit besonderer Bedeutung für die Netzstabilität und für den VP sind die stundenscharf allokierten Mengen relevant: Ein- und Ausspeisepunkte an der Grenze zwischen Marktgebieten Ein- und Ausspeisepunkte an Grenzkopplungspunkten Einspeisepunkte aus inländischen Produktionsanlagen Virtuelle Ein- und Ausspeisepunkte Ein- und Ausspeisepunkte an Speichern Ausspeisepunkte an RLM-Entnahmestellen zu Großverbrauchern ab 300 MW Leistungsbedarf diese haben ein Wahlrecht zur Fallgruppe 2 (RLMmT), der MGV kann dies jedoch ablehnen, wenn es die Netzstabilität gefährden würde Seite 100

101 Bilanzkreisführung bei Kunden > 300 MW RLM-Kunden ohne Tagesband ( RLMoT ) Der Bilanzkreisverantwortliche hat zwei Ziele: 1. Den Tagesverbrauch möglichst genau prognostizieren und die am Gastag entnommene (gemessene) Menge möglichst exakt zu liefern. Minimierung Ausgleichsenergiekosten 2. Die stündlich entnommenen Mengen möglichst exakt zeitgleich (im Stundenraster) einzuspeisen. Minimierung Strukturierungsbeiträge - Abweichungen der Tageseinspeisemenge führen zur Abrechnung von Ausgleichsenergie - Abweichungen der stündlichen Einspeisung um mehr als 2% der Entnahmemenge führen zur Pönalisierung der überschreitenden Abweichungen (dies wird auf die Summe aller RLMoT im BK angewandt). Entnahmeleistung 500,0 450,0 400,0 350,0 300,0 250,0 200,0 150, Stunden des Gastages Seite 101

102 Bilanzkreisführung bei RLM-Kunden < 300 MW GABi definiert als Fall 2: RLM-Kunden mit Tagesband ( RLMmT ) Für die sonstigen RLM-Entnahmestellen (bis 300 MW) sind Tagesbänder relevant. Die täglich gemessene IST-Entnahmemenge wird für die Bilanzierung am Tag nach der Lieferung gleichmäßig als Tagesband auf den Tag verteilt. Der Bilanzkreisverantwortliche hat ein Ziel: Den Tagesbedarf des Kunden möglichst genau zu prognostizieren und ihn als Tagesband mit 24 gleichen Stundenmengen einzuspeisen. Im Falle von Renominierungen hat er ein Toleranzband von +/- 15 % der Stundenmenge des Tagesbandes. Die Kunden bzw. deren Lieferanten haben ein Wahlrecht auf Zuordnung zu Fallgruppe RLMoT mit 1 Monat Vorlauf auf den Beginn einer Umlageperiode. Seite 102

103 Bilanzkreisführung bei RLM-Kunden < 300 MW 1. Nach der Zählerauslesung am D+1 wird die Tagessumme aus der blauen Messdatenkurve errechnet und das Tagesband für die ideale Einspeisung berechnet. Die Messwerte vergessen wir jetzt! 2. Jede Tagesmengendifferenz zwischen der eingespeisten und der entnommenen Menge führt zur Abrechnung von Ausgleichsenergie. 3. Stündliche Einspeisemengen, die in Summe aller RLMmT-Kunden des Bilanzkreises außerhalb des 10, grünen Toleranzbandes von +/- 15 % der Soll-Stundenmenge eingespeist wurden, werden pönalisiert (Strukturierungsbeitrag, stündliches Anreizsystem). Die Pönalisierung erfolgt in Summe der Fälle 1 und 2. Nicht ausgenutzte Teile das Toleranzbandes der RLMmT-Lieferstellen kommen den RLMoT-Lieferstellen zugute. Entnahmeleistung 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 RLM-Kunden mit Tagesband Stunde des Gastags Einspeisung unter Toleranzgrenze Toleranzband Toleranzband Einspeisung über Toleranzgrenze Entnahme Seite 103

104 Bilanzkreisführung bei SLP-Kunden GABi definiert als Fall 3: alle SLP-Kunden Für alle SLP-Entnahmestellen sind Tagesbänder bilanzierungsrelevant. Der VNB ermittelt am Tag vor der Lieferung die zu allokierende Tagesmenge endgültig (!) anhand der Standardlastprofile mit der Prognosetemperatur für den Liefertag, allokiert diese beim MGV, der sie dem BKV mitteilt. Der BKV hat das alleinige Ziel, die am Vortag endgültig bestimmte Entnahmemenge des SLP in 24 gleichen Stundenmengen einzuspeisen. Im Falle von Abweichungen wird Ausgleichsenergie (Tagesmengendifferenz) und Pönale (Stündliche Abweichungen) in Rechnung gestellt. Seite 104

105 Bilanzkreisführung bei RLM-NEV-Kunden GABi definiert als Fall 4: RLM-NEV Dieser Fall der RLM-Kunden mit Nominierungsersatzverfahren ist in der Praxis eher selten anzutreffen. Bei diesem Fall werden an der Ausspeisestelle Abweichungen von der Nominierung als Messwert online erfasst und zeitgleich an anderer Stelle im Marktgebiet (an einem Speicher) ausgeregelt. Dabei können weder Tagesmengendifferenzen noch stündliche Abweichungen auftreten. Technisches Problem: wenn große Nominierungsabweichungen an einer Stelle (z.b. Kraftwerk oder Chemiestandort) durch entsprechend große Abweichungen an anderer Stelle (z.b. Gasspeicher) ausgeglichen werden sollen, kann das u.u. den Netzbetrieb stören dann lehnt der MGV dieses Verfahren ab. Anmerkung: Zeitgleich bedeutet in der Gaswirtschaft im Dreiminutentakt Seite 105

106 Bilanzkreisabrechnung 1: Ausgleichsenergie Preise im Marktgebiet Netconnect Welche Folgen hat eine BK-Unterspeisung um 250 MWh am ? - Ausgleichsenergie? - Vergleich mit Beschaffung? Welche Folgen hat eine BK-Überspeisung um 250 MWh am ? - Ausgleichsenergie? - Vergleich mit Beschaffung? Zeitstempel positiver Ausgleichs-energiepreis ct/kwh negativer Ausgleichs-energiepreis ct/kwh ,9376 2, ,0204 2, ,0360 2, ,0084 2, ,9796 2, ,0324 2, ,9880 2, ,1008 2, ,0936 2, ,9412 2, ,9772 2, ,9652 2, ,0216 2, ,0184 2, ,0192 2, ,0418 2, ,0324 2, ,0216 2, ,0252 2, ,9628 2, ,9827 2, ,9827 2, ,0010 2, ,0144 2, ,9460 2, ,9304 2, ,9196 2, ,9210 2, ,9210 2, ,9310 2, ,0258 2, ,0740 2, ,0744 2, ,0348 2, ,0204 2, ,0168 2,2596 Seite 106

107 Bilanzkreisabrechnung 2: Stündliches Anreizsystem (zus. Pönalisierung) Fall Größtkunden = RLM-Kunden ohne Tagesband ( RLMoT ) Hier sind die stundenscharf allokierten Mengen relevant: Für stündliche Abweichungen der Einspeisung um mehr als 2 % der tatsächlichen stündlichen Ausspeisung wird ein zusätzlicher Strukturierungsbeitrag (analog einer Pönale) erhoben. Abrechnung für die Summe Entnahmeleistung 500,0 450,0 400,0 350,0 300,0 250,0 200,0 aller RLMoT im Bilanzkreis 150, Stunden des Gastages Seite 107

108 Bilanzkreisabrechnung 2: Stündliches Anreizsystem Beispiel für den Fall RLMoT mit Durchschnittspreisen vom April 2012 Die Pönale kann einen einzelnen Größtkunden (empfindlich) treffen! In diesem Beispiel macht die Pönale 0,24 /MWh aus! Im Normalfall eines Lieferantenbilanzkreises hat man jedoch die Überlagerung von RLMmT und RLMoT-Kunden, dann sieht es freundlicher aus! Können Sie die Frage beantworten, was besser ist? RLMmT? Oder freiwillig auf RLMoT umstellen?? Stunde Einspeisung Entnahme Toleranz-band außerhalb Preis Pönale Toleranz MWh 536 MWh 10,7 MWh 13,3 MWh 0,40 ct/kwh 53, MWh 556 MWh 11,1 MWh 0,0 MWh 0,40 ct/kwh 0, MWh 565 MWh 11,3 MWh 0,0 MWh 0,40 ct/kwh 0, MWh 583 MWh 11,7 MWh 11,3 MWh 0,40 ct/kwh 45, MWh 569 MWh 11,4 MWh 12,6 MWh 0,40 ct/kwh 50, MWh 602 MWh 12,0 MWh 45,0 MWh 0,40 ct/kwh 180, MWh 545 MWh 10,9 MWh 19,1 MWh 0,40 ct/kwh 76, MWh 607 MWh 12,1 MWh 19,9 MWh 0,40 ct/kwh 79, MWh 556 MWh 11,1 MWh 7,9 MWh 0,40 ct/kwh 31, MWh 571 MWh 11,4 MWh 0,0 MWh 0,40 ct/kwh 0, MWh 604 MWh 12,1 MWh 16,9 MWh 0,40 ct/kwh 67, MWh 609 MWh 12,2 MWh 21,8 MWh 0,40 ct/kwh 87, MWh 199 MWh 4,0 MWh 352,0 MWh 0,40 ct/kwh 1.408, MWh 414 MWh 8,3 MWh 132,7 MWh 0,40 ct/kwh 528, MWh 578 MWh 11,6 MWh 11,4 MWh 0,40 ct/kwh 45, MWh 618 MWh 12,4 MWh 60,6 MWh 0,40 ct/kwh 242, MWh 586 MWh 11,7 MWh 29,3 MWh 0,40 ct/kwh 117, MWh 560 MWh 11,2 MWh 3,8 MWh 0,40 ct/kwh 15, MWh 557 MWh 11,1 MWh 0,9 MWh 0,40 ct/kwh 3, MWh 556 MWh 11,1 MWh 0,0 MWh 0,40 ct/kwh 0, MWh 568 MWh 11,4 MWh 0,0 MWh 0,40 ct/kwh 0, MWh 525 MWh 10,5 MWh 24,5 MWh 0,40 ct/kwh 98, MWh 542 MWh 10,8 MWh 7,2 MWh 0,40 ct/kwh 28, MWh 554 MWh 11,1 MWh 0,0 MWh 0,40 ct/kwh 0,00 Summe MWh MWh 790,2 MWh 3.158, MWh Seite 108

109 Bilanzkreisabrechnung 2: Stündliches Anreizsystem Fall RLM-Kunden mit Tagesband (RLMmT) Für Einspeisemengen, außerhalb eines Toleranzbandes von +/- 15 % der Stundenmenge des nachträglich ermittelten Tagesbandes, wird ein zusätzlicher Strukturierungsbeitrag erhoben. Das sollte nur dann eintreten, wenn für die letzten 8 Stunden des Gastags renominiert wird, um die Tagesmenge möglichst gut zu treffen. Der BKV kennt um 19:00 Uhr den Saldo der ersten 6 Stunden Entnahmeleistung 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 RLM-Kunden mit Tagesband 10, Stunde des Gastags Einspeisung unter Toleranzgrenze Toleranzband Toleranzband Einspeisung über Toleranzgrenze Entnahme des Gastags und kann mit Wirkung ab 22:00 Uhr für den Rest des Gastags renominieren! (So die BNetzA-Vorgabe)! Idealnominierung reale Nominierung mit Renominierung Seite 109

110 Bilanzkreisabrechnung 2: Stündliches Anreizsystem Fall SLP-Kunden Für die SLP-Entnahmestellen sind ebenfalls Tagesbänder bilanzierungs-relevant. Die vom VNB ermittelte und kommunizierte tägliche Entnahmemenge des SLP wird gleichmäßig auf den Tag verteilt. Für alle Mengendifferenzen (ohne Toleranzband) wird ein Strukturierungsbeitrag erhoben. Pönalisierung der Mengenabweichungen durch den Strukturierungsbeitrag Der Strukturierungsbeitrag beträgt 15 % des Mittelwerts der beiden Ausgleichsenergiepreise (positive und negative Ausgleichsenergie). Er kann innerhalb des Tages variabel zwischen 5 % und 25 % des v.g. Mittelwerts gestaltet werden, muss jedoch im Tagesmittel wieder 15 % betragen. Variable Strukturierungsbeiträge gelten mindestens einen Monat lang und sind zu veröffentlichen. Seite 110

111 Stündliches Anreizsystem: Pönale für Einspeisungen außerhalb der Toleranzen Stundenbänder der RLMoT-Entnahmemengen Tagesband der RLMmT-Entnahmemengen RLMoT RLMmT SLP Min-Toleranz Max-Toleranz Einspeisesumme Tagesband der SLP-Allokationen Seite 111

112 Bilanzkreisabrechnung 3: Regel- und Ausgleichsenergieumlage Die folgenden beim MGV anfallenden Kosten und Erlöse Kosten und Erlöse aus der Beschaffung (Ein- und Verkauf) externer Regelenergie Erlöse aus Strukturierungsbeiträgen (Einnahmen) Kosten und Erlöse aus der Abrechnung von Ausgleichsenergie (Ein- und Verkauf) werden auf einem Umlagekonto gebucht. Der für das Gaswirtschaftsjahr (oder das halbe GWJ) prognostizierte Endstand des Kontos wird als konstante, vorher veröffentlichte Regelenergieumlage auf diejenigen BKV umgelegt, die die untertägige Strukturierung durch den MGV in Anspruch nehmen (d.h. auf Lieferungen an SLP- und RLMmT-Kunden) Seite 112

113 Umlagekonto für Regel- und Ausgleichsenergie Quelle: BNetzA Seite 113

114 Bilanzkreisabrechnung 3: Regel- und Ausgleichsenergieumlage Die Umlage setzt sich zusammen aus Kosten und Erlöse aus der Beschaffung (Ein- und Verkauf) externer Regelenergie Erlöse aus Strukturierungsbeiträgen (Einnahmen) Kosten und Erlöse aus der Abrechnung von Ausgleichsenergie (Ein- und Verkauf) werden auf einem Umlagekonto gebucht. Der für das Gaswirtschaftsjahr (oder das halbe GWJ) prognostizierte Endstand des Kontos wird als konstante, vorher veröffentlichte Regelenergieumlage umgelegt auf Lieferungen an SLPund RLMmT-Kunden. Wie hoch war die Umlage 2008/09? 0,06 0,2 /MWh Ab NCG: 0,8 /MWh / Thyssengas L-Gas: 1,506 /MWh Ab NCG: 1,2 /MWh / Gaspool 0,62 /MWh Ab NCG: 0,8 /MWh / Gaspool 0,62 /MWh Ab NCG: 0,8 /MWh / Gaspool 1,20 /MWh Ab NCG: 0,6 /MWh / Gaspool 1,20 /MWh Ab NCG: 0,2 /MWh / Gaspool 0,80 /MWh Ab NCG: 0,0 /MWh / Gaspool 0,00 /MWh Ab NCG: 0,0 /MWh / Gaspool 0,00 /MWh AB NCG: 0,0 /MWh / Gaspool 0,80 /MWh Seite 114

115 Bausteine der BK-Abrechnung Gas Wechsel ist möglich OFC: Online Flow Control Quelle: RWE Transportnetz Gas Seite 115

116 Mehr- und Mindermengenabrechnung (MuMmA) Die Allokation der SLP-Mengen erfolgt endgültig auf der Grundlage von Temperaturprognosen am Tag vor der Lieferung. Die Differenzen zwischen Allokation und realer Entnahme wurden in der Bilanzkreisführung und abrechnung als Regelenergie beim MGV erfasst (und belasten das Netzkonto des VNB) Nach der jeweiligen Ablesung werden die Jahresmengendifferenzen der SLP-Kunden im Weg der MuMmA ausgeglichen Achtung! Die Kosten der Mehr- und Mindermengen werden vom MGV vorgestreckt (bei Strom: vom VNB) Das kann der Netzbetreiber im Prinzip sofort nach der Netznutzungsabrechnung, aber der Rechtsrahmen lässt hier teilweise mehr Zeit zu - je nach gewähltem Verfahren zur Ermittlung der MeMi. Seite 116

117 Mehr- und Mindermengenabrechnung (MeMi) Über die Mehr- und Mindermengen-Abrechnung werden auch Unterschiede zwischen den Zeitpunkten der Lieferantenzuordnung und der Bilanzkreiszuordnung ausgeglichen Die Bilanzkreiszuordnung kann nur in die Zukunft geändert werden, die Lieferantenzuordnung kann bis zu 6 Wochen in die Vergangenheit geändert werden! Abgrenzungsfragen z.b. bei der MeMi sollen per SLP-Methodik beantwortet werden und nicht per Gradtagszahlen! Seite 117

118 Bilanzkreismanagement, GeLi-Fristen und MeMi An- und Abmeldung von Zählpunkten auf Bilanzkreise: nur in die Zukunft gerichtet auf den nächsten oder übernächsten Monatsersten (wenn der Zählpunktwechsel in die Kundenbestandsliste (M+16) eingeht, ist es der kommende Monatserste). Der Kunde bzw. sein Lieferant darf jedoch Auszug / Einzug 6 Wochen später melden Lieferantenzuordnung nach GeLi geht also auch in die Vergangenheit. Bei Umzug gibt es immer Zeiten, in denen der Zählpunkt dem falschen Bilanzkreis zugeordnet ist. Der jeweilige BKV muss den Kunden beliefern, das wird dem Lieferanten in Rechnung gestellt! Der Ausgleich erfolgt nachträglich durch Mehr- und Mindermengen-Abrechnung zwischen dem Netzbetreiber und dem Lieferanten (=Transportkunde) M+3M für RLM-Kunden seit KoV V Seite 118

119 Mehr- und Mindermengenabrechnung Gaskunde / Letztverbraucher Marktgebietsverant wortlicher Lieferant gem. GeLi Verteilnetzbetreiber Seite 119

120 Sonderfall: Bilanzkreis für Biogas Biogas wird bei der Bilanzkreisführung bevorzugt behandelt. Das Bilanzierungsintervall ist abweichend ein Jahr! Biogas kann überall entnommen werden! Details: KoV-Leitfaden Geschäftsprozesse Bilanzkreismanagement Seite 120

121 Vorrangiger Netzzugang für Transportkunden von Biogas Der Netzbetreiber kann den Netzzugang verweigern, wenn dieser technisch unmöglich oder wirtschaftlich unzumutbar ist, das heißt nur bei tatsächlichen, physikalischen Netzengpässen. Bestehende Verträge, also Kapazitätsengpässe sind kein Ablehnungsgrund. Der Netzbetreiber muss wirtschaftlich zumutbare Maßnahmen ergreifen, um eine ganzjährige Abnahme zu gewährleisten. Der Bilanzkreisnetzbetreiber hat innerhalb eines Marktgebiets, zusätzlich zum Basisbilanzausgleich einen erweiterten Bilanzausgleich anzubieten. Dieser beinhaltet einen Bilanzierungszeitraum von zwölf Monaten mit einem Flexibilitätsrahmen von 25 Prozent der JahresEinspeisemenge bezogen auf die kumulierte Abweichung der ein- und ausgespeisten Mengen. Für den in Anspruch genommenen Flexibilitätsrahmen muss an den Bilanzkreisnetzbetreiber ein Entgelt in Höhe von 0,001 Euro je kwh gezahlt werden. Seite 121

122 Erweiterter Bilanzausgleich Seite 122

123 Erweiterter Bilanzausgleich Seite 123

124 Biogas-Bilanzkreise nachträgliche Festlegung der Flexibiliät Seite 124

125 C ampus SCHNELLÜBERBLICK ÜBER DIE LEITFÄDEN BDEW/VKU/GEODE LEITFADEN GESCHÄFTSPROZESSE BILANZKREISMANAGEMENT GAS Seite 125

126 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Inhaltliche Gliederung von Teil 1: 1. Einleitung (ges. Vorgaben, Grundlagen, Marktrollen) 2 S. 2. Grundlagen 26 S. 3. Vorgelagerte bilanzierungsrelevante Prozesse 9 S. 4. Nominierung 11 S Allokationsprozess 23 S Bilanzkreisstatus und Anreizsystem 13 S. 7. Konvertierung und Konvertierungsumlage 7 S. 8. Allokationsclearing 12 S Abrechnung der Bilanzkreisverträge 11 S Mehr- und Mindermengenabrechnung 34 S. 11. Berechnung und Abrechnung von Netzkonten 16 S. 12. Mini-MüT 9 S. Teil 2: Usecase-Darstellungen (Prozessdiagramme ) 186 S. (bisher133 S.) Seite 126

127 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Das Zusammenspiel der Marktrollen (Seite 14): Die Prozesse rund um den SSO ausgenommen Biogasspeicherung - sind hier nicht definiert. Es wird empfohlen, analoge Prozesse zu vereinbaren! Seite 127

128 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Besonderheiten von Biogasbilanzkreisen Biogasbilanzkreise erhalten einen besonderen Bilanzausgleich ( 35 GasNZV) Biogas wird dadurch gegenüber Erdgas deutlich bevorzugt Vorbedingungen: Nur Einspeisepunkte an physischen Biogasanlagen können in den Biogas-BK eingebracht werden. Auf Verlangen des MGV muss der BKV in geeigneter Weise nachweisen, dass es sich bei dem physisch eingespeisten Gas um Biogas handelt. Soweit Gas aus anderen BK übertragen wird sowohl am VHP als auch am MÜP muss sichergestellt werden, dass dieses Gas ebenfalls aus einem Biogas-BK stammt. Dies wird bei den Nominierungsprozessen am VHP anhand der BK-Nummer, die eine besondere Kennzeichnung beinhaltet, vom MGV überprüft. An MÜP müssen zwingend die Biogas-BK/Biogas-SBK-Nummer als BK- Nummern verwendet werden und sind vom NB zu prüfen. Biogas-BK können nur mit anderen Biogas-BK zur Verrechnung verbunden werden. Die Ausspeisungen aus Biogas-BK unterliegen keinen Beschränkungen. Eine bestimmte Nutzung des Biogases ist nicht vorgeschrieben. Seite 128

129 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Bilanzkreiswirksame Nominierungen Der Transportkunde kann die Nominierung auf einen Dritten ( Nominierungsverantwortlicher ) übertragen. In speziellen Fällen müssen Nominierungsverantwortliche eingesetzt werden. H-Gas und L-Gas-Mengen müssen separat nominiert werden, Mengenübertragung von BK zu BK sind nur in gleicher Qualität zulässig. Ansonsten ist eine Konvertierung = Extraprozess notwendig. Datenformate NOMINT & NOMRES Seit gibt es Beschränkungen der Renominierungen (Beschluss BK ) Neue Regelungen im Zusammenhang mit der Kapazitätsversteigerung! Seite 129

130 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Geändert: Regeln für die Anordnung (Poolung) mehrerer Bilanzkreise eines Marktteilnehmers. Eine Verbindung von Rechnungsbilanzkreis (RBK) und Unterbilanz-kreisen (UBK) ist ausdrücklich auch zur Kostenoptimierung erlaubt 4 Fallkonstellationen werden beschrieben: Jeder Marktteilnehmer darf pro Marktgebiet nur max. 1 RBK haben! UBK dürfen einem fremden RBK zugeordnet werden. Seite 130

131 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Ein Unterbilanzkreis (UBK) darf auch ratierlich, d.h. nach einer prozentualen Aufteilung mehreren RBK zugeordnet werden. Seite 131

132 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Die Marktgebiete NCG und Gaspool bieten jeweils eine qualitäts- überschreitende Bilanzierung im Rahmen der Konvertierung an Konvertierungsentgelt plus Konvertierungsumlage (BK ) Spezielle Konvertierungsregeln für Biogasbilanzkreise Seite 132

133 Leitfäden - Bilanzkreismanagement TK müssen Nominierungen an diesen Punkten abgeben: Seite 133

134 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Nominierungen im gemischten Marktgebiet: Erfolgen für jede Gasqualität und für jede Flussrichtung getrennt Seite 134

135 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Renominierungen an MÜP und GÜP sind für diejenigen Transport-kunden eingeschränkt, die mindestens 10 % der technischen Kapazität gebucht haben An den Marktgebietsgrenzen ist die Renominierung eingeschränkt: B = feste Kapazität N i = initiale Nominierung (14:00 Uhr) N r = Renominierung Seite 135

136 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Der Allokationsprozess kann nach mehreren Verfahren erfolgen: Allokation nach Messung (RLM-Punkte) Allokation pro rata (Aufteilung nach Mengenschlüssel auf verschiedene BK) Allokation nach Deklaration (SLP-Entnahmen und Mini-MüT) Allokation nach Nominierung (Handel, Speicher, Produktionsanlagen, GÜP, MÜP) Allokation nach Balancing-Shipper Verfahren (ein BKV übernimmt die Differenzen von Messwert und Summe der Nominierungen) Die Allokation erfolgt mit dem Bilanzierungsbrennwert Er wird täglich oder monatlich nach verschiedenen (vorgegebenen) Methoden ermittelt und dem TK zusammen mit dem Lastgang übermittelt Seite 136

137 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Untertägige RLM-Daten Jeder Netzbetreiber liest ab 12:00 Uhr die RLM-Messdaten der ersten 6 Stunden des Gastags (d.h. für die Zeit von 06:00 Uhr bis 12:00 Uhr) aus und gibt sie bis 18:00 Uhr an den MGV weiter. Der MGV gibt die Daten netzbetreiberscharf weiter! Jeder Bilanzkreisverantwortliche erhält bis 19:00 Uhr die Lastgänge je Zeitreihentyp je Bilanzkreis bzw. Subbilanzkreis. Tägliche RLM-Allokation Jeder Netzbetreiber liest ab 06:00 Uhr die RLM-Messdaten des vergangenen Gastags aus und gibt sie bis 12:00 Uhr an den MGV weiter. Der MGV gibt die Daten netzbetreiberscharf weiter! Jeder Bilanzkreisverantwortliche erhält bis 13:00 Uhr die Lastgänge je Zeitreihentyp je Bilanzkreis bzw. Subbilanzkreis. Seite 137

138 GeLi-Prozesse Die Festlegung BK GeLi = Geschäftsprozesse/Datenformate für den Lieferantenwechsel regelt, wie Netzbetreiber und Lieferanten bei den Geschäftsprozessen zur Belieferung von Gaskunden zusammen arbeiten müssen. Zentrale Prozesse sind: Lieferbeginn / Lieferende Umzug ist die Kombination aus Lieferbeginn / Lieferende ggf. verbunden mit Leerstand (dann geht die Lieferverantwortung zeitweise auf den Grund- und Ersatzversorger über) Lieferantenwechsel Beginn Ersatz-/Grundversorgung Ende der Ersatzversorgung Ergänzende Prozesse: Messwertübermittlung Stammdatenänderung Geschäftsdatenanfrage Netznutzungsabrechnung Hinweis: Die Pflicht zur stündlichen Messdatenübermittlung für RLM-Kunden haben zunächst viele Netzbetreiber übersehen sie ist seit Ende 2011 GeLi-Bestandteil und Bestandteil der seit Oktober 2013 gültigen KoV. siehe nächste Folie Seite 138

139 Werden Messwerte bei RLM-Kunden tatsächlich stündlich übermittelt? Aus dem Beschluss GeLi (siehe konsolidierte Lesefassung von ) (9) Die Fristbestimmung zu Prozessschritt 6 ( Messwertübermittlung ) sieht für die zeitliche Ausgestaltung der regelmäßigen Ablesung von RLM-Entnahmestellen mit Fernauslesung vor, dass Messwerte unverzüglich nach der Auslesung... im Stundentakt zu übermitteln sind. geben der Beschlusskammer Anlass zu der Klarstellung, dass mit der regelmäßigen Auslesung eine stündliche Auslesung und Datenübermittlung vorgesehen ist (die Daten werden stündlich ermittelt und unverzüglich nach Auslesung übermittelt), d.h. Regelungsinhalt ist nicht die werktägliche Übermittlung der im Stundenraster ausgelesenen Daten. Die Bundesnetzagentur hat in der aktuellen Auslegung der GeLi eine stündliche Auslesung und Übermittlung von Messdaten zum Standard erklärt! Seite 139

140 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Biogasausspeisung an Letztverbraucher Letztverbraucher können mit Biogas beliefert werden: ausschließlich, dann werden die LV dem Biogas-BK zugeordnet anteilig, dann muss ein dritter (Ausspeise-)Bilanzkreis eingerichtet werden. Der Ausspeisebilanzkreis kann als Unterbilanzkreis eingerichtet werden (siehe rechte Grafik) Seite 140

141 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Bilanzkreisstatus und Anreizsystem Der MGV ermittelt täglich für den Rechnungs-Bilanzkreis zwei Bilanzkreisstati. Diese teilen sich in zwei unterschiedliche Bereiche auf: Status bezogen auf die tägliche Ausgleichsenergie (BKSALDAE) Status bezogen auf das stündliche Anreizsystem (BKSALDSTRUKTnach) Keine Statusermittlung für Unterbilanzkreise! Übermittlung am M+15 für den ganzen Monat Seite 141

142 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Konvertierungsmengen im qualitätsübergreifenden Marktgebiet: Unabhängig von der Ausprägung der hierarchischen Anordnung der Unterbilanzkreise wird je ein Gesamt-Saldo H-Gas und L-Gas ermittelt. Nur dann, wenn die beiden Salden ungleiche Vorzeichen haben, wird konvertiert. Seite 142

143 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Besonderheiten Biogasbilanzierung Das Bilanzierungsintervall beträgt max. 12 Monate. Der Einspeiser legt das Bilanzierungsjahr fest und prognostiziert unverbindlich die Einspeisemenge Rumpfbilanzierung ist möglich Bei EEG-Verstromung bietet sich das Kalenderjahr an! Flexibilität kann auf einen anderen Biogas-BK übertragen werden, wenn der Bilanzierungszeitraum am gleichen Tag endet, und wenn es sich um nicht um Unterbilanzkreise handelt! Seite 143

144 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Biogasspeicherung Die Biogaseigenschaft bleibt beim Speichern nur dann erhalten, wenn Biogas aus dem Biogas-BK an ein besonderes Biogas-Speicherkonto übertragen wird. Biogas-Speicherkonten dürfen nur positive Stände haben! Gas kann vom Biogas-Speicherkonto auf ein normales Speicherkonto übertragen werden die Biogaseigenschaft ist dann jedoch verloren! Biogas kann im Speicher die Marktgebietsgrenze überschreiten. Seite 144

145 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Clearingprozesse Ein Clearingprozess wird angestoßen, wenn einer der Marktteilnehmer nach dem Versand der finalen Allokation feststellt, dass sich Abweichungen gegenüber den eigenen Erwartungen ergeben haben. bei SLP ist dies der Tag D-1 (13:00 Uhr), bei RLM-Ausspeisestellen sowie Entryso und Exitso, Entry-Biogas physisch, Entry-Biogas MÜP und Exit-Biogas MÜP ist dies der Zeitpunkt M+14 WT Das Clearing muss bis M + 2 M - 10 WT abgeschlossen sein! Fehler in der Netznutzungsabrechnung müssen immer korrigiert werden auch nach dem o.g. Schlusstermin Anwendung der G 685 ist obligatorisch, Lastgänge müssen einzelkundenscharf übermittelt und für die Abrechnung korrigiert werden! Lastgangkorrekturen ziehen neue Abrechnungen nach sich! Seite 145

146 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Clearingprozesse der Zählwertkreislauf Seite 146

147 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Clearingprozesse Beteiligte Marktpartner Seite 147

148 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Grundsätze für den Ablauf des Clearings bei physischen Ein- und Ausspeisestellen Folgende Grundsätze finden Anwendung: Die Netznutzungsabrechnung zwischen dem TK und dem NB wird nach den Regeln der GeLi-Gas und der KoV durchgeführt und erfolgt auf Basis von gemessenen einzelkundenscharfen RLM-Lastgängen, umgewertet mit Abrechnungsbrennwerten. Der Transportkunde erhält gemäß GeLi-Gas bis spätestens zum M+10 WT die einzelnen Lastgänge der RLM-Kunden umgewertet A) mit dem Abrechnungsbrennwert, nachfolgend genannt Abrechnungslastgang und B) mit dem Bilanzierungsbrennwert, nachfolgend genannt Bilanzierungslastgang. C) Bei Biogas ist der Abrechnungslastgang gleich dem Bilanzierungslastgang (d.h. Mehr- u. Mindermengenabrechnung entfällt) Seite 148

149 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Damit besitzt der Transportkunde nach der Aggregation der monatlichen Bilanzierungslastgänge seinen aggregierten Anteil an der Allokationsmenge des jeweiligen BK/SBK. Der Versand der MSCONS erfolgt mit 2 verschiedenen OBIS-Kennzahlen, damit der Transportkunde die unterschiedlichen Lastgänge identifizieren kann. Lastgänge mit dem Bilanzierungsbrennwert werden mit der OBIS Kennzahl 7-10: vorläufig versendet, Lastgänge mit dem Abrechnungsbrennwert mit der OBIS-Kennzahl 7-20: endgültig. Seite 149

150 Leitfäden - Bilanzkreismanagement 5. Die Differenz zwischen der Allokation zwischen MGV und NB und der Netznutzungsabrechnungsmenge zwischen NB und TK wird als Mehr- oder Mindermenge abgerechnet. In dieser Mehr-/Mindermengenabrechnung dürfen nur die Abweichungen zwischen den beiden Brennwerten und die Rundungsdifferenzen enthalten sein. 6. Um den Abwicklungsaufwand zu verringern, wird ein Grenzwert für das Zeitreihenclearing von mindestens 25 5 MWh angesetzt. Abweichungen <5 MWh je Monat und BK bzw. SBK werden nicht gecleart. Seite 150

151 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Abwicklung des Clearingprozesses Auslöser für den Clearingprozess kann der NB, der BKV oder der TK sein. Um den Clearingprozess eindeutig zu gestalten, wird eine Clearingnummer eingeführt. Diese Nummer erhält nur der BKV vom MGV. Damit wird gewährleistet, dass der BKV immer in das Clearingverfahren involviert ist und die Daten mit ihm abgestimmt werden, unabhängig davon, wer das Clearingverfahren angestoßen hat. Jede Clearingnummer darf nur für einen Monat bzw. einzelne Tage und nur einmal für einen BK/SBK, einen Zeitreihentyp und einen NB verwendet werden. Sofern der NB den Clearingprozess anstößt, teilt er den Clearingfall dem BKV mit, damit dieser wiederum die Clearingnummer vom MGV abfordert und an den NB weitergeben kann. Seite 151

152 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Erst nach erfolgter Abstimmung und den notwendigen Zustimmungen der vom Clearing betroffenen Marktpartner übermittelt der NB dem MGV eine Clearing-ALOCAT, in der die vom BKV ihm mitgeteilte Clearingnummer eingebaut ist. Allokationen von RLM-Endkunden, die vor M+12. WT versendet werden, dürfen keine Clearingnummer enthalten, da diese vom MGV abgelehnt werden. Allokationen mit Clearingnummern, die vor dem 12. WT beim MGV eingehen, werden abgelehnt. Durch den Eingang der Clearing-ALOCAT weiß der MGV, dass das Clearing zwischen allen Marktpartner einvernehmlich abgeschlossen ist. Der MGV ermittelt daraus einen neuen Allokationslastgang und übermittelt diesen dem BKV. Sofern der BK/SBK zuvor noch nicht deklariert wurde, erfolgt dies spätestens 2 WT vor Versand der Clearing-ALOCAT. Seite 152

153 Leitfäden - Bilanzkreismanagement 7.2 Clearingprozess SLP (Ausreisserverfahren) Um einen SLP-Clearingprozess anzustoßen, muss die Allokation des Tages D je Zeitreihentyp und BK bzw. SBK von der Allokation am Tag D-1 folgende Grenzwerte überschreiten: % oder mehr - 50 % oder weniger - und mind kwh Die Einhaltung der Grenzen wird vom NB überprüft. Im Gegensatz zum RLM-Clearing nach Kap. 7.1 werden beim SLP-Clearing keine gemessenen Daten mit allokierten Daten verglichen. Es handelt sich hierbei um ein definiertes Ersatzwertverfahren, um Ausreißer bei der Allokation zu identifizieren und möglichst schnell zu beheben, bevor sie bilanzkreisund regelenergiewirksam werden. Durch den vordefinierten Prozess wird dem BKV ein Ersatzwert vorgegeben, den er ohne Risiko bei stark abweichenden und damit offensichtlich falschen Allokationen nominieren kann. Seite 153

154 Leitfäden - Bilanzkreismanagement 7.2 Clearingprozess SLP (Ausreisserverfahren) Die Verantwortung über die Allokation hat immer der NB. Er besitzt alle Stammdaten und notwendigen SLP-Informationen wie Temperaturen oder Restlastmengen und erzeugt die Allokation auf Basis der am 16. WT versandten Bestandslisten. Die zu versendende Allokation sollte einer Endkontrolle unterliegen. Der Transportkunde überprüft die Bestandslisten auf Vollständigkeit aller Kunden, Höhe der Kundenwerte bzw. normierter Jahresverbrauch und Zuordnung zu den SLP- Zeitreihentypen. Falls der BKV und der NB auch nach 12:00 Uhr einen abgestimmten Ersatzwert für die Nominierung des BKV vereinbaren, darf dieser Wert vom NB in der Clearing-Allokation verwendet werden. Dabei ist allerdings zu beachten, dass diese Abstimmung unbundlingkonform und diskriminierungsfrei allen BKV angeboten werden muss. Die Verwendung des abgestimmten Ersatzwerts ist ebenfalls erst bei Erreichen der definierten Grenzwerte zulässig. Seite 154

155 Leitfäden - Bilanzkreismanagement 7.2 Clearingprozess SLP (Ausreisserverfahren) - Falls vor 12:00 Uhr eventuelle Ersatzwerte im Rahmen des Clearings gebildet wurden, muss dies WP-fest dokumentiert werden! - BKV erhält die Allokation bis 13:00 Uhr und prüft sie - Wenn Clearinggrenzwerte überschritten sind, dann nominiert der BKV die Vortagesmengen anstelle der Allokationswerte, sowie - BKV fordert beim MGV Clearingnummer an und stößt das Clearing beim NB an. - Falls NB feststellt, dass urspr. Allokation in Ordnung, dann muss er den BKV unverzüglich informieren und die Richtigkeit der Allokation nachweisen! - MGV kann unter bestimmten Bedingungen Clearing rückgängig machen! Seite 155

156 Leitfäden - Bilanzkreismanagement 8. Abrechnung von Bilanzkreisverträgen - Endgültige Bilanzkreis-Abrechnung erfolgt M+2Monate das ist analog Strom (Rechtsquelle: Netzzugangsverordnungen) - Clearing endet M+ 2 M 10 WT (d.h. 10 WT vor letztem BK-Abrechnungsdatum) - Das Abrechnungsdokument muss die Pflichtangaben gemäß 14 Abs. 4 UStG enthalten. Folgende Abrechnungen werden gemeinsam vom MGV an den BKV gesendet: Monatliche Abrechnung der täglichen Ausgleichsenergie Monatliche Abrechnung der täglichen Strukturierungsbeiträge Monatliche Abrechnung der Regel- und Ausgleichsenergieumlage Monatliche Abrechnung des Konvertierungsentgeltes Ggf. Ausweis der Erdgassteuer Seite 156

157 Leitfäden - Bilanzkreismanagement 8.2 Besonderheiten bei Biogas-BK Nach Abschluss der Flexibilitätsübertragungen (M+2M +17 WT) werden Flexibilitäten abgerechnet (0,001 /kwh auf die in Anspruch genommene Flexibilität) Seite 157

158 Leitfäden - Bilanzkreismanagement 8.3 Biogas-BK mit Überschreitung des Flexibilitätsrahmens Hinweis: der Flexibilitätsrahmen ist +/- 25 % der geplanten Jahreseinspeisemenge Überschreitungen der Flexibilitätsgrenzen werden täglich abgerechnet (Abb. 44) Seite 158

159 Leitfäden - Bilanzkreismanagement 9. Mehr-/Mindermengenabrechnung Mehr- und Mindermengen sind Differenzen zwischen der Allokation und der Ausspeisung. Sie entstehen: bei SLP: Abweichungen des Kundenverhaltens gegenüber dem Kundenwert Fehlprognose des VNB (Kundenwert passt nicht) aus den GeLi-Prozessen: wenn Bilanzierungsbeginn oder Bilanzierungsende vom Lieferbeginn oder Lieferende abweicht Aus Fehlern der Temperaturdaten (Isttemperatur weicht von der Prognosetemperatur ab) bei RLM: Differenzen zwischen dem Bilanzierungsbrennwert und dem Abrechnungsbrennwert werden bis M+3M abgerechnet. Fehlerhafte RLM-Allokationen sollen im Rahmen des Clearings korrigiert werden. Anschließend bilaterale Klärung (= MeMi ). Seite 159

160 Leitfäden - Bilanzkreismanagement Teil 2: Usecase-Darstellungen In Teil 2 des Leitfadens finden Sie Darstellungen, wer an den jeweiligen Prozessschritten beteiligt ist, welche Abläufe vorgegeben sind (Sequenzdiagramme) welche Datenformate zu verwenden sind. Die Prozessdarstellungen sind analog zu GeLi und WiM gefasst und dienen der detaillierten Erläuterung der Abläufe. Seite 160

161 C ampus FAHRPLANMANAGEMENT GAS PROGNOSEVERFAHREN STANDARDLASTPROFILVERFAHREN Seite 161

162 Standardlastprofile Gas Gas (<1,5 Mio kwh und <500kW) HKO Kochgas HEF Einfamilienhäuser HMF Mehrfamilienhäuser GMK Metall und KFZ GPD Papier und Druck GHA Einzel- und Großhandel GBD Sonst. betriebl. Dienstleistungen GKO Gebietskörperschaften, Kreditinstitute und Versicherungen, Organisationen ohne Erwerbszweck GBH Beherbergung GGA Gaststätten GBA Bäckerei und Konditorei GWA Wäscherei GGB Gartenbau GMF Haushaltsähnliche Gewerbebetriebe prognostizierte Tagesmenge (QTag) = KW * h(t) * F Der KW (Kundenwert) wird für jeden einzelnen Kunden auf Basis des letzten Ablesewerts, dem Standardlastprofil-Typ und der Temperaturzeitreihe der zugeordneten Messstation berechnet. Der h-wert h(t) gibt den relativen Verbrauch in Abhängigkeit der Tagesmitteltemperatur an. h(t) wird also in Abhängigkeit des Standardlastprofil-Typs und der am Vortag (D-1) prognostizierten Tagesmitteltemperatur für den Tag D bestimmt. F repräsentiert den Wochentagsfaktor. Seine Höhe ist abhängig vom jeweiligen Wochentag und vom zugehörigen Standardlastprofiltyp Gewerbe. Quelle: BDEW Seite 162

163 Standardlastprofilverfahren nach GasNZV 2010 Grenzen für Lastprofile: 500 kw und 1,5 Mio. kwh Minimal müssen SLP für Heizgaskunden, Gewerbe und Kochgaskunden (ab ) angeboten werden Bei der Entwicklung und Anwendung der Standardlastprofile haben Verteilnetzbetreiber darauf zu achten, dass der Einsatz von Regelenergie möglichst reduziert wird. Der Markgebietsverantwortliche gleicht Ein- und Ausspeisedifferenzen aus Der Ausspeisenetzbetreiber verrechnet sie in der Mehr- und Mindermengenabrechnung mit dem Transportkunden und reicht die Beträge an den MGV weiter Die Hoheit des örtlichen Verteilnetzbetreibers für die Festlegung der Verbrauchsprognose bleibt. QS-Sicherungspflicht beim VNB seit KoV IV Kochgas: HKO Seite 163

164 Zwei SLP-Verfahren stehen dem VNB zur Auswahl Synthetisches Verfahren ( Bottom-Up ) Für den Lieferzeitraum (Gaswirtschaftsjahr) wird einmalig das Netz analysiert, daraus die Anzahl bzw. Typen der SLP festgelegt und die optimalen Parameter der Sigmoidfunktionen ermittelt. Das synthetische SLP wird bis zur Überarbeitung bzw. Neubestimmung der Parameter angewendet Mit allen Fehlern und Abweichungen des synthetischen Verfahrens lebt man ein Jahr lang Analytisches Verfahren ( Top-Down ) Das vorher festgelegte SLP wird täglich überprüft und mit den Daten von Gestern für Morgen laufend der sich ändernden Situation angepasst. Die Prognose erfolgt deshalb mit zwei Tagen Zeitversatz auf Basis aktueller Verbrauchswerte! Seite 164

165 Ergebnis der SLP-Verfahren Das Ergebnis ist in allen Fällen eine Rechenvorschrift, nach der der Verbrauch temperaturabhängig prognostiziert wird. Die Prognose entsteht durch die Annahme: Bei gleichem Temperaturverlauf wird der Kunde wieder den gleichen Verbrauch haben, wie im letzten Jahr Das SLP-Verfahren besteht aus der Rechenvorschrift, wie der Bedarf des Kunden mit Hilfe einer Temperaturprognose täglich neu prognostiziert wird. Das Verfahren ist für große Zahlen von Kunden statistisch und empirisch abgesichert. Beim Einzelkunden können jedoch größere Abweichungen auftreten, weiterhin können an manchen Tagen größere Abweichungen auftreten. Die beiden SLP-Verfahren sind die wichtigsten Prognoseverfahren für temperaturabhängigen Gasverbrauch ( Heizgasverbrauch ) Seite 165

166 Mengenbilanzierung Beim synthetischen Standardlastprofilverfahren ist die Tagesmenge des Lastprofils relevant, die sich bei Zugrundelegung der Prognosetemperatur am Vortag ergibt. Die Prognosetemperatur ist die für den Tag der Belieferung/Bilanzierung (D) prognostizierte Temperatur, nicht die Ist- Temperatur des Vortages (D-1). Eine nachfolgende Korrektur der Temperatur (etwa auf die Ist- Temperatur des Belieferungstages) erfolgt nicht. Beim analytischen Standardlastprofilverfahren erfolgt die Ermittlung der bilanzrelevanten Tagesmengen mit einem Zeitversatz um 48 Stunden. Bilanzrelevant am Tag D ist die Ausspeisemenge des Vorvortages (D-2) des Lastprofils, das sich aus Zugrundelegung der Ist- Temperatur des Vorvortages (D-2) ergibt. Verteilnetzbetreiber können in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur Korrekturfaktoren zur Reduzierung des bei den Standardlastprofilen verursachten Regelenergiebedarfs verwenden, insbesondere aufgrund der zeitversetzten Allokation beim analytischen Verfahren. Seite 166

167 Fazit SLP: Grundsätzlich sind die beiden Verfahren von der BNetzA als gleichwertig konzipiert, aber mit synthetischen SLP kann man größere Überraschungen erleben, wie das Gasjahr 2008/09 gezeigt hat. Die SLP-Verfahren bilden den kundenindividuellen Verbrauch der letzten Ableseperiode (ca. ein Jahr) auf die aktuelle Ableseperiode ab. Bei gleichem Temperaturverlauf wird der Kunden wieder den gleichen Verbrauch haben. Das Kundenverhalten ändert sich jedoch laufend! Die vom Kunden tatsächliche verbrauchte Gasmenge wird daher immer größer oder kleiner sein, als wir aus der Anwendung des SLP- Verfahrens prognostizieren und tatsächlich liefern müssen! Diese Differenzen werden als Mehrund Mindermengen außerhalb des Bilanzkreissystems erfasst und abgerechnet! Das System der SLP wird fortlaufend weiter entwickelt Ausprägung 04 als neuer Standard im Jahr 2013 / Saisonale Anpassung ab 2014/15 (?) Seite 167

168 Standardlastprofile im Überblick Quelle: BDEW Seite 168

169 Standardlastprofile: unterschiedliche Ausprägung der Temperaturabhängigkeit Windschwach Windstark Quelle: BDEW Seite 169

170 Gewerbekunden: mit ausgeprägtem Wochengang SLP für Gewerbekunden müssen an den Wochengang der jeweiligen Branche angepasst werden. Dazu gibt es die Tabellen der Wochentagsfaktoren. Quelle: BDEW Seite 170