Stellungnahme zur Änderung der Festlegung zur Einführung eines Konvertierungsentgeltsystems in qualitätsübergreifenden Gasmarktgebieten

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1 Stellungnahme zur Änderung der Festlegung zur Einführung eines Konvertierungsentgeltsystems in qualitätsübergreifenden Gasmarktgebieten Leipzig/Paris, 22. April 2016

2 Einführung Im Jahr 2012 gab es innerhalb der deutschen Gasindustrie im Rahmen von Konni Gas einen breiten Konsens zur schrittweisen Abschmelzung des Entgeltes zur Konvertierung von H-Gas auf L-Gas und umgekehrt. Nach einer schrittweisen Reduzierung sollte das Konvertierungsentgelt am 1. Oktober 2016 abgeschafft werden. Gegenwärtig konsultiert die BNetzA die Verlängerung der Anwendung des Konvertierungsentgeltes bis Ende März 2017 und darüber hinaus. Dazu wurden die relevanten Interessenvertreter und PEGAS zu einem Workshop am 6. April 2016 bei der BNetzA eingeladen und gebeten, sich an der Konsultation zu dieser Frage zu beteiligen. Wir sind für diese Möglichkeit dankbar und beteiligen uns gern. Unsere bisherigen auf dem Workshop vorgestellten Erläuterungen sind auf der Webseite der BNetzA einsehbar. Ursachen der Diskussion zur Verlängerung der Anwendung des Konvertierungsentgeltes über den September 2016 hinaus Seit Januar 2016 haben die Marktgebietsverantwortlichen (MGV), insbesondere NetConnect Germany (NCG), eine Zunahme der Nachfrage sowie einen Anstieg der Kosten für die kommerzielle Konvertierung von H-Gas zu L-Gas festgestellt. Diese Kosten sind gegenwärtig nicht ausreichend durch Erlöse aus den Konvertierungsentgelten und der Konvertierungsumlage, wie in Konni Gas vorgesehen, abgedeckt. Auf Grundlage der von den MGV veröffentlichten Informationen sowie der bei PEGAS verfügbaren aggregierten Daten konnten folgende zwei Gründe als Hauptursache für die Nichtabdeckung der kommerziellen Konvertierungskosten gefunden werden: 1. Deutlich stärkere Nutzung der Qualitätskonvertierung durch Transportkunden, was größere konvertierte Gasmengen bedingt, 2. Große Preisunterschiede zwischen L-Gas Einkauf und H-Gas Verkauf bei der kommerziellen Konvertierung durch NCG im eigenen Marktgebiet, was zu höheren Konvertierungskosten geführt hat. Im GASPOOL Marktgebiet sind die Probleme aufgrund einer höheren Verfügbarkeit von L-Gas durch stärkere Produktion im eigenen Marktgebiet, die Möglichkeit des Verkaufs von H-Gas ohne operatives Risiko im nicht-qualitätsspezifischen Orderbuch von PEGAS und ein höheres Konvertierungsentgelt als beim MGV NCG, das Transportkunden offensichtlich stärker an der Nutzung des vom MGV GASPOOL angebotenen kommerziellen Konvertierungsservice hindert, nicht im gleichen Maß wie im NCG Marktgebiet aufgetreten. Die unten stehende Tabelle enthält eine kurze Zusammenfassung der pro Monat aktiven Handelsteilnehmer, Handelsvolumina und Durchschnittspreise im qualitätsspezifischen Gashandel mit MGV bei PEGAS, die unsere oben stehenden Erklärungen unterstreichen. 2

3 NetConnect Germany (traded with MAM NCG) 2014 Okt Nov Dez 2015 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez 2016 Jan Feb L-Gas # Member Volume GWh Ø Price /MWh 22,8 24,0 30,4 23,4 25,4 24,2 24,8 22,2 22,0 22,0 21,0 20,1 19,7 17,8 15,6 15,8 14,2 H-Gas # Member Volume GWh Ø Price /MWh 18,9 23,7 22,3 21,4 22,8 20,2 20,3 19,5 20,2 20,5 19,4 18,9 17,2 17,7 16,2 13,1 11,7 Δ Prices L-Gas - H-Gas /MWh 3,9 0,3 8,1 2,0 2,6 4,0 4,5 2,7 1,8 1,5 1,5 1,2 2,4 0,1-0,6 2,7 2,5 GASPOOL (traded with MAM GPL) 2014 Okt Nov Dez 2015 Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez 2016 Jan Feb L-Gas # Member Volume GWh Ø Price /MWh 21,3 21,9 21,8 20,8 20,9 20,7 20,2 18,8 19,6 20,6 17,1 19,9 18,9 18,0 16,9 14,9 13,7 TTF (traded with MAM GPL & NCG) Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Gas # Member Volume GWh Ø Price /MWh 21,2 22,8 22,7 19,7 22,7 21,8 22,2 20,5 20,5 20,9 19,6 19,2 18,2 17,0 15,6 13,9 12,3 Δ Prices NCG L - TTF /MWh 1,6 1,2 7,8 3,6 2,7 2,5 2,6 1,7 1,5 1,1 1,4 0,9 1,5 0,7 0,0 1,9 1,8 NCG H - TTF /MWh -2,3 0,9-0,4 1,7 0,1-1,6-1,8-1,0-0,3-0,4-0,1-0,3-1,0 0,7 0,6-0,8-0,7 GPL L - TTF /MWh 0,0-1,0-0,8 1,0-1,8-1,1-2,0-1,7-0,9-0,3-2,4 0,7 0,7 1,0 1,3 1,0 1,4 Die Bedeutung einer Produktionsobergrenze in Groningen Im Workshop am 6. April wurde die Einführung einer Obergrenze für die Gasgewinnung aus dem Groningenfeld als Faktor, der einen Kostenanstieg verursacht, angeführt. In Folge dessen bzw. einer zukünftigen erwarteten Produktionskürzung könnten Gaspreise weiter steigen. PEGAS ist nicht der Ansicht, dass in den deutschen Marktgebieten gegenwärtig ein Versorgungsengpass mit L-Gas besteht. Allerdings ist es nicht ausgeschlossen, dass in Erwartung eines weiteren Rückgangs der Produktion die L-Gas Preise weiter steigen. Andererseits werden gegenwärtig auch zusätzliche technische Konvertierungsanlagen zur Umwandlung von H-Gas zu L-Gas errichtet, die den Preisdruck auf L-Gas begrenzen. Es lässt sich feststellen, dass es prinzipiell möglich ist, dass eine Produktionsobergrenze unter Umständen zu einem Anstieg der Preise für L-Gas führt und damit die Gesamtkosten für den L-Gas Nachfrager wenn auch nur geringfügig erhöhen könnte. Angesichts der steigenden Kosten für MGV wurde argumentiert, dass ein Mechanismus zur Verteilung der Zusatzkosten auf deutschen Marktteilnehmern notwendig sei. Die Verlängerung des Konvertierungsentgeltes ist so ein Mechanismus sein, bei dem die gestiegenen Konvertierungskosten für die MGV an Marktteilnehmer weitergegeben werden, welche die von deutschen MGV angebotenen kommerziellen Konvertierungsdienste nutzen. Konvertierungsentgelt und Versorgungssicherheit Ein weiteres Argument, das für die Verlängerung des Konvertierungsentgeltes vorgebracht wurde, bezieht sich auf die Versorgungssicherheit mit L-Gas. Demnach erhöht ein Konvertierungsentgelt den Wert langfristiger Gaslieferverträge, mit denen Marktteilnehmer L-Gas aus den Niederlanden importieren. Dadurch wäre es weniger wahrscheinlich, dass Importeure, die im Besitz solcher Verträge sind, diese kündigen, was die Versorgungssicherheit erhöhen könne. Dagegen sprechen aus unserer Sicht zwei Argumente: 1) Sollte es in den Niederlanden als Hauptproduzent von L-Gas aus verschiedenen Gründen eine ungeplante Unterversorgung geben, dann gibt es diese auch in Deutschland. Unter der Annahme, dass in diesem Fall Langfristverträge eine Unterversorgung mit L-Gas in 3

4 Deutschland verhindern, würde dies aber zwangsläufig zu einer Unterversorgung in den Niederlanden führen, weil dasselbe L-Gas nur einmal verkauft werden kann in den Niederlanden oder Deutschland. Durch Langfristverträge würde die physische Knappheit lediglich von Deutschland in die Niederlande verschoben werden. Es ist fragwürdig, ob dies eine tragfähige Lösung darstellt. 2) Zweitens, und wichtiger: Der Wert von Langfristverträgen und dem am VHP gehandelten L-Gas leitet sich aus Angebot und Nachfrage von L-Gas im niederländischen und deutschen Marktgebiet ab. Ist das Konvertierungsentgelt hoch, fragen Marktteilnehmer selber L-Gas nach; ist das Konvertierungsentgelt niedrig, dann übernehmen das die Marktgebietsverantwortlichen. Die Gesamtnachfrage nach L-Gas bleibt somit unverändert und ist nicht von der Anwendung eines Konvertierungsentgeltes abhängig. Unabhängig von 1) können Langfristverträge und Handel am VHP gleichermaßen die Versorgungssicherheit erhöhen, da auch der VHP-Handel mit lang-, mittel- und kurzfristigen Lieferperioden den gleichen physischen Effekt bewirkt und somit im gleichen Maß zur Versorgungssicherheit beiträgt. Das Konvertierungsentgelt erzielt somit nicht den gewünschten Effekt. Auswirkungen auf Handelspositionen in Terminmarktprodukten und Kostenverteilung auf Endverbraucher und Endverteiler Jede unerwartete Änderung der Marktregeln verändert im Allgemeinen den Wert des Derivate- Portfolios von Marktteilnehmern. So kann beispielsweise der Eigentümer eines Gaskraftwerkes, das L-Gas verbrennt, eine Position in einem Future mit Lieferung nach September 2016 eingegangen sein, und damit Gas der H-Gas-Qualität auf den Terminmärkten im Vertrauen auf Konni Gas und ein Konvertierungsentgelt von 0/MWh gekauft haben. Somit bekommt er H-Gas geliefert. Mit der Wiedereinführung des Konvertierungsentgeltes erhöhen sich die Kosten der Stromerzeugung, die der Eigentümer zu tragen hat, bis hin zur Unwirtschaftlichkeit. Andererseits wird es auch Marktteilnehmer geben, bei denen sich der Wert des Portfolios aufgrund Verlängerung des Konvertierungsentgelts erhöht. Die beschriebene Auswirkung auf den Wert von Positionen in Terminmarktprodukten ist ein einmaliger Effekt aufgrund der Entscheidung über die Verlängerung des Konvertierungsentgeltes. Jegliche nach einer solchen Entscheidung eingegangene Positionen sind nicht betroffen. Mittelfristig wird erwartet, dass zusätzliche Kosten allein durch Endverbraucher von L-Gas oder Versorgungsunternehmen getragen werden, falls diese die zusätzlichen Kosten aus dem verlängerten Konvertierungsentgelt nicht an Endverbraucher weitergeben können. Vorschläge zur vollständigen Deckung der Konvertierungskosten unter Beibehaltung von Konni Gas in der jetzigen Version Eine Diskussion zur Neuverteilung von Zusatzkosten sollte erst dann stattfinden, wenn alle marktbasierten Maßnahmen zur Verhinderung dieser Zusatzkosten beurteilt wurden. Nachfolgend werden einige Vorschläge zur Diskussion gestellt, die es den deutschen MGV ermöglichen könnten, die Konvertierungskosten zukünftig auch ohne die Anwendung eines Konvertierungsentgeltes, unter Beibehaltung der Konvertierungsumlage auf dem aktuellen oder einem leicht höheren Niveau vollständig, zu decken. 4

5 1) Reduzierung der Preisunterschiede zwischen Kauf- und Verkaufsgeschäften zur kommerziellen Konvertierung von L-Gas zu H-Gas ohne Anpassung der MOL in GABi Gas Es wird angeregt, den deutschen MGV einen stärkeren Zugang als bisher zu qualitätsübergreifenden, marktbasierten Preisen des VHP TTF und entsprechenden Transportkapazitäten zwischen den Niederlanden und Deutschland auf Day- Ahead/Within-Day Basis zu geben. Dieser Zugang soll ausschließlich dann und solange uneingeschränkt bezüglich Transportkapazitäten genutzt werden dürfen, solange qualitätsspezifische Gaspreise im eigenen Marktgebiet unwirtschaftlicher sind als Gaspreise am TTF unter Berücksichtigung von Transportkosten. Dadurch gibt es zugunsten des MGV eine marktbasierte Preisobergrenze beim Kauf von L-Gas (TTF+Transportkosten) als auch eine marktbasierte Preisuntergrenze beim Verkauf von H- Gas (TTF-Transportkosten) im eigenen Marktgebiet, und die Preisunterschiede werden reduziert. Zur Umsetzung dieser Maßnahme im Einklang mit EU NC Bal. Art. 9 (3) und GABi Gas 2.0 müsste es dem MGV vom Regulierer jährlich erlaubt werden, uneingeschränkt kurzfristige Transportkapazitäten zum Zweck der Konvertierung buchen zu können. 2) Erhöhung der Anzahl von Marktteilnehmer im qualitätsspezifischen Gashandel Sollten zukünftig auch Within-Day Transportkapazitätsbuchungen an deutschen Gasspeichern möglich sein, dann könnten auch Speicherkunden untertägige Flexibilität in den qualitätsspezifischen Orderbüchern anbieten und somit die Anzahl der Marktteilnehmer und den Wettbewerb darin erhöhen. 3) Einschwingen der Gasbranche auf GABi Gas 2.0 ohne übereilte regulatorische Eingriffe: Die Marktteilnehmer, einschließlich Händler, Marktgebietsverantwortliche als auch Regulatoren befinden sich nach der Einführung von GABI Gas 2.0 im Oktober 2015 noch auf einer Lernkurve. Einige Marktteilnehmer konnten bereits ihren Handelsprozesse und Portfolios an GABi Gas 2.0 anpassen. Viele andere, die insbesondere von den starken, über den gesamten Winter anhaltenden und Anreiz bildenden Preissignalen überrascht waren arbeiten noch daran. Eine wachsende Anzahl von Marktteilnehmern, die mit dem MGV handeln, ist bereits zu erkennen. Schlussfolgerung Die Konvertierungskosten für MGV sind gestiegen und müssen gedeckt bzw. reduziert werden. Das Konvertierungsentgelt kann eine Kostendeckung sicherstellen, da der MGV die Kosten an die Marktteilnehmer weitergeben kann, die die kommerzielle Konvertierung des MGV nutzen. Kurzfristig erfolgt eine Umverteilung bei Marktteilnehmern, die Verkaufspositionen im H-Gas halten und aber noch Einkäufe für L-Gas tätigen müssen. Mittelfristig werden die zusätzlichen Kosten durch Endkunden und Endverteiler in den L-Gas Marktgebieten übernommen. Wie oben stehend ausgeführt ist die Wirkung des Konvertierungsentgelts auf die Versorgungssicherheit zumindest fraglich. Unter Berücksichtigung dieser beiden Aspekte kommen wir zu dem Ergebnis, dass das Konvertierungsentgelt zumindest ein wirksame Alternative zur Umverteilung von zusätzlichen Konvertierungskosten auf L-Gas Kunden ist, die sich regulatorisch einfach umsetzen lässt. 5

6 Bevor jedoch ein so starker regulatorischer Eingriff in den Markt als letztes Mittel der Wahl erfolgt, sollten Alternativen zur Umverteilung von Zusatzkosten oder besser marktbasierte Lösungen zur Vermeidung von Zusatzkosten bei der kommerziellen Konvertierung mit dem Markt diskutiert werden, die eine Fortführung von Konni Gas in der jetzigen Form unterstützen. Jegliche Änderungen der Marktregeln sollten sorgfältig vorbereitet und eine sanfte Einführung bzw. ein entsprechender sanfter Ausstieg sichergestellt sein. Beim Abschmelzen des Konvertierungsentgelts wurde dies vom Gesetzgeber berücksichtigt. Deswegen sollte eine mögliche Wiedereinführung mit dem gleichen Maß an Sorgfalt erfolgen. Durch abrupte Veränderungen der Marktregeln verlieren die Marktteilnehmer das Vertrauen in etablierte Marktmechanismen, die für die erfolgreiche Entwicklung des deutschen Marktes im Wettbewerb zu Nachbarmärkten, insbesondere im Terminmarkt, von grundlegender Bedeutung sind. Auf der Grundlage unserer obigen Ausführungen freuen wir uns die Diskussion mit Regulierern, Marktteilnehmern und interessierten Marktparteien fortzuführen. Bei Fragen stehen wir Ihnen gerne zur Verfügung. Kontakt Sirko Beidatsch Dr Jan Richter Senior Expert Gas Markets Head of Regulatory Affairs & Communications Tel.: Tel.: European Energy Exchange AG Powernext SA Augustusplatz 9 5 Boulevard Montmartre Leipzig Paris Über PEGAS PEGAS ist der zentrale, durch Powernext betriebene Gasmarkt der EEX-Gruppe. Über PEGAS erhalten Kunden Zugang zu allen Produkten auf einer einzigen Handelsplattform und können Erdgaskontrakte für die belgischen, niederländischen, französischen, deutschen, italienischen und britischen Marktgebiete handeln. Die PEGAS Produktpalette umfasst Spot- und Terminkontrakte für alle großen europäischen Gashubs sowie den Handel mit Location Spreads zwischen diesen Marktgebieten. Diese Struktur ermöglicht die Marktharmonisierung und bildet den führenden paneuropäischen Erdgasmarkt. 6