Stellungnahme zur Beschreibung und Weiterentwicklung der deutschen Gasmarktgebiete im Rahmen des Marktdialogs mit BNetzA

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1 Stellungnahme zur Beschreibung und Weiterentwicklung der deutschen Gasmarktgebiete im Rahmen des Marktdialogs mit BNetzA Leipzig/Paris, 22. November 2016

2 Zusammenfassung PEGAS begrüßt die Möglichkeit zur Stellungnahme in dem von der Bundesnetzagentur eingeleitetem Marktdialog zur Weiterentwicklung der deutschen Gasmarktgebiete. PEGAS teilt die Einschätzung im zugrundeliegenden Gutachten der Firma WECOM mit Bezug auf die Marktindikatoren. Kritisch wurde im Gutachten die fehlende Liquidität an deutschen Terminmärkten gesehen. Der hochliquide Terminhandel im niederländischen Gasmarkt TTF hat sich jedoch als Alternative zum Hedging von Preisrisiken für im deutschen Gasterminmarkt tätige Händler entwickelt, so dass liquide Terminmärkte in Deutschland nicht erforderlich sind, solange es keine Transportengpässe zwischen den Märkten GASPOOL/TTF bzw. NCG/TTF gibt. Im Gutachten werden marktgebietsinterne und marktgebietsübergreifende Maßnahmen diskutiert, um die Liquidität und Wettbewerbsfähigkeit in deutschen Marktgebieten zu erhöhen. Mit Ausnahme der Verpflichtung von Market Makern und einer möglichen Einschränkung der Verbindungsmöglichkeit von Bilanzkreisen haben die anderen marktgebietsinternen Maßnahmen nur eine geringe Wirkung auf die Liquidität in Deutschland. Eine Verpflichtung zum Market Making ist jedoch abzulehnen. Als marktgebietsübergreifende Maßnahmen werden Szenarien zur Marktintegration betrachtet. Wir teilen das Ergebnis, dass nur eine Integration unter Einbeziehung des TTF einen relevanten Effekt auf die Liquidität in Deutschland hat. Sowohl das Modell Vollintegration als auch das Modell Trading Region stellen starke regulatorische Eingriffe in das bisherige regulatorische Regime, Marktdesign und Marktprozesse dar. Diese Maßnahmen erscheinen daher, gemessen am erwarteten Wohlfahrtszuwachs und der Implementierungsdauer, sehr aufwändig. PEGAS, als Partner der Gaswirtschaft, unterbreitet in dieser Stellungnahme einen eigenen Lösungsvorschlag, der zu einer zeitnahen Erhöhung der Wettbewerbsfähigkeit des Produktes Erdgas und der Liquidität an den VHP der deutschen Gasmarktgebiete beitragen kann. 2

3 Stellungnahme Nachfolgend möchte PEGAS den von der BNetzA erstellten Fragenkatalog zur Beschreibung des Status Quo der beiden deutschen Marktgebiete und zu marktgebietsinternen und marktgebietsübergreifenden Maßnahmen beantworten. 1. Status Quo der beiden deutschen Marktgebiete a) Sehen Sie über die Indikatoren des Gas Target Model II (GTM II) hinaus weitere Indikatoren, die im Hinblick auf die Bewertung der Großhandelsmärkte herangezogen werden sollten? Die zur Analyse verwendeten Kenngrößen sind grundsätzlich richtig und weitestgehend ausreichend, um das Funktionieren der Großhandelsmärkte zu messen. Die Methodik berücksichtigt aber nicht den Gashandel über Location-Spreads, d.h. über standardisierte Produkte in eigenen Location-Spread-Orderbüchern, die die Preisdifferenz zweier geographisch getrennter Gasmärkte (z.b. NCG und TTF) sichtbar und handelbar machen. Die Berücksichtigung von Location-Spread-Orderbüchern ist geboten, weil mehr als 50% des Handelsvolumens im deutschen Terminmarkt Gas (über alle Handelsplätze - Broker, Börse, bilateral) über Location-Spreads zum TTF erzeugt werden. Die analysierte Datenbasis beschränkt sich auf die Orderbuchlage an Broker-Plattformen, die Orderbücher von Börsen wurden nicht berücksichtigt. Eine alleinige Auswertung der Transaktionsdaten von Börsen ist jedoch für die Bewertung von Liquidität nicht ausreichend, weil der Anteil der Börsen je nach Produkt und Markt bis zu 30 Prozent betragen kann. Darüber hinaus wurden auch außerbörsliche bilaterale Geschäfte nicht berücksichtigt, obwohl diese für einen signifikanten Anteil im Handel verantwortlich sind. Die genannten Beschränkungen in Bezug auf Methodik und Datenbasis führen insgesamt zu einer Unterschätzung der Liquidität. b) Wie bewerten Sie die Wettbewerbs- und Liquiditätssituation in den beiden deutschen Marktgebieten bezogen auf die unterschiedlichen Marktsegmente Spot-, Prompt- und Forwardmarkt? Sofern Sie Defizite in einzelnen Marktsegmenten sehen, welche möglichen Hemmnisse für eine höhere Wettbewerbsintensität und Liquidität müssten beseitigt werden? PEGAS teilt die Einschätzung im Gutachten, dass die Liquidität in den deutschen Spot- und Promptmärkten gegenwärtig hoch ist. Jedoch könnte durch Beibehaltung des Konvertierungsentgeltes der Zugang zur Liquidität im Spot- und Promptmarkt für L-Gas Kunden dauerhaft verteuert werden. PEGAS teilt ebenfalls die Aussage im Gutachten, dass die Liquidität an den Terminmärkten NCG und GASPOOL gegenwärtig gering ist. 3

4 c) Inwieweit reichen aus Ihrer Sicht alternativ ein liquider Prompt- und Forwardmarkt im Nachbarland/Nachbarmarktgebiet aus, sofern ausreichend feste Verbindungskapazitäten zur Verfügung stehen? Sind ausreichend Transportkapazitäten zwischen den Märkten vorhanden, dann ist es weder notwendig noch realistisch in jedem Marktgebiet einen liquiden Terminmarkt zu entwickeln. Der TTF als liquider Nachbarmarkt ermöglicht Marktteilnehmern mit sehr geringen Transaktionskosten und operativen Aufwänden Absicherungsgeschäfte durchzuführen. Zu berücksichtigende Transaktionskosten sind u.a. Transportentgelte mit Unterjährigkeitsfaktoren, Konvertierungsentgelt und etwaige Umlagen an Marktgebietsübergangspunkten. Jegliche Unsicherheit in diesen Transaktionskosten stellt aus Sicht der Marktteilnehmer ein Risiko dar. 2. Marktgebietsinterne Maßnahmen Umsetzung durch Marktteilnehmer wie MGV, Produzenten/Importeure, Börse und Verbände a) Mehr Transparenz hinsichtlich der vielfältigen Zugänge zum organisierten Handelsmarkt Bisher gibt es keine Anzeichen dafür, dass der vorhandene Grad an Transparenz hinsichtlich der vielfältigen Zugänge zum organisierten Handelsmarkt eine Eintrittsbarriere darstellt. Mit Einführung von MGV für die deutschen Gasmarktgebiete wurde die Transparenz bereits soweit erhöht, dass eine weitere Erhöhung nur einen minimalen Einfluss auf Wettbewerbsund Liquiditätssituation in allen Marktsegmenten hat. b) Verbesserte Transparenz für aggregierten Gasverbrauch und Systemzustand im Marktgebiet Diese Maßnahme ist generell zu begrüßen, weil damit allen Marktteilnehmern und insbesondere den am Regelenergiemarkt tätigen Händlern die für eine Handelsentscheidung notwendigen Information und Preissignale durch den MGV zugestellt werden. Eine Verbesserung hinsichtlich Wettbewerbs- und Liquiditätssituation ist dadurch im Spotmarkt jedoch nicht zu erwarten. c) Schaffung eines vereinfachten Vertragswerks (nur VHP-Zugang) für reine Händler Sollten die gegenwärtigen Regelungen (z.b. im Standardbilanzkreisvertrag) einen VHP-Zugang für Marktteilnehmer, die kein Interesse an physischer Erfüllung der Handelsgeschäfte haben, erschweren, dann ist diese Maßnahme zu begrüßen und von den MGV umzusetzen. Ein deutlicher Effekt auf die Liquidität ist nicht zu erwarten. d) Verpflichtung/Anreize für Market Maker an den Börsen Market Maker verpflichten sich, gegen finanzielle Vergütung und unter Beachtung der eigenen Handelsinteressen, an Börsen aber auch außerbörslichen Plattformen Bid-Ask- Spreads zu stellen und somit für einen Liquiditätszuwachs zu sorgen. In Abhängigkeit vom finanziellen Anreiz kann der entsprechende Liquiditätszuwachs unterschiedlich groß sein. 4

5 Eine Verpflichtung zum Market Making wird von PEGAS abgelehnt. Jeder Marktteilnehmer sollte frei entscheiden können, ob er als Market Maker tätig wird. e) Regelmäßige Durchführung von Gas-Auktionen im organisierten Markt (Erfüllungsort VHP) Es ist unklar, ob Gas-Auktionen die Liquidität am Terminmarkt erhöhen können. PEGAS sieht den Bedarf im Markt nach Auktionen am Terminmarkt heute nicht. Grundsätzlich sollte das Produktdesign den Bedürfnissen des Marktes folgen und nicht regulatorisch vorgegeben werden. Ebenso sollte Berücksichtigung finden, dass die Preisbildung von Gas in Abhängigkeit von anderen Produkten, die kontinuierlich gehandelt werden, stattfindet. Demzufolge präferieren Marktteilnehmer Auktionen nur dann, wenn das Auktionsprodukt weitestgehend unabhängig von anderen kontinuierlichen Entwicklungen ist. Sollten Marktteilnehmer aus Eigeninteresse freiwillig Gasauktionen am VHP eines deutschen Marktgebietes durchführen, dann kann dies über Gasbörsen erfolgen. Umsetzung durch mehr oder weniger starke regulatorische Eingriffe f) Grundsätzlich mindestens unterbrechbarer VHP-Zugang für sämtliche Kapazitätsprodukte Kapazitätsprodukte, die einen Zugang zum VHP des deutschen Marktgebietes nicht ausschließen, erlauben den Handel vom Gas am VHP. Deshalb könnten, soweit keine netztopologischen Gründe entgegenstehen, zusätzliche vom TSO angebotene Kapazitätsprodukte mit VHP Zugang in kleinem Ausmaß liquiditätsfördernd in allen Marktsegmenten sein. g) Möglichkeit untertägiger Kapazitätsbuchung an Produktions-, LNG-, Speicher- und Letztverbraucher-Punkten In den Stellungnahmen zum Festlegungsverfahren Konni Gas hat PEGAS wiederholt auf diese in allen Marktsegmenten liquiditätssteigernde Maßnahme hingewiesen, die auf freiwilliger Basis von den TSO umgesetzt oder auf regulatorischer Basis angeordnet werden kann. Aufgrund der zu erwarteten steigenden Liquidität nach Umsetzung dieser Maßnahme hat PEGAS bereits im Frühjahr 2016 die entsprechenden Handelsprodukte (die jeweils nächsten 24 Lieferstunden sind individuell handelbar) eingeführt. Durch die Möglichkeit, untertägige Transportkapazitätsbuchungen zu Kosten durchzuführen, die geringer sind als die Kosten für eine Tagesbuchung, können Marktteilnehmer die Flexibilität von Gasspeichern und Gaskraftwerken mit der aus dem Regelenergiemarkt Gas und Strom kommenden Volatilität und Liquidität verbinden. Darüber hinaus kann ein stundenscharfes Hedging von Stromschwankungen aus erneuerbaren Energien (z.b. Wind, Solar) über flexibel steuerbare Gaskraftwerke erfolgen und somit nicht nur einen Beitrag zur Erhöhung der Liquidität am VHP sondern auch der Versorgungssicherheit bei Gas und Strom leisten. Sollten zukünftig untertägige Transportkapazitätsbuchungen zu niedrigeren Entgelten 5

6 als dem Tagesentgelt erlaubt werden, dann werden sich auch mittel- bis langfristig die Kundenportfolien daran ausrichten. h) Ausschließliche Treibgas-Beschaffung deutscher Fernleitungsnetzbetreiber an der Börse PEGAS begrüßt diese vorgeschlagene Maßnahme, weil sie die Liquidität im Gasmarkt der deutschen Marktgebiete erhöht. Der Effekt dürfte aufgrund der gehandelten Treibgasvolumina aber nur marginal ist. Zur operativen Umsetzung können deutsche MGV, die bereits Börsenteilnehmer sind, ohne zusätzliche Fixkosten im Auftrag der deutschen TSO Treibgas zentral im Terminmarkt Gas (Jahres, Saison, Quartal oder auch Monatsprodukte) oder/und im Spotmarkt Gas als Tagesscheiben einkaufen. i) Einschränkung der Verbindungsmöglichkeit von Bilanzkreisen Eine Verlagerung des Handels von Gasmengen an den VHP der deutschen Marktgebiete, zur Vermeidung von Ausgleichsenergiekosten in den einzelnen Bilanzkreisen, könnte einen signifikanten Liquiditätszuwachs am VHP in allen Marktsegmenten ermöglichen. Die gegenwärtig von einem Großteil der deutschen Bilanzkreisverantwortlichen praktizierte multilaterale Bündelung/Poolung von Bilanzkreisen in vielfältigen Bilanzkreiskonstrukten wie Unter-/Subbilanzkreisen bzw. Bilanzkreiskooperationen verhindert einerseits den zentralisierten Ausgleich von Gasmengen, zur Vermeidung von Ausgleichsenergiekosten in den einzelnen Bilanzkreisen, am VHP und verringert andererseits, wie früher Gaslieferverträge mit Lieferort City- bzw. Regiogate, den Anreiz von kommunalen Endverteilern oder Endkunden den eigenen Bilanzkreis direkt am VHP zu bewirtschaften und dort zu Liquiditätssteigerung beizutragen. Andererseits könnte eine Reglementierung der Verbindungsmöglichkeit der Bilanzkreise aber auch eine flexible Beschaffung einschränken und ggf. kontraproduktiv für die Schaffung von mehr Liquidität sein, wenn Marktteilnehmer ohne eigene Handelsaktivitäten aus dem Markt gedrängt werden, die bisher durch die Verbindungsmöglichkeiten von Bilanzkreisen am Handelsmarkt teilnehmen konnten. j) Reduktion des VHP-Entgelts Das gegenwärtige VHP-Entgelt stellt aufgrund seiner Höhe keinen signifikanten Kostenblock bei den Transaktionskosten zur Durchführung von Handelsgeschäften am VHP dar. Eine Reduktion würde zu keiner Verbesserung der Liquidität im Gesamtmarkt beitragen. 6

7 k) Verbesserte Planungssicherheit der Gesamt-Transportkosten (Netzentgelt und Umlagen) Diese Maßnahme ist generell zu begrüßen, die Auswirkung auf die Liquidität deutscher Terminmärkte ist aber in Bezug auf Richtung und Stärke unklar. 3. Marktgebietsübergreifende Maßnahmen a) Wie bewerten Sie mögliche nationale oder grenzüberschreitende Marktgebietsintegrationen? Die Anwendung von marktgebietsübergreifenden Maßnahmen, die zu einer vollständigen Zusammenlegung von Marktgebieten oder Bildung von gemeinsamen Handelszonen führen, könnte unter Erfüllung folgenden Prämissen sinnvoll sein: Wohlfahrtsgewinn (Nutzen) ist größer als die Kosten, die der Endverbraucher durch diese Maßnahme zu tragen hat Harmonisierte regulatorische Vorgaben gelten gleichermaßen für alle Marktteilnehmer, die von dieser Maßnahme betroffen sind, auch über Grenzen hinweg Transparente Kommunikation darüber, dass die vormals zwischen den Marktgebieten angefallenen Transaktionskosten wie Transportentgelte und sonstige Umlagen nicht entfallen, sondern auf verbleibende Entry- bzw. Exitentgelte und sonstige Umlagen gewälzt werden Nur kleinstmögliche Anpassungen von Gesetzen und Verordnungen werden im Zuge der regulatorischen Harmonisierung vorgenommen, um etablierte Marktprozesse nicht zu gefährden und Zusatzkosten für Marktteilnehmer zu minimieren. Möglicherweise ist es nach Konsultation mit dem Markt und unter Berücksichtigung der oben genannten Prämissen sinnvoll, weniger starke regulatorische Maßnahmen zur Marktintegration umzusetzen, die ggf. die gleichen Vorteile, aber weniger Nachteile haben. Dieses Ziel kann aus Sicht von PEGAS durch den gemeinsamen (impliziten) Handel von Gas und Transportkapazitäten an den virtuellen Handelspunkten der zu verbindenden Marktgebiete (z.b. NCG/TTF) über die Börse erreicht werden. Dies ist im Einklang mit dem Europäischen Network Code für das Kapazitätsmanagement (NC CAM Art. 2 (4)), wonach Transportkapazitäten, nach Maßgabe der nationale Regulierungsbehörde, auch gemeinsam mit Gas durch den TSO vergeben werden dürfen. Bereits seit mehreren Jahren wird dieses Modell vom französischen TSO GRTgaz zur Kopplung des nordfranzösischen Marktgebietes (PEG-Nord) mit dem südfranzösischen Marktgebiet (TRS) in Zusammenarbeit mit PEGAS eingesetzt und erfährt dabei eine uneingeschränkte Unterstützung durch die im französischen Gasmarkt aktiven Händler. Folgende Vorteile weist dieser Vorschlag für die involvierten Marktparteien auf: Die Liquidität eines Nachbarmarktes (z.b. TTF) kann durch den gemeinsamen Handel von Gas und Transportkapazitäten über ein Geschäft im Location-Spread-Orderbuch 7

8 auch im deutschen Marktgebiet genutzt werden, solange Transportkapazitäten zwischen den verbundenen Märkten verfügbar sind; Eine Implementierung ist zeitnah möglich, weil weder europäische noch nationale Regularien angepasst werden müssen, marktgebietsbezogene Bilanzierungszonen unverändert bleiben, die jetzige Marktrollenverteilung und das Marktdesign unangetastet bleiben, keine marktgebietsübergreifende Harmonisierung von Marktprozessen und Regularien notwendig ist und die entsprechenden Location- Spread-Orderbücher schon seit Jahren rege an der Börse gehandelt werden. b) Die Integration mit welchen Nachbarmärkten birgt Ihrer Ansicht nach Potentiale zu einer deutlichen Verbesserung der Wettbewerbs- und Liquiditätssituation? Für die deutschen Marktgebiete bringt nur die Marktintegration mit dem TTF eine deutliche Verbesserung der Wettbewerbs- und Liquiditätssituation. c) Welches der im Gutachten bzw. im GTM II beschriebenen Modelle einer Marktintegration (Vollintegration oder Trading Region) bevorzugen Sie? Unter Berücksichtigung der oben aufgeführten Prämissen stellen beide Modelle recht starke regulatorische Eingriffe dar, bei denen es zumindest unsicher ist, dass der erwartete Endkundennutzen über den Kosten einer zeitnahen Implementierung liegt. Deshalb favorisieren wir die gemeinsame Vergabe von marktgebietsübergreifenden Gastransportkapazitäten und Gas wie unter 3. a) erläutert. d) Wie bewerten Sie die eventuell auftretenden Einschränkungen des Angebotes an festen, frei zuordenbaren Kapazitäten hinsichtlich der zukünftigen Wettbewerbs- und Liquiditätssituation? Ein Zusammenschluss der Marktgebiete im Rahmen einer Vollintegration oder Trading Region führt zu einer impliziten Bewirtschaftung der Transportkapazität, die vorher explizit war. Sollten diese implizite Bewirtschaftung zu reduzierten festen, frei zuordenbaren Kapazitäten führen, könnten Ineffizienzen auftreten. e) Ergeben sich aus einer Marktgebietsintegration Ihrer Auffassung nach positive oder negative Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit der deutschen Marktgebiete? Ein Einfluss von Marktgebietsintegrationen auf die Versorgungssicherheit ist nicht vorhanden. f) Worin sehen Sie nach Abwägung der oben beschriebenen möglichen Vor- und Nachteile den größeren Gesamtnutzen für den deutschen Markt? Nach unserer Einschätzung ist der Mehrwert einer weiteren Marktgebietsintegration gering, der Aufwand aber hoch. Wir befürworten daher eine zügige Marktraumumstellung zur Behebung der L-Gas Problematik und bis auf weiteres eine Beibehaltung der Marktgebiete NCG, GASPOOL und TTF. Mit der Anwendung der gemeinsame Vergabe von 8

9 marktgebietsübergreifenden Gastransportkapazitäten und Gas, wie in 3. a) beschrieben, könnte sich schneller und effizienter ein Gesamtnutzen ergeben. g) Welche wesentlichen Umsetzungshürden (rechtliche, regulatorische etc.) sehen Sie für Integrationsprojekte? Im Rahmen der Diskussion im Vorfeld und auf dem Workshop der BNetzA zum Thema Marktgebietsintegration bezüglich Vollintegration oder Trading Region wurden von Marktteilnehmern überwiegend Herausforderungen hinsichtlich: Notwendigen Harmonisierung des Bilanzierungs- und regulatorischen Systems Kooperative Zusammenarbeit der nationalen Regulierer Mögliche Zusatzkosten die ggf. höher als der Zusatznutzen beim Endkunden sind Art und Weise der Kosten- und Erlöswälzung bei den TSO, wenn ehemalige Marktgebietsübergänge nach der Integration intern bewirtschaftet werden Umfangs und Notwendigkeit der Anpassungen von Bestandsverträgen Schnelligkeit und Zeitpunkt der Implementierung von Marktgebietsintegrationen Wahrung eines fairen Interessenausgleichs zwischen Profiteuren und Benachteiligten der Marktgebietsintegration Geänderter Wettbewerbssituation für Gasinfrastrukturanbieter (z.b. Speicherbetreiber, Produzenten, Netzbetreiber) die von der Marktgebietsintegration betroffen sind, genannt. Eine abschließende Beurteilung kann durch uns nicht vorgenommen werden. h) Wie könnten mögliche Lösungen operativ, aber auch aus zeitlicher Sicht ausgestaltet sein, damit zum Beispiel unterschiedliche Zugangssysteme harmonisiert würden? Mit der Beantwortung der Frage 3. a) bei der die gemeinsame Vergabe von marktgebietsübergreifenden Gastransportkapazitäten und Gas zur Erhöhung der Liquidität in den deutschen Gasmarktgebieten vorgeschlagen wird, werden operative Lösungen, zeitliche Ausgestaltungen aber auch die Notwendigkeit zur Harmonisierung unterschiedlicher Zugangs- und Bilanzierungssysteme erläutert. Ebenso wird auf die Vorteilhaftigkeit gegenüber anderen marktgebietsübergreifenden Maßnahmen zur Marktgebietsintegration eingegangen, von denen sich ggf. ähnliche positive Effekte auf die Liquidität und Wettbewerbsfähigkeit am VHP erwarten ließen. i) Frage zu alternativem Ansatz: Als weiterer Ansatz zur Stärkung des EU-Gasmarkts wird derzeit die Verlagerung von Entgelten an Grenzübergangspunkten zwischen EU-Ländern auf Einspeisepunkte in die EU und/oder auf inländische Ausspeisepunkte debattiert. Inwieweit sehen Sie in einem solchen Ansatz eine Alternative bzw. Ergänzung zu der im GTM II beschriebenen möglichen Integration von Marktgebieten? 9

10 Eine detaillierte Bewertung des alternativen Ansatzes war im Rahmen der Konsultationsfrist nicht möglich. Der vorgeschlagene Ansatz könnte zur Zusammenführung der Märkte und zu einem potentiellen Liquiditätszuwachs führen. Jedoch kann es auch zu einer Verwässerung der Kostenverursachungsgerechtigkeit und zu Veränderungen am Bestand der frei zuordenbaren Transportkapazitäten kommen, so dass eine komplexe Regulierung zur Wälzung von Kosten und Erlösen wahrscheinlich ist. Unabhängig von der Wahl bzw. der Weiterverfolgung der oben erwähnten Maßnahmen durch Marktteilnehmer und Bundesnetzagentur unterstützt PEGAS gern die Diskussion mit dem Markt und Regulatoren zur Weiterentwicklung der deutschen Gasmärkte und steht diesbezüglich für Rückfragen 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, britischen und dänischen 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. Weitere Informationen: 10