Aktuelles aus dem Marktgebiet

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1 Aktuelles aus dem Marktgebiet Netzbetreiberinformationsveranstaltungen 2017 Seite 1

2 NetConnect Germany im Überblick Firmierung NetConnect Germany GmbH & Co. KG Shareholder Open Grid Europe GmbH 35%, bayernets GmbH 18%, Thyssengas GmbH 17%, Fluxys TENP GmbH 10%, GRTgaz Deutschland GmbH 10%, terranets bw GmbH 10%, Sitz Geschäftsführung Ratingen Dr. Thomas Becker, Torsten Frank Geschäftsaufnahme 1. Oktober 2008 Anzahl Mitarbeiter ca. 60 (Anfang 2017) Kerngeschäft Regelenergiemanagement Bilanzkreismanagement Bereitstellung und Betrieb des VHP NCG Datenqualität im Marktgebiet RNBT 2017 Seite 2

3 Ihre Ansprechpartner im Bereich Market Leitung Markus Sammut Hotline Market / market@net-connect-germany.com Referenten Marktentwicklung Stephan Alaerds / stephan.alaerds@ Bijan Glander / bijan.glander@ Pascal Tagaz / pascal.tagaz@ Referenten Kundenbeziehungen Monika Ikemann / monika.ikemann@ Aisha Lange / aisha.lange@ Referenten Datenanalyse Dmitriy Mangul dmitriy.mangul@ Datenqualität im Marktgebiet RNBT 2017 Jan Albin / jan.albin@ Claudia Hesse / claudia.hesse@ Daniel Vranjkovic / daniel.vranjkovic@ Dr. Claus-Michael Scheyda claus-michael.scheyda@ Ina Domin / ina.domin@ Michael Kutz / michael.kutz@ Carolin Tuppat / carolin.tuppat@ Seite 3

4 Agenda 1. BNetzA-Marktdialog zur Weiterentwicklung der Marktgebiete 2. Beschwerdeverfahren GaBi Gas Überblick aktuelle Themen 4. Änderungen im Marktpartnerportal 5. Potenzielle Inhalte KoV X Seite 4

5 BNetzA-Marktdialog zur Weiterentwicklung der Marktgebiete Seite 5

6 Hintergrund und Zielsetzung WECOM-Gutachten zu möglichen Gasmarktgebietsintegrationen sowie den damit verbundenen Auswirkungen im Mai 2016 durch BNetzA veröffentlicht Basis für die Bewertung von Gasmarktgebietsintegrationen waren dabei die Kriterien des ACER-Gas-Target-Model-II (AGTM) Seite 6

7 Ergebnisse des Gutachtens Beide deutschen Marktgebiete erfüllen die Marktindikatorensowie die Liquiditätsindikatoren für den Spotmarkt des AGTM weitestgehend Defizite werden jedoch in Bezug auf den Prompt- und Forwardmarkt gesehen Einige marktgebietsinterne Maßnahmen zur Steigerung der Liquidität im Prompt-und Forwardmarktwären denkbar, Effekt der Maßnahmen wäre vermutlich gering Marktgebietsintegrationen mit dem Ziel, den Prompt-und Forwardmarktzu stärken, sollten zumindest den niederländischen TTF einschließen Eine sorgfältige Abwägung aller Nutzengewinne und der anfallenden Kosten (insb. durch den Wegfall fester, frei-zuordenbarer Kapazitäten) wäre vor einer Marktgebietsintegrationsmaßnahme notwendig Seite 7

8 Fazit des BNetzA-Marktdialogs Durch einzelne Marktteilnehmer bzw. Interessensverbände wurde die Notwendigkeit einer separaten Betrachtung des L-Gas-Marktes vorgebracht Die Ergebnisse des Gutachtens in Bezug auf die Liquiditäts-und Wettbewerbssituationin den deutschen Marktgebieten wurden allgemein als korrekt anerkannt Inwieweit tatsächlich eine zu lösende Problematik besteht und marktgebietsübergreifende Maßnahmen notwendig oder sinnvoll sind, wurde jedoch von den Marktteilnehmer sehr unterschiedlich eingeschätzt Nach Auswertung der Stellungnahmen hat die BNetzA eine Vorstellung der Ergebnisse im Winter 2017 angekündigt Gegebenenfalls notwendige Maßnahmen sollen sofern zutreffend in die Änderung der GasNZV einfließen Seite 8

9 Beschwerdeverfahren GaBi Gas 2.0 Seite 9

10 Beschwerdeverfahren GaBi Gas 2.0 Ursprünglich vier Beschwerdeverfahren Beschwerdeführer: drei Netzbetreiber und ein BKV Netzbetreiber: u.a. gegen Regelungen zur Netzkontoabrechnung und Transparenzliste BKV: gegen Regelungen zu Ausgleichsenergiepreisen und Within-Day-Obligations NCG war Beigeladene Negative Entscheidungen des OLG Düsseldorf vom Rechtsmittel eines Netzbetreibers zum Bundesgerichtshof Seite 10

11 Überblick aktuelle Themen Seite 11

12 Gasprognosetemperatur Der Projektanfang Netzbetreiber, die sich an diesem Projekt beteiligt haben, stellten ihren Restlastgang ab 2012 und die Summe ihrer Kundenwerte, sowie die Parameter der größten SLP-Kundengruppe und ihre Temperaturdaten zur Verfügung. Daraus wurde eine Zieltemperatur errechnet. Wäre die Prognosetemperatur genauso groß gewesen, wie die Zieltemperatur, dann wäre die tägliche Differenz zwischen Allokationsmenge und der Gasmenge der SLP-Kunden < 5 % gewesen. Der DWD bildete mit seinen Wetterdaten diese Zieltemperatur nach. Es fanden nach den bisher gemachten Erfahrungen z.b. die Bodenfeuchtigkeit und die Taupunkttemperatur Eingang in die Berechnung der SLP-Prognosetemperatur. Quelle: Netze BW Seite 12

13 Gasprognosetemperatur Aktueller Stand und weiteres Vorgehen Im Oktober 2016 wurden das Projekt in einem Workshop für alle interessierten Wetterdienstleister (WDL) vorgestellt Anschließend haben 6 WDL zur Nachbildung der Zieltemperatur 65 Zieltemperaturzeitreihen zur Verfügung gestellt bekommen es wurden 4 Gasprognosetemperaturzeitreihen (GPT-Zeitreihen) an das Projektteam geliefert Die gelieferten GPT-Zeitreihen wurden vom Projektteam ausgewertet ( Als-ob-Allokation ) und bewertet Die Ergebnisse werden den WDL in einem weiteren Workshop Ende Mai 2017 in Berlin vorgestellt Die Ergebnisse zeigen, dass der eingeschlagene Weg der richtige war Nach Abschluss des Projektes werden die Ergebnisse in den SLP-Leitfaden einfließen, geplant sind auch NB Workshops um die GPT vorzustellen Quelle: Netze BW Seite 13

14 Gasprognosetemperatur Übersicht der Ergebnisse Quelle: Netze BW Seite 14

15 Anwendung INVOIC Einführung elektronische Abrechnung zwischen NB und MGV Anderweitige bilaterale Abwicklungen können ggf. zwischen den Beteiligten abgestimmt werden Quelle: Anwendungshilfe Umsetzungsfragenkatalog Mehr-/Mindermengenabrechnung (29. September 2016) Seite 15

16 Anwendung INVOIC Fehlende Rechnungen/Gutschriften für Kalenderjahr Übermittlung der MMM- Abrechnung spätestens 10 WT nach Übermittlung der SSQNOT Fehlende Rechnungen/ Gutschriften Kalenderjahr Jan 16 Feb 16 Mrz 16 Apr 16 Mai 16 Jun 16 Jul 16 Aug 16 Sep 16 Okt 16 Nov 16 Dez 16 Rechnungen (ME) Gutschriften (MI) Seite 16

17 Anwendung INVOIC Wichtige Hinweise (1/2) Korrektur einer bereits abgerechneten Menge Erstabrechnung erfolgte noch auf Papier Versand neue SSQNOT, Stornobeleg in Papier, Neuabrechnung in INVOIC Erstabrechnung erfolgte per INVOIC Versand neue SSQNOT, Stornobeleg und Neuabrechnung in INVOIC Preisanwendung und Rundung Nutzung des korrekten Preises mit positivem Vorzeichen Es muss kaufmännisch gerundet werden Zahlung Geldbeträge an NCG sind erst zu überweisen, wenn die REMADV Zahlungsavis von NCG gesendet wurde Seite 17

18 Anwendung INVOIC Wichtige Hinweise (2/2) Zahlungsziel Zahlungsziel muss bei Mehrmengen mindestens 10 WT betragen Zahlungsziel muss bei Mindermengen maximal 10 WT betragen Adressangabe Die Adressen des Absenders und des Empfängers müssen mit den Daten im Marktpartnerportal bzw. dem Kommunikationsdatenblatt der NCG übereinstimmen Angabe der Menge Die Menge, die in der SSQNOT gemeldet wurde, muss auch in der INVOIC gemeldet werden Seite 18

19 Netzkontobilanzierungsobjekt (1/2) Hintergründe Netzpuffer und OBA Verfügt ein NB über einen Netzpuffer, wird dieser im Rahmen der Netzsteuerung eingesetzt, um innerhalb des Gastages auftretende Lastspitzen zu glätten und damit die maximale stündliche Einspeiseleistung in das Netz zu minimieren Zur Aufnahme von Steuerungsdifferenzen bei Speichern oder GÜP im Verteilnetz kann ein OBA vereinbart sein Auswirkungen auf das Netzkonto Netzpuffer und OBA haben Einfluss auf den tägliche Netzkontosaldo Vor dem Hintergrund der Einführung der täglichen Netzkontenabrechnung können Netzpuffer und OBA-Stände seit dem im Netzkonto berücksichtigt werden < Titel in "Kopf und Fußzeilen" anpassen > // Seite 19

20 Netzkontobilanzierungsobjekt (2/2) Entryso- und Exitso-Allokationen Die Berücksichtigung im Netzkonto erfolgt mittels Entryso- und Exitso- Allokation in das Netzkontobilanzierungsobjekt (NKBO) Allokation erfolgt an D+1KT oder bis M+12WT Clearing ist nicht möglich Einrichtung eines NKBO kann NB beim MGV einen Monat vor erstmaliger Allokation beantragt werden Auf Nachfrage muss der NB seine Netzpufferfahrweisen und Daten zur Verfügung stellen und darlegen, dass es nicht zu einem missbräuchlichen Einsatz der Allokationsmeldungen gekommen ist Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet Mai/Juni 2016 Seite 20

21 X6G/X7G Hintergrund und Historie Seit dem 1. Oktober 2015 sind NB verpflichtet mit der M+12WT - Meldung zwei RLM-Allokationen zu senden Ersatzwertkorrektur mit Bilanzierungsbrennwert (X6G) Ersatzwertkorrektur mit Abrechnungsbrennwert (X7G) Hierdurch: Entfall der RLM-Mehr-/Mindermengenabrechnung (MMMA) Bei RLM-MMMA wurde eine Abweichung zwischen Bilanzierungs-und Abrechnungsbrennwert in Höhe von ca. 2% als akzeptabel angenommen 2016 fiel auf, dass einige Netzbetreiber werthaltige X6G und X7G mit dem Wert Null schickten teilweise hohe oder gar keine Abweichungen zwischen den X6G und den X7G Nachrichten vorlagen Seitdem führt NCG regelmäßige Auswertungen/Ansprachen durch Seite 21

22 X6G/X7G Durchgeführte Ansprachen 140 Angesprochene Fälle Bis einschließlich Clearing für Februar Auswertung erfolgt je NK/BK-Konstrukt X6G = X7G Abweichung zwischen X6G und X7G > 5% X6G werthaltig, X7G=0 Seite 22

23 X6G/X7G Ablaufprozess X6G/X7G -Thematik Vor Clearingende Auswertung und Ansprache von NB und BKV durch NCG Beide Marktpartner werden zur Prüfung und ggf. Korrektur der Daten aufgefordert Nach Clearingende Auswertung auf Korrektur Prüfung auf Schadensersatz Versand entsprechender Schreiben Sollte keine Korrektur der Daten erfolgt sein, prüft NCG, ob Schadensersatz geltend gemacht wird BKV NB Alle Marktpartner sind verpflichtet ein notwendiges Clearing abzuwickeln! Initial soll das BKV/NB Clearing angestrebt werden Nur, wenn BKV nicht reagiert, ist das Netzbetreiberclearing anzuwenden! Seite 23

24 REMIT Verordnung der Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarktes Gemäß Art. 4 (1) der Verordnung EU Nr. 1227/2011 ist NCG verpflichtet, Insiderinformationen zu veröffentlichen Insiderinformationen stellen eine nicht öffentlich-bekannte präzise Information dar, die wahrscheinlich wenn bekannt die Preise von Energiegroßhandelsprodukten beeinflussen würde Als Insiderinformation ist insbesondere eine Information anzusehen, die gemäß der Verordnung öffentlich bekannt zu machen ist Neben Insiderinformationen veröffentlicht NCG u.a. zusätzlich Ausfälle von Portalen der NCG Wartungen von Portalen der NCG Sonstige Kommunikationsstörungen Seite 24

25 REMIT Informationsbereich der NCG Website Alle REMIT relevanten Informationen werden im REMIT-Bereich der NCG-Website veröffentlicht Zusätzlich stellt NCG einen REMIT-RSS-Feed bereit Seite 25

26 Fokus Marktgebietsüberlappung Auszüge der aktuellen Regelungen 50 (4) Kooperationsvereinbarung Netzbetreiber in der aktiven Marktgebietsüberlappung sind verpflichtet, die prozentualen Abweichungen der Netzkonten in den jeweiligen Marktgebieten möglichst gering zu halten. Dies gilt sowohl für die Meldung am Tag D+1 als auch am Tag M+26 WT nach erfolgtem Clearing 46 (6) Kooperationsvereinbarung Sofern eine aktive Marktgebietsüberlappung vorliegt, erfolgt die Aufteilung der Mengen der Netzkopplungspunkte auf die Marktgebiete im Verhältnis der Allokationender betreffenden Ausspeisepunkte je Marktgebiet für den Tag D+1. Abweichungen zwischen der Aufteilungsquote am Tag D+1 und M+26 bzw. nach erfolgtem Clearing sind möglichst gering zu halten Kapitel Leitfaden Bilanzkreismanagement Der NB prüft, ob ein anderes [ ] Aufteilungsverfahren zu geringeren prozentualen Abweichungen der Netzkontosalden je Marktgebiet führt und wendet dies [ ] an Seite 26

27 Fokus Marktgebietsüberlappung Hintergründe Netze, die sich in der Marktgebietsüberlappung befinden, wiesen z.t. die Auffälligkeit auf, dass diese bei aggregierter Betrachtung zwar ausgeglichen, jedoch zwischen den Marktgebieten erhebliche Verschiebungen zu erkennen waren Unterspeisungen bei Gaspool Überspeisungen bei NCG Die so entstehenden Schiefstände können zu gegenläufigen Einsatz von Regelenergie in beiden Marktgebieten führen U.U. Kauf von Regelenergie im Marktgebiet Gaspool, Verbrauch des Gases durch Letztverbraucher im Marktgebiet NCG U.U. nicht verursachungsgerechte Kostenzuordnung zwischen den Marktgebieten Seite 27

28 Fokus Marktgebietsüberlappung Checkliste Datenqualität NKP Hohe Qualität der Mengenanmeldungen (falls gefordert) Geringe Abweichung zwischen Mengenanmeldung, D+1 Meldung und finaler Meldung Hohe Qualität der D+1KT -NKP-Meldung Geringe Abweichung zwischen D+1 Meldung und finaler Meldung Geringe Abweichungen zwischen: Mengenanmeldung D+1 -NKP-Meldung M+26WT -Meldung Clearingmeldung Aufteilungsquote Aufteilungsverfahren Überprüfung und ggf. Nutzung eines alternativen Aufteilungsverfahrens Seite 28

29 Marktraumumstellung - Informationsübermittlung Ab dem bilanziellen Umstellungstermin erfolgen Allokationen für die umzustellenden Ein-und Ausspeisepunkte in H-Gas-BK und demnach in das korrespondierende H-Gas-Netzkonto Sofern ein H-Gas-Netzkonto eröffnet werden muss Mitteilung an MGV ( ) mindestens 3 Monate vor bilanziellen Umstellungstermin MGV stellt notwendige Unterlagen zur Eröffnung des Netzkontos bereit Sofern bereits ein H-Gas-existiert Frühestmögliche Mitteilung des bilanziellen Umstellungstermins an den MGV Nach Abschluss bzw. wenn Abschluss der MRU bekannt, abermals Info an MGV zur (u.a.) Schließung des L-Gas Netzkontos Seite 29

30 Marktraumumstellung - Kostenermittlung Ermittlung der Kosten aufgrund von zeitlichen Unterschieden zwischen Abgrenzungsstichtag und bilanziellen Umstellungstermin Der NB übersendet dem MGV die Summe der Allokationsdaten (im Falle von RLM mit Abrechnungsbrennwert) der betroffenen Ausspeisepunkte ab M+2M-10WT bis spätestens M+3M Der MGV prüft, ob externe Regelenergie beschafft werden musste und bewertet die Mengen mit der täglichen Preisdifferenz zwischen H-Gasund L-Gas-Quality-Produkten (MOL 2) Der MGV stellt Rechnung oder Gutschrift an den NB; je nach Verhältnis der Kosten und Erlöse Die abgerechnete Ausgleichszahlungen berücksichtigt der NB bei den umlagefähigen Umstellungskosten Seite 30

31 Demand-Side-Management Hintergründe der Einführung Veröffentlichung eines Eckpunktepapiers zur Erdgas-Versorgungssicherheit durch das BMWi am BMWisieht den dt. Gasmarkt in Hinblick auf Versorgungssicherheit und Kosteneffizienz grundsätzlich gut aufgestellt Dennoch sollte die Versorgungssicherheit mit Erdgas durch eine Stärkung des Regelenergiemarktes verbessert werden BMWi sah vor, dass die MGV dies über zwei Produkte darstellen Ausweitung von Long Term Options: Langfristige Regelenergieoptionen für den Gaseinkauf (SystemBuy), die bereits von NCG eingesetzt werden, sollen ausgeweitet werden Entwicklung eines Demand Side Managements (DSM): Einführung eines neuen Regelenergieprodukts, durch welches eine nachfrageseitige Reduzierung des Verbrauchs durch Industriekunden angeboten werden kann Seite 31

32 Demand-Side-Management Vertrags- und Kommunikationsbeziehungen * Abbildung von Verpflichtungen in der Kooperationsvereinbarung zur Sicherstellung der Informationsverpflichtung des TK an den ANB Bilanzkreisverantwortlicher Ausspeisenetzbetreiber Abschluss des Regelenergierahmenvertrags Aufbau einer 24/7-Standardkommunikation Angebotsabgabe gegenüber dem MGV Anweisung zur Bereitstellung der Regelenergie erfolgt im Abruffall Der BKV ist im Abruffall zur Aufrechterhaltung der Einspeisung verpflichtet Im Abruffall wird dem BKV eine single-sided VHPEXIT-Allokation in den BK geschrieben Angabe eines Mindestzeitraums für erneute Verfügbarkeit Der Lieferant/TK hat den ANB über Teilnahme des/der Industriekunden am DSM zu informieren Im Falle eines Abrufs erfolgt außerdem Information über Abrufdauer und -leistung Marktgebietsverantwortlicher* Lieferant / Transportkunde Industriekunde Vereinbarung zur Teilnahme am DSM Abstimmung der Angebotsparameter (Vorlaufzeiten, erneute Verfügbarkeit, etc.) Information über Abruf durch den BKV an den Lieferanten/TK Vereinbarung zur Teilnahme am DSM Abstimmung der Angebotsparameter (Vorlaufzeiten, erneute Verfügbarkeit, etc.) Information über Abruf durch den Lieferanten/TK an den Industriekunden Seite 32

33 Demand-Side-Management DSM Angebote und Anpassungen der Produktausgestaltung Seit Einführung des DSM Produkts im Winter 2016 sind ggü. NCG keine DSM Angebote abgegeben worden Potenzielle Gründe: Langfristige Vorhaltung ohne Leistungspreis, keine Möglichkeit zur Begrenzung von Abruftagen Geplante Anpassungen zur Steigerung der Attraktivität u.a. Harmonisierung von LTO und DSM Einführung eines neuen nicht-standardisierten Short Term Balancing Service Produkt (inkl. DSM) im MOL 4 Begrenzung von Abruftagen (14 pro Monat) Anpassungen werden zum Winter (Januar bis März 2018) umgesetzt Seite 33

34 Evaluierungsberichte gemäß GaBi Gas 2.0 Rechtliche Grundlagen Erstellung in gremienübergreifender Zusammenarbeit im Verband Ziffer 9 b) und 9 c) der Festlegung GaBi Gas 2.0 vom : 9. Es werden die folgenden Berichts-und Evaluierungspflichten auferlegt: [ ] b) Die Verteilernetzbetreiber haben unter Mitwirkung der Marktgebietsverantwortlichen die Prognosegüte der Standardlastprofile und das Anreizsystem für SLP-Entnahmestellen regelmäßig zu überprüfen [ ]. Der Bericht enthält Angaben über die in dem Berichtszeitraum erzielte Prognosegenauigkeit der [ ] eingesetzten Standardlastprofilverfahren sowie Empfehlungen zu möglichen Verbesserungen der Standardlastprofile und zu möglichen Änderungen am Anreizmechanismus. c) Die Marktgebietsverantwortlichen sind verpflichtet, bis zum die Kosten und den Nutzen einer Erhöhung der Häufigkeit der Bereitstellung von Informationen an die Netznutzer, einer Verkürzung der Fristen für die Bereitstellung von Informationen zu bewerten und der Beschlusskammer zu berichten. Diese Kosten-Nutzen-Analyse hat eine Aufschlüsselung der Kosten und Vorteile für die beteiligten Parteien zu enthalten. Seite 34

35 Evaluierungsberichte gemäß GaBi Gas 2.0 Aktueller Stand Evaluierungsbericht SLP und Anreizsystem (1/2) Berichtsteil zum Anreizsystem(beschreibend) durch AG tgl. NKA: U.a. Systematik des Anreizsystems; Durchgeführte Abrechnungen, Meldungen und Veröffentlichungen Berichtsteil zu den Standardlastprofilen durch PG SLP: U.a. Darstellung der Ausspeisemengen; Darstellung der Netzkontoschiefstände; Darstellung der Allokationsgüte Zusammenfassung, Schlussfolgerung und Empfehlung Beurteilung der Entwicklung der Allokationsgüte Beurteilung der Anreizsetzung des Anreizsystems Empfehlungen zu Anpassungen an den SLP/ am Anreizsystem Änderungen an der Systematik der tgl. NKA sind möglich! Seite 35

36 Evaluierungsberichte gemäß GaBi Gas 2.0 Aktueller Stand Evaluierungsbericht SLP und Anreizsystem (2/2) Betrachtung von Gaswirtschaftsjahren vor dem Gaswirtschaftsjahr 2016/2017, d.h. vor Einführung der tgl. NKA? Einzelbetrachtung der marktgebietsüberlappenden Netzbetreiber? Vergleich von mtl. und tgl. NKA oder Als-Ob Betrachtung? Offene Punkte Zu verwendende Kennzahlen für die Allokationsgüte? Vergabe eines Beratungsauftrages? Seite 36

37 Evaluierungsberichte gemäß GaBi Gas 2.0 Aktueller Stand Kosten/Nutzen-Analyse Informationsbereitstellung Bericht wird einen Überblick über die regulatorischen und rechtlichen Vorgaben zur Informationsbereitstellung und den Status Quo bei der Datenbereitstellung (insb. bezüglich der Qualität) geben Anschließend werden Kosten/Nutzen einer Anpassung der Datenbereitstellung evaluiert Nutzen einer potenziellen Ausweitung/ Anpassung der untertägigen RLM Datenbereitstellung ist aus Sicht der BNetzA vorwiegendzu betrachten Änderungen an der Häufigkeit (und des Zeitpunktes) der untertägigen RLM-Datenübertragung sind möglich! Seite 37

38 Evaluierungsberichte gemäß GaBi Gas 2.0 Voraussichtlicher Zeitplan Kosten/ Nutzen Analyse Informationsbereitstellung Konstituierende Sitzung AG GaBi Beginn inhaltliche Bearbeitung Konsultation Ende inhaltliche Bearbeitung Freigabeprozesse Versand an BNetzA Gründung Steuerungskreis Beginn inhaltliche Bearbeitung Ende inhaltliche Bearbeitung Freigabeprozess März 19: Versand an BNetzA Evaluierungsbericht SLP und Anreizsystem Seite 38

39 Änderungen im Marktpartnerportal Seite 39

40 Abonnement der Allokationsdatenberichte Umgesetzt zum Die im Leitfaden BKM definierten Allokationsdatenberichte können sowohl als Einzelbestellung als auch als Abonnement bestellt werden Zusätzlich stellt NCG weiterhin freiwillige Abonnements bereit (Abonnement monatlich Stundenwerte und Abonnement täglich Stundenwerte) Versand der Abonnements: Analog der vorläufigen und finalen Netzkontoauszüge Zum Zeitpunkt M+2M-5WT und M+2M+10WT Seite 40

41 Überblick über geplante Änderungen 2017 (1/2) Bereich NK/BK Übersicht im Datenportal Einführung der Zeitreihe NKPENTRY analog der Abonnements Anpassung der Abfragelogik der übermonatlichen Zeitspanne ( Von / Bis (einschließlich) ) Wegfall Menüpunkt Netzkontostand Ergänzung Menüpunkt Netzkontostruktur : Zusätzliche Anzeige der Gültigkeit der einzelnen Netzkopplungspunkte Ergänzung Menüpunkt Netzkontosaldo : Zusätzliche Anzeige des Netzkontosaldos 1 Allgemein (Datenportal) Anpassung der Codierung der CSV-Reports in UTF-8 (Bisher ANSI ) Seite 41

42 Überblick über geplante Änderungen 2017 (2/2) Bereich Deklarationen im Datenportal Automatische Anpassung des Beginn-und Enddatums eines Bilanzkreises bei Nutzung der Auto-Funktion für die Deklarationsabgabe Stammdatenfelder (Ansprechpartner) Umstrukturierung der Stammdatenfelder zur Steigerung der Übersichtlichkeit Anpassung Zulassungsformular Implementierung Informationsfeld zum Login-Namen Implementierung von HTML- s Seite 42

43 Potenzielle Inhalte KoV X Seite 43

44 Potenzielle Inhalte KoV X Auszug der eingebrachten Vorschläge Aggregierte Betrachtung Marktgebietsüberlapper Geplante Veröffentlichung zum Anpassung der Regelungen zum Clearing/ Netzbetreiberclearing Klarstellung BK- Beendigung KoVX Netzsteuerung bei MGÜ Transparenzliste (Anpassung voraussichtlich in 2017) Tägliche Netzkontoabrechnung Allokation von Flüssiggaseinspeisungen Seite 44

45 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Weitere Fragen oder Anmerkungen? Jederzeit: Jetzt oder im Anschluss. NetConnect Germany GmbH & Co. KG Kaiserswerther Straße Ratingen Ina Domin T +49 (0) 2102 / F +49 (0) 2102 / / ina.domin@net-connect-germany.com Claudia Hesse / claudia.hesse@net-connect-germany.com Seite 45