Protokoll der 2. Sitzung der AG Strom- und Gasbilanzkreise, Phase IV. Unternehmen Braunschweiger Versorgungs AG & Co. KG

Transkript

1 Protokoll der 2. Sitzung der AG Strom- und Gasbilanzkreise, Phase IV Zeit: Ort: , 10:00 15:45 Uhr BBH Berlin, Magazinstr , Berlin Teilnehmer: - Unternehmen Braunschweiger Versorgungs AG & Co. KG ehw- Energiehandelsgesellschaft West mbh KOM-Strom AG Stadtwerke Bielefeld GmbH Stadtwerke Gießen AG KoM-SOLUTION GmbH BBH Name Christian Barth Markus Deimel Alexander Schulz Jürgen Wenzel Peer Alverman Hermann Schmeink André Estermann Dr. Christian Dessau, Anton Voss Jens Vollprecht, Klaus-Peter Schönrock I. Begrüßung Herr Dr. Dessau und Herr Schmeink begrüßten die Teilnehmer zur zweiten Sitzung der 4. Phase und führten in die Tagesordnung ein. II. Neue Regelungen für die Bilanzierung nach dem EEG Herr Vollprecht erläuterte die Grundzüge des neuen Ausgleichsmechanismus im EEG ab Auf Nachfrage erklärte er, dass das Grünstrom-Privileg nach 37 Abs. 1 Satz 2 EEG nur mit Strommengen erfüllt werden kann, für die eine Vergütungspflicht nach den 23 bis 33 EEG besteht, also im Hinblick auf die Herkunft nur mit Grün-Strom aus deutschen EEG-Anlagen. Es sei also für Stadtwerke nicht möglich, sich mit österreichischem Wasserstrom einzudecken, um die neue hohe EEG-Umlage zu vermeiden. EEG-Strom, der nach 17 EEG direkt vermarktet wird, geht nicht in den Ausgleichsmechanismus ein und wirkt sich insoweit im Rahmen der EEG-Umlage derzeit nicht aus / Seite 1

2 Herr Deimel fragte, ob mittlerweile geklärt sei, welchen Ökostrom-Anteil Stadtwerke ab 2010 ausweisen könnten. Denn aufgrund der Änderung des Ausgleichsmechanismus erhält der Stromlieferant anders als bisher keine EEG-Strommenge mehr, zahlt aber weiterhin eine - auch noch erhöhte - EEG-Umlage. Insofern liegt noch keine Lösung vor, entgegnete Herr Vollprecht. Er wies darauf hin, dass nach 42 Abs. 1 EnWG im Jahr 2010 die Werte für das vorangegangene Jahr genannt werden dürfen. Zudem findet ja auch im Jahr 2010 noch die Abwicklung des EEG-Ausgleichs für den Zeitraum vor dem nach alter Art statt, so dass insoweit möglicherweise auch EEG-Strommengen abgenommen werden müssen. Künftig könnte der Gesetzgeber vielleicht anordnen, dass die EEG-Quote bei der Stromkennzeichnung berücksichtigt werden darf, das stünde aber noch nicht fest. Herr Wenzel berichtete, dass es in Bielefeld ein großes politisches Thema sei, wie sich der bezogene Strom zusammensetzt und was für ein Strommix in den Rechnungen angegeben werden darf. Anschließend analysierte Herr Vollprecht die Prognose der Übertragungsnetzbetreiber zu der neuen EEG-Umlage von 2,047 ct/kwh. Insoweit hat es wohl zum Teil - z. B. bezüglich der Kosten für den untertägigen Ausgleich und Bilanzkreisausgleich - Abstimmungen mit der Bundesnetzagentur gegeben, ohne dass diese den Rechenweg im Ganzen formell abgesegnet hat. Insgesamt wird in 2010 von etwa 90 GWh EEG-Einspeisungen ausgegangen, davon über die Hälfte Windstrom onshore und etwa 28 % Biomasse. Die höchsten Vergütungen werden für Solarstrom gezahlt. Hinsichtlich der geschätzten Ausgaben für Profilservicekosten ist offenbar in Abstimmung mit der BNetzA der Betrag von 384 Mio. angesetzt worden. Dabei wurde von den Kostenansätzen für die bisherigen EEG- Vermarktungsaufgaben ausgegangen, die in den Netzentgeltbescheiden für die entsprechende Systemdienstleistung vorgesehen sind. Da im Rahmen der Anreizregulierung die Netzentgeltbescheide während der Regulierungsperiode nicht geändert werden, werden - dies legt zumindest die dazu ergangene Veröffentlichung der ÜNB nahe - übergangsweise diese Kosten aus der EEG-Umlage herausgerechnet, um Doppelzahlungen zu vermeiden. Zu großzügige Schätzungen der ÜNB bei den Ausgaben für eigene Profilservicekosten fallen bei der Ist-Abrechnung im Folgejahr auf und sollen bei der nächsten Umlagebestimmung ausgeglichen werden. Im Zusammenhang mit der gedeckelten EEG-Umlage für stromintensive Unternehmen ( 40 ff. EEG) berichtete Herr Deimel, dass die Mindestmenge von 10 GWh/a an einer Entnahmestelle zwar erst für das Folgejahr maßgeblich sei. Dennoch sei oft zu beobachten, dass Unternehmen, die diese Grenze knapp unterschreiten könnten, in den letzten Wochen des Jahres besonders viel Strom verschwenden, um im Folgejahr wieder den Härtefallantrag stellen zu können. Herr Wenzel stellte die Frage, ob denn nicht die Pflicht genüge, eine Mindestmenge von 10 GWh/a bezahlen zu müssen, unabhängig vom tatsächlichen Verbrauch, da ja die finanzielle Belastung entscheidend sei. Herr Vollprecht war insoweit Seite 2

3 skeptisch, da 41 EEG von selbst verbrauchter Strommenge spricht und ein anderes Verständnis auch zur Aufweichung der Ausnahme führen würde, die grundsätzlich wohl eng auszulegen sei. Herr Vollprecht ging auf das Eckpunktepapier der BNetzA zur Regelung von Detailfragen bei der neuen Vermarktung von EEG-Strom ein. Für die Vermarktung ist keine bestimmte Börse vorgesehen. Die künftige Entwicklung der EEG-Umlage mit einer Mittelfristprognose ist angedacht, was aus Vertriebssicht für die Kalkulation von Produkten und Preisen dringend nötig ist (vgl. insoweit auch die gemeinsame Internetseite der ÜNB ). Hinsichtlich der unterjährigen Meldung der Letztverbraucher-Menge an den ÜNB tauschten sich die Teilnehmer aus, wie gut man diese Menge prognostizieren sollte. Abschließend erläuterte Herr Vollprecht zwei bewilligte Ausnahmen für die Vattenfall- Regelzone hinsichtlich der Abwicklung des Belastungsausgleichs für Aufgrund der hohen Windeinspeisung und der beschränkten Abnahme in dieser Regelzone hat die BNetzA Vattenfall gestattet, EEG-Mengen auch OTC innerhalb der Regelzone zu veräußern und nicht nur über die Börse. Darüber hinaus darf Vattenfall regelzonenintern negative EEG- Reserve vorhalten. Die Diskussion um solche Ausnahmeregelungen dürfte sich für die Abwicklung der Zeit nach dem noch verschärfen, weil es dort um die gesamte EEG-Menge und nicht nur um die Abweichung von Ist-Einspeisung zu Monatsbandlieferung geht. Die Teilnehmer waren sich einig, die Abwicklung weiter kritisch zu beobachten und die BNetzA auf problematische Punkte hinzuweisen. III. Praxis-Rückblick zum neuen Gasmarkt Herr Estermann, der inzwischen nicht mehr bei der KoM-Solution tätig ist, bewertete die Entwicklung des Gas-Marktes in den letzten vier Jahren und verglich die Entwicklung mit dem Strommarkt. Die noch vor vier Jahren als revolutionär empfundenen Ziele für den Gasmarkt sind in großem Umfang erreicht worden. Die Liquidität und die Entwicklung von Gasbörsen seien noch sehr beschränkt. Die Teilnehmer erwarteten aber insoweit eine zügige und auch deutlich schnellere Entwicklung als im Strommarkt vor etwa 10 Jahren, gerade weil sich Drittanbieter derzeit am Spotmarkt eindecken und mit deutlich günstigeren Angeboten auf den Markt gehen. Herr Estermann plädierte dafür, gegenseitig die Erfahrungen des Strom- und Gasmarktes auszutauschen (Standardgeschäftsprozesse schon im Gas, noch nicht im Strom; Bilanzierungszeitraum entsprechend Handelszeitraum im Gas, aber noch nicht im Strom; symmetrische Ausgleichsenergiepreise im Strom, noch nicht im Gas; marktorientiertere Regelenergiepreise im Strom; Entwicklung zu supranationalen Regelzonen im Strom). Seite 3

4 Herr Estermann kritisierte, dass teilweise Transparenz - Anforderungen aufgestellt würden, die niemandem weiterhelfen oder die niemand wirklich nutzt, etwa bei der Veröffentlichung des Regelenergieeinsatzes. Die Abrechnung der Gas-Bilanzkreise schreite weiter voran, das frühere Gegeneinander von BKV und BKN sei mehr zu einem Miteinander geworden. Die Bilanzkreiskooperation der KoM-Solution sei jetzt in allen 6 Marktgebieten mit Bilanzkreisen tätig, würde weiter wachsen und könne somit hohe Vorteile für die einzelnen Teilnehmer mit sich bringen. Restprobleme bei der Umsetzung im Gasbereich seien die Regelenergiebeschaffung und die Regelenergie-Umlage. Daneben sorgt die Abwicklung der Lastprofile noch immer für Probleme. Was eine gaswirtschaftlich tolerable Abweichung des Netzkontos sei, stünde nicht fest. Ontras schlage insoweit eine monatliche Grenze von 6,5 % vor, die KoM-Solution gehe aufgrund ihrer Studien eher von 10 % aus. Die ursprüngliche Idee, für deutschlandweit agierende Händler die Abwicklung mit einheitlichen SLP-Vorgaben der TU München zu erleichtern, sei gescheitert, da jeder Netzbetreiber diese Profile unter Berücksichtigung der regionalen Besonderheiten anpassen müsse, um Überallokationen zu begrenzen. Herr Estermann war jedoch zuversichtlich, dass diese restlichen Probleme in den nächsten Jahren gelöst werden und betonte die rasante und insgesamt doch sehr erfolgreiche Entwicklung des Gasmarktes in den letzten Jahren. IV. Rechtliche Aspekte zur Gasbilanzierung Herr Schönrock ging zunächst auf die abgeschafften Hub-Verträge bei NCG / E.ON GT ein. Die BNetzA werde das entsprechende Missbrauchsverfahren demnächst einstellen, nennenswerte Unterstützung bei der Erstattung von Hub-Entgelten sei von der BNetzA nicht zu erwarten. Da eine Aufrechnung gegen Bilanzkreisforderungen bzw. ein Zurückbehaltungsrecht vertraglich ausgeschlossen sind, müssen die Hub-Entgelte aktiv zurückgefordert werden. Die Teilnehmer waren sich einig, dass ein gemeinsames Vorgehen insoweit sinnvoll sei. Die von Herrn Schönrock bereits erbetenen Angaben zur Höhe der Erstattungsforderungen wollten die Teilnehmer übermitteln, damit dann ein gemeinsames Rückforderungsschreiben gegen NCG / E.ON GT verfasst wird. Hub-Entgelte wurden von NCG / E.ON GT gegenüber den einzelnen Bilanzkreisverantwortlichen der Bilanzkreiskooperation geltend gemacht, ebenso wie die Übertragungsentgelte am VP. Hinsichtlich der Übertragungsentgelte ergab sich nach Abstimmung mit den Teilnehmern, dass alle vier Bilanzkreisnetzbetreiber insoweit noch ähnliche Entgelte erheben und zwar sowohl für den übertragenden als auch für den empfangenden Bilanzkreis (insgesamt 18 bzw. 20 / TWh). Die beigefügte Präsentation ist insoweit angepasst. Diese Entgelte werden unter Vorbehalt gezahlt. Gegen diese Entgelte käme ein gesondertes Vorgehen in Betracht, etwa in Gestalt eines Missbrauchsverfahrens bei der BNetzA. Die Entwicklung der Seite 4

5 Regelenergie-Umlagen kann erst näher bewertet werden, wenn die Bilanzkreisabrechnungen und die Mehr-/Mindermengen-Abrechnungen durchgeführt sind. Herr Schönrock schilderte Lösungsansätze gegen Überallokationen, einerseits bezogen auf die Verteilnetzbetreiber, andererseits bezogen auf den Gasbezug. Er berichtete über geplante Missbrauchsverfahren gegen Verteilnetzbetreiber, die dauerhaft erheblich überallokieren und sehenden Auges ihr Lastprofilverfahren aus Respekt von den Vorgaben der TU München nicht anpassen und damit die Lieferanten im Netz bewusst schädigen. Bei einer solchen Verweigerungshaltung sei ein Schadenersatz berechtigt. Wenn sich der Netzbetreiber aber bemühe, Abweichungen zwischen Messung und Allokation zu vermeiden, sei es rechtlich nicht so leicht, ihm nachzuweisen, dass er Pflichten verletzt habe. Die jetzt seit genehmigten Fernleitungsnetzentgelte haben vielfach zwar zu Senkungen der Entry-Entgelte, aber auch zu Steigerungen von Exit-Entgelten geführt. Herr Schönrock empfahl, mit Vorlieferanten über die Weitergabe der Vorteile aus gesunkenen Netzentgelten zu verhandlen, und zwar auch für den Zeitraum bis September/Oktober Die BNetzA will nur für den Zeitraum Sept./Oktober 2008 bis eine Mehrerlösabschöpfung durchführen. Für den Zeitraum davor rechtfertigt 3 Abs. 3 Satz 5 GasNEV aber kein Behalten-Dürfen der überzahlten Netzentgelte. Ansprüche aus Überzahlungen im Jahr 2006 verjähren zum Anschließend ging Herr Schönrock auf die Privilegien für Biogas-Bilanzkreise ein. Die Regelungen dafür fußen auf dem altem stündlichem Bilanzierungssystem mit Basisbilanzausgleich. Danach gilt ein Bilanzierungszeitraum von 12 Monaten, keine Grenze für die stündliche Flexibilität, eine kumulierte Toleranz von 25 % bezogen auf die eingespeiste Jahres-Menge, und es gibt eine zusätzliche Möglichkeit des ex-post-balancing für diese Flexibiltät zwischen Biogasbilanzkreisen. Inzwischen hat die BNetzA den beigefügten Leitfaden dazu mit Stand vom als gute Grundlage begrüßt. Bis auf Thyssengas haben die vier Bilanzkreisnetzbetreiber diesen Stand aber noch nicht in ihre Sonderbedingungen für Biogasbilanzierung integriert. Trotz Klärung der letzten Unklarheiten ist der Leitfaden bisher noch nicht offiziell zur Anlage 5 der KoV III geworden. V. Festlegungen der BNetzA zum Engpassmanagement Strom Herr Dr. Dessau erläuterte die Verfahrensregulierungen der BNetzA gegenüber den vier ÜNB zum Engpassmanagment Strom. Diese Verfahrensregulierungen haben zur Folge, dass die ÜNB die sich nach diesen Vorgaben ergebenden Kosten als dauerhaft nicht beeinflussbare Kosten im Rahmen der Anreizregulierung ansetzen können. Wegen der Einzelheiten zum Inhalt der Vorgaben wird auf den Inhalt der Festlegungen BK /262/264/269 und den dort jeweils beigefügten freiwilligen Selbstverpflichtungen Seite 5

6 verwiesen. Die Genehmigungen beruhen noch auf dem System der Buchung von Kapazitäten an Grenzübergangspunkten und der expliziten Auktion bei Engpässen. Das neue Modell einer rein lastflussbasierten Kapazitätsberechnungsmethode an Engpassstellen, bei der es rein auf den Saldo tatsächlicher Energieflüsse und nicht auf vertragliche Buchungen ankommt, wird von transpower und Vattenfall in der Region Central Eastern Europe vorgeschlagen (vgl. BK /139). Die BNetzA will auch die obigen Genehmigungen durch Widerrufe anpassen, wenn das Modell der lastflussbasierten Kapazitätsberechnung ausgereift ist. VI. Festlegung zur Vermeidung des Gegeneinanderregelns Herr Voss beschrieb, dass die BNetzA im Verfahren BK zur Vermeidung von Kosten durch Gegeneinander-Regeln in den vier Regelzonen inzwischen ein Gutachten von E-bridge / TU Dortmund eingeholt hat, um die beiden Varianten Zentraler Netzregler und Netzregelverbund zu bewerten. Das Modell Zentraler Netzregler bedeutet, dass es nur noch eine deutsche Regelzone gibt, mithin für jeden Händler nur noch einen Bilanzkreis. Die technische Netzregelung würde zentral vorgenommen. Amprion bevorzugt nachvollziehbarer Weise dieses Modell, weil Amprion schon jetzt für die technisch-physikalische Netzregelung in Europa zuständig ist und damit die erforderlichen Aufgaben des Netzreglers kurzfristig erfüllen kann. Bei einer Entscheidung für dieses Modell würde Amprion die Rolle des zentralen Netzreglers für Deutschland übernehmen. Das alternative Modell des Netzreglerverbundes bedeutet ein Bestehenbleiben von vier Regelzonen und mithin von vier Bilanzkreisen für Deutschland pro Händler. Es werden lediglich die Ungleichgewichte saldiert und auf die Regelzonen verteilt. Die drei anderen ÜNB (transpower, 50hertz und EnBW) praktizieren dieses Modell in ihren drei Regelzonen seit einigen Monaten. Nach Auskunft der Teilnehmer ist der Regelenergiepreis in diesem gemeinsamen Trizonesien volatiler geworden als in drei Einzelzonen vorher. Das Gutachten spricht sich im Ergebnis wohl eher für den Zentralen Netzregler aus, indem es dort weit höhere gesamtwirtschaftliche Vorteile sieht. Damit ist zu erwarten, dass die BNetzA im Ergebnis auch das Modell Zentraler Netzregler vorschreiben wird. Wie schnell das passiert und welche Umsetzungsfrist dabei gelten soll, steht noch nicht fest. VII. Abschluss und nächste Sitzung Am Schluss der Sitzung dankte Herr Schmeink den Teilnehmern für lebhafte Diskussion und den Referenten für die gute Vorbereitung. Die nächsten Termine dieser Phase finden statt Seite 6

7 am Dienstag, den und Donnerstag, den Die Tagesordnungen der nächsten Termine werden jeweils gesondert vorab übersandt. Klaus-Peter Schönrock Rechtsanwalt Seite 7