Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet

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1 Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet 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 01. Oktober 2008 Anzahl Mitarbeiter ca. 60 (Anfang 2016) Kerngeschäft Regelenergiemanagement Bilanzkreismanagement Bereitstellung und Betrieb des VHP NCG 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@ Daniel Vranjkovic / daniel.vranjkovic@ Referenten Datenanalyse Dmitriy Mangul dmitriy.mangul@ Jan Albin / jan.albin@ Claudia Hesse / claudia.hesse@ Galina Schreiner / galina.schreiner@ Dr. Claus-Michael Scheyda claus-michael.scheyda@ Ina Domin / ina.domin@ Michael Kutz / michael.kutz@ Carolin Tuppat / carolin.tuppat@ Seite 3

4 Agenda 1. Anreizmechanismus SLP Prognose 2. Weitere Neuerungen KoV IX Seite 4

5 Anreizmechanismus SLP-Prognose (Tägliche Netzkontoabrechnung) Seite 5

6 Historie der Anreizsysteme KoV III (04/2010): KoV V (10/2012): KoV IX (10/2016): Ampelsystem Mitteilung Nr. 4 der BNetzA zur Einführung eines Anreizsystems zur Reduzierung von Netzkontenungleichgewichten mittels eines Ampelsystems zur Abrechnung der Netzkonten Monatliche Netzkontenabrechnung Mitteilung Nr. 6 und Einführung der monatlichen Netzkontenabrechnung als sachgerechte Weiterentwicklung des Ampelsystems Tägliche Netzkontenabrechnung GaBi 2.0: Einführung eines Anreizmechanismus auf Tagesbasis für die Bereitstellung einer genauen Prognose bei SLP-Entnahmestellen Seite 6

7 Vorgaben aus der GaBi Gas 2.0 NB und MGV schlagen einen Anreizmechanismus für die Bereitstellung einer genauen SLP-Prognose vor Vorläufige Abrechnung keine Pönale Tagesbetrachtung der Netzkonten nachmonatliche Abrechnung Feststellung der täglichen Prognosegüte soll unabhängig vom eingesetzten Standardlastprofilverfahren erfolgen Beidseitiges System mit Rechnungen und Gutschriften Überallokationen: Ausschüttungen des MGV an den NB Unterallokationen: Zahlungen des NB an den MGV Wirkungsgleichheit zum bestehenden System (zur Überführung) Seite 7

8 Verständnis der BNetzA zur Wirkungsgleichheit Für die Wirkungsgleichheit ist die Anzahl (erstellte Belege) der aufgrund einer Unterallokation abgerechneten Netzkonten in der zukünftigen täglichen NKA relevant Die Anzahl der in der täglichen NKA abgerechneten NK soll in etwa der Anzahl der abgerechneten NK in der bisherigen monatlichen NKA entsprechen Die in der täglichen NKA im Vergleich zur monatlichen NKA abzurechnende kwh-summe ist damit für die Ermittlung der Wirkungsgleichheit nicht relevant Die Häufigkeit der Gutschrift wird nicht für die Ermittlung der Wirkungsgleichheit einbezogen Seite 8

9 Ausgestaltung des Systems auf Basis der BNetzA- Rückmeldung Bemessungsgrundlage ist die tägliche prozentuale Abweichung Tägliche prozentuale Netzkontoabweichung = * 100% Schwellenwerte und Karenztage über 35% für Unterallokationen 0% bis 3% für Überallokationen 6 Karenztage auf Unterallokationen Die MGV haben darauf hingewiesen, dass die Ausgestaltung des Systems keine Anreizwirkung mehr entfaltet die Ausgestaltung kann zu einer Nettoausschüttung des MGV an die NB führen Seite 9

10 Darstellung der Betroffenheit (auf Basis der NCG-Daten) GWJ 12/13 GWJ 13/14 monatl. NKA tägl. NKA (Gutschrift) tägl. NKA (Rechnung) monatl. NKA tägl. NKA (Gutschrift) Abrechnung in Monaten tägl. NKA (Rechnung) Gesamtanzahlder Transaktionen Gutschrift (GWh) Rechnung (GWh) Gesamt (GWh) Betrachtung der Netzbetreiber: Synthetiker und Analytiker, keine TSO, inkl. ausgewählte MG-Überlapper Seite 10

11 Tägliche Netzkontenabrechnung Überblick operative Abwicklung (1/3) 1. Vorläufiger Netzkontoauszug Berechnung der täglichen Netzkontosalden und Bereitstellung des vorläufigen Netzkontoauszugs durch den MGV bis M+2M-5WT MGV informiert per Mail, dass der Netzkontoauszug verfügbar ist NB in MGÜ erhalten einen marktgebietsscharfen Analyse- und Datenteil 2. NKP-Clearing Prüfung der Netzkontodaten durch den NB Bei Abweichungen muss Widerspruch eingelegt und NKP-Clearing durchgeführt werden (ab M+2M-8WT): Clearingnummer weiterhin nicht notwendig NB stimmen sich über finale NKP-Date ab Beide NB können Date an den MGV (und an den angrenzenden NB) übermitteln senden beide NB gelten die Daten des Primärverantwortlichen Frist zur Durchführung des NKP Clearings: M+2M+10WT Seite 11

12 Tägliche Netzkontenabrechnung Überblick operative Abwicklung (2/3) 3. Finaler Netzkontoauszug Nach M+2M+10WT Austausch der Netzkontodaten zwischen den MGV Bereitstellung des finalen Netzkontoauszugs durch den MGV bis M+2M+15WT MGV informiert per Mail, dass der finale Netzkontoauszug verfügbar ist NB in der MGÜ erhalten einen aggregierten Analyseteil und einen marktgebietsscharfen Datenteil 4. Meldung Bundesnetzagentur Meldung aller Netzkontodaten an die Bundesnetzagentur nach M+2M+15WT 5. Veröffentlichung Zwischen M+2M+15WT und M+2M+25WT: Veröffentlichung aller Netzkonten, die in einem Monat mindestens 10 Fehlertage (gelten allgemein) mit täglicher prozentualer Abweichung >50%, bzw. <-50% aufweisen NB in der MGÜ werden aggregiert betrachtet Seite 12

13 Tägliche Netzkontenabrechnung Überblick operative Abwicklung (3/3) 6. Abrechnung Erstellung der Rechnung/Gutschrift (keine Strafzahlung) durch den MGV zwischen M+2M+15WT und M+2M+25WT Rechnung: prozentuale tägliche Abweichung > 35% an mehr als 6 Tagen Gutschrift: prozentuale tägliche Abweichung zwischen 0 und -3% NB kann jeweils für ein Gaswirtschaftsjahr auf Gutschriften für Überallokationen verzichten Verzicht muss bis zum eines Jahres (im Datenportal) erklärt werden Alle abzurechnenden Beträge werden mit dem Mehr-/Mindermengenpreis des Abrechnungsmonats multipliziert Abrechnung wird in Papierform erstellt (getrennte Belege) Eine Verrechnung der Beträge aus Rechnung und Gutschrift kann erfolgen (1-facher Zahlungsfluss) Netzkonten von NB in MGÜ werden aggregiert betrachtet Seite 13

14 Netzkontoabrechnung Systematik der aggregierten Betrachtung der MGÜ Betrachtung im Falle von Unterallokation Kommt es an mehr als 6 Tagen bei aggregierter Betrachtung zur Überschreitung des Schwellenwertes, wird von beiden MGV die gesamte an den jeweiligen Tagen pro Marktgebiet unterallokierte Menge abgerechnet An Tagen, an denen die Überschreitung ausschließlich durch Unterallokation in einem Marktgebiet resultiert, rechnet der entsprechende MGV nur die aggregierte Menge ab Betrachtung im Falle von Überallokation Tage, an denen der aggregierte Schwellenwert zwischen 0 und -3% liegt, führen bei beiden MGV zu Gutschriften über die gesamte Menge An Tagen, an denen die Unterschreitung ausschließlich durch Überallokation in einem Marktgebiet resultiert, schreibt der entsprechende MGV nur die aggregierte Menge gut Seite 14

15 Netzkontoabrechnung Beispiel Abrechnung MGÜ (1/4) Marktgebiet NCG Tag Zeitreihe Summe Einheit NKSALDO kwh Summe SLP kwh Abweichung 62,5000 % Marktgebiet Gaspool Tag Zeitreihe Summe Einheit NKSALDO kwh Summe SLP kwh Abweichung 21,5190 % aggregierte Betrachtung Tag Zeitreihe Summe Einheit Aggr. NKSALDO kwh Aggr. Summe SLP kwh Aggr. Abweichung 42,1384 % Positiver Saldo im Marktgebiet NCG Positiver Saldo im Marktgebiet Gaspool Schwellenwertüberschreitung aggregiert Abrechnung Zeitreihe Summe Einheit In beiden MG: MG NCG NKABRunt kwh Abrechnung i.h. des MG Gaspool NKABRunt kwh jeweiligen Saldos (Bedingung: An mehr als 6 Tage im Monat aggregiert mehr als 35% unterallokiert) Seite 15

16 Netzkontoabrechnung Beispiel Abrechnung MGÜ (2/4) Marktgebiet NCG Tag Zeitreihe Summe Einheit NKSALDO kwh Summe SLP kwh Abweichung 62,5000 % Marktgebiet Gaspool Tag Zeitreihe Summe Einheit NKSALDO kwh Summe SLP kwh Abweichung -3,0000 % aggregierte Betrachtung Tag Zeitreihe Summe Einheit Aggr. NKSALDO kwh Aggr. Summe SLP kwh Aggr. Abweichung 49,4000 % Positiver Saldo im Marktgebiet NCG Negativer Saldo im Marktgebiet Gaspool Schwellenwertüberschreitung aggregiert Abrechnung Zeitreihe Summe Einheit Im MG NCG: MG NCG NKABRunt kwh Abrechnung i.h. des MG Gaspool NKABRunt - kwh aggregierten Saldos (Bedingung: An mehr als 6 Tage im Monat aggregiert mehr als 35% unterallokiert) Seite 16

17 Netzkontoabrechnung Beispiel Abrechnung MGÜ (3/4) Marktgebiet NCG Tag Zeitreihe Summe Einheit NKSALDO kwh Summe SLP kwh Abweichung -2,3256 % Marktgebiet Gaspool Tag Zeitreihe Summe Einheit NKSALDO kwh Summe SLP kwh Abweichung -2,5882 % aggregierte Betrachtung Tag Zeitreihe Summe Einheit Aggr. NKSALDO kwh Aggr. Summe SLP kwh Aggr. Abweichung -2,4561 % Negativer Saldo im Marktgebiet NCG Negativer Saldo im Marktgebiet Gaspool Schwellenwert zwischen 0 und -3% aggregiert Abrechnung Zeitreihe Summe Einheit In beiden MG: MG NCG NKABRunt kwh Ausschüttung i.h. des MG Gaspool NKABRunt kwh jeweiligen Saldos Seite 17

18 Netzkontoabrechnung Beispiel Abrechnung MGÜ (4/4) Marktgebiet NCG Tag Zeitreihe Summe Einheit NKSALDO kwh Summe SLP kwh Abweichung -2,3256 % Marktgebiet Gaspool Tag Zeitreihe Summe Einheit NKSALDO kwh Summe SLP kwh Abweichung 0,7059 % aggregierte Betrachtung Tag Zeitreihe Summe Einheit Aggr. NKSALDO kwh Aggr. Summe SLP kwh Aggr. Abweichung -0,8187 % Negativer Saldo im Marktgebiet NCG Positiver Saldo im Marktgebiet Gaspool Schwellenwert zwischen 0 und -3% aggregiert Abrechnung Zeitreihe Summe Einheit Im MG NCG: MG NCG NKABRunt kwh Ausschüttung i.h. des MG Gaspool NKABRunt - kwh aggregierten Saldos Seite 18

19 Netzkontoabrechnung Aussetzen der aggregierten Betrachtung der MGÜ In begründeten Fällen hat der MGV das Recht eine Erläuterung für Netzkontoabweichungen im jeweiligen Marktgebiet zu verlangen Dies gilt insbesondere bei erheblichen Differenzen zwischen den täglichen prozentualen Netzkontoabweichungen in beiden Marktgebieten, die keine üblichen, systembedingten Netzkontoabweichungen darstellen Ist die Erläuterung nicht hinreichend begründet, erfolgt auch bei marktgebietsüberlappenden Netzbetreibern eine marktgebietsscharfe Betrachtung und Abrechnung Seite 19

20 Netzkontoabrechnung Aggregierte Betrachtung bei Marktraumumstellung Für den Zeitraum einer Marktraumumstellung eines (Teil-)Netzes werden die H-Gas- und L-Gas-Netzkonten aggregiert betrachtet D.h. die Schwellenwertprüfung findet jeweils auf dem Aggregat der NKSALD1, bzw. SLPSUM der H-Gas- und L-Gas-Netzkonten statt Im Falle einer Marktraumumstellung die (mindestens) ein Netzkonto in Marktgebietsüberlappung betrifft, wird das Aggregat aus allen vier Netzkonten gebildet Dies ist unabhängig davon, in welchem Marktgebiet die Marktraumumstellung stattfindet, bzw. ob diese in beiden gleichzeitig stattfindet In begründeten Fällen hat der MGV das Recht eine Erläuterung für Netzkontoabweichungen qualitätsscharf, bzw. im jeweiligen Marktgebiet zu verlangen Ist die Erläuterung nicht hinreichend begründet, kann es auch bei in Marktraumumstellung befindlichen Netzbetreibern zu einer qualitätsscharfen und/oder marktgebietsscharfen Betrachtung und Abrechnung kommen Seite 20

21 Rückabwicklung der täglichen NKA Allgemeines Im Zuge der MMMA werden ggf. gezahlte bzw. erhaltene Beträge der NKA rückabgewickelt Monatsrechnungen (Unterallokationen) und Monatsgutschriften (Überallokationen) der NKA werden vollständig zurückerstattet Zeitpunkt der Rückabwicklung ist vom gewählten Verfahren der Ablesung und (im Falle von Monatsrechnungen) von der Durchführung der MMMA abhängig Eine Verrechnung der Beträge der NKA und der Beträge der MMMA erfolgt nicht NCG erstellt Beleg für NKA NB stellt Rechnung/Gutschrift für MMMA Seite 21

22 Rückabwicklung bei stichtagsbezogener Ablesung - Beispiel Stichtag Durchführung der NKA für Jan 2017 (bis M+2M+25WT) Stichtagsablesung Eingang/Durchführung der MMM-Meldung und MMMA für den Monat Dezember 2017 Jan Feb Mär Apr Mai Dez Jan Feb Mär Apr M M+1 M+2 M+3 SM SM Rückabwicklung von durchgeführten NKA (Rechnungen) Jan bis Dez 2017 Bedingung: MMMA der Monate Januar 2017 bis einschließlich Dezember 2017 wurden durchgeführt Rückabwicklung von durchgeführten NKA (Gutschriften) Jan bis Dez 2017 Unabhängig von den durchgeführten MMMA Seite 22

23 Rückabwicklung bei rollierender Ablesung Durchführung der NKA für Jan 2017 (bis M+2M+25WT) Eingang SSQNOT/Durchführung der MMM-Meldungen und MMMA für die Monate Januar 2017 (M) bis einschließlich Juni 2017(M+5M) Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez Jan Feb Mär Apr M M+1 M+2 M+3 M+4 M+5 M Rückabwicklung der im April 2017 durchgeführten NKA (Rechnung) für Jan 2017 Bedingung: MMMA der Monate Januar 2017 bis einschließlich Juni 2017 wurden durchgeführt Rückabwicklung von durchgeführter NKA (Gutschrift) für Jan 2017 Seite 23

24 Weitere Neuerungen KOV IX Seite 24

25 Kooperationsvereinbarung IX - Neuerungen im Überblick Netzpuffer & OBA Marktgebietsüberlappung Wegfall Zeitreihen Fallgruppenwechsel Informationsbereitstellung Clearinggrenzen NKP Allokationen Ableseverfahren INVOIC Allokation Marktraumumstellung Transparenzliste Seite 25

26 Allokation von Netzpufferfahrweisen & OBA (1/3) 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 sollen Netzpuffer und OBA-Stände im Netzkonto berücksichtigt werden Seite 26

27 Allokation von Netzpufferfahrweisen & OBA (2/3) 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 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 Seite 27

28 Allokation von Netzpufferfahrweisen & OBA (3/3) Netzkontobilanzierungsobjekt Einsatz des NKBO, um Netzpufferfahrweisen und/oder OBA bei der Netzkontoallokation zu berücksichtigen NKBO wird einem Netzkonto zugeordnet Einrichtung eines NKBO kann NB beim MGV einen Monat vor erstmaliger Allokation beantragt werden Bezeichnung besteht aus einer 16-stelligen Identifikationsnummer: Marktgebiet Gasart Klasse DVGW Code (8 Stellen) Beschreibung NC HB NKBO NCG H-Gas NK-Bilanzierungsobjekt NC LB NKBO NCG L-Gas NK-Bilanzierungsobjekt Seite 28

29 Klarstellung zur Definition der Marktgebietsüberlappung Definition der KoV VIII wird erneut angepasst: Eine Marktgebietsüberlappung liegt vor, wenn es in einem Netz oder einem Teilnetz strömungsmechanisch möglich ist, Gasmengen aus verschiedenen Marktgebieten an Netzanschlusspunkten zur Letztverbrauchen und/ oder Netzkopplungspunkten auszuspeisen, d.h. dass mindestens ein Netzanschlusspunkt zu einem Letztverbraucher oder Netzankopplungspunkt im Netz des jeweiligen NB über beide Marktgebiete erreichbar sein muss. Liegt nur mindestens ein Teilnetz eines Netzbetreibers in einer Marktgebietsüberlappung, gilt der Netzbetreiber als in der Marktgebietsüberlappung liegend. Änderungen sind dem MGV vom NB mitzuteilen Seite 29

30 Besonderheiten bei Speichern in der Marktgebietsüberlappung NB in Marktgebietsüberlappung, in deren Netz ein Speicher vorhanden ist, der beiden Marktgebieten zugeordnet ist, haben darauf zu achten, dass täglich die Ausspeicherungen den Ausspeisungen zu Letztverbrauchen möglichst entsprechen FNB NCG FNB GPL Ausspeisepunkte NCG Ausspeisepunkte GPL Verbrauch Ausspeisepunkte NCG = 1000 Speicher Verbrauch Ausspeisepunkte GPL = 500 Maximal mögliche Ausspeicherung NCG = 1000 Maximal mögliche Ausspeicherung GPL = 500 Seite 30

31 NKP Aufteilung bei Marktgebietsüberlappern Gemäß KoV sind marktgebietsüberlappende Netzbetreiber dazu verpflichtet, die prozentualen Abweichungen in den Netzkonten je Marktgebiet auch auf Tagesbasis möglichst gering zu halten Bei notwendigen NKP-Aufteilungen prüft der marktgebietsüberlappende Netzbetreiber, ob ein anderes als das genutzte Aufteilungsverfahren zu geringeren Abweichungen der Netzkontosalden je Marktgebiet führt Sollte Prüfung zu geringeren Abweichungen führen ist das Aufteilungsverfahren nach Abstimmung mit dem angrenzenden Netzbetreiber und dem MGV anzuwenden Seite 31

32 Wegfall der Zeitreihe RLMNEV und Fallgruppenwechsel RLMNEV Zum entfällt die Fallgruppe RLMNEV Das Nominierungsersatzverfahren kann (ohne bilanzielle Sonderrechte) weiter genutzt werden ( Erfassung der Mengen z.b. als RLMoT) Fallgruppenwechsel RLM-Ausspeisestellen können ausschließlich den Fallgruppen RLMmT und RLMoT (RLMmT = Standard) zugeordnet werden Umstellung per Deklaration durch den NB RLMoT kann auf Wunsch des Lieferanten im Rahmen des Lieferantenwechselprozesses oder Stammdatenprozesses gewählt werden Fallgruppenwechsel ohne Einbindung MGV Teil 1 Seite 32

33 Untertägige Informationsbereitstellung - RLM Intraday Netzkodex (NC BAL) fordert mindestens zwei untertägige RLM- Datenbereitstellungen Prozess der stündlichen Energiedatenübermittlung vom NB an den TK gemäß GeLi Gas bleibt hiervon unberührt Zweifach untertägige Bereitstellung von vorläufigen RLM-Daten erfolgt vom NB über den MGV an den BKV 06:00 12:00 18:00 24:00 Versand MGV BKV 16:00 Uhr Versand NB MGV 15:00 Uhr Datenspur 06:00 12:00 Uhr 06:00 12:00 18:00 24:00 Versand MGV BKV 19:00 Uhr Versand NB MGV 18:00 Uhr Datenspur 06:00 15:00 Uhr Für beide Meldungen wird das gleiche Datenformat (ALOCAT/X4G) genutzt Seite 33

34 Aussetzen der Clearinggrenzen Clearinggrenze SLP Allokation des Tages D je ZRT und BK muss die Allokation an D-1 um 100% oder mehr überschreiten oder um 50% oder mehr unterschreiten sowie jeweils um mindestens kwh abweichen Aussetzen der Clearinggrenzen bei erstmaliger Deklaration und fehlender Allokation, fehlerhafter Nullallokation, Ersatzwerten und Verarbeitungsproblemen der Allokation im Verantwortungsbereich des MGV Clearinggrenze RLM Abweichung von mindestens 500 kwh je BK bezogen auf die Monatssumme Aussetzen der Clearinggrenze bei Verarbeitungsproblemen der Allokation im Verantwortungsbereich des MGV Seite 34

35 Ableseverfahren für SLP-Ausspeisepunkte Bisherige und künftige Regelungen Ableseverfahren Rollierende Ablesung Stichtagsablesung Bis Der Prozess erfolgt kontinuierlich über das ganze Jahr, so dass jeden Monat eine Teilmenge aller Ausspeisepunkte abgelesen wird Die Kunden werden gemäß dem DVGW Arbeitsblatt G685 zu einem Stichtag abgelesen und die Mengen auf den Stichtag hochgerechnet Ab Der Prozess erfolgt kontinuierlich über das ganze Jahr, so dass i.d.r. jeden Monat eine Teilmenge aller Ausspeisepunkte abgelesen wird NB ermitteln die ausgespeiste Energiemenge zu einem bestimmten Stichtag bzw. um einen bestimmten Stichtag herum Seite 35

36 Mehr-/Mindermengenabrechnung Einführung INVOIC Anwendung des SLP MMMA Zielverfahrens seit 01. April 2016 Zielverfahren schreibt Abrechnung per INVOIC zwischen NB und TK vor Abrechnung zwischen MGV/NB weiterhin in Papierform, elektronische Abrechnung ist anzustreben Ab Leistungszeitraum Oktober 2016 erfolgt die Rechnungslegung zwischen MGV und NB ebenfalls mittels INVOIC Erster abrechenbarer Monat = Oktober 2016 (im Januar 2017) Für Altzeiträume erfolgt die Abrechnung in Papierform Auch bei einer MMM mit dem Wert Null ist eine Nullabrechnung per INVOIC zu stellen Seite 36

37 Versand von anwendungsspezifischen SLP-Parametern Wendet ein NB anwendungsspezifische Parameter an, muss der NB diese dem TK täglich D-1 bis spätestens 12:00 Uhr übermitteln Übermittlung von einem oder mehreren Parametern als Tagessumme oder als Stundenwerte Neuer EDIFACT-Nachrichtentyp: SLPASP Übermittlung erfolgt auch, wenn an einzelnen Tagen keine anwendungsspezifischen Parameter verwendet wurden Meldung erfolgt nicht auf Zählpunktebene BKV können die Weiterleitung der Parameter mit den TK bilateral vereinbaren Seite 37

38 Allokation im Falle einer L-/H-Gas- Marktraumumstellung Ab dem bilanziellen Umstellungstermin erfolgen Allokationen für die umzustellenden Ein- und Ausspeisepunkte in H-Gas BK 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 38

39 Bildung des Netzkontosaldos 0 Netzkontosaldo 0 = Einspeisungen - Ausspeisungen Einspeisungen Summe NKP zu vorgelagerten NB Netzpufferentleerungen Speicherausspeisungen Mini-MÜT, GÜP und MÜP Einspeisungen Biogaseinspeisungen Flüssiggaseinspeisungen Ausspeisungen Summe NKP zu nachgelagerten NB Netzpufferbefüllungen Speicherbefüllungen Mini-MÜT, GÜP und MÜP Ausspeisungen SLP RLM Der Saldo setzt sich u.a. aus folgenden Differenzen zusammen: SLP MMM Messungenauigkeiten Mengen aus Brennwertdifferenzen zwischen Bilanzierungs- und Abrechnungsbrennwert für RLM-Ausspeisepunkte (Erdgas und Biogas) Seite 39

40 Transparenzliste Kriterien ab dem Zeitreihentyp/ Kriterium Deklarationen Allokationen je Tag und ZRT Datenvollständigkeit Qualitative Datenanalyse SLP RLM Entry *) ExitSo An mindestens 5 Tagen im Liefermonat ist der Anteil auf nicht deklarierte ZRT gemessen an den erwarteten Allokationen größer als 3% (RLM bezogen auf D+1KT Meldung) Mehr als 5% der erwarteten Allokationen fehlen an mindestens 5 Tagen im Liefermonat Allokationen bis M+12WT unvollständig oder nicht eingetroffen An mindestens 5 Tagen im Liefermonat tritt eine Abweichung von mindestens 25% zwischen der Summe der D+1KT Allokationen und der Summe der nach M+2M- 10WT finalen Allokation auf NKP Mindestens eine NKP Allokation fehlt an mindestens 5 Tagen im Liefermonat Allokationen bis M+21 WT (bzw. M+26WT bei Marktgebietsüberlappung) unvollständig oder nicht eingetroffen An mindestens 5 Tagen im Liefermonat tritt eine Abweichung von mindestens 25% zwischen der Summe der D+1 KT Allokationen und der Summe der nach M+2M+10WT finalen Allokationen auf. Die Betrachtung erfolgt NKPscharf IntradayRLM (9 Stunden) Mehr als 5 % der erwarteten Allokationen fehlen an mindestens 5 Tagen im Liefermonat An mindestens 5 Tagen im Liefermonat tritt eine Abweichung von mindestens 25% zwischen der Summe der RLM Intraday (6:00-15:00) Allokationen und der Summe der finalen Allokationen (9 Stunden) nach Clearing auf *) Beinhaltet EntrySo, EntryBio und EntryH2 Seite 40

41 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 41

42 Backup Seite 42

43 Systematik der täglichen NKA Tägliche prozentuale NKA im Bereich zwischen 0,0000% und 35,0000% keine Abrechnung Tägliche prozentuale NKA >= 35,0001% Abrechnung vom MGV an den NB (Rechnung) Tägliche prozentuale NKA im Bereich zwischen -0,0001% bis einschließlich -3,0000% Auszahlung vom MGV an den NB (Gutschrift Tägliche prozentuale NKA <= -3,0001% Keine Auszahlung Seite 43

44 Rückabwicklung bei stichtagsbezogener Ablesung - Theorie Monatsrechnungen Rückabwicklung der täglichen NKA erfolgt bis Ende SM+3M, nach Abrechnung der relevanten Mehr-/Mindermengenabrechnungen gegenüber dem MGV (SM = Stichtagsmonat nach/im Monat der NKA) Relevante MMM Rückabwicklung erfolgt nach Eingang und Abrechnung der MMM für den Monat des Stichtages der Ablesung sowie der vorangegangenen elf Monate Monatsgutschriften Rückabwicklung der täglichen NKA erfolgt bis Ende SM+3M (SM = Stichtagsmonat nach/im Monat der NKA) Mehr-/Mindermengen müssen nicht (vollständig) vorliegen oder abgerechnet sein Seite 44

45 Rückabwicklung bei rollierender Ablesung - Theorie Monatsrechnungen Rückabwicklung der täglichen NKA erfolgt bis Ende M+8M, nach Abrechnung der relevanten SLP Mehr-/Mindermengenabrechnungen gegenüber dem MGV (M = Monat betroffen von NKA) Relevante MMM Rückabwicklung erfolgt nach Eingang und Abrechnung der MMM für die Monate M bis einschließlich M+5M Monatsgutschriften Rückabwicklung der täglichen NKA erfolgt bis Ende M+8M Mehr-/Mindermengen müssen nicht (vollständig) vorliegen oder abgerechnet sein Seite 45

46 BMWi Eckpunktepapier Versorgungssicherheit Veröffentlichung eines Eckpunktepapiers zur Erdgas-Versorgungssicherheit durch das BMWi am BMWi sieht den deutschen Gasmarkt in Hinblick auf Versorgungssicherheit und Kosteneffizienz grundsätzlich gut aufgestellt Dennoch soll die Versorgungssicherheit mit Erdgas durch eine Stärkung des Regelenergiemarktes verbessert werden BMWi sieht vor, dass die MGV dies über 2 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 46

47 Einbindung des DSM in den Regelenergiemarkt Hour, RoD- und Day-Produkte DSM 1 Title Market Transactions Regelenergie über die Börse im eigenen Marktgebiet (Produkte mit Erfüllung am VHP) Merit-Order (Beschaffungsrangfolge) 2 Locational Market Transactions 3 LocationalMarket Transactions 4 Flexibility Services Longterm options Regelenergie über die Börse im eigenen Marktgebiet (Produkte mit physischer Erfüllungsrestriktion) Regelenergie über die Börse in angrenzenden Marktgebieten (z.b. TTF) Regelenergie über die bilaterale Ausschreibungsplattform (Produkte mit Erfüllung in definierten Netzzonen: Nur Lokal) Langfristige Optionen (LTO) über die bilaterale Ausschreibungsplattform (Produkte mit Erfüllung in definierten Netzzonen: Qualitätsscharf oder Lokal) Demand Side Management (Produkte mit Erfüllung in definierten Regelenergiezonen/ Netzgebieten oder Lokal) Kostenoptimale Beschaffung Seite 47

48 Vertrags- und Kommunikationsbeziehungen beim DSM * 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 48

49 Überblick der Angebotsabgabe beim DSM Parameter Beschreibung Ausprägung Leistung Angebotene Abschaltleistung min. 10 MWh/h Regelenergiezone / Netzgebiet Ort in dem die Leistungsreduzierung erfolgt NCG: HN,HM,HS,LO, LW GPL: Nowega, GUD-L, GUD-H, Ontras, Gascade, GTG Preis Preis für einen gesamten Abruf(gas)tag EUR/d Abruftage Anzahl an Gastagen, an denen ein Abruf erfolgen kann 1 bis Anzahl Gastage Ausschreibungszeitraum Vorlaufzeit Angabe der Vorlaufzeit für einen Abruf 1 bis 23 Stunden Erneute Verfügbarkeit Angabe von Stunden bis zur erneuten Verfügbarkeit im Falle eines Abrufes 1 bis n Stunden Seite 49

50 FAQ DSM (1/2) Hat der VNB ein Veto-Recht? Nein TK informiert VNB über Teilnahme eines IK am DSM Wird der VNB im Abruffall informiert? Ja Information erfolgt durch TK Welche Endkunden können teilnehmen? RLMoT RLMmT Seite 50

51 FAQ DSM (2/2) Können Endkunden mit unterbrechbaren Ausspeiseverträgen/Abschaltvereinbarungen am DSM teilnehmen? Ja, aber Risiko der Nicht-Bewirkung liegt beim BKV Sind DSM Vereinbarungen bei der Abgabe der IB zu berücksichtigen? Nein Welche Aufgaben hat VNB im Engpassfall Info zum Verfügung stehenden Abschaltpotential im Rahmen von 16 (2) aktualisieren und an vorgelagerten NB weiterleiten Seite 51

52 Einführung der Untertägigen Verpflichtungen Zum wird ein System der Untertägigen Verpflichtungen eingeführt, um Händlern einen Anreiz zu geben, Ein- und Ausspeisungen auch untertägig im Gleichgewicht zu halten Einführung der Untertägigen Verpflichtungen erfolgt auf Grundlage von 24 der EU-Verordnung Nr. 312/2014 (Network Code Balancing) und Tenor 4 der Festlegung GaBi Gas 2.0 (BK ) Mit Einführung der Untertägigen Verpflichtungen zum entfällt die Berechnung von Strukturierungsbeiträgen für stündliche BK-Ungleichgewichte Seite 52

53 Einführung der Untertägigen Verpflichtungen Prozess Zum werden stündliche Ungleichgewichte zwischen Ein- und Ausspeisung über den Tag kumuliert und stündlich mit einem eventuell vorhandenen Toleranzband verglichen Toleranz wird gewährt für RLM-Ausspeisestellen i.h.v. 7,5 % der Tagesmenge als Band in jeder Stunde des Gastages Die pro Stunde toleranzüberschreitenden Mengen werden dem Betrag nach als bilanzielle Flexibilitätsmenge aufsummiert Für die so summierte bilanzielle Flexibilitätsmenge ist ein Flexibilitätskostenbeitrag pro MWh zu zahlen Der Flexibilitätskostenbeitrag wird nur an Gastagen erhoben, an denen durch gegenläufigen RE-Einsatz Kosten für den MGV entstanden sind Die Höhe des Flexibilitätskostenbeitrags ergibt sich aus der Hälfte der Differenz der mengengewichteten Durchschnittspreise für An- und Verkauf für den Gastag Seite 53

54 Einführung der Untertägigen Verpflichtungen Beispiel RLMmT I. II. III Entry = 16h x 100MWh + 8h x 160MWh = 2880MWh Exit = 24h x 120 MWh = 2880MWh I. Bilanzkreis: Entry / Exit -40 II. Kumulierter Bilanzkreis-Saldo III. Bilanzielle Flexibilitätsmenge Saldo = 16h x-20mwh + 8h x +60MWh Toleranz = 7,5% x RLMmT = 7,5% x 2880MWh = ±216MWh = 4 MWh 4 MWh MWh MWh MWh VHP-Entry RLMmT 2880 MWh 2880 MWh Saldo innerhalb Toleranz Saldo außerhalb Toleranz Abgerechnete bilanzielle Flexibilitätsmenge» Stündlicher BK-Saldo (Entry - Exit) wird über den Tag kumuliert» Vergleich Saldo gegen Toleranz (+/- 7,5%)» Toleranzüberschreitung wird nach Betrag aufsummiert» Summe ist bilanzielle Flexibilitätsmenge Seite 54

55 Einführung der Untertägigen Verpflichtungen Kostenberechnung Vereinfachtes Rechenbeispiel zur Ermittlung der Flexibilitätskosten Tag D Preis Regelenergiemenge Kosten (+)/ Erlöse (-) Kauf MWh Kauf MWh Zwischensumme Kauf 500 MWh Verkauf MWh Verkauf 12,5-40 MWh -500 Zwischensumme Verkauf MWh Ø-Preis Regelenergie-Einkauf: / 500 MWh = 40 /MWh Ø-Preis Regelenergie-Verkauf: / 100 MWh = 20 /MWh Flexibilitätskostenbeitrag (nie negativ: sonst 0): ½ x (Einkaufspreis -Verkaufspreis) = ½ x (40 /MWh -20 /MWh) = 10 /MWh Seite 55