Statusbericht zum Standardlastprofilverfahren Gas

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1 Statusbericht zum Standardlastprofilverfahren Gas Endbericht FfE, November 2014

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3 Statusbericht zum Standardlastprofilverfahren Gas Auftraggeber: FfE-Auftragsnummer: BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.v. BDEW-03 Bearbeiter/in: Dr.-Ing. Serafin von Roon Dr.-Ing. Thomas Gobmaier Kristin Wachinger Michael Hinterstocker Fertigstellung: November 2014

4 Impressum: Endbericht der Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbh (FfE) zum Projekt: Statusbericht zum Standardlastprofilverfahren Gas BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.v. BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.v. Kontakt: Am Blütenanger München Tel.: +49 (0) Fax: +49 (0) Internet: Geschäftsführer: Dr.-Ing. Serafin von Roon

5 i Inhalt Abkürzungsverzeichnis... iii 1 Einleitung Zielsetzung Ausgangslage Standardlastprofile vor dem Hintergrund der Liberalisierung Einsatz von Standardlastprofilen in der Gaswirtschaft Kennzahlen zur Bewertung der Abweichungen zwischen Allokation und Restlast Gesetzlicher und verordnungsrechtlicher Rahmen Bestandsaufnahme Wichtige Wegmarken im SLP Gas Verfahren Bestandsaufnahme zum Regelenergieaufkommen Regelenergieaufkommen über den gesamten Betrachtungszeitraum Regelenergieeinsatz als Anteil des Erdgasverbrauchs (Summe aus RLM- und SLP-Allokation) Gegenüberstellung der NK und RBK Schiefstände Zwischenfazit zur Bestandsaufnahme Datenanalyse Daten der Marktgebiete Tägliche Netzkontenabweichungen Kompensation zwischen Netzkonten Beschreibung der Stichprobe der VNB-Daten Auswertungen zu den Abweichungen von Allokation und Restlast Theoretische Grenzen Auswirkungen der Temperaturprognose auf die Allokation Fazit der Datenanalyse Optimierungsmöglichkeiten des SLP-Verfahrens Anpassung der Profilfunktion Vergleich möglicher Profilfunktionen Lineare Fortsetzung der Profile Anpassung des Profilverfahrens Dynamischer Korrekturfaktor Saisonaler Ausgleichsfaktor Optimierungsfaktor im analytischen SLP-Verfahren...58

6 ii 4.4 Weitere Ansätze Fazit der Optimierungsmöglichkeiten Zusammenfassung Literaturverzeichnis... 68

7 iii Abkürzungsverzeichnis ANB BDEW BGW BK BKV BKN BNetzA EnWG FNB GABi-Gas GasNEV GasNZV GEODE GWJ HTWK Leipzig KoV LRV MGV MGÜ MMMA NB NK NKP RBK REA RLM SBK SLP SLPana SLPsyn TK Ausspeisenetzbetreiber Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (ehemaliger Branchenverband, der 2007 im BDEW aufging) Bilanzkreis Bilanzkreisverantwortlicher Bilanzkreisnetzbetreiber (mittlerweile MGV) Bundesnetzagentur Energiewirtschaftsgesetz Fernleitungsnetzbetreiber Grundmodell der Ausgleichsleistungen und Bilanzierungsregeln im deutschen Gasmarkt Gasnetzentgeltverordnung Gasnetzzugangsverordnung Europäischer Verband der unabhängigen Strom- und Gasverteilerunternehmen Gaswirtschaftsjahr Hochschule für Technik, Wirtschaft und Kultur Leipzig Vereinbarung über die Kooperation gemäß 20 Abs. 1 b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen Lieferantenrahmenvertrag Marktgebietsverantwortlicher (früher BKN Bilanzkreisnetzbetreiber) Marktgebietsüberlapper Mehr-/Mindermengenabrechnung Netzbetreiber Netzkonto Netzkopplungspunkt Rechnungsbilanzkreis Regelenergieaufkommen Registrierende Lastgangmessung Sub-Bilanzkonto Standardlastprofil Analytisches SLP Verfahren: ANB ermittelt heute die SLP-Tagesmenge für morgen aufgrund der Restlastkurve von gestern Synthetisches SLP Verfahren: ANB ermittelt heute die SLP-Tagesmenge für morgen auf Basis der Prognosetemperatur für morgen Transportkunde

8 iv VHP VKU VNB Virtueller Handelspunkt Verband kommunaler Unternehmen Verteilnetzbetreiber

9 1 1 Einleitung 1.1 Zielsetzung Die Rahmenbedingungen für die Festlegung eines einheitlichen Bilanzierungsverfahrens in der Gaswirtschaft wurden mit dem Inkrafttreten der GABi-Gas im Oktober 2008 geschaffen. Ein wesentlicher Bestandteil dieser Rahmenbedingungen war die Einführung von Netzkonten. Netzkonten stellen bilanzielle Einheiten zur Dokumentation der Ein- und Ausspeisungen in ein Netz dar. Im Detail werden die Einspeisungen in das Netz den allokierten und gemessenen Ausspeisemengen an Letztverbraucher, sowie den gemessenen Übergaben in nachgelagerte Netze, angrenzende Speicher und das angrenzende Marktgebiet gegenübergestellt. Wird angenommen, dass die Messreihen fehlerfrei sind, können entstehende Differenzmengen des Netzkontos (Netzkontenabweichungen) als Indikator für die Qualität der Allokation herangezogen werden. Die Allokation von Gasmengen durch den Verteilnetzbetreiber zur Belieferung von Letztverbrauchern mit einer maximalen Entnahme von 1,5 GWh Gas pro Jahr basiert gemäß 24 GasNZV auf einer vereinfachten Methode dem Standardlastprofil (SLP)- Verfahren. Das SLP-Verfahren stellt ein statistisches Verfahren dar, das die Belieferung von Haushalts- und Gewerbekunden im Massengeschäft ermöglicht, jedoch verfahrensbedingt mit Ungenauigkeiten verbunden ist. Diese Ungenauigkeiten können zu Netzkontenabweichungen führen, die zur Aufrechterhaltung der Balance zwischen der Netzein- und Ausspeisung durch den Einsatz von Regelenergie ausgeglichen werden müssen, sofern keine Kompensation z.b. durch Netzkonto- oder Rechnungsbilanzkreisabweichungen mit entgegengesetztem Vorzeichen erfolgt. Der Einsatz von SLP zur Prognose der Energiemenge an Ausspeisepunkten ohne registrierende Lastgangmessung (RLM) wird daher oftmals in Zusammenhang mit dem Einsatz von Regelenergie gebracht. Dabei wird nicht zuletzt seit der kritischen Versorgungssituation in Süddeutschland im Februar 2012 die Prognosegüte der derzeitigen SLPs in extremen Kälteperioden intensiver betrachtet. /BNETZA 05-12/ Ziel des vorliegenden Statusberichts ist es herauszuarbeiten, in welchem Umfang sich die systematisch unvermeidbaren, sowie die derzeitig tatsächlich auftretenden Ungenauigkeiten bewegen, die mit dem Einsatz von SLPs verbunden sind, und welcher Einfluss sich dadurch auf die Netzkontoschiefstände der Verteilnetzbetreiber ergibt. Dies dient der übergeordneten Zielsetzung, die Prognosegüte zu untersuchen und hierauf aufbauend Ansätze zur Verbesserung des SLP-Verfahrens zu entwickeln, die zu einer Reduktion des Regelenergieeinsatzes beitragen können. Regelenergie gewährleistet die Stabilität des Erdgasversorgungssystems, indem sie für eine Balance zwischen der Netzein- und Ausspeisung sorgt. Dabei kann sowohl ein Bedarf für den Zukauf von Regelenergie durch den Marktgebietsverantwortlichen (MGV) bestehen, als auch der Bedarf nach Verkauf externer Regelenergie. Regelenergie dient demnach der netztechnischen Steuerung und Regelung, wobei im Gasmarkt zwischen interner und externer Regelenergie unterschieden wird. Die Bereitstellung interner Regelenergie erfolgt durch die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) mittels Einsatz von Netzpuffer oder an das Netz angegliederte Speicher. Interne

10 2 Einleitung Regelenergie kann auch durch angrenzende Netze innerhalb oder außerhalb eines Marktgebietes, also netzübergreifend bereitgestellt werden. Für die Bereitstellung interner Regelenergie anfallende Kosten, z.b. durch die Bereitstellung der Infrastruktur, werden im Rahmen der Netzentgelte berücksichtigt. Der Einsatz interner Regelenergie stellt eine Dienstleistung zur Regelung und Steuerung der Netze dar, die den Bedarf für den Einsatz externer Regelenergie vermindern soll. Reicht die interne Regelenergie zur Gewährleistung der Netzbalance bzw. Netzsteuerung nicht aus, kommt es zum Einsatz externer Regelenergie. BNETZA-19 11/ Externe Regelenergie ist gleichermaßen als Dienstleistung zur Regelung und Steuerung der Netze zu verstehen, bei der es sich um die Beschaffung von Gas zum Ausgleich von Fehlmengen, oder die Veräußerung von Gas zum Ausgleich von Überschussmengen handelt. Die Beschaffung bzw. Veräußerung externer Regelenergie erfolgt marktbasiert durch die MGV. /BNETZA-19 11/ Im vorliegenden Statusbericht erfolgt eine systematische, sachlich belegte Erfassung und Auswertung, des Einsatzes von SLPs zur Allokation von Gasmengen. Der Statusbericht soll dazu beitragen, Optionen zur Verringerung der Netzkontenabweichungen zu identifizieren, die bestenfalls zu einer Reduktion des Regelenergieeinsatzes beitragen. Die durchgeführten Auswertungen und Analysen stützen sich auf die in Tabelle 1 zusammengefassten Daten. Tabelle 1-1: Übersicht zu den im Statusbericht verwendeten Daten Daten Datenquelle Zeitraum Externer Regelenergieeinsatz Bereinigte Schiefstände der Netzkonten und Rechnungsbilanzkreise 1 SLP und RLM Ausspeisemengen Bereinigte SLP und RLM Ausspeisemengen 1 SLP-Restlast Internetseite der Marktgebietsverantwortlichen Datenlieferung der Marktgebietsverantwortlichen 2 Datenlieferung der Marktgebietsverantwortlichen Datenlieferung der Marktgebietsverantwortlichen 2 Oktober 2011 bis März Oktober 2011 bis März (NCG) Januar 2012 bis März (Gaspool) Oktober 2011 bis März 2014 Oktober 2011 bis März 2014 (NCG) Januar 2012 bis März 2014 (Gaspool, nur SLP-Ausspeisemengen) SLP-Allokation Temperatur Datenlieferung der Verteilnetzbetreiber Oktober 2010 bis September 2013 Prognosetemperatur Kundenwerte 1) Schiefstände beider Marktgebiete beziehen sich auf Marktgebietsüberlapper und Fernleitungsnetzbetreiber bereinigte Daten 2) Unterschiedlicher Zeitraum der Datenverfügbarkeit erfordert zum Teil getrennte Darstellung beider Marktgebiete 3) Daten für März 2014 beziehen sich auf Auswertungen vor dem Clearing 4) 4) Konsolidierte Daten der MGVs liegen erst ab Oktober 2011 in ausreichender Genauigkeit vor Einleitend werden die Grundlagen für den Einsatz von SLP und deren Bedeutung für die Gaswirtschaft vor dem Hintergrund der Liberalisierung dargelegt. Dabei erfolgt neben der Darstellung wesentlicher Eigenschaften von SLP und einem Abriss über den

11 Zielsetzung 3 gesetzlichen und verordnungstechnischen Rahmen auch eine Beschreibung der historischen und derzeitigen Marktstrukturen und rollen. Berichtsteil 1 dient dazu, einen Überblick über die Zusammenhänge, Rahmenbedingungen und historische Entwicklung des SLP-Verfahrens zu erlangen. Anschließend wird in Berichtsteil 2 im Zuge einer Bestandsaufnahme auf die jüngsten Entwicklungen der Verwendung von SLPs eingegangen. Hierzu werden zunächst die wesentlichen Wegmarken in der Verfahrensentwicklung skizziert, bevor der Status-Quo des Regelenergieaufkommens und der Regelenergieverursachung aufgezeigt wird. Dazu werden Daten zum externen Regelenergieeinsatz, zu den Schiefständen aus Netzkonten (NK) und Rechnungsbilanzkreisen (RBK), zu den SLP- und RLM-Allokationen sowie dem Erdgasverbrauch (Summe aus RLM- und SLP-Allokation) ausgewertet und dargestellt. Unter Netzkonten werden hier ausschließlich VNB-Netzkonten berücksichtigt. Eingangs wird der Regelenergieeinsatz auf täglicher Basis über den gesamten Betrachtungszeitraum hinweg dargestellt. Im Anschluss wird der Saldo aus täglichem An- und Verkauf externer Regelenergie für vier einzelnen Monate (März 2013, Juni 2013, Juli 2013, Oktober 2013), in denen es zu Besonderheiten kam, separat dargestellt. Für die Bildung des Betrages werden zuerst die Tagessalden aufsummiert, bevor der Absolutwert für den entsprechenden Monat gebildet wird. Die Darstellung saldierter Werte stellt eine Vereinfachung dar, die im Rahmen der Bestandsaufnahme des vorliegenden Statusberichtes angewandt wurde. Tage mit gegenläufigem Regelenergieeinsatz werden im Rahmen des Statusberichtes nicht gesondert ausgewiesen. Diese Vereinfachung kann zur Anwendung kommen, da sich in den überwiegenden Fällen der Einsatz externer Regelenergie an einem Tag auf eine Richtung beschränkt. Sprich es kommt entweder zum Zukauf oder zum Verkauf externer Regelenergie. Für die MGV sind jedoch nicht nur die Salden von Relevanz, sondern explizit auch die einzelnen Positionen für An- und Zukauf externer Regelenergie. Aufbauend auf den Auswertungen zur externen Regelenergie erfolgt als Abschluss der Bestandsaufnahme eine Gegenüberstellung der Schiefstände aus NK und RBK. Diese Gegenüberstellung soll dazu beitragen, eine Aussage darüber treffen zu können, ob der Einsatz externer Regelenergie tendenziell durch Schiefstände der Netzkonten oder der Bilanzkreise bedingt ist. Auf die Zusammenhänge wird im Rahmen der Auswertungen entsprechend eingegangen. Zum einen werden hierzu zunächst über beide Marktgebiete hinweg die Tagessalden der RBK-Schiefstände den invertieren Tagessalden der NK-Schiefstände gegenübergestellt, bevor der Betragswert der Schiefstände auf Monatsbasis in das Verhältnis zum Erdgasverbrauch (Summe aus RLM- und SLP- Allokation) gesetzt wird. Zum anderen werden, getrennt nach Marktgebiet, Gegenüberstellungen der Schiefstände aus NK und RBK auf Monatsbasis durchgeführt. Es erfolgt sowohl eine direkte Gegenüberstellung der Monatssalden in der Einheit GWh, als auch eine relative Gegenüberstellung, bei der die Schiefstände in Relation zum Erdgasverbrauch gesetzt werden. Die Bestandsaufnahme dient ausschließlich der Darstellung des Ausgangszustandes. Das Ziehen von Rückschlüssen auf potenzielle Ursachen für Netzkontenabweichungen, die zu einer Erhöhung des

12 4 Einleitung Regelenergieaufkommens führen können, die Bewertung der Prognosegüte, sowie das Ableiten von Optimierungsansätzen, erfolgt in den Berichtsteilen 3 und 4. Im Rahmen der Datenanalyse werden Daten von 40 Verteilnetzen sowie der beiden MGV zunächst validiert und plausibilisiert, bevor sie im Hinblick auf die Bestimmung und Bewertung existierender Schwachstellen und die Festlegung von Bewertungsmaßstäben ausgewertet werden. Hieraus sollen Optimierungsansätze für das SLP Verfahren abgeleitet werden. Abschließend werden im Rahmen eines Ausblicks diese Weiterentwicklungsmaßnahmen zur Verbesserung des derzeit bestehenden Verfahrens betrachtet. Maßgebliche Kriterien, die für die Betrachtung potenzieller Weiterentwicklungsmaßnahmen herangezogen werden, umfassen die Reduzierung des Regelenergieeinsatzes, die Transparenz in der Umsetzung, die Akzeptanz unter allen Marktbeteiligten, die praktische Umsetzbarkeit im Massengeschäft, sowie die Beibehaltung eines standardisierten Verfahrens. 1.2 Ausgangslage Standardlastprofile vor dem Hintergrund der Liberalisierung Ökonomische Notwendigkeit für die Verwendung von Lastprofilen Die Liberalisierungsbestreben der Europäischen Union mit dem Erlass der Richtlinie 96/92/EG vom Dezember 1996 fokussierten zunächst die Schaffung eines europäischen Elektrizitätsbinnenmarktes. Dennoch hatte diese Richtlinie bereits eine wesentliche Signalwirkung auf die zeitlich verzögerte Liberalisierung des Gasmarktes. Rechtlich verbindlich wurde die Ausweitung der Liberalisierung auf den Gasmarkt von europäischer Seite mit Erlass der Richtlinie 98/30/EG im Juni Der Zeitverzug führte dazu, dass detaillierte Vorschriften zur Öffnung des Gasmarktes noch keinen Eingang in die Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) Novelle von 1998 fanden, sondern erst im Rahmen der Novellierung von 2005 mit aufgenommen wurden. /WWU-02 08/ Das wesentliche Ziel der Liberalisierung war die Schaffung von Wettbewerb. Ein funktionierender Wettbewerb auf nationaler und europäischer Ebene sollte zu niedrigeren Energiepreisen und damit zu Vorteilen für den Verbraucher führen. Die Schaffung von Wettbewerb wurde durch eine Trennung des Netzbereichs von den übrigen Bereichen der Energieversorgung Erzeugung, Beschaffung und Vertrieb sowie durch einen diskriminierungsfreien Zugang Dritter zu den Netzen, forciert. /DH-01 09/ Gasmengen aller Lieferanten können diskriminierungsfrei durch die Gasnetze der Netzbetreiber geleitet werden. Im Sinne der Diskriminierungsfreiheit ergeben sich dadurch besondere Anforderungen an die Ausgestaltung der Bedingungen für den Netzzugang. Voraussetzung hierfür ist eine verursachergerechte Zuordnung der entstehenden Kosten, die Kenntnisse über den zeitlichen Verlauf der Bezugsleistung der Verbraucher erfordert. Eine stündliche Kenntnis der Bezugsmenge, wie sie eine registrierende Lastgangmessung (RLM) liefert kann aus wirtschaftlichen Gründen jedoch nur bei Kunden mit einem hohen Gasverbrauch zum Einsatz kommen. Als Alternative für die Gruppe der Verbraucher mit einer maximalen jährlichen Entnahme von 1,5 GWh werden darum gemäß 24 GasNZV Lastprofile eingesetzt, welche die Aufteilung des Jahresverbrauchs auf zeitlich kleinere Intervalle erlauben und somit zur

13 Ausgangslage 5 Ermittlung der zeitlichen Bezugsmenge herangezogen werden können. Vor diesem Hintergrund muss der diskriminierungsfreie Einsatz von SLPs zur Prognose des Gasverbrauchs von Haushalts- und Kleingewerbekunden ohne registrierende Lastgangmessung gesehen werden. Lastprofile werden basierend auf Messdaten ermittelt, um das statistische Verhalten bestimmter Verbrauchergruppen abbilden zu können. Der Einsatz von Lastprofilen folgt dem Grundsatz, mit einem minimalen Aufwand in einem Massengeschäft hinreichende und praxistaugliche Genauigkeit zu erreichen. Eine erzielbare Genauigkeit ist basierend auf dieser Charakteristik begrenzt. /IFE-01 03/ Strukturelle Änderungen durch die Liberalisierung Im Gegensatz zum Strom unterlag der Gasmarkt bereits vor der Liberalisierung einem gewissen Wettbewerb. Dies ist darauf zurückzuführen, dass Gas historisch vor allem auf dem Heizmarkt eingesetzt wurde und dort in einem Substitutionswettbewerb insbesondere mit den Energieträgern Kohle und Erdöl stand. Auch mit dem stetig steigenden Einsatz von Erdgas für industrielle Zwecke hatte der Substitutionswettbewerb Bestand, und die Preisfindung erfolgte weiterhin nach dem Anlegbarkeitsprinzip. Als verbesserungswürdig war jedoch die Tatsache anzusehen, dass Gas zwar im direkten Wettbewerb zu anderen Energieträgern stand, der Gasmarkt (Gas-to-Gas) an sich jedoch keinem großen Wettbewerb unterlag. /KON-01 08/ Im Gegensatz zum Strommarkt wurde der Wettbewerb im Gasmarkt zusätzlich dadurch erschwert, dass die Anzahl der Unternehmen auf der Erzeuger- bzw. Importstufe stark beschränkt war. Dies basierte darauf, dass zur Realisierung günstiger Importpreise die Importaktivitäten für Erdgas innerhalb weniger Gesellschaften gebündelt wurden, die zumeist über langjährige Bezugsverträge mit den Erdgasförderunternehmen verfügten. Unter der Stufe der Importgesellschaften fanden sich zahlreiche Unternehmen innerhalb der Verteilungsstufe wie z.b. Stadtwerke, Regionalversorger oder Industriekunden. Diese Unternehmen waren von der Preisgestaltung der Importunternehmen abhängig, wodurch nur sehr begrenzter Spielraum in Bezug auf die Preisgestaltung gegenüber den Endkunden bestand. Bis zur Liberalisierung war diese Tatsache von untergeordneter Bedeutung, da die einzelnen Akteure innerhalb ihres Versorgungsgebietes eine gesetzlich gesicherte Monopolstellung innehatten. Durch die Liberalisierung wurde diese Monopolstellung beseitigt. Neben neuen Methoden zur Prognose der Gasmengen forderte dieser Einschnitt in die historisch gewachsenen Strukturen des Gasmarktes auch das Herausbilden neuer Marktrollen, die Einführung eines neuen Systems zur Erfassung und zur Abrechnung der Gasmengen, sowie die Bildung virtueller Handelspunkte. /GRI-01 09/ Marktgebiete und Bilanzkreise Im Gegensatz zum Stromnetz stellt das Gasnetz in Deutschland kein zusammenhängendes Versorgungsnetz dar. Dies ist darauf zurückzuführen, dass in der Vergangenheit Betreiber von Transportnetzen zuerst Netze um Versorgungsschwerpunkte aufgebaut haben, bevor sie schrittweise angrenzende Gebiete erschlossen haben. Auf diese Weise hat sich eine Vielzahl von einzelnen Versorgungsnetzen herausgebildet, was aus physischer Sicht ein strukturelles Hindernis für die Etablierung eines Gashandels darstellt. Aus diesem Grund erfolgte im Rahmen der Liberalisierung die Aufteilung des Erdgasnetzes in einzelne Marktgebiete. Ein Marktgebiet ist gemäß

14 6 Einleitung 2 Nr. 10 GasNZV die Zusammenfassung gleichartiger und nachgelagerter Netze, in denen Transportkunden gebuchte Kapazitäten frei zuordnen, Gas an Letztverbraucher ausspeisen und in andere Bilanzkreise übertragen können. Für den Handel innerhalb eines Marktgebietes gibt es virtuelle Handelspunkte, die keinem physischen Punkt innerhalb des Marktgebietes entsprechen, sondern dem Handel bzw. der Übertragung der Gasmengen zwischen den einzelnen Bilanzkreisen innerhalb eines Marktgebietes dienen. /KON-01 08/ Die Bildung virtueller Handelspunkte stellt die Basis für den Handel mit Gasmengen dar. Bilanzkreise dienen der Saldierung und Abwicklung der Transaktionen, sowie der Abrechnung der Allokationen. Ein Bilanzkreis wird nach 2 Nr. 4 GasNZV als Zusammenfassung von Einspeise- und Ausspeisepunkten, der dem Zweck dient, Einspeisemengen und Ausspeisemengen zu saldieren und die Abwicklungen von Handelstransaktionen zu ermöglichen definiert. Innerhalb eines Marktgebietes gibt es eine Vielzahl von Bilanzkreisen und Subbilanzkonten, wobei jeder Bilanzkreis von einem Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) geführt werden muss. Wesentliche Marktrollen im liberalisierten Gasmarkt Der BKV ist dafür verantwortlich, einen Bilanzkreis zu unterhalten. Voraussetzung dafür, dass ein Akteur zum BKV wird, ist der Abschluss eines Bilanzkreisvertrages mit dem MGV. Dieser Standardvertrag dient der exakten Festlegung der unterschiedlichen Aufgaben des BKVs. Zu den wesentlichen Aufgaben des BKV zählen: die Pflicht den Bilanzkreis ausgeglichen zu halten sowie die Abwicklung des Bilanzkreises./BDEW-09 13/, /UWI-01 12/ Der MGV ist basierend auf 2 Nr. 11 GasNZV die von den Fernleitungsnetzbetreibern bestimmte natürlich oder juristische Person, die in einem Marktgebiet Leistungen erbringt, die zur Verwirklichung einer effizienten Abwicklung des Gasnetzzugangs in einem Marktgebiet [ ] zu erbringen sind. Die wesentlichen Aufgabenbereiche für MGVs in Deutschland sind in 20 Abs. 1 GasNZV geregelt. Sie umfassen den Betrieb des virtuellen Handelspunktes, sowie die Bilanzkreisabwicklung, die v.a. die Vertragsabwicklung, Datenübermittlung und -veröffentlichung und die Abrechnung der Bilanzkreise beinhaltet. Des Weiteren liegt die Beschaffung von externer Regelenergie im Aufgabenbereich eines MGVs. Die technische Steuerung des physischen Regelenergieeinsatzes obliegt hingegen dem FNB. In Deutschland wird die Rolle des MGVs derzeit durch zwei Firmen ausgeführt: NetConnect Germany GmbH & Co. KG und Gaspool Balancing Services GmbH. /BDEW-09 13/ Transportkunden (TK) stehen in vertraglicher Beziehung zu den Netzbetreibern. Im Bereich des Fernleitungsnetzes schließen TK nach 3 Abs. 3 gemäß dem Zweivertragssystem standardisierte Ein- und Ausspeiseverträge mit den Fernleitungsnetzbetreibern ab. Ein Vertrag über die Einspeisekapazitäten wird mit dem Einspeisenetzbetreiber (ENB) und einen Vertrag über die Ausspeisekapazitäten mit dem Ausspeisenetzbetreiber (ANB) geschlossen. Durch den Abschluss von Ein- und Ausspeiseverträgen sichern sich TK Kapazitätsrechte. Die Betreiber örtlicher Gasverteilnetze sind gemäß 3 Abs. 4 GasNZV dazu verpflichtet den TK standardisierte Ausspeiseverträge (Lieferantenrahmenverträge) anzubieten. Der Lieferantenrahmenvertrag (LRV) berechtigt den TK zur Nutzung des Netzes ab dem virtuellen Handelspunkt bis zum Ausspeisepunkt im örtlichen Gasverteilnetz. Bei allen

15 Ausgangslage 7 aufgeführten Verträgen handelt es sich um Standardverträge, die als solche Bestandteil der Anlagen der KoV sind. Transportkunden stehen nicht zwingend in vertraglicher Beziehung mit dem MGV. Übernimmt der Transportkunde jedoch zugleich die Rolle des BKV, so steht er mit dem MGV über den Bilanzkreisvertrag in vertraglicher Beziehung. /KON-01 08/ Wie erwähnt erfolgt bei den Netzbetreibern eine Unterscheidung in Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) und Verteilnetzbetreiber (VNB). VNBs sind, basierend auf 3 Nr. 7 und Nr. EnWG, für den Betrieb und die Wartung von Netzen zum Transport von Gas über örtliche oder regionale Leitungsnetze, um die Versorgung von Kunden zu ermöglichen, jedoch nicht die Belieferung des Kunden selbst verantwortlich. FNBs sind gemäß 3 Nr. 3 EnWG definiert als Betreiber von [Gasversorgungs-] Netzen, die Grenz- oder Marktgebietsübergangspunkte aufweisen, die insbesondere die Einbindung großer europäischer Importleitungen in das deutsche Fernleitungsnetz gewährleisten [ ] Einsatz von Standardlastprofilen in der Gaswirtschaft Entwicklung der TU München Lastprofile Vor dem Hintergrund der GasNZV, welche die Einführung eines Standardverfahrens zur Prognose des Gasbezugs von nicht lastganggemessenen Verbrauchern forderte, wurden an der TU München zwei Gutachten für den BGW und den VKU, sowie eine Dissertation erstellt. Im Rahmen der Dissertation wurde auf den Einsatz von Lastprofilen basierend auf einer Sigmoidfunktion zur Nachbildung des Bezugsgangs von Kleinkunden im liberalisierten Gasmarkt eingegangen. Basierend auf Verbrauchswerten von mehr als 250 Messstellen im gesamten Bundesgebiet wurden Lastprofile als ein Verfahren, das einem Kompromiss zwischen Abbildungsgenauigkeit und Rechercheaufwand genügt, analysiert. Letzteres wurde erreicht, indem eine Einschränkung auf die drei Eingabedaten Verbrauchertyp, Jahresverbrauch und klimatischer Standort welche als wesentliche Einflussfaktoren auf den Gasverbrauch zu sehen sind, vorgenommen wurde. /IFE-01 03/ Im Rahmen der Gutachten wurden die Parameter der Funktion der einzelnen Lastprofile für die verschiedenen Verbrauchergruppen hergeleitet und festgelegt. Innerhalb des Gutachtens aus dem Jahr 2002 wurden 15 Profile für Kunden aus den Bereichen Gewerbe, Handel und Dienstleistung (GHD) und acht Profile für Haushaltskunden festgelegt. /IFE-01 02/ Im Rahmen eines Folgegutachtens aus dem Jahr 2005 fand eine Reduzierung der Anzahl der Lastprofile statt. Bei den Haushaltskunden fand eine Konzentration auf zwei Profile (Ein- und Mehrfamilienhaus) statt, für Kunden aus dem Bereich GHD wurde die Anzahl der Gewerbelastprofile von sieben auf drei reduziert, wodurch sich die Anzahl der gesamten Profile für GHD- Kunden auf elf reduzierte. Zudem wurde ein gewichtetes Summenlastprofil, das alle Gewerbetarifkunden umfasst, erstellt. Innerhalb des Gutachtens, wird allerdings aufgrund der Gewichtungsproblematik von der Verwendung des Summenlastprofils abgeraten. Aus diesem Grund wird die Anzahl der Profile oftmals mit elf plus eins angegeben. /IFE-02 05/

16 8 Einleitung Synthetisches und analytisches Lastprofilverfahren SLP-Verfahren lassen sich hinsichtlich der Methodik in ein analytisches und ein synthetisches Verfahren unterteilen. Während die Allokation im Rahmen des analytischen Verfahrens eine Prognose auf Grundlage des Verbrauches des Vortages bezieht, basiert die Prognose innerhalb des synthetischen Verfahrens auf statistisch ermittelten statischen Parametern. /BNETZA-17 13/ Der 2-Tages Zeitversatz im analytischen Verfahren stellt dabei eine Besonderheit des deutschen Systems dar, da sich das analytische Verfahren in anderen Ländern auf den tatsächlichen Verbrauch (Restlast) bezieht. Ausgangslage für beide Verfahren stellt die Festlegung eines Lastprofils je SLP-Ausspeisepunkt, sowie die Berechnung eines Funktionskoeffizienten (Kundenwert) dar. /BDEW-08 13/ Das synthetische Verfahren verfolgt einen bottom-up Ansatz, bei dem basierend auf dem Lastprofil und dessen Funktionskoeffizienten, dem Kundenwert und einer Prognosetemperatur am Tag D-1, die bilanzkreisrelevante Ausspeisemenge (Allokation) für den Belieferungstag (D) berechnet wird. Wird die Funktion des Lastprofils als gegeben vorausgesetzt, so lässt sich folgern, dass sich zwei Faktoren auf die allokierte Menge auswirken der Kundenwert und die allokationsrelevante Temperatur. Der Kundenwert einer Ausspeisestelle ist für ein definiertes SLP über den Zeitraum zwischen zwei Ablesungen konstant. Für die Ermittlung der allokationsrelevanten Temperatur kann entweder eine einfache Prognose der Tagesmitteltemperatur oder eine geometrische Reihe, die eine zeitliche Gewichtung der prognostizierten und historischen Temperaturdaten mit berücksichtigt, herangezogen werden. /BDEW-08 13/ Das analytische Verfahren stellt im Gegensatz dazu einen top-down Ansatz dar. Die zu allokierende Gasmenge für den Folgetag (D) wird gemäß GABi Gas Ziffer 4 c) am Tag vor der Lieferung (D-1) resultierend aus den bis dahin vorliegenden Messdaten der Netzkopplungspunkte sowie der RLM vom Vortag (D-2) bestimmt. Der Bezug auf den Vortag (D-2) führt dazu, dass beim analytischen Verfahren die vorläufige Restlast mit einem Versatz von zwei Tagen zur Berechnung herangezogen wird. Dieser Versatz ist nötig, um auch beim analytischen Verfahren einen Tag vor der Belieferung (D-1) die Tagesmengen zum Zweck der Allokation berechnen und den Transportkunden zur Verfügung stellen zu können. Aufgrund dieses Zeitversatzes ist am Liefertag (D) mit teils erheblichen Abweichungen zwischen der Allokation und dem tatsächlichen Restlastgang zu rechnen. Um diese Abweichungen zu minimieren, können seitens des ANB Optimierungsfaktoren zum Einsatz kommen. Da der Einsatz und die zielführende Berechnungsmethodik von Optimierungsfaktoren keinem einheitlichen Muster folgt, können Aussagen über deren Wirkung nur für den Einzelfall getroffen werden. Ihr Einsatz wirkt sich zudem negativ auf die Transparenz des analytischen SLP Verfahrens aus. Aus diesem Grund ist der ANB bei der Verwendung von Optimierungsfaktoren dazu verpflichtet, die BNetzA über die Berechnungsmethodik und die Bestandteile zu informieren und den Optimierungsfaktor tagesaktuell auf seiner Internetseite zu veröffentlichen. /BDEW-08 13/ Im Detail wird beim analytischen Verfahren zunächst die Restlast durch die Differenz aus den bis dahin vorliegenden Messwerten zur Bilanz der Netzkopplungspunkte und Daten der lastganggemessenen Letztverbrauchern (RLM-Kunden) bestimmt. Der Restlastgang wird anschließend mit einem Zerlegungsfaktor (z-faktor) auf die einzelnen

17 Ausgangslage 9 Kundengruppenlastgänge aufgeteilt, wobei sich die z-faktoren zum Wert 1 aufsummieren. Im letzten Schritt erfolgt die Aufteilung der Kundengruppenlastgänge auf die einzelnen TK mittels Gewichtungsfaktoren. Die festgelegten Lastprofile, sowie die Summe der Kundenwerte je Letztverbrauchergruppe finden im Gegensatz zum synthetischen Verfahren nicht direkt Eingang in die Berechnungsformel der zu allokierenden Gasmenge, sondern indirekt indem sie zur Bestimmung der z-faktoren herangezogen werden. Eine Prognosetemperatur muss grundsätzlich nicht mit einbezogen werden. /BDEW-08 13/ Branchenstandard in Bezug auf die Verwendung von Lastprofilen Vor dem Hintergrund der Transparenz und Akzeptanz bei der Verwendung einer Methodik zur Prognose des Gasbezugs von nicht lastganggemessenen Verbrauchern im Massengeschäft spielt die Entwicklung eines Standardverfahrens eine wichtige Rolle. Standard ist als Maßstab, Norm, Durchschnittbeschaffenheit oder festgelegtes Muster definiert. In Bezug auf die Verwendung von Lastprofilen in der Gaswirtschaft lässt sich diese Definition wie folgt anwenden: Ein Standardverfahren ist das Verfahren, das sich bei den Anwendern etabliert hat. Die Etablierung zeigt sich anhand der prozentualen Nutzung des Verfahrens. Der wesentliche Grund für die Etablierung ist dabei die Qualität des Verfahrens im Vergleich zu anderen Verfahren. SLP werden aufgrund der Bestimmungen von 24 GasNZV im Gasmarkt von allen Ausspeisenetzbetreiben (ANB), die Haushalts- oder Kleingewerbekunden beliefern, eingesetzt. Im Jahr 2012 waren dies 98,8 Prozent aller ANB, wobei 88,6 Prozent auf synthetische Verfahren zurückgegriffen haben und 10,2 Prozent auf analytische Verfahren. Diese Werte waren über die letzten drei Jahre hinweg nahezu konstant. Dass sich die TU München Profile als Branchenstandard etabliert haben, zeigt sich darin, dass über 90 Prozent der ANB, die ein synthetisches Verfahren anwenden, auf die TU München Profile in der Version von 2005 zurückgreifen. Weitere Profile, die zum Einsatz kommen, umfassen die TU München Profile in der Version von 2002, Profile der HTWK Leipzig, sowie individualisierte Lastprofilverfahren. /BNETZA-17 13/, /BNETZA-20 11/ Aus den verschiedenen Profilen der TU München, die entwickelt wurden um das Abnahmeverhalten einzelner Kundengruppen abzubilden, griffen Netzbetreiber für die Gruppe der Haushaltkunden im Jahr 2012 in der Regel auf zwei Profile und für die Gruppe der Kleingewerbekunden auf sechs bis sieben Profile zurück. In Bezug auf die Allokationstemperatur im Rahmen des synthetischen Verfahrens wird mittlerweile die geometrische Reihe von der Mehrheit der Netzbetreiber genutzt. So stieg der Prozentsatz der Netzbetreiber, welche auf die geometrische Reihe zurückgreifen von 51 Prozent im Jahr 2010 auf 62 Prozent im Jahr Gleichzeitig ging der Anteil derjenigen, die eine einfache Tagesmitteltemperatur nutzen, von 44 Prozent auf 34 Prozent zurück. Der übrige Anteil der Netzbetreiber machte keine Angaben zum eingesetzten Verfahren für die Temperaturprognose. /BNETZA-17 13/ Prognosegenauigkeit bei der Verwendung von Standardlastprofilen Die Verwendung von Lastprofilen geht systemimmanent mit statistischen Ungenauigkeiten einher. Eine erste Einschätzung über die Spannweite, in der sich die Ungenauigkeiten bewegen, lassen die Auswertungen des Monitoringberichtes der

18 10 Einleitung BNetzA zu. Demnach beliefen sich die durchschnittlichen prozentualen Abweichungen zwischen der Allokation und der tatsächlichen Entnahme auf Tagesbasis auf fünf bis sechs Prozent bei einem Betrachtungszeitraum von einem Jahr. Eine für eine Gesamtbeurteilung notwendige Darstellung der statistischen Verteilung der Abweichungen je Netzbetreiber wird im Monitoringbericht nicht angegeben. Die über die Netzbetreiber gemittelte Maximalabweichung auf Tagesbasis belief sich im Jahr 2012 auf 45,7 Prozent und im Jahr 2011 auf 44,7 Prozent. Die von der BNetzA ausgewiesenen Werte eignen sich nicht dazu, detaillierte Aussagen zur Prognosegenauigkeit zu treffen. Dies ist neben des Fehlens einer Betrachtung der netzbetreiberindividuellen statistischen Verteilung darauf zurückzuführen, dass die Datenbasis, auf die durch die BNetzA zur Berechnung zurückgegriffen wird, nicht alle Netzbetreiber umfasst, sondern nur die Netzbetreiber, die gegenüber der BNetzA entsprechende Angaben gemacht haben. Im Rahmen des Monitoringberichtes für das Jahr 2012 waren dies 57,9 Prozent der Netzbetreiber. /BNETZA-17 13/ Aus den Berechnungen der BNetzA lässt sich folgern, dass eine wesentliche Voraussetzung dafür, detaillierte Aussagen zur Prognosegenauigkeit bei der Verwendung von SLPs treffen zu können, in der Festlegung einer einheitlichen und nachvollziehbaren Bewertungsgrundlage liegt Kennzahlen zur Bewertung der Abweichungen zwischen Allokation und Restlast Die Untersuchungen im Rahmen des vorliegenden Statusberichtes haben gezeigt, dass für eine sachgerechte Bewertung der Allokationsgüte der Netzbetreiber vier wesentliche Kenngrößen gebildet und abgewogen werden müssen. Im Detail wurde eine Kennzahl für die Betrachtung auf täglicher Basis und drei Kennzahlen für die Betrachtung auf jährlicher Basis definiert, mittels derer Rückschlüsse auf die auftretenden Abweichungen zwischen Allokation und Restlast gezogen werden können. Die vier Kennzahlen werden nachfolgend definiert und finden im Zuge der Auswertung der Daten der Netzbetreiber in Berichtsteil 3 Verwendung. Für die Bestimmung der täglichen auftretenden Abweichungen zwischen Allokation und Restlast wird die relative Tagesabweichung (Δ r) zugrunde gelegt. Die relative Tagesabweichung setzt die Differenz zwischen Restlast (R) und Allokation (A) des Tages i in das Verhältnis zur Allokation des Tages und wird in Prozent ausgewiesen. Relative Tagesabweichung in % Die Bildung einer durchschnittlichen Tagesabweichung ist zur Beurteilung der Allokationsgüte ungeeignet. Daher wird zur ergänzenden Abbildung der statistischen Verteilung die Standardabweichung genutzt, welche ein Maß für die Streuung der Allokation um die Restlast darstellt. Bildet man bei normalverteilten Zufallsgrößen die Häufigkeitsverteilung, dann ergibt sich die Gauß Glockenkurve um den Erwartungswert mit der Standardabweichung. Aus der Standardabweichung lässt sich ableiten, dass ca. 68 % der Abweichungen im Bereich von ±1 um den Erwartungswert liegen, ca. 95 % der Abweichungen im Bereich von ±2, und 99,7 % im Bereich von ±3. Je geringer die Standardabweichung, desto enger ist der Bereich, in dem die Abweichungen liegen. Die Abweichungen der Restlast könnten auch systematische Fehler enthalten, was in einer asymmetrischen Verteilung resultiert. Um dies prüfen zu können, wird je eine

19 Ausgangslage 11 Standardabweichung für den positiven und den negativen Bereich gebildet und als σ + und σ ausgewiesen. Im Zuge einer jährlichen Betrachtung wird sowohl die kumulierte absolute Netzkontenabweichung (Δ j) als Kennzahl gebildet, als auch die minimale (Δ e_min) bzw. maximale(δ e_max) energetische Tagesabweichung. Die kumulierte absolute Netzkontenabweichung liefert eine normierte Aussage über den Gesamtbetrag der Differenz zwischen Restlast (R) und Allokation (A) pro allokierter Megawattstunde. Kumulierte absolute Netzkontenabweichung Da die relative Tagesabweichung in Bezug zur Tagesallokation berechnet wird, ergibt sich für gleiche energetische Abweichungen ein höherer Wert bei niedrigerer Bezugsgröße. Kritische Unter- oder Überallokationen mit hohen Energiemengen werden durch diese Größe also nicht erfasst. Mit Berechnung der minimalen bzw. maximalen energetischen Tagesabweichung bzw. können relative Aussagen zur maximal bzw. minimal auftretenden Abweichung zwischen Allokation (A) und Restlast (R) innerhalb eine Jahres getroffen werden. Für die Berechnung der maximalen energetischen Tagesabweichungen wird gemäß der nachfolgenden Formel das Verhältnis zwischen der Differenz aus Restlast und Allokation und der mittleren täglichen Allokation gebildet und anschließend der höchste bzw. niedrigste Wert des Jahres zur Bewertung herangezogen. ( ) Dabei wird die tägliche Abweichung auf die mittlere Allokationsmenge des Betrachtungszeitraums bezogen, was eine energetische Betrachtung der Abweichungen erlaubt. In diesem Zusammenhang gilt es zu erwähnen, dass die gesonderte Bestimmung der maximalen energetischen Tagesabweichung vor allem vor dem Hintergrund, dass niedrige Temperaturen sehr selten auftreten, und damit geringen Einfluss auf andere Bewertungskriterien haben, sinnvoll ist Gesetzlicher und verordnungsrechtlicher Rahmen Ergänzend zu den bisher genannten relevanten Gesetzen und Verordnungen für den Einsatz von SLPs, wird nachfolgend im Detail auf den gesetzlichen und verordnungstechnischen Rahmen eingegangen. Hierzu wird der Ursprung der rechtlichen Quellen skizziert, bevor auf deren wesentliche Inhalte eingegangen wird. Energiewirtschaftsgesetz Die Öffnung des Gasmarktes wurde zwar bereits innerhalb der ersten EnWG Novelle aus dem Jahr 1998 thematisiert, den wesentlichen Grundstein für die Liberalisierung der deutschen Gaswirtschaft stellt allerdings die zweite Novellierung des EnWG im Jahr 2005 dar. Der zweiten Novellierung des EnWG ging die Richtlinie 2003/55/EG voraus, die die Missstände in der Umsetzung eines liberalisierten Energiemarktes durch die Mitgliedsstaaten vor allem durch die Einführung nationaler Regulierungsbehörden beseitigen wollte. Als wesentliche Aufgabe der Regulierungsbehörde wurde die

20 12 Einleitung Genehmigung und Überwachung von diskriminierungsfreien und öffentlich verfügbaren Entgelten für den Zugang Dritter zu den Versorgungsnetzen gesehen. /GRI-01 09/ Gleichzeitig stellt das EnWG in seiner Fassung von 2005 auch den Ausgangspunkt für den gesetzlichen und verordnungstechnischen Rahmen des SLP Verfahrens dar. Maßgeblich für den Gasmarkt ist dabei vor allem 20 Abs. 1b EnWG, der sowohl wegweisend für die marktseitige Ausgestaltung des Gasnetzzugangs ist, als auch die verpflichtende Basis für die Kooperation zwischen den Gasnetzbetreibern darstellt. Im Rahmen von 20 Abs. 1b EnWG, wird die Umsetzung eines Zweivertragsmodells (Entry- Exit-Model) für den Zugang zu den Gasnetzen erstmals verbindlich vorgeschrieben. Kernpunkt dieses Modells ist, dass für den Zugang zum Gasnetz innerhalb eines Netzgebiets nur zwei Verträge ein Einspeisevertrag und ein Ausspeisevertrag abgeschlossen werden müssen. Das Zweivertragsmodell löst das im Rahmen der Verbändevereinbarungen I und II festgelegte transaktionsabhängige Transportpfadmodell ab und prägte damit die Ausgestaltung des Gasmarktes wesentlich. Aus politischer Sicht stand das Transportpfadmodell der Schaffung von Wettbewerb im Gasmarkt vor allem aus zwei Gründen entgegen. Zum einem wirkt sich der Aufwand, der entsteht, wenn Transportkunden bei jedem Netzbetreiber, der sich zwischen dem Einspeise- und dem Ausspeisepunkt befindet Kapazitäten, für den Gastransport buchen müssen, negativ auf die Schaffung von Wettbewerb aus. Zum anderen ist der Bilanzausgleich im Transportpfadmodell für den Lieferanten bzw. Transportkunden nur mit unverhältnismäßig hohem Aufwand verbunden. Dies ist darauf zurückzuführen, dass für jedes durch den Händler getätigte Einzelgeschäft der Bilanzkreis gesondert mit dem Netzbetreiber abgerechnet werden muss. /GRI-01 09/, /BET-01 06/ Kooperationsvereinbarung, GABi-Gas und Praxisleitfäden 20 Abs. 1b EnWG verpflichtet innerhalb von Satz 5 die Netzbetreiber zur Kooperation bei der Umsetzung des Netzzugangs gemäß gesetzlicher Vorschriften und stellt somit die Grundlage für die im Anschluss veröffentlichte Kooperationsvereinbarung 1 (KoV) dar. Der ersten Version der KoV ging ein durch die BNetzA veranlasstes Konsultationsverfahren voraus. Die KoV-I wurde zum 1. August 2006 wirksam und enthielt die wesentlichen Rahmenbedingungen zur Organisation des Gasnetzzuganges. Federführend für die KoV-I, welche die Neugestaltung der Prozesse im Gasnetzzugang einleitete, waren BGW und VKU. Während die KoV-I noch eine Wahlmöglichkeit in Bezug auf den Gasnetzzugang enthielt (verhandelter Netzzuggang), wurde durch die Entscheidung der BNetzA vom 17. November 2006 endgültig festgelegt, dass zukünftig nur mehr ein Zweivertragsmodell zum Einsatz kommen kann. Diese Entscheidung führte zur Ausarbeitung der KoV-II, welche am 1. Juni 2007 in Kraft getreten ist. Die grundlegende Basis des derzeitigen Bilanzierungs- und Ausgleichssystems für Gasmengen stellt die ein Jahr später veröffentlichte, ab 1. Oktober 2008 geltende, KoV-III dar. Innerhalb der KoV-III wurden die Inhalte der durch die BNetzA am 28. Mai 2008 veröffentlichte Festlegung in Sachen Ausgleichsenergie Gas, und dabei insbesondere deren Anlage 2 Beschreibung des Grundmodells der Ausgleichsleistungsund Bilanzierungsregeln im Gassektor (GABi-Gas), konkretisiert. 1 Vereinbarung über die Kooperation gemäß 20 Abs. 1b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen

21 Ausgangslage 13 Die Erarbeitung der KoV erfolgt innerhalb der Fachverbände (VKU, BDEW, GEODE) in Abstimmung mit der BNetzA. Darüber hinaus werden durch die Fachverbände Leitfäden erstellt und veröffentlicht. In Bezug auf das Bilanzierungssystem in der Gaswirtschaft müssen vor allem der Leitfaden Geschäftsprozesse Bilanzkreismanagement Gas und der Leitfaden Abwicklung von Standardlastprofilen Gas genannt werden. Die Leitfäden enthalten Praxisinformationen zur Umsetzung der Bestimmungen und Regelungen, und können als Praxishandbuch für die einzelnen Akteure aufgefasst werden. Darüber hinaus kam es zu einer Aufwertung der Funktion der Leitfäden, indem festgelegt wurde, dass die KoV eingehalten worden ist, sofern die Empfehlungen im Leitfaden eingehalten worden sind. /PWC-01 08/, /BET-01 06/ Gasnetzzugangs- und Gasnetzentgeltverordnung Das EnWG regelt die Grundlagen für die Ausgestaltung der einzelnen Bereiche der Energiewirtschaft. Zur Konkretisierung der Vorgaben werden durch die Bundesregierung zusätzliche Verordnungen erlassen. In Bezug auf den Gasnetzzugang sind dabei die Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) und die Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV) zu nennen. Während der Fokus der GasNEV auf der Festlegung der Methoden zur Entgeltbestimmung liegt, geht die GasNZV auf die Organisation des Netzzuganges ein. Mit dem Inkrafttreten der ersten Fassung der GasNZV im Juli 2005 wurden die im EnWG geforderten einheitlichen Regeln zum Bilanzierungsregime in der Gaswirtschaft konkretisiert. In diesem Zusammenhang wurde auch die Verwendung von SLPs gesetzlich verankert. So wird in 24 Abs. 1 GasNZV festgelegt, dass Netzbetreiber [ ] für die Abwicklung der Gaslieferungen an Letztverbraucher bis zu einer maximalen stündlichen Ausspeiseleistung von 500 kw und bis zu einer maximalen jährlichen Entnahme von 1,5 Millionen Kilowattstunden vereinfachte Methoden (Standardlastprofile) anzuwenden [haben]. Darüber hinaus können Verteilnetzbetreiber gemäß 24 Abs. 2 GasNZV Lastprofile auch für Letztverbraucher mit höheren maximalen Ausspeiseleistungen oder höheren jährlichen Ausspeisungen einsetzen. Dies muss der Regulierungsbehörde aber unverzüglich gemeldet werden. Darüber hinaus erfolgt in Absatz 3 des Paragraphen der Hinweis darauf, dass sich Standardlastprofile [ ] am typischen Abnehmerprofil verschiedener Gruppen von Letztverbrauchern orientieren [müssen]. In der ersten Fassung der GasNZV wurde insbesondere auf die beiden Gruppen der Gewerbe- und Haushaltskunden verwiesen. Durch die Novellierung der GasNZV im Jahr 2010 erfolgte die Aufteilung der Haushaltskunden in Heizgas- und Kochgaskunden. Hierbei gilt es zu erwähnen, dass die GasNZV zwar die verordnungsrechtliche Bestimmung für den Einsatz von SLPs darstellt, Bestimmungen hinsichtlich der Anzahl der zu verwendenden SLP-Typen und des zu wählenden SLP-Verfahren jedoch nicht getroffen werden. /GRI-01 09/, /BDEW-08 13/

22 14 Bestandsaufnahme 2 Bestandsaufnahme 2.1 Wichtige Wegmarken im SLP Gas Verfahren Das SLP Gas Verfahren wurde seit dem ersten Gutachten der TU München zur Entwicklung von Lastprofilen für die Gaswirtschaft (veröffentlicht im November 2002) stetig weiter entwickelt und untersucht (siehe Netzkontenanalyse 2010). Die BNetzA zeigt in diesem Zusammenhang mögliche Schwachstellen durch Monitoringberichte und Untersuchungen auf. Insbesondere wird durch das Erlassen von unterschiedlichen Anreiz-Regelungen auf eine Verbesserung des Verfahrens hingewirkt. In Bezug auf das SLP Gas Verfahren liegt ein wesentliches Anliegen darin, das Regelenergieaufkommen unter Abwägung der Anforderungen des Massengeschäftes auf ein wirtschaftlich sinnvolles Maß zu begrenzen. In diesem Zusammenhang stand insbesondere die Schaffung transparenter und einheitlicher Bilanzierungs- und Ausgleichsregeln im Fokus. Die historischen Wegmarken im SLP Gas Verfahren sind in Abbildung 2-1 dargestellt, Wegmarken mit entscheidendem Einfluss auf die Weiterentwicklung des SLP Gas Verfahren sind dabei farblich hervorgehoben. Auf die Hintergründe und Details für die Anpassungen, sowie deren Auswirkungen auf das Verfahren wird nachfolgend eingegangen. Abbildung 2-1: Wegmarken im SLP Gas Verfahren Festlegung eines Regelungswerkes für das Bilanzierungssystem Gas Das Inkrafttreten der GABi-Gas Festlegung als Regelungswerk des Bilanzierungssystems Gas im Oktober 2008 ist die erste durch die BNetzA geprägte Wegmarke. Innerhalb der GABi-Gas werden die Rahmenbedingungen für das Bilanzierungsverfahren bzw. die Ermittlung der Allokationsdaten in der Gaswirtschaft festgelegt. GABi-Gas löst damit die Phase der Bilanzierung ohne festgelegtes Verfahren ab und leitet einen neuen Abschnitt in der SLP Gas Verfahrensentwicklung ein. Als wichtiger Bestandteil der GABi-Gas ist bei der Verwendung von SLPs dabei auch der

23 Wichtige Wegmarken im SLP Gas Verfahren 15 Wechsel von einer Stundenbilanzierung auf eine Tagesbilanzierung zu nennen. Dadurch entfiel der Stundenfaktor, der ursprünglich Bestandteil der von der TU München entwickelten SLP Profile war. Darüber hinaus hatte die Einführung der GABi-Gas zur Folge, dass das Prognoserisiko für die SLP-Mengen auf Seiten der BKV entfallen ist. Der BKV nimmt gemäß GABi-Gas die allokierten Daten als gegeben an und beschafft exakt diese Mengen. Diese Festlegung der BNetzA wurde in der KoV III durch die Fachverbände umgesetzt. Mit der KoV-III bzw. der GABi-Gas erfolgte auch die Einführung von Netzkonten als bilanzielle Einheiten zur Dokumentation der Ein- und Ausspeisungen in ein Netz. Verantwortlich für die Einrichtung der Netzkonten sind die MGVs, (damals noch BKN) wobei für jeden Netzbetreiber ein Netzkonto je Marktgebiet und ggf. je Gasqualität geführt werden muss. Innerhalb eines Netzkontos werden die gemessenen Einspeisungen in das Netz den allokierten und gemessenen Ausspeisemengen an Letztverbraucher, sowie den gemessenen Übergaben in nachgelagerte Netze, in Speicher und in das angrenzende Marktgebiet gegenübergestellt. Wird vorausgesetzt, dass die Messreihen fehlerfrei sind, so lässt sich durch die entstehende Differenzmenge eine Aussage über die Qualität der Allokation treffen. Während bei RLM-Kunden die Differenzmengen u.a. auf Fehler bei der Messung oder Datenübertragung sowie Brennwertabweichungen zurückzuführen sind, steht bei SLP-Kunden vor allem die Genauigkeit des SLP-Verfahrens, die (Stamm-)Datenqualität, das individuelle Kundenverhalten (täglich und über das Jahr im Vergleich zum Kundenwert), sowie die Genauigkeit der Temperaturprognose bei der Anwendung des SLP-Verfahrens im Fokus. Die über die Netzkonten und RBK saldierten täglichen Differenzmengen gleichen die MGVs fortlaufend durch den Einsatz von Regelenergie aus. Eine Abrechnung der Differenzmengen als Mehr- oder Mindermengen erfolgt regelmäßig zwischen dem ANB und MGV (damals noch BKN) bzw. zwischen dem ANB und dem TK. Obwohl es Ziel sein sollte, die Differenzmengen der Netzkonten auf ein für den Markt sachgerechtes Maß zu begrenzen, setzte die GABi-Gas den Netzbetreibern zunächst noch keine Anreize hierfür. Ein Anreizsystem war im Rahmen der GABi-Gas nicht vorgesehen, da angenommen wurde, dass sich die entstehenden Differenzmengen nicht in relevanten Größenordnungen bewegen würden. /BDEW-07 10/, /GRI-01 09/, Einführung einer Netzkontenabrechnung Die Veröffentlichung der Mitteilung Nr. 4 zur Umsetzung des Beschlusses GABi-Gas stellt die zweite bedeutende Wegmarke dar, welche das SLP Gas Verfahren nachhaltig prägte. Der Veröffentlichung ging ein deutlicher Anstieg insbesondere des positiven Regelenergieeinsatzes seit Oktober 2009 voraus. Gründe für den gestiegenen Regelenergieeinsatz wurden sowohl im Handelsmarkt als auch in der Anwendung des SLP-Verfahrens identifiziert. Der erhöhte Bedarf führte zu steigenden Vorfinanzierungskosten und Liquiditätsverlusten für die MGVs, was ein Ansteigen der Regelenergieumlagen zur Folge hatte. Aus diesem Grund war es aus Sicht der BNetzA nötig, ein Anreizsystem zur Verringerung der Netzkontenschiefstände einzuführen. Für dessen Ausgestaltung konnten die Verbände im Rahmen eines abgestimmten Dokuments Vorschläge einbringen. Die wesentliche Änderung, die durch die Mitteilung Nr. 4 mit Wirksamkeit zum April 2010 hervorgerufen wurde, war die Einführung eines Monitorings- und Abrechnungssystems für die Netzkonten. Dabei handelt es sich nicht um eine Abrechnung des Netzkontos im eigentlichen Sinn, sondern vielmehr um eine Abschlagszahlung auf zukünftige Mehr-/Mindermengenabrechnungen.

24 16 Bestandsaufnahme Im Detail wird durch die Mitteilung Nr. 4 die Einführung von zwei Systemen vorgeschrieben, deren Umsetzung in der KoV-IV entsprechend berücksichtigt wurde: Zum einen ein Ampelsystem zur Veröffentlichung und Abrechnung von Netzkonten mit monatlichen Schiefständen, und zum anderen ein Meldesystem zur Übermittlung von Netzkontenauszügen mit Schiefständen an die BNetzA. /BNETZA-06 10/, /BDEW-07 10/ Eine Meldung an die BNetzA erfolgt, wenn ein Schwellenwert von +/- 2% auf monatlicher Basis überschritten wird. Die Daten der an die BNetzA gemeldeten Netzkonten sollten dazu verwendet werden, Ursachen für Netzkontenabweichungen zu identifizieren. Das Ampelsystem basiert ebenfalls auf der Berechnung von bestimmten Schwellenwerten in Bezug auf die Netzkontenabweichungen. Als Basis wird ein jährlicher Wert herangezogen. Die Bezugsgröße berechnet sich im Ampelsystem aus dem Verhältnis des kumulierten Netzkontensaldos zur gesamten Ausspeiseallokation an SLP- und RLM-Kunden in einem GWJ. Im Rahmen der Berechnung des Netzkontensaldos auf jährlicher Basis wird die Verwendung des analytischen SLP- Verfahrens gesondert berücksichtigt. Das Ampelsystem sieht dabei drei Schwellenwerte für die Bezugsgröße vor: Überschreitung eines Wertes von +/- 2 %: Vorwarnstufe, es erfolgt noch keine Abrechnung aber, der Netzbetreiber hat den Grund für die Abweichung zu erläutern Überschreitung eines Wertes von -3 %: Der jeweilige Netzbetreiber wird auf der Internetseite des MGV veröffentlicht, eine Netzkontenabrechnung erfolgt nicht Überschreitung eines Wertes von + 3 %: Das Netzkonto des jeweiligen Netzbetreibers wird abgerechnet und der Netzbetreiber wird im Rahmen der monatlichen Liste auf der Internetseite des MGV veröffentlicht In Bezug auf eine Ampel lassen sich die genannten Schwellenwerte wie folgt interpretieren: Abweichung unter zwei Prozent gelten als grüner Bereich, Abweichungen zwischen zwei und drei Prozent als gelber Bereich und Abweichungen ab drei Prozent als roter Bereich. Eine Überschreitung des Schwellenwertes ist mit einer Unterspeisung des Netzkontos gleichzusetzen und in Bezug auf die Versorgungssicherheit kritisch zu bewerten. Aus diesem Grund erfolgt eine Abrechnung nur bei der Überschreitung des Schwellenwertes. /BDEW-07 10/ Im Rahmen der Mitteilung Nr. 4 wurde im Speziellen die Verwendung von SLPs als Ursache für den erhöhten Regelenergieeinsatz identifiziert. Zur Prüfung möglicher Zusammenhänge und zur Validierung der TU München SLPs führten die Fachverbände VKU und BDEW ein Projekt zur Netzkontenanalyse durch. Die Ergebnisse des Projekts stellen ebenfalls einen Schritt in der Weiterentwicklung des SLP Gas-Verfahrens dar und umfassen drei wesentliche Empfehlungen: /BNETZA-06 10/

25 Wichtige Wegmarken im SLP Gas Verfahren 17 die Umstellung von SLP Heizgasprofile mit der Ausprägung 03 auf die Ausprägung 04, sofern die Als-Ob Allokation 2 eine Verbesserung aufzeigt, eine regelmäßige Anpassung der Kundenwerte, sowie die Kontrolle der Prognosetemperatur. Kleinere Anpassungen am SLP Gas Verfahren wurden nachfolgend durch eine Novellierung der GasNZV im September 2010, sowie durch die im Oktober 2011 in Kraft getretene KoV-IV bewirkt. Im Rahmen der GasNZV Novelle erfolgte die Einführung eines Kochgaslastprofils, dessen Verwendung neben einem Heizgas- und einem Gewerbelastprofil vorgeschrieben wurde (vgl ). Im Zuge der KoV-IV erfolgte die Einführung des Allokationsclearings, wodurch ein Clearingprozess durch einen Marktteilnehmer nach Versand der finalen Allokation angestoßen werden kann. Des Weiteren kam es mit der KoV-IV zu einer formalen Änderung, indem die Leitfäden der Fachverbände als Anhang direkt in die Vereinbarung integriert wurden. /GASP-01 11/, /BDEW-09 11/ Einführung einer monatlichen Netzkontenabrechnung Ereignisse wie die extreme Kälte im Februar 2012, die zu einem signifikant hohen Bedarf externer Regelenergie geführt haben, und die Tatsache, dass trotz der Einführung der Mitteilung Nr. 4 aus Sicht der BNetzA noch keine hinreichende Verbesserung der SLP-Allokationsgüte zu verzeichnen war, führten dazu, dass die BNetzA eine monatliche Netzkontenabrechnung forderte. Zielsetzung der monatlichen Netzkontenabrechnung war die Verbesserung der Allokationsgüte bei der Anwendung von Standardlastprofilen auf Seiten der Netzbetreiber und damit die Reduzierung der Netzkontenschiefstände. Insbesondere eine Verbesserung der Datenqualität, eine zuverlässigere Datenübermittlung sowie eine verbesserte Prognose durch die Netzbetreiber sollte durch die Implementierung der monatlichen Abrechnung erreicht werden. Die monatliche Netzkontenabrechnung löste zum 1. Oktober 2012 die Meldungs-, Veröffentlichungs- und Abrechnungssystematik der Mitteilung Nr. 4 ab. Alle anderen Bestandteile der Mitteilung Nr. 4 blieben von dieser Änderung unberührt. Um gezielt eine Verbesserung der SLP-Allokation zu erreichen, werden im neuen System einzig die Abweichungen aus SLP-Allokationen berücksichtigt, wobei nur die Netzkonten der Verteilnetzbetreiber betrachtet werden. Von einer Abrechnung der Netzkonten der Fernleitungsnetzbetreiber wurde aufgrund der internen Regelenergie- Bereitstellung abgesehen. Wie auch bei der Netzkontenabrechnung nach Mitteilung Nr. 4, wird bei der monatlichen Netzkontenabrechnung eine Bezugsgröße durch die MGVs gebildet. Bei der monatlichen Abrechnung berechnet sich diese aus dem Verhältnis des monatlichen Netzkontensaldos 0 zur gesamten SLP-Allokation des Netzes für den jeweiligen Abrechnungsmonat. Im Rahmen der Netzkontenabrechnung nach Mitteilung Nr. 4 wurde hingegen wie erwähnt auf eine jährliche Bezugsgröße zurückgegriffen. Der Netzkontensaldo 0 ergibt sich aus der Summe der Einspeisungen abzüglich der Summe der Ausspeisungen, wobei die Grundlage für die exakte Berechnung in Teil 1 des Leitfadens Bilanzkreismanagement Gas festgelegt ist. Die 2 Überprüfung der Auswirkungen mit Vergangenheitswerten

26 18 Bestandsaufnahme Netzkonten der Verteilnetzbetreiber werden monatsscharf abgerechnet. Eine gesonderte Berechnung für das analytische Verfahren, die den 2-Tagesversatz berücksichtigt, wurde aufgehoben. Stattdessen wird den Verteilnetzbetreibern, die das analytische Verfahren verwenden, die Verwendung eines Optimierungsfaktors gestattet. /BDEW-12 12/, /GASP-01 12/, /BDEW-14 12/ Basierend auf festgelegten Schwellenwerten sind im Rahmen der monatlichen Netzkontenabrechnung drei Maßnahmen vorgesehen eine Meldung, eine Abrechnung und eine Veröffentlichung. Eine Meldung der Daten des jeweiligen Netzbetreibers durch den MGV an die BNetzA erfolgt, wenn ein Schwellenwert von fünf Prozent überschritten bzw. ein Wert von minus fünf Prozent unterschritten wird. Eine Abrechnung des Netzkontos erfolgt, wenn ein Wert von zehn Prozent überschritten wird. Analog zur jährlichen Abrechnung, werden Abrechnungen als Abschlagszahlungen im Rahmen der Mehr-/Mindermengenabrechnung berücksichtigt. Eine Veröffentlichung des Verteilnetzbetreibers auf der Internetseite der MGVs erfolgt, wenn ein Wert von 50 Prozent über- bzw. ein Wert von minus 50 Prozent unterschritten wird. /BDEW-12 12/ Potenzielle zukünftige Entwicklungen Der Einführung der monatlichen Netzkontenabrechnung im Rahmen der KoV-V folgten kleinere Anpassungen des SLP-Gasverfahrens mit der KoV-VI. Dazu zählen Einführung einer Mitteilungspflicht im Rahmen des Allokationsclearings, sowie die Empfehlung netzbetreiberindividuell zu prüfen, ob sich durch die Umstellung von der Profilausprägung 03 auf die Ausprägung 04 die Restlast besser abbilden lässt. Die Ausprägung 04 stellt im Vergleich zur Ausprägung 03 eine steilere Profilausprägung dar, die einen höheren Heizgasanteil berücksichtigt. Dadurch soll der Unterallokation im niedrigen Temperaturbereich entgegen gekommen werden. Im Rahmen der Mitteilungspflicht werden die MGVs gemäß 48 Satz 6 KoV-VI dazu verpflichtet, die BNetzA in regelmäßigen Abständen über durchgeführte SLP-Clearingmaßnahmen zu informieren. Das Wirksamwerden der KoV-VII zum Oktober 2014, wird zu zwei kleineren Neuerungen in Bezug auf das SLP Gasverfahren führen. So wird eine Verpflichtung zur Mitteilung des Kundenwertes und der Jahresverbrauchsprognose im Lieferantenrahmenvertrag eingeführt. Zum anderen wird der dazugehörige SLP-Leitfaden um einen separaten Teil zur Kundenwertberechnung ergänzt. Im Zuge der Realisierung des Network Codes on Gas Balancing of Transmission Networks erarbeitet die BNetzA derzeit eine Neufassung der GABi Gas, welche die nächsten Fassungen der KoV wesentlich beeinflussen wird. In diesem Festlegungsverfahren wird das Thema der SLP-Allokationsgüte erneut aufgegriffen. Im Rahmen des zweiten Konsultationsverfahrens zur GABi-Gas 2.0 wurde wie im ersten Entwurf der Neufassung seitens der BNetzA die Einführung einer Netzkontenabrechnung auf täglicher Basis favorisiert. Eine endgültige Entscheidung zu dieser Thematik wird derzeit für Dezember 2014 erwartet.

27 Bestandsaufnahme zum Regelenergieaufkommen Bestandsaufnahme zum Regelenergieaufkommen Basierend auf Daten der beiden MGV wird in diesem Kapitel eine Bestandsaufnahme zum bisherigen Regelenergieaufkommen durchgeführt. Eine Übersicht zu den im Rahmen der Bestandsaufnahme verwendeten Daten gibt Tabelle 2-1. Tabelle 2-1: Übersicht zu den in der Bestandsaufnahme verwendeten Daten Daten Datenquelle Zeitraum Externer Regelenergieeinsatz Bereinigte Schiefstände der Netzkonten und Rechnungsbilanzkreise 1 Internetseite der Marktgebietsverantwortlichen Datenlieferung der Marktgebietsverantwortlichen 2 Oktober 2011 bis März Oktober 2011 bis März (NCG) Januar 2012 bis März 2014 (Gaspool) Bereinigte SLP und RLM Ausspeisemengen 1 Oktober 2011 bis März (NCG) Datenlieferung der Marktgebietsverantwortlichen 2 Januar 2012 bis März 2014 (Gaspool, nur SLP-Ausspeisemengen) Erdgasverbrauch (Summe aus RLM- und SLP-Allokation) Datenlieferung der Marktgebietsverantwortlichen Oktober 2011 bis März ) Schiefstände beider Marktgebiete beziehen sich auf Marktgebietsüberlapper und Fernleitungsnetzbetreiber bereinigte Daten 2) Unterschiedlicher Zeitraum der Datenverfügbarkeit erfordert zum Teil getrennte Darstellung beider Marktgebiete 3) Daten für März 2014 beziehen sich auf Auswertungen vor dem Clearing 4) Konsolidierte Daten der MGVs liegen erst ab Oktober 2011 in ausreichender Genauigkeit vor Mit diesen Daten wird zunächst das externe Regelenergieaufkommen auf täglicher Basis über den gesamten betrachteten Zeitraum hinweg dargestellt, bevor auf den absoluten Regelenergieeinsatz als Anteil der gesamten RLM- und SLP-Allokation auf monatlicher Basis eingegangen wird. Es gilt zu erwähnen, dass sich die Analyse des Regelenergieaufkommens auf externe Regelenergie bezieht. Eine gesonderte Untersuchung der Verursachung interner Regelenergie ist nur bedingt möglich und wurde im Rahmen des Statusberichtes nicht weiter verfolgt. Für die Berechnung des Absolutwertes des monatlichen Regelenergieeinsatzes werden zuerst die Salden aus täglichem An- und Verkauf externer Regelenergie je Marktgebiet zu einem Monatswert aufsummiert, bevor der Betrag der Monatswerte gebildet wird. Darauf aufbauend wird der tägliche Saldo aus An- und Verkauf externer Regelenergie einzelner Monate, in denen es zu Besonderheiten kam, gesondert dargestellt. Die separaten Monatsauswertungen umfassen die vier Monate März 2013, Juni 2013, Juli 2013 und Oktober Die Monate Juli 2013 und Oktober 2013 werden aufgrund einer vergleichsweise hohen Anzahl an Netzkontenabrechnungen einer gesonderten Untersuchung unterzogen, die Monate März 2013 und Juni 2013 aufgrund der in den beiden Monaten vorherrschenden Wetterbedingungen. Die Saldendarstellung wurde gewählt, um eine übersichtliche Darstellung beider Marktgebiete in einer Grafik zu gewährleisten. Tage mit gegenläufigem Regelenergieeinsatz werden bei dieser Art der Darstellung nicht gesondert ausgewiesen. Aus Sicht der MGV gilt es zu erwähnen, dass nicht nur der Saldo von Relevanz ist, sondern insbesondere auch die einzelnen Positionen für Regelenergiekauf bzw. verkauf. Im Anschluss werden die Daten zu den Schiefständen der Netzkonten und Rechnungsbilanzkreise einander gegenübergestellt. Analog zur Darstellung des externen Regelenergieeinsatzes werden zunächst die täglichen Schiefstände der NK und RBK

28 20 Bestandsaufnahme über beide Marktgebiete hinweg dargestellt, bevor deren Anteil am gesamten Erdgasverbrauch (Summe aus RLM- und SLP-Allokation) abgebildet wird. Die Darstellung des Anteils am Erdgasverbrauch erfolgt auf Monatsbasis. Die Monatswerte der NK- und RBK-Schiefstände stellen Absolutwerte dar und bilden sich, indem die vorzeichenbereinigten Salden der NK bzw. RBK Schiefstände zu einem Monatswert addiert werden. Abschließend erfolgen Auswertungen der Schiefstände je Marktgebiet auf Monatsbasis. Der Monatswert für die Schiefstände der Netzkonten bzw. Rechnungsbilanzkreise ergibt sich durch die Addition der vorzeichenbereinigten Tagessalden zu einem Monatssaldo. Für die Monatssalden der NK- und RBK- Schiefstände erfolgt sowohl eine direkte Gegenüberstellung der Schiefstände in der Einheit GWh, als auch ein relativer Vergleich. Für den relativen Vergleich wird der Betrag der Monatssalden der NK- bzw. RBK-Schiefstände in das Verhältnis zur gesamten SLP- bzw. RLM-Allokation eines Monates gesetzt. Für das Marktgebiet der Gaspool Balancing Services GmbH entfällt die Gegenüberstellung der NK- und RBK-Schiefstände im Rahmen des relativen Vergleichs, und die Darstellung reduziert sich auf die Relativwerte der NK-Schiefstände. Die Bestandsaufnahme dient ausschließlich der Darstellung des Ausgangszustandes. Das Ziehen von Rückschlüssen auf potenzielle Ursachen für ein Erhöhung oder Verringerung des Regelenergieaufkommens, die Bewertung der Prognosegüte, sowie das Ableiten von Optimierungsansätzen ist nicht Bestandteil dieses Kapitels. Eine Einschätzung hierzu findet in Berichtsteil 3 und Berichtsteil 4 statt Regelenergieaufkommen über den gesamten Betrachtungszeitraum Externes Regelenergieaufkommen auf täglicher Basis Die Auswertung des externen Regelenergieeinsatzes über beide Marktgebiete hinweg ist in Abbildung 2-2 dargestellt. Ein negatives Vorzeichen bedeutet, dass externe Regelenergie durch den MGV gekauft werden muss, ein positives Vorzeichen, dass es zu einem Verkauf externer Regelenergie kommt.

29 Bestandsaufnahme zum Regelenergieaufkommen 21 Abbildung 2-2: Bruttowerte des externer Regelenergieeinsatzes auf Tagesbasis Aus Abbildung 2-2 lässt sich mit Ausnahme des Winters 2013/14 eine Tendenz zum Kauf externer Regelenergie im Winter und zum Verkauf externer Regelenergie im Sommer ableiten. Ein Extrem stellt dabei der Februar 2012 dar, in dem besonders hohe Werte des Zukaufs externer Regelenergie zu verzeichnen sind. Die Spitzenwerte wurden dabei am siebten und achten Februar mit einem externen Regelenergieeinsatz von 806 GWh bzw. 755 GWh erreicht. Das Marktgebiet der NetConnect Germany GmbH war dabei noch stärker vom Kauf externer Regelenergie betroffen, als das Marktgebiet der Gaspool Balancing Services GmbH. Regelenergieaufkommen in ausgewählten Monaten Im Folgenden wird das Regelenergieaufkommen einzelner Monate diskutiert, welche ein abweichendes Verhalten zeigen. Dies sind temperaturbedingt der März 2013 mit starken Temperaturschwankungen, der Juni 2013 mit untypisch geringen Temperaturen im Sommer, sowie Juli und Oktober 2013 wegen einer hohen Anzahl abgerechneter Netzkonten. Der erste Monat, dessen Regelenergieeinsatz gesondert untersucht wird, ist der März Dieser Monat war von außerordentlichen Schwankungen der Außentemperatur gekennzeichnet. Zu Beginn dieses Monats wurden außergewöhnlich hohe Temperaturen, mit gemessenen Werten von über 20 C verzeichnet. Darauf folgte ein Kälteeinbruch mit Temperaturtiefstwerten im zweistelligen Minusbereich in den Tagen vom 12. bis zum 14. März. Diesem ersten Kälteeinbruch folgte eine kurze Phase mit Tageswerten im positiven Bereich, bevor es ab dem 20. März speziell im Norden Deutschlands zu einem massiven Kälteeinbruch kam. /DWD-01 13/ Wird vor diesem Hintergrund der in Abbildung 2-3 dargestellte tägliche Saldo aus An- und Verkauf externer Regelenergie für den Monat März 2013 betrachtet, so zeigt sich, dass sich der Temperaturverlauf in den Tagessalden des Regelenergieeinsatzes

30 22 Bestandsaufnahme wiederspiegelt. So erfolgten der höchste saldierte Zukauf externer Regelenergie in Höhe von 277 GWh am 13. März und der höchste saldierte Verkauf in Höhe von 366 GWh am 16. März. Abbildung 2-3: Saldo aus An- und Verkauf externer Regelenergie auf Tagesbasis in beiden Marktgebieten für den Monat März 2013 Der zweite Monat, der separat betrachtet wird, ist der Juni Der Juni 2013 war in Deutschland geprägt von schweren Unwettern, die anhaltende Niederschläge und für einen Sommermonat untypisch niedrige Temperaturen mit sich brachten. Wird in diesem Zusammenhang der in Abbildung 2-4 gezeigte Tagessaldo aus Kauf und Verkauf externe Regelenergie betrachtet, so zeigt sich, dass saldiert gesehen ein Zukauf externer Regelenergie an über 25 Prozent der Tage zu verzeichnen ist. Der höchste saldierte Zukauf externer Regelenergie war dabei am 15. Juni mit 74 GWh zu verzeichnen. Abbildung 2-4: Saldo aus An- und Verkauf externer Regelenergie auf Tagesbasis in beiden Marktgebieten für den Monat Juni 2013

31 Bestandsaufnahme zum Regelenergieaufkommen 23 Weitere Monate die im Zuge der Untersuchung des externen Regelenergieeinsatzes individuell betrachtet werden, stellen der Juli 2013 und der Oktober 2013 dar. Diese beiden Monate werden im Gegensatz zu den Monaten März 2013 und Juni 2013 nicht aufgrund der Witterungsbedingungen gesondert betrachtet, sondern vor dem Hintergrund einer vergleichsweise hohen Anzahl abgerechneter Netzkonten. Eine Übersicht zu den abgerechneten Netzkonten und abgerechneten Mengen dieser beiden Monate im Vergleich zu den anderen Monaten im Zeitraum zwischen Oktober 2012 und November 2013 ist in Tabelle 2-2 gegeben. Tabelle 2-2: Abgerechneten Netzkonten und damit verbundene Mengen Anzahl abgerechneter Netzkonten Abgerechnete Mengen in GWh Monat Jul Okt Minimum* Maximum* Jul Okt Minimum* Maximum* Gaspool (03/13) 32 (01/12) ,3 688 NCG (03/13) 68 (12/12) *bezogen auf den Betrachtungszeitraum von Oktober 2012 bis November 2013 ohne die beiden Monate Juli 2013 und Oktober 2013; Minium wurde bei Gaspool und NCG im März 2013 erreicht, Maximum im Januar 2012 (Gaspool) bzw. Dezember 2012 (NCG) Wird der Monat Juli 2013 betrachtet, (vgl. Abbildung 2-5) so zeigt sich, dass bei einer saldierten Betrachtungsweise der Verkauf externer Regelenergie deutlich überwog. Bezogen auf den täglichen Saldo aus An- und Verkauf erfolgte in beiden Marktgebieten eine Veräußerung von etwa GWh externer Regelenergie und eine Beschaffung von 151 GWh. Die Beschaffung externer Regelenergie beschränkt sich dabei auf das Marktgebiet der Gaspool Balancing Services GmbH. Eine Abrechnung einer hohen Anzahl an Netzkonten lässt sich mit dieser Tatsache nicht in Verbindung bringen. Abbildung 2-5: Saldo aus An- und Verkauf externer Regelenergie auf Tagesbasis in beiden Marktgebieten für den Monat Juli 2013 Im Oktober 2013 (vgl. Abbildung 2-6) überwog im Gegensatz zum Juli der Zukauf externer Regelenergie in beiden Marktgebieten. Über beide Marktgebiete hinweg

32 24 Bestandsaufnahme erfolgten bezogen auf den Tagessaldo aus An- und Verkauf externer Regelenergie eine Veräußerung von etwa 260 GWh an Überschussmengen und ein Zukauf von GWh an Gas. Analog zur Darstellung des externen Regelenergieeinsatzes für den Monat Juli 2013 erlaubt es die bloße Darstellung des Tagessaldos nicht, einen Zusammenhang zur hohen Anzahl abgerechneter Netzkonten herzustellen. Gründe hierfür umfassen u.a. potenzielle Kompensationseffekte der einzelnen Netzkonten sowie potenzielle Kompensationseffekte zwischen Netzkonten und Bilanzkreisschiefständen. Abbildung 2-6: Saldo aus An- und Verkauf externer Regelenergie auf Tagesbasis in beiden Marktgebieten für den Monat Oktober 2013 Erfolgt abschließend ein Vergleich zum Saldo des Einsatzes externer Regelenergie der Monate Juli 2012 und Oktober 2013 mit den Salden für die Monate März 2013 und Juni 2013, so zeigt sich, dass die saldierten Energiemengen im Juli und Oktober geringer waren. Der Tatsache, dass es bei einer geringeren saldierten Menge externer Regelenergie zur Abrechnung einer höheren Anzahl an Netzkonten kam, liegt die mathematische Charakteristik der Netzkontenabrechnung zu Grunde. Der Schwellenwert von zehn Prozent für die Abrechnung eines Netzkontos bezieht sich auf den Quotienten aus dem Netzkontensaldo 0 eines Monats und der Monatssumme der SLP-Allokation. Das bedeutet, je niedriger der Nenner dieses Bruches (Monatssumme der SLP-Allokationen), desto niedrigere Abweichungen können zu einer Überschreitung des Schwellenwertes führen Regelenergieeinsatz als Anteil des Erdgasverbrauchs (Summe aus RLMund SLP-Allokation) Der Regelenergieeinsatz als Absolutwert über beide Marktgebiete sowie der Anteil des Regelenergieeinsatzes am Erdgasverbrauch auf monatlicher Basis ist in Abbildung 2-7 dargestellt. Für den monatlichen Absolutwert wurden zuerst die Tagessalden aus Anund Verkauf über ein Monat hinweg addiert, bevor der Betrag gebildet wurde. Der Erdgasverbrauch wurde durch die Summenbildung der SLP- und RLM-Allokationen in beiden Marktgebieten gebildet und beinhaltet sowohl VNB, FNB als auch VNB mit Marktgebietsüberlappung.

33 Okt 11 Dez 11 Feb 12 Apr 12 Jun 12 Aug 12 Okt 12 Dez 12 Feb 13 Apr 13 Jun 13 Aug 13 Okt 13 Dez 13 Feb 14 Absoluter Regelenergieeinsatz in GWh Regelenergieanteil bezogen auf den Erdgasverbrauch (Summe aus RLM- und SLP-Allokation) Bestandsaufnahme zum Regelenergieaufkommen 25 Der saldierte absolute Regelenergieeinsatz weist während der Wintermonate tendenziell höhere Werte auf als während der Sommermonate, für den Anteil am Erdgasverbrauch lässt sich diese Aussage aus Abbildung 2-7 nicht ableiten. Der Höchstwert für den saldierten absoluten Regelenergieeinsatz wurde im Februar 2012 mit 8,0 TWh erreicht, der Anteil des absoluten saldierten Regelenergieeinsatzes bezogen auf den Erdgasverbrauch belief sich in diesem Monat auf 7,7 Prozent. Der Monat mit dem niedrigsten Wert für den saldierten absoluten Regelenergieeinsatz deckt sich mit dem Monat in dem der niedrigste Anteil am Erdgasverbrauch erreicht wurde. So wurde der niedrigste Wert für den saldierten absoluten Regelenergieeinsatz im August 2012 mit 0,9 TWh erreicht, der Anteil bezogen auf den Erdgasverbrauch betrug 2,3 Prozent FfE BDEW-03#P Standardlastprofil Gas_mbH_ % 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% Gaspool NCG Anteil an der Allokation Abbildung 2-7: Saldierte absolute Werte des externen Regelenergieeinsatzes und Anteil des Regelenergieeinsatzes am Erdgasverbrauch (Summe aus RLM- und SLP-Allokation) auf Monatsbasis Darüber hinaus lag der durchschnittliche Anteil des absoluten Regelenergieeinsatzes am Erdgasverbrauch im GWJ 2011/12 bei 5,6 Prozent (781 TWh Erdgasverbrauch), im GWJ 2012/13 bei 4,3 Prozent (810 TWh Erdgasverbrauch), was tendenziell einen Rückgang darstellt. In der ersten Hälfte des GWJ 2013/14 lag der Anteil bei 3,5 Prozent (463 TWh Erdgasverbrauch) Gegenüberstellung der NK und RBK Schiefstände Neben dem Einsatz externer Regelenergie werden im Folgenden die Schiefstände der NK und RBK einander gegenüberstellt. Die Summe der Netzkontenschiefstände wurde ohne die Mengen der Verteilnetzbetreiber (VNB) mit Marktgebietsüberlappung (MGÜ) sowie die entsprechenden Mengen der Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) berechnet; diese Anteile werden hier somit nicht betrachtet. Die NK der VNB zeigen im Wesentlichen die Differenzen zwischen den allokierten SLP-Mengen und den Ist-Ausspeisemengen. Die RBK zeigen die nominierten Einspeise-Mengen, die gemessenen Ausspeise-Mengen sowie deren Differenz auf. Soll basierend auf dieser Untersuchung eine Bewertung der Schiefstände angestellt werden, gilt es im Hinblick auf die NK-Schiefstände die

34 26 Bestandsaufnahme Tatsache, dass die SLP-Allokationen auf einem statischen, vertraglich vereinbarten Verfahren beruhen entsprechend zu berücksichtigen. Bei der Darstellung der Schiefstände aus NK und RBK gilt die folgende Definition von Unterallokation bzw. Überallokation von Netzkonten und Unterspeisung bzw. Überspeisung von Bilanzkreisen: Für Netzkonten gilt: Ist die Einspeisung größer als die Ausspeisung, sprich der Saldo größer Null, sind die Netzkonten unterallokiert. Ist die Einspeisung kleiner als die Ausspeisung, dann ist der Saldo kleiner Null und die Netzkonten überallokiert. Für Rechnungsbilanzkreise gilt: Ist die Einspeisung größer als die Ausspeisung, dann ist der Saldo größer Null und die Bilanzkreise sind überspeist, ist die Einspeisung kleiner als die Ausspeisung, ist der Saldo kleiner Null und die Bilanzkreise sind unterspeist. Eine Unterspeisung im Marktgebiet liegt vor, wenn die NK unterallokiert oder die RBK unterspeist sind, eine Überspeisung wenn die NK überallokiert oder die RBK überspeist sind. Die Zusammenhänge sind in Tabelle 2-3 zusammengefasst. Tabelle 2-3: Definition Unterspeisung und Überspeisung des Marktgebietes Marktgebiet [MG] Netzkonto [NK] Rechnungsbilanzkreis [RBK] Unterspeisung Überspeisung Unterallokation [Einspeisung > Ausspeisung] Überallokation [Einspeisung < Ausspeisung] Unterspeisung [Einspeisung < Ausspeisung] Überspeisung [Einspeisung > Ausspeisung] Im Rahmen der graphischen Auswertung der RBK- und NK-Schiefstände werden die NK-Schiefstände invertiert dargestellt. Das heißt ein positives Vorzeichen in der Grafik geht einher mit einer Überspeisung des Marktgebietes. Ein negatives Vorzeichen bedeutet eine Unterspeisung des Marktgebietes. Durch die Invertierung der NK- Schiefstände folgt die Darstellung dem gleichen Prinzip wie die Darstellungen zum externen Regelenergieaufkommen in Kapitel Das Regelenergieaufkommen in den Marktgebieten wird, wie in den vorherigen Kapiteln erläutert, u. a. durch Schiefstände in den Netzkonten der VNB sowie durch Schiefstände in den RBKs verursacht. Darüber hinaus beeinflussen auch weitere Einflussgrößen wie Schiefstände in Netzkonten von VNB, die in der Marktgebietsüberlappung liegen, sowie die Schiefstände der Netzkonten der FNB 3 (z. B. durch den Einsatz von interner 3 BDEW/VKU/GEODE- Leitfaden Marktprozesse Bilanzkreismanagement Gas (Kap , Seite 166): Zudem obliegt den FNB gemäß GABi Gas die Pflicht, die Beschaffung der Regelenergie zu organisieren und darüber hinaus den Bedarf an externer Regelenergie durch den maximalen Einsatz der internen Regelenergie zu minimieren. Demzufolge disponieren die FNB benötigte Gasmengen, die zu entsprechenden Schiefständen innerhalb ihrer Netzkonten, z.b. in Form von Steuerungsgaskonten, führen.

35 Bestandsaufnahme zum Regelenergieaufkommen 27 Regelenergie) den Einsatz von externer Regelenergie. Im Rahmen des Statusberichtes werden nur die Schiefstände aus VNB Netzkonten näher untersucht, und ins Verhältnis der Schiefstände der RBK gesetzt. Weitere Einflussgrößen sind nicht Gegenstand von näheren Untersuchungen dieses Statusberichtes, da die daraus resultierenden Schiefstände nicht bzw. nicht unmittelbar mit dem Einsatz von SLP verbunden sind. In Abbildung 2-8 sind die Schiefstände der NK (invertiert) und der RBK über beide Marktgebiete hinweg für den Zeitraum vom 01. Januar 2012 bis zum 31. März 2014 dargestellt. Abbildung 2-8: Tagesssalden der NK und RBK Schiefstände in beiden Marktgebieten Insgesamt sind in der Grafik die NK- und RBK-Schiefstände an 821 aufeinander folgenden Tagen dargestellt. Bei den Schiefständen handelt es sich jeweils um den Tagessaldo. Bei den RBK war an 378 Tagen die Einspeisung größer als die Ausspeisung, sprich die Bilanzkreise überspeist. Bei den NK war an 444 Tagen die Einspeisung kleiner als die Ausspeisung, sprich die Netzkonten überallokiert. Darüber hinaus waren an 411 Tagen im Betrachtungszeitraum die Schiefstände gleichgerichtet. Das heißt die Grundlage für eine potenzielle gegenseitige Kompensation der Schiefstände war an diesen Tagen nicht gegeben. Von den 411 Tagen, an denen die Schiefstände gleichgerichtet waren, überstiegen energetisch gesehen an 250 Tagen die NK-Schiefstände die RBK-Schiefstände. An den 410 Tagen an denen die Grundlage für eine gegenseitige Kompensation der Schiefstände gegeben war, überstieg der Betragswert der täglichen NK-Schiefstände den Betragswert der täglichen RBK-Schiefstände an 268 Tagen. Daraus kann gefolgert werden, dass theoretisch an 268 Tagen die NK-Schiefstände zur Kompensation der RBK-Schiefstände beigetragen haben könnten und an 142 Tagen die RBK-Schiefstände zur Kompensation der NK-Schiefstände. Eine Systematik zu möglichen Kompensationseffekten lässt sich basierend auf dieser Auswertung nicht ableiten. Eine genauere Untersuchung von Kompensationseffekten bei Netzkonten erfolgt in Teil 3 des vorliegenden

36 Jan 12 Mrz 12 Mai 12 Jul 12 Sep 12 Nov 12 Jan 13 Mrz 13 Mai 13 Jul 13 Sep 13 Nov 13 Jan 14 Mrz 14 GWh Anteil der Schiefstände bezogen auf den Erdgasverbrauch (Summe aus RLM und SLP-Allokation) 28 Bestandsaufnahme Statusberichtes. Wird abschließend der Betrag der Schiefstände betrachtet, so zeigt sich, dass die NK-Schiefstände an 518 Tagen höher lagen als die RBK-Schiefstände. Dies entspricht etwa zwei Drittel der Tage im Betrachtungszeitraum. Analog zu Abbildung 2-7 sind in Abbildung 2-9 die saldierten Absolutwerte der NK- und RBK-Schiefständen auf Monatsbasis und deren Anteil am Erdgasverbrauch dargestellt. Der Absolutwert wurde gebildet, indem die Beträge der Tagessalden der Schiefstände der beiden Marktgebiete zu einem Monatswert aufsummiert wurden. Im Mittel lag der Anteil bei 3,4 Prozent. Der höchste Anteil mit 6,0 Prozent wurde im Juni 2013 erreicht, der niedrigste Wert mit 2,1 Prozent im Februar Auswertungen, die einen Vergleich zwischen NK-Schiefständen und RBK-Schiefständen als relative Größe zulassen, werden nachfolgend getrennt für die beiden Marktgebiete dargestellt % 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0 FfE BDEW-03#P Standardlastprofil Gas_mbH_ % NK Schiefstände RBK Schiefstände Anteil an der Allokation Abbildung 2-9: Saldierte absolute Werte der NK- und RBK-Schiefstände in beiden Marktgebieten und deren Anteil am Erdgasverbrauch (Summe aus SLP- und RLM-Allokation) auf Monatsbasis Im Folgenden werden, aufbauend auf den ersten beiden Darstellungen, die Schiefstände aus NK und RBK getrennt für die beiden Marktgebiete aufgezeigt. Für das Marktgebiet der NetConnect Germany GmbH wird dabei der Zeitraum von 01. Oktober 2010 bis zum 31. März 2014 gezeigt, für das Marktgebiet der Gaspool Balancing Services GmbH der Zeitraum von 01. Januar 2012 bis 31. März Auswertungen für das Marktgebiet der NetConnect Germany GmbH In Abbildung 2-10 sind die Schiefstände der NK und RBK für das Marktgebiet NetConnect Germany auf monatlicher Basis dargestellt. Die Monatswerte stellen den Saldo der täglichen Werte dar. Bezogen auf die Monatssalden weist das Marktgebiet in 27 von 42 Monaten eine Überspeisung auf. Darüber hinaus zeigt die Auswertung, dass auf Monatsbasis die Schiefstände in 29 Monaten bezogen auf die Richtung des Regelenergieeinsatzes gleichgerichtet waren. Sprich eine Unterallokation der Netzkonten ging einher mit einer Unterspeisung der Bilanzkreise oder umgekehrt. Energetisch betrachtet geht eine Überallokation der Netzkonten von 14,2 TWh mit einer Überspeisung der Bilanzkreise von 11,1 TWh

37 Bestandsaufnahme zum Regelenergieaufkommen 29 einher. Eine Unterallokation der Netzkonten in Höhe von 17,2 TWh geht hingegen mit einer Unterspeisung der Bilanzkreise in Höhe von 12,4 TWh einher. Abbildung 2-10: Saldierte NK- und RBK-Schiefstände im Marktgebiet der NetConnect Germany GmbH auf Monatsbasis Ergänzend zu der energetischen Betrachtung der saldierten Schiefstände aus Abbildung 2-10 dienen die folgenden Auswertungen einer Gegenüberstellung der Schiefstände in Relation zu den Ausspeisemengen. Hierzu werden die saldierten Tagesschiefstände der NK und RBK jeweils zu einem Monatswert addiert und der Betrag dieser Monatswertes in Relation zur SLP- bzw. RLM-Allokation für diesen Monat gesetzt. Der Betrag der saldierten Tagesschiefstände der NK und RBK auf Monatsbasis ist in Abbildung 2-11 dargestellt. Hierzu wurde zuerst der Betrag der jeweiligen Tagesschiefstände gebildet, bevor der Monatssaldo berechnet wurde. Die Schiefstände enthalten keine MGÜ und beziehen sich ausschließlich auf Verteilnetzbetreiber.

38 30 Bestandsaufnahme Abbildung 2-11: Saldierte absolute Tagesschiefstände der NK und RBK im Marktgebiet der NetConnect Germany GmbH auf Monatsbasis Die aggregierten SLP- und RLM-Allokationen auf Monatsbasis sind in Abbildung 2-12 dargestellt. Analog zu den Schiefständen der Netzkonten handelt es sich bei den zugrunde liegenden Daten um eine Betrachtung ohne MGÜ und FNB bereinigte Allokationsdaten. Die SLP- und RLM-Allokationen zeigen einen jahreszeitlichen Verlauf mit höheren Allokationen in den Wintermonaten, welche bei den SLP deutlich höhere Unterschiede zeigen. Dementsprechend sind auch die saisonalen Schwankungen bei den SLP-Schiefständen deutlich stärker ausgeprägt. Abbildung 2-12: SLP und RLM Allokationen im Marktgebiet der NetConnect Germany GmbH aggregiert auf Monatsbasis Basierend auf den Werten aus Abbildung 2-11 und Abbildung 2-12 ergibt sich die relative Darstellung der NK- und RBK-Schiefstände in Abbildung 2-13.

39 Bestandsaufnahme zum Regelenergieaufkommen 31 Abbildung 2-13: NK und RBK Schiefstände pro SLP bzw. RLM Allokation im Marktgebiet der NetConnect Germany GmbH auf Monatsbasis Bei einer relativen Gegenüberstellung lagen die NK-Schiefstände in 33 der 42 Monate über den RBK-Schiefstände. Dies entspricht etwa drei Viertel des Betrachtungszeitraums. Im Mittel lag der NK-Schiefstand pro SLP Allokation bei 9 Prozent und der RBK-Schiefstand je RLM Allokation bei 3,8 Prozent. Darüber hinaus lässt sich bei den NK-Schiefständen im jahreszeitlichen Verlauf eine Tendenz dahingehend erkennen, dass die relativen NK-Schiefstände während der Sommermonate höhere Werte aufweisen als während der Wintermonate. Auswertungen für das Marktgebiet der Gaspool Balancing Services GmbH Die Schiefstände auf monatlicher Basis unterteilt in RBK und NK für das Marktgebiet der Gaspool Balancing Services GmbH ist in Abbildung 2-14 dargestellt. In Summe weist das Marktgebiet in 14 der 27 Monate eine Überspeisung auf. Darüber hinaus waren bei einer monatlichen Betrachtung in 13 der 27 Monate die Schiefstände gleichgerichtet. Energetische betrachtet geht eine Überallokation der Netzkonten von 5,3 TWh mit einer Überspeisung der Bilanzkreise von 2,2 TWh einher. Eine Unterallokation der Netzkonten in Höhe von 4,7 TWh geht mit einer Unterspeisung der Bilanzkreise in Höhe von 4,4 TWh einher. Die Tendenz, dass die Überallokationen und Unterallokationen der Netzkonten energetisch gesehen höher liegen als die Überspeisungen und Unterspeisungen der Bilanzkreise, deckt sich mit den Auswertungen für das Marktgebiet der NetConnect Germany GmbH.

40 32 Bestandsaufnahme Abbildung 2-14: Saldierte NK-- und RBK-Schiefstände im Marktgebiet der Gaspool Balancing Services GmbH auf Monatsbasis Ergänzend zu einer Gegenüberstellung der Monatssaldos der Schiefstände aus energetischer Sicht, werden die NK Schiefstände in Relation zur SLP Allokation in Abbildung 2-15 dargestellt. Abbildung 2-15: NK Schiefstände bezogen auf SLP Allokation im Marktgebiet der Gaspool Balancing Services GmbH auf Monatsbasis Bei den NK Schiefständen handelt es sich um den Betrag der Tagessalden, die zu einem Monatswert addiert wurden. Sowohl die Schiefstände als auch die Allokationen wurden um MGÜ und FNB bereinigt. Im Durchschnitt lagen die relativen NK Schiefstände bei 7,8 Prozent, der höchste prozentuale Wert mit 13,8 Prozent wurde im Juni 2012 erreicht der niedrigste prozentuale Wert mit 3,4 Prozent im Oktober Die relativen

41 Zwischenfazit zur Bestandsaufnahme 33 NK-Schiefstände weisen in den Wintermonaten tendenziell geringere Werte auf als in den Sommermonaten. 2.3 Zwischenfazit zur Bestandsaufnahme Die wesentlichen Erkenntnisse der durchgeführten Bestandsaufnahme werden nachfolgend zusammengefasst. Diese Zusammenfassung soll dazu beitragen potenzielle Schwachstellen des SLP-Verfahrens identifizieren zu können, die in den folgenden Kapiteln einer detaillierteren Analyse unterzogen werden. Erhöhtes Regelenergieaufkommen in den Wintermonaten Die Analyse des externen Regelenergieeinsatzes zeigt, dass in den Wintermonaten der saldierte absolute Bedarf an externer Regelenergie höher ist als in den Sommermonaten. Diese Tendenz lässt sich aus dem Anteil des saldierten absoluten Regelenergieeinsatzes bezogen auf den Erdgasverbrauch (Summe aus RLM- und SLP-Allokation) nicht ableiten. Hier wurde der höchste Anteil mit 7,7 Prozent im Februar 2012 erreicht. Im August 2012 lag der Anteil hingegen lediglich bei 2,3 Prozent. Bezogen auf die Schiefstände aus NK bzw. RBK hat sich indes gezeigt, dass die relativen Schiefstände der NK während der Sommermonate tendenziell höher liegen als während der Wintermonate. Auf die RBK-Schiefstände lässt sich diese Systematik nicht übertragen. Hier konnte keine Tendenz für einen charakteristischen jahreszeitlichen Verlauf abgeleitet werden. Verkauf externer Regelenergie im Sommer und Zukauf im Winter Die Analyse des externen Regelenergieeinsatzes hat gezeigt, dass bei einer saldierten Betrachtung im kalten Temperaturbereich tendenziell der Zukauf externer Regelenergie überwiegt und im warmen Temperaturbereich der Verkauf. Die Schiefstände weisen eine ähnliche Tendenz auf. In den Wintermonaten tragen die Schiefstände aus NK und RBK zu einer Unterspeisung des Marktgebietes bei, in den Sommermonaten zu einer Überspeisung des Marktgebietes. Eine Systematik in Bezug auf die Kompensation der Schiefstände aus NK und RBK hat sich im Rahmen der Bestandsaufnahme nicht gezeigt. Im Rahmen der Gegenüberstellung der NK- und RBK-Schiefstände hat sich gezeigt, dass bei einer energetischen Betrachtung der Tagessaldo der Schiefstände der NK an etwa zwei Drittel der Tage im Betrachtungszeitraum höhere Werte aufweist als der Tagessaldo der Schiefstände der RBK. Der Vergleich der Schiefstände in Relation zur Allokation hat indes gezeigt, dass die NK-Schiefstände in Relation zur SLP-Allokation an etwa drei Viertel der Tage (überwiegend in den Sommermonaten bei geringer Allokation) höhere Werte erreichten, als die RBK-Schiefstände in Relation zur RLM-Allokation. Dabei gilt es zu erwähnen, dass sich die Gegenüberstellung der relativen Schiefstände und damit auch die Aussage zu den relativen Schiefständen im Vergleich auf das Marktgebiet der NetConnect Germany GmbH beschränken. Hohe Volatilitäten in der Übergangsphase In den Übergangsmonaten wechseln sich Kauf und Verkauf externer Regelenergie oftmals im täglichen Rhythmus ab. Besonders ausgeprägt trat dies im März 2013 oder auch im Juni 2013 auf. Der Juni zählt nicht als Übergangsmonat. Durch den

42 34 Bestandsaufnahme Temperaturverlauf weist er jedoch in Bezug auf die Temperaturwechsel die Charakteristika auf, welche auch in den Übergangmonaten zu sehen sind. Inwieweit die Verbesserung der Prognosetemperatur zu einer Verringerung der Volatilitäten in der Übergangphase führen kann, gilt es im Rahmen der Analyse zu potenziellen Weiterentwicklungsmaßnahmen zu überprüfen. Da das individuelle Verbraucherverhalten aber nicht durch Lastprofile erfasst werden kann, ist davon auszugehen, dass sich die auftretenden Volatilitäten nicht gänzlich beseitigen lassen..

43 Daten der Marktgebiete 35 3 Datenanalyse Zur Untersuchung bestehender Schwachstellen und daraus folgend potenzieller Optimierungsmaßnahmen werden Daten zur bisherigen Allokationsgüte analysiert. Dies ermöglicht die Identifikation möglicher Gründe für systematische Abweichungen, die behoben werden können. Daten liegen sowohl von den beiden MGV als auch aus einer Stichprobe von Verteilnetzbetreibern vor. Die MGVs stellten Zeitreihen zu Allokation, Restlast und Netzkontenabweichungen und in aggregierter Form auf Tagesbasis zur Verfügung. Von den teilnehmenden Netzbetreibern wurden Daten von insgesamt 40 Netzen bereitgestellt. Diese umfassen jeweils Allokation, Restlast, Ist-Temperatur sowie Prognosetemperatur (tagesscharf). Die Anwender des synthetischen Lastprofilverfahrens stellten zusätzlich noch die Kundenwerte der SLP-Profile für die betrachteten Jahre zur Verfügung. Für die Analysen wird im Wesentlichen die Abweichung zwischen Allokation und Restlast betrachtet. Des Weiteren wird auf mögliche Ursachen hierfür eingegangen. 3.1 Daten der Marktgebiete Tägliche Netzkontenabweichungen Die vorliegenden Daten der täglichen Netzkontenabweichungen sowie die mittleren Tagesaußentemperaturen im Marktgebiet ermöglichen eine Darstellung der möglichen Abhängigkeit zwischen diesen beiden Werten. Abbildung 3-1 zeigt dies für das Marktgebiet NetConnect Germany. Hier zeigt sich, dass die Netzkontenabweichungen einen Zusammenhang zur Temperatur aufweisen. Insbesondere bei kalten Temperaturen im GWJ 2011/2012 sind deutliche Unterallokationen vorhanden. Ähnlich niedrige Temperaturen traten im GWJ 2012/2013 nicht auf, sodass dieser Zusammenhang sowie eventuell durch bereits umgesetzte Maßnahmen erfolgte Verbesserungen nicht sichtbar werden.

44 36 Datenanalyse Abbildung 3-1: Tägliche Netzkontoabweichungen abhängig von der Temperatur (NCG) Abbildung 3-2 zeigt die Darstellung für das Marktgebiet von Gaspool im Zeitraum von Januar 2012 bis März Auch hier sind deutliche Unterallokationen im Temperaturbereich unter -5 C festzustellen. Dies deutet möglicherweise auf eine Schwäche des derzeitigen SLP-Verfahrens bei kalten Temperaturen hin. Abbildung 3-2: Netzkontoabweichungen abhängig von Temperatur (Gaspool) für den Zeitraum vom bis zum Kompensation zwischen Netzkonten Die NK der Verteilnetzbetreiber weisen nur an wenigen Tagen Abweichungen in gleicher Richtung auf. An den überwiegenden Tagen in den betrachteten Zeiträumen treten Abweichungen in beide Richtungen auf. Dies bedeutet, dass sich die Abweichungen auf Marktgebietsebene zum Teil kompensieren, jedoch trotzdem weiterhin Regelenergie verursachen können. Um dies zu bewerten, und um die Auswahl der Stichprobe zu überprüfen, wird der Kompensationsfaktor K definiert:

45 Daten der Marktgebiete 37 Dabei stehen NKpos sowie NKneg hier für die Summe der positiven bzw. negativen Netzkontoabweichungen eines Tages, NK für die resultierende Abweichung, also NKpos+NKneg. Ein Wert von 1 ergibt sich bei vollständiger Kompensation, d. h. die resultierende Abweichung nach Ausgleich von positiver und negativer NK ist 0. Weichen alle Netzgebiete in die gleiche Richtung ab, ergibt sich ein Kompensationsfaktor von 0. Für das Marktgebiet der NCG ist der Verlauf des täglichen Kompensationsfaktors über drei Jahre in Abbildung 3-3 dargestellt. Abbildung 3-3: Kompensationsfaktor (NetConnect Germany) Zu sehen sind deutliche Schwankungen der Werte. Auch der rot dargestellte gleitende Mittelwert über 90 Tage lässt kein systematisches Verhalten erkennen. Im Mittel ergibt sich hier ein Wert von 0,39. Dies bedeutet, dass die Abweichungen in einer Richtung an einem durchschnittlichen Tag etwa 40 % der anderen Richtung betragen. Die Darstellung des Kompensationsfaktors in Abhängigkeit der Temperatur in Abbildung 3-4 zeigt, dass bei niedrigen Temperaturen unterhalb von etwa -5 C nur sehr geringe Kompensation auftritt. Im restlichen Temperaturbereich ist allerdings kein Zusammenhang festzustellen. Die Abbildung umfasst dabei den Zeitraum 2010 bis 2013.

46 38 Datenanalyse Abbildung 3-4: Kompensationsfaktor über Temperatur (NetConnect Germany) Führt man diese Berechnung analog für Gaspool durch, ergibt sich ein Wert von 0,40. Die Marktgebiete verhalten sich in diesem Punkt im Mittel also sehr ähnlich. Betrachtet man den Zusammenhang, wie in Abbildung 3-5 für die Jahre 2012 und 2013 dargestellt hingegen auf Tagesbasis, ist eine zufällige Verteilung zu sehen. Es besteht also keine erkennbare Korrelation zwischen den Kompensationsfaktoren der beiden Marktgebiete, d. h. aus einer guten Kompensation im Marktgebiet von NetConnect Germany lässt sich nicht ableiten, dass diese am selben Tag im Marktgebiet von Gaspool ebenfalls gut ist. Hieraus kann man schließen, dass die Abweichungen zu einem großen Teil aus nicht prognostizierbaren, stochastischen Effekten resultieren. Abbildung 3-5: Zusammenhang von Kompensationsfaktoren der Netzgebiete Inwieweit eine Netzbetreiber-individuelle Verbesserung der SLP-Allokation durch die Synchronisierung von Netzkontenabweichungen zu einer Verringerung des Kompensationsfaktors führt und welche Auswirkungen sich hieraus folgend auf den Bedarf an externer Regelenergie im Marktgebiet ergeben, kann im Rahmen der Untersuchung nicht hinreichend untersucht werden.

47 Beschreibung der Stichprobe der VNB-Daten Beschreibung der Stichprobe der VNB-Daten Die teilnehmenden Netzbetreiber der Studie stellen Daten von 40 Netzen zur Verfügung. Um die regionale Verteilung darzustellen, werden wie in Abbildung 3-6 vier Regionen in Deutschland unterschieden. Eine genauere Verortung der Netze wird in diesem Rahmen nicht vorgenommen, um die Anonymität zu gewährleisten. Abbildung 3-6: Regionale Verteilung in Deutschland Ordnet man die vorliegenden Netze diesen Regionen zu, ergeben sich die ebenfalls dargestellten Anzahlen, welche zeigen, dass aus allen Regionen ausreichend Netze vorliegen, um belastbare Ergebnisse zu erzielen. In sechs der untersuchten Netze wird ein analytisches SLP-Verfahren angewandt, 34 nutzen das synthetische SLP-Verfahren. Auch hier sind also beide Grundtypen ausreichend vertreten. In dem folgenden Kapitel 3.3 wurden alle Netze betrachtet. Die 40 Netzgebiete weisen einen Kompensationsfaktor K (vgl. Kapitel 3.1) von 0,37 auf. Dieser Wert entspricht sehr gut dem Kompensationsfaktor in den Marktgebieten (NCG mit K=0,39 und Gaspool mit K=0,40). Dieses Kriterium lässt auf eine hinreichend repräsentative Auswahl an NB in der Stichprobe schließen. 3.3 Auswertungen zu den Abweichungen von Allokation und Restlast Zur Bewertung der Abweichungen zwischen Allokation und Restlast wurden im Rahmen dieses Statusberichtes Kennzahlen erarbeitet, die im Folgenden zur Bewertung der möglichen Verbesserungsmaßnahmen am bestehenden SLP-Verfahren genutzt werden. Diese wurden in Kapitel ausführlich dargestellt. Zu diesen Kennzahlen wird darauf aufbauend in Kapitel 4 auch die Reduktion der gesamten Netzkontenabweichung aus Sicht des MGV berechnet. Dies unterscheidet sich von der kumulierten absoluten Netzkontenabweichung dadurch, dass die Netze nicht normiert werden, sich also Netze mit größerem Verbrauch stärker auf das Ergebnis

48 40 Datenanalyse auswirken. Darüber hinaus wird hier die Kompensation zwischen den Netzen berücksichtigt. Diese wird ebenfalls ausgewiesen und wie in dargestellt bestimmt. Zudem wurde die Anzahl der Tage, an denen die relative Tagesabweichung über einer gewissen Grenze lag, ausgewertet. Hierfür wurden relative Abweichungen von über ±15 % und ±30 % gewählt und die jeweils dabei anfallende Energie bestimmt. Synthetisches SLP-Verfahren Zur Bewertung der Allokation des synthetischen SLP-Verfahrens wird das sogenannte TAR-Diagramm (Temperatur-Allokation-Restlast) herangezogen. Dabei werden die allokierte Energie sowie die reale Restlast über der Prognosetemperatur dargestellt. Ein Beispiel für drei der untersuchten Netzgebiete ist in Abbildung 3-7 zu sehen. Da eine grafische Darstellung aller vorliegenden Netze zu umfangreich ist, werden im Folgenden immer diese drei Netze als Beispiel genutzt. Abbildung 3-7: Darstellung der Abhängigkeit von Allokation bzw. Restlast und Prognosetemperatur für drei ausgewählte VNB für das GWJ 2011/2012 Um die Vergleichbarkeit der dargestellten Netze zu erreichen, wurde hierbei die Restlast mit der mittleren Restlast des entsprechenden Netzes normiert. Abbildung 3-7 zeigt Daten aus dem GWJ2011/12, also von 01. Oktober 2011 bis 30. September 2012 für drei ausgewählte Netzbetreiber. Wie erwartet ergibt die Allokation über der Prognosetemperatur einen sigmoiden Verlauf. In der Abbildung lässt sich bereits eine Schwachstelle des SLP-Verfahrens erkennen: die synthetische Allokation bei tiefen Temperaturen ist meist zu niedrig, die Restlast weist in diesem Bereich einen näherungsweise linearen Verlauf auf. Dies führt insbesondere bei Anwendung der 03er-Profile zu Unterallokation an kalten Tagen. Zusätzlich ist hier zu sehen, dass die Grundlast teilweise deutlich von der Allokation abweicht. Darüber hinaus ist erkennbar, dass die Restlast bei gleicher Prognosetemperatur eine deutliche Streuung aufweist. Eine exakte Prognose wäre also mit einem temperaturbasierten Allokationsverfahren auf Basis der Prognosetemperatur nicht möglich. In Abbildung 3-8 sind die Daten derselben Netzbetreiber und für das gleiche GWJ 2011/12 (vgl. Abbildung 3-7) dargestellt. Im Gegensatz zu Abbildung 3-8 wird hier

49 Auswertungen zu den Abweichungen von Allokation und Restlast 41 allerdings die Ist- anstatt der Prognosetemperatur verwendet. Auch hier weisen die Restlastwerte gleicher Temperatur eine Streuung auf. Die Abweichungen zwischen Prognose- und Ist- Temperatur sind bei dieser Darstellung durch den Bezug auf die Ist- Temperatur nicht mehr relevant, vielmehr zeigt sich eine Streuung der Restlast, welche nicht durch die Temperatur erklärt werden kann. Selbst wenn die genaue Ist- Temperatur bereits am Vortag bekannt gewesen wäre, hätte es eine Streuung der Restlast zur Allokation gegeben. Abbildung 3-8: Darstellung der Abhängigkeit von Allokation bzw. Restlast und Ist- Temperatur für drei ausgewählte VNB für das GWJ 2011/2012 Die abgebildete Streuung der Allokation hingegen ist auf den Temperaturprognosefehler zurückzuführen. Das heißt, dass mit einer von der realen Temperatur abweichenden Prognose-Temperatur allokiert wurde. Im realen Anwendungsfall können also drei unterschiedliche Fehlerquellen gleichzeitig auftreten: Fehler durch Profilfunktionen, die den Verbrauch nicht optimal abbilden: Dieser Fehler kann möglicherweise durch Anpassung der Funktion verringert werden. Fehler durch Streuung der Restlast: Dieser Fehler kann möglicherweise durch Berücksichtigung zusätzlicher Informationen über die Temperatur hinaus verringert werden. Es ist aber auch denkbar, dass es sich um eine Streuung handelt, die nicht durch zusätzliche Parameter abgebildet werden kann und insofern als zufällig zu betrachten ist. Ursache hierfür könnte ein nicht über die Temperatur abbildbares Kundenverhalten sein. Die Streuung der Restlast bleibt im Rahmen von rein temperaturbasierten Prognoseverfahren, die hier betrachtet werden, bestehen. Fehler durch die Temperaturprognose: Dieser Fehler kann verringert werden, sofern verbesserte Temperaturprognosen zur Verfügung gestellt werden können. Abbildung 3-9 zeigt die Häufigkeitsverteilung der relativen Abweichungen für die drei Netzgebiete im GWJ 2011/2012. Diese wenden das synthetische Standardlastprofilverfahren an. Dabei ist die relative Tagesabweichung in Schritten von 5 % dargestellt. Ein Balken zwischen 0 % und +5 % relativer Abweichung mit 10 % Höhe bedeutet, dass

50 42 Datenanalyse in dem betreffenden Netzgebiet 10 % der Tage eine relative Abweichung über 0 % mit maximal +5 % hatten. Diese Darstellung ermöglicht den Vergleich der Allokationsgüte verschiedener Netzgebiete sowie verschiedener Profilverfahren. Es zeigt sich, dass alle vorliegenden Netze keine wesentlichen Unterschiede aufweisen. Abbildung 3-9: Verteilung der relativen Tagesabweichung für drei ausgewählte VNB mit synthetischem SLP-Verfahren für das GWJ 2011/2012 Analytisches SLP-Verfahren Das analytische Verfahren arbeitet mit einem 2-Tagesversatz (D-2) zur Allokation. Da die Außentemperatur der stärkste Einflussfaktor auf den Gasverbrauch ist, kann man auch für das analytische Verfahren ein TAR-Diagramm aufstellen. Die Allokation wird in diesem Fall nicht auf Basis der Temperaturprognose für den Tag D, sondern auf Basis der Restlast des Tages D-2 durchgeführt, weshalb die Allokation eine hohe Streuung zeigt. Abbildung 3-10 zeigt, dass die Streuung der Allokation durch den Zweitages- Versatz größer ist als die Streuung der eingetretenen Restlast. Abbildung 3-10: Darstellung der Abhängigkeit von Allokation bzw. Restlast und Ist- Temperatur für drei ausgewählte VNB mit analytischem SLP- Verfahren für das GWJ 2011/2012 Der Zweitages-Versatz hat dieselben Auswirkungen wie ein Temperaturprognosefehler, entsprechend sind auch ähnliche Prognosefehler zu verzeichnen. Dies wird auch durch die Häufigkeitsdiagramme der relativen Tagesabweichung in Abbildung 3-11 bestätigt. Die Verteilungen unterscheiden sich nur geringfügig von den zuvor untersuchten Netzen mit synthetischer Allokation.

51 Auswertungen zu den Abweichungen von Allokation und Restlast 43 Abbildung 3-11: Verteilung der relativen Tagesabweichung für drei VNB mit analytischem SLP-Verfahren für das GWJ 2011/12 Betrachtung der Häufigkeit der Abweichungen Die folgenden Auswertungen gelten wieder für das synthetische und das analytische Lastprofilverfahren. Im Kontext einer täglichen Netzkontenabrechnung wurde untersucht, an wie vielen Tagen die vorliegenden Netze vorgegebene Grenzen überschreiten. Hierzu wurde in Abbildung 3-12 auf Basis der Häufigkeit die Verteilungsfunktion der Abweichungen erstellt. Diese zeigt die Anzahl der Tage im Jahr, an denen die Abweichung über einem bestimmten Grenzwert liegt. Darin wurden alle vorliegenden Netze durch Berechnung des Medians zusammengefasst. Dies bedeutet, dass die entsprechende Kurve für jedes Netz gesondert berechnet und anschließend durch Bildung des Medians eine Gesamtaussage ohne Berücksichtigung von Ausreißern erreicht wurde. Dieses Diagramm erlaubt beispielsweise abzulesen, dass eine Grenze von +15 %, dargestellt durch eine rote Linie, an 80 Tagen im Jahr überschritten wird. Analog weisen 68 Tage des Jahres eine relative Abweichung kleiner als 15 % auf. Abbildung 3-12: Anzahl der Tage mit relativer Abweichung gemittelt für die 40 untersuchten Netze für das GWJ 2011/12

52 44 Datenanalyse Abbildung 3-13 zeigt die jährliche kumulierte absolute Netzkontoabweichung für drei GWJ, gemittelt über die vorliegenden 40 Netze. Dabei lässt sich kein eindeutiger Trend zur Verbesserung in Bezug auf diesen Bewertungsparameter ableiten. Zu vermuten ist, dass die jährliche kumulierte absolute Netzkontenabweichung eine deutliche Abhängigkeit vom Wetter des betreffenden Jahres aufweist. Abbildung 3-13: Jährliche kumulierte absolute Netzkontoabweichung gemittelt für die 40 untersuchten Netze 3.4 Theoretische Grenzen Versucht man den Einfluss der Restlaststreuung auf den bei der Allokation entstehenden Fehler zu isolieren, ist zum einen der Einfluss der Temperaturprognose zu eliminieren und zum anderen ist eine perfekte Allokationsfunktion notwendig. Ersteres ist mittels der Annahme, die reale Temperatur sei bereits zum Allokationszeitpunkt bekannt, einfach umzusetzen. Um eine hypothetisch perfekte Funktion zu ermitteln, wird der Temperaturbereich in Intervalle von 0,1 K Breite aufgeteilt. Die vorliegenden Restlastwerte pro Intervall werden gemittelt und dies dem entsprechenden Temperaturwert als Allokationsmenge zugeordnet. Hierbei werden wiederum die GWJ 2010/11, 2011/12 und 2012/13 betrachtet. Das bedeutet, dass ein Temperaturwert, der in diesen drei Jahren nur einmal in den vorgegebenen Intervallen vorkommt, zu einer perfekten Prognose führt, was in der Realität so natürlich nicht auftritt. Die hier ausgewiesenen Ergebnisse sind also als rein theoretischer Wert zu sehen und real auch mit bestens optimierten auf einer Tagesmitteltemperatur basierenden Verfahren faktisch nicht erreichbar. Durch Anwendung der auf diese Weise ermittelten Allokationsfunktion auf die drei untersuchten Jahre ergeben sich die in Abbildung 3-14 blau dargestellten Werte für die jährliche kumulierte absolute Netzkontoabweichung. Der Vergleich mit den tatsächlich erreichten Werten in Abbildung 3-13 zeigt, dass das derzeit verwendete Prognoseverfahren für die teilnehmenden NB bereits relativ gute Ergebnisse liefert, wobei auch Verbesserungspotenzial ersichtlich ist.

53 Kumulierte Abweichung Δj in kwh/mwh Auswirkungen der Temperaturprognose auf die Allokation FfE BDEW-03#P Standardlastprofil Gas_mbH_ / / /13 Abbildung 3-14: Grenzen des Prognoseverfahrens Die Darstellung der Häufigkeit der Abweichungen in Abbildung 3-15 zeigt, dass die grundlegende Form der Verteilung ähnlich bleibt. Die Häufigkeit sehr geringer Abweichungen steigt an, allerdings treten weiterhin Werte von bis zu 50 % auf. Abbildung 3-15: Häufigkeitsverteilung bei optimaler Allokation für drei ausgewählte VNB mit synthetischem SLP-Verfahren für das GWJ 2011/ Auswirkungen der Temperaturprognose auf die Allokation Um die Auswirkungen der Temperaturprognosefehler zu betrachten, wird zunächst die Fehlerverteilung dieser Prognose untersucht. In Abbildung 3-16 ist diese beispielhaft für drei Netze dargestellt. Hier wird ersichtlich, dass einige Tage mit einem relativ geringen Fehler prognostiziert werden, aber durchaus Abweichungen von bis zu 5 K auftreten. Der Temperaturprognosefehler ist hier definiert als Differenz aus Prognosetemperatur und gemessener Ist-Temperatur. Bildet man den Betrag der Fehler und berechnet den Mittelwert, ergibt sich ein mittlerer absoluter Temperaturprognosefehler von 0,87 K für die untersuchten Netze über die drei betrachteten GWJ.

54 46 Datenanalyse Abbildung 3-16: Häufigkeitsverteilung der Temperaturfehler für drei Netze im GWJ 2011/12 Die teilnehmenden Netzbetreiber beziehen ihre Temperaturdaten von drei unterschiedlichen Wetterdienstleistern, die hier aus Anonymisierungsgründen als A, B und C bezeichnet werden. Unterscheidet man diese bei der Mittelwertberechnung, ergibt sich das in Abbildung 3-17 dargestellte Bild: Zwei Anbieter liegen mit ihrer Prognosegenauigkeit im dreijährigen Mittel etwa gleichauf, der Dritte fällt dagegen deutlich ab. Ein möglicher Schritt zur Verbesserung der SLP-Allokation wäre, die Daten verschiedener Anbieter zu vergleichen und den für das jeweilige Netz am besten passenden auszuwählen. Abbildung 3-17: Mittlerer absoluter Temperaturprognosefehler nach Wetterdienstleister für drei GWJ Um die durch Temperaturprognosefehler entstehenden Abweichungen in der Allokation einschätzen zu können, ist in Abbildung 3-18 die durch einen Prognosefehler von 0,87 K entstehende relative Tagesabweichung aufgetragen. Dabei wurde beispielhaft die Kundenstruktur eines teilnehmenden Netzbetreibers verwendet, um die Profile zu bestimmen. Die größten Auswirkungen mit über 15 % sind im Bereich um 15 C zu beobachten, da hier die allokierten Mengen bereits relativ gering sind, die Sigmoidfunktion aber noch eine relevante Steigung aufweist. Dies zeigt, dass

55 Δj Fazit der Datenanalyse 47 Temperaturprognosefehler sich besonders in der Übergangszeit stark auswirken. Liegt ein Temperaturprognosefehler höher, so liegt auch der Allokationsfehler höher. Die Temperaturwerte zeigen zudem eine analoge Häufigkeitsverteilung; die größte Häufigkeit der Temperaturen liegt zwischen 5 C und 20 C. Abbildung 3-18: Relative Tagesabweichung bei 0,87 K Prognosefehler Die Auswirkungen des Prognosefehlers bei Anwendung der in Abschnitt 3.4 bestimmten optimalen Funktion sind in Abbildung 3-19 dargestellt. Diese zeigen, dass die Abweichung der Prognosetemperatur zu einer deutlichen Erhöhung der jährlichen kumulierten Netzkontoabweichung führt Mit Temperaturprognosefehler Perfekte Temperaturprognose FfE BDEW-03#P Standardlastprofil Gas_mbH_ / / /13 Abbildung 3-19: Grenzen des Verfahrens mit Temperaturprognosefehler 3.6 Fazit der Datenanalyse Die Auswertungen der vorliegenden Daten von Netzbetreibern und MGV erlauben eine Bestandsaufnahme der verwendeten Standardlastprofilverfahren und die Identifikation von Schwachstellen im System.

56 48 Datenanalyse Analysen der MGV-Daten zeigen, dass bei sehr niedrigen Temperaturen deutliche Unterallokationen auftreten. Dies lässt auf eine Schwäche des Verfahrens in diesem Bereich schließen. Die Kompensation zwischen Netzkonten im Marktgebiet ist in diesem Fall sehr niedrig. Bei höheren Temperaturen ist hier kein systematischer Zusammenhang erkennbar. Auch zwischen den Kompensationsfaktoren beider Marktgebiete ist keine relevante Korrelation vorhanden. Dies deutet darauf hin, dass dieser Parameter aus zufälligen Abweichungen resultiert. Von den teilnehmenden Netzbetreibern wurden Daten aus 40 Netzen zur Verfügung gestellt. Diese weisen eine ausreichende geografische Verteilung über Deutschland auf, um allgemeine Aussagen ableiten zu können. Die Abweichungen zwischen Allokation und Restlast werden im TAR-Diagramm analysiert. Dies ermöglicht einen Vergleich zwischen verschiedenen Netzen sowie den beiden verwendeten SLP-Verfahren. Zusätzlich kann aus der Fehlerverteilung die Häufigkeit größerer Abweichungen abgeleitet werden. Drei Ursachen für Abweichungen von allokierter und realer Gasmenge für SLP-Kunden im synthetischen Verfahren konnten identifiziert werden: Die Streuung der Restlast ist vom Kundenverhalten abhängig und bleibt im Rahmen von rein temperaturbasierten Prognoseverfahren, die hier betrachtet werden, bestehen. Dieser Fehler kann möglicherweise durch Berücksichtigung zusätzlicher Informationen über die Temperatur hinaus verringert werden. Die Abweichung durch Temperaturprognosefehler ist ein weiterer wesentlicher Bestandteil, kann allerdings nur bedingt von Seiten des Netzbetreibers durch Auswahl des Wetterdienstleisters oder durch verbesserte Prognoseverfahren reduziert werden. Das Profilverfahren als verbleibender Anteil bietet jedoch Optimierungsmöglichkeiten, welche im folgenden Kapitel untersucht werden. Die Auswertung der TAR-Diagramme sowie der Abweichungen zwischen Allokation und Restlast der vorliegenden Netze zeigt, dass hier sowohl im sehr kalten Bereich als auch im Bereich der Grundlast Verbesserungsbedarf besteht. Zusätzlich konnte festgestellt werden, dass das analytische Verfahren ähnliche Abweichungen und Fehlerverteilungen aufweist. Diese resultieren hier aus dem systematischen 2-Tages-Versatz. Durch Berücksichtigung zusätzlicher Informationen über die Restlast des Vortags hinaus können diese Abweichungen möglicherweise reduziert werden.

57 Anpassung der Profilfunktion 49 4 Optimierungsmöglichkeiten des SLP-Verfahrens Bei den Optimierungsmöglichkeiten des synthetischen SLP-Verfahrens können grundlegend zwei Ansätze unterschieden werden: eine Anpassung der Profilfunktion sowie eine Anpassung des Profilverfahrens. Diese werden in den nächsten beiden Abschnitten behandelt. Die Umfrage Standardlastprofile Gas 2012 der NCG /NCG-02 14/ ergab, dass ca. 90 % der Verteilnetzbetreiber das synthetische SLP-Verfahren nutzen. Dementsprechend liegt der Schwerpunkt der Auswertungen auf dem synthetischen SLP-Verfahren. Grundlage der Berechnungen sind dabei 12 Netze mit guter Datenqualität über die drei untersuchten GWJ 2010/11, 2011/12 und 2012/13. Die berechneten Funktionen bzw. Verfahren werden jeweils auf diese drei Jahre optimiert. Die dargestellten Ergebnisse stammen aus dem GWJ 2011/12; die Ergebnisse für die anderen GWJ stellen sich analog dar. Die Berechnungen werden auf Basis der Ist-Temperaturen durchgeführt, d. h. die Ergebnisse sind unabhängig von Temperaturprognosefehlern. Für das analytische SLP-Verfahren wurde der Optimierungsfaktor untersucht, die Ergebnisse sind im dritten Abschnitt dieses Kapitels dargestellt. 4.1 Anpassung der Profilfunktion Die derzeit verwendeten synthetischen SLP basieren auf einer Sigmoidfunktion, die genutzt wird, um den Zusammenhang zwischen Temperatur und Energieverbrauch abzubilden. Im Folgenden werden zunächst Ansätze zur Anpassung der bestehenden Profilfunktion betrachtet Vergleich möglicher Profilfunktionen Zum Vergleich möglicher Funktionen wird der Fall untersucht, dass eine Regressionsfunktion pro Netz ohne Unterscheidung von Kundengruppen angewandt wird. Dies unterscheidet sich vom realen SLP-Verfahren, das unterschiedliche Kundengruppen differenziert, ermöglicht allerdings den Vergleich der Funktionen unter idealen Bedingungen und erfordert keine Bestimmung neuer Profilkoeffizienten für alle Kundengruppen, die anhand der vorliegenden Daten nicht vollumfänglich durchgeführt werden kann. Untersucht werden dabei folgende Funktionen: Netzspezifische Sigmoidfunktion: Sigmoidfunktion nach bisheriger Formel mit neuen Koeffizienten (vgl. Abbildung 4-1) h = A / (1 + (B / (ϑ ϑ0)) C )+ D; ϑ0 = 40 C Netzspezifische Sigmoidfunktion mit variablem ϑ0: Sigmoidfunktion mit zusätzlich variablem ϑ0 (vgl. Abbildung 4-2) h = A / (1 + (B / (ϑ ϑ0)) C ) + D Netzspezifische lineare Funktion: Zusammensetzung von zwei linearen Abschnitten (vgl. Abbildung 4-3)

58 50 Optimierungsmöglichkeiten des SLP-Verfahrens Diese werden jeweils pro Netz individuell an die gesamte SLP-Restlast angepasst und die Koeffizienten hinsichtlich minimaler absoluter Abweichung optimiert. Abbildung 4-1 zeigt das Ergebnis der netzspezifischen Sigmoidfunktion für drei Netze. Erkennbar ist das generell ähnliche Verhalten der Netzgebiete. Auch hier zeigt sich, dass die optimierte Sigmoidfunktion bei niedrigen Temperaturen zu früh abknickt und nicht der Restlast folgt. Abbildung 4-1: Netzspezifische Sigmoidfunktion für drei ausgewählte Netze für das GWJ 2011/12 Zum Vergleich ist in Abbildung 4-2 das Ergebnis für die gleichen drei Netze und die Funktion mit ϑ0 als zusätzlichen freien Parameter dargestellt. Die Unterschiede zur vorherigen Abbildung sind erkennbar gering. Der zusätzliche Freiheitsgrad bei der Anpassung der Regressionsfunktion lässt also keinen wesentlichen Genauigkeitsgewinn erwarten. Der Parameter ϑ0 schwankt dabei zwischen 25,4 C und 40,3 C. Abbildung 4-2: Netzspezifische Sigmoidfunktion mit variablem ϑ0 für drei ausgewählte Netze für das GWJ 2011/12 Teilt man den Temperaturbereich in zwei Abschnitte, welche entweder über der Heizgrenztemperatur eine konstante Grundlast oder unterhalb dieser Temperatur eine konstant ansteigende Last aufweisen, ergeben sich die Funktionen in Abbildung 4-3. Die Heizgrenztemperatur liegt dabei für alle untersuchten Netze im Bereich zwischen 13 C und 16 C. Der näherungsweise lineare Anstieg bei kalten Temperaturen wird hier gut abgebildet, im Vergleich zur Sigmoidfunktion fällt die Abbildung im Übergangsbereich sehr scharfkantig aus.

59 Anpassung der Profilfunktion 51 Abbildung 4-3: Netzspezifische lineare Funktion für drei ausgewählte Netze für das GWJ 2011/12 Um die drei untersuchten Ansätze zu vergleichen, werden die in Kapitel definierten Vergleichsgrößen bestimmt. Die über die 12 ausgewählten Netze gemittelten Ergebnisse sind in Tabelle 4-1 aufgeführt. Tabelle 4-1: Gemittelte Kennzahlen bei Anwendung der netzspezifischen Funktionen für 12 Netze für das GWJ2011/12 Sigmoid Sigmoid-ϑ Linear in kwh/mwh max( in kwh/mwh min( ) in kwh/mwh ,18 0,19 0,23 0,11 0,11 0,12 Anzahl Tage( ) / E in kwh/mwh 120 / / / 78 Anzahl Tage( ) / E in kwh/mwh 57 / / / 31 Anzahl Tage( ) / E in kwh/mwh 50 / / / 40 Anzahl Tage( ) / E in kwh/mwh 16 /12 15 / / 15 Der angegebene Wert in der Zeile Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh bedeutet hier, dass an 120 Tagen im untersuchten Jahr die relative Tagesabweichung größer als 15 % ist, und dabei 89 kwh/mwh energetische Abweichung auftreten. Es zeigt sich, dass die Unterschiede zwischen den untersuchten Regressionsfunktionen gering sind. Trotz der Schwächen im Übergangsbereich zeigt die lineare Funktion allerdings leichte Vorteile hinsichtlich der kumulierten absoluten Netzkontoabweichung sowie der minimalen und maximalen energetischen Tagesabweichungen min( ) bzw. max(. Allerdings verschlechtert sich die Standardabweichung der relativen Tagesabweichung.

60 52 Optimierungsmöglichkeiten des SLP-Verfahrens Lineare Fortsetzung der Profile Eine Neubestimmung der Profilkoeffizienten ist nicht notwendig, wenn die bisherigen Profile mit Anpassungen, die gezielt auf die ermittelten systematischen Schwachstellen ausgerichtet sind, weiter verwendet werden. Aufgrund des beobachteten linearen Anstiegs der Restlast bei kalten Temperaturen, im Gegensatz zur abknickenden Sigmoidfunktion, bietet eine lineare Fortsetzung des bisherigen Profils, mit konstanter Steigung unterhalb einer zu bestimmenden Grenztemperatur, Potenzial zur Verbesserung. Das Prinzip ist in Abbildung 4-4 dargestellt. Die Sigmoidfunktion wird wie im bisherigen SLP-Verfahren mit den bekannten Koeffizienten berechnet. Der Unterschied liegt darin, dass unterhalb einer Grenztemperatur die Allokationsfunktion mit der Steigung der Sigmoidfunktion an der Grenztemperatur fortgesetzt wird. Abbildung 4-4: Erklärung lineare Fortsetzung der Sigmoidfunktion Die lineare Fortsetzung der Sigmoidfunktion erhöht die Allokation im kalten Temperaturbereich. Hierdurch wird auf die systematische Unterallokation in diesem Bereich verursacht durch die abfallende Steigung der Sigmoidfunktion reagiert. Die Berechnung der Vergleichsgrößen ergibt die in Tabelle 4-2 dargestellten mittleren Werte für die bisher real angewandte SLP-Allokation sowie die mögliche lineare Fortsetzung. Als optimale Grenztemperatur ergibt sich nach Analyse die Grenztemperatur von 0 C. Dazu wurde das Verfahren mit variierter Grenztemperatur im Bereich von -10 C bis 5 C angewandt und hinsichtlich der geringsten Abweichungen bezogen auf die kumulierte absolute Netzkontoabweichung ausgewertet. Die Spalte Standard bezeichnet dabei das SLP-Verfahren, wie es derzeit angewandt wird, Lineare Fortsetzung das wie beschrieben angepasste Verfahren.

61 Anpassung der Profilfunktion 53 Tabelle 4-2: Gemittelte Kennzahlen bei Anwendung der lineare Fortsetzung für 12 Netze für das GWJ2011/12 Standard Lineare Fortsetzung in kwh/mwh max( in kwh/mwh min( ) in kwh/mwh ,19 0,19 0,12 0,12 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 104 / / 68 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 84 / / 51 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 52 / / 34 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 26 / / 21 Wie beabsichtigt, wird die maximale Unterallokation verringert. Die weiteren Kennzahlen verändern sich bezogen auf den gesamten Zeitbereich nur geringfügig. Bei der kumulierten Netzkontoabweichung ist eine geringfügige Verbesserung festzustellen, Streuung und abweichende Tage bleiben etwa gleich bis hin zu leichten Verschlechterungen. Um die Auswirkungen der linearen Fortsetzung, die nur im negativen Temperaturbereich Einfluss hat, isoliert untersuchen zu können, werden die gleichen Werte nur für Tage mit Temperatur kleiner 0 C berechnet. Diese sind in Tabelle 4-3 aufgeführt. Tabelle 4-3: Gemittelte Kennzahlen bei Anwendung der linearen Fortsetzung für Tage mit einer Allokationstemperatur unter 0 C für 12 Netze für das GWJ2011/12 Standard Lineare Fortsetzung in kwh/mwh max( in kwh/mwh min( ) in kwh/mwh ,04 0,04 0,04 0,04 Anzahl Tage ( ) 3 1 Anzahl Tage ( ) 1 2 Anzahl Tage ( ) 1 0 Anzahl Tage ( ) 0 0 Im Gegensatz zu anderen Auswertungen beziehen sich die Werte hier nicht auf ein Jahr, sondern auf die Tage mit Temperatur unter der Grenztemperatur. Sie sind also nicht unmittelbar vergleichbar. Aus diesem Grund werden hier bei den Grenzen keine Energiemengen ausgewiesen.

62 54 Optimierungsmöglichkeiten des SLP-Verfahrens Der Vergleich der bisherigen Sigmoidfunktion mit der linear fortgesetzten Sigmoidfunktion im relevanten Temperaturbereich zeigt allerdings eine deutliche Verbesserung bezüglich der Abweichungen und max( ) bei geringen Temperaturen; hinsichtlich σ wird keine Verbesserung erreicht. Die minimale energetische Tagesabweichung min( ) verschlechtert sich bei diesem Verfahren. Die lineare Fortsetzung erscheint somit als ein sinnvolles Verfahren zur Vermeidung zukünftiger Unterallokationen bei sehr niedrigen Temperaturen. 4.2 Anpassung des Profilverfahrens Neben der Veränderungen der Funktion, die den Zusammenhang zwischen Temperatur und Energie beschreibt, besteht auch die Möglichkeit, das bestehende Profilverfahren zu verändern. Dazu werden zwei Ansätze vorgestellt, die die nach der bisherigen Funktion berechnete Allokation in einem zweiten Berechnungsschritt anhand eines Faktors anpassen Dynamischer Korrekturfaktor Als dynamischer Korrekturfaktor wird ein Faktor bezeichnet, der abhängig von Allokation und Restlast des Vortages und potenziell weiterer Einflussgrößen die Allokation für den Folgetag modifiziert. Hier wird eine mögliche Umsetzung dieses Faktors untersucht, die in der beschriebenen Form derzeit von einem Netzbetreiber angewandt wird. Zur Bestimmung des Korrekturfaktors nach dieser Methodik wird die Allokation mit der Ist-Temperatur des Vortags berechnet. Der Quotient aus der realen Restlast des Vortags und dieser theoretischen temperaturprognosefehlerfreien Allokation ergibt den Korrekturfaktor. Um Ausreißer zu vermeiden, wird der resultierende Faktor auf den Wertebereich 0,5 bis 1,3 begrenzt. Der Test dieses Faktors mit den untersuchten 12 Netzen ergibt gemittelt die in Tabelle 4-4 dargestellten Ergebnisse. Mit Standard wird dabei wie in Tabelle 4-2 die Allokation gemäß SLP-Verfahren bezeichnet. Korrektur bezeichnet die Werte, die sich bei Anwendung des beschriebenen Korrekturfaktors ergeben.

63 Anpassung des Profilverfahrens 55 Tabelle 4-4: Gemittelte Kennzahlen bei Anwendung des dynamischen Korrekturfaktors für 12 Netze für das GWJ 2011/12 Standard Korrektur in kwh/mwh max( in kwh/mwh min( ) in kwh/mwh ,19 0,25 0,12 0,12 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 104 / / 52 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 84 / / 54 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 52 / / 32 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 26 / / 19 Die Ergebnisse zeigen eine deutliche Verbesserung der jährlichen kumulierten absoluten Netzkontoabweichung. Auch die maximale Unterallokation sowie die Anzahl der Tage über den betrachteten Grenzwerten werden durch Anwendung des Korrekturfaktors größtenteils verbessert. Die Standardabweichung σ der relativen Tagesabweichung, die ein Maß für die zu erwartenden täglichen Allokationsabweichungen darstellt, steigt allerdings erkennbar an. Trotz der teilweisen Verschlechterung der Kennzahlen ist der Korrekturfaktor also aufgrund der Verbesserung der kumulierten Abweichung positiv zu bewerten. An dieser Stelle ist festzuhalten, dass dies nur eine mögliche Umsetzung eines solchen dynamischen Korrekturfaktors ist. Einzelne Netzbetreiber bzw. Dienstleister nutzen dazu eine größere Datenbasis von mehreren Vortagen und weitere Witterungseinflüsse, welche auch bessere Ergebnisse liefern können. Hierzu waren allerdings keine konkreten Informationen verfügbar. Ein Problem bei der Umsetzung sind die aufwändigere Transparenz bei der Ermittlung und der Kommunikation sowie der täglich zu gewährleistende Prozess einer vollständig und korrekt erfassten Restlastbestimmung, welcher gerade in größeren Netzen mit zahlreichen nachgelagerten Netzen problematisch ist Saisonaler Ausgleichsfaktor In Abbildung 4-5 sind für zwei Netze beispielhaft die berechneten dynamischen Korrekturfaktoren über ein GWJ aufgetragen. Deutlich erkennbar ist hier, abgesehen von kurzfristigen Schwankungen, ein saisonaler Verlauf. Ausgehend von dieser Beobachtung lässt sich ein saisonaler Ausgleichsfaktor definieren, der in der Anwendung ähnlich dem dynamischen Korrekturfaktor funktioniert, aber bereits im Voraus allen Marktteilnehmern mitgeteilt werden kann. Auf die tägliche Übertragung könnte bei Anwendung eines saisonalen Ausgleichsfaktors daher verzichtet werden.

64 56 Optimierungsmöglichkeiten des SLP-Verfahrens Abbildung 4-5: Saisonaler Verlauf eines Korrekturfaktors Die Berechnung eines mittleren saisonalen Ausgleichsfaktors über die untersuchten 12 Netze und drei GWJ führt zu dem in Abbildung 4-6 dargestellten Verlauf. Das Ergebnis wurde dabei noch durch Bildung eines gleitenden Mittelwerts geglättet, um kurzfristige Schwankungen zu entfernen. Abbildung 4-6: Saisonaler Ausgleichsfaktor für 12 Netze und die GWJ2010/11 bis 2012/13 Mögliche Ursachen für diesen Zusammenhang, wie z.b. Nutzerverhalten, Heizungseinstellungen, Sonnenaufgangs- und Untergangszeiten, wurden diskutiert, konnten aber nicht abschließend geklärt werden. Dazu sind umfassendere Untersuchungen notwendig. Zur Anwendung wird der dem jeweiligen Tag zugeordnete Faktor mit der nach SLP berechneten Allokation multipliziert. Dies ergibt einen saisonal angepassten Allokationswert. Der Ausgleichsfaktor korrigiert die Allokation im Winter nach oben und im Sommer nach unten, was im Jahresverlauf näherungsweise durch eine Sinuskurve ausgedrückt werden könnte. Es entsteht also eine Verschiebung der Allokationsmengen im Jahr, die über das Jahr allokierte Menge bleibt dabei unverändert. Die Ergebnisse der Berechnungen sind in Tabelle 4-5 dargestellt.

65 Anpassung des Profilverfahrens 57 Tabelle 4-5: Gemittelte Kennzahlen bei Anwendung des saisonalen Ausgleichsfaktors für 12 Netze für das GWJ 2011/12 Standard Ausgleich in kwh/mwh max( in kwh/mwh min( ) in kwh/mwh ,19 0,20 0,12 0,11 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 104 / / 61 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 84 / / 48 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 52 / / 33 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 26 / / 16 Der saisonale Ausgleichsfaktor liefert also ähnliche Verbesserungen wie der dynamische Korrekturfaktor, mit dem Vorteil der standardisierten Anwendung für alle Netzbetreiber, die sowohl tägliche Neuberechnung vermeidet als auch Transparenz für alle Marktbeteiligten gewährleistet. Die Streuung wird kaum beeinflusst, die Anzahl der Tage über den betrachteten Grenzen wird durch die Anwendung des Ausgleichsfaktors geringfügig reduziert. Die gesonderte Berechnung des Ausgleichsfaktors für die Profilausprägungen 03 und 04 zeigt, wie in Abbildung 4-7 dargestellt, dass bei 03-Profilen deutlich größere Auswirkungen zu erwarten sind. Das bedeutet, dass die systematischen Abweichungen, die durch dieses Verfahren behoben werden, durch Umstellung auf 04-Profile bereits teilweise korrigiert werden können. Abbildung 4-7: Ausgleichsfaktor nach Profiltypen für das GWJ2011/12 Die beiden als geeignet identifizierten Verbesserungsmöglichkeiten der linearen Fortsetzung sowie des saisonalen Ausgleichsfaktors können auch kombiniert angewandt werden. Tabelle 4-6 zeigt die Ergebnisse.

66 58 Optimierungsmöglichkeiten des SLP-Verfahrens Tabelle 4-6: Gemittelte Kennzahlen bei Anwendung des saisonalen Ausgleichsfaktors mit linearer Fortsetzung für 12 Netze für das GWJ 2011/12 Standard Saisonaler Ausgleichsf. Lin. + Ausgl. in kwh/mwh max( in kwh/mwh min( ) in kwh/mwh ,19 0,20 0,20 0,12 0,11 0,11 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 104 / / / 56 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 84 / / / 53 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 52 / / / 28 Anzahl Tage ( ) / E in kwh/mwh 26 / / / 18 Der Unterschied zwischen saisonalem Ausgleichsfaktor und saisonalem Ausgleichsfaktor mit linearer Fortsetzung (Lin. + Ausgl.) ist in der jährlichen Betrachtung eher gering. Beide Ansätze führen allerdings zu Verbesserungen, da der wesentliche Effekt, die Vermeidung kritischer Unterallokationen, auch hier zu beobachten ist. Zudem kann die kumulierte absolute Netzkontoabweichung verringert werden. Im Rahmen des Statusberichts kann noch keine abschließende Aussage darüber getroffen werden, ob ein saisonaler Ausgleichsfaktor netzspezifisch berechnet werden muss oder ob sich ein Ausgleichsfaktor findet, der für alle Netze gute Ergebnisse liefert. 4.3 Optimierungsfaktor im analytischen SLP-Verfahren Im analytischen Verfahren besteht die Möglichkeit der Anwendung eines Optimierungsfaktors. Dieser berechnet sich anhand der Abweichung des Vortags, der Temperatur sowie eines Wochentagsfaktors. Dieses Verfahren ist im BDEW-Leitfaden zur Abwicklung des Standardlastprofilverfahrens Gas beschrieben. Der temperaturabhängige Anteil wird mittels linearer Regression auf Basis vorliegender historischer Daten bestimmt. Die Wochentagsfaktoren sind die gleichen wie im synthetischen Profilverfahren. Zusätzlich wird der erkannte Prognosefehler des Vortags berücksichtigt, im Gegensatz zum Korrekturfaktor im synthetischen Verfahren allerdings nicht mittels Skalierung, sondern als Absolutwert. Dies dient der Dämpfung der Abweichung. Die Umsetzung dieses Verfahrens auf Basis der vorliegenden Daten ergibt kaum Verbesserung. Für zukünftige Ansätze zur Weiterentwicklung des analytischen Verfahrens könnte es deshalb hilfreich sein, den 2-Tages-Versatz aufzuheben. 4.4 Weitere Ansätze Der Einfluss weiterer Witterungsparameter, über die Tagesmitteltemperatur hinaus, wurde in einem begleitenden Vorprojekt vom Deutschen Wetterdienst untersucht. Dabei

67 Fazit der Optimierungsmöglichkeiten 59 konnten bislang noch keine abschließenden Ergebnisse erzielt werden. Diese gilt es weiter zu untersuchen. Im Bereich des analytischen SLP-Verfahrens wurde der Optimierungsfaktor untersucht, welcher keine besondere Verbesserung zeigte. Werden jedoch weitere Einflussfaktoren zur Optimierung in das Verfahren integriert, so sind eventuell Verbesserungen möglich. Diese wurden im Statusbericht jedoch nicht tiefer betrachtet. Die Transparenz leidet unter der zunehmenden Anzahl von Einflussfaktoren. Weitere Weiterentwicklungsmöglichkeiten im synthetischen SLP-Verfahren, die in dieser Studie nicht behandelt wurden, aber gegebenenfalls ergänzendes nachrangiges Potenzial für Verbesserungen des Verfahrens bieten, wären eine grundlegende Anpassung der Profilkoeffizienten, insbesondere der D-Faktoren und Wochentagsfaktoren. Dafür wären größer angelegte, nach Möglichkeit mehrjährige Messreihen der einzelnen Kundentypen sinnvoll, um belastbare Ergebnisse zu erzielen. 4.5 Fazit der Optimierungsmöglichkeiten Verschiedene Möglichkeiten, die Abweichungen zwischen Allokation und Restlast im Standardlastprofilverfahren zu reduzieren, stehen zur Verfügung. Der Fokus der untersuchten Varianten lag dabei auf Verbesserung des synthetischen SLP-Verfahrens, da die überwiegende Mehrheit der Netzbetreiber in Deutschland dieses einsetzt. Die Zusammenfassung der Ergebnisse der untersuchten Weiterentwicklungsmaßnahmen des synthetischen Standardlastprofilverfahrens in Abbildung 4-8 stellt die jährliche kumulierte absolute Netzkontoabweichung gemittelt über 12 Netze für die drei untersuchten GWJ dar. Dies zeigt also den Vergleich aus netzindividueller Sicht und ist ein Maß für die gesamten im Jahr anfallenden Abweichungen im Netzgebiet. Synthetisches Verfahren bezeichnet dabei das derzeit eingesetzte Standardverfahren (ohne jegliche Anpassungen).

68 60 Optimierungsmöglichkeiten des SLP-Verfahrens Abbildung 4-8: Vergleich der Ergebnisse über 3 Jahre für 12 ausgewählte Netze Die Berechnungen wurden dabei ohne Einfluss des Temperaturprognosefehlers durchgeführt und zeigen, dass fast alle untersuchten Maßnahmen in den drei GWJ zu einer Verbesserung der jährliche kumulierte absolute Netzkontoabweichung geführt hätten. Eine Ausnahme bildet die netzspezifische Sigmoidfunktion im GWJ 2011/12. Daraus lässt sich ableiten, dass die Kundengruppendifferenzierung, welche dabei nicht zur Anwendung kommt, im bisherigen synthetischen Verfahren weiterhin sinnvoll ist. Der Vergleich der Maßnahmen hinsichtlich der täglichen Netzkontoabweichungen über die Standardabweichung σ in Abbildung 4-9 (blau für + und rot für - ) zeigt, dass keine der untersuchten Maßnahmen zu einer nennenswerten Reduzierung der täglichen Netzkontoabweichungen führt - diese werden teils gar verstärkt.