European Energy Exchange AG Augustusplatz 9, 04109 Leipzig Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e. V. Georgenstr. 23 10117 Berlin Robert Gersdorf Tel.: +49 341 2156-218 Fax: +49 341 2156-109 robert.gersdorf@eex.com Ausschließlich per E-Mail an: info@fnb-gas.de Leipzig, 31. Januar 2014 Stellungnahme zur Konsultation von Umsetzungsvorschlägen bilanzierungsrelevanter Themen auf Basis des Netzkodex-Entwurfs für Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen Sehr geehrte Damen und Herren, die European Energy Exchange AG (EEX) begrüßt die von den Fernleitungsnetzbetreibern Gas eingeleitete öffentliche Konsultation im Zusammenhang mit der bevorstehenden Umsetzung des Netzkodex Gasbilanzierung (NC BAL). Gern nehmen wir zu den von den Fernleitungsnetzbetreibern Gas in der Konsultation vorgelegten Vorschlägen Stellung. Wir hoffen, mit unserer Stellungnahme die notwendige Unterstützung zu geben und stehen für weitere Fragen gern zur Verfügung. Mit freundlichen Grüßen Daniel Wragge Head of Political Communications Robert Gersdorf Senior Expert Political Communications Anlage European Energy Exchange AG Bankverbindung: Vorstand: Aufsichtsrat: Augustusplatz 9 Baden-Württembergische Bank Peter Reitz (Vors.) Dr. Jürgen Kroneberg (Vors.) 04109 Leipzig Konto-Nr.: 746 150 33 83 Steffen Köhler HRB 18 4 09 Leipzig BLZ 600 501 01 Dr. Thomas Siegl Tel.: +49 341 2156-0 USt-Id: DE 222 118 427 S.W.I.F.T: SOLADEST Iris Weidinger Fax: +49 341 2156-109 StNr.: 231 / 100 / 03900 IBAN: DE77600501017461503383 info@eex.com, www.eex.com
1 Stellungnahme zu den Umsetzungsvorschlägen der Fernleitungsnetzbetreiber und Marktgebietsverantwortlichen in Deutschland zu bilanzierungsrelevanten Themen auf Basis des Entwurfs Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen Stellungnehmende Partei: European Energy Exchange AG Adresse: Augustusplatz 9, 04109 Leipzig Ansprechpartner(in) für evtl. Rückfragen (inkl. Kontaktdaten): Marktrolle: (zutreffendes bitte unterstreichen) Sirko Beidatsch Robert Gersdorf Strategy & Market Design Political Communications Sirko.Beidatsch@eex.com Robert.Gersdorf@eex.com 0341 2156-223 0341 2156-218 Bilanzkreisverantwortlicher / Transportkunde / Netzbetreiber / Verband / Regulierungsbehörde / Sonstige Anmerkungen: Alle Stellungnahmen werden gemeinsam mit dem zu erstellenden Empfehlungsdokument an die Bundesnetzagentur übermittelt. Sofern eine Stellungnahme oder einzelne Stellen der Stellungnahme nicht an die Bundesnetzagentur übermittelt und Inhalte der Stellungnahme nicht veröffentlicht werden sollen, ist dies vom Konsultationsteilnehmer entsprechend kenntlich zu machen.. Bitte tragen Sie Ihre begründeten Anmerkungen in die entsprechenden Felder ein und senden Sie das Dokument in einer elektronisch bearbeitbaren Form bis zum 31. Januar 2014 an info@fnb-gas.de.
2 2 Untertägiges Anreizsystem 2.1 Notwendigkeit Anmerkungen zur Notwendigkeit eines untertägigen Anreizsystems. Die European Energy Exchange AG (EEX) betrachtet die Umsetzung eines reinen Tagesbilanzierungssystems für die deutschen Marktgebiete GASPOOL und NCG, wie im Network Code on Gas Balancing in Transmission Systems (NC BAL) als Standardmodell vorgesehen, als wesentlichen Meilenstein für eine beschleunigte positive Entwicklung der deutschen Marktgebiete innerhalb eines harmonisierten europäischen Gasbinnenmarkts. Eine reine Tagesbilanzierung trägt, im Vergleich zu einer Tagesbilanzierung mit untertägigen Anreizen, aus Marktsicht wesentlich dazu bei, die Liquidität und Marktreife und somit die Wettbewerbsfähigkeit der beiden deutschen Marktgebiete GASPOOL und NCG in kürzester Zeit im harmonisierten europäischen Gasbinnenmarkt signifikant und nachhaltig zu stärken. Die Notwendigkeit für ein untertägiges Anreizsystem besteht gemäß NC BAL nur dann: wenn die Sicherstellung der Netzintegrität aus operativen bzw. wirtschaftlichen Gründen nicht mit einer Tagesbilanzierung möglich ist und wenn sich die Regelenergieaktivitäten der Marktgebietsverantwortlichen (MGV) im Vergleich zur Tagesbilanzierung signifikant minimieren ließen. Die oben genannten Kriterien rechtfertigen aus Sicht der EEX ein untertägiges Anreizsystem insbesondere in illiquiden Gasmärkten mit geringer Marktreife und wenigen aktiven Marktteilnehmern. Aus folgenden Gründen empfiehlt die EEX für die deutschen Marktgebiete NCG und GASPOOL hingegen eine reine Tagesbilanzierung: 1. Ausreichende Verfügbarkeit von Regelenergieprodukten für die Tagesbilanzierung Flexibilität kann in hohem Maße marktpreisbasiert über liquide und stetig verfügbare Regelenergieprodukte an den Virtuellen Handelspunkten (VHP) gehandelt werden. Bereits heute wird im Zielmodell Regelenergie der Handel von Regelenergie vorrangig über die Börse vorgeschrieben. Am Gasspotmarkt der EEX stellen eine hohe Anzahl von Handelsteilnehmern (Dez. 2013: 92) kurzfristig Flexibilität bereit und Preise sowie Mengen sind für den gesamten Markt sichtbar. Wie in Abbildung 1 dargestellt, handeln bereits heute einzelne MGV mehr als 95% der Regelenergie über die EEX zu marktbasierten Preisen.
3 Abbildung 1: Handel von Regelenergie im Marktgebiet NCG (Quelle: eigene Darstellung) 15,0 13,5 12,0 NCG @ OTC NCG @ EEX Share of traded volume @ EEX 100% 90% 80% Control energy volume in TWh 10,5 9,0 7,5 6,0 4,5 3,0 70% 60% 50% 40% 30% 20% 1,5 10% 0,0 0% Aus unterproportional ausgelasteten deutschen Gasspeichern steht in hohem Maße Flexibilität zur Verfügung, welche von Gashändlern zu Marktpreisen über existierende Spotprodukte angeboten werden kann. Im Vergleich zu anderen Ländern mit praxiserprobter Tagesbilanzierung (Großbritannien, Frankreich) verfügt Deutschland über signifikant höhere Gasspeichervolumina bei gleichzeitig hoher Ein- und Ausspeicherleistung. Dadurch sind hinsichtlich der untertägigen Strukturierung zu Marktpreisen zu keiner Zeit Angebotsengpässe zu erwarten. Eine Gefährdung der Netz- und Versorgungssicherheit ist aufgrund der potentiell verfügbaren Regelenergieflexibilität ausgeschlossen. Eine vollständige Abdeckung der extern benötigten untertägigen Regelenergieflexibilität durch globale Regelenergieprodukte (vgl. Konsultationspapier der FNB, Kapitel 2.1.2) ist weder heute in der Praxis gelebt noch im europäischen Zielmodell gefordert. Gegenwärtig wird Regelenergieflexibilität aus einem Portfolio aus qualitätsübergreifenden (globalen) und qualitätsspezifischen (H-/L-Gas) Regelenergieprodukten am VHP und teilweisen lokalen Regelenergieprodukten (z.b. Handel am VHP TTF mit Übergabe am Netzkopplungspunkt TTF/NCG) erzeugt. Dies ist laut NC BAL auch zukünftig möglich. Weitere Regelenergieflexibilitäten können auch zukünftig über Regelenergieportale der MGV gehandelt werden, wenn Regelenergieprodukte am VHP nicht ausreichen bzw. den lokalen Netzkopplungspunkten bzw. Marktgebietsübergangspunkten (MÜP) kein benachbartes liquides Marktgebiet mit VHP zum Regelenergiehandel nachgelagert ist.
4 2. Hohe Wirtschaftlichkeit von Regelenergiehandel bei der Tagesbilanzierung Der kontinuierliche Börsenhandel von Regelenergieprodukten (global oder qualitätsspezifisch) führt bereits im heutigen System nach GABi Gas zu einem positiven Saldo des Regelenergieumlagekontos bzw. Aussetzen der Regelenergieumlage aufgrund niedrigerer Beschaffungskosten für MGV in liquiden Börsenmärkten, vgl. Abb. 2 und 3. Abbildung 2: Entwicklung des Regelenergieumlagekontos (Quelle: eigene Darstellung) 1.000 Regelenergieumlagekonto in Mio. 900 800 700 600 500 400 300 200 156 373 GASPOOL 70 220 NCG 249 382 370 493 582 783 100 0 Okt 11 Apr 12 Okt 12 Apr 13 Okt 13 Abbildung 3: Entwicklung der Regelenergieumlage (Quelle: eigene Darstellung) 1,4 1,2 GASPOOL NCG 1,2 1,2 1,2 1 1 /MWh 0,8 0,6 0,8 0,8 0,8 0,62 0,62 0,62 0,62 0,6 0,8 0,4 0,2 0 0,2 0 0 Apr 10 Okt 10 Apr 11 Okt 11 Apr 12 Okt 12 Apr 13 Okt 13 Die mit einer reinen Tagesbilanzierung zu erwartenden Änderungen und damit verbunden Einnahmen bzw. Kosten beim Regelenergiehandel sind wie oben beschrieben unkritisch. Der MGV handelt auch im Zielmodell mit den gleichen Regelenergieprodukten vorwiegend über die Börse zu Marktpreisen und erreicht mit denen im NC BAL und Konsultationspapier der Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) vorgeschlagenen Berechnungsmechanismen für Ausgleichsenergie mindestens eine Deckung der Kosten für die gehandelte Regelenergie.
5 Sollten wider Erwarten Zusatzkosten beim MGV/FNB entstehen, so kann unter Anwendung des kaufmännischen Vorsichtsprinzips, zuerst dass oben aufgeführte positive Guthaben auf dem Regelenergieumlagekonto der MGV für mehrere Jahre in Anspruch genommen werden. Parallel konsultieren MGV/FNB, BNetzA und andere Marktparteien mögliche Anpassungen. Somit sind sämtliche kommerzielle Risiken, die sich für den MGV/FNB aus einer reinen Tagebilanzierung ergeben könnten, minimal und beherrschbar. 3. Rechtzeitige Verfügbarkeit von Regelenergieprodukten bei der Tagesbilanzierung Die physische Verfügbarkeit von untertägigen Regelenergieprodukten in kürzester Zeit beim MGV in der benötigten Leistung und Flexibilität zur Vermeidung einer Instabilität des Netzes wird zukünftig noch verbessert, weil: a. Renominierungsfristen beim TSO, wie im NC BAL, Art. 5, Abs. 3 vorgeschrieben, von gegenwärtig zwei Stunden auf 30 Minuten reduziert werden, b. sich dadurch ebenfalls die Vorlaufzeit für den börslichen Regelenergiehandel von gegenwärtig drei Stunden (zwei Stunden Renominierungsfrist TSO, eine Stunde Nominierung ECC dem Clearinghaus der EEX) nach Absprache mit den Gashändlern auf maximal eine Stunde (30 Minuten TSO, 30 Minuten ECC) reduzieren kann. Dadurch kann eine Harmonisierung der untertägigen Regelenergieprodukte im europäischen Gasmarkt aufrechterhalten werden. Kürzere Nominierungsfristen bei der ECC sind prinzipiell mit Unterstützung der MGV und Gashändler möglich. 4. Handelsseitige, operative und kommerzielle Vorteilhaftigkeit der Tagesbilanzierung Die Einführung einer reinen Tagesbilanzierung verhindert die Diskriminierung von Handelsteilnehmern aufgrund von Portfoliogröße/Benutzungsstundenstruktur, wie im Kapitel 2.5 des Konsultationspapiers der FNB beschrieben. Im Fall eines untertägigen Anreizsystems könnten große Handelsteilnehmer aufgrund von Portfolioeffekten im Vorteil gegenüber Handelsteilenehmern mit kleinerem Absatzportfolio sein. Zusätzliche operative/finanzielle Aufwendungen zur Einführung einer untertägigen Informationsbereitstellung bei einem untertägigen Anreizsystem können vermieden werden. Die mit der untertägigen Informationsbereitstellung verbundenen und vom Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) zu tragenden Aufwände/Kosten dürften kaum im Verhältnis zu dem im Vergleich zur Tagesbilanzierung geringen Nutzen stehen. Zudem wären auch hier kleine Handelsteilnehmer verhältnismäßig stärker von Kosten betroffen als große Handelsteilnehmer.
6 5. Gefahr der Zementierung einer nicht benötigten Übergangslösung Die EEX sieht bei Einführung eines untertägigen Anreizsystems ein potentielles Risiko, dass einmal geschaffene Prozesse/Systeme und die damit verbunden Informationsbereitstellungsfristen nicht ohne Weiteres (Zusatzkosten, finanzieller und zeitlicher Aufwand) geändert werden (können). Das gilt insbesondere für eine spätere vollständige Umstellung zugunsten der im europäischen Gaszielmodell fixierten Tagesbilanzierung. Dadurch würden Fakten für die nächsten Jahre geschaffen, die eine schnellere Entwicklung der deutschen Gasmärkte verhindern. 6. Kein Missbrauch der Tagesbilanzierung in Deutschland durch Nachbarstaaten Das kommerzielle/operative Risiko, dass die in Deutschland zur Verfügung gestellte Flexibilität im benachbarten Ausland mit Stundenbilanzierung (z.b. Niederlande) genutzt werden, ist aus Sicht der EEX marginal. Insbesondere im europäischen Kontext und aus folgenden marktbasierten Gründen halten wir das Argument eines potentiellen Missbrauchs zu Lasten der deutschen Marktgebiete für nicht ausreichend: a. Benachbarte Länder (z.b. Niederlande) mit Stundenbilanzierung sind bereits heute netztechnisch an Länder wie Frankreich bzw. Großbritannien mit reiner Tagesbilanzierung angeschlossen. Negative Auswirkungen oder gar Missbrauch zu Lasten der Länder mit Tagesbilanzierung sind nicht bekannt. b. Grenzüberschreitender Gashandel mit Inanspruchnahme von Gastransportkapazitäten ermöglicht: den Gastransportnetzbetreibern (TSO) den zusätzlichen Verkauf von Transportkapazitäten an Marktgebietsübergangspunkten, den Speicherbertreibern (SSO) den Verkauf zusätzlicher Speicherkapazitäten, den Gashändlern eine optimale marktpreisbasierte Portfoliobewirtschaftung über Ländergrenzen hinweg. c. Eine grenzüberschreitende Verschiebung von Flexibilität ist prinzipiell nicht unbegrenzt möglich, sondern nur im Rahmen der zwischen den Marktgebieten zur Verfügung stehenden Transportkapazitäten. Daraus resultierende kommerzielle/operative Risiken sind somit kalkulierbar. d. Im europäischen Gasbinnenmarkt profitieren bereits heute deutsche BKV von Flexibilität in Nachbarmärkten. Beispielweise kontrahieren deutsche BKV indirekt Konvertierungsflexibilitäten des niederländischen TSO, wenn L-Gas qualitätsübergreifend am VHP TTF zum H-Gas Preis gekauft und anschließend als L-Gas nach Deutschland transportiert wird.
7 7. Unterstützung des europäischen Gasbinnenmarktes mit einheitlichen Spielregeln Die Einführung und Umsetzung einer Tagesbilanzierung, wie im NC BAL vorgesehen, trägt nicht nur zur Steigerung der Effizienz bei, um Kosten beim Regelenergiehandel zu minimieren. Gleichzeitig ist es ein wichtiger Beitrag im Sinne der Harmonisierungsbemühungen zur Etablierung eines europäischen Gasbinnenmarktes, die von der EEX unterstützt werden. 2.2 Beschreibung des Zielmodell Anmerkungen zur Systematik der Tagesflexibilität. 2.3 Höhe der Tagestoleranz Anmerkungen zur Höhe der Tagestoleranz. 2.4 Flexibilitätskostenbeitrag Anmerkungen zu den Regelungen des Flexibilitätskostenbeitrages.
8 2.5 Erfüllung der Kriterien gem. Art. 26 Abs. 2 lit. (a) - (f) NC BAL Anmerkungen zum Kriterium gem. Art. 26 Abs. 2 lit. (a) NC BAL Zwar darf davon ausgegangen werden, dass die Vorschläge für ein untertägiges Anreizmodell die geforderten Kriterien gemäß Art. 26 Abs. 2 erfüllen insbesondere Nr. (a), den grenzüberschreitenden Handel und den Eintritt neuer Netznutzer nicht unangemessen zu beschränken. Dennoch ist darauf hinzuweisen, dass nicht nur negative Auswirkungen zu vermeiden sind, sondern die Umsetzung des NC BAL auch auf eine positive Weiterentwicklung des Großhandelsmarkts abzielt. Vor diesem Hintergrund hat die EEX Bedenken, dass ein untertägiges Anreizsystem die Wirkung der Tagesbilanzierung abschwächen und zu einer Stagnation der Marktentwicklung führen kann vgl. Antwort zu 2.1. Anmerkungen zum Kriterium gem. Art. 26 Abs. 2 lit. (b) NC BAL Anmerkungen zum Kriterium gem. Art. 26 Abs. 2 lit. (c) NC BAL Anmerkungen zum Kriterium gem. Art. 26 Abs. 2 lit. (d) NC BAL
9 Anmerkungen zum Kriterium gem. Art. 26 Abs. 2 lit. (e) NC BAL Anmerkungen zum Kriterium gem. Art. 26 Abs. 2 lit. (f) NC BAL 3 Ausgleichsenergieentgelte Anmerkungen zur Nichtumsetzung der in Art. 21 Abs. 2 NC BAL definierten Ausnahmen.. Anmerkungen zur Ermittlung der endgültigen Ausgleichsenergiemenge auf Basis der D+1 Daten.
10 Anmerkungen zur Einbeziehung mindestens der qualitätsscharfen Produkte und ggf. der lokalen Produkte in die Bildung des Grenzverkaufs- und des Grenzankaufspreises sowie des mengengewichteten Gasdurchschnittspreises. EEX unterstützt den Vorschlag der FNB. Anmerkungen zur Nichtverwendung der Kleinen Anpassung zum Start des geänderten Bilanzierungsmodells. EEX unterstützt den Vorschlag der FNB. Anmerkungen zur Nichtverwendung der sonstigen Parameter nach Art. 20 Abs. 3 lit. (c) NC BAL. EEX unterstützt den Vorschlag der FNB.
11 4 Interimsmaßnahmen Anmerkungen zur Aufrechterhaltung der bestehenden physikalischen Bilanzierungsplattformen. EEX unterstützt den Vorschlag der FNB zur Aufrechterhaltung einer eigenen bilateralen Regelenergieplattform, wenn: die Börse selbst nach Unterstützung durch die MGV keine geeigneten börslichen Regelenergieprodukte, als bevorzugte Lösung gegenüber der MGV-eigenen bilateralen Regelenergieplattform, entwickeln und operieren kann, und die MGV analog zur EEX die eigene Regelenergieplattform mit einer ausreichend hohen Ausfallsicherheit operieren können und dies auch gegenüber dem Markt auch nachweisen können. Exkurs: Verfügbarkeit der EEX für den Regelenergiehandel Die handelsseitige Verfügbarkeit von untertägigen Regelenergieprodukten über den 24/7 Handel der EEX lag in 2013 bei 99,5%. (Unter Berücksichtigung von geplanten und ungeplanten Wartungsfenstern lag die Verfügbarkeit immer noch bei 98,6%) Die im Konsultationspapier aufgeführten Nichtverfügbarkeiten des EEX-Gasspotmarkts ergeben sich vorrangig aus der über das ganze Jahr 2013 hinweg in mehreren Etappen erfolgten Überführung der EEX Gasmärkte (Spot- und Terminmärkte) im Rahmen der PEGAS-Kooperation auf den Marktstandard Trayport ETS. Im Zuge dieser Umstellung waren zusätzliche Wartungsfenster nötig und es traten auch wenige ungeplante Nichtverfügbarkeiten auf. In dem im Konsultationspapier genannten Zeitraum fiel zudem die Einführung qualitätsspezifischer Gasprodukte am Gasspotmarkt der EEX zum Beginn des aktuellen Gaswirtschaftsjahrs am 1. Oktober 2013. Zusätzlich wurde der Handel an der EEX für einzelne Gasprodukte/Gasmärkte auch dann angehalten, wenn Marktgebietsverantwortliche selbst ein Wartungsfenster hatten und dies der EEX vorab mitteilten (z.b. 4. Dezember 2013, geplante Nichtverfügbarkeit von 4 Stunden). Nachdem der Migrationsprozess auf Trayport in 2013 abgeschlossen wurde, wird die EEX die Verfügbarkeit der Handelssysteme/Marktkommunikation zukünftig durch folgende Maßnahmen noch weiter erhöhen: Verbesserung der internen IT-Infrastruktur Verbesserung der Koordination nachgelagter Dienstleister Umsetzung der auf Trayport ETS angepassten Geschäftsprozesse Verbesserte Koordination/Kommunikation mit MGV und Handelsteilnehmern