Stellungnahme zur Neugestaltung des Bilanzierungssystems GABi 2.0 bne zur Einleitungsverfügung & 1. BNetzA- Konsultation zur Umsetzung des Netzkodex Gasbilanzierung (Az. BK7-14-020) Berlin, 5. Mai 2014. Die Vorschläge der Bundesnetzagentur (BNetzA) zur Anpassung des Bilanzierungssystems an die Vorgaben des europäischen Netzkodex Gasbilanzierung sind nach erster Einschätzung des bne insgesamt ein guter Ansatz für die nötige Weiterentwicklung. Allerdings kann der bne nicht alle Punkte des BNetzA-Modells unterstützen. Insbesondere bei der Ausgestaltung der Ausgleichsenergieentgelte schlagen wir einen Mittelweg zwischen dem Modell der BNetzA und dem Konzept der Fernleitungsnetzbetreiber vor: Mit einer anderen Zusammensetzung der einzelnen Preiselemente aus beiden Vorschlägen könnten hinreichend Anreize für ausgeglichene Bilanzkreise gesetzt und zugleich unnötig hohe Preisrisiken für die Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) vermieden werden. Hierzu schlägt der bne eine Begrenzung der Grenzankaufs- bzw. Grenzverkaufspreise vor, wenn diese den Tagesreferenzpreis zuzüglich eines Zu- bzw. Abschlags übersteigen bzw. unterschreiten. Eine Begrenzung ist deshalb erforderlich, da die Marktgebietsverantwortlichen (MGV) bisher keinen Anreiz haben, die (Grenz-)Kosten der Regelenergiebereitstellung möglichst gering zu halten und sie anders als Netzbetreiber - keiner Effizienzkontrolle unterliegen. Außerdem fordert der bne, dass die untertäglichen Datenmeldungen für RLM- Ausspeisepunkte spätestens zwei Stunden nach dem Ablesezeitraum den BKV bereitgestellt werden. Weiteren Regelungsbedarf sieht der bne bei der Abrechnung der Brennwertdifferenzen (RLM) und den Preisen für die Mehr- und Mindermengenabrechnung (SLP). Alle Änderungen, die mit der Festlegung zu GABi 2.0 einhergehen, sollten ohne Ausnahmen zum 1. Oktober 2015 in Kraft treten. Unsere Anmerkungen zu den Regelungsvorschlägen in den einzelnen Kapiteln der Einleitungsverfügung der BNetzA:
bne Stellungnahme Seite 2 I. Ausgleichsenergiepreise mit stärkerer Gesamtkostenorientierung Nach den Vorgaben des Netzkodex Gasbilanzierung hat eine Umstellung auf kostenbasierte Ausgleichsenergieentgelte zu erfolgen. Eine Orientierung der Ausgleichsenergieentgelte am Regelenergieeinsatz und den dafür bei den MGV anfallenden Kosten ist nach Ansicht des bne das richtige Modell, um den Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) einen geeigneten Anreiz zum Ausgleich ihrer Portfolien zu setzen und zum Anderen eine Optimierung gegen das Bilanzierungssystem zu verhindern. Eigentlich sollten die Ausgleichsenergiepreise die mengengewichteten Durchschnittspreise der Regelenergiebeschaffung der Marktgebietsverantwortlichen (MGV) widerspiegeln, allerdings wäre dies nicht kompatibel mit dem Netzkodex. Dieser gibt die Berücksichtigung der Grenzkosten der Regelenergiebeschaffung im Detail vor. Dabei könnte gerade das Modell der BNetzA zu den höchsten Ausgleichsenergiepreisen führen: Neben der Anwendung des durch den Netzkodex vorgegebenen höchsten Ankaufs- und niedrigsten Verkaufspreis der Regelenergie, soll sogar wenn gar keine Regelenergie vom MGV beschafft werden muss, die Ausgleichsenergie für die BKV extrem teuer abgerechnet werden mit Zu- bzw. Abschlägen i. H. v. 10 Prozent auf den Tagesreferenzpreis. Der bne lehnt dieses Modell daher ab. Das Heranziehen des Tagesreferenzpreises mit maximal nach dem Netzkodex zulässigen Zu-und Abschlägen widerspricht dem Grundsatz des Artikels 19 Ziffer 3 Netzkodex, nach dem das tägliche Ausgleichsenergieentgelt kostenorientiert zu bestimmen ist. Dabei ist bereits die Abrechnung der Grenzpreise der Regelenergiebeschaffung mit sehr hohen Preisrisiken für die BKV verbunden (siehe hierzu unsere ausführlichen Betrachtungen im Kapitel Regelenergiebeschaffung). In den vergangenen zwei Jahren wurde nicht an allen Tagen externe Regelenergie zum Systemausgleich eingesetzt. Bei NCG genügte an 195 Tagen (GASPOOL 163 Tage) des untersuchten Zeitraums vom 1. April 2012 bis zum 1. April 2014 die interne Regelenergie, um das System ausgeglichen zu halten. Das System war NCG außerdem häufiger überspeist als unterspeist. Alle Werte für beide Marktgebiete im Überblick: Einsatz externer Regelenergie (H- & L-Gas aggregiert) im Zeitraum 1.4.2012 31.3.2014 (730 Tage) Marktgebiet NCG Marktgebiet GASPOOL Regelenergie-Ankauf (System war unterspeist) Regelenergie-Verkauf (System war überspeist) Sowohl Regelenergieverkauf als auch -ankauf Weder Regelenergieverkauf noch Regelenergieankauf 256 Tage (35 %) 341 (47 %) 376 Tage (52 %) 172 (24 %) 61 Tage (8 %) 88 (12 %) 195 Tage (27 %) 163 (22 %)
bne Stellungnahme Seite 3 Der Netzkodex Gasbilanzierung macht für den Fall, dass kein Grenzverkaufspreis oder Grenzeinkaufspreis ermittelt werden kann, keine konkrete Vorgabe gemäß Artikel 22 Ziffer 4 ist in diesem Fall eine Ersatzregel festzulegen. Nach Ansicht des bne sollte das Ausgleichsenergiepreissystem 1. Anreize setzen, dass die BKV ihre Bilanzkreise ausgeglichen halten, 2. BKV dabei jedoch keinen extremen Preisrisiken aussetzen (sonst Markteintrittshürde) und 3. Überschüsse auf den Umlagekonten möglichst gering gehalten werden. Nach den Anforderungen des Netzkodex ist ein Neutralitätsmechanismus einzurichten, d.h. die Ausgeglichenheit des Umlagekontos ist bereits durch die Wahl eines Preissystems anzustreben, das die beim MGV anfallenden Kosten im Geltungszeitraum deckt. Keinesfalls kann damit gemeint sein, dass mit einer unter Umständen regelmäßigen Auszahlung der Regelenergieumlage an die BKV die zuvor angesammelten Überschüsse im Umlagekonto korrigiert werden müssen. Abgeleitet aus diesen Prämissen und unter Berücksichtigung der Vorgaben des Netzkodex möchte der bne folgende Änderungen zur Bestimmung der Ausgleichsenergieentgelte vorschlagen: Die extremen Preisspitzen bei den Grenzpreisen, die zum Teil die Tagesreferenzpreisen und sogar Referenzpreise mit Aufschlägen weit übersteigen, müssen begrenzt bzw. gekappt werden. Als geeignete Kappungsgrenze schlagen wir hierfür die Anwendung des Tagesreferenzpreises mit Zu- bzw. Abschlag von 10 % vor. Lokale Regelenergie darf nicht zur Ermittlung des höchsten bzw. niedrigsten Grenzankaufs- bzw. Grenzverkaufspreis herangezogen werden, um hierdurch verursachte extreme Preisaufschläge zu vermeiden. Denn der Ort der Regelenergiebereitstellung kann nicht direkt einem bestimmten Verhalten der BKV und Transportkunden zugeordnet werden. Wenn an einem Tag kein Grenzpreis ermittelt werden kann, dann ist der Tagesreferenzpreis bei der Abrechnung der Ausgleichsenergie anzuwenden (Vorschlag der FNB). Die Abbildung der bne-vorschläge in Preisformeln würde wie folgt aussehen:
bne Stellungnahme Seite 4 Positiver Ausgleichsenergiepreis in Euro/MWh = Grenzeinkaufspreis: Wenn Regelenergieeinkauf MGV = 0, dann Tagesreferenzpreis VHP, sonst Min { höchster Regelenergieeinkaufspreis MGV (global, qualitätsspezifisch), Tagesreferenzpreis VHP * 1,1} Negativer Ausgleichsenergiepreis in Euro/MWh = Grenzverkaufspreis: Wenn Regelenergieverkauf MGV = 0, dann Tagesreferenzpreis VHP, sonst Max { niedrigster Regelenergieverkaufspreis MGV (global, qualitätsspezifisch), Tagesreferenzpreis VHP * 0,9} Sofern bei der Ausgleichsenergiebestimmung nicht auf Zu- und Abschläge verzichtet werden kann, sollten diese zumindest sehr niedrig ausfallen (Beispiel Österreich: +/- 2 Prozent). Eine Anmerkung noch zur Aufforderung an die EEX, einen neuen Tagesreferenzpreis zu entwickeln: Der bne hebt hervor, dass ein Äquivalent zum heutigen Tagesreferenzpreis unbedingt erhalten bleiben muss, da zum Teil Lieferverträge auf diesen Preis referenzieren. II. Untertägliche Verpflichtungen: bne unterstützt BNetzA-Vorschlag Die von der BNetzA vorgeschlagene Variante ist ein für alle Marktparteien fairer Kompromiss: Die MGV können sich darauf verlassen, dass Bilanzkreisverantwortliche, die innerhalb des Tages Strukturierungsbedarf auslösen, angemessen an diesen Kosten beteiligt werden und somit verhindert wird, dass Einzelne die Flexibilität des Systems zum Nachteil aller BKV ausnutzten. Das Modell der BNetzA stellt für die BKV dagegen sicher, dass der zu entrichtende Flexibilitätskostenbeitrag nur die Kosten der untertäglichen Strukturierung abdeckt. In dem von den MGV und FNB vorgeschlagenen Konzept dagegen, würden Bilanzkreisverantwortliche mit zum Teil extremen Kostenbeträgen bestraft, die vom tatsächlichen Aufwand der MGV für die untertägliche Strukturierung weit entfernt liegen würden. Ein solches Modell entspricht nicht der durch den Netzkodex Gasbilanzierung vorgegeben Kostenorientierung. Stattdessen würden nur auf dem Umlagekonto der MGV stetig wachsende Überschüsse aufgehäuft. Der bne lehnt daher den Vorschlag der FNB ab und unterstützt die von der BNetzA entwickelte Variante.
bne Stellungnahme Seite 5 Nachteil beider Varianten ist jedoch der für alle Marktparteien relativ hohe Aufwand zur (laufenden) Ermittlung der Tagestoleranz und Monitoring der Einhaltung zwecks ggf. erforderlicher Gegenmaßnahmen. III. Untertägliche Informationsbereitstellung muss nachgebessert werden Untertägliche Mengenmeldungen unverzüglich gemäß GasNZV Leider sind die Vorschläge zur Bereitstellung der untertägigen RLM-Daten aus der Perspektive von Bilanzkreisverantwortlichen noch immer unzureichend. Die Regelung im Konzept der Fernleitungsnetzbetreiber geht keinen Schritt über die Minimalanforderungen des Netzkodex Gasbilanzierung hinaus und der bne lehnt diesen Vorschlag daher komplett ab. Ähnliche Vorgaben zur Datenbereitstellung bestehen seit Einführung der GABi Gas. Seit 2008 forderte der bne daher wiederholt, dass die Daten der Ist- Entnahmen an Ausspeisepunkten zu leistungsgemessenen Letztverbrauchern am Liefertag tatsächlich zeitnah an die BKV übermittelt werden. Doch die Netzbetreiber bildeten bisher in der Kooperationsvereinbarung allein ihr Interesse ab. Mit einem Zeitverzug heute von 7 Stunden übermittelte Bilanzkreisinformationen sind für den BKV für den unmittelbaren Ausgleich seines Bilanzkreises praktisch wertlos das gleiche gilt für die von den MGV angedachten 6 Stunden sowie für die von der BNetzA vorgeschlagene Übermittlungsfrist von 4 Stunden. Gemäß 26 Absatz 1 GasNZV haben Netzbetreiber und Marktgebietsverantwortliche sich gegenseitig sowie den Transportkunden und den Bilanzkreisverantwortlichen unverzüglich alle Informationen zur Verfügung zu stellen, die zur Vermeidung, zum Ausgleich und zur Abrechnung von Bilanzungleichgewichten erforderlich sind. Der bne fordert daher, dass die untertäglichen Daten den BKV spätestens 2 Stunden nach dem Ende des jeweiligen Zeitfensters übermittelt werden. Da insbesondere die ersten Stunden des Gastages wichtig für die Prognose der Ausspeisung im weiteren Tagesverlauf sind, erscheint uns die von der BNetzA vorgeschlagene Abgrenzung der zwei Zeitfenster sinnvoll. Bei einer Übermittlungsfrist von maximal 2 Stunden könnte das zweite Zeitfenster sogar noch um eine Stunde verlängert werden. Denn die Praxis zeigt auch, dass es besser geht: Zahlreiche Ausspeisenetzbetreiber (ANB) übermitteln die untertäglichen Daten bereits viel früher und senden diese direkt an die Bilanzkreisverantwortlichen. Um die lagen Laufzeiten zu vermeiden, sollte klargestellt werden, dass die Ausspeisenetzbetreiber die Daten der RLM- Ausspeisemengen auch direkt an BKV senden dürfen (analog zur Regelung bei den SLP- Allokationsdaten) also ohne Umweg über den MGV. Sofern die Datenübermittlungswege von der Entnahmestelle zum Ausspeisenetzbetreiber der Grund für das lange 6-Stunden-Zeitfenster zur Ermittlung der Ist-Mengen sind, sind die ANB in der Pflicht, für eine geeignete Datenübermittlungen zu sorgen. Diese Anstrengung werden die betreffenden Netzbetreiber aber nur realisieren, wenn das Zeitfenster
bne Stellungnahme Seite 6 für die Datenermittlung deutlich verkleinert wird. Die Entscheidung über die Verkürzung der Übermittlungsfrist kann nicht allein einer Kosten-Nutzen-Analyse der FNB überlassen werden, die weder unabhängig sein noch die Interessen der BKV hinreichend berücksichtigen wird. D+1 Allokationsdaten für RLM-Entnahmestellen Die Vorverlegung der Frist zur Übermittlung der D+1-Daten (für RLM- Entnahmestellen) auf 10 Uhr stellt eine sinnvolle Verbesserung gegenüber dem heutigen System dar. Diese Fristanpassung fordert der bne schon seit einigen Jahren. Der Hintergrund: BKV können die bereitgestellten D+1 Daten, sofern sie von ihrer Qualität her verwertbar sind, dann bereits in ihrer nächsten RLM-Prognose berücksichtigen und damit deren Qualität deutlich verbessern. Die verbesserte Prognosegüte kommt schließlich dem ganzen System zugute. IV. Verkürzte Nominierungsfrist auch für MÜP, GÜP & Speicher ermöglichen Die Verkürzung der Nominierungsfrist am virtuellen Handelspunkt (VHP) auf 30 Minuten wird sich positiv auf den Intra-Day-Handel auswirken. Allerdings gibt es keinen Grund, grundsätzlich an einer Nominierungsfrist von 2 Stunden für Grenzund Marktgebietsübergangspunkte sowie Speicher festzuhalten. Viele Speicherbetreiber können bereits heute die kürzere Nominierungsfrist technisch abwickeln und auch auf der niederländischen Seite bei einigen Grenzübergangspunkten beträgt die Nominierungsfrist nur 30 Minuten. Es sollte daher geprüft werden, dass dort wo es technisch möglich ist, auch an Grenz- und Marktgebietsübergangspunkten sowie Speichern die Nominierungsfrist auf 30 Minuten verkürzt wird. V. Regelenergie: Kosteneffiziente Beschaffung sicherstellen Wenn die Preise, zu denen die MGV externe Regelenergie beschaffen, für die Ausgleichsenergie und Flexibilitätskostenbeträge preissetzend sein sollen, dann muss seitens der MGV auch eine kosteneffiziente Beschaffung sichergestellt werden. Grundsätzlich sind darauf zwar die Vorgaben des Netzkodex Gasbilanzierung und in der Umsetzung das Zielmodell zur Regelenergiebeschaffung angelegt. Es ist jedoch zu beobachten, dass insbesondere GASPOOL seit dem 1. Oktober 2013 an der Börse Gas mit teilweise sehr hohen Aufschlägen Regelenergie beschafft (wir vermuten Abschlüsse in teuren Nachtstunden mit dem Market-Maker). Diese sind als extreme Preisausschläge bei näherer Betrachtung der höchsten Regelenergieeinkaufspreise des MGV über die vergangenen 2 Jahre sehr deutlich erkennbar:
bne Stellungnahme Seite 7 Aber auch bei NCG lassen sich wiederholt extreme Preisausschläge sowohl beim Regelenergieeinkauf als auch Regelenergieverkauf beobachten:
bne Stellungnahme Seite 8 VI. Bilanzierungsumlage: Bekanntgabe mit angemessener Vorlauffrist Die ex ante Festlegung und Veröffentlichung der Bilanzierungsumlagen durch die MGV verschafft den Bilanzkreisverantwortlichen die nötige Kalkulationssicherheit. Insbesondere für die Kalkulation von Angeboten für Standardlastprofilkunden ist die Festlegung der Bilanzierungsumlage für ein ganzes Jahr sehr sinnvoll. Der bne begrüßt daher diese Änderung gegenüber der bisherigen Festlegung ausdrücklich. Allerdings lehnen wir die Verkürzung der Veröffentlichungsfrist auf 4 Wochen ab. Nach der Einführung der GABi Gas im Jahr 2008 haben wir erreicht, dass hierfür heute in der Kooperationsvereinbarung mindestens 6 Wochen vorgegeben sind 1. Die Ankündigungsfrist von mindestens 6 Wochen zum Wirksamwerden der Änderung sollte daher bestehen bleiben sonst müssten auch die Fristen in den Verträgen der Lieferanten mit den Kunden angepasst werden. In der Verkürzung auf 4 Wochen sieht der bne dagegen für keine der Marktparteien einen Vorteil. 1 Anlage 4 der KoV VII: 26 Ziffer 7: Der MGV veröffentlicht die Regel- und Ausgleichsenergieumlage gemäß 25 Ziffer 3 zum 15. Februar und zum 15. August des Jahres. 12 Ziffer 1 (Konvertierungsentgelt und Konvertierungsumlage): Die Veröffentlichung erfolgt spätestens sechs Wochen vor Beginn des jeweiligen Geltungszeitraums.
bne Stellungnahme Seite 9 VII. Inkrafttreten aller Änderungen zum 1. Oktober 2015 Der bne lehnt eine gestaffelte Einführung der neuen Bilanzierungsregeln ab. Die teilweise Fortführung der alten GABi Gas bis Oktober 2016 mit der Fallgruppe RLMoT würde einige Transportkunden unangemessen benachteiligen. Sollten sich allein aus der Systemumstellung für die BKV verschärfte Anforderungen ergeben, wäre das inakzeptabel. Es gibt keinen hinreichenden Grund, die untertägliche Datenlieferung erst ein Jahr später umzusetzen. Die MGV erhalten die Daten von jedem ANB und leiten sie an die BKV ebenfalls aufgeteilt je ANB weiter. Es erfolgt beim MGV keine Bearbeitung dieser Daten. Die Bilanzkreisabrechnung unter Berücksichtigung der untertägigen Verpflichtungen ist ein ex-post-prozess. Die erste Bilanzkreisabrechnung nach dem neuen System für den Monat Oktober 2015 ist bis zum Ende Dezember 2015 durchzuführen. Nach Inkrafttreten der Neuregelungen am 1. Oktober blieben den MGV noch knapp drei weitere Monate, um die Anpassung ihrer IT-Systeme abzuschließen. VIII. Nur Standardangebotsverfahren berücksichtigt Interessen aller Seiten Der bne möchte die BNetzA bitten, ihren Standpunkt zur Durchführung eines Standardangebotsverfahrens zur Anpassung des Bilanzkreisvertrages noch einmal zu überdenken. Nur ein Standardangebotsverfahren der BNetzA kann derzeit sicherstellen, dass die Interessen beider Seiten der Netzbetreiber und der Bilanzkreisverantwortlichen in einem ausgewogenen Verhältnis bei der Vertragsanpassung berücksichtigt werden. Bei den Verhandlungen zur Kooperationsvereinbarungen erleben wir es regelmäßig, dass die Netzbetreiber versuchen Regelungen zu vereinbaren, die zum Nachteil der Netznutzer von gesetzlichen oder behördlichen Vorgaben abweichen. Aktuelles Beispiel hierfür ist wiederholt die Ausgestaltung der stündlichen Messwertübermittlung an die Transportkunden, die in der GeLi Gas unmissverständlich vorgegeben ist. IX. Mehr- und Mindermengenabrechnung: Preise sind noch zu regeln RLM-Ausspeisepunkte Der Entwurf der BNetzA beseitigt leider nicht die MMMA für RLM- Ausspeisepunkte, denn die Differenzmengen (Brennwertdifferenz) sind noch immer vorhanden; sie sollen im BNetzA-Modell lediglich implizit zum Ausgleichsenergiepreis abgerechnet werden. Dies lehnt der bne jedoch ab, da die Ausgleichsenergiepreise insbesondere im BNetzA-Modell immer über dem VHP-Preis liegen würden. Vor dem Hintergrund der Tatsache, dass die BKV allerdings überhaupt keinen Einfluss auf die Brennwertdifferenz haben, fordert der bne, dass diese Differenzmengen über eine MMMA mit dem Tagesreferenzpreis abgerechnet werden.
bne Stellungnahme Seite 10 SLP-Ausspeisepunkte Weder im BNetzA-Modell noch im Konzept der FNB sind Angaben zu finden, mit welchen Preisen die Mehr- oder Mindermenge abgerechnet wird, die sich aus der Differenz zwischen der Allokations- und der Netznutzungsmenge ergibt. Da die BKV jedoch gar keinen Einfluss auf die Qualität der SLP-Allokationen der ANB haben, dürfen zur Ermittlung des MMM-Preises nicht die Ausgleichsenergiepreise herangezogen werden. Für Rückfragen: Anne Köhler (+49 30 400 548 14, anne.koehler@bne-online.de)