Erdgas alles wie beim Strom? Netzzugangsmodell Gas 14. November 2006 - Berlin
Grundlagen des logistischen Systems Besonderheiten des Erdgastransportes Netzzugangs- und Entgeltsysteme Aktuelle Regulierungsthemen Ausgleichsprodukte 2
Erdgaslogistik typischer Aufbau der Gaswirtschaft üfnb Entry (GÜP, inl. Prod.) Exit Bh > 6.000 h ca. 25.000 mengengesteuert typische Druckstufen bzw. Nennweiten: (funktionale Abgrenzung erforderlich; technische Kriterien nur Indizien) PN 40-100 DN 600-1400 RNB NKP Exit Bh ~ 4.000 h ca. 50.000 km mengengesteuert PN 16-70 DN 100-600 NKP ÖNB Exit Bh ~ 2.500 h ca. 330.000 km i.d.r. druckgeregelt PN <= 16 DN <= 400 ggf. Netzpuffer, LPG-Anlagen, Röhrenspeicher 3
Wesentliche Unterschiede Gas gegenüber Strom lange Pipelines sowie LNG Speicherbarkeit (Netzpuffer, Speicheranlagen) langsame Reaktion verschiedene, sicherheits-, anwendungs- und abrechnungstechnisch voneinander zu trennende Gasqualitäten sehr heterogene Struktur der Gaswirtschaft keine klare Abgrenzung der Netzstufen nach allein technischen Kriterien oder der Geographie möglich, zahlreiche Überlappungen und Transportalternativen keine allgemeine Versorgungspflicht, daher niedrigerer Penetrationsgrad vielfach (regelmäßig auf der überregionalen und regionalen Stufe) aktive Steuerung der Netze auf Basis von Nominierungen etc. 4
Erdgas ist nicht gleich Strom (1) Lage und Anzahl der Quellen Strom P > 100 MW : ca. 170 Standorte mit P ges = ca. 65 % Erdgas 6 Quellenländer ca. 15 Quellpunkte mit P ges = ca. 98 %
Erdgas ist nicht gleich Strom (2) Speicherfähigkeit von Erdgas: in Leitungen (Netze, Röhrenspeichern) in Gasbehältern in Großgasspeichern (Untertage, LNG) Notwendigkeit zur Bildung von stündlichen (täglichen, monatlichen) Mengenbilanzen über jeden Netz- und Speicherbetreiber
Erdgas ist nicht gleich Strom (3) starke Abhängigkeit des Verbrauchs von der Außentemperatur Verbrauch kann nicht mittel- oder langfristig vorausgesagt werden ggf. regional Ausgleich großer Leistungsschwankungen notwendig wegen nicht zutreffender Prognosen Tarifierung nach dem Prinzip der Inanspruchnahme würde zu einer hohen Volatilität der Erlöse (Kostenunter- u. Kostenüberdeckung) bei den Netzbetreibern führen
Erdgas ist nicht gleich Strom (4) Unterschiedliche Gasbeschaffenheiten Austauschbarkeit von Gasen nur innerhalb in sich geschlossener Absatzgebiete möglich -Gas-Beschaffenheiten Nordsee 85% C 4 Russisch 98% C 4 Nordverbund 89% C 4 L-Gas-Beschaffenheiten L olland 83% C 4 L Verbund 85% C 4
Components of natural gas (1) Classification of various hydrocarbons Paraffins: C n 2n+2 C 4 methane C 2 6 ethane C 3 8 propane C 4 10 2-methylpropane C 4 10 butane etc. C 4 methane C C 2 6 - ethane C C Butane is the first component that has an isomer. Isomers have the same chemical composition and the same molar mass as normal molecule, differing only in certain properties. C C 4 10 butane C C C C 4 10 - methylpropane C C C C Olefins: C n 2n C 2 4 C 3 6 C 4 8 etc. ethene propene butene C 3 6 propene C C C C Naphtene(cycloalkanes): C n 2n C 3 6 cyclopropane C 4 8 cyclobutane C 5 10 cyclopentane C 6 12 cyclohexane etc. C 4 8 - cyclobutane C C C 9
Components of natural gas (2) Classification of various hydrocarbons C 3 Aromatics: C 6 6 C 7 8 C 8 10 benzene toluene o-xylene C 6 6 benzene C C C C C C 7 8 - toluene C C C C C C C Mercaptans: R = alkyl group C 3 S C 2 5 S C 3 7 S C 3 7 S methyl mercaptan ethyl mercaptan n-propyl mercaptan i-propyl mercaptan C 3 S methyl mercaptan C S C 2 5 S ethyl mercaptan C C S Alcohols: RO R = alkyl group C 3 O methyl alcohol (methanol) C 2 5 O ethyl alcohol C 3 7 O n-propyl alcohol C 3 7 O i-propyl alcohol C 3 O methyl alcohol C O C 2 5 O ethyl alcohol C O C 10
Chemical reaction of combustion equations for common components of fuel gases: 2 +0.5 O 2 1 2 O CO+0.5 O 2 1 CO 2 C 4 +2 O 2 1 CO 2 +2 2 O C 2 4 +3 O 2 2 CO 2 +2 2 O C 2 6 +3,5 O 2 2 CO 2 +3 2 O C 3 8 +5 O 2 3 CO 2 +4 2 O C 4 10 +6,5 O 2 4 CO 2 +5 2 O 2 S+1,5 O 2 1 2 O+1 SO 2 for hydrocarbons in general: C n m +(n+m/4)o 2 nco 2 +m/2 2 O 11
DVGW Regelwerk Gasbeschaffenheit 12
DVGW Regelwerk Gasabrechnung 13
T E N E T E R L A N D S R I N E CS Epe Duisburg Ochtrup NORWAY GERMANY Bochum RU R U R R Münster Werne Dortmund Arnsberg Minden Bielefeld Paderborn Warburg Erdgas- Qualitätsgebiete in Nordrhein- Westfalen Düsseldorf Wuppertal Lüdenscheid Aachen BergheimKöln Nordrhein - Westfalen / Zeebrugge ) RWE B E L Transportnetz G I U M Gas 18.1.2007 Rheinland - Pfalz Siegen essen L-Gas (BRD) L-Gas (NL) -Gas (GUS) -Gas (Nor) -Gas (GB) -Gas (Mix)
Erdgas ist nicht gleich Strom (5) bestehende Konkurrenz der Netzbetreiber Wettbewerb zwischen den Fernleitungsgesellschaften Konkurrenz zwischen Fernleitung und regionaler Verteilung auch beschränkte Konkurrenz zwischen regionaler und örtlicher Verteilung
Bis 2006 Biogaserzeugung und direkte Verstromung Ab 2007 Biogaserzeugung und Einspeisung in Erdgasnetze Biogasproduktion / -aufbereitung / -veredlung Biomethan Erdgasnetze der TSO, DSO, Stadtwerke Neue Verwendung: Verstromung nach Ein- und Ausspeisung (EEG) Biogas als Kraftstoff Biogas im Wärmemarkt (aushalte, Industrie)
Netzzugangs- und Entgeltsysteme drei Netzebenen, zwei Netzzugangs- und Entgeltsysteme Netzebene (funktional) überregional regional örtlich Netzzugangssystem Entry-Exit Exit Entgeltsystem Entry- u. Exit-Entgelte Briefmarke (Punktmodell) Entgeltbildung wettbewerbsorientiert kostenorientiert Kapazitätsentgelt Netzpartizipation Vergleichssystem *) nationaler und ggf. internat. Vergleichsmarkt Strukturklassen grds. nationaler Vergleich *) stets unter Berücksichtigung struktureller Unterschiede 17
Gasnetzzugang nach 20 Abs. 1b EnWG Zur Ausgestaltung des Zugangs müssen Betreiber Einspeise- und Ausspeisekapazitäten anbieten, die den Netzzugang ohne Festlegung eines transaktionsabhängigen Transportpfades ermöglichen... Zur Abwicklung des Zugangs ist ein Vertrag... über Einspeisekapazitäten erforderlich (Einspeisevertrag). Zusätzlich muss ein Vertrag... über Ausspeisekapazitäten abgeschlossen werden (Ausspeisevertrag). Alle Betreiber von Gasversorgungsnetzen sind verpflichtet, zusammenzuarbeiten, damit der Transportkunde zur Abwicklung eines Transports auch über mehrere Netze nur einen Einspeise- und einen Ausspeisevertrag abschließen muss, es sei denn, diese Zusammenarbeit ist technisch nicht möglich oder wirtschaftlich nicht zumutbar. Sie sind... verpflichtet bei... der Kosten- oder Entgeltwälzung eng zusammenzuarbeiten. Bei einem Wechsel des Lieferanten kann der neue Lieferant vom bisherigen Lieferanten, die Übertragung... der vom bisherigen Lieferanten gebuchten Ein- und Ausspeisekapazitäten verlangen... Betreiber von Fernleitungsnetzen sind verpflichtet, die Rechte an gebuchten Kapazitäten so auszugestalten, dass sie den Transportkunden berechtigen, Gas an jedem Einspeisepunkt für die Ausspeisung an jedem Ausspeisepunkt ihres Netzes... bereitzustellen (entry-exit System). 18
BGW/VKU-Kooperationsvereinbarung Zwei-Vertragsvariante (2VV) - Einzelbuchungsvariante (EBV) - Variante (a) Gesamtsystem (2VV) Einspeisevertrag mit Entry-Entgelt: Grenzübergangspunkt (GÜP) virtueller andelspunkt (VP) Marktgebiet Einspeisevertrag Variante (a) 2VV Variante (b) EBV GÜP Einspeisevertrag Ausspeisevertrag mit Exit-Entgelt: Virtueller andelspunkt Letztverbraucher (LV) Zwischen den Netzbetreibern Entgeltwälzung VP FNB NKP Zwischen- Ausspeisevertrag - Variante (b) Baukastensystem (EBV) Beschaffung des Netzzugangs in Einzelteilen RNB Zwischen-Ein-/ Ausspeisevertrag Wahlrecht obliegt den Transportkunden NKP Integrierte Regional-/City-Gate-Verträge weiterhin mit EBV möglich ÖNB Varianten müssen wirtschaftlich gleichwertig sein Ausspeisevertrag LV Ausspeisevertrag 19
Aktuelle Regulierungsthemen Missbrauchsverfahren bne/nuon (I) Missbrauchsverfahren nach 31 EnWG durch bne und NUON gegen RWE Transportnetz Gas, E.ON anse sowie Stadtwerke annover mit dem Ziel 1. Untersagung der Einzelbuchungsvariante (EBV) und 2. Unwirksamkeit der Einteilung in 19 Marktgebiete Musterverfahren exemplarisch gegen drei Erstunterzeichner der Kooperationsvereinbarung als Vertreter der überregionalen, regionalen und örtlichen Netzstufe mit erheblichen Auswirkungen auf das BGW/VKU Netzzugangsmodell insgesamt, da wesentliche Säule des Modells angegriffen Entscheidung am 17.11. durch BK 7 der BNetzA (188 Seiten) 20
Aktuelle Regulierungsthemen Missbrauchsverfahren bne/nuon (II) Wesentlicher Inhalt des Beschlusses der BNetzA: Antrag bezüglich Marktgebietseinteilung unzulässig, allerdings wird Marktgebietsreduzierung in parallelem Verfahren vorangetrieben EBV nicht gesetzlich gefordert, also keine Verpflichtung zum Angebot konkrete Ausgestaltung der EBV rechtswidrig, u.a. wegen: Ineffizienz (Abwicklungsaufwand, effizienter Netzzugang, Ausgleichsenergie) Wettbewerbs- und Liquiditätsschädigung (Fragmentierung des andels durch Citygate-Verträge) Diskriminierung (Gleichzeitigkeit, Gleichpreisigkeit, Fristen) EBV auch systemimmanent rechtswidrig (damit Verbesserung ausgeschlossen) daher Untersagung der Anwendung der EBV Folge: Eine wesentliche Säule des Netzzugangssystems darf nicht mehr angewendet werden 21
Aktuelle Regulierungsthemen Missbrauchsverfahren bne/nuon (III) Untersagung der EBV führt zur Nichtigkeit der auf dieser Basis geschlossenen Netzzugangsverträge und hat wegen Wegfalls der Lieferpunkte auch erhebliche Auswirkungen auf integrierte Regiogate- und Citygate-Verträge Entscheidung erfasst formal nur Netzzugangsverträge, die nach Inkrafttreten der KoV abgeschlossen wurden (Umstellungszeitraum bis zum 01.04.2007) übrige Netzzugangsverträge allerdings ebenfalls betroffen (BNetzA weist darauf hin, dass sie eine Umstellung bis zum 01.10.2007 für erforderlich hält) weiterer Gleitpfad für die Migration zu einem reinen Zweivertragsmodell Abwicklung aller neuen Netzzugangsbegehren nur nach diesem Modell bis zum 31.01.2006: Überarbeitung der Kooperationsvereinbarung (Entwurf an die BK bis zum 05.01.2007) einige in den Gründen ausgeführte Rechtsauffassungen haben z.t. erheblichen Einfluss auch auf die Zweivertragsvariante (z.b. Kapazitätsmodell, nachgelagerte Bilanzkreise, Speichereinbindung) 22
Marktgebiet Import inländische Quelle VP a. MG Einspeisungen (Entrys) Importpunkte inländische Quellen andere Marktgebiete (marktgebietsüberschreitender Transport - MüT) Speicher (Regional Gate) VP marktgebietaufspannendes (Teil-)Netz ggf. weitere nachgelagerte (Teil-)Netze örtliche Verteilungsnetze Ausspeisungen (Exits): andere Marktgebiete (MüT) Speicher (Regional Gate) (City Gate) Letztverbraucher Exportpunkte 23
Marktgebietseinteilung 19 Marktgebiete 16 beteiligte Netzbetreiber 1. Bayerngas Gmb: Marktgebiet Südbayern 2. BEB Transport Gmb & Co. KG, Dangas Gmb Regiegesellschaft und Statoil Deutschland Gmb (FN): Marktgebiet -Gas Nord 3. BEB Transport Gmb & Co. KG und ExxonMobil Gastransport Deutschland Gmb: Marktgebiet L-Gas Nord E.ON Ruhrgas Transport AG & Co. KG (ERT): 4. Marktgebiet -Gas Nord 5. Marktgebiet -Gas Mitte 6. Marktgebiet -Gas Süd 7. Marktgebiet L-Gas 8. Erdgas Münster Transport Gmb & Co. KG: Marktgebiet EGMT 9. EWE AG: Marktgebiet Verbundnetz Ems-Weser-Elbe 10. Gas-Union Transport Gmb Co. KG: Marktgebiet Gas-Union 11. Gaz de France Deutschland Transport Gmb: Marktgebiet der Gaz de France Deutschland Transport 12. Gasversorgung Süddeutschland Gmb und Eni Gas & Power Deutschland S.P.A: Marktgebiet GVS-ENI 13. ONTRAS VNG Gastransport Gmb: Marktgebiet ONTRAS RWE Transportnetz Gas Gmb: 14. Marktgebiet RWE I (-Gas Nord) 15. Marktgebiet RWE II (L-Gas West) 16. Marktgebiet RWE III (-Gas Süd) WINGAS TRANSPORT Gmb & Co. KG: 17. Marktgebiet WINGAS TRANSPORT I 18. Marktgebiet WINGAS TRANSPORT II 19. Marktgebiet WINGAS TRANSPORT III 24
Kundenzuordnung zu Marktgebieten Verfahren bei Marktgebietsüberlappung Kundenzuordnung erfolgt durch den ändler mit Unterstützung durch die Netzbetreiber, initial vor Beginn des GWJ 06/07 Die Kundenzuordnung erfolgt nach folgender Priorisierung: netzhydraulische Zuordnung vertragliche Zuordnung aufgrund bestehender andelsverträge ratierlich nach Kundengruppen Lastprofilkunden aushalt Lastprofilkunden Gewerbe Industrie Netzbetreiber führen Zuordnungsverzeichnisse Marktgebiet 1 Marktgebiet 2 Marktgebiet 3 FNB 1 20 VP ydraulische Trennung 10 FNB 2 VP FNB 3 VP 30 50 ÖNB Änderung bei freien Kapazitäten möglich 1) netzhydraulische Zuordnung 2) vertragliche Zuordnung 3) ratierliche Zuordnung 25
2VV - Vertragsübersicht Marktgebiet FNB VP Einspeisevertrag Bilanzkreisvertrag Kooperationsvertrag Netzkopplungsvertrag Rahmenvertrag Rahmenvertrag RNB Netzkopplungsvertrag Ausspeisevertrag Transportkunde bzw. BKV Gasliefervertrag ÖNB Netzanschluss- und Anschlussnutzungsvertrag Letztverbraucher = Anschlussnehmer 26
2VV - Kapazitätsbuchungen durch TK Marktgebiet K en der Transportkunde bucht VP FNB - Entry-Kapazität vom GÜP zum VP - Exit-Kapazität für seine Letztverbraucher K ex K en aggregiert durch RNB der Netzbetreiber bucht RNB - die je NKP saldierten Exit-Kapazitäten an seinem Netz (nachgelagerte Netze und/oder Letztverbraucher), mit durch TK LV 2 K ex,2 K ex aggregiert durch ÖNB Gleichzeitigkeitsgraden (g i ) korrigiert ÖNB durch TK LV 1 K ex,1 27
2VV - Gleichzeitigkeit Marktgebiet VP K en,1 FNB K ex,1 = 100 * g 1,3 * g 1,2 = 92 K en,1 = 100 * g 1,3 * g 1,2 = 92 RNB g 1,2 = 0,97 K ex,1 = 100 * g 1,3 = 95 ÖNB g = 0,95 1,3 K ex,1 = 100 Σ K ex,i * g i,netz = Σ K en,i Die Summe der gebuchten Exit- Kapazitäten eines Netzes ist größer als die Entry-Kapazität (Durchmischung) Die Gleichzeitigkeitsgrade g i ergeben sich je Netz aus allen Kapazitäten an Ein-/ Ausspeisepunkten unabhängig vom System Die Buchung eines Netzbetreibers für das vorgelagerte Netz entspricht der Summe der Exit-Kapazitäten K des Netzes multipliziert mit den jeweils anzuwendenden g i LV 1 28
Bilanzkreissystem allgemein E E A A BK E nbk nbk A Transportkunde Nach BNetzA- Entscheidung in Frage gestellt BK NB BK NB BK NB ÜFNB RNB NKP-Bilanzkonten NKP-Bilanzkonten ÖVNB Netzbetreiber Transportkunden / BKV: über das Einbringen in Bilanzkreise werden Transportkapazitäten nutzbar gemacht alle Ein- und Ausspeisungen in/aus Bilanzkreisen sind vom BKV zu nominieren oder ersatzweise ist ein Messwert bzw. ein Lastprofil zur Verfügung zu stellen. Netzbetreiber: aus den Nominierungen der Transportkunden bzw. den Ersatzverfahren und den Zuständen der Bilanzkreise erhalten die Netzbetreiber ihre Informationen für die Netzsteuerung neben den Bilanzen für die Transportkunden müssen Netzbetreiber ihr Netzbilanzen führen Ausgleichsenergie Steuerungsmengen an den Netzkopplungspunkten (NKP) Betriebsverbräuche Messdifferenzen etc. 29
Einbindung von Speichern Marktgebiet Entry Speicher sind buchbare Aus- und Einspeisepunkte. Speicher in dem VP nachgelagerten Netzen reduzieren Kapazitätsbuchungen in vorgelagerten Netzen und damit Entgelte für Transportkunden. Sie haben u.a. transportkapazitätsersetzende Wirkung. Möglichkeit der Optimierung der Transportkosten durch die Transportkunden muss entsprechend der gaswirtschaftlichen Üblichkeit erhalten bleiben, und zwar sowohl beim EBV als auch beim 2VV. 100 40 = 60 E 40 E Entry 100 E FNB RNB ÖNB VP 30
Einbindung regionaler/lokaler Speicher in den Ausspeisevertrag im 2VV A / E 10 / 40 VP BK 60 AV 100 Transportkunde richtet einen zusätzlichen Bilanzkreis in dem Netz und bei dem Netzbetreiber ein, in dem der Speicher eingebunden ist. Transportkunde bucht bei demselben Netzbetreiber am Anschlusspunkt des Speichers Ein- und Ausspeisekapazitäten und bindet diese in den o.g. Bilanzkreis ein. Transportkunde vereinbart beim Abschluss des Ausspeisevertrags mit dem Ausspeisenetzbetreiber, - dass der Ausspeisevertrag mit dem o.g. Bilanzkreis verknüpft wird und - um welchen Betrag die Transportkapazität zwischen Bilanzkreis und VP reduziert wird. Die Kapazitätsreduzierung wird im Ausspeiseentgelt berücksichtigt. Transportkunde nominiert sowohl die Einspeisungen aus bzw. Ausspeisungen in den Speicher als auch den Transport zwischen VP und Bilanzkreis. 31
Ausgleichsprodukte Lastschwankungen prognostizierter Verbrauch eines Endkunden (z.b. gemäß Außentemperatur u./o. Produktionsprozess) Stundenleistung tatsächlicher Verbrauch eines Endkunden Die Differenzen zwischen prognostiziertem und tatsächlichem Verbrauch sind abhängig von der Güte der Prognose. Bei vertretbarem Prognoseaufwand verbleibende Differenzen werden als unvermeidliche, strukturell nicht planbare Lastschwankungen bezeichnet und sind auch nicht vom Netzbetreiber vorhersagbar. Zeit 32
Basis-Bilanzausgleich (BBA) stündliche u. kumulierte Ein- / Ausspeisedifferenzen Stundenleistung Q Ausspeisung Einspeisung (Überschussmenge) gebuchte Kapazität Gastag Zeit t (Fehlmenge) Ein- / Ausspeisedifferenzen, gemäß GasNZV im Rahmen verfügbarer Kapazitäten mindestens - stündliche Toleranzgrenze von 10% - kumulierte Toleranzgrenze von einer Q h der gebuchten Kapazität 33
Basis-Bilanzausgleich (BBA) Gewährung von Toleranzen ggf. Ausgleich Stundenleistung Q obere Toleranzgrenze Ausgleich: - pönalisiert durch NB, damit BKV zunächst selbst für einen Ausgleich sorgen - ggf. aus zugehörigen vorgelagerten Bilanzkreisen kumulierte Ein- / Ausspeisedifferenzen Zeit t untere Toleranzgrenze ggf. Ausgleich 34
Bilanzausgleich BBA und erweiterter Bilanzausgleich (EBA) ggf. Ausgleich Stundenleistung Q kumulierte Ein- / Ausspeisedifferenzen + x obere Toleranzgrenze EBA obere Toleranzgrenze BBA x = erweiterter Bilanzausgleich Zeit t untere Toleranzgrenze BBA -x untere Toleranzgrenze EBA Ausgleich: - pönalisiert durch NB, damit BKV zunächst selbst für einen Ausgleich sorgen - ggf. aus zugehörigen vorgelagerten Bilanzkreisen ggf. Ausgleich 35