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bericht
Ausgleichs- und
Regelenergiesystem Gas
Bericht zum Ausgleichs- Regelenergiesystem Gas
Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Bericht zur Evaluierung der wirtschaftlichen Wirkungen des Ausgleichs-
und Regelenergiesystems gemäß § 30 GasNZV 1. April 2011
Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Tulpenfeld 4
53113 Bonn Tel.: +49 228 14-0 Fax.: +49 228 14-8872
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Gliederung
1. Zusammenfassung ... 9
2. Einleitung ... 11
2.1.Rechtsgrundlage ... 11
2.2.Konsultation der betroffenen Wirtschaftskreise... 11
2.3.Beteiligung der Länder ... 12
2.4.Daten... 12
2.5.Berichtszeitraum... 13
3. Regulatorische Rahmenbedingungen ... 14
3.1.Das alte Ausgleichs- und Regelenergieregime vor dem 01.10.2008: Stundenbilanzierung, hohe Ausgleichsenergieentgelte, uneinheitliche Regeln ... 14
3.2.Das neue Ausgleichs- und Regelenergieregime ab dem 01.10.2008: Die Einführung der Tagesbilanzierung durch die Festlegung „GABi Gas“ ... 15
3.3.Marktgebiete... 17
3.4.Die neuen Vorgaben der GasNZV ... 19
4. Wettbewerbliche Auswirkungen des Ausgleichs- und Regelenergieregimes auf die Gashandelsmärkte... 21
5. Entgelte... 25
5.1.Ausgleichsenergieentgelte ... 25
5.2.Strukturierungsbeiträge ... 31
5.3.Umlage ... 35
5.4.Abrechnung der Mehr- und Mindermengen ... 37
5.5.Gesamteinnahmen aus Ausgleichsenergieentgelten – Gesamtpreise für Bilanzkreisverantwortliche... 39
5.6.Bewertung ... 40
6. Netzkonten und Kundengruppen ... 43
6.1.Datenübermittlung und Datenqualität... 44
6.2.Zusammensetzung der Netzkonten ... 50
6.3.Gesamtausspeisung an Letztverbraucher... 52
6.4.Letztverbraucher mit Standardlastprofil... 62
6.4.1. Verfahren ... 63
6.4.2. Prognosegenauigkeit ... 66
6.5.Letztverbraucher mit registrierender Leistungsmessung ... 83
6.6.Bewertung ... 86
7. Transparenz... 90
7.1.Einhaltung der Veröffentlichungs- und Informationspflichten ... 90
7.2.Bewertung ... 92
8. Regelenergie ... 97
8.1.Einsatz von Regelenergie ... 97
8.1.1. Einsatz interner Regelenergie ... 97
8.1.2. Externe Regelenergie ... 101
8.1.2.1. Externe Regelenergie: Ein- und Verkauf ... 101
8.1.2.2. Externe Regelenergie: Untertägige Strukturierung ... 110
8.2.Einsatz externer Regelenergie und Kundengruppen ... 113
8.3.Kosten und Erlöse externer Regelenergie ... 122
8.3.1. Beschaffungspreise... 122
8.3.2. Kosten und Erlöse aus Ein- und Verkauf ... 125
8.3.3. Kosten der Vorhaltung für den Ein- und Verkauf ... 128
8.3.4. Kosten für die untertägige Strukturierung... 131
8.3.5. Gesamtbetrachtung Kosten und Erlöse ... 133
8.4.Anbieter für externe Regelenergie ... 136
8.4.1. Verfahren und Marktteilnehmer... 136
8.4.2. Ausschreibung Ein- und Verkauf... 139
8.4.3. Ausschreibung für die Vorhaltung ... 144
8.4.4. Ausschreibung für die untertägige Strukturierung ... 144
8.5.Bewertung ... 144
9. Internationale Erfahrungen ... 147
9.1.Das Bilanzierungssystem in Großbritannien ... 147
9.2.Das niederländische Bilanzierungssystem ab April 2011... 151
9.3.ERGEG Framework Guideline on Balancing ... 156
9.4.Bewertung ... 159
10. Gesamtbewertung ... 161
11. Vorschläge zur Weiterentwicklung – Handlungsvorschläge ... 166
12. Wesentliche Abkürzungen ... 171
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Entwicklung der H-Gas Marktgebiete ... 17
Abbildung 2: Entwicklung der L-Gas Marktgebiete ... 18
Abbildung 3: Stand der Marktgebiete am 01.04.2011... 19
Abbildung 4: Entwicklung der Lieferantenwechsel bei Letztverbrauchern... 21
Abbildung 5: Entwicklung der in den Ausspeisenetzen tätigen Lieferanten... 22
Abbildung 6: Entwicklung des Erdgashandels an virtuellen Handelspunkten... 23
Abbildung 7: Entwicklung der Handelsteilnehmer an ausgewählten virtuellen Handelspunkten ... 24
Abbildung 8: Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise und der Referenzpreise zur Bildung der Ausgleichsenergiepreise vom 01.10.2008 bis 30.09.2010 ... 25
Abbildung 9: Entwicklung der Referenzpreise zur Bildung der Ausgleichsenergieentgelte an ausgewählten virtuellen Handelspunkten ... 26
Abbildung 10: Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise und des Grenzübergangspreises für Erdgas in Deutschland vom 01.10.2008 bis 30.09.2010 ... 27
Abbildung 11: Energiemengen, für die im Gaswirtschaftsjahr 2008/2009 von den Marktgebietsverantwortlichen Ausgleichsenergieentgelte eingenommen (positive AE) bzw. bezahlt (negative AE) wurden ... 28
Abbildung 12: Energiemengen, für die im Gaswirtschaftsjahr 2009/2010 (bis Mai 2010) von den Marktgebietsverantwortlichen Ausgleichsenergieentgelte eingenommen bzw. bezahlt wurden ... 29
Abbildung 13: Anteil der Ausgleichsenergiemenge an der gesamten von RLMmT- und RLMoT- Letztverbrauchern ausgespeisten Menge... 29
Abbildung 14: Gegenüberstellung von positiven Ausgleichsenergiepreisen und Grenzübergangspreis ... 31
Abbildung 15: Variable Strukturierungsbeiträge während eines Gastages bei einer Über- oder Unterspeisung am Beispiel der Marktgebiete Aequamus und Gaspool .... 33
Abbildung 16: Anteil der Ausspeisemenge für die seitens der Marktgebietsverantwortlichen Strukturierungsbeiträge eingenommen wurden an der gesamten an RLMmT und RLMoT ausgespeisten Menge vom 01.04.2009 bis 31.03.2010... 34
Abbildung 17: Entwicklung der Regel- und Ausgleichsenergieumlage in den Marktgebieten vom 01.10.2008 bis 31.03.2011 ... 36
Abbildung 18: Entwicklung der Regel- und Ausgleichsenergieumlage in den Marktgebieten vom 01.10.2008 bis 30.09.2011 ... 37
Abbildung 19: Entwicklung der Preise für die Mehr- und Mindermengenabrechnung vom 01.10.2008 bis 30.09.2010 ... 38
Abbildung 20: Kosten des Regel- und Ausgleichsenergiesystems pro Marktgebiet... 39
Abbildung 21: Anteil der von den Marktgebietsverantwortlichen gemeldeten Netzkonten ... 45
Abbildung 22: Anteil prüfungsbedürftiger Netzkonten... 46
Abbildung 23: Anteil der Netzkonten mit einem Tageswert kleiner 100 kWh ... 47
Abbildung 24: Anteil der Netzkonten mit zum Vortag identischen Tageswerten ... 48
Abbildung 25: Auftrittshäufigkeit eines zum Vortag identischen Wertes in den Netzkonten... 50
Abbildung 26: Zusammensetzung der gemeldeten Netzkonten ... 51
Abbildung 27: Zusammensetzung der Kundengruppen in den gemeldeten Netzkonten... 51
Abbildung 28: Anteil der Marktgebiete an der Gesamtausspeisung im Gaswirtschaftsjahr 2008/09 ... 52
Abbildung 29: Marktgebiet NCG – Ausspeisemengen an Letztverbraucher... 53
Abbildung 30: Marktgebiet NCG – Anteil der Ausspeisemenge je Kundengruppe an der
Gesamtausspeisemenge ... 54
Abbildung 31: Marktgebiet Gaspool – Ausspeisemengen an Letztverbraucher ... 54
Abbildung 32: Marktgebiet Gaspool – Anteil der Ausspeisemenge je Kundengruppe an der Gesamtausspeisemenge ... 55
Abbildung 33: Marktgebiet Aequamus – Ausspeisemengen an Letztverbraucher ... 55
Abbildung 34: Marktgebiet Aequamus – Anteil der Ausspeisemenge je Kundengruppe an der Gesamtausspeisemenge ... 56
Abbildung 35: Marktgebiet OGE-L – Ausspeisemengen an Letztverbraucher ... 56
Abbildung 36: Marktgebiet OGE-L – Anteil der Ausspeisemenge je Kundengruppe an der Gesamtausspeisemenge ... 57
Abbildung 37: Marktgebiet Thyssengas H – Ausspeisemengen an Letztverbraucher... 57
Abbildung 38: Marktgebiet Thyssengas H – Anteil der Ausspeisemenge je Kundengruppe an der Gesamtausspeisemenge ... 58
Abbildung 39: Marktgebiet Thyssengas L – Ausspeisemengen an Letztverbraucher ... 58
Abbildung 40: Marktgebiet Thyssengas L – Anteil der Ausspeisemenge je Kundengruppe an der Gesamtausspeisemenge ... 59
Abbildung 41: Marktgebiet NCG – Zusammensetzung nach Kundengruppen ... 61
Abbildung 42: Marktgebiet Gaspool – Zusammensetzung nach Kundengruppen... 62
Abbildung 43: Anwendung des analytischen Lastprofilverfahrens in den Marktgebieten ... 64
Abbildung 44: Allokationsverfahren bei Anwendung des analytischen Lastprofilverfahrens .... 65
Abbildung 45: Monatliche Prognosegüte der Standardlastprofilverfahren... 67
Abbildung 46: Tägliche Prognosegüte der Standardlastprofilverfahren... 68
Abbildung 47: Synthetische SLP – Prognosegüte im Untersuchungszeitraum ... 69
Abbildung 48: Synthetische SLP – Prognosegüte und Temperaturentwicklung im Untersuchungszeitraum ... 70
Abbildung 49: Analytische SLP – Prognosegüte im Untersuchungszeitraum... 71
Abbildung 50: Analytische SLP – Prognosegüte und Temperaturentwicklung im Untersuchungszeitraum ... 71
Abbildung 51: Temperaturprognosegüte von Wetterdienstleistern... 73
Abbildung 52: Abweichungen der Temperaturprognose bei Wetterdienstleistern ... 74
Abbildung 53: SLP-Differenzmengen in einem Netzkonto... 76
Abbildung 54: Ausgleich von SLP-Differenzmengen in den Marktgebieten... 78
Abbildung 55: Marktgebiet NCG – Kompensationsrate und Netzkontosaldo SLP... 80
Abbildung 56: Marktgebiet Gaspool – Kompensationsrate und Netzkontosaldo SLP ... 80
Abbildung 57: Marktgebiet NCG – Entwicklung der Tagesmitteltemperatur und Netzkontosaldo SLP ... 81
Abbildung 58: Marktgebiet Aequamus – Kompensationsrate und Netzkontosaldo SLP ... 81
Abbildung 59: Marktgebiet OGE-L – Kompensationsrate und Netzkontosaldo SLP ... 82
Abbildung 60: Marktgebiet Thyssengas H – Kompensationsrate und Netzkontosaldo SLP... 82
Abbildung 61: Marktgebiet Gaspool – Temperaturabhängigkeit von Kundengruppen ... 83
Abbildung 62: Marktgebiet NCG – Temperaturabhängigkeit von Kundengruppen... 84
Abbildung 63: Anteil der Netzkonten mit einem Tageswert der um 70 Prozentpunkte kleiner oder größer ist als der Vortageswert... 85
Abbildung 64: Auftrittshäufigkeit eines zum Vortag zum 70 Prozentpunkte differierenden Werts in den Netzkonten... 86
Abbildung 65: Graphische Darstellung der Einhaltung der Veröffentlichungs- und
Informationspflichten durch die Marktgebietsverantwortlichen ... 91 Abbildung 66: Einsatz interner Regelenergie in den Gaswirtschaftsjahren 2008/09 bis
2009/10 ... 98 Abbildung 67: Entwicklung des quartalsweisen Einsatzes interner und externer
Regelenergie ... 100 Abbildung 68: Einsatz interner und externer Regelenergie in verschiedenen
Gaswirtschaftsjahren ... 100 Abbildung 69: Einsatz externer Regelenergie in den Gaswirtschaftsjahren 2008/09 bis
2009/10 ... 105 Abbildung 70: Marktgebiet NCG – Vorhaltung für externe Regelenergie und Einsatz aus
Vorhaltung sowie kurzfristiger Beschaffung im GWJ 2008/09 ... 107 Abbildung 71: Marktgebiet NCG – Vorhaltung für externe Regelenergie und Einsatz aus
Vorhaltung sowie kurzfristiger Beschaffung im GWJ 2009/10 ... 108 Abbildung 72: Marktgebiet OGE-L – Vorhaltung für externe Regelenergie und Einsatz aus
Vorhaltung sowie kurzfristiger Beschaffung im GWJ 2008/09 ... 109 Abbildung 73: Marktgebiet OGE-L – Vorhaltung für externe Regelenergie und Einsatz aus
Vorhaltung sowie kurzfristiger Beschaffung im GWJ 2009/10 ... 110 Abbildung 74: Marktgebiet Aequamus – Gegenüberstellung des Ausgleichs- und des
externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) von Oktober 2008 bis Mai 2010 ... 115 Abbildung 75: Marktgebiet Gaspool – Gegenüberstellung des Ausgleichs- und des externen
Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) von Oktober 2008 bis Mai 2010 ... 116 Abbildung 76: Marktgebiet NCG – Gegenüberstellung des Ausgleichs- und des externen
Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) von Oktober 2008 bis Mai 2010 ... 116 Abbildung 77: Marktgebiet OGE-L – Gegenüberstellung des Ausgleichs- und des externen
Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) von Oktober 2008 bis Mai 2010 ... 117 Abbildung 78: Marktgebiet Thyssengas H – Gegenüberstellung des Ausgleichs- und des
externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) von Oktober 2008 bis Mai 2010 ... 117 Abbildung 79: Marktgebiet Aequamus – Gegenüberstellung des Netzkontosaldos der SLP-
Letztverbraucher und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und
Verkauf) ... 119 Abbildung 80: Marktgebiet Gaspool – Gegenüberstellung des Netzkontosaldos der SLP-
Letztverbraucher und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und
Verkauf) ... 119 Abbildung 81: Marktgebiet NCG – Gegenüberstellung des Netzkontosaldos der SLP-
Letztverbraucher und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und
Verkauf) ... 120 Abbildung 82: Marktgebiet OGE-L – Gegenüberstellung des Netzkontosaldos der SLP-
Letztverbraucher und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und
Verkauf) ... 120 Abbildung 83: Marktgebiet Thyssengas H – Gegenüberstellung des Netzkontosaldos der
SLP-Letztverbraucher und des externen Regelenergieeinsatzes (Ein- und Verkauf) ... 121 Abbildung 84: Verursachung externer Regelenergie April 2009 bis März 2010 nach
Kundengruppen ... 122 Abbildung 85: Regel- und Ausgleichsenergiepreise über die Ausschreibungs-Plattformen
NCG und Gaspool sowie EEX in dem Gaswirtschaftsjahr 2009/2010... 123 Abbildung 86: Regel- und Ausgleichsenergiepreise über die Ausschreibungs-Plattformen
Aequamus und OGE-L in dem Gaswirtschaftsjahr 2009/2010 ... 123
Abbildung 87: Durchschnittlicher Ein- und Verkaufspreis in dem Gaswirtschaftsjahr
2009/2010 ... 124
Abbildung 88: Einnahmen/Ausgaben aus Kauf/Verkauf externer Regelenergie ... 126
Abbildung 89: Kosten und Erlöse über Ausschreibungs-Plattform und EEX ... 128
Abbildung 90: Kosten der Vorhaltung für Ein- und Verkauf von Regelenergie ... 129
Abbildung 91: Aufteilung der Vorhaltekosten nach Ein- und Verkauf von externer Regelenergie ... 130
Abbildung 92: Durchschnittlicher Einkaufspreis externe Regelenergie unter Berücksichtigung der Vorhaltekosten für den Einkauf in dem Zeitraum 2008/09 – 2009/10 ... 130
Abbildung 93: Kosten für den Einsatz „untertägige Strukturierung“ GWJ 2008/09 – 2009/10 132 Abbildung 94: Einnahmen und Ausgaben für Regelenergie in den Gaswirtschaftsjahren 2008/09 bis 2009/10 ... 134
Abbildung 95: Einnahmen und Ausgaben für Regelenergie in dem Gaswirtschaftsjahr 2008/2009 ... 135
Abbildung 96: Einnahmen und Ausgaben für Regelenergie in dem Gaswirtschaftsjahr 2009/2010 ... 135
Abbildung 97: Saldo aus Ein- und Verkauf von Regelenergie ... 136
Abbildung 98: Teilnahme und Zuschläge für Ausschreibungen GWJ 2009/10... 137
Abbildung 99: Ein- und Verkauf von externer Regelenergie über Ausschreibungs-Plattform vs. EEX ... 139
Abbildung 100: Aufteilung der eingekauften Regelenergiemengen nach Anbietern über die Ausschreibungs-Plattformen und die EEX... 140
Abbildung 101: Aufteilung der eingekauften Regelenergiemengen nach Anbietern über die Ausschreibungs-Plattformen und die EEX... 140
Abbildung 102: Marktgebiet NCG – Aufteilung der verkauften Regelenergiemengen nach Anbietern im Gaswirtschaftsjahr 2008/2009 ... 141
Abbildung 103: Marktgebiet NCG – Aufteilung der verkauften Regelenergiemengen nach Anbietern im Gaswirtschaftsjahr 2009/2010 ... 141
Abbildung 104: Marktgebiet NCG – Aufteilung der eingekauften Regelenergiemengen nach Anbietern im Gaswirtschaftsjahr 2008/2009 ... 142
Abbildung 105: Marktgebiet NCG – Aufteilung der eingekauften Regelenergiemengen nach Anbietern im Gaswirtschaftsjahr 2009/2010 ... 142
Abbildung 106: Darstellung des Anreizmechanismus des Linepack Measure des britischen Bilanzierungssystems ... 148
Abbildung 107: Darstellung des Anreizmechanismus des Price Performance des britischen Bilanzierungssystems ... 149
Abbildung 108: Darstellung der Zonen, des Netzpuffers und der Verläufe SBS und einer POS im niederländischen Bilanzierungssystem ... 153
Abbildung 109: Entwicklungsprozess der Rahmenleitlinie und des Netzkodex zur Schaffung eines europäisch einheitlichen und rechtsverbindlichen Bilanzierungssystems für den Gassektor... 157
1. Zusammenfassung
Mit Festlegung vom 28.05.2008 hat die Bundesnetzagentur das Ausgleichs- und Regelenergiesystem Gas (GABi Gas) umfassend neu geregelt. Auf dieser Grundlage gilt seit dem 01.10.2008 ein Tagesbilanzierungsregime in Deutschland. Die Ausgleichenergieentgelte werden seitdem auf der Basis von Referenzpreisen nationaler und internationaler Handelsmärkte gebildet. Die Regelenergie wird vom Marktgebietsverantwortlichen zentral für das Marktgebiet beschafft, ihr Einsatz in Zusammenarbeit mit den Netzbetreibern von ihm gesteuert.
Der Bericht zur Evaluierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystem zeigt, dass sich die mit der Festlegung beabsichtigen positiven Effekte für die Belebung des Wettbewerbs erfüllt haben. Der Wettbewerb um Haushaltskunden hat sich deutlich verbessert. Die Liquidität an den Handelsmärkten steigt. Nach Überwindung der Startschwierigkeiten lässt die durch das Ausgleichs- und Regelenergiesystem erzeugte Eigendynamik weitere Fortschritte erwarten.
Die Gesamtkosten des Regel- und Ausgleichsenergiesystems liegen in einem angemessenen Verhältnis zu dem erforderlichen Aufwand. Zwar ist die Regel- und Ausgleichsenergieumlage in den letzten Umlageperioden teilweise erheblich gestiegen, dieser Trend konnte jedoch in einigen Marktgebieten gestoppt bzw. sogar zum 01.04.2011 umgekehrt werden. Die folgenden Faktoren haben zur Erhöhung der Umlage beigetragen:
Zunächst wurde die Umlage zu niedrig angesetzt, so dass Mindereinnahmen in den Folgeperioden getilgt werden mussten. Die Bedingungen auf dem Regelenergiemarkt waren weniger günstig als in der heutigen Situation, d.h. höhere Beschaffungspreise und niedrigere Verkaufspreise mussten in der Anfangsphase hingenommen werden. Schließlich ist der zeitliche Verzug bei den Mehr- und Mindermengenabrechungen zu berücksichtigen.
Die vorliegenden Daten lassen keinen eindeutigen Rückschluss darauf zu, in welchem Maße der Einsatz externer Regelenergie welcher Kundengruppe zugerechnet werden muss.
Insbesondere kann keine eindeutige Zuordnung des Bedarfs von externer Regelenergie zu den Kundengruppen SLP oder RLM getroffen werden. Die Daten belegen aber, dass alle Kundengruppen in unterschiedlichen Situationen einen jeweils variierenden Anteil am Regelenergiebedarf verursachen. Die Erhöhung der Prognosequalität bei Standardlastprofilverfahren ist ungeachtet dessen dringend erforderlich.
Im Regelenergiemarkt ist eine deutliche Wettbewerbsbelebung zu erkennen. Erst mit der Zentralisierung der Beschaffung wurden die Bedingungen für wirksamen Wettbewerb in diesem Segment geschaffen. Die anfänglich noch geringe Wettbewerbsintensität nimmt
deutlich zu. Dies zeigen die steigende Anzahl der Anbieter im Regelenergiemarkt. ebenso wie die vermehrte Beschaffung von Regelenergie über die Börse.
Auf Grundlage des vorliegenden Berichts schlägt die Bundesnetzagentur verschiedene Maßnahmen zur Weiterentwicklung des Regel- und Ausgleichsenergiesystems vor:
Die Vorgaben aus § 23 GasNZV (RLM-Toleranz) sind durch eine Änderungsfestlegung umzusetzen. In diesem Zusammenhang ist zu erwägen, die Basis für das Umlagesystem zu verbreitern, weil der RLM-Kundengruppe mit der Toleranz die Inanspruchnahme einer erweiterten Flexibilität erlaubt wird. Zugleich sollten Überlegungen aufgegriffen werden, die Umlage auch auf Ausspeisungen an Marktgebiets- und Staatsgrenzen sowie an Speicherpunkten auszuweiten.
Die Bundesnetzagentur sieht in der Einführung einer monatlichen Abrechnung der Netzkonten die beste Möglichkeit, Anreize zur Verbesserung der Datenübermittlungsqualität, der Prognosequalität, der Anwendung von Standardlastprofilen sowie der zeitnahen Abrechnung von Mehr- und Mindermengen bei den Ausspeisenetzbetreibern zu etablieren.
Nach § 28 Abs. 1 S. 2 GasNZV haben Marktgebietsverantwortliche die Verfahren und Produkte zur Beschaffung externer Regelenergie zu vereinheitlichen. Die praktische Umsetzung wird die Bundesnetzagentur aktiv unterstützen. Die Standardisierung von Regelenergieprodukten ist eine wichtige Voraussetzung, um die Rahmenbedingungen auf dem Regelenergiemarkt weiter zu verbessern.
Mit der Etablierung des Ausgleichs- und Regelenergiesystem GABi Gas dürften Nominierungsersatzverfahren entbehrlich sein, da allen Transportkunden die Möglichkeit offensteht, sich durch geeignete Produkte am Markt kurzfristig prognosegerecht einzudecken. Die Nutzung von Flexibilitäten allein aufgrund individueller Anforderungen einzelner Kunden führt zu einer ineffizienten Nutzung, da diese dem Regelenergiemarkt insgesamt entzogen werden. Der Verordnungsgeber sollte deshalb erwägen, die Anwendung von Nominierungsersatzverfahren mit einer Übergangsfrist auszuschließen. Alternativ könnte die Bundesnetzagentur ermächtigt werden, solche Verfahren durch Festlegung zu untersagen.
Für eine grundlegende Änderung des Regel- und Ausgleichsenergiesystems GABi Gas besteht keine Notwendigkeit. Verwerfungen, die zu einer generellen Korrektur der Rahmenbedingungen führen würden, sind nicht zu erkennen oder zu erwarten. Zudem wird die Harmonisierung der europäischen Bilanzierungsregeln durch eine einheitliche Rahmenleitlinie angestrebt. Tiefgreifende Änderungen des Systems in der Zwischenzeit würden zu einem hohen Implementierungsaufwand mit kurzer Wirkungsdauer führen.
2. Einleitung
2.1. Rechtsgrundlage
Nach § 30 der Gasnetzzugangsverordnung vom 03.09.2010 (BGBl 2010 Teil I Nr. 47 vom 08.09.2010) hat die Bundesnetzagentur zum 01.04.2011 einen Bericht an das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie mit einer Evaluierung der wirtschaftlichen Wirkungen des Ausgleichs- und Regelenergiesystems vorzulegen. Dabei kann sie Vorschläge zu einer Weiterentwicklung des Ausgleichs- und Regelenergiesystems und Handlungsvorschläge machen. Mit dem vorliegenden Bericht kommt die Bundesnetzagentur dieser Verpflichtung nach.
2.2. Konsultation der betroffenen Wirtschaftskreise
Die Bundesnetzagentur soll den Bericht insbesondere unter Beteiligung und nach Konsultation der betroffenen Wirtschaftskreise erstellen (§ 30 S. 3 und S. 4 GasNZV). Die Konsultation wurde im Herbst des letzten Jahres durchgeführt. Alle Stellungnahmen sind auf der Internetseite der Bundesnetzagentur veröffentlicht.
Im Rahmen der Stellungnahmen äußerten sich alle Teilnehmer grundsätzlich positiv hinsichtlich der Einführung der Tagesbilanzierung. Diese führte laut einer Mehrheit zu einer Erleichterung des Marktzutritts und damit zu einer Belebung des Wettbewerbs insbesondere um SLP-Kunden. Die überwiegende Mehrzahl der Teilnehmer sieht hier großes Potential zur Reduzierung des Bedarfs an Regelenergie und schlägt u.a. eine Verbesserung der Allokationsgüte vor. Eine Vielzahl der Stellungnehmenden würde die Bindung der Ausgleichsenergieentgelte an die tatsächlich vom MGV bezahlten Preise für die Regelenergie oder an die Beschaffungskosten des MGV begrüßen. Der Ausgleichsenergiepreis sollte dem marginalen Preis entsprechen zu dem der MGV Regelenergie kauft bzw. verkauft. Hinsichtlich der Regelenergiebeschaffung wird vielfach der Wunsch nach mehr Transparenz und nach einer Standardisierung der Regelenergieprodukte geäußert. Eine Reduzierung der Losgrößen würde kleineren Anbietern von Regelenergie den Zugang zum Markt zu ermöglichen. Der Regelenergiehandel an der EEX solle, zur Senkung der Regelenergiekosten und zur Verbesserung der Transparenz, weiter ausgebaut werden. Manche Stellungnahmen weisen auf die Notwendigkeit von Beschaffungsplattformen für Regelenergie hin, zumindest für die Beschaffung lokaler Regelenergie.
Die Marktteilnehmer loben die einfache Belieferungsmöglichkeit von SLP-Ausspeisestellen mit Tagesbändern und erkennen deren großen Beitrag zur Förderung des Wettbewerbs und
des erleichterten Markteintritts für neue Anbieter an. Eine Vereinfachung sahen viele Teilnehmer auch in der Belieferung kleinerer Industrie- und Gewerbekunden mit Tagesband („RLMmT“). Mit Sorge wird auf die hohen „Fluchtraten“ in die Fallgruppe der Kunden mit registrierender Leistungsmessung ohne Tagesband („RLMoT“) zur Vermeidung der Regel- und Ausgleichsenergieumlage und die daraus resultierende Gefahr der Überbelastung anderer Fallgruppen hingewiesen. Nach Einführung der neuen 5% Toleranzregel erachten einige Marktteilnehmer eine Beteiligung an der Umlage auch für diese Fallgruppe als sachgerecht. Diese Ausspeisestellen verursachen aufgrund großer Marktgebiete und der langsamen Fließgeschwindigkeit des Gases ebenso Regelenergie. Hinsichtlich der Teilnahme am Nominierungsersatzverfahren RLM („RLMNEV“) wird eine Vereinheitlichung und Transparenz gefordert. Zudem wird kritisiert, dass es derzeit nur wenigen Lieferanten mit flexiblen Verträgen möglich ist, von diesem Verfahren zu profitieren.
Die überwiegende Mehrheit der Teilnehmer begrüßt die Regelungen der Mitteilung Nr. 4 und meint, dass diese geeignet seien, zur Senkung der Regelenergiekosten beizutragen.
Dennoch werden die Regelungen als zu schwach empfunden und eine zeitnahe monatliche Abrechnung der Netzkonten empfohlen. Ein weiterer Vorschlag zur Weiterentwicklung des Systems ist die Einführung einer reinen Tagesbilanzierung unter Abschaffung der Strukturierungsbeiträge. Ein großer Teil der Stellungnehmenden unterstützt die europäischen Bestrebungen zur Harmonierung der Bilanzierungsregeln und weist dabei ausdrücklich auf die von ERGEG erarbeitete Rahmenrichtlinie zur Bilanzierung hin.
2.3. Beteiligung der Länder
An der Erstellung des Berichts sind die Länder zu beteiligen. Der Entwurf des Berichts ist den Ländern übersandt worden. Stellungnahmen sind nicht eingegangen.
2.4. Daten
Grundlage des Berichts bilden die von den Marktgebietsverantwortlichen veröffentlichen Daten. Dies gilt insbesondere für die Bildung der Ausgleichsenergieentgelte und verschiedene Angaben zur Regelenergie.
Zudem hat die Bundesnetzagentur zusammen mit den Marktgebietsverantwortlichen bereits im Herbst 2009 einen Fragebogen entwickelt, mit dem wichtige Daten zum Ausgleichs- und Regelenergiesystem erfasst werden. Des Weiteren wurden die Marktgebietsverantwortlichen im Einzelfall um die Ergänzung einzelner Daten gebeten.
Ferner erhält die Bundesnetzagentur regelmäßig Daten über Netzkontostände. Grundlage dieser Datenübermittlung ist Mitteilung Nr. 4 zur Umsetzung des Beschlusses „GABi Gas“
vom 24.03.2010. Danach sind die Marktgebietsverantwortlichen verpflichtet, bei Überschreitung eines Schwellenwertes von mehr als 2% des Netzkontosaldos zum monatlichen Basiswert (Gesamtausspeisung der Letztverbraucher) der Bundesnetzagentur unverzüglich den Verlauf des Netzkontostands in einem elektronischen Format zu übermitteln.
Schließlich wurden für diesen Bericht Daten aus dem Monitoringbericht 2010 sowie Informationen verschiedener Wetterdienstleister verwendet.
2.5. Berichtszeitraum
Der Bericht betrachtet den Zeitraum ab dem 01.10.2008. Zu diesem Datum wurde in Deutschland mit der Festlegung vom 28.05.2008 (sog. „GABi Gas“) ein neues Ausgleichs- und Regelenergiesystem eingeführt (siehe unten, Abschnitt 3.2.).
Grundsätzlich werden ab dem 01.10.2008 insgesamt zwei Gaswirtschaftsjahre (d.h. bis zum 30.09.2010) betrachtet. Soweit Daten nach diesem Zeitpunkt berücksichtigt werden konnten, wurden diese Daten auch herangezogen, sodass sich im Einzelfall ein längerer Betrachtungszeitraum ergibt.
Allerdings engt sich der Betrachtungszeitraum aufgrund einer nicht einheitlichen Datenlage im Einzelfall auch ein:
So kam es bei der Umsetzung der Vorgaben der Festlegung GABi Gas zum 01.10.2008 zu verschiedenen Schwierigkeiten beim Datenaustausch zwischen Ausspeisenetzbetreibern, Marktgebietsverantwortlichen und Bilanzkreisverantwort- lichen. Mit Mitteilung Nr. 3 vom 11.05.2009 wurde es den Marktgebietsverantwortlichen deshalb gestattet, für einen Übergangszeitraum bis zum 01.04.2009 ein Daten Clearing-Verfahren durchzuführen, das Abweichungen von den Standardprozessen erlaubte. Aus diesem Grund können die Daten bis zum 01.04.2009 nur eingeschränkt zur Gesamtanalyse des Systems herangezogen werden.
Zudem konnten die Daten der Netzkonten lediglich für den Zeitraum vom 01.04.2010 bis zum 31.07.2010 ausgewertet werden. Die Verpflichtung zur Übermittelung der Netzkontostände wurde erst mit Mitteilung Nr. 4 vom 24.03.2010 etabliert. Aufgrund von Schwierigkeiten bei der technischen Umsetzung der Aufarbeitung und Übermittlung der Daten wurden die ersten Netzkontostände erst im Herbst 2010 übermittelt.
3. Regulatorische Rahmenbedingungen
Die regulatorischen Rahmenbedingungen bilden die Grundlage des zu evaluierenden Ausgleichs- und Regelenergieregimes. Vor dem 01.10.2008 galt ein Bilanzierungssystem, das auf Stundenbilanzierung, hohen Ausgleichsenergieentgelten und insgesamt auf uneinheitlichen Marktregeln basierte. Mit der Festlegung GABi Gas wurden einheitliche Rahmenbedingungen für alle Marktgebiete geschaffen, die Tagesbilanzierung eingeführt und die zentrale Beschaffung der Regelenergie durch den Marktgebietsverantwortlichen umgesetzt. In räumlicher Hinsicht bilden die von den Fernleitungsnetzbetreibern aufgespannten Marktgebiete die einheitlichen Bilanzzonen. Mit der seit dem 09.09.2010 geltenden neuen Gasnetzzugangsverordnung werden die Grundzüge der Festlegung bestätigt.
3.1. Das alte Ausgleichs- und Regelenergieregime vor dem 01.10.2008:
Stundenbilanzierung, hohe Ausgleichsenergieentgelte, uneinheitliche Regeln Das bis zum 01.10.2008 praktizierte Bilanzierungsregime zeichnete sich durch eine stündliche Bilanzierung, hohe asymmetrische Entgelte für Ausgleichsenergie, eine dezentrale Beschaffung der Regelenergie sowie insgesamt durch uneinheitliche Regeln in den Marktgebieten aus.
Bis zum 01.10.2008 mussten Bilanzkreisverantwortlichen ihre Ein- und Ausspeisungen zu jeder Stunde ausgeglichen halten. Schwierigkeiten für Transportkunden und Bilanzkreisverantwortliche resultieren dabei aus der kurzen Bilanzierungsperiode, weil der Stundenrhythmus eine aufwändige untertägige Strukturierung der Transporte mithilfe von Flexibilitätsinstrumenten erfordert. Diese standen allen – insbesondere neuen – Marktteilnehmern nicht in ausreichendem Umfang zur Verfügung. Die stündliche Bilanzierung stellte damit ein wesentliches Hindernis für das Entstehen funktionierenden Wettbewerbs dar.
Die Bilanzkreisverantwortlichen wurden ferner dadurch stark belastet, dass in vielen Marktgebieten für negative Ausgleichsenergie deutlich höhere Entgelte zu entrichten waren, als für positive Ausgleichsenergie von dem Marktgebietsverantwortlichen gezahlt wurden.
Diese erhebliche Preisspreizung bedeutete in einem System der Stundenbilanzierung ein erhebliches Kostenrisiko. Gerade für neue Händler mit kleinen Handelsportfolien, die nur in geringerem Maße von Durchmischungseffekten in ihrem Bilanzkreis profitieren können, bedeutete das vor dem 01.10.2008 praktizierte Ausgleichsregime eine Hürde beim Zutritt zum Gasmarkt (vgl. auch die Missbrauchsanträge in den Verfahren Az. BK7-07-015 und BK7-07-019).
Zudem war es bis zum 01.10.2008 üblich, Regelenergie lokal über die einzelnen Netzbetreiber und nicht zentral über den Marktgebietsverantwortlichen zu beschaffen. Dies führte zu beträchtlichen Ineffizienzen, da Netze zum Teil „gegeneinander“ geregelt wurden.
Ein solches „Gegeneinanderregeln“ konnte dazu führen, dass in einem Netzgebiet positive Regelenergie eingesetzt und vergütet werden musste, währenddessen im anderen Netz negative Regelenergie eingesetzt wurde. Die netzbezogene Beschaffung führte zudem zu einer Markabschottung, da in der Praxis einzig der lokal oder regional marktmächtige Versorger in der Lage war, Regelenergie anzubieten und von den Netzbetreiber in zumeist nicht marktkonformen Verfahren mit dieser Aufgabe „betraut“ wurde.
Eine weitere erhebliche wirtschaftliche Belastung folgte für die Bilanzkreisverantwortlichen aus der Tatsache, dass insgesamt einheitliche Marktregeln beim Ausgleichs- und Regelenergiesystem fehlten. Händler, die bundesweit tätig werden wollen, mussten sich mit bis zu 14 verschiedenen Bilanzierungssystemen in den entsprechenden Marktgebieten (Bilanzzonen) auseinandersetzen und die damit verbundenen Prozesse abwickeln können.
Daneben gab es in Abhängigkeit vom jeweiligen Netzbetreiber faktisch mehr als 700 unterschiedliche Verfahren hinsichtlich der Beschaffung von Regelenergie bzw.
„Differenzmengen“.
3.2. Das neue Ausgleichs- und Regelenergieregime ab dem 01.10.2008: Die Einführung der Tagesbilanzierung durch die Festlegung „GABi Gas“
Mit bestandskräftigem1 Beschluss vom 28.05.2008 hat die Bundesnetzagentur die Bilanzierung im Gasbereich umfassend neu geregelt (Az. BK7-08-002). Mit dem seit dem 01.10.2008 geltenden „Grundmodell der Ausgleichsleistungs- und Bilanzierungsregeln im Gassektor“ (GABi Gas) wurde in erster Linie die Tagesbilanzierung eingeführt. Der Bilanzkreisverantwortliche hat sicherzustellen, dass sich Ein- und Ausspeisungen am Ende des Tages decken; maßgeblicher Zeitraum ist der Gastag von 6 Uhr bis 6 Uhr des Folgetages. Ist dies nicht der Fall, kommt auf bilanzieller Ebene Ausgleichsenergie zum Einsatz, die durch den Marktgebietsverantwortlichen abgerechnet wird. Davon zu unterscheiden ist die für den physikalischen Ausgleich des gesamten Marktgebietes erforderliche Regelenergie, die zentral vom Marktgebietsverantwortlichen beschafft wird.
Die Basis für die Berechnung der Ausgleichsenergieentgelte bilden Referenzpreise für Einkauf und Verkauf von Gas an liquiden Handelsmärkten (Titel Transfer Facility, Zeebrugge, NetConnect Germany Virtueller Handelspunkt, Gaspool Virtueller
1 Die Beschwerden gegen den Beschluss sind sowohl vom OLG Düsseldorf als auch vom BGH zurückgewiesen worden. Vgl. BGH, Beschlüsse vom 05.10.2010 (Az. EnVR 51/09 und 52/09).
Handelspunkt.2) Die Entgelte werden nach einem Zwei-Preis-Modell gebildet, wonach für Überspeisungen tendenziell niedrigere Vergütungen und für Unterspeisungen tendenziell höhere Entgelte anfallen. Der Preis für negative Ausgleichsenergie, d.h. der Preis für den Ausgleich von Überspeisungen, wird wie folgt gebildet: Von den Verkaufspreisen bildet der zweitgeringste Verkaufspreis den Referenzpreis. Dieser Preis wird mit 0,9 multipliziert. Das Ergebnis ist der Preis für negative Ausgleichsenergie. Der Preis für positive Ausgleichsenergie, d.h. der Preis für den Ausgleich von Unterspeisungen, wird wie folgt gebildet: Von den Kaufpreisen bildet der zweithöchste Kaufpreis den Referenzpreis. Dieser Preis wird mit 1,2 multipliziert3. Das Ergebnis ist der Preis für positive Ausgleichsenergie.
Zur Sicherstellung der Netzintegrität und zur Vermeidung von Missbräuchen gilt flankierend zur Tagesbilanzierung ein stündliches Anreizsystem. Ohne dieses Anreizsystem könnten z.B. Händler ihre gesamten Gasmengen nur innerhalb einer Stunde einspeisen, die Ausspeisung aber über den ganzen Tag verteilen. Würden alle Händler sich so verhalten, könnte die Sicherheit der Gasversorgungsnetze nicht mehr gewährleistet werden. Für stündliche Abweichungen ist ab einem bestimmten Schwellenwert ein Strukturierungsbeitrag zu zahlen. Da für die Belieferung der meisten Letztverbraucher (SLP-Kunden) sog.
Tagesbänder (d.h. 24 gleiche Stundenwerte) in die Bilanz eingestellt werden, treten stündliche Abweichungen in diesen Fällen regelmäßig nicht auf. Dieses System stellt entgegen einem häufig anzutreffenden Missverständnis kein Stundenbilanzierungssystem dar, sondern ergänzt das Tagesbilanzierungssystem durch eine Anreizkomponente.
Zusätzlich wird vom Marktgebietsverantwortlichen ein Umlagekonto für Regel- und Ausgleichsenergie geführt. Es dient dazu, die entstehenden Kosten für und Erlöse aus Regel- und Ausgleichsenergie zu verrechnen. Kosten entstehen dem Marktgebietsverantwortlichen z.B. durch die Beschaffung von Gasmengen, die er für den physischen Ausgleich innerhalb der Netze (Regelenergie) einsetzen muss. Das Umlagekonto stellt sicher, dass das Regel- und Ausgleichsenergiesystem für den Marktgebietsverantwortlichen ergebnisneutral ist. Sollte ein Defizit erwartet werden, wird dieses als Regelenergieumlage den Bilanzkreisverantwortlichen in Rechnung gestellt, die Letztverbraucher mit Tagesband beliefern.
2 Zunächst war anstelle von Gaspool der National Balancing Point (NBP) als Referenzmarkt vorgesehen. Mit Mitteilung Nr. 4 wurde die Zusammensetzung des Preiskorbs zum 01.04.2010 modifiziert und innerhalb des Preiskorbes der NBP gegen den Gaspool VP ausgetauscht.
3 Zunächst war für die Preisbildung der positiven Ausgleichsenergie ein Multiplikator von 1,1 vorgesehen. Mit Mitteilung Nr. 4 wurde dieser auf 1,2 erhöht.
(4) Ferner wird die Regelenergie seit dem 01.10.2008 vom Marktgebietsverantwortlichen zentral beschafft. Der Ausgleich von „Differenzmengen“ auf lokaler und regionaler Netzbetreiberebene ist nicht mehr zulässig. Interne Regelenergie ist vor externer Regelenergie einzusetzen, wobei die Beschaffung externer Regelenergie aufgrund marktkonformer Verfahren zu organisieren ist.
3.3. Marktgebiete
Die Marktgebiete bilden die einheitlichen Bilanzzonen, innerhalb deren die Bilanzkreisverantwortlichen ihre Ein- und Ausspeisungen ausgeglichen gestalten müssen.
Im Berichtszeitraum veränderte sich die Marktgebietslandschaft des deutschen Gassektors dahingehend, dass zu zwei Stichtagen unternehmensübergreifende Marktgebietszusammenlegungen vollzogen wurden. Die in diesem Bericht verwendeten Daten beziehen sich jeweils auf die zum entsprechenden Zeitpunkt bestehenden Marktgebiete. Zur Veranschaulichung von Entwicklungen über Zusammenlegungszeitpunkte hinaus wurden die Daten der vorherigen Marktgebiete fallweise aggregiert dargestellt.
Abbildung 1: Entwicklung der H-Gas Marktgebiete
Marktgebiet Net Connect Germany Marktgebiet
H-Gas Norddeutschland
Marktgebiet ONTRAS
Marktgebiet GVS-ENI Marktgebiet RWE H-Gas
Sieben Marktgebiete H-Gas
Stand 01.10.2008
Marktgebiet WINGAS TRANSPORT
Marktgebiet WINGAS TRANSPORT
Marktgebiet der Gaz de France Deutschland Transport
Drei Marktgebiete H-Gas
Stand 01.10.2009
Marktgebiet Net Connect Germany
(bayernets, ENI, EGT, GRTgaz, GVS)
Marktgebiet Gaspool
(Dong, Gasunie, Ontras, StatoilHydro, Wingas)
Marktgebiet Thyssengas H-Gas
Abbildung 2: Entwicklung der L-Gas Marktgebiete
Zum 01.10. 2009 fanden im H-Gas Bereich unternehmensübergreifende Marktgebietszusammenlegungen statt. Das Marktgebiet NetConnect Germany GmbH vergrößerte sich im südlichen Raum Deutschlands, indem die bestehende Kooperation der bayernets GmbH und der E.ON Gastransport GmbH um die marktgebietsaufspannenden Fernleitungsnetzbetreiber GRTgaz Deutschland GmbH sowie GVS Netz GmbH und Eni Gas Transport Deutschland S.p.A. erweitert wurde. Zusätzlich wurden im nördlichen Raum Deutschlands die Marktgebiete H-Gas Norddeutschland, Ontras und Wingas zum Marktgebiet Gaspool zusammengeführt. EWE Netz GmbH und Erdgas Münster Transport GmbH & Co. KG das Marktgebiet L-Gas1 (Aequamus) im L-Gas Bereich.
Fünf benannte Marktgebiete L-Gas
Stand 01.10.2008
Marktgebiet Erdgas Münster
Transport Marktgebiet EWE Netz
Marktgebiet RWE L-Gas
Marktgebiet E.ON GT L-Gas
Marktgebiet E.ON GT L-Gas
Marktgebiet L-Gas Norddeutschland
Drei Marktgebiete L-Gas
Stand 01.04.2009
Marktgebiet EGT L-Gas
Marktgebiet EGT L-Gas
Marktgebiet Thyssengas L-Gas
Marktgebiet L-Gas 1 (Erdgas Münster,
EWE, Gasunie)
Marktgebiet L-Gas 1 (Erdgas Münster,
EWE, Gasunie)
Abbildung 3: Stand der Marktgebiete am 01.04.2011
Seither ist Deutschland in sechs Marktgebiete aufgeteilt, jeweils drei im H-Gas und drei im L- Gas Bereich. Durch die neue Gasnetzzugangsverordnung werden zum 01. 04. 2011 weitere Veränderungen der Marktgebietslandschaft angestoßen. Erstmals werden Marktgebiete der zwei unterschiedlichen Gasqualitäten zu einem qualitätsübergreifenden Marktgebiet zusammengelegt. Die Marktgebiete beider Qualitäten der Thyssengas GmbH sowie das L- Gas Marktgebiet der Open Grid Europe GmbH werden in das bestehende Marktgebiet der NetConnect Germany GmbH & Co. KG integriert.
Zur Vergleichbarkeit der Marktgebiete über den Zeitraum von Zusammenlegungen hinweg, wurden die Daten der einzeln bestehenden Marktgebiete in den nachfolgenden Abbildungen aggregiert.
3.4. Die neuen Vorgaben der GasNZV
Mit der neuen Gasnetzzugangsverordnung vom 03.09.2010 haben sich keine wesentlichen Änderungen am System der Ausgleichs- und Bilanzierungsleistungen ergeben, da die
Verordnung die Eckpfeiler der Festlegung GABi Gas aufnimmt.4 Insbesondere der Grundsatz der Tagesbilanzierung ist nun ausdrücklich in der Verordnung geregelt (§ 23 Abs. 1 GasNZV).
Eine wesentliche Änderung betrifft die Bilanzkreisabrechnung. Während die Festlegung GABi Gas keine Toleranzen für den Bilanzausgleich am Tagesende vorsieht, führt die GasNZV eine Toleranz für Bilanzkreise ein, die RLM-Entnahmestellen beliefern. Nach § 23 Abs. 2 S. 2 GasNZV wird der Saldo, der aus Ein- und Ausspeisung gebildet wird, um 5 Prozent der an Letztverbraucher ohne Standardlastprofil und ohne Nominierungsersatzverfahren gelieferten Mengen vermindert (Toleranzmenge). Die Toleranzmenge ist in die übernächste Bilanzierungsperiode zu übertragen und in der Bilanz des Bilanzkreisverantwortlichen auszugleichen (sog. Rückliefermodell, § 23 Abs. 2 S. 4 GasNZV).
Ferner ist entsprechend der Festlegung GABi Gas geregelt, dass der Marktgebietsverantwortliche den Einsatz der Regelenergie im Marktgebiet steuert und die Beschaffung zentral organisiert (§§ 27 Abs. 1, 28 Abs. 1 S. 1 GasNZV). Die Marktgebietsverantwortlichen sollen schließlich die zur Beschaffung externer Regelenergie anzuwendenden Verfahren und Produkte vereinheitlichen (§ 28 Abs. 1 S. 2 GasNZV).
4 Vgl. BR Drs. 312/10 vom 20.05.2010, S. 83 (Begründung zu § 22).
4. Wettbewerbliche Auswirkungen des Ausgleichs- und Regelenergieregimes auf die Gashandelsmärkte
Das zum 01.10.2008 eingeführte Ausgleichs- und Regelenergieregimes GABi Gas hat nach Auffassung der Bundesnetzagentur zu großen positiven Wettbewerbseffekten auf den deutschen Gashandelsmärkten geführt. Diese Bewertung wird durch die Händler- und Lieferantenangaben gestützt. Die Transportkunden haben nach eigenen Angaben ihr Verhalten im Markt folgendermaßen geändert:
229 Transportkunden haben ihre Belieferung in andere Netze ausgedehnt
135 Transportkunden haben einen neuen Fokus auf die Belieferung von Haushaltskunden gelegt
Lieferantenwechsel von Letztverbrauchern mit Ausspeisemengen von 300 MWh/Jahr und weniger
0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000 450.000 500.000
2005 2006 2007 2008 2009
Jahr
Anzahl
Abbildung 4: Entwicklung der Lieferantenwechsel bei Letztverbrauchern
Von dieser Entwicklung haben insbesondere die Haushaltskunden profitiert. So sind 2009 die durchschnittlichen Gaspreise um fast zehn Prozent gesunken. Für einen Haushaltskunden mit einem Gasverbrauch von 20.000 kWh resultierte allein aus dieser Wirkung im Durchschnitt eine Ersparnis von 126 € im Jahr. Die durchschnittliche Anzahl der
Lieferanten in den einzelnen Netzgebieten hat sich seit Einführung der neuen Bilanzierungsregelungen erheblich erhöht, so dass die meisten Kunden nun aus einer Vielzahl von Anbietern und Vertragsangeboten wählen können. Daraus ergeben sich zusätzliche Einsparmöglichkeiten, die für einen durchschnittlichen Haushalt meist bei über 100 € im Jahr liegen. Die Neuregelung der GABi Gas hatte an beiden preissenkenden Effekten einen entscheidenden Anteil.
Ein weiterer wesentlicher Hinweis auf einen funktionierenden Wettbewerb im Gasmarkt ist die Anzahl der pro Netzgebiet zur Verfügung stehenden Gaslieferanten. Die entsprechende Abbildung belegt, dass hier im Jahresvergleich 2008 mit 2009 eine erhebliche Verbesserung der Wettbewerbssituation stattgefunden hat. Hatte die große Mehrheit der Haushaltskunden 2008 nur die Möglichkeit zwischen einem bis fünf Lieferanten zu wählen, so konnte die Mehrheit der Haushaltskunden im Jahr 2009 aus einer Vielfalt von sechs bis zehn Lieferanten wählen.
Anzahl der Lieferanten in Ausspeisenetzen
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
1 2-5 6-10 11-20 21-30 >30
Anzahl der im Ausspeisenetz tätigen Lieferanten
Anzahl Ausspeisenetzbetreiber
2008 2009
Abbildung 5: Entwicklung der in den Ausspeisenetzen tätigen Lieferanten
Nach einem wachstumsstarken Handelsjahr 2009 hat sich der Handelsplatz Deutschland für Erdgas im vergangenen Jahr erneut signifikant fortentwickelt. Vergleicht man die Handelsmengen der beiden deutschen Handelspunkte in den H-Gas Marktgebieten von
NCG und Gaspool wurden im gesamten Jahr 2010 mit 1.486,4 TWh/a insgesamt
Erdgashandel an virtuellen Handelspunkten
0 GWh 20.000 GWh 40.000 GWh 60.000 GWh 80.000 GWh 100.000 GWh 120.000 GWh
Aug 06
Nov 06
Feb 07
Mai 07
Aug 07
Nov 07
Feb 08
Mai 08
Aug 08
Nov 08
Feb 09
Mai 09
Aug 09
Nov 09
Feb 10
Mai 10
Aug 10
Nov 10
TTF NCG Gaspool ZEE GABi Gas GeLi Gas
KoV II Zweivertragsmodell
19 Marktgebiete (MG) 14 MG 12 MG 10 MG 6 MG
Abbildung 6: Entwicklung des Erdgashandels an virtuellen Handelspunkten
82,8% mehr Erdgas gehandelt als noch in 2009 (813,1 TWh/a). Ein Grund für diese dynamische Entwicklung sind die von der Bundesnetzagentur festgelegten regulatorischen Rahmenbedingungen. Daneben wirken sich sicherlich die geografische Lage Deutschlands, das derzeitige Überangebot an Gas sowie die günstigeren Beschaffungspreise im Spotgeschäft im Vergleich zu den langfristigen Lieferverträgen positiv auf die Handelsliquidität aus.
Schließlich zeigt auch die Anzahl der an den virtuellen Handelspunkten NCG und Gaspool registrierten Handelsteilnehmer, dass die Handelsaktivitäten deutlich zunehmen.
Liquidität am VHP - Handelsteilnehmer
0 50 100 150 200 250 300
NCG Gaspool
Anzahl
registrierte Handelsteilnehmer 2008 registrierte Handelsteilnehmer 2009
Abbildung 7: Entwicklung der Handelsteilnehmer an ausgewählten virtuellen Handelspunkten
5. Entgelte
5.1. Ausgleichsenergieentgelte
Die Festlegung der Ausgleichsenergieentgelte hatte den Zielkonflikt zu lösen, die Entgelte einerseits ausreichend hoch auszugestalten, damit Bilanzkreisverantwortliche keinen Anreiz haben, Ausgleichsenergie missbräuchlich zur Beschaffung zu nutzen und andererseits ausreichend niedrig festzusetzen, damit von ihnen keine marktverschließenden und wettbewerbsbehindernden Effekte ausgehen. Der Bilanzkreisverantwortliche soll also einerseits seinen Gaseinkauf bzw. -verkauf nicht über die Ausgleichsenergie optimieren oder gar organisieren, er soll andererseits aber auch nicht durch ein zu hohes Kostenrisiko bei versehentlichen Differenzen abgeschreckt oder bestraft werden. Daher wurden die Entgelte für die Ausgleichsenergie an einen Korb von Referenzpreisen vier liquider Handelsmärkte gekoppelt und mit einem Auf- bzw. Abschlag von zunächst zehn Prozent auf den jeweils zweithöchsten bzw. zweitniedrigsten täglichen Referenzpreis versehen. Die Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise im Vergleich zum Verlauf der Referenzpreise im Zeitraum vom 01.10.2008 bis 30.09.2010 wird in der folgenden Abbildung dargestellt:
Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise und der Referenzpreise seit 01.10.2008
0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 40,00
Okt 08
Nov 08
Dez 08
Jan 09
Feb 09
Mrz 09
Apr 09
Mai 09
Jun 09
Jul 09
Aug 09
Sep 09
Okt 09
Nov 09
Dez 09
Jan 10
Feb 10
Mrz 10
Apr 10
Mai 10
Jun 10
Jul 10
Aug 10
Sep 10
€/MWh
NCG Gaspool NBP TTF ZEE positive AE negative AE Ab 01.04.2010:
Gaspool statt NBP Faktor 1,2 statt 1,1
Abbildung 8: Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise und der Referenzpreise zur Bildung der Ausgleichsenergiepreise vom 01.10.2008 bis 30.09.2010
Vom 01.10.2008 bis zum 31.03.2010 wurde der Preiskorb aus folgenden Spotmarkthandelspreisen gebildet: Title Transfer Facility (TTF) in den Niederlanden, Zeebrugge Hub (ZEE) in Belgien, E.ON Gastransport virtueller Handelspunkt (EGT) und National Balancing Point (NBP) in Großbritannien. Deutlich zu erkennen ist die vergleichsweise geringere Korrelation der Preise am National Balancing Point (NBP) zu den anderen Preisen. Besonders starke Abweichungen waren dabei im Oktober 2009 und im Januar 2010 zu beobachten (siehe Abbildung 9.)5. Aus diesem Grund wurde nach Maßgabe der Mitteilung Nr.4 zu GABi Gas seit dem 01.04.2010 innerhalb des Preiskorbes der National Balancing Point (NBP) durch den virtuellen Handelspunkt von Gaspool ersetzt, da diesem eine deutlich höhere Bedeutung für den deutschen Markt zugesprochen wurde.
Entwicklung der Referenzpreise seit 01.10.2008
0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0 35,0 40,0
Okt 08
Nov 08
Dez 08
Jan 09
Feb 09
Mrz 09
Apr 09
Mai 09
Jun 09
Jul 09
Aug 09
Sep 09
Okt 09
Nov 09
Dez 09
Jan 10
Feb 10
Mrz 10
Apr 10
Mai 10
Jun 10
Jul 10
Aug 10
Sep 10
€/MWh
NCG Gaspool NBP TTF ZEE
Ab 01.04.2010:
Gaspool statt NBP
Abbildung 9: Entwicklung der Referenzpreise zur Bildung der Ausgleichsenergieentgelte an ausgewählten virtuellen Handelspunkten
5 NCG [EEX NCG VP One Day Ahead Settlement Price], Gaspool [EEX GPL VP One Day Ahead Settlement Price] (ab 01.04.2010), TTF [APX TTF DAM All-Day Index], ZEE [APX Zeebrugge DAM All-Day Index] und NBP [APX UK OCM SAP] (bis 31.03.2010) vom 01.10.2008 bis 30.09.2010
Zusätzlich empfahl und gestattete die Beschlusskammer 7 in derselben Mitteilung, den Aufschlag auf den positiven Ausgleichsenergiepreis auf einen Faktor von 1,2 anzusetzen.
Grundlage dieser Empfehlung waren Liquiditätsprobleme der Marktgebietsverantwortlichen.
Diese entstanden durch sehr hohe externe Gasbeschaffungskosten in den Wintermonaten und die vorherrschenden Marktlage, bei der ein Überangebot von Erdgas auf den Spotmärkten vorlag. Damit war ein großer Preisspread zwischen den Spotmarktpreisen z.B.
bei NCG und Gaspool zu den Grenzübergangspreisen verbunden. Dieser Empfehlung sind die Marktgebietsverantwortlichen einheitlich seit dem 01.04.2010 nachgekommen, sodass es in Deutschland nun eine moderate asymmetrische Spreizung der Ausgleichsenergiepreise gibt.
Die folgende Abbildung illustriert die vorherrschende Marktlage, indem die Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise vom 01.10.2008 bis zum 30.09.2010 im Vergleich zum Grenzübergangspreis für langfristige Gaslieferverträge grafisch dargestellt wird. Der Grenzübergangspreis lag in der überwiegenden Zahl der Monate seit der Einführung von GABi Gas deutlich über den Ausgleichsenergiepreisen, näherte sich diesen seit Beginn des Jahres 2010 aber wieder an und liegt in der Zwischenzeit unterhalb der Preise für positive Ausgleichsenergie.
Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise und des Grenzübergangspreises für Erdgas in Deutschland seit 01.10.2008
0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 40,00
Okt 08
Nov 08
Dez 08
Jan 09
Feb 09
Mrz 09
Apr 09
Mai 09
Jun 09
Jul 09
Aug 09
Sep 09
Okt 09
Nov 09
Dez 09
Jan 10
Feb 10
Mrz 10
Apr 10
Mai 10
Jun 10
Jul 10
Aug 10
Sep 10
€/MWh
positive AE negative AE GüP
Ab 01.04.2010:
Faktor 1,2 statt 1,1
Abbildung 10: Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise und des Grenzübergangspreises für Erdgas in Deutschland vom 01.10.2008 bis 30.09.2010
Bei den Ausgleichsenergiemengen6 lässt sich im Gaswirtschaftsjahr 2009/10 im Vergleich zum Gaswirtschaftsjahr 2008/09 eine positive Entwicklung in allen Marktgebieten erkennen (siehe Abbildung 11ff.). Die Mengen, für die von den Marktgebietsverantwortlichen Ausgleichsenergieentgelte eingenommen bzw. entrichtet wurden, sind auf ein vergleichsweise niedriges Niveau gesunken. Im Winter 2009/10 lässt sich tendenziell eine Unterspeisung der Netze erkennen, da die positiven Ausgleichsenergiemengen die negativen Ausgleichsenergiemengen teilweise um ein Vielfaches übersteigen. Im vorangegangenen Winter 2008/09 lässt sich dagegen die Tendenz zu einer Überspeisung der Netze feststellen.
Ausgleichsenergiemengen GWJ 2008/09
-3.000.000 MWh -2.500.000 MWh -2.000.000 MWh -1.500.000 MWh -1.000.000 MWh -500.000 MWh 0 MWh 500.000 MWh 1.000.000 MWh 1.500.000 MWh 2.000.000 MWh 2.500.000 MWh 3.000.000 MWh
Okt 08 Nov 08 Dez 08 Jan 09 Feb 09 Mrz 09 Apr 09 Mai 09 Jun 09 Jul 09 Aug 09 Sep 09
negative AE positive AE
NCG Gaspool OGE-L Aequamus Thyssengas H Thyssengas L
Abbildung 11: Energiemengen, für die im Gaswirtschaftsjahr 2008/2009 von den
Marktgebietsverantwortlichen Ausgleichsenergieentgelte eingenommen (positive AE) bzw.
bezahlt (negative AE) wurden
6 Die in Abbildung 11, Abbildung 12 und Abbildung 13 abgebildeten Mengen basieren auf internen Berechnungen und sollen eine Tendenz der Ausgleichsenergiemengen und keine exakten Mengenangaben darstellen. Die Werte wurden anhand der Einnahmen/Ausgaben für Ausgleichsenergie berechnet. Hierbei wurden jeweils die durchschnittlichen positiven und negativen Ausgleichsenergiepreise eines Monats zugrunde gelegt. Bis Oktober 2009 NCG inklusive ENI, GRTGaz, GVS; Gaspool inklusive H-Gas-Norddeutschland, Ontras, Wingas. Bis April 2010 Aequamus inklusive EGMT, EWE, L-Gas-Norddeutschland.
Ausgleichsenergiemengen GWJ 2009/10
-3.000.000 MWh -2.500.000 MWh -2.000.000 MWh -1.500.000 MWh -1.000.000 MWh -500.000 MWh 0 MWh 500.000 MWh 1.000.000 MWh 1.500.000 MWh 2.000.000 MWh 2.500.000 MWh 3.000.000 MWh
Okt 09 Nov 09 Dez 09 Jan 10 Feb 10 Mrz 10 Apr 10 Mai 10 Jun 10 Jul 10 Aug 10 Sep 10
negative AE positive AE
NCG Gaspool OGE-L Aequamus Thyssengas H Thyssengas L
Abbildung 12: Energiemengen, für die im Gaswirtschaftsjahr 2009/2010 (bis Mai 2010) von den Marktgebietsverantwortlichen Ausgleichsenergieentgelte eingenommen bzw. bezahlt wurden
Anteil der Ausgleichsenergiemenge an der Gesamtausspeisung an RLMmT und RLMoT Oktober 2008 - April 2010
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
Okt 08
Nov 08
Dez 08
Jan 09
Feb 09
Mrz 09
Apr 09
Mai 09
Jun 09
Jul 09
Aug 09
Sep 09
Okt 09
Nov 09
Dez 09
Jan 10
Feb 10
Mrz 10
Apr 10 NCG Gaspool Thyssengas H Aequamus OGE-L Thyssengas L
Abbildung 13: Anteil der Ausgleichsenergiemenge an der gesamten von RLMmT- und RLMoT- Letztverbrauchern ausgespeisten Menge
Auffallend bei der Betrachtung der zugrunde liegenden Daten ist, dass die RLM-Belieferer im Marktgebiet NCG ab April 2009 angefangen haben, weniger Gas ins Marktgebiet einzuspeisen. Ab Oktober 2009 kann dieses Phänomen mit Ausnahme des Marktgebietes Thyssengas L-Gas in allen Marktgebieten beobachtet werden. Unter Berücksichtigung des großen Preisspreads zwischen dem positiven Ausgleichsenergiepreis und dem Grenzübergangspreis in der Zeit zwischen März 2009 und März 2010 (siehe Abbildung 10) können diese Unterspeisungen der RLM-Belieferer auf eine Optimierung des eigenen Portfolios auf Kosten des Ausgleichs- und Regelenergiesystems und/oder Arbitragegeschäfte hindeuten. Darin spiegelt sich auch im Regel- und Ausgleichsenergiesystem das grundsätzliche Problem langfristiger ölpreisgebundener Importverträge wieder, deren Preise nicht hinreichend mit den zunehmend liquideren Spotmärkten korrelieren. Auch als Reaktion auf diese Entwicklung wurde nach Maßgabe der Mitteilung Nr. 4 zu GABi Gas vom 24.03.2010 der Faktor zur Bildung des positiven Ausgleichsenergiepreises auf 1,2 erhöht. Aus der nachfolgenden Abbildung wird ersichtlich, dass der Preis für positive Ausgleichsenergie bei einer Beibehaltung des Faktors von 1,1 nur kurzzeitig, im Juni und Juli 2010, über dem Grenzübergangspreis gelegen hätte. Durch die asymmetrische Ausweitung des Faktors auf 1,2 lagen die Preise für positive Ausgleichsenergie seit Mai durchgehend über dem Grenzübergangspreis. Die Optimierung der eigenen Bilanz über den Bezug positiver Ausgleichsenergie wird für die Transportkunden unter diesen Umständen unattraktiv. Ein Transportkunde, der sich über den Bezug von Ausgleichsenergie optimiert, würde sich in diesem Fall finanziell schlechter stellen, als ein Transportkunde, der auf seinen langfristigen Bezugsvertrag zurückgreift und seine Bilanz dadurch ausgeglichen hält.
Um die Anreize für eine Gasbeschaffung, aber auch einen Gasabsatz, über die Ausgleichsenergie auf das niedrigste Maß zu reduzieren, sollte der Grenzübergangspreis tendenziell zwischen dem positiven und negativen Ausgleichsenergiepreis liegen. Auf Grund der kurzfristigen Preisentwicklungen an den Spotmärkten kann dies aber nicht garantiert werden. Sollte die Ölpreisbindung innerhalb der langfristigen Gasbezugsverträge gegenüber der Bindung an kurzfristigere Marktpreise an Gewicht verlieren, wäre dies in Zukunft leichter und besser erreichbar.
Die aktuelle Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise zeigt dennoch, dass die Erhöhung des Faktors für positive Ausgleichsenergie auf 1,2 in Verbindung mit den aktuellen Entwicklungen der Preise an den Spotmärkten dazu geführt haben, dass der Grenzübergangspreis im Korridor zwischen positivem und negativem Ausgleichsenergiepreis
liegt.
Entwicklung der Ausgleichsenergiepreise und des Grenzübergangspreises für Erdgas in Deutschland seit 01.04.2010
0,0 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0 30,0
01.04.10 15.04.10 29.04.10 13.05.10 27.05.10 10.06.10 24.06.10 08.07.10 22.07.10 05.08.10 19.08.10 02.09.10 16.09.10 30.09.10
€/MWh
positive AE Faktor 1,2 positive AE Faktor 1,1 GüP
Abbildung 14: Gegenüberstellung von positiven Ausgleichsenergiepreisen und Grenzübergangspreis
5.2. Strukturierungsbeiträge
Die Strukturierungsbeiträge sind von einer Stundenbilanzierung grundsätzlich zu unterscheiden. Das stündliche Anreizsystem der Strukturierungsbeiträge dient vor allem dazu, Missbräuche und Gefahren für die Netzstabilität zu vermeiden. Für die meisten Entnahmestellen (RLMmT, RLMoT) sollen die Transportkunden/Bilanzkreisverantwortlichen angehalten werden, den durch die Tagesbilanzierung vergleichmäßigten Ausspeisungen („Bänder“) entsprechende Einspeisungen gegenüberzustellen. Wäre das Transportverhalten während der langen Bilanzierungsperiode eines Gastages ausschließlich in das Belieben der Transportkunden gestellt, so könnten diese z.B. alle für einen Gastag benötigten Gasmengen innerhalb einer Stunde einspeisen und so in dieser Stunde erhebliche Überschüsse im Netz produzieren. Je später diese Einspeisung vorgenommen werden würde, umso länger wäre das Netz unterspeist. Beide Phänomene würden zu enormen, kaum kalkulierbaren untertägigen Regelenergieeinsätzen führen. Während die Einspeisung in nur einer Stunde eher einen theoretischen Fall darstellt, können ohne ein untertägiges Anreizsystem die Transportkunden Morgens Gas als Regelenergie (z.B. ins Ausland) verkaufen und Nachmittags ebenfalls als Regelenergie zurückkaufen, ohne für diese
