Bilanzkreismanagement Gas für Bilanzkreisverantwortliche · Täglicher von der PEGAS gebildeter mengengewichteter Gasdurchschnittspreis am Lieferort VHP des Marktgebietes (der Produkte

Bilanzkreismanagement Gas für

Bilanzkreisverantwortliche

EW Medien - Seminar

Bilanzkreismanagement Gas

22. April 2015, Düsseldorf

E-Bridge Consulting ist eine auf die Energieversorgung spezialisierte

internationale Unternehmensberatung

2

E-Bridge Consulting

Das Unternehmen:

Gegründet 2004 und seitdem selektives

Wachstum

Mehr als 20 Mitarbeiter; Berater mit in

der Regel mehr als 10 Jahren Erfahrung

Etwa 50% des Umsatzes in

internationalen Projekten

Berater: akademisch erstklassig

ausgebildet, praxiserfahren,

umsetzungsorientiert

Daten: Umfangreiche Datenbasis der

europäischen Energieversorgung

Know-How: Unmittelbare Mitarbeit an

innovativen Markt- und

Geschäftsentwicklungen

Rund 20 europäische Betreiber von

Transportnetzen (Strom und Gas)

Große Verteilnetzbetreiber, wie RNG, NRM,

SWM Infrastruktur, N-ERGIE Netz, NBB, VE

Distribution, E.ON Netz, Westnetz

KMU: mehr als 150 deutsche

Verteilnetzbetreiber

Erzeuger und Energiehändler - E.ON

Kraftwerke, GSED, EnBW, APT, MVV

Ministerien und Behörden, wie ACER,

BNetzA, NMa, CREG, Wirtschafts-

ministerien in den Niederlanden und

Österreich

Finanzinvestoren und Fonds, wie z.B.

Deutsche Bank, Global Infrastructure

Singapore, AXA

Philosophie Kundenspektrum

Eines der führenden spezialisierten Fach- und Strategieberatungsunternehmen durch Kombination aus energiewirtschaftlichem Know-How und praxisorientierter Umsetzungsberatung

Kern unserer Beratung ist die Lösung konzeptionell-strategischer und

technisch-betrieblicher Fragestellungen

• Design von Strom-

und Gasmärkten

• Systembetrieb- und

Regelenergiemärkte

• Gewährleistung der

Systemsicherheit

• Erlös- und

Qualitätsregulierung

• Netztarifstrukturen

• Regulierungs-

management

• Aufbau- und

Ablauforganisation

• Geschäftsprozess-

Analysen und

-optimierung

• Zertifizierung

• Ausbau- und

Erneuerungsplanung

• Umsetzung GPKE,

GeLi und GABi Gas,

KARLA, WiM

• EDM und

Abrechnung

• Anlagenregister und

Kostenprognosen

• Entstörungs-

management

• Mandantentrennung

• Personaleinsatz-

planung

• Pflichtenheftentwickl

ung

• Ausschreibung

3

Markt und

Regulierung

Strategie- und

Managementstudien

Fachkonzepte und

Prozesse

IT

Management

E-Bridge

Kompetenzfelder

Projekterfolg durch Fachwissen in

Regulierung, Handel und Netzführung und -betrieb

E-Bridge Consulting

• Bewertungen von

Netz-übernahmen, -

und Beteiligungen

• Strategische

Ausrichtung von

Netzgesellschaften

• Risikobasierte Asset

Management

Strategien

• Kooperationsstudien

• Benchmarking-

Studien

Begriffsbestimmungen Abkürzung Bedeutung

ANB Ausspeisenetzbetreiber

BDEW Bundesverband der deutschen Energie- und

Wasserwirtschaft

BNetzA Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas,

Telekommunikation, Post und Eisenbahnen

BP Biogas-Bilanzierungsperiode

BK Bilanzkreis

BKV Bilanzkreisverantwortlicher

BW Brennwert

D Tag/Betrachtungstag (= Liefertag) im Format Gastag

D+1 Folgetag auf den Liefertag

D+2 Folge-Folgetag auf den Liefertag

DVGW Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches

e.V.

EDM Energiedatenmanagement

ENB Einspeisenetzbetreiber

FNB Fernleitungsnetzbetreiber

GABi Gas 1 Festlegung der BNetzA vom 28.05.2008:

„Grundmodell der Ausgleichsleistungen und

Bilanzierungsregeln im deutschen Gasmarkt“

GaBi Gas

2.0

Beschluss der Bundesnetzagentur vom 19.

Dezember 2014 (Az. BK7-14-020), Festlegung in

Sachen Bilanzierung Gas (Umsetzung des Netzkode-

xes Gasbilanzierung), „GaBi Gas 2.0“.

4

Glossar

Abkürzung Bedeutung

GasNZV Gasnetzzugangsverordnung

GEODE Europäischer Verband der unabhängigen

Strom- und Gasverteilerunternehmen

GeLi Gas Festlegung der BNetzA vom 20.08.2007:

„Geschäftsprozesse Lieferantenwechsel Gas“

EDM Energiedatenmanagement

ENB Einspeisenetzbetreiber

LV Letztverbraucher

KoV Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20

Abs. 1 b) EnWG zwischen den Betreibern von in

Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen

kWh/d Kilowattstunden pro Tag

KT Kalendertag

M Liefermonat vom 1. Tag 06:00 Uhr bis zum 1.

Tag des Folgemonats 06:00 Uhr

M+2M 2 Kalendermonate nach Ende des Liefermonats

M+2M-XWT x-ter Werktag vor Ende des 2. Kalendermonats

nach Ende des

Liefermonats

MDL Messdienstleister

MMMA Mehr-/Mindermengenabrechnung

MGV Marktgebietsverantwortlicher

MÜP Marktgebietsübergangspunkt

NCG NetConnect Germany GmbH & Co KG

Abkürzung Bedeutung

NEV Nominierungsersatzverfahren

NB Netzbetreiber

NKP Netzkoppelpunkt

OTC Over the Counter

PKP Primärkapazitätsplattform

RBK Rechnungsbilanzkreis

RLM Registrierte Leistungsmessung

RLMmT Zeitreihentyp RLM mit Tagesband

RLMNEV Zeitreihentyp RLM mit

Nominierungsersatzverfahren

RLMoT Zeitreihentyp RLM mit Tagesband

SLP Standardlastprofile

SLPsyn Synthetisches Standardlastprofil

SLPana Analytisches Standardlastprofil

SBK Sub-Bilanzkonto

SSO Speicherbetreiber

TK Transportkunde

TUM Technische Universität München

UBK Unterbilanzkreis

VHP/VP Virtueller Handelspunkt

VKU Verband kommunaler Unternehmen

WT Werktag

ZRT Zeitreihentyp

ZR Zeitreihen

15:30 – 16:00 Bilanzkreismanagement im Unternehmen 6

15:00 – 15:30 Kapazitätsmanagement 5

13:00 – 15:00 Aufgaben des Bilanzkreismanagements – Erweiterung 4

10:30 – 13:00 Aufgaben des Bilanzkreismanagements 3

10:00 – 10:30 Bilanskreismanagement – warum? 2

09:30 – 10:00 Regulatorischer Überblick 1

Agenda

5







Agenda

6

Die wichtigsten Schritte in der europäischen

und deutschen Marktliberalisierung Gas

EnWG- 2013

Entwurf Neue 3. EU Binnenmarkt Richtlinie- 2007

EU Strategic Energy Review - 2008

EU-Richtlinie Security of Supply – 2010

EnWG- 2008

Kooperationsvereinbarung III (G) – 2008

3. EU Binnenmarktpaket – 2009

EnWG- 2011

Neue NetzzugangsVO Gas und Strom – 2010

EU-Richtlinie - Gas 1998

Neues EnWG - 1998

EnWG- 2003

EnWG- 2005

Verbändeeinbarung II (E) - 2002

Anpassung der Verbändevereinbarung I (E) - 2001

Verbändevereinbarung I (E) - 2000

Kooperationsvereinbarung II (G) – 2007

Kooperationsvereinbarung (G) – 2006

EU-Binnenmarkt Richtlinie- 2003

Time

EU-Richtlinie- Strom 1996

Kooperationsvereinbarung IV (G) – 2011

KoV V (G) – 2012

KoV VI (G) – 2013

7

KoV VII (G) – 2014

GABi Gas – 2008

KoV VIII (G) – 2015

NC Bal (G) – 2014

NC Int (G) – 2015

Rechtliche Einordnung

8

Regulatorischer Überblick

3. Energiebinnenmarktpaket

Energiewirtschaftsgesetz

StromNZV GasNZV

GPKE GeLi

MaBiS GaBi

WIM

KoV

EU-Richtlinie

Deutsche Gesetzgebung

Deutsche Verordnungen

Festlegungen der BNetzA

Vereinbarung zwischen den

Gasnetzbetreibern

GasNEV StromNEV

…. MessZV GasGVV

KARLA

KOLA

Kernpunkte der GABI Gas 1.0

Anpassung des Bilanzierungsmodells auf das Zweivertragsmodell (Entry/Exit-Modell)

Standardisierung der Datenformate, Prozesse und Fristen

Der Netzbetreiber wurde als zentrale Datendrehscheibe definiert.

Umstellung auf die Tagesbilanzierung

tägliche Allokation (Bilanzierung)

ANB muss RLM- und SLP-Allokation bis 12 Uhr übermitteln.

Kurzfristprognose (SLP) liegt in der Verantwortung des Netzbetreibers, nicht in der des Lieferanten oder Händlers (BKV) !!!!!

Der Netzbetreiber allokiert die SLP-Mengen „heute für morgen“.

Einführung von Strukturierungsbeitrag und Regelenergieumlage

Mehr-/ Mindermengenabrechnung (SLP und RLM)

Überwachung der Datenqualität (Schwarze Liste, Transparenzliste)

9


GABi Gas

Tages-

bilanzie-

rung

Stünd-

liches

Anreiz-

system

Ausgleichs-

energie

Regel-

energie

Informations- und

Datenübertragungspflichten

Grundsätze GABi Gas 2.0

Umsetzung Network Code Gas Balancing (NC GB)

Grundlage» Verabschiedung durch EU‐Kommission am 26.03.2014

=>Erstmals verbindliche Detail‐Vorgaben aus Europa

Detailregelungen der einzelnen Mitgliedsstaaten dürfen bestehen bleiben bzw. erlassen werden, soweit sie nicht gegen Vorgaben des NC verstoßen.

Die Rolle der BNetzA ist somit auf die Umsetzung bzw. Detailfestlegungen beschränkt.

GABi Gas 2.0

Eckpunktepapier mit konkreten Bestandteilen für eine Entscheidung in der KOV

Umsetzung in Standardverträge über

Neufassung der Kooperationsvereinbarung und der Anlagen

Bilanzkreisvertrag

Leitfaden Bilanzkreismanagement.

keine Festlegung von formulierten AGB im Rahmen eines Standardangebotsverfahren.

10

GABi Gas

Tages-

bilanzie-

rung

stündliches

Anreiz-

system

Ausgleichs-

energie

Regel-

energie

Informations- und

Datenübertragungspflichten


Neu

Saldierung in Bilanzkreisen

Ein- bzw. Ausspeisungen werden entweder als Nominierungen oder Messwerte und Lastprofile erfasst.

Alle Ein- und Ausspeisungen innerhalb eines Bilanzkreises werden stündlich saldiert.

Bilanzkreisverantwortlicher ist gegenüber dem jeweiligen Marktgebietsverantwortlichen für ausgeglichenen Saldo verantwortlich.

Bilanzierungszeitraum ist der Tag.

Abrechnung Flexibilitätskostenbeitrag nur bei Verursachung von richtungsentgegengesetzter Regelenergie.


Bilanzkreis

Einspeisungen

n n

Ausspeisungen

n

n RLM Kunden RLM Ausspeisepunkte

Nominierungen

Ausspeisungen in andere BK

n

Ausspeisungen zu Speichern

Ausspeisungen aus Nominier-

ungsersatzverfahren

Ausspeisungen in andere MG

Nominierungen

Einspeisungen aus anderen

Bilanzkreisen (BK)

Einspeisungen aus andere

Marktgebiete (BK)

Einspeisungen aus

Nominierungsersatz-

verfahren

n

Bilanzkreis

Saldo Flexibilitätskosten-

beitrag

Einspeisungen

n n

Ausspeisungen

n Nominierungen

Ausspeisungen in andere BK

n

Lastprofile

n

n RLM Kunden (gemessen)

RLM Ausspeisepunkte (mT)

n SLP Ausspeisepunkte

Ausspeisungen zu Speichern

Ausspeisungen in andere MG

n

Allokiert wie nominiert


Bilanzkreisen (BK)


Marktgebieten

n

n

n Messwerte

Saldo Ausgleichsenergie

11

RLM Ausspeisepunkte (oT)

Grenzkopplungspunkte

Inselnetze*

Einspeisepunkte Produktion**

Einspeisungen aus

Speichern

* Mit Genehmigung der BNetzA

Neu

Entry Exit Alle einzuspeisenden Mengen

werden stundenscharf pro

Entrypunkt nominiert.

abrechnungsrelevant ist die

gesamte Tagessumme

100

100

Σ 200

100

110

Σ 210

∆ +10

Alle SLP-Mengen gelten als

allokiert wie nominiert (Band).

Für alle RLM-Mengen gelten

die gemessenen Werte

(vorläufiger bzw. endgültiger

Status).

abrechnungsrelevant ist die

gesamte Tagessumme

Alle im Bilanzkreis verbleibenden

Differenzmengen werden am

Ende des Tages mit dem täglich

zu ermittelnden Ausgleichsener-

giepreise abgerechnet.

Bemessungsgrundlage für alle

MGV sind die durch die BNetzA

vorgegebenen Handelsmärkte

und Preise.

Ba

sis

Re

fere

nzm

ärk

te

Als zugelassene Handels-

plattform gelten derzeit:

Gaspool VP (PEGAS) ;

NCH VP (PEGAS).

ICE Endex (TTF)**

Pre

isfo

rme

l

Preis für positive

Ausgleichsenergie =

(Maximum täglicher

Regelenergie-EK /

mengengewichteter

Durchschnittspreis* + 2 %)

Preis für negative

Ausgleichsenergie =

(Minimum täglicher

Regelenergie-VK /

mengengewichteter

Durchschnittspreis* - 2 %)

Beispiel

SLP

RLM

* Auf der relevanten Handelsplattform nach Art. 22 Ziff 3 NC Bilanzierung der

Produkte Day Ahead und Within Day.

** Zulassung beantragt für Regelenergiebeschaffung am TTF / nicht Ausgleichsenergierelevant

Bilanzkreisabrechnung im Tagesregime


12

Neu

Ermittlung Ausgleichsenergiepreis

Der Ausgleichsenergiepreis wird zukünftig marktgebietsspezifisch gebildet:

𝑃𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑒𝑟 𝐴𝑢𝑠𝑔𝑙𝑒𝑖𝑐ℎ𝑠𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒𝑝𝑟𝑒𝑖𝑠 = 𝑀𝑎𝑥 (𝐻ö𝑐ℎ𝑠𝑡𝑒𝑟 𝑃𝑟𝑒𝑖𝑠 𝐸𝐾 𝑅𝑒𝑔𝑒𝑙𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 ∗, 𝐺𝑎𝑠𝑑𝑢𝑟𝑐ℎ𝑠𝑐ℎ𝑛𝑖𝑡𝑡𝑠𝑝𝑟𝑒𝑖𝑠 ∗∗ +2%)

𝑁𝑒𝑔𝑎𝑡𝑖𝑣𝑒 𝐴𝑢𝑠𝑔𝑙𝑒𝑖𝑐ℎ𝑠𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒𝑝𝑟𝑒𝑖𝑠 = 𝑀𝑖𝑛 (𝐻ö𝑐ℎ𝑠𝑡𝑒𝑟 𝑃𝑟𝑒𝑖𝑠 𝑉𝐾 𝑅𝑒𝑔𝑒𝑙𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 ∗, 𝐺𝑎𝑠𝑑𝑢𝑟𝑐ℎ𝑠𝑐ℎ𝑛𝑖𝑡𝑡𝑠𝑝𝑟𝑒𝑖𝑠 ∗∗ −2%)

* der Produkte nach MOL Rang 1 und MOL Rang 2.

* * jeweils mengengewichteter Gasdurchschnittspreis der relevanten Handelsplattform nach Art. 22 Ziff 3 des NC Balancing.

Sofern der tägliche Ausgleichsenergiepreis nicht ermittelt werden kann, wird als Ersatzwert der Vortageswert herangezogen.

13


RLM Mehr- / Mindermengen

Der MGV verrechnet zukünftig an den BKV die Mengen aus Brennwertdifferenzen (und fehlenden bzw. fehlerhaften Messwerten) zwischen vorläufigen und endgültigen Mengenzuordnungen eines Bilanzkreises.

Für die Meldung der Brennwertdifferenzen wird voraussichtlich eine erweiterte RLM- Zeitreihe erforderlich (ggf. neuer Status).

Mehr-/ Mindermengenpreis RLM: Täglicher von der PEGAS gebildeter mengengewichteter Gasdurchschnittspreis am Lieferort VHP des Marktgebietes (der Produkte Day Ahead und Within Day)

Dieser wird sowohl für die Mehr- als auch für die Mindermengen angewendet.

14


Kundengruppe Ausgleichs-

energie

Strukturierungsbeitrag

(Toleranz %)

Regelenergie-

umlage

Großverbraucher >300 MW

„stündl. Allokation“ Ja

Ja

(+/-2%) Nein

RLM Kunden mit Wahlrecht

„stündl. Allokation“ Ja

Ja

(+/-2%) Nein

RLM Kunden ohne

Wahlrecht

„Bandeinspeisung“

Ja Ja

(+/-15 %) Ja

SLP Kunden

„Bandeinspeisung“ -

(Ja)

0% Ja


Der Strukturierungsbeitrag wird in Rechnung gestellt für Stundenmengen, die

außerhalb des fallgruppenspezifischen Toleranzbandes liegen.

Für RLM-Verbraucher mit Nominierungsersatzverfahren entfällt die Toleranz zur

Ermittlung des Strukturierungsbeitrages.

Stündliches Anreizsystem

Fallgruppen nach GABi Gas 1.0

15

Bis 30.09.16

Fallgruppe Ausgleichs-

energie

Flexibilitätsbeitrag

(stündliche Toleranz %

der Tagesmenge)

Regelenergie-

umlage

Alle Punkte

„allokiert wie nominiert“ Ja

Ja

0% Nein

RLM Kunden mit

stündlicher Allokation Ja

Ja

(+/-7,5%) Ja

RLM Kunden mit

Tagesband

„Bandeinspeisung“

Ja Ja

(+/-7,5 %) Ja

SLP Kunden

„Bandeinspeisung“ Nein

Ja

0% Ja


Der Flexibilitätskostenbeitrag wird für kumulierte Überschreitung der Stunden-

abweichungen unter Berücksichtigung der zu gewährenden Tagestoleranz in

Rechnung gestellt .

Untertägiges Anreizsystem

Fallgruppen nach GABi Gas 2.0

16

Ab 01.10.16

Untertägige Verpflichtungen - Flexibilitätskostenbeitrag

Flexibilitätskostenbeitrag:

Wird an Tagen erhoben werden, wenn ein gegenläufiger Regelenergieeinsatz über MOL Rang 1 entstanden ist und dem MGV hierdurch Kosten für die Beschaffung entstanden sind.

Gegenläufige Regelenergie aus der bilanziellen Konvertierung wird dabei nicht berücksichtigt.

Der Flexibilitätskostenbeitrag wird auf Basis der dem MGV entstandenen Kosten berechnet.

Flexkostenbeitrag = 𝑀𝑒𝑛𝑔𝑒𝑛𝑔𝑒𝑤𝑖𝑐ℎ𝑡𝑒𝑡𝑒 𝐾𝑜𝑠𝑡𝑒𝑛∗

𝑀𝑒𝑛𝑔𝑒 𝑅𝑒𝑔𝑒𝑙𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒∗

*jeweils bezogen auf den von dem Flexibilitätsbedarf verursachten Kosten und Mengen.

Verursachungsgerecht gemäß NC Balancing.

17


-180 MW

Ab 01.10.16

Untertägige Verpflichtungen - Flexibilitätskostenbeitrag

18


Ab 01.10.16

Getrennte Bilanzierungsumlage(n) für SLP und RLM

Umlage nur für SLP- und RLM-Ausspeisungen, die SLP-Entnahmestellen, RLM-Entnahmestellen oder RLM-Entnahmestellen mit Nominierungsersatzverfahren (RLMNEV) beliefern

Grundlage: Bilanzrelevante Ausspeisemenge der Entnahmestelle.

Änderung der Umlageperiode auf grundsätzlich 12 Monate und Beginn am 01.10. eines Kalenderjahres. Für das GWJ 2015 können noch zwei Perioden veröffentlicht werden.

Bilanzierungsumlagen sind vier Wochen vor der Erhebung durch den MGV zu veröffentlichen.

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Kosten und Erlöse aus Regel- und Ausgleichsenergiesystemen

Umlagekonto SLP

Kosten und Erlöse aus SLP MMMA

Kosten und Erlöse aus der

Regelenergiebeschaffung, sofern

nicht RLM zuzuordnen

Sonstige Kosten zur

Bilanzkreisführung SLP

Erlöse aus SLP Bilanzkreisumlage

Umlagekonto RLM

Kosten und Erlöse neg. und pos.

Ausgleichsenergie

Erlöse aus Strukturierungsbeitrag

Kosten und Erlöse aus der

Regelenergiebeschaffung, sofern

nicht SLP zuzuordnen

Sonstige Kosten zur

Bilanzkreisführung RLM

Erlöse aus RLM Bilanzkreisumlage

Schlüsselung

Ab 01.10.15

Untertägige Verpflichtungen - Informationsbereitstellung

Bereitstellung einer zweiten Aktualisierung für RLM-Ausspeisungen für gemessene Ausspeisungen der RLM-Entnahmestellen in dem Zeitraum von 12:00 Uhr bis 15:00.

Zweite Datenmeldung beinhaltet auch die Daten aus der ersten Meldung.

Verkürzung des Übermittlungszeitraums am Tag D+1 (Bisher: bis 13:00 Uhr: wird in der finalen Festlegung definiert).

Verweis auf die Verpflichtung zur Übermittelung stündlicher RLM-Messwerte nach GeLi Gas zwischen VNB und TK.

20


Untertägige Informationsbereitstellung

Ist: KOV VI Soll: GABi Gas 2.0

1. Zeitfenster 06:00 - 12:00 06:00 - 12:00

Meldung ANB an MGV bis 18:00 bis 15:00

Meldung MGV an BKV bis 19:00 bis 16:00

2. Zeitfenster 12:00 - 15:00

Meldung ANB an MGV bis 18:00

Meldung MGV an BKV bis 19:00

Umsetzungsvorschriften

Umsetzungs-

verantwortliche

Umzusetzende Regelungen Umsetzungs-

termin

MGV, FNB, VNB Anpassung Bilanzkreisvertrag und KOV mit

Ausnahme der untertägigen Verpflichtungen

und der Informationsbereitstellung

01.10.2015

MGV Untertägige Verpflichtungen 01.10.2016

MGV, FNB, VNB Informationsbereitstellung 01.10.2016

BNetzA Aufhebung der GABi Gas vom 28.05.2008 mit

Ausnahme §10 Ziff. 1 Informationspflichten

und § 13 Stündliches Anreizsystem

01.10.2015

BNetzA Aufhebung GABi Gas §10 und § 13 01.10.2016

BNetzA Aufhebung der vorläufigen Entscheidung

vom 14.07.2015

01.10.2015

(Ziff 2-5)

01.10.2016

(Ziff 1)

21


Die Netzbetreiber müssen kooperieren

=> Kooperationsvereinbarung

Rechtliche Grundlage in GasNZV

Des Weiteren verpflichtet § 8 Abs. 6 der Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (GasNZV) die Netzbetreiber zur Abwicklung netzübergreifender Transporte und zum Abschluss einer Kooperationsvereinbarung, in der sie alle Einzelheiten ihrer Zusammenarbeit regeln, die notwendig sind, um einen transparenten, diskriminierungsfreien, effizienten und massengeschäftstauglichen Netzzugang zu angemessenen Bedingungen zu gewähren.

22


Aufbau seit KoV IV – Die Verträge

23

• Vertrag zwischen den Netzbetreibern und

Marktgebietsverantwortlichen HT

• Anlage 1: Ein/Ausspeisevertrag für FNB (2015)

• Anlage 2: Ein/Ausspeisevertrag für VNB mit entry/exit –System (2015)

• Anlage 3: Lieferantenrahmenvertrag für VNB (2015)

• Anlage 4: Bilanzkreisvertrag Erdgas incl. Regelung zur Bilanzierung

Biogas (2015)

• Anlage 5: Vereinbarung über die Verbindung von Bilanzkreisen (2015)

• Anlage 6: Netzanschluss- und Anschlussnutzungsvertrag Biogas (2013)

• Anlage 7: Einspeisevertrag Biogas für VNB im NPM (2013)

Vert

räg

e

Die Kooperationsvereinbarung Gas

Aufbau seit KoV IV – Die Leitfäden

24

• LF Marktprozesse Bilanzkreismanagement Gas

Teil I und II (2015)

• LF Sicherheitsleistung und Vorauszahlung im deutschen

Gasmarkt (2012)

• LF Abwicklung von Standardlastprofilen (2015)

• LF Bilanzierung Biogas (2015)

• LF Kostenwälzung Biogas (2012)

• LF Marktraumumstellung (2015)

• LF Krisenvorsorge Gas (2015)

• LF Prozessbeschreibung Netzbetreiberwechsel (2014)

Leit

fäd

en


Die Einhaltung der KoV wird vermutet, wenn die Leitfäden angewendet

und eingehalten worden sind.

Kooperationsvereinbarung VIII – Wesentliche Änderungen 2015

25

Teil Änderungsbedarf Regelungen

Hauptteil Marktgebietsüberlappung • Einführung Begriffsbestimmung "Marktgebietsüberlappung" (§4)

• Konkretisierung der Regelungen für die Zuordnung von Ein- und Ausspeisepunkten

zu den Marktgebieten (§5)

• Konkretisierung der Regelungen zu Datenaustausch und Mengenanmeldung (§28)

• Konkretisierung der Regelungen zur Aufteilung der Mengen von

Netzkopplungspunkte in der Marktgebietsüberlappung auf die Marktgebiete (§46)

• Konkretisierung der Regelungen zu Abweichungen der Netzkonten (§50)

Bilanzierungskonten • Einführung Regelung zu getrennten Bilanzierungsumlagekonten für SLP- und RLM-

Ausspeisepunkten der Marktgebietsverantwortlichen (§42)

Interne Bestellung • Langfristprognose: Konkretisierung der bei der Angabe von Trends der Verbrauchs-

und Leistungsentwicklung durch nachgelagerte Netzbetreiber zu beachtenden

Faktoren (§16)

Marktraumumstellung • Konkretisierung der in den Umstellungsfahrplänen zwischen den Vertragsparteien zu

vereinbarenden Regelungen (§8)

• Einführung Unterscheidung zwischen technischem und bilanziellem Umstellungster-

min im Rahmen der Marktraumumstellung (§22)

• Einführung Regelung zur Ermittlung, Bewertung und Berücksichtigung der Kosten, die

aufgrund der zeitlichen Unterschiede zwischen technischer und bilanzieller Um-

stellung entstehen (§9)

Anpassung GaBi Gas 2.0 • Anpassung der Regelungen zu Beschaffung/Einsatz von Regelenergie (Merit-Order-

Liste) (§ 40)

• Konkretisierung der Regelungen zum Fallgruppenwechsel (§ 44)

• Anpassung der Regelungen zu Deklarationsclearing (§45), Versand von Allokations-

daten (§46), Allokationsclearing (§47)



26


Hauptteil Mehr-

/Mindermengenabrechnung

• Anpassung der Regelungen zur Mehr-/Mindermengenabrechnung SLP (MMMA) an

die mit der BNetzA abgestimmten Prämissen und Prozesse (Zählpunktscharfe

MMMA ab 1. April 2016) (§49)

Transportunterbrechungen • Einführung einer Definition von „Transportunterbrechung“ und Regelungen zur

Veröffentlichung dieser durch die Fernleitungsnetzbetreiber (§53)

Anlage 1:

Entry-Exit

Vertrag

FNBs

Ergänzende

Geschäftsbedingungen

• Vereinheitlichung der ergänzenden Geschäftsbedingungen der FNB (§§1, 2, 12, 13,

19, 26)

Kapazitätsvergabe • Einführung neuer Regelungen zur untertägigen Vergabe/Verauktionierung

fester/unterbrechbarer Kapazitäten gemäß NC CAM (§§1, 5, 6)

Zulassung

Primärkapazitätsplattform

• Neue Regelungen zur Zulassung zur Primärkapazitätsplattform und zu den Systemen

des Fernleitungsnetzbetreibers zur Abwicklung des Netzzugangs (§2a) sowie zur Ver-

fügbarkeit dieser Systeme (§2b)

Einbringung von

Kapazitätsprodukten

• Neue Regelungen zur Einbringung von Kapazitätsprodukten im Rahmen der Buchung

über die Primärkapazitätsplattform oder über das entsprechende System des Fernlei-

tungsnetzbetreibers (§7)

Buchung von untertägigen

Kapazitätsprodukten

• Neue Regelungen zur Buchung von untertägigen Kapazitätsprodukten (§8),

Bündelung von Kapazitäten (§9) sowie Nominierung/Re-Nominierung an Grenz- und

Marktgebiets-übergangspunkten (§12)

Nominierung • Neue Regelung zu Datenformaten zur operativen Abwicklung von Nominierungen

(§13a)

Übernominierung • Neue Regelungen zur Übernominierung unterbrechbarer/untertägiger Kapazität

gemäß NC CAM (§13d)



27


Anlage 1:

Entry-Exit

Vertrag

FNBs

Sekundärhandel • Anpassung der Anforderungen für Sekundärhandel/Übertragung von Ein- und

Ausspeiseverträge auf Dritte (§19)

Marktraumumstellung • Konkretisierungen zu Veröffentlichung und Änderung der technischen

Anforderungen und Ankündigungsfristen zur Marktraumumstellung der FNB im

Hinblick auf Änderungen der Gasbeschaffenheit (§20)

Entgeltverrechnung bei

Instandhaltung

• Anpassung zur Entgeltberechnung der FNB gegenüber des Transportkunden bei In-

standhaltungsmaßnahmen (§28)

Anlage 2:

Entry-Exit

Vertrags

VNB

Wie Anlage 1 • Die Änderungen der Anlage 1 wurden, soweit sie nicht ausschließlich die

Fernleitungsnetzbetreiber betreffen, analog in die Anlage 2 für Verteilernetzbetreiber

mit entry-exit-System übernommen.

Anlage 3:

Lieferanten

Rahmen-

vertrag

Mehr-

Mindermengenabrechnung

• Anpassung an neue Regelungen zur Mehr-/Mindermengenabrechnung (s.o.) (§8,

Anlage 4 zu Anlage 3)

Marktraumumstellung • Anpassungen an neue Regelungen zur Marktraumumstellung (§3)

Fallgruppenwechsel • Anpassungen der Regelungen zum Fallgruppenwechsel (§5)

• Konkretisierung der Regelungen zum Anspruch des Transportkunden auf

Unterbrechung der Netz-/Anschlussnutzung eines von ihm belieferten

Letztverbrauchers durch den Netzbetreiber (§7)



28


Anlage 4:

Bilanzkreis-

vertrag

Anpassungen an GaBi Gas 2.0 • Anpassung der Regelungen zu Deklarationsmitteilung, Clearing und

Allokationsclearing gemäß GaBi Gas 2.0 (§§15, 16)

• Konkretisierung der Regelungen zur Tagesbilanzierung gemäß GaBi 2.0 (§20)

• Neue Regelungen zu Ermittlung, Ausgleich und Abrechnung von Ausgleichsenergie-

mengen gemäß GaBi Gas 2.0 (§22)

• Regelungen zur Aufrechterhaltung des stündlichen Anreizsystems bis zum 30.

September 2016 (§24)

• Einführung getrennter Bilanzierungsumlagen für RLM- und SLP-Ausspeisepunkte

gemäß GaBi Gas 2.0 (§25)

• Neue Regelungen zur Abrechnung der Differenzmengen zwischen

Marktgebietsverantwortlichen und Bilanzkreisverantwortlichen (§27)

• Neue Regelungen zu börslichen Produkten mit physischer Erfüllungsrestriktion

gemäß GaBi 2.0 (§28)

Kommunikation • Neue Regelungen zum Anspruch auf die Nutzung von webbasierten

Kommunikationswegen und ihrer Funktionen einschließlich der verbundenen

Systeme des Marktgebietsverantwortlichen (§29)

Veröffentlichungspflichten • Konkretisierung Termine und Pflichten hinsichtlich Veröffentlichungspflichten der

Markt-gebietsverantwortlichen gemäß GaBi 2.0 (§30)

Anlage 5:

Bilanzkreis-

verbindung

Vertragsgegenstand • Konkretisierung der Regelungen hinsichtlich Vertragsgegenstand sowie Laufzeit,

Beginn und Kündigung der Vereinbarung



29


Leitfaden

Marktraum

-umstel-

lung

Abgleich • Abgleich mit DVGW-Dokumenten und Überarbeitung der Struktur des Leitfadens

Ergänzung • Ergänzung fehlender Regelungen zur Marktkommunikation (Kennzeichnung von

Zähl-punkten, Stammdatenänderungen, Bilanzkreisänderungen, Kostenmeldungen,

Netznutzungsabrechnung, Zählerstandfeststellung etc.)

Leitfaden

Bilanzkreis

Manage-

ment

Mehr-

/Mindermengenabrechnung

• Abschaffung bisheriger RLM-MMMA; neue RLM-MMMA auf Bilanzkreisebene

Untertägige Restriktionen • Einführung Within-Day Obligations

Deklarationsprozesse • Anpassung Deklarationsprozess (Within-Day-Vermarktung)

Fallgruppenwechsel • Änderung des Fallgruppenwechselprozesses und des Nominierungsersatzverfahrens

Preisbildung MMMA • Anpassung Anlage 2 zu Anlage 1 des Leitfadens bzgl. Preisbildung bei Mehr-

/Mindermengenabrechnung (GaBi 2.0)

Leitfaden

Krisenvor-

sorgen

Verfahrensoptimierungen • Verfahrensempfehlungen/Optimierung des Kommunikationsaufwands für den

Krisenfall

• Aktualisierung der Prozesse im LF, um mittelfristige Einführung standardisierter,

automatisierbarer Lösungen zur Verkürzung von Reaktionszeiten vorzubereiten

(Webportal)

Datenerhebung

Letztverbraucher

• Datenerhebung beim Letztverbraucher zur Ermittlung von Abschaltpotentialen

(BNetzA-Wunsch): Prüfung und Ausgestaltung „sinnvoller“ Kriterien



30


Leitfaden

Biogas

Redaktionelle Änderungen • zur Vermeidung von Verwechslungen hinsichtlich „Differenzmengen“ (Differenzen

zwischen den tatsächlichen Ein- und Ausspeisemengen) und „Differenzmengen“ bei

der Abrechnung von Erdgas-Bilanzkreisen im Rahmen der neu eingeführten

Differenzmengenabrechnung

Leitfaden

Standard-

lastprofile

Gas

Neues Standardlastprofil • Einführung der neuen SLP Gas mit der Bezeichnung SigLinDe

Veröffentlichungspflicht • Gesonderte Excel-Datei zu Veröffentlichungspflichten der Netzbetreiber (wird mit LF

SLP veröffentlicht)

Deklarationsprozesse • Anpassung Deklarationsprozess (Within-Day-Vermarktung)

Fallgruppenwechsel • Änderung des Fallgruppenwechselprozesses und des Nominierungsersatzverfahrens

Preisbildung MMMA • Anpassung Anlage 2 zu Anlage 1 des Leitfadens bzgl. Preisbildung bei Mehr-

/Mindermengenabrechnung (GaBi 2.0)








Agenda

31

Bedarf nach eigenem Bilanzkreis?

32

Bilanzkreismanagement

Anforderung des Unternehmens Anforderung des Unternehmens

Im Bezug (strukturierte Beschaffung)

Bezug von mehreren Lieferanten und/oder

Einsatz von Speicher und/oder

Tätigen von Börsengeschäften

Im Bezug (strukturierte Beschaffung)

Bezug von mehreren Lieferanten und/oder

Einsatz von Speicher und/oder

Tätigen von Börsengeschäften

In der Abgabe:

Verkauf über Fahrplangeschäfte und/oder

Verkauf über Bilanzkreiszuordnung und/oder

Verkauf über Sub-Bilanzkonto

In der Abgabe:

Verkauf über Fahrplangeschäfte und/oder

Verkauf über Bilanzkreiszuordnung und/oder

Verkauf über Sub-Bilanzkonto

Durchführung von Tradingaktivitäten Durchführung von Tradingaktivitäten

und/oder

und/oder

Eigener

Bilanzkreis

erforderlich

Definition Bilanzkreismanagement

33


Bil

an

zk

reis

man

ag

em

en

t

Strukturelles Bilanzkreismanagement

Gestaltung der Rahmenbedingungen zur Abwicklung aller

Bezugs- und Abgabeverträge im Rahmen des

Bilanzkreismanagements (erforderliche Verträge etc.)

Operatives Bilanzkreismanagement

Setzen der erforderlichen Aktivitäten, um Ein- und Ausspeisungen

in einem Bilanzkreis aufeinander abzustimmen.

Qualitätssichernde Tätigkeiten im Bilanzkreismanagement

Sicherstellen der korrekten Abrechnung des Bilanzkreises

Clearingprozesse

Zuordnung der Mengen zu Verträgen

Herausforderungen bei der Führung eines Bilanzkreises

Für Unternehmen, die bislang Gas z.B. über Sub-Bilanzkonten bezogen haben, kann die Führung eines Bilanzkreises eine Vielzahl an Veränderungen erforderlich machen:

Veränderungen der Bezugs- und ggf. Abgabeverträge (Bezugs- und Liefermodelle)

Definition und Einrichtung neuer, teilweise zeitkritischer und täglicher (24h/365d) interner Prozesse ( Mitarbeiterschulungen, ggf. Bedarf nach neuen IT-Systemen etc.)

Aufbau neuer, automatisierter Kommunikationsprozesse mit externen Marktpartnern (Händlern und Netzbetreibern)

Ggf. Veränderungen in der Handelsabrechnung:

Veränderte Datengrundlage zur Ermittlung der Bezugs- bzw. Abgabemengen

Neue Abrechnungsbeziehungen zum Marktgebietsverantwortlichen (inkl. Bedarf zur Prüfung der Bilanzkreis-Abrechnungen)

Ggf. neue Risiken für das Unternehmen aus Ausgleichsenergie und Strukturierungsbeitrag

34


Marktrollen Bilanzkreismanagement Gas

35

Gemäß Leitfaden Marktprozesse Bilanzkreismanagement Gas


Reguliert

Nicht reguliert




12:30 – 13:00 Qualitätssichernde Maßnahmen 3.4

12:00 – 12:30 Operatives Bilanzkreismanagement 3.3

11:30 – 12:00 Aufbau Bilanzkreismanagement 3.2

11:00 – 11:30 Definition Basisfall 3.1




Agenda

36

Bilanzkreisstruktur (Basisfall)

37

Basisfall

FP

Marktgebiet XY

Virtueller Punkt

Eigener

Bilanzkreis

Lieferant 1

BK-Nummer …

Bezugsvertrag …

Lieferant 2

BK-Nummer …

Bezugsvertrag …

Zugeordneter

Bilanzkreis

Weiterverteiler 3

RLM-

Verbraucher

SLP-

Verbraucher

FP 1 FP 2

FP 3

….

FP

Ort des

Eigentumsübergangs

Fahrplangeschäft am

virtuellen Punkt

Abwicklung von Bezug bzw. Abgabe über Fahrplangeschäfte

38

Basisfall

MGV

ANB

VP

Ort des Eigentumsübergangs

Bilanzkreis Verkäufer

Ausspeiseseite Einspeiseseite

Ausspeisung an VP Einspeiseallokation an

MG-Grenze

Saldo

Bilanzkreis Käuferkäufer

Ausspeiseseite Einspeiseseite

Ausspeiseallokation zu

LV

Einspeiseallokation am

VP

Saldo Käufer

Verkäufer VP-Nominierung

(Ausspeisung)

VP-Nominierung

(Einspeisung)

Handels-

nominierung

(Fahrplan)

Vereinbarung

Lieferung über

Fahrplangeschäfte

Saldo =

Einspeiseallokation

abzüglich VP-Nominierung

Deckung Salden auf

Tagesbasis durch

Ausgleichsenergie, die

vom Verkäufer mit dem

MGV zu verrechnen ist

Salden auf Stundenbasis

werden im Rahmen des

Anreizsystems

(Strukturierungsbeitrag)

ggf. pönalisiert

Saldo = Differenz

zwischen VP-Nominierung

und Ausspeiseallokation

zu Letztverbrauchern

Deckung Salden auf

Tagesbasis durch

Ausgleichsenergie, die

vom Käufer mit dem MGV

zu verrechnen ist

Salden auf Stundenbasis

werden im Rahmen des

Anreizsystems

(Strukturierungsbeitrag)

ggf. pönalisiert

Die ge- bzw. verkaufte Menge basiert auf den vom MGV

bestätigten VP-Nominierungen der beiden Händler.

Bilanzkreisvertrag

Vertragspartner:

Marktgebietsverantwortlicher (MGV)

Bilanzkreisverantwortlicher (BKV)

Regelungsinhalte:

Bilanzierung von Ein- und Ausspeisungen und Ausgleich von Differenzen:

Prinzip der Tagesbilanzierung

Ausgleich von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisungen über Ausgleichsenergie (inkl. Preisbildung)

Stundenanreizsystem (inkl. Strukturierungsbeitrag)

VHP-Entgelt

Regel- und Ausgleichsenergieumlage

H<>L-Gas-Konvertierung (Konvertierungsentgelt/Konvertierungsumlage)

Übertragung von Gasmengen zwischen Bilanzkreisen (Verbindung von Bilanzkreisen)

Einrichtung von Subbilanzkonten

Zuordnung von Punkten zu Bilanzkreisen

Nominierung am VHP

Clearing

Sicherheitsleistung

39

Basisfall











Agenda

40

Bestehende Bezugsverträge Übergabeorte

Ggf. bestehende Nominierungspflichten

Möglichkeiten zur Unterbrechung bzw. Einschränkung durch die

Lieferanten

Abrechnungsregelungen

Bestehende Abgabeverträge Weiterverteiler Übergabeorte

Ggf. bestehende Nominierungspflichten

Möglichkeiten zur Unterbrechung bzw. Einschränkung durch das eigene

Unternehmen

Abrechnungsregelungen

Bestehende Abgabeverträge Letztverbraucher Ausspeisenetzbetreiber, an dessen Netz die Letztverbraucher

angeschlossen sind

Verfügbarkeit historischer Lastdaten

Möglichkeiten zur Unterbrechung bzw. Einschränkung durch das eigene

Unternehmen

Potenzielle neue Bezugs- oder Abgabeverträge (Weiterverteiler,

Letztverbraucher)

Genutzte Speicher, Biogasanlagen oder Spitzendeckungsanlagen

Alle Arten von bestehenden Sonderregelungen in Bezug und Abgabe

(Tauschverträge)

besondere Flexibilitätsvereinbarungen, Konsortialbelieferungen etc.)

Initiale Tätigkeiten 1

41

Aufbau Bilanzkreismanagement

Erfassung struktureller

Rahmenbedingungen


42


Definition Bedarfe nach Lastdaten erforderliche Daten (historische Daten und Ist-Daten)

erforderliche Bereitstellungsfristen

erforderlicher Aggregate

Datenlieferanten Marktgebietsverantwortlicher

Ausspeisenetzbetreiber

Letztverbraucher

Intern (z.B. Abrechnung)

Ggf. Weiterverteiler

Definition und Beschaffung relevanter Temperaturdaten Historische Temperaturen

Temperaturprognosen

Ist-Temperaturen

Ggf. Beschaffung weiterer Input-Daten

Analyse Abhängigkeiten (u.a. Last <> Temperatur, Last <> Wochentag, …)

Bildung und Test Prognosemodell

Schaffung Datenbasis

und Entwicklung

Prognosemodell


43


Konzeption, Detaildefinition und Implementierung Prozesse des operativen

Bilanzkreismanagements

Definition Schnittstellen zu vor- und nachgelagerten Prozessen

Definition der durch IT zu unterstützenden Funktionen

IT-Systementscheidung („manuelle“ Lösungen mit Standardsoftware vs. Beschaffung

neuer Systeme (Welche?))

Nutzung von Dienstleistern (Nominierung, Datenmanagement, etc.)

Beschaffung und Aufsetzen erforderlicher IT-Systeme

Entscheidung über und Zuweisung von Verantwortlichkeiten im Unternehmen

Schulung und Test

Aufbau BKM-Prozesse

und IT-Unterstützung

Relevante Marktpartner:

Lieferanten

Weiterverteiler

Handelspartner

Marktgebietsverantwortlicher

Ein- bzw. Ausspeisenetzbetreiber

Speicherbetreiber

Relevante Daten:

Nominierungen

Messdaten

Allokationsdaten

Abrechnungsdaten

Einrichtung

Kommunikationswege

Bilanzkreisvertrag

Ggf. Bilanzkreiszuordnungsvereinbarung

Abschluss erforderlicher

Verträge mit dem MGV


44


Vereinbarung mit Kunden und Lieferanten i.d.R. als Anhang zum Liefervertrag

Relevante Themen u.a.: Nominierungspflichten (Datenformate (Edig@s, Excel, Fax etc.), Fristen

Kommunikationswege, operative Ansprechpartner, etc.)

Renominierungsmöglichkeit (Anzahl, Termine, Vorlaufzeiten, etc.)

Bereitstellung Prognosegrunddaten (sofern nicht nominiert wird)

Datenübertragung, Vertretungsrechte

Definition Abrechnungsgrundlagen (inkl. Regelungen zu Abschlagsrechnungen)

Vertragliche

Vereinbarung von

Abwicklungsregelungen

Prüfung, ob die direkt dem Bilanzkreis zugeordneten RLM Entnahmestellen

durch den Marktgebietsverantwortlichen als Tagesband (RLMmT), oder mit

ihrem tatsächlichen Lastgang (RLMoT) bilanziert werden sollen

( „Fallgruppenwechsel“)

Entscheidungsgrundlagen u.a.: Höhe Regelenergieumlage

Prognostizierbarkeit des Verbrauchs

Leistungspreise im Bezug

…

Definition Bilanzierungs-

verfahren für RLM-

Entnahmestellen











Agenda

45

Realisierung

Kurzfrist-

Optimierung

Bezugsfahrplan-

geschäfte

Transportvorgänge

Einspeicherung

Ausspeicherung

Eigenimport

6

Überblick tägliche Tätigkeiten des operativen


46


7 Überwachung Bilanzkreisstatuts + ggf. Auslösung Renominierung

3 Abwicklung

Fahrplangeschäfte in der

Abgabe

2 Prognose RLM-Last

1 Übernahme SLP-Last

für D vom MGV

4 Ermittlung der Gesamtlast

im Bilanzkreis

5 Kurzfristoptimierung

(ggf. zusätzliche OTC-

oder Börsengeschäfte)

Prozesse des operativen BKM 1. Übernahme SLP-Last für D vom MGV

Übernommene Daten:

Vom MGV werden an D-1 Allokationen für SLP-Letztverbraucher im Bilanzkreis für den Folgetag D bereit gestellt; die Allokationen werden dabei als Tagesband bis 13:00 in den Bilanzkreis eingestellt.

Ergebnis des Prozesses:

Anwendbare SLP-Last für D

Ablauf

Übernahme Allokationsdaten vom MGV

Prüfung auf Ausreißer und Festlegung der anwendbaren SLP-Allokation für D

Kommunikationspartner:

Marktgebietsverantwortlicher (= Planlieferant für die Allokationen im eigenen Bilanzkreis)

Systemunterstützung:

Kommunikationsserver (für Empfang und Versand von EDIFACT-Meldungen)

Bilanzkreismanagementsystem

Datenformat: ALOCAT

Komplexität:

Einrichtung eines automatisierten Kommunikationsprozesses

Durchführung Ausreißerprüfung

47


Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung

Abwicklung

Fahrplangeschäfte

Prognose RLM-Last

Übernahme SLP-Last

Ermittlung der

Gesamtlast

Realisierung

Kurzfrist-

Optimierung

Kurzfristoptimierung

Prozesse des operativen BKM 2. Prognose RLM-Last

Grundlagen:

Prognose erfolgt soweit möglich bottom-up (d.h. ausgehend von den Daten der einzelnen versorgten Verbraucher).

Anmerkung: Die relevanten SLP-Allokationsdaten werden bereits D-1 vom Marktgebietsverantwortlichen bereitgestellt; eine Prognose für Ausspeisungen an SLP-Entnahmestellen erfolgt daher nur, um die vom MGV übermittelten Allokationen zu prüfen (nicht verpflichtend).

Eingangsgrößen:

Historische Ausspeisedaten und Inputgrößen (Temperatur, Wochentage, ...)

Aktuelle Temperaturprognosen und weitere Inputdaten (Temperatur, Wochentage, ...)

Ggf. Informationen über nicht-prognostizierbare Lastveränderungen des Letztverbrauchers (Betriebsurlaub, Änderungen des Schichtmodells etc.)

Ggf. (soweit verfügbar): Ist-Ausspeisewerte des Vortages

Ggf. (abhängig vom Prognoseverfahren): Ist-Ausspeisewerte des laufenden Tages

Ergebnisse des Prozesses:

Stundenzeitreihen (Tagesband) der im Bilanzkreis erwarteten Allokationen für RLMmT-Verbraucher

Stundenzeitreihen (Lastgang) der im Bilanzkreis erwarteten Allokationen für RLMoT-Verbraucher


Prognosesystem

Komplexität:

Beschaffung von RLM-Ist-Daten (historische und zeitnahe Ist-Daten)

Sinnvolle Gruppierung von Kunden für die Prognose

Kommunikation mit relevanten RLM-Verbrauchern (Information über Produktionsweisen, Wartung, etc)

48



Abwicklung

Fahrplangeschäfte

Prognose RLM-Last

Übernahme SLP-Last

Ermittlung der

Gesamtlast

Realisierung

Kurzfrist-

Optimierung


Prozesse des operativen BKM 3. Abwicklung Abgabe-Fahrplangeschäfte 1

Eingangsgrößen:

Handelsnominierung des Kunden (=„Abruf“)

Vertragsgrenzwerte gem. Abgabevertrag (Weiterverteiler-Kunde, Trading-Partner)

Mit dem Kunden vereinbarte Nominierungsregelungen (Fristen, Granularitäten etc.)

Ablauf:

Empfang Handelsnominierungen von Käufer

Prüfung Handelsnominierungen (u.a. auf Einhaltung vertraglicher Grenzwerte)

Bestätigung Handelsnominierung gegenüber Kunde

Absetzen Bilanzkreis-Nominierung an Marktgebietsverantwortlichen

Empfang und Prüfung Bestätigung der Bilanzkreis-Nominierung vom Marktgebietsverantwortlichen


Nominierungsbestätigung des Marktgebietsverantwortlichen über die via Fahrplangeschäft am VP abgegebenen stündlichen Mengen je Fahrplankunde (mit Rahmenvertrag)

* Eine Abgabe an Netzkopplungspunkten an der Marktgebietsgrenze wird nicht betrachtet.

49



Abwicklung

Fahrplangeschäfte

Prognose RLM-Last

Übernahme SLP-Last

Ermittlung der

Gesamtlast

Realisierung

Kurzfrist-

Optimierung


Prozesse des operativen BKM 3. Abwicklung Abgabe-Fahrplangeschäfte 2


Kommunikationsserver (zum Empfang und Versand von EDIFACT-Meldungen)

Nominierungsmanagementsystem


Komplexität:

Enge Fristen

Automatisierung des Prozesses

Anm.: Details zu Nominierungsprozessen siehe auch Prozessschritt „Realisierung Kurzfrist-Optimierung“

50



Abwicklung

Fahrplangeschäfte

Prognose RLM-Last

Übernahme SLP-Last

Ermittlung der

Gesamtlast

Realisierung

Kurzfrist-

Optimierung


Exkurs: Nominierungsarten und Datenformate

51


Marktgebiets-

verantwortlicher

Ein-

/Ausspeisenetzbetreiber

(an einem GüP, MüT

oder MiniMüT)

Lieferant

über Fahrplangeschäfte

beliefert Kunde

(Weiterverteiler,

Trading-Partner)

Bilanzkreisnominierung

(NOMINT/CONTRL/NOMRES)

Handelsnominierung

(REQEST/REQRES)

Speicherbetreiber

Bilanzkreis-

verantwortlicher

Handelsnominierung

(REQEST/REQRES)

Entry-/Exit-Nominierung*


Speichernominierung**


* Nur erforderlich, soweit Bezug bzw. Abgabe oder

Eigeneinspeisungen an der Marktgebietsgrenze erfolgen

** Nur erforderlich bei Nutzung eines Speichers

Alternativ eingesetzte Datenformate:

Nutzung von Web-Portalen zur Nominierung

Excel (Varianten von KISS-A)

Fax (Vordruck)

[E-Mail (formlos)]

Abwicklung nach EASEE-Common Business Practice CBP 2003-002/02

“Harmonisation of the Nomination and Matching Process

Prozesse des operativen BKM 4. Ermittlung Gesamtlast im Bilanzkreis

Eingangsgrößen:

Prognose RLM-Last im Bilanzkreis

SLP-Ist-Last im Bilanzkreis

Bestätigte Abgabe-Fahrplangeschäfte

Ggf. Bezüge aus Produktion oder Biogas-Anlagen


Stundenzeitreihen der im Portfoliomanagement zur Vertragsbewirtschaftung erforderlichen Lastaggregate (denkbar: ein Summenlastgang sowie gesonderte Lastgänge für jede unterbrechbare Last)



52



Abwicklung

Fahrplangeschäfte

Prognose RLM-Last

Übernahme SLP-Last

Ermittlung der

Gesamtlast

Realisierung

Kurzfrist-

Optimierung


Prozesse des operativen BKM 5. Kurzfristoptimierung Gesamtlast 1

Anmerkung: Das Ableiten der Eindeckungsentscheidungen ist keine Aufgabe des Bilanzkreismanagements, sondern des Portfoliomanagements.

Eingangsgrößen:

Aggregate der Last im Bilanzkreis (Stundenzeitreihen)

Verfügbare Bezugsverträge, deren Grenzen und aktuelle Ist-Auslastung

Speicherstand

Beschäftigungsstrategie für Bezugsverträge und Speicher

Marktdaten

Mögliche Bezugsquellen:

Fahrplangeschäfte am Virtuellen Punkt

Flanschhandel bzw. Eigenimport

Börsengeschäfte / OTC-Handel

Ausspeicherung


Stundenzeitreihe der Bezugsmenge je Bezugsvertrag

(Soweit Speicher verfügbar ist) Stundenzeitreihe der Ein- bzw. Ausspeichermengen

Ggf. Festlegung erforderlicher Unterbrechungen

Zusätzlich: Stundenzeitreihen der abgeschlossenen OTC- und Börsengeschäfte

53



Abwicklung

Fahrplangeschäfte

Prognose RLM-Last

Übernahme SLP-Last

Ermittlung der

Gesamtlast

Realisierung

Kurzfrist-

Optimierung


Prozesse des operativen BKM 5. Kurzfristoptimierung Gesamtlast 2


Portfoliomanagementsystem (Ggf. Optimierungstool)

(Handelsportale, Börsensysteme)

Komplexität:

Inhaltlich: „Optimale“ Bewirtschaftungsentscheidungen bei „imperfekter Information“

Prozessual:

Kurzfristoptimierung an Wochenenden und Feiertagen (sowie im Renominierungsfall)

Abwicklung kurzfristiger Handelsgeschäfte (Börse/OTC)

Nutzung von Speichern (u.a. Bedarf nach einer Beschäftigungsstrategie für Speicher)

54



Abwicklung

Fahrplangeschäfte

Prognose RLM-Last

Übernahme SLP-Last

Ermittlung der

Gesamtlast

Realisierung

Kurzfrist-

Optimierung


Prozesse des operativen BKM 6. Realisierung Kurzfristoptimierung

Eingangsdaten:

Optimierungsergebnisse und Entscheidung

Ablauf (beispielhaft für den Bezug am VP):

Versand Handelsnominierungen an Lieferant

Empfang und Prüfung Nominierungsbestätigung des Lieferanten

Absetzen Bilanzkreis-Nominierung an Marktgebietsverantwortlichen

Empfang und Prüfung Bestätigung der Bilanzkreis-Nominierung des Marktgebietsverantwortlichen


(Sofern nur am VP gekauft wird) Nominierungsbestätigung des Marktgebietsverantwortlichen über die via Fahrplangeschäft am VP bezogenen stündlichen Mengen je Handelspartner*

55



Abwicklung

Fahrplangeschäfte

Prognose RLM-Last

Übernahme SLP-Last

Ermittlung der

Gesamtlast

Realisierung

Kurzfrist-

Optimierung


Prozesse des operativen BKM 6. Realisierung Kurzfristoptimierung 2




Kommunikationsserver

Übergangslösungen:

Nominierung via E-Mail, Fax, Internet-Portal

Statusverfolgung über Excel-Tools

Komplexität (nicht im Basisfall enthalten):

Abwicklung von Flanschhandel oder Eigenimport an physischen Netzkopplungspunkten (wenn Gas

nicht am VP übergeben wird) zusätzliche „Transport“-Nominierungen gegenüber Einspeisenetzbetreibern

Nutzung von Speichern (zusätzliche Speicher- und Transportnominierungen)

Kurzfristige Handelsgeschäfte (Spot- und/oder Börsengeschäfte)

Marktgebietsüberlappung ( Mini-MüT)

56



Abwicklung

Fahrplangeschäfte

Prognose RLM-Last

Übernahme SLP-Last

Ermittlung der

Gesamtlast

Realisierung

Kurzfrist-

Optimierung


Prozesse des operativen BKM 7. Statusüberwachung und Renominierung 1

Eingangsdaten:

aktualisierte Prognosen

bestätigte Renominierungen von Weiterverteilerkunden

Ablauf:

Ermittlung ( Prognose) Toleranzgrenzen im Stundensystem

Ermittlung stündliche und tägliche Differenzmenge für Zukunft (Hochrechnung bis Ende des Tages)

Entscheidung über Durchführung einer Renominierung (z.B. Differenzmengen oberhalb eines

Schwellenwertes?)

Ermittlung Umfang des stündlichen Renominierungsbedarfs ab der „Wirk-Stunde“ einer Renominierung

Definition der zu renominierenden Verträge (bzw. Anpassung der Ausspeisung selbst; z.B. bei unterbrechbaren Kunden)

Absetzen der erforderlichen Renominierungen (Handelsnominierungen und Bilanzkreisnominierungen)

und Überwachung Status der Renominierungen


vom Marktgebietsverantwortlichen bestätigte Renominierungen

ggf. Lastreduktion (Unterbrechung/Einschränkung) bei Letztverbrauchern

57



Abwicklung

Fahrplangeschäfte

Prognose RLM-Last

Übernahme SLP-Last

Ermittlung der

Gesamtlast

Realisierung

Kurzfrist-

Optimierung


Bilanzkreisüberwachung und Renominierung:

Auslöser und Aktionsmöglichkeiten

58


Auslöser für

Handlungsbedarfe Aktionsmöglichkeiten

Erwartete Veränderungen der Gesamtlast

im Bilanzkreis auf Basis aktualisierter

Prognosen

Erwartete Veränderungen der Gesamtlast

im Bilanzkreis auf Basis aktualisierter

Prognosen

Renominierung von Abgabeverträgen

durch Weiterverteiler

Renominierung von Abgabeverträgen

durch Weiterverteiler

Unterbrechung oder Einschränkung von

Bezugsverträgen


Bezugsverträgen


(unterbrechbaren) Transport- und/oder

Speicherverträgen


(unterbrechbaren) Transport- und/oder

Speicherverträgen

Renominierung von Bezugs- oder

Speicherverträgen

Renominierung von Bezugs- oder

Speicherverträgen

Kurzfristige Handelstätigkeit Kurzfristige Handelstätigkeit


unterbrechbaren Abgabeverträgen an

Weiterverteiler


unterbrechbaren Abgabeverträgen an

Weiterverteiler


Abgabeverträgen an Letztverbraucher


Abgabeverträgen an Letztverbraucher

Entscheidung

über erforderliche

Aktionen

Beispiel: Intraday-Renominierung

(bei Veränderung einer Einspeisenominierung)

59


Notwendige Veränderung

der Einspeisenominierung

(Renominierungsumfang)

Prognostizierte Differenzmenge

bis zum Ende das Gastages

Reststunden des Gastages ab

Wirksamkeit der Renominierung

=

GaBi 1.0

Zeitpunkt der

Renominierung

Beispiel: Intraday-Renominierung

(bei Veränderung einer Einspeisenominierung)

60


Notwendige Veränderung

der Einspeisenominierung

(Renominierungsumfang)

Prognostizierte Differenzmenge

bis zum Ende das Gastages

Reststunden des Gastages ab

Wirksamkeit der Renominierung

=

GaBi 2.0

Wirksamkeit der

Renominierung

Flexiblitätskostenbeitrag

Beispiel für Nominierungs- und

Renominierungsprozesse für „D“ im Zeitablauf

61


Uhrzeit

08:00

09:00

12:00

13:00

14:00

15:00

16:00

17:00

18:00

19:00

20:00

…

…

D-1 (Vortag der Lieferung) D-1 (Vortag der Lieferung) D (Tag der Lieferung) D (Tag der Lieferung)

Erster D-Prozess (= Renominierung für D)

Erster D-Prozess (= Renominierung für D)

Erste Renominierung für D (am laufenden Gastag)

Verbesserte RLM-Prognose auf Basis neuer

Informationen:

Aktualisierte Temperaturprognose für D

Wirktermin: frühestens 11:00h des aktuellen Gastages

Erste Renominierung für D (am laufenden Gastag)


Informationen:


Wirktermin: frühestens 11:00h des aktuellen Gastages Erster D-1 Prozess (= Nominierung für D)

Erster D-1 Prozess (= Nominierung für D)

Nominierung für D

Grundlage für die Lastermittlung:

Endgültige SLP-Zeitreihen für D

D-1 Prognose-RLM-Zeitreihen

Handelsnominierungen Weiterverteiler

Wirktermin: 06:00 h des Folgetags

Nominierung für D

Grundlage für die Lastermittlung:

Endgültige SLP-Zeitreihen für D

D-1 Prognose-RLM-Zeitreihen

Handelsnominierungen Weiterverteiler


Zweiter D-Prozess (= Renominierung für D)

Zweiter D-Prozess (= Renominierung für D)

Zweite Renominierung für D (am laufenden Gastag)


Informationen:


RLM-Ist-Daten für D-1

Wirktermin: frühestens 17:00 h des aktuellen Gastages

Zweite Renominierung für D (am laufenden Gastag)


Informationen:


RLM-Ist-Daten für D-1

Wirktermin: frühestens 17:00 h des aktuellen Gastages Zweiter D-1-Prozess (= Renominierung für D)

Zweiter D-1-Prozess (= Renominierung für D)

Erste Renominierung für D (am Vortag)

Verbesserte Grundlage für die Lastermittlung:



Erste Renominierung für D (am Vortag)

Verbesserte Grundlage für die Lastermittlung:


Wirktermin: 06:00 h des Folgetags Dritter D-Prozess

(= Renominierung für D)

Dritter D-Prozess (= Renominierung für D)

Dritte Renominierung für D (am laufenden Gastag)


Informationen:


Untertägige RLM-Ist-Daten für D (06:00 h – 12:00 h)


Dritte Renominierung für D (am laufenden Gastag)


Informationen:


Untertägige RLM-Ist-Daten für D (06:00 h – 12:00 h)


Prozesse des operativen BKM 7. Statusüberwachung und Renominierung 2


Prognosesystem



Kommunikationsserver

Prozessvarianten:

zeitgesteuerte Statusüberwachung und Renominierung vs. laufende Statusüberwachung und

anlassbezogene Renominierung

vollständige Deckungsentscheidung vs. Renominierung nur eines Vertrags / Speichers

Komplexität:

Erhalt der Deckungsentscheidungen außerhalb der Bürozeiten

unterbrechbare Bezugsverträge

unterbrechbare Transportverträge / Speicherverträge

unterbrechbare Letztverbraucher

62



Abwicklung

Fahrplangeschäfte

Prognose RLM-Last

Übernahme SLP-Last

Ermittlung der

Gesamtlast

Realisierung

Kurzfrist-

Optimierung












Agenda

63

Überblick qualitätssichernde Tätigkeiten im


64

Qualitätssicherung

Qualitätssichernde Tätigkeiten im Bilanzkreismanagement

1. Deklarationsclearing

2. Allokationsdatenclearing

3. Prüfung Bilanzkreis-Abrechnung

Deklarationsclearing 1

Ziele:

Vermeidung von Fehlzuordnungen: Sicherstellen, dass im Bilanzkreis keine Zeitreihen für Ein- oder Ausspeisepunkte allokiert werden, die diesem nur fälschlich zugeordnet wurden.

Bilanzierungsvollständigkeit: Sicherstellen, dass im Bilanzkreis alle Zeitreihen (jeweils mit dem korrekten Zeitreihentyp) allokiert werden, die in diesem auch tatsächlich allokiert werden sollen.

Vollständigkeit der Lastermittlung: Sicherstellen, dass alle im Bilanzkreis angemeldeten Allokationen auch im Rahmen der Ermittlung der Gesamtlast im operativen Bilanzkreismanagement berücksichtigt werden

Empfang von Deklarationsmeldungen vom Marktgebietsverantwortlichen:

Monatliche Deklarationsmitteilung:

am 18. Werktag vor dem Liefermonat

für den Zeitraum vom ersten bis zum letzten Kalendertag des Liefermonats, jeweils 6:00 Uhr

Bereitstellung im Format EDIFACT TSIMSG sowie Bereitstellung im Portal des MGV

Untermonatliche Deklarationsmitteilung:

spätestens um 23:00 Uhr an D-2 für SLP Ausspeisepunkte

spätestens um 23:00 Uhr an D-1 für RLM Ausspeisepunkte

für Zeiträume frühestens ab dem Gastag D im Liefermonat bis maximal zum letzten Kalendertag des Liefermonats, jeweils 6:00 Uhr

Prüfung der empfangenen Deklarationsmeldungen gegen:

Aktuelle Bestandslisten der Ausspeisenetzbetreiber (ergänzt um nach dem 15. Werktag des Fristenmonats bestätigte Netznutzungsan- und -abmeldungen)

Vom ANB bestätigte Bilanzierungsfallgruppen der RLM-Entnahmestellen (RLMoT, RLMmT, RLMNEV)

Die im operativen Bilanzkreismanagement bereits berücksichtigten Ein- bzw. Ausspeisungen (Deckungsgleichheit zwischen Deklarationsmitteilungen und verfügbaren Aggregaten)

Für die Zeitreihentypen ENTRYSO, EXITSO, ENTRY Biogas physisch und ENTRY Wasserstoff physisch werden keine Deklarationslisten erstellt und keine Deklarationsmitteilungen versandt

65

Qualitätssicherung

Deklarationsclearing 2

Fehlerhafte Deklarationsmitteilungen können durch den jeweiligen ANB im Zuge des Deklarationsclearing verändert werden:

Fehlerhafte Deklarationen werden dem ANB vom Bilanzkreisverantwortlichen (bzw. dem Transportkunden im Auftrag des BKV) per E-Mail unter detaillierter Angabe der betroffenen BK/SBK sowie einer Begründung mitgeteilt.

Stellt der ANB nach Abstimmung mit dem BKV/TK Fehler in der Deklarationsliste fest, sendet er eine korrigierte Deklarationsliste an den MGV.

Trifft die korrigierte Deklarationsliste bis 21:00 Uhr beim MGV ein:

sendet der MGV bis 23:00 Uhr neue Deklarationsmitteilungen an den BKV;

können für den Folgetag Allokationen bereits vorgenommen und verarbeitet werden.

Restriktionen für das Allokationsclearing:

Ein Deklarationsclearing darf nur bis zum Ende des Liefermonats durchgeführt werden (Ausnahme: nachträgliche Deklarationen im Rahmen eines RLM-Allokationsclearings).

Deklarationen von SLP-Zeitreihen können nur für zukünftige Zeiträume geändert werden (da Mengen an SLP-Ausspeisepunkten nicht nachträglich allokiert werden dürfen); Deklarationen für andere Zeitreihentypen können auch für zurückliegende Zeiträume des laufenden Liefermonats geändert werden, wobei dann ggf. auch ein Allokationsclearing durchzuführen ist.

66

Qualitätssicherung

Allokationsclearing Grundlagen

Zielsetzung des Clearingprozesses:

Veränderung „endgültiger“ Allokationszeitreihen nach deren Versendung vom Netzbetreiber an den MGV.

Eine bilaterale Klärung fehlerhafter Allokationen zwischen Transportkunde/Bilanzkreisverantwortlichem und Netzbetreiber vor Versendung der endgültigen Allokationen vom Netzbetreiber an den MGV bleibt vom Clearingprozess unberührt

Zusammenarbeit der Marktpartner:

Alle betroffenen Marktteilnehmer sind verpflichtet, den Clearingprozess zügig und effizient abzuwickeln.

Der Clearingprozess wird angestoßen sobald ein Marktteilnehmer (MGV, BKV, TK oder NB) nach dem Versand der finalen Allokation feststellt, dass sich Abweichungen gegeben haben.

Der Clearingprozess beginnt in der Regel, indem der BKV auf Antrag beim MGV eine Clearingnummer erhält. Diese Clearingnummer wird im Abstimmungsprozess mitgeführt.

Ein NB kann beim MGV eine Netzbetreiber Clearingnummer anfordern. Mit dieser Clearingnummer werden RLM-Zeitreihen (mit Bilanzierungsbrennwert und Abrechnungsbrennwert) vom NB an den MGV verschickt. Für die Bilanzkreisabrechnung wird dabei nur die Clearingmeldung mit Abrechnungsbrennwert verwendet. Die Differenzen zwischen Bilanzierungs- und Abrechnungsbrennwert werden mit täglichen Preis für Differenzmengen abgerechnet.

Betroffene Marktpartner können der Teilnahme am Clearingprozess nur in begründeten Fällen widersprechen.

67

Qualitätssicherung

Überblick: Zeitreihenmeldungen im Rahmen des

Bilanzierungssystems

68

Marktgebiets-

verantwortlicher

ANB

Bilanzkreis-

verantwortliche

Transportkunden

Allokationsdaten (ALOCAT) Gemeldete Summenzeitreihen

je BK/Sub-BK:

RLM (RLMmT, RLMoT,

RLMNEV)

SLP (SLPana, SLPsyn)

Entryso, Exitso

Entry Biogas physisch

Entry/Exit Biogas MÜP

Bewertet mit BBW

Tägliche Meldungen und

monatliche

Korrekturmeldungen (nur RLM,

ggf. Entryso und Exitso, Entry

Biogas physisch, Entry/Exit

Biogas MÜP)

Allokationsdaten (ALOCAT) Gemeldete Summenzeitreihen je BK/Sub-BK und ENB/ANB:

RLM (RLMmT, RLMoT, RLMNEV)

SLP (SLPana, SLPsyn)

Entryso, Exitso

Entry Biogas physisch

Entry/Exit Biogas MÜP

VHP-Zeitreihen: Entry/Exit VHP Erdgas/Biogas

Bewertet mit BBW

Tägliche Meldungen und monatliche Korrekturmeldungen (nur

RLM, ggf. Entryso und Exitso, Entry Biogas physisch, Entry/Exit

Biogas MÜP)

Tägliche Meldungen und ggf. Korrekturmeldungen an D+3 (Entry

VHP

Erdgas, Entry VHP Biogas)

Bilanzkreisstatusmeldungen (IMBNOT, TRANOT) Gemeldete Zeitreihen je BK/Sub-BK und ENB/ANB:

Bilanzkreisstatus vor Überträgen aus zugeordneten Bilanzkreisen

BKSald, BKTol, UeTol (IMBNOT)

Überträge aus zugeordneten Bilanzkreisen BKSaldüber,

BKTolüber, Regelüber (TRANOT)

Endgültiger Bilanzkreisstatus inkl. Überträge BKSaldnach,

BKTolnach, UeTolnach (IMBNOT)

Kumulierter Bilanzkreisstatus incl. Überträge BKKUM, BKKUMüber,

BKKUMnach (IMBNOT; TRANOT)

Betrag der aufsummierten stündlichen Überschreitungen incl.

Überträge BKFLEX, BKFLEXüber; BKFLEXnach (IMBNOT; TRANOT)

Differenzzeitreihe für Brennwertdifferenzen zwischen

Abrechnung- und Bilanzierungsbrennwert incl Überträge

BKRLMDIF, BKRLMDIFüber, BKRLMDIFnach (IMBNOT, TRANOT)

Flexibilitätsrahmen Biogas BIOFLEX, BIOFLEXMAX, BIOFLEXSALD

usw.

Gemeldete Zeitreihen je Rechnungs-BK:

Zu konvertierende Mengen KonvertLzuH, KonvertHzuL (IMBNOT)

Tägliche Meldungen und monatliche Korrekturmeldungen

Messwerte (MSCONS) Gemeldete Werte:

Vorläufige und endgültige RLM-Zeitreihen

SLP-Ablesewerte

Entnahmestellenscharf

Vorläufige Meldungen bewertet mit BBW

Endgültige Meldungen bewertet mit ABW und BBW

Qualitätssicherung

Die Zeitreihen (1/3) mit Relevanz für den BKV

69

Qualitätssicherung

Nr.

Ab

kü

rzu

ng

Versand am

To

lera

nz im

stü

nd

lich

en

An

reiz

syst

em

Reg

el-

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g

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6:0

0-1

2)

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19:0

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1 K

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14 W

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BP

+2M

-4 W

T

BP

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+17 W

T

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der

Rech

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ng

sleg

un

g

1 Entryso X X X ALOCAT

3 Entry VHP X x ALOCAT

4 Entry Biogas physisch X X X ALOCAT

5 Entry Wasserstoff physisch X X X ALOCAT

7 RLMoT (Bilanzierungs-BW) X X X X X X X

ALOCAT

7 RLMoT (Abrechnungs-BW) X X ALOCAT

8 RLMNEV (Bilanzierungs-BW) X X X X X

ALOCAT

8 RLMNEV (Abrechnungsrungs-BW) X X ALOCAT

9 RLMmT (Bilanzierungs-BW) X X X X X X X

ALOCAT

9 RLMmT (Abrechnungs-BW) X X ALOCAT

10 SLPsyn X X X ALOCAT

11 SLPana X X X ALOCAT

12 Exit VHP X x ALOCAT

13 Exitso X X X ALOCAT

15 BKSALD X X X IMBNOT

16 BKSALDüber X X X TRANOT

17 BKSALDnach X X X IMBNOT


70

Qualitätssicherung

Nr.

Ab

kü

rzu

ng

Versand am

To

lera

nz im

stü

nd

lich

en

An

reiz

syst

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Reg

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KT

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T

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T

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BP

+2M

-4 W

T

BP

+2M

+17 W

T

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der

Rech

nu

ng

sleg

un

g

18 BKTOL X X X IMBNOT

19 BKTOLüber X X X TRANOT

20 BKTOLnach X X X IMBNOT

21 UETOL X X X IMBNOT

22 UETOLnach X X X IMBNOT

23 Regelüber X X TRANOT

24 KONVHL X X X IMBNOT

25 KONVLH X X X IMBNOT

26 KONVüber X X X TRANOT

27 BKKUM X X X IMBNOT

28 BKKUMüber X X X TRANOT

29 BKKUMnach X X X IMBNOT

30 BKFLEX X X X IMBNOT

31 BKFLEXüber X X X TRANOT

32 BKFLEXnach X X X IMBNOT

33 BKRLMDIF X x IMBNOT

34 BKRLMDIFüber X x TRANOT

35 BKRLMDIFnach X X IMBNOT


71

Qualitätssicherung

Nr.

Ab

kü

rzu

ng

Versand am

To

lera

nz im

stü

nd

lich

en

An

reiz

syst

em

Reg

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+2M

-4 W

T

BP

+2M

+17 W

T

Zeit

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nkt

der

Rech

nu

ng

sleg

un

g

36 SLPUMLüber X X TRANOT

37 RLMUMLüber X X TRANOT

38 BIOFLEX x X X IMBNOT

39 BIOFLEXMAX X X IMBNOT

40 BIOFLEXSALD X X IMBNOT

41 BIOABRSALD X X IMBNOT

42 BIOUEBERTR X X IMBNOT

43 BIOKONVHL X X IMBNOT

44 BIOKONVLH X X IMBNOT

X Versand immer

(X) Versand je nach Allokationsverfahren

Allokationsclearing Verfahrensvergleich

72

Zeitfenster für die

Abwicklung des

Allokationsclearings

Bedingung für

Zulässigkeit des

Clearings

Ersatzwertbildung

bei Zulässigkeit des

Clearings

Granularität

Clearingfälle

Clearing von SLP-Allokationen Clearing von auf Messung oder Nominierung basierenden

Allokationen

Beginn: D-1 13:00 (= Vorliegen endgültige Allokation)

Ende: 2 Monate nach dem Liefermonat minus 10 WT

Beginn: M+14 WT (= Vorliegen endgültige Allokation)

Ende: 2 Monate nach dem Liefermonat minus 10 WT

Vorliegen eines Ausreißers:

die finale Allokation* für den Tag D beträgt

mindestens das Doppelte oder höchstens die Hälfte

der entsprechenden Allokation des Tages D-1, und

die Abweichung beträgt mindestens 25 MWh, und

die Abweichung ist nicht auf Temperaturänderung

oder Lieferende bzw. -beginn zurückzuführen

Ausnahme für Grenzwerte

Erstmalige SLP Deklaration und Allokation

Fehlerhafte untermonatliche Nullallokation

Für RLM, sonstige gemessene Ein-/Ausspeisung oder

Balancing Shipper Allokation:

Abweichung von mindestens 0,5 MWh zwischen

Monatssumme der Bilanzkreis-Allokationen* und den

punktscharfen Messwertzeitreihen

Für Ein- oder Ausspeisepunkte mit Allokation durch

Deklaration der Nominierung:

Jede Abweichung zwischen

Nominierungsbestätigung und Allokationswert ist

clearingfähig

( kein Grenzwert)

Allokation für den Tag D-1 wird auch für D verwendet

Anm.: Dieser Wert kann daher bei Vorliegen

clearingfähiger Fehler vom BKV bereits an D-1 für die

Bilanzkreisbewirtschaftung angesetzt werden.

Neuermittlung der Allokationswerte auf Basis des

vereinbarten Allokationsverfahrens durch den

Netzbetreiber, für RLM getrennt nach

Bilanzierungsbrennwert und Abrechnungsbrennwert

Jede Kombination aus:

Zeitreihentyp

Bilanzkreis bzw. Sub-Bilanzkonto


Gastag

Jede Kombination aus:

Zeitreihentyp

Bilanzkreis bzw. Sub-Bilanzkonto


Gastag

* Je Zeitreihentyp, Bilanzkreis bzw. Sub-Bilanzkonto und Ausspeisenetzbetreiber

Qualitätssicherung

Allokationsdatenclearing Schema Clearingabwicklung

(Auslöser BKV oder TK)

73

MGV

ANB

Bilanzkreis-

verantwortlicher*

* Diese Rollen können auch zusammenfallen.

** Sofern in Folge des Clearingprozesses eine Änderung der Allokationszeitreihe erforderlich wird.

*** Die Clearingnummer wird erst nach Abstimmung der Ersatzallokation (als Bestätigung der

Einbindung und des Einverständnisses des Bilanzkreisverantwortlichen) an den ANB übermittelt.

Transportkunde*

Schritt 1:

Abstimmung Bedarf

nach

Allokationsclearing

Schritt 6:

Ggf. Übermittlung

korrigierte

Allokationszeitreihe**

(inkl.

Clearingnummer)

Schritt 3:

Anforderung Clearingnummer

Schritt 4:

Übermittlung Clearingnummer

Schritt 2:

Einleitung Clearing

Abstimmung Allokation

Schritt 5:

Übermittlung

Clearingnummer***

Schritt 4:

Übermittlung Clearingnummer

Schritt 2:

Einleitung Clearing

Abstimmung Allokation

Schritt 5:

Übermittlung

Clearingnummer***

Qualitätssicherung

Prüfung Bilanzkreisabrechnung Überblick

Die Prüfung der Gesamtplausibilität ist eine zentrale Aufgabe zur Feststellung von potenziell kostenintensiven Buchungs- und Berechnungsfehlern der beteiligten Logistikpartner (Marktgebietsverantwortlicher, Ein-/Ausspeisenetzbetreiber, Speicherbetreiber) und Lieferanten sowie weiteren Handelspartnern und Börsenbetreibern.

Die Prüfung der Gesamtplausibilität stellt eine massive Herausforderung an das Datenmanagement dar.

Daten aus verschiedensten Quellen mit den verschiedensten Bezugsobjekten und verschiedenen zeitlichen Strukturen und Qualitätsstufen müssen verarbeitet und ausgewertet werden.

74

Bezugsabrechnung

(ggf. inkl. Börse)

Bilanzkreis-

abrechnung

Mehr-

/Mindermengen-

abrechnung

Speicher-

abrechnungen Lieferabrechnungen

Prüfung der

Gesamtplausibilität (auf Basis

einzelgeprüfter

Abrechnungen

Qualitätssicherung

Differenz-

mengen-

abrechnung

• Sofern in einem Abrechnungsschritt Fehler entdeckt werden, sind diese mit dem

MGV zu klären.

• Lassen sich die Differenzen zwischen Bezugs-, Liefer- und

Speicherabrechnungen zu 100 % aus den Bilanzkreis-, VHP*- und Mehr-

/Mindermengenabrechnungen „erklären“?

• Basisdatenprüfung:

• Lassen sich die einzelnen in einer Abrechnung aufgefundenen Zeitreihen

aus internen Zeitreihen bzw. Zeitreihen aus redundanten Quellen + ggf.

Zusatzinformationen „erklären“?

• Verrechnungsprüfung:

• Sind Mengen richtig verrechnet worden? Sind Toleranzgrenzen richtig

angewandt worden?

• Finanzielle Prüfung:

• Sind die korrekten Preise korrekt angewandt worden?

Prüfung Bilanzkreisabrechnung Ablauf

75

1. Prüfung der

Einzelabrechnungen

2. Prüfung der

Gesamtplausibilität

3. Rechnungseinspruch

Qualitätssicherung

Prüfung Bilanzkreis-Abrechnung Schema Basisdatenprüfung

76

EDIFACT-

Bereitstellung

ALO

CA

T

IMB

NO

T

IMB

NO

T

Prüfzeitreihen Plausibilisierung der Prüfzeitreihen

Entryso

Exitso

RLMNEV

RLMmT

RLMoT

SLPsyn

Nominierungsbestätigungen des ENB und MGV

Nominierungsbestätigungen des ANB und MGV

RLMNEV-Zeitreihen des jeweiligen ANB

RLMNmT-Zeitreihen des jeweiligen ANB

RLMNoT-Zeitreihen des jeweiligen ANB

Ggf. eigene SLP-Ausrollung

Eigene Einspeisenominierung (operatives BKM)

Eigene Ausspeisenominierung (operatives BKM)

Entnahmestellen-scharfe Abrechnungsmesswerte



… … …

… … …

Legende: ANB Ausspeisenetzbetreiber ENB Einspeisenetzbetreiber

BK Bilanzkreis MGV Marktgebietsverantwortlicher

BKM Bilanzkreismanagement NEV Nominierungsersatzverfahren

Qualitätssicherung

Prüfung Bilanzkreis-Abrechnung Überblick Bilanzierungsentgelte

77

Nr. Entgelt Verrech-

nungs-

partner

Preisträger Anmerkung

1. Ausgleichs-

energiekosten

MGV Tägliche Differenz zwischen den im

Bilanzkreis allokierten Ein- und

Ausspeisungen

Höhe des Ausgleichsenergie-Preises ist abhängig von

Marktpreisen an vier europäischen Handelsplätzen (bis

01.10.2015), ab 01.10. Grenzpreise des Handels der MGV

auf der PEGAS-Plattform

2. Strukturierung-

beitrag

MGV Stündliche Differenz zwischen den im

Bilanzkreis allokierten Ein- und

Ausspeisungen abzüglich gewährter

Toleranzen

Höhe des Strukturierungsbeitrags ist abhängig vom

Ausgleichsenergiepreis (bis 01.10.2016)

3. Flexibilitäts-

kostenbeitrag

MGV Täglich kumulierte Differenz zwischen in den

Bilanzkreis allokierten Ein- und Ausspeisungen

oberhalb gewährter Toleranz

Höhe des Flexibilititätskostenbetrags und Richtung der

Bilanzabweichung prüfen

(ab 01.10.2016)

4. Bilanzierungs-

umlage SLP

Bilanzierungs-

umlage RLM

MGV Im Bilanzkreis allokierte Jahresausspeisearbeit

an SLP-Entnahmestellen sowie für RLM-

Entnahmestellen, die als Tagesband

bilanziert werden (RLMmT) (bis 01.10.2015)

Ab 01.10.2016 getrennte

Bilanzierungsumlagen für SLP und RLM-

Kunden

Höhe der Bilanzierungsumlage wird für einen Zeitraum von

mindestens 6 Monaten vorab vom MGV festgelegt

(bis 01.10.2016) 12 Monate

Ab 01.10.2016 für alle RLM Kunden abzurechnen

Separate Preisstellungen für NCG und Gaspool Marktgebiet abu

Basis der PEGAS Gasdurchschnittspreise

5. Konvertierungs-

entgelt

MGV Kleinerer der beiden gasqualitätsscharfen

Tagesmengensalden eines

Rechnungsbilanzkreises, sofern diese

Salden gegenläufig sind

Gemäß Festlegung der BNetzA* ist das Konvertierungsentgelt

der Höhe nach oben hin begrenzt

Höhe der Konvertierungsentgelts wird für einen Zeitraum von 6

Monaten vorab vom MGV festgelegt (auslaufend)

6. Konvertierungs-

umlage

MGV Physische Einspeisemengen in den

Bilanzkreis

Eine Konvertierungsumlage wurde bisher nicht eingehoben; eine

Einführung ist jedoch in der Festlegung der BNetzA* vorgesehen.

Höhe der Konvertierungsumlage wird für einen Zeitraum von 6

Monaten vorab vom MGV festgelegt

Qualitätssicherung

Prüfung Bilanzkreis-Abrechnung Überblick Bilanzierungsentgelte

78

Nr. Entgelt Verrech-

nungs-

partner

Preisträger Anmerkung

7. VP-

Umbuchungs-

entgelt

MGV Über Fahrplangeschäfte am VP bezogene

oder abgegebene Gasmenge

8. Differenz-

mengen-

abrechnung

MGV Differenz zwischen der Allokation der

gemessenen RLM Mengen nach

Bilanzierungsbrennwert und nach finalem

Abrechnungsbrennwert

=> Brennwertdifferenz

Relevant für alle RLM Abnahmestellen

Abrechnung zwischen MGV und BKV

interne Abrechnung zwischen BKV und TK erforderlich

Prüfung des täglichen Gasdurchschnittspreises der PEGAS

für NCG und Gaspool

9. Mehr-/Minder-

mengen-

Entgelt

ANB Differenz zwischen der Allokation, die für

eine Ausspeisung im Bilanzkreis erfolgt,

und der technischen Monatsmenge nach

DVGW G 685 (= Mehr- bzw.

Mindermenge)

Nur relevant für Ausspeisungen an Entnahmestellen zu

Letztverbrauchern

Mehr- und Mindermengenentgelte sind gleich hoch und

an den Ausgleichsenergiepreis gekoppelt

Qualitätssicherung

* „Festlegungsentscheidungen betreffend die Einführung eines Konvertierungssystems in qualitätsübergreifenden Marktgebieten“ vom 27.03.2012 (AZ.: BK7-11-002)

** Die Mittelung erfolgt über die Tageswerte jener 12 Monate, die dem Monat, in dem das Konvertierungsentgelt festgelegt wird, vorangegangen sind.

*** Der börsliche Handelspreis für H-Gas basiert auf dem EEX-Tagesreferenzpreis des Handelsplatzes des Marktgebiets NCG.

**** Der Preis für L-Gas bildet sich aus der Summe von (1) TTF-Preis und (2) Transportkosten

Prüfung Bilanzkreisabrechnung Gegenüberstellung Entgelte je

Marktgebiet

79

Stand: April 2015

Regel- und

Ausgleichsenergieumlage Einheit: €/MWh

Gültigkeit: 04/2015 – 09/2015

VHP-Entgelt Einheit: €/MWh

Gültigkeit: ab 10/2014

0,04 0,00

0,0010 0,0020

0,03

Konvertierungsentgelt Einheit: €/MWh

Gültigkeit: 04/2015 – 09/2015 0,88

Qualitätssicherung

0,0

40

0,0

80

0,1

00

0,1

20

0,0

80

0,0

80

0,0

60

0,0

20

0,0

00

0,0

00

0,0

00

0,0

00

0,0

40

0,0

29

0,0

62

0,0

62

0,0

62

0,0

62

0,1

20

0,1

20

0,0

80

0,0

00

0,0

00

0,0

00

0,0

90

0,0

00

0,000

0,020

0,040

0,060

0,080

0,100

0,120

0,140

Net Connect GASPOOL

Entwicklung Regelenergieumlage

80

Marktüberblick

In ct/kWh

Horizontale Achse zeigt das Datum, ab dem die jeweilige Umlage gültig ist.

2014:

Ausschüttung

Überschüsse

Historischer Überblick – Umlagen II

NCG GASPOOL

01.10.2013 - 31.03.2014 0,00 0,00

01.04.2014 – 30.09.2014 0,00 0,00

01.10.2014-31.03.2015 0,00 0,00

01.04.2015 – 30.09.2015 0,00

81

Marktüberblick

Konvertierungsumlage [€ct/kWh]

NCG GASPOOL

01.04.2011 - 30.09.2011 0,2

01.10.2011 - 30.03.2012 0,15

01.04.2012 - 30.09.2012 0,09

01.10.2012 - 30.03.2013 0,07 1,76

01.04.2013 - 30.09.2013 0,06 1,76

01.10.2013 - 31.03.2014 0,06 1,32

01.04.2014 - 30.09.2014 0,04 1,32

01.10.2014 - 31.03.2015 0,04 0,88

01.04.2015 - 30.09.2015 0,03 0,88

Konvertierungsentgelt [€ct/kWh]

Prüfung Bilanzkreisabrechnung

Ausgleichsenergiepreise-Ermittlung

Ausgangspunkt: Tagesaktuelle Referenzpreise folgender Handelsplätze:

TTF Title Transfer Facility (Niederlande)

GPL Virtueller Handelspunkt Gaspool (Deutschland)

ZHB Zeebrugge Hub (Belgien)

NCG Virtueller Handelspunkt NCG H-Gas (Deutschland)

82

Tag

es-

Verk

au

fsp

reis

TTF GPL ZHB NCG

Zweitgeringster

Preis AE-Kauf-

Preis =

€/MWh x 0,9

Bildung des Preises für negative Ausgleichsenergie

= Preis für Ausgleich von Überspeisungen (MGV

kauft Mengen vom BKV

Tag

es-

Kau

fpre

is

TTF GPL ZHB NCG

Zweithöchster

Preis AE-Kauf-

Preis =

€/MWh x 1,2

Bildung des Preises für positive Ausgleichsenergie

= Preis für Ausgleich von Unterspeisungen

(MGV verkauft Mengen vom BKV

Qualitätssicherung

GaBi 1.0

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

5,00

Okt.

08

Jan.

09

Apr.

09

Jul.

09

Okt.

09

Jan.

10

Apr.

10

Jul.

10

Okt.

10

Jan.

11

Apr.

11

Jul.

11

Okt.

11

Jan.

12

Apr.

12

Jul.

12

Okt.

12

Jan.

13

Apr.

13

Jul.

13

Okt.

13

Jan.

14

Apr.

14

Jul.

14

Okt.

14

Jan.

15

Apr.

15

ct/kWh

PositiveBalancingEnergyPrice NegativeBalancingEnergyPrice

NCG_one_Day_Ahead_Settl_Price GASPOOL_one_Day_Ahead_Settl_Price

TTF Zeebruegge

UK_OCM


Ausgleichsenergiepreise – Entwicklung seit 01.10.2008

83

Qualitätssicherung

Ab 01.04.20010Mitteilung Nr.4

Positive Ausgleichsenergie Faktor 1,2


Regelenergiebeschaffung und Einsatz

Regelenergie – Merrit Order Liste (MOL)

Produktgruppe Produkt MOL

Rang

Plattform Lieferort

Kurzfristige

Standard-

produkte

Title Market

Transaction

1 Börse Eigener VHP

Lokale Produkte

(qualitäts-

spezifisch)

2 Börse Eigener und fremder

VHP / qualitätsscharf

3 Plattform qualitätsscharf / lokal

Standardisierte

Langfrist-

produkte

und/oder Flex-

dienstleistungen

Flexibilitäts-

dienstleistungen

4 Ausschreibung/

Plattform

Regulierungsmanagement Workshop Gas Januar 2015 84

Qualitätssicherung

Für den deutschen Markt ist die EEX als relevante Handelsplattform

für die Preisfeststellung der Ausgleichsenergiepreise festgelegt worden.

GaBi 2.0


Ausgleichsenergiepreise-Ermittlung

Der Ausgleichsenergiepreis wird zukünftig marktgebietsspezifisch gebildet:

𝑃𝑜𝑠𝑖𝑡𝑖𝑣𝑒𝑟 𝐴𝑢𝑠𝑔𝑙𝑒𝑖𝑐ℎ𝑠𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒𝑝𝑟𝑒𝑖𝑠 = 𝑀𝑎𝑥 (𝐻ö𝑐ℎ𝑠𝑡𝑒𝑟 𝑃𝑟𝑒𝑖𝑠 𝐸𝐾 𝑅𝑒𝑔𝑒𝑙𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 ∗, 𝐺𝑎𝑠𝑑𝑢𝑟𝑐ℎ𝑠𝑐ℎ𝑛𝑖𝑡𝑡𝑠𝑝𝑟𝑒𝑖𝑠 ∗∗ +2%)

𝑁𝑒𝑔𝑎𝑡𝑖𝑣𝑒𝑟 𝐴𝑢𝑠𝑔𝑙𝑒𝑖𝑐ℎ𝑠𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒𝑝𝑟𝑒𝑖𝑠 = 𝑀𝑖𝑛 (𝐻ö𝑐ℎ𝑠𝑡𝑒𝑟 𝑃𝑟𝑒𝑖𝑠 𝑉𝐾 𝑅𝑒𝑔𝑒𝑙𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 ∗, 𝐺𝑎𝑠𝑑𝑢𝑟𝑐ℎ𝑠𝑐ℎ𝑛𝑖𝑡𝑡𝑠𝑝𝑟𝑒𝑖𝑠 ∗∗ −2%)

* der Produkte nach MOL Rang 1 und MOL Rang 2.

* * jeweils mengengewichteter Gasdurchschnittspreis der relevanten Handelsplattform nach Art. 22 Ziff 3 des NC Balancing.

Sofern der tägliche Ausgleichsenergiepreis nicht ermittelt werden kann, wird als Ersatzwert der Vortageswert herangezogen.

85

Qualitätssicherung

GaBi 2.0


Ausgleichsenergiepreise – Vergleich GaBi 1.0 und GaBi 2.0

86

86

67,555 64,751

84,601

70

55

5

0,025

4,5

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

01.01.2012 01.04.2012 01.07.2012 01.10.2012 01.01.2013 01.04.2013 01.07.2013 01.10.2013 01.01.2014 01.04.2014 01.07.2014 01.10.2014 01.01.2015 01.04.2015

€/MWh

Positive Ausgleichsenergie GaBi 2 NCG Positive Ausgleichsenergie GaBi 2 Gaspool Positive Ausgleichsenergie GaBi 1

Negative Ausgleichsenergie GaBi 2 NCG Negative Ausgleichsenergie GaBi 2 Gaspool Negative Ausgleichsenergie GaBi 1

* Preise gemäß Portalen NCG, Gaspool und EEX (EGIX-DA)



14:30 – 15:00 Belieferung mit Biogas 4.3

14:00 – 14:30 Belieferung über Bilanzzuordnung 4.2

13:30 – 14:00 Belieferung über Sub-Bilanzkonten 4.1





Agenda

87

Marktgebiet XY

Virtueller Punkt

Bilanzkreisstruktur bei Erweiterung des Basisfalls

Sub-Bilanzkonto

88

Erweiterungsfall Subbilanzkonto

Eigener

Bilanzkreis

Lieferant 2

BK-Nummer …

Bezugsvertrag …

Sub-Bilanzkonto für

Weiterverteiler 2

RLM-

Verbraucher

SLP-

Verbraucher Legende:

Ort des

Eigentumsübergangs

Fahrplangeschäft am Virtuellen

Punkt

Sub-Bilanzkonto

Lieferant 1

BK-Nummer …

Bezugsvertrag …

….

FP

FP FP

SBK

SBK

Veränderungen im Bilanzkreismanagement

bei Belieferung über Sub-Bilanzkonto

89

Erweiterungsfall Subbilanzkonto

Nr. Thema Veränderungen

1. Zusätzliche Verträge • Anmeldung eines Sub-Bilanzkontos beim Marktgebietsverantwortlichen

• Neue Abwicklungs- und Abrechnungsregeln im Abgabevertrag mit dem Weiterverteiler

• Abrechnung von RLM Differenzmengen vom BKV an den Weiterverteiler

2. Zusätzliche Datenbedarfe:

RLM-Last im Sub-

Bilanzkonto

• Variante 1 – eigene Prognose:

• Prognosegrunddaten (u.a. historische Lastgänge)

• RLM-Ist-Daten: z.B. Direktbezug beim ANB des Weiterverteilers

• Variante 2 – tägliche Prognosehilfen des Weiterverteilers

• Information über die erwartete RLM-Last im Sub-Bilanzkonto


SLP-Last im Sub-

Bilanzkonto und effektiv

genutzte Toleranzmengen

• Bereitstellung der SLP-Allokationen und Allokationen für effektiv genutzte Toleranzmengen auch

für das Sub-Bilanzkonto durch den Marktgebietsverantwortlichen an D-1


Nicht prognostizierbare Last

im Sub-Bilanzkonto

• Tägliche Bereitstellung von Lastgängen durch den Weiterverteiler für:

• Nicht-prognostizierbare Laständerungen bei Letztverbrauchern des Weiterverteilers

(Betriebsurlaub etc.)

• Bezugs- bzw. Abgabe-Fahrplangeschäfte des Weiterverteilers (Anm.: Diese müssen durch den

Bilanzkreisverantwortlichen nominiert werden.)

• Ein- und Ausspeisungen aus Speicher, Produktion, Biogas-Anlagen etc.










Agenda

90

FP

Marktgebiet XY

Virtueller Punkt

Bilanzkreisstruktur bei Erweiterung des Basisfalls

zugeordneter Bilanzkreis

91

Erweiterung Bilanzkreiszuordnung

Eigner

Bilanzkreis

Lieferant 1

BK-Nummer …

Bezugsvertrag …

Lieferant 2

BK-Nummer …

Bezugsvertrag …

Zugeordneter

Bilanzkreis

Weiterverteiler 3

RLM-

Verbraucher

SLP-

Verbraucher Legende:

Ort des

Eigentumsübergangs

Fahrplangeschäft am Virtuellen

Punkt

Bilanzkreis-Zuordnung

….

FP

BZ

BZ

FP FP

Veränderungen im Bilanzkreismanagement

bei Belieferung über Bilanzkreiszuordnung

92

Erweiterung Bilanzkreiszuordnung

Nr. Thema Veränderungen

1. Zusätzliche Verträge • Bilanzkreiszuordnungsvertrag mit Marktgebietsverantwortlichen und Weiterverteiler

• Veränderte Abwicklungs- und Abrechnungsregeln im Abgabevertrag mit dem Weiterverteiler

• Abrechnung von RLM Differenzmengen vom BKV an den Weiterverteiler


RLM-Last zugeordneten

Bilanzkreis

• Möglichkeit 1: Eigene Prognose auf Basis

• vom Weiterverteiler bereitgestellter Prognosegrunddaten (u.a. historische Lastgänge)

• von RLM-Ist-Daten: Bezug vom Weiterverteiler oder Direktbezug bei dessen ANB

• Möglichkeit 2: tägliche Information des Weiterverteilers über die erwartete RLM-Last

(„Prognosehilfe“)


SLP-Last im Sub-

Bilanzkonto und effektiv

genutzte Toleranzmengen

• Bezug der SLP-Allokationen vom Weiterverteiler (Weiterleitung der durch den Weiterverteiler

vom Marktgebietsverantwortlichen empfangenen SLP-Allokationen)

• Bereitstellung der Allokationen für effektiv genutzte Toleranzmengen auch für den zugeordneten

Bilanzkreis an den Bilanzkreisverantwortliche des Rechnungsbilanzkreises durch den

Marktgebietsverantwortlichen an D-1


Nicht prognostizierbare Last

im zugeordneten Bilanzkreis

• Nicht prognostizierbare Ein- oder Ausspeisungen im zugeordneten Bilanzkreis:

• Abgabe Fahrplangeschäfte des Weiterverteilers

• Einspeisungen aus Speicher, Produktion, Biogas-Anlagen etc.

• Nicht-prognostizierbare Laständerungen bei Letztverbrauchern des Weiterverteilers

(Betriebsurlaub etc.)

• Bereitstellung von täglichen Informationen des Weiterverteilers über diese Laständerungen










Agenda

93

Bilanzkreisabwicklung über Biogasbilanzkreise

Biogasbilanzkreisvertrag

Anlage 2 zum Bilanzkreisvertrag: Zusätzliche Regelungen für die Bilanzierung von Biogas im Marktgebiet:

Voraussetzungen:

Bei dem eingespeisten Gas muss es sich um auf Erdgasqualität aufbereitetes Biogas nach § 3 Nr. 10c EnWG oder Wasserstoff handeln

Bei den in einen Biogas BK eingebrachten Einspeisepunkte darf es sich nur um Einspeisepunkte von Biogasanlagen handeln

Jeder zur Verrechnung verbundene Bilanzkreis muss ein Biogas-BK sein

Das aus Speichern eingespeiste Biogas aus einem Biogas BK in den Speicher eingelagert wurde.

Angepasste Bedingungen:

Bilanzierungszeitraum: 12 Monate (bzw. Rumpfbilanzierungszeitraum im ersten Jahr)

Lastgänge die Biogas BK zugeordnet sind werden täglich mit dem Bilanzierungsbrennwert umgewertet und nach Abschluss des Monats mit dem Abrechnungsbrennwert umgewertet. Eine Mehr-/Mindermengenabrechnung entfällt.

Erweiterter Bilanzausgleich für Biogas in Höhe von 25% bezogen auf die physisch eingespeiste Mengen im Bilanzierungszeitraum (Flexibilitätsrahmen)

Tägliche Saldierung des Bilanzkreises unter Ausnutzung des Flexibilitätsrahmens

Übertrag von Flexibilitäten zwischen Bilanzkreisen möglich

94


Biogasbilanzierung – Bilanzkreisführung

95

Belieferung mit Biogas

Wird nachgereicht

Quelle: Gaspool


Biogasbilanzierung – Übertragung von Flexibilitäten

Flexibilitäten können gehandelt werden

Biogas-Flexibilitätsplattform der MGVs

96


Quelle: Gaspool

Biogaskostenwälzungsbetrag [in €/kWh/h/a]

97


0,1

8

0,1

6

0,1

7

0,2

6

0,5

1

0,6

0194

0,3

2

0,5

4

0,6

8

0,7

5

0,5

1

0,6

0194

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

2010 2011 2012 2013 2014 2015

€/kWh/h/a

NCG H-Gas GASPOOL







Agenda

98

Grundlagen Kapazitätsmanagement auf Fernleitungsnetzen

99

Kapazitätsmanagement

Rechtliche Grundlagen

Anhang Congestion Management Procedures zur EU-Gas Fernleitungsrichtlinie

GasNZV-Novelle 2010

BNetzA-Beschluss in Sachen Kapazitätsregelungen und Auktionsverfahren im Gassektor vom

24.02.2011 (kurz: KARLA Gas)

KoV VII

KOV VIII (in Entwicklung)

NC CAM (Within-Day Kapazitäten und Übernominierungsverfahren)

BNetzA-Festlegungsverfahren KARLA 1.1 (Im laufenden Verfahren, Umsetzung zum 01.11.15)

BNetzA-Festlegungsverfahren BEATE

Überblick über Element des Kapazitätsmanagements auf

Fernleitungsnetzen

Wesentliche Element des Kapazitätsmanagements für Fernleitungsnetzen:

Rückgabe fester Kapazitäten: Freiwillige Rückgabe beliebiger Umfänge und für beliebige Zeiträume (auch Day-Ahead) Rückgabepflicht für ungenutzte feste Kapazitäten bis zum Zeitpunkt der erstmaligen Nominierung (14 Uhr am Vortag des

Transporttags) Rückerstattung des regulierten Kapazitätsentgelts für die zurückgegebene Kapazität erst bei erfolgreicher

Wiedervermarktung durch den Netzbetreiber; Zahlungspflicht für etwaige Auktionierungsaufschläge bleibt bestehen Rück-Rückgabe nicht wiedervermarkteter Kapazitäten zur Nutzung am Folgetag

Renominierungsbeschränkungen für feste Kapazitäten an Marktgebietsgrenzen und Grenzkopplungspunkten (siehe Folge-Charts)

Kapazitätsbestandsmeldungen (für gebuchte Kapazitäten incl. Day-Ahad-Kapazitäten)

Day-Ahead-Kapazitäten:

Fernleitungsnetzbetreiber bieten feste und unterbrechbare Tageskapazitäten zur Buchung am jeweiligen Vortag des Transporttags an

Day-Ahead-Vermarktung umfasst freie Kapazitäten zurückgegebene Kapazitäten Kapazitäten, die durch Renominierungsbeschränkung geschaffen wurden

Within-Day-Kapazitäten (ab 01.10.2015 bzw. nach Veröffentlichung auf der Webseite des FNB) Fernleitungsnetzbetreiber bieten verbliebene Kapazität als feste Within-Day Kapazitäten zur Buchung an.

Unterbrechbare Within-Day Kapazitäten werden durch Übernominierung im Rahmen der verfügbaren Kapazitäten vermarktet.

100


Renominierungsbeschränkung 1

Mit KARLA Gas hat BNetzA die Möglichkeiten zur Renominierung fester Kapazitäten an Marktgebietsgrenzen und Grenzkopplungspunkten in Fernleitungsnetzen eingeschränkt.

Zielsetzung: Ungenutzte (= nicht nominierte) Anteile gebuchter Kapazitäten sollen für andere Transportkunden auf fester Basis nutzbar gemacht werden.

Längerfristige Kapazitätsverträge: Beschränkung des Umfangs der auf fester Basis möglichen Änderung der initialen Nominierung (= der

um 14 Uhr für den folgenden Gastag beim Netzbetreiber vorliegende Wert) Renominierungsbeschränkungen werden je Bilanzkreis bzw. Sub-Bilanzkonto ermittelt. Der von der Renominierungsbeschränkung betroffene Kapazitätsanteil bleibt vorrangig unterbrechbar

nutzbar. Ausnahmen: Transportkunden, die weniger als 10% der ausgewiesenen technischen Jahreskapazität am Buchungspunkt fest gebucht

haben, sind von der Renominierungsbeschränkung befreit. Liegen keine transportkundenscharfen Bilanzkreis-Einbringungen vor, „wird für die Anwendung der

Renominierungsbeschränkung die Summe der Kapazitäten am Buchungspunkt in einem Bilanzkreis zu Grunde gelegt.“

Day-Ahead-Kapazitätsverträge:

Day-Ahead-Kapazitäten müssen bis 20 Uhr nominiert werden und dürfen bisher nicht renominiert werden.

Within-Day-Kapazitätsverträge:

Feste Within-Day Kapazitätsverträge können 45 Minuten nach Auktionsende nominiert werden, Unterbrechbare Within-Day Kapazitäten durch Übernominierung am jeweiligen Liefertag

101


Renominierungsbeschränkung 2

102


Legende:

B In den Bilanzkreis eingebrachte feste Kapazität

N1 Initiale Nominierung

NR Renominierung

Quelle: Einleitungsverfügung der BNetzA zum Festlegungsverfahren

zum Kapazitätsmanagement, 09.02.2010

Renominierungen auf fester

Basis möglich

Renominierung nur auf

unterbrechbarer Basis möglich

Vermarktung für den Folgetag

als feste Kapazität







Agenda

103

Schnittstellen Bilanzkreismanagement zu anderen Einheiten im

Unternehmen

104

BKM im Unternehmen


Vertrieb

• Belieferte Letztverbraucher (Bestandslisten)

• Historisches Abnahmeverhalten (Lastdaten)

• Veränderung des Abnahmeverhaltens durch

Kundengewinne/-verluste

• Unterbrechungsmöglichkeiten und -regeln

• Belieferte Weiterverteiler (Vertragsdaten inkl.

Abwicklungsregeln)

Beschaffung und

Portfoliomanagement

• Bezugs-/Speicher-/Transportverträge (inkl.

Abwicklungsbedingungen)

• Nutzungsvorgaben für Bezugsverträge und

Speicher bzw. Deckungsentscheidungen

• ...

Bezugs-/Abgabemengen bei

Fahrplangeschäften

(= bestätigte Nominierungen)

Zuordnung von Mengen zu

Bezugs- und Absatzverträgen

(=Aufteilung von Mengen)

Rechnungsprüfung und

Abrechnung

Mögliche organisatorische Ausformung des


105

BKM im Unternehmen

Auslösende Fragestellungen

Erforderliche Funktionalitäten außerhalb

von Bürozeiten

(WoE, Feiertag, Renominierungsfall)

Lastprognose

Überwachung Bilanzkreisstatus

Nominierungsmanagement

Re-Nominierungsmanagement

Treffen von Deckungsentscheidungen

Mögliche Abbildung

Im Unternehmen

a) Aufbau einer eigenen, 24/7-

verfügbaren Organisationseinheit

„operatives Bilanzkreismanagement“

b) Einrichtung von Rufbereitschaften und

via Internet abwickelbaren Prozessen

c) Bilanzkreismanagement nur zu

Bürozeiten besetzen und Prozesse

außerhalb der Bürozeiten …

a) ...werden als Dienstleistung an die

Netzleitstelle vergeben + Einrichtung

einer Bereitschaft

Diskriminierungsfreiheit beachten!

b) ...werden voll automatisiert +

Einrichtung einer Bereitschaft

Implementierung Bilanzkreismanagement

106

BKM im Unternehmen

Aufgabenstellung

klären

Fachliche

Konzeption

Umsetzungs-

vorbereitung Umsetzung Inbetriebnahme

Analyse der Ist-Situation

(Bezug, Abgabe, …) und

der daraus resultierenden

Anforderungen

Bilanzkreisrelevante

Strukturen

definieren (Bezugs-,

Abgabestruktur etc.)

Bilanzkreismanagement-

Logik definieren

(Vortages und

untertägliche Prozesse

etc.)

Datenbereitstellung

für interne Prozesse

außerhalb des


definieren (z.B.

Portfoliomanagement,

Abrechnung)

Prognosemodell und

Datenbedarfe

definieren

Organisatorische

Abbildung klären

IT-Systemfragen klären

Erforderliche Verträge

mit Netzbetreibern

abschließen

Abläufe mit Kunden,

Lieferanten und

Netzbetreibern

abstimmen

Ggf. Anpassungen in

Bezugsverträgen

vereinbaren

Prozesse und

Schnittstellen im Detail

definieren

Prozesse in EDV

implementieren

Schulung

Externe Schnittstellen

(Datenbezüge,

Nominierungsdaten)

implementieren

Interne Schnittstellen

(nachgelagerte

Prozesse)

implementieren

Testen

„Üben“

Prozessoptimierung

Ggf. Anpassungen in

Absatzverträgen

vereinbaren

Kontakt 107

E-Bridge Consulting GmbH

Meckenheimer Allee 67-69

D-53115 Bonn

Telefon +49 228 909066-33

Fax +49 228 90906529

E-mail [email protected]

Informationen über unsere

Projekte, Kunden und Berater

finden Sie auf unserer Website

www.e-bridge.de

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Regelenergieeinsatz Marktgebiet NCG (H-Gas)

109

Marktüberblick

-10.000

-8.000

-6.000

-4.000

-2.000

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

O N D J F M A M J J A S

GWJ 2011 GWJ 2012 GWJ 2013 GWJ 2014 GWJ 2015

MW

Monat

Stand: 12.04.2015

Regelenergieeinsatz Marktgebiet NCG (L-Gas)

110

Marktüberblick

-10.000

-8.000

-6.000

-4.000

-2.000

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

O N D J F M A M J J A S

GWJ 2011 GWJ 2012 GWJ 2013 GWJ 2014 GWJ 2015

MWh

Monat

Stand: 12.04.2015

Documents

Bilanzkreismanagement Gas für Bilanzkreisverantwortliche · Täglicher von der PEGAS gebildeter mengengewichteter Gasdurchschnittspreis am Lieferort VHP des Marktgebietes (der Produkte