European Federation of Energy Traders

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Der Regel- und Ausgleichsenergiemarkt im Netzzugangsmodell der deutschen Gaswirtschaft

Münster, den 5. November 2008Dirk-Christof Stüdemann M.A.EnBW Trading GmbHd.stuedemann@enbw.com

Kernfolien von:Claus FestRWE Supply & Trading GmbH

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31.01.200619.07.2006

01.10.2008

Anwendung der neuen Bilanzierungsregeln

Grundmodellder BNetzA zum Regel-

und Ausgleichs-energiemarkt

Entscheidung der BNetzA:

Untersagung EBV

Abwicklung aller Gastransporte

nach 2VV

Eckpunkte-Papier

BGW/VKU

Erstunter-zeichnung

KoopV Festlegung zum Regel- und

Ausgleichs-energiemarkt

InkrafttretenKoopV II

20.03.200801.06.2007

Entwicklung des Netzzugangsmodells Gas

01.10.2007 28.05.200817.11.2006

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Entwicklung des Gasnetzzugangsmodells 2006

31. Jan. 2006: Verständigung zwischen BGW/VKU und Bundesnetzagentur auf Eckpunkte und Zeitplan.

23. März 2006: Erster Entwurfs der Kooperationsvereinbarung an die Bundesnetzagentur.

1. Juni 2006: Veröffentlichung der überarbeiteten Kooperationsvereinbarung der Gasnetzbetreiber.

19. Juli 2006: Erstunterzeichnung der Kooperationsvereinbarung der Gasnetzbetreiber.

20. Juli 2006: Antrag von bne/Nuon gegenüber der Bundesnetzagentur auf Untersagung der Einzelbuchungsvariante und der Marktgebietseinteilung der Kooperationsvereinbarung.

17. Nov. 2006: Entscheidung der Beschlusskammer 7 zur Untersagung der Einzelbuchung.

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Entwicklung des Gasnetzzugangsmodells 2007

2. Februar 2007: Übersendung der BGW/VKU Eckpunkte zur Umsetzung des Zweivertragsmodells an die BNetzA

31. März 2007: Übersendung der überarbeiteten Kooperationsvereinbarung an die Bundesnetzagentur.

24. April 2007: Beschluss der Änderungsfassung der KoopV durch BGW, VKU und GEODE

1. Juni 2007: Inkrafttreten der Änderungsfassung der KoopV

1. Oktober 2007: Anwendung der neuen Regelungen/Workshop der Bundesnetzagentur zur Neugestaltung des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes

7. Dezember 2007: BGW/VKU/GEODE Eckpunktepapier zur Neugestaltung des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes

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Entwicklung des Gasnetzzugangsmodells 2008

25. Februar 2008: Einleitung eines Festlegungsverfahren zu Ausgleichsleistungen Gas durch die Bundesnetzagentur

19. März 2008: Überarbeitetes BGW/VKU/GEODE Eckpunktepapier zur Neugestaltung des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes Gas

20. März 2008: Grundmodell der Bundesnetzagentur der Ausgleichsleistungen und Bilanzierungsregeln im Gassektor (GABi Gas)

7. April 2008: Übersendung eines Standardangebots der Bilanzkreisnetzebetreiber zur Umsetzung des Grundmodells der Bundesnetzagentur.

28. Mai 2008: Festlegung der BNetzA zur Neugestaltung des Regel- und Ausgleichsenergiemarkt Gas

29. Juli 2008: Änderungsfassung der Kooperationsvereinbarung zur Umsetzung der Neuregelungen (KooV III)

1. Oktober 2008: Anwendung der neuen Regelungen

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öVNB

RNB

FNB

City Gate-Messung

Regio Gate-Messung

Importpunkt/MüT

Marktgebiet

Abrechnung

Abrechnung

Speicher

FNB= FerngasnetzbetreiberRNB= RegionalgasnetzbetreiberöVNB= örtlicher Verteilnetzbetreiber

= rLM-Kunde

= SLP-KundeAusspeisung Einspeisung

Ausgangslage vor dem 01.10.2007

Wettbewerbssituation: im Wesentlichen gab es nur einen Lieferantpro Gebiet (Netz)

Lieferung und Gasflusssteuerung- Lieferung des Vorlieferanten erfolgte typischerweise am

Importpunkt, am Regio- bzw. City-Gate und schließlich vom Retailer an den Endkunden (z. B. Stadtwerke)

- Das bei der technischen Netzsteuerung integrierte “netznahe Dispatching” übernahm gleichzeitig Aufgaben des Netzbetreibers und Händlers.

Abrechnung- Sondervertrags- und Industriekunden werden anhand

monatlich vorliegender rLM (registrierte Lastgangmessung) abgerechnet.

- Kleinst- und Haushaltskunden (Standardlastprofilkunden (SLP)) werden auf Jahreswerten rolliert abgerechnet

- Die Abrechnung der Liefermengen von Vorlieferanten erfolgte monatlich auf Basis der Messung an den Kopplungspunkten (City-/Regio-Gate)

Problem: historisch nicht alle Kopplungsprodukte zwischen Netzebenen waren/sind mit den erforderlichen Messeinrichtungen ausgestattet.

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Situation seit dem 01.10.2007 (1/2)

Ggf.Mini-MüT

öVNB

RNB

FNB (BKN)

Importpunkt/MüT

Ggf. OFC

Marktgebiet

Allokation M+10 WT M+29 WT

Allokation M+10 WT M+29 WT

Allokation M+10 WT M+29 WT

BKV

Ggf.Mini-MüT

VPnominiert

Nominiert/OFC

Zugriff entfällt

Zugriff entfällt

nominiert

nominiert

nominiert

FNB= FerngasnetzbetreiberBKN= Bilanzkreisnetzbetreiber RNB= RegionalgasnetzbetreiberöVNB= örtlicher Verteilnetzbetreiber

= rLM-Kunde

= SLP-Kunde

Ausspeisung Einspeisung

Wettbewerbssituation: zukünftig sind mehrere Lieferanten pro Marktgebiet tätig.

Lieferung/Gasflusssteuerung- Die Lieferung vom Großhändler an Retailer erfolgt am

virtuellen Handelspunkt (nur noch ein Einspeise-/ Ausspeisevertrag im neuen Entry/Exit-Modell pro Marktgebiet erforderlich)

- Retailer beliefert wie bisher den Endkunden (Ausspeisepunkt)

Nominierungspflicht- Händler müssen alle Gasmengen im Marktgebiet, (z. B. an

den Entry-Punkten, Speichern oder virtuellen Handelspunkten) stundenscharf gegenüber den Bilanzkreisnetzbetreibern nominieren

- Hierzu ist eine tägliche Absatzprognose als Grundlage erforderlich

- Netzbetreiber müssen Ausgleichsenergieprodukte einkaufen und nominieren, um ihre Netze zu steuern

Bilanzkreismanagement- Im Prinzip müssen alle Händler pro Marktgebiet für ihr

Gasportfolio einen Bilanzkreis oder Sub-Bilanzkonten beim TSO (BKN) einrichten und administrieren.

- Alle stündlichen und/oder kumulierten Abweichungen zwischen den Ist-Mengen (Allokation) und nominierten Mengen werden durch den BKN stündlich und kumuliert erfasst und pönalisiert, sofern die eingeräumten Toleranzbänder („Basisbilanzausgleich“) überschritten werden.

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Situation seit dem 01.10.2007 (2/2)

Ggf.Mini-MüT

öVNB

RNB

FNB (BKN)

Importpunkt/MüT

Ggf. OFC

Marktgebiet

Allokation M+10 WT M+29 WT

Allokation M+10 WT M+29 WT

Allokation M+10 WT M+29 WT

BKV

Ggf.Mini-MüT

VPnominiert

Nominiert/OFC

Zugriff entfällt

Zugriff entfällt

nominiert

nominiert

nominiert

FNB= FerngasnetzbetreiberBKN= Bilanzkreisnetzbetreiber RNB= RegionalgasnetzbetreiberöVNB= örtlicher Verteilnetzbetreiber

= rLM-Kunde

= SLP-Kunde

Ausspeisung Einspeisung

Abrechnung- Messung an den Kopplungspunkten (Regio-/City Gate)

entfällt als Grundlage für Abrechnung

- die Abrechnung von Liefermengen zwischen Händlern am Übergabepunkt erfolgt in zwei Schritten:1. monatliche Interimsabrechnung auf Basis von

Nominierungen oder anderen Indikationen (z.B. Absatzprognose bei Sub-Bilanzkonten)

2. Endabrechnung auf Basis Messung/Angaben des BKN (endgültiger Bilanzkreisstatus)

- Abrechnung von Bilanzkreisabweichungen erfolgt auf Basis des gelieferten endgültigen Bilanzkreisstatus:1. vorläufiger Bilanzkreisstatus M+10 Werktage2. endgültiger Bilanzkreisstatus M+29 Werktage

- Abrechnungen von Endkunden erfolgt wie bisher

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Bilanzkreisvertrag

Gegenstand des Bilanzkreisvertrages ist die operative Abwicklung des Transportes und/oder die Übertragung von Gasmengen zwischen Bilanzkreisen sowie der Ausgleich und die Abrechnung von Differenzmengen im Rahmen des Bilanzkreises.

Jeder Transportkunde ist verpflichtet, für seine Ein- und Ausspeiseverträge mindestens einen Bilanzkreis zu bilden. Die Bilanzkreismitglieder benennen einen Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) gegenüber dem betreffenden Netzbetreiber.Der BKV ist für die vertragsgerechte Abwicklung des Bilanzkreises verantwortlich. Der BKV ist verpflichtet, den Bilanzkreis im Ausgleich zu halten.

FNB

RNB

VP

VNB

Händler H

Marktgebiet M

BK

Messung

EV

AV

EP

NKP

NKP

AP

10

Bilanzkreise – Allokation

Die Allokation der eingespeisten Mengen erfolgt auf der Basis der nominierten Werte (allokiert wie nominiert). Die Allokation der ausgespeisten Mengen auf Basis von Messwerten an der Ausspeisestelle.

Allokation M + 1

ANB aggregiert Allokationswerte pro BK und meldet an BKN und ggf. vorgelagerte NB

RLM = Messungen

SLP = Allokationswerte

BKN aggregiert pro Bilanzkreis rechnet Ausgleichsenergie mit BKV ab.

Allokation D + 1 (möglichst ab 01.10.2008)

FNB

RNB

VP

VNB

Händler H

Marktgebiet M

Kunde K

BK

Messung

Allokation derNominierung

Allo

katio

n de

sM

essw

erte

s

11

Abweichungen im Bilanzkreis

Abweichungen innerhalb eines Bilanzkreises (Portfolios) entstehen immer dann,wenn die nominierten Gasmengen auf der Einspeiseseite (D-1) von den gemessenen Gasmengen auf der Ausspeiseseite (D+1) abweichen.

BK

En Ex100 105

t

kW

t

kW

Messwerte D+1Nominierung D-1

Absatzprognose D-1

Δ5Abweichung

Grundschema

nicht planbare Lastschwankungen führen zu Abweichungen

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Hauptbilanzkreis Sub-Bilanzkontogekoppelte Bilanzkreise

BK 1

Marktgebiet Marktgebiet Marktgebiet

BK 2

VPΔ1 Δ2

BKN

VP

BKN

BK 1 UBK 1

Δ1+2

Δ2

VP

BKN

BK 1

Δ1

BKnt. 1

Generell gilt: Bilanzkreise werden nur noch beim marktgebietsaufspannenden Netzbetreiber administriert und sind direkt mit dem VP des Marktgebietes verbunden.

Bilanzkreistypen

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Ausspeisekapazität: 2.000 kWh/hBBA (10%): 200 kWhNominierung: 1.800 kWhMesswert: 1.700 kWh

Ausspeisekapazität: 500 kWh/hBBA (10%): 50 kWhNominierung: 350 kWhMesswert: 450 kWh

Abweichungen im Bilanzkreis (1/2)

Ausspeisekapazität: 1.000 kWh/hBBA (10%): 100 kWhNominierung: 800 kWhMesswert: 950 kWh

1

800 950

2 3

stündlich

kumuliert

Saldo: -150 kWh

Beispiel: Jeder Bilanzkreis wird separat mit BKN abgerechnet, übergreifendes Optimierungspotential wird nicht ausgeschöpft

Verletzung Toleranzgrenze

Pönale: 50 kWh

BK1

350 450

stündlich

kumuliert

Saldo: -100 kWh

Verletzung Toleranzgrenze

Pönale: 50 kWh

BK2

1800 1700

stündlich

kumuliert

Saldo: +100 kWh

Einhaltung Toleranzgrenze

Pönale: 0 kWh

BK3

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Abweichungen im Bilanzkreis (2/2)

Ausspeisekapazität:: 2.000 kWh/hBBA (10%): Σ BKi = 350 kWhNominierung: 1.800 kWhMesswert: 1.700 kWhÜbernommen Δ-Mengen: 250 kWh

3800 950

BK1

350 450

BK2

1800

BK3

stündlich

kumuliert

Saldo: -150 kWh

Einhaltung Toleranzgrenze

Pönale: 0 kWh

1700150100

Δ1 Δ2

Beispiel: BK3 tritt als Abrechnungsbilanzkreis auf und übernimmt die Salden der BK1 und BK2. Durch den Portfolioeffekt können Pönalen vermieden werden.

Im Innenverhältnis der Händler können individuelle Regelungen zur Berücksichtigung der Differenzmengen vereinbart werden.

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Begriffsabgrenzung: Strukturierung - Flexibilität Strukturierung ist die Disposition einzeln kontrahierter Mengen zu einer Nominierung (Fahrplan) für die Bedarfsmenge des Transportkunden.Flexibilität benötigt der Transportkunde, um Lastabweichungen darstellen zu können.

Ausgleich von Abweichungen im Bilanzkreis

Die Optimierungsaufgabe des Lieferanten besteht in der Minimierung der Gesamtbezugskosten unter Berücksichtigungen der

• Beschaffungspreise• Flexibilitätskosten• Ausgeichsenergiekosten• Abwicklungskosten

PrognoseTagesband

Strukturierung durch Bänder

Allokation

Flexibilitätsbedarf

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Bilanzausgleich – Toleranzgrenzen

Systematik bei den Bilanzkreisnetzbetreibern (BKN) vor dem 01.10.2008• Unentgeltlicher Basisbilanzausgleich• Unentgeltlicher erhöhter Bilanzausgleich, durch Berücksichtigung von Netzpuffer im

Bilanzkreis• Entgeltpflichtiger erweiterter Bilanzausgleich je nach Angebot des BKN• Pönalisierte Abrechnung der Überschreitungsmenge

Für die Kalkulation der Ausgleichsenergiekosten werden hier ausschließlich die Grenzen des Basisbilanzausgleichs und die

Pönalen des jeweiligen BKN berücksichtigt

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Eckpunkte: Status Quo und Zielmodell in der Gaswirtschaft

Modell bis 10.10.2008 Modell ab 01.10.2008Stündliche Bilanzierung

BBA und EBA

Nominierungsersatzverfahren

stündlicher Cash-out mit Toleranzen

keine zeitnahe Daten-bereitstellung durch Netzbetreiber

Strukturierung durch Händler

Kein vollständig transparenter Regelenergiemarkt

Individuelle (überhöhte) Ausgleichsenergiepreise (2-Preis-Modell)

Modell bis 01.10.2008Tagesbilanzierung mit stündlichem Anreizsystem

Keine Toleranzen; kein ex-post balancing (ab 30.04.2009)

täglicher Cash-out

Nominierungsersatzverfahren

zeitnahe tägliche Datenbereitstellung durch Netzbetreiber fraglich

Zentrale Strukturierung durch BKN

Regelenergieumlage

Transparenter Regelenergiemarkt

Einheitliche Ausgleichsenergiepreise (2-Preis-Modell)

Einheitliche Strukturierungsgebühr

14 Marktgebiete Plan: 8 Marktgebiete

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Differenzierung der relevanten Kundengruppen

SLP-analytisch

SLP-synthetisch

rLM-“Standard“

rLM-Sonder-kunden

Prognose

48 Std. Zeitversatz

Profile Band

Bilanzkreis

Entry Exit

Σ Σ

Allokiert wie nominiert

Basis = Messwert

Stündl. Anreizsystem1 2 3

keine Abweichung da „allokiert

wie nominiert“

Differenzen* am Tagesende werden mit Ausgleichsenergie abgerechnet

15% Toleranz

2%-Toleranz zwischen Einspeisung und Ist-Wert

Differenzen* in der Stunde werden mit Strukturierungs-gebühr abgerechnet

Entry/Exit

*Brennwertschwankungen sind nicht mehr relevant für Bilanzierung

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Bilanzkreisabrechnung im Tagesregime

Entry ExitAlle einzuspeisenden Mengen werden weiterhin 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 Differenz-mengen werden am Ende des Tages mit dem täglich zu ermittelnden Ausgleichsener-giepreisen abgerechnet.Bemessungsgrundlage für alle BKN sind die durch die BNetzA vorgegebenen Handelsmärkte und Preise

Bas

is

Ref

eren

zmär

kte

Als liquide Handelsmärkte gelten derzeit:

TTF,

NBP,

Zeebrugge,

EGT VP

Pre

isfo

rmel Preis für negative

Ausgleichenergie = zweitgeringster Verkaufspreis * 0,9

Preis für positive Ausgleichsenergie = zweithöchster Kaufpreis * 1,1

Beispiel

SLP

rLM

20

Stündliches Anreizsystem (1/2)

Zusätzlich zum bilanzkreisrelevanten Tagesregime werden alle physisch ein- und ausgespeisten Gasmengen (in Summe) stundenscharf nach unterschiedlichen Regeln betrachtet und bei positiven bzw.

negativen Abweichungen mit einer Strukturierungsgebühr belegt

Stündliche allokierte Einsspeisemenge

1 h 1 h

SLP - Band„allokiert wie nominiert“

Einspeiseseite AusspeiseseiterLM Sonderkunden = gemessener

Stundenwert

rLM sonstige = 1/24 Ist-Entnahmemenge

SLP erzeugen keine Abweichung

rLM „Standard“ erhalten +/- 15 % ToleranzbandAbweichungen werden pönalisiert

rLM Sonderkunden erhalten eine Toleranz von +/- 2%* Abweichungen werden pönalisiert

Alle Abweichungen (+/-) werden mit 15% des Mittelwertes bzw. variablen Werten (5-25%) der beiden täglichen Ausgleichs-energiepreise abgerechnet (=Strukturierungsbeitrag)

* Gilt nicht für Nominierungsersatzverfahren

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Stündliches Anreizsystem (2/2)- Betrachtung rLM „Standard“

1

1

Reg

elfa

ll m

it R

e-N

omin

ieru

ng = „D-1“-Nominierung auf Basis Prognose

2a2a = „D“-Re-Nominierung auf

Ist-Informationen2b = Ist-Wert im Bilanzkreis

Einspeiseseite Ausspeiseseite

= +/- 15% Toleranzband

Son

derfa

ll

Einspeiseseite Ausspeiseseite

1

2a 2b

1 = „D-1“-Nominierung auf Basis Prognose= „D“-Re-Nominierung auf Ist-Informationen= Ist-Wert im Bilanzkreis

= +/- 15% Toleranzband

Re-Nominierung durch Produktionsstop

= pönalisierte Menge

2b

= Lastgang (gemessen)

= Lastgang (gemessen)

2a

2b

22

Pönalen im stündlichen Anreizsystem bei OFC-Kunden

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00

kWh

OFC-Wert (kWh)

Messwert(kWh)

Gemäß Festlegung der BNetzA sind für Nominierungsersatzverfahren keine Toleranzen erlaubt. Durch die derzeit nicht gewährten Steuerungstoleranzen im stündlichen Anreizsystem können für OFC-abgesteuerte Kunden dauerhafte Pönalen anfallen.

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Regelenergie

Im Modell wird zukünftig zwischen interner und externerRegelenergie unterschieden:

• Interne Regelenergie (im wesentlichen Netzpuffer) ist vorrangig durch die BKN einzusetzen. Hierbei soll – wenn möglich – marktgebietsübergreifend zwischen den Netzbetreibern kooperiert werden. Interne Regelenergie ist für Transportkunden kostenneutral.

• Externe Regelenergie wird nur dann durch die BKN beschafft, wenn die zur Netzsteuerung notwendige Regelenergie nicht hinreichend durch interne Regelenergie gedeckt werden kann. Die externe Regelenergie muss marktbasiert beschafft werden. Die anfallenden Kosten werden über die Regelenergieumlage auf die Bilanzkreise umgelegt.

Anbieter für externe Regelenergie sind Transportkunden mit entsprechenden Flexibilität wie flexible Ein- und Ausspeisungen, Speicher oder abschaltbaren Kunden.

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Externe Regelenergie (inklusive lokaler und regionaler Regelenergie) ist zukünftig durch die verantwortlichen BKN zentral pro Marktgebiet nach transparenten, nicht-diskriminierenden und marktorientierten Verfahren auszuschreiben. Externe Regelenergie ist nicht bilanzkreiswirksam.

Die BNetzA differenziert in Ihrem Modell ina. Dienstleistungen zur untertäglichen Strukturierung

d.h. Bereitstellung kurzfristiger Flexibilitäten

b. Dauerhafte Beschaffung/Veräußerung von Gasmengend.h. Bewirtschaftung planbarer Über-/Unterdeckung

Externe Regelenergie (1/3)

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Externe Regelenergie (2/3)

Die Dienstleistungen zur untertäglichen Strukturierung ermöglichen dem BKN Gasmengen per Rückliefermodell (Leihmodell) entgegen zu nehmen/ zu übergeben und mengengleich (nicht Leistungsgleich!) zu einem anderen Zeitpunkt zurück zu geben/ zurück zu nehmen.

der Bedarf ist in geeigneter Mindestgröße auszuschreiben.Die Ausschreibung kann von einem Tag bis zu max. einem Gaswirtschaftsjahr erfolgen.Der Bieter hat für jede Stunde seines Angebotes richtungsscharf einen Arbeitspreis anzugeben.Der Abruf erfolgt per Merit Order. Entgelte werden dem Bieter nur bei Abruf bezahlt.Leistungspreise sollen nur im Ausnahmenfall – wenn kein Angebot zustande kommt – gewährt werden. Dies ist gegenüber der BNetzA anzuzeigen und zu begründen.Market-Maker-Modell (öffentliche Ausschreibung) als Interimslösung möglich.

Das Produkt steht in direkter Konkurrenz zum „rest-of-the-day“ - Markt der Händler, bzw. Strukturierungsleistung für Sonderkunden > 300 MW.

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Externe Regelenergie (3/3)

Die dauerhafte Beschaffung/ Veräußerung von Gasmengen wird durch den BKN in eigenen oder angrenzenden Marktgebiet über der jeweiligenGashandelsmarkt durchgeführt.

Der Bedarf ist im Regelfall über Tagesbänder zu kontrahieren (keine Rücklieferung).

Produktdimensionierung muss angemessen sein.

Der Abruf erfolgt per Merit Order. Entgelte werden dem Bieter nur bei Abruf bezahlt.

Market-Maker-Modell (öffentliche Ausschreibung) als Interimslösung möglich.

Produkt steht in direkter Konkurrenz zum Handelsmarkt.

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Regelenergieumlage

Um die durch die Tagesbilanzierung entstanden (Mehr-) Kosten an Regelenergie zu decken, sind die BKN berechtigt von den BKV eine Regelenergieumlage zu erheben.

Hierfür wird pro Marktgebiet ein Umlagekonto für Kosten und Erlöse aus Regel-und Ausgleichsenergie eingerichtet:

Kosten für Regelenergie+ Erlöse aus positiver Ausgleichsenergie + Erlöse aus Strukturierungsbeiträgen - Kosten für negative Ausgleichsenergie - Kosten für Leistungsvorhaltung und externe Regelenergie

Kontostand als Basis für die Umlage

Der ermittelte Betrag wird auf alle SLP- und rLM-Standard-Kunden (pro kWh) umgelegt und im Voraus für zunächst ½ Jahr zu ermitteln. Ab 01.10.2009 kann der Betrachtungszeitraum auf 1 Jahr ausgedehnt werden (analog EEG-Faktor). Fehlbeträge/Überschüsse werden in der nächsten Prognose berücksichtigt.

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Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit