Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen Teil 1: Aktuelles … · 2013. 9. 9. · Jan Albin...
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Marktgebietsweite regionale NetzbetreibertreffenTeil 1: Aktuelles im Marktgebiet
Market, Juni 2013
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet
NetConnect Germany im ÜberblickNetConnect Germany im Überblick
Firmierung NetConnect Germany GmbH & Co KGFirmierung NetConnect Germany GmbH & Co. KG
Shareholder Open Grid Europe GmbH 35%, bayernets GmbH 18%,GRTgaz Deutschland GmbH 10% Fluxys TENP GmbH 10%GRTgaz Deutschland GmbH 10%, Fluxys TENP GmbH 10%,
terranets bw GmbH 10%, Thyssengas GmbH 17%,
Sitz Ratingen
Geschäftsführung Torsten Frank, Jörg Honsel, Klaus Parringer
Geschäftsaufnahme 01. Oktober 2008
Anzahl Mitarbeiter 52 (Anfang 2013)
Kerngeschäft • RegelenergiemanagementKerngeschäft • Regelenergiemanagement• Bilanzkreismanagement• Bereitstellung und Betrieb des VHP „NCG“
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 2
L it
Ihre Ansprechpartner im Bereich Market
Hotline Market +49 (0)2102 59796 ‐ 780 market@net‐connect‐germany.com
Leitung
Markus Sammut markus.sammut@net‐connect‐germany.com
f k market@net connect germany.com
Referenten Kundenbeziehungen
Maria Miese
Referenten Market Stephan Alaerds +49 (0)2102 / 59796 ‐ 36 stephan.alaerds@net‐connect‐germany.com
+49 (0)2102 / 59796 ‐ 61 maria.miese@net‐connect‐germany.com
Galina Schreiner +49 (0)2102 / 59796 ‐ 85
Jan Albin +49 (0)2102 / 59796 ‐ 50 jan.albin@net‐connect‐germany.com
Ina Domin galina.schreiner@net‐connect‐germany.com
Carolin Tuppat +49 (0)2102 / 59796 ‐ 32 carolin.tuppat@net‐connect‐germany.com
+49 (0)2102 / 59796 ‐ 18 ina.domin@net‐connect‐germany.com
Bijan Glander +49 (0)2102 / 59796 ‐ 19 ca o tuppat@ et co ect ge a y co +49 (0)2102 / 59796 19 bijan.glander@net‐connect‐germany.com
Claudia Hesse +49 (0)2102 / 59796 ‐ 51 claudia hesse@net connect germany com
Referenten Datenanalyse
Dmitriy Mangul dmitriy mangul@net‐connect‐germany com claudia.hesse@net‐connect‐germany.com
Michael Kutz +49 (0)2102 / 59796 ‐ 44 michael.kutz@net‐connect‐germany.com
dmitriy.mangul@net connect germany.com
Dr. Claus‐Michael Scheyda claus‐michael.scheyda@net‐connect‐germany.com
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 3
AgendaAgenda
1. Änderungen durch die KoV VIg
a. Leitfaden Bilanzkreismanagement
b Leitfaden Standardlastprofileb. Leitfaden Standardlastprofile
2. Aktueller Stand Netzkontenabrechnung
3. Auswirkungen des Europäischen Netzwerkcodes
4. Neuerungen im NCG Datenportalg p
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 4
Neuerungen mit der KoV VINeuerungen mit der KoV VI
Themenblöcke im ÜberblickThemenblöcke im Überblick
Anpassung Netzkontenabrechnung
Anpassung Clearingprozess
Neue IndikationBilanzkreisabrechnung
Wegfall von vierNeuer Zeitreihentyp Anpassung Referenzpreise Wegfall von vier
Biogas‐Zeitreihentypen„Entry Wasserstoff, physisch“
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 5
Aktueller Diskussionsstand KoV VI (1/4)Aktueller Diskussionsstand KoV VI (1/4)
Thema KoV V KoV VIErläuterungspflicht gaswirtschaftlich unüblicher Netzkontosalden
‐ NB hat auf Anfrage MGV Gründe für Abweichung darzustellen. Dazu gehören auch Informationen zu den SLP‐Typen und Temperaturstationen
Veröffentlichung von NB in Aggregierte Betrachtung Marktgebietsscharfe
rechnu
ng Marktgebietsüberlappung Betrachtung
Struktur Netzkontenauszug ‐ Datenteil
Alle Qualitäten werden angezeigt
Nur noch Anzeige der „Best‐of“‐Spur und Kennzeichnung von E t t
konten
abr Ersatzwerten
Abrechnungssystematik bei marktgebietsüberlappenden Netzbetreibern
Marktgebietsscharfe Ab‐rechnung erfolgt, wenn Schwellenwert bei aggregierter
Wenn in aggregierter Betrach‐tung Schwellenwert >+10% beträgt dann werden immer
Netzk Netzbetreibern Schwellenwert bei aggregierter
Betrachtung >+10% und in dem MG eine >+10% Schwellen‐überschreitung vorliegt
beträgt, dann werden immerbeide MG in Höhe der jeweiligen pos. Schwellenwert‐überschreitungen abgerechnet
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 6
Anpassung Abrechnungssystematik beiAnpassung Abrechnungssystematik bei marktgebietsüberlappenden Netzbetreibern (1/2)
S h ll tMarktgebiet NCG
Monat Zeitreihe Summe Einheit2012‐12 DIFFERENZ 90.000.000 kWh2012‐12 Summe SLP 400 000 000 kWh
Schwellenwert‐überschreitungim MG NCG
2012‐12 Summe SLP 400.000.000 kWh2012‐12 NKABW 23% %
Marktgebiet Gaspool
Monat Zeitreihe Summe Einheit Negatives Saldo im 2012‐12 DIFFERENZ ‐3.000.000 kWh2012‐12 Summe SLP 100.000.000 kWh2012‐12 NKABW ‐3% %
aggregierte Betrachtung
MG Gaspool
Schwellenwert‐
Monat Zeitreihe Summe Einheit2012‐12 aggregierte Differenz 87.000.000 kWh2012‐12 aggregierte SLP 500.000.000 kWh2012‐12 aggregierte NKABW 17% %
überschreitungauch aggregiert
Ab h t i H2012‐12 aggregierte NKABW 17% %
Abrechnung Zeitreihe Summe EinheitMG NCG NKABR 87.000.000 kWhMG Gaspool NKABR kWh
Abrechnungswert i.H. aggregierten Saldos
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet
MG Gaspool NKABR ‐ kWh
Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 7
Anpassung Abrechnungssystematik beiAnpassung Abrechnungssystematik bei marktgebietsüberlappenden Netzbetreibern (2/2)
S h ll tMarktgebiet NCG
Monat Zeitreihe Summe Einheit2012‐12 DIFFERENZ 90.000.000 kWh2012‐12 Summe SLP 400 000 000 kWh
Schwellenwert‐überschreitungim Marktgebiet NCG
2012‐12 Summe SLP 400.000.000 kWh2012‐12 NKABW 23% %
Marktgebiet Gaspool
Monat Zeitreihe Summe Einheit Positives Saldo im2012‐12 DIFFERENZ 4.000.000 kWh2012‐12 Summe SLP 100.000.000 kWh2012‐12 NKABW 4% %
aggregierte Betrachtung
Marktgebiet Gaspool
Schwellenwert‐
Monat Zeitreihe Summe Einheit2012‐12 aggregierte Differenz 94.000.000 kWh2012‐12 aggregierte SLP 500.000.000 kWh2012‐12 aggregierte NKABW 19% %
überschreitungauch aggregiert
I b id MG2012‐12 aggregierte NKABW 19% %
Abrechnung Zeitreihe Summe EinheitMG NCG NKABR 90.000.000 kWhMG Gaspool NKABR 4 000 000 kWh
In beiden MG Abrechnung i.H. des jeweiligen Saldos
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet
MG Gaspool NKABR 4.000.000 kWh
Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 8
Aktueller Diskussionsstand KoV VI (2/4)Aktueller Diskussionsstand KoV VI (2/4)
Thema KoV V KoV VIReduzierung Clearinggrenze für SLP Mengen
Absoluter Wert:50.000 kWh
Absoluter Wert:25.000 kWh
Reduzierung Clearinggrenze Absoluter Wert: Absoluter Wert:
ess
Reduzierung Clearinggrenze für physische Punkte
Absoluter Wert:5.000 kWh
Absoluter Wert:500 kWh
Keine Prüfung der Clearinggrenzen bei
Nur am Anfang eines Liefermonats
Generell bei Übermittlung von 0“‐Werten
aringproze Clearinggrenzen bei
übermittelten „0“‐WertenLiefermonats „0 ‐Werten
Karenzzeit für den Versand von Clearingnummern
Neuversand innerhalbvon 24 Std.
Clearingnummer ist nach Annahmenur einmalig gültig
Clea
von Clearingnummern von 24 Std. nur einmalig gültig
Clearing‐Bearbeitungszeit für Netzbetreiber
‐ Unzumutbarkeitsregel: Netzbetreiber kann am letzten Tag der Clearing‐Frist eingehende Clearingfälle ablehneneingehende Clearingfälle ablehnen.
Information an Netzbetreiber über möglichen Clearingfall
‐ Bei Beantragung einer Clearingnummer erhalten NB Informationen über ZRT, Zeitraum und BK‐Code (Portal / Mail)
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet
( / )
Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 9
Aktueller Diskussionsstand KoV VI (3/4)Aktueller Diskussionsstand KoV VI (3/4)
Thema KoV V KoV VI
dikatio
n Indikation des vorläufigen Rechnungsbetrags an BKV
‐ BKV wird an M+15 WT über zu erwartende Höhe der Bilanzkreisabrechnung je RBK i f i (P M il d D l)In
d informiert (Per Mail oder Datenportal)
aten Veröffentlichung von
Ansprechpartner für‐ Veröffentlichung der Kontaktdaten der
für Allokationsdaten zuständigen
Kontaktda Ansprechpartner für
Allokationsdaten & Clearingfür Allokationsdaten zuständigen Mitarbeiter bei den NB und BKV auf der Website/Portalen der MGV
Kzpreise Import der Referenzpreise
und Veröffentlichung der Mehr‐/Mindermengenpreise
40 KT lang werden für jeden Handelstag Referenzpreise erneut
Referenzpreise und alle abhängigen Preise werden an M+10WT‐1KT(23:59 Uhr) eingefroren
Referenz
/ g pund Referenzpreise
pimportiert und zur weiteren Preisbildung berücksichtigt
( ) g
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 10
Aktueller Diskussionsstand KoV VI (4/4)Aktueller Diskussionsstand KoV VI (4/4)
Thema KoV V KoV VIZRT „Entry Wasserstoff, physisch“ ‐ Der neue ZRT „Entry Wasserstoff, physisch“
hat analoge Eigenschaften wie ZRT „Entry Biogas, physisch“
Biogas
Wegfall Bio‐ZRT:• Entry Biogas MÜP
ZRT werden verarbeitet
ZRT werden für Zeiträume ab 01.10.13 nicht mehr verwendet aber fürEntry Biogas MÜP
• Exit Biogas MÜP• Entry VHP Biogas• Exit VHP Biogas
verarbeitet und im Datenportal angezeigt
mehr verwendet aber für Monatsmeldung/Clearing von Vergangenheitswerten weiter akzeptiert
hand
el Beim Handel mit gasqualitäts‐scharfen Börsenprodukten müssen der abgebende und
‐ Kein Ausgleich solcher Geschäfte durch bilanzielle Konvertierung; der MGV kann Handelsdaten von der Börse zur Prüfung der
Börsen
h gaufnehmende BKV einen physischen Effekt bewirkenbzw. durch Dritte bewirken
gEinhaltung anfordern sowie beim BKV einen Nachweis über den physischen Effekt anfragen (primär für RE‐Einsatz)
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 11
AgendaAgenda
1. Änderungen durch die KoV VIg
a. Leitfaden Bilanzkreismanagement
b Leitfaden Standardlastprofileb. Leitfaden Standardlastprofile
2. Aktueller Stand Netzkontenabrechnung
3. Auswirkungen des Europäischen Netzwerkcodes
4. Neuerungen im NCG Datenportalg p
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 12
Anwendung 04er“ Profile für Haushalt und GewerbeAnwendung „04er Profile für Haushalt und Gewerbe
SLP‐Profile mit erhöhtem Heizgasanteil („04“):g ( )• Ergebnis der „BDEW‐Umfrage zum SLP‐Verfahren 2011“ (Sommer 2012):
Verwendung der „04“‐er Profile wurde von den NB bisher nur zögerlich umgesetztumgesetzt
• „Sommer/Winter“‐Effekt, auch im GWJ 2011/2012 deutlich zu erkennen• „04“ wird neues Regelprofil: Alle NB, die eine Profilvergabe ohne weitere g p g
Prüfung der Ausprägung durchgeführt haben, sind spätestens ab dem 01.10.2013 verpflichtet, sämtliche SLP auf „04“ umgestellt zu haben
• Bei signifikanten Schiefständen und• Bei signifikanten Schiefständen undAnwendung eines „03“‐er Profils istdem MGV auf Verlangen nachzuweisen,
d V d d
1 2 3 4 5
warum von der Verwendung desRegelprofils „04“ abgewichen wird
Heizgasanteil
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 13
Neues SLP Profil 05“: Hoher HeizgasanteilNeues SLP‐Profil „05 : Hoher Heizgasanteil
SLP‐Haushaltsprofile:p• Erweiterung der möglichen Ausprägungen für Haushaltsprofile von den
bestehenden „03“ und „04“ (mittlerer/erhöhter Heizgasanteil) um die neue Ausprägung „05“ (hoher Heizgasanteil)
• Veröffentlichung des Profil ab 01.10.2013 im SLP‐Leitfaden;Anwendung in edig@s Nachrichten voraussichtlich ab 01 04 2014Anwendung in edig@s‐Nachrichten voraussichtlich ab 01.04.2014
• Anwendung der jeweiligen Ausprägung (Haushalt und Gewerbe) muss netzbezogen untersucht werdeng(siehe SLP‐Leitfaden, Kap. 2) 1 2 3 4 5
Heizgasanteil
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 14
AgendaAgenda
1. Änderungen durch die KoV VIg
2. Aktueller Stand Netzkontenabrechnung
3 Auswirkungen des Europäischen Netzwerkcodes3. Auswirkungen des Europäischen Netzwerkcodes
4. Neuerungen im NCG Datenportal
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 15
Netzkontenabrechnung:Netzkontenabrechnung:Hintergrund und Ziele
Vollständige Ablösung der Abrechnungs‐, Meldungs‐ und Veröffentlichungssystematik von Mitteilung Nr. 4 der BNetzA zum 01.10.2012M Nr.4
Verbesserung der Allokationsgüte
g y g
NKA Verbesserung der Allokationsgütebei der Anwendung von Standardlastprofilen (SLP) durch die Netzbetreiber
Reduktion der Schiefstände
NKA
Reduktion der Schiefständeder Netzkonten durch Anreizsetzung zur Verbesserung der Datenqualität und zum Erreichen einer verlässlicheren Datenübermittlung
NKA
Verminderung des Regelenergiebedarfsdurch verbesserte Prognose der NetzbetreiberNKA
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 16
Exkurs: Entstehung von RegelenergieExkurs: Entstehung von Regelenergie
• Bilanzkreisschiefstände• Bilanzkreisverantwortlichemüssen RLM‐Mengen am Vortag prognostizieren
und entsprechende Eingangsmengen nominieren; Differenzen (Mehr‐/Mindermengen) zwischen Prognose und tatsächlichem Verbrauch führen/Mindermengen) zwischen Prognose und tatsächlichem Verbrauch führen zum Einsatz von interner und/oder externer Regelenergie
• Qualitätsübergreifende Bilanzkreiskonstrukte (H‐ und L‐Gas) können durch Inanspruchnahme von bilanzieller Konvertierung gegenläufigen RegelenergieInanspruchnahme von bilanzieller Konvertierung gegenläufigen Regelenergie‐Einsatz (Kauf und Verkauf je Gasqualität) hervorrufen
• NetzkontoschiefständeNetzkontoschiefstände• Die Netzbetreibermüssen SLP‐Mengen am Vortag prognostizieren und diese
Mengen werden von Bilanzkreisverantwortlichen beschafft; Differenzen (M h / Mi d ) i h P d ä hli h V b h(Mehr‐/ Mindermengen) zwischen Prognose und tatsächlichem Verbrauch führen zum Einsatz von interner und/oder externer Regelenergie
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 17
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet
Exkurs: Kumulierte RegelenergiekostenExkurs: Kumulierte Regelenergiekosten(inkl. Leistungspreise) [GWJ 12/13]300 Mio €
250 Mio. €
300 Mio. €Commodity‐Kosten
Leistungspreis(Rest of Day): H‐Gas
200 Mio. €
(Rest of Day): H GasLeistungspreis(Rest of Day): L‐GasLeistungspreis (UntertägigeS k i ) L G
100 Mio. €
150 Mio. € Strukturierung): L‐Gas
50 Mio. €
‐ €
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet
Stand: 08.05.2013
Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 19
Netzkontoabrechnung: Okt 12 bis Jan 13Netzkontoabrechnung: Okt 12 bis Jan 13
27018 Mio. € 27018 Mio. €Okt‐12 Nov‐12 Dez‐12 Jan‐13
180
210
240
12 Mio. €
14 Mio. €
16 Mio. €
180
210
240
12 Mio €
14 Mio. €
16 Mio. €osum
me
120
150
180
8 Mio. €
10 Mio. €
12 Mio. €
120
150
180
8 Mio. €
10 Mio. €
12 Mio. € Anzahl Nethn
ende
Euro
30
60
90
2 Mio. €
4 Mio. €
6 Mio. €
30
60
90
2 Mio €
4 Mio. €
6 Mio. €
zeAb
zurech
0
30
‐ €
2 Mio. €
Okt‐12 Nov‐12 Dez‐12 Jan‐13
Okt‐12 Nov‐12 Dez‐12 Jan‐13
0
30
‐ €
2 Mio. €
Anzahl Gemeldet 226 232 234 177Anzahl Abgerechnet 37 59 68 44Anzahl Veröffentlicht 3 3 1 1Abzurechnende Euro 3,1 Mio. € 12,5 Mio. € 16,0 Mio. € 8,9 Mio. €
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 20
Verlauf NetzkontenabrechnungVerlauf Netzkontenabrechnung
NKABW > +10%im Marktgebiet NCG
11/2012: 6710/2012: 43
Abgerechnet = 59, davon• Analytiker: 0• Marktgebietsüberlappende Netzkonten: 6Nicht abgerechnet = 8
Abgerechnet = 37, davon• Analytiker: 3• Marktgebietsüberlappende Netzkonten: 2Nicht abgerechnet = 6 g
• Plausible SSQNOT liegt vor: 1• NKABW aggregiert < 10%: 7
g• Plausible SSQNOT liegt vor: 1• NKABW aggregiert < 10%: 5
/ /Abgerechnet = 44, davon• Analytiker: 0
Abgerechnet = 68, davon• Analytiker: 0
12/2012: 91 01/2013: 53
• Marktgebietsüberlappende Netzkonten: 4Nicht abgerechnet = 9• Plausible SSQNOT liegt vor: 1• NKABW aggregiert < 10%: 8
• Marktgebietsüberlappende Netzkonten: 5Nicht abgerechnet = 23• Plausible SSQNOT liegt vor: 14• NKABW aggregiert < 10%: 9
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 21
Häufigkeit von NK AbrechnungenHäufigkeit von NK‐Abrechnungen
12%
6%
3%Nicht abgerechneteinfache Abrechnung3%
2%einfache Abrechnungzweifache Abrechnungdreifache Abrechnung
77%
vierfache Abrechnung
77%Monate Oktober 2012 –
Januar 2013
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 22
Analyse potenzieller AbrechnungsgründeAnalyse potenzieller Abrechnungsgründe
F hl h f SLP N ll ll k iFehlerhafte SLP‐Nullallokationen
EDM‐Probleme
Probleme mit der Prognosetemperatur
Repräsentative Temperaturmessstation wurde geschlossen
Keine Anpassung der KundenwerteKeine Anpassung der Kundenwerte
Systematischer Fehler in den Kundenwerten
NKA‐Systematik nicht bekannt
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 23
AgendaAgenda
1. Änderungen durch die KoV VIg
2. Aktueller Stand Netzkontenabrechnung
3 Auswirkungen des Europäischen Netzwerkcodes3. Auswirkungen des Europäischen Netzwerkcodes
4. Neuerungen im NCG Datenportal
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 24
Bedeutung des Network Code on Gas Balancing“Bedeutung des „Network Code on Gas Balancing
• Der „Network Code on Gas Balancing in T i i S t “ t llt d R l kTransmission Systems“ stellt das Regelwerk zur kommenden Harmonisierung der europäischen Bilanzierungssysteme dar
• Dem Network Code muss eine hohe Bedeutung beigemessen werden; dieser wird voraussichtlich 2015 in Deutschland rechtsverbindlich und ist2015 in Deutschland rechtsverbindlich und istdamit vom Markt umzusetzen
• Der Network Code wird durch den europäischen b d d l i b ib llVerband der Fernleitungsnetzbetreiber erstellt
und durch die Interessenvertreter in Form von Workshops und Konsultationen begleitet
• Derzeit befindet sich der Network Code im Komitologieverfahren der EU‐Kommission zur finalen Freigabe
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet
finalen Freigabe
Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 25
Der Entstehungsprozess der europäischen
F k N t k Ab ti I k ftt t
Der Entstehungsprozess der europäischen Harmonisierung im Rahmen des Network Code Balancing
Framework GuidelinesBalancing
Network Code on
Gas Balancing
AbstimmungACER / ENTSOG
Komitologie‐verfahren
Inkrafttreten der neuen Regelungen
Inkrafttreten des Network Codes mit rechtsverbindlicher
Wirkung in
Im Komitologie‐verfahren durch das Gaskomitee wird die end‐
Am 19.11.2011 veröffentlichte die
europäische Energieagentur
ENTSOG erarbeitet mit 39 Mitgliedern
sowie Stake‐holdern (DSO,
ACER erarbeitet „reasoned opinion“
ENTSOG bekommt gDeutschland voraus.
Anfang 2014
Umsetzung
gültige Fassung des Network
Codes erarbeitet.
g gACER die Framework GuidelinesBalancing
( ,Händler, Verbände
etc.) einen Network Code
Möglichkeit zur Anpassung des NC
Neue Version am 21 02 2013 on vermutlich zu
Oktober 2015
Vorherige Anpassung und
Voraus. März ‐ Juli Komitologie
anschließend Übersetzung + 3
g
ACER beauftragt ENTSOG zur
Erstellung eines
Refined Draft des NC am 06.09.2012 an ENTSOG‐Board
übergeben
21.02.2013 von ENTSOG an ACER
übergeben
ACER übermittelt Anpassung und Überarbeitung der KoV und Leitfäden etc. notwendig
Übersetzung + 3 Monate Veto Recht der Mitglieder
Network CodesFinaler NC
Übergabe an ACER (26.10.2012)
ACER übermittelt NC an EU‐Kommission (26.03.2013)
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet26
Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 26
Wesentliche Bestandteile desWesentliche Bestandteile des „Network Code on Gas Balancing“ im Überblick
Nominierungsschematik(Transport und Rechnungslegung Anreizmechanismen
Virtueller Handelspunkt)
Beschaffung von Informations‐ Cross BordergRegelenergie bereitstellung
K d
Cooperation
Ausgleichsenergiesystem Kundengruppen (SLP/RLM) Regelenergieumlage
Die derzeitige Fassung des Network Codes on Gas Balancing ist im wesentlichen vereinbar mit dem deutschen GABi Gas System
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 27
Auszug einiger Inhalte der Vorabversion des NC
V b it + W it d D t A t lt d it i
Auszug einiger Inhalte der Vorabversion des NC– Sicht Verteilernetzbetreiber –
Verarbeitung + Weiterversand von Daten ANB / BKV wird steigen
Messwerte von Kunden mit Leistungszählern („RLM‐Kunden“) müssen künftig mindestens
Ausgestaltung derzeit in Diskussion
WDO haben nur Anwendung wenn Marktteilnehmer über a sreichende Informationenmüssen zukünftig mindestens
zweimal innerhalb eines Liefertages aktualisiert werden(nach GABi Gas 1x tgl )
ausreichende Informationen zu Lastgängen und ihrem Portfoliozustand verfügen
Mehrfache Ausgestaltung je Kundengruppe möglich
Informations‐bereitstellung
Within Day Obligations(WDO)
(nach GABi Gas 1x tgl.)
Durch steigende Anzahl an
Kundengruppe möglich
KundenMögliche IDM: Intra‐day‐metered(RLM NEV + oT/mT)
DM: Daily‐metered NDM: Non‐daily‐metered (SLP)
Durch steigende Anzahl an zu versendenden und zu verarbeitenden Daten werden Anforderungen an die IT‐Systeme steigen
Kunden‐gruppen
Mögliche Auswirkungen
Übertragung der definierten Kundengruppen auf dt. Modell muss festgelegt werden
IT Systeme steigen Im Rahmen einer Cost/Benefit‐Analyse
innerhalb von 2 Jahren ist eine zusätzliche Steigerung möglich
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 28
Aktuelle Diskussion und AusblickAktuelle Diskussion und Ausblick
Inhalte des Network Code müssen voraussichtlich 2015 inInhalte des Network Code müssen voraussichtlich 2015 in Deutschland umgesetzt werden
Steigende Anforderungen insb. in Bezug auf Datenbereitstellungen müssen erfüllt werden
Bedeutung Network Code
Mögliche Ausgestaltung und Definition der einzelnen Themen des Network Code Balancing werden derzeit im Rahmen einer
Aktuelle Network Code Balancing werden derzeit im Rahmen einer Arbeitsgruppe der VD diskutiert (GABi 2.0)Diskussion
Neben dem “Network Code on Gas Balancing” gibt es weitereNetwork Codes die entwickelt werden
Network Code “Data Exchange” – Auszug aktueller Diskussion:
Ausblick‐
Inhalt Network• Netzwerkprotokoll: Nutzung von EASEE Gas AS2 oder AS4
• Nachrichtenformat: Nutzung XML Format // EDIGAS Formatoder eigene Formatentwicklung über ENTSOG
Inhalt Network Code
Data Exchange
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 29
AgendaAgenda
1. Änderungen durch die KoV VIg
2. Aktueller Stand Netzkontenabrechnung
3 Auswirkungen des Europäischen Netzwerkcodes3. Auswirkungen des Europäischen Netzwerkcodes
4. Neuerungen im NCG Datenportal
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 30
Funktionen des NCG DatenportalsFunktionen des NCG Datenportals
Anzeige Netzkontodaten Abgabe / Ansicht Deklarationen Abgabe Allokationen (NB an MGV)Anzeige Netzkontodaten Abgabe / Ansicht Deklarationen Abgabe Allokationen (NB an MGV)
Eintragung von E‐Mail‐Adressen für monatliche Netzkontoabrechnung
Versand von Allokationsdaten(MGV an NB) an E‐Mail‐Adresse Benutzeranleitungen
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet
g ( ) g
Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 31
NK/BK ÜbersichtNK/BK Übersicht
Grafische Darstellungeng
Exportmöglichkeit: Export der grafischen
Daten erfolgt inDaten erfolgt in tabellarischer Form
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 32
NK/BK ÜbersichtNK/BK Übersicht
Allokationsübersicht (Tage) / Allokationsübersicht (Stunden)( g ) ( )
• EinführungEinführung Filterungsfunktion
• Filter 1: Auswahl der Qualität
• Filter 2: A hl d Z it ih Auswahl der Zeitreihe
• Performancesteigerungen
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 33
AllokationAllokation
Ausweitung der gAllokationsabgabemöglichkeiten:• Abgabe von NKP‐, Flüssiggas‐,
Clearing‐, Bilanzkreisallokations‐und Mehr‐/Mindermengen‐meldungen möglichg g
• NKP Dateneingabe im Portal,dann Versand per E‐Mail
• Über Portal versendete Meldungen werden in „Nachrichtenüberblick“ abgelegtabgelegt
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 34
AllokationenAllokationen
Uploadmöglichkeitder zu allokierenden
Mengen
Mengen verteilen
(Tagesband)Mengen (Tagesband)
Allokationsversand
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 35
Weitere AnpassungenWeitere Anpassungen
„Read‐Only“‐Funktion:y• Möglichkeit zur Einschränkung der Nutzungsrechte• „Read‐Only“‐Nutzer besitzt keine Rechte zur Abgabe von Allokationen und
D kl ti üb d NCG D t t lDeklarationen über das NCG Datenportal• Einrichtung: Mail an market@net‐connect‐germany.com
Abonnement:• Netzkontoauszug bestehend aus Daten‐ und Analyseteil (monatlicheNetzkontoauszug bestehend aus Daten und Analyseteil (monatliche
Netzkontenabrechnung) als Abonnement erhältlich• Versand: M+2M‐5WT
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 36
Abschaffung der Excel ExplorerAbschaffung der Excel ExplorerGültige Edig@s‐Versionen• Durch NCG Datenportalerweiterungen wurden alle notwendigen Funktionen• Durch NCG‐Datenportalerweiterungen wurden alle notwendigen Funktionen
zur Abgabe von Edig@s‐Meldungen im Datenportal integriert• Weiterentwicklung der Excel‐Explorer (Möglichkeit zur Allokations‐ und
Deklarationsabgabe, Mehr‐/Mindermengenmeldungen) wird eingestellt
• Zeitplan:01.10.2013 01.10.2013 – 01.04.2014 01.04.2014
Entfernung der Excel‐E l NCG
Übergangsphase: Bereits t t E l E l
Per Excel‐Explorer an NCG d t D tExplorer von NCG
Homepagegenutzte Excel‐Explorer können übergangsweise genutzt werden
NCG gesendete Daten werden nicht mehr verarbeitet
• Ab dem 01. April 2014 kann nur die jeweils aktuelle Edig@s‐Version sowie (eingeschränkt) die jeweilige Vorversion verwendet werden (Vorversion für maximal 6 Monate verwendbar)
Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 37