Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet - Thyssengas · 2016. 6. 2. · Jan Albin 02102 / 59796 – 950...

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Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen ©2016 NetConnect Germany GmbH & Co. KG

Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen

Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet

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NetConnect Germany im Überblick

Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016

Firmierung NetConnect Germany GmbH & Co. KG

Shareholder Open Grid Europe GmbH 35%, bayernets GmbH 18%,Thyssengas GmbH 17%, Fluxys TENP GmbH 10%,

GRTgaz Deutschland GmbH 10%, terranets bw GmbH 10%,

Sitz Ratingen

Geschäftsführung Dr. Thomas Becker, Torsten Frank

Geschäftsaufnahme 01. Oktober 2008

Anzahl Mitarbeiter ca. 60 (Anfang 2016)

Kerngeschäft Regelenergiemanagement

Bilanzkreismanagement

Bereitstellung und Betrieb des VHP „NCG“

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♦ Hotline Market � 02102 / 59796 - 780

� [email protected]

Ihre Ansprechpartner im Bereich Market


♦ Leitung

♦ Referenten Datenanalyse

♦ Referenten Kundenbeziehungen

♦ Referenten Marktentwicklung

� Dmitriy Mangul

� �dmitriy.mangul@…

� Daniel Vranjkovic

� � 02102 / 59796 – 974

� �daniel.vranjkovic@…

� Monika Ikemann

� � 02102 / 59796 – 965

� �monika.ikemann@…

� Dr. Claus-Michael Scheyda

� � claus-michael.scheyda@…

� Carolin Tuppat

� � 02102 / 59796 – 932

� � carolin.tuppat@…

� Pascal Tagaz

� � 02102 / 59796 – 954

� �pascal.tagaz@…

� Bijan Glander

� � 02102 / 59796 – 919

� �bijan.glander@…

� Stephan Alaerds

� � 02102 / 59796 – 936

� � stephan.alaerds@…

� Jan Albin

� � 02102 / 59796 – 950

� � jan.albin@…

� Claudia Hesse

� � 02102 / 59796 – 951

� � claudia.hesse@…

� Michael Kutz

� � 02102 / 59796 – 944

� �michael.kutz@…

� Ina Domin

� � 02102 / 59796 – 918

� � ina.domin@…

� Galina Schreiner

� � 02102 / 59796 – 985

� � galina.schreiner@…

� Markus Sammut

� �markus.sammut@…

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Agenda

1. Anreizmechanismus SLP Prognose

2. Weitere Neuerungen KoV IX


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Anreizmechanismus SLP-Prognose(Tägliche Netzkontoabrechnung)

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Historie der Anreizsysteme

Ampelsystem

Mitteilung Nr. 4 der BNetzA zur Einführung eines Anreizsystems zur Reduzierung von Netzkontenungleich-gewichten mittels eines Ampelsystems zur Abrechnung der Netzkonten

MonatlicheNetzkonten-abrechnung

Mitteilung Nr. 6 und Einführung der monat-lichen Netzkonten-abrechnung als sachgerechte Weiter-entwicklung des Ampelsystems

TäglicheNetzkonten-abrechnung

GaBi 2.0: Einführung eines Anreiz-mechanismus auf Tagesbasis für die Bereitstellung einer genauen Prognose bei SLP-Entnahme-stellen

KoV III (04/2010): KoV IX (10/2016):KoV V (10/2012):


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Vorgaben aus der GaBi Gas 2.0

NB und MGV schlagen einen Anreizmechanismus für die Bereitstellung einer genauen SLP-Prognose vor

Vorläufige „Abrechnung“ – keine Pönale

Tagesbetrachtung der Netzkonten – nachmonatliche Abrechnung

Feststellung der täglichen Prognosegüte soll unabhängig vomeingesetzten Standardlastprofilverfahren erfolgen

Beidseitiges System mit Rechnungen und Gutschriften

� Überallokationen: Ausschüttungen des MGV an den NB

� Unterallokationen: Zahlungen des NB an den MGV

Wirkungsgleichheit zum bestehenden System (zur Überführung)


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Verständnis der BNetzA zur Wirkungsgleichheit

Für die Wirkungsgleichheit ist die Anzahl (erstellte Belege) der aufgrund einer Unterallokation abgerechneten Netzkonten in der zukünftigen täglichen NKA relevant

� Die Anzahl der in der täglichen NKA abgerechneten NK soll in etwa der Anzahl der abgerechneten NK in der bisherigen monatlichen NKA entsprechen

� Die in der täglichen NKA im Vergleich zur monatlichen NKA abzurechnende kWh-Summe ist damit für die Ermittlung der Wirkungsgleichheit nicht relevant

Die Häufigkeit der Gutschrift wird nicht für die Ermittlung der Wirkungsgleichheit einbezogen


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Ausgestaltung des Systems auf Basis der BNetzA-Rückmeldung

Bemessungsgrundlage ist die tägliche prozentuale Abweichung

Schwellenwerte und Karenztage

� über 35% für Unterallokationen

� 0% bis 3% für Überallokationen

� 6 Karenztage auf Unterallokationen


Tägliche prozentuale Netzkontoabweichung =��

�� * 100%

Die MGV haben darauf hingewiesen, dass die Ausgestaltung des Systems keine Anreizwirkung mehr entfaltet – die Ausgestaltung kann zu einer Nettoausschüttung des

MGV an die NB führen

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Darstellung der Betroffenheit(auf Basis der NCG-Daten)


Abrechnung in … Monaten

GWJ 12/13 GWJ 13/14

monatl. NKA

tägl. NKA(Gutschrift)

tägl. NKA(Rechnung)

monatl. NKA

tägl. NKA(Gutschrift)

tägl. NKA(Rechnung)

0 232 3 263 223 3 181

1 119 4 96 120 0 138

2 42 4 50 32 0 51

3 18 3 18 25 2 24

4 15 5 5 8 1 13

5 6 2 5 9 3 11

6 2 9 1 6 5 4

7 1 25 0 3 16 6

8 2 42 1 2 44 1

9 2 76 0 1 71 0

10 0 97 0 0 103 0

11 0 112 0 1 119 0

12 0 57 0 0 63 1

Gesamtanzahl der Transaktionen

400 4.186 309 429 4.253 505

Gutschrift (GWh) --- 427 --- --- 361 ---

Rechnung (GWh) 2.629 --- 906 1.617 --- 973

Gesamt (GWh) 2.629 479 1.617 612 Betrachtung der Netzbetreiber: Synthetiker und Analytiker, keine TSO, inkl. ausgewählte MG-Überlapper

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Tägliche Netzkontenabrechnung– Überblick operative Abwicklung (1/3)


� Berechnung der täglichen Netzkontosalden und Bereitstellung des vorläufigen Netzkontoauszugs durch den MGV bis M+2M-5WT

� MGV informiert per Mail, dass der Netzkontoauszug verfügbar ist� NB in MGÜ erhalten einen marktgebietsscharfen Analyse- und Datenteil

1. Vorläufiger Netzkontoauszug

� Prüfung der Netzkontodaten durch den NB � Bei Abweichungen muss Widerspruch eingelegt und NKP-Clearing

durchgeführt werden (ab M+2M-8WT):� Clearingnummer weiterhin nicht notwendig� NB stimmen sich über finale NKP-Date ab� Beide NB können Date an den MGV (und an den angrenzenden NB) über-

mitteln – senden beide NB gelten die Daten des Primärverantwortlichen� Frist zur Durchführung des NKP Clearings: M+2M+10WT

2. NKP-Clearing

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� Nach M+2M+10WT Austausch der Netzkontodaten zwischen den MGV� Bereitstellung des finalen Netzkontoauszugs durch den MGV bis M+2M+15WT � MGV informiert per Mail, dass der finale Netzkontoauszug verfügbar ist� NB in der MGÜ erhalten einen aggregierten Analyseteil und einen

marktgebietsscharfen Datenteil

3. Finaler Netzkontoauszug

� Meldung aller Netzkontodaten an die Bundesnetzagentur nach M+2M+15WT

4. Meldung Bundesnetzagentur

� Zwischen M+2M+15WT und M+2M+25WT: Veröffentlichung aller Netzkonten, die in einem Monat mindestens 10 Fehlertage (gelten allgemein) mit täglicher prozentualer Abweichung >50%, bzw. <-50% aufweisen

� NB in der MGÜ werden aggregiert betrachtet

5. Veröffentlichung

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� Erstellung der Rechnung/Gutschrift (keine Strafzahlung) durch den MGV zwischen M+2M+15WT und M+2M+25WT� Rechnung: prozentuale tägliche Abweichung > 35% an mehr als 6 Tagen� Gutschrift: prozentuale tägliche Abweichung zwischen 0 und -3%

� NB kann jeweils für ein Gaswirtschaftsjahr auf Gutschriften für Überallokationen verzichten – Verzicht muss bis zum 01.10. eines Jahres (im Datenportal) erklärt werden

� Alle abzurechnenden Beträge werden mit dem Mehr-/Mindermengenpreis des Abrechnungsmonats multipliziert

� Abrechnung wird in Papierform erstellt (getrennte Belege)

� Eine Verrechnung der Beträge aus Rechnung und Gutschrift kann erfolgen(1-facher Zahlungsfluss)

� Netzkonten von NB in MGÜ werden aggregiert betrachtet

6. Abrechnung


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Netzkontoabrechnung– Systematik der aggregierten Betrachtung der MGÜ

Betrachtung im Falle von Unterallokation

� Kommt es an mehr als 6 Tagen bei aggregierter Betrachtung zur Überschreitung des Schwellenwertes, wird von beiden MGV die gesamte an den jeweiligen Tagen pro Marktgebiet unterallokierte Menge abgerechnet

� An Tagen, an denen die Überschreitung ausschließlich durch Unterallokation in einem Marktgebiet resultiert, rechnet der entsprechende MGV nur die aggregierte Menge ab

Betrachtung im Falle von Überallokation

� Tage, an denen der aggregierte Schwellenwert zwischen 0 und -3% liegt, führen bei beiden MGV zu Gutschriften über die gesamte Menge

� An Tagen, an denen die Unterschreitung ausschließlich durch Überallokation in einem Marktgebiet resultiert, schreibt der entsprechende MGV nur die aggregierte Menge gut


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Netzkontoabrechnung– Beispiel Abrechnung MGÜ (1/4)


Marktgebiet NCG

Positiver Saldo im

Marktgebiet NCG

Tag Zeitreihe Summe Einheit

01.10.2016 NKSALDO1 250.000.000 kWh

01.10.2016 Summe SLP 400.000.000 kWh

01.10.2016 Abweichung 62,5000 %

Marktgebiet Gaspool

Positiver Saldo im

Marktgebiet Gaspool


01.10.2016 NKSALDO1 85.000.000 kWh

01.10.2016 Summe SLP 395.000.000 kWh

01.10.2016 Abweichung 21,5190 %

aggregierte Betrachtung

Schwellenwert-

überschreitung

aggregiert


01.10.2016 Aggr. NKSALDO1 335.000.000 kWh

01.10.2016 Aggr. Summe SLP 795.000.000 kWh

01.10.2016 Aggr. Abweichung 42,1384 %

Abrechnung Zeitreihe Summe Einheit In beiden MG:

Abrechnung i.H. des

jeweiligen Saldos

MG NCG NKABRunt 250.000.000 kWh

MG Gaspool NKABRunt 85.000.000 kWh

(Bedingung: An mehr als 6 Tage im Monat aggregiert mehr als 35% unterallokiert)

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Marktgebiet NCG

Positiver Saldo im

Marktgebiet NCG


01.10.2016 NKSALDO1 250.000.000 kWh

01.10.2016 Summe SLP 400.000.000 kWh

01.10.2016 Abweichung 62,5000 %

Marktgebiet Gaspool

Negativer Saldo im

Marktgebiet Gaspool


01.10.2016 NKSALDO1 -3.000.000 kWh

01.10.2016 Summe SLP 100.000.000 kWh

01.10.2016 Abweichung -3,0000 %


Schwellenwert-

überschreitung

aggregiert


01.10.2016 Aggr. NKSALDO1 247.000.000 kWh


01.10.2016 Aggr. Abweichung 49,4000 %

Abrechnung Zeitreihe Summe Einheit Im MG NCG:

Abrechnung i.H. des

aggregierten Saldos

MG NCG NKABRunt 247.000.000 kWh

MG Gaspool NKABRunt - kWh

(Bedingung: An mehr als 6 Tage im Monat aggregiert mehr als 35% unterallokiert)

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Marktgebiet NCG

Negativer Saldo im

Marktgebiet NCG


01.10.2016 NKSALDO1 -10.000.000 kWh

01.10.2016 Summe SLP 430.000.000 kWh

01.10.2016 Abweichung -2,3256 %

Marktgebiet Gaspool

Negativer Saldo im

Marktgebiet Gaspool


01.10.2016 NKSALDO1 -11.000.000 kWh

01.10.2016 Summe SLP 425.000.000 kWh

01.10.2016 Abweichung -2,5882 %


Schwellenwert

zwischen 0 und -3%

aggregiert


01.10.2016 Aggr. NKSALDO1 -21.000.000 kWh


01.10.2016 Aggr. Abweichung -2,4561 %

Abrechnung Zeitreihe Summe Einheit In beiden MG:

Ausschüttung i.H. des

jeweiligen Saldos

MG NCG NKABRunt -10.000.000 kWh

MG Gaspool NKABRunt -11.000.000 kWh

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Marktgebiet NCG

Negativer Saldo im

Marktgebiet NCG


01.10.2016 NKSALDO1 -10.000.000 kWh

01.10.2016 Summe SLP 430.000.000 kWh

01.10.2016 Abweichung -2,3256 %

Marktgebiet Gaspool

Positiver Saldo im

Marktgebiet Gaspool


01.10.2016 NKSALDO1 3.000.000 kWh

01.10.2016 Summe SLP 425.000.000 kWh

01.10.2016 Abweichung 0,7059 %


Schwellenwert

zwischen 0 und -3%

aggregiert


01.10.2016 Aggr. NKSALDO1 -7.000.000 kWh


01.10.2016 Aggr. Abweichung -0,8187 %

Abrechnung Zeitreihe Summe Einheit Im MG NCG:

Ausschüttung i.H. des

aggregierten Saldos

MG NCG NKABRunt -7.000.000 kWh

MG Gaspool NKABRunt - kWh

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Netzkontoabrechnung– Aussetzen der aggregierten Betrachtung der MGÜ

In begründeten Fällen hat der MGV das Recht eine Erläuterung für Netzkontoabweichungen im jeweiligen Marktgebiet zu verlangen

Dies gilt insbesondere bei erheblichen Differenzen zwischen den täglichen prozentualen Netzkontoabweichungen in beiden Marktgebieten, die keine üblichen, systembedingten Netzkontoabweichungen darstellen

Ist die Erläuterung nicht hinreichend begründet, erfolgt auch bei marktgebietsüberlappenden Netzbetreibern eine marktgebietsscharfe Betrachtung und Abrechnung


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Netzkontoabrechnung– Aggregierte Betrachtung bei Marktraumumstellung

Für den Zeitraum einer Marktraumumstellung eines (Teil-)Netzes werden dieH-Gas- und L-Gas-Netzkonten aggregiert betrachtet

D.h. die Schwellenwertprüfung findet jeweils auf dem Aggregat der NKSALD1, bzw. SLPSUM der H-Gas- und L-Gas-Netzkonten statt

Im Falle einer Marktraumumstellung die (mindestens) ein Netzkonto in Marktgebietsüberlappung betrifft, wird das Aggregat aus allen vier Netzkonten gebildet

Dies ist unabhängig davon, in welchem Marktgebiet die Marktraumumstellung stattfindet, bzw. ob diese in beiden gleichzeitig stattfindet

In begründeten Fällen hat der MGV das Recht eine Erläuterung für Netzkonto-abweichungen qualitätsscharf, bzw. im jeweiligen Marktgebiet zu verlangen

Ist die Erläuterung nicht hinreichend begründet, kann es auch bei in Marktraumumstellung befindlichen Netzbetreibern zu einer qualitätsscharfen und/oder marktgebietsscharfen Betrachtung und Abrechnung kommen


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Rückabwicklung der täglichen NKA– Allgemeines

Im Zuge der MMMA werden ggf. gezahlte bzw. erhaltene Beträge der NKA rückabgewickelt

Monatsrechnungen (Unterallokationen) und Monatsgutschriften(Überallokationen) der NKA werden vollständig zurückerstattet

Zeitpunkt der Rückabwicklung ist vom gewählten Verfahren der Ablesung und (im Falle von Monatsrechnungen) von der Durchführung der MMMA abhängig

Eine Verrechnung der Beträge der NKA und der Beträge der MMMA erfolgt nicht

� NCG erstellt Beleg für NKA

� NB stellt Rechnung/Gutschrift für MMMA


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Rückabwicklung bei stichtagsbezogener Ablesung - Beispiel Stichtag 31.12.


Apr

Durchführung der NKA

für Jan 2017

(bis M+2M+25WT)

Stichtags-ablesung

31.12.

Eingang/Durchführung der MMM-Meldung und MMMA für den Monat

Dezember 2017

MärFebJan Mai Dez Jan Feb Mär Apr

� Rückabwicklung von durchgeführten NKA (Rechnungen) Jan bis Dez 2017

� Bedingung: MMMA der Monate Januar 2017 bis einschließlich Dezember 2017 wurden durchgeführt

2017

� Rückabwicklung von durchgeführten NKA (Gutschriften) Jan bis Dez 2017

� Unabhängig von den durchgeführten MMMA

2018

…

M+3M+2M+1M SM SM+3

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Rückabwicklung bei rollierender Ablesung


AprMärFebJan Mai

� Rückabwicklung der im April 2017 durchgeführten NKA (Rechnung) für Jan 2017

� Bedingung: MMMA der Monate Januar 2017 bis einschließlich Juni 2017 wurden durchgeführt

� Rückabwicklung von durchgeführter NKA (Gutschrift) für Jan 2017

…Jun Jul Aug Sep Okt Dez Jan Feb Mär AprNov

M+3M+2M+1M M+4 M+5

Durchführung der NKA

für Jan 2017

(bis M+2M+25WT)

2017

Eingang SSQNOT/Durchführung der MMM-Meldungen und MMMA für die

Monate Januar 2017 (M) bis einschließlich Juni 2017(M+5M)

2018

M+8

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Weitere Neuerungen KOV IX

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Kooperationsvereinbarung IX- Neuerungen im Überblick

Clearinggrenzen

Wegfall Zeitreihen

NKP Allokationen

Fallgruppenwechsel Informationsbereitstellung

MarktgebietsüberlappungNetzpuffer & OBA

Ableseverfahren INVOIC

Allokation Marktraumumstellung

Transparenzliste …

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Allokation von Netzpufferfahrweisen & OBA (1/3) – Hintergründe

Netzpuffer und OBA

� Verfügt ein NB über einen Netzpuffer, wird dieser im Rahmen der Netzsteuerung eingesetzt, um innerhalb des Gastages auftretende Lastspitzen zu glätten und damit die maximale stündliche Einspeiseleistung in das Netz zu minimieren

� Zur Aufnahme von Steuerungsdifferenzen bei Speichern oder GÜP im Verteilnetz kann ein OBA vereinbart sein

Auswirkungen auf das Netzkonto

� Netzpuffer und OBA haben Einfluss auf den tägliche Netzkontosaldo

� Vor dem Hintergrund der Einführung der täglichen Netzkontenabrechnung sollen Netzpuffer und OBA-Stände im Netzkonto berücksichtigt werden


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Allokation von Netzpufferfahrweisen & OBA (2/3)– Entryso- und Exitso-Allokationen

Die Berücksichtigung im Netzkonto erfolgt mittels Entryso- und Exitso-Allokation in das „Netzkontobilanzierungsobjekt“ (NKBO)

� Allokation erfolgt an D+1KT oder bis M+12WT

� Clearing ist nicht möglich

Auf Nachfrage muss der NB seine Netzpufferfahrweisen und Daten zur Verfügung stellen und darlegen, dass es nicht zu einem missbräuchlichen Einsatz der Allokationsmeldungen gekommen ist


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Allokation von Netzpufferfahrweisen & OBA (3/3) – Netzkontobilanzierungsobjekt

Einsatz des NKBO, um Netzpufferfahrweisen und/oder OBA bei der Netzkontoallokation zu berücksichtigen

NKBO wird einem Netzkonto zugeordnet

Einrichtung eines NKBO kann NB beim MGV einen Monat vor erstmaliger Allokation beantragt werden

Bezeichnung besteht aus einer 16-stelligen Identifikationsnummer:


Marktgebiet Gasart Klasse DVGW Code(8 Stellen) Beschreibung

NC HB NKBO 71234500 NCG H-Gas NK-Bilanzierungsobjekt

NC LB NKBO 71234500 NCG L-Gas NK-Bilanzierungsobjekt

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Klarstellung zur Definition der Marktgebietsüberlappung

Definition der KoV VIII wird erneut angepasst:„Eine Marktgebietsüberlappung liegt vor, wenn es in einem Netz oder einem Teilnetz strömungsmechanisch möglich ist, Gasmengen aus verschiedenen Marktgebieten an Netzanschlusspunkten zur Letztverbrauchen und/ oder Netzkopplungspunkten auszuspeisen, d.h. dass mindestens ein Netzanschlusspunkt zu einem Letztverbraucher oder Netzankopplungspunkt im Netz des jeweiligen NB über beide Marktgebiete erreichbar sein muss. Liegt nur mindestens ein Teilnetz eines Netzbetreibers in einer Marktgebietsüberlappung, gilt der Netzbetreiber als in der Marktgebietsüberlappung liegend.“

Änderungen sind dem MGV vom NB mitzuteilen


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Besonderheiten bei Speichern in der Marktgebietsüberlappung

NB in Marktgebietsüberlappung, in deren Netz ein Speicher vorhanden ist, der beiden Marktgebieten zugeordnet ist, haben darauf zu achten, dass täglich die Ausspeicherungen den Ausspeisungen zu Letztverbrauchen möglichst entsprechen


Speicher

FNB NCG

Ausspeisepunkte NCG

Verbrauch Ausspeisepunkte NCG= 1000

Maximal mögliche Ausspeicherung NCG

= 1000

FNB GPL

Ausspeisepunkte GPL

Verbrauch Ausspeisepunkte GPL= 500

Maximal mögliche Ausspeicherung GPL

= 500

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NKP Aufteilung bei Marktgebietsüberlappern

Gemäß KoV sind marktgebietsüberlappende Netzbetreiber dazu verpflichtet, die prozentualen Abweichungen in den Netzkonten je Marktgebiet auch auf Tagesbasis möglichst gering zu halten

Bei notwendigen NKP-Aufteilungen prüft der marktgebietsüberlappende Netzbetreiber, ob ein anderes als das genutzte Aufteilungsverfahren zu geringeren Abweichungen der Netzkontosalden je Marktgebiet führt

Sollte Prüfung zu geringeren Abweichungen führen ist das Aufteilungsverfahren nach Abstimmung mit dem angrenzenden Netzbetreiber und dem MGV anzuwenden


Seite 32


Wegfall der Zeitreihe RLMNEV und Fallgruppenwechsel

RLMNEV

Zum 01.10.2016 entfällt die Fallgruppe RLMNEV

Das Nominierungsersatzverfahren kann (ohne bilanzielle Sonderrechte)

weiter genutzt werden (� Erfassung der Mengen z.B. als RLMoT)

Fallgruppenwechsel

RLM-Ausspeisestellen können ausschließlich den Fallgruppen RLMmT und RLMoT (RLMmT = Standard) zugeordnet werden

� Umstellung per Deklaration durch den NB

� RLMoT kann auf Wunsch des Lieferanten im Rahmen des Lieferanten-wechselprozesses oder Stammdatenprozesses gewählt werden

� Fallgruppenwechsel ohne Einbindung MGV

Teil 1

Seite 33


Untertägige Informationsbereitstellung- RLM Intraday

Netzkodex (NC BAL) fordert mindestens zwei untertägige RLM-Datenbereitstellungen

� Prozess der stündlichen Energiedatenübermittlung vom NB an den TK gemäß GeLi Gas bleibt hiervon unberührt

Zweifach untertägige Bereitstellung von vorläufigen RLM-Daten erfolgt vom NB über den MGV an den BKV

Für beide Meldungen wird das gleiche Datenformat (ALOCAT/X4G) genutzt


Versand MGV � BKV 16:00 Uhr

Versand NB � MGV 15:00 Uhr

Datenspur 06:00 – 12:00 Uhr

06:00 12:00 18:00 24:00

Versand MGV � BKV 19:00 Uhr

Versand NB � MGV 18:00 Uhr

Datenspur 06:00 – 15:00 Uhr

06:00 12:00 18:00 24:00

Seite 34


Aussetzen der Clearinggrenzen

Clearinggrenze SLP

� Allokation des Tages D je ZRT und BK muss die Allokation an D-1um 100% oder mehr überschreiten oder um 50% oder mehr unterschreiten sowie jeweils um mindestens 25.000 kWh abweichen

� Aussetzen der Clearinggrenzen bei erstmaliger Deklaration und fehlender Allokation, fehlerhafter Nullallokation, Ersatzwerten und Verarbeitungsproblemen der Allokation im Verantwortungsbereich des MGV

Clearinggrenze RLM

� Abweichung von mindestens 500 kWh je BK bezogen auf die Monatssumme

� Aussetzen der Clearinggrenze bei Verarbeitungsproblemen der Allokation im Verantwortungsbereich des MGV


Seite 35


Ableseverfahren für SLP-Ausspeisepunkte– Bisherige und künftige Regelungen


Ableseverfahren

StichtagsablesungRollierende Ablesung

Der Prozess erfolgt kontinuierlich über das ganze Jahr, so dass jeden Monat eine Teilmenge aller

Ausspeisepunkte abgelesen wird

Der Prozess erfolgt kontinuierlich über das ganze Jahr, so dass i.d.R. jeden

Monat eine Teilmenge aller Ausspeisepunkte abgelesen wird

Die Kunden werden gemäß dem DVGW Arbeitsblatt G685 zu einem Stichtag abgelesen und die Mengen auf den

Stichtag hochgerechnet

NB ermitteln die ausgespeiste Energiemenge zu einem bestimmten Stichtag bzw. um einen bestimmten

Stichtag herum

Bis

01

.10

.20

16

Ab

01

.10

.20

16

Seite 36


Mehr-/Mindermengenabrechnung – Einführung INVOIC

Anwendung des SLP MMMA Zielverfahrens seit 01. April 2016

� Zielverfahren schreibt Abrechnung per INVOIC zwischen NB und TK vor

� Abrechnung zwischen MGV/NB weiterhin in Papierform,elektronische Abrechnung ist anzustreben

Ab Leistungszeitraum Oktober 2016 erfolgt die Rechnungslegung zwischen MGV und NB ebenfalls mittels INVOIC

� Erster abrechenbarer Monat = Oktober 2016 (im Januar 2017)

� Für Altzeiträume erfolgt die Abrechnung in Papierform

Auch bei einer MMM mit dem Wert Null ist eine Nullabrechnung per INVOIC zu stellen


Seite 37


Versand von anwendungsspezifischenSLP-Parametern

Wendet ein NB anwendungsspezifische Parameter an, muss der NB diese dem TK täglich D-1 bis spätestens 12:00 Uhr übermitteln

� Übermittlung von einem oder mehreren Parametern als Tagessumme oder als Stundenwerte

� Neuer EDIFACT-Nachrichtentyp: SLPASP

Übermittlung erfolgt auch, wenn an einzelnen Tagen keine anwendungsspezifischen Parameter verwendet wurden

Meldung erfolgt nicht auf Zählpunktebene

BKV können die Weiterleitung der Parameter mit den TK bilateral vereinbaren


Seite 38


Allokation im Falle einer L-/H-Gas-Marktraumumstellung


Ab dem bilanziellen Umstellungstermin erfolgen Allokationen für die umzustellenden Ein- und Ausspeisepunkte in H-Gas BK

Ermittlung der Kosten aufgrund von zeitlichen Unterschieden zwischen Abgrenzungsstichtag und bilanziellen Umstellungstermin

� Der NB übersendet dem MGV die Summe der Allokationsdaten (im Falle von RLM mit Abrechnungsbrennwert) der betroffenen Ausspeise-punkte ab M+2M-10WT bis spätestens M+3M

� Der MGV prüft, ob externe Regelenergie beschafft werden musste und bewertet die Mengen mit der täglichen Preisdifferenz zwischen H-Gas-und L-Gas-Quality-Produkten (MOL 2)

� Der MGV stellt Rechnung oder Gutschrift an den NB; je nach Verhältnis der Kosten und Erlöse

� Die abgerechnete Ausgleichszahlungen berücksichtigt der NB bei den umlagefähigen Umstellungskosten

Seite 39


Bildung des Netzkontosaldos 0

Einspeisungen Ausspeisungen

Summe NKP zu vorgelagerten NB Summe NKP zu nachgelagerten NB

Netzpufferentleerungen Netzpufferbefüllungen

Speicherausspeisungen Speicherbefüllungen

Mini-MÜT, GÜP und MÜP Einspeisungen Mini-MÜT, GÜP und MÜP Ausspeisungen

Biogaseinspeisungen SLP

Flüssiggaseinspeisungen RLM


Der Saldo setzt sich u.a. aus folgenden Differenzen zusammen:� SLP MMM� Messungenauigkeiten� Mengen aus Brennwertdifferenzen zwischen Bilanzierungs- und

Abrechnungsbrennwert für RLM-Ausspeisepunkte (Erdgas und Biogas)� …

Netzkontosaldo 0 = Einspeisungen - Ausspeisungen

Seite 40


Zeitreihentyp/ Kriterium Deklarationen Allokationen je Tag und ZRT Datenvollständigkeit Qualitative Datenanalyse

SLPAn mindestens 5 Tagen im

Liefermonat ist der Anteil auf nicht deklarierte ZRT gemessen an

den erwarteten Allokationen größer als 3% (RLM bezogen auf

D+1KT Meldung)

Mehr als 5% der erwarteten Allokationen fehlen an mindestens 5 Tagen im

LiefermonatRLMAllokationen bis M+12WT unvollständig oder nicht

eingetroffen

An mindestens 5 Tagen im Liefermonat tritt eine Abweichung von mindestens 25% zwischen der

Summe der D+1KT Allokationen und der Summe der nach M+2M-

10WT finalen Allokation auf

Entry *)

ExitSo

NKPMindestens eine NKP Allokation fehlt an mindestens 5 Tagen im

Liefermonat

Allokationen bis M+21 WT(bzw. M+26WT bei

Marktgebietsüberlappung)unvollständig oder nicht

eingetroffen

An mindestens 5 Tagen im Liefermonat tritt eine Abweichung von mindestens 25% zwischen der Summe der D+1 KT Allokationen

und der Summe der nach M+2M+10WT finalen Allokationen auf. Die Betrachtung erfolgt NKP-

scharf

Intraday RLM (9 Stunden)

Mehr als 5 % der erwarteten Allokationen fehlen an mindestens 5 Tagen im

Liefermonat

An mindestens 5 Tagen im Liefermonat tritt eine Abweichung von mindestens 25% zwischen der

Summe der RLM Intraday (6:00-15:00) Allokationen und der

Summe der finalen Allokationen (9 Stunden) nach Clearing auf

Transparenzliste– Kriterien ab dem 1.10.2016


*) Beinhaltet EntrySo, EntryBio und EntryH2

Seite 41


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Seite 42


Backup


Seite 43


Systematik der täglichen NKA


Tägliche prozentuale NKA im Bereich zwischen 0,0000% und 35,0000%

keine Abrechnung

Tägliche prozentuale NKA >= 35,0001%

Abrechnung vom MGV an den NB (Rechnung)

Tägliche prozentuale NKA im Bereich zwischen -0,0001% bis einschließlich -3,0000%

Auszahlung vom MGV an den NB (Gutschrift

Tägliche prozentuale NKA <= -3,0001%

Keine Auszahlung

Seite 44


Rückabwicklung bei stichtagsbezogener Ablesung - Theorie

Monatsrechnungen

� Rückabwicklung der täglichen NKA erfolgt bis Ende SM+3M, nach Abrechnung der relevanten Mehr-/Mindermengenabrechnungen gegenüber dem MGV (SM = Stichtagsmonat nach/im Monat der NKA)

� Relevante MMM � Rückabwicklung erfolgt nach Eingang und Abrechnung der MMM für den Monat des Stichtages der Ablesung sowie der vorangegangenen elf Monate

Monatsgutschriften

� Rückabwicklung der täglichen NKA erfolgt bis Ende SM+3M (SM = Stichtagsmonat nach/im Monat der NKA)

� Mehr-/Mindermengen müssen nicht (vollständig) vorliegen oder abgerechnet sein


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Rückabwicklung bei rollierender Ablesung- Theorie

Monatsrechnungen

� Rückabwicklung der täglichen NKA erfolgt bis Ende M+8M, nach Abrechnung der relevanten SLP Mehr-/Mindermengenabrechnungen gegenüber dem MGV (M = Monat betroffen von NKA)

� Relevante MMM � Rückabwicklung erfolgt nach Eingang und Abrechnung der MMM für die Monate M bis einschließlich M+5M

Monatsgutschriften

� Rückabwicklung der täglichen NKA erfolgt bis Ende M+8M

� Mehr-/Mindermengen müssen nicht (vollständig) vorliegen oder abgerechnet sein


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BMWi Eckpunktepapier Versorgungssicherheit

Veröffentlichung eines Eckpunktepapiers zur Erdgas-Versorgungssicherheit durch das BMWi am 16.12.2015

BMWi sieht den deutschen Gasmarkt in Hinblick auf Versorgungssicherheit und Kosteneffizienz grundsätzlich gut aufgestellt

Dennoch soll die Versorgungssicherheit mit Erdgas durch eine Stärkung des Regelenergiemarktes verbessert werden

BMWi sieht vor, dass die MGV dies über 2 Produkte darstellen:

� Ausweitung von Long Term Options: Langfristige Regelenergieoptionen für den Gaseinkauf (SystemBuy), die bereits von NCG eingesetzt werden, sollen ausgeweitet werden

� Entwicklung eines Demand Side Managements (DSM): Einführung eines neuen Regelenergieprodukts, durch welches eine nachfrageseitige Reduzierung des Verbrauchs durch Industriekunden angeboten werden kann


Seite 47


Regelenergie über die Börse im eigenen

Marktgebiet (Produkte mit physischer

Erfüllungsrestriktion)

Einbindung des DSM in den Regelenergiemarkt


1Title Market Transactions

Regelenergie über die Börse im eigenen Marktgebiet (Produkte mit Erfüllung am VHP)

2Locational

Market Transactions

Me

rit-

Ord

er

(Be

sch

affu

ngs

ran

gfo

lge

)

Regelenergie über die Börse in angrenzenden

Marktgebieten (z.B. TTF)

Regelenergie über die bilaterale Ausschreibungsplattform

(Produkte mit Erfüllung in definierten Netzzonen: Nur Lokal)

3Locational Market

Transactions

4Flexibility ServicesLongterm options

Langfristige Optionen (LTO) über die bilaterale Ausschreibungsplattform (Produkte mit Erfüllung in definierten Netzzonen: Qualitätsscharf oder Lokal)

DSM

Ko

sten

op

tima

le

Be

scha

ffun

g

Demand Side Management(Produkte mit Erfüllung in

definierten Regelenergiezonen/Netzgebieten oder Lokal)

Hour, RoD- und Day-Produkte

Seite 48


Vertrags- und Kommunikationsbeziehungenbeim DSM


Marktgebiets-verantwortlicher*

Bilanzkreis-verantwortlicher

Lieferant / Transportkunde

Industriekunde

Ausspeisenetz-betreiber

� Abschluss des Regelenergierahmenvertrags� Aufbau einer 24/7-Standardkommunikation� Angebotsabgabe gegenüber dem MGV� Anweisung zur Bereitstellung der

Regelenergie erfolgt im Abruffall� Der BKV ist im Abruffall zur Aufrecht-

erhaltung der Einspeisung verpflichtet� Im Abruffall wird dem BKV eine single-sided

VHPEXIT-Allokation in den BK geschrieben� Angabe eines Mindestzeitraums für erneute

Verfügbarkeit

� Vereinbarung zur Teilnahme am DSM

� Abstimmung der Angebotsparameter (Vorlaufzeiten, erneute Verfügbar-keit, etc.)

� Information über Abruf durch den BKV an den Lieferanten/TK

� Vereinbarung zur Teilnahme am DSM

� Abstimmung der Angebotsparameter (Vorlaufzeiten, erneute Verfügbar-keit, etc.)

� Information über Abruf durch den Lieferanten/TK anden Industriekunden

� Der Lieferant/TKhat den ANB über Teilnahme des/der Industriekunden am DSM zu informieren

� Im Falle eines Abrufs erfolgt außerdem Information über Abrufdauer und -leistung

* Abbildung von Verpflichtungen in der Kooperations-vereinbarung zur Sicherstellung der Informations-verpflichtung desTK an den ANB

Seite 49


Überblick der Angebotsabgabe beim DSM


Parameter Beschreibung Ausprägung

Leistung Angebotene Abschaltleistung min. 10 MWh/h

Regelenergiezone /Netzgebiet

Ort in dem die Leistungsreduzierung erfolgt

NCG: HN,HM,HS,LO, LWGPL: Nowega, GUD-L, GUD-H, Ontras, Gascade, GTG

Preis Preis für einen gesamten Abruf(gas)tag EUR/d

AbruftageAnzahl an Gastagen, an denen ein Abruf erfolgen kann

1 bis Anzahl GastageAusschreibungszeitraum

Vorlaufzeit Angabe der Vorlaufzeit für einen Abruf 1 bis 23 Stunden

Erneute VerfügbarkeitAngabe von Stunden bis zur erneuten Verfügbarkeit im Falle eines Abrufes

1 bis n Stunden

Seite 50


FAQ DSM (1/2)

Hat der VNB ein Veto-Recht?

� Nein

� TK informiert VNB über Teilnahme eines IK am DSM

Wird der VNB im Abruffall informiert?

� Ja

� Information erfolgt durch TK

Welche Endkunden können teilnehmen?

� RLMoT

� RLMmT


Seite 51


FAQ DSM (2/2)

Können Endkunden mit unterbrechbaren Ausspeiseverträgen/Abschaltvereinbarungen am DSM teilnehmen?

� Ja, aber Risiko der „Nicht-Bewirkung“ liegt beim BKV

Sind DSM Vereinbarungen bei der Abgabe der IB zu berücksichtigen?

� Nein

Welche Aufgaben hat VNB im Engpassfall

� Info zum Verfügung stehenden Abschaltpotential im Rahmen von §16 (2) aktualisieren und an vorgelagerten NB weiterleiten


Seite 52


Einführung der Untertägigen Verpflichtungen

Zum 01.10.2016 wird ein System der Untertägigen Verpflichtungen eingeführt, um Händlern einen Anreiz zu geben, Ein- und Ausspeisungen auch untertägig im Gleichgewicht zu halten

Einführung der Untertägigen Verpflichtungen erfolgt auf Grundlage von § 24 der EU-Verordnung Nr. 312/2014 (Network Code Balancing) und Tenor 4 der Festlegung GaBi Gas 2.0 (BK7-14-020)

Mit Einführung der Untertägigen Verpflichtungen zum 01.10.2016 entfällt die Berechnung von Strukturierungsbeiträgen für stündliche BK-Ungleichgewichte


Seite 53


Einführung der Untertägigen Verpflichtungen– Prozess

Zum 01.10.2016 werden stündliche Ungleichgewichte zwischen Ein- und Ausspeisung über den Tag kumuliert und stündlich mit einem eventuell vorhandenen Toleranzband verglichen

Toleranz wird gewährt für RLM-Ausspeisestellen i.H.v. 7,5 % der Tagesmenge als Band in jeder Stunde des Gastages

Die pro Stunde toleranzüberschreitenden Mengen werden dem Betrag nach als bilanzielle Flexibilitätsmenge aufsummiert

Für die so summierte bilanzielle Flexibilitätsmenge ist ein Flexibilitätskostenbeitrag pro MWh zu zahlen

Der Flexibilitätskostenbeitrag wird nur an Gastagen erhoben, an denen durch gegenläufigen RE-Einsatz Kosten für den MGV entstanden sind

Die Höhe des Flexibilitätskostenbeitrags ergibt sich aus der Hälfte der Differenz der mengengewichteten Durchschnittspreise für An- und Verkauf für den Gastag


Seite 54


Einführung der Untertägigen Verpflichtungen– Beispiel RLMmT


0

50

100

150

200

-20

-40

-40

-22

0

-24

0

-24

0

-400

-300

-200

-100

0

4 M

Wh

28

MW

h

41

2 M

Wh

41

2 M

Wh

0

100

200

300

400

VHP-Entry

RLMmT

Saldo innerhalb Toleranz

Saldo außerhalb Toleranz

2880 MWh

2880 MWh

I. Bilanzkreis: Entry / Exit

II. Kumulierter Bilanzkreis-Saldo

III. Bilanzielle Flexibilitätsmenge

Entry = 16h x 100MWh + 8h x 160MWh = 2880MWhExit = 24h x 120 MWh = 2880MWh

Toleranz = 7,5% x RLMmT = 7,5% x 2880MWh = ±216MWh

Saldo = 16h x -20MWh + 8h x +60MWh

» Stündlicher BK-Saldo (Entry - Exit) wird über den Tag kumuliert

» Vergleich Saldo gegen Toleranz (+/- 7,5%)

» Toleranzüberschreitung wird nach Betrag aufsummiert

» Summe ist bilanzielle Flexibilitätsmenge

I.

II.

III. 22

0 -

21

6 =

4 M

Wh

Abgerechnete bilanzielle

Flexibilitätsmenge

Seite 55


Einführung der Untertägigen Verpflichtungen– Kostenberechnung


Tag D Preis Regelenergiemenge Kosten (+) / Erlöse (-)

Kauf 30 € 250 MWh 7.500 €

Kauf 50 € 250 MWh 12.500 €

Zwischensumme Kauf 500 MWh 20.000 €

Verkauf 25 € - 60 MWh -1.500 €

Verkauf 12,5 € - 40 MWh -500 €

Zwischensumme Verkauf - 100 MWh -2.000 €

Ø-Preis Regelenergie-Einkauf: 20.000 € / 500 MWh = 40 €/MWh

Ø-Preis Regelenergie-Verkauf: 2.000 € / 100 MWh = 20 €/MWh

Flexibilitätskostenbeitrag (nie negativ: sonst 0):½ x (Einkaufspreis - Verkaufspreis) = ½ x (40 €/MWh - 20 €/MWh) = 10 €/MWh

Vereinfachtes Rechenbeispiel zur Ermittlung der Flexibilitätskosten

Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet - Thyssengas · 2016. 6. 2. · Jan Albin 02102 / 59796 – 950...

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Transcript of Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet - Thyssengas · 2016. 6. 2. · Jan Albin 02102 / 59796 – 950...