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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
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
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
Regulatorischer Überblick
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
Regulatorischer Überblick
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.
Regulatorischer Überblick
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
Einspeisungen aus anderen
Bilanzkreisen (BK)
Einspeisungen aus anderen
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
Regulatorischer Überblick
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
Regulatorischer Überblick
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
Regulatorischer Überblick
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
Regulatorischer Überblick
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
Regulatorischer Überblick
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
Regulatorischer Überblick
-180 MW
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.
19
Regulatorischer Überblick
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
Regulatorischer Überblick
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
Regulatorischer Überblick
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
Regulatorischer Überblick
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 Kooperationsvereinbarung Gas
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)
Die Kooperationsvereinbarung Gas
Kooperationsvereinbarung VIII – Wesentliche Änderungen 2015
26
Teil Änderungsbedarf Regelungen
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)
Die Kooperationsvereinbarung Gas
Kooperationsvereinbarung VIII – Wesentliche Änderungen 2015
27
Teil Änderungsbedarf Regelungen
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)
Die Kooperationsvereinbarung Gas
Kooperationsvereinbarung VIII – Wesentliche Änderungen 2015
28
Teil Änderungsbedarf Regelungen
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
Die Kooperationsvereinbarung Gas
Kooperationsvereinbarung VIII – Wesentliche Änderungen 2015
29
Teil Änderungsbedarf Regelungen
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
Die Kooperationsvereinbarung Gas
Kooperationsvereinbarung VIII – Wesentliche Änderungen 2015
30
Teil Änderungsbedarf Regelungen
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)
Die Kooperationsvereinbarung Gas
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
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
Bilanzkreismanagement
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
Bilanzkreismanagement
Marktrollen Bilanzkreismanagement Gas
35
Gemäß Leitfaden Marktprozesse Bilanzkreismanagement Gas
Die Kooperationsvereinbarung Gas
Reguliert
Nicht reguliert
15:30 – 16:00 Bilanzkreismanagement im Unternehmen 6
15:00 – 15:30 Kapazitätsmanagement 5
13:00 – 15:00 Aufgaben des Bilanzkreismanagements – Erweiterung 4
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
10:30 – 11:00 Aufgaben des Bilanzkreismanagements 3
10:00 – 10:30 Bilanskreismanagement – warum? 2
09:30 – 10:00 Regulatorischer Überblick 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
15:30 – 16:00 Bilanzkreismanagement im Unternehmen 6
15:00 – 15:30 Kapazitätsmanagement 5
13:00 – 15:00 Aufgaben des Bilanzkreismanagements – Erweiterung 4
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
10:30 – 11:00 Aufgaben des Bilanzkreismanagements 3
10:00 – 10:30 Bilanskreismanagement – warum? 2
09:30 – 10:00 Regulatorischer Überblick 1
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
Initiale Tätigkeiten 2
42
Aufbau Bilanzkreismanagement
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
Initiale Tätigkeiten 3
43
Aufbau Bilanzkreismanagement
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
Initiale Tätigkeiten 4
44
Aufbau Bilanzkreismanagement
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
15:30 – 16:00 Bilanzkreismanagement im Unternehmen 6
15:00 – 15:30 Kapazitätsmanagement 5
13:00 – 15:00 Aufgaben des Bilanzkreismanagements – Erweiterung 4
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
10:30 – 11:00 Aufgaben des Bilanzkreismanagements 3
10:00 – 10:30 Bilanskreismanagement – warum? 2
09:30 – 10:00 Regulatorischer Überblick 1
Agenda
45
Realisierung
Kurzfrist-
Optimierung
Bezugsfahrplan-
geschäfte
Transportvorgänge
Einspeicherung
Ausspeicherung
Eigenimport
6
Überblick tägliche Tätigkeiten des operativen
Bilanzkreismanagements
46
Operatives Bilanzkreismanagement
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
Operatives Bilanzkreismanagement
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
Systemunterstützung:
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
Operatives Bilanzkreismanagement
Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung
Abwicklung
Fahrplangeschäfte
Prognose RLM-Last
Übernahme SLP-Last
Ermittlung der
Gesamtlast
Realisierung
Kurzfrist-
Optimierung
Kurzfristoptimierung
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
Ergebnisse des Prozesses:
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
Operatives Bilanzkreismanagement
Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung
Abwicklung
Fahrplangeschäfte
Prognose RLM-Last
Übernahme SLP-Last
Ermittlung der
Gesamtlast
Realisierung
Kurzfrist-
Optimierung
Kurzfristoptimierung
Prozesse des operativen BKM 3. Abwicklung Abgabe-Fahrplangeschäfte 2
Systemunterstützung:
Kommunikationsserver (zum Empfang und Versand von EDIFACT-Meldungen)
Nominierungsmanagementsystem
Bilanzkreismanagementsystem
Komplexität:
Enge Fristen
Automatisierung des Prozesses
Anm.: Details zu Nominierungsprozessen siehe auch Prozessschritt „Realisierung Kurzfrist-Optimierung“
50
Operatives Bilanzkreismanagement
Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung
Abwicklung
Fahrplangeschäfte
Prognose RLM-Last
Übernahme SLP-Last
Ermittlung der
Gesamtlast
Realisierung
Kurzfrist-
Optimierung
Kurzfristoptimierung
Exkurs: Nominierungsarten und Datenformate
51
Operatives Bilanzkreismanagement
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*
(NOMINT/CONTRL/NOMRES)
Speichernominierung**
(NOMINT/CONTRL/NOMRES)
* 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
Ergebnisse des Prozesses:
Stundenzeitreihen der im Portfoliomanagement zur Vertragsbewirtschaftung erforderlichen Lastaggregate (denkbar: ein Summenlastgang sowie gesonderte Lastgänge für jede unterbrechbare Last)
Systemunterstützung:
Bilanzkreismanagementsystem
52
Operatives Bilanzkreismanagement
Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung
Abwicklung
Fahrplangeschäfte
Prognose RLM-Last
Übernahme SLP-Last
Ermittlung der
Gesamtlast
Realisierung
Kurzfrist-
Optimierung
Kurzfristoptimierung
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
Ergebnisse des Prozesses:
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
Operatives Bilanzkreismanagement
Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung
Abwicklung
Fahrplangeschäfte
Prognose RLM-Last
Übernahme SLP-Last
Ermittlung der
Gesamtlast
Realisierung
Kurzfrist-
Optimierung
Kurzfristoptimierung
Prozesse des operativen BKM 5. Kurzfristoptimierung Gesamtlast 2
Systemunterstützung:
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
Operatives Bilanzkreismanagement
Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung
Abwicklung
Fahrplangeschäfte
Prognose RLM-Last
Übernahme SLP-Last
Ermittlung der
Gesamtlast
Realisierung
Kurzfrist-
Optimierung
Kurzfristoptimierung
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
Ergebnisse des Prozesses:
(Sofern nur am VP gekauft wird) Nominierungsbestätigung des Marktgebietsverantwortlichen über die via Fahrplangeschäft am VP bezogenen stündlichen Mengen je Handelspartner*
55
Operatives Bilanzkreismanagement
Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung
Abwicklung
Fahrplangeschäfte
Prognose RLM-Last
Übernahme SLP-Last
Ermittlung der
Gesamtlast
Realisierung
Kurzfrist-
Optimierung
Kurzfristoptimierung
Prozesse des operativen BKM 6. Realisierung Kurzfristoptimierung 2
Systemunterstützung:
Bilanzkreismanagementsystem
Nominierungsmanagementsystem
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
Operatives Bilanzkreismanagement
Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung
Abwicklung
Fahrplangeschäfte
Prognose RLM-Last
Übernahme SLP-Last
Ermittlung der
Gesamtlast
Realisierung
Kurzfrist-
Optimierung
Kurzfristoptimierung
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
Ergebnisse des Prozesses:
vom Marktgebietsverantwortlichen bestätigte Renominierungen
ggf. Lastreduktion (Unterbrechung/Einschränkung) bei Letztverbrauchern
57
Operatives Bilanzkreismanagement
Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung
Abwicklung
Fahrplangeschäfte
Prognose RLM-Last
Übernahme SLP-Last
Ermittlung der
Gesamtlast
Realisierung
Kurzfrist-
Optimierung
Kurzfristoptimierung
Bilanzkreisüberwachung und Renominierung:
Auslöser und Aktionsmöglichkeiten
58
Operatives Bilanzkreismanagement
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
Unterbrechung oder Einschränkung von
Bezugsverträgen
Unterbrechung oder Einschränkung von
(unterbrechbaren) Transport- und/oder
Speicherverträgen
Unterbrechung oder Einschränkung von
(unterbrechbaren) Transport- und/oder
Speicherverträgen
Renominierung von Bezugs- oder
Speicherverträgen
Renominierung von Bezugs- oder
Speicherverträgen
Kurzfristige Handelstätigkeit Kurzfristige Handelstätigkeit
Unterbrechung oder Einschränkung von
unterbrechbaren Abgabeverträgen an
Weiterverteiler
Unterbrechung oder Einschränkung von
unterbrechbaren Abgabeverträgen an
Weiterverteiler
Unterbrechung oder Einschränkung von
Abgabeverträgen an Letztverbraucher
Unterbrechung oder Einschränkung von
Abgabeverträgen an Letztverbraucher
Entscheidung
über erforderliche
Aktionen
Beispiel: Intraday-Renominierung
(bei Veränderung einer Einspeisenominierung)
59
Operatives Bilanzkreismanagement
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
Operatives Bilanzkreismanagement
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
Operatives Bilanzkreismanagement
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)
Verbesserte RLM-Prognose auf Basis neuer
Informationen:
Aktualisierte Temperaturprognose für D
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
Wirktermin: 06:00 h des Folgetags
Zweiter D-Prozess (= Renominierung für D)
Zweiter D-Prozess (= Renominierung für D)
Zweite Renominierung für D (am laufenden Gastag)
Verbesserte RLM-Prognose auf Basis neuer
Informationen:
Aktualisierte Temperaturprognose für D
RLM-Ist-Daten für D-1
Wirktermin: frühestens 17:00 h des aktuellen Gastages
Zweite Renominierung für D (am laufenden Gastag)
Verbesserte RLM-Prognose auf Basis neuer
Informationen:
Aktualisierte Temperaturprognose für D
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:
Aktualisierte Temperaturprognose für D
Wirktermin: 06:00 h des Folgetags
Erste Renominierung für D (am Vortag)
Verbesserte Grundlage für die Lastermittlung:
Aktualisierte Temperaturprognose für D
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)
Verbesserte RLM-Prognose auf Basis neuer
Informationen:
Aktualisierte Temperaturprognose für D
Untertägige RLM-Ist-Daten für D (06:00 h – 12:00 h)
Wirktermin: frühestens 22:00 h des aktuellen Gastages
Dritte Renominierung für D (am laufenden Gastag)
Verbesserte RLM-Prognose auf Basis neuer
Informationen:
Aktualisierte Temperaturprognose für D
Untertägige RLM-Ist-Daten für D (06:00 h – 12:00 h)
Wirktermin: frühestens 22:00 h des aktuellen Gastages
Prozesse des operativen BKM 7. Statusüberwachung und Renominierung 2
Systemunterstützung:
Prognosesystem
Bilanzkreismanagementsystem
Nominierungsmanagementsystem
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
Operatives Bilanzkreismanagement
Überwachung Bilanzkreisstatuts/Renominierung
Abwicklung
Fahrplangeschäfte
Prognose RLM-Last
Übernahme SLP-Last
Ermittlung der
Gesamtlast
Realisierung
Kurzfrist-
Optimierung
Kurzfristoptimierung
15:30 – 16:00 Bilanzkreismanagement im Unternehmen 6
15:00 – 15:30 Kapazitätsmanagement 5
13:00 – 15:00 Aufgaben des Bilanzkreismanagements – Erweiterung 4
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
10:30 – 11:00 Aufgaben des Bilanzkreismanagements 3
10:00 – 10:30 Bilanskreismanagement – warum? 2
09:30 – 10:00 Regulatorischer Überblick 1
Agenda
63
Überblick qualitätssichernde Tätigkeiten im
Bilanzkreismanagement
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
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BP
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BP
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+17 W
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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
Die Zeitreihen (1/3) mit Relevanz für den BKV
70
Qualitätssicherung
Nr.
Ab
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BP
+2M
+17 W
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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
Die Zeitreihen (1/3) mit Relevanz für den BKV
71
Qualitätssicherung
Nr.
Ab
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To
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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
Ausspeisenetzbetreiber
Gastag
Jede Kombination aus:
Zeitreihentyp
Bilanzkreis bzw. Sub-Bilanzkonto
Ausspeisenetzbetreiber
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
Entnahmestellen-scharfe Abrechnungsmesswerte
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
Prüfung Bilanzkreisabrechnung
Ausgleichsenergiepreise – Entwicklung seit 01.10.2008
83
Qualitätssicherung
Ab 01.04.20010Mitteilung Nr.4
Positive Ausgleichsenergie Faktor 1,2
Prüfung Bilanzkreisabrechnung
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
Prüfung Bilanzkreisabrechnung
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
Prüfung Bilanzkreisabrechnung
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)
15:30 – 16:00 Bilanzkreismanagement im Unternehmen 6
15:00 – 15:30 Kapazitätsmanagement 5
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
13:00 – 13:30 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
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
3. Zusätzliche Datenbedarfe:
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
4. Zusätzliche Datenbedarfe:
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.
15:30 – 16:00 Bilanzkreismanagement im Unternehmen 6
15:00 – 15:30 Kapazitätsmanagement 5
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
13:00 – 13:30 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
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
2. Zusätzliche Datenbedarfe:
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“)
3. Zusätzliche Datenbedarfe:
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
4. Zusätzliche Datenbedarfe:
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
15:30 – 16:00 Bilanzkreismanagement im Unternehmen 6
15:00 – 15:30 Kapazitätsmanagement 5
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
13:00 – 13:30 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
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
Bilanzkreisabwicklung über Biogasbilanzkreise
Biogasbilanzierung – Bilanzkreisführung
95
Belieferung mit Biogas
Wird nachgereicht
Quelle: Gaspool
Bilanzkreisabwicklung über Biogasbilanzkreise
Biogasbilanzierung – Übertragung von Flexibilitäten
Flexibilitäten können gehandelt werden
Biogas-Flexibilitätsplattform der MGVs
96
Belieferung mit Biogas
Quelle: Gaspool
Biogaskostenwälzungsbetrag [in €/kWh/h/a]
97
Belieferung mit Biogas
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
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
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
Kapazitätsmanagement
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
Kapazitätsmanagement
Renominierungsbeschränkung 2
102
Kapazitätsmanagement
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
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
103
Schnittstellen Bilanzkreismanagement zu anderen Einheiten im
Unternehmen
104
BKM im Unternehmen
Bilanzkreismanagement
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
Bilanzkreismanagements
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
Bilanzkreismanagements
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
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Regelenergieeinsatz Marktgebiet NCG (H-Gas)
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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