Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen Teil 1: Aktuelles … · 2013. 9. 9. · Jan Albin +49 (0)2102 ... 2012‐12 Summe SLP 100.000.000 kWh 2012‐12 NKABW 4% % aggregierte

Marktgebietsweite regionale NetzbetreibertreffenTeil 1: Aktuelles im Marktgebiet

Market, Juni 2013

Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet

NetConnect Germany im ÜberblickNetConnect Germany im Überblick

Firmierung NetConnect Germany GmbH & Co KGFirmierung NetConnect Germany GmbH & Co. KG

Shareholder Open Grid Europe GmbH 35%, bayernets GmbH 18%,GRTgaz Deutschland GmbH 10% Fluxys TENP GmbH 10%GRTgaz Deutschland GmbH 10%, Fluxys TENP GmbH 10%,

terranets bw GmbH 10%, Thyssengas GmbH 17%,

Sitz Ratingen

Geschäftsführung Torsten Frank, Jörg Honsel, Klaus Parringer

Geschäftsaufnahme 01. Oktober 2008

Anzahl Mitarbeiter 52 (Anfang 2013)

Kerngeschäft • RegelenergiemanagementKerngeschäft • Regelenergiemanagement• Bilanzkreismanagement• Bereitstellung und Betrieb des VHP „NCG“

Teil 1: Aktuelles im MarktgebietMarktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 2

L it

Ihre Ansprechpartner im Bereich Market

Hotline Market +49 (0)2102 59796 ‐ 780 market@net‐connect‐germany.com

Leitung

Markus Sammut markus.sammut@net‐connect‐germany.com

f k market@net connect germany.com

Referenten Kundenbeziehungen

Maria Miese

Referenten Market Stephan Alaerds +49 (0)2102 / 59796 ‐ 36 stephan.alaerds@net‐connect‐germany.com

+49 (0)2102 / 59796 ‐ 61 maria.miese@net‐connect‐germany.com

Galina Schreiner +49 (0)2102 / 59796 ‐ 85

Jan Albin +49 (0)2102 / 59796 ‐ 50 jan.albin@net‐connect‐germany.com

Ina Domin galina.schreiner@net‐connect‐germany.com

Carolin Tuppat +49 (0)2102 / 59796 ‐ 32 carolin.tuppat@net‐connect‐germany.com

+49 (0)2102 / 59796 ‐ 18 ina.domin@net‐connect‐germany.com

Bijan Glander +49 (0)2102 / 59796 ‐ 19 ca o tuppat@ et co ect ge a y co +49 (0)2102 / 59796 19 bijan.glander@net‐connect‐germany.com

Claudia Hesse +49 (0)2102 / 59796 ‐ 51 claudia hesse@net connect germany com

Referenten Datenanalyse

Dmitriy Mangul dmitriy mangul@net‐connect‐germany com claudia.hesse@net‐connect‐germany.com

Michael Kutz +49 (0)2102 / 59796 ‐ 44 michael.kutz@net‐connect‐germany.com

dmitriy.mangul@net connect germany.com

Dr. Claus‐Michael Scheyda claus‐michael.scheyda@net‐connect‐germany.com


AgendaAgenda

1. Änderungen durch die KoV VIg

a. Leitfaden Bilanzkreismanagement

b Leitfaden Standardlastprofileb. Leitfaden Standardlastprofile

2. Aktueller Stand Netzkontenabrechnung

3. Auswirkungen des Europäischen Netzwerkcodes

4. Neuerungen im NCG Datenportalg p


Neuerungen mit der KoV VINeuerungen mit der KoV VI

Themenblöcke im ÜberblickThemenblöcke im Überblick

Anpassung Netzkontenabrechnung

Anpassung Clearingprozess

Neue IndikationBilanzkreisabrechnung

Wegfall von vierNeuer Zeitreihentyp Anpassung Referenzpreise Wegfall von vier

Biogas‐Zeitreihentypen„Entry Wasserstoff, physisch“


Aktueller Diskussionsstand KoV VI (1/4)Aktueller Diskussionsstand KoV VI (1/4)

Thema KoV V KoV VIErläuterungspflicht gaswirtschaftlich unüblicher Netzkontosalden

‐ NB hat auf Anfrage MGV Gründe für Abweichung darzustellen. Dazu gehören auch Informationen zu den SLP‐Typen und Temperaturstationen

Veröffentlichung von NB in Aggregierte Betrachtung Marktgebietsscharfe

rechnu

ng Marktgebietsüberlappung Betrachtung

Struktur Netzkontenauszug ‐ Datenteil

Alle Qualitäten werden angezeigt

Nur noch Anzeige der „Best‐of“‐Spur und Kennzeichnung von E t t

konten

abr Ersatzwerten

Abrechnungssystematik bei marktgebietsüberlappenden Netzbetreibern

Marktgebietsscharfe Ab‐rechnung erfolgt, wenn Schwellenwert bei aggregierter

Wenn in aggregierter Betrach‐tung Schwellenwert >+10% beträgt dann werden immer

Netzk Netzbetreibern Schwellenwert bei aggregierter

Betrachtung >+10% und in dem MG eine >+10% Schwellen‐überschreitung vorliegt

beträgt, dann werden immerbeide MG in Höhe der jeweiligen pos. Schwellenwert‐überschreitungen abgerechnet


Anpassung Abrechnungssystematik beiAnpassung Abrechnungssystematik bei marktgebietsüberlappenden Netzbetreibern (1/2)

S h ll tMarktgebiet NCG

Monat Zeitreihe Summe Einheit2012‐12 DIFFERENZ 90.000.000 kWh2012‐12 Summe SLP 400 000 000 kWh

Schwellenwert‐überschreitungim MG NCG

2012‐12 Summe SLP 400.000.000 kWh2012‐12 NKABW 23% %

Marktgebiet Gaspool

Monat Zeitreihe Summe Einheit Negatives Saldo im 2012‐12 DIFFERENZ ‐3.000.000 kWh2012‐12 Summe SLP 100.000.000 kWh2012‐12 NKABW ‐3% %

aggregierte Betrachtung

MG Gaspool

Schwellenwert‐

Monat Zeitreihe Summe Einheit2012‐12 aggregierte Differenz 87.000.000 kWh2012‐12 aggregierte SLP 500.000.000 kWh2012‐12 aggregierte NKABW 17% %

überschreitungauch aggregiert

Ab h t i H2012‐12 aggregierte NKABW 17% %

Abrechnung Zeitreihe Summe EinheitMG NCG NKABR 87.000.000 kWhMG Gaspool NKABR kWh

Abrechnungswert i.H. aggregierten Saldos


MG Gaspool NKABR ‐ kWh

Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen 7

Anpassung Abrechnungssystematik beiAnpassung Abrechnungssystematik bei marktgebietsüberlappenden Netzbetreibern (2/2)

S h ll tMarktgebiet NCG

Monat Zeitreihe Summe Einheit2012‐12 DIFFERENZ 90.000.000 kWh2012‐12 Summe SLP 400 000 000 kWh

Schwellenwert‐überschreitungim Marktgebiet NCG

2012‐12 Summe SLP 400.000.000 kWh2012‐12 NKABW 23% %

Marktgebiet Gaspool

Monat Zeitreihe Summe Einheit Positives Saldo im2012‐12 DIFFERENZ 4.000.000 kWh2012‐12 Summe SLP 100.000.000 kWh2012‐12 NKABW 4% %

aggregierte Betrachtung

Marktgebiet Gaspool

Schwellenwert‐

Monat Zeitreihe Summe Einheit2012‐12 aggregierte Differenz 94.000.000 kWh2012‐12 aggregierte SLP 500.000.000 kWh2012‐12 aggregierte NKABW 19% %

überschreitungauch aggregiert

I b id MG2012‐12 aggregierte NKABW 19% %

Abrechnung Zeitreihe Summe EinheitMG NCG NKABR 90.000.000 kWhMG Gaspool NKABR 4 000 000 kWh

In beiden MG Abrechnung i.H. des jeweiligen Saldos


MG Gaspool NKABR 4.000.000 kWh



Thema KoV V KoV VIReduzierung Clearinggrenze für SLP Mengen

Absoluter Wert:50.000 kWh


Reduzierung Clearinggrenze Absoluter Wert: Absoluter Wert:

ess

Reduzierung Clearinggrenze für physische Punkte


Absoluter Wert:500 kWh

Keine Prüfung der Clearinggrenzen bei

Nur am Anfang eines Liefermonats

Generell bei Übermittlung von 0“‐Werten

aringproze Clearinggrenzen bei

übermittelten „0“‐WertenLiefermonats „0 ‐Werten

Karenzzeit für den Versand von Clearingnummern

Neuversand innerhalbvon 24 Std.

Clearingnummer ist nach Annahmenur einmalig gültig

Clea

von Clearingnummern von 24 Std. nur einmalig gültig

Clearing‐Bearbeitungszeit für Netzbetreiber

‐ Unzumutbarkeitsregel: Netzbetreiber kann am letzten Tag der Clearing‐Frist eingehende Clearingfälle ablehneneingehende Clearingfälle ablehnen.

Information an Netzbetreiber über möglichen Clearingfall

‐ Bei Beantragung einer Clearingnummer erhalten NB Informationen über ZRT, Zeitraum und BK‐Code (Portal / Mail)


( / )



Thema KoV V KoV VI

dikatio

n Indikation des vorläufigen Rechnungsbetrags an BKV

‐ BKV wird an M+15 WT über zu erwartende Höhe der Bilanzkreisabrechnung je RBK i f i (P M il d D l)In

d informiert (Per Mail oder Datenportal)

aten Veröffentlichung von

Ansprechpartner für‐ Veröffentlichung der Kontaktdaten der

für Allokationsdaten zuständigen

Kontaktda Ansprechpartner für

Allokationsdaten & Clearingfür Allokationsdaten zuständigen Mitarbeiter bei den NB und BKV auf der Website/Portalen der MGV

Kzpreise Import der Referenzpreise

und Veröffentlichung der Mehr‐/Mindermengenpreise

40 KT lang werden für jeden Handelstag Referenzpreise erneut

Referenzpreise und alle abhängigen Preise werden an M+10WT‐1KT(23:59 Uhr) eingefroren

Referenz

/ g pund Referenzpreise

pimportiert und zur weiteren Preisbildung berücksichtigt

( ) g



Thema KoV V KoV VIZRT „Entry Wasserstoff, physisch“ ‐ Der neue ZRT „Entry Wasserstoff, physisch“

hat analoge Eigenschaften wie ZRT „Entry Biogas, physisch“

Biogas

Wegfall Bio‐ZRT:• Entry Biogas MÜP

ZRT werden verarbeitet

ZRT werden für Zeiträume ab 01.10.13 nicht mehr verwendet aber fürEntry Biogas MÜP

• Exit Biogas MÜP• Entry VHP Biogas• Exit VHP Biogas

verarbeitet und im Datenportal angezeigt

mehr verwendet aber für Monatsmeldung/Clearing von Vergangenheitswerten weiter akzeptiert

hand

el Beim Handel mit gasqualitäts‐scharfen Börsenprodukten müssen der abgebende und

‐ Kein Ausgleich solcher Geschäfte durch bilanzielle Konvertierung; der MGV kann Handelsdaten von der Börse zur Prüfung der

Börsen

h gaufnehmende BKV einen physischen Effekt bewirkenbzw. durch Dritte bewirken

gEinhaltung anfordern sowie beim BKV einen Nachweis über den physischen Effekt anfragen (primär für RE‐Einsatz)


AgendaAgenda


a. Leitfaden Bilanzkreismanagement

b Leitfaden Standardlastprofileb. Leitfaden Standardlastprofile


3. Auswirkungen des Europäischen Netzwerkcodes

4. Neuerungen im NCG Datenportalg p


Anwendung 04er“ Profile für Haushalt und GewerbeAnwendung „04er Profile für Haushalt und Gewerbe

SLP‐Profile mit erhöhtem Heizgasanteil („04“):g ( )• Ergebnis der „BDEW‐Umfrage zum SLP‐Verfahren 2011“ (Sommer 2012):

Verwendung der „04“‐er Profile wurde von den NB bisher nur zögerlich umgesetztumgesetzt

• „Sommer/Winter“‐Effekt, auch im GWJ 2011/2012 deutlich zu erkennen• „04“ wird neues Regelprofil: Alle NB, die eine Profilvergabe ohne weitere g p g

Prüfung der Ausprägung durchgeführt haben, sind spätestens ab dem 01.10.2013 verpflichtet, sämtliche SLP auf „04“ umgestellt zu haben

• Bei signifikanten Schiefständen und• Bei signifikanten Schiefständen undAnwendung eines „03“‐er Profils istdem MGV auf Verlangen nachzuweisen,

d V d d

1 2 3 4 5

warum von der Verwendung desRegelprofils „04“ abgewichen wird

Heizgasanteil


Neues SLP Profil 05“: Hoher HeizgasanteilNeues SLP‐Profil „05 : Hoher Heizgasanteil

SLP‐Haushaltsprofile:p• Erweiterung der möglichen Ausprägungen für Haushaltsprofile von den

bestehenden „03“ und „04“ (mittlerer/erhöhter Heizgasanteil) um die neue Ausprägung „05“ (hoher Heizgasanteil)

• Veröffentlichung des Profil ab 01.10.2013 im SLP‐Leitfaden;Anwendung in edig@s Nachrichten voraussichtlich ab 01 04 2014Anwendung in edig@s‐Nachrichten voraussichtlich ab 01.04.2014

• Anwendung der jeweiligen Ausprägung (Haushalt und Gewerbe) muss netzbezogen untersucht werdeng(siehe SLP‐Leitfaden, Kap. 2) 1 2 3 4 5

Heizgasanteil


AgendaAgenda



3 Auswirkungen des Europäischen Netzwerkcodes3. Auswirkungen des Europäischen Netzwerkcodes

4. Neuerungen im NCG Datenportal


Netzkontenabrechnung:Netzkontenabrechnung:Hintergrund und Ziele

Vollständige Ablösung der Abrechnungs‐, Meldungs‐ und Veröffentlichungssystematik von Mitteilung Nr. 4 der BNetzA zum 01.10.2012M Nr.4

Verbesserung der Allokationsgüte

g y g

NKA Verbesserung der Allokationsgütebei der Anwendung von Standardlastprofilen (SLP) durch die Netzbetreiber

Reduktion der Schiefstände

NKA

Reduktion der Schiefständeder Netzkonten durch Anreizsetzung zur Verbesserung der Datenqualität und zum Erreichen einer verlässlicheren Datenübermittlung

NKA

Verminderung des Regelenergiebedarfsdurch verbesserte Prognose der NetzbetreiberNKA


Exkurs: Entstehung von RegelenergieExkurs: Entstehung von Regelenergie

• Bilanzkreisschiefstände• Bilanzkreisverantwortlichemüssen RLM‐Mengen am Vortag prognostizieren

und entsprechende Eingangsmengen nominieren; Differenzen (Mehr‐/Mindermengen) zwischen Prognose und tatsächlichem Verbrauch führen/Mindermengen) zwischen Prognose und tatsächlichem Verbrauch führen zum Einsatz von interner und/oder externer Regelenergie

• Qualitätsübergreifende Bilanzkreiskonstrukte (H‐ und L‐Gas) können durch Inanspruchnahme von bilanzieller Konvertierung gegenläufigen RegelenergieInanspruchnahme von bilanzieller Konvertierung gegenläufigen Regelenergie‐Einsatz (Kauf und Verkauf je Gasqualität) hervorrufen

• NetzkontoschiefständeNetzkontoschiefstände• Die Netzbetreibermüssen SLP‐Mengen am Vortag prognostizieren und diese

Mengen werden von Bilanzkreisverantwortlichen beschafft; Differenzen (M h / Mi d ) i h P d ä hli h V b h(Mehr‐/ Mindermengen) zwischen Prognose und tatsächlichem Verbrauch führen zum Einsatz von interner und/oder externer Regelenergie



Exkurs: Kumulierte RegelenergiekostenExkurs: Kumulierte Regelenergiekosten(inkl. Leistungspreise) [GWJ 12/13]300 Mio €

250 Mio. €

300 Mio. €Commodity‐Kosten

Leistungspreis(Rest of Day): H‐Gas

200 Mio. €

(Rest of Day): H GasLeistungspreis(Rest of Day): L‐GasLeistungspreis (UntertägigeS k i ) L G

100 Mio. €

150 Mio. € Strukturierung): L‐Gas

50 Mio. €

‐ €


Stand: 08.05.2013


Netzkontoabrechnung: Okt 12 bis Jan 13Netzkontoabrechnung: Okt 12 bis Jan 13

27018 Mio. € 27018 Mio. €Okt‐12 Nov‐12 Dez‐12 Jan‐13

180

210

240

12 Mio. €

14 Mio. €

16 Mio. €

180

210

240

12 Mio €

14 Mio. €

16 Mio. €osum

me

120

150

180

8 Mio. €

10 Mio. €

12 Mio. €

120

150

180

8 Mio. €

10 Mio. €

12 Mio. € Anzahl Nethn

ende

Euro

30

60

90

2 Mio. €

4 Mio. €

6 Mio. €

30

60

90

2 Mio €

4 Mio. €

6 Mio. €

zeAb

zurech

0

30

‐ €

2 Mio. €

Okt‐12 Nov‐12 Dez‐12 Jan‐13

Okt‐12 Nov‐12 Dez‐12 Jan‐13

0

30

‐ €

2 Mio. €

Anzahl Gemeldet 226 232 234 177Anzahl Abgerechnet 37 59 68 44Anzahl Veröffentlicht 3 3 1 1Abzurechnende Euro 3,1 Mio. € 12,5 Mio. € 16,0 Mio. € 8,9 Mio. €


Verlauf NetzkontenabrechnungVerlauf Netzkontenabrechnung

NKABW > +10%im Marktgebiet NCG

11/2012: 6710/2012: 43

Abgerechnet = 59, davon• Analytiker: 0• Marktgebietsüberlappende Netzkonten: 6Nicht abgerechnet = 8

Abgerechnet = 37, davon• Analytiker: 3• Marktgebietsüberlappende Netzkonten: 2Nicht abgerechnet = 6 g

• Plausible SSQNOT liegt vor: 1• NKABW aggregiert < 10%: 7

g• Plausible SSQNOT liegt vor: 1• NKABW aggregiert < 10%: 5

/ /Abgerechnet = 44, davon• Analytiker: 0

Abgerechnet = 68, davon• Analytiker: 0

12/2012: 91 01/2013: 53

• Marktgebietsüberlappende Netzkonten: 4Nicht abgerechnet = 9• Plausible SSQNOT liegt vor: 1• NKABW aggregiert < 10%: 8

• Marktgebietsüberlappende Netzkonten: 5Nicht abgerechnet = 23• Plausible SSQNOT liegt vor: 14• NKABW aggregiert < 10%: 9


Häufigkeit von NK AbrechnungenHäufigkeit von NK‐Abrechnungen

12%

6%

3%Nicht abgerechneteinfache Abrechnung3%

2%einfache Abrechnungzweifache Abrechnungdreifache Abrechnung

77%

vierfache Abrechnung

77%Monate Oktober 2012 –

Januar 2013


Analyse potenzieller AbrechnungsgründeAnalyse potenzieller Abrechnungsgründe

F hl h f SLP N ll ll k iFehlerhafte SLP‐Nullallokationen

EDM‐Probleme

Probleme mit der Prognosetemperatur

Repräsentative Temperaturmessstation wurde geschlossen

Keine Anpassung der KundenwerteKeine Anpassung der Kundenwerte

Systematischer Fehler in den Kundenwerten

NKA‐Systematik nicht bekannt


AgendaAgenda






Bedeutung des Network Code on Gas Balancing“Bedeutung des „Network Code on Gas Balancing

• Der „Network Code on Gas Balancing in T i i S t “ t llt d R l kTransmission Systems“ stellt das Regelwerk zur kommenden Harmonisierung der europäischen Bilanzierungssysteme dar

• Dem Network Code muss eine hohe Bedeutung beigemessen werden; dieser wird voraussichtlich 2015 in Deutschland rechtsverbindlich und ist2015 in Deutschland rechtsverbindlich und istdamit vom Markt umzusetzen

• Der Network Code wird durch den europäischen b d d l i b ib llVerband der Fernleitungsnetzbetreiber erstellt

und durch die Interessenvertreter in Form von Workshops und Konsultationen begleitet

• Derzeit befindet sich der Network Code im Komitologieverfahren der EU‐Kommission zur finalen Freigabe


finalen Freigabe


Der Entstehungsprozess der europäischen

F k N t k Ab ti I k ftt t

Der Entstehungsprozess der europäischen Harmonisierung im Rahmen des Network Code Balancing

Framework GuidelinesBalancing

Network Code on

Gas Balancing

AbstimmungACER / ENTSOG

Komitologie‐verfahren

Inkrafttreten der neuen Regelungen

Inkrafttreten des Network Codes mit rechtsverbindlicher

Wirkung in

Im Komitologie‐verfahren durch das Gaskomitee wird die end‐

Am 19.11.2011 veröffentlichte die

europäische Energieagentur

ENTSOG erarbeitet mit 39 Mitgliedern

sowie Stake‐holdern (DSO,

ACER erarbeitet „reasoned opinion“

ENTSOG bekommt gDeutschland voraus.

Anfang 2014

Umsetzung

gültige Fassung des Network

Codes erarbeitet.

g gACER die Framework GuidelinesBalancing

( ,Händler, Verbände

etc.) einen Network Code

Möglichkeit zur Anpassung des NC

Neue Version am 21 02 2013 on vermutlich zu

Oktober 2015

Vorherige Anpassung und

Voraus. März ‐ Juli Komitologie

anschließend Übersetzung + 3

g

ACER beauftragt ENTSOG zur

Erstellung eines

Refined Draft des NC am 06.09.2012 an ENTSOG‐Board

übergeben

21.02.2013 von ENTSOG an ACER

übergeben

ACER übermittelt Anpassung und Überarbeitung der KoV und Leitfäden etc. notwendig

Übersetzung + 3 Monate Veto Recht der Mitglieder

Network CodesFinaler NC

Übergabe an ACER (26.10.2012)

ACER übermittelt NC an EU‐Kommission (26.03.2013)

Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet26


Wesentliche Bestandteile desWesentliche Bestandteile des „Network Code on Gas Balancing“ im Überblick

Nominierungsschematik(Transport und Rechnungslegung Anreizmechanismen

Virtueller Handelspunkt)

Beschaffung von Informations‐ Cross BordergRegelenergie bereitstellung

K d

Cooperation

Ausgleichsenergiesystem Kundengruppen (SLP/RLM) Regelenergieumlage

Die derzeitige Fassung des Network Codes on Gas Balancing ist im wesentlichen vereinbar mit dem deutschen GABi Gas System


Auszug einiger Inhalte der Vorabversion des NC

V b it + W it d D t A t lt d it i

Auszug einiger Inhalte der Vorabversion des NC– Sicht Verteilernetzbetreiber –

Verarbeitung + Weiterversand von Daten ANB / BKV wird steigen

Messwerte von Kunden mit Leistungszählern („RLM‐Kunden“) müssen künftig mindestens

Ausgestaltung derzeit in Diskussion

WDO haben nur Anwendung wenn Marktteilnehmer über a sreichende Informationenmüssen zukünftig mindestens

zweimal innerhalb eines Liefertages aktualisiert werden(nach GABi Gas 1x tgl )

ausreichende Informationen zu Lastgängen und ihrem Portfoliozustand verfügen

Mehrfache Ausgestaltung je Kundengruppe möglich

Informations‐bereitstellung

Within Day Obligations(WDO)

(nach GABi Gas 1x tgl.)

Durch steigende Anzahl an

Kundengruppe möglich

KundenMögliche IDM: Intra‐day‐metered(RLM NEV + oT/mT)

DM: Daily‐metered NDM: Non‐daily‐metered (SLP)

Durch steigende Anzahl an zu versendenden und zu verarbeitenden Daten werden Anforderungen an die IT‐Systeme steigen

Kunden‐gruppen

Mögliche Auswirkungen

Übertragung der definierten Kundengruppen auf dt. Modell muss festgelegt werden

IT Systeme steigen Im Rahmen einer Cost/Benefit‐Analyse

innerhalb von 2 Jahren ist eine zusätzliche Steigerung möglich


Aktuelle Diskussion und AusblickAktuelle Diskussion und Ausblick

Inhalte des Network Code müssen voraussichtlich 2015 inInhalte des Network Code müssen voraussichtlich 2015 in Deutschland umgesetzt werden

Steigende Anforderungen insb. in Bezug auf Datenbereitstellungen müssen erfüllt werden

Bedeutung Network Code

Mögliche Ausgestaltung und Definition der einzelnen Themen des Network Code Balancing werden derzeit im Rahmen einer

Aktuelle Network Code Balancing werden derzeit im Rahmen einer Arbeitsgruppe der VD diskutiert (GABi 2.0)Diskussion

Neben dem “Network Code on Gas Balancing” gibt es weitereNetwork Codes die entwickelt werden

Network Code “Data Exchange” – Auszug aktueller Diskussion:

Ausblick‐

Inhalt Network• Netzwerkprotokoll: Nutzung von EASEE Gas AS2 oder AS4

• Nachrichtenformat: Nutzung XML Format // EDIGAS Formatoder eigene Formatentwicklung über ENTSOG

Inhalt Network Code

Data Exchange


AgendaAgenda






Funktionen des NCG DatenportalsFunktionen des NCG Datenportals

Anzeige Netzkontodaten Abgabe / Ansicht Deklarationen Abgabe Allokationen (NB an MGV)Anzeige Netzkontodaten Abgabe / Ansicht Deklarationen Abgabe Allokationen (NB an MGV)

Eintragung von E‐Mail‐Adressen für monatliche Netzkontoabrechnung

Versand von Allokationsdaten(MGV an NB) an E‐Mail‐Adresse Benutzeranleitungen


g ( ) g


NK/BK ÜbersichtNK/BK Übersicht

Grafische Darstellungeng

Exportmöglichkeit: Export der grafischen

Daten erfolgt inDaten erfolgt in tabellarischer Form


NK/BK ÜbersichtNK/BK Übersicht

Allokationsübersicht (Tage) / Allokationsübersicht (Stunden)( g ) ( )

• EinführungEinführung Filterungsfunktion

• Filter 1: Auswahl der Qualität

• Filter 2: A hl d Z it ih Auswahl der Zeitreihe

• Performancesteigerungen


AllokationAllokation

Ausweitung der gAllokationsabgabemöglichkeiten:• Abgabe von NKP‐, Flüssiggas‐,

Clearing‐, Bilanzkreisallokations‐und Mehr‐/Mindermengen‐meldungen möglichg g

• NKP Dateneingabe im Portal,dann Versand per E‐Mail

• Über Portal versendete Meldungen werden in „Nachrichtenüberblick“ abgelegtabgelegt


AllokationenAllokationen

Uploadmöglichkeitder zu allokierenden

Mengen

Mengen verteilen

(Tagesband)Mengen (Tagesband)

Allokationsversand


Weitere AnpassungenWeitere Anpassungen

„Read‐Only“‐Funktion:y• Möglichkeit zur Einschränkung der Nutzungsrechte• „Read‐Only“‐Nutzer besitzt keine Rechte zur Abgabe von Allokationen und

D kl ti üb d NCG D t t lDeklarationen über das NCG Datenportal• Einrichtung: Mail an market@net‐connect‐germany.com

Abonnement:• Netzkontoauszug bestehend aus Daten‐ und Analyseteil (monatlicheNetzkontoauszug bestehend aus Daten und Analyseteil (monatliche

Netzkontenabrechnung) als Abonnement erhältlich• Versand: M+2M‐5WT


Abschaffung der Excel ExplorerAbschaffung der Excel ExplorerGültige Edig@s‐Versionen• Durch NCG Datenportalerweiterungen wurden alle notwendigen Funktionen• Durch NCG‐Datenportalerweiterungen wurden alle notwendigen Funktionen

zur Abgabe von Edig@s‐Meldungen im Datenportal integriert• Weiterentwicklung der Excel‐Explorer (Möglichkeit zur Allokations‐ und

Deklarationsabgabe, Mehr‐/Mindermengenmeldungen) wird eingestellt

• Zeitplan:01.10.2013 01.10.2013 – 01.04.2014 01.04.2014

Entfernung der Excel‐E l NCG

Übergangsphase: Bereits t t E l E l

Per Excel‐Explorer an NCG d t D tExplorer von NCG

Homepagegenutzte Excel‐Explorer können übergangsweise genutzt werden

NCG gesendete Daten werden nicht mehr verarbeitet

• Ab dem 01. April 2014 kann nur die jeweils aktuelle Edig@s‐Version sowie (eingeschränkt) die jeweilige Vorversion verwendet werden (Vorversion für maximal 6 Monate verwendbar)


Documents

Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen Teil 1: Aktuelles … · 2013. 9. 9. · Jan Albin +49 (0)2102 ... 2012‐12 Summe SLP 100.000.000 kWh 2012‐12 NKABW 4% % aggregierte