GABi Gas 2.0 – Karussell der Betrachtungszeiträume – Stunde, Tag oder Monat?

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Das Festlegungsverfahren GABi 2.0 wurde eingeleitet, um die Umsetzung des Netzkodex Gas in Deutschland zu forcieren. Im März haben bereits die Fernleitungsnetzbetreiber ein Empfehlungsdokument erarbeitet, in dem Vorschläge zur Umsetzung verschiedener Punkte vorgebracht werden. Mit der im April 2014 veröffentlichen Einleitungsverfügung und ersten Konsultationsphase hat die BNetzA eigene Vorschläge zur Diskussion gestellt. Grundsätzlich werden verschiedene Punkte, wie z.B. Splittung der Regel- und Ausgleichsenergieumlage, Verkürzung der Nominierungsfrist am virtuellen Punkt, zusätzliche untertägige Datenmeldungen und Änderung der Ausgleichsenergiepreise adressiert. Im Folgenden soll sich jedoch mit der Ausgestaltung des untertägigen Anreizsystems im Bilanzierungssystem sowie mit der Verschärfung der Netzkontoabrechnung beschäftigt werden.

Das derzeit gültige stündliche Anreizsystem soll mit GABi 2.0 einer grundlegenden Veränderung unterliegen. Während zurzeit auf die tatsächlichen stündlichen Abweichungen außerhalb einer Toleranz der sogenannte Strukturierungsbeitrag erhoben wird, soll dieser zukünftig durch ein System ersetzt werden, dass kumulierte stündliche Abweichungen berücksichtigt und außerhalb einer Toleranz von +/- 7,5% auf die Allokation von leistungsgemessenen Kunden angewandt wird. Hierbei ist der neu eingeführte Flexibilitätskostenbeitrag zu entrichten.

Dieses System entstammt ursprünglich dem Vorschlag der FNB, wobei die BNetzA Änderungen vorgenommen hat, die das System vom eigentlichen Ziel des netzdienlichen Verhaltens abweichen lässt. Dies soll anhand eines einfachen Beispiels gezeigt werden. Ein Gaskraftwerk ist day-ahead nicht für den Einsatz zur Stromerzeugung eingeplant. Im Laufe des Einsatztages ergibt sich jedoch die Möglichkeit, Strom mit einem positiven Deckungsbeitrag zu veräußern. Der Betreiber ist also angehalten, Strom zu verkaufen und entsprechend notwendiges Gas zeitnah zu beschaffen.

Die Betrachtung der stündlich kumulierten Toleranz, wie von den FNB vorgeschlagen, funktioniert und reizt zu netzdienlichem Verhalten auch innerhalb des Tages an. Zusätzliche Kosten über den Flexibilitätskostenbeitrag können vermieden werden, wie in Abbildung 1 dargestellt. Das Gas-Portfolio kann durch Within-Day-Beschaffung zeitnah ausgeglichen werden.

Die Bundesnetzagentur hat dieses System mit einer kleinen, jedoch wesentlichen Änderung verfeinert: Die Allokation – also der Verbrauch – eines RLM-Kunden soll grundsätzlich rückwirkend als Tagesband allokiert werden.

Ohne an den weiteren Parametern etwas zu ändern, fällt nun der Betreiber bei identischem Beschaffungsverhalten dauerhaft aus der Toleranz (Abb. 2).

Diese kleine Adaption führt dazu, dass das ursprünglich angedachte System der FNB nicht mehr uneingeschränkt funktioniert. Für Unternehmen, die ausschließlich day-ahead einkaufen, ergeben sich keine Herausforderungen. Wird jedoch within-day gehandelt, um dem Bedarf von beispielsweise stromgeführten Gaskraftwerken zu entsprechen, führt dieses netzdienliche Verhalten zu Pönalen. Inwiefern das System des Flexibilitätskostenbeitrags aber überhaupt zu höheren Bilanzierungskosten für den Einzelnen führt, kann vorab nur vorsichtig anhand öffentlich verfügbarer Daten abgeschätzt werden. Der Flexibilitätskostenbeitrag fällt nur an, wenn Kosten für die untertägige Strukturierung per Regelenergieeinsatz anfallen, d.h. vom MGV sowohl positive als auch negative Regelenergie beschafft bzw. veräußert wurde. Folgende Abbildung 3 zeigt, wann ein solcher Beitrag angefallen wäre und wie hoch dieser nach Berechnungsalternative 1 der BNetzA gewesen wäre.

Grundsätzlich kann die Berechnung der stündlichen kumulierten Abweichungen kritisiert werden, da das netzdienliche Verhalten nicht mehr gefördert wird. Die monetäre Auswirkung scheint jedoch vorerst überschaubar. Dennoch hat die BNetzA bei einer Verbändeanhörung bereits Entgegenkommen signalisiert. Die nächste Fassung wird im Juli erwartet.

Anders verhält sich die Bundesnetzagentur in der Frage der verschärften Netzkontoabrechnung. Hier wurde kein Entgegenkommen signalisiert. Während aktuell monatlich kumulierte Abweichungen des Netzkontos unter Beobachtung stehen, sollen zukünftig die einzelnen Tagessalden herangezogen werden. Unterspeist der Netzbetreiber um mehr als 15% den Netzkontosaldo 1, wird dieser Tag am Ende des Monats abgerechnet. Dies bedeutet schlussendlich, dass die angewandten Standardlastprofile eine tagesgenaue Prognosegüte von mindestens 85% aufweisen müssen, um nicht dem Anreizsystem zu unterliegen. Wie mit den zeitversetzten Allokationen im analytischen Lastprofilverfahren umgegangen werden soll, bei dem originär hohe tägliche Abweichungen auftreten können, adressierte die BNetzA bisher nicht. Die detaillierte Ausgestaltung soll im Rahmen der Erstellung der Kooperationsvereinbarung erfolgen.

Dennoch wird in der aktuell angestrebten Ausgestaltung voraussichtlich jeder Netzbetreiber von diesem Anreizsystem betroffen sein. In der nachfolgenden Abbildung 4 sind am Beispiel eines Netzbetreibers die Mengen der vorgezogenen Abrechnungen dargestellt.

Innerhalb der ersten Monate des Betrachtungszeitraums war die Netzallokationsgüte eher schlecht. Durch Verbesserungen am SLP-Verfahren konnten die monatlichen Abrechnungen erfolgreich vermieden werden. Ein Umschwenken auf das neue System der täglichen Betrachtung führt jedoch zu dauerhaften vorgezogenen Abrechnungen des Netzkontos und damit zur Frage der ausreichenden Liquidität des Netzbetreibers.

Ursprünglich wurde das System der vorgezogenen Netzkontoabrechnung entworfen, um der Illiquidität der Marktgebietsverantwortlichen entgegen zu wirken. Dies hat mit Blick auf die Umlagekonten und anderen getroffenen Maßnahmen in ausreichendem Maße funktioniert. Mittlerweile wird dem System jedoch eine Steuerungswirkung zur Verbesserung der Standardlastprofile zugeschrieben, die insbesondere durch die einseitige Betrachtung von Unterspeisungen in Zweifel zu ziehen ist.

Dennoch sind Netzbetreiber angehalten, die zukünftige Liquiditätssituation des Unternehmens zu beobachten und durch verschiedene Verfahren die Risiken aus der täglichen Netzkontoabrechnung durch verbesserte SLP-Verfahren zu begrenzen.

enervis steht Ihnen gern bei der Aufbereitung und Analyse Ihrer Daten zur Verfügung, um schlussendlich ein Standardlastprofilverfahren individuell für Ihr Netzgebiet zu entwickeln und Abweichungen des Netzkontos zu minimieren.

Haben Sie weitere Fragen rund um das Thema Bilanzierungsregeln im deutschen Gasmarkt, sprechen Sie uns an!

enervis-Autor
Sebastian Klein

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