von Jürgen Dengel - Bundesverband Neuer Energieanbieter

neueenergieanbieter

von Jürgen Dengel - Bundesverband Neuer Energieanbieter

Gasversorgungssicherheit aus Sicht

des Regulierers

bne – Fachtagung: Kapazitäten für alle

19 November 2009

Jürgen Dengel

Bundesnetzagentur

Referat „Zugang zu Gasfernleitungsnetzen und Internationaler Gashandel“


Inhalt

• Auswirkungen der Januargaskrise 2009 auf die

deutsche Gasinfrastruktur

• Diskussionsstand

Kapazitätsallokation/Engpassmanagement


Hintergrund und der Ansatz der

Bundesnetzagentur

Die Gaslieferungen von Russland in die Ukraine wurden vom 7. bis zum 20. Januar 2009

unterbrochen

Betroffene Grenzübergangspunkte in Deutschland

Waidhaus an der deutsch-tschechischen Grenze

Oberkappel an der deutsch-österreichischen Grenze


BNetzA hat im April 2009 Lastflussprotokolle (auf stündlicher Basis) für einen Zeitraum

von 6 Wochen (Mitte Dezember bis Ende Januar) abgefragt, um die Daten vor und

während der Gaskrise vergleichen zu können

Lastflussprotokolle von 18 TSOs an 37 Grenzübergangspunkten

Speicherfüllstände und Ausspeicherraten von 23 SSOs an 49 Speichern

Ziel


der




Analyse

Darstellung der Auswirkungen der Gaskrise auf die deutsche Gasinfrastruktur

Analyse der angewendeten Maßnahmen

Schlussfolgerungen für mögliche zukünftige Gaskrisen


Einfluss der Temperatur

auf Lastflüsse

in °C

-10,0

-8,0

-6,0

-4,0

-2,0

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

15.12.2008

17.12.2008

19.12.2008

21.12.2008

23.12.2008

Tagesmitteltemperatur in Deutschland

25.12.2008

27.12.2008

29.12.2008

31.12.2008

02.01.2009

04.01.2009

Aufgrund gleichzeitig stark gesunkener Temperatuen gibt es

überlagernde Effekte, die Einfluss auf Lastflüsse und

Speichermehrausspeisungen haben könnten.

06.01.2009

08.01.2009

10.01.2009

12.01.2009

14.01.2009

16.01.2009

18.01.2009

20.01.2009

22.01.2009

24.01.2009

26.01.2009

28.01.2009

30.01.2009


Euro/MWh

Der Einfluss der Gaspreise

Lastflüsse

35

30

25

20

15

10

5

0

15.12.2008

17.12.2008

Entwicklung der Europäischen Day-Ahead Gaspreise

während der Gaskrise

19.12.2008

21.12.2008

23.12.2008

Preisanstieg

25.12.2008

27.12.2008

29.12.2008

könnte

31.12.2008

02.01.2009

durch

04.01.2009

NCG TTF Zeebrügge NBP PEG Nord

06.01.2009

08.01.2009

kalte

Witterung

verursacht

sein.

die Gaskrise hat kaum signifikante Auswirkungen auf den Gaspreis.

10.01.2009

12.01.2009

14.01.2009

16.01.2009

18.01.2009

20.01.2009

22.01.2009

24.01.2009

26.01.2009

28.01.2009

30.01.2009


kWh/h

Saldierte Gasimportmengen nach

Deutschland

160.000.000

140.000.000

120.000.000

100.000.000

80.000.000

60.000.000

40.000.000

20.000.000

0

15.12.2008 07:00

17.12.2008 19:00

20.12.2008 07:00

22.12.2008 19:00

25.12.2008 07:00

39%-ige Reduzierung

48%-ige Erhöhung

27.12.2008 19:00

der

30.12.2008 07:00

01.01.2009 19:00

04.01.2009 07:00

06.01.2009 19:00

Net import West Net import East Total net import

der

Importe

Importe

aus

aus

09.01.2009 07:00

dem

11.01.2009 19:00

dem

14.01.2009 07:00

16.01.2009 19:00

Osten

19.01.2009 07:00

21.01.2009 19:00

24.01.2009 07:00

(-8.1 TWh)

Westen (+10,8 TWh)

26.01.2009 19:00

29.01.2009 07:00

31.01.2009 19:00


Betrachtung

NL

B

F

Nettolastflüsse vor der Gaskrise

(15. bis 31.12.2008)

N

CH

DK

einzelner

A

CZ

PL

Pfeilstärke = prozentueller Anteil an den Gesamtnettolastflüssen

Roter Pfeil = Umkehr der Nettoflüsse

Länder

Nettolastflüsse während der Gaskrise (4.

bis 20.01.2009)

N (+14%)

NL (+19%)

B (21-fach)

F (- 48%)

CH

DK

PL (+35%)

A*

CZ

* Am Grenzkoppelpunkt Oberkappel (A) kam

es zu Umkehrungen der Nettoflüsse. Die

Hauptflussrichtung ist mangels vollständiger

Datenlage in Überackern nicht bestimmbar.


Sonderfall:

Deutschland -

3 Grenzübergangspunkte




Überackern




Neuhofen



Österreich

(weiterer

Fluss: Penta

normal: (Import von AU nach

Gaskrise: (Export von DE nach

Problem: keine

→ keine

Daten

/ Kiefersfelden

Messeinrichtung

vorhanden

(Verbindung

normal: (Import von AU nach

Gaskrise: (Import von AU nach

Oberkappel



(Verbindung

Baumgarten

West → Oberkappel)

für

DE)

AU)

zum

DE)

DE)

Flüsse

nach

Speicher

/ WAG nach

normal: (Import from Austria to Germany)

Gaskrise: (Export from Germany to Austria)

DE)

AU

Haidach)


Sonderfall:

Deutschland -

Ergebnis





über

alle

Österreich

3 Grenzübergangspunkte:

normal: (Import von AU nach

Gaskrise: (Export von DE nach

Reverse Flow von Süd/Nord nach

Grund: Versorgung

der

süd-ost

DE)

AU)

Nord/Süd

europäischen Länder


Beitrag

Speicherfüllstand [Mio m³]

Max. AGV (Monitor. '08)


19.442

18.000

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

15.12.2008

17.12.2008

19.12.2008

der

Gasspeicher

Kumulierte Daten aller deutschen Gasspeicher

Speicherfüllstand

21.12.2008

23.12.2008

25.12.2008

27.12.2008

29.12.2008

31.12.2008

02.01.2009

04.01.2009

06.01.2009

08.01.2009

12,1% des verfügbaren Arbeitsgasvolumens (AGV) wurden ausgespeist.

Ausspeichermenge hat sich um 51% erhöht.

92% der gesamten Ausspeichermenge kamen aus H-Gas Speichern.

10.01.2009

12.01.2009

14.01.2009

16.01.2009

18.01.2009

20.01.2009

22.01.2009

24.01.2009

26.01.2009

Max. P Au s (Monitor. '08)


19.900.291

28.01.2009

30.01.2009

18.000.000

16.000.000

14.000.000

12.000.000

10.000.000

8.000.000

6.000.000

4.000.000

2.000.000

0

Max. genutzte Ausspeicherleistg. [m³/h]


kWh/d

Beitrag

6.000.000.000

5.000.000.000

4.000.000.000

3.000.000.000

2.000.000.000

1.000.000.000

0

15.12.2008

17.12.2008

der

19.12.2008

21.12.2008

Gasspeicher

Anteile der verschiedenen Quellen am Verbrauch

23.12.2008

25.12.2008

27.12.2008

29.12.2008

31.12.2008

Am 9. Januar 2009 wurde ein maximaler Anteil von 45% der

Tagesverbrauchsmenge aus Speichern verwendet.

02.01.2009

04.01.2009

06.01.2009

08.01.2009

45 % Speicher

48 % Import

Produktion + saldierter Import Produktion + saldierter Import + Speicher Produktion

10.01.2009

12.01.2009

14.01.2009

16.01.2009

18.01.2009

20.01.2009

22.01.2009

24.01.2009

26.01.2009

28.01.2009

30.01.2009


Schlussfolgerungen für mögliche

zukünftige Gaskrisen





Deutsche Gasinfrastruktur im Zusammenspiel mit den Gasversorgern

kann über einen längeren Zeitraum Versorgung der Kunden

aufrechterhalten.

Reverse flows Richtung

Südosten

ist

möglich.

Weiterer Ausbau von Speicherkapazität verbessert Situation

zusätzlich.

Die Gasinfrastruktur und seine Akteure haben Situation auf Basis von

koordinierten Maßnahmen und Marktpreisen gut bewältigt.

Auch unter dem Gesichtspunkt der Versorgungssicherheit sollte

die Schaffung bzw. Verbesserung eines Wettbewerbsmarktes

zentrales Anliegen bleiben.


Inhalt

• Auswirkungen der Januargaskrise 2009 auf die deutsche

Gasinfrastruktur

• Diskussionsstand

Kapazitätsallokation/Engpassmanagement


Buchbare Einspeisekapazität

An den meisten Grenzen

ist kaum Kapazität buchbar.

Es fehlt oft nicht an der

technischen Möglichkeit,

Gas zu transportieren,

sondern nur an „Miet-

verträgen“.

Ähnliches gilt



bei der Ausspeisung

aus Deutschland und

an Marktgebietsgrenzen

Zahlen für 2010/211, Ampelfarbe

gemäß § 10 Abs. 2 GasNZV

BE:23,3%

NOR:1,0%

NL:1,4%

FR:(0,0%)

DK:0,0%

Σ: 4,1 %

CH:(0,0%)

CZ:9,8%

AT:9,2%

PL:0,4%


Kapazitätsbewirtschaftung

und vertragliche Engpässe





Im Gas wird bereits von

Engpass gesprochen, wenn

Kapazität zwar ausgebucht,

aber noch nicht ausgelastet

ist: „vertragliche Engpässe“

Viele Punkte sind physisch

keineswegs voll ausgelastet.

Dort könnten viele unerfüllte

Transportwünsche erfüllt

werden.

Einspeiseleistung

physischer

Fluss

Okt Nov Dez Jan Feb Mär Apr Mai Jun Jul Aug Sep

Kapazitätsbewirtschaftung ermöglicht einer größeren Zahl von Netznutzern

den Netzzugang.

Kapazitätsbewirtschaftung vermeidet unnötigen Netzausbau:

Intelligenz statt Stahl.

gebuchte

Kapazität

durchschnittliche

Auslastung: 49,6 %


Stapelungseffekt verstärkt

vertragliche Engpässe

Drei Händler zusammen können von einer Kapazität weniger

nutzen als ein Händler allein:

Je erfolgreicher die Belebung des Wettbewerbs verläuft, desto

mehr Händler benötigen Zugang zu den gleichen Punkten.


Engpassmanagement ist kein Übergangsphänomen sondern

dauerhaft erforderlich


Neue Kapazitätsbewirtschaftungsmaßnahmen

Europäische Dimension:




ERGEG von DG-TREN beauftragt, Vorschläge zu konkretisieren

Pilot-Prozess für „Framework-Guidelines“ und „Network Codes“

Präsentation auf Madrid-Forum 2010 geplant

Nationale Dimension:

Auftaktworkshop der BNetzA am 1. April 2009


Konkrete Lösungsvorschläge auf Basis des ERGEG-Konzepts

Veröffentlichung der BNetzA-Eckpunkte


am 27. Mai 2009

Marktteilnehmer haben sich intensiv in die Diskussion um konkrete

Maßnahmen eingebracht.

Festlegungsverfahren durch Beschlusskammer geplant


Ausübung bestehender Festlegungskompetenzen


Optimieren und

Maximieren

Optimierte Kapazitätsangebote



Wie bisher: Kapazitätsberechnung erfolgt auf Basis von Szenarien über

den Gasverbrauch und das Verhalten der Händler

Anders als bisher: Netzbetreiber sollen kurzfristig zusätzliche Kapazität

anbieten, wenn absehbar ist, dass das Worst-Case-Szenario nicht

eintritt.

Maximierungsinstrumente



Diskriminierungsfreie Ausgestaltung von Lastflusszusagen

Die Netzbetreiber sollen außerdem…



eine gewisse Überbuchung ihrer Netzte akzeptieren und

ein Verfahren implementieren, durch das sie im Bedarfsfall

Nutzungsrechte zurückkaufen können („Capacity Buy-Back“)


kombinierte

Kapazitäten

Reduzierung des Transaktionsaufwands




Netzbetreiber bieten Kapa-

zitäten als kombinier-

tes Produkt an

(vgl. Abbildung)

Effiziente Nutzung

der Grenzpunkte

Händler kommen

in einem Schritt

über die Grenze

Netznutzer („Shipper“)

buchen nur Entry-Kapazität

Markt A Markt B

Netzbetreiber bucht saldiert

erforderliche Exit-Kapazität

Gashandel findet im Markt A

oder im Markt B statt, aber

nicht mehr an der Grenze Bündelung der Handelsliquidität.

Netzbetreiber


ungenutze Kapazitäten

nutzbar machen

Bisherige Situation:



Kapazitätsinhaber haben das unbeschränkte Recht, über ihre

Kapa-zität zu verfügen und zur eigenen kurzfristigen Optimierung

bis zum letzten Moment zu nutzen – oder die Leitung leerstehen

zu lassen.

New Entrants können entweder gar nicht buchen oder müssen

sich mit unterbrechbaren Kapazitäten zufrieden geben

Interessenausgleich erforderlich:




Nicht nominierte Kapazität wird auf dem Markt angeboten.

Das Recht auf Renominierung wird begrenzt. (Verfahren der

Begrenzung der Renominierungsrechte ist Gegenstand intensiver

Abwägungen.)

Damit konkretisiert die BNetzA einen Vorschlag von ERGEG.


Zum Vorschlag der Begrenzung

der Renominierung

Die BNetzA-Vorschläge…

…. begrenzen eine Form der Flexibilität. Aber:



Premium-Unterbrechbarkeit + Transparenz über Auslastung

evtl. Renominierungsfenster (“2 + 2”)

…. bewirken viele neue und zusätzliche Flexibilitäten:





Leadtime von Renominierungen von 2 auf 0 Stunden

Bündeln Konzentration der Gas-Handels-Märkte

Day-Ahead-Firm-Versteigerung ab 0,- € Verbindung der

Gas-Handels-Märkte (bereitet ggf. implizite Auktion vor)

Freie Nominierung Verbindung der Flexibilitäts-Märkte

… ermöglichen eine (sanfte) Erweiterung des Marktgeschehens


Schaffung wettbewerblicher Problemlösungs-Optionen:

kollektive ergänzt individuelle Flexibilität


Ziele und

Voraussetzung

Ziele der Kapazitätsbewirtschaftung



Marktgebietsgrenzen und nationalen Grenzen sollen Märkte verbinden

und nicht länger trennen.

Die Regelungen sind kein Selbstzweck. Am Ende soll die Liquidität

der Märkte steigen grenzüberscheitender Gaswettbewerb soll möglich

werden.

Voraussetzung: Alle Beteiligten müssen einen Beitrag leisten




Die Netzbetreiber sollen ihr Kapazitätsangebot in komplexerer Weise als

bisher ermitteln und anbieten.

Die Netznutzer müssen ungenutzte Kapazitäten freigeben.

Die Bundesnetzagentur muss durch fundierte und ausgewogene

Festlegung dem Markt die erforderliche Rechtssicherheit geben.


Fazit

für die Zukunft





Die Bundesnetzagentur wird auch weiterhin durch entschlossenes

und sachkundige Handeln die Öffnung der Netze für den Wett-

bewerb vorantreiben.

Die wichtigsten Voraussetzungen wurden bereits geschaffen, mit

der Kapazitätsbewirtschaftung werden die großen Themen

abgearbeitet sein.

Ob tatsächlich Gas-Wettbewerb in den Netzen entsteht, ist

dann nicht mehr primär durch Regulierungsentscheidungen zu

beeinflussen:

Es ist an den Gashändlern und Letztverbrauchern, die entstandenen

Chancen nutzen


Vielen Dank für

Ihre Aufmerksamkeit!

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