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Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen ©2016 NetConnect Germany GmbH & Co. KG
Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet
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NetConnect Germany im Überblick
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Firmierung NetConnect Germany GmbH & Co. KG
Shareholder Open Grid Europe GmbH 35%, bayernets GmbH 18%,Thyssengas GmbH 17%, Fluxys TENP GmbH 10%,
GRTgaz Deutschland GmbH 10%, terranets bw GmbH 10%,
Sitz Ratingen
Geschäftsführung Dr. Thomas Becker, Torsten Frank
Geschäftsaufnahme 01. Oktober 2008
Anzahl Mitarbeiter ca. 60 (Anfang 2016)
Kerngeschäft Regelenergiemanagement
Bilanzkreismanagement
Bereitstellung und Betrieb des VHP „NCG“
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♦ Hotline Market � 02102 / 59796 - 780
Ihre Ansprechpartner im Bereich Market
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
♦ Leitung
♦ Referenten Datenanalyse
♦ Referenten Kundenbeziehungen
♦ Referenten Marktentwicklung
� Dmitriy Mangul
� �dmitriy.mangul@…
� Daniel Vranjkovic
� � 02102 / 59796 – 974
� �daniel.vranjkovic@…
� Monika Ikemann
� � 02102 / 59796 – 965
� �monika.ikemann@…
� Dr. Claus-Michael Scheyda
� � claus-michael.scheyda@…
� Carolin Tuppat
� � 02102 / 59796 – 932
� � carolin.tuppat@…
� Pascal Tagaz
� � 02102 / 59796 – 954
� �pascal.tagaz@…
� Bijan Glander
� � 02102 / 59796 – 919
� �bijan.glander@…
� Stephan Alaerds
� � 02102 / 59796 – 936
� � stephan.alaerds@…
� Jan Albin
� � 02102 / 59796 – 950
� � jan.albin@…
� Claudia Hesse
� � 02102 / 59796 – 951
� � claudia.hesse@…
� Michael Kutz
� � 02102 / 59796 – 944
� �michael.kutz@…
� Ina Domin
� � 02102 / 59796 – 918
� � ina.domin@…
� Galina Schreiner
� � 02102 / 59796 – 985
� � galina.schreiner@…
� Markus Sammut
� �markus.sammut@…
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Agenda
1. Anreizmechanismus SLP Prognose
2. Weitere Neuerungen KoV IX
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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Anreizmechanismus SLP-Prognose(Tägliche Netzkontoabrechnung)
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Historie der Anreizsysteme
Ampelsystem
Mitteilung Nr. 4 der BNetzA zur Einführung eines Anreizsystems zur Reduzierung von Netzkontenungleich-gewichten mittels eines Ampelsystems zur Abrechnung der Netzkonten
MonatlicheNetzkonten-abrechnung
Mitteilung Nr. 6 und Einführung der monat-lichen Netzkonten-abrechnung als sachgerechte Weiter-entwicklung des Ampelsystems
TäglicheNetzkonten-abrechnung
GaBi 2.0: Einführung eines Anreiz-mechanismus auf Tagesbasis für die Bereitstellung einer genauen Prognose bei SLP-Entnahme-stellen
KoV III (04/2010): KoV IX (10/2016):KoV V (10/2012):
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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Vorgaben aus der GaBi Gas 2.0
NB und MGV schlagen einen Anreizmechanismus für die Bereitstellung einer genauen SLP-Prognose vor
Vorläufige „Abrechnung“ – keine Pönale
Tagesbetrachtung der Netzkonten – nachmonatliche Abrechnung
Feststellung der täglichen Prognosegüte soll unabhängig vomeingesetzten Standardlastprofilverfahren erfolgen
Beidseitiges System mit Rechnungen und Gutschriften
� Überallokationen: Ausschüttungen des MGV an den NB
� Unterallokationen: Zahlungen des NB an den MGV
Wirkungsgleichheit zum bestehenden System (zur Überführung)
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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Verständnis der BNetzA zur Wirkungsgleichheit
Für die Wirkungsgleichheit ist die Anzahl (erstellte Belege) der aufgrund einer Unterallokation abgerechneten Netzkonten in der zukünftigen täglichen NKA relevant
� Die Anzahl der in der täglichen NKA abgerechneten NK soll in etwa der Anzahl der abgerechneten NK in der bisherigen monatlichen NKA entsprechen
� Die in der täglichen NKA im Vergleich zur monatlichen NKA abzurechnende kWh-Summe ist damit für die Ermittlung der Wirkungsgleichheit nicht relevant
Die Häufigkeit der Gutschrift wird nicht für die Ermittlung der Wirkungsgleichheit einbezogen
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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Ausgestaltung des Systems auf Basis der BNetzA-Rückmeldung
Bemessungsgrundlage ist die tägliche prozentuale Abweichung
Schwellenwerte und Karenztage
� über 35% für Unterallokationen
� 0% bis 3% für Überallokationen
� 6 Karenztage auf Unterallokationen
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Tägliche prozentuale Netzkontoabweichung =�������
����� ����* 100%
Die MGV haben darauf hingewiesen, dass die Ausgestaltung des Systems keine Anreizwirkung mehr entfaltet – die Ausgestaltung kann zu einer Nettoausschüttung des
MGV an die NB führen
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Darstellung der Betroffenheit(auf Basis der NCG-Daten)
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Abrechnung in … Monaten
GWJ 12/13 GWJ 13/14
monatl. NKA
tägl. NKA(Gutschrift)
tägl. NKA(Rechnung)
monatl. NKA
tägl. NKA(Gutschrift)
tägl. NKA(Rechnung)
0 232 3 263 223 3 181
1 119 4 96 120 0 138
2 42 4 50 32 0 51
3 18 3 18 25 2 24
4 15 5 5 8 1 13
5 6 2 5 9 3 11
6 2 9 1 6 5 4
7 1 25 0 3 16 6
8 2 42 1 2 44 1
9 2 76 0 1 71 0
10 0 97 0 0 103 0
11 0 112 0 1 119 0
12 0 57 0 0 63 1
Gesamtanzahl der Transaktionen
400 4.186 309 429 4.253 505
Gutschrift (GWh) --- 427 --- --- 361 ---
Rechnung (GWh) 2.629 --- 906 1.617 --- 973
Gesamt (GWh) 2.629 479 1.617 612 Betrachtung der Netzbetreiber: Synthetiker und Analytiker, keine TSO, inkl. ausgewählte MG-Überlapper
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Tägliche Netzkontenabrechnung– Überblick operative Abwicklung (1/3)
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
� Berechnung der täglichen Netzkontosalden und Bereitstellung des vorläufigen Netzkontoauszugs durch den MGV bis M+2M-5WT
� MGV informiert per Mail, dass der Netzkontoauszug verfügbar ist� NB in MGÜ erhalten einen marktgebietsscharfen Analyse- und Datenteil
1. Vorläufiger Netzkontoauszug
� Prüfung der Netzkontodaten durch den NB � Bei Abweichungen muss Widerspruch eingelegt und NKP-Clearing
durchgeführt werden (ab M+2M-8WT):� Clearingnummer weiterhin nicht notwendig� NB stimmen sich über finale NKP-Date ab� Beide NB können Date an den MGV (und an den angrenzenden NB) über-
mitteln – senden beide NB gelten die Daten des Primärverantwortlichen� Frist zur Durchführung des NKP Clearings: M+2M+10WT
2. NKP-Clearing
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Tägliche Netzkontenabrechnung– Überblick operative Abwicklung (2/3)
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
� Nach M+2M+10WT Austausch der Netzkontodaten zwischen den MGV� Bereitstellung des finalen Netzkontoauszugs durch den MGV bis M+2M+15WT � MGV informiert per Mail, dass der finale Netzkontoauszug verfügbar ist� NB in der MGÜ erhalten einen aggregierten Analyseteil und einen
marktgebietsscharfen Datenteil
3. Finaler Netzkontoauszug
� Meldung aller Netzkontodaten an die Bundesnetzagentur nach M+2M+15WT
4. Meldung Bundesnetzagentur
� Zwischen M+2M+15WT und M+2M+25WT: Veröffentlichung aller Netzkonten, die in einem Monat mindestens 10 Fehlertage (gelten allgemein) mit täglicher prozentualer Abweichung >50%, bzw. <-50% aufweisen
� NB in der MGÜ werden aggregiert betrachtet
5. Veröffentlichung
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Tägliche Netzkontenabrechnung– Überblick operative Abwicklung (3/3)
� Erstellung der Rechnung/Gutschrift (keine Strafzahlung) durch den MGV zwischen M+2M+15WT und M+2M+25WT� Rechnung: prozentuale tägliche Abweichung > 35% an mehr als 6 Tagen� Gutschrift: prozentuale tägliche Abweichung zwischen 0 und -3%
� NB kann jeweils für ein Gaswirtschaftsjahr auf Gutschriften für Überallokationen verzichten – Verzicht muss bis zum 01.10. eines Jahres (im Datenportal) erklärt werden
� Alle abzurechnenden Beträge werden mit dem Mehr-/Mindermengenpreis des Abrechnungsmonats multipliziert
� Abrechnung wird in Papierform erstellt (getrennte Belege)
� Eine Verrechnung der Beträge aus Rechnung und Gutschrift kann erfolgen(1-facher Zahlungsfluss)
� Netzkonten von NB in MGÜ werden aggregiert betrachtet
6. Abrechnung
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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Netzkontoabrechnung– Systematik der aggregierten Betrachtung der MGÜ
Betrachtung im Falle von Unterallokation
� Kommt es an mehr als 6 Tagen bei aggregierter Betrachtung zur Überschreitung des Schwellenwertes, wird von beiden MGV die gesamte an den jeweiligen Tagen pro Marktgebiet unterallokierte Menge abgerechnet
� An Tagen, an denen die Überschreitung ausschließlich durch Unterallokation in einem Marktgebiet resultiert, rechnet der entsprechende MGV nur die aggregierte Menge ab
Betrachtung im Falle von Überallokation
� Tage, an denen der aggregierte Schwellenwert zwischen 0 und -3% liegt, führen bei beiden MGV zu Gutschriften über die gesamte Menge
� An Tagen, an denen die Unterschreitung ausschließlich durch Überallokation in einem Marktgebiet resultiert, schreibt der entsprechende MGV nur die aggregierte Menge gut
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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Netzkontoabrechnung– Beispiel Abrechnung MGÜ (1/4)
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Marktgebiet NCG
Positiver Saldo im
Marktgebiet NCG
Tag Zeitreihe Summe Einheit
01.10.2016 NKSALDO1 250.000.000 kWh
01.10.2016 Summe SLP 400.000.000 kWh
01.10.2016 Abweichung 62,5000 %
Marktgebiet Gaspool
Positiver Saldo im
Marktgebiet Gaspool
Tag Zeitreihe Summe Einheit
01.10.2016 NKSALDO1 85.000.000 kWh
01.10.2016 Summe SLP 395.000.000 kWh
01.10.2016 Abweichung 21,5190 %
aggregierte Betrachtung
Schwellenwert-
überschreitung
aggregiert
Tag Zeitreihe Summe Einheit
01.10.2016 Aggr. NKSALDO1 335.000.000 kWh
01.10.2016 Aggr. Summe SLP 795.000.000 kWh
01.10.2016 Aggr. Abweichung 42,1384 %
Abrechnung Zeitreihe Summe Einheit In beiden MG:
Abrechnung i.H. des
jeweiligen Saldos
MG NCG NKABRunt 250.000.000 kWh
MG Gaspool NKABRunt 85.000.000 kWh
(Bedingung: An mehr als 6 Tage im Monat aggregiert mehr als 35% unterallokiert)
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Netzkontoabrechnung– Beispiel Abrechnung MGÜ (2/4)
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Marktgebiet NCG
Positiver Saldo im
Marktgebiet NCG
Tag Zeitreihe Summe Einheit
01.10.2016 NKSALDO1 250.000.000 kWh
01.10.2016 Summe SLP 400.000.000 kWh
01.10.2016 Abweichung 62,5000 %
Marktgebiet Gaspool
Negativer Saldo im
Marktgebiet Gaspool
Tag Zeitreihe Summe Einheit
01.10.2016 NKSALDO1 -3.000.000 kWh
01.10.2016 Summe SLP 100.000.000 kWh
01.10.2016 Abweichung -3,0000 %
aggregierte Betrachtung
Schwellenwert-
überschreitung
aggregiert
Tag Zeitreihe Summe Einheit
01.10.2016 Aggr. NKSALDO1 247.000.000 kWh
01.10.2016 Aggr. Summe SLP 500.000.000 kWh
01.10.2016 Aggr. Abweichung 49,4000 %
Abrechnung Zeitreihe Summe Einheit Im MG NCG:
Abrechnung i.H. des
aggregierten Saldos
MG NCG NKABRunt 247.000.000 kWh
MG Gaspool NKABRunt - kWh
(Bedingung: An mehr als 6 Tage im Monat aggregiert mehr als 35% unterallokiert)
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Netzkontoabrechnung– Beispiel Abrechnung MGÜ (3/4)
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Marktgebiet NCG
Negativer Saldo im
Marktgebiet NCG
Tag Zeitreihe Summe Einheit
01.10.2016 NKSALDO1 -10.000.000 kWh
01.10.2016 Summe SLP 430.000.000 kWh
01.10.2016 Abweichung -2,3256 %
Marktgebiet Gaspool
Negativer Saldo im
Marktgebiet Gaspool
Tag Zeitreihe Summe Einheit
01.10.2016 NKSALDO1 -11.000.000 kWh
01.10.2016 Summe SLP 425.000.000 kWh
01.10.2016 Abweichung -2,5882 %
aggregierte Betrachtung
Schwellenwert
zwischen 0 und -3%
aggregiert
Tag Zeitreihe Summe Einheit
01.10.2016 Aggr. NKSALDO1 -21.000.000 kWh
01.10.2016 Aggr. Summe SLP 855.000.000 kWh
01.10.2016 Aggr. Abweichung -2,4561 %
Abrechnung Zeitreihe Summe Einheit In beiden MG:
Ausschüttung i.H. des
jeweiligen Saldos
MG NCG NKABRunt -10.000.000 kWh
MG Gaspool NKABRunt -11.000.000 kWh
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Netzkontoabrechnung– Beispiel Abrechnung MGÜ (4/4)
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Marktgebiet NCG
Negativer Saldo im
Marktgebiet NCG
Tag Zeitreihe Summe Einheit
01.10.2016 NKSALDO1 -10.000.000 kWh
01.10.2016 Summe SLP 430.000.000 kWh
01.10.2016 Abweichung -2,3256 %
Marktgebiet Gaspool
Positiver Saldo im
Marktgebiet Gaspool
Tag Zeitreihe Summe Einheit
01.10.2016 NKSALDO1 3.000.000 kWh
01.10.2016 Summe SLP 425.000.000 kWh
01.10.2016 Abweichung 0,7059 %
aggregierte Betrachtung
Schwellenwert
zwischen 0 und -3%
aggregiert
Tag Zeitreihe Summe Einheit
01.10.2016 Aggr. NKSALDO1 -7.000.000 kWh
01.10.2016 Aggr. Summe SLP 855.000.000 kWh
01.10.2016 Aggr. Abweichung -0,8187 %
Abrechnung Zeitreihe Summe Einheit Im MG NCG:
Ausschüttung i.H. des
aggregierten Saldos
MG NCG NKABRunt -7.000.000 kWh
MG Gaspool NKABRunt - kWh
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Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen ©2016 NetConnect Germany GmbH & Co. KG
Netzkontoabrechnung– Aussetzen der aggregierten Betrachtung der MGÜ
In begründeten Fällen hat der MGV das Recht eine Erläuterung für Netzkontoabweichungen im jeweiligen Marktgebiet zu verlangen
Dies gilt insbesondere bei erheblichen Differenzen zwischen den täglichen prozentualen Netzkontoabweichungen in beiden Marktgebieten, die keine üblichen, systembedingten Netzkontoabweichungen darstellen
Ist die Erläuterung nicht hinreichend begründet, erfolgt auch bei marktgebietsüberlappenden Netzbetreibern eine marktgebietsscharfe Betrachtung und Abrechnung
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Seite 20
Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen ©2016 NetConnect Germany GmbH & Co. KG
Netzkontoabrechnung– Aggregierte Betrachtung bei Marktraumumstellung
Für den Zeitraum einer Marktraumumstellung eines (Teil-)Netzes werden dieH-Gas- und L-Gas-Netzkonten aggregiert betrachtet
D.h. die Schwellenwertprüfung findet jeweils auf dem Aggregat der NKSALD1, bzw. SLPSUM der H-Gas- und L-Gas-Netzkonten statt
Im Falle einer Marktraumumstellung die (mindestens) ein Netzkonto in Marktgebietsüberlappung betrifft, wird das Aggregat aus allen vier Netzkonten gebildet
Dies ist unabhängig davon, in welchem Marktgebiet die Marktraumumstellung stattfindet, bzw. ob diese in beiden gleichzeitig stattfindet
In begründeten Fällen hat der MGV das Recht eine Erläuterung für Netzkonto-abweichungen qualitätsscharf, bzw. im jeweiligen Marktgebiet zu verlangen
Ist die Erläuterung nicht hinreichend begründet, kann es auch bei in Marktraumumstellung befindlichen Netzbetreibern zu einer qualitätsscharfen und/oder marktgebietsscharfen Betrachtung und Abrechnung kommen
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Seite 21
Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen ©2016 NetConnect Germany GmbH & Co. KG
Rückabwicklung der täglichen NKA– Allgemeines
Im Zuge der MMMA werden ggf. gezahlte bzw. erhaltene Beträge der NKA rückabgewickelt
Monatsrechnungen (Unterallokationen) und Monatsgutschriften(Überallokationen) der NKA werden vollständig zurückerstattet
Zeitpunkt der Rückabwicklung ist vom gewählten Verfahren der Ablesung und (im Falle von Monatsrechnungen) von der Durchführung der MMMA abhängig
Eine Verrechnung der Beträge der NKA und der Beträge der MMMA erfolgt nicht
� NCG erstellt Beleg für NKA
� NB stellt Rechnung/Gutschrift für MMMA
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Seite 22
Marktgebietsweite regionale Netzbetreibertreffen ©2016 NetConnect Germany GmbH & Co. KG
Rückabwicklung bei stichtagsbezogener Ablesung - Beispiel Stichtag 31.12.
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Apr
Durchführung der NKA
für Jan 2017
(bis M+2M+25WT)
Stichtags-ablesung
31.12.
Eingang/Durchführung der MMM-Meldung und MMMA für den Monat
Dezember 2017
MärFebJan Mai Dez Jan Feb Mär Apr
� Rückabwicklung von durchgeführten NKA (Rechnungen) Jan bis Dez 2017
� Bedingung: MMMA der Monate Januar 2017 bis einschließlich Dezember 2017 wurden durchgeführt
2017
� Rückabwicklung von durchgeführten NKA (Gutschriften) Jan bis Dez 2017
� Unabhängig von den durchgeführten MMMA
2018
…
M+3M+2M+1M SM SM+3
Seite 23
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Rückabwicklung bei rollierender Ablesung
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
AprMärFebJan Mai
� Rückabwicklung der im April 2017 durchgeführten NKA (Rechnung) für Jan 2017
� Bedingung: MMMA der Monate Januar 2017 bis einschließlich Juni 2017 wurden durchgeführt
� Rückabwicklung von durchgeführter NKA (Gutschrift) für Jan 2017
…Jun Jul Aug Sep Okt Dez Jan Feb Mär AprNov
M+3M+2M+1M M+4 M+5
Durchführung der NKA
für Jan 2017
(bis M+2M+25WT)
2017
Eingang SSQNOT/Durchführung der MMM-Meldungen und MMMA für die
Monate Januar 2017 (M) bis einschließlich Juni 2017(M+5M)
2018
M+8
Seite 24
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Weitere Neuerungen KOV IX
Seite 25
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Kooperationsvereinbarung IX- Neuerungen im Überblick
Clearinggrenzen
Wegfall Zeitreihen
NKP Allokationen
Fallgruppenwechsel Informationsbereitstellung
MarktgebietsüberlappungNetzpuffer & OBA
Ableseverfahren INVOIC
Allokation Marktraumumstellung
Transparenzliste …
Seite 26
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Allokation von Netzpufferfahrweisen & OBA (1/3) – Hintergründe
Netzpuffer und OBA
� Verfügt ein NB über einen Netzpuffer, wird dieser im Rahmen der Netzsteuerung eingesetzt, um innerhalb des Gastages auftretende Lastspitzen zu glätten und damit die maximale stündliche Einspeiseleistung in das Netz zu minimieren
� Zur Aufnahme von Steuerungsdifferenzen bei Speichern oder GÜP im Verteilnetz kann ein OBA vereinbart sein
Auswirkungen auf das Netzkonto
� Netzpuffer und OBA haben Einfluss auf den tägliche Netzkontosaldo
� Vor dem Hintergrund der Einführung der täglichen Netzkontenabrechnung sollen Netzpuffer und OBA-Stände im Netzkonto berücksichtigt werden
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Seite 27
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Allokation von Netzpufferfahrweisen & OBA (2/3)– Entryso- und Exitso-Allokationen
Die Berücksichtigung im Netzkonto erfolgt mittels Entryso- und Exitso-Allokation in das „Netzkontobilanzierungsobjekt“ (NKBO)
� Allokation erfolgt an D+1KT oder bis M+12WT
� Clearing ist nicht möglich
Auf Nachfrage muss der NB seine Netzpufferfahrweisen und Daten zur Verfügung stellen und darlegen, dass es nicht zu einem missbräuchlichen Einsatz der Allokationsmeldungen gekommen ist
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Seite 28
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Allokation von Netzpufferfahrweisen & OBA (3/3) – Netzkontobilanzierungsobjekt
Einsatz des NKBO, um Netzpufferfahrweisen und/oder OBA bei der Netzkontoallokation zu berücksichtigen
NKBO wird einem Netzkonto zugeordnet
Einrichtung eines NKBO kann NB beim MGV einen Monat vor erstmaliger Allokation beantragt werden
Bezeichnung besteht aus einer 16-stelligen Identifikationsnummer:
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Marktgebiet Gasart Klasse DVGW Code(8 Stellen) Beschreibung
NC HB NKBO 71234500 NCG H-Gas NK-Bilanzierungsobjekt
NC LB NKBO 71234500 NCG L-Gas NK-Bilanzierungsobjekt
Seite 29
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Klarstellung zur Definition der Marktgebietsüberlappung
Definition der KoV VIII wird erneut angepasst:„Eine Marktgebietsüberlappung liegt vor, wenn es in einem Netz oder einem Teilnetz strömungsmechanisch möglich ist, Gasmengen aus verschiedenen Marktgebieten an Netzanschlusspunkten zur Letztverbrauchen und/ oder Netzkopplungspunkten auszuspeisen, d.h. dass mindestens ein Netzanschlusspunkt zu einem Letztverbraucher oder Netzankopplungspunkt im Netz des jeweiligen NB über beide Marktgebiete erreichbar sein muss. Liegt nur mindestens ein Teilnetz eines Netzbetreibers in einer Marktgebietsüberlappung, gilt der Netzbetreiber als in der Marktgebietsüberlappung liegend.“
Änderungen sind dem MGV vom NB mitzuteilen
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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Besonderheiten bei Speichern in der Marktgebietsüberlappung
NB in Marktgebietsüberlappung, in deren Netz ein Speicher vorhanden ist, der beiden Marktgebieten zugeordnet ist, haben darauf zu achten, dass täglich die Ausspeicherungen den Ausspeisungen zu Letztverbrauchen möglichst entsprechen
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Speicher
FNB NCG
Ausspeisepunkte NCG
Verbrauch Ausspeisepunkte NCG= 1000
Maximal mögliche Ausspeicherung NCG
= 1000
FNB GPL
Ausspeisepunkte GPL
Verbrauch Ausspeisepunkte GPL= 500
Maximal mögliche Ausspeicherung GPL
= 500
Seite 31
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NKP Aufteilung bei Marktgebietsüberlappern
Gemäß KoV sind marktgebietsüberlappende Netzbetreiber dazu verpflichtet, die prozentualen Abweichungen in den Netzkonten je Marktgebiet auch auf Tagesbasis möglichst gering zu halten
Bei notwendigen NKP-Aufteilungen prüft der marktgebietsüberlappende Netzbetreiber, ob ein anderes als das genutzte Aufteilungsverfahren zu geringeren Abweichungen der Netzkontosalden je Marktgebiet führt
Sollte Prüfung zu geringeren Abweichungen führen ist das Aufteilungsverfahren nach Abstimmung mit dem angrenzenden Netzbetreiber und dem MGV anzuwenden
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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Wegfall der Zeitreihe RLMNEV und Fallgruppenwechsel
RLMNEV
Zum 01.10.2016 entfällt die Fallgruppe RLMNEV
Das Nominierungsersatzverfahren kann (ohne bilanzielle Sonderrechte)
weiter genutzt werden (� Erfassung der Mengen z.B. als RLMoT)
Fallgruppenwechsel
RLM-Ausspeisestellen können ausschließlich den Fallgruppen RLMmT und RLMoT (RLMmT = Standard) zugeordnet werden
� Umstellung per Deklaration durch den NB
� RLMoT kann auf Wunsch des Lieferanten im Rahmen des Lieferanten-wechselprozesses oder Stammdatenprozesses gewählt werden
� Fallgruppenwechsel ohne Einbindung MGV
Teil 1
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Untertägige Informationsbereitstellung- RLM Intraday
Netzkodex (NC BAL) fordert mindestens zwei untertägige RLM-Datenbereitstellungen
� Prozess der stündlichen Energiedatenübermittlung vom NB an den TK gemäß GeLi Gas bleibt hiervon unberührt
Zweifach untertägige Bereitstellung von vorläufigen RLM-Daten erfolgt vom NB über den MGV an den BKV
Für beide Meldungen wird das gleiche Datenformat (ALOCAT/X4G) genutzt
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Versand MGV � BKV 16:00 Uhr
Versand NB � MGV 15:00 Uhr
Datenspur 06:00 – 12:00 Uhr
06:00 12:00 18:00 24:00
Versand MGV � BKV 19:00 Uhr
Versand NB � MGV 18:00 Uhr
Datenspur 06:00 – 15:00 Uhr
06:00 12:00 18:00 24:00
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Aussetzen der Clearinggrenzen
Clearinggrenze SLP
� Allokation des Tages D je ZRT und BK muss die Allokation an D-1um 100% oder mehr überschreiten oder um 50% oder mehr unterschreiten sowie jeweils um mindestens 25.000 kWh abweichen
� Aussetzen der Clearinggrenzen bei erstmaliger Deklaration und fehlender Allokation, fehlerhafter Nullallokation, Ersatzwerten und Verarbeitungsproblemen der Allokation im Verantwortungsbereich des MGV
Clearinggrenze RLM
� Abweichung von mindestens 500 kWh je BK bezogen auf die Monatssumme
� Aussetzen der Clearinggrenze bei Verarbeitungsproblemen der Allokation im Verantwortungsbereich des MGV
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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Ableseverfahren für SLP-Ausspeisepunkte– Bisherige und künftige Regelungen
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Ableseverfahren
StichtagsablesungRollierende Ablesung
Der Prozess erfolgt kontinuierlich über das ganze Jahr, so dass jeden Monat eine Teilmenge aller
Ausspeisepunkte abgelesen wird
Der Prozess erfolgt kontinuierlich über das ganze Jahr, so dass i.d.R. jeden
Monat eine Teilmenge aller Ausspeisepunkte abgelesen wird
Die Kunden werden gemäß dem DVGW Arbeitsblatt G685 zu einem Stichtag abgelesen und die Mengen auf den
Stichtag hochgerechnet
NB ermitteln die ausgespeiste Energiemenge zu einem bestimmten Stichtag bzw. um einen bestimmten
Stichtag herum
Bis
01
.10
.20
16
Ab
01
.10
.20
16
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Mehr-/Mindermengenabrechnung – Einführung INVOIC
Anwendung des SLP MMMA Zielverfahrens seit 01. April 2016
� Zielverfahren schreibt Abrechnung per INVOIC zwischen NB und TK vor
� Abrechnung zwischen MGV/NB weiterhin in Papierform,elektronische Abrechnung ist anzustreben
Ab Leistungszeitraum Oktober 2016 erfolgt die Rechnungslegung zwischen MGV und NB ebenfalls mittels INVOIC
� Erster abrechenbarer Monat = Oktober 2016 (im Januar 2017)
� Für Altzeiträume erfolgt die Abrechnung in Papierform
Auch bei einer MMM mit dem Wert Null ist eine Nullabrechnung per INVOIC zu stellen
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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Versand von anwendungsspezifischenSLP-Parametern
Wendet ein NB anwendungsspezifische Parameter an, muss der NB diese dem TK täglich D-1 bis spätestens 12:00 Uhr übermitteln
� Übermittlung von einem oder mehreren Parametern als Tagessumme oder als Stundenwerte
� Neuer EDIFACT-Nachrichtentyp: SLPASP
Übermittlung erfolgt auch, wenn an einzelnen Tagen keine anwendungsspezifischen Parameter verwendet wurden
Meldung erfolgt nicht auf Zählpunktebene
BKV können die Weiterleitung der Parameter mit den TK bilateral vereinbaren
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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Allokation im Falle einer L-/H-Gas-Marktraumumstellung
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Ab dem bilanziellen Umstellungstermin erfolgen Allokationen für die umzustellenden Ein- und Ausspeisepunkte in H-Gas BK
Ermittlung der Kosten aufgrund von zeitlichen Unterschieden zwischen Abgrenzungsstichtag und bilanziellen Umstellungstermin
� Der NB übersendet dem MGV die Summe der Allokationsdaten (im Falle von RLM mit Abrechnungsbrennwert) der betroffenen Ausspeise-punkte ab M+2M-10WT bis spätestens M+3M
� Der MGV prüft, ob externe Regelenergie beschafft werden musste und bewertet die Mengen mit der täglichen Preisdifferenz zwischen H-Gas-und L-Gas-Quality-Produkten (MOL 2)
� Der MGV stellt Rechnung oder Gutschrift an den NB; je nach Verhältnis der Kosten und Erlöse
� Die abgerechnete Ausgleichszahlungen berücksichtigt der NB bei den umlagefähigen Umstellungskosten
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Bildung des Netzkontosaldos 0
Einspeisungen Ausspeisungen
Summe NKP zu vorgelagerten NB Summe NKP zu nachgelagerten NB
Netzpufferentleerungen Netzpufferbefüllungen
Speicherausspeisungen Speicherbefüllungen
Mini-MÜT, GÜP und MÜP Einspeisungen Mini-MÜT, GÜP und MÜP Ausspeisungen
Biogaseinspeisungen SLP
Flüssiggaseinspeisungen RLM
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Der Saldo setzt sich u.a. aus folgenden Differenzen zusammen:� SLP MMM� Messungenauigkeiten� Mengen aus Brennwertdifferenzen zwischen Bilanzierungs- und
Abrechnungsbrennwert für RLM-Ausspeisepunkte (Erdgas und Biogas)� …
Netzkontosaldo 0 = Einspeisungen - Ausspeisungen
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Zeitreihentyp/ Kriterium Deklarationen Allokationen je Tag und ZRT Datenvollständigkeit Qualitative Datenanalyse
SLPAn mindestens 5 Tagen im
Liefermonat ist der Anteil auf nicht deklarierte ZRT gemessen an
den erwarteten Allokationen größer als 3% (RLM bezogen auf
D+1KT Meldung)
Mehr als 5% der erwarteten Allokationen fehlen an mindestens 5 Tagen im
LiefermonatRLMAllokationen bis M+12WT unvollständig oder nicht
eingetroffen
An mindestens 5 Tagen im Liefermonat tritt eine Abweichung von mindestens 25% zwischen der
Summe der D+1KT Allokationen und der Summe der nach M+2M-
10WT finalen Allokation auf
Entry *)
ExitSo
NKPMindestens eine NKP Allokation fehlt an mindestens 5 Tagen im
Liefermonat
Allokationen bis M+21 WT(bzw. M+26WT bei
Marktgebietsüberlappung)unvollständig oder nicht
eingetroffen
An mindestens 5 Tagen im Liefermonat tritt eine Abweichung von mindestens 25% zwischen der Summe der D+1 KT Allokationen
und der Summe der nach M+2M+10WT finalen Allokationen auf. Die Betrachtung erfolgt NKP-
scharf
Intraday RLM (9 Stunden)
Mehr als 5 % der erwarteten Allokationen fehlen an mindestens 5 Tagen im
Liefermonat
An mindestens 5 Tagen im Liefermonat tritt eine Abweichung von mindestens 25% zwischen der
Summe der RLM Intraday (6:00-15:00) Allokationen und der
Summe der finalen Allokationen (9 Stunden) nach Clearing auf
Transparenzliste– Kriterien ab dem 1.10.2016
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
*) Beinhaltet EntrySo, EntryBio und EntryH2
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� � 02102 / 59796 – 918
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Systematik der täglichen NKA
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Tägliche prozentuale NKA im Bereich zwischen 0,0000% und 35,0000%
keine Abrechnung
Tägliche prozentuale NKA >= 35,0001%
Abrechnung vom MGV an den NB (Rechnung)
Tägliche prozentuale NKA im Bereich zwischen -0,0001% bis einschließlich -3,0000%
Auszahlung vom MGV an den NB (Gutschrift
Tägliche prozentuale NKA <= -3,0001%
Keine Auszahlung
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Rückabwicklung bei stichtagsbezogener Ablesung - Theorie
Monatsrechnungen
� Rückabwicklung der täglichen NKA erfolgt bis Ende SM+3M, nach Abrechnung der relevanten Mehr-/Mindermengenabrechnungen gegenüber dem MGV (SM = Stichtagsmonat nach/im Monat der NKA)
� Relevante MMM � Rückabwicklung erfolgt nach Eingang und Abrechnung der MMM für den Monat des Stichtages der Ablesung sowie der vorangegangenen elf Monate
Monatsgutschriften
� Rückabwicklung der täglichen NKA erfolgt bis Ende SM+3M (SM = Stichtagsmonat nach/im Monat der NKA)
� Mehr-/Mindermengen müssen nicht (vollständig) vorliegen oder abgerechnet sein
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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Rückabwicklung bei rollierender Ablesung- Theorie
Monatsrechnungen
� Rückabwicklung der täglichen NKA erfolgt bis Ende M+8M, nach Abrechnung der relevanten SLP Mehr-/Mindermengenabrechnungen gegenüber dem MGV (M = Monat betroffen von NKA)
� Relevante MMM � Rückabwicklung erfolgt nach Eingang und Abrechnung der MMM für die Monate M bis einschließlich M+5M
Monatsgutschriften
� Rückabwicklung der täglichen NKA erfolgt bis Ende M+8M
� Mehr-/Mindermengen müssen nicht (vollständig) vorliegen oder abgerechnet sein
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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BMWi Eckpunktepapier Versorgungssicherheit
Veröffentlichung eines Eckpunktepapiers zur Erdgas-Versorgungssicherheit durch das BMWi am 16.12.2015
BMWi sieht den deutschen Gasmarkt in Hinblick auf Versorgungssicherheit und Kosteneffizienz grundsätzlich gut aufgestellt
Dennoch soll die Versorgungssicherheit mit Erdgas durch eine Stärkung des Regelenergiemarktes verbessert werden
BMWi sieht vor, dass die MGV dies über 2 Produkte darstellen:
� Ausweitung von Long Term Options: Langfristige Regelenergieoptionen für den Gaseinkauf (SystemBuy), die bereits von NCG eingesetzt werden, sollen ausgeweitet werden
� Entwicklung eines Demand Side Managements (DSM): Einführung eines neuen Regelenergieprodukts, durch welches eine nachfrageseitige Reduzierung des Verbrauchs durch Industriekunden angeboten werden kann
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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Regelenergie über die Börse im eigenen
Marktgebiet (Produkte mit physischer
Erfüllungsrestriktion)
Einbindung des DSM in den Regelenergiemarkt
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
1Title Market Transactions
Regelenergie über die Börse im eigenen Marktgebiet (Produkte mit Erfüllung am VHP)
2Locational
Market Transactions
Me
rit-
Ord
er
(Be
sch
affu
ngs
ran
gfo
lge
)
Regelenergie über die Börse in angrenzenden
Marktgebieten (z.B. TTF)
Regelenergie über die bilaterale Ausschreibungsplattform
(Produkte mit Erfüllung in definierten Netzzonen: Nur Lokal)
3Locational Market
Transactions
4Flexibility ServicesLongterm options
Langfristige Optionen (LTO) über die bilaterale Ausschreibungsplattform (Produkte mit Erfüllung in definierten Netzzonen: Qualitätsscharf oder Lokal)
DSM
Ko
sten
op
tima
le
Be
scha
ffun
g
Demand Side Management(Produkte mit Erfüllung in
definierten Regelenergiezonen/Netzgebieten oder Lokal)
Hour, RoD- und Day-Produkte
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Vertrags- und Kommunikationsbeziehungenbeim DSM
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Marktgebiets-verantwortlicher*
Bilanzkreis-verantwortlicher
Lieferant / Transportkunde
Industriekunde
Ausspeisenetz-betreiber
� Abschluss des Regelenergierahmenvertrags� Aufbau einer 24/7-Standardkommunikation� Angebotsabgabe gegenüber dem MGV� Anweisung zur Bereitstellung der
Regelenergie erfolgt im Abruffall� Der BKV ist im Abruffall zur Aufrecht-
erhaltung der Einspeisung verpflichtet� Im Abruffall wird dem BKV eine single-sided
VHPEXIT-Allokation in den BK geschrieben� Angabe eines Mindestzeitraums für erneute
Verfügbarkeit
� Vereinbarung zur Teilnahme am DSM
� Abstimmung der Angebotsparameter (Vorlaufzeiten, erneute Verfügbar-keit, etc.)
� Information über Abruf durch den BKV an den Lieferanten/TK
� Vereinbarung zur Teilnahme am DSM
� Abstimmung der Angebotsparameter (Vorlaufzeiten, erneute Verfügbar-keit, etc.)
� Information über Abruf durch den Lieferanten/TK anden Industriekunden
� Der Lieferant/TKhat den ANB über Teilnahme des/der Industriekunden am DSM zu informieren
� Im Falle eines Abrufs erfolgt außerdem Information über Abrufdauer und -leistung
* Abbildung von Verpflichtungen in der Kooperations-vereinbarung zur Sicherstellung der Informations-verpflichtung desTK an den ANB
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Überblick der Angebotsabgabe beim DSM
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Parameter Beschreibung Ausprägung
Leistung Angebotene Abschaltleistung min. 10 MWh/h
Regelenergiezone /Netzgebiet
Ort in dem die Leistungsreduzierung erfolgt
NCG: HN,HM,HS,LO, LWGPL: Nowega, GUD-L, GUD-H, Ontras, Gascade, GTG
Preis Preis für einen gesamten Abruf(gas)tag EUR/d
AbruftageAnzahl an Gastagen, an denen ein Abruf erfolgen kann
1 bis Anzahl GastageAusschreibungszeitraum
Vorlaufzeit Angabe der Vorlaufzeit für einen Abruf 1 bis 23 Stunden
Erneute VerfügbarkeitAngabe von Stunden bis zur erneuten Verfügbarkeit im Falle eines Abrufes
1 bis n Stunden
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FAQ DSM (1/2)
Hat der VNB ein Veto-Recht?
� Nein
� TK informiert VNB über Teilnahme eines IK am DSM
Wird der VNB im Abruffall informiert?
� Ja
� Information erfolgt durch TK
Welche Endkunden können teilnehmen?
� RLMoT
� RLMmT
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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FAQ DSM (2/2)
Können Endkunden mit unterbrechbaren Ausspeiseverträgen/Abschaltvereinbarungen am DSM teilnehmen?
� Ja, aber Risiko der „Nicht-Bewirkung“ liegt beim BKV
Sind DSM Vereinbarungen bei der Abgabe der IB zu berücksichtigen?
� Nein
Welche Aufgaben hat VNB im Engpassfall
� Info zum Verfügung stehenden Abschaltpotential im Rahmen von §16 (2) aktualisieren und an vorgelagerten NB weiterleiten
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
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Einführung der Untertägigen Verpflichtungen
Zum 01.10.2016 wird ein System der Untertägigen Verpflichtungen eingeführt, um Händlern einen Anreiz zu geben, Ein- und Ausspeisungen auch untertägig im Gleichgewicht zu halten
Einführung der Untertägigen Verpflichtungen erfolgt auf Grundlage von § 24 der EU-Verordnung Nr. 312/2014 (Network Code Balancing) und Tenor 4 der Festlegung GaBi Gas 2.0 (BK7-14-020)
Mit Einführung der Untertägigen Verpflichtungen zum 01.10.2016 entfällt die Berechnung von Strukturierungsbeiträgen für stündliche BK-Ungleichgewichte
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Seite 53
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Einführung der Untertägigen Verpflichtungen– Prozess
Zum 01.10.2016 werden stündliche Ungleichgewichte zwischen Ein- und Ausspeisung über den Tag kumuliert und stündlich mit einem eventuell vorhandenen Toleranzband verglichen
Toleranz wird gewährt für RLM-Ausspeisestellen i.H.v. 7,5 % der Tagesmenge als Band in jeder Stunde des Gastages
Die pro Stunde toleranzüberschreitenden Mengen werden dem Betrag nach als bilanzielle Flexibilitätsmenge aufsummiert
Für die so summierte bilanzielle Flexibilitätsmenge ist ein Flexibilitätskostenbeitrag pro MWh zu zahlen
Der Flexibilitätskostenbeitrag wird nur an Gastagen erhoben, an denen durch gegenläufigen RE-Einsatz Kosten für den MGV entstanden sind
Die Höhe des Flexibilitätskostenbeitrags ergibt sich aus der Hälfte der Differenz der mengengewichteten Durchschnittspreise für An- und Verkauf für den Gastag
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Seite 54
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Einführung der Untertägigen Verpflichtungen– Beispiel RLMmT
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
0
50
100
150
200
-20
-40
-40
-22
0
-24
0
-24
0
-400
-300
-200
-100
0
4 M
Wh
28
MW
h
41
2 M
Wh
41
2 M
Wh
0
100
200
300
400
VHP-Entry
RLMmT
Saldo innerhalb Toleranz
Saldo außerhalb Toleranz
2880 MWh
2880 MWh
I. Bilanzkreis: Entry / Exit
II. Kumulierter Bilanzkreis-Saldo
III. Bilanzielle Flexibilitätsmenge
Entry = 16h x 100MWh + 8h x 160MWh = 2880MWhExit = 24h x 120 MWh = 2880MWh
Toleranz = 7,5% x RLMmT = 7,5% x 2880MWh = ±216MWh
Saldo = 16h x -20MWh + 8h x +60MWh
» Stündlicher BK-Saldo (Entry - Exit) wird über den Tag kumuliert
» Vergleich Saldo gegen Toleranz (+/- 7,5%)
» Toleranzüberschreitung wird nach Betrag aufsummiert
» Summe ist bilanzielle Flexibilitätsmenge
I.
II.
III. 22
0 -
21
6 =
4 M
Wh
Abgerechnete bilanzielle
Flexibilitätsmenge
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Einführung der Untertägigen Verpflichtungen– Kostenberechnung
Teil 1: Aktuelles im Marktgebiet | Mai/Juni 2016
Tag D Preis Regelenergiemenge Kosten (+) / Erlöse (-)
Kauf 30 € 250 MWh 7.500 €
Kauf 50 € 250 MWh 12.500 €
Zwischensumme Kauf 500 MWh 20.000 €
Verkauf 25 € - 60 MWh -1.500 €
Verkauf 12,5 € - 40 MWh -500 €
Zwischensumme Verkauf - 100 MWh -2.000 €
Ø-Preis Regelenergie-Einkauf: 20.000 € / 500 MWh = 40 €/MWh
Ø-Preis Regelenergie-Verkauf: 2.000 € / 100 MWh = 20 €/MWh
Flexibilitätskostenbeitrag (nie negativ: sonst 0):½ x (Einkaufspreis - Verkaufspreis) = ½ x (40 €/MWh - 20 €/MWh) = 10 €/MWh
Vereinfachtes Rechenbeispiel zur Ermittlung der Flexibilitätskosten