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!