Tagesbilanzierung und Einführung des neuen Regel- und Ausgleichsenergiemarktes. Auswirkungen auf den Gashandel kommunaler Energieversorgungsunternehmen

Energiewirtschaft - Gaswirschaft - Gastransport - Gashandel

Diploma Thesis , 2009 , 112 Pages , Grade: 1,7

Business economics - Trade and Distribution

Am 1. Oktober 2007 hatte die Bundesnetzagentur (BNetzA) die betroffenen Verbände der Netzbetreiber und Netznutzer zu einem Workshop eingeladen, in dem Möglichkeiten eines neuen Regel- und Ausgleichsenergiemarktes erörtert wurden. Ebenso wurden die betroffenen Verbände durch die BNetzA aufgefordert Vorschläge für die Neuordnung des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes zu unterbreiten.

Diese Konsultationsphase mündete, nach nur knapp einjähriger Anwendung der Kooperationsvereinbarung II (KoV II) vom 25. April 2007 zwischen den deutschen Gasnetzbetreibern, in dem Beschluss vom 28.Mai 2008 (Az.: BK7-08-002) der Beschlusskammer 7 der BNetzA. Mit diesem Beschluss wurden neue Regeln für Bilanzierung und Ausgleichsleistungen, d. h. neue Rahmenbedingungen für den Gaswettbewerb auf den Weg gebracht.

Die neuen Rahmenbedingungen wurden durch den Bundesverband der deutschen Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), den Verband für kommunale Unterneh-men (VKU), sowie dem Europäischen Verband der unabhängigen Strom- und Gas-verteilerunternehmen (GEODE) in die mittlerweile dritte Kooperationsvereinbarung (KoV III) überführt und mit der BNetzA konsultiert.

Im Rahmen dieser Entwicklungen kam es zu einem Übergang von der Stundenbi-lanzierung zu einer Tagesbilanzierung mit stündlichem Anreizsystem.
Die neuen Rahmenbedingungen sind mit den Intentionen den Erdgashandel in der Bundesrepublik Deutschland zu vereinfachen, den Gaswettbewerb weiter zu ver-stärken und eine Harmonisierung mit den anderen europäischen Mitgliedsstaaten zu erreichen, erarbeitet worden.

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichni

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichni

1 Einleitung
1.1 Ausgangslage
1.2 Problemstellung
1.3 Zielsetzung
1.4 Vorgehensweise

2 Rechtliche Rahmenbedingungen
2.1 Entwicklung der Liberalisierung.
2.2 Energiewirtschaftsgesetz
2.3 Gasnetzzugangsverordnung.

3 Netzzugang im Zweivertragsmodell
3.1 Marktgebiete
3.2 Vertragslandschaft im Zweivertragsmodell.
3.2.1 Einspeisevertrag
3.2.2 Ausspeisevertrag
3.2.3 Bilanzkreisvertrag
3.3 Bilanzkreismanagement
3.3.1 Bilanzkreisformen
3.3.1.1 Bilanzkreis
3.3.1.2 Sub-Bilanzkonto
3.3.1.3 Verbindung von Bilanzkreisen
3.3.2 Operative Bilanzkreisabwicklung
3.3.2.1 Voraussetzungen
3.3.2.2 Nominierungen
3.3.2.3 Allokation
3.3.2.4 Bilanzierung
3.3.2.5 Bilanzausgleich

4 Bilanzierung nach dem Stundenmodell
4.1 Operative Bilanzkreisabwicklung im Stundenmodell
4.1.1 Basisbilanzausgleich
4.1.2 Differenzmengenermittlung und -abrechnung
4.1.3 Ausgleichsenergieentgelte im Stundenmodell
4.2 Darstellung einer Bilanzierungsperiode im Stundenmodell.
4.2.1 Prozesse am Tag vor dem Gastag (D-1)
4.2.2 Prozesse nach dem Gastag (D+1)
4.2.3 Prozesse nach der Belieferung (M + 29 WT)

5 Bilanzierung nach dem Tagesmodell
5.1 Weg zur KoV III
5.1.1 Ratschläge aus Europa
5.1.2 Umsetzung in Deutschland
5.2 Grundzüge des Modells für Ausgleichsleistungen und Bilanzierung im Gassektor (GABi Gas)
5.2.1 Mengenbilanzierung auf Tagesbasis
5.2.1.1 Bilanzrelevante Mengen und Nominierung
5.2.1.2 Preissystem für Ausgleichsenergie und Veröffentlichungspflichten
5.2.1.3 Wegfall von Toleranzen und Ex-Post-Balancing
5.2.2 Implementierung eines stündlichen Anreizsystems
5.2.2.1 Relevante Stundenmengen der Fallgruppen
5.2.2.2 Strukturierungsbeitrag und Informationspflichten
5.2.3 Regelenergie
5.2.3.1 Interne Regelenergie
5.2.3.2 Externe Regelenergie
5.2.4 Umlagekonto für Regel- und Ausgleichsenergie
5.3 Darstellung einer Bilanzierungsperiode im Tagesmodell.
5.3.1 Prozesse vor dem Gastag (D-2 bzw. D-1)
5.3.2 Prozesse am Gastag (D)
5.3.3 Prozesse nach dem Gastag (D+1)
5.3.4 Prozesse nach der Belieferung (M+29 WT bzw. M+31 WT)
5.3.5 Bewertung
5.4 Zusammenfassung und Vergleich.

6 Kostenvergleich der beiden Regime
6.1 Annahmen und Rahmenbedingungen des Kostenvergleichs
6.1.1 Kostenberechnung im stündlichen Bilanzierungsmodell
6.1.2 Stundenmodell mit geändertem Zwei-Preis-System
6.1.3 Kostenberechnung im Tagesbilanzierungsmodell
6.2 Fallgruppenwechsel in die Fallgruppe RLMoT
6.2.1 Rahmenbedingungen und Annahmen
6.2.2 Kostenberechnung/-vergleich
6.3 Zusammenfassung und Evaluierung.

7 Neue Handlungsoptionen für kommunale EVU
7.1 Situation der kommunalen EVU im liberalisierten Gasmarkt.
7.2 Veränderungen aufgrund neuer Rahmenbedingungen
7.2.1 Bilanzkreisverantwortung
7.2.2 Zukünftige Speichernutzung
7.3 Strukturierte Beschaffung mit Portfoliomanagement.
7.3.1 Begriffsabgrenzung
7.3.2 Voraussetzungen und Rahmenbedingungen
7.3.3 Strukturierte Beschaffung
7.3.4 Portfoliomanagement
7.3.5 Zusammenfassung und Realisierbarkeit im kommunalen EVU

8 Zusammenfassung und Ausblick.

Anhang

Literaturverzeichnis

Internetquellenverzeichnis

Rechtsquellenverzeichnis.

Glossar

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Einzelbuchungsvariante vs. Zweivertragsvariante

Abbildung 2: Rollen innerhalb eines Marktgebietes

Abbildung 3: Vertragslandschaft im Zweivertragsmodell

Abbildung 4: Bilanzkreisformen

Abbildung 5: Bilanzkreis

Abbildung 6: Basisbilanzausgleichsfaktor

Abbildung 7: Berechnung der Toleranzbänder

Abbildung 8: Ausgleichsenergiebepreisung ausgewählter Marktgebiete

Abbildung 9: Differenzierung der Fallgruppen

Abbildung 10: Regelenergieausschreibungen

Abbildung 11: Regelenergieumlage und Strukturierungsbeiträge

Abbildung 12: Vergleich beider Bilanzierungsregime

Abbildung 13: Typischer Lastgang eines kommunalen EVU

Abbildung 14: Möglichkeiten der zukünftigen Speichernutzung

Abbildung 15: Bestandteile einer strukturierten Beschaffung

Abbildung 16: Gasfutures am EEX-Terminmarkt

Abbildung 17: Strukturierte Beschaffung mit Bandlieferungen

Abbildung 18: Kontrakte am EEX-Spomarkt

Abbildung 19: Optimierungsdimensionen des Portfoliomanagements

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Kostenberechnung im Stundenbilanzierungsregime

Tabelle 2: Kostenvergleich zur Bewertung des neuen Zwei-Preis-Systems

Tabelle 3: Kostenberechnung im Tagesbilanzierungsregime

Tabelle 4: Kostenvergleich beider Bilanzierungsregime

Tabelle 5: Kostenberechnung/-vergleich für einen Fallgruppenwechsel

1 Einleitung

1.1 Ausgangslage

Am 1. Oktober 2007 hatte die Bundesnetzagentur (BNetzA) die betroffenen Ver-bände der Netzbetreiber und Netznutzer zu einem Workshop eingeladen, in dem Möglichkeiten eines neuen Regel- und Ausgleichsenergiemarktes erörtert wurden. Ebenso wurden die betroffenen Verbände durch die BNetzA aufgefordert Vorschlä-ge für die Neuordnung des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes zu unterbreiten. Diese Konsultationsphase mündete, nach nur knapp einjähriger Anwendung der Kooperationsvereinbarung II (KoV II) vom 25. April 2007 zwischen den deutschen Gasnetzbetreibern, in dem Beschluss vom 28.Mai 2008 (Az.: BK7-08-002) der Be-schlusskammer 7 der BNetzA. Mit diesem Beschluss wurden neue Regeln für Bi-lanzierung und Ausgleichsleistungen, d. h. neue Rahmenbedingungen für den Gaswettbewerb auf den Weg gebracht.

Die neuen Rahmenbedingungen wurden durch den Bundesverband der deutschen Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), den Verband für kommunale Unterneh-men (VKU), sowie dem Europäischen Verband der unabhängigen Strom- und Gas-verteilerunternehmen (GEODE) in die mittlerweile dritte Kooperationsvereinbarung (KoV III) überführt und mit der BNetzA konsultiert.

Im Rahmen dieser Entwicklungen kam es zu einem Übergang von der Stundenbi-lanzierung zu einer Tagesbilanzierung mit stündlichem Anreizsystem.

Die neuen Rahmenbedingungen sind mit den Intentionen den Erdgashandel in der Bundesrepublik Deutschland zu vereinfachen, den Gaswettbewerb weiter zu ver-stärken und eine Harmonisierung mit den anderen europäischen Mitgliedsstaaten zu erreichen, erarbeitet worden.

1.2 Problemstellung

Ursprünglich war die deutsche Gaswirtschaft, vergleichbar der Stromwirtschaft hauptsächlich durch entlang der Wertschöpfungskette integrierte Energieversor-gungsunternehmen (EVU) gekennzeichnet. Im Gegensatz zur Elektrizitätswirt-schaft, wo auf der Erzeuger- und Importstufe eine große Anzahl von Unternehmen tätig waren gestaltet sich dies im Gasmarkt anders. Um günstige Importpreise für Erdgas zu realisieren, wurden die Importaktivitäten in wenigen Importgesellschaf-ten gebündelt. Der Erdgasbezug dieser Unternehmen wurde meistens durch langfristige Bezugsverträge gesichert. Die zahlreichen Stadtwerke (kommunale EVU)¹ und Regionalversorger hingegen waren mit der Aufgabe der Erdgasverteilung für den Wärme- bzw. Kochgasmarkt an die Letztverbraucher betraut.² Dieses führte zu einer Zweiteilung der Erdgasbeschaffung. So standen auf der Import- und Erzeu-gungsstufe große Unternehmen wie Ruhrgas AG, Thyssengas GmbH u. a., die das Erdgas auf internationalen Beschaffungsmärkten von großen Erdgasproduzenten wie z. B. aus Russland, Norwegen, etc. beschafften. Auf der Verteilungsstufe stan-den die kommunalen EVU, Regionalversorger, Betreiber von Gaskraftwerken oder Industriekunden die ihren Gasbedarf ausschließlich durch Vollversorgungsverträge mit den großen Importunternehmen deckten. Die Basis für die Preisbildung des Vollversorgungsvertrags war i. d. R. der tagesaktuelle Marktpreis für Gas, welcher an den Heizölpreis, als Konkurrenzenergie, „angelegt“ und mittels Preisformel in einem bestimmten Zeitrhythmus angepasst wurde.³ Außerdem ist ein Vollversor-gungsvertrag dadurch charakterisiert, dass der Vorlieferant alle Mengen- und Preis-risiken der Commodity Gas übernimmt und diese einpreist. Zudem beinhaltet ein solcher Vertrag u. a. auch Dienstleistungen zum Bilanzkreismanagement, d. h. das Bilanzkreismanagement wird im Rahmen eines Subbilanzkontos durch den Vorlie-feranten abgewickelt.⁴ Die Vorteile einer Vollversorgung sind der geringe Abwick-lungsaufwand, das geringe Risiko, die gute Absicherung von Preisbindungsklau-seln über gleiche Lieferverträge zu Endkunden, sowie mögliche Preisrabatte des Vorlieferanten bei Wettbewerb um einen Großabnehmer. Nachteilig sind jedoch die geringe Flexibilität bei möglichem Preisdruck im Endkundenwettbewerb, die Ab-hängigkeit vom Vorlieferanten, sowie der begrenzte Spielraum für die Vertrags- und Preisverhandlungen.⁵

Bedingt durch diese Lieferkette konnte im deutschen Gasmarkt nur auf der Be-schaffungsseite ein Großhandel entstehen. In diesem Handel bezogen die kommu-nalen EVU als Energie-Einzelhändler ihren gesamten Gasbedarf fast vollständig von den Vorlieferanten über die Großhandelsstufe.⁶

Im Jahre 1998 kam es durch die Richtlinie 98/30/EG⁷ erstmals zu Forderungen der Europäischen Union (EU) die monopolistischen Energiebinnenmärkte zu liberalisieren. In dieser Richtlinie werden die EU-Mitgliedsländer verpflichtet die Forde-rungen in nationales Recht umsetzen. Die Bundesregierung ist dieser Verpflichtung durch die Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG)⁸ und des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB)⁹ im Jahre 1998 nachgekommen. Ein Ziel der Liberalisierung war und ist das Aufbrechen der bestehenden natürlichen Monopole und der Zugang zum Energiemarkt für Dritte.

Die Liberalisierung des deutschen Gasmarktes wurde jedoch erst mit der Novellie-rung des Energiewirtschaftsgesetzes¹⁰ im Jahre 2005 intensiviert. Die Kernvor-schrift der Gasmarktliberalisierung ist der § 20 Abs. 1b EnWG¹¹. In diesem Para-graphen werden von allen Gasnetzbetreibern umfangreiche Kooperationspflichten in Bezug auf den diskriminierungsfreien, transparenten und effizienten Netzzugang gefordert.

Ihren Kooperationspflichten sind die Netzbetreiber erstmals durch die Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen (KoV I) vom 19. Juli 2006 nachge-kommen.¹² Im Rahmen weiterer Forderungen der BNetzA liegt mittlerweile die drit-te Fassung dieser Vereinbarung (KoV III) vor. Die KoV III muss ab dem Gaswirt-schaftsjahr 2008/2009, also ab dem 1. Oktober 2008, von allen Netzbetreibern um-gesetzt werden.

Um einen effizienten und diskriminierungsfreien Netzzugang sicher zu stellen, ist es u. a. wichtig transparente und einheitliche Bilanzierungs- und Ausgleichsregeln für Gasmengen festzulegen. Das bisherige Bilanzierungssystem basierte auf einem Stundenmodell, dieses wurde im Wesentlichen in der KoV II verankert. Im Rahmen ihrer Befugnisse - gemäß § 29 EnWG¹³ i. V. m. § 42, 43 GasNZV¹⁴ - hat die Be-schlusskammer 7 der BNetzA am 25. Mai 2008 im Festlegungsverfahren Aus-gleichsleistungen Gas (Bilanzkreisvertrag u. a.) die Einführung eines neuen Regel-und Ausgleichsenergiemarktes sowie den Wechsel vom Stundenbilanzierungs- auf ein Tagesbilanzierungsregime beschlossen. Bestandteil dieses Beschlusses (Az.: BK7-08-002)¹⁵ sind die Grundzüge des Modells für Ausgleichleistungen und Bilanzierung im Gassektor (GABi Gas). Als Gründe wurden u. a. die sehr kurze Bi lanzierungsperiode und die hohen Ausgleichsenergieentgelte angeführt, welche vielen Bilanzkreisverantwortlichen und Transportkunden erhebliche Probleme be-reitet haben.¹⁶ Weiterhin führt die Beschlusskammer 7 der BNetzA in ihrer Begrün-dung auf, dass durch die bisherigen Regeln die neuen Marktteilnehmer übermäßig benachteiligt werden und ein effizienter Wettbewerb deswegen nicht möglich sei.¹⁷ Der Beschluss basiert im Wesentlichen auf ein durch die BNetzA in Auftrag gege-benes Gutachten der KEMA Consulting GmbH in Zusammenarbeit mit der TPA So­lutions Ltd. Die beiden Unternehmen kamen in Ihrem Gutachten zu dem Ergebnis, dass das Stundenbilanzierungssystem nicht den gaswirtschaftlichen Gegebenhei-ten entspricht und dieses ein wesentliches Hindernis für das Entstehen eines ech-ten Wettbewerbs im Gasmarkt ist.¹⁸

Das neue Modell für den Gasmarkt, vor allem die Grundzüge für Ausgleichsleistun-gen und Bilanzierung, soll laut der These der BNetzA insbesondere einen effizien-teren Netzzugang speziell für kleine Gashändler, eine Minimierung und marktorien-tierte Beschaffung des Regelenergiebedarfs, eine Senkung der Ausgleichsenergie-entgelte sowie eine Verursachungsgerechtigkeit gewährleisten.¹⁹

Aufgrund dieser erneuten Veränderungen der Rahmenbedingungen stehen die Marktteilnehmer, insbesondere der Gashandel von kleinen und mittleren kommuna-le EVU, vor neuen Herausforderungen und Chancen.

1.3 Zielsetzung

Im Hinblick auf die Ausgangslage und die Problemstellung ist das Ziel dieser Arbeit die Darstellung des Paradigmenwechsels im Bilanzierungssystem und die damit einhergehenden Chancen und Risiken für den Gashandel kommunaler EVU.

Aufgrund der neuen Rahmenbedingungen hat sich das Bilanzierungssystem grund-legend geändert. Das Bilanzierungsmodell wurde von einem reinen Stundensystem auf ein Tagessystem mit stündlichem Anreizsystem umgestellt. Sämtliche Markt-teilnehmer, insbesondere die Transportkunden - die Petenten des Gasnetzzu-gangs, wozu auch der Gashandel der kommunalen EVU zählt - sind im Rahmen ihres operativen und strategischen Gashandels von diesem Wandel betroffen.

Die BNetzA hat ihrem Entscheidungsprozess die Novellierung der Regeln für die Bilanzierung und Ausgleichsleistungen vor allem mit einer Erleichterung für die Transportkunden bzw. Bilanzkreisverantwortlichen in Verbindung gebracht.²⁰ Die vorliegende Arbeit wird im Rahmen des Gashandels die aufgestellte These kritisch beleuchten und bewerten. Ferner soll auch die Fragestellung untersucht werden, ob sich die Möglichkeiten des Gashandels der kleinen und mittleren kommunalen EVU, sich in Zukunft selber am Gashandel zu beteiligen, verbessert haben. Das heißt, ob die kommunalen EVU zukünftig einfacher in der Lage sind ihre Gasbe-schaffung sowie die operative Durchführung selbständig abzuwickeln und welche Voraussetzungen dafür notwendig sind. Die Voraussetzungen werden anschlie-ßend aus ökonomischer Sicht analysiert und bewertet.

Ferner sollen Empfehlungen bzw. Möglichkeiten aufgezeigt werden, wie kleine und mittlere kommunale EVU zukünftig ihre Beschaffung aufbauen können bzw. welche Möglichkeiten sie haben sich aktiv am Gashandel zu beteiligen.

Es ist darauf hinzuweisen, dass lediglich Handelsprozesse bzw. deren Auswirkun-gen in dieser Arbeit untersucht und bewertet werden. Eine Fokussierung von Netz-betreiberprozessen erfolgt nicht.

1.4 Vorgehensweise

Im Hinblick auf die Ausgangslage und die Zielstellung wird im ersten Kapitel der vorliegenden Arbeit kurz auf die rechtlichen Rahmenbedingungen der Energiewirt-schaft eingegangen. Beginnend bei Entwicklung der Liberalisierung, von den An-fängen im Jahre 1998 bis zur Verankerung des Zweivertragsmodells im Jahre 2007, folgen die relevanten Rechtsvorschriften für den Gasnetzzugang in Deutsch­land.

Der Hauptteil dieser Arbeit beginnt im zweiten Kapitel mit der Darstellung des Netzzuganges nach dem Zweivertragsmodell. Zunächst wird auf den Begriff des Marktgebietes eingegangen und dessen Zweck dargestellt. Anschließend wird die Vertragslandschaft im Zweivertragsmodell näher beschrieben. Um die operative Transportabwicklung zu erläutern erfolgt abschließend eine Thematisierung der Grundprozesse des Bilanzkreismanagements.

In Kapitel 3 erfolgt die Darstellung des Bilanzierungsvorgangs nach dem bis zum 1. Oktober 2008 herrschenden Stundenbilanzierungsregimes. Angefangen bei den Besonderheiten im Stundenmodell werden anschließend die Prozesse einer Bilan-zierungsperiode beschrieben und veranschaulicht.

Darauf folgt im vierten Kapitel die Entwicklung des Tagesbilanzierungsregimes. Dies beinhaltet die Empfehlungen der Gruppe europäischer Strom- und Gasregu-lierer (ERGEG) sowie den deutschen Weg zur Einführung des neuen Regel- und Ausgleichsenergiemarktes und der Tagesbilanzierung. Um die neuen Rahmenbe-dingungen für den Gaswettbewerb zu konkretisieren werden nachfolgend die Grundzüge des Modells für Ausgleichsleistungen und Bilanzierung im Gassektor (GABi Gas) sowie die Prozesse der verlängerten Bilanzierungsperiode dargestellt. Abschließend erfolgen eine Zusammenfassung der Veränderungen und ein Ver-gleich mit dem Stundenbilanzierungsregime.

Um die aufgestellte These der BNetzA empirisch zu untersuchen, erfolgt im fünften Kapitel ein Kostenvergleich der beiden Bilanzierungsmodelle für ein typisches Lastprofil eines kommunalen EVU. Abschließend werden die neuen Rahmenbedin-gungen evaluiert und Veränderungen für kommunale EVU kurz aufgezeigt.

Das sechste Kapitel befasst sich mit den entstandenen Handlungsoptionen auf-grund der Tagesbilanzierung und der Einführung des neuen Regel- und Aus-gleichsenergiemarktes. Um die neuen Chancen und Risiken darzustellen wird zu-nächst auf die Position des Gashandels eines kommunalen EVU im liberalisierten Gasmarkt eingegangen. Im Folgenden werden die aus den Auswirkungen der Ta-gesbilanzierung entstandenen Handlungsoptionen konkretisiert und abschließend deren Realisierungsmöglichkeit in der Gasbeschaffung aufgezeigt.

Im siebten Kapitel erfolgen eine Zusammenfassung der Auswirkungen auf den kommunalen Gashandel, sowie ein kurzer Ausblick auf die zukünftige Entwicklung des Gasmarktes und die Stellung der kommunalen EVU.

2 Rechtliche Rahmenbedingungen

2.1 Entwicklung der Liberalisierung

Die Richtlinie 98/30/EG²¹ aus dem Jahre 1998 stellt die rechtliche Basis für die ers-te Phase der Liberalisierung des Erdgasmarktes dar. Sie trat am ²². Juni 1998 in Kraft und musste in den folgenden Jahren in nationales Recht der Mitgliedsstaaten umgewandelt werden. Durch diese Richtlinie wurden die Netzbetreiber von den EU-Mitgliedsstaaten verpflichtet, Dritten den Zugang zu ihren Gasnetzen zu ge-währen, d. h. die bestehenden natürlichen Monopole sollten aufgebrochen wer-den.22 Die Umsetzung in nationales Recht erfolgte durch das novellierte Energie-wirtschaftsgesetz²³ im Jahre 1998, sowie durch die siebte Novelle des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen.²⁴

Die Wahl des Netzzugangssystems wurde wie im Elektrizitätsbereich den Mit-gliedsstaaten überlassen. Im deutschen Erdgasmarkt kam es zu derselben Wahl wie im deutschen Elektrizitätsmarkt, dem verhandelten Netzzugang. Hier schließen die betroffenen Verbände privatrechtliche Vereinbarungen in denen die techni-schen, organisatorischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen und Rahmenbe-dingungen des Netzzuganges geregelt sind.²⁵ Alle anderen Mitgliedstaaten der Eu-ropäischen Union einigten sich auf einen regulierten Netzzugang.²⁶ Aufgrund dieser Entscheidung entstand in der BRD die erste Verbändevereinbarung zum Netzzu-gang bei Erdgas (VV Erdgas I), die vor allem zur Konkretisierung der Netzzu-gangsbedingungen im Gasmarkt diente. An dieser Vereinbarung waren auf Seiten der Gaswirtschaft der Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (BGW), der Vorläuferorganisation des Bundesverbandes der deutschen Energie-und Wasserwirtschaft (BDEW), sowie der Verband kommunaler Unternehmen (VKU) und auf Seiten der Verbraucher, der Bundesverband der deutschen Industrie (BDI) neben dem Verband der industriellen Kraftwirtschaft (VIK) beteiligt.²⁷

In der VV Erdgas I wurde ein einzeltransaktionsbezogener Netzzugang verein-bart.²⁸ Dieses Gasnetzzugangsmodell wird auch als Punkt-zu-Punkt-Modell be-zeichnet, da es unterstellt wurde, das sämtliche Gaslieferungen/-flüsse physisch transportiert werden und für das zugrunde liegende Handelsgeschäft ein exakter physischer Transportpfad von einem Einspeisepunkt zu einem Ausspeisepunkt (Punkt-zu-Punkt) festgelegt werden kann.²⁹ Allerdings impliziert dieses Modell ei-nen hohen Transaktionsaufwand, da aufgrund der unterstellten Punkt-zu-Punkt Lie-ferungen viele komplexe Verträge geschlossen werden mussten.³⁰

Aufgrund dieser Missstände kam es am 3. Mai 2002 zum Abschluss einer überar-beiteten VV Erdgas II, in der das bisherige Netzzugangsmodell jedoch im Kern-punkt unverändert beibehalten wurde, d. h. es basierte weiterhin auf dem Punkt-zu-Punkt-Modell. Die Transportkunden buchten somit weiterhin bei jedem Netzbetrei-ber, der sich zwischen Einspeise- und Ausspeisepunkt des Gases befindet, eine entsprechende Transportkapazität.³¹

Die Monopolkommission bemängelte in ihrem vierzehnten Hauptgutachten aus dem Jahre 2000/2001, dass die VV Erdgas II eher den Charakter eines „window dressing“ für die Öffentlichkeit hat, als den eines Schrittes zu mehr Wettbewerb auf dem Gasmarkt.³²

Neben den vorgenannten Hindernissen, kam das Bundesministerium für Wirtschaft in seinem Monitoringbericht 2003 zu dem Ergebnis, dass auch die Bilanzierung bzw. der Bilanzausgleich in einem Punkt-zu-Punkt-Modell nicht den wettbewerbli-chen Vorgaben entspricht. Aufgrund der einzeltransaktionsbezogenen Abwicklung des Gastransports, müssen die Händler für jedes Einzelgeschäft den Bilanzkreis separat mit jedem Netzbetreiber abrechnen. Dies führt dazu, dass unvermeidbare Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisungen aufgrund stochastischer und un-planbarer Abweichungen zwischen Prognose und tatsächlicher Abnahme in größerem Maße wirtschaftlich relevant werden, als wenn eine Vielzahl von Einzel-geschäften in einem Netzgebiet miteinander saldiert werden können und daraus ein kumulierter Ausgleich von Fehlern aus diversen Einzelgeschäften erfolgt.³³

Da dieses Konzept nur eine Zwischen- bzw. Übergangslösung sein sollte, wurde vereinbart bis zum 30. September 2003 ein verbessertes System zu entwickeln. Die anschließenden Verhandlungen über eine VV Erdgas III scheiterten an den un-terschiedlichen Ansichten der beteiligten Verbände.³⁴ Die Verbände der Energie-verbraucher forderten die Einführung eines Entry-Exit-Modells, in dem nur ein Ein speise- und ein Ausspeisevertrag für den gesamten Netzzugang innerhalb eines Netzgebietes erforderlich gewesen wären. Die Verbände der Gaswirtschaft jedoch, wiesen diese Forderungen als technisch unrealisierbar zurück und beharrten wei-terhin auf dem Punkt-zu-Punkt-Modell.³⁵

Da der Versuch einen freien Wettbewerb im deutschen Gasmarkt zu etablieren fehlschlug, was auch in vielen anderen Mitgliedsländern der EU der Fall war, wurde die Richtlinie 98/30/EG durch die Richtlinie 2003/55/EG³⁶ abgelöst. In dieser Richt-linie werden die Gründe für das bisherige Scheitern der Liberalisierung genannt. Als Hauptursachen werden vor allem die mangelhaften Regelungen zum Netzzu-gang, Speicherzugang, der Tarifierung sowie das schlechte Zusammenwirken der unterschiedlichen Öffnungssysteme der EU-Mitgliedsstaaten angeführt.³⁷ Aufgrund dieser Missstände in der bisherigen Umsetzung der Liberalisierung zeigte die EU-Kommission den EU-Mitgliedsländern konkrete Eckpunkte für eine wirksame Marktöffnung auf und verstärkte den Druck auf die Mitgliedsländer. Die wichtigste Maßnahme dieser Richtlinie liegt im Netzzugang für Dritte auf Basis von nichtdis-kriminierenden und veröffentlichten Zugangstarifen, welche der Genehmigung einer neu einzurichtenden nationalen Regulierungsbehörde bedürfen. In Folge dessen hat die BNetzA im Sommer 2005 zur Umsetzung dieser Richtlinie ihre Arbeit auf-genommen.

Außerdem wurde der verhandelte Netzzugang ausgeschlossen und lediglich der regulierte Netzzugang zugelassen.³⁸ Weiterhin ist die Entflechtung (Unbundling) der vertikal integrierten Versorgungsunternehmen und der Zugang zu Speicheran-lagen zu nennen. Als markantes Datum wurde der 1. Juli 2007 verankert. Ab die-sem Tag sollen alle Erdgaskonsumenten ihr Versorgungsunternehmen frei wählen können.³⁹

Den Forderungen der EU-Kommission, insbesondere der Maßnahmen der Richtli-nie 2003/55/EG, wurde durch die Verabschiedung des Energiewirtschafts-gesetzes⁴⁰ vom 13. Juli 2005 Rechnung getragen. Vor allem der § 20 Abs. 1b EnWG zielt auf die Beseitigung der genannten Missstände ab, denn in diesem Paragraphen wird erstmals die Forderung eines Entry-Exit-Systems auf Basis eines Zweivertragsmodells gesetzlich verankert. D. h. das zur Abwicklung des Zuganges zu Gasnetzen in der BRD lediglich ein Vertrag mit dem Netzbetrei-ber, in dessen Netz Gas eingespeist werden soll (Einspeisevertrag) und ein Vertrag mit dem Netzbetreiber , aus dessen Netz Gas entnommen werden soll (Ausspeise-vertrag), geschlossen werden müssen. Im Satz 5 dieses Paragraphen werden die Netzbetreiber verpflichtet, in dem Maß zusammen zu arbeiten, um diesen Netzzu-gang zu realisieren.⁴¹

Aufgrund der Kooperationspflichten der Netzbetreiber hat die BNetzA beginnend am 26. Oktober 2005 zu sechs Gesprächen des Konsultationskreises Gasnetzzu-gang geladen. Daraufhin haben sich einige Stadtwerke im Namen der GEODE be-reit erklärt ein transportpfad- und transaktionsunabhängiges Entry-Exit-Modell (Ba-sismodell) zu entwickeln.⁴² Neben diesem Modell wurde von Seiten des BGW, der BNetzA ein konkurrierender Vorschlag, das sog. Optionsmodell (Einzelbuchungs-variante), auf die nicht näher eingegangen wird, zum Gasnetzzugang unterbreitet. Dieser Vorschlag konnte sich letztendlich gegen das Basismodell nicht durchset-zen, da es aus Sicht der BNetzA nicht ausreichend i. S. d. § 20 Abs. 1b EnWG war.⁴³ Im Rahmen dieses Prozesses ist die „Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelege-nen Gasversorgungnetzen“ (KoV I) entstanden. In der ersten BGW/VKU-Veröffentlichung der KoV I wird das Basismodell jedoch ungenau und unvollständig dargestellt, was dessen Umsetzung behinderte.⁴⁴ Die Kernpunkte der KoV I liegen in der Wahlmöglichkeit zwischen der Zweivertragsvariante und der Einzelbu-chungsvariante zum Netzzugang. Die KoV I hatte bis zur Entscheidung der BNetzA vom 17. November 2006 Bestand. In der Entscheidung (Az.: BK7-06-074) unter-sagt die BNetzA die Anwendung der Einzelbuchungsvariante. Dieses geschah vor allem aufgrund von Beschwerden des Bundesverbandes neuer Energieanbieter sowie von Nuon Deutschland.⁴⁵ Die Beschlusskammer der BNetzA sieht in der Ausgestaltung der Einzelbuchungsvariante ein missbräuchliches Verhalten, da sie weder den gesetzlichen Zielen eines diskriminierungsfreien und effizienten Netzzu-ganges, einer effizienten Gasversorgung, noch einem massengeschäftstauglichen Netzzugang entspricht.⁴⁶ Somit ist der Netzzugang gem. § 20 Abs. 1b EnWG nur noch auf Basis der Zweivertragsvariante anzubieten.⁴⁷ Außerdem ist in dem Be-schluss die Verlagerung des Lieferortes für Gas auf den virtuellen Handelspunkt verankert worden.⁴⁸ Die folgende Abbildung stellt die beiden Netzzugangssysteme noch einmal exemplarisch gegenüber.

In Anlehnung an: Lenz, M. (2007): Allgemeine Einführung, Grundlagen des Zweivertragsmodells und Ka-pazitätsbuchungen, Informationsveranstaltung E.ON Gastransport am 03.08.2007 in Essen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Einzelbuchungsvariante vs. Zweivertragsvariante

Aufgrund dieser Entscheidung haben die beteiligten Vertragspartner aus der KoV I mit der Änderungsfassung vom 25. April 2007 die Vereinbarung über die Koopera-tion gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gele-genen Gasversorgungsnetzen (KoV II) entwickelt, die am 1. Juni 2007 in Kraft ge-treten ist. Die wichtigste Neuerung ist, dass ab dem 1. September 2007 der Liefe-rantenwechsel, ab dem 1. Oktober 2007 die Transportabwicklung und ab dem 1. November 2007 die Transportabrechnung nur noch über die Zweivertragsvarian-te zu erfolgen hat.⁴⁹ Demnach mussten alle Neuverträge bereits nach dem Zwei-vertragsmodell abgeschlossen und sämtliche Altverträge bis zum Stichtag am 1. Oktober 2007 auf das Zweivertragsmodell umgestellt werden.⁵⁰ Die Energie-händler hatten durch die Umstellung des Lieferortes, erstmals die Möglichkeit ihre Gasportfolien aktiv mitzugestalten und somit zu optimieren.⁵¹

2.2 Energiewirtschaftsgesetz

Durch die Festlegung der EU, die Beschleunigungsrichtlinien bis zum 1. Juli 2004 in nationales Recht umzusetzen, trat am 13. Juli 2005 das Zweite Gesetz zur Neu-regelung des Energiewirtschaftsrechts (NeuRegG) in Kraft.⁵² Bei diesem neuen Gesetz handelt es sich um ein Artikelgesetz, in dem mehrere Gesetze erlassen bzw. geändert werden.⁵³ Das NeuRegG ist in sechs Artikel unterteilt. Der erste Arti-kel beinhaltet das neue EnWG⁵⁴ (2005), der zweite Artikel das Gesetz über die BNetzA und der fünfte Artikel regelt das In- und Außerkrafttreten.

Diese Novelle umfasst einige wichtige Neuerungen für das Energiewirtschaftsrecht. Die Präambel des neuen EnWG ist um die Zielsetzung, eine effiziente Versorgung sicherzustellen, erweitert worden, welches sich insbesondere in den neuen Vor-schriften zum Netzzugang widerspiegelt.⁵⁵ Ein wichtiger Punkt dieser Neuerung ist die Schaffung einer Regulierungsbehörde, der BNetzA.⁵⁶

Das EnWG gliedert sich in zehn Teile von denen die ersten drei Teile von grundle-gender Bedeutung für den Netzzugang sind. Der erste Teil beinhaltet einführend allgemeine Vorschriften. Im zweiten Teil des EnWG sind die Vorgaben zur Ent-flechtung, dem sog. Unbundling, enthalten. Unter dem Begriff Unbundling ist die Trennung des Unternehmensbereichs Energienetze von den anderen Bereichen innerhalb eines vertikal integrierten EVU zu verstehen. In den §§ 6-10 EnWG wer-den Vorgaben hinsichtlich rechtlicher, operationeller, informationeller sowie buch-halterischer Entflechtung verankert. Der dritte Teil enthält Vorschriften zur Regu lierung des Netzbetriebs. Vor allem der in diesem Teil enthaltene § 20 Abs. 1b EnWG ist für den Gasnetzzugang von Bedeutung. Dieser Paragraph regelt die Ausgestaltung des Netzzugangs aufgrund des Entry-Exit-Modell auf Zweivertragsbasis - innerhalb eines Marktgebietes - und fordert umfangreiche Ko-operationen zwischen den Netzbetreibern zur Umsetzung eines transparenten und diskriminierungsfreien Netzzugangs. In § 21a EnWG erfolgt die Konkretisierung der Anreizregulierung, dem Regulierungssystem für eine kostenorientierte Netzentgelt-bildung. Außerdem werden in diesem Teil Vorschriften zu den Aufgaben der Netz-betreiber, zum Netzanschluss sowie zu den Befugnissen der BNetzA gemacht.

2.3 Gasnetzzugangsverordnung

Zur Konkretisierung der Vorgaben im neuen EnWG erließ die Bundesregierung aufgrund der Ermächtigung im § 24 EnWG diverse Verordnungen, u. a. die Gas-netzzugangsverordnung⁵⁷ (GasNZV). In dieser Verordnung wird im Wesentlichen die Organisation und Anbahnung des Netzzuganges, die vertragliche Ausgestal-tung des Netzzuganges sowie der Bilanzausgleich geregelt. Neben dieser Verord-nung existiert noch die Gasnetzentgeltverordnung⁵⁸ (GasNEV), die die Festlegung der Methode zur Bestimmung der Entgelte für den Zugang zu den Gasfernleitungs-und Gasverteilernetzen (Netzentgelt) konkretisiert. Die GasNZV und GasNEV stel-len neben der EU-Verordnung über den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen⁵⁹ die wichtigsten Verordnungen zum Gasnetzzugang dar.

Mit der Verabschiedung der GasNZV am 25. Juli 2005 konkretisierte der deutsche Gesetzgeber die im EnWG geforderten einheitlichen Regeln zum Bilanzierungsre-gime in der Gaswirtschaft.

D. h. die GasNZV regelt u. a. die Bilanzierungsbestimmungen zwischen den Markt-teilnehmern. Sämtliche in der GasNZV zugrunde gelegten Bilanzierungsregeln be-ruhen auf einem Stundenregime. Gemäß den Grundsätzen des Bilanzausgleichs lt. § 26 Abs. 1 GasNZV haben die Transportkunden ihre Ein- und Ausspeisungen durch geeignete Maßnahmen möglichst zeitgleich aufeinander anzupassen.⁶⁰ Der zweite Absatz dieses Paragraphen garantiert den Transportkunden die Gewährung des sog. Basisbilanzausgleichs im Rahmen der Toleranzen nach § 30 GasNZV. Vor allem der 7. Teil der GasNZV ist für die Transportkunden von Bedeutung, denn dieser regelt den Bilanzausgleich. Der Teil 12 der GasNZV räumt der BNetzA die Befugnis ein Änderungen der GasNZV vorzunehmen, die für die Realisierung eines effizienten Netzzuganges erforderlich sind.

Im Hinblick auf die dynamischen Entwicklungen im Gasmarkt, aber vor allem bezo-gen auf die neuen Rahmenbedingungen für Ausgleichsleistungen und Bilanzierung, stimmt die GasNZV nicht mehr mit den derzeitigen gaswirtschaftlichen Gegeben-heiten überein. Um eine Rechtssicherheit zu gewährleisten ist somit eine Novellie-rung der GasNZV dringend erforderlich.⁶¹ Dieses hat das Bundeswirtschaftministe-rium mittlerweile erkannt und arbeitet an einer Neufassung der GasNZV.

3 Netzzugang im Zweivertragsmodell

Mit der Untersagung der Einzelbuchungsvariante am 17. November 2006 durch die BNetzA ist das Zweivertragsmodell das derzeit einzig zulässige Entry-Exit-Modell für den Gasnetzzugang/-transport. Das Ziel dieses Modells ist der Netzzugang pro Marktgebiet auf Basis von lediglich zwei abzuschließenden Verträgen.⁶²

Die folgenden Ausführungen sollen die Systematik des Zweivertragsmodells kon-kretisieren.

3.1 Marktgebiete

Ein Marktgebiet ist eine vertikale Verknüpfung bzw. Zusammenfassung von (Teil-) Netzen⁶³, das durch die Verknüpfung von hydraulisch miteinander verbundenen (Teil-)Netzen gebildet wird.⁶⁴ Jedes Marktgebiet stellt eine Bilanzzone dar, in der Gasmengen netzbetreiberübergreifend transportiert werden können, ohne das der Transportkunde/Bilanzkreisverantwortliche mit jedem beteiligten Netzbetreiber kommunizieren bzw. entsprechende Verträge abschließen muss.⁶⁵ Innerhalb der Marktgebiete existieren auf der Transport- bzw. Bilanzkreisebene diverse Marktrol-len, die in der nachfolgenden Abbildung visualisiert werden.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

In Anlehnung an: Drees, M., Fest, C., Hügging, T. (2006): Aufgaben und Herausforderungen der Bilanz-kreisführung in der Zwei-Vertrags-Variante – Teil 1; in: e|m|w Energie, Markt, Wettbewerb (2006), o. Jg., Heft 6/2006, S. 14.

Abbildung 2: Rollen innerhalb eines Marktgebietes

Wie der Abbildung zu entnehmen ist agieren innerhalb eines Marktgebietes folgen-de Rollen:

- Einspeisenetzbetreiber, hier der Ferngasnetzbetreiber (FNB),
- Regionalnetzbetreiber (RNB),
- Ausspeisenetzbetreiber, hier der örtliche Verteilnetzbetreiber (öVNB),
- Bilanzkreisnetzbetreiber, hier der Ferngasnetzbetreiber (FNB),
- Bilanzkreisverantwortlicher bzw. Transportkunde,
- Letztverbraucher als Endkunde bzw. Erdgasverbraucher.

Innerhalb des Marktgebiets übernimmt der Ferngasnetzbetreiber, als marktge-bietsaufspannender Netzbetreiber, die Rolle des Einspeisenetzbetreibers sowie die des Bilanzkreisnetzbetreibers.⁶⁶ Der Regionalnetzbetreiber ist lediglich ein zwi-schengelagerter Netzbetreiber, durch dessen Netz das Gas durchgeleitet wird und welcher im weiteren Verlauf des Gastransports keine weitere Relevanz hat. Der Ausspeisenetzbetreiber ist der Netzbetreiber in dessen Netz sich der Ausspeise-punkt zum Letztverbraucher (Haushalt, Gewerbe, Industrie) befindet. Sofern der Gashändler als Transportkunde einen Bilanzkreisvertrag mit dem Bilanzkreisnetz-betreiber schließt, ist der Transportkunde zugleich Bilanzkreisverantwortlicher. Alternativ kann der Transport einen Dritten mit dieser Aufgabe betrauen.

Im Zuge von Marktgebietskooperationen kann es vorkommen, dass sich mehrere Ferngasnetzbetreiber innerhalb eines Marktgebietes befinden. Dies ist beispiels-weise innerhalb der Marktgebietskooperation der E.ON Gastransport GmbH & Co. KG und der bayernets der Fall. Als Bilanzkreisnetzbetreiber fungiert hier die Net Connect Germany GmbH & Co. KG, eine gemeinsame Gesellschaft der beiden Ferngasnetzbetreiber.⁶⁷

Der marktgebietsaufspannende Netzbetreiber ist verpflichtet innerhalb des Markt-gebietes einen virtuellen Handelspunkt einzurichten. An diesem Handelspunkt kön-nen Käufer bzw. Verkäufer von Gas - ohne Kapazitätsbuchungen - Gas kaufen bzw. verkaufen; somit ist der Gastransport innerhalb des jeweiligen Marktgebietes vom Einspeisepunkt bis zum virtuellen Handelspunkt sowie vom virtuellen Han-delspunkt bis zum Letztverbraucher im Marktgebiet im Rahmen eines Ausspeise-vertrags möglich. Jeder Ausspeisepunkt zu einem Letztverbraucher ist aufgrund ei-ner initialen Zuordnung genau einem Marktgebiet zugeordnet.⁶⁸ In der KoV II exis tieren 16 Marktgebiete⁶⁹, aufgrund von Zusammenlegungen sollte sich die Anzahl in der derzeit gültigen KoV III auf 9 Marktgebiete reduzieren⁷⁰, derzeit existieren je-doch noch 14 Marktgebiete⁷¹.

3.2 Vertragslandschaft im Zweivertragsmodell

Für den eigentlichen, d. h. physischen Gastransport schließen die Transportkunden gem. § 3 Abs. 1 GasNZV mit dem jeweiligen Netzbetreiber der Ein- und Ausspei-senetze einen Ein- und/oder einen Ausspeisevertrag ab, d. h. der Transportkunde erhält auf Basis dieser Verträge den gesamten physischen Gasnetzzugang inner-halb des Marktgebietes. Die operative Transportabwicklung erfolgt aufgrund eines weiteren Vertrages, dem sog. Bilanzkreisvertrag. Sofern jedoch der Gasbezug am virtuellen Handelspunkt erfolgt, genügen ein Ausspeise- und ein Bilanzkreisver-trag.⁷² Alle anderen, für den Gastransport erforderliche Verträge (z. B. Netzkopp-lungsvertrag) schließen die beteiligten Netzbetreiber untereinander.⁷³

Die nachfolgende Abbildung verdeutlicht die Vertragslandschaft innerhalb eines Marktgebietes im Zweivertragsmodell. Anschließend werden die Verträge und de-ren Gegenstände näher beschrieben.

In Anlehnung an: BGW (2007e): Grundzüge des Gasnetzzugangsmodells, S. 19, Bonn 2007.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Vertragslandschaft im Zweivertragsmodell

3.2.1 Einspeisevertrag

Die Vertragspartner des Einspeisevertrages sind der Transportkunde und der Ein-speisenetzbetreiber. Durch den Abschluss eines Einspeisevertrages erlangt der Transportkunde Zugang zu dem jeweiligen Marktgebiet. Dieser Vertrag bezieht sich auf den Transport vom Einspeisepunkt bis zum virtuellen Handelspunkt. Auf Basis des Einspeisevertrages kann der Transportkunde Kapazitäten an Einspeisepunkten buchen. Der Einspeisenetzbetreiber ist vertraglich verpflichtet das Gas für den Transportkunden bis zum virtuellen Handelspunkt zu transportieren.⁷⁴

3.2.2 Ausspeisevertrag

Der Ausspeisevertrag wird zwischen dem Transportkunden und dem Ausspeise-netzbetreiber geschlossen. Der Ausspeisevertrag bezieht sich auf den Transport vom virtuellen Handelspunkt bis zum Ausspeisepunkt. Innerhalb eines örtlichen Verteilnetzes ist der Ausspeisepunkt mit der Entnahmestelle beim Letztverbraucher (Gaszähler) gleichzusetzen.⁷⁵ Auf Grundlage des Ausspeisevertrags kann der Transportkunde Kapazitäten bzw. Vorhalteleistungen an Ausspeisepunkten inner-halb des Marktgebietes buchen. Der Ausspeisevertrag verpflichtet den Ausspeise-netzbetreiber die Transportleistung für den Transportkunden zu erbringen.⁷⁶

Der Transportkunde kann zur vereinfachten Abwicklung von mehreren Ausspeise-verträgen, d. h. zur Belieferung von mehreren Letztverbrauchern, einen sog. Lieferantenrahmenvertrag mit dem Ausspeisenetzbetreiber zu schließen.⁷⁷

3.2.3 Bilanzkreisvertrag

Zur operativen Abwicklung des Transportes, d. h. zur Bilanzierung der geflossenen Gasmengen, ist ein weiterer Vertrag (Bilanzkreisvertrag) notwendig. Der Bilanz-kreisvertrag wird zwischen dem Bilanzkreisnetzbetreiber und dem Bilanzkreisver-antwortlichen abgeschlossen.⁷⁸ Der Bilanzkreisvertrag ist die Verknüpfung zwi-schen dem Ein- und Ausspeisevertrag.

3.3 Bilanzkreismanagement

Die Aufgabe des Bilanzkreismanagement ist die operative Abwicklung des Gas-transports. Um sämtlichen Marktteilnehmern ein Maximum an einheitlichen und gleichwertigen Vorgaben zur operativen Abwicklung des Gastransports zu geben, bedient man sich einer grundlegenden und einheitlichen Bilanzkreissystematik in-klusive verbindlicher Regelungen. Das Ziel des Bilanzkreismanagements ist Bilan-zierung der transportierten Gasmengen. Somit werden im Rahmen des Bilanz-kreismanagements sämtliche Ein- und Ausspeisungen in einem sog. Bilanzkreis bi-lanziert und abgerechnet. Ferner soll mit einem Bilanzkreismanagement die Portfo-liobildung auf Marktgebietsebene und damit ein netzübergreifender Differenzmen-genausgleich, der Gashandel zwischen unterschiedlichen Bilanzkreisen über einen virtuellen Punkt, sowie die Einbringung und Nutzung nachgelagerter Flexibilitäten (Speicher etc.) ermöglicht werden.⁷⁹

Zentrales Instrument des Bilanzkreismanagements ist der Bilanzkreis, welcher vom marktgebietsaufspannenden Netzbetreiber - als Bilanzkreisnetzbetreiber - administ-riert wird.⁸⁰ Ein Bilanzkreis stellt ein virtuelles Versorgungsgebiet bzw. Energie-mengenkonto dar⁸¹, der dem Ausgleich und der kaufmännischen Abrechnung von Differenzen der zugeordneten Ein- und Ausspeisungen, sowie der Übertragung von Gasmengen zwischen Bilanzkreisen über einen virtuellen Ein-/Ausspeisepunkt dient. Jeder Bilanzkreis beinhaltet einen virtuellen Ein-/Ausspeisepunkt.⁸²

Die Bilanzkreise werden in kWh/h beim Bilanzkreisnetzbetreiber geführt. Die grund-legende Bilanzkreissystematik lässt sich in drei bzw. vier Zeitabschnitte einteilen. Der Zeitabschnitt D-1 bezeichnet den Tag vor dem Gastag (bilanzieller Liefertag), der Gastag wird im Zeitabschnitt D abgebildet, der Tag nach der Lieferung wird als Zeitabschnitt D+1 bezeichnet und der Abrechnungszeitraum der geflossenen Gas-mengen mit M + 29 WT bzw. M + 31 WT.⁸³

Ferner ist zwischen den Prozessen für Kunden mit registrierender Leistungsmes-sung (RLM) und Kunden mit Standardlastprofilen (SLP) zu unterscheiden. Gem. § 29 und § 33 GasNZV sind die Netzbetreiber verpflichtet Endkunden mit einer stündlichen Ausspeiseleistung von mehr als 500 kW und einer jährliche Entnahme von mehr als 1,5 Millionen kW mit einer registrierenden Leistungsmessung (Last-gangzähler) auszustatten⁸⁴. Die Bilanzierung erfolgt hier aufgrund von ausgelese-nen Messwerten. Für Kunden mit einem geringeren Verbrauch, insbesondere bei Haushaltskunden, ist die Installation eines Lastgangzählers aus Kostengründen

ökonomisch nicht sinnvoll. Um dennoch eine massengeschäftstaugliche Abwick-lung zu gewährleisten und die Ausspeisemengen zu prognostizieren, sind von der TU München im Rahmen eines Gutachtens⁸⁵ eine Reihe von SLP erarbeitet wor-den. Ein SLP ist vereinfacht ausgedrückt eine standardisierte Verbrauchslinie, wel-che sich an einem typischen Abnahmeprofil eines Haushalts- und Gewerbekunden unter Berücksichtigung von verschiedenen Einflussfaktoren (Temperatur, Wind, Bauweise des Objektes etc.) orientiert.⁸⁶

Innerhalb des Bilanzkreismanagements lassen sich vier Hauptprozesse zur Trans-portabwicklung identifizieren. Dieses sind Nominierungen, Allokationen, Bilan zierung und Bilanzausgleich.⁸⁷

Da sich das Bilanzkreismanagement durch die veränderten Rahmenbedingungen nicht verändert hat, wird nachfolgend die grundlegende Systematik des Bilanz-kreismanagements im Zweivertragsmodell näher dargestellt.

3.3.1 Bilanzkreisformen

Ein Bilanzkreis kann grundsätzlich nur beim zuständigen Bilanzkreisnetzbetreiber eingerichtet werden.⁸⁸ Mit der Zustimmung der Bilanzkreisverantwortlichen können mehrere Transportkunden ihre Mengen in diesen Bilanzkreis einbringen.⁸⁹

Neben der Einrichtung eines eigenständigen Bilanzkreises haben die Transport-kunden/Bilanzkreisverantwortlichen die Möglichkeit weitere Formen eines Bilanz-kreises einrichten zu lassen. Die nachfolgende Abbildung zeigt die möglichen Bi-lanzkreisformen, welche in den nächsten Punkten näher betrachtet werden.

In Anlehnung an: Drees, M., Fest, C., Hügging, T. (2006): Aufgaben und Herausforderungen der Bilanz-kreisführung in der Zwei-Vertrags-Variante – Teil 2, in: e|m|w Energie, Markt, Wettbewerb (2007), o. Jg., Heft 2/2007, S. 51.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Bilanzkreisformen

3.3.1.1 Bilanzkreis

Ein Transportkunde kann mit dem Abschluss des Bilanzkreisvertrages einen Bi-lanzkreis beim Bilanzkreisnetzbetreiber einrichten. Der Transportkunde bewirt-schaftet den Bilanzkreis als Bilanzkreisverantwortlicher.⁹⁰

Sofern es zu Differenzen innerhalb des Bilanzkreises kommt, d. h. die Summe der Einspeisungen nicht der Summe der Ausspeisungen entspricht, gleicht der Bilanz-kreisnetzbetreiber diese mit bilanzieller Ausgleichsenergie aus. Wenn ein Ausgleich über etwaig gewährte Toleranzen erforderlich wird, so ist dieser Ausgleich für den Bilanzkreisverantwortlichen kostenpflichtig.⁹¹

3.3.1.2 Sub-Bilanzkonto

Alternativ können Transportkunden, die keinen eigenen Bilanzkreis mit den einher-gehenden operativen Aufgaben bewirtschaften möchten, ein Sub-Bilanzkonto beim Bilanzkreisnetzbetreiber anmelden.⁹² Das Sub-Bilanzkonto wird in einen bestehen-den Bilanzkreis eines Bilanzkreisverantwortlichens (Vorlieferant) eingebracht. Die Zustimmung des Bilanzkreisverantwortliche sowie eine Anmeldung beim Bilanz-kreisnetzbetreiber sind Voraussetzung. Nach der Anmeldung erhält der Bilanz-kreisverantwortliche eine Bestätigung mit Angabe einer Sub-Bilanzkontonummer vom Bilanzkreisnetzbetreiber.⁹³ Mit Angabe dieser Nummer kann der Transport-kunde nun seine Ein- und Ausspeisekapazitäten/Punkte⁹⁴ einbringen. In diesem Konto, welches Bestandteil des Bilanzkreis ist, werden gebuchte Ein-/Ausspeisepunkte bzw. Vorhalteleistungen zusammengefasst. Die Nominierungs-/Differenzmengen-verantwortung obliegt dem Bilanzkreisverantwortlichen.⁹⁵ Wie bereits bei der Verbindung von Bilanzkreisen (s. u.) können durch die Einbringung und Verknüpfung mehrerer Portfolien Durchmischungs- und Glättungseffekte im Gesamtportfolio entstehen. Ferner haben die Transportkunden hiermit die Möglich-keit die operativen Aufgaben der Bilanzkreisbewirtschaftung auf einen anderen Bi-lanzkreisverantwortlichen zu übertragen und bei einem entsprechenden Angebot des Bilanzkreisverantwortlichen eine Befreiung von abrechnungsrelevanten Abwei-chungspönalen zu vereinbaren. D. h. dem Transportkunden entstehen somit keine Kosten aufgrund von Prognosefehlern.⁹⁶

3.3.1.3 Verbindung von Bilanzkreisen

Zum Zwecke einer gemeinsamen Saldierung von Bilanzkreisabweichungen können Bilanzkreise alternativ miteinander verbunden werden. Dieses stellt eine Mischform des Bilanzkreises und des Sub-Bilanzkontos dar.⁹⁷ Die Bilanzkreisverantwortlichen schließen mit dem jeweiligen Bilanzkreisnetzbetreiber einen Vertrag darüber, dass Abweichungen die innerhalb ihrer Bilanzkreise auftreten miteinander verrechnet und einem Bilanzkreisverantwortlichen berechnet werden können.⁹⁸ Im Rahmen dieses Mechanismus wird ein Bilanzkreisverantwortlicher als „Rechnungsbilanz-kreisverantwortlicher“, der abrechnungstechnisch für den Rechnungsbilanzkreis verantwortlich ist, bestimmt. Die übrigen Bilanzkreisverantwortlichen werden „Un-ter-Bilanzkreisverantwortliche“, die weiterhin für ihre Bilanzkreise verantwortlich sind. Es erfolgt eine Übertragung aller eingebrachten Kapazitäten in den Rech-nungsbilanzkreis inklusive der Ansprüche aus gewährten Toleranzen.⁹⁹ Sofern es zu einer Überschreitung der Gesamttoleranzen der saldierten Bilanzkreise kommt, findet ein kostenpflichtiger Ausgleich statt. Für diesen notwendigen Ausgleich kommt der Rechnungsbilanzkreisverantwortliche auf.¹⁰⁰ Die Verbindung von Bi-lanzkreisen erfolgt somit zum Zwecke der Übertragung von Toleranzen und zur Saldierung von Differenzen innerhalb der einzelnen Bilanzkreise.¹⁰¹ Aufgrund der Verbindung der Bilanzkreise und der Einbringung bzw. Verknüpfung mehrerer Port-folien, kommt es zur Glättung und Durchmischung des Gesamtportfolios. Im idea-len Fall kommt es aufgrund der Abnahmestrukturen aller eingebrachten Ein- und Ausspeisepunkte zu einer Verringerung des Ausgleichsenergieeinsatzes.¹⁰²

3.3.2 Operative Bilanzkreisabwicklung

3.3.2.1 Voraussetzungen

Zur Abwicklung eines Bilanzkreises ist wie bereits dargestellt wurde, grundsätzlich der Abschluss eines Bilanzkreisvertrages notwendig. Der jeweilige Bilanzkreisver-antwortliche ist für die vertragsgemäße Bewirtschaftung des Bilanzkreises zustän dig.¹⁰³

Für die operative Abwicklung des Gastransportes ist die Einbringung und Buchung von Kapazitäten/Punkten zwingende Voraussetzung. Der Transportkunde meldet, unter Angabe der Bilanzkontonummer/Sub-Bilanzkontonummer, die einzubringen-den Kapazitäten/Punkte an den jeweiligen Ein- bzw. Ausspeisenetzbetreiber.

Die Ein- bzw. Ausspeisenetzbetreiber leiten die gemeldeten Informationen an den Bilanzkreisnetzbetreiber weiter, welcher anschließend den Bilanzkreisverantwortli-chen über die eingebrachten Kapazitäten/Punkte informiert. Sofern der Bilanzkreis-verantwortliche die Einbringung bestätigt, gelten die Kapazitäten/Punkte als einge-bracht und die operative Bilanzkreisabwicklung kann aufgenommen werden.¹⁰⁴

3.3.2.2 Nominierungen

Um einen reibungslosen Gastransport zu gewährleisten, müssen die Bilanzkreis-verantwortlichen im Voraus die zu transportierenden Gasmengen bei den Netz-betreibern nominieren.¹⁰⁵

Es wird grundsätzlich zwischen Ein- und Ausspeisenominierungen, sowie zwischen Meldungen der Netzbetreiber untereinander und Meldungen des Transportkunde bzw. Bilanzkreisverantwortlichen an die Netzbetreiber unterschieden. Seit der KoV II sind grundsätzlich nur noch Einspeisenominierungen notwendig. Eine Ausspeisenominierung ist nur dann erforderlich, sofern es sich um Ausspeisungen in Speichern handelt, bei Überspeisung in einen anderen Bilanzkreis oder Markt-gebiet und wenn Kapazitäten von mehreren Transportkunden an einem Ausspei-sepunkt in verschiedene Bilanzkreise eingebracht werden.¹⁰⁶ Grundsätzlich nomi-niert werden müssen demnach folgende Punkte:¹⁰⁷

- Einspeisungen,
- Speicher,
- Marktgebietsüberschreitende Transporte (MüT),
- Übertragung von Gasmengen zwischen Bilanzkreisen bei Überlappung der Marktgebiete im Ausspeise- bzw. zwischengelagerten Netz (Mini-MüT),
- Gasmengenübertragung am virtuellen Handelspunkt.

Sofern es zu Mengenabweichungen innerhalb des Liefertages kommt, hat der Transportkunde die Möglichkeit eine Renominierung gegenüber dem betroffenen Netzbetreiber bzw. Bilanzkreisnetzbetreiber vorzunehmen um abrechnungsrelevan-te Differenzmengen am Ende des Tages zu vermeiden. Bei einer Renominierung ist eine Vorlaufzeit von 2 Stunden zur nächsten vollen Stunde zu beachten.¹⁰⁸

Auf das weitere Nominierungsverfahren, insbesondere den Zeitpunkten im Nomi-nierungsmanagement wird in den Ausführungen zu den beiden Bilanzierungsregi-men näher eingegangen.

3.3.2.3 Allokation

Um die transportierten Gasmengen den jeweiligen Transportkunden zuordnen zu können, allokiert der Bilanzkreisnetzbetreiber bzw. Ein- und Ausspeisenetzbetrei-ber am folgenden Tag (D bzw. D+1) die am Tag zuvor geflossenen Gasmengen auf die einzelnen Bilanzkreise. Eine Allokation ist notwendig, wenn an einem Netz-punkt mehrere Transportkunden Gas übergeben bzw. übernehmen und die Men-gen somit nicht getrennt gemessen und erfasst werden können. In den Kooperati-onsvereinbarungen existieren 5 Allokationsverfahren:¹⁰⁹

1. Allokation nach Messung: Alle RLM-Ausspeisepunkte werden auf Grundlage der gemessenen/ausgewerteten Stundenmengen allokiert,
2. ratierliche Zuordnung: Allokation erfolgt im prozentualen Verhältnis der Nomi nierungsmengen,
3. Zuordnung nach Deklaration: Bei ungemessenen Ausspeisepunkten erfolgt die Allokation auf Basis der Wertermittlung durch den Ausspeisenetzbetreiber. Die-ses Verfahren findet Verwendung bei der Allokation von SLP. Bei analytischen SLP werden die Lastgänge auf Basis der Restlastkurve allokiert. Im syntheti-schen Verfahren werden die Lastgänge der Ausspeisepunkte mit der bis um 10 Uhr verfügbaren Prognosetemperatur und dem Kundenwert ausgerollt. Der Lastgang wird beibehalten und in den Bilanzkreis allokiert, in dem die Vorhalte-leistung des Transportkunden eingebracht wurde,
4. Allokation nach Nominierung: Die Ein-/Ausspeisungen von Speichern, Einspei-sungen am virtuellen Handelspunkt, Mini-MüT-Mengen sowie dezentraler Ein-speisungen werden auf Basis der vom Bilanzkreisverantwortlichen gesendeten und vom Ein-/Ausspeisenetzbetreiber bestätigten Nominierungen allokiert,
5. Balancing-Shipper-Methode: Mischform aus den o. g. Verfahren, hier werden die Mengen so behandelt wie in der Deklaration, mit Ausnahme der Werte eines Transportkunden. Diesem Transportkunden werden die Abweichungen zwi-schen gemessenen und summierten deklarierten Mengen zugeordnet.

Die Allokation am virtuellen Handelspunkt erfolgt nach dem Prinzip allokiert wie nominiert, d. h. bilanziert wie angemeldet.

[...]

---

¹ Die Begriffe „kommunale Energieversorgungsunternehmen“ und „Stadtwerke“ werden in dieser Arbeit synonym verwendet.

² Vgl. Spicker, J. (2006), S. 55.

³ Vgl. Spicker, J. (2006), S. 57.

⁴ Vgl. Estermann, A., Grübel, A. (2008), S. 12.

⁵ Vgl. Niehörster, C., Waschulewski, B. (2008), S. 1.

⁶ Vgl. Spicker, J. (2006), S. 57-58.

⁷ Vgl. EU (1998).

⁸ Vgl. EnWG, BGBl. I 1998, S. 730 ff., vom 28. April 1998; in Kraft getreten am 28. April 1998.

⁹ Vgl. GWB, BGBl. I 1998, S. 2521 ff., vom 26. August 1998; in Kraft getreten am 1. Januar 1999.

¹⁰ Vgl. EnWG, BGBl. I 2005, S. 1970 ff., vom 12. Juli 2005; in Kraft getreten am 15. Juli 2005.

¹¹ Vgl. EnWG, BGBl. I 2005, S. 1970 ff., vom 12. Juli 2005; in Kraft getreten am 15. Juli 2005.

¹² Vgl. KoV I (2006).

¹³ Vgl. EnWG, BGBl. I 2005, S. 1970 ff., vom 12. Juli 2005; in Kraft getreten am 15. Juli 2005.

¹⁴ Vgl. GasNZV, BGBl. I, S. 2210, vom 25. Juli 2005, in Kraft getreten am 26. Juli 2005.

¹⁵ Vgl. BNetzA (2008a).

¹⁶ Vgl. BNetzA (2008a), S. 2.

¹⁷ Vgl. BNetzA (2008a), S. 26.

¹⁸ Vgl. Hewicker, C., Kesting, S., Robinson, R. (2007), S. 102-104; BNetzA (2008a), S. 30.

¹⁹ Vgl. BNetzA (2008a), S. 9.

²⁰ Vgl. BNetzA (2008a), S. 29.

²¹ Vgl. EU (1998).

²² Vgl. Schlick, S. (2008), S. 53.

²³ Vgl. EnWG, BGBl. I 1998, S. 730 ff., vom 28. April 1998; in Kraft getreten am 28. April 1998.

²⁴ Vgl. GWB, BGBl. I 1998, S. 2521 ff., vom 26. August 1998; in Kraft getreten am 1. Januar 1999.

²⁵ Vgl. Kleest, J., Reuter, E. (2002), S. 45.

²⁶ Vgl. Spicker, J. (2006), S. 58.

²⁷ Vgl. Hosius, T. (2004), S 195.

²⁸ Vgl. Olbricht, T. (2008), S. 159.

²⁹ Vgl. Hirschhausen, C. v. (2006), S. 94.

³⁰ Vgl. BMWi (2003), S. 7-8.

³¹ Vgl. Ebrecht, C. (2003), S. 171.

³² Vgl. Monopolkommission (2002), S. 397.

³³ Vgl. BMWi (2003), S. 44.

³⁴ Vgl. BMWi (2003), S. 9-11.

³⁵ Vgl. Olbricht, T. (2008), S. 159.

³⁶ Vgl. Brühl, G., Weissmüller, G. (2006), S. 1.

³⁷ Vgl. EU (2003), S. 1.

³⁸ Vgl. Olbricht, T. (2008), S. 119-129.

³⁹ Vgl. Spreng, N. (2004), S. 13-14.

⁴⁰ Vgl. EnWG, BGBl. I 2005, S. 1970 ff., vom 12. Juli 2005, in Kraft getreten am 15. Juli 2005.

⁴¹ Vgl. EnWG (2005), § 20 Abs 1b.

⁴² Vgl. Brühl, G., Weissmüller, G. (2006), S. 2.

⁴³ Vgl. Drenckhan, A., Eger, M., Estermann, A. (2006), S. 79.

⁴⁴ Vgl. Brühl, G., Weissmüller, G. (2006), S. 3.

⁴⁵ Vgl. Bruns, M., Paatz, O., Werthschulte, S. (2007), S. 48.

⁴⁶ Vgl. BNetzA (2006a), S. 1-3.

⁴⁷ Vgl. o. V. (2007a), S. 2; BNetzA (2006b), S. 1.

⁴⁸ Vgl. Bruns, M., Paatz, O., Werthschulte, S. (2007), S. 48-49.

⁴⁹ Vgl. BGW (2007c), S. 6.

⁵⁰ Vgl. BNetzA (2008d), S. 129.

⁵¹ Vgl. Drenckhan, A., Eger, M., Estermann, A. (2006), S. 50.

⁵² Vgl. Melzer, U. (2007), S. 21.

⁵³ Vgl. Schiffer, H.-W. (2005), S. 196.

⁵⁴ Vgl. EnWG, BGBl. I 2005, S. 1970 ff., vom 12. Juli 2005; in Kraft getreten am 15. Juli 2005.

⁵⁵ Vgl. Eickhof, N. (2006), S. 3.

⁵⁶ Vgl. Ridder, N. (2007), S. 122.

⁵⁷ Vgl. GasNZV, BGBl. I 2005, S. 2210 ff., vom 25. Juli 2005, in Kraft getreten am 26. Juli 2005.

⁵⁸ Vgl. GasNEV, BGBl. I 2005, S. 2197 ff., vom 25. Juli 2005, in Kraft getreten am 26. Juli 2005.

⁵⁹ Vgl. Verordnung (EG) Nr. 1775 (2005), EU-ABl. L, S. 289, vom 3. November 2005.

⁶⁰ Vgl. GasNZV (2005), § 26 Abs. 1.

⁶¹ Vgl. Däuper, O. (2008), S. 3.

⁶² Vgl. o. V. (2007b), S, S. 6.

⁶³ Vgl. KoV III (2008), § 3.

⁶⁴ Vgl. Fest, C., Hügging, T., Peper, F. (2006), S. 35.

⁶⁵ Vgl. Drees, M, Fest, C., Hügging, T. (2006), S. 15.

⁶⁶ Vgl. KoV II (2007), § 4, KoV III (2008), § 4.

⁶⁷ Vgl. E.ON Gastransport, bayernets (2008), S. 1-2.

⁶⁸ Vgl. KoV II (2007), § 5; KoV III (2008), § 5.

⁶⁹ Vgl. KoV II (2007), Anlage 1.

⁷⁰ Vgl. KoV III (2008), Anlage 1.

⁷¹ Vgl. http://www.gasnetzkarte.de/index.html, Stand: 14.01.2009.

⁷² Vgl. BGW (2007a), S. 9.

⁷³ Vgl. Seidel, M. (2005), S. 13.

⁷⁴ Vgl. Brühl, G., Weissmüller, G. (2006), S. 10; Growitsch, C., Rammerstorfer, M. (2008), S. 12-13.

⁷⁵ Vgl. Olbricht, T. (2008), S. 190-191.

⁷⁶ Vgl. KoV II (2007), Anlage III, § 10; KoV III (2008), Anlage III, § 10.

⁷⁷ Vgl. KoV II (2007), Anlage III, § 3 Nr. 2; KoV III (2008), Anlage III, § 3 Nr. 2.

⁷⁸ Vgl. KoV II (2007), Anlage III, § 13; KoV III (2008), Anlage III, § 13.

⁷⁹ Vgl. Drees, M., Fest, C., Hügging, T. (2006), S. 14; BGW (2007b), S. 4.

⁸⁰ Vgl. Drees, M., Fest, C., Hügging, T. (2006), S. 15.

⁸¹ Vgl. BGW (2007b), S. 3.

⁸² Vgl. KoV II (2007), Anlage III, § 17; KoV III (2008), Anlage III, § 17.

⁸³ Vgl. Drees, M., Fest, C., Hügging, T. (2006), S. 16.

⁸⁴ Ein Netzbetreiber kann ein SLP auch für einen Letztverbraucher mit einer höheren Ausspeiseleistung bzw. Ausspeisung festlegen. Sofern es zum sicheren Betrieb eines Gasnetzes erforderlich ist, können auch niedrigere Grenzwerte für den Einbau von Lastgangzählern festgelegt werden.

⁸⁵ Vgl. Geiger, B., Hellwig, M. (2006).

⁸⁶ Vgl. BGW (2006), S. 11-15.

⁸⁷ Vgl. BGW (2007b), S. 7.

⁸⁸ Vgl. Muszynski, F. (2007), S. 6.

⁸⁹ Vgl. BGW/VKU (2007), S. 16.

⁹⁰ Vgl. Drees, M., Fest, C., Hügging, T. (2007), S. 46.

⁹¹ Vgl. BGW/VKU (2007), S. 16-17.

⁹² Vgl. Drees, M., Fest, C., Hügging, T. (2007), S. 46.

⁹³ Vgl. KoV II (2007), Anlage III, § 18; KoV III (2008), Anlage III, § 18.

⁹⁴ In der KoV III ist nur noch Einbringung von Punkten erforderlich, Kapazitäten sind nicht mehr relevant.

⁹⁵ Vgl. BGW/VKU (2007), S. 17.

⁹⁶ Vgl. Drees, M., Fest, C., Hügging, T. (2007), S. 46.

⁹⁷ Vgl. Drees, M., Fest, C., Hügging, T. (2007), S. 46-47.

⁹⁸ Vgl. BGW/VKU (2007), S. 17.

⁹⁹ Vgl. Drees, M., Fest, C., Hügging, T. (2007), S. 46-47.

¹⁰⁰ Vgl. BGW/VKU (2007), S. 17.

¹⁰¹ Vgl. Muszynski, F. (2007), S. 6.

¹⁰² Vgl. Drees, M., Fest, C., Hügging, T. (2007), S. 46-47; Drees, M., Fest, C., Hügging, T. (2006), S. 15.

¹⁰³ Vgl. BGW (2007b), S. 3.

¹⁰⁴ Vgl. BGW (2007b), S. 7.

¹⁰⁵ Vgl. BGW (2007b), S. 8.

¹⁰⁶ Vgl. KoV II (2007), Anlage III, § 22 Nr. 5; KoV III (2008), Anlage III, § 22 Nr. 4.

¹⁰⁷ Vgl. BGW/VKU (2007), S. 8; BDEW/VKU (2008a), S. 24.

¹⁰⁸ Vgl. BGW (2007b), S. 9.

¹⁰⁹ Vgl. BGW/VKU (2007), S. 9; BDEW/VKU (2008a), S. 26-27.

• College: University of Applied Sciences Essen
• Grade: 1,7
• Author: Patrick Braun (Author)
• Publication Year: 2009
• Pages: 112
• Catalog Number: V135260
• ISBN (eBook): 9783640428120
• ISBN (Book): 9783640424047
• Language: German
• Tags: Tagesbilanzierung, Einführung, Regel-, Ausgleichsenergiemarktes, Auswirkungen, Gashandel, Energieversorgungsunternehmen, Energiewirtschaft, Gaswirschaft, Gastransport, Gashandel