Die Festlegung der Bundesnetzagentur zu den Ausgleichs- und Bilanzierungsregeln im Gassektor bildet mit der Kooperationsvereinbarung III seit Oktober 2008 die Grundlage des Netzzugangs im liberalisierten Gasmarkt. Durch das neue Gasnetzzugangsmodell soll u.a. auch der bisher durch monopolistische Strukturen geprägte Regelenergiemarkt in wettbewerbsfreundliche Strukturen überführt werden. Durch die zentrale Koordination des Regelenergiebedarfs durch die Bilanzkreisnetzbetreiber und die Möglichkeit der Beteiligung eines jeden Marktteilnehmers am Regelenergiemarkt soll dieser transparenter und effizienter werden. Aufgrund dieser Voraussetzungen haben sich neben den Netzbetreibern auch die Erdgasvertriebe der Stadtwerke neuen Herausforderungen zu stellen. Durch die Standardisierung auf Netzbetreiberseite ergeben sich neue Chancen für den Erdgasvertrieb an Letztverbraucher. Hiermit ist ein Umdenken in der Beschaffungsstrategie – weg von der Vollversorgung und hin zum eigenen Bezugsportfolio – das Stichwort. Ein Bestandteil solch einer Strategie kann der Einsatz von Speichern sein. Einzusetzen sind diese beispielsweise als Mittel zur Glättung von Bezugsspitzen im eigenen Portfolio oder zum Verkauf von Lastflusszusagen an Netzbetreiber. Zudem eröffnet sich die Möglichkeit, den Speicher bzw. einzelne Speicherdienstleistungen an Dritte zu vermarkten. Viele Stadtwerke verfügen über Erdgasspeicher, die vor der Liberalisierung im Rahmen der integrierten Versorgung zur Optimierung des Bezugs eingesetzt wurden. Hierzu waren die Speicher häufig dem Netzbereich des integrierten Versorgungsunternehmens zugeordnet. Da Erdgasspeicher nunmehr frei von Netzrestriktionen nutzbar sind, ist zu untersuchen, inwiefern diese von anderen Konzerneinheiten nach ökonomischen Gesichtspunkten besser genutzt werden können. Die Untersuchung verschiedener Einsatzmöglichkeiten auf Seiten des Stadtwerkevertriebes oder des Netzbetreibers und deren Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ist Gegenstand dieser Arbeit; der Regelenergiemarkt steht hierbei besonders im Fokus. Ziel ist, Handlungsempfehlungen für den zukünftigen Umgang mit Erdgaskugelspeichern bei Stadtwerken an einem zuvor definierten Beispiel zu erarbeiten. Grundlage der Betrachtungen ist ein Erdgaskugelspeicher; die Ergebnisse sind jedoch grundsätzlich, bis auf wenige Aspekte, gleichsam auf Röhrenspeicher übertragbar.
Imhaltsverzeichmis
Abkürzumgsverzeichmis
Abbildumgsverzeichmis
Tabellemverzeichmis
Teil A - Emergiewirtschaftliche- umd techmische Grumdlagem
1 Eimleitumg
1.1 Ausgangssituation
1.2 Aufgabenstellung und Zielsetzung
1.3 Ablauf der Untersuchung
2 Status Quo der Liberalisierumg im Gasmarkt
2.1 Rechtliche Vorgaben der EU
2.2 Umsetzung in Deutschland
3 Netzzugamg im der deutschem Gaswirtschaft
3.1 Netzzugangsmodelle
3.2 Marktgebiete
3.3 Vertragsstrukturen im Gasmarkt
3.4 Zugang zu Gasspeichern
4 Gasspeicherumg
4.1 Grundlagen
4.2 Untertagespeicher
4.3 Übertagespeicher
4.4 Netzpuffer
4.5 Aufgabe und Wirkung von Speichern
5 Grumdmodell der Ausgleichsleistumgs- u. Bilamzierumgsregelm Gas
5.1 Gründe der Neugestaltung des Marktes für Regel- und Ausgleichsenergie
5.2 Tagesbilanzierung.
5.3 Stündliches Anreizsystem
5.4 Regel- und Ausgleichsenergieumlage
5.5 Beschaffung und Einsatz von Regelenergie
6 Amreizregulierumg
6.1 Grundlagen
6.2 Berücksichtigung von Lastflusszusagen
6.3 Berücksichtigung von Netzpuffern
6.4 Berücksichtigung von Speichern
Teil B - Amalyse umd Bewertumg des Speichereimsatzes
1 Ausga m gssituatio mumd Prämissem für die Amalyse
1.1 Technische Ausgangssituation
1.2 Netzbetreiber des Stadtwerks
1.3 Vertrieb des Stadtwerks
1.4 Hosten des Speichers
1.5 Prämissen für die Analyse
fiNutzem aus Sicht des Netzbetreibers
2.1 Lastflusszusage
2.2 Speicher als Netzpuffer
2.3 Zusammenfassung.
3 Nutze m aus Sicht des Stadtwerkevertriebes
3.1 Bezugsoptimierung
3.2 Lastflusszusage
3.3 Eigenvermarktung am Regelenergiemarkt
3.4 Vermarktung am Regelenergiemarkt über Dienstleister
3.5 Ausgliederung eines Speicherbetreibers
3.6 Zusammenfassung.
4 Bewertumg aus Homzermsicht
5 Fazit umd Ausblick
Literaturverzeichmis
Amhamg 1 : Bila mzsystem
Amhamg fi: Amreizregulierumg
Amhamg 3: Stamdardlastprofilverfahrem
Amhamg 4 : Tagesbilamzierumg umd stümdliches Amreizsystem
Amhamg 5: Regelemergie
Abkürzumgsverzeichmis
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildumgsverzeichmis
Abbildung 1: Optionen- vs. Basismodell
Abbildung 2: Schematische Darstellung der Marktgebiete
Abbildung 3: Systematik des MüT
Abbildung 4: Vertragsstrukturen im Marktgebiet
Abbildung 5: Wirkung von Speichern
Abbildung 6: Einbindung des Hugelspeichers
Abbildung 7: Typische Netzlast eines mittleren Stadtwerks im GWJ
Abbildung 8: Regressionsanalyse eines mittleren Stadtwerks im GWJ
Abbildung 9: Vergleich der Netzlast, Stundenwerte vs. Tagesband
Abbildung 10: Happung der Lastspitzen (stündliche Bilanzierung)
Abbildung 11: Happung der Lastspitzen (Bilanzierung Tagesband)
Abbildung 12: Speichersimulation, Bandbezug und Vollstrukturierung der Netzlast (Stundenwerte) aus dem Speicher (auf Wochenbasis)
Abbildung 13: Speichersimulation, Bandbezug und Vollstrukturierung der Netzlast (Tagesbänder) aus dem Speicher (auf Wochenbasis)
Abbildung 14: Übersicht der Regelenergiepreise für Ankauf und Verkauf
Abbildung 15: Bilanzkreis
Abbildung 16: Anreizregulierungsformel
Abbildung 17: Hostenanteile in der ARegV
Abbildung 18: Rechenbeispiel zur Differenzierung der Gesamtkosten (stark ver- einfacht)
Abbildung 19: Zusammenhang zwischen Hostenblöcken und dem Erlöspfad
Abbildung 20: Bilanzierung von RLM-Hunden, Fallgruppe 1
Abbildung 21: Bilanzierung von RLM-Hunden, Fallgruppe 2
Abbildung 22: Bilanzierung von SLP-Hunden, Fallgruppe 3
Tabellemverzeichmis
Tabelle 1: Gegenüberstellung der Produkte von WINGAS und RWE
Tabelle 2: Veröffentlichte Regelenergiemengen und -preise im Marktgebiet WINGAS
Tabelle 3:Veröffentlichte Regelenergiemengen und -preise im Marktgebiet RWE (H-Gas)
Tabelle 4: Veröffentlichte Ausschreibungsergebnisse von NCG
Teil A - Emergiewirtschaftliche- umd techmische Grumdlagem
1 Eimleitumg
1.1 Ausgamgssituatiom
Die Festlegung der Bundesnetzagentur zu den Ausgleichs- und Bilanzierungsre- geln im Gassektor vom 28. Mai 2008 (GABi Gas)[1] bildet mit der Hooperationsver- einbarung III (HoV)[2] seit dem 01.10.2008 die Grundlage des Netzzugangs im li- beralisierten Gasmarkt und ist für alle Marktteilnehmer in Deutschland ver- pflichtend. Durch das neue Gasnetzzugangsmodell soll u.a. auch der bisher durch monopolistische Strukturen geprägte Regelenergiemarkt in wettbewerbs- freundliche Strukturen überführt werden. Durch die zentrale Hoordination des Regelenergiebedarfs durch die Bilanzkreisnetzbetreiber und die Möglichkeit der Beteiligung eines jeden Marktteilnehmers am Regelenergiemarkt soll dieser transparenter und effizienter werden. Dies wird unterstützt durch die Hopplung der Bepreisung der Regel- und Ausgleichsenergie an Notierungen institutionali- sierter Handelsplätze.
Aufgrund dieser Voraussetzungen haben sich neben den Netzbetreibern auch die Erdgasvertriebe der Stadtwerke neuen Herausforderungen zu stellen. Durch die Standardisierung auf Netzbetreiberseite ergeben sich neue Chancen für den Erdgasvertrieb an Letztverbraucher. Hiermit ist ein Umdenken in der Beschaf- fungsstrategie - weg von der Vollversorgung und hin zum eigenen Bezugsportfo- lio - das Stichwort. Ein Bestandteil solch einer Strategie kann der Einsatz von Speichern sein. Einzusetzen sind diese beispielsweise als Mittel zur Glättung von Bezugsspitzen im eigenen Portfolio oder zum Verkauf von Lastflusszusagen an Netzbetreiber. Zudem eröffnet sich die Möglichkeit, den Speicher bzw. ein- zelne Speicherdienstleistungen an Dritte zu vermarkten.
1.2 Aufgabemstellumg umd Zielsetzumg
Viele Stadtwerke verfügen über Erdgasspeicher, die vor der Liberalisierung im Rahmen der integrierten Versorgung zur Optimierung des Bezugs eingesetzt wurden. Hierzu waren die Speicher häufig dem Netzbereich des integrierten Versorgungsunternehmens zugeordnet.
Da Erdgasspeicher nunmehr frei von Netzrestriktionen nutzbar sind, ist zu un- tersuchen, inwiefern diese von anderen Honzerneinheiten nach ökonomischen Gesichtspunkten besser genutzt werden können.
Die Untersuchung verschiedener Einsatzmöglichkeiten auf Seiten des Stadtwer- kevertriebes oder des Netzbetreibers und deren Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ist Gegenstand dieser Arbeit; der Regelenergiemarkt steht hierbei besonders im Fokus. Ziel ist, Handlungsempfehlungen für den zukünftigen Umgang mit Erd- gaskugelspeichern bei Stadtwerken an einem zuvor definierten Beispiel zu erar- beiten. Grundlage der Betrachtungen ist ein Erdgaskugelspeicher; die Ergebnis- se sind jedoch grundsätzlich, bis auf wenige Aspekte, gleichsam auf Röhrenspei- cher übertragbar.
1.3 Ablauf der Umtersuchumg
Die vorliegende Arbeit gliedert sich in zwei Homplexe. In Teil A werden die Grundlagen dargestellt, die für die spätere Analyse wichtig sind. Nach einem kurzen Überblick über den Stand der Liberalisierung des Gas- und Speicher- marktes in der Europäischen Union und in Deutschland wird das deutsche Gas- netzzugangsmodell untersucht. Hier wird besonderes Augenmerk auf die Einbin- dung von Speichern gelegt. Im vierten Unterabschnitt werden die Grundlagen der Gasspeicherung betrachtet; hier erfolgt ebenfalls eine Hlassifizierung der unterschiedlichen Speichertypen sowie die Darstellung typischer Aufgaben der Speicher im Gasmarkt. Einen zentralen Bestandteil bildet im anschließenden Ha- pitel die Festlegung der Bundesnetzagentur zum Grundmodell der Ausgleichs- leistungs- und Bilanzierungsregeln im Gassektor (GABi Gas), da diese massive Auswirkungen auf die Einsatzmöglichkeiten und Einsatzweisen von Gasspei- chern hat. Da es sich bei Netzbetreibern um staatlich regulierte Unternehmen handelt, werden im letzten Abschnitt die Auswirkungen der Anreizregulierung auf den Speichereinsatz beim Netzbetreiber betrachtet.
Teil B stellt den Schwerpunkt der Arbeit dar. Darin wird zunächst die Aus- gangssituation eines typischen Stadtwerks beispielhaft skizziert. Die dort defi- nierten technischen und wirtschaftlichen Randbedingungen bilden die Grundla- ge für die nachfolgende ökonomische, regulatorische und technische Analyse, die die Möglichkeiten der Speichernutzung für beide Marktrollen eines Stadt- werks (Netzbetreiber, Vertrieb) separat untersucht. Die Ergebnisse werden im Rahmen einer übergreifenden Bewertung vor dem Hintergrund betrachtet, dass Netzbetreiber und Vertriebe i.d.R. einem integrierten Versorgungsunternehmen angehören. Folglich wird die aus Honzernsicht optimale Speichernutzung darge- stellt. Ein anschließendes Fazit bildet den Abschluss der Arbeit und beinhaltet zudem einen Ausblick auf die zukünftige Entwicklung und die daraus abzuleiten- den Aspekte.
2 Status Quo der Liberalisierumg im Gasmarkt
2.1 Rechtliche Vorgabem der EU
Das Gasnetz stellt - vergleichbar mit dem Stromnetz - aufgrund seiner Leitungs- gebundenheit ein natürliches Monopol dar. Zur Realisierung eines europäischen Erdgasbinnenmarktes ist erklärtes Ziel - um einer Abschottung des Marktes ent- gegen zu wirken und das Entstehen von Wettbewerb in den bestehenden Struk- turen zu fördern - ein diskrimimierumgsfreier, tramsparemter und effiziemter Netzzugamg zu einem angemessenen Preis.[3]
Zur Erreichung dieses Ziels wurde die Gasbinnenmarktrichtlinie 98/30/EG am 21.07.1998 (GasRL 1PP8) verabschiedet. Diese schrieb den Mitgliedsstaaten als grundlegende Prinzipien Nichtdiskriminierung und Transparenz vor, über- ließ ihnen allerdings die Wahl der Mittel bei der Umsetzung in nationales Recht. Als Hernpunkte sind hier das Wahlrecht des Netzzugangs, die Entflechtung in- tegrierter Erdgasunternehmen und die Festlegung der Marktöffnung zu nennen. Die Mitgliedsstaaten hatten die Wahl, den „Netzzugang auf Vertragsbasis“ (ver- handelter Netzzugang) oder den „geregelten Netzzugang“ (regulierter Netzzu- gang) umzusetzen. In den Artikeln 12 und 13 fordert die GasRL 1998 zudem die buchhalterische Entflechtung (Unbundling) der Netz- und Vertriebsbereiche der integrierten Erdgasgesellschaften, um zur Vermeidung von Diskriminierung, Quersubventionierung und Wettbewerbsverzerrung beizutragen.[4]
Aufgrund der mangelhaften Umsetzung der Richtlinie von 1998, welche durch den dritten Benchmarking-Bericht[5] der Europäischen Hommission bestätigt wur- de, erließ das Europäische Parlament am 26.06.2003 die zweite Gasbinnenmark- trichtlinie 2003/55/EG (GasRL 2003), die auch als Beschleunigungsrichtlinie be- kannt ist.
Ziel der GasRL 2003 war und ist die kurzfristige Etablierung eines funktionie- renden Marktes für Erdgas. Aus diesem Grund enthält die GasRL 2003 weitrei- chende inhaltliche Veränderungen. Wichtigste Forderung der Richtlinien war die Beschleunigung der Marktöffnung für alle Erdgaskunden bis Mitte 2007. Weiterhin fordert die Richtlinie die Etablierung nationaler Regulierungsbehör- den, die den nunmehr festgeschriebenen Grundsatz des regulierten Netzzu- gangs umsetzen und überwachen sollen, um Nichtdiskriminierung, echten Wett- bewerb und ein effizientes Funktionieren des Marktes sicherzustellen.[6] Bei der Einbindung und dem Zugang zu Speichern gilt weiterhin die Wahlmöglichkeit der Mitgliedsstaaten zwischen reguliertem oder verhandeltem Zugang.[7] Im Rah- men verschärfter Entflechtungsvorschriften (Unbundling) vertikal integrierter Unternehmen schreibt die Richtlinie neben der buchhalterischen auch die infor- matorische, organisatorische und gesellschaftsrechtliche Entflechtung vor.[8] Wei- terhin muss das Verfahren sowie das Entgelt, welches vom Netznutzer für den Bilanzausgleich zu entrichten ist, kostenorientiert, transparent und nichtdiskri- minierend sein.[9] Im Rahmen des dritten Legislativpaketes der Europäischen Hommission wird die GasRL 2003 durch eine neue Richtlinie ersetzt. Da bisher jedoch lediglich Entwurfsvorlagen veröffentlicht sind, wird hier nicht weiter auf die Novellierung eingegangen.
2.2 Umsetzumg im Deutschlamd
Die Umsetzung der oben genannten Richtlinien erfolgte in Deutschland - ver- spätet - mit Inkrafttreten des novellierten Emergiewirtschaftsgesetzes (EnWG) am 13.07.2005. Inhaltlich regelt das EnWG vor allem die Prinzipien des Netzzugangs. Das Leitbild ist dabei ein diskriminierungsfreier, effizienter und transparenter Netzzugang zu angemessenen Preisen.[10] Gemäß den Zielvorgaben des europäischen Gesetzgebers wurden die Rahmenbedingungen für eine Neu- regelung des Netzzugangs in § 20 Abs. 1b EnWG festgeschrieben. Um den Netz- zugang zu vereinfachen und die Grundlage für nachhaltigen Wettbewerb zu schaffen, fordert das EnWG nunmehr die Einführung eines Emtry/ Exit-Modells. Damit gehört das strecken- oder transaktionsabhängige Punkt-zu-Punkt-Modell der Vergangenheit an.[11] Für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen ist ein sog. Z w ei-Vertrags-Modell vorgesehen, wonach ein Transportkunde lediglich einen Einspeise- (Entry-) und einen Ausspeise- (Exit-)Vertrag benötigt, um den gesam- ten Transport abzuwickeln.[12] Als wesentlich ist in diesem Zusammenhang die Hooperationsverpflichtung der Netzbetreiber anzusehen. Diese verpflichtet die Netzbetreiber zur Zusammenarbeit, sodass auch bei netzübergreifenden Trans- porten lediglich ein Einspeise- und ein Ausspeisevertrag nötig sind.[13]
Im Zuge der Umsetzung der Vorgaben der GasRL 2003 durch das EnWG hat die Bumdesmetzagemtur (BnetzA) als Regulierungsbehörde im Sommer 2005 ihre Arbeit aufgenommen. Zentrale Aufgabe der BNetzA ist es, durch Entflechtung und Regulierung der Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze die Voraussetzun- gen für einen fumktiomieremdem Wettbewerb zu schaffen. Die Tätigkeiten um- fassen die Gewährleistung eines diskriminierungsfreien Netzzugangs sowie die Hontrolle der von den EVU erhobenen Netznutzungsentgelten. Des Weiteren ge- hören die Missbrauchsaufsicht sowie die Überwachung der Vorschriften zur Entflechtung der Netzbereiche (Unbundling) zum Aufgabenspektrum der BNetzA.
Aufgrund der im EnWG geforderten Verpflichtung zur Hooperation der Gasver- sorgungsunternehmen erarbeiteten die Verbände der Gaswirtschaft (BGW/ BDEW, VHU, GEODE) die bereits erwähnte Hooperatiomsvereimbarumg (HoV), der heute nahezu alle Gasnetzbetreiber beigetreten sind. Damit sind die GVU verpflichtet, zur Abwicklung des Zugangs zu den Gasversorgungsnetzen unter- einander in dem erforderlichen Ausmaß verbindlich zusammenzuarbeiten, damit der Transportkunde zur Abwicklung, auch über mehrere Netze hinweg, nur einen Einspeise- und einen Ausspeisevertrag abschließen muss. Aufgrund eini- ger regulierungsbehördlicher Entscheidungen musste die ursprüngliche Hoope- rationsvereinbarung vom 19. Juli 2006 zweimal angepasst werden. Die Ände- rungsfassung vom 29.07.2008 ist die derzeit gültige.[14]
3 Netzzugamg im der deutschem Gaswirtschaft
3.1 Netzzugamgsmodelle
Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) fordert wie beschrieben die Einführung eines diskriminierungsfreien, effizienten und transparenten Netzzugangs. Die- ser Forderung wurde mit der Einführung eines einheitlichen Emtry-Exit-Mo- dells Rechnung getragen. Vorgänger dieses Modells war das Punkt-zu-Punkt- (P2P) oder Pfadmodell.
Unter einem Netzzugangsmodell wird allgemein die Gesamtheit und das Zusam- menspiel der Regeln verstanden, die zur Bereitstellung und Inanspruchnahme von Transportkapazität, Engpassmanagement, Bilanzausgleich, Speicherung und Entgeltermittlung erforderlich sind. Als entscheidend ist bei der Hlassifizie- rung von Netzzugangsmodellen die Definition des Begriffs „Transportkapazität“ anzusehen.[15]
Im Entry-Exit-Modell findet eine strikte Trennung der Commodity Gas und des Transports statt. In diesem Modell können im Gegensatz zum Pfadmodell Ein- speise- und Ausspeisekapazitäten unabhängig voneinander gebucht werden. Die Transportkapazität ist somit nicht auf eine definierte Transportstrecke festge- legt, wodurch die Möglichkeit geschaffen wurde, die Tramsportkapazitätem für Ein- und Ausspeisungen frei zu kombimierem.[16]
Im Zuge der Umsetzung des vom EnWG geforderten Entry-Exit-Modells fand, ausgelöst durch die Honsultation der Verbände BGW/VHU und GEODE, eine Auf- splittung in zwei Modellvarianten, nämlich in ein zwingend umzusetzendes Ba- sismodell und ein optionales Modell (Optiomemmodell) statt. Die BNetzA un- tersagte jedoch mit ihrem Beschluss (BH7-06-074) vom 17.11.2006 das Optio- nenmodell.[17]
Im Basismodell wird dem Transportkunden der Netzzugang auf der Grundlage zweier Verträge ermöglicht: dem Einspeise- und dem Ausspeisevertrag. Aus die- sem Grund hat sich der Begriff „ Z w ei-Vertrags-Modell “ etabliert. Im Folgen- den werden die Begriffe „Zwei-Vertrags-Modell“ und „Basismodell“ synonym verwandt. Durch die strikte Trennung der Handelsware Gas vom Transport, er- möglicht das Basismodell die Einrichtung eines virtuellen Handelspunktes (VP). Da den virtuellen Handelspunkten keine physischen Ein- und Ausspeisepunkte zugeordnet sind, ist der Handel von Gasmengen hier ohne gesonderte Hapazi- tätsbuchungen möglich. Der Ei ms peis ev ertrag umfasst das Recht, Gas am Ein- speisepunkt einzuspeisen und somit am VP bereitzustellen. Der Ausspeis ev er- trag umfasst das Recht, Gas am VP zu übernehmen und am Ausspeisepunkt beim Endkunden abzugeben. Die Abwicklung des Transports über ggf. zwi- schengelagerte Netzebenen (in Abbildung 1 der RNB) erfolgt im „bottom-up”- Verfahren, also ausgehend vom Netzbetreiber der ausspeisenden Netzebene (in Abbildung 1 der öVNB) bis zum Netzbetreiber der einspeisenden Netzebene (in Abbildung 1 der FNB). Das heißt, dass alle nötigen Hapazitätsbuchungen von den Netzbetreibern untereinander selbst vorgenommen und abgestimmt werden müssen.[18] Diese Hapazitätsbuchungen werden als i mt er me Bestell umg bezeich- net.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 1: Optionen- vs. Basismodell[19]
Wie dargestellt und in Abbildung 1 verdeutlicht führt das Basismodell gegen- über dem Optionenmodell zu einer wesentlichen Homplexitätsreduktion für den Transportkunden, da die (Buchungs-)Vorgänge auf zwei reduziert werden: die Einspeise- und die Ausspeisebuchung bzw. den Einspeise- und Ausspeisever- trag.[20]
3.2 Marktgebiete
Unter einem Marktgebiet ist eine „Verknüpfung von (Teil-)Netzen verschiedener miteinander verbundener Netzbetreiber zu verstehen, in denen ein Transport- kunde gebuchte Hapazitäten an Ein- und Ausspeisepunkten flexibel nutzen kann“.[21] Mögliche Einspeisungen in ein Marktgebiet können von inländischen Quellen, Importpunkten, anderen Marktgebieten oder Speichern erfolgen. Aus- speisungen aus einem Marktgebiet heraus können an andere Marktgebiete, Speicher, Letztverbraucher und Exportkunden vorgenommen werden. Weiterhin werden die Begriffe „Beginn“ und „Ende“ eines Marktgebietes verwendet. Den „Beginn“ eines Marktgebietes bilden die o.g. Einspeisepunkte, das „Ende“ die Netzkopplungspunkte zu anderen Netzen.
Im Gegensatz zu den vier Regelzonen im Strommarkt benennt die Anlage 1 der HoV III insgesamt 12 Marktgebiete. Die Zahl der Marktgebiete ist im Rahmen von Hooperationen unterschiedlicher marktgebietsaufspannender Netzbetreiber - gerade in den letzten Monaten - stark reduziert worden. Zum Beginn des neu- en Gaswirtschaftsjahres am 01.10.2009 wird es nach derzeitigem Stand voraus- sichtlich noch drei H-Gas-Marktgebiete und drei L-Gas-Marktgebiet geben.
Aufgrund der Definition eines Marktgebietes ist es möglich, dass ein Ausspeise- punkt und somit auch ein Ausspeisenetz über unterschiedliche Marktgebiete er- reicht werden kann, was in Abbildung 2 dargestellt ist. Ist ein Ausspeisepunkt von zwei oder mehr Marktgebieten aus erreichbar, spricht man von einer Marktgebietsüberlappumg. Ein Ausspeisepunkt muss einem Marktgebiet zu- geordnet sein, die Zuordnung kann allerdings bei Endkunden auf Wunsch des Lieferanten - soweit keine technischen oder wirtschaftlichen Gründe beim Aus- speisenetzbetreiber dagegen sprechen - geändert werden. Auch Speicher müs- sen somit eindeutig einem Marktgebiet zugeordnet werden, wobei auch hier die Zuordnung im Zeitablauf geändert werden kann.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 2: Schematische Darstellung der Marktgebiete[22]
Die oben beschriebene Zwei-Vertrags-Systematik gilt allerdings nur innerhalb eines Marktgebietes. Soll hingegen die Ausspeisung aus dem Netz (abgebendes Netz) eines marktgebietsaufspannenden Netzbetreibers und die Einspeisung in das Netz (aufnehmendes Netz) eines angrenzenden marktgebietsaufspannenden Netzbetreibers eines anderen Marktgebietes realisiert werden, spricht man vom mark t g eb i et süb er schr eitemdem Tra ms por t (MüT). Auch Transite durch Marktgebiete fallen unter den Begriff des MüT. Nach § 24 HoV III wird den Transportkunden der MüT auf der Grundlage von Buchungen von Ein- und Aus- speisekapazitäten an den Netzkoppelpunkten angeboten und ermöglicht (siehe Abbildung 3).[23] Anders als beim Transport innerhalb von Marktgebieten kann es zu Restriktionen seitens der marktgebietsaufspannenden Netzbetreiber kom- men. Physikalisch-technische Einschränkungen an Netzkopplungspunkten (kei- ne freien Hoppelkapazitäten verfügbar) können also zu einer Nicht-Gewährung des MüT führen.[24]
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 3: Systematik des MüT[25]
3.3 Vertragsstrukturem im Gasmarkt
Der Gasnetzzugang wird laut § 20 Abs. 1b EnWG auf der Grundlage von Ein- und Ausspeisevertrag gewährt. Zur vollständigen Abbildung des Gasnetzzugangs sind daneben noch weitere Verträge notwendig. Eine Übersicht aller Vertrags- beziehungen (in einem Marktgebiet) beinhaltet Abbildung 4. Grundsätzlich ent- spricht die Vertragssystematik derer des Strommarktes.[26] Nachfolgend werden die für die Abwicklung des Gastransports[27] wichtigen Verträge näher beschrie- ben.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
anschlussvertrag Eigentümer
Abbildung 4: Vertragsstrukturen im Marktgebiet[28]
Auf der Grundlage des Eimspeisevertrag es bucht der Transportkunde Hapazitä- ten an Einspeisepunkten in das Marktgebiet und der Einspeisenetzbetreiber wird verpflichtet, die jeweilige Transportdienstleistung für den Transportkunden zu erbringen. Vertragspartner sind demnach der Einspeisenetzbetreiber und der Transportkunde.[29] Weitere Regelungen zum Einspeisevertrag enthalten die §§ 2, HoV; 3, 8, 9 Anl. 3 zur HoV.
Im Rahmen des Ausspeis ev ertrages bucht der Transportkunde Vorhalteleis- tung oder Hapazitäten an Ausspeisepunkten innerhalb des Marktgebietes, und der Ausspeisenetzbetreiber wird verpflichtet, die jeweilige Transportdienstleis- tung für den Transportkunden zu erbringen (§ 3 Anl. 3 HoV). Vertragspartner sind demnach der Ausspeisenetzbetreiber und der Transportkunde. Als Ausspei- sepunkte gelten hier auch Netzkopplungspunkte zu angrenzenden Marktgebie- ten. Weitere Regelungen zum Ausspeisevertrag enthalten §§ 2 HoV; 10-12 Anl. 3 zur HoV.[30]
Durch den Bila mz kreis v ertrag wird die operative Abwicklung des Transportes, die Übertragung von Gasmengen zwischen Bilanzkreisen sowie der Ausgleich und die Abrechnung von Differenzmengen geregelt. Weitere Bestimmungen ent- halten die §§ 2, 19-22 HoV und §§ 3, 13-34 Anl. 3 zur HoV.[31] Die Funktionalität und Wirkung von Bilanzkreisen wird in Anhang 1 näher erläutert.
3.4 Zugamg zu Gasspeicherm
Der Zugang zu Speicheranlagen und die Zugangsbedingungen erfolgen nach § 28 EnWG im Rahmen des ver ha mdeltem N etzz uga mg s . [32] Die Speicheranlagen sind somit nach Maßgabe des § 26 EnWG von den Grundsätzen des regulierten Netzzugangs (§§ 20 bis 24 EnWG) ausgenommen.[33] Es gibt bislang also weder einheitliche Zugangsregeln für Erdgasspeicher, noch eine einheitliche Ent- geltstruktur für deren Nutzung.
An dieser Stelle sei auf die Novellierumg der GasNZV hingewiesen, die - nach Aussage des BMWi - noch im Jahre 2009 abgeschlossen werden soll. Da ein ers- ter Entwurf derzeit noch nicht vorliegt, kann eine Bewertung der Auswirkungen der Novellierung auf den Speichermarkt aktuell nicht berücksichtigt werden.
Auch das dritte Legislativpaket der Europäischen Hommission, welches u.a. eine Verordnung zur Änderung der GasRL 2003/55/EG[34] sowie der Europäischen Gas- netzzugangsverordung 1775/2005 EG umfasst, wird Auswirkungen für den Spei- chermarkt haben.[35]
Für Transportkunden sind zur Nutzung von Speichern ein Ausspeisevertrag (zur Einspeicherung) und ein Einspeisevertrag (zur Ausspeicherung) mit dem Netz- betreiber, in dessen Netz der Speicher physisch eingebunden ist, sowie ein Spei- chernutzungsvertrag mit dem Speicherbetreiber erforderlich.[36] Da nach Anlage 3, § 8 Abs. 2 der Änderungsfassung der Hooperationsvereinbarung (HoV III) mit dem Einspeisevertrag in das Netz des marktgebietsaufspannenden Netzbetrei- bers der virtuelle Handelspunkt des Marktgebietes erreicht wird, werden Spei- chermengen immer in Bilanzkreisen am VP abgewickelt.[37]
Abbildung 5 stellt die Wirkumgsweise eimes Speichers im neuen Marktmodell dar. Aufgrund der oben beschriebenen Einbindung am virtuellen Handelspunkt ist der Speicher bilanzkreiswirksam und steht so u.a. zur Bezugsoptimierung oder für Regelenergielieferungen zur Verfügung.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abbildung 5: Wirkung von Speichern[38]
Aufgrund der Einbindung (auch lokaler) Speicher am virtuellen Handelspunkt des Marktgebietes wird für die Einspeicherung ein Ausspeiseentgelt vom VP zum Ausspeisepunkt des Speichers berechnet. Bei der Ausspeicherung steht das Gas wieder am VP zur Verfügung, bei der Belieferung von Letztverbrauchern ist dann ein Ausspeiseentgelt vom VP zu den einzelnen Ausspeisepunkten zu ent- richten. Diese Systemaktik führt im Ergebnis zu einer doppelten Berechnung der Netznutzungsentgelte jeweils für die „Befüllung“ und „Entleerung“ des Speichers. Im örtlichen Verteilnetz werden demgegenüber keine Einspeiseent- gelte erhoben.[39]
4 Gasspeicherumg
4.1 Grumdlagem
Allgemein werden Gasspeicher in die beiden Hategorien Umtertage- umd Über- tagespeicher unterteilt. Zu den Untertagespeichern (überregionale Großspei- cher) gehören Havernen- und Porenspeicher; zu den Übertagespeichern (lokale Speicher) zählen Scheibengasbehälter (Gasometer), Röhren- und Hugelspeicher. Der größte Unterschied zwischen Untertage- und Übertagespeichern liegt im zur Verfügung stehenden Speichervolumen. Während Übertagespeicher ein Vo- lumen von maximal mehreren hunderttausend Hubikmetern aufweisen, können Untertagespeicher teilweise bis zu vier Milliarden Hubikmeter umfassen. Auf- grund der stark unterschiedlichen Größenordnungen werden Untertage- und Übertagespeicher für unterschiedliche, im Folgenden näher erläuterte, Aufga- ben eingesetzt.
Die vorliegende Arbeit beschäftigt sich ausschließlich mit der Analyse und Be- wertung nachgelagerter, lokaler Speicher und hier speziell Erdgaskugelspei- chern, wobei die Ergebnisse grundsätzlich auch auf Röhrenspeicher übertragbar sind. Untertagespeicher und Scheibengasbehälter werden in diesem Hapitel le- diglich der Vollständigkeit halber und zur Abgrenzung erwähnt.
Der Gasinhalt eines jeden Speichers unterteilt sich grundsätzlich in Hissemgas und Arbeitsgas. Das Hissengas ist das Gasvolumen, das in einem Speicher er- forderlich ist, um den minimal erforderlichen Speicherdruck für eine optimale Ein- und Ausspeicherung zu ermöglichen. In Havernen ist das Hissengas auch zur Gewährleistung der Festigkeit des Salzstocks erforderlich. Der Hissengasan- teil beträgt etwa 1/3 bis 1/2 des maximalen Speichervolumens (geometrisches Volumen) und verbleibt permanent im Speicher. Als Arbeitsgas definiert man das Gasvolumen, das zusätzlich zum Hissengas jederzeit eingelagert oder ent- nommen werden kann.[40]
Eine wichtige Henngröße ist neben dem Arbeitsgasvolumen die maximale Eim- umd Ausspeicherleistumg des Speichers. Bei den Untertagespeichern schwankt die Einspeicherleistung zwischen 10.000 und 1.400.000 m³(Vn)/h, die maximale Ausspeicherleistung liegt zwischen 23.000 und 2.400.000 m³(Vn)/h. Bei den Übertagespeichern liegt die Ein- und Ausspeicherleistung maximal zwi- schen 1.000 und 35.000 m³(Vn)/h.[41]
4.2 Umtertagespeicher
Bei Havermemspeicherm handelt es sich um durch bergmännischen Solprozess geschaffene Holräume in Salzstöcken. Havernenspeicher werden mittels Hom- pressoren mit dem Erdgas befüllt, sind somit vergleichbar mit unterirdischen Druckbehältern und ermöglichen hohe Ein- und Ausspeicherraten. Poremspei- cher werden häufig in alten Gas- und Öllagerstätten angelegt. Es können auch poröse Sandsteinformationen (sog. Aquifere) genutzt werden. Es handelt sich also um natürliche Lagerstätten. Aufgrund der Porenstruktur können die Ein- und Ausspeicherraten - im Gegensatz zu Havernenspeichern - nur langsam ver- ändert werden. Insgesamt verfügt Deutschland mit 46 Untertagespeichern (23 Porenspeicher, 23 Havernenspeicher), die ein gesamtes Arbeitsgasvolumen von 19,9 Mrd. m³(Vn) umfassen, nach den USA, Russland und der Ukraine über das weltweit vierthöchste Speichervolumen (Arbeitsgas). Verglichen mit dem deut- schen Arbeitsgasvolumen von 1990 (8 Mrd. m³(Vn)) Stand Anfang 2009 das 2,5fache Volumen zur Verfügung. Zurzeit befinden sich 15 Untertagespeicher in Planung oder Bau. Nach dem Endausbau der aktiven Speicher sowie der Fertig- stellung der in Planung und Bau befindlichen ergibt sich ein mögliches Arbeits- gasvolumen von 25,6 Mrd. m³(Vn).[42] Untertagespeicher haben in Deutschland, bezogen auf das zur Verfügung stehende Arbeitsgasvolumen, einen Anteil von 99,8 Prozent am gesamten Speichervolumen.[43]
[...]
[1] BNetzA (2008 a)
[2] BDEW (2008 a)
[3] Siehe Begründung der Gasbinnenmarktrichtlinien 98/30/EG und 2003/55/EG; Vgl. auch Däuper/Lokau (2005), S. 42-43
[4] Vgl. GasRL (1998)
[5] HOM (2004)
[6] Vgl. Däuper (2007), S. 145 f.
[7] Vgl. GasRL (2003), Art. 19; Olbricht (2008), S.125
[8] Vgl. GasRL (2003), Art. 9 u. 11; Maatz (2001)
[9] Vgl. GasRL (2003), Art. 8 u. 25 (2); Olbricht (2008), S.126
[10] Siehe § 1 EnWG; Vgl. auch Däuper/Lokau (2005), S. 48 f.
[11] Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 12
[12] Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 2 f.
[13] Vgl. E-Bridge Consulting (2007), S. 12; Zur weiteren Erläuterung des Netzzugangs siehe Hapitel 3.
[14] Siehe BDEW (2008)
[15] Vgl. Spicker (2006), S. 59
[16] Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 5-7; Spicker (2006), S. 60
[17] Siehe BNetzA (2006 a), S. 1-3
[18] Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 10 ff., 23 ff.
[19] Modifiziert nach Peper/Hügging/Fest (2006), S. 34
[20] Vgl. Peper/Hügging/Fest (2006), S. 35
[21] BDEW (2008 a)
[22] Modifiziert nach Ohmen (2006 a); Ohmen (2006 b)
[23] BDEW (2008 a), § 24
[24] Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 29 f.; BGW (2007), § 30
[25] Eigene Darstellung
[26] Vgl. Ohmen (2006 a), S. 46
[27] Wenn von Transport gesprochen wird, umfasst das immer auch die Belieferung von Endkunden sowie Gastransporte vom und zum Speicher.
[28] Nach Ohmen (2006 a), S. 45
[29] Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 60
[30] Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 60
[31] Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 61
[32] Vgl. Däuper (2007), S. 151
[33] Vgl. Olbricht (2008), S. 367
[34] Siehe HOM(2007)
[35] Vgl. Däuper/Lokau (2009), S. 48-51
[36] Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 41
[37] Vgl. BDEW (2008); Nagel (2007), S. 29
[38] Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 41
[39] Vgl. Brühl/Weissmüller (2006), S. 41
[40] Siehe http://www.eon-ruhrgas.com > Produkt > Untertagespeicher > Havernen- speicher, eingesehen am 01.05.2009
[41] Vgl. Michels (2009); Sedlacek (2008), S. 458 f.
[42] Vgl. Sedlacek (2008), S. 435-465; LBEG (2006), S. 44
[43] Vgl. BNetzA (2008 b), S. 169
- Quote paper
- Michael Diermann (Author), 2009, Einsatzmöglichkeiten kommunaler Erdgaskugelspeicher vor dem Hintergrund des liberalisierten Marktes für Regel- und Ausgleichsenergie, Munich, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/139840
-
-
-
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X. -
-
Upload your own papers! Earn money and win an iPhone X.