I

Inhaltsverzeichnis

  Inhaltsverzeichnis.  I

  Abkürzungsverzeichnis.  III

  Abbildungsverzeichnis.  VI

Tabellenverzeichnis. VII   

1  Einleitung.  1

1.1  Ausgangslage  1

1.2  Problemstellung  1

1.3  Zielsetzung.  4

1.4  Vorgehensweise  5

2  Rechtliche Rahmenbedingungen  7

2.1  Entwicklung der Liberalisierung.  7

2.2  Energiewirtschaftsgesetz.  12

2.3  Gasnetzzugangsverordnung  13

3  Netzzugang im Zweivertragsmodell  14

3.1  Marktgebiete  14

3.2  Vertragslandschaft im Zweivertragsmodell  16

3.2.1  Einspeisevertrag  17

3.2.2  Ausspeisevertrag  17

3.2.3  Bilanzkreisvertrag.  17

3.3  Bilanzkreismanagement.  17

3.3.1  Bilanzkreisformen.  19

3.3.1.1  Bilanzkreis  20

3.3.1.2  Sub-Bilanzkonto.  20

3.3.1.3  Verbindung von Bilanzkreisen.  21

3.3.2  Operative Bilanzkreisabwicklung  21

3.3.2.1  Voraussetzungen.  21

3.3.2.2  Nominierungen  22

3.3.2.3  Allokation  23

3.3.2.4  Bilanzierung.  24

3.3.2.5  Bilanzausgleich.  25

4  Bilanzierung nach dem Stundenmodell  27

4.1  Operative Bilanzkreisabwicklung im Stundenmodell.  27

4.1.1  Basisbilanzausgleich  27

4.1.2  Differenzmengenermittlung und -abrechnung.  29

4.1.3  Ausgleichsenergieentgelte im Stundenmodell  30

4.2  Darstellung einer Bilanzierungsperiode im Stundenmodell  30

4.2.1  Prozesse am Tag vor dem Gastag (D-1)  30

4.2.2  Prozesse nach dem Gastag (D 1)  31

4.2.3  Prozesse nach der Belieferung (M 29 WT)  32

5  Bilanzierung nach dem Tagesmodell  33

5.1  Weg zur KoV III  33

5.1.1  Ratschläge aus Europa  33

5.1.2  Umsetzung in Deutschland.  33

5.2  Grundzüge des Modells für Ausgleichsleistungen und Bilanzierung im  

  Gassektor (GABi Gas)  36

II

5.2.1  Mengenbilanzierung auf Tagesbasis  36

5.2.1.1  Bilanzrelevante Mengen und Nominierung.  38

5.2.1.2  Preissystem für Ausgleichsenergie und Veröffentlichungspflichten  39

5.2.1.3  Wegfall von Toleranzen und Ex-Post-Balancing  41

5.2.2  Implementierung eines stündlichen Anreizsystems  42

5.2.2.1  Relevante Stundenmengen der Fallgruppen.  42

5.2.2.2  Strukturierungsbeitrag und Informationspflichten  44

5.2.3  Regelenergie.  45

5.2.3.1  Interne Regelenergie  46

5.2.3.2  Externe Regelenergie  46

5.2.4  Umlagekonto für Regel- und Ausgleichsenergie.  48

5.3  Darstellung einer Bilanzierungsperiode im Tagesmodell.  49

5.3.1  Prozesse vor dem Gastag (D-2 bzw. D-1)  49

5.3.2  Prozesse am Gastag (D)  50

5.3.3  Prozesse nach dem Gastag (D 1)  50

5.3.4  Prozesse nach der Belieferung (M 29 WT bzw. M 31 WT)  51

5.3.5  Bewertung.  52

5.4  Zusammenfassung und Vergleich.  54

6  Kostenvergleich der beiden Regime  56

6.1  Annahmen und Rahmenbedingungen des Kostenvergleichs  57

6.1.1  Kostenberechnung im stündlichen Bilanzierungsmodell  59

6.1.2  Stundenmodell mit geändertem Zwei-Preis-System  60

6.1.3  Kostenberechnung im Tagesbilanzierungsmodell  61

6.2  Fallgruppenwechsel in die Fallgruppe RLMoT  62

6.2.1  Rahmenbedingungen und Annahmen  62

6.2.2  Kostenberechnung/-vergleich.  63

6.3  Zusammenfassung und Evaluierung  64

7  Neue Handlungsoptionen für kommunale EV.U  66

7.1  Situation der kommunalen EVU im liberalisierten Gasmarkt  66

7.2  Veränderungen aufgrund neuer Rahmenbedingungen  67

7.2.1  Bilanzkreisverantwortung  67

7.2.2  Zukünftige Speichernutzung.  67

7.3  Strukturierte Beschaffung mit Portfoliomanagement  70

7.3.1  Begriffsabgrenzung  70

7.3.2  Voraussetzungen und Rahmenbedingungen.  70

7.3.3  Strukturierte Beschaffung  73

7.3.4  Portfoliomanagement  77

7.3.5  Zusammenfassung und Realisierbarkeit im kommunalen EVU  78

8  Zusammenfassung und Ausblick  81

Anhang   VI

  Literaturverzeichnis.  X

Internetquellenverzeichnis.   XX

  Rechtsquellenverzeichnis  XXII

  Glossar  XXIII

Abkürzungsverzeichnis AG Aktiengesellschaft ANB Ausspeisenetzbetreiber AP Ausspeisepunkt APX Amsterdam Power Exchange Az Aktenzeichen BBA Basisbilanzausgleich BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. BGW Bundesverband der Gas- und Wasserwirtschaft e. V. BK Bilanzkreis BKV Bilanzkreisverantwortlicher bne Bundesverband neuer Energieanbieter BNetzA Bundesnetzagentur BRD Bundesrepublik Deutschland bspw. beispielsweise bzw. beziehungsweise ca. circa D Gastag d. h. das heißt D-1 D-2 ECC European Commodity Clearing AG EEX European Energy Exchange EFET European Federation of Energy Traders EGT E.ON Gastransport GmbH & Co. KG ENB Einspeisenetzbetreiber EnWG Energiewirtschaftsgesetz EP Einspeisepunkt ERGEG European Regulators Group for Electricity and Gas etc. et cetera EU Europäische Union EVU Energieversorgungsunternehmen GABi Gas Grundzüge des Modells für Ausgleichsleistungen und Bi- lanzierung im Gassektor

GasNEV Gasnetzentgeltverordnung GasNZV Gasnetzzugangsverordnung GdF Gaz de France Deutschland GmbH GEODE Europäischer Verband der unabhängigen Gas- und Stromverteilerunternehmen Ggf. Gegebenenfalls GGPGB Guidelines for Good Practice for Gas Balancing GWB Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen H-Gas High Calorific Gas i. d. R. in der Regel i. V. m. in Verbindung mit inkl. inklusive KoV I Kooperationsvereinbarung I KoV II Kooperationsvereinbarung II KoV III Kooperationsvereinbarung III kW Kilowatt kWh Kilowattstunde kWh/h Kilowattstunde pro Stunde L-Gas Low Calorific Gas MüT Marktgebietsüberschreitender Transport MW Megawatt MWh Megawattstunde MWh/h Megawattstunde pro Stunde NBP National Balancing Point NCG Net Connect Germany GmbH & Co. KG o. g. oben genannt OCM On the Day Commodity Market OTC Over-the-Counter RL Richtlinie RLM registrierende Leistungsmessung RLMmT registrierende Leistungsmessung mit Tagesband RLMoT registrierende Leistungsmessung ohne Tagesband RWE Rheinisch-Westfälisches Elektrizitätswerk AG SLP Standardlastprofil

sog. so genannte TK Transportkunde TTF Title Transfer Facility u. a. unter anderem UK United Kingdom VHP virtueller Handelspunkt VIK Verband der industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e. V. VKU Verband kommunaler Unternehmen e. V. VV Verbändevereinbarung

VI

  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 EV.U  

  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  

VII

  Tabellenverzeichnis  

Tabelle 1:  Kostenberechnung im Stundenbilanzierungsregime  60

Tabelle 2:  Kostenvergleich zur Bewertung des neuen Zwei-Preis-Systems.  60

Tabelle 3:  Kostenberechnung im Tagesbilanzierungsregime.  61

Tabelle 4:  Kostenvergleich beider Bilanzierungsregime.  61

Tabelle 5:  Kostenberechnung/-vergleich für einen Fallgruppenwechsel  63

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 Unternehmen (VKU), sowie dem Europäischen Verband der unabhängigen Strom- und Gasverteilerunternehmen (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 Stundenbilanzierung 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 verstärken 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 Energieversorgungsunternehmen (EVU) gekennzeichnet. Im Gegensatz zur Elektrizitätswirtschaft, 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 lang-

¹ fristige Bezugsverträge gesichert. Die zahlreichen Stadtwerke (kommunale EVU) und Regionalversorger hingegen waren mit der Aufgabe der Erdgasverteilung für ² den Wärme- bzw. Kochgasmarkt an die Letztverbraucher betraut. Dieses führte zu

einer Zweiteilung der Erdgasbeschaffung. So standen auf der Import- und Erzeugungsstufe 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 standen 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 ³ einem bestimmten Zeitrhythmus angepasst wurde. Außerdem ist ein Vollversorgungsvertrag dadurch charakterisiert, dass der Vorlieferant alle Mengen- und Preisrisiken 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- ⁴ feranten abgewickelt. Die Vorteile einer Vollversorgung sind der geringe Abwicklungsaufwand, das geringe Risiko, die gute Absicherung von Preisbindungsklauseln 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 Abhängigkeit vom Vorlieferanten, sowie der begrenzte Spielraum für die Vertrags- und ⁵ Preisverhandlungen.

Bedingt durch diese Lieferkette konnte im deutschen Gasmarkt nur auf der Beschaffungsseite ein Großhandel entstehen. In diesem Handel bezogen die kommunalen EVU als Energie-Einzelhändler ihren gesamten Gasbedarf fast vollständig ⁶ von den Vorlieferanten über die Großhandelsstufe. ⁷ Im Jahre 1998 kam es durch die Richtlinie 98/30/EG erstmals zu Forderungen der

Europäischen Union (EU) die monopolistischen Energiebinnenmärkte zu libera- ¹ DieBegriffe „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).

lisieren. In dieser Richtlinie werden die EU-Mitgliedsländer verpflichtet die Forderungen in nationales Recht umsetzen. Die Bundesregierung ist dieser Verpflichtung ⁸ durch die Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und des Gesetzes ⁹ gegen Wettbewerbsbeschränkungen (GWB) 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- ¹⁰ rung des Energiewirtschaftsgesetzes im Jahre 2005 intensiviert. Die Kernvor- ¹¹ schrift der Gasmarktliberalisierung ist der § 20 Abs. 1b EnWG . In diesem Para-

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- ¹² kommen. Im Rahmen weiterer Forderungen der BNetzA liegt mittlerweile die dritte Fassung dieser Vereinbarung (KoV III) vor. Die KoV III muss ab dem Gaswirtschaftsjahr 2008/2009, also ab dem 1. Oktober 2008, von allen Netzbetreibern umgesetzt 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 ^{13 14} ihrer Befugnisse - gemäß § 29 EnWG i. V. m. § 42, 43 GasNZV - hat die Be-

gleichsleistungen Gas (Bilanzkreisvertrag u. a.) die Einführung eines neuen Regel-und Ausgleichsenergiemarktes sowie den Wechsel vom Stundenbilanzierungs- auf ein Tagesbilanzierungsregime beschlossen. Bestandteil dieses Beschlusses ¹⁵ (Az.: BK7-08-002) sind die Grundzüge des Modells für Ausgleichleistungen und Bilanzierung im Gassektor (GABi Gas). Als Gründe wurden u. a. die sehr kurze Bi- 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).

lanzierungsperiode und die hohen Ausgleichsenergieentgelte angeführt, welche vielen Bilanzkreisverantwortlichen und Transportkunden erhebliche Probleme be- ¹⁶ reitet haben. Weiterhin führt die Beschlusskammer 7 der BNetzA in ihrer Begründung auf, dass durch die bisherigen Regeln die neuen Marktteilnehmer übermäßig ¹⁷ benachteiligt werden und ein effizienter Wettbewerb deswegen nicht möglich sei. Der Beschluss basiert im Wesentlichen auf ein durch die BNetzA in Auftrag gegebenes 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 Gegebenheiten entspricht und dieses ein wesentliches Hindernis für das Entstehen eines ech- ¹⁸ ten Wettbewerbs im Gasmarkt ist.

Das neue Modell für den Gasmarkt, vor allem die Grundzüge für Ausgleichsleistungen und Bilanzierung, soll laut der These der BNetzA insbesondere einen effizienteren Netzzugang speziell für kleine Gashändler, eine Minimierung und marktorientierte Beschaffung des Regelenergiebedarfs, eine Senkung der Ausgleichsenergie- ¹⁹ entgelte sowie eine Verursachungsgerechtigkeit gewährleisten. Aufgrund dieser erneuten Veränderungen der Rahmenbedingungen stehen die Marktteilnehmer, insbesondere der Gashandel von kleinen und mittleren kommunale 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 grundlegend geändert. Das Bilanzierungsmodell wurde von einem reinen Stundensystem auf ein Tagessystem mit stündlichem Anreizsystem umgestellt. Sämtliche Marktteilnehmer, insbesondere die Transportkunden - die Petenten des Gasnetzzugangs, 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

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 Transportkunden bzw. Bilanzkreisverantwortlichen in Verbindung gebracht. 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 Gasbeschaffung sowie die operative Durchführung selbständig abzuwickeln und welche Voraussetzungen dafür notwendig sind. Die Voraussetzungen werden anschließend 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 Auswirkungen in dieser Arbeit untersucht und bewertet werden. Eine Fokussierung von Netzbetreiberprozessen 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 Energiewirtschaft eingegangen. Beginnend bei Entwicklung der Liberalisierung, von den Anfängen 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 Bilanzierungsperiode beschrieben und veranschaulicht.

²⁰ Vgl. BNetzA (2008a), S. 29.

Darauf folgt im vierten Kapitel die Entwicklung des Tagesbilanzierungsregimes. Dies beinhaltet die Empfehlungen der Gruppe europäischer Strom- und Gasregulierer (ERGEG) sowie den deutschen Weg zur Einführung des neuen Regel- und Ausgleichsenergiemarktes und der Tagesbilanzierung. Um die neuen Rahmenbedingungen 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 Vergleich 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 Rahmenbedingungen evaluiert und Veränderungen für kommunale EVU kurz aufgezeigt. Das sechste Kapitel befasst sich mit den entstandenen Handlungsoptionen aufgrund der Tagesbilanzierung und der Einführung des neuen Regel- und Ausgleichsenergiemarktes. Um die neuen Chancen und Risiken darzustellen wird zunächst auf die Position des Gashandels eines kommunalen EVU im liberalisierten Gasmarkt eingegangen. Im Folgenden werden die aus den Auswirkungen der Tagesbilanzierung 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

²¹ Die Richtlinie 98/30/EG aus dem Jahre 1998 stellt die rechtliche Basis für die erste 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 gewähren, d. h. die bestehenden natürlichen Monopole sollten aufgebrochen wer- ²² den. Die Umsetzung in nationales Recht erfolgte durch das novellierte Energie- ²³ wirtschaftsgesetz im Jahre 1998, sowie durch die siebte Novelle des Gesetzes ²⁴ gegen Wettbewerbsbeschränkungen.

Die Wahl des Netzzugangssystems wurde wie im Elektrizitätsbereich den Mitgliedsstaaten 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 technischen, organisatorischen und wirtschaftlichen Voraussetzungen und Rahmenbe- ²⁵ dingungen des Netzzuganges geregelt sind. Alle anderen Mitgliedstaaten der Eu- ²⁶ ropäischen Union einigten sich auf einen regulierten Netzzugang. Aufgrund dieser

Entscheidung entstand in der BRD die erste Verbändevereinbarung zum Netzzugang bei Erdgas (VV Erdgas I), die vor allem zur Konkretisierung der Netzzugangsbedingungen 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 ²⁷ (BDI) neben dem Verband der industriellen Kraftwirtschaft (VIK) beteiligt. In der VV Erdgas I wurde ein einzeltransaktionsbezogener Netzzugang verein- ²⁸ bart. Dieses Gasnetzzugangsmodell wird auch als Punkt-zu-Punkt-Modell bezeichnet, da es unterstellt wurde, das sämtliche Gaslieferungen/-flüsse physisch

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.

transportiert werden und für das zugrunde liegende Handelsgeschäft ein exakter physischer Transportpfad von einem Einspeisepunkt zu einem Ausspeisepunkt ²⁹ (Punkt-zu-Punkt) festgelegt werden kann. Allerdings impliziert dieses Modell einen hohen Transaktionsaufwand, da aufgrund der unterstellten Punkt-zu-Punkt Lie- ³⁰ ferungen viele komplexe Verträge geschlossen werden mussten. Aufgrund dieser Missstände kam es am 3. Mai 2002 zum Abschluss einer überarbeiteten VV Erdgas II, in der das bisherige Netzzugangsmodell jedoch im Kernpunkt unverändert beibehalten wurde, d. h. es basierte weiterhin auf dem Punkt-zu-Punkt-Modell. Die Transportkunden buchten somit weiterhin bei jedem Netzbetreiber, der sich zwischen Einspeise- und Ausspeisepunkt des Gases befindet, eine ³¹ entsprechende Transportkapazität.

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 ³² dem Gasmarkt.

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 wettbewerblichen 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 unplanbarer Abweichungen zwischen Prognose und tatsächlicher Abnahme in größerem Maße wirtschaftlich relevant werden, als wenn eine Vielzahl von Einzelgeschäften in einem Netzgebiet miteinander saldiert werden können und daraus ³³ ein kumulierter Ausgleich von Fehlern aus diversen Einzelgeschäften erfolgt. 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- ³⁴ terschiedlichen Ansichten der beteiligten Verbände. Die Verbände der Energieverbraucher forderten die Einführung eines Entry-Exit-Modells, in dem nur ein Ein-

²⁹ Vgl.

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.

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- ³⁵ terhin auf dem Punkt-zu-Punkt-Modell.

Da der Versuch einen freien Wettbewerb im deutschen Gasmarkt zu etablieren fehlschlug, was auch in vielen anderen Mitgliedsländern der EU der Fall war, wurde ³⁶ die Richtlinie 98/30/EG durch die Richtlinie 2003/55/EG abgelöst. In dieser Richtlinie werden die Gründe für das bisherige Scheitern der Liberalisierung genannt. Als Hauptursachen werden vor allem die mangelhaften Regelungen zum Netzzugang, Speicherzugang, der Tarifierung sowie das schlechte Zusammenwirken der ³⁷ unterschiedlichen Öffnungssysteme der EU-Mitgliedsstaaten angeführt. 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 nichtdiskriminierenden 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 aufgenommen.

Außerdem wurde der verhandelte Netzzugang ausgeschlossen und lediglich der ³⁸ regulierte Netzzugang zugelassen. Weiterhin ist die Entflechtung (Unbundling)

der vertikal integrierten Versorgungsunternehmen und der Zugang zu Speicheranlagen zu nennen. Als markantes Datum wurde der 1. Juli 2007 verankert. Ab diesem Tag sollen alle Erdgaskonsumenten ihr Versorgungsunternehmen frei wählen ³⁹ können.

Den Forderungen der EU-Kommission, insbesondere der Maßnahmen der Richtlinie 2003/55/EG, wurde durch die Verabschiedung des Energiewirtschafts- ⁴⁰ gesetzes 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

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.

des Zuganges zu Gasnetzen in der BRD lediglich ein Vertrag mit dem Netzbetreiber, in dessen Netz Gas eingespeist werden soll (Einspeisevertrag) und ein Vertrag mit dem Netzbetreiber , aus dessen Netz Gas entnommen werden soll (Ausspeisevertrag), geschlossen werden müssen. Im Satz 5 dieses Paragraphen werden die Netzbetreiber verpflichtet, in dem Maß zusammen zu arbeiten, um diesen Netzzu- ⁴¹ gang zu realisieren.

Aufgrund der Kooperationspflichten der Netzbetreiber hat die BNetzA beginnend am 26. Oktober 2005 zu sechs Gesprächen des Konsultationskreises Gasnetzzugang geladen. Daraufhin haben sich einige Stadtwerke im Namen der GEODE bereit erklärt ein transportpfad- und transaktionsunabhängiges Entry-Exit-Modell (Ba- ⁴² sismodell) zu entwickeln. Neben diesem Modell wurde von Seiten des BGW, der

BNetzA ein konkurrierender Vorschlag, das sog. Optionsmodell (Einzelbuchungsvariante), auf die nicht näher eingegangen wird, zum Gasnetzzugang unterbreitet. Dieser Vorschlag konnte sich letztendlich gegen das Basismodell nicht durchsetzen, da es aus Sicht der BNetzA nicht ausreichend i. S. d. § 20 Abs. 1b EnWG ⁴³ war. Im Rahmen dieses Prozesses ist die „Vereinbarung über die Kooperation gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungnetzen“ (KoV I) entstanden. In der ersten BGW/VKU-Veröffentlichung der KoV I wird das Basismodell jedoch ungenau und unvollständig ⁴⁴ dargestellt, was dessen Umsetzung behinderte. Die Kernpunkte der KoV I liegen

in der Wahlmöglichkeit zwischen der Zweivertragsvariante und der Einzelbuchungsvariante zum Netzzugang. Die KoV I hatte bis zur Entscheidung der BNetzA vom 17. November 2006 Bestand. In der Entscheidung (Az.: BK7-06-074) untersagt die BNetzA die Anwendung der Einzelbuchungsvariante. Dieses geschah vor allem aufgrund von Beschwerden des Bundesverbandes neuer Energieanbieter ⁴⁵ sowie von Nuon Deutschland. Die Beschlusskammer der BNetzA sieht in der

Ausgestaltung der Einzelbuchungsvariante ein missbräuchliches Verhalten, da sie weder den gesetzlichen Zielen eines diskriminierungsfreien und effizienten Netzzuganges, einer effizienten Gasversorgung, noch einem massengeschäftstauglichen ⁴⁶ Netzzugang entspricht. Somit ist der Netzzugang gem. § 20 Abs. 1b EnWG nur

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 noch auf Basis der Zweivertragsvariante anzubieten. Außerdem ist in dem Beschluss die Verlagerung des Lieferortes für Gas auf den virtuellen Handelspunkt ⁴⁸ verankert worden. Die folgende Abbildung stellt die beiden Netzzugangssysteme noch einmal exemplarisch gegenüber.

^{In Anlehnung an: Lenz, M. (2007): Allgemeine Einführung, Grundlagen des Zweivertragsmodells und Ka- Informationsveranstaltung E.ON Gastransport am 03.08.2007 in Essen.} 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 Kooperation gemäß § 20 Abs. 1b EnWG zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen (KoV II) entwickelt, die am 1. Juni 2007 in Kraft getreten ist. Die wichtigste Neuerung ist, dass ab dem 1. September 2007 der Lieferantenwechsel, ab dem 1. Oktober 2007 die Transportabwicklung und ab dem 1. November 2007 die Transportabrechnung nur noch über die Zweivertragsvarian- ⁴⁹ te zu erfolgen hat. Demnach mussten alle Neuverträge bereits nach dem Zweivertragsmodell abgeschlossen und sämtliche Altverträge bis zum Stichtag am ⁵⁰ 1. Oktober 2007 auf das Zweivertragsmodell umgestellt werden. Die Energiehändler hatten durch die Umstellung des Lieferortes, erstmals die Möglichkeit ihre ⁵¹ Gasportfolien aktiv mitzugestalten und somit zu optimieren.

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.

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- ⁵² regelung des Energiewirtschaftsrechts (NeuRegG) in Kraft. Bei diesem neuen

Gesetz handelt es sich um ein Artikelgesetz, in dem mehrere Gesetze erlassen ⁵³ bzw. geändert werden. Das NeuRegG ist in sechs Artikel unterteilt. Der erste Arti- ⁵⁴ kel beinhaltet das neue EnWG (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- ⁵⁵ schriften zum Netzzugang widerspiegelt. Ein wichtiger Punkt dieser Neuerung ist ⁵⁶ die Schaffung einer Regulierungsbehörde, der BNetzA.

Das EnWG gliedert sich in zehn Teile von denen die ersten drei Teile von grundlegender Bedeutung für den Netzzugang sind. Der erste Teil beinhaltet einführend allgemeine Vorschriften. Im zweiten Teil des EnWG sind die Vorgaben zur Entflechtung, 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 werden Vorgaben hinsichtlich rechtlicher, operationeller, informationeller sowie buchhalterischer 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 Kooperationen zwischen den Netzbetreibern zur Umsetzung eines transparenten und diskriminierungsfreien Netzzugangs. In § 21a EnWG erfolgt die Konkretisierung der Anreizregulierung, dem Regulierungssystem für eine kostenorientierte Netzentgeltbildung. Außerdem werden in diesem Teil Vorschriften zu den Aufgaben der Netzbetreiber, zum Netzanschluss sowie zu den Befugnissen der BNetzA gemacht.

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.

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- ⁵⁷ netzzugangsverordnung (GasNZV). In dieser Verordnung wird im Wesentlichen die Organisation und Anbahnung des Netzzuganges, die vertragliche Ausgestaltung des Netzzuganges sowie der Bilanzausgleich geregelt. Neben dieser Verord- ⁵⁸ nung existiert noch die Gasnetzentgeltverordnung (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- ⁵⁹ len neben der EU-Verordnung über den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen 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 Bilanzierungsregime in der Gaswirtschaft.

D. h. die GasNZV regelt u. a. die Bilanzierungsbestimmungen zwischen den Marktteilnehmern. Sämtliche in der GasNZV zugrunde gelegten Bilanzierungsregeln beruhen auf einem Stundenregime. Gemäß den Grundsätzen des Bilanzausgleichs lt.

§ 26 Abs. 1 GasNZV haben die Transportkunden ihre Ein- und Ausspeisungen ⁶⁰ durch geeignete Maßnahmen möglichst zeitgleich aufeinander anzupassen. 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 bezogen auf die neuen Rahmenbedingungen für Ausgleichsleistungen und Bilanzierung, stimmt die GasNZV nicht mehr mit den derzeitigen gaswirtschaftlichen Gegebenheiten überein. Um eine Rechtssicherheit zu gewährleisten ist somit eine Novellie- ⁶¹ rung der GasNZV dringend erforderlich. Dieses hat das Bundeswirtschaftministe-

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.

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 ⁶² Marktgebiet auf Basis von lediglich zwei abzuschließenden Verträgen. Die folgenden Ausführungen sollen die Systematik des Zweivertragsmodells konkretisieren.

3.1 Marktgebiete

Ein Marktgebiet ist eine vertikale Verknüpfung bzw. Zusammenfassung von (Teil-) ⁶³ Netzen , das durch die Verknüpfung von hydraulisch miteinander verbundenen ⁶⁴ (Teil-)Netzen gebildet wird. Jedes Marktgebiet stellt eine Bilanzzone dar, in der Gasmengen netzbetreiberübergreifend transportiert werden können, ohne das der Transportkunde/Bilanzkreisverantwortliche mit jedem beteiligten Netzbetreiber ⁶⁵ kommunizieren bzw. entsprechende Verträge abschließen muss. Innerhalb der

Marktgebiete existieren auf der Transport- bzw. Bilanzkreisebene diverse Marktrollen, die in der nachfolgenden Abbildung visualisiert werden.

In Anlehnung an: Drees, M., Fest, C., Hügging, T. (2006): Aufgaben und Herausforderungen der Bilanz- 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

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.

Wie der Abbildung zu entnehmen ist agieren innerhalb eines Marktgebietes folgende 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 marktgebietsaufspannender Netzbetreiber, die Rolle des Einspeisenetzbetreibers sowie die ⁶⁶ des Bilanzkreisnetzbetreibers. Der Regionalnetzbetreiber ist lediglich ein zwischengelagerter 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 Ausspeisepunkt zum Letztverbraucher (Haushalt, Gewerbe, Industrie) befindet. Sofern der Gashändler als Transportkunde einen Bilanzkreisvertrag mit dem Bilanzkreisnetzbetreiber 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 beispielsweise 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 ⁶⁷ Ferngasnetzbetreiber.

Der marktgebietsaufspannende Netzbetreiber ist verpflichtet innerhalb des Marktgebietes einen virtuellen Handelspunkt einzurichten. An diesem Handelspunkt können 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 Handelspunkt bis zum Letztverbraucher im Marktgebiet im Rahmen eines Ausspeisevertrags möglich. Jeder Ausspeisepunkt zu einem Letztverbraucher ist aufgrund ei- ⁶⁸ ner initialen Zuordnung genau einem Marktgebiet zugeordnet. In der KoV II exis-

⁶⁶ Vgl.

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

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