Eidesstattliche Erklärung

Hiermit erkläre ich an Eides Statt, dass ich die Arbeit selbstständig und nur unter

Zuhilfenahme der ausgewiesenen Hilfsmittel angefertigt habe.

Berlin, den 10.06.2006

Wolf Thyssen

Inhaltsverzeichnis

1  Einleitung.  1

2  Grundlagen der Midstream-Gasversorgung  2

2.1  Gasferntransport  2

2.1.1  Technische Grundlagen des Gasferntransports  2

2.1.2  Gasbeschaffenheit  6

2.2  Gasgroßhandel  7

2.3  Netzdrittzugang - Zusammenspiel von Ferntransport und Großhandel  9

2.4  Großhandel per Erdgashub  11

2.4.1  Definition Erdgashub  12

2.4.2  Voraussetzungen.  13

2.4.3  Erdgashubs in Europa - jüngste Entwicklung  14

3  Der niederländische Hub - Title Transfer Facility (TTF)  17

3.1  Bisherige Entwicklung der TTF.  17

3.2  Rahmenbedingungen  18

3.2.1  Einordnung in das europäische Erdgasversorgungssystem  18

3.2.2  Transportsystem  19

3.2.3  Regelung des Netzzugangs  21

3.3  Funktionsweise der TTF  22

3.3.1  Organisation und Umsetzung des Handels  22

3.3.2  Systemdienstleistungen  24

4  Struktur der deutschen Gasversorgung  26

4.1  Einordnung in das europäische Erdgasversorgungsystem  26

4.2  Aufbau der Gasversorgungsnetze.  28

4.3  Ferntransportstufe  29

4.3.1  Primäre Netzfunktion  30

4.3.2  Netzdichte  31

4.3.3  Träger des Netzbetriebs.  33

i

5  Entry - Exit - System Deutschland.  37

5.1  Vorgeschichte des deutschen Netzzugangs.  37

5.2  Entry-Exit-Systematik des Netzzugangs nach EnWG.  38

6  Ein deutscher Erdgas-Hub nach dem Vorbild der TTF?  42

6.1  Status Quo  42

6.2  Technisch-strukturelle Konflikte in Verbindung mit Entry-Exit-Systemen  43

6.2.1  Interoperabilität und Teilnetzbildung  44

6.2.2  Kapazitätsminderungen und Engpassmanagement  47

6.2.3  Vereinbarkeit von Entry-Exit-Systemen mit mehreren Netzbetreibern.  51

7  Skizze eines Maßnahmenplans für liquiden virtuellen Hub  53

7.1  Flexibilisierung des Gasbezugs.  53

7.2  Erhöhung der kurzfristig verfügbaren Gasmengen.  56

7.3  Beseitigung von Kapazitätsengpässen  57

7.4  Steigerung der Allokationseffizienz von Kapazitäten  60

7.5  Etablierung eines Börsensystems  62

8  Fazit und Ausblick  64

9  Literaturverzeichnis.  67

ii

Abbildungsverzeichnis   

Abb.  1 - Vergleich von Lastszenarien.  

Abb.  2 - Gegenüberstellung von physischem und virtuellem Hub.  

Abb.  3 - Erdgashandelshubs in Europa  

Abb.  4 - Tägliche Spot-Handelsvolumina der TTF  

Abb.  5 - Einordnung der Niederlande in das europäische Erdgasversorgungssystem  

Abb.  6 - Transportsystem der Niederlande  

Abb.  7 - TTF als virtueller Ein- und Ausspeisepunkt.  

Abb.  8 - Gastransfersaldi der Länder Westeuropas  

Abb.  9 - Erdgasbezugsquellen von Deutschland  

Abb.  10 - Struktur der deutschen Gasversorgung.  

Abb.  11 - Gegenüberstellung des niederländischen und deutschen Gasübertragungsnetzes  

Abb.  12 - Gasfernleitungen in Pipe-in-Pipe-Wettbewerb  

Abb.  13 - Entwicklung der Handelsvolumina am BEB Virtual Point  

Abb.  14 - Beispiel für Mindestflussgarantien  

Abb.  15 - Zusammenhang Gasspeicher - Gasimporte.  

Abb.  16 - Stufenweise Allokation von Transportkapazitäten  

Tabellenverzeichnis   

Tab.  I - Gasbeschaffenheiten nach DVGW Arbeitsblatt G260.  

Tab.  II - Vergleich von TPA-Systemen.  

Tab.  III - Grenzkuppelstellen von Deutschland.  

Tab.  IV - Transportnetzbetreiber von Deutschland.  

Tab.  V - Kennzahlen zur Netzdichte.  

Tab.  VI - Teilnetze der deutschen Transportnetzbetreiber.  

Tab.  VII - Teilnetze der europäischen Transportnetzbetreiber.  

Tab.  VIII - Zusammenfassung der Lastszenarien.  

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Abkürzungsverzeichnis

APX -Amsterdam Power Exchange BBL -Balgzand-Bacton-Line BEB -Brigitta Elwerath Betriebsführungsgesellschaft mbH BGW -Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft BNetzA -Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen CEER -Council of European Energy Regulators CRP -Capacity-Release-Programme DSO -Distribution System Operator ENDEX -Energy Derivative Exchange EnWG -Energiewirtschaftsgesetz ERT -E.ON Ruhrgas Transport AG & Co. KG FCFS -First-Come-First-Served FK -Freie Kopplung GasNZV -Gasnetzzugangsverordnung GdF -Gaz de France SA GEODE -Groupement Européen des entreprises et Organismes de Distribution d’Energie GGPSSO -Guidelines for Good TPA Practice for Storage System Operators GGPTSO -Guidelines for Good TPA Practice for Transmission System Operators GRP -Gas-Release-Programme GTE -Gas Transmission Europe GTS -Gas Transport Services GVU -Gasversorgungsunternehmen GWh -Gigawattstunde (1 Million Kilowattstunden) HEL -Heizöl extra leicht IPE -International Petroleum Exchange ISO -Independent System Operator JAGAL -Jamal-Gas-Anbindungsleitung LNG -Liquified Natural Gas MEGAL -Mittel-Europäische Gasleitungsgesellschaft mbH NBP -National Balancing Point NEPG -North European Gas Pipeline

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NETG -Nordrheinischen Erdgastransport GmbH NETRA -Norddeutsche-Erdgas-Transversale OTC -Over the Counter PSV -Punto di Scambio Virtuale (Virtueller Handelspunkt in Italien) RN -Regionalnetze RTG -RWE Transportnetz Gas GmbH RWE -Rheinisch-Westfälisches Elektrizitätswerk AG SEL -Süddeutsche Erdgasleitung SSO -Storage System Operator STEGAL -Sachsen-Thüringen-Erdgasleitung TENP -Trans Europa Naturgas Pipeline ToP -Take-or-Pay TPA -Third Party Access trac-x -Transport Capacity Exchange TSO -Transmission System Operator TTF -Title Transfer Facility TWh -Terawattstunde (1 Milliarde Kilowattstunden) UIOLI -Use-it-or-lose-it ÜG -Übergabestation ÜN -Übernahmestation VNG -Verbundnetz Gas AG WEDAL -Westdeutsche Anbindungsleitung

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1 Einleitung

Zum 13. Juli 2005 wurde die 2. Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes in Kraft gesetzt, die unter anderem die 2. Erdgasbinnenmarktrichtlinie der Europäischen Union aus 2003 in deutsches Recht umsetzt. Die Richtlinie verfolgt das Ziel, die weiterhin schleppend verlaufende Öffnung der europäischen Gasmärkte zu forcieren. Eine der wesentlichen Änderungen für den bisher lediglich formal geöffneten deutschen Gasmarkt ist der Paradigmenwechsel vom vormals verhandelten zum nun regulierten Netzzugang in Form eines Entry-Exit-Systems, wie es bereits zuvor in der EU vorherrschend war. Die tatsächliche Umsetzung des Energiewirtschaftsgesetzes durch die deutsche Gaswirtschaft ist bis zum 1. August dieses Jahres angestrebt. In anderen europäischen Ländern, wie Großbritannien und den Niederlanden, sind die Gasmärkte jedoch bereits de facto vollständig geöffnet. Gerade in den Niederlanden hat sich nach der Einführung eines Entry-Exit-Regimes vor gut drei Jahren an der Handelsplattform (Hub) Title Transfer Facility (TTF) vergleichsweise zügig ein aktiver multilateraler Erdgashandel entwickeln können.

Die vorliegende Arbeit hat zum Ziel, das Potenzial des neuen deutschen Netzzugangssystems für eine ähnliche Entwicklung zu untersuchen. Dazu werden zunächst in Kapitel 2 die Grundlagen der Gasversorgung beschrieben und in Kapitel 3 die TTF vorgestellt. In Kapitel 4 wird die Struktur der deutschen Gasversorgung beleuchtet und darauf aufbauend in Kapitel 5 auf die Einzelheiten des deutschen Entry-Exit-Systems eingegangen. In Kapitel 6 werden die problematischen Aspekte bei der Adaption des neuen Systems auf diese Versorgungsstruktur analysiert, wie sie in den Niederlanden bereits erfolgreich durchgeführt worden ist. Das Kapitel 7 schließt mit der Skizzierung eines komplementären Maßnahmenplans, auf welche Weise dennoch ein maßgeblicher Erdgas-Hub nach dem Vorbild der TTF in Deutschland entstehen könnte.

1

2 Grundlagen der Midstream-Gasversorgung

Im Zuge der europäischen Liberalisierungsbemühungen ist die formale Struktur der Gasversorgungskette grundlegend verändert worden. Im Rahmen eines zweistufigen Prozesses wurden die Organisationsformen der einzelnen Stufen der Wertschöpfungskette der Gasversorgung zur gesetzlichen Umsetzung neu vorgegeben. Nach einer ersten Entflechtung des Netzbetriebs und Gasvertriebs von integrierten

Gasversorgungsunternehmen (GVU) auf buchhalterischer, informationeller und operationeller Ebene, sind diese beiden Geschäftssegmente bei GVU mit über 100.000 Kunden seit dem 1.7.2004 auch gesellschaftsrechtlich zu trennen [1]. Insbesondere der Gasferntransport und der Gasgroßhandel - als Bindeglied zwischen Upstream (Exploration und Produktion) und Downstream (Verteilung, Marketing) gemeinhin auch Midstream genannt - sind dadurch voneinander getrennt, so dass sich bei der Gasversorgung vollkommen neue Anforderungen ergeben, auf die in diesem Kapitel neben den Grundlagen eingegangen wird.

2.1 Gasferntransport

In diesem Abschnitt wird ein Überblick über die Grundlagen des Gastransports gegeben, wobei aus Gründen der Relevanz für diese Arbeit der Fokus auf die Charakteristika des Gasferntransports und nicht der Endverteilung gerichtet ist. Unter Gasferntransport ist hier in erster Linie der großvolumige Transport und die Verteilung auf nationaler Ebene, ggf. auch unter Einbezug unmittelbar angrenzender Nachbarländer zu verstehen. Der Gasferntransport im Sinne der Überbrückung von großen Distanzen zwischen Erdgasaufkommen und Bezugsgebieten von bis zu 6.000 km ¹ sei an dieser Stelle nur der Vollständigkeit halber genannt [2]. Eine Einordnung des Gasferntransports in das deutsche Gasversorgungsystem erfolgt in Abschnitt 5.1 . Aus der Konzentration auf die nationale Transportebene folgt ebenso, dass auf die technischen Einzelheiten der Transportkette von Flüssig-Erdgas bis einschließlich der Regasifizierung nicht näher eingegangen wird.

2.1.1 Technische Grundlagen des Gasferntransports

Die wesentlichen Bestandteile eines Gasferntransportsystems an Land bilden Hochdruckgasleitung, Kompressorstationen, Misch- und Konditionierungsanlagen sowie Untergrundspeicher.

¹ Beispielsweise zwischen den westsibirischen Aufkommen und den Absatzmärkten in Westeuropa.

2

Hochdruckgasleitungen werden nach gegenwärtigem Stand der Technik grundsätzlich mit Betriebsdrücken zwischen 16 und 100 bar gefahren. Der Leitungsdurchmesser variiert auf dieser Druckstufe zwischen 300 und 1.200 mm [3].

Da Gas naturgemäß aufgrund eines Druckunterschiedes fließt, wird zum Antrieb sowie zum Ausgleich des Druckverlusts von gewöhnlich 0,1 bar je 10 Kilometer Leitungslänge alle 80 bis 130 km eine Kompressorstation betrieben. Vorherrschend dabei sind Turbokompressoren mit Gasturbinenantrieb, die aus Wirtschaftlichkeitsgründen über die Gasleitung selbst mit dem sog. Antriebsgas versorgt werden. Die Anzahl der eingesetzten Kompressoren ergibt sich aus der Abwägung von technischen und wirtschaftlichen Aspekten, denn wenngleich der Verbrauch je Station 0,5 % des verdichteten Gases nicht überschreitet, können sich bei längeren Entfernungen durchaus signifikante Verluste aufsummieren [4]. Misch- und Konditionierungsanlagen dienen der Regelung der Gasbeschaffenheit, worauf ausführlich in Abschnitt 6.2.1 eingegangen wird.

Untergrundspeicher werden im Allgemeinen als Poren- oder Kavernenspeicher gebaut und dienen hauptsächlich der Abdeckung von Spitzenlasten und Stabilisierung des Leitungsdrucks sowie der Bereitstellung von Puffergas zum Ausgleich von Angebots- und Nachfrageschwankungen [5].

Transportkapazität einer Gasleitung

Für die weitere Betrachtung ist die fundamentale Aussage anzuführen, dass es keine feste Transportkapazität einer Gasleitung gibt: „Die Leistungs- bzw. Transportfähigkeit einer Gasrohrleitung wird allein durch ihre Transit- und Absatzleistung bestimmt.“ [6] Die Kapazität einer Pipeline ist eine gerichtete Größe, d.h. sie ist abhängig von der Fließrichtung. Sie wird anhand allgemein anerkannter Berechnungsvorschriften auf Grundlage der strömungsmechanischen Gesetze berechnet, die zur praxisnahen Anwendung bei Inkaufnahme tolerabler Ergebnisabweichungen vereinfacht wurden. Die Kapazität beschreibt in Normkubikmeter pro Stunde [ ³ / m h ] die maximale Durchflussrate des Gases in

N

der Pipeline infolge einer Druckdifferenz als treibender Kraft. Da der differenzielle Zusammenhang zwischen Druckabfall und den anderen Leitungsparametern für die tägliche Arbeit zu komplex ist, wird der Druckverlust in der folgenden etablierten Gebrauchsform mit P als Druck am Leitungsanfang [bar], 2 P als Druck am Leitungsende [bar], K als

1

einheitsloser Kompressibilitätszahl, C als Rohrwiderstand [bar²⋅h²/m ⁶ ] und Q als

0

Durchflussrate [m N ³/h] über

bzw. die Durchflussrate über die Umformung zur vereinfachten Gasflussgleichung

berechnet [7]. Zwischen dem Rohrwiderstand C und der Leitungslänge [ ] l m sowie dem Innendurchmesser [ ] d mm gilt zudem der folgende Proportionalitätszusammenhang

so dass bei gegebenem Innendurchmesser und Kompressibilitätszahl die Durchflussrate proportional zur Wurzel aus dem Verhältnis der Differenz zwischen den Quadraten der Anfangs- und Enddrücke zur Leitungslänge ist [7]:

Sieht man von diesen vereinfachenden Berechnungsformeln ab, ist die Transportkapazität für einen betrachteten Leitungsabschnitt weitestgehend abhängig von

Ort und Volumen der Ein- und Ausspeisungen [7],

der Höhe des Druckunterschiedes, der Länge und des Durchmessers, Querschnittsveränderungen, der Rohrinnenrauhigkeit,

den thermischen Zustandsgrößen des strömenden Gases sowie der Gasbeschaffenheit.

Verändert sich einer oder mehrere der genannten Parameter, so verändert sich zwangsläufig auch die Transportkapazität [8].

Teilt man das Gasnetz in Abschnitte gleichen Leitungsquerschnitts sowie gleicher Gasbeschaffenheit ein und werden keinerlei Ein- oder Ausspeisungen vorgenommen, ergibt sich bei Vernachlässigung von Rauhigkeit und thermischen Zustandsgrößen die Transportkapazität in Abhängigkeit von Leitungslänge und Druckdifferenz, die zwischen dem maximalen Übernahme- und dem minimalen Übergabedruck an den Abschnittgrenzen liegen muss. Bei fester Druckdifferenz nimmt die Transportkapazität bzw. Transportleistung mit

4

zunehmender Leitungslänge degressiv ab und verringert sich bereits auf den ersten 100 Kilometern um etwa 2/3 [7].

Im Falle von Ein- und/oder Ausspeisungen folgt die Bestimmung der Transportleistung jedoch einem deutlich komplexeren Schema. Hierbei ist, wie eingangs erwähnt, zwischen Absatz- und Transitleistung zu unterscheiden. Die Absatzleistung ist der Teil der Transportleistung der zur Erfüllung der Ausspeisungen entlang der Transportstrecke dient, während die Transitleistung den Teil des Gasflusses sicherstellt, der die betrachteten Transportstrecke vollständig von Übernahme- bis Übergabestation durchströmt. Je nachdem, welche Gasmengen an welchen Punkten eingespeist werden und je nach gegenseitigem Verhältnis können Transit- und Absatzleistung stark schwanken. Eine Gasleitung ist stets vollständig ausgelastet und es gibt keine Leistungsreserven, sofern man von festen Randbedingungen, insbesondere Druckverhältnissen, ausgeht. Lediglich die Einspeisung zusätzlicher Gasvolumina vermag die Transit- und Absatzleistung zu erhöhen [6]. Dieser Zusammenhang sei in der folgenden Abbildung 1 verdeutlicht. Unter den Bedingungen, dass sowohl an den beiden Übernahmestellen ÜN 1 und ÜN 2 der zulässige Maximaldruck von 75 bar, sowie an der gemeinsamen Übergabestelle ÜG der minimal zulässige Übergabedruck von 50 bar konstant bleibt, werden verschiedene Ein- und Ausspeisesituationen (auch Lastszenarien genannt) gezeigt. In Situation 1 wird ein reiner Transit abgebildet. In ÜN 1 und ÜN 2 werden bei 75 bar je 1,06 Mio. m³/h eingespeist, die nach 150 km Pipeline in der freien Kopplung FK zusammenströmen. Die Verringerung des Drucks bis zur Kopplungsstelle auf 65,5 bar sowie bis zur Übergabestation ÜG auf 50 bar nach weiteren 50 km ergeben sich aus den Strömungsverlusten, im Wesentlichen bedingt durch Leitungslänge und Durchflussrate. In dieser Konstellation ist die Entnahme der eingespeisten Gasvolumina in voller Höhe von 2,12 Mio. m³/h bei konstanten Drücken möglich. Situation 2 zeigt eine Entnahme von 1 Mio. m³/h nahe der Übernahmestelle ÜN 1.Nicht nur in ÜN 1 muss wesentlich mehr Gas pro Zeit eingespeist werden, sondern auch geringfügig mehr an der 250 km entfernten ÜN 2, damit weiterhin unveränderte Einspeisedrücke herrschen. Die Ausspeisekapazität an der ÜG sinkt auf 1,93 Mio. m³/h ab. Kommen noch weitere Entnahmen wie in Situation 3 hinzu, sind die Einspeisekapazitäten in ÜN 1 und ÜN 2 weiter aufzustocken, um den Druck von 75 bar zu erhalten. Die Entnahmekapazität der ÜN sinkt weiter ab. Im Saldo ergeben die Ein- und Ausspeisekapazitäten aller drei Situationen Null. Die Volumina an der Ausspeisestelle ÜG nehmen bei fallenden Drücken bei FK überproportional zur Veränderung der Druckdifferenz zwischen FK und ÜG ab. Dies verdeutlicht den proportionalen Zusammenhang zwischen dem Quadrat der Flussrate und der Differenz zwischen quadriertem Ein- und Ausspeisedruck. Um trotz Ausspeisebelastung

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wie in Situation 3 die anfängliche Entnahmekapazität von 2,12 Mio. m³ zu gewährleisten, kommt der Einsatz einer Kompressoranlage in FK in Betracht.

ÜN 1

50 km

50 km

50 km

50 km

ÜG

Abb. 1 - Vergleich von Lastszenarien

Zusammenfassend bleibt festzuhalten, dass die Kalkulation von tatsächlichen Transportkapazitäten nur in Abhängigkeit der aktuellen Transite und Absatztransporte vorgenommen werden kann. Dies bedeutet, dass zur Bestimmung der von Lastsituationen unabhängigen Ein- und Ausspeisekapazitäten eines Gastransportsystems alle möglichen Lastszenarien im Vorhinein durchzukalkulieren sind und nur die Kapazitäten dieser Schnittmenge verlässlich angegeben werden können [7]. Die Entnahmen sind jedoch in erster Linie ein Resultat der stark temperaturabhängigen Nachfrage, wohingegen das Ausmaß der Gaseinspeisung und vor allem deren örtliche Lage Ergebnis der wirtschaftlichen Abwägung der Netznutzer ist [9]. Die Bedeutung dessen wird vor dem Hintergrund der derzeitigen Entwicklung der Gasnetznutzung in Abschnitt 6.2.2 vertiefend wieder aufgegriffen.

2.1.2 Gasbeschaffenheit

Je nach Lage und Entstehungsgeschichte einer Förderquelle differiert die Beschaffenheit bzw. Qualität des Erdgases, so dass Gase nur bedingt vollständig homogen und kompatibel sind. Die Vergleichbarkeit von Gasen bzw. die Möglichkeit des Austausches ergibt sich hauptsächlich aus der Wobbezahl o W und dem Brennwert o H . Beide Kennzahlen haben die

Einheit Kilowattstunden je Normkubikmeter kWh m . Während der Brennwert den ³ [ / ]

N

6

Energiegehalt eines Gases angibt, beschreibt die Wobbezahl die verbrennungstechnischen Gaseigenschaften über folgende Beziehung [4]

ρ derart, dass Gase mit der gleichen Wobbezahl ρ und der Luftdichte Luft mit der Gasdichte Gas

als austauschbar anzusehen sind [7]. Zur Grobklassifizierung von Erdgasen dient sie in Form einer Zweiteilung in hochkalorisches (high calorific) „H-Gas“ und niederkalorisches (low calorific) „L-Gas“, wie es in Tabelle I ersichtlich ist.

Tab. I - Gasbeschaffenheiten nach DVGW Arbeitsblatt G260 [10]

2.2 Gasgroßhandel

Preisbildung für Erdgas

Traditionell hat sich der Preis für Erdgas an dem für Erdöl orientiert. Der Grund hierfür liegt in der historischen Substitutionsbeziehung auf dem Wärmemarkt nach Einführung von Erdgas als neuem Energieträger Ende der 60er Jahre. Hinzu kam das Motiv der Amortisationsgarantie für große Investitionen in Produktions- und Transportinfrastruktur angesichts der unsicheren Entwicklung eines ungeschützten Gaspreises. Den meisten langfristigen Gaslieferverträgen auf Take-or-Pay-Basis ² (ToP) liegt diese Ölpreisbindung zu Grunde, bei welcher der Gaspreis mit einer zeitlichen Verzögerung von drei bis sechs Monaten dem Preis für Rohöl folgt. Dabei kommt oft die sog. „6/3/3-Regel“ zur Anwendung, wonach der sechsmonatige Durchschnitt des Referenzpreises von Rohöl nach einem dreimonatigen Zeitversatz für einen Zeitraum von drei Monaten gültig ist [11]. Als Referenzpreis in Deutschland dient häufig der Preis für extra leichtes Heizöl (HEL) entlang

² Verpflichtung zur Bezahlung einer Mindestmenge des bestellten Gesamtvolumens ungeachtet des tatsächlichen Gasbedarfs.

7

der Rheinschiene ³ bei einer Tankwagenlieferung von 40 - 50 hl frei Haus. Der Gaspreis errechnet sich daraus wie folgendermaßen [12]:

= − + ⋅ . (2.6) 2,35 0, 467 p HEL

Seit der Herausbildung von Erdgasgroßhandelsplätzen haben sich jedoch auch unabhängige Preisbildungsmechanismen für Erdgas entwickelt. An einem Erdgasgroßhandelsplatz (Hub, vgl. Abschnitt 2.4) kann Erdgas entweder durch nicht standardisierte Geschäfte im freien Handel (Over-the-Counter, OTC) oder an einer Börse gehandelt werden. Namhaftes Beispiel einer solchen Börse ist die New York Mercantile Exchange in den USA, an der das Gas des bedeutendsten US-amerikanischen Erdgasumschlagplatz, dem Henry Hub in Louisiana gehandelt wird. Der sich dort einstellende Kurs für Erdgas-Futures ⁴ dient ebenso als Preisreferenz beim Abschluss von ToP-Langfristverträgen. Gleiches gilt in Europa für die International Petroleum Exchange (IPE) in London/Großbritannien, an der die Gasmengen im britischen Übertragungsnetz gehandelt werden [13]. Trotz dieser Entkopplung existiert (zumindest in den USA) eine indirekte Bindung zwischen Öl- und Gaspreis, was vor allem durch die große Substitutionskonkurrenz zwischen den beiden Energieträgern zu erklären ist [11].

Handelsprodukte

Die Beschaffung von Erdgas richtet sich grundsätzlich nach der Nachfrage, die wiederum weitgehend saisonalen Schwankungen unterliegt, da Erdgas zum überwiegenden Teil zur Wärmeerzeugung von Haushalten und Kleinverbrauchern sowie in Kraft- und Heizwerken verbraucht wird [3]. Daraus ergeben sich sog. Lastkurven, deren jährlicher, monatlicher und tageweiser Verlauf bei der Gasbelieferung zu berücksichtigen ist. Nachdem die regionalen und kommunalen Gasversorgungsunternehmen traditionell Gasmengen vielfach auf Basis von flexiblen Vollversorgungsverträgen mit einem oder wenigen Lieferanten bezogen haben, erlangen in jüngerer Zeit die strukturierte Beschaffung und - bei größeren Absatzmengendas aktive Portfoliomanagement im Sinne eines eigenständigen Gashandels zunehmend mehr Bedeutung. Diese differenzierte Nachfrage schlägt sich in den Gashandelsprodukten (engl. „Commodity“) nieder. Zur Deckung eines Lastprofils bzw. zur Bildung eines Gasportfolios werden klassischerweise die Commodities Gaswirtschaftsjahre, Kalenderjahre,

³ Durchschnitt aus Düsseldorf, Frankfurt/Main und Mannheim/Ludwigshafen

⁴ Standardisierter, börsengehandelter Vertrag eines Gastermingeschäfts, bei dem sich eine Vertragspartei verpflichtet, eine definierte Gasmenge in der Zukunft zu einem heute vereinbarten Preis zu kaufen bzw. zu verkaufen.

8

Quartale, Monate, Wochen, Wochenenden sowie Tage gehandelt, die feste Gasmengen für die entsprechenden Zeiträume bedeuten, sog. „Bänder“.

2.3 Netzdrittzugang - Zusammenspiel von Ferntransport und Großhandel

Zur tatsächlichen Erfüllung des Handelsgeschäfts, d.h. zur physischen Lieferung von Gas benötigt ein Gasgroßhändler neben einem Gasmengenvertrag (Liquidität) auch einen Kapazitäts- bzw. Portfoliovertrag, der es ihm ermöglicht, das Transportsystem zu nutzen. Zwar ist es grundsätzlich möglich, lediglich als reiner Händler aufzutreten, doch ohne Transportmöglichkeiten beschränkt sich der Kreis der Geschäftspartner auf solche, die über Transportkapazitäten in der gleichen Netzstufe verfügen. Dadurch büßt der reine Gashändler ein Gros seiner Flexibilität bei der Optimierung seines Gasportfolios ein, denn Endabnehmer können nicht bedient werden. Andersherum betrachtet, ist es ebenso erforderlich, dass sich ein Gashändler, der sich bei Verkauf seines Gases von der physischen Lieferverpflichtung trennt, auch von zuvor kontrahierten Transportkapazitäten lösen kann [14]. Vor diesem Hintergrund ist es für einen funktionierenden Gashandel notwendig, dass der Zugang zu Gasnetzen für Dritte transparent und gleichbehandelnd organisiert wird. Im Sinne einer größtmöglichen Flexibilität bei der Netznutzung ist es zudem entscheidend, dass nicht nur das Gas Handelsgut ist, sondern dass auch die Transportkapazitäten mit Dritten handelbar sind sowie im eigenen Kapazitätsportfolio beliebig eingesetzt werden können [14]. Aus diesem Grund wird nun auf die unterschiedlichen Optionen bei der Ausgestaltung des Drittzugangs zu den Gasnetzen, dem „Third Party Access“ (TPA) eingegangen.

Netzzugangsmodelle

Zum klaren Verständnis der folgenden Modelle werden zunächst einige grundlegende Definitionen gegeben [15]:

Einspeisepunkt

Ein Punkt, an dem Gas an einen Netzbetreiber in dessen Netz oder Teilnetz übergeben werden kann, einschließlich der Übergabe aus Speichern, Gasproduktionsanlagen, Hubs oder Misch- und Konversionsanlagen. Ausspeisepunkt

Ein Punkt, an dem Gas aus einem Netz oder Teilnetz eines Netzbetreibers entnommen werden kann.

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