Die Rolle des neuen Entry-Exit-Systems bei der Entstehung eines maßgeblichen Erdgas-Hubs in Deutschland nach dem Vorbild der niederländischen Title Transfer Facility

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung

2 Grundlagen der Midstream-Gasversorgung
2.1 Gasferntransport
2.1.1 Technische Grundlagen des Gasferntransports
2.1.2 Gasbeschaffenheit
2.2 Gasgroßhandel
2.3 Netzdrittzugang - Zusammenspiel von Ferntransport und Großhandel
2.4 Großhandel per Erdgashub
2.4.1 Definition Erdgashub
2.4.2 Voraussetzungen
2.4.3 Erdgashubs in Europa - jüngste Entwicklung

3 Der niederländische Hub - Title Transfer Facility (TTF)
3.1 Bisherige Entwicklung der TTF
3.2 Rahmenbedingungen
3.2.1 Einordnung in das europäische Erdgasversorgungssystem
3.2.2 Transportsystem
3.2.3 Regelung des Netzzugangs
3.3 Funktionsweise der TTF
3.3.1 Organisation und Umsetzung des Handels
3.3.2 Systemdienstleistungen

4 Struktur der deutschen Gasversorgung
4.1 Einordnung in das europäische Erdgasversorgungsystem
4.2 Aufbau der Gasversorgungsnetze
4.3 Ferntransportstufe
4.3.1 Primäre Netzfunktion
4.3.2 Netzdichte
4.3.3 Träger des Netzbetriebs

5 Entry - Exit - System Deutschland
5.1 Vorgeschichte des deutschen Netzzugangs
5.2 Entry-Exit-Systematik des Netzzugangs nach EnWG

6 Ein deutscher Erdgas-Hub nach dem Vorbild der TTF?
6.1 Status Quo
6.2 Technisch-strukturelle Konflikte in Verbindung mit Entry-Exit-Systemen
6.2.1 Interoperabilität und Teilnetzbildung
6.2.2 Kapazitätsminderungen und Engpassmanagement
6.2.3 Vereinbarkeit von Entry-Exit-Systemen mit mehreren Netzbetreibern

7 Skizze eines Maßnahmenplans für liquiden virtuellen Hub
7.1 Flexibilisierung des Gasbezugs
7.2 Erhöhung der kurzfristig verfügbaren Gasmengen
7.3 Beseitigung von Kapazitätsengpässen
7.4 Steigerung der Allokationseffizienz von Kapazitäten
7.5 Etablierung eines Börsensystems

8 Fazit und Ausblick

9 Literaturverzeichnis

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

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

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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.

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 trennen¹. 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.

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[Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten] die maximale Durchflussrate des Gases in 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], P als Druck am Leitungsende [bar], K als einheitsloser Kompressibilitätszahl, C als Rohrwiderstand[Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten]und Q als Durchflussrate[Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten]über

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

bzw. die Durchflussrate über die Umformung zur vereinfachten Gasflussgleichung

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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]:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Sieht man von diesen vereinfachenden Berechnungsformeln ab, ist die Transportkapazität für einen betrachteten Leitungsabschnitt weitestgehend abhängig von ƒ Ort und Volumen der Ein- und Ausspeisungen[7], ƒ der Höhe des Druckunterschiedes, ƒ der Länge und des Durchmessers, ƒ Querschnittsveränderungen, ƒ der Rohrinnenrauhigkeit, ƒ den thermischen Zustandsgrößen des strömenden Gases sowie ƒ 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 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 wie in Situation 3 die anfängliche Entnahmekapazität von 2,12 Mio. m³ zu gewährleisten, kommt der Einsatz einer Kompressoranlage in FK in Betracht.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1 - Vergleich von Lastszenarien [7]

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 W o und dem Brennwert H o. Beide Kennzahlen haben die Einheit Kilowattstunden je Normkubikmeter [ kWh m / ]. Während der Brennwert den N Energiegehalt eines Gases angibt, beschreibt die Wobbezahl die verbrennungstechnischen Gaseigenschaften über folgende Beziehung[4]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Luft

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

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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-Basis² (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 der Rheinschiene³ bei einer Tankwagenlieferung von 40 - 50 hl frei Haus. Der Gaspreis errechnet sich daraus wie folgendermaßen[12]:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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-Futures⁴ 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 Absatzmengen - das 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, 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]:

ƒEinspeisepunkt

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

ƒEinspeisekapazität

Im Gasbereich das maximale Volumen pro Stunde in Normkubikmeter, das an einem Einspeisepunkt in ein Netz oder Teilnetz eines Netzbetreibers insgesamt eingespeist werden kann.

ƒAusspeisekapazität

Im Gasbereich das maximale Volumen pro Stunde in Normkubikmeter, das an einem Ausspeisepunkt aus einem Netz oder Teilnetz insgesamt ausgespeist und gebucht werden kann.

Bei den TPA-Modellen sind drei Basisprinzipien zu unterscheiden. Einerseits transportstreckenabhängige oder auch transaktionsabhängige Punkt-zu-Punkt-Systeme und andererseits die beiden entfernungsunabhängigen Systeme Briefmarkenmodell und Entry- Exit-Regime. Diese lassen sich sowohl für den Ausweis der physischen Transportkapazitäten als auch für die Bildung der Entgelte anwenden. „Generell kann jedes Grundprinzip auf der Kapazitätsseite mit jedem Grundprinzip auf der Entgeltseite kombiniert werden (...).“[16] So ist es beispielsweise möglich, die Kapazitäten mit einem festen Streckenbezug zu vergeben, den zugehörigen Tarif jedoch nach dem Entry-Exit-System zu berechnen, wie es in Irland der Fall ist[17].

Bei einem transaktionsabhängigen System erfolgt die Kapazitätsvergabe für feste Ein- und Ausspeisepunkte bei streckenabhängigen Transportkosten. Unter einem Entry-Exit-System ist zu verstehen, dass die Kapazitäten flexibel und unabhängig voneinander in unterschiedlichem Umfang, zu unterschiedlichen Zeitpunkten und für verschiedene Zeiträume gebucht werden können. Die Transportkosten setzen sich dadurch lediglich aus den Preisen für die Entry- und Exit-Kapazitäten zusammen. Der Transportkunde muss sich bei Buchung nicht für einen bestimmten Transportweg entscheiden, sondern gibt dem Netzbetreiber lediglich Ein- und Ausspeisepunkt für die Durchleitung vor. Weiterhin ist es möglich, eigene Kapazitätsrechte beliebig unterzuvermieten oder an Dritte weiterzugeben. Ein Briefmarkensystem ist ähnlich, doch werden hierbei für die Kapazitäten an Ein- und Ausspeisepunkten einer Netzzone einheitliche, folglich ebenfalls transportpfadunabhängige, Preise in Analogie zum Entgeltsystem der Post veranschlagt. Das Briefmarkenmodell ist somit auch als Sonderfall eines Entry-Exit-Systems mit einheitlichen Entgelten für alle Einspeisepunkte bzw. alle Ausspeisepunkte eines Netzes zu sehen. Die weitere Arbeit beschränkt sich daher ausschließlich auf die Charakteristika von Entry-Exit-Systemen.

Entry-Exit-Systeme weisen im Allgemeinen unter anderem die Unzulänglichkeiten auf, dass die ausgewiesenen Preise für Einspeise- und Auspeisekapazitäten für die Übertragung über kurze Strecken zu hoch sind und im Langstreckenfall nicht die zugrunde liegenden Kosten widerspiegeln[18].

Abschließend zeigt die Tabelle II einen zusammenfassenden Vergleich zur gegenseitigen Abgrenzung der drei genannten Modelle in Bezug auf die Kriterien Benutzerfreundlichkeit, Transportkosten, Widerspiegelung der Transportkosten im Tarif, Kapazitätssekundärhandel, Kompatibilität mit gleichartigen TPA-Systemen sowie Kompatibilität mit andersartigen TPASystemen[17]. Der Vergleich basiert dabei auf dem Aspekt der Entgeltsetzung.

Tab. II - Vergleich von TPA-Systemen[17]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten⁵

Die kommerziellen Konflikte von Entry-Exit-Systemen werden in der weiteren Arbeit nur noch am Rande berücksichtigt, zumal die generelle Entscheidung für ein solches System bereits gesetzlich getroffen wurde. Im Kapitel 5 werden die strukturellen Herausforderungen bei der physisch-technischen Umsetzung eines Entry-Exit-Systems vertiefend diskutiert.

2.4 Großhandel per Erdgashub

Wie in Abschnitt 2.2.1 beschrieben, wird Erdgas in zunehmendem Maße auch an Hubs gehandelt. Im Folgenden wird zunächst eine Definition von Erdgashubs gegeben, worauf aufbauend die Funktionsweise erläutert wird. Anschließend wird auf die nötigen Voraussetzungen eingegangen und den Abschluss bildet ein Überblick über die jüngste Entwicklung der europäischen Erdgashubs.

2.4.1 Definition Erdgashub

Generell ist bei der Definition von Erdgashubs zwischen dem physischen und dem virtuellen (virtual/notional hub) Hub zu unterscheiden. Der Begriff „hub“ entstammt dem Englischen, bedeutet wörtlich Mittelpunkt oder Nabe und hat sich in der Gaswirtschaft zum Synonym für einen zentralen Handelspunkt von Erdgas etabliert.

Erreicht ein Hub eine kritische Liquidität im Sinne einer hohen Handelsaktivität, so kann der dortige Preis als Referenz für Gaslieferungen im Rahmen bilateraler Verträge dienen. Der Liquiditätsgrad leitet sich in diesem Zusammenhang aus dem Verhältnis von gehandeltem Volumen zu physisch geliefertem Volumen, auch „churn ratio⁶ “ (Umwälzungsrate) genannt, ab. Eine hohe Churn-Rate ist gleichbedeutend mit einer hohen und verlässlichen Verfügbarkeit von potenziellen Handelspartnern. An hochliquiden Hubs wie dem US- amerikanischen Henry-Hub kann die „churn ratio“ bis zu 100:1 betragen[13].

Physischer Hub

Der physische Hub ist die klassische Form eines Gashubs und bezeichnet einen Übertragungspunkt, an dem verschiedene Gasleitungen über eine Anlage miteinander verbunden sind, die es ermöglicht, exakt gemessene Gasmengen von einer Gasleitung in eine andere umzuleiten[13]. Dies bedingt die geografische Lage an Kreuzungspunkten von Gaspipelines mit hoher Kapazität und überregionaler Bedeutung[19]. Speicher sowie Misch- und Konditionieranlagen in der unmittelbaren Hubperipherie sorgen für erhöhte Flexibilität und Sammelkapazität. Förderlich zudem ist die Möglichkeit des flexiblen Austausches von Gas zwischen den Flanschen der anmündenden Gasleitungen in beide Gasflussrichtungen, sofern eine Verbindung zu einem Hub eines anderen Marktsystems besteht (Logistik-Hub). Die Ausbildung eines aktiven Handelsgeschehen erfordert neben diesen infrastrukturellen Voraussetzungen jedoch das Angebot von Dienstleistungen durch einen (unabhängigen)

Hubbetreiber (Handelshub). Zu den wesentlichen Dienstleistungen eines Handelshubbetreibers zählen neben der organisierten Vermittlung von Käufern und Verkäufern durch Informationsbereitstellung[5], die physische Übertragung des gehandelten Gases zwischen zwei Pipelines, die Vertragsabwicklung bzw. Sicherstellung der Eigentumsübertragung, kurzfristige Speicherungen, der Ausgleich von Mengendefiziten[20] und kurzfristigen Lastspitzen (peaking) sowie die Standardisierung von Verträgen[21].

Virtueller Hub

Bei einem virtuellen Hub wird ein größerer Netzbereich mit mehreren Ein- und Ausspeisepunkten zu einem virtuellen Handelsknotenpunkt zusammengezogen, den die Gasströme lediglich fiktiv passieren. Anstelle der lokalen Infrastruktur übernimmt das gesamte Transportnetzsystem die physische Aggregation der Gasmengen wie auch die Handelserfüllung[5]. Es wird keinerlei Unterscheidung zwischen den Gasmengen gleicher Beschaffenheit getroffen, die sich bereits innerhalb des Leitungssystems befinden[13]. Darüber hinaus ersetzt der Übertragungsnetzbetreiber (engl. Transmission System Operator, abgekürzt TSO) des betrachteten Gasnetzsystems die Rolle des Hubbetreibers eines physischen Hubs.

Ein Vergleich der beiden verschiedenen Hubsysteme in Bezug auf die räumliche Ausdehnung lässt sich der Abbildung 2 entnehmen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2 - Gegenüberstellung von physischem und virtuellem Hub [20]

2.4.2 Voraussetzungen

Unter der impliziten Annahme ausreichender Gashändler und -nachfrager gilt als essentielle Voraussetzung für die Entwicklung eines Pipelineknotens zum liquiden Handelspunkt der freie Zugang für Markinteressierte[19]. Diese muss ein effizientes Gastransportsystem zur erfolgreichen Einbindung eines Hubs in das interregionale Marktgeschehen erfüllen. Die Zugangsbedingungen für Netznutzer sind daher diskriminierungsfrei im Sinne von Gleichbehandlung und insbesondere Transparenz festzulegen[14].

Ein gewisses Maß an Liquidität von einerseits physisch verfügbaren Gasvolumina und andererseits frei verfügbaren Transportkapazitäten ergänzt neben anderen positiven Einflussfaktoren die Voraussetzungen für die Ausbildung eines erfolgreichen Hubs[19]. Eine herausragende Bedeutung leitet sich aus den Entwicklungsverläufen bestehender Handelknotenpunkte ab. Die Marktsegmentierung durch Schaffung von Teilmärkten auf Basis unterschiedlicher Gasbeschaffenheiten begrenzt die jeweilige Liquidität teils erheblich[14].

2.4.3 Erdgashubs in Europa - jüngste Entwicklung

Im Vergleich zu den USA, wo über die letzten 15 Jahre nach der Einführung eines so genannten Open-Access-Regimes für den Netzzugang annähernd 40, teils konkurrierende Markthubs -mit dem Henry Hub als primärer Preisreferenz - entstanden sind, läuft die Entwicklung in Europa zumindest zeitlich hinterher. Hier haben sich im Laufe der letzten sieben Jahre seit Einsetzen der Unionsbemühungen für einen funktionierenden Binnengasmarkt eine Reihe von Handelspunkten gebildet, über die Abbildung 3 eine Übersicht gibt.

Abb. 3 - Erdgashandelshubs in Europa [22]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Im Weiteren werden die bisherigen Entwicklungen des britischen National Balancing Point (NBP) und des Zeebrugge Hub aufgrund ihrer führenden Positionen in Bezug auf Liquidität umrissen. Die niederländische Title Transfer Facility (TTF) wird wegen ihrer potenziellen Vorbildfunktion für die weitere Entwicklung in Deutschland in Kapitel 3 separat vorgestellt, wie auch in Kapitel 6 der BEB⁷ Virtual Point auf deutschem Gebiet.

NBP - National Balancing Point

Ausgangspunkt für die Entwicklung zum ersten europäischen Gashub in Großbritannien war der Bedarf der britischen Gaslieferanten nach einer Möglichkeit zum gegenseitigen Ausgleich ihrer Gasmengen im nationalen Übertragungsnetz[13] mit einer Länge von 6.400 km[23]. Die Initialzündung für den virtuellen Handelspunkt NBP gab die Einführung eines strikten Entry-Exit-Systems für das gesamte britische Gasnetz durch den einzigen britischen TSO, heute unter National Grid firmierend, im Jahr 1996. Entscheidenden Einfluss auf die weitere positive Entwicklung nahmen die Einführung von bis heute unveränderten standardisierten Handelsverträgen für sämtliche Gasgeschäfte im Jahr 1997 sowie die Einführung eines On- the-day Commodity Markts zum kurzfristigen täglichen Ausgleich von Gaspositionen[22].

Aktuell erfolgen 90% des Handels auf Basis von OTC-Geschäften, die restlichen 10% werden börsennotiert an der International Petroleum Exchange (IPE) mit Sitz in London gehandelt und dienen als preisliche Referenz für langfristige Lieferverträge (Take-or-Pay). Bei einer Churn-Rate von 8 - 15 : 1[24] erreicht das am NBP gehandelte Volumen 6.250 TWh (monatlich 520 TWh). Dies entspricht ungefähr dem fünf- bis sechsfachen Gasverbrauch Großbritanniens. Der NBP mit aktuell etwa 60 aktiven Händlern weist die mit Abstand höchste Liquidität in Europa auf[23].

Zeebrugge Hub

Nach dem NBP startete die belgische Distrigas 1999 als ersten Hub auf dem europäischen Festland den Zeebrugge Hub. Entscheidend dazu bei trug die Fertigstellung des Ärmelkanal querenden „Interconnectors“, der zur Versorgung des Festlands mit britischem Gas aus Bacton konzipiert wurde. Zeebrugge dient hierbei als physischer Verteilerhub zwischen Großbritannien, Nordseegas über die Zeepipe, großen Transportleitungen nach Frankreich, den Niederlanden, Deutschland und Luxemburg. Das Handelsgeschehen unter der Administration von Distrigas wurde forciert durch technische Probleme des Interconnectors, wodurch sich Händler in Zeebrugge mit Langzeitkapazitäten gezwungen sahen, ihre Lieferverpflichtungen kurzfristig aus anderen Quellen zu bedienen[22]. Heute agiert der Hubbetreiber Huberator des Distrigas-Nachfolgers Fluxys als Handelsvermittler der derzeit 46 aktiven Händler[25]. Den Hub ergänzt mittlerweile ein LNG-Terminal in unmittelbarem Umfeld, der jedoch aufgrund nicht-kompatibler Gasqualitäten aus Algerien derzeit nicht integriert ist. Die gehandelten Volumina von monatlich durchschnittlich 38 TWh⁸ liegen deutlich unter denen der NBP und die erzielten Preise korrelieren durch die direkte Pipelineverbindung stark mit den britischen. Häufig weichen die belgischen Preise nur um die theoretischen Transportkosten zwischen beiden Märkten ab. Entkoppelte Preisentwicklungen ergeben sich lediglich für die Phasen, in denen der maßgebliche Preiseinflussfaktor Interconnector außer Betrieb ist[13]. Dies führte dazu, dass die Churn-Rate auf maximal 14,7 : 1 anstieg, wobei diese im aktuellen Jahresdurchschnitt bei 4,3 : 1 liegt[26].

3 Der niederländische Hub - Title Transfer Facility (TTF)

3.1 Bisherige Entwicklung der TTF

Die Title Transfer Facility ist der virtuelle Erdgashub in den Niederlanden. In dem kurzen Zeitraum seit der Gründung der TTF durch den niederländischen Übertragungsnetzbetreiber Gas Transport Services (GTS) zu Jahresbeginn 2003 hat sich der Hub positiv entwickelt. Die Liquidität hat zügig zugenommen, seit Handelsbeginn haben sich die täglichen Spot- Handelsvolumina von 30 GWh auf über 600 GWh bzw. ca. 20 TWh⁹ pro Monat zu Jahresende etwa verzwanzigfacht. Das Churn-Verhältnis entspricht derzeit 3,5 : 1 wie der nachfolgenden Abbildung 4 zu entnehmen ist, welche die täglich gehandelten (traded volume) und transportierten (net volume) Gasmengen zeigt. Das Handelsvolumen kommt jedoch nur etwa 10 % des niederländischen Gaskonsums gleich[13].

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 4 - Tägliche Spot-Handelsvolumina der TTF [27]

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

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

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.

⁵ Unter „pancaking“ ist die Kettung bzw. Summierung von Entgelten bei Wechsel von einem TPA-System in das Folgende im Zuge eines Gastransports zu verstehen.

⁶ Wörtlich übersetzt bedeutet “churn“ Rührtrommel oder Butterfass.

⁷ BEB Transport KG, Tochter der BEB Erdgas und Erdöl GmbH.

⁸ 3.150 Mill. m³ unter der Annahme von 12,2 KWh/m³[4].

⁹ 1.800 Mio. m³ unter der Annahme von 10,833 GWh/Mio. m³.