Gasgroßhandel ‒ Energiehandel und Gastransport

Seit der Liberalisierung 1998 ist der Gashandel ein Wettbewerbsmarkt mit zunehmender Liquidität; heute ermöglichen Gasbörsen, Broker sowie bilaterale Deals und neuartige OTC-Plattformen einen regen Handel an den Virtuellen Handelspunkten der deutschen Marktgebiete NCG und GPL, ab dem 01.10.2021 Trading Hub Europe, und anderen europäischen Hubs wie dem TTF.

Kapazitätsbuchungen berechtigen Transportkunden, Großhändler und Lieferanten zu Transporten ohne bestimmten Transaktionspfad, dazu kooperieren derzeit 16 Fernleitungsnetzbetreiber. Bilanzierung der Gasmengen und Regelenergiebeschaffung, getrennt nach H-Gas und L-Gas, ist Aufgabe der Marktgebietsverantwortlichen ‒ bis zur Zusammenlegung der Marktgebiete am 01.10.2021 im “Norden und Osten“ die Gaspool Balancing Services GmbH, im “Süden und Westen“ die NetConnect Germany GmbH & Co. KG (NCG).

Netzzugangsmodell Gas

Der Recht zur Nutzung der Gasnetze für Jedermann folgt dem gesetzlichen Leitbild in § 20 Abs. 1b EnWG sowie der GasNZV. Das Entry-/exit-System wurde dazu vom Gesetzgeber zu einem Zweivertragsmodell weiterentwickelt, das auf einer Kooperationspflicht der am Transport beteiligten Netzbetreiber beruht; dazu haben alle in Deutschland gelegenen FNB und VNB eine Kooperationsvereinbarung (KoV) geschlossen, die regelmäßig überarbeitet wird.

Transportkunden benötigen für den Gastransport in einem Marktgebiet lediglich einen standardisierten Einspeisevertrag oder einen Ausspeisevertrag (Anlage 1 zur KoV). Bei FNB ist dazu eine Kapazitätsbuchung erforderlich, wohingegen mit VNB typischerweise ein Lieferantenrahmenvertrag (Anlage 3 zur KoV) geschlossen und entsprechend der durchgeleiteten Mengen abgerechnet wird. Gebuchte Kapazitäten vermitteln hingegen das Recht zum Transport, die Anmeldung konkreter Mengen erfolgt im Wege der Nominierung.

Bei Ein- und Ausspeisung werden alle Gasmengen erfasst und der jeweilige FNB oder VNB meldet diese dem MGV zur Zuordnung ("Allokation") zu Bilanzkreisen. Der Transport und die Belieferung erfolgen mithin "bilanziell". Bilanzkreise ermöglichen zudem auch den Abtausch von Gasmengen ‒ die Grundlage des Gashandels.

Marktrollen

BKV : Bilanzkreisverantwortlicher

FNB : Fernleitungsnetzbetreiber oder Transmission System Operator (englisch: TSO)

MGV : Marktgebietsverantwortlicher

VNB : Verteilernetzbetreiber oder Distribution System Operator (englisch: DSO)

Rechtsgrundlagen

EnWG : Energiewirtschaftsgesetz

GasNZV : Gasnetzzugangsverordnung

KoV : Kooperationsvereinbarung zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen

Bilanzierung von Gasmengen

Kernelement eines Marktgebiets und Namensgeber der Initiative ist das Bilanzierungsregime. Der Transport von Gasmengen z.B. zur Belieferungen von Letztverbrauchern wird durch korrespondierende Ein-/Ausspeisungen bewirkt, unabhängig von derem Ort. Aufgabe der BKV ist es sicherstellen, dass ein ausgeglichener Saldo vorliegt.

Häufig sind BKV zugleich Importeure/Vorlieferanten der Weiterverteiler, deren Kundenmengen in sogenannte Subbilanzkonten allokiert werden. Bilanzkreise dokumentieren also die Energieflüsse im Marktgebiet und zugleich etwaige Über- oder Unterspeisungen, für welche bei der Bilanzkreisabrechnung Ausgleichsenergie fällig wird.

Grundsätzlich sind BKV verpflichtet, Bilanzkreise bis zum nächsten Gastag (6.00 Uhr morgens) auszugleichen. Dazu können Transportkunden einen physischen Ausgleich vornehmen, z.B. Nominierungen aus benachbarten Märkten und Speichern. Allerdings kann auch rein virtuell zwischen verschiedenen Bilanzkreisen nominiert werden. Am Ende müssen BKV gar keine "realen" Gastransporte bewirken, viele Gashändler bewirtschaften ihr Portfolio ausschließlich durch reine Handelsgeschäfte. In den Marktgebieten werden mithin Mengen gehandelt, die von anderen Marktpartnern importiert wurden.

Entsprechendes gilt für die Entnahmen von Letztverbrauchern. Lieferanten oder deren BKV erstellen Prognosen und nominieren entsprechend Gasmengen für den Folgetag in die entsprechenden Bilanzkreise. Im Idealfall sorgt eine hinreichende Prognosegenauigkeit im Rahmen der Toleranzen (z.B. einer Belieferung mit Tagesband) für ein ausgeglichenes Verhältnis im Bilanzkreis der Transportkunden ‒ die eigentliche Belieferung erfolgt somit quasi "bilanziell".

Die Einzelheiten zum Bilanzierungssystem finden sich in der Festlegung GABi Gas 2.0 (Grundmodell für Ausgleichsleistungen und Bilanzierungsregeln im Gassektor), Beschluss der Bundesnetzagentur vom 19.12.2014, Az. BK7-14-020. Vor allem die für Gashändler wichtige Höhe des Entgelts für Ausgleichsenergie orientiert sich an den Kosten, die die MGV zur Beschaffung der Regelenergie ‒ im Falle tatsächlicher Netzungleichgewichte ‒ haben. Zudem wird in bestimmten Fällen ein Flexibilitätskostenbeitrag erhoben, um zu einer untertägigen Strukturierungen anzureizen. Auf alle verbleibenden Kosten der MGV wird zudem auf ausgespeiste Mengen eine Bilanzierungsumlage erhoben.

Netzentgelte (Kapazitätsprodukte) und Umlagen

Netznutzer entrichten für den Transport in den Gasnetzen ein Entgelt. Gläubiger sind dabei stets die jeweiligen Netzbetreiber, die Vertragspartner sind; im Rahmen der Kooperation der Gasnetzbetreiber werden die Einnahmen im Innenverhältnis sodann verteilt ("Entgeltwälzung"). Die Höhe der Netzentgelte ist reguliert, da sich diese nicht im Wettbewerb bilden kann.

Wesentlichen Anteil an den Transportkosten haben die Ein- und Ausspeiseentgelte der FNB. Der Zugang zu einem Marktgebiet erfolgt mittels Kapazitätsbuchungen über die Plattform Prisma. Auf dieser werden freie Kapazitäten versteigert und mittels Sekundärhandel können Transportkunden zudem nicht benötigte Kapazitäten weiterveräußern. Angeboten werden nicht nur Jahreskapazitäten, sondern grundsätzlich auch entsprechende unterjährige Produkte auf Monats-, Quartals- und Tagesbasis, vgl. § 11 GasNZV.

Die Bundesnetzagentur genehmigt für jeden FNB eine individuelle Erlösobergrenze, die den Entgelten zugrunde gelegt wird. Erstmals zum 01.01.2020 wird gemäß den Festlegungen REGENT-NCG (Az. BK9-18/610-NCG) bzw. REGENT-GP (Az. BK9-18/611-Gaspool) netzbetreiberübergreifend ein einheitliches Entgelt angewendet; mit den Beschlüssen vom 29.03.2019 wurde die Referenzpreismethode einer einheitlichen Briefmarke eingeführt ‒ demnach ergeben sich 4,07 (NCG) bzw. 3,27 (Gaspool) €/kWh/h/a, die FNB sorgen untereinander für einen Ausgleich. Zudem werden die Kosten für die Anbindung von Biogasanlagen und die Umstellung von Verbrauchsgeräten von L- auf H-Gas gewälzt. Durch REGENT steigt die Marktraumumlage von 0,32 € auf 0,65 € und die Biogasumlage von 0,66 auf 0,86 €/kWh/h/a, wobei diese nicht an Speicher- und Grenzkopplungspunkten anfallen.

Grundsätzlich sollen FNB nur feste, frei zuordenbare Kapazitäten (FZK) anbieten, nur ausnahmsweise dürfen gebuchte Kapazitäten unterbrechbar sein. Mittels einer Festlegung zur Standardisierung der Kapazitätsprodukte KASPAR (Az. BK7-18-052) wil die Bundesnetzagentur aktuell noch vorherrschende Restriktionen bei der Kapazitätsnutzung, wie beschränkt zuordenbare Kapazitäten (BZK), abschaffen und durch dynamisch zuordenbare Kapazitäten (DZK) ersetzen.

Handelsplattformen & Gaspeicher

Der Gashandel wird heute vielfach an offenen Handelsplätzen, aber maßgeblich auch noch durch bilaterale Verträge abgewickelt. Dennoch gewinnt der Börsenhandel stetig an Bedeutung, zuvorderst die Pan EuropeanGas Coorperation (PEGAS) ist für die Beschaffung in Deutschland relevant. Die PEGAS bietet einen Spotmarkt für Within-Day-, Day-Ahead- und Weekend-Kontrakte jeweils ab 1 MW an; Am Terminmarkt können Monate, Quartale und Jahre sowie Seasons (Winter/Sommer) gehandelt werden.

Der bilaterale Handel ("Over The Counter", OTC) dominiert mit seinem Handelsvolumen. Verträge kommen häufig über Broker zustande, auch Brokerplattformen bieten kurz- und langfristige Handelsprodukte für Erdgas. In der Regel werden OTC-Verträge mittels Standardverträgen geschlossen, etwa das EFET-General Agreement Concerning the Delivery of Natural Gas (EFET-Gas) oder primär für den finanziellen, aber auch physischen Handel das International Swaps and Derivatives Associations Master-Agreement (ISDA).

Der historisch überkommene Flanschhandel jedenfalls ist rückläufig. Meist werden heute die virtuellen Handelspunkte (VHP), auch Gas Hubs oder Trading Hubs genannt, als vertraglicher Lieferort bestimmt. Dies erhöht insgesamt die Liquidität am Gasmarkt ‒ ausweislich der "Churn Rate" (Umschlagsrate pro verbrauchte Gasmenge) als Indikator. Neben physischen Nominierungen ist der rein finanzielle Handel, der eher die Preisabsicherung gewährleistet und keine physische Erfüllung darstellt, zwischenzeitlich etabliert.

Großhandelspreise werden an der PEGAS gebildet, etwa der von der EEX veröffentlichte Tagesreferenzpreis in Bezug zum Spotmarkt; andererseits hat sich der European Gas Index Deutschland (EGIX) als Referenzpreis für den Terminmarkt etabliert. Schließlich wird weiterhin jeden Monat der Grenzübergangspreis für langfristige Erdgasbezüge vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) ermittelt.

Nicht zuletzt kommt den 47 Erdgasspeichern in Deutschland (Untertage) Bedeutung zu. Diese dienen der Versorgungssicherheit und der Flexibilität. Denn mittels Speichern lassen sich Lieferverpflichtungen physisch absichern. Anders als früher haben Gasspeicher jedoch ihre Funktion als Saisonausgleich verloren.

Rechtsquellen und europäische Hintergründe

Ausgangspunkt der neuen „Epoche“ in der Gaswirtschaft ‒ zwischen Regulierung und Wettbewerb ‒ war die europäische Gasbinnenmarktrichtlinie. Parallel dazu schritt die Integration der europäischen Gasmärkte voran. So fordert etwa die Erdgaszugangsverordnung seit 2011 eine Selbstorganisation aller europäischen Fernleitungsnetzbetreiber, dem European Network Transmission System Operators for Gas (entsog). Dieser Verband erarbeitet die praktisch relevanten Network Codes, die bei Verabschiedung in allen europäischen Mitgliedsstaaten unmittelbar Anwendung finden. Ebenfalls durch diese Verordnung wurde die Agency for Coorperation of Energy Regulators (ACER) eingeführt. Später folgte noch die Verordnung über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts (REMIT), die insbesondere Insiderhandel und Marktmanipulationen vermeiden soll.

Den Kernpunkt auf nationaler Ebene bildet das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG), welches ‒ soweit dies nach der begonnen Liberalisierung in Deutschland noch erforderlich war ‒ die Anforderungen der Binnenmarktrichtlinie umsetzt. Auf diesem Gesetz beruhen die Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (GasNZV) sowie die Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (GasNEV). Die GasNZV wird schließlich durch die o.g. Festlegungen sowie durch die Kooperationsvereinbarung zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen (KoV) komplementiert. Die KoV ist ein multilaterales Vertragswerk und wird in einer Verhandlungsdelegation erarbeitet, an der neben Industrievertretern der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), der Verband Kommunaler Unternehmen (VKU) und die GEODE Deutschland (GEODE) beteiligt sind.

Zu beachten sind darüber hinaus verschiedene Festlegungen der nationalen Regulierungsbehörde, der Bundesnetzagentur. Zuständig für den Netzzugang ist die Beschlusskammer 7, diese hat z.B. die Festlegung GABi Gas 2.0 erlassen. Für Gas-Netzentgelte zeichnet sich die Beschlusskammer 9 zuständig, die etwa die Festlegungen REGENT-NCG bzw. REGENT-GP und flankierend für z.B. die Multiplikatoren auf unterjährige Kapazitätsprodukte auch die Beschlüsse MARGIT, BEATE 2.0 sowie zum Ausgleichsmechanismus zwischen den FNB AMELIE erlassen hat.