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Timestamp: 2017-07-25 01:13:09
Document Index: 350353016

Matched Legal Cases: ['Art. 9', 'Art.13', 'Art. 24', 'Art. 32', 'Art. 39', '§ 108', '§ 120', '§ 82', '§41']

1. GWG – die EU-Rahmenbedingungen und die speziellen Herausforderungen für Österreich DI Walter Boltz Vorstand Energie-Control Austria 14. November ppt herunterladen
Veröffentlicht von:Hermann Schulz
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GWG – die EU-Rahmenbedingungen und die speziellen Herausforderungen für Österreich DI Walter Boltz Vorstand Energie-Control Austria 14. November 2011
3 Ziele des 3. Binnenmarkt Pakets Basis für einen Erdgasbinnenmarkt bilden gut verbundene Großhandelsmärkte Gasinfrastruktur-bezogene EU Marktarchitektur 28 Entry-Exit Systeme 1) (national, sub-national) ? Entry-Exit Systeme 2) als Basis für funktionierende Großhandelsmärkte Ein europäisches Entry-Exit System heute:morgen: 6 nationale Systeme: 40 bcm < x < 100 bcm 4 nationale Systeme: 12 bcm < x < 18 bcm 15 nationale Systeme: 1 bcm < x < 9 bcm (x = Jahresgasabsatz) 1) nach Umsetzung des 3. Pakets 2) (möglichst) freie Angebotswahl für die Nachfrage (physische Engpassfreiheit im Inneren) wegen schlechter Kosten- Nutzen-Relation und langer Umsetzungsdauer unrealistisch
4 Systemumstellung per 1.1.2013 Hoher Gestaltungsbedarf bei Netzzugang und Kapazitätsmanagement und Bilanzierung im Marktgebiet, Kompatibilität mit europ.Leitlinien) Konsequenzen für alle Marktteilnehmer (Inland und Transit) Wettbewerbsbelebung (Wettbewerblicher Großhandelsmarkt) RL 2009/73/EG“Fernleitungs-VO” – VO 715/2009 Fernleitungen (Art. 9-23)Neues Tarifmodell “Entry Exit” (Art.13) Verteilleitungen ( Art. 24-29)Dienstleistungen Netzzugang Netzzugang, Speicher (Art. 32-38)Kapazitäts- und Engpassmanagement Stärkung der Regulierungsbehörde (Art. 39-44)Ausgleichsenergie
5 Förderung der Marktintegration (Transit und Inland) –Ein einheitliches Netzzugangsmodell / Kapazitätsverwaltung –Ein leitungsübergreifendes Entry-Exit-Tarifmodell FLUs stehen alle Entflechtungsoptionen zur Verfügung (OU, ISO, ITO) Stärkung des Gasgroßhandels –Zusammenfassung aller Handelspunkte zu einem virtuellen Handelspunkt zur Stärkung des OTC und Börsehandels Erhöhung der Versorgungssicherheit –Versorgungsstandard –Investitionsplanung erfasst gesamte Infrastruktur (FL, VL, Speicher) Stärkung der Konsumentenrechte (Wechsel, Nebengebühren, Smart Meter, Qualitätsstandards,...) Eckpunkte der RL-Umsetzung im GWG 2011
6 ACER Arbeitsprogramm www.energy-regulator.eu
7 Auktionen als Standardallokationsverfahren Standard Kapazitätsprodukte Gebündelte Kapazitätsprodukte Kapazitätsplattform Einheitlicher Gastag Tägliche Bilanzierungsperiode mit untertägigen Restriktionen und Cash out am Tagesende Marktbasierte Ausgleichsenergieentgelte Gasqualität und Biomethan als wichtige Themen – CEN Mandat Nomination and Matching Operational Constrains Units Harmonization Interconnection Agreements Capacity Calculation Cost allocation methodology Setting of the reserve price Setting of auctions price Recovery of allowed revenues Rahmenleitlinien – Überblick
8 Herausforderung der Umsetzung des 3. Binnenmarktpaketes Reduzierung der E/E Zonen in Europa Ziel: Schaffung von funktionierenden Großhandelsmärkten und deren enger Verbindung Harmonisierung der Regeln durch Rahmenleitlinien und Netzkodizes Verbesserung der Rahmenbedingungen für Investitionsentscheidungen für grenzüberschreitende Gasinfrastruktur Effektive Umsetzung des 3. Paketes auf nationaler Ebene Konkrete Pilotprojekte zur Marktintegration auf regionaler Ebene
Die Umsetzung des GWG in Österreich – die Herausforderungen zur Entflechtung und beim Tarifmodell Mag. (FH) Martin Graf Vorstand Energie-Control Austria 14. November 2011
10 Entflechtung neu: VNB und Speicherunternehmen Gesellschaftsrechtliche, organisatorische Entflechtung Verteiler > 50.000 Hausanschlüsse + Betreiber der VL Ebene 1 VNB zusätzlich -Klarstellung hinsichtlich Ressourcen -Eindeutige Unterscheidbarkeit vom Versorger -Unabhängiger Gleichbehandlungsbeauftragter
11 Entflechtung neu: FLNB (§ 108 bis § 120 GWG 2011) ab 3. 3. 2012 4 Optionen: -Eigentumsrechtliche Entflechtung -ISO: Unabhängiger Netzbetreiber -ITO: Unabhängiger Übertragungsnetzbetreiber -ITO+: Wirksamere Unabhängigkeit als ITO 3. 9. 2009 Grundmodell
12 Tarife – Fernleitungen - 1 Ermittlung der Tarife erfolgt auf Basis einer von der Regulierungsbehörde mit Bescheid zu genehmigenden Methode. Die Kosten und das Mengengerüst sind mit Bescheid zu genehmigen. Die aus der genehmigten Methode resultierenden Tarife sind durch VO der Regulierungsbehörde festzulegen.
13 Tarife – Fernleitungen - 2 Netzentgelt auf Basis der vertraglich vereinbarten Leistung pro Ein- und Ausspeisepunkt in das Fernleitungsnetz des Marktgebietes, sowie pro Ein- und Ausspeisepunkt aus dem Fernleitungsnetz ins Verteilergebiet getrennt voneinander festzulegen Netzentgelt vom Einspeiser und Entnehmer bzw. für die Ausspeisepunkte in das Verteilnetz vom VGM zu entrichten. Tarife: firm, unterbrechbar, beschränkte Zuordenbarkeit, Lastflusszusagen, Langfrist–, Kurzfrist-Verträge
14 Übergangsregelungen im Entry Exit Privatrechtliche Vereinbarungen, die den Transport von Erdgas regeln, bleiben mit der Maßgabe unberührt, dass –an die Stelle der gebuchten Transportkapazität getrennte Kapazitätsbuchungen an den Ein- und Ausspeisepunkten in derselben Höhe treten; –der Netzbenutzer, sobald Tarife gemäß § 82 veröffentlicht wurden, die entsprechenden Ein- und Ausspeiseentgelte zu entrichten hat; –der Fernleitungsnetzbetreiber dem Netzbenutzer die Möglichkeit des Handels am Virtuellen Handelspunkt einzuräumen hat, und zwar grundsätzlich auf garantierter Basis; falls dies technisch nicht möglich ist, auf unterbrechbarer Basis.
15 Herausforderungen Überführung der Methodentarife für die Transportstrecken in E/E- Tarife: –für alle Verträge (inkl. Altverträge) –keine wesentlichen Erhöhungen der Entgelte für Transportwege –zeitgerechte Abwicklung –ab 1.1.2013 gleichzeitige Umsetzung: neue Inlandstarife Übergang 2. Regulierungsperiode Entry-Exit-Fernleitungstarife
16 Grundsätze der E/E-Tarifierung - 1 KEMA-Gutachten: Grundsätze der Entry-Exit-Tarifierung Evaluierung der Methoden, des Tarifmodells und der Kapazitätsberechnungsmodelle unter Berücksichtigung folgender Grundsätze: 1.Eine Entry-Exit-Zone pro Marktgebiet (sofern das Marktgebiet auch über Fernleitungen verfügt) 2.Nicht frei zuordenbare Kapazitäten werden bei der Ermittlung und Ausweisung der Kapazitäten minimiert 3.Es gibt jeweils einen Entry- bzw. Exit-Tarif pro Kopplungspunkt. Die Erlösverschiebungen werden durch Ausgleichszahlungsmechanismen gelöst. 4.Entry-Punkte an der Marktgebietsgrenze sollen tariflich wettbewerbsneutral ausgestaltet werden.
17 Grundsätze der E/E-Tarifierung - 2 5.Exit-Punkte in den Speicheranlagen und Entry-Punkte von Produktion sollen grundsätzlich unabhängig von der Netzebene tariflich wettbewerbsneutral ausgestaltet werden, wobei direkt zuordenbare Kosten (zB LFP-Kosten) den jeweiligen Verursachern der Kosten direkt zugeordnet werden. 6.Entgelte für Verträge mit einer Laufzeit von mehr als einem Tag dürfen die Summe der Entgelte für tägliche Verträge innerhalb der Laufzeit nicht erheblich unterschreiten. Aus Sicht von E-Control ist die Umsetzung der europ. Best-Practice-Lösung in diesem Punkt notwendig. 7.Brenngas: Die Verrechnung der anteiligen Brenngaskosten (in EUR/MWh) hat auf eine nachvollziehbare, transparente Art zu erfolgen.
18 Grundsätze der E/E-Tarifierung - 3 8.Anforderungen an das Kapazitätsmanagement / Netzausbaumaßnahmen wie zB Lastflusszusagen zur Darstellung von festen, frei zuordenbaren Ein- und Ausspeisekapazitäten 9.Übergewinne aus Auktionen können ausschließlich für folgende Investitionen verwendet werden: –die Kapazitäten mit beschränkter Zuordenbarkeit minimieren, –Marktintegration fördern und –im Sinne der Versorgungssicherheit sind andernfalls werden sie in der nächsten Regulierungsperiode tarifmindernd angesetzt.
19 Tarife – Inland - 1 Die Kosten und das Mengengerüst sind mit Bescheid zu genehmigen Die Tarife werden unter Berücksichtigung einer Kostenwälzung auf Basis der Bescheide mit VO der Regulierungsbehörde festgelegt. Die Ausgleichszahlungen werden erforderlichenfalls in der VO der Regulierungsbehörde festgelegt. Regulierungskonto: –Differenzbeträge zwischen den tatsächlich erzielten Erlösen und den der Verordnung zu Grunde liegenden Erlösen sind für die nächsten Entgeltperioden zu berücksichtigen. Entgelt für sonstige Leistungen –Die Entgelte für sonstige Leistungen sind von der Regulierungsbehörde durch Verordnung in angemessener Höhe festzulegen, wobei auf die soziale Verträglichkeit Bedacht zu nehmen ist.
20 Tarife – Inland - 2 Zusätzlich zur derzeitigen Ebene 1 Wälzung gibt es die Möglichkeit einer Verrechnung an Netzkopplungspunkten Als Basis für die Verrechnung des leistungsbezogenen Anteils ist entweder das arithmetische Mittel der monatlich gemessenen höchsten stündlichen Leistung oder die vertragliche Höchstleistung heranzuziehen Nicht beeinflussbare Kosten (wie vorgelagerte NK, Gebrauchsabgabe, Netzverluste sowie gesetzlicher Vorschriften im Zuge von Ausgliederungen)
21 Tarife – Inland - 3 Übergangsregelungen: -Bis 31.12.2012 bleibt die Tarifierung wie im derzeitigen Modell !Anreizregulierung wird unabhängig vom Marktmodell weiterentwickelt -Ab 01.01.2013 übernimmt der VGM die Kapazitätsbuchungen und die Kosten des Exit in das Verteilnetz werden für die Inlandstarifierung herangezogen -Die ECA-Kosten werden ab 01.01.2013 vom MGM eingehoben und an die VGM weiterverrechnet -Die Ebene 1 Wälzung kann durch eine Verrechnung an Netzkopplungspunkten abgelöst werden
Die Veränderungen aus rechtlicher Sicht – Verordnungen und Allgemeine Bedingungen Mag. Bernhard Painz Abteilung Recht der Energie-Control Austria 14. November 2011
23 Vorstand der E-Control -Bescheidkompetenzen Kostenbescheide bei der Entgeltfestsetzung Zertifizierung der Fernleitungsnetzbetreiber Ausnahmeentscheidungen Verteilergebietsmanager und Marktgebietsmanager Langfristplanung und Netzentwicklungsplan Allgemeine Bedingungen Änderungen von Netzkopplungsverträgen... -Verordnungskompetenzen: Bilanzierung und Netzzugang Wechselverordnung Qualitätsstandards Smart Meter Behördenzuständigkeiten
24 Regulierungskommission der E-Control -Entscheidungen über Netz- und Speicherzugangsverweigerung und Rucksack beim Versorgerwechsel -Untersagung von Lieferbedingungen -Bestimmung von Systemnutzungsentgelten mit Verordnung -Beschwerdeinstanz gegen Kostenbescheide des Vorstandes Regulierungsbeirat Der Bundesminister für Wirtschaft, Familie und Jugend -Anlagenrecht -Verordnung betreffend regulierten Speicherzugang Landeshauptmann -Anlagenrecht -Feststellung über das Bestehen ein Anschlusspflicht Bezirksverwaltungsbehörde -Verwaltungsstrafen Kartellgericht -Geldbußentatbestände Behördenzuständigkeiten
25 Überblick Marktregeldokumente Marktregeln 2011 Allgemeine Bedingungen -AB VGM – Netz -AB VGM – BGV -AB BKO -AB BGV -AB VNB -AB FNB -AB MGM - BGV -AB B-VHP Verordnung(-en) zu -Netzzugang & Bilanzierung -Kapazitätsermittlung/- verwaltung Sonstige Marktregeln Marktregeln 2009 Allgemeine Bedingungen -AB RZF – Netz -AB RZF – BGV -AB BKO -AB BGV -AB VNB -AB GüT Sonstige Marktregeln
Das neue Marktmodell und Umsetzung in den Marktregeln Mag. Michael Schmöltzer Leiter Abteilung Gas der Energie-Control Austria 14. November 2011
27 MG Vorarlberg MG Tirol Ein virtueller Handelspunkt im MG Ost = eine Entry-Exit Zone VHP Was ändert sich im Gas Marktmodell Drei Marktgebiete auf Bundesgebiet -MG Ost (B, K, NÖ, OÖ, S, Stmk. und Wien) -MG Tirol (Verteilernetz) -MG Vorarlberg (Verteilernetz) Eine Verbindung von Marktgebiet führt zu einem neuen Marktgebiet Marktgebiet Ost wird eine Entry-Exit Zone (Fernleitungen) – Konzentration eines liquiden Gashandels am Virtuellen Handelspunktes (VHP) Mehrere physiche Handelspunkte + 3 Regelzonen NCG
28 „Marktgebiet“ – statt RZ und Transit Virtueller Handelspunkt (VHP) Verteilnetz Endkundenrucksack bis VHP bzw. Einspeisepunkt Fernleitungsnetz Exit (Baumgarten, etc.) Kapazitätsbuchung durch Händler/Versorger/ Endverbraucher beim betreffenden FNB Entry (Baumgarten, etc.) Kapazitätsbuchung durch Händler/Versorger/ Endverbraucher beim betreffenden FNB Exit in Speicher Buchung durch Speicher Entry Produktion Buchung durch Prod. Exit aus FLN in Verteilernetz Buchung durch Verteilgebietsmanager BUY / SELL Netzzugang durch Endverbraucher Marktgebiet
29 Neue Institutionen Der Marktgebietsmanager ist bis 3.3.2012 von den FNB zu benennen RZF wird zu VGM und ist bis 3.3.2012 von den E1- Netzbetreibern zu benennen bzw. in Tirol von Tigas und Vlbg von VEG Betreiber des VHP wird vom MGM benannt Enge Kooperation MGM/VGM (Kapazitätsmanagement, Infrastrukturplanung), Möglichkeit der Zusammenlegung MGM und BKO haben ein Verrechnungssystem für Ausgleichsenergie bereitzustellen Sicherstellung der Unabhängigkeit durch Entflechtungsvorschriften für MGM, VHP, VGM
30 Neue Vertragsbeziehungen im Marktgebiet * inkludiert den Vertrag mit MGM, VHP und ggf. VGM und BKO
31 Themenschwerpunkte der GWG Umsetzung - 1 1.Marktregelprozess a.Bilanzierungs- und Ausgleichsenergiesystem, Gutachten KEMA zu „Balancing“ b.Netzzugang und Kapazitätsmanagement (Ein- und Ausspeisekapazitäten an den Grenzen des Marktgebiets Ost, Kapazitäten im Engpassfall, Kapazitätsmanagement im Verteilergebiet c.Vertragsbeziehungsgeflecht d.Marktgebiete Tirol und Vorarlberg
32 Themenschwerpunkte der GWG Umsetzung - 2 2.Vertragsüberführung Entry-Exit 3.Entry-Exit Tarifierung, Gutachten KEMA zu E/E 4.Koordinierter Netzentwicklungsplan/LFP 5.Versorgerwechsel 6.Smart Meter 7.Qualitätsstandards
Regelungen zu Bilanzierung und Netzzugang Ronald Farmer, Abteilung Gas der Energie-Control Austria Mag. Markus Krug, Abteilung Gas der Energie-Control Austria 14. November 2011
34 Grundsätze Bilanzierung Ausgestaltung erfolgt gemäß den Vorgaben des neuen GWG 2011 und unter Berücksichtigung der europäischen Entwicklung – insbesondere der FG on Gas Balancing -Netzbenutzer sollen ihr Portfolio innerhalb einer Entry-Exit Zone weitgehend selbst ausgleichen -Ausgleichsenergiebeschaffung muss über den Großhandelsmarkt erfolgen -Marktbasierte Ausgleichsenergieentgelte sind anzuwenden -Tägliche Bilanzierungsperiode mit möglichen untertägigen Restriktionen und Cash-out am Tagesende -Einheitlicher Gastag gemäß CAM Network Code -Kosteneffiziente Informationsbereitstellung für Netzbenutzer -Einbeziehung der Verteilernetzbetreiber
35 Eckpunkte der Umsetzung Einführung des Marktgebietsmanagers zur Verwaltung und Registrierung der Bilanzgruppen als „one stop shop“ Einrichtung eines virtuellen Handelspunktes, bei dem sämtliche Handelsgeschäfte und alle Ein-/Ausspeisungen des Marktgebietes zentral erfasst werden Jeder Netzbenutzer muss zukünftig einer Bilanzgruppe angehören Bilanzgruppen ohne Endkundenversorgung -Clearing organisiert vom MGM Erweiterte Bilanzgruppen mit Endkundenversorgung -Clearing durchgeführt vom BKO VHPBKO Clearingsystem Organisation durch MGM Konzession durch BMWFJ Bilanzgruppen ohne Endverbraucher Bilanzgruppen mit Endverbraucher
36 Eckpunkte der Umsetzung Sämtliche Bilanzierungsaktivitäten im Marktgebiet müssen vorrangig über den Börsemarkt am virtuellen Handelspunkt erfolgen Bestehende Merit Order List ist anzupassen und kann im Bedarfsfall für zeit- und lokationsabhängige Produkte verwendet werden Koordinierte und effiziente Nutzung des gesamten Linepacks im Marktgebiet in Kooperation zwischen MGM und VGM
37 Gutachten zu Bilanzierung Analyse des Status quo Vergleich mit Gegebenheiten und Erfahrungen aus anderen europäischen Ländern Netztechnische Untersuchungen Analyse von Marktverhalten und Kosten der Netzsteuerung Analyse der Kompatibilität mit den absehbaren Vorgaben aus FG BAL und NC BAL Kosten/Nutzen Analyse und Schlussfolgerungen zu den wettbewerblichen Effekten Ausarbeitung von Empfehlungen bei Anpassungsbedarf
38 Ein- und Ausspeisekapazitäten an den Grenzen des Marktgebiets Ost Effizientes Kapazitätsmanagement durch: 1.Maximierung der buchbaren Kapazitäten 2.Marktgerechte Ausgestaltung der Kapazitätsprodukte 3.Vergabe von Kapazitäten muss diskriminierungsfrei sein und Engpasssignale senden 4.Einfacher Austausch von Kapazitäten zwischen Marktteilnehmern 5.Ungenützte Kapazitäten müssen dem Markt zur Verfügung stehen Punkte 1-4 werden von ENTSOG im Netzkodex zu Kapazitätsallokation detailliert ausgearbeitet  Implementierung in Österreich mit 1.1.2013 möglich
39 Engpassmanagement – 1 Entwurf der EU-Leitlinie zu Engpassmanagement sieht folgende Mechanismen vor: –Überbuchung und Möglichkeit zum Kapazitätsrückkauf –Rückgabe von Kapazität an den Fernleitungsnetzbetreiber –Langfristiges Use-It-Or-Lose-It –Festes Day Ahead-UIOLI an betroffenen Netzkopplungspunkten abhängig von Monitoring Bericht der ACER ab 2015 –Möglichkeit für nationale Regulierungsbehörden zur Einführung eines festen Day Ahead-UIOLI, unbeschadet der anderen Mechanismen  Direkt anwendbar ab voraussichtlich Mitte 2012
40 Engpassmanagement – 2 Notwendigkeit der besseren Nutzbarkeit der grenzüberschreitenden Kapazität, vor allem zu D, I und HU Festlegung eines festen Day Ahead-UIOLI im Rahmen der Marktregeln Zuweisung der daraus resultierenden festen Day Ahead-Kapazität am Tag D-1 durch explizite Auktion
41 Kapazitätsmanagement im Verteilergebiet – 1 Orientierung an der Diskussion auf europäischer Ebene zum Gas Target Model Trading Region auf nationaler Ebene nicht möglich Marktgebiet A Staat A Endverbraucher (A) VP Staat AStaat B Trading Region AB End- verbraucher- zone A End- verbraucher- zone B Endverbraucher (A)Endverbraucher (B) VP
42 Kapazitätsmanagement im Verteilergebiet – 2 Keine Schnittstelle FL-VN aus BGV-Sicht –Keine Kapazitätsprüfung durch VGM –Wegfall des Kapazitätsmanagements durch VGM –Erleichterung des Versorgerwechsels –Direkte Verbindung der Kunden, Speicher und Produktion mit dem VHP Vermeidung unangemessener Transaktionskosten durch Harmonisierung –des Gastags –des Fristenlaufs für die Nominierungs- und Fahrplanabwicklung –der Anforderungen an den Datenaustausch  Kompatibilität mit Trading Region Modell für grenzüberschreitende Kooperation in einem nächsten Schritt
43 Marktgebiete Tirol und Vorarlberg Ziele –Operative Abstimmung, dass Teil- oder Vollversorgung aus dem Marktgebiet NetConnect Germany (NCG) möglich ist –Schrittweise Marktintegration mit dem Marktgebiet NCG 1. Schritt: grenzüberschreitende Bilanzierung –Harmonisierung des Gastags –Harmonisierung der Bilanzierungsperiode 2. Schritt: Volle Marktintegration –Anwendung von „GaBi Gas“ –Kosten- und Entgeltwälzung, interne Bestellung –Angleichung der IT-Prozesse
Projekt Marktregeln Mag. Michael Schmöltzer Leiter Abteilung Gas der Energie-Control Austria 14. November 2011
45 Projektplan Marktregeln Konsultationen der Punktation bis 15. 12. 2011 Zwischenpräsentation der Gutachten E/E und Balancing am 20.12. 2011 und Stellungnahmemöglichkeit bis 13. 1. 2012 Präsentation der Endberichte zu Gutachten und Vorstellung der Marktregeldokumente in einem 2-Tages-Workhop am 2. und 3. 2. 2012 Stellungnahmemöglichkeit zu den Endberichten und den Entwürfen der Marktregeldokumente bis 9. 3. 2012 Erstellung begutachtungsfähiger Marktregeldokumente bis 30. 3. 2012 Begutachtung der Marktregeldokumente bis 30. 4. 2012 Veröffentlichung der neuen Marktregeldokumente und Inkraftsetzung der VO gem. §41 am 18. 5. 2012
46 Projektplan Marktregeln
47 Koordinaten Kontakt: marktregeln@e-control.atmarktregeln@e-control.at Projektleitung: Ronald Farmer & Mag. Markus Krug Dokumente: MR-Prozess:
48 Mag. Michael Schmöltzer  + 43 1 24 7 24 800  michael.schmoeltzer@e-control.at  www.e-control.at www.e-control.at Kontakt
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