Marktbasierte Kapazitätserhöhungen dauerhaft anerkennen

Die Bundesnetzagentur hat am 25. Juli einen Festlegungs-Entwurf zur öffentlichen Konsultation vorgelegt, wonach sie Kosten der Ferngasnetzbetreiber beim Einsatz Marktbasierter Instrumente (MBI) zeitlich unbegrenzt als volatil anerkennen möchte. Die entsprechend "Kombi 2.0" abgekürzte Festlegung würde die bisher geltenden Festlegungen "Kombi" und "Anika" ablösen, die am 1. Oktober 2024 auslaufen. Die "Marktbasierten Instrumente" würden nach dem Willen der zuständigen Beschlusskammer 9 vom Test- in den Dauerbetrieb übergehen.

Eigentlich will die Beschlusskammer 9 auch den Rückkauf von Leitungskapazitäten als "volatile Kostenanteile" anerkennen, schreibt sie in der Begründung des Entwurfs. Doch sie darf nur die Netzentgelte regulieren. Für den Netzzugang, ebenfalls nur Gas, ist die Beschlusskammer 7 zuständig. Die müsste den Kapazitätsrückkauf zuvor erst als "kapazitätserhöhende Maßnahme" anerkennen. Das hat sie bisher nur bei den MBI getan, und zwar in der Festlegung "Anika".
So funktionieren Marktbasierte Instrumente

Bei der Fusion der Gas-Marktgebiete NCG mit geografischen Schwerpunkten im Westen und Süden sowie Gaspool im Norden und Osten zum einzigen deutschen Marktgebiet THE drohten ohne Gegenmaßnahmen die Einspeisekapazitäten um bis zu 78 Prozent zu sinken, und bestehende langfristige Leitungsbuchungen hätten bis zur Hälfte reduziert oder gekündigt werden müssen, so eine Präsentation der EnBW-Gastochter VNG.

Warum? An der innerdeutschen Grenze zwischen den beiden Marktgebieten existierten und existieren Netzengpässe. Innerhalb eines Marktgebietes können aber Gashändler den physischen Ein- und Ausspeisepunkt beliebig miteinander kombinieren.

Wenn sich durch eine solche Fusion die Kombinationsmöglichkeiten vervielfachen, verschärfen sich die Netzengpässe beziehungsweise sinkt die Gaskapazität, deren Transport in jeden beliebigen deutschen Ausspeisepunkt die Netzbetreiber den Händlern garantieren können (feste, frei zuordenbare Kapazität, FZK).

Um die FZK zu erhöhen, lassen sich die Engpässe durch Netzausbau erhöhen. Dies ist aber teuer. Als kosteneffiziente Alternative hat der Regulierer daher − bisher nur testweise − "Marktbasierte Instrumente" zugelassen. Eine Präsentation von VNG erläutert drei MBI-Varianten. Alle haben miteinander gemein, dass der Netzengpass innerhalb Deutschlands durch eines oder mehrere ausländische Ferngasnetze oder Marktgebiete umgangen wird (Zirkelfluss):

• Beim VIP Wheeling wird jene gebuchte Gaskapazität, die innerdeutsch für einen bestimmten Transport fehlt, für kurze Strecken aus der Zone vor dem Engpass in ein ausländisches Ferngasnetz exportiert und in eine Zone nach dem Engpass reimportiert.
• Beim Drittnetzzugang wird die fehlende Gaskapazität bei zwei ausländischen Ferngasnetzbetreibern hintereinander gebucht und genutzt.
• Bei Spreadprodukten kauft THE in Höhe der fehlenden innerdeutschen Engpasskapazität von einem Gashändler in einem benachbarten ausländischen Netz vor dem Netzengpass die Minderung der Exportkapazität und gleichzeitig von einem anderen Händler in einem benachbarten ausländischen Netz eine höhere Importkapazität nach dem Netzengpass. Dies geschieht an einem wettbewerblichen Marktplatz, vor allem an der Kapazitätsvermarktungs-Plattform Prisma.

THE hat Zeit ihres Bestehens noch keine MBI genutzt. Gleichwohl möchte die BK 9 diese Alternative zum Netzausbau erhalten. Und gleichzeitig auf alle innerdeutschen Netzengpässe ausweiten. Die geltende testweise Anerkennung gilt bisher nur für die ehemalige Grenze NCG / Gaspool.

Die Anerkennung als volatile und beeinflussbare Kostenbestandteile hat für die FNB den Vorteil, dass sie damit ihre Erlösobergrenze kalenderjährlich pushen können statt erst nach der fünfjährigen Regulierungsperiode. Je nach Leistungsfähigkeit des FNB ein Vor- oder Nachteil besteht darin, dass auch diese Kosten in den Effizienzvergleich unter den Gasnetzbetreibern fließen.