2.4 Kombinationsmodell Versorgungssicherheit Erdgas
Sowohl die LNG-Terminals als auch die Erdgasspeicher sind unerlässliche Bausteine für die Gewährleistung der Gasversorgungssicherheit. Die LNG-Terminals werden – im Zusammenwirken mit den Importen aus Norwegen sowie Importen aus den Niederlanden und Belgien – benötigt, um hinreichende Gasimporte nach Deutschland über das Gesamtjahr sicherzustellen. Sie sind – im Gegensatz zu den Speichern, die nur Gas ausspeichern können, das zuvor eingespeichert wurde – eine Netto-Lieferquelle.
Für alle übrigen Absicherungszwecke – Saisonalität des Gasverbrauchs, Abfederung von Lastspitzen des Verbrauchs sowie Kompensation vorübergehender Lieferengpässe – sind ausreichend befüllte Erdgasspeicher zwingend erforderlich.
Zur Sicherstellung einer hinreichenden Speicherbefüllung wurden und werden verschiedene Maßnahmen diskutiert:
➔ Speicherfüllstandsvorgaben – wie aktuell angewendet, mit der Möglichkeit, diese im Hinblick auf quantitative Füllstandsziele für einzelne Speicher oder auch Ziel-Zeitpunkte fortzuentwickeln;
➔ Lieferantenverpflichtung: Endkundenversorger/Bilanzkreisverantwortliche (BKV) werden verpflichtet, zu einem bestimmten Stichtag (z. B. 1. Februar) einen bestimmten Anteil des Gasverbrauchs der von ihnen versorgten Kunden im Speicher vorzuhalten;
➔ Strategisches Befüllungsinstrument (SBI), eine Art Contract for Difference, über den der MGV bei Marktteilnehmern Zusicherungen für die Speicherbefüllung kontrahiert und das Risiko eines unzureichenden Sommer-Winter-Spreads (teilweise) durch Zuschüsse absichert;
➔ Speicherbasierte Sicherheitsreserve/strategische Reserve: eine zentral (z. B. vom MGV) verwaltete Gasmenge, die in Speichern vorgehalten wird und nur unter klar definierten Bedingungen ausgespeichert und dem Markt zur Verfügung gestellt werden kann.
Die ersten drei Instrumente haben das Ziel, positiv auf die Gasmengen einzuwirken, die von den Marktteilnehmern zum Zweck der Sicherstellung der Versorgung ihrer Kunden und der jederzeitigen Ausgeglichenheit ihrer Bilanzkreise in Speichern vorgehalten werden. Sie sind insoweit alternativ anwendbar.
Die speicherbasierte Sicherheitsreserve/strategische Reserve hingegen entzieht dem Markt einen bestimmten Anteil des Arbeitsgasvolumens der Gasspeicher und hält eine Gasmenge im Speicher für den Fall exogener Schocks vor. Ansonsten bleibt die Menge dauerhaft eingespeichert.
Es liegt daher nahe, die speicherbasierte Sicherheitsreserve/strategische Reserve für einen Absicherungszweck einzusetzen, für den Marktteilnehmer ohne eine diesbezügliche Auflage nicht vorsorgen würden – z.B. für den Fall eines vorübergehenden Ausfalls einer wichtigen Importkapazität. Um dem Markt nicht zu viel Speicherkapazität zu entziehen, sollte die speicherbasierte Sicherheitsreserve bzw. strategische Reserve mit einem der drei übrigen Instrumente kombiniert werden, welche beispielsweise die Saisonalität oder Verbrauchsspitzen ausgleichen sollen.
Es wäre also in Kombination mit der speicherbasierten Sicherheitsreserve/strategischen Reserve eines der drei Instrumente Füllstandsvorgaben, Lieferantenverpflichtung oder SBI auszuwählen. Die Auswahl sollte zum einen nach Maßgabe der Kosteneffizienz erfolgen und zum anderen so wenig wie möglich in das Marktgeschehen eingreifen oder zu einer Verzerrung von Marktpreisen führen. Ein weiteres Kriterium ist Verursachungsgerechtigkeit: Die Absicherung sollte möglichst durch diejenigen Akteure erfolgen, denen die Absicherung zugutekommt.
Der Winter 2024/2025 hat gezeigt, dass ambitionierte und starre Füllstandsvorgaben in Verbindung mit dem MGV als Käufer und Speicherbefüller „of the last resort“ ebenso wie die im Januar diskutierte SBI – über deren bevorstehenden Einsatz spekuliert wurde – bei niedrigen Speicherfüllständen ohnehin auftretende Speicherparadoxon (siehe Exkurs) verstärken könnten. In der aktuellen Ausgestaltung der gesetzlichen Speicherfüllstandsvorgaben in Deutschland wird das Eingreifen des MGV berechenbar, und einige Marktteilnehmer versuchen, sich dagegen zu optimieren.
Für alle übrigen Absicherungszwecke – Saisonalität des Gasverbrauchs, Abfederung von Lastspitzen des Verbrauchs sowie Kompensation vorübergehender Lieferengpässe – sind ausreichend befüllte Erdgasspeicher zwingend erforderlich.
Zur Sicherstellung einer hinreichenden Speicherbefüllung wurden und werden verschiedene Maßnahmen diskutiert:
➔ Speicherfüllstandsvorgaben – wie aktuell angewendet, mit der Möglichkeit, diese im Hinblick auf quantitative Füllstandsziele für einzelne Speicher oder auch Ziel-Zeitpunkte fortzuentwickeln;
➔ Lieferantenverpflichtung: Endkundenversorger/Bilanzkreisverantwortliche (BKV) werden verpflichtet, zu einem bestimmten Stichtag (z. B. 1. Februar) einen bestimmten Anteil des Gasverbrauchs der von ihnen versorgten Kunden im Speicher vorzuhalten;
➔ Strategisches Befüllungsinstrument (SBI), eine Art Contract for Difference, über den der MGV bei Marktteilnehmern Zusicherungen für die Speicherbefüllung kontrahiert und das Risiko eines unzureichenden Sommer-Winter-Spreads (teilweise) durch Zuschüsse absichert;
➔ Speicherbasierte Sicherheitsreserve/strategische Reserve: eine zentral (z. B. vom MGV) verwaltete Gasmenge, die in Speichern vorgehalten wird und nur unter klar definierten Bedingungen ausgespeichert und dem Markt zur Verfügung gestellt werden kann.
Die ersten drei Instrumente haben das Ziel, positiv auf die Gasmengen einzuwirken, die von den Marktteilnehmern zum Zweck der Sicherstellung der Versorgung ihrer Kunden und der jederzeitigen Ausgeglichenheit ihrer Bilanzkreise in Speichern vorgehalten werden. Sie sind insoweit alternativ anwendbar.
Die speicherbasierte Sicherheitsreserve/strategische Reserve hingegen entzieht dem Markt einen bestimmten Anteil des Arbeitsgasvolumens der Gasspeicher und hält eine Gasmenge im Speicher für den Fall exogener Schocks vor. Ansonsten bleibt die Menge dauerhaft eingespeichert.
Es liegt daher nahe, die speicherbasierte Sicherheitsreserve/strategische Reserve für einen Absicherungszweck einzusetzen, für den Marktteilnehmer ohne eine diesbezügliche Auflage nicht vorsorgen würden – z.B. für den Fall eines vorübergehenden Ausfalls einer wichtigen Importkapazität. Um dem Markt nicht zu viel Speicherkapazität zu entziehen, sollte die speicherbasierte Sicherheitsreserve bzw. strategische Reserve mit einem der drei übrigen Instrumente kombiniert werden, welche beispielsweise die Saisonalität oder Verbrauchsspitzen ausgleichen sollen.
Es wäre also in Kombination mit der speicherbasierten Sicherheitsreserve/strategischen Reserve eines der drei Instrumente Füllstandsvorgaben, Lieferantenverpflichtung oder SBI auszuwählen. Die Auswahl sollte zum einen nach Maßgabe der Kosteneffizienz erfolgen und zum anderen so wenig wie möglich in das Marktgeschehen eingreifen oder zu einer Verzerrung von Marktpreisen führen. Ein weiteres Kriterium ist Verursachungsgerechtigkeit: Die Absicherung sollte möglichst durch diejenigen Akteure erfolgen, denen die Absicherung zugutekommt.
Der Winter 2024/2025 hat gezeigt, dass ambitionierte und starre Füllstandsvorgaben in Verbindung mit dem MGV als Käufer und Speicherbefüller „of the last resort“ ebenso wie die im Januar diskutierte SBI – über deren bevorstehenden Einsatz spekuliert wurde – bei niedrigen Speicherfüllständen ohnehin auftretende Speicherparadoxon (siehe Exkurs) verstärken könnten. In der aktuellen Ausgestaltung der gesetzlichen Speicherfüllstandsvorgaben in Deutschland wird das Eingreifen des MGV berechenbar, und einige Marktteilnehmer versuchen, sich dagegen zu optimieren.
Was ist das Speicherparadoxon?
Das Speicherparadoxon beschreibt den Zusammenhang zwischen Speicherfüllständen zum Ende der Wintersaison und den Gashandelspreisen für die nachfolgende Sommer- und Winterperiode.
Niedrige Füllstände am Ende des Winters bzw. der Heizsaison führen zu einer verstärkten Nachfrage nach „Sommergas“, um die Speicher vor dem kommenden Winter wieder zu befüllen. Dies führt am Terminmarkt zu steigenden Preisen für Sommergas, während sich der Preis für das weiter in der Zukunft liegende Wintergas nicht in gleichem Maße verändert. Im Ergebnis sinkt der Sommer-Winter-Spread.
Dieses Phänomen konnte in der Vergangenheit wiederholt beobachtet werden, und zwar auch in Zeiten, in denen es noch keine Füllstandsvorgaben gab.
Niedrige Füllstände am Ende des Winters bzw. der Heizsaison führen zu einer verstärkten Nachfrage nach „Sommergas“, um die Speicher vor dem kommenden Winter wieder zu befüllen. Dies führt am Terminmarkt zu steigenden Preisen für Sommergas, während sich der Preis für das weiter in der Zukunft liegende Wintergas nicht in gleichem Maße verändert. Im Ergebnis sinkt der Sommer-Winter-Spread.
Dieses Phänomen konnte in der Vergangenheit wiederholt beobachtet werden, und zwar auch in Zeiten, in denen es noch keine Füllstandsvorgaben gab.
Abbildung 24: Zusammenhang zwischen Speicherfüllständen und Sommer-Winter-Spreads
ABB 24: AGSI, ICIS, Analyse Team Consult
Die vorstehende Abbildung setzt die täglichen Füllstände (x-Achse) im ersten Quartal der Jahre 2013 und 2018 in Beziehung zu den jeweils am selben Tag gehandelten Sommer-Winter-Spreads (y-Achse).
Der Spread ist umso geringer, je niedriger der beobachtete Speicherfüllstand ausfällt und macht damit die eigentlich notwendige Wiederbefüllung aus Sicht eines potenziellen Speichernutzers unattraktiver.
Eine Lieferantenverpflichtung dagegen würde das Handeln der Verpflichteten weniger berechenbar machen, da jeder Versorger/BKV in der Wahl seiner Beschaffungsstrategie (und des Zeitpfads der Speicherbefüllung) frei ist. Die von den FNB vorgeschlagene Ausgestaltung mit nur einer Zielvorgabe zum 1. Februar würde die Berechenbarkeit noch weiter reduzieren.
Um das Kombinationsmodell beurteilen zu können, sollten nicht nur die beiden vorgeschlagenen Instrumente einzeln betrachtet werden, sondern insbesondere ihr Zusammenwirken.
Da eine Mindesteinspeicherung stattfinden muss, kann die Lieferantenverpflichtung eine – je nach Ausgestaltung geringfügige – Verstärkung des Speicherparadoxons bewirken. Die speicherbasierte Sicherheitsreserve/strategische Reserve hingegen würde dem Speicherparadoxon entgegenwirken, indem sie tendenziell zu höheren Speicherfüllständen zum Ende des Winters führt. Sie hilft also, die äußerst niedrigen Speicherfüllstände zu vermeiden, die das Speicherparadoxon erst hervorrufen. Die beiden Instrumente haben in Bezug auf das Speicherparadoxon also gegenläufige Effekte, die sich – abhängig von der Bemessung der beiden Instrumente – im Zusammenwirken in Bezug auf das Speicherparadoxon vollständig neutralisieren können.
In Deutschland werden ca. 2/3 des Gases im Winterhalbjahr und 1/3 des Gases im Sommerhalbjahr verbraucht. Um diese saisonalen Unterschiede über Gasspeicher abzubilden, werden ca. 175 TWh an Arbeitsgasvolumen benötigt.
Die Absicherung gegen Versorgungsengpässe hängt vom angenommenen Engpassszenario ab. Im FNB Gas Winterrückblick 2024/2025 wurden verschiedene Szenarien am Beispiel einer Einschränkung der Lieferungen aus Norwegen als der größten Lieferquelle untersucht – die daraus resultierenden Absicherungsbedarfe an eingespeichertem Gas bewegen sich, abhängig von der Größe und Dauer der Einschränkung, zwischen knapp 10 TWh und ca. 35 TWh.
Bedarfsspitzen treten regelmäßig im Winterhalbjahr auf, und zwar zumeist in den Monaten Januar und Februar und mit etwas geringerer Amplitude auch im Dezember und März.
Im Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff 2025 werden feste Import-Transportkapazitäten von täglich ca. 4,3 TWh/d nach Deutschland ausgewiesen. Eine Analyse aller netztechnischen Importmöglichkeiten und der tatsächlichen physischen Flüsse von Erdgas nach Aufkommensquellen zeigt jedoch, dass nicht mehr als 3 TWh/d importiert werden. Daher empfiehlt FNB Gas, bei der Berechnung von Absicherungsbedarfen dieses reduzierte Niveau einzustellen.
Zur Ermittlung des Absicherungsbedarfs werden zwei Bedarfssituationen und drei Aufkommensszenarien analysiert. Die Grundlage der Analyse bilden die seit der Gaskrise veränderten Gasflüsse und Aufkommensszenarien – basierend auf jüngeren Daten.
Der Spread ist umso geringer, je niedriger der beobachtete Speicherfüllstand ausfällt und macht damit die eigentlich notwendige Wiederbefüllung aus Sicht eines potenziellen Speichernutzers unattraktiver.
Eine Lieferantenverpflichtung dagegen würde das Handeln der Verpflichteten weniger berechenbar machen, da jeder Versorger/BKV in der Wahl seiner Beschaffungsstrategie (und des Zeitpfads der Speicherbefüllung) frei ist. Die von den FNB vorgeschlagene Ausgestaltung mit nur einer Zielvorgabe zum 1. Februar würde die Berechenbarkeit noch weiter reduzieren.
Um das Kombinationsmodell beurteilen zu können, sollten nicht nur die beiden vorgeschlagenen Instrumente einzeln betrachtet werden, sondern insbesondere ihr Zusammenwirken.
Da eine Mindesteinspeicherung stattfinden muss, kann die Lieferantenverpflichtung eine – je nach Ausgestaltung geringfügige – Verstärkung des Speicherparadoxons bewirken. Die speicherbasierte Sicherheitsreserve/strategische Reserve hingegen würde dem Speicherparadoxon entgegenwirken, indem sie tendenziell zu höheren Speicherfüllständen zum Ende des Winters führt. Sie hilft also, die äußerst niedrigen Speicherfüllstände zu vermeiden, die das Speicherparadoxon erst hervorrufen. Die beiden Instrumente haben in Bezug auf das Speicherparadoxon also gegenläufige Effekte, die sich – abhängig von der Bemessung der beiden Instrumente – im Zusammenwirken in Bezug auf das Speicherparadoxon vollständig neutralisieren können.
In Deutschland werden ca. 2/3 des Gases im Winterhalbjahr und 1/3 des Gases im Sommerhalbjahr verbraucht. Um diese saisonalen Unterschiede über Gasspeicher abzubilden, werden ca. 175 TWh an Arbeitsgasvolumen benötigt.
Die Absicherung gegen Versorgungsengpässe hängt vom angenommenen Engpassszenario ab. Im FNB Gas Winterrückblick 2024/2025 wurden verschiedene Szenarien am Beispiel einer Einschränkung der Lieferungen aus Norwegen als der größten Lieferquelle untersucht – die daraus resultierenden Absicherungsbedarfe an eingespeichertem Gas bewegen sich, abhängig von der Größe und Dauer der Einschränkung, zwischen knapp 10 TWh und ca. 35 TWh.
Bedarfsspitzen treten regelmäßig im Winterhalbjahr auf, und zwar zumeist in den Monaten Januar und Februar und mit etwas geringerer Amplitude auch im Dezember und März.
Im Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff 2025 werden feste Import-Transportkapazitäten von täglich ca. 4,3 TWh/d nach Deutschland ausgewiesen. Eine Analyse aller netztechnischen Importmöglichkeiten und der tatsächlichen physischen Flüsse von Erdgas nach Aufkommensquellen zeigt jedoch, dass nicht mehr als 3 TWh/d importiert werden. Daher empfiehlt FNB Gas, bei der Berechnung von Absicherungsbedarfen dieses reduzierte Niveau einzustellen.
Zur Ermittlung des Absicherungsbedarfs werden zwei Bedarfssituationen und drei Aufkommensszenarien analysiert. Die Grundlage der Analyse bilden die seit der Gaskrise veränderten Gasflüsse und Aufkommensszenarien – basierend auf jüngeren Daten.
Vorschlag der FNB und Weiterentwicklung der regulatorischen Vorgaben zur Sicherstellung der Gasversorgungssicherheit
Grundzüge
FNB Gas schlägt ein Kombinationsmodell zur Versorgungssicherheit vor, welches die Lieferantenverpflichtung und die speicherbasierte Sicherheitsreserve umfasst und empfiehlt 30 bis 40 Prozent des deutschen Speichervolumens zum 1. Februar abzusichern. Unter Berücksichtigung des aktuellen Arbeitsgasvolumens der deutschen Speicher von 248 TWh gemäß AGSI-Plattform (Datenstand 6. Mai 2026) ergibt sich bei einem Zielwert von 35 Prozent ein Absicherungssoll von 87 TWh zum 1. Februar. Der Vorschlag sieht vor, 24 TWh über die speicherbasierte Sicherheitsreserve und 63 TWh über die Lieferantenverpflichtung abzudecken.
Die aus dem vorgeschlagenen Kombinationsmodell resultierenden Füllstände zum Ende des Winters (1. Februar) stellen eine ausreichende Verfügbarkeit von Ausspeicherleistung für den Markt sicher.
Die folgende Beschreibung der beiden Instrumente setzt auf den Ausführungen im Winterrückblick 2024/2025 auf und konkretisiert diese, um Marktteilnehmern und Öffentlichkeit eine umfassende Diskussionsgrundlage zu geben und eine Gesamtbeurteilung zu ermöglichen.
Lieferantenverpflichtung
Ziel der Lieferantenverpflichtung ist es insbesondere, die mindestens erforderliche Ausspeicherleistung zum Ende des Winters sicherzustellen, welche notwendig ist, um die reguläre Kundenversorgung jederzeit aufrechterhalten zu können. Die Versorgung bleibt also auch in kritischen Phasen zuverlässig, ohne dass eine Überabsicherung oder zusätzliche Belastungen für die Marktteilnehmer entstehen.
Im Rahmen der Lieferantenverpflichtung werden die BKV verpflichtet, bezogen auf die ihren Bilanzkreisen jeweils zugeordneten Letztverbrauchern eine vorab bestimmte Gasmenge zum Winterende (Stichtag 1. Februar) im Speicher vorzuhalten. Als Berechnungsgrundlage können Verbrauchsmengen sowohl von SLP- als auch RLM-Kunden herangezogen werden. Nach dem 1. Februar können die Mengen frei durch den Markt genutzt werden, d. h. es sind keine Abrufkriterien und Abrufprozesse erforderlich. Behörden, MGV oder FNB spielen keine Rolle beim Einsatz dieser eingespeicherten Mengen und der daraus resultierenden Ausspeicherleistung.
Die individuelle Verpflichtung eines jeden BKV zum 1. Februar ergibt sich aus der prozentualen Absatzverteilung im Referenzzeitraum 1. Oktober bis 31. Dezember des jeweils laufenden Winters. Dabei werden die Absätze (SLP- und/oder RLM-Allokationen) aller BKV zueinander ins Verhältnis gesetzt. Der individuelle Anteil eines BKV an den Absätzen bestimmt sodann den von ihm an der Gesamtmenge abzudeckenden Anteil (siehe Beispiel 1).
FNB Gas schlägt ein Kombinationsmodell zur Versorgungssicherheit vor, welches die Lieferantenverpflichtung und die speicherbasierte Sicherheitsreserve umfasst und empfiehlt 30 bis 40 Prozent des deutschen Speichervolumens zum 1. Februar abzusichern. Unter Berücksichtigung des aktuellen Arbeitsgasvolumens der deutschen Speicher von 248 TWh gemäß AGSI-Plattform (Datenstand 6. Mai 2026) ergibt sich bei einem Zielwert von 35 Prozent ein Absicherungssoll von 87 TWh zum 1. Februar. Der Vorschlag sieht vor, 24 TWh über die speicherbasierte Sicherheitsreserve und 63 TWh über die Lieferantenverpflichtung abzudecken.
Die aus dem vorgeschlagenen Kombinationsmodell resultierenden Füllstände zum Ende des Winters (1. Februar) stellen eine ausreichende Verfügbarkeit von Ausspeicherleistung für den Markt sicher.
Die folgende Beschreibung der beiden Instrumente setzt auf den Ausführungen im Winterrückblick 2024/2025 auf und konkretisiert diese, um Marktteilnehmern und Öffentlichkeit eine umfassende Diskussionsgrundlage zu geben und eine Gesamtbeurteilung zu ermöglichen.
Lieferantenverpflichtung
Ziel der Lieferantenverpflichtung ist es insbesondere, die mindestens erforderliche Ausspeicherleistung zum Ende des Winters sicherzustellen, welche notwendig ist, um die reguläre Kundenversorgung jederzeit aufrechterhalten zu können. Die Versorgung bleibt also auch in kritischen Phasen zuverlässig, ohne dass eine Überabsicherung oder zusätzliche Belastungen für die Marktteilnehmer entstehen.
Im Rahmen der Lieferantenverpflichtung werden die BKV verpflichtet, bezogen auf die ihren Bilanzkreisen jeweils zugeordneten Letztverbrauchern eine vorab bestimmte Gasmenge zum Winterende (Stichtag 1. Februar) im Speicher vorzuhalten. Als Berechnungsgrundlage können Verbrauchsmengen sowohl von SLP- als auch RLM-Kunden herangezogen werden. Nach dem 1. Februar können die Mengen frei durch den Markt genutzt werden, d. h. es sind keine Abrufkriterien und Abrufprozesse erforderlich. Behörden, MGV oder FNB spielen keine Rolle beim Einsatz dieser eingespeicherten Mengen und der daraus resultierenden Ausspeicherleistung.
Die individuelle Verpflichtung eines jeden BKV zum 1. Februar ergibt sich aus der prozentualen Absatzverteilung im Referenzzeitraum 1. Oktober bis 31. Dezember des jeweils laufenden Winters. Dabei werden die Absätze (SLP- und/oder RLM-Allokationen) aller BKV zueinander ins Verhältnis gesetzt. Der individuelle Anteil eines BKV an den Absätzen bestimmt sodann den von ihm an der Gesamtmenge abzudeckenden Anteil (siehe Beispiel 1).
Beispiel 1 zur Lieferantenverpflichtung – individueller Anteil eines BKV:
➔ Die deutschlandweiten SLP- und RLM-Allokationen über den Zeitraum 1. Oktober bis 31. Dezember 2024 betrugen ca. 270 TWh.
➔ Die Summe der SLP- und RLM-Allokationen eines BKV betrugen im selben Zeitraum 1,35 TWh. Das entspricht einem Anteil von 0,5 Prozent an den 270 TWh.
➔ Angewandt auf das Gesamt-Soll von 63 TWh, ergeben diese 0,5 Prozent den individuellen Anteil des BKV an der Lieferantenverpflichtung.
➔ Der BKV hätte somit in diesem Beispiel zum 1. Februar 2025 nachweisen müssen, dass für ihn 0,31 TWh Gas in einem (oder mehreren) Speicher(n) eingelagert sind.
➔ Die Summe der SLP- und RLM-Allokationen eines BKV betrugen im selben Zeitraum 1,35 TWh. Das entspricht einem Anteil von 0,5 Prozent an den 270 TWh.
➔ Angewandt auf das Gesamt-Soll von 63 TWh, ergeben diese 0,5 Prozent den individuellen Anteil des BKV an der Lieferantenverpflichtung.
➔ Der BKV hätte somit in diesem Beispiel zum 1. Februar 2025 nachweisen müssen, dass für ihn 0,31 TWh Gas in einem (oder mehreren) Speicher(n) eingelagert sind.
Für die Mitteilung zur Entwicklung des individuellen Anteils jedes BKV im Verlauf des Referenzzeitraums kann ein entsprechender Prozess eingeführt werden, z. B. als Erweiterung der zwischen MGV und BKV ohnehin ausgetauschten Bilanzkreis-Zeitreihen. Bei Prognoseabweichungen kann der BKV im Laufe des Januars noch nachsteuern.
Damit nicht jeder BKV auch bei Kleinstmengen gezwungen wird, selbst in die Speicherbewirtschaftung einzusteigen, ist die Beauftragung Dritter zur Erfüllung der Lieferantenverpflichtung zulässig. Die Verantwortung und Haftung für die Erfüllung der Lieferantenverpflichtung verbleibt allerdings stets bei dem verpflichteten BKV.
Die Versorgungsverantwortung der Lieferanten sollte für alle messbar und transparent gemacht werden. Damit wird diese entscheidende Aufgabe nicht mehr von einzelnen Lieferanten erfüllt oder der ungesicherten Liquidität des Marktes überlassen, sondern die Verantwortung gleichermaßen allen Lieferanten übertragen.
Die Nachweisführung erfolgt über ein zentrales, speicherübergreifendes Portal mit folgender Maßgabe.
➔ Im Portal wird der Sachstand zum 1. Februar pro BKV nachgehalten. Die Basisdaten aus den Bilanzkreisen liegen beim MGV bereits vor. Speicherbetreiber müssten die bei ihnen bestehenden Arbeitsgasstände – ggf. über den Umweg via Sicherheitsplattform Gas – lediglich einmalig zum Stichtag je BKV in das Portal melden.
➔ Die Erfüllung durch Dritte könnte effizient abgebildet werden, indem man auf den bisherigen Prozessen rund um den Austausch von Biogas-Flexibilitäten aufsetzt: Die BKV erhalten in einem Übergangszeitraum – z. B. 14 Tage nach Feststehen ihres jeweiligen individuellen Anteils – die Möglichkeit, via „Nominierung“ die Meldungen der Speicherbetreiber zu „korrigieren“, indem sie diese über das Portal anders zurechnen lassen (siehe Beispiel 2).
➔ Das zentrale Portal wird so konzipiert, dass Mengen nicht mehrfach angerechnet werden können. Zu beachten ist, dass das Portal lediglich als eine Art Nebenbuchhaltung oder Ersatz für ein Zertifikate-System dient, um zuordnen zu können, welchem BKV welche Speichermengen zuzurechnen sind. Die tatsächlichen Speicherfüllstände beim Speicherbetreiber bleiben von diesem Prozess unberührt.
Damit nicht jeder BKV auch bei Kleinstmengen gezwungen wird, selbst in die Speicherbewirtschaftung einzusteigen, ist die Beauftragung Dritter zur Erfüllung der Lieferantenverpflichtung zulässig. Die Verantwortung und Haftung für die Erfüllung der Lieferantenverpflichtung verbleibt allerdings stets bei dem verpflichteten BKV.
Die Versorgungsverantwortung der Lieferanten sollte für alle messbar und transparent gemacht werden. Damit wird diese entscheidende Aufgabe nicht mehr von einzelnen Lieferanten erfüllt oder der ungesicherten Liquidität des Marktes überlassen, sondern die Verantwortung gleichermaßen allen Lieferanten übertragen.
Die Nachweisführung erfolgt über ein zentrales, speicherübergreifendes Portal mit folgender Maßgabe.
➔ Im Portal wird der Sachstand zum 1. Februar pro BKV nachgehalten. Die Basisdaten aus den Bilanzkreisen liegen beim MGV bereits vor. Speicherbetreiber müssten die bei ihnen bestehenden Arbeitsgasstände – ggf. über den Umweg via Sicherheitsplattform Gas – lediglich einmalig zum Stichtag je BKV in das Portal melden.
➔ Die Erfüllung durch Dritte könnte effizient abgebildet werden, indem man auf den bisherigen Prozessen rund um den Austausch von Biogas-Flexibilitäten aufsetzt: Die BKV erhalten in einem Übergangszeitraum – z. B. 14 Tage nach Feststehen ihres jeweiligen individuellen Anteils – die Möglichkeit, via „Nominierung“ die Meldungen der Speicherbetreiber zu „korrigieren“, indem sie diese über das Portal anders zurechnen lassen (siehe Beispiel 2).
➔ Das zentrale Portal wird so konzipiert, dass Mengen nicht mehrfach angerechnet werden können. Zu beachten ist, dass das Portal lediglich als eine Art Nebenbuchhaltung oder Ersatz für ein Zertifikate-System dient, um zuordnen zu können, welchem BKV welche Speichermengen zuzurechnen sind. Die tatsächlichen Speicherfüllstände beim Speicherbetreiber bleiben von diesem Prozess unberührt.
Beispiel 2 zur Lieferantenverpflichtung –
Erfüllung durch Dritte:
➔ BKV 1 hat einen Speicher gebucht und sich im Rahmen eines bilateralen Vertragsverhältnisses mit BKV 2 verpflichtet, die aus der Lieferantenverpflichtung resultierenden Speichermengen für BKV 2 mit abzudecken.
➔ BKV 1 selbst muss eine Menge von 0,3 TWh nachweisen, hat aber eine Speicherbuchung (und entsprechenden Füllstand) über 0,5 TWh.
➔ BKV 2 muss eine Menge von 0,1 TWh nachweisen.
➔ Der Speicherbetreiber, bei dem BKV 1 gebucht hat, meldet prozesskonform einen Arbeitsgasstand von 0,5 TWh für BKV 1 in das zentrale Portal.
➔ Da davon 0,1 TWh eigentlich für BKV 2 gelten sollen, „nominieren“ BKV 1 und BKV 2 über einen entsprechenden Meldeprozess im zentralen Portal eine „Umbuchung“ in Höhe von 0,1 TWh. Dadurch sinkt im Portal der Füllstand, der BKV 1 zugerechnet wird, auf 0,4 TWh (d. h. er übererfüllt seine eigene Verpflichtung von 0,3 TWh um 0,1 TWh). Es erhöht sich aber gleichzeitig der Füllstand, der BKV 2 zugerechnet wird, von Null auf 0,1 TWh.
➔ Im Ergebnis erfüllen beide BKV die Lieferantenverpflichtung, ohne dass BKV 2 selbst einen Speicher buchen musste.
➔ BKV 1 selbst muss eine Menge von 0,3 TWh nachweisen, hat aber eine Speicherbuchung (und entsprechenden Füllstand) über 0,5 TWh.
➔ BKV 2 muss eine Menge von 0,1 TWh nachweisen.
➔ Der Speicherbetreiber, bei dem BKV 1 gebucht hat, meldet prozesskonform einen Arbeitsgasstand von 0,5 TWh für BKV 1 in das zentrale Portal.
➔ Da davon 0,1 TWh eigentlich für BKV 2 gelten sollen, „nominieren“ BKV 1 und BKV 2 über einen entsprechenden Meldeprozess im zentralen Portal eine „Umbuchung“ in Höhe von 0,1 TWh. Dadurch sinkt im Portal der Füllstand, der BKV 1 zugerechnet wird, auf 0,4 TWh (d. h. er übererfüllt seine eigene Verpflichtung von 0,3 TWh um 0,1 TWh). Es erhöht sich aber gleichzeitig der Füllstand, der BKV 2 zugerechnet wird, von Null auf 0,1 TWh.
➔ Im Ergebnis erfüllen beide BKV die Lieferantenverpflichtung, ohne dass BKV 2 selbst einen Speicher buchen musste.
In dieser Ausgestaltung wäre die Lieferantenverpflichtung effizient: Es entstünden keine nennenswerten gaswirtschaftlichen Zusatzkosten, da nur das ohnehin notwendige Verhalten der Lieferanten abgesichert wird und diesen selbst überlassen bleibt, wann sie ihre Pflichtmengen vor dem 1. Februar einspeichern. In ihrer Flexibilität der Speicher- und Portfoliobewirtschaftung werden sie also nicht wesentlich eingeschränkt. Da auf bestehenden Prozessen und Systemen aufgebaut wird und durch nur einen Stichtag im Jahr auch kein durchgängiges Monitoring erforderlich ist, bleiben die administrativen Kosten rund um die Abwicklung und Nachverfolgung der Verpflichtung gering.
Flankierend ist zu überlegen, ob angesichts zunehmender geopolitischer Turbulenzen der in der SoS-Verordnung vorgegebene Versorgungsstandard an die neuen Gegebenheiten angepasst werden soll. Aktuell zielt Art 6 Abs. 1 VO (EU) 2017/1938 lediglich darauf ab, die Gasversorgung geschützter Kunden bei niedrigen Temperaturen, einer besonders hohen Gasnachfrage über einen Zeitraum von 30 Tagen oder bei Ausfall der größten einzelnen Gasinfrastruktur im Winter abzusichern. Jedoch hat die Sperrung der Straße von Hormus gezeigt, dass auch der Ausfall bestimmter Lieferrouten oder Lieferländer ein nicht zu unterschätzendes Risiko bei der Belieferung von Kunden sein kann, auch wenn es in Europa bisher nicht dazu gekommen ist. Zu beobachten war, dass sich vereinzelt Lieferanten, vor allem aus dem asiatischen Raum, bei der Einstellung der Belieferung mit Gas auf höhere Gewalt (Force Majeure) berufen haben. In der Folge haben sich auch Kunden dieser Lieferanten auf höhere Gewalt berufen. Die Verwirklichung eines solchen Risikos darf aber letztlich nicht dazu führen, dass der europäische Gasversorgungsstandard oder andere Verpflichtungen zur Gasbelieferung nicht mehr eingehalten werden. Daher sollten auch solche Risiken künftig bei der Definition des Gasversorgungsstandards angemessen berücksichtigt werden.
Speicherbasierte Sicherheitsreserve
Die speicherbasierte Sicherheitsreserve zielt in erster Linie darauf ab, dass in einer Krisensituation (z. B. Ausfall einer großen Importleitung) die Infrastrukturbetreiber in die Lage versetzt werden, die Netzstabilität kurzfristig zu sichern und in einen geordneten Krisenmodus überzugehen.
Eine zentrale Instanz wie z. B. THE verwaltet eine bestimmte Gasmenge, die als Sicherheitsreserve dauerhaft in den Gasspeichern vorgehalten und nur unter klar definierten Bedingungen ausgespeichert wird. Die vorgehaltene Gasspeicherkapazität ist durchgehend zu 100 Prozent befüllt und einer Bewirtschaftung über den Markt entzogen.
Dabei ist es sinnvoll, die Sicherheitsreserve auf verschiedene Regionen zu verteilen, um ein Klumpenrisiko zu vermeiden und um auf verschiedene Ausfallszenarien – z. B. Ausfall Importe aus Norwegen, Ausfall zentraler Betriebsmittel – vorbereitet zu sein.
Der Zugriff auf die speicherbasierte Sicherheitsreserve kann im Rahmen eines zwischen den FNB und dem Bundeslastverteiler abzustimmenden Prozesses erfolgen. Die speicherbasierte Sicherheitsreserve kann eine Engpasssituation kurzfristig und kurzzeitig überbrücken, bis andere Maßnahmen des Bundeslastverteilers (im Falle einer Gasmangellage im Rahmen der Notfallstufe Gas) greifen und so das Gasversorgungssystem stabilisieren.
Die speicherbasierte Sicherheitsreserve führt nicht zu regelmäßigen Speicherbewegungen. Insofern gibt es auch nach der erstmaligen Befüllung keine à-priori-Berechenbarkeit dadurch bedingter Speicherbewegungen und keine Möglichkeit für Marktteilnehmer, gegen dieses Instrument (z. B. durch Spekulationsgeschäfte) zu optimieren.
Die laufenden Kosten dieses Instruments bestehen hauptsächlich in der Zahlung des Kapazitätsentgelts für die Speichernutzung sowie in den Finanzierungskosten für das im eingespeicherten Gas gebundene Kapital. Der Umsetzungsaufwand bliebe sehr gering. Nach erster Schätzung belaufen sich die Kosten der speicherbasierten Sicherheitsreserve bei einem Umfang von 24 TWh auf ca. 50 Mio. Euro pro Jahr4. Refinanziert werden könnten die Kosten durch Bundesmittel oder eine Umlage.
Flankierend ist zu überlegen, ob angesichts zunehmender geopolitischer Turbulenzen der in der SoS-Verordnung vorgegebene Versorgungsstandard an die neuen Gegebenheiten angepasst werden soll. Aktuell zielt Art 6 Abs. 1 VO (EU) 2017/1938 lediglich darauf ab, die Gasversorgung geschützter Kunden bei niedrigen Temperaturen, einer besonders hohen Gasnachfrage über einen Zeitraum von 30 Tagen oder bei Ausfall der größten einzelnen Gasinfrastruktur im Winter abzusichern. Jedoch hat die Sperrung der Straße von Hormus gezeigt, dass auch der Ausfall bestimmter Lieferrouten oder Lieferländer ein nicht zu unterschätzendes Risiko bei der Belieferung von Kunden sein kann, auch wenn es in Europa bisher nicht dazu gekommen ist. Zu beobachten war, dass sich vereinzelt Lieferanten, vor allem aus dem asiatischen Raum, bei der Einstellung der Belieferung mit Gas auf höhere Gewalt (Force Majeure) berufen haben. In der Folge haben sich auch Kunden dieser Lieferanten auf höhere Gewalt berufen. Die Verwirklichung eines solchen Risikos darf aber letztlich nicht dazu führen, dass der europäische Gasversorgungsstandard oder andere Verpflichtungen zur Gasbelieferung nicht mehr eingehalten werden. Daher sollten auch solche Risiken künftig bei der Definition des Gasversorgungsstandards angemessen berücksichtigt werden.
Speicherbasierte Sicherheitsreserve
Die speicherbasierte Sicherheitsreserve zielt in erster Linie darauf ab, dass in einer Krisensituation (z. B. Ausfall einer großen Importleitung) die Infrastrukturbetreiber in die Lage versetzt werden, die Netzstabilität kurzfristig zu sichern und in einen geordneten Krisenmodus überzugehen.
Eine zentrale Instanz wie z. B. THE verwaltet eine bestimmte Gasmenge, die als Sicherheitsreserve dauerhaft in den Gasspeichern vorgehalten und nur unter klar definierten Bedingungen ausgespeichert wird. Die vorgehaltene Gasspeicherkapazität ist durchgehend zu 100 Prozent befüllt und einer Bewirtschaftung über den Markt entzogen.
Dabei ist es sinnvoll, die Sicherheitsreserve auf verschiedene Regionen zu verteilen, um ein Klumpenrisiko zu vermeiden und um auf verschiedene Ausfallszenarien – z. B. Ausfall Importe aus Norwegen, Ausfall zentraler Betriebsmittel – vorbereitet zu sein.
Der Zugriff auf die speicherbasierte Sicherheitsreserve kann im Rahmen eines zwischen den FNB und dem Bundeslastverteiler abzustimmenden Prozesses erfolgen. Die speicherbasierte Sicherheitsreserve kann eine Engpasssituation kurzfristig und kurzzeitig überbrücken, bis andere Maßnahmen des Bundeslastverteilers (im Falle einer Gasmangellage im Rahmen der Notfallstufe Gas) greifen und so das Gasversorgungssystem stabilisieren.
Die speicherbasierte Sicherheitsreserve führt nicht zu regelmäßigen Speicherbewegungen. Insofern gibt es auch nach der erstmaligen Befüllung keine à-priori-Berechenbarkeit dadurch bedingter Speicherbewegungen und keine Möglichkeit für Marktteilnehmer, gegen dieses Instrument (z. B. durch Spekulationsgeschäfte) zu optimieren.
Die laufenden Kosten dieses Instruments bestehen hauptsächlich in der Zahlung des Kapazitätsentgelts für die Speichernutzung sowie in den Finanzierungskosten für das im eingespeicherten Gas gebundene Kapital. Der Umsetzungsaufwand bliebe sehr gering. Nach erster Schätzung belaufen sich die Kosten der speicherbasierten Sicherheitsreserve bei einem Umfang von 24 TWh auf ca. 50 Mio. Euro pro Jahr4. Refinanziert werden könnten die Kosten durch Bundesmittel oder eine Umlage.
Fazit
Die konkrete Dimensionierung der beiden Instrumente hängt davon ab, welche Szenarien oder Risiken zukünftig abgesichert werden sollen. Im Ergebnis würden die Speicher überwiegend marktseitig genutzt und die Eigenverantwortung des Marktes gestärkt.
In den wieder funktionierenden Gasmarkt wird nicht tiefer eingegriffen als nötig. Durch die gegenläufige Wirkung der beiden Instrumente kann zudem sichergestellt werden, dass das Kombinationsmodell vollkommen marktneutral und nicht preisverzerrend – z.B. hinsichtlich des Sommer-Winter-Spreads und des Speicherparadoxons – wirkt.
Die konkrete Dimensionierung der beiden Instrumente hängt davon ab, welche Szenarien oder Risiken zukünftig abgesichert werden sollen. Im Ergebnis würden die Speicher überwiegend marktseitig genutzt und die Eigenverantwortung des Marktes gestärkt.
In den wieder funktionierenden Gasmarkt wird nicht tiefer eingegriffen als nötig. Durch die gegenläufige Wirkung der beiden Instrumente kann zudem sichergestellt werden, dass das Kombinationsmodell vollkommen marktneutral und nicht preisverzerrend – z.B. hinsichtlich des Sommer-Winter-Spreads und des Speicherparadoxons – wirkt.
4: Gebundenes Kapital 792 Mio. EUR (bei einem Beschaffungspreis von 33 EUR/MWh), zu 100% finanziert durch Fremdkapital, z.B. durch eine Bundesanleihe zu einem Zinssatz von 1,86%. Die jährlichen Kosten belaufen sich dann auf ca. 14,7 Mio. EUR Zinskosten sowie 36 Mio. EUR Entgelt für die Speicherkapazität (basierend auf einem Sommer-Winter-Spread von 1,5 EUR/MWh). Zudem treten einmalige Kosten in Form des variablen Entgelts für die Einspeicherung in Höhe von 19,2 Mio. EUR (0,8 EUR/MWh) auf.