20081105 regel- und ausgleichsenergiemarkt gas · european federation of energy traders 1 der...
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European Federation of Energy Traders
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Der Regel- und Ausgleichsenergiemarkt im Netzzugangsmodell der deutschen Gaswirtschaft
Münster, den 5. November 2008Dirk-Christof Stüdemann M.A.EnBW Trading [email protected]
Kernfolien von:Claus FestRWE Supply & Trading GmbH
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31.01.200619.07.2006
01.10.2008
Anwendung der neuen Bilanzierungsregeln
Grundmodellder BNetzA zum Regel-
und Ausgleichs-energiemarkt
Entscheidung der BNetzA:
Untersagung EBV
Abwicklung aller Gastransporte
nach 2VV
Eckpunkte-Papier
BGW/VKU
Erstunter-zeichnung
KoopV Festlegung zum Regel- und
Ausgleichs-energiemarkt
InkrafttretenKoopV II
20.03.200801.06.2007
Entwicklung des Netzzugangsmodells Gas
01.10.2007 28.05.200817.11.2006
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Entwicklung des Gasnetzzugangsmodells 2006
31. Jan. 2006: Verständigung zwischen BGW/VKU und Bundesnetzagentur auf Eckpunkte und Zeitplan.
23. März 2006: Erster Entwurfs der Kooperationsvereinbarung an die Bundesnetzagentur.
1. Juni 2006: Veröffentlichung der überarbeiteten Kooperationsvereinbarung der Gasnetzbetreiber.
19. Juli 2006: Erstunterzeichnung der Kooperationsvereinbarung der Gasnetzbetreiber.
20. Juli 2006: Antrag von bne/Nuon gegenüber der Bundesnetzagentur auf Untersagung der Einzelbuchungsvariante und der Marktgebietseinteilung der Kooperationsvereinbarung.
17. Nov. 2006: Entscheidung der Beschlusskammer 7 zur Untersagung der Einzelbuchung.
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Entwicklung des Gasnetzzugangsmodells 2007
2. Februar 2007: Übersendung der BGW/VKU Eckpunkte zur Umsetzung des Zweivertragsmodells an die BNetzA
31. März 2007: Übersendung der überarbeiteten Kooperationsvereinbarung an die Bundesnetzagentur.
24. April 2007: Beschluss der Änderungsfassung der KoopV durch BGW, VKU und GEODE
1. Juni 2007: Inkrafttreten der Änderungsfassung der KoopV
1. Oktober 2007: Anwendung der neuen Regelungen/Workshop der Bundesnetzagentur zur Neugestaltung des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes
7. Dezember 2007: BGW/VKU/GEODE Eckpunktepapier zur Neugestaltung des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes
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Entwicklung des Gasnetzzugangsmodells 2008
25. Februar 2008: Einleitung eines Festlegungsverfahren zu Ausgleichsleistungen Gas durch die Bundesnetzagentur
19. März 2008: Überarbeitetes BGW/VKU/GEODE Eckpunktepapier zur Neugestaltung des Regel- und Ausgleichsenergiemarktes Gas
20. März 2008: Grundmodell der Bundesnetzagentur der Ausgleichsleistungen und Bilanzierungsregeln im Gassektor (GABi Gas)
7. April 2008: Übersendung eines Standardangebots der Bilanzkreisnetzebetreiber zur Umsetzung des Grundmodells der Bundesnetzagentur.
28. Mai 2008: Festlegung der BNetzA zur Neugestaltung des Regel- und Ausgleichsenergiemarkt Gas
29. Juli 2008: Änderungsfassung der Kooperationsvereinbarung zur Umsetzung der Neuregelungen (KooV III)
1. Oktober 2008: Anwendung der neuen Regelungen
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öVNB
RNB
FNB
City Gate-Messung
Regio Gate-Messung
Importpunkt/MüT
Marktgebiet
Abrechnung
Abrechnung
Speicher
FNB= FerngasnetzbetreiberRNB= RegionalgasnetzbetreiberöVNB= örtlicher Verteilnetzbetreiber
= rLM-Kunde
= SLP-KundeAusspeisung Einspeisung
Ausgangslage vor dem 01.10.2007
Wettbewerbssituation: im Wesentlichen gab es nur einen Lieferantpro Gebiet (Netz)
Lieferung und Gasflusssteuerung- Lieferung des Vorlieferanten erfolgte typischerweise am
Importpunkt, am Regio- bzw. City-Gate und schließlich vom Retailer an den Endkunden (z. B. Stadtwerke)
- Das bei der technischen Netzsteuerung integrierte “netznahe Dispatching” übernahm gleichzeitig Aufgaben des Netzbetreibers und Händlers.
Abrechnung- Sondervertrags- und Industriekunden werden anhand
monatlich vorliegender rLM (registrierte Lastgangmessung) abgerechnet.
- Kleinst- und Haushaltskunden (Standardlastprofilkunden (SLP)) werden auf Jahreswerten rolliert abgerechnet
- Die Abrechnung der Liefermengen von Vorlieferanten erfolgte monatlich auf Basis der Messung an den Kopplungspunkten (City-/Regio-Gate)
Problem: historisch nicht alle Kopplungsprodukte zwischen Netzebenen waren/sind mit den erforderlichen Messeinrichtungen ausgestattet.
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Situation seit dem 01.10.2007 (1/2)
Ggf.Mini-MüT
öVNB
RNB
FNB (BKN)
Importpunkt/MüT
Ggf. OFC
Marktgebiet
Allokation M+10 WT M+29 WT
Allokation M+10 WT M+29 WT
Allokation M+10 WT M+29 WT
BKV
Ggf.Mini-MüT
VPnominiert
Nominiert/OFC
Zugriff entfällt
Zugriff entfällt
nominiert
nominiert
nominiert
FNB= FerngasnetzbetreiberBKN= Bilanzkreisnetzbetreiber RNB= RegionalgasnetzbetreiberöVNB= örtlicher Verteilnetzbetreiber
= rLM-Kunde
= SLP-Kunde
Ausspeisung Einspeisung
Wettbewerbssituation: zukünftig sind mehrere Lieferanten pro Marktgebiet tätig.
Lieferung/Gasflusssteuerung- Die Lieferung vom Großhändler an Retailer erfolgt am
virtuellen Handelspunkt (nur noch ein Einspeise-/ Ausspeisevertrag im neuen Entry/Exit-Modell pro Marktgebiet erforderlich)
- Retailer beliefert wie bisher den Endkunden (Ausspeisepunkt)
Nominierungspflicht- Händler müssen alle Gasmengen im Marktgebiet, (z. B. an
den Entry-Punkten, Speichern oder virtuellen Handelspunkten) stundenscharf gegenüber den Bilanzkreisnetzbetreibern nominieren
- Hierzu ist eine tägliche Absatzprognose als Grundlage erforderlich
- Netzbetreiber müssen Ausgleichsenergieprodukte einkaufen und nominieren, um ihre Netze zu steuern
Bilanzkreismanagement- Im Prinzip müssen alle Händler pro Marktgebiet für ihr
Gasportfolio einen Bilanzkreis oder Sub-Bilanzkonten beim TSO (BKN) einrichten und administrieren.
- Alle stündlichen und/oder kumulierten Abweichungen zwischen den Ist-Mengen (Allokation) und nominierten Mengen werden durch den BKN stündlich und kumuliert erfasst und pönalisiert, sofern die eingeräumten Toleranzbänder („Basisbilanzausgleich“) überschritten werden.
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Situation seit dem 01.10.2007 (2/2)
Ggf.Mini-MüT
öVNB
RNB
FNB (BKN)
Importpunkt/MüT
Ggf. OFC
Marktgebiet
Allokation M+10 WT M+29 WT
Allokation M+10 WT M+29 WT
Allokation M+10 WT M+29 WT
BKV
Ggf.Mini-MüT
VPnominiert
Nominiert/OFC
Zugriff entfällt
Zugriff entfällt
nominiert
nominiert
nominiert
FNB= FerngasnetzbetreiberBKN= Bilanzkreisnetzbetreiber RNB= RegionalgasnetzbetreiberöVNB= örtlicher Verteilnetzbetreiber
= rLM-Kunde
= SLP-Kunde
Ausspeisung Einspeisung
Abrechnung- Messung an den Kopplungspunkten (Regio-/City Gate)
entfällt als Grundlage für Abrechnung
- die Abrechnung von Liefermengen zwischen Händlern am Übergabepunkt erfolgt in zwei Schritten:1. monatliche Interimsabrechnung auf Basis von
Nominierungen oder anderen Indikationen (z.B. Absatzprognose bei Sub-Bilanzkonten)
2. Endabrechnung auf Basis Messung/Angaben des BKN (endgültiger Bilanzkreisstatus)
- Abrechnung von Bilanzkreisabweichungen erfolgt auf Basis des gelieferten endgültigen Bilanzkreisstatus:1. vorläufiger Bilanzkreisstatus M+10 Werktage2. endgültiger Bilanzkreisstatus M+29 Werktage
- Abrechnungen von Endkunden erfolgt wie bisher
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Bilanzkreisvertrag
Gegenstand des Bilanzkreisvertrages ist die operative Abwicklung des Transportes und/oder die Übertragung von Gasmengen zwischen Bilanzkreisen sowie der Ausgleich und die Abrechnung von Differenzmengen im Rahmen des Bilanzkreises.
Jeder Transportkunde ist verpflichtet, für seine Ein- und Ausspeiseverträge mindestens einen Bilanzkreis zu bilden. Die Bilanzkreismitglieder benennen einen Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) gegenüber dem betreffenden Netzbetreiber.Der BKV ist für die vertragsgerechte Abwicklung des Bilanzkreises verantwortlich. Der BKV ist verpflichtet, den Bilanzkreis im Ausgleich zu halten.
FNB
RNB
VP
VNB
Händler H
Marktgebiet M
BK
Messung
EV
AV
EP
NKP
NKP
AP
10
Bilanzkreise – Allokation
Die Allokation der eingespeisten Mengen erfolgt auf der Basis der nominierten Werte (allokiert wie nominiert). Die Allokation der ausgespeisten Mengen auf Basis von Messwerten an der Ausspeisestelle.
Allokation M + 1
ANB aggregiert Allokationswerte pro BK und meldet an BKN und ggf. vorgelagerte NB
RLM = Messungen
SLP = Allokationswerte
BKN aggregiert pro Bilanzkreis rechnet Ausgleichsenergie mit BKV ab.
Allokation D + 1 (möglichst ab 01.10.2008)
FNB
RNB
VP
VNB
Händler H
Marktgebiet M
Kunde K
BK
Messung
Allokation derNominierung
Allo
katio
n de
sM
essw
erte
s
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Abweichungen im Bilanzkreis
Abweichungen innerhalb eines Bilanzkreises (Portfolios) entstehen immer dann,wenn die nominierten Gasmengen auf der Einspeiseseite (D-1) von den gemessenen Gasmengen auf der Ausspeiseseite (D+1) abweichen.
BK
En Ex100 105
t
kW
t
kW
Messwerte D+1Nominierung D-1
Absatzprognose D-1
Δ5Abweichung
Grundschema
nicht planbare Lastschwankungen führen zu Abweichungen
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Hauptbilanzkreis Sub-Bilanzkontogekoppelte Bilanzkreise
BK 1
Marktgebiet Marktgebiet Marktgebiet
BK 2
VPΔ1 Δ2
BKN
VP
BKN
BK 1 UBK 1
Δ1+2
Δ2
VP
BKN
BK 1
Δ1
BKnt. 1
Generell gilt: Bilanzkreise werden nur noch beim marktgebietsaufspannenden Netzbetreiber administriert und sind direkt mit dem VP des Marktgebietes verbunden.
Bilanzkreistypen
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Ausspeisekapazität: 2.000 kWh/hBBA (10%): 200 kWhNominierung: 1.800 kWhMesswert: 1.700 kWh
Ausspeisekapazität: 500 kWh/hBBA (10%): 50 kWhNominierung: 350 kWhMesswert: 450 kWh
Abweichungen im Bilanzkreis (1/2)
Ausspeisekapazität: 1.000 kWh/hBBA (10%): 100 kWhNominierung: 800 kWhMesswert: 950 kWh
1
800 950
2 3
stündlich
kumuliert
Saldo: -150 kWh
Beispiel: Jeder Bilanzkreis wird separat mit BKN abgerechnet, übergreifendes Optimierungspotential wird nicht ausgeschöpft
Verletzung Toleranzgrenze
Pönale: 50 kWh
BK1
350 450
stündlich
kumuliert
Saldo: -100 kWh
Verletzung Toleranzgrenze
Pönale: 50 kWh
BK2
1800 1700
stündlich
kumuliert
Saldo: +100 kWh
Einhaltung Toleranzgrenze
Pönale: 0 kWh
BK3
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Abweichungen im Bilanzkreis (2/2)
Ausspeisekapazität:: 2.000 kWh/hBBA (10%): Σ BKi = 350 kWhNominierung: 1.800 kWhMesswert: 1.700 kWhÜbernommen Δ-Mengen: 250 kWh
3800 950
BK1
350 450
BK2
1800
BK3
stündlich
kumuliert
Saldo: -150 kWh
Einhaltung Toleranzgrenze
Pönale: 0 kWh
1700150100
Δ1 Δ2
Beispiel: BK3 tritt als Abrechnungsbilanzkreis auf und übernimmt die Salden der BK1 und BK2. Durch den Portfolioeffekt können Pönalen vermieden werden.
Im Innenverhältnis der Händler können individuelle Regelungen zur Berücksichtigung der Differenzmengen vereinbart werden.
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Begriffsabgrenzung: Strukturierung - Flexibilität Strukturierung ist die Disposition einzeln kontrahierter Mengen zu einer Nominierung (Fahrplan) für die Bedarfsmenge des Transportkunden.Flexibilität benötigt der Transportkunde, um Lastabweichungen darstellen zu können.
Ausgleich von Abweichungen im Bilanzkreis
Die Optimierungsaufgabe des Lieferanten besteht in der Minimierung der Gesamtbezugskosten unter Berücksichtigungen der
• Beschaffungspreise• Flexibilitätskosten• Ausgeichsenergiekosten• Abwicklungskosten
PrognoseTagesband
Strukturierung durch Bänder
Allokation
Flexibilitätsbedarf
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Bilanzausgleich – Toleranzgrenzen
Systematik bei den Bilanzkreisnetzbetreibern (BKN) vor dem 01.10.2008• Unentgeltlicher Basisbilanzausgleich• Unentgeltlicher erhöhter Bilanzausgleich, durch Berücksichtigung von Netzpuffer im
Bilanzkreis• Entgeltpflichtiger erweiterter Bilanzausgleich je nach Angebot des BKN• Pönalisierte Abrechnung der Überschreitungsmenge
Für die Kalkulation der Ausgleichsenergiekosten werden hier ausschließlich die Grenzen des Basisbilanzausgleichs und die
Pönalen des jeweiligen BKN berücksichtigt
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Eckpunkte: Status Quo und Zielmodell in der Gaswirtschaft
Modell bis 10.10.2008 Modell ab 01.10.2008Stündliche Bilanzierung
BBA und EBA
Nominierungsersatzverfahren
stündlicher Cash-out mit Toleranzen
keine zeitnahe Daten-bereitstellung durch Netzbetreiber
Strukturierung durch Händler
Kein vollständig transparenter Regelenergiemarkt
Individuelle (überhöhte) Ausgleichsenergiepreise (2-Preis-Modell)
Modell bis 01.10.2008Tagesbilanzierung mit stündlichem Anreizsystem
Keine Toleranzen; kein ex-post balancing (ab 30.04.2009)
täglicher Cash-out
Nominierungsersatzverfahren
zeitnahe tägliche Datenbereitstellung durch Netzbetreiber fraglich
Zentrale Strukturierung durch BKN
Regelenergieumlage
Transparenter Regelenergiemarkt
Einheitliche Ausgleichsenergiepreise (2-Preis-Modell)
Einheitliche Strukturierungsgebühr
14 Marktgebiete Plan: 8 Marktgebiete
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Differenzierung der relevanten Kundengruppen
SLP-analytisch
SLP-synthetisch
rLM-“Standard“
rLM-Sonder-kunden
Prognose
48 Std. Zeitversatz
Profile Band
Bilanzkreis
Entry Exit
Σ Σ
Allokiert wie nominiert
Basis = Messwert
Stündl. Anreizsystem1 2 3
keine Abweichung da „allokiert
wie nominiert“
Differenzen* am Tagesende werden mit Ausgleichsenergie abgerechnet
15% Toleranz
2%-Toleranz zwischen Einspeisung und Ist-Wert
Differenzen* in der Stunde werden mit Strukturierungs-gebühr abgerechnet
Entry/Exit
*Brennwertschwankungen sind nicht mehr relevant für Bilanzierung
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Bilanzkreisabrechnung im Tagesregime
Entry ExitAlle einzuspeisenden Mengen werden weiterhin stundenscharf pro Entrypunkt nominiert.
Abrechnungsrelevant ist die gesamte Tagessumme
100
100
Σ 200
100
110
Σ 210∆ +10
Alle SLP-Mengen gelten als allokiert wie nominiert (Band)
Für alle rLM-Mengen gelten die gemessenen Werte (vorläufiger bzw. endgültiger Status)
Abrechnungsrelevant ist die gesamte Tagessumme
Alle im Bilanzkreis verbleibenden Differenz-mengen werden am Ende des Tages mit dem täglich zu ermittelnden Ausgleichsener-giepreisen abgerechnet.Bemessungsgrundlage für alle BKN sind die durch die BNetzA vorgegebenen Handelsmärkte und Preise
Bas
is
Ref
eren
zmär
kte
Als liquide Handelsmärkte gelten derzeit:
TTF,
NBP,
Zeebrugge,
EGT VP
Pre
isfo
rmel Preis für negative
Ausgleichenergie = zweitgeringster Verkaufspreis * 0,9
Preis für positive Ausgleichsenergie = zweithöchster Kaufpreis * 1,1
Beispiel
SLP
rLM
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Stündliches Anreizsystem (1/2)
Zusätzlich zum bilanzkreisrelevanten Tagesregime werden alle physisch ein- und ausgespeisten Gasmengen (in Summe) stundenscharf nach unterschiedlichen Regeln betrachtet und bei positiven bzw.
negativen Abweichungen mit einer Strukturierungsgebühr belegt
Stündliche allokierte Einsspeisemenge
1 h 1 h
SLP - Band„allokiert wie nominiert“
Einspeiseseite AusspeiseseiterLM Sonderkunden = gemessener
Stundenwert
rLM sonstige = 1/24 Ist-Entnahmemenge
SLP erzeugen keine Abweichung
rLM „Standard“ erhalten +/- 15 % ToleranzbandAbweichungen werden pönalisiert
rLM Sonderkunden erhalten eine Toleranz von +/- 2%* Abweichungen werden pönalisiert
Alle Abweichungen (+/-) werden mit 15% des Mittelwertes bzw. variablen Werten (5-25%) der beiden täglichen Ausgleichs-energiepreise abgerechnet (=Strukturierungsbeitrag)
* Gilt nicht für Nominierungsersatzverfahren
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Stündliches Anreizsystem (2/2)- Betrachtung rLM „Standard“
1
1
Reg
elfa
ll m
it R
e-N
omin
ieru
ng = „D-1“-Nominierung auf Basis Prognose
2a2a = „D“-Re-Nominierung auf
Ist-Informationen2b = Ist-Wert im Bilanzkreis
Einspeiseseite Ausspeiseseite
= +/- 15% Toleranzband
Son
derfa
ll
Einspeiseseite Ausspeiseseite
1
2a 2b
1 = „D-1“-Nominierung auf Basis Prognose= „D“-Re-Nominierung auf Ist-Informationen= Ist-Wert im Bilanzkreis
= +/- 15% Toleranzband
Re-Nominierung durch Produktionsstop
= pönalisierte Menge
2b
= Lastgang (gemessen)
= Lastgang (gemessen)
2a
2b
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Pönalen im stündlichen Anreizsystem bei OFC-Kunden
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00
kWh
OFC-Wert (kWh)
Messwert(kWh)
Gemäß Festlegung der BNetzA sind für Nominierungsersatzverfahren keine Toleranzen erlaubt. Durch die derzeit nicht gewährten Steuerungstoleranzen im stündlichen Anreizsystem können für OFC-abgesteuerte Kunden dauerhafte Pönalen anfallen.
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Regelenergie
Im Modell wird zukünftig zwischen interner und externerRegelenergie unterschieden:
• Interne Regelenergie (im wesentlichen Netzpuffer) ist vorrangig durch die BKN einzusetzen. Hierbei soll – wenn möglich – marktgebietsübergreifend zwischen den Netzbetreibern kooperiert werden. Interne Regelenergie ist für Transportkunden kostenneutral.
• Externe Regelenergie wird nur dann durch die BKN beschafft, wenn die zur Netzsteuerung notwendige Regelenergie nicht hinreichend durch interne Regelenergie gedeckt werden kann. Die externe Regelenergie muss marktbasiert beschafft werden. Die anfallenden Kosten werden über die Regelenergieumlage auf die Bilanzkreise umgelegt.
Anbieter für externe Regelenergie sind Transportkunden mit entsprechenden Flexibilität wie flexible Ein- und Ausspeisungen, Speicher oder abschaltbaren Kunden.
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Externe Regelenergie (inklusive lokaler und regionaler Regelenergie) ist zukünftig durch die verantwortlichen BKN zentral pro Marktgebiet nach transparenten, nicht-diskriminierenden und marktorientierten Verfahren auszuschreiben. Externe Regelenergie ist nicht bilanzkreiswirksam.
Die BNetzA differenziert in Ihrem Modell ina. Dienstleistungen zur untertäglichen Strukturierung
d.h. Bereitstellung kurzfristiger Flexibilitäten
b. Dauerhafte Beschaffung/Veräußerung von Gasmengend.h. Bewirtschaftung planbarer Über-/Unterdeckung
Externe Regelenergie (1/3)
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Externe Regelenergie (2/3)
Die Dienstleistungen zur untertäglichen Strukturierung ermöglichen dem BKN Gasmengen per Rückliefermodell (Leihmodell) entgegen zu nehmen/ zu übergeben und mengengleich (nicht Leistungsgleich!) zu einem anderen Zeitpunkt zurück zu geben/ zurück zu nehmen.
der Bedarf ist in geeigneter Mindestgröße auszuschreiben.Die Ausschreibung kann von einem Tag bis zu max. einem Gaswirtschaftsjahr erfolgen.Der Bieter hat für jede Stunde seines Angebotes richtungsscharf einen Arbeitspreis anzugeben.Der Abruf erfolgt per Merit Order. Entgelte werden dem Bieter nur bei Abruf bezahlt.Leistungspreise sollen nur im Ausnahmenfall – wenn kein Angebot zustande kommt – gewährt werden. Dies ist gegenüber der BNetzA anzuzeigen und zu begründen.Market-Maker-Modell (öffentliche Ausschreibung) als Interimslösung möglich.
Das Produkt steht in direkter Konkurrenz zum „rest-of-the-day“ - Markt der Händler, bzw. Strukturierungsleistung für Sonderkunden > 300 MW.
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Externe Regelenergie (3/3)
Die dauerhafte Beschaffung/ Veräußerung von Gasmengen wird durch den BKN in eigenen oder angrenzenden Marktgebiet über der jeweiligenGashandelsmarkt durchgeführt.
Der Bedarf ist im Regelfall über Tagesbänder zu kontrahieren (keine Rücklieferung).
Produktdimensionierung muss angemessen sein.
Der Abruf erfolgt per Merit Order. Entgelte werden dem Bieter nur bei Abruf bezahlt.
Market-Maker-Modell (öffentliche Ausschreibung) als Interimslösung möglich.
Produkt steht in direkter Konkurrenz zum Handelsmarkt.
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Regelenergieumlage
Um die durch die Tagesbilanzierung entstanden (Mehr-) Kosten an Regelenergie zu decken, sind die BKN berechtigt von den BKV eine Regelenergieumlage zu erheben.
Hierfür wird pro Marktgebiet ein Umlagekonto für Kosten und Erlöse aus Regel-und Ausgleichsenergie eingerichtet:
Kosten für Regelenergie+ Erlöse aus positiver Ausgleichsenergie + Erlöse aus Strukturierungsbeiträgen - Kosten für negative Ausgleichsenergie - Kosten für Leistungsvorhaltung und externe Regelenergie
Kontostand als Basis für die Umlage
Der ermittelte Betrag wird auf alle SLP- und rLM-Standard-Kunden (pro kWh) umgelegt und im Voraus für zunächst ½ Jahr zu ermitteln. Ab 01.10.2009 kann der Betrachtungszeitraum auf 1 Jahr ausgedehnt werden (analog EEG-Faktor). Fehlbeträge/Überschüsse werden in der nächsten Prognose berücksichtigt.
European Federation of Energy Traders
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Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit