Ausgabe 9 | September 2016 | www.energate.de

Dr. Heiko Lohmann

THEMA DES MONATS Gas Natural Fenosa

TOPIC OF THE MONTH 1863-4311 ISSN-Nr.: Gas Natural Fenosa 9|16

September 2016

Liebe Leserinnen und Leser, im letzten Editorial wurde schon angekündigt, dass in dieser Ausgabe ein internationales Unternehmen porträtiert wird, das in Deutschland einen eher kleinen Gasvertrieb hat. Es ist Gas Natural Fenosa. Im ener|gate Gasmarkt liefen die Aktivi- täten der Spanier bisher eher unter Marktgerüchte, aber ich habe mich Ende Juli lange mit Gas-Natural-Vertretern unter- halten. Faszinierend ist vor allem die Rolle von LNG für das Unternehmen: LNG schafft eine hohe Flexibilität, ein Grund für die vergleichsweise gute wirtschaftliche Situation. LNG ermög- licht zusätzliches Endkundengeschäft. Die Vertriebsmitarbei- ter verkaufen nicht nur Erdgas aus der Pipeline, sondern auch Small-Scale LNG-Konzepte und -Lösungen. Das Geschäft steht in Deutschland erst am Anfang, ermöglicht Gas Natural aber Dr. Heiko Lohmann eine interessante Positionierung.

Ein eher absurdes Thema sind die von Gas Storage Europe (GSE) veröffentlichten Speicherfüllstände. Sie wa- ren seit Monaten falsch. Warum das so war, steht in diesem Heft. Für den Verband ist es eine Blamage, auch wenn er in einer kleinen Mitteilung Mitte Juli auf die Problematik hingewiesen hatte. Die falschen Zahlen – und sie waren richtig falsch – wurden aber weiter veröffentlicht. „Wollen wir denen wirklich die Organisation der Versorgungssicherheit anvertrauen? Die kriegen ja nicht mal eine simple Massenbilanz hin“, meinte ein Marktteilnehmer dazu, dessen E-Mail an mich mit den Worten „Ich lach mich kaputt.“ begann. Mich selbst hat ein Analyst Anfang August auf die Problematik aufmerksam gemacht. Als ich dann mit Händlern und Analysten darüber sprach, meinten einige, sie wüssten es schon seit Monaten und verwendeten nur noch eigene Zahlen. Andere zeigten sich überrascht und genervt.

Wenn wir schon bei den Absurditäten sind: Die EU-Kommission hat immer noch Aufklärungsbedarf, um eine Entscheidung über die OPAL-Nutzung zu treffen. Bei Telefonaten mit diversen Personen aus dem Umfeld der Beteiligten konnte man die genervt rollenden Augen fast durchs Telefon sehen. Bei Gazprom Export sollen Verantwortliche kurz vor dem Ausrasten gewesen sein.

Die Ausgabe enthält auch noch ein langes Interview mit Wolfgang Peters. Peters hat die gesamte Phase der Liberalisierung der Gasmärkte erst aus Mobil-, dann aus RWE-Perspektive erlebt. Er ist vor allem jemand, der sehr klare Positionen bezieht. Das ist nicht immer bequem, aber spannend. Insbesondere seine Einschätzun- gen zu Langfristverträgen fand ich nachdenkenswert.

Viel Spaß beim Lesen der etwas verspäteten Sommerausgabe!

Dr. Heiko Lohmann Freier Mitarbeiter ener|gate

Ausgabe 9|16 3 4 ener|gate Gasmarkt Inhalt dieser Ausgabe / Table of contents

Thema des Monats: Gas Natural Fenosa...... 6

Rahmenbedingungen...... 9

Marktentwicklung...... 10

Marktstruktur...... 25

Personal...... 28

Marktgerüchte...... 29

Topic of the Month: Gas Natural Fenosa...... 32

Framework Conditions...... 35

Market Development...... 36

Market Structure...... 50

Personnel...... 52

Market Rumours...... 53

Ausgabe 9|16 5 Thema des Monats: Gas Natural Fenosa

1. Thema des Monats: Gas Natural Fenosa

Es gibt internationale Anbieter im Industriekun- Oman) beteiligt. Spanien ist nicht an das europä- densegment im deutschen Gasmarkt, die nicht im ische Fernleitungsnetz mit Zugang zu den klas- Zentrum der Aufmerksamkeit stehen. Die spani- sischen Produzenten wie Norwegen oder Russ- sche Gas Natural Fenosa gehört dazu. Eigentlich land angeschlossen, deshalb war Gas Natural erstaunlich bei einem Unternehmen, das 2015 Fenosa gezwungen bereits in den 60er-Jahren die mehr als 26 Mrd. Euro Umsatz gemacht hat. In LNG-Aktivitäten als Alternative zum leitungsge- Deutschland hat Gas Natural Fenosa seit Anfang bundenen Gas zu entwickeln. Heute sind diese 2012 eine Niederlassung in Köln (ener|gate Gas- Erfahrung und die Führungsrolle im LNG eine markt 11/12). Anfangs war wohl der Aufbau der der bedeutendsten Stärken der Spanier. Deshalb notwendigen, vor allem deutschsprachigen Ver- bietet Gas Natural Fenosa in Deutschland auch träge und Abwicklungsprozesse nicht ganz ein- im Sektor Small-Scale LNG-Produkte für Indus- fach, aber mittlerweile funktionieren die Prozes- trieunternehmen und im Schwerlastverkehr an, se. Und die Angebote für Industriekunden sind dazu unten mehr. LNG bedeutet aber für das häufig durchaus attraktiv. ener|gate Gasmarkt Unternehmen vor allem bei der Gasbeschaffung hat mit dem Länder-Manager für Deutschland, und im Gashandel eine erhebliche Flexibilität. Filippo Checcucci, und der Vertriebs-Managerin Dies gilt sowohl für Mengen als auch für Preise. für den norddeutschen Raum, Emily Lux, über Es ist wohl auch ein wesentlicher Grund, warum das deutsche Vertriebsgeschäft und seinen Stel- Gas Natural Fenosa weniger unter einer Verände- lenwert für die Gesamtstrategie des spanischen rung der Preiskonzepte in Europa, weg von der Energie-Majors gesprochen. Ölpreisbindung hin zu Hub-Preisen, gelitten hat als eine Engie, Uniper oder VNG. Im September Vorweg: Verglichen mit den großen deutschen erwartet Gas Natural Fenosa das erste LNG aus Energieunternehmen geht es Gas Natural Fenosa den USA. Wobei Gas Natural Fenosa nicht nur sehr gut. Das Ergebnis vor Steuern, Zinsen und LNG bezieht, sondern auch Pipeline-Gas aus un- Abschreibungen (EBITDA) lag 2015 bei knapp 5,3 ter anderem Algerien, Norwegen und Aserbaid- Mrd. Euro, weltweit werden in mehr als 30 Län- schan. Das norwegische Gas wird in Nordwest- dern 23 Mio. Kunden mit Gas und Strom belie- europa eingesetzt. Aber die Flexibilität, die das fert. Gasvertrieb und der Betrieb von Gasverteil- LNG-Portfolio ermöglicht, ist für Checcucci das netzen machen 60 Prozent der Tätigkeiten aus, Spezielle an dem Geschäftsmodell der Spanier der Rest verteilt sich auf Stromerzeugung und „Wir haben keinerlei Take-or-Pay-Probleme. Zum -vertrieb. Der weltweite Erdgasabsatz beträgt 285 einen sind wir bei Langfristverträgen ohnehin TWh. Gas Natural Fenosa macht mehr als 50 Pro- konservativ. Aber wenn wir keinen Absatz für zent seines Umsatzes außerhalb Spaniens, des- eine Menge in Spanien oder Europa haben, dann halb hat die schlechte spanische Wirtschaftslage transportieren wird das Gas nach Asien und Süd- der letzten Jahre dem Unternehmen das Geschäft amerika“, erläuterte er diese Besonderheit. Der nicht wirklich verdorben. In Spanien ist Gas Na- globale Marktauftritt ist ein daraus folgendes, tural Fenosa nach eigenen Angaben Marktführer zweites wesentliches Geschäftsprinzip. Das Un- mit fünf Mio. Kunden, aber auch in etlichen an- ternehmen hat zum Beispiel Absatzverträge für deren Ländern hat das Unternehmen eine starke LNG in Indien, Südkorea und anderen asiatischen Marktstellung, vor allem in Lateinamerika. Dort Staaten sowie in Südamerika, unter anderem in betreibt Gas Natural Fenosa unter anderem Nie- Argentinien, Brasilien und Chile. derdrucknetze mit einer Gesamtlänge von 70.000 Kilometern, beliefert aber auch mehrere Mio. Hauptstandort des europäischen Vertriebsgeschäf- Endkunden. Gas Natural Fenosa ist auf fast al- tes ist Paris. In Frankreich erfolgte der Marktein- len Stufen der Wertschöpfungskette tätig, allein tritt in den Endkundenmarkt 2005, anschließend Gasförderung und Gasproduktion sind nicht Teil wurde Gas Natural Fenosa in Belgien, Niederlan- des Portfolios. Das Unternehmen ist einer der de, Luxemburg, Italien und eben auch in Deutsch- großen „LNG-Spieler“ weltweit. Insgesamt hat land tätig. 2015 wurden in Europa außerhalb Spa- das Unternehmen acht LNG-Tanker – bis Ende niens 44 TWh Erdgas verkauft. Zudem plant Gas dieses Jahres werden es zehn sein – verfügt über Natural Fenosa den Aufbau einer Niederlassung Kapazitäten in drei Regasifizierungsanlagen (in in Österreich und hat vor Kurzem die Übernahme Spanien, Frankreich sowie Puerto Rico) und ist des irischen Gas- und Stromanbieters Vayu be- an zwei Verflüssigungsanlagen (Ägypten und kannt gegeben. Vayu hält einen Marktanteil von

6 ener|gate Gasmarkt Thema des Monats: Gas Natural Fenosa

20 beziehungsweise 15 Prozent im irischen in- Regel sind es dann Flexibilitätsprodukte, die über dustriellen Gas- und Stromsektor und hat zudem ein Subbilanzkonto abgewickelt werden. Vertriebskanäle in Großbritannien. Gas Natural Fenosa wird damit für Kunden mit Standorten in Neben direkten Geschäftsbeziehungen erfolgt verschiedenen europäischen Ländern interessant, der Zugang zu Kunden über Beschaffungsportale da einheitliche Indexierungen und Mengenflexibi- oder Berater, die nach Einschätzung von Chec- litäten angeboten werden können. cucci in Deutschland besonders einflussreich sind. „Aber wir sprechen vor allem Kunden di- Das Geschäft der deutschen Niederlassung in Köln rekt an, wobei auch dann in vielen Fällen Bera- wächst beständig. In Deutschland sind heute fünf ter mit dabei sind“, erläuterte er die Vertriebs- Key-Account-Manager tätig, die in unterschiedli- strategie. Grundsätzlich ist Gas Natural Fenosa chen Regionen ihren Sitz haben. Fünf Mitarbeiter deutschlandweit tätig, im kommenden Jahr wird sitzen in Köln als Vertriebsunterstützung und für das Unternehmen zwei weitere Key-Account- die Rechnungslegung. Auf die Frage, ob es denn Manager einstellen, um die geografische Abde- nicht erstaunlich sei, dass ein so großes Unter- ckung weiter zu verbessern. Auch wenn die Mar- nehmen wie Gas Natural Fenosa hier in Deutsch- gen sehr niedrig sind, will das Unternehmen das land einen doch eher kleinen Marktauftritt hat, Deutschland-Geschäft weiter ausbauen. Mehr als sagte Checcucci, es sei alles eine Frage von Zeit. fünf TWh Absatz pro Jahr ist das nächste Ziel; es „Wir sind vor vier Jahren mit zwei Mitarbeitern soll 2019 erreicht werden. Und das große Portfo- gestartet und haben alle Prozesse aufgebaut. Un- lio bietet wohl noch ausreichend Möglichkeiten, ser Wachstum erfolgt rein organisch, immerhin in Deutschland auch Geld zu verdienen. Neue haben wir in den vier Jahren insgesamt acht TWh Kundengruppen – zum Beispiel im Gewerbesek- Erdgas verkauft“, kennzeichnete er die Philoso- tor – will das Unternehmen nicht erschließen. phie. Der Absatz wächst jedes Jahr, 2015 wur- Auch das Angebot von Strom ist kurzfristig kein den drei TWh Erdgas verkauft. Der Markteintritt Thema. „Wir haben uns in diesem Jahr auf den ist Teil der europäischen Strategie, die seit 2005 Markteintritt in Österreich konzentriert“, erläu- verfolgt wird. Frankreich als Startpunkt lag als terte Checcucci. Zudem arbeite man an einer Rei- Nachbarland zu Spanien nahe. Dort ist Gas Na- he von Projekten wie einem Kundenportal, über tural Fenosa mittlerweile der drittgrößte Anbie- das Kunden Informationen zu Rechnungen, aber ter im Industriekundensektor. In Belgien beträgt auch zu ihrem Gasverbrauch und zu Marktinfor- der Marktanteil sechs Prozent, ähnlich sieht es mationen abrufen. „Click and Trade“ wird dann in den Niederlanden aus. In Deutschland erfolgte der nächste Schritt sein. Solche Dienstleistungen der Markteintritt etwas später, deshalb ist auch sowie die Festigung der Stellung als Gasanbieter der Marktanteil niedriger. haben heute Vorrang gegenüber einer Auswei- tung in Richtung Stromvertrieb. Gas Natural Fenosa erwartet aber nicht, in fünf Jahren auch in Deutschland die Nummer zwei Womit ist Gas Natural Fenosa in Deutschland im Industriekundensektor zu sein. „Es ist ein an- unzufrieden? „Warum muss Deutschland zwei derer Markt mit hoher Wettbewerbsintensität“, Hubs und zwei Gasqualitäten haben?“, fragte bemerkte Lux dazu. Zielkunden seien Industrie- Checcucci zurück. Es verteuere den Handel un- kunden ab einer Jahresabnahme von 1,5 GWh nötig und passe nicht zu einem europäischen bis hin zu Größtkunden mit einem Bedarf von Binnenmarkt. Er erwartet, dass es in zehn bis jährlich einer TWh und mehr, sagte Lux. Das 15 Jahren nur noch einen europäischen Hub ge- größte Industrieunternehmen, das in Deutsch- ben wird. Eine Zusammenlegung der deutschen land beliefert wird, liegt wohl bei einer Abnahme Marktgebiete mit der TTF wäre aus seiner Sicht von knapp einer TWh, genauer wollten sich Lux eine gute Idee als nächster Schritt zu einem ein- und Checcucci dazu nicht äußern. Das Ziel ist heitlichen europäischen Hub. Jede Fragmentie- aber, ein breites und vielseitiges Kundenportfo- rung erschwere unnötig das Geschäft. Diesseits lio mit langfristigen Beziehungen zu den Kunden solcher eher strategischen Überlegungen drückt und nicht die Konzentration auf wenige Kunden aber bei den Rahmenbedingungen ganz konkret mit sehr großen Mengen. Neben Industrieunter- der Schuh: Das Konvertierungsentgelt und seine nehmen werden auch Stadtwerke beliefert, aber wahrscheinliche Verlängerung sind eine erhebli- das Geschäft steht nicht im Vordergrund. „Wenn che Hürde für Gas Natural Fenosa. „Wir spielen wir gefragt werden, machen wir gerne Angebote nicht mit den gleichen Regeln“, lautet die klare und sind bereit zu liefern“, erläuterte Lux. In der Ansage von Checcucci. Wie andere Unterneh-

Ausgabe 9|16 7 Thema des Monats: Gas Natural Fenosa

men auch, hat Gas Natural Fenosa Geschäfte in betonte Checcucci. Noch hat Gas Natural Fenosa Erwartung eines Wegfalls des Konvertierungs- in dem Segment in Deutschland keine Kunden, entgeltes ab Oktober 2016 getätigt und muss aber Checcucci ist zuversichtlich, dass sich dies jetzt sehen, wie damit umzugehen ist. Der L- bis zum Jahresende ändert, es gäbe viel Interesse Gas-Markt wird dann für die Spanier (wie auch und Potenzial. für andere neue Energieanbieter) wohl erst ein- mal verschlossen bleiben. Im Transportsektor hält Checcucci den neuen 400-PS-Motor von Iveco für eine echte Verbes- Anders als die meisten Wettbewerber hat Gas serung bei den Fahrzeugen (siehe ener|gate Natural Fenosa – wie schon erwähnt – noch ein Gasmarkt 08/16). LNG bietet deutliche ökologi- zweites Produkt im Angebot: Die Key-Account- sche Vorteile gegenüber Diesel, unter anderem

Manager bieten nicht nur Pipeline-Gas an. Sie geringere CO2- und NOx-Emissionen und weni- bieten auch LNG für Industrieunternehmen, die ger Lärmbelästigung. Nach Einschätzung von nicht an das Pipelinenetz angebunden sind, so- Checcucci ist LNG gegenüber Diesel bei dem wie LNG als Kraftstoff im Schwerlastverkehr an. aktuellen Gaspreisniveau zudem wirtschaftlich Für diese Industrieunternehmen wird das LNG konkurrenzfähig. in speziellen Lastkraftwagen vom nächstgele- genen LNG-Terminal zum Standort des Kunden LNG kann Gas Natural Fenosa an allen europä- transportiert, auf dem die entsprechende Small- ischen LNG-Terminals mit Verlademöglichkeiten Scale-Anlage steht. LNG stellt aus Sicht von Gas auf Lkw beziehen, so zum Beispiel in den fran- Natural Fenosa eine günstige und sauberere Al- zösischen LNG-Terminals Montoir und Dünkir- ternative zu Heiz- und Schweröl oder auch zu chen oder im belgischen Terminal Zeebrugge. LPG dar. Das Geschäftsmodell dafür wurde in Für Süddeutschland ist auch eine Belieferung Spanien schon vor dreißig Jahren entwickelt, von dem Terminal Barcelona eine Option. Es dort ist das Erdgasnetz nicht sehr dicht und werden jedoch derzeit andere, innovative Lösun- viele Industrieunternehmen sind nicht an Pipe- gen geprüft, um das LNG trotz weiter Entfernung lines angeschlossen. Aber Gas Natural Fenosa zu den Terminals kostengünstig zum Endkunden ist in diesem Sektor nicht nur in Spanien tätig. zu transportieren. Verkauft pro Jahr weltweit mehr als zehn TWh LNG an Endkunden. So zum Beispiel auch in Zuletzt: Wem gehört Gas Natural Fenosa? Mit Peru, einem Land ohne Gasnetz, wo die Spani- 34,4 Prozent ist La Caixa, die größte Sparkasse er aktuell in einer Region die Versorgung über Europas, beteiligt. 31,6 Prozent befinden sich in eine rein virtuelle Pipeline starten. Per Lkw wird Streubesitz. 30 Prozent hält die spanische Ölge- Gas von dem peruanischen LNG-Verflüssigungs- sellschaft Repsol, mit vier Prozent ist der algeri- terminal in die Region transportiert und in ein sche Gasproduzent Sonatrach beteiligt. Arealnetz eingespeist. Seit drei Jahren bietet Gas Natural Fenosa auch in Frankreich Small-Scale- Und nur noch am Rande: Offensichtlich kann LNG an und seit sechs Monaten in Deutschland. man in Spanien, aber auch in Mexiko und Ko- „Wir verstehen uns dabei als Komplettanbieter lumbien, als Anbieter im Haushaltskunden- und machen alles von den notwendigen Inves- sektor mit Service-Konzepten punkten, die in titionen über Genehmigungen bis zur Erdgaslo- Deutschland wohl nicht so einfach funktionie- gistik inklusive des Gastransportes vom LNG- ren. Gas Natural Fenosa bietet Kunden im Grun- Terminal zum Kunden“, erläuterte Checcucci. Im de ein Rundum-Paket für den Haushalt, bei dem Hinblick auf das Thema LNG im Transportsektor Hilfe auch dann kommt, wenn der Kühlschrank sieht sich Gas Natural Fenosa als Pionier in Eu- nicht funktioniert oder der Wasserhahn tropft. ropa. In Spanien betreibt das Unternehmen neun In Spanien nutzen diesen Service eine Mio. LNG-Tankstellen, sechs weitere sind in Planung. Strom- oder Gaskunden. In Deutschland würde In Frankreich werden zwei Tankstellen betrie- ein solches Angebot zu interessanten Diskussi- ben und drei weitere sind bereits im Bau. „Wir onen mit dem Handwerk führen, aber vielleicht wollen auch in Deutschland Tankstellen bauen“, müssen die ja sein.

8 ener|gate Gasmarkt Rahmenbedingungen

2. Rahmenbedingungen

2.1 Klimaschutzplan 2050 Gegenüber dem Referentenentwurf vom Juni (ener|gate Gasmarkt 07/16) wurde eine wesentli- Wie so häufig bei Ministerien, versendet auch che Änderung vorgenommen. Auf Drängen des das Bundeskanzleramt Brisantes gerne ohne Ministeriums für Justiz und Verbraucherschutz Briefkopf. Auf vier Seiten haben die Beamten (BMJV) wurde eine Verordnungsermächtigung unter Kanzleramtsminister Peter Altmaier ihre aufgenommen. Diese erlaubt es dem BMJV ge- Bedenken gegen den Entwurf des Klimaschutz- meinsam mit dem Bundeswirtschaftsministe- plans 2050 zusammengefasst. Der gemeinsame rium (BMWi), einen Erstattungsanspruch für Entwurf aus dem Bundeswirtschafts- und Bun- neue Geräte festzulegen, die installiert werden desumweltministerium hatte unter anderem müssen, weil der vorhandene Boiler so alt ist, den Einstieg in das Ende des Erdgaszeitalters dass er nicht mehr umgestellt werden kann. Für auf das Jahr 2020 festgelegt (ener|gate Gasmarkt Feinschmecker: Die Verordnungsermächtigung 07/16). Ab dem Jahr soll es keine Zuschüsse kann theoretisch an die Bundesnetzagentur mehr für den Wechsel zu hocheffizienten Gas- (BNetzA) übertragen werden. Dies ist aber nicht heizungen geben. Neben einer grundsätzlichen beabsichtigt, die beiden Ministerien arbeiten Kritik an dem planwirtschaftlichen Ansatz des wohl schon an einer Regelung. Eine solche Er- Konzepts stellt das Bundeskanzleramt vor al- stattung war auch von der Arbeitsgemeinschaft lem fest, dass viele Maßnahmen „Potenzial für Erdgasumstellung gefordert worden (ener|gate politisch kontroverse Diskussionen“ haben. Gasmarkt 12/15). Der erste Entwurf enthielt le- Dazu werden auf gut zwei Seiten Beispiele ge- diglich eine Regelung für einen Zuschuss von listet. Auch die für die Gaswirtschaft „bedroh- 100 Euro, wenn ein Boiler aus Effizienzgründen lichen“ Punkte, Umbau des Abgabensystems durch ein neues Gerät ersetzt wird. Diese Re- zu Lasten fossiler Brennstoffe und eines Ver- gelung bleibt erhalten. Die weiteren Eckpunkte bots des Einbaus neuer fossiler Heizungssyste- der Neufassung des § 19a EnWG sind im Fol- me ab 2030, stehen auf dieser Liste. Es bedürfe genden noch einmal zusammengefasst: einer weiteren Diskussion, so die Schlussfolge- rung in dem Papier, ob und wenn ja, wie diese • Bundeseinheitliche Marktraumumstellungs- Punkte in dem Klimaschutzplan 2050 zu be- umlage ab 2017. rücksichtigen seien. • BNetzA-Befugnis zur Kostenkontrolle und Kos- tenanerkennung. Neu ist die Klarstellung, dass 2.2 L-/H-Gas-Umstellung Plankosten anzuerkennen sind.

Im August hat das Bundeskabinett die Änderung • Zutrittsrechte für die Netzbetreiber zu Räu- des § 19a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) ver- men, in denen sich umzustellende Geräte be- abschiedet. Der Paragraf regelt bisher nur sehr finden. grundsätzlich die Kostenverteilung bei der L- /H-Gas-Umstellung. Die neue Fassung wird Der Bundestag muss der geplanten Gesetzesän- eine Reihe wichtiger Präzisierungen erhalten. derung noch zustimmen.

Ausgabe 9|16 9 Marktentwicklung

3. Marktentwicklung

3.1 Marktliquidität und Preise Diese Vertragsabschlüsse stellen nur eine Mo- mentaufnahme dar. Die Preise können sich ent- 3.1.1 VEA-Abschlüsse und Preisinformationen weder durch Verhandlungen mit dem bisherigen Lieferanten oder durch den Wechsel zu einem Der Bundesverband der Energieabnehmer (VEA) anderen Anbieter ergeben. Die Zahl der Anbie- hat im August folgende Abschlüsse für Industrie- terwechsel hat mittlerweile deutlich zugenom- kunden veröffentlicht: men. Zudem werden eigentlich nur noch Fest- preise abgeschlossen. Branche: Metallindustrie Tabelle 1 zeigt den Überblick des VEA über Bundesland: Baden-Württemberg Marktpreisindikationen für verschiedene Abnah- Jährliche Menge: 450.000 kWh mefälle. Dargestellt werden Festpreise für zwölf Monate, die sich bei Lieferbeginn im kommen- Benutzungsdauer: 1.800 h/a den Quartal im Rahmen von Ausschreibungen Marktgebiet: NCG (H-Gas) erzielen lassen. Die Abschätzung basiert auf den Marktpreisen an den Handelspunkten, Netzent- Durchschnittlicher 2,875 ct/kWh Preis (ohne Est.): gelten und den Erfahrungen des VEA mit der Wettbewerbssituation. Regional wird nur noch Preisstand: Festpreis zwischen alten und neuen Bundesländern unter- Lieferbeginn: 01.01.2017 schieden. Die Tabelle 1 zeigt die aktuellen Ab- schätzungen. Laufzeit: 24 Monate Gegenüber dem Vormonat sind die Abschätzun- Branche: Gesundheitswesen gen des VEA um 0,1 ct/kWh gesunken. Bundesland: Baden-Württemberg 3.1.2 Gashandel Jährliche Menge: 18.900.000 kWh Benutzungsdauer: 4.110 h/a 3.1.2.1 Preisentwicklung Marktgebiet: NCG (H-Gas) Anders als ener|gate Gasmarkt erwartet hatte, Durchschnittlicher 1,89 ct/kWh sank der Day-Ahead-Preis im August deutlich. Preis (ohne Est.): Auch die Instandhaltung auf der Nord Stream Preisstand: Festpreis ab dem 9. August stoppte den Preisrückgang Lieferbeginn: 01.01.2018 nicht. Nach dem Ende der Instandhaltungs- maßnahmen am 17. August sackte der Preis Laufzeit: 36 Monate auf unter elf Euro/MWh, wie Abbildung 1

Alte Neue Abnahmefall Bundesländer Bundesländer von bis von bis 50 Mio. kWh, 5.000 h/a 1,8 2,1 1,9 2,1 20 Mio. kWh, 4.000 h/a 1,9 2,3 2,0 2,3 10 Mio. kWh, 4.000 h/a 2,0 2,5 2,1 2,5 10 Mio. kWh, 3.150 h/a 2,0 2,6 2,1 2,6 5 Mio. kWh, 4.000 h/a 2,2 2,6 2,2 2,6 5 Mio. kWh, 2.000 h/a 2,3 3,1 2,4 3,0 1,5 Mio. kWh, 3.150 h/a 2,4 2,8 2,4 2,8 1,5 Mio. kWh, 2.000 h/a 2,6 3,2 2,6 3,1

Tab. 1: Preise für Industriekunden, Angaben in ct/kWh ohne Erdgassteuer und USt (Quelle: VEA, Stand 22.08.2016)

10 ener|gate Gasmarkt Marktentwicklung zeigt. An der TTF wurde der Day Ahead zeit- weise unter zehn Euro/MWh gehandelt. Auch Euro/MWh eine gestiegene Nachfrage zur Stromerzeugung 17,00 konnte den Preis nicht stabilisieren. Erst ein 16,00 massiver Rückgang der Mengen aus Norwe- gen ab dem 26. August sorgte dafür, dass der 15,00 Day-Ahead-Preis wenigstens wieder die zwölf 14,00 Euro/MWh erreichte. Bis Mitte September wird 13,00 es erhebliche Einschränkungen bei den Flüssen aus Norwegen geben, da sowohl an den beiden 12,00 Gasaufbereitungsanlagen in Kollsnes und Kår- 11,00 strø, den Terminals in Easington (Langeled), Zeebrugge sowie Dornum und Feldern Instand- 10,00 6 haltungsarbeiten stattfinden. Die Gesamtmen- ge aus Norwegen betrug Ende August 140 bis 01.08.201 08.08.2016 15.08.2016 22.08.2016 30.08.2016 Day Ahead Sommer16 Winter16 150 Mio. m3/Tag, ohne Instandhaltungsmaß- nahmen waren es in diesem Sommer sonst in Abb. 1: Day-Ahead-, Winter-16-, Sommer-16-Preise NCG VP der Regel 260 bis 280 Mio. m3/Tag. Händler (Quelle: ener|gate Preisdaten) meinten, ohne die fehlenden Mengen wäre der Preis ins Bodenlose gesunken, da die Speicher Ø MW/Tag schon sehr gut gefüllt seien (siehe dazu Edito- 70.000 rial und Artikel im Speicher-Kapitel). In Groß- britannien, wo in dem größten Speicher Rough 60.000 nicht eingespeichert werden kann (ener|gate 50.000 Gasmarkt 08/16), lagen somit die Day-Ahead- 40.000 Preise Ende August noch deutlich unter den Preisen auf dem Kontinent. 30.000 20.000 Abbildung 1 zeigt auch, dass die Terminprei- 10.000 se deutlich schwächer nachgaben (Winter 16) oder sich fast seitwärts bewegten (Sommer 0 z 15 v 15 b 16 Jul 16 Jan 16

17). Der im August stark gestiegene Ölpreis Jun 16 Okt 15 Apr 16 Fe Sep 15 De Mrz 16 Mai 16 Aug 15 Aug 16 No stabilisierte die Terminpreise. Im Speicher NCG Gaspool TTF Rough soll eine Ausspeicherung der bis zu dem technischen Defekt eingelagerten Menge (rund Abb. 2: Durchschnittliche tägliche OTC-Handelsmengen Day Ahead am NCG VP, Gaspool VP eine Mrd. Kubikmeter) möglich sein. Dies und an der TTF (Quelle: LEBA-Daten, eigene Berechnungen) könnte mit dafür verantwortlich sein, dass der Preis für Winter 16 etwas stärker als Sommer 17 nachgegeben hat. Aber natürlich beeinflusst MW/Tag mehr als im Juli. Am Gaspool VP ver- auch der schwache Prompt die nächsten Kon- doppelte sich die durchschnittliche Handels- trakte stärker. menge von 11.600 MW/Tag auf 20.900 MW/Tag. Während der Nord-Stream-Instandhaltung wur- Gazprom Export dürfte, so Händler, bei der den an einzelnen Tagen mehr als 30.000 MW ge- Gasauktion Ende August/Anfang September handelt. Abbildung 2 zeigt die Entwicklung auf (ener|gate Gasmarkt 08/16) keine großen Men- Monatsbasis. gen verkauft haben. In den meisten Runden war der Preis für den überwiegenden Teil der Der Terminhandel war an allen drei Hubs für angebotenen vier Lieferpunkte knapp „aus dem den Frontmonat (September) und für das Geld“. Eine präzisere Darstellung folgt in der Frontquartal (Q4/16) lebhafter als im Vormo- nächsten Ausgabe. nat. Ende August wurde am NCG VP und am Gaspool VP Sept 16 jeweils an einem Tag mit 3.1.2.2 Volumen und Preisspreads mehr als 4.000 MW gehandelt. Vielleicht noch bemerkenswert: Am NCG VP wurde Cal 18 an Im Kurzfristhandel wurden am NCG VP im Au- einigen Tagen mit mehr als 400 MW gehandelt. gust 28.000 MW/Tag gehandelt, knapp 3.000 Am Gaspool VP wurde im Juni und Juli Cal 17

Ausgabe 9|16 11 Marktentwicklung

relativ lebhaft gehandelt, dies war im August

MW überhaupt nicht der Fall, wie Abbildung 3 zeigt. 18.000

16.000 Die Entwicklung der Day-Ahead-Preis-Spreads im August weist einige Merkwürdigkeiten auf, 14.000 wie Abbildung 4 zeigt. Erst wird der Spread 12.000 zwischen Gaspool und NCG ungewöhnlich 10.000 hoch, dann geht Ende des Monats der NCG- 8.000 TTF-Spread fast durch die Decke. Für den Peak 6.000 beim Gaspool-NCG-Spread ist die Instandhal- 4.000 tung der Nord Stream mit dem verringerten 2.000 Angebot verantwortlich. Der hohe NCG-TTF-

- Spread wurde wohl durch das Überangebot in FrontmonatFront-QuartalFront-SeasonFront-Jahr Großbritannien verursacht, das sich auch am NCG VP TTF NCG/Gaspool TTF auswirkte.

Abb. 3: Handelsliquidität bei Terminprodukten an TTF, NCG VP und Gaspool VP Die Mengen im Kurzfristhandel auf PEGAS für (Quelle: LEBA-Daten, eigene Berechnungen) die drei Handelsplätze NCG, Gaspool und TTF sind in der Tabelle 2 dargestellt. Euro/MWh 0,80 Der Kurzfristhandel nahm im August an allen 0,60 drei Hubs deutlich zu. Für die TTF wurde bei den Day-Ahead-/Weekend-Kontrakten ein neuer 0,40 Monatsrekord erzielt.

0,20 Die Tabelle 3 zeigt die Mengen im Terminhandel

0,00 auf PEGAS.

-0,20 Für den NCG VP war die Summe der gehan- delten Kontrakte recht hoch, aber weit von -0,40 Rekorden entfernt. Die Abschlüsse für die Ka- 2.1.16 3.1.16 4.1.16 5.1.16 6.1.16 7.1.16 8.1.16 lenderjahre am Gaspool VP fanden fast alle an Preisdifferenz NCG-TTF Preisdifferenz Gaspool-NCG einem Tag statt. In den Zahlen in der Tabel- Abb. 4: Preisdifferenz im Day Ahead NCG-TTF und NCG-Gaspool le 3 ist auch der Handel an der neuen Non- (Quelle: LEBA-Daten, eigene Berechnungen) MTF-Plattform enthalten (ener|gate Gasmarkt

MW/MWh % Anzahl % 01.08. – 31.08.2016 MW/MWh Anzahl Veränderung Veränderung Vormonat Vormonat NCG Day Ahead, 405.039 8.931 35,3 % 26,3 % Weekend (MW) Within Day (MWh) 2.419.574 2.442 4,0 % 7,2 % Gaspool Day Ahead, 169.572 5.567 24,2 % 14,6 % Weekend (MW) Within Day (MWh) 379.520 862 12,1 % 14,0 % TTF Day Ahead, 533.278 7.695 46,6 % 41,3 % Weekend (MW) Within Day (MWh) 2.481.900 2.352 33,5 % 24,9 %

Tab. 2: Spothandel auf PEGAS (Quelle: EEX, eigene Berechnungen)

12 ener|gate Gasmarkt Marktentwicklung

01.08. – MW am Clearing MW % Änderung % Änderung MW Gesamt 31.08.2016 Gaspool VP Gesamt Vormonat (Gesamt) Vormonat (Gaspool)

Monate 4.343 1.610 0 27,8 % 64,1 %

Quartale 687 40 0 129,8 % 33,3 %

Seasons 320 0 0 113,3 %

Cal 344 131 0 237,3 % 991,7 %

Tab. 3: Terminhandel auf PEGAS (Quelle: EEX, eigene Berechnungen)

07/16). Die Umsätze waren aber gering. Bei Gasmarkt 04/16). Peters hat in seinem Be- den Monatskontrakten waren es elf MW für rufsleben viel gemacht. Unter anderem war er den NCG VP und 63 MW für den Gaspool VP. gleich zwei Mal, erst bei Mobil, dann bei RWE, Ein MW wurde bei den Quartalskontrakten für für den Eintritt in den niederländischen End- den NCG VP gehandelt. Bei den Jahreskontrak- kundenmarkt verantwortlich. In Turkmenistan, ten waren es jeweils zehn MW für NCG VP und Aserbaidschan und dem Irak hat er verhandelt, Gaspool VP. um Gas zur Auslastung der Nabucco-Pipeline zu beschaffen. Mit Gazprom Export hat er über 3.1.2.3 Biomethanpreise eine Anpassung der Langfristverträge verhan- delt und gestritten. Im Vorstand des europä- In der Tabelle 4 befinden sich die von Arcanum ischen Verbandes Eurogas hat er sich für die Energy zur Verfügung gestellten Biomethanprei- Rolle von Erdgas engagiert. ener|gate Gasmarkt se für August: hat mit ihm über seine Einschätzung zur Ver- änderung der Rolle von Langfristverträgen bei Verän- Verän- Erdgas, aber auch allgemeinen Marktverände- Preis für ø-Preis derung derung Produkt (ct/kWh) rungen gesprochen. Vormonat Vorjahr Ø-Preis für ener|gate Gasmarkt: Um mit einer fast persön- Bioerdgas aus 7,27 0,3 1,0 lichen Frage anzufangen: Was war für Sie das Nawaro nach berufliche Highlight, was war am spannendsten? EEG 2004 – 2012 Ø-Preis für Peters: Bei einigen Sachen wird einem ja erst Bioerdgas aus Abfall-/Rest- im Nachhinein klar, dass es fast historische 5,95 1,5 0,3 stoffen nach EEG Ereignisse sind. Der frühe Eintritt 1997 in das 2014 und Erdgas- niederländische Industriekundengeschäft war beimischung extrem spannend. Die Niederländer waren ja Vorreiter der Liberalisierung auf dem Konti- Tab. 4: Durchschnittliche Markt- nent. Ich war dann mittendrin in all den Pro- preise für Biomethan (Quelle Arcanum Energy. Preise frei VP) zessen, zum Beispiel der Entwicklung des TTF. Aber auch die späten achtziger Jahre in New York waren spannend. Alle großen Ölgesell- 3.2 Markttrends schaften suchten nach neuen großen Feldern – neuen „Elefanten“ – in Gebieten, in denen 3.2.1 Interview mit Wolfgang Peters, sie bisher nicht tätig waren. Da war ich dabei The Gas Value Chain Company in Südamerika, in Afrika und in Trinidad. Aber vielleicht steht das Spannendste, meine eigene Wolfgang Peters arbeitet seit mehr als 30 Jah- Firma, ja noch an. ren in der Gaswirtschaft. Zuerst für Mobil, dann von 2001 bis 2016 in verschiedenen Führungs- ener|gate Gasmarkt: Die richtig bewegten Zeiten positionen für RWE. Bei RWE ist er zuletzt als kamen aber doch nach den Neunzigern? Vorstandsvorsitzender der tschechischen RWE Supply & Trading CZ, aus Altersgründen ausge- Peters: Ja, alles um das Nabucco-Projekt herum, schieden und betreibt jetzt mit The Gas Value die Verhandlungen in Turkmenistan, Aserbaid- Chain Company seine eigene Firma (ener|gate schan und dem Irak, auch der häufig auf Kon-

Ausgabe 9|16 13 Marktentwicklung

ferenzen ausgetragene Pipeline-Wettbewerb, die Öl- und Gaspreisen bei bis zu minus 14,00 ganze Politik bei dem Projekt, war spannend. Euro/MWh. Der Liquiditätsabfluss für die Bedrückend war dann natürlich die Zeit nach Midstream-Gesellschaften war so hoch, dass der Finanzkrise 2008/2009, der Dammbruch, als man in Vergleichen vor allem auf eine schnel- Handelsmärkte auf einmal fast über Nacht zum le Preisanpassung durch eine Absenkung des Preissetzer wurden und wir Jahre beschäftigt Basispreises gedrungen hat. In der zweiten waren, die Folgen zu fixen. Phase haben die Parteien dann strukturelle Lö- sungen oder Teillösungen gesucht. Das gelang ener|gate Gasmarkt: Sie als alten Handelsmann auch vielfach. Dagegen ist zum Beispiel von muss das doch befriedigt haben? Gazprom-Verträgen allgemein bekannt, dass es kaum strukturelle Lösungen gab. Bei niedrigen Peters: Na ja, wenn Sie pro Tag Geld in Millio- Ölpreisen und einem abgesenkten Basispreis nenhöhe verlieren, ist das mit der Befriedigung waren dann auf einmal Verträge mit ölgebun- begrenzt. denen Preisen so günstig, dass die Verkäufer eine Anpassung wollten, auch das ist Teil der ener|gate Gasmarkt: Hat Sie eigentlich damals dritten Phase. Und dann vielleicht noch zu Ih- die Entwicklung auf dem falschen Fuß erwischt? rem Punkt, wieso überhaupt Schiedsverfahren nötig sind, wo doch die neue Marktlage recht Peters: RWE sicherlich weniger als andere, denn eindeutig war. Mein Eindruck war, dass bei wir hatten ja schon das gesamte Gas-Midstream- bestimmten Produzenten häufig ein „Peter- Geschäft und das Handelsgeschäft in der RWE Prinzip“ vorherrschte. Will sagen, wenn es ein Supply & Trading zusammengefasst und waren Urteil gibt, kann man mir nicht vorwerfen, ich ganz gut aufgestellt. hätte was weggegeben.

ener|gate Gasmarkt: Nochmal zurück zur Gas ener|gate Gasmarkt: Haben denn langfristige Value Chain Company. Braucht die Welt noch ei- Lieferverträge überhaupt noch eine Zukunft? nen weiteren Consultant? Wo wollen Sie hin mit der Firma? Peters: Vorweg: Langfristverträge müssen na- türlich keine Ölpreisbindung haben. In Groß- Peters: Ich war immer ein Line-Manager und bin britannien bestehen schon seit Jahren Lang- daher ohnehin kein klassischer Consultant. Ich fristverträge mit einer Handelspreisbindung. würde zum Beispiel auch investieren. Und ich Mit denen wurde das Investment in die Lan- sage Ihnen, 33 Jahre Gaswirtschaft allein sind geled-Pipeline von Norwegen und der BBL- nicht das Entscheidende, das macht Sie besten- Pipeline von den Niederlanden nach Großbri- falls zum Good Old Boy. Aber ich war – häufig tannien abgesichert. Für solche Absicherungen ohne mein Zutun – an Orten, wo sich wirklich bleiben sie generell sinnvoll. Aber es gibt noch was geändert hat. Die Erfahrung im Umgang einen anderen Aspekt: An Handelsmärkten mit Veränderungen in Kombination mit aktuel- haben sie häufig das Problem der Marktmacht ler Marktkenntnis, kann für Unternehmen der durch die Mengensteuerung von Produzenten. Gaswirtschaft einen Mehrwert leisten. Und dies Wenn sie Langfristverträge haben, bei denen nicht nur in Schiedsverfahren. der Käufer nominiert, reduzieren sie diese Marktmacht. ener|gate Gasmarkt: Ich weiß, Schiedsverfahren sind kein Thema, über das man viel redet, aber ener|gate Gasmarkt: Moderne Langfristverträge können Sie vielleicht doch erläutern, warum sie haben als Lieferpunkt häufig virtuelle Handels- in Europa noch so eine große Rolle gespielt ha- punkte. Kann dann der Produzent nicht doch ben und immer noch spielen? Müssten die Ver- den Preis beeinflussen, da er entweder am Hub träge nicht allmählich alle an die veränderten kauft oder produziert? Marktbedingungen angepasst sein? Peters: Sie haben Recht, das relativiert die Redu- Peters: Sie haben im Grunde Recht. Die erste zierung dieser Mengen-Macht. Darum sollte sich große Welle fing so 2009 an. In der Regel finden der Importeur zumindest für Teilmengen den Preisrevisionen alle drei Jahre statt, das heißt, Entry-Point als Lieferpunkt vorbehalten. Letzten wir sind jetzt in der dritten Phase. In der ers- Endes erfordern aber auch Handelsmärkte eine ten Phase ab 2009 lagen die Spreads zwischen starke Wettbewerbsaufsicht.

14 ener|gate Gasmarkt Marktentwicklung ener|gate Gasmarkt: Ist denn ein Handelspreis Peters: Genau, und bekommt dann dafür, neben für Käufer und Verkäufer überhaupt ein attrakti- der Kostenerstattung, eine Service-Fee, genau ves Preiskonzept? wie jeder Dienstleister!

Peters: Hier gibt es zwei Aspekte. Zum einen, ener|gate Gasmarkt: Damit argumentieren Sie ob der Importpreis bestmöglich den vom Impor- für einen Abschlag auf die Handelspreise! teur erzielbaren Preis reflektiert. Zum anderen, ob der Importeur damit noch Geld verdienen Peters: Nein, das wäre die falsche Sichtweise. kann. Der früher häufige Einwand, das passt Der Produzent hat schon immer Abschläge auf nicht und kann den Wert eines Vertrages nicht den erzielten Preis hinnehmen müssen, das ist richtig reflektieren, ist meines Erachtens Blöd- der sogenannte Well-Head-Netback. Nur jetzt sinn. Man kann Preise und Mengen ja durchaus ist der erzielbare Preis der Großhandelspreis am differenziert ausgestalten mit monatlichen Bän- Point-of-First-Sale, dem Hub. Um ihn zu erzie- dern, deren Größe je nach Jahreszeit variiert. len, muss der Produzent Kosten in Kauf nehmen, Die werden dann mit einem Month-Ahead-In- entweder intern oder als Handling-Fee für einen dex bepreist. Ergänzend kann man Day-Ahead- Dienstleister. Eine Endkundenmarge wie in der Preise für tägliche Flexibilität hinzunehmen. alten Welt gibt es nicht mehr zu verteilen! Damit kann ich den Wert eines Vertrages ganz gut darstellen. Die Ausgestaltung kann natür- ener|gate Gasmarkt: Die Rolle der Midstream- lich auch komplizierter sein. Gesellschaften ist in Zukunft die eines reinen Dienstleisters? ener|gate Gasmarkt: Nun gut: Der Käufer sagt, ich will einen Abschlag auf die Handelsnotie- Peters: Ohne das Aushandeln eines definierten rungen, weil ich dir, lieber Produzent, Absatzsi- Dienstleistungsentgeltes würden sie nur Geld cherheit biete. Der Produzent sagt, ich will aber umtauschen, allein mit dem Bid-Offer-Spread einen Aufschlag, weil ich dir, liebe Midstream- können sie angesichts der erheblichen Kosten Gesellschaft, Versorgungssicherheit biete. Wie und Risiken nichts verdienen. Das ist doch ge- geht das zusammen? rade eine der Errungenschaften der Handelsbe- preisung. Versteckte Margen gibt es nicht mehr. Peters: Moment, die Liberalisierung hat doch Klar, sie können um die Positionen herum spe- auch die vertikale Wertschöpfungskette zerstört. kulativ handeln, aber das ist kein nachhaltiges Heute kann doch der Produzent selbst im Han- Geschäftsmodell. delsmarkt verkaufen und sogar Endkunden be- liefern. Theoretisch braucht er das Midstream- ener|gate Gasmarkt: Vielleicht noch einmal Unternehmen nicht mehr. grundsätzlich, auch im Lichte dessen, was wir gerade diskutiert haben: Ist die europäische Gas- ener|gate Gasmarkt: Also keine Midstreamer marktliberalisierung eine Erfolgsstory? mehr, und keine Langfristverträge! Peters: Es war ja durchaus ein steiniger Weg, Peters: Ganz langsam. Das Argument wurde das Ergebnis ist im Grunde okay. Aber man hat in Verhandlungen angeführt und dann wurde viel zu viel nationale Eigenbrötlerei zugelassen. in einigen Fällen die Vertragsmenge reduziert. Es wurde zu wenig darauf geachtet, zielgerich- Aber keineswegs auf null. Wenn der Produzent tet einen europäischen Henry Hub zu schaffen. in den Handelsmarkt oder gar in die Endkun- Heute versucht man das mit über 100 von der EU denmärkte will, muss er kostenträchtig eine ei- geförderten Projekten (PCI, Projects of Common gene Organisation aufbauen und alle möglichen Interest) viel zu spät nachzuholen. Und mit der Instrumente, wie zum Beispiel zur Bewertung europäischen Regulierungsagentur ACER wird, des Kreditausfallrisikos von Kunden, imple- wiederum viel zu spät, versucht, die eifrigen na- mentieren. Das kann aber auch das Midstream- tionalen Regulierer zu harmonisieren. Unternehmen für den Produzenten quasi als Dienstleistung erbringen. ener|gate Gasmarkt: Aber gibt es nicht einfach nationale Unterschiede bezüglich der Einstellun- ener|gate Gasmarkt: Die Midstream-Gesellschaft gen zu einem Gasmarkt und -handel? Sie haben nimmt die großen Mengen ab und sorgt für die doch lange genug in Zentraleuropa gearbeitet, weitere Verteilung? um dies erlebt zu haben?

Ausgabe 9|16 15 Marktentwicklung

Peters: Da haben Sie natürlich Recht. Es ist kein Märkte funktionieren, dann kann ich entspann- Fehler, den man der Kommission allein anlasten ter mit der Situation umgehen und gleichzeitig kann, sondern die Struktur der Union stand klar dem Produkt Erdgas nützen. im Weg. Dennoch, zu einem europäischen Henry Hub mit regionalen Preisunterschieden, die sich ener|gate Gasmarkt: Kommen wir noch mal zu allein an den Transportkosten bemessen, gibt es, dem Produkt Erdgas. Politisch gibt es viel Wind auch mit Blick auf die Versorgungssicherheit, von vorn. Was kann man aus Ihrer Sicht dage- keine Alternative. gen tun?

ener|gate Gasmarkt: Könnte dies auch die Angst Peters: Was ich überhaupt nicht verstehe ist, vor einer zu starken Rolle von Gazprom Europa dass Politiker nicht die Möglichkeit sehen, mit durch den Bau von Nord Stream 2 mindern? Erdgas schnelle und nachhaltige Erfolge bei der Reduzierung von Treibhausgasen zu erzielen. Peters: Bei funktionierenden Handelsmärkten Dabei ist dies so was von eindeutig! Ich habe sehe ich die Gefahr ohnehin nicht, zumal ja kürzlich einen Artikel veröffentlicht mit dem auch jetzt wieder Mengen nur umgeleitet wer- Titel „Erdgas, die ‚low hanging fruit‘ für die den. Aber in der Tat sollte man ganz konkret zeitnahe Reduzierung der Treibhausgase“. Das zumindest den NCG, Gaspool und am bes- sagt alles. ten noch den TTF zu einem transnationalen Handelsmarkt zusammenlegen, bevor Nord ener|gate Gasmarkt: Das müssen Sie mir trotz- Stream 2 kommt. Sonst würden, wenn noch dem erläutern. größere Mengen in das Gaspool-Marktgebiet kommen, die Spreads zwischen den Marktge- Peters: Sie müssen doch nur in der Stromer-

bieten weiter steigen. Mir macht ein anderer zeugung einen vernünftigen Preis für CO2 set- Punkt Sorge. Russland politisiert das Thema. zen, so wie es die Briten tun! Das funktioniert Die Transiteinnahmen der Ukraine sollen aus- und sie ersetzen Kohle durch Gas in der Strom-

getrocknet werden. Die EU sollte das Thema erzeugung mit einer entsprechenden CO2-Re- nicht ebenfalls politisieren. Erstens ist es nicht duzierung! Teil ihres Mandats, die Transiteinnahmen der Ukraine zu sichern und zweitens schadet sie, ener|gate Gasmarkt: Gut, aber den Briten folgt genau wie Russland, damit der Reputation von keiner in Europa. Was ist zu tun? Erdgas insgesamt. Peters: Über die Reputationsprobleme haben ener|gate Gasmarkt: Aber Nord Stream 2 und wir schon gesprochen, die lassen sich nicht das Verhältnis zu Russland sind letzten Endes wegdiskutieren, da hilft aber der funktionieren- auch politische Fragen! de Markt. Dann muss die Gaswirtschaft im Lob- bying viel entschlossener gegen Kohle antreten. Peters: Aber wir haben in Europa eine Rule of Jetzt ist es nicht nur ein „Du oder Ich“, sondern Law. Wir haben das 3. Binnenmarktpaket – ob es geht auch darum, einen glaubwürdigen und nun für solche Pipelines wirklich sinnvoll oder messbaren raschen Beitrag zur Reduzierung der nicht – und wenn sich die privaten Investoren an Treibhausgase zu leisten. Erdgas müsste hier die Regeln halten, muss der Bau gestattet sein. viel nachhaltiger seinen Platz einfordern. Wir brauchen wieder den Fighting Spirit, mit dem ener|gate Gasmarkt: Ist das nicht naiv und man Gas sich in den 60er/70er-Jahren im Wärme- wird politisch erpressbar zum Beispiel dadurch, markt durchgesetzt hat. dass Gazprom eine politische Mengensteuerung vornimmt? ener|gate Gasmarkt: Aber Gas ist fossil und muss deshalb spätestens ab 2030 aus dem Markt Peters: Wenn ich funktionierende Handelsmärk- gedrängt werden. te habe und redundante Importkapazität mit Lieferantenwettbewerb, dann reduziere ich doch Peters: Okay, meine Antwort wäre: Fangt doch physische Abhängigkeit. Klar sollte aus vielen mal mit der Kohle an! Gründen der Anteil russischen Gases nicht zu ei- nem disproportionalen Klumpen-Risiko werden. ener|gate Gasmarkt: Bisher verfängt die Argumen- Ich will auch nicht naiv sein. Doch wenn die tation höchstens begrenzt. Aber zum Abschluss

16 ener|gate Gasmarkt Marktentwicklung noch einmal zu Ihren spannenden Themen und OMV, Shell, Uniper und Wintershall werden einem Bereich, der auch in den Medien viel Auf- sich nicht beteiligen. Die genannten Unter- merksamkeit gefunden hatte: Nabucco. Wurden nehmen und Gazprom hatten im Dezember Fehler gemacht, hätte das Projekt gelingen können? 2015 bei der deutschen und der polnischen Wettbewerbsbehörde eine Genehmigung des Peters: Der Versuch, das Projekt rein von der Konsortiums beauftragt. Das Bundeskartell- Käufer-Seite voranzutreiben, war wohl ein Feh- amt hatte diese Genehmigung schnell erteilt. ler. Derartige Pipeline-Projekte funktionieren UOKiK ist nach achtmonatiger Prüfung zu dem wohl ohne frühe Einbindung von Produzenten Ergebnis gekommen, das Konsortium könnte nicht. Dann gab es zusätzlich den noch nie dage- den Wettbewerb in Polen beschränken. Die wesenen Irrsinn des Pipeline-Wettbewerbs. Aber Bedenken, die den Unternehmen mitgeteilt auch die EU hat Fehler gemacht. Die Anwendung wurden, stellen noch keine Entscheidung dar, des 3. Binnenmarktpaketes auf das Projekt war die noch weiter auf sich warten lassen könn- fatal. Es war dadurch ein völlig unübersichtli- te. Die Unternehmen sahen aber wohl keine cher Prozess. Die Anwendung des Binnenmarkt- Möglichkeit gegen die erwartete Entscheidung paketes auf solche Projekte ist eine strukturelle der UOKiK rechtliche Mittel zu nutzen. Zumin- Schwäche der EU. dest nicht innerhalb eines Zeitraums, der nicht die Zeitplanung des Projektes gefährden wür- ener|gate Gasmarkt: Kann man ein solches Pro- de. Und auf dem Verhandlungswege war die jekt denn trotzdem unter etwas anderen Vorzei- polnische Wettbewerbsbehörde zu keinerlei chen wiederholen? Sehen Sie turkmenisches Erd- Veränderung ihrer Position bereit. Deshalb gas in Europa? haben die Unternehmen den Antrag auf eine Genehmigung der Fusion zurückgezogen. Jetzt Peters: Ich sehe rein hypothetisch und eher als soll Gazprom alleiniger Gesellschafter der Vision die Chance, turkmenisches Gas nach Nord Stream 2 AG werden. Die anderen Un- Europa zu bringen, wenn man es nicht durch ternehmen suchen jetzt nach Möglichkeiten das kaspische Meer, sondern um das kaspische einer anders ausgestalteten Beteiligung an Meer herum mit Pipelines durch den Iran trans- dem Projekt. Dabei geht es vor allem um zwei portiert. Das war immer die wirtschaftlichste Dinge: Die Sicherung der Finanzierung und die Lösung und ist, nach Aufhebung der Atomsank- Sicherung der Kooperation zwischen Gazprom tionen, nunmehr im Prinzip möglich. Da könnte und den westlichen Partnern. noch mal was entstehen. Nur am Rande: Warum überhaupt die polni- ener|gate Gasmarkt: Aber das Problem des Baus sche Wettbewerbsbehörde eingeschaltet wur- einer Pipeline Nabucco 2 bleibt, wenn es nicht de, scheint genauso unklar, wie die möglichen ein einzelner Produzent ist, der durch eine sol- negativen Auswirkungen einer gemeinsamen che Leitung sein Gas zum Markt bringt? Muss Projektgesellschaft für eine Offshore-Pipeline der Staat oder die EU einspringen? auf den Wettbewerb in Polen. Aber UOKiK wird ihre Analysen irgendwann veröffentlichen. Peters: Als „Marktmann“ fällt mir ein solcher Gedanke schwer, aber man müsste, zumindest ab Überschreiten der EU-Außengrenze, über den 3.2.2 Preisbildung in Großhandelsmärkten Punkt noch mal neu nachdenken! Die Internationale Gas Union (IGU) veröffentlicht ener|gate Gasmarkt: Vielleicht ein Gedanke für einmal im Jahr einen Bericht über die Preisbil- Ihr Unternehmen The Gas Value Chain Compa- dungskonzepte bei LNG- und Pipelineimporten so- ny. Herr Peters, vielen Dank für das Gespräch! wie der inländischen Gasproduktion. Der Bericht deckt die ganze Welt ab, aber es werden auch Ein- schätzungen für einzelne Regionen veröffentlicht. NORD STREAM 2: Die Abbildung 5 ist dem Bericht entnommen. Das Projekt Nord Stream 2 bleibt kompli- ziert. Die polnische Wettbewerbsbehörde hat Im Grunde ist es bekannt, aber die Grafik veran- es zumindest geschafft, das Konsortium für schaulicht sehr schön die Dramatik bei der Än- die Projektgesellschaft zu sprengen. Engie, derung der Preisbildung von der Ölpreisbildung hin zum Gas-zu-Gas-Wettbewerb in den vergan-

Ausgabe 9|16 17 Marktentwicklung

Bilanzierungsumlagen dargestellt und daraus die mögliche Entwicklung der Bilanzierungs- 100 % umlagen abgeleitet. Die Umlagen wurden im 90 % August veröffentlicht, die Einschätzungen wa- 80 % ren gar nicht so schlecht. Die Umlagen über- 70 % raschen nicht. Die Tabelle 5 enthält nicht nur 60 % die Bilanzierungsumlagen ab Oktober, sondern 50 % auch die Konvertierungsentgelte und -umlagen 40 % sowie die neuen Hub-Entgelte. 30 % 20 % Die Bilanzierungsumlagen gelten ab Oktober 10 % für ein Jahr. Die Abschmelzung des Konvertie- 0 % 2005 2007 2009 2010 2012 2013 2014 2015 rungsentgeltes von L-Gas nach H-Gas auf null

OPE GOG BIM NET RCS RSP RBC NP entspricht der noch gültigen Konni Gas. Eine Verlängerung hatten die beiden Marktgebietsver- antwortlichen (MGV) nur für die Richtung H-Gas Abb. 5: Gaspreisbildung bei Importen und Produktion in Nordwesteuropa (Belgien, Dänemark Frankreich, Deutschland, Irland, Luxemburg, Niederlande, UK). OPE: zu L-Gas beantragt. Nur diese Richtung ist auch Ölpreisbildung, GOG: Gas-zu-Gas Wettbewerb, BM: Bilaterales Monopol (Quel- kommerziell relevant. le: IGU: Wholesale Gas Price Survey, 2016 edition) Die Beibehaltung der Konvertierungsumlage von 0,15 Euro/MWh durch NCG ist nachvollziehbar. genen zehn Jahren (siehe dazu auch das Inter- ener|gate Gasmarkt hatte in der Juli-Ausgabe view mit Wolfang Peters). (07/16) berichtet, dass weiter bilanzielle Kon- vertierung stattfindet, aber auf geringem Ni- veau. Zudem ist das Konvertierungskonto nach 3.3 Transport wie vor deutlich im Minus, Ende Mai waren es noch 37,7 Mio. Euro. 3.3.1 Neue Umlagen und Entgelte 3.3.2 Versorgungssicherheitsprodukte In der vergangenen Ausgabe hatte ener|gate Regelenergie Gasmarkt die Entwicklung der Konten für die Anfang August hat auch NCG veröffentlicht, wie die 9.800 MW, die monatlich für langfristige Re- Bis Oktober 2016 Ab Oktober 2016 Umlage/Entgelt gelenergieprodukte zur Versorgungssicherheit (in Euro/MWh) (in Euro/MWh) ausgeschrieben werden, auf Netzzonen verteilt NCG werden: SLP-Bilanzierungsumlage 0,80 0,80 • H-Gas-Zonen Nord und Mitte: 1.250 MW (jeweils) RLM-Bilanzierungsumlage 0,40 0,00 Konvertierungsentgelt H › L 0,453 0,453 • H-Gas-Zone Süd: 4.850 MW Konvertierungsentgelt L › H 0,453 0,00 • L-Gas-Zone West: 1.850 MW Konvertierungsumlage 0,15 0,15

Hub-Entgelt 0,001 0,0012 • L-Gas Zone Ost: 600 MW Gaspool SLP-Bilanzierungsumlage 0,00 0,75 Die Leistung wird von Dezember bis März auf Monatsbasis ausgeschrieben. Im vergangenen RLM-Bilanzierungsumlage 0,00 0,25 Winter waren für die Zone Süd maximal 5.400 Konvertierungsentgelt H › L 0,441 0,441 MW ausgeschrieben worden, für die H-Gas- Konvertierungsentgelt L › H 0,441 0,00 Zonen Nord und Mitte erfolgte keine Auss- chreibung, für die L-Gas Zonen West und Ost Konvertierungsumlage 0,00 0,00 wurden maximal insgesamt 3.700 MW ausge- Hub-Entgelt 0,0016 0,001528 schrieben. ener|gate Gasmarkt hatte in der ver-

Tab. 5: Entgelte und Umlagen der Marktgebietsverantwortlichen ab Oktober 2016 gangenen Ausgabe berichtet, die notwendige (Quellen: NCG und Gaspool) Leistung sei auf Basis historischer Werte ermit-

18 ener|gate Gasmarkt Marktentwicklung

RLM Lastgang Abruf des DSM-Produktes um 13:45 Uhr (100 Einheiten) Leistung in Stunde MGV Abruf = 310 (Referenzwert) Beschreibung Fallbeispiel 350 300 Bereitstellung des DSM-Produkts DSM Angebot beträgt 100 Einheiten ab 17:00 Uhr (100 Einheiten) 250 Um 13:45 Uhr erfolgt ein DSM Abruf 200 Unter Berücksichtigung der Vorlaufzeit von 150 Vorlaufzeit 3h Begrenzung RLM 3 Stunden beginnt der Abrufzeitraum um Verbrauchauf 210 100 Einheiten 17:00 Uhr bis Ende des Gastages 50 Anforderungen 0

Zielgerichtete Leistungsreduzierung erfolgt durch eine leistungsgemessene Entnahme-  Bilanzkreisallokationen stelle (RLMmT/oT) 350

Stundenscharfe Beibehaltung der 250 korrespondierenden Einspeisung  150 Entryso

Leistungsbereitstellung erfolgt während des 50 Abrufzeitraums unter Beachtung des jeweiligen -50 Referenzwertes in angebotener Höhe  -150 RLMmT Tagesband -250 VHP Exit Anforderungen erfüllt -350

Abb. 6: Fallbeispiel eines regelkonformen Abrufs (Quelle: NCG) telt worden. So wie es derzeit aussieht, bleibt der zehn MW zu erreichen, erfordere eine längere Wunsch nach Transparenz dieser Berechnung, zeitliche Vorlaufzeit, wenn es denn überhaupt den nicht nur ener|gate Gasmarkt hat, unerfüllt. einen sinnvollen Ansatz für kleinere Indust- rieunternehmen biete. Höhn forderte bei der NCG hat nicht nur die Verteilung der aus- NCG-Veranstaltung zudem, das DSM-Produkt zuschreibenden Leistung auf die einzelnen getrennt von den Long-Term-Options auszu- Punkte veröffentlicht, sondern auch einige Er- schreiben, da die beiden Produkte bezüglich läuterungen zur Erfüllung der Abrufkriterien der Preisgestaltung nicht vergleichbar seien. bei dem Demand-Side-Management-Produkt Nur bei den LTO gibt es einen Leistungspreis. (DSM). Nur zur Erinnerung: Long-Term-Op- tions (LTO) und das DSM-Produkt konkurrie- Gaspool und NCG haben in ihren Bedingungen ren bei der Ausschreibung. Der Fall eines regel- für das DSM-Produkt eine Formel veröffent- konformen Verhaltens beim DSM-Produkt ist licht, die einen Kostenvergleich der Angebote in der Abbildung 6 dargestellt. Die Abbildung ermöglichen soll. Sie ist in der folgenden Box sollte selbsterklärend sein. dargestellt: ener|gate Gasmarkt hatte schon in der vergan- genen Ausgabe geschrieben, dass in der aktu- ProgKosDSM: (TP * ED * AW * VF)/AG ellen Ausgestaltung das DSM-Produkt wenig TP: Tagespreis des Angebotes in Euro/MWh im Interesse finden dürfte. Valentin Höhn vom Falle des Abrufs. VIK hat in seiner Präsentation für eine NCG- ED: Prognostizierte Einsatzdauer in Tagen; die Informationsveranstaltung zu Regelenergie jeweilige prognostizierte Einsatzdauer ermittelt den möglichen Abruf während des gesamten der MGV auf Basis sachgerechter Annahmen Leistungszeitraums und den möglichen di- und insbesondere – soweit vorhanden – auf Ba- rekten Abruf am Tag, nachdem schon einmal sis von Erfahrungswerten. abgerufen wurde, als negative Anforderun- gen hervorgehoben. Den zweiten Punkt hatte AW: Prognostizierte Wahrscheinlichkeit in Pro- ener|gate Gasmarkt in der vergangenen Ausga- zent, dass es im Vertragszeitraum zu einem be als Teil der Produkt-Charakteristik unter- Abruf des Angebotes durch den MGV kommt; schlagen. Vom Verband der Energieabnehmer ermittelt auf Basis sachgerechter Annahmen (VEA) ist zu hören, ein mögliches Poolen von und insbesondere auf Erfahrungswerten. Unternehmen, um die Mindestlosgröße von

Ausgabe 9|16 19 Marktentwicklung

des Handels in Deutschland oder die Gasflüsse VF: Faktor für die Berücksichtigung der Vorlaufzeit. in Richtung Tschechien. Die Antworten finden AG: Angebotsgröße in MWh/h. sich wohl in der Regel auf verschiedenen Home- pages und Transparenzplattformen, sodass die VF liegt zwischen eins (eine Stunde Vorlaufzeit) Kommission auch selbst ohne großen Aufwand und maximal 4,5 (23 Stunden Vorlaufzeit). hätte recherchieren können. Welches konkrete Die Nachvollziehbarkeit der Bewertung dürfte Erkenntnisinteresse die Kommission antreibt, für Außenstehende begrenzt bleiben. erschließt sich den Beteiligten nicht. Auch die tschechische Regulierungsbehörde hat einen Fragenkatalog erhalten. Dies ergibt Sinn, da die Aber die Komplexität ist weiter steigerbar. Bei dominierende Marktstellung von Gazprom in der NCG-Ausschreibung ergibt sich zudem eine Tschechien der Grund für eine Beschränkung der weitere Hürde für Industrieunternehmen: Fast Ausnahme vom regulierten Netzzugang für Gaz- die Hälfte der Leistung schreibt NCG als „dyna- prom auf 50 Prozent der Kapazität war. Am 2. mischen Bedarf“ mit einer Vorlaufzeit von ma- August hat die BNetzA die Antworten nach Brüs- ximal drei Stunden aus. Drei Stunden sind die sel geschickt. Die Kommission hat zwei Monate Standardvorlaufzeit für die LTO. Anbieter bei Zeit für eine Entscheidung und kann diese Frist dem DSM-Produkt können grundsätzlich eine nur verlängern, wenn die Fragen unvollständig Vorlaufzeit zwischen einer und 23 Stunden wäh- beantwortet sind. Im Umfeld der Beteiligten be- len. Unternehmen, die eine längere Vorlaufzeit stehen keine großen Erwartungen, es wird eher als drei Stunden benötigen, können sich somit mit einer negativen Entscheidung gerechnet. Da- nur um einen Teil der Leistung bewerben. bei soll vor allem die Generaldirektion Wettbe- werb und weniger die Generaldirektion Energie Vielleicht symptomatisch: Am 27. Juli hatte Gas- Vorbehalte haben. pool zu einer Informationsveranstaltung zu den neuen Ausschreibungen eingeladen. Unter den Angesichts dieser Hängepartie liegt die Frage rund 30 Teilnehmern waren Industriekundenver- nahe, warum Gazprom kein Gas- und Kapazitäts- treter an einer Hand abzuzählen, so ein Teilneh- Release-Programm auf der OPAL durchführt. Die mer. Am 9. August bei der NCG-Veranstaltung Entscheidung der BNetzA zu der Ausnahmeregel rund um Regelenergie waren gut 40 Teilnehmer, vom September 2009 erlaubt Gazprom Export auch da waren es vor allem Händler und nur sehr eine volle Nutzung der OPAL-Kapazität, wenn vereinzelt Vertreter von Industrieunternehmen pro Jahr drei Mrd. Kubikmeter Gas und Kapa- (laut Teilnehmerliste war exakt ein Industrieun- zität auf der OPAL versteigert werden. Früher ternehmen vertreten). „Man muss jetzt einmal waren Auktionen für Gazprom ein „no go“, aber sinnvoll scheitern, um dann aus dem Produkt auch Gazprom wandelt sich. Seit letztem Jahr etwas Vernünftiges zu machen“, lautet Höhns finden Auktionen statt. Marktteilnehmer hatten Einschätzung zu den jetzt vollständig bekann- schon damals spekuliert, ein Ziel der Auktion sei ten Ausschreibungsbedingungen. Höhn hatte die Aufhebung der Beschränkung zu erreichen sich maßgeblich mit für die Einführung eines (ener|gate Gasmarkt 09/15). Offiziell wurde DSM-Produktes eingesetzt. Ein Berater sagte zu aber nie ein Antrag bei der BNetzA gestellt. Nun ener|gate Gasmarkt: „Ohne einen Leistungspreis bestätigen aber mehrere Quellen, es habe wohl wird das Produkt kaum zum Fliegen kommen.“ sowohl auf EU-Ebene als auch mit der BNetzA, die allein zuständig ist, zumindest Gespräche ge- 3.3.3 OPAL geben. Gazprom hat demzufolge angeboten, ent- sprechend der Auktionsregeln des letzten Jahres Der neue Vergleichsvertrag zwischen Gazprom auf der OPAL eine Auktion durchzuführen, um Export, OPAL Gastransport und der BNetzA die genannte Auflage zu erfüllen. Angeblich war (ener|gate Gasmarkt 06/16) zur OPAL-Nutzung dies der zuständigen Beschlusskammer 7 (BK 7) scheint das gleiche Schicksal wie sein Vorgänger nicht transparent genug. Strittig war wohl vor zu erleiden. Die EU-Kommission hat bis Ende allem die Bestimmung des Mindestpreises. Die Juli keine Entscheidung über eine Zustimmung BK 7 wollte dazu eine Marktkonsultation vor- oder Ablehnung getroffen, sondern der BNetzA nehmen, um einen Preis zu erreichen, bei dem einen Fragenkatalog geschickt. Es sind nur neun die gesamte Menge verkauft wird. „In Brüssel Fragen, diese beziehen sich zum größten Teil auf wurde über eine ‚ascending clock auction‘ als eher allgemeine Themen wie die Entwicklung Mechanismus diskutiert, bei der der Preis so

20 ener|gate Gasmarkt Marktentwicklung lange gesenkt wird, bis die Menge verkauft ist“, te – Joachim Pfeiffer und Thomas Bareiß für die meinte eine Quelle. Gazprom wollte sich nicht CDU/CSU sowie Bernd Westphal und Florian Post darauf einlassen, selbst nicht den Mindestpreis für die SPD – einen zweiseitigen Brief an Wirt- bestimmen zu können und einen Verkauf unter schaftsminister Sigmar Gabriel (SPD) geschrie- Marktpreis zu verhindern. Gazprom Export hatte ben. Alle vier beschäftigen sich in ihren Frakti- wohl zusätzlich gefordert, dass die EU-Kommis- onen mit Wirtschafts- und Energiepolitik, Post sion nicht eingebunden wird. hat sogar von 2009 bis 2012 für die Stadtwerke München gearbeitet. Tenor des Briefes: HIP könn- 3.3.4 Beschwerden gegen HoKoWä te einen Beitrag zur Verwirklichung des EU-Gas- binnenmarktes leisten und Deutschland bekäme In der vergangenen Ausgabe hatte ener|gate einen direkten Zugang zur LNG-Infrastruktur Gasmarkt versprochen, der Frage nachzugehen, (Zeebrugge-Terminal). Die Verfasser des Briefes welche Unternehmen außer Fluxys TENP/Fluxys sehen die Gefahr, dass bei einer langwierigen Deutschland noch Beschwerde gegen die Ho- Prüfung möglicher Marktgebietskooperationen KoWä-Entscheidung der Beschlusskammer 9 (BK in Deutschland, andere Kooperationen – es wer- 9) eingelegt haben. Es sind Jordgas, Gastrans- den keine konkreten genannt – zügiger realisiert port Nord (GTG Nord) und Gazprom Export. Die werden und Deutschland bei der weiteren Ent- Liste ist wohl vollständig. Anders als ener|gate wicklung von Marktgebieten nicht mehr agieren, Gasmarkt vermutet hätte, wurde von GRTgaz sondern nur noch reagieren kann. Deshalb solle Deutschland auf eine Beschwerde verzichtet. das BMWi das HIP-Projekt schnell prüfen und Fluxys und Jordgas sehen eine Gefahr für ihr eine Umsetzung ermöglichen. Die Verfasser des Geschäftsmodell oder sogar die Existenz des Un- Schreibens beziehen sich auf die von der BNet- ternehmens. Bei GTG Nord ist eher ein Teil des zA beauftragte Studie zu Potenzialen möglicher Geschäfts anderer EWE-Konzerngesellschaften Marktgebietskooperationen, deren Endbericht (Handel, Speicher) in Gefahr, wenn es zu deut- seit Mai der BNetzA vorliegt (ener|gate Gasmarkt lichen Entgeltanhebungen bei dem Fernleitungs- 06/16). Die Behörde hatte für den Sommer den netzbetreiber (FNB) käme. Gazprom Export Start eines Konsultationsprozesses mit Marktteil- fürchtet wohl vor allem einen deutlichen Ent- nehmern angekündigt. Sommer ist jetzt, die Kon- geltanstieg bei Transiten (Nord Stream 2), wenn sultation ist weiter auf der BNetzA-Agenda, wird eingeschränkte Kapazitätsprodukte nicht ausge- aber wohl erst im Herbst starten. Ein möglicher nommen sind. In den Stellungnahmen im Rah- Hintergrund: Das BMWi hat eine „Hub-Studie“ men der Konsultationen der sich beschwerenden wohl schon Ende 2014 aufgrund der Diskussio- Unternehmen finden sich deutliche Hinweise für nen über das HIP-Projekt bei der BNetzA ange- die Gründe (ener|gate Gasmarkt 06/16). regt, auch im Herbst 2016 ist eben kein Ergebnis eines Entscheidungsprozesses abzusehen. 3.3.5 Marktgebietszusammenlegung Die von den Gutachtern eindeutig empfohlene ener|gate Gasmarkt hat immer mal wieder – in Konstellation eines Marktgebietes, unter Ein- der Regel als Marktgerücht – über ein gemein- beziehung der beiden deutschen Marktgebiete sames Projekt von Open Grid Europe (OGE) und und des niederländischen Systems, ist übrigens Fluxys unter dem Namen „HIP“ (Hub Integration der Vorläufer von HIP. So hatten die FNB un- Project) berichtet. Ziel ist die Zusammenlegung ter Beteiligung von Gasunie unter dem Namen der beiden Marktgebiete NCG und Belgien, wobei Triangel 2013 dieses Modell diskutiert. Die Nie- Belgien im Grunde aus drei Marktgebieten Belgi- derländer wollten aber keine volle Marktgebiet- en-Luxemburg (ZTP), Belgien L-Gas (ZTPL) und sintegration. Angeblich wegen des Wegfalls der Zeebrugge Beach (ZEE) besteht. An dem Projekt Netzentgelte an den Grenzübergangspunkten wird oder wurde seit zwei Jahren gearbeitet. und damit einhergehend einer Entgelterhöhung Auch mit dem Bundeswirtschaftsministerium ist an den Exit-Punkten. Womit der Bogen zu Ho- man seit dieser Zeit im Gespräch. Anfang Juni KoWä geschlagen wäre. Wenn die Niederländer dieses Jahres haben sich Vertreter von OGE und weiter auf ihrer alten Position beharren, wäre, Fluxys zuletzt mit dem für europäische Netzfra- so ist aus dem HIP-Umfeld zu hören, ein NCG- gen zuständigen Referatsleiter im BMWi getroffen Fluxys-Marktgebiet ein erster Schritt, um eine und um Unterstützung geworben. Die Resonanz neue Dynamik zu erzeugen. Es könnte im Herbst war wohl überschaubar. Eher überraschend ha- spannende Diskussionen geben. Das BMWi wird ben Mitte Juli dann vier Bundestagsabgeordne- aber wohl nicht vorpreschen.

Ausgabe 9|16 21 Marktentwicklung

3.3.6 Missbrauchsverfahren gegen EWE NETZ beziehen deutlich mehr als 100 GWh/a, mindes- tens ein Unternehmen mehr als eine TWh. Da Manchmal führt die Regulierung des Netzzu- summieren sich die Zusatzkosten in einzelnen gangs und der Netzentgelte zu seltsamen und für Fällen auf Beträge im siebenstelligen Bereich. einzelne an das Netz angeschlossene Endkunden teuren Ergebnissen. In diesem Fall sind 24 In- Das Verfahren steht erst am Anfang, aber EWE dustriekunden, angeschlossen an das Netz von NETZ wird aufgrund der großen wirtschaftli- EWE NETZ, betroffen, denen eine Entscheidung chen Bedeutung für die betroffenen Unterneh- der BNetzA Beschlusskammer 9 (BK 9) massive men im Zweifelsfall nicht auf halbem Wege Erhöhungen der Netzentgelte bescheren könnte. aufgeben, wie es Maus gegenüber ener|gate Die BK 9 hat gegen EWE NETZ ein Missbrauchs- Gasmarkt zurückhaltend formulierte. Die simp- verfahren eingeleitet, um das Prinzip „ein Netz- le Lösung wäre die Zuordnung des Hochdruck- betreiber, ein Preisblatt“ durchzusetzen, das netzes zu der EWE-Fernleitungsnetzgesellschaft derzeit von EWE NETZ nicht eingehalten wird. GTG Nord. Aber das scheint wohl EWE-intern Worum geht es? Zurzeit wird in einem Teil des schwierig zu sein. Eine andere mögliche Lösung Netzes von EWE NETZ das Entgelt auf der Basis könnte in der Bildung einer eigenen Gesell- eines Entry-Exit-Tarifes ermittelt. Betroffen sind schaft für das regionale Hochdrucknetz liegen. 24 Ausspeisepunkte zu großen Industriekunden Dies hat der Netzbetreiber Avacon getan. Aber und fünf Punkte zu nachgelagerten Netzbetrei- eine solche Lösung ist mit zusätzlichen Kos- bern. Alle anderen Ausspeisepunkte zu Letzt- ten verbunden. Wirtschaftlich hat EWE NETZ verbrauchern sind an die örtlichen Verteilnetze keinen Vorteil von der jetzigen Abrechnung angeschlossen. Es gilt dann die für Verteilnetze gegenüber einem einheitlichen Preisblatt, die übliche Leistungs- und Arbeitspreissystematik. Erlösobergrenze ändert sich nicht. Die sonsti- Ab dem 1. Januar 2018 soll nach dem Willen der gen Netzkunden würden von einer Erhöhung BK 9 die zweifache Entgeltbildung auslaufen, da der Entgelte für die 24 Industriekunden nicht sie zwischen Netznutzern diskriminiert. Das ist sichtbar profitieren. Aufgrund ihrer großen Zahl Gegenstand des Verfahrens. würde es sich auf die sonstigen Entgelte nur in vernachlässigbarer Weise auswirken. Auf der EWE NETZ erläuterte gegenüber ener|gate Seite der Industrieunternehmen versucht man Gasmarkt, die Situation sei nach der Ausgrün- eine Interessengemeinschaft zu bilden und sich dung des Fernleitungsnetzbetreibers GTG Nord zu dem Verfahren beiladen zu lassen. im Jahr 2012 entstanden, da nicht das gesamte Hochdrucknetz mit Ausspeisepunkten zu Letzt- Einen anderen ähnlich gelagerten Fall kennt die verbrauchern dem Fernleitungsnetz zugeordnet BNetzA nach Aussage eines Sprechers derzeit wurde. Damals war die zweifache Entgeltbildung nicht. Es soll aber in der Vergangenheit ähnliche als Übergang bis zum Ende der zweiten Regu- Fälle gegeben haben, so ein Marktteilnehmer. lierungsperiode Ende 2017 genehmigt worden. Streit ist übrigens nach Aussagen aller Beteiligten EWE NETZ ist der Meinung, zwei Preisblätter nicht ganz der richtige Ausdruck für das Verhält- seien rechtlich zulässig, man habe keine Vor- nis: Es gehe darum, eine sachgerechte Lösung schrift gefunden, die dagegen spreche. Das Un- für das Problem zu finden. ternehmen argumentiert zudem, auf etliche der betroffenen Kunden kämen massive Mehrbelas- Auch wenn es keinen ähnlich gelagerten Fall gibt, tungen zu. „Im Interesse unserer Kunden stre- ist ener|gate Gasmarkt mindestens ein weiterer ben wir eine juristische Klärung der Auffassung Fall bekannt, wo eine veränderte Zuordnung von der Bundesnetzagentur auf Grundlage des Miss- Netzen zu ähnlichen Problemen führt. brauchsverfahrens an“, sagte der Vorsitzende der EWE-NETZ-Geschäftsführung Torsten Maus. 3.3.7 More Capacity Wie hoch der wirtschaftliche Nachteil für Kun- den sein kann, wollte EWE NETZ nicht sagen, Die Arbeitsgemeinschaft More Capacity konsul- es sei von Kunde zu Kunde unterschiedlich. Ein tiert die Ausgestaltung von Vorverträgen, mit Marktteilnehmer hat dies für ein betroffenes Un- denen sich interessierte Unternehmen zu Min- ternehmen ermittelt, das deutlich mehr als 100 destgeboten im Rahmen von Kapazitätsauktio- GWh Erdgas pro Jahr bezieht. Das Netzentgelt nen verpflichten sollen. Alles sehr kompliziert! steige um mehr als 250 Prozent, sagte die Quelle Es geht grundsätzlich um die Bereitstellung von zu ener|gate Gasmarkt. Etliche der Unternehmen Kapazität zum Transport von zusätzlichen Gas-

22 ener|gate Gasmarkt Marktentwicklung mengen bis ins Jahr 2041, unter anderem für Das Vergabeverfahren ist unter anderem deshalb den Abtransport der Mengen aus der geplanten kompliziert, weil es den zukünftigen Regeln des Nord Stream 2. Um die künftig benötigte Gas- Network Kodex für Kapazitätsallokation (NC infrastruktur sachgerecht und langfristig planen CAM) weitgehend entsprechen soll, aber auch zu können, hatte More Capacity im vergange- hinreichende Planbarkeit und Sicherheit für nen Jahr eine Marktbefragung durchgeführt den Ausbau gewährleisten soll. Die neue Ver- (ener|gate Gasmarkt 01/16). Die Ergebnisse sion des NC CAM mit den Regeln zur Vergabe dieser Befragung wurden nun in eine konkrete von neuen und zusätzlichen Kapazitäten befin- Verteilung auf neue und vorhandene Kapazität det sich nach wie vor im Komitologieverfahren an Entry- und Exit-Punkten an den Grenzen des (ener|gate Gasmarkt 08/16). Ende September Gaspool-Marktgebiets umgesetzt. Die Tabelle könnte es abgeschlossen werden. Dabei könnte enthält die Punkte und Kapazitäten: die Frage interessant sein, inwieweit der Kodex für Projekte, die schon begonnen wurden, über- Vierow in Greifswald ist der neue Einspeisepunkt haupt anzuwenden ist. für die geplante EUGAL. Der Kreis der FNB, die bei More Capacity mitma- Aus den in Tabelle 6 gezeigten Kapazitäten ha- chen, hat sich seit Beginn des Jahres vergrößert. ben die beteiligten FNB Angebotslevel abgelei- Im April wurde Fluxys Deutschland Mitglied und tet. Das sind die Kapazitäten und Kapazitätspro- im Juli NEL Gastransport (Wintershall, Gazprom). dukte, die im Frühjahr 2017 in den Auktionen für Jahreskapazität auf der Kapazitätsplattform PRISMA langfristig angeboten werden. Die 3.4 Speicher Spanne bei den neuen Kapazitäten entsteht an einigen Punkten dadurch, dass unterschiedliche 3.4.1 Speicherfüllstände Auslastungen für korrespondierende bestehen- de Kapazität unterstellt werden. Mit den Vor- Auch ener|gate Gasmarkt ist reingefallen: In der verträgen soll sichergestellt werden, dass für die vergangenen Ausgabe wurde im Handelsteil über anzubietende Kapazität eine Nachfrage besteht. die vermeintlich schlecht gefüllten deutschen Spei- Am 2. September läuft die Konsultation zu den cher berichtet. Basis der Einschätzung waren die Vertragsbedingungen aus. von Gas Storage Europe (GSE) auf der Transpa-

Bestandskapazität Neue Kapazität Netzpunkt Netzbetreiber (GWh/h) (GWh/h) Entry-Punkte • Fluxys D Greifswald NEL • Gasunie D 28,6 6,6 • NEL Gastransport Vierow • Gascade 79,1 Vierow • Gascade 3,1 GCP (Lasow) • Gaz System 1,1 1,8 (Deutsch-polnische Grenze) • Ontras Exit-Punkte Zone Oude Statenzijl (Deutsch-niederländische • Gasunie D 1,5 12,0 Grenze) Mallnow • Gascade 7,7 4,3 - 14,0 (Deutsch-polnische Grenze) Deutschneudorf (Deutsch- • Ontras 4,4 2,0 tschechische Grenze) Deutschneudorf-EUGAL • Gascade 45,2 - 56,8 • Gaz System GCP (Lasow) 2,0 0,7 • Ontras

Tab. 6: Kapazitätsausbau zum Abtransport von Nord Stream 2 Mengen (Quelle: More Capacity)

Ausgabe 9|16 23 Marktentwicklung

renzplattform AGSI+ (https://transparency.gie. Prozent), Wolfersberg und Inzenham-West. eu/index.php) veröffentlichten Daten. Sie werden Wobei DEA nur in Inzenham-West mit DEA von vielen Analysten verwendet. Leider sind die Speicher selber als Speicherbetreiber in der Daten schon seit Monaten falsch, und zwar rich- Vermarktung auftritt. In Breitbrunn ist Uniper tig falsch. Der Grund: Auf der Plattform sollten seit Energy Storage der Betreiber, die restlichen Mitte April die Daten veröffentlicht werden, die von 20 Prozent an dem Speicher gehören Storen- den Speicherbtreibern auch an ACER im Rahmen gy Deutschland. Der Speicher in Wolfersberg ihrer REMIT-Meldeverpflichtungen gemeldet wer- wird von bayernugs, dem Speicherbetreiber den. Diese Daten werden in Energieeinheiten ge- der Bayerngas-Gruppe, betrieben. Die Ver- meldet, GSE veröffentlichte nur das Volumen von einbarungen zum Betrieb in Wolfersberg und Füllständen und Ein- und Ausspeicherung. Bei der Breitbrunn laufen, so Spark Spread, noch bis Umstellung tat sich AGSI+ schwer. Nun kann man 2027. Die Speicher haben ein Arbeitsgasvolu- sagen, wer lesen kann, ist klar im Vorteil. Auf der men von insgesamt 1,78 Mrd. Kubikmetern. Plattform findet sich tatsächlich am 15. Juli (aber auch erst dann) ein Hinweis auf die Probleme. Das Umfeld für Speicher in Deutschland und Wann sie gelöst sein sollten, blieb offen. Am 9. Au- Europa ist schwierig, was den Verkaufspro- gust war dann GSE endlich erfolgreich. Es werden zess nicht gerade einfach macht. Aber es ist wieder korrekte aktuelle Daten veröffentlicht (Bei natürlich auch von der Preisvorstellung der den historischen Daten, so ein Marktteilnehmer, DEA abhängig. Potenzieller Käufer für Wolfers- gibt es noch Fragezeichen.) und dies dann auch in berg wäre Bayerngas, für Breitbrunn Storengy. Energieeinheiten. Die Seite hat ein etwas veränder- Bayerngas-Geschäftsführer Günter Bauer sagte tes Design und ist vor allem deutlich schneller. Die dazu, darüber habe man sich keine Gedanken deutschen Speicher sind zu mehr als 90 Prozent gemacht. DEA müsste dann überhaupt die Spei- gefüllt und auch bei den L-Gas-Speichern sind die cher einzeln verkaufen wollen und dies auch Füllstände durchaus komfortabel. Von den großen noch sehr günstig. L-Gas-Speichern hat die Speicherzone Huntorf/ Nüttermoor der EWE GASSPEICHER mit knapp 83 3.4.3 Bayernugs Prozent den niedrigsten Füllstand. Defizitär ist die Speichergesellschaft von Bay- 3.4.2 DEA Deutsche Erdöl erngas, bayernugs. Der Betreiber des Speichers Wolfersberg hat einen Verlust von 7,2 Mio. Euro DEA Deutsche Erdöl will seine Speicher ver- ausgewiesen, immerhin nur noch knapp die Hälf- kaufen. Geschäftspartnern hat man dies etwas te des Verlusts aus dem Jahr 2014. Gemäß dem vornehmer mitgeteilt, das Geschäftsmodell wer- Geschäftsbericht (siehe auch nächster Bericht) ist de überprüft. Aber eine Quelle aus dem Um- Bayerngas der einzige Kunde von bayernugs, der feld der Geschäftspartner übersetzte ener|gate Vertrag ist „dauerdefizitär“. Für Drohverluste hat Gasmarkt überprüfen sehr klar mit verkaufen. der Speicherbetreiber 3,6 Mio. Euro zurückgestellt. Spark Spread, ein auf Finanzen und Handel in der Energiewirtschaft spezialisierter Informati- Günter Bauer, Geschäftsführer von Bayerngas, onsdienst, meldet ohne Quellen zu nennen, die will weiter dafür kämpfen, dass „der faire Wert international tätige Investmentbank Citi sei mit von Speichern“ vergütet wird. Bauer fordert al- dem Verkauf beauftragt. lerdings keine strategische Reserve mehr, son- dern eine Speicherverpflichtung für Vertriebs- Die russische Investmentgesellschaft Lette- gesellschaften, um die Belieferung geschützter rOne hatte 2014 die damalige RWE Dea vom Kunden abzusichern. „Bei uns wird das hin und RWE-Konzern gekauft und umfirmiert. Neben hergeschoben, irgendeinen trifft es dann. Das ist der Öl- und Gasproduktion gehörten dazu die für mich kein Modell“, sagte Bauer, für den das drei süddeutschen Speicher Breitbrunn (80 französische Modell eine gute Lösung wäre.

24 ener|gate Gasmarkt Marktstruktur

4. Marktstruktur

4.1 Unternehmensergebnisse Hejre gibt es Probleme, im Frühjahr wurde der und Strategien Vertrag für den Bau der Plattform kurzfristig be- endet. Die Aufnahme der Produktion war mal 4.1.1 Bayerngas für 2015 geplant, derzeit ist auch der zuletzt ge- nannte Termin 2017 in Gefahr. Bayerngas hat genau am 1. August seinen Ge- schäftsbericht für das Jahr 2015 veröffentlicht. Aber im vergangenen Jahr schrieben auch das Die Bayerngas GmbH hat 2014 vor Steuern noch Vertriebs- und das Handelsgeschäft bei Bayern- 36 Mio. Euro verdient, 2015 ist daraus ein Ver- gas rote Zahlen: lust von 87,4 Mio. Euro geworden. Verantwort- lich für die tiefrote Zahl ist eine Abschreibung • Der Verlust bei Bayerngas Vertrieb betrug von 93,4 Mio. Euro auf die Beteiligung von 19,9 knapp vier Mio. Euro, 2014 wurde noch ein Prozent an Bayerngas Norge. Die Explorations- Gewinn von 11,2 Mio. Euro ausgewiesen. und Produktionsgesellschaft schreibt seit Jah- ren Verluste, da sie noch in der Aufbauphase • Bayerngas Trading hat seinen Verlust von 7,7 ist. 2014 hatte Bayerngas seine Anteil von 31,5 auf 6,8 Mio. Euro reduziert. auf 19,9 Prozent reduziert (ener|gate Gasmarkt 08/15), seitdem wird die Gesellschaft nur Bei der Vertriebsgesellschaft waren vor allem noch als Finanzbeteiligung geführt. Neben den der warme November und Dezember für das schwachen Öl- und Gaspreisen hatte Bayerngas schlechte Ergebnis verantwortlich. Ähnlich Norge 2015 ein hausgemachtes Problem, das wie Gas-Union (ener|gate Gasmarkt 08/16) mit zu dem extrem hohen Jahresverlust von 700 musste Bayerngas Mengen zu niedrigen Prei- Mio. Euro beigetragen hat. Im dänischen Feld sen verkaufen.

Dirk Ebinger Sales-Manager

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Das Geschäft der Handelsgesellschaft war Dienstleistungen will sich Bayerngas Energy bei schon 2014 defizitär, bei Bayerngas ist man den Zielkunden von Wettbewerbern abheben über die Entwicklung 2015 gar nicht unzufrie- (ener|gate Gasmarkt 08/15). Zielkunden sind den. Kontakte zu Stadtwerken wurden deut- Industrieunternehmen ab 100 GWh/a Jahres- lich ausgeweitet, der Einstieg in handelsnahe verbrauch sowie Stadtwerke. Bauer sieht auch Dienstleistungen wurde nach eigenen Einschät- wieder steigende Vertriebsmargen, die Zeiten zungen geschafft, 25 Unternehmen kauften „politischer“ Preise von Stadtwerken für ein- Dienstleistungsprodukte. Da die Dienstleis- zelne Industriekunden seien vorbei, auch im tungsstrategie erst 2015 gestartet wurde, haben Stadtwerkesektor lasse sich mit dem Gesamt- die ersten Erfolge noch keinen Einfluss auf das paket eine positive Marge erzielen, so Bauer. Ergebnis. Auch mit dem Portfoliomanagement Auch die Ausweitung des Geschäftes in aus- war Bayerngas zufrieden. gewählte an Deutschland angrenzende Märkte und die Ergänzung durch den Stromvertrieb Stabile Erträge liefert aktuell allein der Fernlei- sollen zusätzliche Ergebnisbeiträge bringen. tungsnetzbetreiber bayernets. 2015 waren es Absatzzahlen für diese neuen Bereiche woll- knapp 20 Mio. Euro, ein Jahr zuvor waren es so- te Bauer nicht nennen, gerade in Österreich gar 23,9 Mio. Euro. sei man aber sehr zufrieden. Für 2016 soll das Vertriebsgeschäft mit einer schwarzen Null ab- Ohne die Abschreibung auf die E&P-Gesell- schließen. Mengenmäßig soll das Geschäft 2016 schaft hätte die Bayerngas GmbH einen kleinen deutlich ausgeweitet werden. Im Industriekun- Vorsteuer-Überschuss von gut fünf Mio. Euro densektor soll der Absatz um 14 Prozent wach- ausgewiesen. Deutlich entspannter sieht die sen, im Stadtwerkesektor durch die Integration Situation aus, wenn man die Konzern-Gewinn- der Energy Trading um 45 Prozent. Nicht zum und Verlustrechnung betrachtet. Nach Steuern Kundenkreis gehörte dabei zumindest 2015 der steht da ein kaum veränderter Gewinn von 21 größte Gesellschafter Stadtwerke München. Mio. Euro. Maßgeblich für das Geschäft und vor Laut Geschäftsbericht wurden 2015 keine Gas- allem die Ertragskraft, sind aber wohl die Zah- mengen an die Münchener verkauft. Dies war len der Bayerngas GmbH. Aus ihrem Ergebnis 2014 noch anders, als Bayerngas Erdgas für den erfolgt die Ausschüttung an die Gesellschafter, Kraftwerkseinsatz lieferte. Das Kraftwerk lief wenn es denn eine gibt. Dies war für 2015 nicht wohl 2015 nicht. Die Stadtwerke München ha- der Fall. Sie ist wohl auch für die Ertragssteuern ben ansonsten für die Beschaffung ihren eige- maßgeblich. Für 2015 wurden keine bezahlt. nen Energiehandel. Das gute Konzernergebnis wurde denn wohl auch durch Veränderungen bei Bewertungsan- Mittelfristig erwartet Bauer für Bayerngas wie- sätzen erreicht. der Erträge in der Größenordnung von 20 bis 30 Mio. Euro. Bei einem stabilen Netzgeschäft Zu den Absatzzahlen: Der reine Vertriebsabsatz sollte das erreichbar sein. Wie es bei Bayern- lag 2015 bei 30,5 TWh, drei TWh unter dem Ab- gas Norge weitergeht, wollte Bauer nicht sa- satz im Jahr 2014. Der Handelsabsatz stieg von gen. Das Upstream-Geschäft ist letzten Endes 47,5 TWh auf 63 TWh. Davon wurden rund 20 eine Baustelle der Stadtwerke München, denen TWh im Rahmen der Portfoliobewirtschaftung knapp 79,5 Prozent an Bayerngas Norge gehö- an Kunden geliefert. ren. Die Stadtwerke haben sich dazu gegenüber ener|gate Gasmarkt zumindest schriftlich geäu- Wie geht es weiter bei Bayerngas? Anfang Au- ßert. Man halte grundsätzlich an dem Engage- gust war der operative Start der neuen Bayerngas ment fest und erwarte auch wieder bessere Er- Energy, in der Bayerngas Vertrieb und Bayerngas gebnisse, zumal Zyklen in dem Geschäft üblich Trading aufgehen (ener|gate Gasmarkt 03/16, seien. Dennoch wollen die Stadtwerke durch Personal). strategische Partnerschaften Risiko und Er- tragsprofil verbessern, sofern man denn Partner Geschäftsführer Günter Bauer stellte im Ge- findet. Weitere Einzelheiten wollten die Stadt- spräch über den Jahresabschluss das kunden- werke nicht nennen, man habe in laufenden und lösungsorientierte Vertriebsgeschäft der Gesprächen Vertraulichkeit vereinbart. neuen Gesellschaft klar in den Mittelpunkt. Mit langfristig angelegten persönlichen Kundenbe- Ein Kommentar dazu: Vor zwei Monaten hat ziehungen und dem verstärkten Angebot von ener|gate Gasmarkt über die Aufgabe des Ver-

26 ener|gate Gasmarkt Marktstruktur triebsgeschäftes im Großkundensegment durch berichten sein. Basis ist der Erdgas Münster EnBW geschrieben. Bayerngas sieht im Gegen- Geschäftsbericht für das abgelaufene Geschäfts- satz dazu seine Chance in der Ausweitung und jahr, der im August im Bundesanzeiger veröf- Weiterentwicklung des Vertriebsgeschäftes fentlicht wurde. Der Absatz ist 2015 von 45,6 und vor allem in Segmenten, in denen das Un- auf 48,1 TWh gestiegen, er wird mit 94 Prozent ternehmen an den Wert stabiler persönlicher fast komplett an Uniper verkauft (2014 waren Kundenbeziehungen glaubt. Im Rahmen dieser es knapp 80 Prozent). In der Erdgas Münster Beziehungen, so die Überzeugung, lasse sich Berichterstattung wird dieser Teil immer als auch ein für beide Seiten werthaltiges Dienst- „vertragliche Verpflichtungen unserer Gesell- leistungsgeschäft entwickeln. Interessant war schafter“ beschrieben. Es sind Mengen aus al- in diesem Zusammenhang auch die Aussa- ten Zeiten, als Ruhrgas noch jeder zweite Ku- ge von Bauer, man strebe bei Produkten gar bikmeter aus deutscher Produktion verkauft nicht an, First Mover zu sein oder jedem Hype wurde. Uniper hält wohl jetzt diese Verträge. hinterherzulaufen. Die Solidität und das ech- Der Geschäftsbericht bestätigt explizit die in der te Kundenbedürfnis stünden im Vordergrund. vergangenen Ausgabe geäußerte Einschätzung, Andere klassische Gasgesellschaften wie Eno- dass Erdgas Münster das eigene Vertriebsge- vos, Gas-Union, GasVersorgung Süddeutsch- schäft eingestellt hat. Dies erfolgte schon zum land aber auch VNG versuchen sich ähnlich zu 30. September 2015. Der Beschluss der Gesell- positionieren. Andere Markteilnehmer argu- schafterversammlung datiert vom März 2015. mentieren, niedrige Margen erlauben nur noch Seitdem geben die Gesellschafter genau Liefer- ein hochautomatisiertes und standardisiertes menge und Empfänger vor. Gesellschafter sind Geschäft. Es wird hochinteressant sein zu se- die deutschen Erdgasproduzenten BEB Erdgas hen, wie die Positionierung der Unternehmen und Erdöl, ExxonMobil Gas Marketing, Engie im Spannungsfeld von Markt, Wettbewerb und E&P, Wintershall und Vermillion. Erdgas Müns- politischem Gegenwind für Erdgas im Wärme- ter hat 2016 auch seine Beteiligung von zwei sektor funktionieren wird. Prozent an Gasline verkauft. Gasline wickelt für jetzt noch zwölf Gasversorger das Geschäft mit 4.1.2 Erdgas Münster Telekommunikationsleitungen ab.

In der vergangenen Ausgabe von ener|gate Gas- Der Erdgas Münster Gewinn vor Steuern ist sta- markt wurde bei der Personalmeldung über bil und lag 2015 bei 16,7 Mio. Euro (2014: 16,9 den Wechsel in der Erdgas Münster Geschäfts- Mio. Euro). Da die deutsche L-Gas-Produktion führung versprochen, in dieser Ausgabe wird sinkt, erwartet Erdgas Münster auch für 2017 ein etwas mehr über die Geschäftsentwicklung zu rückläufiges Geschäft.

Ausgabe 9|16 27 Personal

5. Personal

Volkmar Langefeld ist nicht mehr Geschäfts- en IT-Handelssystems wertvolle Beiträge geleis- führer von Espot. Das Joint Venture von EnBW tet. Ravn wollte nicht direkt sagen, dass Mitar- und mehreren Stadtwerken bietet Dienstleis- beiterführung nicht Mausbecks Stärke ist, aber tungen im Portfoliomanagement, vor allem im dies ist wohl der Punkt. „Danske ist ein Unter- Gassektor für die Stadtwerke-Gesellschafter nehmen, das von seiner Wissensbasis lebt, und (ener|gate Gasmarkt 15/03). Langefeld hatte Mitarbeiter sind unser wichtigstes Asset“, unter- die Geschäftsführer-Position zusätzlich zu sei- strich Ravn. In den vergangenen Monaten ha- ner Funktion im EnBW-Gasvertrieb ausgeübt. ben wohl mehr qualifizierte Mitarbeiter als üb- Im Rahmen der Einstellung des Großkunden- lich das Unternehmen verlassen. Ravn betonte vertriebs der EnBW hat er das Unternehmen in dem Gespräch, die wirtschaftliche Lage von verlassen. Nachfolger ist Heiko Engel, bisher DC sei gut. Nach einem Gewinneinbruch 2014 Leiter des Stadtwerkevertriebs bei EnBW. Horst hatte das Unternehmen 2015 wieder ein deutlich Graef, Geschäftsführer der Stadtwerke Calw, besseres Ergebnis erzielt (ener|gate Gasmarkt bleibt Espot-Geschäftsführer. 03/16). Genaue Zahlen für das Halbjahr nennt DC grundsätzlich nicht. Mausbeck hatte von Danske Commodities (DC) hat sich nach nur 1999 bis 2013 für EnBW gearbeitet, seit 2011 im 18 Monaten von Dirk Mausbeck als Vorstands- Vorstand. Mehrere Quellen, die ihn aus seiner vorsitzenden getrennt. Zur Begründung heißt es EnBW-Zeit kennen, bestätigen, dass der Umgang in einer Pressemitteilung, der Aufsichtsrat su- mit Mitarbeitern nicht seine Stärke gewesen sei. che einen Vorstandsvorsitzenden, mit dem sich Zum 1. September hat DC zwar noch keinen Vor- das Unternehmen auf ein neues Niveau heben standsvorsitzenden gefunden, aber einen neuen lasse. Der neue Vorstandsvorsitzende solle sich Head of Origination und Vize-Präsidenten. Carl vor allem auf das Personalmanagement sowie Hagert, bisher Leiter Upstream und Marketing die Kultur und Werte von DC konzentrieren. bei Koch Supply & Trading in Genf (ener|gate Übergangsweise wird ein Managementteam un- Gasmarkt 10/14), ist nach Aarhus gewechselt. ter Leitung des Aufsichtsratsvorsitzenden Peter Ravn und seines Stellvertreters Henrik Lind das Erst jetzt hat ener|gate Gasmarkt erfahren, dass Unternehmen leiten. Lind war der Gründer. DC einer der profiliertesten Energierechtsanwälte hat in den vergangenen 18 Monaten einen Re- sich Ende letzten Jahres selbständig gemacht hat. strukturierungsprozess durchgeführt (ener|gate Manfred Ungemach hat seit 1993 für etliche gro- Gasmarkt 03/16). Ravn versicherte im Gespräch ße Kanzleien, zuletzt für Bird & Bird als Partner mit ener|gate Gasmarkt, Mausbeck habe bei für Energierecht, gearbeitet und sich dabei auch der Einführung neuer Prozesse und eines neu- viel mit gaswirtschaftlichen Themen beschäftigt.

28 ener|gate Gasmarkt Marktgerüchte

6. Marktgerüchte

Bei der Aufspaltung des alten E.ON-Konzerns in versichert, eingestellt würden nur Angebote auf Uniper und E.ON muss es bei der Überleitung Beschaffungsplattformen, die in kleinem Stil von von Gaslieferverträgen mit Stadtwerken auf Uni- Energieunion getätigt wurden. Und Angebote per Pannen gegeben haben. Die Rechtsnachfolge über diese Vertriebsschiene wurden allein aus wurde mindestens in einem Fall nicht sauber ge- Gründen mangelnder Wirtschaftlichkeit einge- klärt, sodass der Vertrag vorzeitig aufgelöst wer- stellt, die Mitteilung sei an der Stelle nicht präzi- den musste oder konnte. „Der Vertrag war noch se gewesen. VNG selbst hat den Stromvertrieb an ganz gut, die vorzeitige Auflösung hat Uniper Industriekunden begonnen und will ihn weiter einen einstelligen Millionenbetrag gekostet“, so ausbauen. Die Abwicklung erfolgt über Energie- eine in der Regel gut informierte Quelle. union.

Bei Trianel, so mehrere Quellen, wird ein drit- Eher eine kleine Sommergeschichte: In der ver- ter Geschäftsführer beziehungsweise eine Ge- gangenen Ausgabe hatte ener|gate Gasmarkt schäftsführerin gesucht. Bei der Mutter aller über die Umbenennung von RWE International kommunalen Handelsgesellschaften gebe es in innogy berichtet. Dabei wurde auch berich- eine Reihe von Baustellen, die durch diese Per- tet, dass die ener|gate-Publikation messenger+ son angegangen werden sollen. Auch im Han- Kommunikationsexperten nach der Einschät- delsbereich, so eine Quelle, könnte es personel- zung zu dem Namen, aber nicht zum neuen le Veränderungen geben. Logo befragt hatten. Eine Leserin hat ener|gate Gasmarkt darauf hingewiesen, dass in den Wei- Nicht alle Gerüchte treffen ganz den Sachverhalt: ten des Internets bei der Online-Publikation In der vergangenen Ausgabe hatte ener|gate Gas- HORIZONT auch Expertenmeinungen zum markt geschrieben, die VNG-Gesellschaft Ener- Logo verfügbar sind. Die Einschätzungen rei- gieunion werde keine Stromangebote an Indus- chen von gelungen bis unmöglich, der bitterste trieunternehmen mehr unterbreiten, da sich der Kommentar lautet: „Formal ist das Logo gene- VNG-Eigentümer EnBW aus dem Segment zu- risch und irgendwo zwischen Bugaboo-Kinder- rückziehe. Eine entsprechende E-Mail dazu an wagen und einem Logo für ein Blutdruckmess- Kunden liegt ener|gate Gasmarkt vor. Aber VNG gerät einzuordnen.“

Ausgabe 9|16 29

September 2016

Dear reader,

In the last editorial it was already announced that an interna- tional company will be portrayed in this edition that has only a small gas sales business in Germany. It is Gas Natural Feno- sa. So far, the activities of the Spanish company were rather covered in the rumours chapter of ener|gate Gasmarkt. End of July I talked with representatives of the company for a long time. Fascinating is the role of LNG for the company: LNG al- lows a lot of flexibility, one reason for the comparably healthy economic position. Moreover, LNG allows an additional final customer business. The sales managers do not only sell natural gas delivered through pipelines but also small-scale LNG con- cepts and solutions. In Germany, the business just started but it allows the Spanish company an interesting market position. Dr. Heiko Lohmann

A rather absurd topic are the storage filling levels published by Gas Storage Europe (GSE). They have been wrong for months! Why that was the case is explained in this edition. For the association it is a disaster although they pointed out the problem in a small announcement in July. However, the wrong numbers – and they were really wrong – were continued to be published. “Do we really endow that organisation with the task of organising security of supply, if they are not even able to do a simple mass balance,” a market participant commented. His/her email started with the words “I can’t stop laughing.” I was made aware of the problem at the beginning of August by an analyst. When I then started to discuss the topic with traders and analysts there were two different reactions. Some told me that they had known about it for months and had started using their own data. Others were surprised and annoyed.

To continue with absurd topics! The EU-Commission still does not see itself being able to make a decision on the OPAL utilisation without further information. In different phone calls with sources close to the topic their “rolling eyes” were almost visible through the phone. Within Gazprom Export some responsible managers were allegedly almost having a heart attack.

This edition also contains a long interview with Wolfgang Peters. Mr Peters experienced the whole period of gas market liberalisation - first as a Mobil and later as an RWE manager. He is someone with very clear views. That is not always comfortable but very interesting. In particular his view on the future of long-term contracts gave me food for further thoughts.

Enjoy your reading of our late summer edition!

Dr. Heiko Lohmann Freelancer for ener|gate

Issue 9|16 31 Topic of the Month: Gas Natural Fenosa

1. Topic of the month: Gas Natural Fenosa

There are international suppliers in the indus- cation plants in Spain, France, Chile and Puerto trial-customers segment of the German gas mar- Rico and has shares in two liquefaction plants ket who are not in the centre of attention. One (Egypt and Oman). Spain’s geographic situation of those is the Spanish company, Gas Natural far from pipeline gas suppliers such as Russia or Fenosa, which is actually quite astounding, con- Norway forced Gas Natural Fenosa to pioneer the sidering that the company achieved a turnover development of LNG in Europe in the late 1960’s. of more than 26 billion euros in 2015. In Ger- Nowadays, this LNG leading position and experi- many, Gas Natural Fenosa has had a branch in ence has become one of its main strengths. That Cologne since the beginning of 2012 (ener|gate is why Gas Natural Fenosa also supplies LNG to Gasmarkt 11/12). Initially, the development industries in Germany wishing to use gas natural of the necessary contracts and processes, es- gas but without access to the gas network, as pecially in German, was not so easy, but now well as LNG to be used as fuel for trucks; more all processes are fully operating. The offers for on that below. LNG ensures considerable flexibil- industrial customers are certainly attractive. ity for the company, above all in the procurement ener|gate Gasmarkt spoke to the regional man- and trading of gas. This applies to both quanti- ager for Germany, Filippo Checcucci, and the ties and prices. That is one of the main reasons sales manager for the northern German region, why Gas Natural Fenosa has suffered less from Emily Lux, about the German sales business the changes in pricing concepts in Europe, which and its importance for the overall strategy of the have moved away from fixed oil pricing towards major Spanish energy company. Hub prices, in contrast with Engie, Uniper or VNG, for example. In September, Gas Natural The context: Compared to the large German en- Fenosa expects the first LNG from the USA. Gas ergy companies, Gas Natural Fenosa is doing Natural Fenosa not only procures LNG, but also very well. Earnings before interest, tax, depre- pipeline gas, among others from Algeria, Norway ciation and amortisation (EBITDA) in 2015 were or Azerbaijan. But for Mr Checcucci, the flexibil- almost 5.3 billion euros, and 23 million custom- ity provided by the LNG portfolio is the special ers in more than 30 countries worldwide are sup- feature of the Spaniards’ business model: “We plied with gas and electricity. Gas marketing and have no take-or-pay problems whatever. On the operation of distribution networks accounts for one hand, we are conservative when it comes to 60% of the business, while power generation long-term contracts, anyway. But if we do not and distribution accounts for the remaining 40%. have any sales for a quantity in Spain or Europe, Worldwide sales of natural gas amount to 285 we transport the gas to Asia and South Ameri- TWh. Gas Natural Fenosa generates more than ca,” he explains. The global market presence is a 50 per cent of its turnover outside Spain, which second essential business principle arising from is why the poor economic situation in Spain in that. For example, the company has sales con- recent years has not really had a detrimental ef- tracts for LNG in India, South Korea and other fect on the company’s business. According to its Asian states, as well as in some South American own figures, Gas Natural Fenosa is the market markets such as Argentina, Brazil or Chile. leader in Spain, with five million customers, but the company also has a strong market posi- The headquarters for the European sales busi- tion in many other countries, especially in Latin ness is in Paris. Market entry into the end con- America. There, Gas Natural Fenosa operates, sumer market in France was completed in 2005, among other things, low-pressure networks with after which Gas Natural Fenosa became active an overall length of 70,000 km, but also supplies in Belgium, the Netherlands, Luxembourg, Italy many millions of end customers. Gas Natural and Germany. In 2015, 44 TWh of natural gas Fenosa is active on almost all levels of the value were sold in Europe outside of Spain. Moreover, chain, only gas extraction and production are not Gas Natural Fenosa is in the process of establish- part of the portfolio. The company is one of the ing a branch in Austria this year and has recently large “LNG players” worldwide. The company announced the acquisition of 100% of the Irish has eight LNG tankers in total and will receive gas and power supplier Vayu, which holds 20% two additional ones by the end of this year. In ad- and 15% of the industrial gas and power mar- dition, it holds regasification capacity in regasifi- kets of Ireland and has a sales position in the

32 ener|gate Gasmarkt Topic of the Month: Gas Natural Fenosa

United Kingdom. It is now possible for Gas Natu- Apart from direct contacts, access to customers ral Fenosa to make offers to customer through- is also achieved by means of the Gas Natural out Europe. For such customers, the price can be Fenosa procurement portals, or via consultants, referenced to any of the indexes and Pan-Euro- who Mr Checcucci believes are particularly in- pean solutions can be tailored to customers with fluential in Germany. “However, mostly we ap- points of consumption in several countries. proach customers directly, in many cases accom- panied by consultants,” he says, explaining the The German branch has been continuously sales strategy. In principle, Gas Natural Fenosa growing: Today, five key account managers work is active throughout Germany, and in the coming in Germany, based in different regions, while five year the company will appoint two more key ac- employees are based in Cologne for sales sup- count managers in order to further improve the port and accounting. In response to the question geographic coverage. Although margins are very as to whether it was not surprising that such as narrow, the company aims to further expand large company as Gas Natural Fenosa has such business in Germany. More than five TWh sales a comparatively small market presence here in per year is the next goal; this should be reached Germany, Mr Checcucci says that it is merely a by 2019, and the large portfolio should provide matter of time: “We started here four years ago sufficient opportunities to earn money in Germa- with two employees, and developed all of the ny. The company is not targeting new customer processes. Our growth is purely organic, and in groups – for example in the commercial sector –, the four years we have sold no less than eight and electricity supply is also not a priority in the TWh of natural gas,” he describes the philoso- short term: “This year we concentrated on the phy. Sales increase every year; in 2015 three market entry in Austria,” explains Mr Checcucci, TWh of natural gas were sold. The market entry and the company is also working on a series of is part of the European strategy that has been projects, such as a customer portal, with which pursued since 2005. As a neighbouring country customers can obtain information on bills, but to Spain, it was only natural to select France as also on their gas consumption and general mar- the starting point. By now, Gas Natural Fenosa is ket information. “Click and trade” will then be the third-largest supplier in the industrial sector the next step. Offering such new services and there. Market share in Belgium is six per cent, consolidating the gas business in Germany has and similar in the Netherlands. The market entry priority over electricity supply today. in Germany was somewhat later, which explains the smaller marker share. Is Gas Natural Fenosa dissatisfied with anything in Germany? “Why does Germany have two hubs However, Gas Natural Fenosa does not expect to and two qualities of gas?” asks Mr Checcucci. also become the number two in the industrial It makes trading unnecessarily expensive and customer sector in Germany in the next five does not match the internal European market. years. “It is a different market with very high He expects that there will be only one European competitive intensity,” comments Ms Lux. Target hub within the next ten or 15 years. In his view, customers, according to Ms Lux, are industrial a merging of the German market regions with clients from a yearly order of 1.5 GWh to large the TTF would be a good idea as a next step to- customers with an annual requirement of one wards a uniform European hub. Each fragmenta- TWh and more. The largest industrial company tion makes business unnecessarily difficult. But supplied in Germany probably orders almost one such considerations, which are more strategic in TWh; Ms Lux and Mr Checcucci did not want nature, face very concrete pressures due to the to provide more details. The aim, however, is to framework conditions: The conversion fee and develop a broad and diversified customer portfo- its probable extension is a considerable obsta- lio with long-term relationships with the clients, cle for Gas Natural Fenosa: “We are not subject rather than concentrating on just a few custom- to the same rules,” states Mr Checcucci clearly. ers with very large quantities. Apart from indus- Like other companies Gas Natural Fenosa con- trial companies, municipal utilities are also sup- ducted transactions in expectation of the aboli- plied, but that business is not the main focus. tion of the conversion fee from October 2016, “If we are asked, we are happy to make an offer and must now decide what to do about it. It is and are prepared to supply,” explains Ms Lux. In likely that the L-gas market will remain closed to general, these are then flexibility products that the Spaniards (as well as other new entrants) for can be processed via a sub-balancing account. the time being.

Issue 9|16 33 Topic of the Month: Gas Natural Fenosa

In contrast to most other competitors, Gas Natu- will change by the end of the year; there is much ral Fenosa – as already mentioned – has a second interest and potential. product on offer: The key account managers of- fer not only pipeline gas. They also offer LNG for In the transport sector, Mr Checcucci considers industrial companies that are not connected to the new 400 PS engine by Iveco to be a great the pipeline network, as well as LNG as fuel for improvement in the vehicles (see ener|gate Gas- trucks. In the first case, LNG is transported by markt 08/16). Additionally to the lower emis- container trucks from the nearest regasification sions, less noise and vibrations, Mr Checcucci plant to a small-scale receiving terminal which believes that LNG is competitive against diesel at is built next to the customer’s premises. This current gas price levels. provides a cheaper and cleaner alternative to fuel oil, gasoil or LPG. This business model was Gas Natural Fenosa can procure LNG in all of the developed more than thirty years ago in Spain, European LNG terminals that have truck loading where gas penetration is relatively low and many facilities. It is also in the process of developing industrial companies are far from the main gas innovative solutions to bring LNG to southern networks. Gas Natural Fenosa supplies more Germany in a competitive way, since the long than 10 TWh of LNG by this means to custom- distance to the nearest LNG terminal makes it ex- ers worldwide. In Peru, for example, a country pensive to use the conventional truck container without a gas network, the Spaniards have com- model. menced supply in one area using a purely virtual pipeline. Gas is transported by truck from the Pe- Finally: Who owns Gas Natural Fenosa? La ruvian LNG liquefaction terminal to the region Caixa, Europe’s largest savings bank, has shares and fed into an area network. Since 2012, Gas of 34.4 per cent, while 31.6 per cent is in diversi- Natural Fenosa has also been supplying “small- fied holdings. 30 per cent is held by the Spanish scale LNG” in France, and for the last six months oil Group Repsol, and four per cent is held by the in Germany. “We see ourselves as a complete Algerian gas producer Sonatrach. supplier and make all the necessary investments, from permits to natural gas logistics, including And incidentally: It appears to be possible to gain the gas transport from the LNG terminal to the brownie points in Spain, but also in Mexico and customer,” explains Mr Checcucci. With regards Columbia, with service concepts as a supplier in to LNG as fuel for trucks, Gas Natural Fenosa is the household customer sector, something that is also a European pioneer: it owns and operates not so easy in Germany. In principle, Gas Natural nine LNG filling stations in Spain, with an ad- Fenosa offers customers an all-round package for ditional six in planning, and two in France, with the household, providing help when the refrig- three more under construction. “We also plan erator does not work or when the tap is dripping. to build filling stations in Germany,” stresses One million electricity or gas customers use this Mr Checcucci. As yet, Gas Natural Fenosa does service in Spain. Such an offer would certainly not have any customers in this segment in Ger- lead to interesting discussions with craftsmen in many, but Mr Checcucci is optimistic that this Germany, but perhaps that would be no harm.

34 ener|gate Gasmarkt Framework Conditions

2. Framework conditions

2.1 Climate Protection Plan 2050 Gas conversion. The new version will stipu- late a number of important concrete regula- Like many ministries, the Chancellery often re- tions. Compared to the first draft the Ministry leases controversial statements without a let- of Economics and Energy (BMWi) released in terhead. On four pages the civil servants of the June (ener|gate Gasmarkt 07/16), one impor- minister of the chancellery Peter Altmeier sum- tant change was made. The Ministry of Justice marised their concerns about the draft of the and Consumer Protection (BMVJ) insisted on Climate Protection Plan 2050. Amongst others, an authorisation for the two ministries BMWi the joint draft of the Ministries of Economics and BMVJ to make an ordinance provision that and of Environment scheduled the kick-off for stipulates a subsidy for new boilers for cases the phasing out of gas in the heating sector for in which the existing boiler is too old to be ad- 2020, the year when subsidies for switching to justed to the new gas quality. Just for friends of high-efficient gas boilers will be terminated legal subtlety: In principal the authorisation can (ener|gate Gasmarkt 07/16). In addition to a be transferred to the regulatory authority BNet- very fundamental opposition to the central plan- zA. But that is not planned by the two minis- ning approach, the Chancellery points out that tries that are already working on a scheme. The many measures “will most likely be subject of Working Group Natural Gas Conversion also politically controversial discussions.” On more pledged for such a subsidy. The first draft only than two pages examples are listed. The items postulated a subsidy of 100 Euro if the boiler is most “threatening” for the gas industry, a re- replaced by a new high-efficiency appliance for organisation of the system of duties with taxes efficiency reasons. This offer will remain in the at the expense of fossil fuels and a ban for the act. The other major topics of the amendment installation of fossil-fuelled heating systems after are again listed in the following: 2030 are included in the list. It should be decided after further discussions whether and if so, how • A uniform nationwide market-area conversion these topics should be considered in the Climate charge from 2017. Protection Plan 2015, the paper concludes. • BNetzA authority to monitor cost and to ack- nowledge cost components. 2.2 L-/H-Gas conversion • Rights for the network operators to get access In August, the federal cabinet passed the to the premises where boilers are located. amendment of § 19a Energy Law (EnWG). Un- til now, the paragraph has only very generally The German parliament still has to approve the regulated the cost distribution for the L-Gas/H- amendment of the EnWG.

Issue 9|16 35 Market Development

3. Market Development

3.1 Market liquidity and prices These contracts are only a snapshot of results of renegotiations and in cases of customer switches. 3.1.1 VEA deals and pricing information The number of switches has increased sharply. Currently, more or less exclusively fixed prices The association of small and medium sized indus- for one year to two years are agreed. trial gas customers VEA in August published the following new contracts for industrial customers. Table 1 shows the VEA overview of market price indications for different reference cases. This Sector: Metal Industry overview shows fixed prices for twelve months -starting from the next quarter after the date of State: Baden-Wuerttemberg publishing- that can be achieved if the gas need Annual volume: 450,000 kWh is tendered. The assessment is based on market Load factor: 1,800 h/y prices at the virtual trading points, network tariffs and the VEA experience with the competitive situ- Market area: NCG (H-Gas) ation in the different areas. Concerning regions, Average price only West and East Germany are differentiated. 2.75 ct/kWh without gas tax: The VEA price assessments remain mainly un- Price calculated at: fixed price changed in some cases they increased by 0.1 ct/kWh. Contract start: 01.01.2017 Duration: 24 months 3.1.2 Gas trading

3.1.2.1 Price development

Sector: Health industry Contrary to what ener|gate Gasmarkt expected, State: Baden-Wuerttemberg Day-Ahead prices went down substantially in Au- gust. Nord Stream maintenance from August 9 did Annual volume: 18,900,000 kWh not stop the decline and in particular after mainte- Load factor 4,410 h/y nance was terminated on August 17, the price fell Market area: NCG (H-gas) below 11.00 euros/MWh, as figure 1 shows. At the TTF, Day-Ahead trades below 10.00 euros/MWh Average price 1.89 ct/kWh occurred. Even the increased demand for power without gas tax: production did not visibly support prices. A turna- Price calculated at: Fixed price round that pushed the Day-Ahead price above 12.00 euros/MWh again took place after August Contract start: 01.01.2018 26 with new heavy Norwegian maintenance and Duration: 36 months strongly reduced Norwegian volumes. Restrictions will take until mid-September, as maintenance

Ct/kWh West Germany East Germany (without gas tax and VAT) from to from to 50 Mio. kWh, 5,000 h/y 1.8 2.1 1.9 2.1 20 Mio. kWh, 4,000 h/y 1.9 2.3 2.0 2.3 10 Mio. kWh, 4,000 h/y 2.0 2.5 2.1 2.5 10 Mio. kWh, 3,150 h/y 2.0 2.6 2.1 2.6 5 Mio. kWh, 4,000 h/y 2.2 2.6 2.2 2.6 5 Mio. kWh, 2,000 h/y 2.3 3.1 2.4 3.0 1.5 Mio. kWh, 3,150 h/y 2.4 2.8 2.4 2.8 1.5 Mio. kWh, 2,000 h/y 2.6 3.2 2.6 3.1

Tab. 1: Prices for industrial gas users in ct/kWh without gas tax and VAT (Source: VEA; date 22.08.2016)

36 ener|gate Gasmarkt Market Development is scheduled for the two large processing plants Euro/MWh Kollsnes and Kårstrø, the terminals at Easington 1 (Langeled), Zeebrugge and Dornum and some fields. At the end of August, flows from Norway 16 were around 140 to 150 mcm per day, compared to 1 a summer flow without maintenance of 260 to 280 mcm per day. Traders said without the Norwegian 1 restrictions they had expected a substantial further 1 price drop, mainly because the storage facilities are almost filled (see separate story in the storage 1 chapter). In the UK, where no injection is possible 11 in the largest storage facility Rough (ener|gate Gas- 1 markt 08/16), Day-Ahead prices were much lower 6 than on the Continent at the end of August. 11 16 116 16 16 Da ea ummer16 nter16 Figure 1 also shows that for the forward prices the Figure 1: Day-Ahead, Summer 16, Winter 16 prices (Source: ener|gate price data) decrease was much slower than for the Day-Ahead price (Winter 16) or the price moved almost side- ward (Summer 16). The strong oil price increase stabilised the forward prices. In the coming winter Ø MW/Day it shall be at least possible to withdraw the already stored volume (roughly one Bcm) from the Rough 6 storage. That might be one reason why Winter 16 prices decreased a bit more than Summer 17 prices. But of course the near curve is also simply more influenced by the weak prompt prices.

According to traders, Gazprom Export probably 1 did not sell substantial volumes in the gas auction that took place at the end of August/ the begin- 16 v 1 16

ning of September (ener|gate Gasmarkt 08/16). In ul 16 an 16 un 16 t 1 pr 16 e ep 1 De 1 Mar 16 u 1 u 16 o most rounds the price for most of the four delivery Ma points was “a bit out of the money”. In the next aspool edition a more precise overview will be provided. Figure 2: Average daily OTC volume Day-Ahead at the NCG VP, Gaspool VP and TTF (Source: LEBA data, own calculations) 3.1.2.2 Volumes and spreads

In the short-term trading 28,000 MW were traded The Day-Ahead price spreads in August show per day at the NCG VP in August, almost 3,000 some strange developments. First, the Gaspool- MW/day less than during July. At the Gaspool VP NCG spreads widens to an unusual magnitude, the average daily volume almost doubled from and at the end of August the NCG-TTF spread 11,600 to 20,900 MW/day. During Nord Stream soars. The peak of the Gaspool-NCG spread was maintenance more than 30,000 MW were traded caused by Nord Stream maintenance and that on single days. Figure 2 shows the development reduced supplies in the market area. The sky- on the monthly basis. rocketing NCG-TTF spread was the result of an oversupplied UK market with its spill-over effect The forward trading for the front month (Septem- on the TTF. ber) and the front quarter (Q4 16) was livelier than in July at all three hubs. End of August, Sept The traded volumes for the PEGAS prompt trad- 16 was one day traded at Gaspool VP and at NCG ing for the three hubs NCG, Gaspool and TTF are VP above 4,000 MW each. Also perhaps remark- shown in Table 2. able: At the NCG VP Cal 18 was traded a number of days above 400 MW/day. At the Gaspool VP, Short-term trading increased substantially for Cal 17 trading that was comparable lively during all three hubs. For the TTF an all-time high was June and July hardly took place in August. achieved for Day-Ahead/Weekend contracts.

Issue 9|16 37 Market Development

Table 3 shows the volumes in the forward trading.

MW Trading for the NCG VP beyond the monthly con- 1 tracts was rather lively but far away from any re- 16 cord volumes. The calendar-year deals for the 1 Gaspool VP were almost completely done on one 1 single day. Table 3 also contains the deals on the 1 non-MTF platform, Pegas launched (ener|gate Gas- markt 07/16), but the turnover was low. 11 MW of 6 monthly contracts were traded for NCG VP and 63 MW for Gaspool VP. One MW quarterly contract was traded for NCG VP and yearly contracts for NCG VP and Gaspool VP with ten MW each. ront Montront uarter ront easonront ear

aspool 3.1.2.3 Prices for biomethane and market develop- ment Figure 3: Trading liquidity in forward contracts at TTF, NCG and Gaspool (Source: LEBA, own calculations) Table 4 shows the biomethane prices for July provided by Arcanum Energy:

Euro/MWh Change to Change Preis für ø -Price previous one year Produkt (ct/kWh) month (%) (%) 6 Ø-price for bio natural gas from sustainable 7.27 0.3 1.0 raw material according to EEG 2004-2012 Ø-price for bio natural gas from waste/remain- ders according 5.95 1.5 0.3 116 116 116 116 6116 116 116 to EEG 2014 and re sprea re sprea aspool with natural gas addition Figure 4: Day-Ahead price spread between NCG VP and TTF and between NCG VP and Gaspool VP (Source: LEBA figures, own calculation) Tab. 6: Average market prices for biomethane (Source Arcanum Energy. Prices delivery at VP)

MW/MWh % Number % 01.08. – 31.08.2016 MW/MWh Number Change to Change to previous month previous month NCG Day Ahead, 405,039 8,931 35.3% 26.3% Weekend (MW) Within Day (MWh) 2,419,574 2,442 4.0% 7.2% Gaspool Day Ahead, 169,572 5,567 24.2% 14.6% Weekend (MW) Within Day (MWh) 379,520 862 12.1% 14.0% TTF Day Ahead, 533,278 7,695 46.6% 41.3% Weekend (MW) Within Day (MWh) 2,481,900 2,352 33.5% 24.9%

Tab. 2: Spot trading at Pegas (Source: EEX, own calculations)

38 ener|gate Gasmarkt Market Development

01.08. – MW at Clearing % Change last % Change last MW Total 31.08.2016 Gaspool VP MW Total month (total) month (Gaspool)

Months 4,343 1,610 0 27.8% 64.1%

Quarters 687 40 0 129.8% 33.3%

Seasons 320 0 0 113.3%

Cal 344 131 0 237.3% 991.7%

Tab. 3: Forward trading at Pegas (Source: EEX, own calculations)

3.2 Market trends ener|gate Gasmarkt: But the truly moving times came after the nineties? 3.2.1 Interview with Wolfgang Peters, The Gas Value Chain Company Mr Peters: Indeed! Everything around the Nabucco project, the negotiations with Turkmen- Wolfgang Peters has been working in the gas istan, Azerbaijan and Iraq, the “pipeline compe- industry for more than 30 years: first with Mo- tition” which often took place in conferences, the bil, then, between 2001 and 2016 in different whole politics around the project. Very exciting, senior management positions with RWE. He but also depressing was the time after the finan- left RWE as CEO of the Czech RWE Supply cial crisis in 2008/2009, the “land-slide” when & Trading CZ a.s. at retirement age. He now the traded wholesale markets had become price runs his own company: The Gas Value Chain setters practically overnight and it took us years Company (ener|gate Gasmarkt 04/16). Mr Pe- to “fix” the consequences. ters was involved in all parts of the value chain throughout his career. Inter alia, he was twice ener|gate Gasmarkt: For you as a market man responsible for market entry into the Dutch end and an old trading hand it must have been grati- user market, first for Mobil and later for RWE. fying! He negotiated in Turkmenistan, Azerbaijan and Iraq to procure gas to fill the Nabucco pipe- Mr Peters: Well, if you lose millions every day, line. With Gazprom Export he negotiated and satisfaction is limited! litigated about the adjustment of long-term gas agreements. As Eurogas board member he was ener|gate Gasmarkt: By the way, were you engaged in gas advocacy. ener|gate Gasmarkt caught on the wrong foot at that time? talked with him about his assessment of the changing role of long-term gas contracts, but Mr Peters: RWE perhaps less than other com- also about the general market changes. panies, because we had already integrated the gas midstream and the trading business into one ener|gate Gasmarkt: To start with a somewhat company - RWE Supply & Trading - and were personal question: What was your professional rather well positioned. highlight, what was the most exciting you did? ener|gate Gasmarkt: Coming back to Gas Value Mr Peters: Often, you only realize retrospective- Chain Company once more. Does the world real- ly that events were almost historical. The early ly need a further consultant? What do you want move in 1997 into the Dutch industrial market to achieve with the new company? was very exciting. The Netherlands were the trailblazer of continental gas market liberalisa- Mr Peters: First of all: I have always been a line tion. I was in the middle of all these processes, manager and am therefore not the “classical” for example the development of TTF. But the late consultant. You see, I would for example also be eighties in the US were also very exciting. All the prepared to invest in a business. And I am tell- oil majors were out to discover new giant fields, ing you, 33 years in the gas industry alone mean new “elephants”, in “frontier areas”. I was part of nothing. At best, that makes you a good old boy. these endeavours in Latin America, Africa, and But I had the privilege – often more by chance – Trinidad. But perhaps the most exciting step, my to be in places where real change took place. The own company, is yet to come. experience with these changes – combined with

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current market knowledge – can be added value ener|gate Gasmarkt: Modern long-term con- for gas companies; not only in arbitration! tracts often name the virtual trading point as de- livery point. Would that not enable the producer ener|gate Gasmarkt: I know, arbitration proce- to influence the price because he can decide to dures are nothing to talk much about in pub- buy the volumes on the hub? lic. But perhaps you can explain a bit why they played such an important role in Europe and still Mr Peters: You are right, in such a set up the do! Should by now not all contracts have been volume power remains. Therefore, the importer adjusted to the changed market conditions? should always retain, at least for part of the vol- ume, the entry point as the point of delivery. At Mr Peters: In general, you are right! The first the end of the day though, also traded markets wave started around 2009. Usually, price revi- need a strong anti-trust surveillance. sions take place every three years, which means we are now in the third phase. During the first ener|gate Gasmarkt: Is a trading price an inter- phase from 2009, the spreads between oil-in- esting price concept for buyers and sellers at all? dexed and traded gas prices were up to minus 14.00 euros/MWh. The cash drain for the mid- Mr Peters: There are two aspects: First: Does the stream companies was so massive that, in settle- import price reflect the price achievable by the ments, the major thrust was to achieve a quick importer in the best possible way? And second: price reduction by decreasing the base price. Is the importer still able to make money? The ob- In the second phase, the parties were seeking jection – frequently made in the past - that trad- full or at least partial structural solutions. That ed prices are not capable of reflecting the value was achieved in many cases. But it is generally of the contract is, in my view, nonsense. Prices known that, for example, in Gazprom contracts and volumes can be structured in a differentiat- structural solutions were rarely implemented. ed way, e.g. with monthly base loads seasonally Consequently, low oil prices drove the price of varying in size. Such base loads would be priced contracts with oil-linked prices and a decreased with a Month-Ahead index. This can be comple- base price down so much that it might now be mented with Day-Ahead products and prices for the sellers asking for an adjustment. That is also daily flexibility. Thereby, one would pretty accu- part of the third phase. And perhaps to your rately reflect the value of the contract. Of course, point, why arbitration procedures are necessary the contract design can also be more complex. at all when the changed market conditions are obvious? My impression was that for some pro- ener|gate Gasmarkt: Alright, the buyer says: “I ducers often the “Peter Principle” was applied. want a discount on the trading prices because I What I mean to say is: If there is an award no one offer you, dear producer, security of demand.” can blame me for having given something away. And the producer says: “Well, lovely midstream company, I want a premium because I provide ener|gate Gasmarkt: But is there a future for you with security of supply.” How does that fit? long-term contracts? Mr Peters: Just a minute; market liberalisation Mr Peters: First of all: Long-term contracts do has also destroyed the vertical value chain. To- – of course – not require oil-indexed prices! In day every producer can sell volumes himself in the UK, for example, there have been long-term the traded market or even supply end customers. contracts with prices linked to trading prices In theory, the producer does not need the mid- for many years. These contracts were used to stream company anymore. cover the investment in the Langeled pipeline from Norway and the BBL pipeline from the ener|gate Gasmarkt: That means, no midstream- Netherlands to the UK. And long-term contracts companies and no long-term contracts? will remain useful to cover these kind of pro- jects. But there is also another aspect: In traded Mr Peters: Hang on now! The argument was in- markets you frequently have the issue of mar- deed made in negotiations and the annual con- ket power of producers by being in control of tract quantity was, in some cases, reduced. But volume inflow. If you have long-term contracts not to zero! If the producer wants to enter the in place with buyers’ nominations you reduce trading market or even the end customer market, such market power. he has to establish, at considerable cost, his own

40 ener|gate Gasmarkt Market Development organisation. Moreover, expensive systems with est). And with the European regulatory agency all kinds of different tools, for example on credit ACER an attempt is made – again much too late risk exposure, need to be implemented. The mid- – to “harmonise” the eager national regulators. stream company can provide all this as a service for the producer. ener|gate Gasmarkt: But are there not simply different national attitudes towards gas trading ener|gate Gasmarkt: The midstream company and a gas market? You have worked in Central takes the producer’s bulk volume and distributes Europe long enough to have your experience it further! with that!

Mr Peters: Exactly, and gets, besides cost reim- Mr Peters: You are right indeed. It is not a fault bursement, a service fee like every other service one can blame on the Commission alone. Clear- provider. ly, the whole structure of the European Union was hampering determined market integration. ener|gate Gasmarkt: So, you are advocating a Nonetheless, at the end of the day, there is no al- discount on the traded market price for the mid- ternative to a European Henry Hub with regional streamer after all! price differentials which essentially only reflect transportation cost. That would also enhance se- Mr Peters: No, that’s the wrong perspective! curity of supply. The producer always had to accept deduc- tions from the “achievable price”, that’s the so ener|gate Gasmarkt: Could this also alleviate called “well-head netback” calculation. Today, fears of Gazprom playing a too strong role after the achievable price is the wholesale price at the construction of Nord Stream 2? the “point of first sale”, that’s the hub. But to achieve such a price, the producer incurs costs Mr Peters: In a functioning trading market I can- either internally or by paying a handling fee to not share such concerns anyway, not least since a service provider. There is no end user margin – once more - volumes are only re-routed. But that can be shared anymore as it used to be in indeed one should finally merge at least NCG the old world. and Gaspool, and, better yet, also the TTF, to a large transnational trading market before Nord ener|gate Gasmarkt: The midstream companies Stream 2 becomes operational. If not, even larger will be pure service providers in the future? volumes would hit Gaspool and the spreads be- tween Gaspool and NCG/TTF would go up even Mr Peters: Without negotiating a specified ser- further. What concerns me is another issue: Rus- vice fee you only swap money. You cannot rely sia politicises the whole topic. The transit rev- on making money by trading around the bid- enues of Ukraine shall be “dried out”. But the EU offer-spread in the face of the substantial costs should not politicise the whole topic itself. First, and risks involved. Remember that it is one of it is not part of its mandate to secure transit rev- the achievements of hub pricing that there are no enues for Ukraine, and second the Commission hidden margins anywhere. Of course you can do damages – like Russia –the reputation of natural speculative trading around the contract, but that gas in general. alone is not a sustainable business model. ener|gate Gasmarkt: But Nord Stream 2 and the ener|gate Gasmarkt: Perhaps a bit more general, relations with Russia are after all political ques- but also in light of what we have just discussed: tions? is the European gas market liberalisation a suc- cess story? Mr Peters: But we have the Rule of Law in Europe! We have the Third Energy Package – Mr Peters: It was a rocky road, but the result is whether its application to such projects is useful by and large okay! However, from the outset way or not – and as long as private investors comply too much national egotism was tolerated. Not with the rules, the construction must be allowed. enough early and determined effort was made to create a European Henry Hub. Today, the EU ener|gate Gasmarkt: Is that not a naïve posi- tries - much too late - to fix that by funding more tion since Gazprom might blackmail EU member than a hundred PCIs (Projects of Common Inter- states by a “political” volume management?

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Mr Peters: But if we have functioning trading ener|gate Gasmarkt: So far, these arguments get markets and avail of redundant import capacity only limited recognition. But in closing, I would with suppliers’ competition, physical depend- like to come back to one of your exciting top- ency is reduced. Clearly, for many reasons the ics that also received a lot of media attention; share of Russian gas should not be so high as to Nabucco. Were mistakes made? Could the pro- become a “disproportionate concentration risk”. ject have been successful? And I don’t want to be naïve. But if markets function, I can deal with the situation in a much Mr Peters: The approach to run the project as a more relaxed way and, at the same time, benefit “buyers’ pull” appears to have been flawed. Such the standing of natural gas as a product. pipeline projects have greater chances of suc- cess if they include the commitment of produc- ener|gate Gasmarkt: Let’s move to natural gas ers early-on. Moreover, there was the insanity of as a product. Politically gas faces a lot of head- competition between pipelines, which had never wind. What can be done against this? been seen before. But also the EU approach was, in my view, flawed. The application of the third Mr Peters: What I do not understand is that poli- Energy Package was a fallacy. It made the project ticians do not see the opportunity for quick wins a completely convoluted process. The applica- on reducing greenhouse gas emissions early-on tion of the third Energy Package on this kind of by using more natural gas. That is so obvious! I project is in my view a structural EU weakness. just published an article with the title “Natural gas, the “low hanging fruit” for immediate and ener|gate Gasmarkt: But might it nevertheless sustained reduction of greenhouse gases.” That be possible to replicate such a project under dif- says it all! ferent conditions? Do you see Turkmen gas com- ing to Europe? ener|gate Gasmarkt: Nevertheless, please ex- plain it! Mr Peters: Hypothetically and rather as a vision I could imagine an opportunity for Turkmen gas, if Mr Peters: All you need is a reasonable price for it were not transported through the Caspian Sea

CO2 in power generation as the Brits implement- but around the Caspian Sea by pipeline through ed it. That works and in the UK, gas displaces Iran. That has always been the most economic coal in power generation with commensurate option and is now, after the sanctions are lifted,

CO2 reduction. principally possible. Something along those lines might emerge in that region. ener|gate Gasmarkt: But no one follows the Brits in Europe! Again, what can be done? ener|gate Gasmarkt: But the problem of who takes charge of constructing a Nabucco 2 re- Mr Peters: We already talked about the reputa- mains if it is not a single producer who would tional problem of natural gas which cannot sim- use such a pipeline to bring his gas to the mar- ply be “reasoned” away. Here, however, a func- kets. Is it necessary that the state steps in? tioning market will help. But the gas industry must fight much more assertively against coal. Mr Peters: For me as a “market man” that would It is no longer a question of “you” or “me”, but be hard to swallow. But at least for the part be- it is about a credible and measurable contribu- yond the external EU border it might be neces- tion towards a quick reduction of greenhouse sary to think about that point. gases. Natural gas must more strongly demand its place. We need the fighting spirit the gas in- ener|gate Gasmarkt: Perhaps a thought for your dustry had in the sixties and seventies when it company, The Gas Value Chain Company! Mr successfully penetrated the heating market. Peters, thank you very much for the interview!

ener|gate Gasmarkt: Gas is fossil and should be NORD STREAM 2: pushed out of the market from 2030 onwards at the latest! The Nord Stream 2 project remains complica- ted. The Polish antitrust authority finally ma- Mr Peters: Okay, my answer would be: Let’s naged at least to blow the consortium for the start with coal!

42 ener|gate Gasmarkt Market Development

project company to pieces. Engie, OMV, Shell Uniper and Wintershall will not become part- ners of the joint venture. The mentioned com- panies plus Gazprom applied at the Polish and the German antitrust authority for an appro- val of the consortium in December 2015. The Bundeskartellamt quickly granted approval. UOKiK released objections after eight months of investigations. The consortium may lead to a restriction of competition in Poland. The ob- jections were handed to the companies, the statement is not yet the final decision. But the companies did not see the possibility to use legal measures against the expected decision GG M at least not within a time-span that does not endanger the timing of the project. The Polish Figure 5: Gas price formation for imports and gas production in Northwest Europe antitrust authority was not willing to change (Belgium, Denmark, France, Germany, Ireland, Luxembourg, Netherlands, UK). OPE: Oil price escalation, GOG: Gas-on-Gas competition, BM: Bilateral its position in a negotiation process. Therefore, monopoly (Source: IGU: Wholesale Gas Price Survey, 2016 edition) the companies withdrew the application. Now they are looking for another form of partner- ship to stay involved in the project. Two issues ing charge accounts and gave an assessment of must be settled: Financing must be assured, the likely level of the balancing charges from as well as a sufficient co-operation between October based on the development of these bal- Gazprom and its western partners. ances. Meanwhile, the new charges have been One side remark: It is not entirely clear why published, the assessment was not that bad the Polish antitrust authority was responsible and the new charges are not surprising. Table and it is also not clear why a joint project com- 5 shows not only the new balancing charges pany for an offshore pipeline has an impact on from October, but also the conversion fees and competition in Poland. But UOKiK will publish charges as well as the new hub fees. its analysis someday.

Until October From October 3.2.2 Price formation in wholesale markets Charge/Fee 2016 2016 (in euros/MWh) (in euros/MWh) Once a year, the International Gas Union (IGU) NCG publishes a report on the price formation con- SLP-Balancing charge 0.80 0.80 cepts for pipeline and LNG imports as well as for RLM-Balancing charge 0.40 0.00 national production. The report covers the whole world but assessments for different regions are Conversion fee H › L 0.453 0.453 also published. Figure 5 is taken from the report. Conversion fee L › H 0.453 0.00 Conversion charge 0.15 0.15 The facts of the dwindling importance are now pretty well known but the figure demonstrates Hub fee 0.001 0.0012 very nicely the very, very substantial shift in pric- Gaspool ing away from oil indexation over the last ten years SLP-Balancing charge 0.00 0.75 (see also the interview with Wolfgang Peters). RLM-Balancing charge 0.00 0.25 Conversion fee H › L 0.441 0.441 3.3 News on transportation Conversion fee L › H 0.441 0.00 Conversion charge 0.00 0.00 3.3.1 New charges and fees Hub fee 0.0016 0.001528

In the last edition, ener|gate Gasmarkt published Tab. 5: Fees and charges of the market area operators from October 2016 an overview on the development of the balanc- (Sources: NCG and Gaspool)

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From October, the balancing charges are for the The capacity is tendered from December to first time in place for one year. With the reduc- March on a monthly basis. Last winter, a maxi- tion of the conversion fee to zero for conver- mum of 5,400 MW was tendered in the Zone sion from L-Gas to H-Gas, the two market area South. For the H-Gas zones North and Middle, operators comply with the still valid Konni Gas. no tender took place. For the L-Gas zones West Both operators applied for an extension of the and East, a maximum of 3,700 MW was ten- fee only in the H-Gas to L-Gas direction - the dered in total. ener|gate Gasmarkt reported in only one that is commercially relevant. the last edition that the necessary capacity was calculated based on historical data. It looks like That NCG continues to charge a conversion the wish for transparency of this calculation, charge of 0.15 euros/MWh is plausible. ener|gate which was not only expressed by ener|gate Gas- Gasmarkt reported in the July edition (ener|gate markt, will remain unfulfilled. Gasmarkt 07/16) that virtual conversion will continue, although on a low level. Moreover, the NCG did not only publish the distribution of the conversion account still has a substantial deficit. capacity on the different network zones but also End of May it was 37.7 million euros. some explanations about the proper compliance with the call-off criteria for the Demand-Side- 3.3.2 Security of supply system control Management product (DSM product). As a re- energy products minder: In the tenders the DSM product com- petes with the Long-Term options. The case of At the beginning of August, NCG published how compliance with the criteria is shown in Figure it would divide the 9,800 MW it will tender for 6. The figure should be self-explanatory. long-term system control energy products to dif- ferent network zones: Already in the last edition, ener|gate Gasmarkt wrote that the current design of the DSM prod- • H-Gas-Zones North and Middle: 1,250 MW (each) uct is not very attractive for industrial users. In his presentation for an NCG information • H-Gas-Zone South: 4,850 MW workshop on system control energy, Valentin Höhn from VIK, the association of very large • L-Gas-Zone West: 1,850 MW industrial energy users, highlighted the poten- tial complete calling-off during the whole con- • L-Gas Zone East: 600 MW tractual times-span and the calling-off the next

RLM offtake Calling-off DSM-Product at 13:45 (100 units) Capacity in the hour of MAO calling-off = 310 (reference value) Description case 350 300 Provision of DSM-product DSM Supply is100 units from17:00 o‘clock (100 units) 250 DSM Calling-off at 13:45 o’clock 200 Considering a lead time of 3 hours calling-off 150 Vorlaufzeit 3h Begrenzung RLM starts at 17:00 o’clock and lasts until Verbrauchauf 210 100 Einheiten end of gas day 50 Requirements 0

Purposely offtake reduction of a metered connection point  Balancing group allocation (RLMmT/oT) 350

Perpetuation of corresponding 250 hourly injection  150 Entryso

Capacity provision takes case during the 50 whole calling-off time span under -50 consideration of reference value  -150 RLMmT Tagesband -250 VHP Exit Requirements fullfilled -350

Figure 6: Example for a calling-off in compliance with the requirements (source: NCG)

44 ener|gate Gasmarkt Market Development day after a company was already called off as more than three hours can bid only for half of two distinctive negative features. The second the capacity. feature was not mentioned by ener|gate Gas- markt in the product description in the last edi- What might demonstrate the actual lack of in- tion. The association of smaller industrial user terest from industrial users: Gaspool had a ship- VEA told ener|gate Gasmarkt that a potential pers’ meeting to inform about the new tender pooling of industrial users to reach the mini- on July 27. Among the roughly 30 participants mum lot size of 10 MW needs more time if it (according to attendants) the representatives is a reasonable approach for smaller industrial of industrial users could be counted on the fin- gas users at all. During the NCG workshop, gers of one hand. Some days later on August 9, Mr Höhn further demanded to tender the DSM when NCG held its workshop on system control product and the Long-term Options (LTOs) not energy, the situation was similar. To be more in competition but separately. He argued that precise: According to the list of attendants ex- the two products could not be compared due to actly one industrial user was represented. “Per- different pricing concepts. Only for the LTOs a haps it is necessary to fail reasonably now to capacity price is charged. make a proper design in a second round,” was Mr Höhn’s assessment after he had a complete In their conditions for the DSM product, Ga- overview of all conditions. Mr Höhn strongly spool and NCG published a formula that shall advocated the introduction of a DSM product. A allow the comparison of LTO and DSM offers. It consultant told ener|gate Gasmarkt: “If the prod- is shown in the following box. uct is not endowed with a capacity price it will never be successful.”

EstCostDSM: (TP * ED * AW *VF)/AG 3.3.3 OPAL TP: Price per day of the offer in euros/MWh if it is called-off The new compromise agreement between Gazprom Export, OPAL Gastransport and BNet- ED: Forecasted utilisation in days. The market zA (ener|gate Gasmarkt 06/16) seems to suffer area operator (MAO) calculates the forecasted the same fate as the predecessor agreement. utilisation based on appropriate assumptions Until the end of July, the Commission had not and – if available past experience. made a decision whether to notify the agree- AW: Forecasted likelihood in per cent that a cal- ment or not, but sent a questionnaire to BNet- ling-off of the offer occurs during the contractu- zA. The questionnaire has only nine questions al time-span. Calculated based on appropriate and most of these are about more general topics assumptions and in particular past experience. like the development of trading in Germany or the gas flows into the direction of the Czech Re- VF: Factor for the consideration of different public. Most answers are available in the public lead-times. domain, which means the Commission should AG: Offer magnitude in MWH/h have been able to get the answers without much VF is between 1 (one hour lead-time) and 4.5 effort itself. Therefore, it is not really clear for (23 hours lead-time). the participants what the Commission is really looking for. The Czech regulator also received a The confirmability of the evaluation for outstan- questionnaire. That sounds plausible because it ding observers will be most likely limited. was Gazprom’s dominant position in the Czech market that led to the restriction of the exemp- tion from regulated third party access for us- The complexity can be increased even further: ing OPAL capacity. As a reminder: Gazprom can At least in the NCG tender there will be a fur- only use 50 per cent of the exempted capacity. ther hurdle for industrial users. Roughly half BNetzA delivered the answers to the question- the capacity demand is tendered as “dynamic naire to Brussels on August 2. Now, the Com- need” with a lead-time of a maximum of three mission has two months again for a decision. hours. Three hours is the standard required It can extend this deadline if the questions are lead-time for the LTOs. Providers of the DSM not completely answered. Sources close to the product can chose their lead-time between one procedure are not very optimistic about the out- and 23 hours. But suppliers with a lead-time of come and expect that the Commission will not

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approve. Allegedly, it is more the Directorate dangered. GTG Nord rather sees parts of the busi- General (DG) Competition and not so much the ness of some other companies of the EWE Group DG Energy that has concerns. endangered – storage, trading – if the TSO must substantially increase tariffs. Gazprom Export Considering this stalemate situation it seems plau- most likely fears a substantial increase of transit sible to wonder why Gazprom does not offer a gas tariffs (Nord Stream 2) if restricted capacity prod- and capacity release programme on OPAL. The ucts are not exempted. The written statements of BNetzA decision on the OPAL exemption from the complaining companies submitted in the con- September 2009 allows Gazprom the full use of sultation process contain the arguments for the exempted capacity if three Bcm gas and capac- complaints (ener|gate Gasmarkt 06/16). ity is auctioned on the OPAL pipeline per year. In earlier years, offering gas in auctions was a “no 3.3.5 Hub integration go” for Gazprom, but times change. Since last year Gazprom has been using auctions as an additional ener|gate Gasmarkt reported from time to time sales channel. And last year, a number of mar- – usually as a market rumour – about the joint ket participants speculated that one target of the project of Open Grid Europe (OGE) and Fluxys auction programme was to achieve full utilisation named “HIP” (Hub Integration Project). The tar- of exempted OPAL capacity (ener|gate Gasmarkt get is to merge the two market areas Belgium and 09/15). However, Gazprom never formally applied NCG, whereas Belgium actually consists of three at BNetzA to organise such an auction explicitly to market areas: Belgium-Luxemburg (ZTP), Belgium fulfil the obligation. Several sources now confirm L-Gas (ZTP(L) and Zeebrugge Beach (ZEE). The that at least discussions took place, allegedly on companies have been working on the project for EU level but also with BNetzA, the only responsi- two years. From the very beginning, the project ble authority. Allegedly, Gazprom offered to make partners have been in contact with the German an option applying the auction rules from the last Ministry of Economics and Energy (BMWi). Most year’s auction. But it seems to be that the responsi- recently, the representatives of Fluxys and OGE ble Ruling Chamber 7 (BK 7) rebutted that propos- met the responsible head of the sub unit in the al as not transparent enough. The most controver- ministry and asked for support of the project at sial topic was the minimum price. BK 7 proposed the beginning of June. The feedback was not that a market consultation to find out the proper mini- enthusiastic. Mid-July four members of the parlia- mum price that would allow the complete sales of ment, Joachim Pfeiffer and Thomas Bareiß from the gas and capacity. “An ascending clock auction the CDU party and Bernd Westphal and Florian procedure was discussed in Brussels, in which the Post from SPD surprisingly wrote a two-page letter price is lowered until the whole volume is sold,” to the Minister of Economics, Sigmar Gabriel. All another source said. Gazprom did not agree to any four are involved in economic and energy topics in procedure where it could not determine the mini- their parliamentary groups. Mr Post even worked mum price itself, though, in order to avoid sales for Stadtwerke Munich from 2009 to 2012. The below the market price. Gazprom Export further- main message of the letter was: HIP may contrib- more demanded to keep the EU-Commission out ute to the completion of the EU internal market of the discussions concerning the auction design. and Germany would get direct access to LNG infra- structure (Zeebrugge). The authors of the letter are 3.3.4 Legal complaints against “HoKoWä” afraid that other co-operations outside Germany will be realised faster - no concrete examples are In the last edition, ener|gate Gasmarkt promised mentioned - if in Germany a long-lasting evalua- to find out which companies beyond Fluxys/ tion of potential market area co-operations takes TENP/Fluxys Deutschland filed a legal complaint place. The authors refer to the study on the po- against the Ruling Chamber 9 (BK 9) decision tentials of further market area co-operations com- on HoKoWä. The responsible court is the High- missioned by BNetzA (ener|gate Gasmarkt 06/16). er Court (OLG) of Düsseldorf . The companies The final report was delivered to BNetzA in May. are: Jordgas, Gastransport Nord (GTG Nord) and The authority had announced a consultation pro- Gazprom Export. The list seems to be exhaustive. cess for the summer. It is summer now, the con- In contrast to ener|gate Gasmarkt’s assumption sultation is still on the agenda but will not start GRTgaz Deutschland waived a complaint. Fluxys before autumn. One possible reason: Based on the and Jordgas predominantly see their business discussions about the HIP project, the BMWi alleg- model or even the future of their company en- edly discussed the project of a “hub study” already

46 ener|gate Gasmarkt Market Development in 2014 with BNetzA. Nevertheless, also in autumn tory period until the end of the second regulatory 2016 no end of the decision process is visible. period end of 2017. EWE NETZ thinks there is no legal reason to switch to a single method, it found An integration that includes the two German hubs no paragraph that prescribes a single method. The plus the Dutch systems, the solution clearly fa- company also argues that at least for some of the voured in the study, was a predecessor of the HIP network users a shift of calculation means mas- project. In 2013, the TSOs including the Dutch sive increases. “In the interest of our customers Gasunie discussed it under the project name Tri- we are aiming for a legal decision,” the head of angle. But the Dutch party did not want a full the EWE NETZ management board Torsten Maus market integration. Allegedly, the reason was the said. EWE NETZ did not want to say how large loss of the network tariffs at the border points the tariff increase would be because that would and hence an increase of tariffs at the exit points. differ from customer to customer. One market That demonstrates the relevance of the HoKoWä participant calculated the increase for one of the decision. If the Dutch TSO still insists on its posi- concerned network users with an annual con- tion – as it is heard from sources close to the HIP sumption of more than 100 GWh. The source told project – a NCG-Fluxys market area might be a ener|gate Gasmarkt that the tariff would increase first step to create a new momentum. The discus- by more than 250 per cent. Several of the compa- sions in autumn might be interesting. The BMWi nies consume more than 100 GWh gas per year, will most likely not speed up the process. the largest more than one TWh. That means that additional costs may be a seven-digit figure. 3.3.6 Abuse proceedings against EWE NETZ The procedure just started, but EWE NETZ will Sometimes the regulation of network access and if necessary not stop half way due to the enor- network tariffs leads to strange and expensive mous importance for the customers, as Mr Maus results for single network users. In this case told ener|gate Gasmarkt, without saying explic- 24 industrial gas users connected to the grid of itly that finally the German High Court (BGH) EWE NETZ are concerned. A decision of BNet- must decide. The simplest solution would be zA’s Ruling Chamber 9 (BK 9) may mean soar- to transfer that part of the network to the TSO ing network tariffs for them. BK 9 launched an of the Group GTG Nord. But for reasons within abuse procedure against EWE NETZ to enforce EWE that is not that easy. An alternative would the principle “one network operator - one pric- be to found a separate entity for that regional ing system” that EWE NETZ currently violates. high pressure network. That is what the network What is at stake? Currently, in a part of the EWE operator Avacon did. But that would create extra NETZ network the tariffs are calculated applying costs. Economically EWE NETZ has no advan- an entry-exit tariff model. This is the case for the tage from the current tariff system compared to exit points to the 24 mentioned industrial users a single prices sheet. The revenue cap does not and five adjacent network operators. All other change. And all other network customers would exit points to final users are part of local distribu- hardly benefit from the increase of tariffs for the tion networks. The tariffs are calculated applying 24 industrial users. Their tariff reduction would the capacity and commodity pricing model com- be negligible. At least some of the concerned in- mon in these networks. From January 1, 2018 dustrial users try to organise themselves as an this double standard shall be abandoned, BK 9 is interest group and apply for being formally sum- demanding, because it discriminates among net- moned to the procedure. work users. This is what the procedure is about. According to a speaker of the authority, BNetzA EWE NETZ explained ener|gate Gasmarkt that does not know any similar cases. But in the past, the situation occurred after the transmission sys- one source said, similar cases did occur. All par- tem operator Gastransport Nord (GTG Nord) was ticipants assure that conflict is not the proper de- founded in 2012 by the EWE Group to separate scription of the relationship between the parties the high pressure network. But at that time, the in this case. The aim is to find a proper solution high-pressure network was not completely as- for the problem. signed to the TSO. A part of the network with the exits to the final users remained with EWE Although there is no similar case, ener|gate Gas- NETZ. At that time, BK 9 approved the two dif- markt knows at least one case where a changed ferent methods of tariff calculation for a transi- allocation of networks causes similar problems.

Issue 9|16 47 Market Development

3.3.7 More capacity points is based on different assumptions about utilisation of existing capacity. The preliminary The working group More Capacity consults the contracts shall assure that there will be demand contract terms and conditions of preliminary for the offered capacity. The consultation period contracts. These contracts shall oblige bidders to for the contract conditions ends on September 2. submit bids in capacity auctions for the volumes agreed in these contracts. That sounds compli- Among other things, the whole procedure is so cated! The background is the efficient provision complicated because it shall to a large extent com- of capacity to ship additional gas volumes up ply with the future rules of the Network Code Ca- until 2041 in particular from the planned Nord pacity Allocation Mechanism (NC CAM), but allow Stream 2 from the landing point Greifswald to sufficient predictability and security for the project. the markets. To allow a proper long-term plan- The new version of the NC CAM with rules for the ning More Capacity made a market screening last allocation of incremental and new capacity is still year to find out the general demand for capacity in the comitology process (ener|gate Gasmarkt (ener|gate Gasmarkt 01/16). This general demand 08/16). The process may be finished by the end of was now transposed in a concrete allocation to September. It will be an interesting question wheth- existing and new entry and exit capacity at the er the rules will apply to projects already started. relevant network points on the border of the GA- SPOOL market area. Table 6 shows the network The number of TSOs that participate in More Ca- points and the capacities. pacity has increased since the beginning of this year. Fluxys Deutschland joined in April and NEL Vierow in Greifswald is the new entry point for Gastransport (Wintershall, Gazprom) in July. the planned EUGAL pipeline.

From the capacity shown in table 6 the involved 3.4 News on storage TSOs derived “offering levels”, i.e. the magnitude of capacity and the capacity products they will 3.4.1 Storage filling levels offer long-term in the auction for annual capacity in spring 2017 on the capacity platform PRISMA. ener|gate Gasmarkt did not recognise it either: The span for new capacity at some connection In the last edition in the trading chapter the

Existing capacity New capacity Network point TSO (GWh/h) (GWh/h) Entry points • Fluxys D Greifswald NEL • Gasunie D 28.6 6.6 • NEL Gastransport Vierow • Gascade 79.1 Vierow • Gascade 3.1 GCP (Lasow) • Gaz System 1.1 1.8 German-Polish border) • Ontras Exit points

Zone Oude Statenzijl • Gasunie D 1.5 12.0 (German-Dutch border)

Mallnow • Gascade 7.7 4.3 – 14.0 (German-Polish border) Deutschneudorf • Ontras 4.4 2.0 (German-Czech border) Deutschneudorf-EUGAL • Gascade 45.2 – 56.8 • Gaz System GCP (Lasow) 2.0 0.7 • Ontras

Tab. 6: Capacity extension for onshore transportation of Nord Stream 2 volumes (Source: More Capacity)

48 ener|gate Gasmarkt Market Development allegedly low filling levels of German storage named RWE Dea) from the RWE Group and re- facilities was reported. This assessment was named it. In addition to gas and oil production based on the data published by Gas Storage assets, the three storages facilities Breitbrunn Europe (GSE) on the transparency platform (80 per cent), Wolfersberg and Inzenham-West AGSI+ (https://transparency.gie.eu/index. were part of the package. All storage facilities php). Many analysts work with that data. Un- are located in Bavaria. Only for Inzenham-West fortunately, they have been substantially wrong Dea is the storage system operator and in charge for months! The reason: since mid-April GSE of capacity sales. In Breitbrunn, Uniper Energy intended to publish the data on the platform Storage is the commercial operator. Co-owner the storage system operators submit to ACER as is Storengy Deutschland. The Wolfersberg stor- part of their REMIT reporting obligations. This age is commercially operated by bayernugs the data is reported in energy units. In the past, storage operator of the Bayerngas Group. The GSE has published all data in volume units. The agreements for the Wolfersberg and Breitbrunn conversion seems to have caused greater trou- operations will expire – Spark Spreads writes – in bles. One can argue that reading might help. 2027. The combined working gas volume of the A note was published on the platform on July three facilities is 1.78 Bcm. 15 (but not before) in which the problem was admitted, but without any hint when a solu- The market conditions for storage are difficult in tion might be expected. On August 9, GSE was Germany and Europe, which will not facilitate finally successful. From that day on, the correct the sales process. But that depends also on DEA’s current data has been published (one market price ambitions. Potential buyers for Wolfersberg participant told ener|gate Gasmarkt that regard- would be Bayerngas and for Breibrunn Storengy. ing historical data there are still some doubts). Bayerngas’ managing director Günter Bauer told And the data is published in energy units. The ener|gate Gasmarkt that he has not really thought design of the internet page has changed a bit, about it. And he added that in that case DEA and more important: it works much faster. The would have to be willing to sell the storage sepa- German storage facilities are filled by almost rately and cheap. 90 per cent. Even the L-Gas storage filling lev- els are quite comfortable. From the larger L- 3.4.3 Bayernugs Gas storages the EWE Gasspeicher L-Gas zone Huntorf/Nüttermoor has the lowest filling level The storage operator of the Bayerngas Group, at around 83 per cent. bayernugs is making losses. The Wolfersberg op- erator reported a loss of 7.2 million euros, but 3.4.2 DEA Deutsche Erdöl only half the loss of 2014. According to the Bay- erngas annual report (also see next story) Bay- DEA Deutsche Erdöl wants to sell its storage fa- erngas is the sole bayernugs customer, the con- cilities. The company told its business partners a tract is “lastingly loss making.” For impending bit more restrainedly that it will evaluate its busi- losses 3.6 million euros were set aside. ness model. But a source close to the company told ener|gate Gasmarkt that evaluation should Günter Bauer, Bayerngas’ managing director, will be translated with disinvestment. Spark Spread - continue to fight for a remuneration of the fair an information service provider specialised on fi- value for storage. Mr Bauer does not ask for stra- nance and trading in the energy sector - reported tegic storage anymore, but an obligation for sales without mentioning any sources that the interna- companies to physically hedge the supply of pro- tional investment bank Citi was mandated with tected customers. “We shift it forward and back- the sales process. ward and at the end of the day someone rather randomly chosen must pay the bill; I don’t think In 2014, the Russian investment company Let- this is a viable model,” Mr Bauer said for whom terOne had bought the company (at that time the French model is a proper solution.

Issue 9|16 49 Market Structure

4. Market Structure

4.1 Company strategy and results The only Bayerngas subsidiary that delivers a stable profit is the TSO bayernets. In 2015 it was 4.1.1 Bayerngas almost 20 million euros, one year before even 23.9 million euros. On August 1, Bayerngas published its annual report. In 2014 Bayerngas GmbH had earned 36 Without the depreciation for the E & P compa- million euros before taxes. For 2015 the company ny, Bayerngas would have made a small pre-tax reported now a loss of 87.4 million euros. Mainly profit of five million euros. And the company’s responsible for that deep red figure was the writ- situation looks even more relaxed if one consid- ing off of 93.4 million euros on the 19.9 per cent ers the group’s result. After tax the profit was 21 share in Bayerngas Norge. The exploration and million euros – little change compared to the pre- production company has been loss making for vious year. The decisive figures for the business years because it is still in the build-up phase. In and the profitability, however, are the Bayerngas 2014, Bayerngas reduced its shareholding from GmbH figures. They are the basis for the divi- 31.5 to 19.9 per cent. Since that time the share- dend to the shareholders, if there is any. For 2015 holding has been treated solely as a financial no dividend was paid. The “nice” group result shareholding. Besides weak oil and gas prices was achieved because valuation assessments Bayerngas Norge had a homemade problem in were changed. 2015 that contributed to the extraordinary high loss of 700 million euros. There are problems A short note on the sales figures: Through the in the Danish field Hejre, in spring the contract “traditional” sales channels (industrial us- with the contractor for the platform was termi- ers, individually made contracts with utilities) nated on short notice. Start of production was around 30.5 TWh were sold in 2015, three TWh originally planned for 2015, now even 2017 - the less than in 2014. Trading sales increased from last date mentioned - is endangered. 47.5 to 63 TWh. Roughly 20 TWh of the trad- ing sales were supplied to customers as part of However, last year the sales and trading business portfolio management. of Bayerngas was also making losses: How will Bayerngas proceed? At the beginning • Bayerngas Vertrieb, the sales affiliate, reported of August the new Bayerngas Energy started its a loss of almost four million euros after a profit operational business. In the new entity the activi- of 11.2 million euros in 2014. ties of the former sales and trading company are integrated (ener|gate Gasmarkt 03/16, personnel). • Bayerngas Trading at least reduced the loss from 7.7 to 6.8 million euros. In a talk about the annual report, the managing director Günter Bauer emphasised the impor- In particular the warm November and Decem- tance of the customer- and solution-driven sales ber were responsible for the loss of the sales business of the new entity. With long-term per- company. Similar to Gas-Union (ener|gate Gas- sonal customer relations and an increased offer of markt 08/16) Bayerngas had to sell volumes for services, Bayerngas will distinct itself from com- low prices. petitors (ener|gate Gasmarkt 08/15) in its target markets. Target customers are industrial gas users The trading company was already loss making in with an annual demand of more than 100 GWh 2014, and Bayerngas is not that unhappy about and utilities. Mr Bauer also expects increasing the 2015 development. The contacts to utilities sales margins in future. The times of “political” were substantially extended. According to the prices that utilities offer to single industrial cus- company’s own assessment, the launch of trad- tomers are over and in the utility sector – accord- ing-related services was successful, 25 compa- ing to Mr Bauer – a positive margin is feasible for nies are buying different services. But because a complete package. Furthermore, the extension that business was not started before 2015 the first of the business to selected adjacent countries as successes do not have an impact on the annual well as the new power sales business shall make result. Bayerngas is also pleased with the devel- positive contributions. Mr Bauer did not want to opment of portfolio management business. release any figures for the new business and said

50 ener|gate Gasmarkt Market Structure only that the company is very satisfied with the panies like Enovos Gas-Union, GasVersorgung market entry, particularly in Austria. For 2016, an Süddeutschland and also VNG have a similar even result is expected for the sales business. The approach. Other market participants argue that sales volumes shall be substantially extended. low margins will only allow a very automated In the industrial sector the sales volumes shall and standardised business. It will be very in- be 14 per cent higher than 2015 and in the trad- teresting to see whether these companies will ing sector as a consequence of the integration of be successful, taking into account the market the trading unit 45 per cent. At least in 2015 the development, competition but also the political biggest shareholder, Stadtwerke Munich was not headwind for gas in the heating sector. among the customers. That was different in 2014 when Bayerngas provided gas for power produc- 4.1.2 Erdgas Münster tion. The plant was not in operation in 2015. Stadtwerke Munich has in general its own energy When reporting personnel news about the new trading for procurement. Erdgas Münster managing director in the last edition, we promised to report a bit more about In the medium-term Mr Bauer expects an an- the business development of the company in this nual profit at a level of 20 to 30 million euros edition. The annual report was published in Au- again. With a stable network business that target gust in the Federal Bulletin. Sales volumes in- should be achievable. Mr Bauer did not want to creased from 45.6 to 48.1 TWh in 2015. With 94 comment on the future of Bayerngas Norge. That per cent Uniper gets the lion’s share of it (2014 is the business of Stadtwerke Munich, the major- the share was roughly 80 per cent). In the Erdgas ity shareholder with a 79.5 per cent share. Stadt- Münster reporting this part is described as “ob- werke Munich gave ener|gate Gasmarkt a gener- ligations of our shareholders”. These are legacy al overview in a written statement. The company contracts from a time when Ruhrgas had the is in principle still committed to the upstream right to buy every second cubic metre of natural business and expects better results in the future. gas produced in Germany. Uniper holds the con- It is a cyclical business with times of boom and tracts now as the final Ruhrgas successor. The bust. Nevertheless, Stadtwerke Munich will im- annual report explicitly confirms the assessment prove the risk and profit profile by adding strate- from the last edition that the company ceased gic partners if any are found. Stadtwerke Munich its sales activities. Already in March 2015, the did not want to give further details because con- Erdgas Münster shareholder assembly made that fidentiality was agreed in ongoing talks. decision and the company’s sales activities were stopped on September 30, 2015. Since then the One comment: Two months ago, ener|gate Gas- shareholders have been determining the precise markt reported about EnBW’s terminating of volume and buyer. Shareholders are all German the sales business with large customers. Bay- L-Gas producers BEB Erdgas Erdöl, ExxonMo- erngas, in contrast, sees the possibility to ex- bil Gas Marketing, Engie E&P, Wintershall and tend and develop the sales business - in par- Vermillion. Erdgas Münster also sold its share- ticular in segments where the companies sees holding in Gasline in 2016. Gasline organises value in personal customer relations. As part of the business with telecommunication wires for these relations, the company is convinced that twelve German gas companies now. a service business that creates value for both sides can be developed. Interesting was Mr The Erdgas Münster earnings before tax are sta- Bauer’s remark that the company does not aim ble and were around 16.7 million euros in 2015 to be a first mover or will follow any hype. So- (2014: 16.9 million euros). Because the German lidity and the true customer need are the main L-Gas production is in decline, Erdgas Münster emphasis. Some other “traditional” gas com- expects a shrinking business for 2017.

Issue 9|16 51 Personnel

5. Personnel

Volkmar Langefeld is no longer Espot’s man- Mausbeck’s particular strength but that seemed aging director. The joint venture of EnBW and to be the problem: “Danske is a company that some utilities offers portfolio management ser- depends on its knowledge base and our staff is vices mainly for gas to its utility shareholders our most valuable asset,” Mr Ravn underlines (ener|gate Gasmarkt 03/15). Mr Langefeld held in the short interview. During the last months, the position in addition to his role in the EnBW more capable staff members than usual left the gas sales business. Mr Langefeld left the com- company. Mr Ravn emphasised the healthy eco- pany when EnBW terminated the sales business nomic situation. After the sharp drop of earn- with large customers. Heiko Engel succeeds him ings in 2014, the 2015 result was much better as Espot managing director. Mr Engel was head (ener|gate Gasmarkt 03/16). DC do not release of the EnBW utility sales unit. Horst Graef, man- any half-year figures. Mr Mausbeck worked aging director of Stadtwerke Calw remains Espot between 1999 and 2013 for the EnBW Group managing director. - since 2011 as member of the executive board. Some sources that know him from that time Dirk Mausbeck left Danske Commodities (DC), confirm that leadership was not his strength. where he was the CEO for 18 months only. In At the beginning of September, DC has not yet the press release, the company says it is look- found a new CEO but appointed Carl Hagert ing for a new CEO now who will lift the DC as a new Vice President and Head of Origina- to the next level. The new CEO shall mainly tion. Mr Hagert was Head of Upstream and focus on people management and DC’s culture Marketing at Koch Supply & Trading in Geneva and values. For a transitory period a manage- before he switched to DC and moved to Arhus. ment team headed by the head of the supervi- (ener|gate Gasmarkt 10/14). sory board Peter Ravn and his vice-chairman Henrik Lind will lead the company. Mr Lind ener|gate Gasmarkt just learned that one of the founded DC. During the last 18 months, DC best known energy lawyers in Germany, Man- was in a restructuring process (ener|gate Gas- fred Ungemach started his own business at the markt 03/16). Mr Ravn told ener|gate Gasmarkt end of last year. Since 1993, Mr Ungemach has that Mr Mausbeck made very valuable contri- been working as partner of the energy unit of a butions in implementing new processes and a number of large international law firms, latest new IT system. Mr Ravn did not want to admit with Bird & Bird. He has dealt a lot with topics directly that personnel management is not Mr around gas.

52 ener|gate Gasmarkt Market Rumours

6. Market rumours

When the E.ON Group was split into Uniper and ness. ener|gate Gasmarkt has an email to cus- E.ON, some faults must have been made when tomers in which this is explained. However, gas contracts with utilities were transferred to VNG assures that only offers to tenders on pro- Uniper. At least in one case the legal succession curement platforms are ceased that Energieun- was not properly settled and the contract had ion did on small scale. And this potential sales to be or could be terminated prematurely. “The channel is only closed for commercial reasons; contract had quite good conditions, for Uniper the email was not quite right on mentioning the the premature termination cost a single-digit EnBW example. VNG itself started power sales million Euro amount,” a usually well-informed to industrial users and will extend that business. source reported. Energieunion is in charge of the operations for that business. Several sources report that Trianel is search- ing for a third managing director. Trianel is still At last a little summer story: In the last edition, seen as a kind of role model as a trading com- ener|gate Gasmarkt wrote about the RWE Inter- pany of municipal utilities, at least it is perhaps national rebranding to innogy. It was reported the oldest one that developed a decent business. that the energate publication Messenger asked However, it has a number of problems an ad- communication experts about an assessment of ditional managing director should tackle. One the name but not about an assessment of the source said that there might be also personnel new logo. A reader pointed out to ener|gate Gas- changes in the trading unit. markt that the Internet can help to close that gap. The online publication HORIZONT asked experts Not all rumours are completely true. In the last to give their view on the new logo. The assess- edition, ener|gate Gasmarkt reported that the ments range from well done to impossible. The VNG trading affiliate Energieunion would stop harshest comment was: “Formally, the logo ge- offering power to industrial users because the nerically ranges between a Bugaboo baby stroller VNG owner EnBW would terminate that busi- and a logo for a blood pressure meter.”

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