Important news

• Gas geben für die Energiewende

• Vorankündigung der Konsultation der Allgemeinen Bedingungen für BGV der AGGM im Juni

Good to know

• Bilanzierungsbericht 2018

• Änderungen im Regelwerk zum 1. Oktober 2019

• Austrian Gas Infrastructure Day 2019 (AGID 2019)

• CCT-Termine

• Update: Instandhaltungskoordination

• Grafik, Fakten

AGGM im Dialog

• Interview mit Mag. Dr. Harald Stindl, Geschäftsführer der Gas Connect Austria GmbH

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Important news

Gas geben für die Energiewende

Gasförmige Energieträger sind wesentlich für die angestrebte Dekarbonisierung des Energiesystems. 

 

Allein mit Strom lässt sich die Energiewende nicht bewerkstelligen, konstatierte der Leiter der Abteilung Großhandelsmärkte für Strom und Gas der Generaldirektion Energie der EU-Kommission, Florian Ermacora, kürzlich bei einem Pressegespräch in Wien. Nach der Reform des Strommarktes der EU durch das „Winterpaket“ empfiehlt sich daher auch eine Neugestaltung des Gasmarktes. Näher zu betrachten sind voraussichtlich die Sektorkopplung und neue Formen von Gas, da mit Erdgas als fossilem Energieträger die vollständige Dekarbonisierung des Energiesystems nicht zu bewerkstelligen ist. Solche Formen von Gas wären Biogas und Biomethan, aber auch Wasserstoff, für dessen Nutzung Österreich eine EU-weite Wasserstoffinitiative gestartet hat. Primär wird es laut Ermacora um „grünen“ Wasserstoff gehen, der elektrolytisch mit Hilfe von Strom aus erneuerbaren Energien aus Wasser gewonnen wird. Ein Thema ist aber auch „blauer“ Wasserstoff, der sich mittels CO2-Abscheidung aus Erdgas erzeugen lässt. An „blauem“ Wasserstoff sind große Erdgasproduzenten in aller Welt interessiert. Eine Reihe von Fragen ist noch offen, etwa, wie viel Wasserstoff in die Pipelines eingespeist werden darf und wie viel Wasserstoff Gaskraftwerke sowie Gasheizungen verkraften. Auch die Frage industrieeigener Wasserstoffnetze ist laut Ermacora zu diskutieren.

 

„Konjunkturturbine“ erneubares Gas 

 

Unterdessen geht der österreichische Fachverband Gas Wärme (FGW) davon aus, dass ab dem Jahr 2050 rund 500 Millionen Normkubikmeter synthetisches Methan sowie 1,5 Milliarden Kubikmeter Biogas erzeugt und in die öffentlichen Gasnetze einspeist werden können. Laut FGW-Obmann Peter Weinelt würde das genügen, um den gesamten Raumwärmebedarf Österreichs zu decken. Zu rechnen wäre in diesem Zusammenhang mit Investitionskosten von insgesamt rund 14,5 Milliarden Euro im Zeitraum 2020 bis 2050 für die Erzeugungs- und Einspeiseinfrastruktur. Hinzu kämen Betriebskosten von weiteren 13,8 Milliarden Euro. Diesem Aufwand stünde allerdings eine Wertschöpfung von etwa 21 Milliarden Euro in Österreich gegenüber. Ferner würden bis zu 10.000 neue Arbeitsplätze geschaffen.

Dies zeigen Berechnungen der Österreichischen Energieagentur im Auftrag des FGW. Sie stützt sich dabei auf eine Studie der Johannes-Kepler-Universität Linz. Weinelt zufolge wäre die Nutzung des „grünen“ Gases somit eine nicht zu unterschätzende „Konjunkturturbine“ für Österreich. Damit diese auf vollen Touren laufen kann, benötigt die Gaswirtschaft allerdings entsprechende Rahmenbedingungen, erläuterte Weinelt. Als sinnvoll erachtet er beispielsweise die Abschaffung der Erdgasabgabe für die Einspeisung von Biomethan ins Erdgasnetz. Ähnlich wie für die Erzeugung von Ökostrom müsste es laut Weinelt auch für die Herstellung von synthetischem Methan und Biomethan Förderungen geben. Der FGW spricht sich für Marktprämien aus, die per Ausschreibung vergeben werden. Dieses Modell ist auch für die künftige Ökostromförderung vorgesehen.

Konsultation der Änderung der AB MGM-VGM-BGV Ost sowie der AB VGM-BGV Tirol und Vorarlberg

Die Anpassungen der AB MGM-VGM-BGV Ost sowie der AB VGM-BGV Tirol und Vorarlberg sind insbesondere erforderlich, um die Änderungen, die sich aus der Gas-Marktmodell-Verordnung-Novelle 2019 (Inkrafttreten am 01.10.2019) ergeben, im Vertragsverhältnis zwischen der AGGM und den Bilanzgruppenverantwortlichen zu berücksichtigen.

Folgende, darüber hinausgehende Neuerungen sind unter anderen in den AB MGM-VGM-BGV Ost vorgesehen:  

    • Möglichkeit zur Verlängerung der Frist für den ersten Ausgleich des nächsten Gastags (Day-Ahead) auf 06:00 Uhr auf Ersuchen des BGV bei gleichzeitiger Zusicherung, dass er die Tagesunausgeglichenheit vor Beginn des nächsten Gastags selbst ausgleichen wird.

    • Erhöhung der Schwelle, welche eine Zahlungsverpflichtung des BGV für den Strukturierungsbeitrag auslöst, auf EUR 500.

    • Kann das Carry Forward Konto des Bilanzgruppenverantwortlichen im Falle einer Beendigung der BGV-Tätigkeiten im Marktgebiet Ost nicht mehr rechtzeitig ausgeglichen werden, wird dem Bilanzgruppenverantwortlichen das im Carry Forward Konto verbleibende Ungleichgewicht zum Börsereferenzpreis des letzten Tages seiner BGV-Tätigkeit von AGGM gutgeschrieben bzw. in Rechnung gestellt.

Die Konsultationsentwürfe sind unter folgendem Link auf der Website der AGGM abrufbar. 

Allfällige Stellungnahmen zum Konsultationsentwurf sind spätestens bis zum 03. Juli 2019 an die Email-Adresse marktgebietsmanager@aggm.at zu senden. Wir weisen darauf hin, dass Stellungnahmen in der Folge auf der Website veröffentlicht werden können, sollten Sie dem in Ihrer Stellungnahme nicht widersprechen.

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Good to know

Bilanzierungsbericht 2018 veröffentlicht

Gemäß der geltenden Verordnung bezüglich des österreichischen Gasmarktmodells (Gasmarktmodell-Verordnung 2012) ist die AGGM als Markt- und Verteilergebietsmanager (MGM bzw. VGM) für die ordnungsgemäße Durchführung der österreichischen Netzbilanzierung verantwortlich. Um ihre diesbezüglichen Tätigkeiten transparent zu gestalten, ist jährlich ein Bilanzierungsbericht vorzulegen. Der Bericht für das Jahr 2018 findet sich auf der AGGM Website. Aufgrund der Ergebnisse des Bilanzierungsberichts sind Anpassungen in den Allgemeinen Bedingungen der AGGM vorgeschlagen worden. 

Änderungen im Regelwerk zum 1. Oktober 2019

Die am 1.10.2019 in Kraft tretenden Marktregeländerungen bringen für Versorger und Bilanzgruppenverantwortliche folgende zwei Neuerungen:

 

Vorläufige stündliche Messwerte von LPZ-Kunden mit 10 bis 50 MWh/h vertraglicher Anschlussleistung 

Gemäß Sonstigen Marktregeln Gas, Kapitel 2, Ziffer 85a erhält der Versorger ab 1.10.2019 vorläufige stündliche Messwerte von LPZ-gemessenen Endverbrauchern mit einer vertraglichen Höchstleistung von 10.000 kWh/h bis 50.000 kWh/h, je Zählpunkt, spätestens 25 Minuten nach der vollen Stunde vom jeweiligen Verteilernetzbetreiber. Die Datenübermittlung an den Versorger wird im Format MSCONS über den Übertragungsweg EDA aus Sicht des Verteilernetzbetreibers wahlweise durch den Verteilernetzbetreiber selbst oder durch AGGM erfolgen. Erster Ansprechpartner für den Datenaustausch ist der Verteilernetzbetreiber, an dessen Netz der Endverbraucher angeschlossen ist.

 

Erweiterung des Tagesbilanzierungsregimes und Wegfall des Endverbraucher-Fahrplans für Stundenbilanzierung 

Gemäß der Novelle 2018 zur Gas-Marktmodell-Verordnung 2012 sind ab 1.10.2019 nur mehr Endverbraucher mit einer vertraglichen Höchstleistung von mehr als 50.000 kWh/h (Großabnehmer) im Stundenbilanzierungsregime. Aktuell liegt diese Grenze bei 10.000 kWh/h mit einer Optierungsmöglichkeit in das Tagesbilanzierungsregime für Endverbraucher mit einer vertraglichen Höchstleistung von 10.000 kWh/h bis 50.000 kWh/h.

Ab 1.10.2019 würde der Endverbraucher-Fahrplan Stundenbilanzierung nur mehr die Summe der Großabnehmer-Fahrpläne je Bilanzgruppe umfassen, die ohnehin als Einzel-Fahrplan je Großabnehmer vom BGV an den VGM zu übermitteln sind und somit eine redundante Information darstellen. Gemäß Sonstigen Marktregeln Gas, Kapitel 2, Ziffer 29 wird auf den Austausch dieser redundanten Information verzichtet. Die Fahrplankommunikation zwischen BGV und VGM beschränkt sich daher auf den Austausch der Einzel-Fahrpläne je Großabnehmer, die vom VGM für die Bilanzierung des MGM und das Clearing des BKO je BG summiert und wie bisher als Summe Endverbraucher Stundenbilanzierung an den MGM und den BKO übermittelt werden.

Die Anmeldung des Endverbraucher-Fahrplans Tagesbilanzierung bleibt unverändert. In diesem Aggregat sind vom BGV jedoch ab 1.10.2019 sämtliche Endverbraucher mit einer vertraglichen Höchstleistung bis 50.000 kWh/h zu berücksichtigen.

Austrian Gas Infrastructure Day 2019 (AGID 2019)

Der Austrian Gas Infrastructure Day findet heuer am 15. Oktober 2019 im Hotel Kaiserwasser (Wagramer Straße 8, 1220 Wien; ACHTUNG: geänderter Veranstaltungsort!) statt.

 

Am AGID werden die Ergebnisse der Gas Infrastrukturplanung für Österreich den Marktteilnehmern präsentiert.
Am Vormittag wird die Langfristige Planung 2019 vorgestellt, am Nachmittag wird gemeinsam mit den Fernleitungsnetzbetreibern der Koordinierte Netzentwicklungsplan 2019 präsentiert.

 

Die Einladung dazu wird noch versendet. Wir freuen uns auf Ihr Kommen!

Competence Center Training 

Unsere nächsten Termine sind am:

 

10. Oktober 2019       in deutscher Sprache

7. November 2019     in deutscher Sprache

 

In englischer Sprache gerne auf Anfrage.

 

Nähere Informationen finden Sie auf unserer Website.

Instandhaltungskoordination

Die stets aktuellen Ergebnisse der Instandhaltungskoordination sind auf unserer Website veröffentlicht.

 

Unter „Archiv“ finden Sie ab dem Planungsjahr 2019 auch die einzelnen Versionen des „Integrated Annual Maintenance Plan“.

Grafik/Fakten

Der hohe Sommer-/Winterspread an der Erdgasbörse motiviert Speicherkunden zum Einspeichern, dies spiegelt sich im hohen Speicherstand im Vergleich zu den Vorjahren wieder.

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AGGM im Dialog

Interview mit Mag. Dr. Harald Stindl, Geschäftsführer der Gas Connect Austria GmbH

  

Was sind aus Ihrer Sicht die wichtigsten Herausforderungen für den Ausbau der Erdgas-Fernleitungsinfrastruktur in Österreich in den kommenden Jahren?
Die Versorgung auch über die Grenzen hinweg sicherzustellen, die technische Vorbereitung auf die Erneuerbaren Gase, effiziente Modernisierung und Digitalisierung wo möglich und sinnvoll. Außerdem einen stimulierenden Regulierungsrahmen und die integrierte Planung mit den Stromnetzbetreibern.

 

Wie schätzen Sie die Entwicklung des Erdgasbedarfs in Österreich sowie in der EU in den kommenden Jahren ein?
Wir glauben an eine stabile Erdgasnachfrage innerhalb der nächsten 10 Jahre – Auslöser: Gas als  „beste“  fossile Energie und Kohle ersetzend; Rückgang der EU-Inlandsförderung; Verhütung einer „Dunkelflaute“;  danach erwarten wir den verstärkten Einsatz von Erneuerbarem Gas.

 

Was erwarten Sie sich hinsichtlich des Gasimportbedarfs? Einerseits sinkt die Gasförderung in der EU, andererseits werden die erneuerbaren Energien stark ausgebaut, um die angestrebte Dekarbonisierung der Energieversorgung voranzutreiben.  

Der Import wird steigen – davon zeugen ja die zahlreichen neuen Pipeline- und LNG-Projekte. Das Ziel der „Mission 2030“ ist ja „nur“ die Stromerzeugung spätestens 2030 „net-zero fossil“ zu stellen, die Stromerzeugung ist aber nur ein Teil des gesamten Energiebedarfs.

 

Welche Rolle kann die Erdgasinfrastruktur grundsätzlich beim Streben nach einer weitgehend „dekarbonisierten“ Energieversorgung spielen?
Sie ist bereits vorhanden, d.h. sie kann Kosten sparen indem sie Erneuerbare Gase aufnimmt und speichert und damit Strom aus Erneuerbaren Energien „konserviert“ – besser als es derzeit Batterien können. Sie kann aber auch verstärkt auf Erneuerbare Energiequellen in ihrer Wertschöpfung zurückgreifen, also z.B. Solarenergie einsetzen oder die Gesamtkosten des Energiesystems reduzieren indem Gas- an Stelle von Dieselnotstromgeneratoren für die Breitstellung von Ausgleichsenergie eingesetzt werden. Sollte die CNG-Mobilität Fuß fassen mit ihrer konsequenten CO2-Reduktion, so spielt auch hier die Infrastruktur eine Helferrolle. Totgesagte leben bekannter weise oft länger.

 

Deutsche Fernleitungsnetzbetreiber haben im Sinne der Sektorkopplung bereits Pläne für Power to Gas-Projekte in großem Maßstab präsentiert. Sind ähnliche Initiativen auch von Ihrem Unternehmen zu erwarten?  
Wir sind in einer Warteposition bis wir den Rahmen der zukünftigen Möglichkeiten im Hinblick auf Unbundling und Förderungen kennen. Letztlich wird es von der Wirtschaftlichkeit solcher Investitionen, aber auch von den Intentionen unserer Eigentümer abhängen. Die Revitalisierung Baumgartens nimmt unsere Ressourcen auch sehr in Anspruch.  Aber: „Sag niemals nie.“

 

Laut der Punktation zum „Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz“ plant die Bundesregierung „die Verankerung eines integrierten Netzinfrastrukturplans im ElWOG 2010 und GWG 2011“. Die Regierung wünscht eine „engere wechselseitige Betrachtung des Strom- und Gassystems“. Sie sieht diesen Plan als „Eckpfeiler der Versorgungsstrategie“ und möchte, dass dieser „unter Einbindung der Länder und Gemeinden“ erstellt wird. Was halten Sie von diesen Überlegungen?  
Heutzutage ein Muss. Ich darf aber an einen Spruch Eisenhowers erinnern: „Plans are worthless, but planning is everything.“

 

Aussendungen der GCA aus letzter Zeit zufolge schreitet der Wiederaufbau der zerstörten Infrastruktur in der Erdgasstation Baumgarten zügig voran. Bis wann ist mit der vollständigen Wiederherstellung zu rechnen?
Es wird noch etwa ein Jahr dauern – dann aber wird es schöner, moderner und sicherer sein als je zuvor. 

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