Fehlallokationen zielsicher aufspüren und minimieren

Aachen, (PresseBox) - Die Verringerung des Regelenergiebedarfs, der im letzten Winter teilweise extrem in die Höhe geschossen war, ist ein zentrales Ziel der am 1. Oktober 2012 in Kraft tretenden Kooperationsvereinbarung Gas V (KoV Gas V). Als wesentlicher Grund für hohe Regelenergiekosten gelten Fehlallokationen vor allem bei Standardlastprofilkunden. Strengere Regeln für die Netzkontenabrechnung erhöhen nun den Druck auf die Netzbetreiber, sich die Prognoseprozesse noch genauer anzuschauen. SOPTIM NZM ist dafür das ideale Werkzeug. Es unterstützt Gasnetzbetreiber bei einer präzisen GeLi-Gas-Versorgungsklärung, mit hoch automatisierten Prozessen und vielfältigen Kontrollfunktionen. Wer Daten und Wirkzusammenhänge transparent macht, kommt Prognoseungenauigkeiten zielsicher auf die Spur.

Wie funktioniert das Netzkonto? Die Marktgebietsverantwortlichen führen für jeden Netzbetreiber je Marktgebiet und Gasqualität ein Netzkonto. Darin werden jeweils die allokierten Ausspeise- und tatsächlichen Einspeisemengen der Verteilnetze gegenübergestellt. Die Marktgebietsverantwortlichen ermitteln täglich vorläufig und monatlich endgültig den Saldo. Die monatliche Netzkontoabrechnung läuft innerhalb fester Fristen und Regeln ab. Bemessungsgröße ist die prozentuale monatliche Abweichung zwischen allokierter und tatsächlich ausgespeisten Gasmengen. Wird der festgelegte Schwellenwert von 10 % überschritten, erfolgt eine Abschlagszahlung zum Mehr-/Mindermengenpreis des Monats für Registrierende Leistungsmessung - ein Vorgriff auf die eigentliche Mehr-/Mindermengenabrechnung. Bei Abweichungen von mehr als 5 % erhält die Bundesnetzagentur eine Meldung. Eine Veröffentlichung droht ab einer monatlichen Abweichung von mehr als 50 %.

Temperaturversatz ist der zentrale Unsicherheitsfaktor

Schon systembedingt ist jede Allokation ungenau, weil sie auf den Lastdaten des Vortages basiert. Dabei ist der Temperaturversatz ein zentraler Unsicherheitsfaktor. Viele schwer kalkulierbare Faktoren beeinflussen das tatsächliche Verbrauchsverhalten der Kunden. Beispielsweise sehen die Verbrauchskurven in Neubaugebieten mit gut gedämmten Häusern anders aus als in den üblichen Standardlastprofilen unterstellt. Aufgrund des Speichereffektes steigt der Wärmebedarf nach Temperaturabfällen dort stark verzögert an.

Welche Chancen haben Netzbetreiber, die Fehlerquote bei der SLP-Allokation zu senken? Wo gibt es Stellschrauben? "Eigentlich müssen die Ausspeisenetzbetreiber nur ihre Hausaufgaben machen, sprich die bekannten Prozesse sauber leben", meint. Dipl.-Ing Eva Spille, bei SOPTIM verantwortlich für das Produktmanagement NZM/NEM. "Zunächst einmal muss die Datenbasis stimmen. Das erfordert die konsequente Umsetzung der GeLi-Gas-Prozesse: Jeder Messstelle muss der zuständige Lieferant, das korrekte Zählverfahren und bei SLP-Entnahmestellen auch die korrekte temperaturbereinigte Verbrauchsprognose zugeordnet werden. Daneben sollte sich der Netzbetreiber über die Ausprägung der Profile der einzelnen Entnahmetypen Gedanken machen und die Güte verbessern, indem er die Parameter für die Lastprofile den spezifischen Gegebenheiten anpasst. Bei der Prognosetemperatur hat sich auch gezeigt, dass man in verschiedenen Netzbereichen gut damit fährt, einen Vier-Tages-Mittelwert zu verwenden und nicht den Mittelwert des Vortages. Auch der Einflussfaktor Wind muss korrekt berücksichtigt werden."

Monitoring der Netzkontoprozesse

Daneben kommt es auf ein intensives Monitoring der Netzkontoprozesse an. Dazu zählt die tägliche Schattenrechnung durch Kontrolle des Netzkontos: Fehlen Saldozeitreihen? Sind zu allen Allokationen positive CONTRL-Antworten eingetroffen? Hat es APERAK-Nachrichten gegeben? Geht der Marktgebietsverantwortliche von den gleichen Informationen aus, die im eigenen System stehen? Auf diese Weise schützt sich der Netzbetreiber vor unangenehmen Überraschungen und er kann schnell Korrekturmaßnahmen ergreifen.

"Bei all diesen Fragestellungen bietet NZM die notwendige Unterstützung", weiß Eva Spille Rat. "Ohne ein übersichtliches Management-Cockpit, das alle Allokationen darstellt, Auswertungen ermöglicht und den Versand der Meldungen sowie die Eingangsbestätigungen des Marktgebietsverantwortlichen überwacht, geht es nicht." Farbige Signale weisen außerdem darauf hin, wenn etwas aus dem Ruder läuft. So kann der Nutzer rasch reagieren.

"Die Marktentwicklung bleibt unter Beobachtung", weiß Eva Spille. "Der Gesetzgeber wird die Zügel zweifellos noch stärker anziehen, sollten die neuen Regeln nicht im erwarteten Maße wirken. Letztlich kommt kein Netzbetreiber daran vorbei, die Prozesse rund um die Allokation und die Netzkontoabrechnung zu professionalisieren. Doch bislang verfügen längst nicht alle Netzbetreiber über professionelle IT-Instrumente. Nach wie vor sind viele Unternehmen beispielsweise nicht in der Lage, eine zählpunktscharfe Mehr-/Mindermengen-Abrechnung durchzuführen. Wer schon bei den vorhandenen Prozessen hinterherhinkt, wird sich auf Dauer schwertun, die notwendigen Auswertungen und Analysen durchzuführen, um das Ausmaß der Fehlallokationen zu reduzieren."

SOPTIM AG

Die SOPTIM AG begleitet seit 1971 ihre Kunden kompetent und verlässlich. Vom reinen IT-Dienstleister hat sich SOPTIM zu einem integralen Bestandteil der Energiewirtschaft entwickelt. SOPTIM liefert Lösungen für alle Marktrollen und stellt innerhalb der Marktrollen Lösungen für alle Prozesse bereit. Zu den Tätigkeitsschwerpunkten zählen Produktlösungen, Individuallösungen und Beratungsleistungen. Mit ihren Kunden zusammen entwickeln die mehr als 300 SOPTIM Mitarbeiter seit über 40 Jahren Visionen und münzen diese in wirtschaftliche Erfolge um. Im abgeschlossenen Geschäftsjahr 2011/2012 erzielte die SOPTIM AG einen Umsatz von 26,0 Mio. Euro. Seit der Firmengründung ist SOPTIM in Aachen ansässig. 1991 wurde die Niederlassung Essen, 2010 ein Büro in München gegründet.

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