Az.: 8615-NEP Gas 2013 Konsultation NEP Gas Netzentwicklungsplan Gas der Fernleitungsnetzbetreiber (NEP Gas 2013)

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1 Az.: 8615-NEP Gas 2013 Konsultation NEP Gas Netzentwicklungsplan Gas der Fernleitungsnetzbetreiber (NEP Gas 2013) hier: Ergänzende Fragen (Teil 2) zur Konsultation des von den Fernleitungsnetzbetreibern vorgelegten Entwurfs eines Netzentwicklungsplans (Stand: ) Ansatz der Internen Bestellung für die Netzmodellierung Weitere Fragen im Nachgang zur Dialogveranstaltung Verteilernetzbetreiber/Marktraumumstellung vom Die Fragen in diesem Dokument verstehen sich als Anhang (Teil 2) zum Fragenkatalog, der von der Bundesnetzagentur zum Start der Konsultation zum Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas 2013 der Fernleitungsnetzbetreiber am veröffentlicht wurde. 2 Die Marktteilnehmer erhalten hiermit Gelegenheit, zum Entwurf des NEP 2013 (Stand ) und den folgenden ergänzenden Fragen (Teil 1 vom und Teil 2 hier beigefügt) Stellung zu nehmen. Es steht Ihnen frei, nur ausgewählte Fragen zu beantworten. Sie werden gebeten, Ihre Stellungnahmen bis zum in einem für die elektronische Weiterverarbeitung geeigneten Format mittels Datenträger oder per an NetzentwicklungsplanGas@BNetzA.de zu übersenden. Die Stellungnahmen sollen auf der Internetseite der Bundesnetzagentur veröffentlicht 1 Link zur Veranstaltung: dsmartgrid/gas/vortraege_und_veranstaltungen/vortraege_veranstaltungen.node.html 2 Link zur Konsultationsseite im Internet: dsmartgrid/gas/nep_gas2013/netzentwicklungsplan_gas2013-node.html Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Behördensitz:Bonn Tulpenfeld Bonn (02 28) 14-0 Telefax Bonn (02 28) poststelle@bnetza.de Internet Kontoverbindung Bundeskasse Trier BBk Saarbrücken (BLZ ) Konto-Nr

2 werden. Sofern Ihre Stellungnahmen Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse enthalten, übersenden Sie uns bitte zusätzlich eine um die Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse geschwärzte Version. Dialogveranstaltung Verteilernetzbetreiber/Marktraumumstellung In der Dialogveranstaltung Verteilernetzbetreiber/Marktraumumstellung vom im Hause der Bundesnetzagentur lag das Hauptaugenmerk der Diskussionen auf den unterschiedlichen Prognosen der Kapazitätsbedarfe in den nachgelagerten Gasverteilernetzen. Im Laufe der Veranstaltung entstanden dazu verschiedene Ansätze zur Kompromissfindung in der Erwartung der Kapazitätsentwicklung, wobei die der Realität am ehesten entsprechende Prognose vorzugswürdig zu behandeln ist. Die Diskussion der folgenden Ansätze soll dazu beitragen, einen geeigneten Prognoseansatz für den zeitnah aufzusetzenden Szenariorahmen 2014 zu finden. Hintergrund Netzentwicklungsplan Gas 2013 Die im Jahr 2012 für 2013 angefragten internen Bestellungen der nachgelagerten Verteilernetzbetreiber wurden im Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas als Basis herangezogen. Für das Ergebnis des Netzentwicklungsplans Gas ist es jedoch viel wichtiger, wie sich die Kapazitätsbedarfe in den nächsten zehn Jahren entwickeln. Bislang unterschied man in den Modellierungsvarianten und parallel in Fachdiskussionen zwischen zwei verschiedenen Ansätzen zur Ermittlung der Kapazitätsbedarfe der nachgelagerten Netzbetreiber: den unverbindlichen Langfristprognosen der nachgelagerten Netzbetreiber und den berechneten Prognosen der Fernleitungsnetzbetreiber auf Grundlage der angenommenen Gasmengenentwicklung in Deutschland (sog. Prognos-Entwicklung).

3 Exkurs 1 Unverbindliche Langfristprognosen der nachgelagerten Netzbetreiber nach 13 Kooperationsvereinbarung Im Rahmen der jährlichen internen Bestellung gemäß Kooperationsvereinbarung zwischen den Betreibern von in Deutschland gelegenen Gasversorgungsnetzen (Teil 3, Abschnitt 1) prognostizieren nachgelagerte Netzbetreiber unverbindlich ihren Kapazitätsbedarf jährlich neu für die auf das Bestelljahr folgenden neun Jahre im Voraus. Eine Langfristprognose entspricht somit einer Fortschreibung der internen Bestellung auf insgesamt zehn Jahre. Bei Vorliegen von Informationen, aufgrund derer in dieser Dekade ein steigender oder fallender Kapazitätsbedarf anzunehmen ist, soll der nachgelagerte Netzbetreiber die Prognose entsprechend nach oben oder unten anpassen. Die Fernleitungsnetzbetreiber berücksichtigen die so angezeigten und plausibilisierten Kapazitäten bei der Ermittlung des langfristigen Kapazitätsbedarfs gemäß 17 GasNZV, der im Netzentwicklungsplan Gas Eingang findet. Exkurs 2 Prognos-Entwicklung Unter dem Begriff der Prognos-Entwicklung ist die Weiterverarbeitung von Basisdaten zur Gasmengenentwicklung aus dem Szenariorahmen zu verstehen. Die Weiterverarbeitung durch die Fernleitungsnetzbetreiber (bzw. stellvertretend Prognos AG) teilt sich auf in mehrere Schritte: 1. Heranziehung der Ergebnisse des Szenariorahmens zur Gasmengenentwicklung, die auf Ebene der deutschen Stadt- und Landkreise für die Zeit von 2010 bis 2023 vorliegen. 2. Umrechnung in Leistungsangaben (in GW) auf Basis durchschnittlicher Benutzungsstunden für verschiedene Bereiche (Haushalte, Gewerbe, etc.). 3. Aufteilung der berechneten Leistungswerte auf Gemeinden, Umrechnung in Leistungswert pro nachgelagerten Netzbetreiber. Relative Änderungen der Leistungswerte gegenüber dem Basisjahr stellen die Prognos-Entwicklung oder den Prognos-Rückgang bzw. die Prognose des Kapazitätsbedarfs durch die Fernleitungsnetzbetreiber für die nachgelagertem Netzbetreiber für 2018 und 2023 dar.

4 Bisheriges Verfahren im Netzentwicklungsplan Gas zur Prognose der Kapazitätsentwicklung in den nachgelagerten Netzen In den Varianten IIa bis IId wurde die Kapazitätsentwicklung der nachgelagerten Netzbetreiber anhand der Prognos-Entwicklung ermittelt. Abweichend dazu wurde in Variante IIe die Langfristprognose der nachgelagerten Netzbetreiber verwendet. Die Verteilernetzbetreiber kritisieren die Herangehensweise in Bezug auf die Prognos-Entwicklung, da sie selbst insbesondere auf kurz- und mittelfristige Sicht genauere Prognosewerte über die eigenen Netze haben. Die Fernleitungsnetzbetreiber behaupten, dass sie keinen reinen Top-Down-Ansatz verfolgen, sondern ebenso regionalisierte Daten verwenden und anerkannte Studien berücksichtigen. Gemäß Berechnungen der Verteilernetzbetreiber (s. Vortrag Thüga vom ) entsteht beim notwendigen Ausbau für die Nachfragebefriedigung in den nachgelagerten Netzen ein Kostenunterschied von 264 Mio. zu Maßnahmen auf Basis der Prognos-Entwicklung. Dies sei eine vernachlässigbare Größe im Vergleich zur gesamtwirtschaftlichen Bedeutung für Industrie und Gewerbe. Die Verteilernetzbetreiber kritisieren ebenso, dass sich die prekäre Situation bei den internen Bestellungen insbesondere im süddeutschen Raum durch die Prognos- Entwicklung in Zukunft noch weiter verstärken würde. Die bei den Netzberechnungen zum Netzentwicklungsplan Gas 2013 in den Varianten IIa bis IId angesetzte Prognos-Entwicklung zeichnet sich wie folgt ab: Den Ausgangswert bilden die verbindlich abgegebenen internen Bestellungen für das Jahr Für die nachfolgenden Jahre bis 2023 wird jeweils der im Exkurs 2 beschriebene Prognos-Rückgang angewandt, sodass sich beispielhaft wie folgt eine steigende Diskrepanz im Vergleich zur Langfristprognose der Verteilernetzbetreiber ergibt (s. Abbildung 1). Die in der Modellierungsvariante IIe des Netzentwicklungsplans Gas alternativ herangezogene Langfristprognose der Verteilernetzbetreiber entspricht dem blau eingefärbten Entwicklungspfad in Abbildung 1.

5 Abbildung 1: Beispielhafte Darstellung von Kapazitätsentwicklungen gemäß Prognose der Verteilernetzbetreiber und Fernleitungsnetzbetreiber/Prognos. Es kann sein, dass die VNB-Prognose steigt, sinkt oder stetig bleibt. Auch die Prognos-Entwicklung kann anders aussehen. Ergänzende Fragen (Nummerierung analog zum Fragebogen vom ): Wie sind die Annahmen über Kapazitätsbedarfe in den nachgelagerten Netzen in den zukünftigen Netzentwicklungsplänen Gas aufzunehmen? Auf der Dialogveranstaltung vom bei der Bundesnetzagentur wurden drei denkbare Alternativen zur prognostischen Berechnung der Kapazitätsentwicklungen in den Verteilernetzen diskutiert. Aus Sicht der Bundesnetzagentur sollte im Idealfall eine Modellierungsvariante für die Modellierung des Netzentwicklungsplans Gas 2014 gewählt werden. Bitte bewerten Sie die folgenden Ansätze. Diskutieren Sie jeweils die sich aus ihrer Sicht ergebenden Vor- und Nachteile und geben Sie gegebenenfalls Hinweise zu Nebeneffekten oder Abwandlungen.

6 Ansatz 1 Prognose der Verteilnetzbetreiber gemäß Kooperationsvereinbarung für fünf Jahre, danach konstante Fortschreibung für die prognostizierten Jahre 6 bis 10 Es wird davon ausgegangen, dass die nachgelagerten Netzbetreiber einen hinreichenden Kenntnisstand über die Entwicklung der Kapazitätsnachfrage in ihren eigenen Netzen für die nächsten fünf Jahre haben (Anbindung neuer Wohngebiete, Ansiedlung von Gewerbe und Industrie). Dies kann durchaus ein Vorteil für die Modellierung im Netzentwicklungsplan Gas sein. So sehr die Fernleitungsnetzbetreiber auch ein Augenmerk auf regionalisierte Daten legen, können sie nicht für alle Verteilernetzbetreiber ein konkurrierendes Abbild der jeweiligen Gasnetzsituation aufbringen. Ab dem Jahr 6 wird in der Netzberechnung grundsätzlich eine konstante Fortschreibung der Kapazitätsbedarfe der nachgelagerten Netzbetreiber angesetzt. Abbildung 2: Beispielhafte Darstellung von Kapazitätsentwicklungen gemäß Prognose der Verteilernetzbetreiber für die ersten fünf Jahre mit einer konstanten Fortschreibung ab Jahr 6. Ansatz 2 Prognose der Verteilnetzbetreiber gemäß Kooperationsvereinbarung für fünf Jahre, im Anschluss Prognos-Rückgang (Verschiebung der Prognos- Entwicklung) Statt wie bisher für den gesamten Zeitraum von zehn Jahren, den der Netzentwicklungsplan Gas umfasst, die Kapazitätsprognosen der

7 Fernleitungsnetzbetreiber heranzuziehen, können für die kurze Frist (fünf Jahre) die Daten der Verteilernetzbetreiber verwendet werden. Dafür spricht, dass für diesen nahen Zeitpfad die nachgelagerten Netzbetreiber einen sehr wahrscheinlichen Prognoseblick haben. Sie wissen zum Beispiel genau, ob Großprojekte in den nächsten Jahren im eigenen Netzgebiet geplant sind. Für den längerfristigen Zeitraum (6-10 Jahre) wird das Bild jedoch ungenauer. Die Kapazitätsprognose für diesen Zeitraum könnte sich auch auf die Berechnungen der Fernleitungsnetzbetreiber anhand der prognostizierten und regionalisierten Gasmengenentwicklung für die Jahre 6-10 stützen. Im Unterschied zum im Netzentwicklungsplan Gas 2013 angewandten System wird also erst auf halbem Wege der Prognos-Rückgang angesetzt. Abbildung 3: Beispielhafte Darstellung von Kapazitätsentwicklungen gemäß Prognose der Verteilernetzbetreiber und Fernleitungsnetzbetreiber/Prognos sowie dem neuen Ansatz 2. Der Prognos-Rückgang wird im Ansatz 2 erst ab dem Beispieljahr 2019 angesetzt. Ansatz 3 Prognose der Fernleitungsnetzbetreiber, Korrekturmöglichkeiten für nachgelagerte Netzbetreiber Analog zu den Modellierungsvarianten IIa bis IId im Netzentwicklungsplan Gas 2013 sollen in Ansatz 3 ebenso die interne Bestellungen für Jahr 1 als Ausgangswert herangezogen werden, und dann mit der Prognos-Entwicklung für die nächsten neun Jahre weitermodelliert werden. Es wird jedoch betont, dass bei hinreichender

8 Plausibilisierung auch Korrekturen durch den Verteilernetzbetreiber möglich sein müssen. Abbildung 4: Für das Jahr 2021 konnte der nachgelagerte Netzbetreiber plausibel nachweisen, dass ein Großprojekt in seinem Netz geplant ist. Daher wurde die Prognos-Entwicklung einmal angehoben Weitere Ansätze Sehen Sie weiterhin die Langfristprognose der Verteilernetzbetreiber, die in Modellierungsvariante IIe im Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas 2013 (Zehnjahresprognose nach Kooperationsvereinbarung) umgesetzt wurde, als einen modellierungsfähigen Ansatz für den Netzentwicklungsplan Gas 2014? Abbildung 5: Beispielhafte Langfristprognosen der Verteilnetzbetreiber bis 2024

9 Sind aus Ihrer Sicht weitere Ansätze neben den bisher diskutierten Ansätzen denkbar? Weitere Überlegungen In den Fazitfolien zur Dialogveranstaltung vom wurde ein Ansatz 4 vorgeschlagen. Die Fernleitungsnetzbetreiber regen an, die Benutzungsstunden für die Leistungsberechnung in den Verteilernetzen gemäß Prognose TU München (gegebenenfalls mit gutacherlicher Unterstützung) zu aktualisieren 3. Mit Hilfe der Benutzungsstunden werden die jeweiligen Jahresverbräuche pro Kundenkategorie auf Leistungswerte umgerechnet. Was halten Sie von diesem Vorschlag? Die Bundesnetzagentur erachtet die Aktualisierung der angesetzten Benutzungsstunden bei Weiterverfolgung der Prognos-Methode als unabdingbar an. Diese sollte nicht in einem separaten Ansatz umgesetzt werden. 3 Siehe Entwurf Netzentwicklungsplan Gas 2013, Tabelle 10, Seite 36