Konsultationsergebnisse zum Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas Veröffentlichung gemäß 15a Abs. 3 S. 1 und 5 EnWG

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1 Konsultationsergebnisse zum Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas 2012 Veröffentlichung gemäß 15a Abs. 3 S. 1 und 5 EnWG

2 Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Referat Zugang zu Gasfernleitungsnetzen und internationaler Gashandel Tulpenfeld Bonn Tel.: Fax: NetzentwicklungsplanGas@bnetza.de Ansprechpartner: Florian König, florian.koenig@bnetza.de 2

3 Gliederung I. Hintergrund 4 II. Bisheriges Verfahren 5 III. Zeitlicher Ablauf 7 IV. Überblick über die wesentlichen Ergebnisse aus der Konsultation der Bundesnetzagentur 8 V. Auswertung der Konsultationsergebnisse im Einzelnen 9 VI. Berücksichtigung der Ergebnisse aus der Konsultation der Bundesnetzagentur im Änderungsverlangen 28 Glossar 33 3

4 I. Hintergrund Die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) haben den Netzentwicklungsplan Gas 2012 zum gemeinsam erarbeitet und der Bundesnetzagentur zur Prüfung vorgelegt. Gemäß 15a Abs. 1 S. 2 EnWG hat der Netzentwicklungsplan Gas alle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum bedarfsgerechten Ausbau des Netzes und zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit zu enthalten, die in den nächsten zehn Jahren netztechnisch für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind. Der Plan basiert auf dem von der Bundesnetzagentur gem. 15a Abs. 1 S. 7 EnWG am bestätigten Szenariorahmen. Nach 17 Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) sind die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber ebenso verpflichtet, jährlich zum 1. April den langfristigen Kapazitätsbedarf marktgebietsweit zu ermitteln. Der vorgelegte Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas dient der gleichzeitigen Umsetzung der Verpflichtungen sowohl aus 17 GasNZV als auch 15a EnWG. Die Bundesnetzagentur ist gemäß 15a Abs. 1 S. 7 verpflichtet, die Ergebnisse der Öffentlichkeitsbeteiligung zum Netzentwicklungsplan Gas zu veröffentlichen. Die vorliegende Zusammenfassung setzt die Vorgabe um. 1 1 Der Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas und die Stellungnahmen aus der Konsultation der Bundesnetzagentur befinden sich auf der Website > Sachgebiete > Elektrizität/Gas > Gasnetzentwicklung > Netzentwicklungsplan Gas 2012, tml. Der Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas befindet sich ebenso auf der gemeinsamen Webpräsenz der Fernleitungsnetzbetreiber, 4

5 II. Bisheriges Verfahren Nach 15a Abs. 3 EnWG konsultierte die Regulierungsbehörde vom bis alle tatsächlichen und potentiellen Netznutzer zum Inhalt des Entwurfs des Netzentwicklungsplans Gas. Die Anmerkungen und Stellungnahmen zum Netzentwicklungsplan Gas 2012 werden im vorliegenden Dokument detailliert ausgewertet. Zusätzlich fand am in Bonn ein öffentlicher Workshop statt, in dem Fragen zum Netzentwicklungsplan beantwortet und die Ergebnisse diskutiert wurden. Insgesamt gingen 48 Stellungnahmen von folgenden Unternehmen und Verbänden ein: Einsender Kategorie Seit en Schwerpunkte Verweis auf ARGE Gas Westfalen Stadtwerke 7 4,6,7 - Astora GmbH & Co. KG Speicherbetr. 11 1,2,3,4,5,6,7,8 - Badenova Netz GmbH VNB 8 2,4,7,8 - BDEW e.v. Verband 12 1,2,3,4,5,6,7,8 - Creos Deutschland GmbH VNB 4 4 BDEW DEW21 Netz GmbH VNB EFET Deutschland e.v. Verband 7 4,5,8 - EnBW AG Kraftwerksbetr. 12 1,2,3,4,5,8 - Energienetze Bayern GmbH VNB 7 2,4,5,7,8 - Eni (Italien) Gasproduzent E.ON Gas Storage Speicherbetr. 17 4,5,6,7,8 - E.ON Hanse GmbH VNB 3 1,3,4,5 - Ener.vers. Limburg GmbH Stadtwerke 1 Anhang 1 Thüga AG EWE Energie AG Speicherbetr. 3 1,4 - Fernleitungsnetzbetreiber FNB 4 1,4,5,7 - Geode Verband 13 4,5,6,7,8 - GRTGaz (Frankreich) FNB 3 1,4,7 - H2-Patent GmbH Forscher ILR (Luxemburg) Regulierung 3 1,4 - LKW Kitzingen GmbH Stadtwerke 2 Anhang 1 Thüga AG Repower AG (Schweiz) Kraftwerksbetr. 8 4,5,8 - Roggatz, Kurt Privat 2 4, 9 - RWE AG Kraftwerksbetr. 14 1,2,3,4,5,6,7,8 - Schwaben Netz GmbH VNB 4 4,5 Thüga AG Shell Energy Dtl. GmbH Gasproduzent 2 2,8 - Statoil ASA (Norwegen) Gasproduzent 3 2,4 - Storengy Dtl. GmbH Speicherbetr. 13 1,2,3,4,5,6,7,8 - SWB Netze GmbH & Co. KG VNB 4 1,2,3,4-5

6 SW Düsseldorf AG Stadtwerke 2 Anhang 1 - SW Flensburg GmbH Stadtwerke 2 5,8 - GHG Gassp Hannover GmbH Speicherbetr. 4 4,5 - SW Chemnitz Stadtwerke 3 4,5 SW Hannover AG Stadtwerke SW Kiel AG Stadtwerke 10 1,4,5,8 - SWM Infrastruktur GmbH VNB 1 4,5,7 BDEW SW Münster Netzgesellschaft VNB SW Stade GmbH Stadtwerke 7 2,4,5,7,8 - SW Südsachsen Stadtwerke 3 4,5 - SW Villingen-Schwenningen Stadtwerke 9 2,4,5,7,8 - Swedegas & Energinet.dk FNB 2 1,4 - Thüga AG Stadtwerke 7 2,4,5,7,8 - Vattenfall Europe Wärme AG Kraftwerksbetr. 8 1,4,5,8 - VIK & VCI Verband 15 1,2,3,4,5,6,7,8 - VIS Proxy Forscher VKU Verband 9 1,2,3,4,6,7 - WEG Erdgasproduzenten Verband Wingas GmbH Kraftwerke 10 1,2,3,4,5,6,7,8 - Zwickauer Energiev. GmbH Stadtwerke 2 Anhang 1 Thüga AG 15 weitere Stellungnahmen erreichten die Bundesnetzagentur im Nachgang zu den Dialogveranstaltungen und zum Workshop: Einsender Badenova (2x) BDEW EnBW AG (2x) EWE Gassp. GW Hassloch Harz Energie N-Ergie Netz Repower AG RWE AG Schwaben Netze SW Germersheim SW Stade Thüga AG Zusatzthemen Interne Bestellung Speicher, Speicherzone, Systemspeicher, TAK* Kraftwerksprodukt, Speicher, TAK* Speicher, TAK* Interne Bestellung Interne Bestellung Interne Bestellung Kraftwerksprodukt* Speicher, TAK* Interne Bestellung Interne Bestellung Interne Bestellung Interne Bestellung *diese Themen werden im Netzentwicklungsplan Gas 2012 noch nicht behandelt. 6

7 III. Zeitlicher Ablauf des Netzentwicklungsplans Gas 2012 Der bisherige Entstehungsprozess des Netzentwicklungsplans Gas 2012 entspricht den Vorgaben des EnWG und sieht wie folgt aus: Formale Bestätigung des Szenariorahmens durch die Bundesnetzagentur gemäß 15a Abs. 1 Satz 7 EnWG Veröffentlichung des ersten Entwurfs des Netzentwicklungsplans Gas auf der Internetseite der Fernleitungsnetzbetreiber, Start der Konsultation der Fernleitungsnetzbetreiber Workshop der Fernleitungsnetzbetreiber in Berlin Konsultationsende des Netzentwicklungsplans Gas seitens der Fernleitungsnetzbetreiber, Überarbeitung des Entwurfs Vorlage des Netzentwicklungsplans Gas bei der Bundesnetzagentur Beginn der Konsultation durch die Bundesnetzagentur Ende der Konsultation durch die Bundesnetzagentur Dialog Gaskraftwerksbetreiber Dialog Gasspeicherbetreiber Workshop der Bundesnetzagentur zum Netzentwicklungsplan Gas Dez Dez März 2013 Veröffentlichung Konsultationsergebnisse und Prüfung Änderungsverlangen und Verbindlichkeit der Maßnahmen Umsetzungsfrist für Anpassungen durch die Fernleitungsnetzbetreiber 2 Die einzelnen Schritte sind auch unter Gasnetzentwicklung auf tml beschrieben 3 Die Internetseite ist unter abrufbar. Der damalige Entwurf des Netzentwicklungsplans vom Februar 2012 (die Version vor der Konsultation der Fernleitungsnetzbetreiber) ist unter einsehbar 4 Entwurf des NEP: Pressemitteilung der Fernleitungsnetzbetreiber: /pressemitteilung html 7

8 IV. Überblick über die wesentlichen Ergebnisse aus der Konsultation der Bundesnetzagentur Bezüglich Transparenz und Nachvollziehbarkeit kritisieren viele Konsultationsteilnehmer die knappen Zeitvorgaben im Rahmen des Planerstellungsprozesses, die eine Prüfung schwierig gestalten. Die Verteilung von Gasmengen und die Zuordnung der Leistungen (zu Speichern, Kraftwerken, nachgelagerten Netzen, Industrie etc.) seien nicht ausreichend mit dem Markt abgestimmt. Eine übersichtliche Verknüpfung der Tabellen zu Kapazitätsentwicklungs- und Netzausbaumaßnahmen fehle; die kapazitätserhöhenden Effekte einzelner Ausbaumaßnahmen müssten näher erläutert werden. 5 Des weiteren sei der Szenariorahmen in den Augen mehrerer Konsultationsteilnehmer durch die alleinige Berechnung des Szenarios II nicht ausreichend verarbeitet. Ein Vergleich aller Szenarien sei damit nicht möglich. Der Szenariorahmen sei andererseits gut gewählt, zeige aber keinen Aufwärtstrend für den Gasbedarf in Deutschland. Eine Vielzahl von Marktteilnehmern erachtet die in die Modellierung eingeflossenen Eingangsdaten für interne Bestellungen als nicht ausreichend transparent. Es sei unklar, in welchen Fällen die Langfristprognosen der Verteilernetzbetreiber Eingang gefunden haben oder aus welchen Gründen andere Werte herangezogen wurden. Zudem sei die Berücksichtigung der Anschlussbegehren aus dem Industriesektor (auch abgelehnte Anschlussbegehren) in den Verteilernetzen anhand der internen Bestellungen nicht nachvollziehbar. Bei den Modellierungsvorgaben wird eine differenzierte Betrachtung von lokalen und regionalen Engpässen als nötig erachtet (z.b. Transportengpässe Nord-Süd-Trasse, Speicheranschlüsse Süddeutschland). Eine Simulation der Geschehnisse im Februar 2012 sei eine sinnvolle Erweiterung. Bei den Netzausbaumaßnahmen wird kritisiert, dass kein nachhaltiger Ansatz zur Behebung von Gasnetzengpasssituationen bestehe. Die Beschreibung der Projekte ließe keinen Rückschluss zu, welche Kraftwerkskapazität durch den Ausbau bereitgestellt wird. Die Aufnahme des Themas Power-to-Gas in den NEP wird grundsätzlich begrüßt. Für belastbare Aussagen seien weiterführende Untersuchungen notwendig. 5 Die Tabellen zu den Netzausbaumaßnahmen und zur Kapazitätsentwicklung befinden sich unter demselben Link wie der Netzentwicklungsplan Gas 2012: > Sachgebiete > Elektrizität/Gas > Gasnetzentwicklung > Netzentwicklungsplan Gas 2012, tml. 8

9 V. Auswertung der Konsultationsergebnisse im Einzelnen Die thematische Aufteilung der Konsultationsergebnisse orientiert sich am Konsultationsfragebogen Allgemeines und grundsätzliche Fragen 1.1 Verknüpfung der Tabellen, Aussagekraft der Ausbaumaßnahmen Aus Sicht einiger Marktteilnehmer (EnBW, Badenova, SW Villingen-Schwenningen, Thüga, SW Stade) sind die kapazitätserhöhenden Effekte in den dem Netzentwicklungsplan beigefügten Kapazitätstabellen nicht ersichtlich. Für die Feststellung des Ausbaubedarfs sei ein Vergleich der vorhandenen und der notwendigen Leistungen an den Buchungspunkten maßgeblich. Der Mengenbedarf sei lediglich ein Indiz für die Leistung und somit auch nur bedingt als Ausgangsbasis geeignet. Außerdem fehle eine Verknüpfung der beiden Tabellen. Aus Sicht der Verbände VIK und VCI bietet die Projektliste ausreichend Informationen. 1.2 Übersetzung des Netzentwicklungsplans (NEP) Nach Meinung der ausländischen Konsultationsteilnehmer (GRTGaz, Swedegas/Energinet.dk) sei eine englische Version des NEP vor dem Hintergrund einer gemeinsamen Gasnetzentwicklung in Europa hilfreich. 1.3 Netzumstellungskonzept Nähere Erläuterungen zu einer Netzumstellung von L-Gas zu H-Gas fehlen nach Meinung der SWB, EnBW und ARGE Gas Westfalen. Eine Umstellungsreihenfolge oder ein Zeitplan sei nicht ersichtlich. Hier sei eine gesonderte Konsultation sinnvoll. Hinsichtlich zukünftiger L-/H-Gas-Umstellungen solle durch die FNB bezüglich des Prozedere und der Kostenfrage eine Abschätzung abgegeben werden, so RWE. 6 Der Konsultationsfragebogen befindet sich unter demselben Link wie der Netzentwicklungsplan Gas 2012: > Sachgebiete > Elektrizität/Gas > Gasnetzentwicklung > Netzentwicklungsplan Gas 2012, tml. 9

10 1.4 Zeitvorgaben Der BDEW, die FNB und RWE kritisieren die realitätsfernen Zeitvorgaben im NEP- Prozess. Für die einzelnen Prozessschritte hätte es nicht ausreichend Zeit gegeben. Die Bundesnetzagentur solle laut Wingas zeitliche und prozessuale Verbindungen der Vorgaben aus 17 GasNZV, 38, 39 GasNZV und 15 EnWG darlegen. 1.5 Transparenz EnBW kritisiert, dass der Prozess zur Festlegung eines repräsentativen und realitätsnahen NEP nicht ausreichend transparent sei. Bezüglich der Kapazitätstabelle fehle eine Übersicht über bereits gebuchte Kapazitätsanteile und die noch verfügbaren Kapazitätsanteile, sodass die gewünschten Effekte an den möglicherweise von Engpässen betroffenen Punkten nachvollziehbar würden. Diese würden den Netznutzern eine bessere Nachvollziehbarkeit ermöglichen. Generell sollten bei der Erstellung des NEP Netznutzer zukünftig stärker eingebunden werden, schreiben EnBW und SWB. Kapazitätsanfragen von Speichern seien nach Ansicht von Astora und Wingas erst nach wiederholter Anfrage veröffentlicht worden und selbst dann in der Netzmodellierung teilweise erst in ferner Zukunft berücksichtigt. Die Stellungnehmer fordern eine Gleichbehandlung von Kraftwerken und Speichern bei der Modellierung der Kapazitätsbedarfe. 1.6 Transparenz zu Daten aus den Verteilernetzen Der Prozess der internen Bestellung der Verteilernetzbetreiber gegenüber den Fernleitungsnetzbetreibern ist Gegenstand vieler Diskussionen, nicht nur im Zusammenhang mit dem NEP (siehe auch Kapitel 4.1.5). Kritisiert wird von mehreren Teilnehmern eine Intransparenz bei der Ermittlung und Weiterverarbeitung von Basisdaten zu Gasmengen und Kapazitäten in Verteilernetzen durch die FNB. Aktuell bestehende Engpässe in Fernleitungsnetzen werden nach Einschätzung der SWB nicht in ausreichender Form berücksichtigt. Nach den Aussagen im NEP gebe es zum 10

11 Beispiel keine Engpässe im Raum L-Gas Nord, dennoch erhalte man dort im Rahmen der internen Bestellung nicht die geforderte Kapazität (in einem genannten Beispiel). Aufgrund der Kapazitätsengpässe im Netz des vorgelagerten Netzbetreibers (Bayernets) bestünden Einschränkungen bei den Kapazitätsbuchungen (für die SWM Infrastruktur GmbH). Der damit verbundene Ausbaubedarf solle im Netzentwicklungsplan Gas 2012 berücksichtigt werden, so SW München. Unklar bleibt für die SW Münster, warum sich bei einer Reduzierung des Energiebedarfs von Haushalten um 26% (Szenario II) die Kapazität direkt proportional reduziere. Diese Annahme müsse von den FNB belegt werden. 1.7 Internationale Zusammenarbeit, Ten Year Network Development Plan (TYNDP) 7 Für ILR (LU) und GRTGaz (FR) hat die grenzüberschreitende Zusammenarbeit zwischen den Fernleitungsnetzbetreiber nicht ausreichend stattgefunden. Sie sollte kurzfristig vor Ausarbeitung der Endfassung des NEP nachgeholt werden. Ein Abgleich mit dem TYNDP ist laut Swedegas und Energinet.dk auch in Zukunft wünschenswert. Da die Gasproduktion in Dänemark stetig sinke, sei eine Versorgung von deutscher Seite wichtig. 1.8 Kosten Das Szenario 2 sehe einen Leitungsausbau von 200 km bis 2015 zu Ausbaukosten in Höhe 600 Mio. vor. 3 Mio. pro km sind in Augen von Swedegas und Energinet.dk sehr hoch im Vergleich zu den Kosten in angrenzenden Systemen. 2. Szenariorahmen Hintergrund Bezogen auf den heutigen Gasbedarf wird in allen bis zum Jahr 2022 reichenden Szenarien ein Rückgang zwischen 3 Prozent und 16 Prozent prognostiziert. Diese Entwicklung ergibt sich vor allem aus dem rückläufigen Gasbedarf der Endverbraucher, insbesondere aufgrund von verbesserter Wärmedämmung und Energieeffizienz. Grundlage für die 7 Bezüglich einer koordinierten Modellierung siehe Kapitel

12 prognostizierte installierte Gaskraftwerksleistung bildet eine zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern und Übertragungsnetzbetreibern abgestimmte Auflistung der Bestands- und Ersatzkraftwerke und der im Bau oder in Planung befindlichen Gaskraftwerke. Das Szenario I ( hohes Gasbedarfsszenario ) bildet ein Belastungsszenario in Bezug auf das Fernleitungsnetz ab und geht von einem besonders hohen Zuwachs an Erzeugungsleistungen durch Gaskraftwerke aus. Ferner wird davon ausgegangen, dass die Förderung von inländischem Erdgas im kommenden Jahrzehnt deutlich zurückgehen wird und auch nicht durch Steigerungen bei der Biogaseinspeisung kompensiert werden kann. 2.1 Berechnung der Szenarien Der Szenariorahmen sei durch die alleinige Berücksichtigung des "einfachsten Szenario" II nicht ausreichend verarbeitet. Eine angestrebte Gegenüberstellung der Folgen der drei Szenarien werde durch die Vernachlässigung der beiden Alternativszenarien nicht erfüllt. Dies kritisieren mehrere Konsultationsteilnehmer, darunter EnBW, Badenova, Shell, SW Villingen-Schwenningen und die Thüga AG. 2.2 Sinkender Gasbedarf Der Szenariorahmen sei laut Statoil, Shell, VIK und VCI gut gewählt, zeige aber keinen Aufwärtstrend für den Gasbedarf in Deutschland. Die Annahme des sinkenden Gasverbrauchs müsse aus Sicht des BDEW zumindest regelmäßig überprüft werden. Weiter in ihren Äußerungen gehen Schwaben Netz, DEW21, Energienetze Bayern, WEG und Wingas: die Einschätzung von Prognos zum sinkenden Gasbedarf sei falsch und eher politisch motiviert. Dass die sinkenden Gasverbräuche nicht allein Anhaltspunkt für eine Kapazitätsberechnung sein könnten, bringt der BDEW zum Ausdruck: zu Spitzenzeiten bestehe eine Gleichzeitigkeit der Verbräuche. Einen ganz anderen Aspekt wirft die ARGE Gas Westfalen auf: es gebe einen Mehrbedarf an Gaskapazitäten seitens Industriekunden, die zukünftig von Öl auf Gas umstellen möchten oder wegen steigender Umweltanforderungen und energiesteuerliche Lenkungseffekte gar müssen. Dieser Mehrbedarf sei nicht berücksichtigt. Die Gasbedarfsentwicklungen stehen nicht zuletzt auch im Fokus der Verteilernetzbetreiber (VNB). Die Nichtberücksichtigung der Langfristprognosen der VNB entspreche nicht den Anforderungen des 11 EnWG an einen bedarfsgerechten Netzausbau, meint Badenova. Die Weiterverarbeitung der Basisdaten für die Prognose des 12

13 Kapazitätsbedarfs der VNB mit Hilfe der Gemeindedatenbank von Lutum + Tappert auf Basis der Einwohnerzahl sei hinsichtlich struktureller Besonderheiten fragwürdig. Astora und Wingas erachten die Modellierungen und Berechnungen nicht als ausreichend transparent. Es werde ein viel zu hohes Effizienzwachstum unterstellt. Beim Thema Eigenproduktion solle statt eines abrupten Endes in Deutschland ein regionaler und schrittweiser Rückgang berechnet werden. Storengy kritisiert die mangelnde Darstellung der benötigten Leistung bzw. Benutzungsstruktur an den Ein- und Ausspeisepunkten der FNB. VIK und VCI bewerten den vorliegenden Szenariorahmen als ausreichend. 3. Modellierungsansatz der Fernleitungsnetzbetreiber Hintergrund Laut Modellierungen der Fernleitungsnetzbetreiber ergeben die für das (berechnete) Szenario II bis 2015 notwendigen Maßnahmen im Leitungsbau eine Gesamtlänge von knapp 200 km und eine zusätzliche Verdichterleistung von 90 MW. Dies entspricht einem Investitionsbedarf in Höhe von 600 Mio. Euro. Bis 2022 ergeben die Maßnahmen aus heutiger Sicht einen Leitungsbau von 730 km und eine Verdichterleistung von knapp 360 MW mit einem Investitionsbedarf von insgesamt 2,2 Mrd. Euro. Hinzu kommen (teilweise bereits seit längerem) in Bau befindliche Projekte in Höhe von ca. 730 Mio Euro, die in den kommenden Jahren fertig gestellt werden. 8 8 Diese Berechnungsergebnisse sind aus dem Netzentwicklungsplan Gas 2012 entnommen und u.a. im Executive Summary (S. 2 ebd.) nachlesbar. 13

14 Gasmengenentwicklung (Daten aus dem Szenariorahmen) Prognose des Kapazitätsbedarfs der Verteilnetzbetreiber auf Basis der internen Bestellungen Kapazitätsbedarf der Gaskraftwerke (Daten aus dem Szenariorahmen) Modellierung Gasbedarf der Industriekunden am Fernleitungsnetz Langfristprognosen zum Kapazitätsbedarf der Verteilnetzbetreiber Speicherkapazitäten (Daten aus dem Szenariorahmen) Kapazitäten an Grenzübergangspunkten (Daten von ENTSO-G) Austauschkapazitäten innerhalb und zwischen Marktgebieten Abbildung: Eingangsgrößen für die Netzmodellierung. Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber (2012), vereinfachte Darstellung. 3.1 Kapazitäten Die kumulative Aufführung von unterschiedlichen Kapazitätsbegehren von Speichern verhindere nach Ansicht von Astora, Wingas und E.ON Hanse die Nachvollziehbarkeit im Einzelnen. 3.2 Nachgelagerte Netze Die Berücksichtigung der Langfristprognosen der Verteilnetzbetreiber sollten nach Beurteilung von E.ON Hanse marktgebietsweit verarbeitet werden und nicht FNB-spezifisch wie bislang. 14

15 3.3 Lastflusszusagen VIK und VCI merken an, dass eine konstante Fortschreibung der Lastflusszusagen (LFZ) nicht der Realität entspreche. 3.4 Marktgebiete 9 EnBW fordert, dass die Austauschkapazitäten innerhalb und zwischen den Marktgebieten nach der Reduktion der Marktgebiete näher analysiert werden. 3.5 Berechnungswerkzeuge Für EnBW ist unklar, warum die FNB zur Modellierung unterschiedliche Softwarelösungen zur Modellierung verwenden. Beim NEP Strom existiere nur ein System. 3.6 Abstimmungen mit Nachbarländern Die Abstimmung mit ausländischen FNB zu den Modellierungen von Kapazitätsbedarfen an Grenzübergangspunkten fehle laut GRTGaz (FR), Swedegas und Energinet.dk. GRTGaz (FR) sieht hier einen Verstoß gegen den Network Code zu Kapazitätsallokationsmechanismen (NC CAM). EnBW begrüßt die Aktualisierung der aus dem TYNDP übernommenen Daten. 3.7 Transparenz Storengy und SWB sehen Erklärungsbedarf zu den Modellierungen. 4. Netzmodellierung 4.1 Bewertung der Eingangsgrößen der Netzmodellierung im NEP Gaskraftwerke Der steigende Gasbedarf für dezentrale Gaskraftwerke und KWK-Anlagen in Verteilernetzen ist aus Sicht von ARGE Gas Westfalen im NEP nicht berücksichtigt; zum 9 Zu den Eingangsgrößen der Kapazitäten bei Marktgebietsübergangspunkten siehe Kapitel

16 Beispiel würde das novellierte KWK-Gesetz stromgeführte Gaskraftwerke in Zukunft stärker fördern. Projekte wie Neubauten oder Modernisierungen von KWK-Anlagen in Verteilernetzen würden nur deswegen nicht realisiert, weil im vorgelagerten Netz die Kapazität fehle, und Anträge nach 38/39 GasNZV nur im Fernleitungsnetz anwendbar seien. Creos sieht ebenso Potential einer gesonderten Berechnung für Gaskraftwerke im Verteilernetz. Diese sollten analog zum Fernleitungsnetz durchgängig mit ihrer Feuerungsnennleistung berücksichtigt werden. Vattenfall zielt auf die Prozessfristen ab: Netzanschlussanträge sollten auch unterjährig berücksichtigt werden. Bei Mehrfachanfragen eines Anschlusswilligen sollte nicht nur der Netzanschlusspunkt mit den geringsten Ausbaukosten gewählt werden, so RWE, VIK und VCI - zu beachten seien im Einzelfall ebenso Bauzuschüsse und Rohstoffkosten Sonstige Anschlusspunkte zur Industrie Probleme sieht ARGE Gas Westfalen bei Industriekunden, denen der VNB eine Umstellung von Erdölversorgung auf Erdgasbelieferung nur deshalb ablehnen müsse, weil der vorgelagerte Fernleitungsnetzbetreiber nicht genügend Kapazitäten zur Verfügung stellt oder stellen könne. Diese Kapazitätsanfragen seien auch zu berücksichtigen Speicher E.ON Gas Storage, EWE, WEG, SW Hannover, RWE und die SW Kiel kritisieren, dass die vorhandenen festen Transportkapazitäten nicht den möglichen Ein- und Ausspeicherleistungen der Speicher entsprächen. Creos sieht hingegen ein Problem beim Verhalten der Speichernutzer, welches nicht mehr prognostizierbar sei. Die in der Vergangenheit in der internen Kapazitätsbestellung berücksichtigte Speicherkapazität müsse daher zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit zukünftig durch Vereinbarungen über Leistungsvorhaltungen abgesichert oder alternativ aus den vorgelagerten Systemen bereitgestellt werden. EWE führt aus, dass die Speicherliste auch im kommenden NEP enthalten sein müsse. 16

17 Grenz- bzw. Marktübergangspunkte (GÜP/MÜT) Eni (Italien) moniert, dass die Reduktion der Marktgebiete bislang nicht zu Engpasslösungen an den ehemaligen Marktübergangspunkten (jetzt internen Punkten) geführt habe. Die Verfügbarkeit von FZK innerhalb der Marktgebiete sei gering. Bemerkenswert sei zudem, dass es an den Hauptgrenzübergangspunkten kaum Zuwachs an FZK gebe (Beispiel Bocholtz). Dies schade der Entwicklung des europäischen Binnenmarkts. Der Reverse-Flow-Ausbau auf der TENP (deutsche Seite) finde zudem im Vergleich zum Reverse-Flow-Ausbau von Transitgas (CH) & GRTGaz (FR) erst 2022 statt. Bis 2022 werde es nur 3% FZK am GÜP Wallbach geben. Auch ILR (LU) sieht die Wichtigkeit der GÜP vernachlässigt. Am Punkt Remnich solle es mehr FZK geben Nachgelagerte Verteilernetze (interne Bestellung) Das System der internen Bestellungen der VNB bei den FNB sei grundsätzlich der falsche Ansatz, meint ARGE Gas Westfalen. Analog zum Strom und im Gas sollte die tatsächliche Inanspruchnahme eines VNB zählen. Die internen Bestellungen des Jahres 2012 seien nur einseitig validiert worden und teilweise erheblich verfehlt, meinen EnBW und SW Chemnitz. Es sei zudem unklar, welche internen Bestellungen tatsächlich berechnet und ob Anfragen nach unterjähriger Erhöhung mitberücksichtigt worden sind. Im NEP 2012 sollten noch die internen Bestellungen vom für 2013 eingefasst werden, gerade vor dem Hintergrund des Februar-Engpasses. Aus Sicht des BDEW sind die Eingangsgrößen zu den internen Bestellungen jedoch plausibel und korrekt gewählt. Allerdings sollte innerhalb der Konsultation die Frage geklärt werden, ob ein rückläufiger Erdgasbedarf auch unmittelbar mit der Abnahme des Leistungsbedarfs verbunden ist. Schwaben Netz sieht grundsätzlich das Problem, dass wie jedes Jahr nur 85% der internen Bestellung als feste Kapazität durch den FNB Bayernets bestätigt wurden. 17

18 Schwaben Netz, Badenova Netz, Energienetze Bayern, VKU, SW Villingen-Schwenningen, Creos, SWB, Thüga, Geode, SW Kiel, VIK und VCI fordern eine transparente Gleichbehandlung aller größeren Abweichungen (S. 17 NEP) zwischen VNB-Werten und Prognos-Berechnungen, die Klärungsbedarf erfordern würden. Marktnahe Bottom-Up- Einschätzungen der VNB hätten Vorrang vor Top-Down-Prognosen. RWE schlägt zudem vor, dass die FNB bei den Kapazitätsbereitstellungen für nachgelagerte Netze Sicherheitsmargen für etwaige Überschreitungen einberechnen sollten. Schwaben Netz, Badenova Netz, Energienetze Bayern und der VKU kritisieren, dass industrielle Großverbraucher in nachgelagerten Netzen im Szenario II pauschal mit einer Kürzung von 5% eingingen, während dieselbe Verbrauchsgruppe am Fernleitungsnetz in der Regel mit konstantem Bedarf fortgeschrieben werde. Dies sei nicht sachgerecht. Zum Thema nicht-sinkender Gasbedarf im Verteilernetz sieht Schwaben Netz neben steigenden Bedarfen der Industrie- und Gewerbekunden und der Erschließung von Neubaugebieten einen wichtigen Punkt im Wegfall von Optimierungsmaßnahmen, worunter zum Beispiel Abschaltkunden im Verteilernetz zählen könnten. Creos weist hier darauf hin, dass zu überprüfen sei, ob ausreichend Anreize für den Einsatz bzw. die Nutzung und den Erhalt von bestehenden Infrastrukturen in nachgelagerten Netzen gegeben sind, die den Kapazitätsbedarf aus vorgelagerten Netzen reduzieren können. Energienetze Bayern sieht zudem in der Reduktion der Marktgebiete den Grund für die Einschränkung fester Kapazitäten für Verteilernetze. Zusätzlich könnten auch unterbrechbare Transportverträge zu Letztverbrauchern auf der Ebene der örtlichen Verteilernetze helfen, den Kapazitätsbedarf aus vorgelagerten Netzen sinnvoll zu reduzieren, so Creos Potenzielle Weiterentwicklung der Netzmodellierungsvorgaben, einschließlich Einschätzungen zum Kapazitätsmodell Ausbau für FZK an allen Punkten Grundsätzlich sollte es nicht darum gehen, an allen Entry- und Exitpunkten feste FZK anzubieten, sondern vielmehr dort auszubauen, wo physische Engpässe vorliegen, 18

19 meinen Astora, BDEW, EFET, EnBW, Energienetze Bayern, FNB, Geode, Statoil, EWE, VIS Proxy und Wingas. Wenn Gas nur noch am virtuellen Handelspunkt (VHP) gehandelt werden soll, dann müsse nach Meinung des BDEW auch der uneingeschränkte Transport dahin möglich sein. Daher sollte eine Untersuchung durchgeführt werden, welche Kosten, Nutzen und Nachhaltigkeit der Investitionen herausarbeitet. Hierbei sei die Schaffung von Flexibilität für die Versorgungssicherheit anders als die für kommerzielle Tätigkeit zu betrachten. Um eine belastbare Quantifizierung der Marktnachfrage nach Transportkapazität zu erhalten, könnte auch verbindlichen Langfristprognosen der VNB eine stärkere Berücksichtigung eingeräumt werden, fügt der BDEW hinzu. Feste FZK könnten in gewissen Grenzen auch durch Anpassung der Kapazitätsberechnung der FNB erhöht werden. Häufig würden unterbrechbare Kapazitäten angeboten, die nie unterbrochen werden. Hierbei seien Anreize für die FNB zu setzen, so dass eine zusätzliche Ausweisung von festen FZK aufgrund der Übernahme von zusätzlichen Risiken honoriert wird. Ein voller FZK-Ausbau schlüge sich laut EFET auf die Transportentgelte nieder und mache den Energieträger Gas unattraktiv. Gasflüsse würden sich generell im operativen Betrieb aufheben und sich nur ändern, wenn neue Importrouten angeschlossen werden. Der wahre Wert von Kapazitäten könne bei Nichtanwendung von Open Seasons per Auktionsverfahren gefunden werden, so EFET. Für Energienetze Bayern sind rein feste FZK für alle Netzkunden nicht sinnvoll, stattdessen wären feste FZK, beschränkt zuordenbare Kapazitäten und kapazitätsrelevante Maßnahmen (LFZ, Speicherscheiben im Verteilernetz) geeignete Produkte zur effizienten Kapazitätsbewirtschaftung. Auch Statoil und EFET erachten FZK für alle Punkte als nicht sinnvoll; jedoch führten zusätzliche Produkte neben festen FZK und unterbrechbaren Kapazitätsprodukten zu Marktverzerrung. Badenova würde es begrüßen, wenn für Verteilernetzbetreiber alle Kapazitäten als fest zugesagte Leistung angeboten werden. Unterbrechungen sollten nur dann möglich sein, wenn der Anschlussnetzbetreiber selber in der Lage ist, Unterbrechungen im eigenen Netz umzusetzen. 19

20 Maximal vertretbares Investvolumen Statoil, EnBW, FNB, Storengy, VIK/VCI, BDEW, RWE sprechen sich gegen künstliche Maximalgrenzen aus. Analysen der Marktnachfrage, z.b. durch Auktionen oder Open Seasons, seien sinnvoller. RWE schätzt das nötige Investitionsvolumen als eine politische Entscheidung ein. Konkrete Investitionsgrenzen werden wie folgt bewertet: - 2,2 Mrd. (Szenario II) sind für E.ON Gas Storage, Swedegas und Energinet.dk angemessen. - 4,8 Mrd. (Szenario I) sind vor dem Hintergrund der Versorgungssicherheit für Repower (CH) akzeptabel Gasrückgang Nicht die prognostizierte verbrauchte Menge sollte den Netzausbau auslösen, sondern der tatsächliche Transportbedarf, so der BDEW. Bei veränderten Bezugsquellen oder Einsätzen von Kraftwerken oder Speichern kann ein Ausbaubedarf entstehen. Die Trends in demografischer, gewerblicher und industrieller Entwicklung, die Substitution von Öl und der kommende KWK-Zubau erfordern eine stärkere Differenzierung im NEP 2013, findet Energienetze Bayern. Ein sinkender Gasbedarf bedeutet nicht zwangsläufig einen Rückgang des Kapazitätsbedarfs, gerade zu Spitzenzeiten, meinen Badenova Netz, EnBW, Storengy, BDEW, E.ON Gas Storage, RWE, Thüga, SW Stade und SW Villingen-Schwenningen. VIK, VCI und VIS Proxy sehen unabhängig von der Gasbedarfsentwicklung bereits heute Kapazitätsdefizite Produktalternativen zu FZK Bei unterbrechbaren Produkten müsse zumindest die Unterbrechungswahrscheinlichkeit maximal transparent gemacht werden. Am Punkt Haiming sehen zumindest Astora und Wingas jedoch keine Alternative zum Netzausbau. Eine generelle Aussage zur Sinnhaftigkeit der verschiedenen Kapazitätsprodukte kann laut BDEW nicht gemacht werden. Transportkunden sollten möglichst viele Möglichkeiten des Transports haben, um ihren Bedarf wirtschaftlich decken zu können. 20

21 Nur unterbrechbare Produkte sind neben FZK sinnvoll, alles andere sei intransparent und senke die Liquidität des VHP, statuieren Statoil und EFET. Aus Sicht der FNB sollten teurere und zeitintensive Investitionsmaßnahmen mit geringer Nutzungsdauer durch geeignete, volkswirtschaftlich optimale Werkzeuge überbrückt werden. Mengenmangelsituationen könnten in den Augen von Badenova Netz durch Speichereinspeisungen oder durch temporär unterbrechbare Ausspeiseverträge gelöst werden. Transportmangelsituationen könnten durch Einsatz von dezentralen Netzpuffern und Lastflusszusagen (LFZ) überbrückt werden. Eine Vergütung dieser Maßnahmen müsse finanziell in den Erlösobergrenzen vorgesehen werden. Unter Abwägung der Kosten und Risiken sind für Badenova Netz die unterbrechbaren FZK akzeptabel. Ergänzend könnten auf Basis einer bfzk die vorhandenen Speicher integriert werden. Die Kapazitätsbereithaltung über die Speicher müsse dann allerdings besonders bepreist werden, damit sich der Speicherunterhalt und ggf. ein Bau wirtschaftlich darstellen lasse Verteilung der FZK an Punkten Eine pauschale Verteilung von FZK an einzelnen Punkten durch eine zentrale Planung ist für viele Marktteilnehmer nicht sinnvoll (Statoil, EFET, BDEW, FNB, Geode, Swedegas/Energinet.dk, VIS Proxy, RWE, E.ON Gas Storage, BDEW). Engpassmanagementverfahren sind aus Sicht von EFET geeignet, Überinvestitionen aufgrund vertraglicher Engpässe zu verhindern. Bevorzugung einzelner Punkte - Buchungspunkte der VNB müssten immer mit 100% fester Leistung modelliert werden, so Badenova, SW Villingen-Schwenningen, Thüga, SW Stade und VKU. Unterbrechungen können im Verteilernetz größtenteils nicht vorgenommen werden (kritische Kunden). Bei manchen Industriekunden ist ein neu zu schaffender 16 (1a) analog zum 13 (1a) EnWG laut Badenova Netz denkbar Buchungspunkte der Speicher seien dagegen immer mit 100% FZK zu modellieren, so E.ON Gas Storage, RWE und Storengy. 10 Hierbei wird auf den Bericht zum Zustand der leitungsgebundenen Energieversorgung im Winter 2011/2012 vom verwiesen (kurz Netzbericht IV ): cht_node.html;jsessionid=7c0a41ffa3c84ae45ee4e39f03dafabf 21

22 - Buchungspunkte an den GÜP seien laut GRTGaz FR, Swedegas und Energinet.dk immer mit 100% FZK zu modellieren. - Buchungspunkte bei den Gaskraftwerken seien immer mit 100% FZK zu modellieren, finden im Gegenzug RWE, SW Kiel, VIK und VCI. Grundsätzlich sei eine einheitliche Definition der Produkte notwendig, kritisiert Energienetze Bayern Bevorzugung von Punkten bei FZK Eine Bevorzugung einzelner Punkte ergebe sich aus 38, 39 GasNZV und sei keine Entscheidung der Netzbetreiber, schreiben Astora und Wingas. Versorgungssicherheit sei oberstes Kriterium. Eine generelle Priorisierung von einzelnen Punkten sei nicht sinnvoll, argumentieren Statoil, EFET, EnBW, GRTgaz FR, BDEW, Storengy, Swedegas, Energinet.dk und VIS Proxy. Badenova, Energienetze Bayern, Thüga, SW Villingen-Schwenningen und SW Stade erachten gegebenenfalls eine Bevorzugung der VNB als notwendig. Die FNB, VIK und VCI sehen auch die stromseitig systemrelevanten Gaskraftwerke als vorzugswürdig an. Repower, VIK und VCI dagegen erachten alle Gaskraftwerke als vorrangig. E.ON Gas Storage sieht die Priorität bei Speichern Unterschiedliche Behandlung von neuer und Bestandskapazität; Rechtliche Einschätzung Eine unterschiedliche Behandlung von Neu- und Bestandskapazitäten stelle eine Diskriminierung von Neubuchern dar (so BDEW, Geode, Storengy, VIS Proxy, E.ON Gas Storage, RWE und SW Kiel). Laut Energienetze Bayern sollten FNB zunächst unterbrechbare Kapazitäten für VNB in feste umwandeln, und dann neu zu schaffende Kapazitäten an die VNB vergeben. VIK und VCI sehen im Bestand einen Vorrang, während Repower Neuanschlüsse prioritär behandelt wissen möchte. 22

23 Tatsächliche Unterbrechung als Indikator: Schwelle der Unterbrechungshäufigkeit als Netzausbausignal Unterbrechungshäufigkeiten und höhen geben aus Sicht von Astora, Wingas und BDEW keine Auskunft über die zuvor durch Renominierungen der Netznutzer abgewendeten potenziellen Unterbrechungen. Des Weiteren sei zu überlegen, die Unterbrechung differenziert für unterschiedliche Punkte zu betrachten. Für den BDEW sei ein stetiger und steigender Auktionsaufschlag an Grenzübergangs- und Marktgebietsübergangspunkten ein geeigneterer Indikator. Eine etwaige Unterbrechung an Speicherpunkten vor dem Hintergrund der saisonalen Inanspruchnahme dieser Kapazitäten sei gesondert zu beurteilen. Kapazitätsauktionen geben laut Statoil ausreichend Investitionssignale. Wenn eine Indikation hilft, dann läge sie bei etwa 5% (für EFET bei ca. 5-10%). Das Kosten-Nutzen-Verhältnis der Ausbausmaßnahmen solle mittels Markttest geprüft werden, so EFET. Für Badenova Netz ist eine generelle Schwelle schwer zu benennen, diese sei eher netzindividuell berechenbar. Ein Netzausbau sei jedoch unumgänglich, wenn Unterbrechungen schon bei geringen Minustemperaturen erfolgen. Dies sieht Energienetze Bayern ebenso; auch deswegen, weil der Verteilnetzbetreiber keine Vergütungsmöglichkeiten für potentielle Unterbrechungen habe. Energienetze Bayern bittet zudem um die Aufnahme des Aspektes Anerkennung der Kosten für LFZ für VNB durch die Bundesnetzagentur, da sie eine volkswirtschaftlich sinnvolle Alternative zum Netzausbau seien Weitere Vorgaben zur Modellierung Die im NEP in Abschnitt 5 genannten Ausbaumaßnahmen sollten durch (a) eine Definition des Kapazitätsprodukts, (b) Umfang der Kapazitäten und (c) zeitlicher Verfügbarkeit ergänzt werden, schlagen Astora und Wingas vor. 23

24 5. Bewertung der konkreten Netzausbaumaßnahmen 5.1. Darstellung der Netzausbaumaßnahmen (Projekte) Die Darstellung sei laut Astora und Wingas nicht nachvollziehbar (Kollektivierung mehrerer Speicheranfragen). Die vorgeschlagenen Maßnahmen dienten außerdem nur zur Schaffung bedingt verfügbarer Kapazitäten. Dies sei kein nachhaltiger Ansatz zur Gasnetzengpasslösung in Süddeutschland. Der BDEW hält jedoch die Darstellungen v. a. im Detaillierungsgrad und in der Nachvollziehbarkeit im NEP 2012 für sehr gut verständlich und nutzbar für die Analyse durch die Netznutzer. Ebenso gut umgesetzt wurde aus Sicht des BDEW die umfangreiche und sehr aussagekräftige Projektliste. EFET findet die Darstellung viel zu komplex. Eine Prognose von Kapazitätswerten wäre viel sinnvoller als Größe und Länge der Ausbaumaßnahmen. Die Auswirkungen einzelner Projekte auf die Kapazitätssituation sind für Energienetze Bayern nicht nachvollziehbar Bewertung der Maßnahmen inhaltlich Die Qualifizierung in Abschnitt ist Astora und Wingas aufgrund des undifferenzierten Hintergrunds (Zusammenfassung mehrerer Speicheranfragen 11 ) nicht aussagekräftig. Die von den Fernleitungsnetzbetreibern genannten 1 Mrd. für Ausbauten seien überhöht. Es gäbe z.b. redundante Zuordnungen von Ausbaumaßnahmen bei Speicher- und Kraftwerksanfragen Bewertung einzelner individueller Anschlussbegehren Der Speicher bei Burghausen wird erst im Betrachtungszeitraum nach 2015 berücksichtigt, wobei der Kapazitätsbedarf bei OGE schon am gemeldet worden ist, melden Astora und Wingas. 11 Hinweis: die Speicherliste wurde im Nachgang projektscharf aktualisiert: tml 24

25 5.4. Bewertung der Vorbehalte der Fernleitungsnetzbetreiber zu Anfragen nach 38, 39 Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV), langfristiger Kapazitätsbuchung, Realisierungsfahrplan etc. Der BDEW sieht Probleme in der Buchungssystematik. Bei gleichen Preisen fehlten Anreize für das Buchen langfristiger Kapazität. Die Abschätzung des Bedarfs sollte auch nicht ausschließlich über getätigte Buchungen erfolgen, sondern ebenfalls über die Prognose der Kapazitätsnutzung. Die Berücksichtigung von Anfragen gemäß 39 GasNZV als wesentliches Kriterium für die Aufnahme von Projekten in den Netzentwicklungsplan stellt für den BDEW einen angemessenen Ansatz dar, da hierin bereits gewisse Verbindlichkeiten beinhaltet seien, wie etwa die Entrichtung der Planungspauschale durch den Antragssteller. Gleichzeitig werde dem Umstand Rechnung getragen, dass diese Anfragen bereits zu einem frühen Zeitpunkt eingereicht würden und dementsprechend auch den Vorlaufzeiten für die Realisierung von Netzausbaumaßnahmen entgegenkämen. Sobald belastbare Ergebnisse vorlägen, sollte ein regelmäßiges Monitoring hinsichtlich der Realisierungsquote aus Anfragen gemäß 39 GasNZV durchgeführt werden, das als Bewertungsgrundlage für die Zweckmäßigkeit der praktizierten Vorgehensweise dienen könne. Auch die abgelehnten Anträge nach 38 GasNZV seien nach 17 Abs. 1 Ziffer 10 GasNZV in der Ermittlung des langfristigen Kapazitätsbedarfs und letztlich damit auch in den entsprechenden Szenarien im NEP zu berücksichtigen, so der BDEW. EFET meint, dass Anschlusswillige nur selten Alternative zu einem anderen Netz hätten, sodass die Verbindlichkeit einer langfristigen Buchung zu hinterfragen sei. Die VNB sollten Kapazitätsbuchungen mit gleicher Priorität wie am Fernleitungsnetz vornehmen können (Energienetze Bayern). 6. Power to Gas 6.1. Analysen zur Wasserstoffzuspeisung Die Aufnahme der Power-to-Gas-Analyse begrüßen ARGE Gas Westfalen, Astora, BDEW, Wingas und H2 Patent. 25

26 Es bestehe schon heute hoher Speicherbedarf von Strom aus Erneuerbaren Energien, so ARGE Gas Westfalen. Dass die bestehende Gasinfrastruktur als Transportleitung und als Speicher für die Integration des fluktuierenden Stroms aus Erneuerbaren Energiequellen dienen kann, sollte deutlicher hervorgehoben werden, meint der BDEW. Astora und Wingas äußern sich jedoch skeptisch, da ein umfangreicher Einsatz von Wasserstoff heute noch problematisch sei. Von daher legen sie Wert auf ein zweistufig angelegtes Umwandlungsverfahren (Methanisierung), welches dieses Problem umgeht Andere Power-to-Gas-Modellierungsvorgaben Das Potenzial von Speichern bei der Energiespeicherung wird nicht erkannt, meinen Astora und Wingas. 7. Versorgungssicherheit 7.1. Bewertung der Ergebnisse der Versorgungssicherheitsszenarien Die Annahme geschützter Kunden in Höhe von 50% der internen Bestellkapazität sei unzutreffend, laut ARGE Gas Westfalen liegen sie eher bei 75-80%. Ohnehin könne man schützenswerte Kunden nicht von den anderen netzhydraulisch separieren. Die Einschätzungen im NEP zur Versorgungssicherheit sind zu optimistisch, so die ARGE. Für Astora und Wingas sind die Szenarien plausibel, aber nicht repräsentativ siehe Februar Für den BDEW sind die skizzierten Versorgungssicherheitsszenarien ausreichend und die dargestellten Risiken akzeptabel Bewertung des Versorgungsengpasses im Februar 2012 Unvollständige Berücksichtigungen von Speicheranfragen seien gerade im Sinne der Versorgungssicherheit unverständlich, so Astora und Wingas. Laut Schwaben Netz zeigte die Software von BDEW/VKU/GEODE zur Berechnung der internen Bestellung gerade im Februar 2012 seine Schwächen. 26

27 Badenova Netz und BDEW kritisieren, dass die Versorgungssicherheit nur auf Wechselwirkungen zum Strommarkt abziele; Verbesserungen im Gasnetz sollten ebenso beleuchtet werden (z.b: keine Notwendigkeit von Kürzungen interner Bestellungen). Der BDEW wünscht, dass lokale Engpässe stärker beachtet würden. Hierbei seien neben dem eigentlichen Ausbau und technischen Maßnahmen zur Überwindung solcher Engpässe auch die alternative Versorgung und kommerzielle Maßnahmen zu berücksichtigen. Eine Simulation der Februarereignisse wäre eine sinnvolle Erweiterung, so Badenova Netz. Im Februar 2012 mussten Kapazitäten einiger Netzanschlusskunden für mehrere Wochen unterbrochen werden, erklärt Energienetze Bayern. 8. Weiteres Vorgehen zum Prozess des Netzentwicklungsplans Für Netznutzer sei die Variante 1 (Überarbeitung, Veröffentlichung 2013) die zu befürwortende, während die Netzbetreiber die (2012 anschließende) Variante 2 begrüßten, erläutert der BDEW. 12 Ob Variante 1 oder 2, sei irrelevant; wichtiger sei stattdessen, dass die derzeit unterbrechbare Kapazitäten bis 2015 in feste umgewandelt werden, so Schwaben Netz. 12 Die Varianten sind im Netzentwicklungsplan beschrieben. 27

28 VI. Berücksichtigung der Ergebnisse aus der Konsultation der Bundesnetzagentur im Änderungsverlangen 1. Allgemeines Dem Netzentwicklungsplan Gas wird eine Tabelle der verbindlichen Netzausbaumaßnahmen angefügt. Im Änderungsverlangen zum Netzentwicklungsplan wird von der Bundesnetzagentur gefordert, dass die Tabelle mit einer laufenden Identifikationsnummer versehen wird. In den verwendeten Netzkarten soll diese Identifikationsnummer hinterlegt werden, damit eine Verknüpfung zwischen der Tabelle und der Karte ermöglicht wird. Eine Übersetzung des Netzentwicklungsplans Gas ins Englische wird vom Gesetzgeber nicht gefordert. Dennoch sieht die Bundesnetzagentur den Vorteil einer für alle Gasmarktparteien nachvollziehbaren Netzentwicklungsplanung. Um zumindest alle an das deutsche Gasmarktgebiet angrenzenden Marktteilnehmer verständlich über die Netzentwicklung in Deutschland zu informieren, veröffentlichte die Bundesnetzagentur zur behördlichen Konsultation eine englische Übersetzung des Konsultationsfragebogens. 13 Im zukünftigen Prozess wird die Möglichkeit einer Übersetzung des Netzentwicklungsplans überprüft. Die Kritikpunkte der Marktteilnehmer aus dem Ausland wurden in die Auswertung mit aufgenommen. Der Ausbaubedarf an den Grenzübergangspunkten ist nach Ansicht der Bundesnetzagentur umfassend in den Netzentwicklungsplan Gas eingearbeitet worden. Eine weitere Zusammenarbeit mit den angrenzenden Fernleitungsnetzbetreibern ist einerseits stets willkommen. Da es andererseits jedoch neben dem Netzentwicklungsplan auch auf anderen Ebenen Maßnahmen zur Zusammenarbeit gibt (Beispiel bilaterale Reverse-Flow- Ausbauentscheidungen an Grenzübergangspunkten gemäß SoS-Verordnung 994/2010 Artikel 6), sieht die Bundesnetzagentur gegenwärtig im Zusammenhang des Netzentwicklungsplans keine Notwendigkeit zur Einführung eines expliziten Arbeitskreises mit internationalen Vertretern, wie von den Konsultationsteilnehmern vorgeschlagen wurde. Für die zukünftigen Prozesse des Netzentwicklungsplans Gas wird seitens der Bundesnetzagentur überlegt soweit zeitlich machbar, neben dem eigentlichen Workshop auch eine Dialogveranstaltung auf Englisch anzubieten. 13 Die Übersetzung des Konsultationsfragebogens befindet sich unter demselben Link wie der Netzentwicklungsplan Gas 2012: > Sachgebiete > Elektrizität/Gas > Gasnetzentwicklung > Netzentwicklungsplan Gas 2012, tml 28

29 Die Bundesnetzagentur sieht ebenfalls die von den Konsultationsteilnehmern geforderte Netzumstellung zur Anpassung des Gasnetzes an den Rückgang von niedrigkalorischem Gas (L-Gas). Der Festlegungsbeschluss zur Einführung eines Konvertierungsentgeltsystems in qualitätsübergreifenden Gasmarktgebieten ( Konni Gas, BK ) vom enthält erstmals eine Vorgabe gegenüber den Marktgebietsverantwortlichen und den Fernleitungsnetzbetreibern zur Effizienzbetrachtung der Konvertierungsmaßnahmen von H- auf L-Gas (Kap ), insbesondere zu einer regelmäßigen Gegenüberstellung der technischen und bilanziellen Konvertierungskosten und der Kosten einer Marktgebietsumstellung. In einer Neuauflage der Kooperationsvereinbarung Gas, die derzeit für das Gaswirtschaftsjahr 2013/2014 erarbeitet wird, werden nähere prozessuale Schritte zum Netzumstellungskonzept beschrieben. Im bestätigten Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan 2013 ist vorgesehen, dass die Fernleitungsnetzbetreiber die L-Gas Leistungsbilanz der nächsten Jahre darstellen und analysieren, sowie konkrete Projekte für die Umstellung der Netze von L- auf H-Gas identifizieren. Die betroffenen Fernleitungsnetzbetreiber und die L-Gasproduzenten in Deutschland haben der Bundesnetzagentur bereits im Vorjahr erstmalig einen Masterplan vorgestellt. 14 Die Umsetzung der Vorgabe aus 17 GasNZV ist durch den Netzentwicklungsplan Gas neben der eigentlichen Erfüllung des 15a EnWG vollumfänglich erfolgt; eine vermeintliche Doppelarbeit, wie teilweise in den Stellungnahmen vorgetragen, ist aus Sicht der Bundesnetzagentur nicht entstanden. Einzelfälle zu Kapazitätsanfragen zum Beispiel von Speicherbetreibern wurden zwecks transparenter Vorgehensweise im Nachgang zur Veröffentlichung des Planentwurfs behandelt. Der Rohstoff Gas wird als Brückentechnologie zur reinen Versorgung mit regenerativen Energien vollumfänglich berücksichtigt. Ein stetig sinkender Gasverbrauch steht dazu nicht im Widerspruch. Die Gleichzeitigkeit der Nennleistung wird mehr und mehr das ausschlaggebende Kriterium für eine sichere Versorgung im Stromnetz sein. Einen Ausbaubedarf kann es somit auch bei sinkendem Gasbedarf geben. 14 L-Gas Versorgung in Deutschland - Leistungsbilanz und Netzumstellungskonzept. Gemeinsame Ergebnisse der L-Gas Fernleitungsnetzbetreiber und der deutschen Erdgasproduzenten, Bonn,

30 2. Modellierung Die Bundesnetzagentur erkennt das Anliegen zur Berechnung aller drei Szenarien. Die vollständige Modellierung allein des moderaten Szenarios II ist der Knappheit an Zeit und Ressourcen geschuldet. Neben dem Szenario II hat allerdings auch eine indikative Berechnung des hohen Gasbedarfsszenarios (Szenario I) stattgefunden. Dabei wurden sowohl zusätzliche Netzausbaumaßnahmen als auch die alternativ zum Szanario II anfallenden Kosten bestimmt. Im Netzentwicklungsplan Gas 2013 werden die Modellierungsvarianten modifiziert und verfeinert. Die von einigen Konsultationsteilnehmern vorgetragenen Annahmen zu einer zunehmenden Gasbedarfsentwicklung werden von der Bundesnetzagentur gegenwärtig nicht als überzeugend angesehen. Die Prognosen der FNB zu den Gasbedarfen wurden evaluiert. Die Bundesnetzagentur legt großen Wert darauf, dass die Fernleitungsnetzbetreiber die Annahmen zur Entwicklung des Gastransportsmarkts alljährlich überprüfen. Die Auswahl der von den Fernleitungsnetzbetreibern herangezogenen wissenschaftlichen Untersuchungen, auf deren Grundlage die Annahmen zum künftigen Gasverbrauch der Endverbraucher formuliert werden, ist nicht zu beanstanden. Die Prognoseunsicherheit bezüglich der künftigen Verbrauchsentwicklung wurde aus Sicht der Bundesnetzagentur ausreichend berücksichtigt. Zur ursprünglich kumulativen Aufführung von an unterschiedlichen Orten vorliegenden Kapazitätsbegehren von Speichern verweist die Bundesnetzagentur auf die online veröffentlichte Liste zu den Eingangsgrößen der Modellierung. In einer aktualisierten Variante sind die Speicherkapazitätsbegehren einzeln aufgeführt. 15 Die Situation an den Grenzübergangspunkten wurde aus Sicht der Bundesnetzagentur hinreichend evaluiert. Im Rahmen der Konsultation ergaben sich Hinweise auf unzureichend berücksichtigte Kapazitätsbedarfe, die im Nachgang erörtert wurden. Im Netzentwicklungsplan Gas 2013 soll eine separate Anlage die Kapazitätssituation der nächsten zehn Jahre an den Grenzübergangspunkten explizit darstellen. 15 Aktualisierte Speicherliste: tml 30