Entscheidung. wegen der Bestätigung des Szenariorahmens für die Netzentwicklungsplanung Gas gem. 15a Abs.1 S. 7 EnWG

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1 Az NEP Gas Bestätigung Szenariorahmen Entscheidung In dem Verwaltungsverfahren wegen der Bestätigung des Szenariorahmens für die Netzentwicklungsplanung Gas gem. 15a Abs.1 S. 7 EnWG gegenüber der 1. bayernets GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Poccistraße 7, München - Fernleitungsnetzbetreiber zu 1) - 2. Fluxys TENP GmbH, vertreten durch den Vorstand, Martin-Luther-Platz 28, Düsseldorf - Fernleitungsnetzbetreiber zu 2) - 3. GASCADE Gastransport GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Kölnische Straße , Kassel - Fernleitungsnetzbetreiber zu 3) - 4. Gastransport Nord GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Holler Landstraße 82, Oldenburg - Fernleitungsnetzbetreiber zu 4) 5. Gasunie Deutschland Transport Services GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Pelikanplatz 5, Hannover - Fernleitungsnetzbetreiber zu 5) -

2 2 6. GRTgaz Deutschland GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Zimmerstraße 56, Berlin - Fernleitungsnetzbetreiber zu 6) 7. jordgastransport GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Promenade Am Alten Binnenhafen 6, Emden - Fernleitungsnetzbetreiber zu 7) 8. Lubmin-Brandov Gastransport GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Norbertstraße 85, Essen - Fernleitungsnetzbetreiber zu 8) 9. Nowega GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Nevinghoff 20, Münster - Fernleitungsnetzbetreiber zu 9) ONTRAS - VNG Gastransport GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Maximilianallee 4, Leipzig - Fernleitungsnetzbetreiber zu 10) 11. OPAL NEL TRANSPORT GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Emmerichstraße 11, Kassel - Fernleitungsnetzbetreiber zu 11) Open Grid Europe GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Kallenbergstraße 5, Essen - Fernleitungsnetzbetreiber zu 12) terranets bw GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Am Wallgraben 135, Stuttgart - Fernleitungsnetzbetreiber zu 13) Thyssengas GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Kampstraße 49, Dortmund - Fernleitungsnetzbetreiber zu 14) - im Folgenden: die Fernleitungsnetzbetreiber

3 3 hat die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, Tulpenfeld 4, Bonn, gesetzlich vertreten durch ihren Präsidenten Jochen Homann, am den Szenariorahmen nach 15a Abs.1 S. 7 EnWG wie folgt bestätigt: 1. Dem Netzentwicklungsplan 2013 sind die im Anhang 1 an diese Entscheidung enthaltenen Annahmen und Szenarien zugrunde zu legen. 2. Bei der Netzmodellierung zum Netzentwicklungsplan 2013 haben die Fernleitungsnetzbetreiber die im Anhang 2 tabellarisch aufgeführten Szenarien und Modellierungsvarianten anzuwenden. Bei der Durchführung der Netzmodellierung haben die Fernleitungsnetzbetreiber entsprechend der in Anhang 2 aufgeführten Basisvariante II a die in Planung befindlichen Gaskraftwerke und die von den Übertragungsnetzbetreibern als systemrelevant definierten Gaskraftwerke mit 100% fest frei zuordenbaren Kapazitäten (FZK) anzusetzen und vollständig für die Jahre 2018 und 2023 zu berechnen, um den Ausbaubedarf im Vergleich zur Variante II c - dem geplanten Kraftwerksprodukt Feste Kapazität mit Zuordnungsauflage im Unterbrechungsfall (Dynamisch Zuordenbare Kapazität, DZK) - getrennt zu ermitteln. Die Durchführung der Modellierungsvariante II b, bei der die interne Bestellung abzüglich kapazitätsreduzierender Instrumente (geplante und angefragte Maßnahmen) in nachgelagerten Netzen berechnet wird, bleibt den Fernleitungsnetzbetreibern als Option überlassen. Im Falle der Durchführung müssen diese kapazitätsreduzierenden Maßnahmen konkret benannt werden, die für die interne Bestellung für das Jahr 2013 nicht mehr berücksichtigt werden konnten. Die jeweiligen technischen Parameter dieser Maßnahmen sind transparent und nachvollziehbar sowie nach einzelnen Maßnahmen getrennt darzustellen und es ist zumindest eine Abschätzung der auf der Verteilernetzebene entstehenden Kosten der Maßnahmen vorzunehmen. Die Fernleitungsnetzbetreiber haben im Rahmen der Modellierungsvariante II d die Modellierung der gem. 39 GasNZV geltend gemachten neuen Speicheranlagen als feste frei zuordenbare Kapazitäten durchzuführen ( FZK für neue Speicher ). Die Modellierung der Kraftwerke hat entsprechend der Variante II a zu erfolgen.

4 4 Die Fernleitungsnetzbetreiber haben im Rahmen der Modellierungsvariante II e die Modellierung der Kraftwerke entsprechend der Variante II a durchzuführen. Sie haben die in Planung befindlichen Gaskraftwerke und die von den Übertragungsnetzbetreibern als systemrelevant definierten Gaskraftwerke mit 100% fest frei zuordenbaren Kapazitäten anzusetzen und vollständig für das Jahr 2023 zu berechnen. Die Fernleitungsnetzbetreiber können optional die Modellierungsvariante II f ( 100% FZK ) für das Jahr 2023 berechnen. 3. Die Fernleitungsnetzbetreiber werden verpflichtet, transparent und in tabellarischer Form spätestens bis zum Zeitpunkt des Beginns der Konsultation des Entwurfs des Netzentwicklungsplans 2013 gem. 15a Abs. 2 S. 1 EnWG die im Rahmen der Modellierung der internen Bestellung für alle Modellierungsvarianten verwendeten Eingangsparameter zu veröffentlichen. 4. Die Fernleitungsnetzbetreiber werden verpflichtet, in Abstimmung mit den betroffenen Speicherbetreibern bis zur Vorlage des Netzentwicklungsplans 2013 ein Konzept für das in der Modellierung für Speicher vorgesehene Produkt der Temperaturabhängigen festen frei zuordenbaren Kapazität an Speichern (TAK) zu entwickeln und detailliert zu beschreiben sowie hinsichtlich der einzelnen Speicherprojekte zu belegen, wie diese Produkte hinsichtlich der Temperaturreichweite in der Praxis umzusetzen sind. Es ist eine Kosten- Nutzenanalyse vorzulegen, die einen Vergleich anstellt zwischen den eingesparten Kosten für den Netzausbau einerseits und andererseits den Nachteilen bzw. Kosten, die aus einer Einschränkung der Vermarktung der Speicher am Handelsmarkt entstehen können. 5. Die Fernleitungsnetzbetreiber werden verpflichtet, die für das DZK Produkt getroffenen Annahmen und die konkrete Ausgestaltung des Produktes im Einzelnen aufzuführen. Insbesondere muss für jeden Ausspeisepunkt, für den das Produkt der DZK modelliert wird, erkennbar sein, auf welchen Einspeisepunkt oder auf welche Einspeisezone sich die Zuordnungsauflage bezieht. Es muss dargestellt werden, ob ausreichend freie Kapazität an den zugeordneten Punkten, einschließlich möglichen korrespondierenden Ausspeisepunkten in benachbarten Netzen vorhanden ist. Es sind Aussagen darüber zu treffen, mit welcher Vorlaufzeit die Einschränkung des Zugangs zum Handelspunkt angekündigt wird und wie das Produkt der DZK bepreist würde. Es ist eine Kosten- Nutzenanalyse vorzulegen, die einen Vergleich anstellt zwischen der Einsparung der Kosten für den Netzausbau durch das DZK-Produkt einerseits und andererseits den Kosten, die für die Gaskraftwerksbetreiber im Zusammenhang mit der DZK notwendig werdenden Absicherung der festen Gasversorgung anfallen.

5 5 6. Die Fernleitungsnetzbetreiber werden verpflichtet, die Kosten für die einzelnen Netzausbaumaßnahmen konkret abzuschätzen und diese transparent in tabellarischer Form im Netzentwicklungsplan aufzuführen. 7. In dem Szenariorahmen sind die folgenden geplanten Investitionsvorhaben gemäß der in Anlage 2 aufgeführten Speicherliste mit den folgenden Werten aufzunehmen und bei der Netzmodellierung zu berücksichtigen: - Kapazitätsausbaubegehren der astora GmbH & Co. KG gem. 39 GasNZV für die Speichererweiterung des Speichers Haidach (Stufe II) in Höhe von MWh/h Einspeicherkapazitäten und MWh/h Ausspeicherkapazitäten für die Jahre 2012 bis 2023, - Kapazitätsausbaubegehren der Gazprom Export LLC gem. 39 GasNZV für die Speichererweiterung des Speichers Haidach (Stufe II) in Höhe von MWh/h Einspeicherkapazitäten und MWh/h Ausspeicherkapazitäten für die Jahre 2012 bis 2023 und - Kapazitätsausbaubegehren der E.ON Gas Storage GmbH gem. 39 GasNZV für die Speichererweiterung des Speichers 7Fields in Höhe von MWh/h Einspeicherkapazitäten und MWh/h Ausspeicherkapazitäten für die Jahre 2014 bis Bei der Analyse von Kapazitätseinschränkungen anhand historischer Flüsse sind von den Fernleitungsnetzbetreibern die in der Vergangenheit vorgenommenen Unterbrechungen bis einschließlich 31. Mai 2012 zugrunde zu legen und die in der Anlage 4 enthaltene Unterbrechungsliste insoweit zu ergänzen. Die Fernleitungsnetzbetreiber haben den notwendigen Ausbaubedarf zur Beseitigung der Unterbrechungen einschließlich der hieraus resultierenden Kapazitätserhöhung punktscharf zu ermitteln. 9. Bei der Aufstellung des Netzentwicklungsplans 2013 sind die im Anhang 3 aufgeführten Gasversorgungsstörungen zu berücksichtigen.

6 6 Zur besseren Übersicht wird der Entscheidung eine Gliederung vorangestellt. Gliederung I. Sachverhalt Gegenstand des Verfahrens Inhalte des Szenariorahmens Bisheriger Verfahrensablauf...10 II. Entscheidungsgründe Formelle Rechtmäßigkeit der Entscheidung Zuständigkeit Verfahren Adressaten der Entscheidung Materielle Rechtmäßigkeit der Entscheidung Gegenstand der Entscheidung / Tenor Rechtliche Anforderung an angemessene Annahmen bei Prognosen Angemessene Annahmen zur Entwicklung des Verbrauchs Entwicklung des Gasverbrauchs der Endverbraucher Entwicklung des Gasverbrauchs zur Strom- und KWK-Erzeugung Kriterien zur Zuordnung von Kraftwerken zu den Szenarien Sonstiger Gasverbrauch Angemessene Annahmen zur Entwicklung der Gewinnung von Erdgas sowie der Einspeisung von Biogas Inländische Förderung Einspeisung von Biogas Erdgasförderung unkonventionell / Power-to-Gas Regionalisierung des Gasverbrauchs und der Gasförderung Angemessene Annahmen zur Entwicklung der Erdgasversorgung Annahmen zum Gasaustausch zwischen Deutschland und seinen Nachbarländern Berücksichtigung von geplanten Investitionsvorhaben in die regionale Netz- und Speicherinfrastruktur Kapazitätsprodukte und Modellierungsvarianten Kapazitäten und Kapazitätsprodukte als wesentlicher Faktor für die Ermittlung des Netzausbaubedarfs Rechtliche Anforderungen an Kapazitätsprodukte und Berücksichtigung im Rahmen des Netzausbaus Modellierungsvarianten Berücksichtigung von Gaskraftwerken bei der Modellierung Berücksichtigung der Speicher bei der Modellierung...40

7 Berücksichtigung der internen Bestellung bei der Modellierung Berücksichtigung der Grenzübergangspunkte bei der Modellierung Auflage zur Kostentransparenz für die ermittelten Netzausbaumaßnahmen Berücksichtigung denkbarer Störungen der Erdgasversorgung Berücksichtigung der Ergebnisse der Öffentlichkeitsbeteiligung und Konsultationsfrist47 III: Rechtsmittelbelehrung...47 Anhänge zur Entscheidung...49 Anhang 1: Annahmen zu Gasverbrauch, -gewinnung und versorgung (mit Zuordnung zu Szenarien)...49 Anhang 2: Szenarien und Modellierungsvarianten...52 Anhang 3: Versorgungssicherheitsszenarien...54 Anlagen...55 Anlage 1: Gaskraftwerksliste...55 Anlage 2: Speicherliste...61 Anlage 3: Liste Grenzübergangspunkte...69 Anlage 4: Liste historischer Unterbrechungen...76

8 8 Gründe I. Sachverhalt 1. Gegenstand des Verfahrens Das vorliegende Verwaltungsverfahren betrifft die Bestätigung des Szenariorahmens der Fernleitungsnetzbetreiber, den diese im Zuge der Aufstellung des gemeinsamen Netzentwicklungsplans erarbeitet und der Bundesnetzagentur in überarbeiteter Fassung am zur Bestätigung vorgelegt haben. Mit der Aufstellung des Netzentwicklungsplans wird das Ziel verfolgt, den künftigen Transportbedarf nach Erdgas zu ermitteln und hierauf bezogen Maßnahmen zu identifizieren, die zur Erfüllung dieses Transportbedarfs sowie zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit in den nächsten zehn Jahren netztechnisch für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind. Gemäß 15a Abs. 1 S. 4 EnWG haben die Betreiber von Fernleitungsnetzen den Netzentwicklungsplan auf der Grundlage eines sogenannten Szenariorahmens zu erarbeiten. In diesem Szenariorahmen haben die Fernleitungsnetzbetreiber angemessene Annahmen über die Entwicklung der Gewinnung, der Versorgung, des Verbrauchs von Gas und seinem Austausch mit anderen Ländern zu treffen und geplante Investitionsvorhaben in die regionale und gemeinschaftsweite Netzinfrastruktur, in Bezug auf Speicheranlagen und LNG- Wiederverdampfungsanlagen sowie die Auswirkungen denkbarer Störungen der Versorgung zu identifizieren, die bei der Aufstellung des Netzentwicklungsplans zu berücksichtigen sind. Nach 15a Abs. 2 S. 7 EnWG kommt der Bundesnetzagentur die Aufgabe zu, nachdem der Szenariorahmen durch die Fernleitungsnetzbetreiber öffentlich konsultiert worden ist, diesen unter Berücksichtigung der Ergebnisse dieser Öffentlichkeitsbeteiligung zu bestätigen. Die Erstellung und Konsultation des Szenariorahmens durch die Fernleitungsnetzbetreiber und dessen Bestätigung durch die Bundesnetzagentur markieren den ersten Verfahrenabschnitt im Rahmen der Aufstellung des gemeinsamen Netzentwicklungsplans der Fernleitungsnetzbetreiber. Nach Maßgabe der im behördlich bestätigten Szenariorahmen getroffenen Annahmen werden die Fernleitungsnetzbetreiber im nachfolgenden Schritt den Entwurf des gemeinsamen Netzentwicklungsplans ausarbeiten. Gemäß 15a Abs. 1 S. 2 EnWG hat der Netzentwicklungsplan 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. Zur Identifizierung dieser Maßnahmen verlangt 15a Abs. 2 S. 3 EnWG von den

9 9 Fernleitungsnetzbetreibern, bei der Erarbeitung des Netzentwicklungsplans eine Modellierung der deutschen Fernleitungsnetze durchzuführen. Hierzu sind zunächst die im Szenariorahmen angegebenen Energiemengen (Arbeit) in Leistungswerte zu übersetzen, damit im Rahmen der Modellierung Schlussfolgerungen für die technische Auslegung des Fernleitungsnetzes getroffen werden können. Die gemeinsame Modellierung umfasst eine zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern abgestimmte Simulation der erwarteten Lastflüsse und hierauf aufbauend eine abgestimmte Ausweisung der künftig erforderlichen Transportkapazitäten im Fernleitungsnetz sowie entsprechend notwendige Netzausbaubedarfe. Mit dem zum gem. 15a Abs. 1 S. 1 EnWG vorzulegenden Netzentwicklungsplan soll zugleich die nach 17 GasNZV zu erfüllende Berichtspflicht über den zukünftigen Kapazitätsbedarf umgesetzt werden. 2. Inhalte des Szenariorahmens Der Entwurf des Szenariorahmens zum Netzentwicklungsplan 2013 wurde auf Basis des Szenariorahmens für den Netzentwicklungsplan 2012 erstellt und benennt auch die Unterscheide zum Szenariorahmen Unverändert gegenüber dem Szenariorahmen 2012 ist die Auswahl der Datenquellen und der Szenarien zum Gasbedarf der Endverbraucher in privaten Haushalten, Gewerbe/Handel/Dienstleistungen, Industrie und Verkehr sowie zur Erzeugung von Erdgas und Biogas in Deutschland. Unverändert sind auch die Datenquellen zur Einbindung des deutschen Fernleitungsnetzes in den europäischen Gastransport. Weiterhin wurde das abgestimmte Vorgehen bei der Festlegung der Szenarien zur Gasverstromung zwischen Fernleitungsnetzbetreibern, Übertragungsnetzbetreibern (Strom) und der Bundesnetzagentur und die eigenständige Modellierung der Strommärkte aus dem Szenariorahmen 2012 übernommen. Das Aufstellen der vollständigen Gasbilanzen für Deutschland aus Gasbedarf (Gasverbrauch) und Gasaufkommen (Erdgasförderung, Biogaseinspeisung) in den drei Szenarien als Basis für die im Netzentwicklungsplan vorzunehmenden Kapazitätsberechnungen wurde aus dem Vorjahr übernommen. Insgesamt wurden wieder drei Szenarien vorgelegt. Sie bilden einen breit gezogenen Korridor künftiger Verbrauchspfade ab, der zwischen einer Obergrenze (Szenario I hohes Gasbedarfsszenario ) und einer Untergrenze (Szenario III Niedriges Gasbedarfsszenario ) des zu erwartenden Gasbedarfs aufgespannt wird. Ein mittlerer Entwicklungspfad (Szenario II mittleres Gasbedarfsszenario ) nimmt eine zentrale Referenzposition für die Prognose der Gasbedarfsentwicklung ein.

10 10 Die wesentlichen Aktualisierungen im Szenariorahmen 2013 betreffen die Anpassung der Ausgangswerte der Gasbilanz auf das Jahr Ferner wurden die Daten für den Gasbedarf der Endverbraucher (Industrie, Haushalte, GHD, Verkehr) aktualisiert. Unverändert geht der neue Szenariorahmen von einem Rückgang des Gasverbrauchs der Endverbraucher je nach Szenario von 9 Prozent bis 24 Prozent aus. Die Tabellen wurden um die Ergebnisse für die Jahre 2014, 2015, 2016 und 2023 ergänzt. Für die deutsche Erdgasförderung und Biogaseinspeisung wurden aktualisierte Prognosen verwendet und die Berechnungen zur Gasverstromung aktualisiert. Zudem wurden aktuelle Anschluss- und Ausbaubegehren nach 38, 39 GasNZV berücksichtigt, neue Entwicklungen an den deutschen Grenzübergangspunkten aufgezeigt und aktuelle Fragestellungen zu Versorgungsstörungen für L- und H-Gas definiert. Eine weitere wesentliche Neuerung ist die Aufnahme unterschiedlicher Modellierungsvarianten zur Kapazitätsberechnung. Die Fernleitungsnetzbetreiber haben verschiedene Varianten vorgeschlagen, in denen die Höhe und die Art der Kapazitätsprodukte für Gaskraftwerke, Speicher und die interne Bestellung variiert wurden (siehe Anhang 2). 3. Bisheriger Verfahrensablauf Die Bundesnetzagentur hatte bereits im Zuge der Konsultation des Netzentwicklungsplans 2012 konkrete Fragen zu neuen Modellierungsvorgaben für den Szenariorahmen 2013 gestellt und diese in zwei Dialogterminen jeweils mit Speicher- und Gaskraftwerksbetreibern (14. und ) und in einem öffentlichen Workshop am mit allen Marktteilnehmern diskutiert. Am veröffentlichten die Fernleitungsnetzbetreiber das Konsultationspapier Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan Gas 2013 der Fernleitungsnetzbetreiber auf der Internetseite Dieses ist im Auftrag der Fernleitungsnetzbetreiber maßgeblich durch das Wirtschaftsforschungsinstitut Prognos erstellt worden. Am fand ein sogenanntes Verbändegespräch in Berlin statt, an dem die Fernleitungsnetzbetreiber einzelnen Verbandsvertretern (BDEW, VKU und GEODE) den Szenariorahmen vorstellten. Bis zum hatten Marktteilnehmer und Öffentlichkeit die Möglichkeit, Stellungnahmen zu den im Szenariorahmen getroffenen Annahmen abzugeben. Bei den Fernleitungsnetzbetreibern gingen insgesamt 28 Stellungnahmen von den folgenden Institutionen oder Unternehmen ein:

11 11 Astora GmbH und Co. KG Bayerngas GmbH BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.v., Berlin (BDEW) EnBW Energie Baden-Württemberg AG, Karlsruhe (EnBW) ENSO NETZ GmbH E.ON Gas Storage GmbH E.ON Hanse AG Etzel-Kavernenbetriebsgesellschaft mbh & Co. KG EWE GASSPEICHER GmbH, Oldenburg Gas Connect Austria GmbH Gemeindewerke Haßloch GmbH GEODE Groupement Européen des entreprises et Organismes de Distribution d Énergie, EWIV, Berlin (GEODE) Netzgesellschaft mbh Chemnitz Repower AG RWE AG, Essen Shell Energy Deutschland GmbH Statoil ASA, London (Statoil) Storengy Deutschland GmbH Stadtwerke Bielefeld Netz GmbH Stadtwerke Flensburg GmbH, Flensburg (SW Flensburg) Stadtwerke Kiel AG Stadtwerke Stade GmbH Thüga Aktiengesellschaft, München (Thüga) VCI & VIK Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft e.v., Essen (VIK) Verbund kommunaler Unternehmen e.v. Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.v., Hannover (WEG) WINGAS GmbH (WINGAS) Die überwiegende Anzahl der Stellungnahmen (24 von 28) sind auf der Internetseite der Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlicht worden. Vier Konsultationsteilnehmer hatten sich gegen eine Veröffentlichung ihrer Stellungnahme ausgesprochen. Eine große Mehrheit der Konsultationsteilnehmer kritisierte die Modellierungsvorgaben als nicht ausreichend transparent und die von den Fernleitungsnetzbetreibern vorgeschlagenen Kapazitätsprodukte für Gaskraftwerke und Speicher als nicht verständlich dargestellt.

12 12 Eine Zuordnung von Gaskraftwerken zu einzelnen physischen Einspeisepunkten wurde von vielen Konsultationsteilnehmern, insbesondere Händlerverbänden und Kraftwerksbetreibern, abgelehnt. Dies widerspreche dem allgemeinen Streben nach einer Steigerung der Liquidität am virtuellen Handelspunkt, sei mit dem neuen europäischen Bündelungsvorgaben an den Grenzpunkten nicht vereinbar und erhöhe zudem die Fixkosten der Gaskraftwerke bei gleichzeitiger Reduzierung der Auswahl an möglichen Gaslieferanten. Andere Teilnehmer legten dar, dass mit diesem Produkt ein erster Ansatz zur Ermittlung des volkswirtschaftlich effizienten Netzausbaus getroffen werden könnte, jedoch das Produkt mit dem Markt abgestimmt und auf Praxistauglichkeit, insbesondere vor dem Hintergrund der Versorgungssicherheit für Gaskraftwerke, getestet werden müsse. Zur Implementierung eines temperaturabhängig festen frei zuordenbaren Kapazitätsproduktes (TAK) für Gasspeicheranlagen ergab sich aus der Konsultation kein homogenes Bild. Die meisten Teilnehmer sprachen sich gegen die Einführung der TAK aus, auch weil sie sich zu wenig in den TAK-Entwicklungsprozess eingebunden sahen und die transparente Erläuterung des Produktes vermissten. Zudem erfolge der Einsatz von Speichern markt- und nicht temperaturgetrieben, weshalb es vorrangiges Ziel sein sollte, ein möglichst hohes Maß an festen frei zuordenbaren Kapazitäten für Speicheranlagen bereitzustellen. Viele Konsultationsteilnehmer gingen davon aus, dass die Modellierungsvorgaben Auswirkungen auf die Bestandskapazitäten haben und FZK im Bestand in TAK umgewandelt werden sollen. Dies lehnten alle Konsultationsteilnehmer ab. Einige Konsultationsteilnehmer sahen in der Einführung der TAK eine Verbesserung der Situation. Mehrfach wurde eine zeitlich befristete Implementierung der TAK für Speicheranlagen angeregt. Nach einer Testphase könnte eine Entscheidung über die ergänzende Einführung eines temperaturabhängigen Kapazitätsproduktes getroffen werden. Dabei sollen Speicherbetreiber und Speicherkunden in die Ausgestaltung der TAK eingebunden werden. Positiv gewertet wurde von vielen Konsultationsteilnehmern die Aufnahme der Modellierungsvarianten Systemrelevante Kraftwerke und Analyse anhand historischer Flüsse sowie die Aktualisierung der Versorgungssicherheitsszenarien, wobei eine differenzierte Parameterbetrachtung zu letzterem angeregt wurde. Einzelne Stellungnahmen befassten sich zudem mit den Annahmen zur Entwicklung des deutschen Endenergieverbrauchs, der als zu stark sinkend eingeschätzt wurde. Außerdem gingen Hinweise auf einzelne, nicht im korrekten Szenario abgebildete Projekte ein. Die zu kurze Stellungnahmefrist und die zu verbessernde transparente Darstellung der aufgelisteten Eingangsparameter in die Netzmodellierung wurden abermals erwähnt.

13 13 Die Bundesnetzagentur forderte von den Fernleitungsnetzbetreibern im Laufe des Prozesses weitere Informationen zu neuen Gaskraftwerks- und Speicherprojekten und den aktualisierten vorliegenden Anträgen nach 38, 39 GasNZV ein. Zudem fanden Gespräche mit Fernleitungsnetzbetreibern und den Übertragungsnetzbetreibern, die ebenfalls einen Netzentwicklungsplan aufzustellen haben, statt mit dem Ziel, Informationen über zukünftige Gaskraftwerksprojekte auszutauschen und die entsprechenden Annahmen in den jeweiligen Szenariorahmen möglichst zu vereinheitlichen. Dazu wurde die Basiskraftwerksliste der Bundesnetzagentur für Bestands- und Zu-/Rückbauten mit den Kraftwerkslisten der Übertragungsnetzbetreiber und den Kraftwerkslisten der Fernleitungsnetzbetreiber abgeglichen und angepasst, um eine einheitliche Datengrundlage für die Berechnung des Gasbedarfs zur Stromerzeugung in den Netzentwicklungsplänen Strom und Gas zu gewährleisten. Zudem wurde die Veröffentlichung einer Liste der tatsächlichen Unterbrechungen von der Bundesnetzagentur gefordert. Die Bundesnetzagentur forderte die Fernleitungsnetzbetreiber weiterhin dazu auf, eine transparentere Beschreibung der Modellierungsvorgaben (z.b. Einfügen einer tabellarischen Übersicht und Erläuterung der neuen Kapazitätsprodukte für Kraftwerke und Speicher) vorzulegen. Weiterhin wurden eine übersichtlichere Darstellung der Inputlisten für Speicher, Grenzübergangspunkte und Gaskraftwerke und Definitionen der aufgelisteten Kapazitäten gefordert. Unter Berücksichtigung der Stellungnahmen aus der Konsultation und dem Informationsaustausch zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern und den Übertragungsnetzbetreibern erfolgte eine Überarbeitung des Szenariorahmens durch die Fernleitungsnetzbetreiber, der der Bundesnetzagentur am in neuer Fassung eingereicht wurde. Folgende Anpassungen sind vorgenommen worden: - Änderung der Modellierungsvarianten: Die von den Übertragungsnetzbetreibern als stromseitig systemrelevant benannten Gaskraftwerke wurden in den Varianten II a & c berücksichtigt; zusätzlich aufgenommen wurde die Variante FZK für Neubaukraftwerke (II d) sowie der Vorschlag zur Berücksichtigung kapazitätsreduzierender Instrumente in nachgelagerten Netzen in Variante II b. Die Variante FZK ist nicht mehr Inhalt des am vorgelegten Szenariorahmens. - Die Berücksichtigung der Ergebnisse der Öffentlichkeitsbeteiligung wurde in Kapitel 3 erörtert und mit einer Übersicht der eingereichten Stellungnahmen zum Szenariorahmen-Konsultationsdokument ergänzt. - Die Annahmen zur Gasbedarfsentwicklung in Deutschland

14 14 wurden hinsichtlich des Rückgangs des künftigen Erdgasverbrauchs um eine Analyse historischer Daten ergänzt. - Aktualisierung der Tabellen und Listen Es ergaben sich Änderungen hinsichtlich sowohl der installierten Leistung und der Ergebnisse der Verstromung von Gas aus Kraftwerken als auch der Gesamtgasbedarfstabellen und der Importbedarfe auf Grund der Korrektur von Fehlern (bei den Kraftwerken Kiel, Flensburg, Leverkusen). Die Speicherliste enthielt in der neuen Fassung nicht mehr die Anträge nach 39 GasNZV für die Speicher Haidach und 7Fields. Bei den Informationen zu den Grenzübergangspunkten wurden die Werte aktualisiert (Verringerung der ab 2015 zur Verfügung stehenden und vermarktbaren Kapazitäten am Exit Ellund auf ca MWh/h). Demzufolge wurden auch die Inputlisten zu den Gaskraftwerken, Speichern und Grenzübergangspunkten angepasst. - Beschreibung der Kapazitätsprodukte Das Kraftwerksprodukt und das TAK-Produkt für Speicher wurden detaillierter beschrieben. Auch wurde von den Fernleitungsnetzbetreibern signalisiert, in Zusammenarbeit mit der Branche diese Produkte hinsichtlich der Praktikabilität weiter zu entwickeln. Die bei den Fernleitungsnetzbetreibern eingegangenen Stellungnahmen wurden der Bundesnetzagentur als Entscheidungsgrundlage für die Bestätigung des Szenariorahmens übergeben. Am fand eine öffentliche Anhörung zum Szenariorahmen 2013 statt, zu der sowohl alle Verfahrensbeteiligten eingeladen wurden als auch alle Konsultationsteilnehmer sowie alle gaswirtschaftlichen Verbände. Dabei wurden der aktualisierte Szenariorahmen und die geplanten Varianten zur Modellierung vorgestellt. Einige Teilnehmer nahmen zu der Prognose des Gasbedarfs erneut Stellung und verdeutlichten, dass dieser zu stark sinkend prognostiziert wurde. Der Schwerpunkt der Anhörung bezog sich auf die Modellierungsvorgaben. Insgesamt sahen die Speicherbetreiber ihren Wunsch nach FZK nicht ausreichend in den Varianten berücksichtigt und äußerten erneut Kritik an der Nutzbarkeit des TAK-Produktes sowie möglichen negativen Auswirkungen auf die Unterbrechungswahrscheinlichkeit von unterbrechbaren Kapazitäten, falls es hier nicht zu einem Netzausbau komme. Kritisiert wurde ebenfalls die Herausnahme einzelner Speicher aus der Speicherliste. Zudem wurden sowohl das Fehlen einer Kostenanalyse hinsichtlich der auf der Seite der Gaskraftwerke entstehenden Kosten für eine Leistungsabsicherung bei dem DZK-Produkt als auch das bisherige Fehlen von

15 15 Kosteninformationen für die Durchführung möglicher kapazitätsreduzierender Maßnahmen in Verteilernetzen diskutiert. Verdeutlicht wurde von der Bundesnetzagentur, dass eine alleinige Betrachtung der Reduzierung von Netzausbaukosten durch ein DZK-Produkt oder durch kapazitätsreduzierende Maßnahmen in Verteilernetzen keine ausreichende Gesamtbetrachtung sei, weil hiermit voraussichtlich anderweitig entstehende Kosten nicht berücksichtigt würden. Die Varianten der internen Bestellungen in der Modellierung wurden positiv bewertet. Allerdings wurde erneut Kritik mit Blick auf die fehlende Transparenz bei der Berücksichtigung der Meldungen der internen Bestellungen geäußert. Vorgebracht wurde zudem, dass die Unterbrechungen aus der Unterbrechungsliste auch die aktuelle Februarsituation widerspiegeln und daher um die Daten bis einschließlich Mai 2012 erweitert werden müssten. Den Fernleitungsnetzbetreibern wurde zwischen dem und nochmals Gelegenheit zur Stellungnahme zum konkreten Inhalt der beabsichtigten Entscheidung gegeben. Wegen der weiteren Einzelheiten wird auf den Inhalt der Akte Bezug genommen.

16 16 II. Entscheidungsgründe 1. Formelle Rechtmäßigkeit der Entscheidung 1.1. Zuständigkeit Die Zuständigkeit der Bundesnetzagentur für die nachfolgende Entscheidung ergibt sich aus 54 Abs. 1 Hs. 1, Abs. 3 EnWG, die der Abteilung aus 59 Abs. 1 S. 2 EnWG Verfahren Die Fernleitungsnetzbetreiber wurden gemäß 28 Abs. 1 VwVfG schriftlich und mündlich zur beabsichtigten Entscheidung angehört. 2. Adressaten der Entscheidung Das Verfahren richtet sich gemäß 15a Abs. 1 S. 1 EnWG an die Betreiber von Fernleitungsnetzen, die in 3 Nr. 5 EnWG legal definiert sind. Bei den Verfahrensbeteiligten 1 bis 14 handelt es sich um Fernleitungsnetzbetreiber. 3. Materielle Rechtmäßigkeit der Entscheidung Die Entscheidung ist auch materiell rechtmäßig. Der Szenariorahmen ist nach Maßgabe von 15a Abs. 1 S. 7 EnWG nur mit Änderungen und Auflagen zu bestätigen, da die Anforderungen, die 15a Abs. 1 S. 4 und 6 EnWG an die Erstellung des Szenariorahmens stellt, von den Fernleitungsnetzbetreibern nicht vollumfänglich erfüllt werden. Die Änderungen und Auflagen stellen die materielle Rechtmäßigkeit der Entscheidung sicher. Gemäß 15a Abs. 1 S. 4 EnWG sind in dem Szenariorahmen, den die Fernleitungsnetzbetreiber bei der Erarbeitung des Netzentwicklungsplans zu berücksichtigen haben, angemessene Annahmen über die Entwicklung der Gewinnung, der Versorgung, des Verbrauch von Gas sowie den Austausch mit anderen Ländern zu treffen. Weiter sind im Szenariorahmen geplante Investitionsvorhaben in die regionale und gemeinschaftsweite Netzinfrastruktur und in Bezug auf Speicheranlagen und LNG-Wiederverdampfungsanlagen sowie Szenarien zu denkbaren Störungen der Gasversorgung aufzunehmen. Da der Netzentwicklungsplan die zukünftige Netzentwicklung für die nächsten 10 Jahre betrachten soll, ist dieser Zeitraum auch bei der Ausarbeitung des Szenariorahmens anzusetzen. Dies gilt nicht bezüglich der Formulierung der Szenarien zu denkbaren Versorgungsstörungen. Insoweit ist eine Betrachtung des Status quo vorzunehmen, da mit dieser Vorgabe eine Analyse und Bewertung der aktuellen Versorgungssicherheitslage im Fall von möglichen Versorgungsstörungen intendiert wird. Nach 15a Abs. 1 S. 6 EnWG hat die Bestätigung zudem unter Berücksichtigung der Ergebnisse der Öffentlichkeitsbeteiligung zu erfolgen.

17 Gegenstand der Entscheidung / Tenor Gegenstand der Entscheidung sind die in 15a Abs. 1 S. 4 und 6 EnWG genannten gasbezogenen Annahmen und Anforderungen an den Szenariorahmen. Nicht Gegenstand der Entscheidung sind alle sonstigen im eingereichten Szenariorahmen enthaltenen nicht unmittelbar gasbezogenen Annahmen, etwa zum Strombedarf und zur Stromerzeugung, zur Entwicklung des Kraftwerksparks im Bereich der Erneuerbaren Energien oder auch vorgelagerte Annahmen und Prämissen wie etwa zur möglichen Entwicklung von Brennstoffoder CO 2 -Preisen bzw. zur Energieintensität oder der Bevölkerungsentwicklung. Ebenso wenig ist naturgemäß ein bestimmtes Strommarktberechnungsmodell Gegenstand der Entscheidung. Zur Klarstellung wird im Tenor zur Entscheidung auf den Anhang 1 verwiesen, in dem dargestellt wird, auf welche im Szenariorahmen der Fernleitungsnetzbetreiber vom enthaltenen Annahmen sich die Entscheidung erstreckt. Zudem sind die Szenarien und Modellierungsvorgaben im Anhang 2 und im Anhang 3 Gegenstand der Entscheidung. Die Anlagen 1-4 zur Entscheidung sind nicht unmittelbarer Entscheidungsgegenstand, weswegen im Tenor auch nicht auf diese verwiesen wird. Die Anlagen 1 und 2 geben vielmehr den aktuellen Kenntnisstand zu bestehenden und geplanten Gaskraftwerken sowie zu Speicheranlagen, jeweils bestimmten Szenarien zugeordnet, wieder, die Grundlage für die Netzmodellierung sein sollen. Bezüglich der Speicher Haidach und 7Fields wurde im Tenor jedoch ausdrücklich klagestellt, dass diese im Szenariorahmen und in der Netzmodellierung zu berücksichtigen sind. Ferner sind nicht unmittelbar Gegenstand der Entscheidung die Liste der Kapazitäten an den deutschen Grenzübergangspunkten und die Liste zu den in der Vergangenheit vorgenommenen Unterbrechungen (Anlagen 3 und 4). Auch diese Listen sind Grundlage für die Modellierung der Fernleitungsnetzbetreiber und sollen die Berücksichtigung der einzelnen Netzkoppelpunkte in den jeweiligen Szenarien transparent machen Rechtliche Anforderung an angemessene Annahmen bei Prognosen Damit eine Prognose als angemessen beurteilt werden kann, ist vorauszusetzen, dass die ihr zugrundeliegenden Umstände inhaltlich zutreffend sind, sachliche Gründe für die Auswahl bestimmter Entscheidungsprämissen (und spiegelbildlich für die Nichtberücksichtigung bestimmter Umstände) geltend gemacht werden können und die Prognose von einem verobjektivierten Standpunkt aus als realistisch bewertet werden kann. 1 Vor dem Hintergrund des zehnjährigen Prognosezeitraums und den damit verbunden Unsicherheiten bezüglich des Eintritts der angenommenen Gasverbräuche und der Gasgewinnung soll nicht die Richtigkeit der von den Fernleitungsnetzbetreibern getroffenen Zukunftsannahmen überprüft werden. Hierzu eignet sich der Prüfungsgegenstand bereits nicht, da es sich bei der Aufstellung von 1 Vgl. für Progonoseentscheidungen der Verwaltung: Kopp/Ramsauer, Kommentar VwVfG, 40 Rn.18f.

18 18 Prognosen nicht um einen rein logischen Entscheidungsfindungsprozess handelt, sondern in nicht unerheblichem Umfang wie bei allen Prognoseentscheidungen um einen mit erheblichen Unsicherheiten behafteten Ausblick auf zukünftige Entwicklungen. Dieser entzieht sich ex-ante einer exakten Beurteilung und damit auch einer exakten Vorhersage und erfordert immer eine prognostische Beurteilung und Wertung 2. Es muss sich auf jeden Fall um eine realistische Prognose handeln, die auf einer sorgfältigen Erhebung der zugrunde liegenden Daten beruht (Prognosegrundlage) und die Verwendung eines dem Stand der Wissenschaft entsprechenden Berechnungsmodells beinhaltet (Prognosemethode) Angemessene Annahmen zur Entwicklung des Verbrauchs Die Fernleitungsnetzbetreiber treffen in dem vorgelegten Szenariorahmen angemessene Annahmen zur Entwicklung des Gasverbrauchs in den nächsten zehn Jahren. Der vorgelegte Szenariorahmen enthält drei Szenarien zur Entwicklung des Gasverbrauchs in Deutschland (siehe Abbildung 1). Diese drei Szenarien unterscheiden sich hinsichtlich der Annahmen zum Gasbedarf der Endverbraucher und zum Gasbedarf zur Strom- und KWK- Erzeugung. Die Annahmen spiegeln dabei die möglichen unterschiedlichen Entwicklungstendenzen wider und führen im Ergebnis zu den Szenarien I, II und III. Diese drei Szenarien bilden einen breit gezogenen Korridor künftiger Verbrauchspfade ab, der zwischen einer Obergrenze (Szenario I, hohes Gasbedarfsszenario ) und einer Untergrenze (Szenario III, Niedriges Gasbedarfsszenario ) des zu erwartenden Gasbedarfs aufgespannt wird. Ein mittlerer Entwicklungspfad (Szenario II, mittleres Gasbedarfsszenario ) nimmt eine zentrale Referenzposition für die Prognose der Gasbedarfsentwicklung ein. 2 Vgl. Kopp/Ramsauer, Kommentar VwVfG, 40 Rn Vgl. Kopp/Ramsauer, Kommentar VwVfG, 40 Rn.19.

19 19 Abbildung 1: Szenariorahmen zur Entwicklung des deutschen Gasbedarfs Basisjahr für den Netzentwicklungsplan Gas ist das Jahr Dafür wurde auf die aktuelle vollständige Energiebilanz des Jahres 2010 der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen 4 zurückgegriffen, welche jedoch im Zeitpunkt, in dem die Fernleitungsnetzbetreiber den Szenariorahmen final bei der Bundesnetzagentur eingereicht haben, nur in Form von vorläufigen Werten verfügbar war. Für die Energieverwendung des verarbeitenden Gewerbes wurde zudem die Statistik des verarbeitenden Gewerbes des Statistischen Amtes des Bundes und der Länder 5 verwendet. Die Stromnetzbetreiber haben für den Netzentwicklungsplan Strom aufgrund der Verfügbarkeit aktuellerer Daten auf das Basisjahr 2011 abgestellt. Diese Abweichung ist vertretbar, da die Grundannahmen zur installierten Kraftwerksleistung für die Stromerzeugung aus Gaskraftwerken aus dem Szenariorahmen Strom übernommen wurden und nur die gasspezifischen Verbrauchsparameter auf dem Jahr 2010 beruhen Entwicklung des Gasverbrauchs der Endverbraucher Die Annahme der Fernleitungsnetzbetreiber, bis zum Jahr 2023 einen sinkenden Gasverbrauch der Endverbraucher zu unterstellen, ist nicht zu beanstanden. Auch in den Konsultationsstellungnahmen, die dies teilweise deutlich kritisierten, konnten keine validen Datengrundlagen beigebracht werden, die diese Annahme im Ergebnis grundsätzlich in Frage stellen konnten. 4 Energiebilanz 2010 für die Bundesrepublik Deutschland; Quelle: 5 Energiestatistik des Bundes und der Länder Energieverwendung der Betriebe des verarbeitenden Gewerbes sowie des Bergbaus und der Gewinnung von Steinen und Erden Jahressumme- regionale Tiefe ; Quelle:

20 20 Terminologisch sprechen die Fernleitungsnetzbetreiber im Szenariorahmen nicht vom Gasverbrauch der Endverbraucher, sondern gebrauchen insoweit den Begriff des Gas- Endenergiebedarfs. In Anlehnung an den gesetzgeberischen Wortlaut des 15a Abs. 1 S. 4 EnWG ist im Folgenden vom Gasverbrauch der Endverbraucher die Rede. Der Gasverbrauch der Endverbraucher setzt sich zusammen aus dem Verbrauch der privaten Haushalte, der Bereiche Gewerbe, Handel und Dienstleistungen sowie dem Verbrauch in der Industrie und im Bereich des Verkehrssektors. 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. So ist die Anforderung der Vollständigkeit der Entscheidungsgrundlage durch die Auswahl der Untersuchungen gewahrt. Hierbei ist insbesondere sicherzustellen, dass die Prognoseunsicherheit bezüglich der künftigen Verbrauchsentwicklung ausreichend berücksichtigt wird. Unzulässig wäre es, die Auswahl möglicher Entscheidungsfaktoren, wie etwa Annahmen zum Wirtschaftswachstum, zur Bevölkerungsentwicklung oder zur Verwirklichung umweltpolitischer Ziele so eng zu fassen, dass sich hieraus nur ein möglicher Entwicklungspfad schlussfolgern lässt. Dem Umstand der Prognoseunsicherheit wird vorliegend jedoch ausreichend Rechnung getragen, da die Untersuchungen von jeweils unterschiedlichen Entwicklungsfaktoren im Hinblick auf den künftigen Gasverbrauch ausgehen, mit der Folge, dass die Fernleitungsnetzbetreiber unterschiedliche Entwicklungsalternativen darstellen können. Anhand der ausgewählten wissenschaftlichen Studien ist es den Fernleitungsnetzbetreibern möglich, hinsichtlich der prognostizierten Verbrauchsentwicklung eine Ober- und Untergrenze festzulegen. Die auf diese Weise bestimmten Extrempunkte der prognostizierten Gasnachfrage liegen so weit voneinander entfernt, dass vom heutigen Standpunkt aus eine sehr hohe Wahrscheinlichkeit besteht, dass die tatsächliche Verbrauchsentwicklung innerhalb der so gezogenen Grenzen anzusiedeln sein wird. Die Annahmen zur Obergrenze der möglichen Verbrauchsentwicklung bei den Endverbrauchern sind Bestandteil des Szenarios I (hohes Gasbedarfsszenario) der Fernleitungsnetzbetreiber. Diese Verbrauchsprognose wird aus der im Jahr 2010 veröffentlichten Studie der Forschungsinstitute IER, RWI und ZEW abgeleitet, mit der im Auftrag des Bundeswirtschaftsministerium die Entwicklung von Angebot und Nachfrage nach Energie in Deutschland bis zum Jahr 2030 untersucht worden ist (im Folgenden Energieprognose 2009 ) 6. 6 Entwicklung der Energiemärkte bis Energieprognose 2009 von IER, RWI, ZEW, Untersuchung im Auftrag des BMWi.

21 21 Die Fernleitungsnetzbetreiber prognostizieren, dass selbst der maximal zu erwartende Gasverbrauch der Endverbraucher für das Jahr 2023 unter den heutigen Verbrauchswerten liegen wird. Hiernach wird für das Jahr 2023 ein jährlicher Verbrauch von 530 TWh vorhergesagt. Bezogen auf das Jahr 2010, für das der Jahresverbrauch mit 579 TWh angegeben wird, beträgt die Differenz 49 TWh. In relativen Zahlen ausgedrückt bedeutet dies einen Verbrauchsrückgang von ca. 9 Prozent bezogen auf die kommenden zehn Jahre (durchschnittlich ca. 1% jährlich). Die Annahmen der Fernleitungsnetzbetreiber zur möglichen Verbrauchsentwicklung bei den Endverbrauchern im Szenario II (mittleres Gasbedarfsszenario) basieren auf der Untersuchung der Forschungsinstitute EWI/Prognos/GWS, die im Auftrag der Bundesregierung für das Energiekonzept 2010 der Bundesregierung erstellt worden ist 7 (im Folgenden Referenzszenario 2010 ). Im Szenariorahmen findet sich daneben nur noch ein weiterer Entwicklungspfad zur Verbrauchsentwicklung der Endverbraucher: Szenario III (niedriges Gasbedarfsszenario). Dieser baut auf der im Frühjahr 2011 aktualisierten Studie zum Energiekonzept 2010 auf, die im Auftrag des Bundeswirtschaftsministeriums erstellt wurde und die geänderten energiepolitischen Zielsetzungen im Hinblick auf den Atomausstieg zugrunde legt ( Zielszenario 2011 ). Wie das Referenzszenario 2010 setzt auch das Zielszenario 2011 voraus, dass ambitionierte klimapolitische Ziele erreicht werden (bis 2050 wird von einer Treibhausgasreduktion von 62 Prozent im Referenzszenario und 85 Prozent im Zielszenario ausgegangen 8 ), weshalb in beiden Untersuchungen überdurchschnittliche Steigerungsraten in den Bereichen Energieproduktivität und -effizienz sowie bei der Sanierung des Gebäudebestands vorausgesetzt werden. Im Zielszenario 2011 werden insoweit so hohe Steigerungsraten angenommen, dass für das Jahr 2023 ein Gasverbrauch bei den Endverbrauchern von nur noch 438 TWh prognostiziert wird, was einen Verbrauchsrückgang von 24 Prozent gegenüber dem Verbrauchswert des Jahres 2010 bedeuten würde. Die Annahme zum prognostizierten unteren Rand erscheint auch angemessen. Im Sinne einer best-case -Betrachtung lässt sich aus dieser Untersuchung ein verhältnismäßig stark sinkender Pfad bei der Verbrauchsentwicklung ableiten. So geht die Studie davon aus, dass bis zum Jahr 2020 eine Reduzierung der Treibhausgasemissionen in Bezug auf 1990 um 42 Prozent erreicht wird und bis zum Jahr 2050 sogar um 85 Prozent. In Bezug auf die Steigerung der Energieeffizienz wird von einem jährlichen Anstieg zwischen 2,3 Prozent und 2,5 Prozent 7 Energieszenarien für ein Energiekonzept der Bundesregierung, Projekt 12/10 von EWI, GWS, Prognos; Untersuchung im Auftrag des BMWi. 8 Grundlage für die ambitionierte Treibhausgasreduktion sind die 2007 in Meseberg von der Bundesregierung beschlossenen Eckpunkte für ein Integriertes Energie- und Klimaprogramm. Darin werden Maßnahmen festgelegt, mit denen eine Treibhausgasreduktion von ca. 40% bis 2020 im Vergleich zum Kyoto-Basisjahr 1990 erreicht werden soll.

22 22 ausgegangen. Zudem soll die energetische Sanierungsrate des Gebäudebestands von aktuell jährlich 1 Prozent auf bis zu 1,7 Prozent pro Jahr bis zum Jahr 2030 ansteigen. Zur Aufstellung des Szenarios II (mittleres Gasbedarfsszenario) greifen die Fernleitungsnetzbetreiber bei der Bestimmung des prognostizierten Gasverbrauchs der Endverbraucher auf die Annahmen des Referenzszenarios 2010 zurück. Aus dieser Untersuchung lässt sich ein Entwicklungspfad ableiten, der sich zwischen den maximalen und minimalen Abschätzungen der Fernleitungsnetzbetreiber zum künftigen Gasbedarf bewegt. Im Unterschied zum Zielszenario 2011 geht diese Studie von weniger optimistischen Annahmen hinsichtlich der Durchsetzung von Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz aus sowie von geringeren Erwartungen an den technologischen Fortschritt und die hiermit verbundenen Optimierungspotentiale bei der Energieverwendung. Hiernach wird eine Reduzierung der Treibhausgasemissionen um 34 Prozent bis 2020 und um 62 Prozent bis zum Jahr 2050 erwartet. Die Untersuchung unterstellt zudem geringere Steigerungsraten bezüglich der Energieeffizienz (ca. 1,9% bis 2,2% p.a. zwischen 2020 und 2030) sowie bei der Gebäudesanierung (ca. 0,6% p.a. bis 2030). Entsprechend liegt der mit 486 TWh prognostizierte Gasverbrauch der Endverbraucher im Jahr 2023 um 16 Prozent unter dem Verbrauchswert des Jahres 2010 mit 579 TWh, was einer durchschnittlichen jährlichen Reduzierung von ca. 1,6% entspricht. Auch diese Annahmen werden im Rahmen des nächsten Szenariorahmens auf Basis neuer Entwicklungen und Datengrundlagen zu aktualisieren sein Entwicklung des Gasverbrauchs zur Strom- und KWK-Erzeugung Die Fernleitungsnetzbetreiber treffen in allen Szenarien angemessene Annahmen hinsichtlich der Entwicklung des Gasverbrauchs zur Strom- und KWK-Erzeugung in den nächsten zehn Jahren. Die Fernleitungsnetzbetreiber leiten den mittleren Gasbedarf (Szenario II) und die Untergrenze (Szenario III niedriger Gasbedarf ) des prognostizierten Gasverbrauchs für die Strom- und KWK-Erzeugung aus der zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern und Übertragungsnetzbetreibern abgestimmten Auflistung der Bestands- und Ersatzkraftwerke sowie der in Bau und in Planung befindlichen Gaskraftwerke ab, die auch Eingang gefunden hat in die von den Übertragungsnetzbetreibern der Bundesnetzagentur zur Genehmigung vorgelegten Prognosen zur künftig installierten Gaskraftwerksleistung 9. Die drei Szenarien zum Gaskraftwerksbestand unterscheiden sich dahingehend, dass aus dieser abgestimmten Liste im Szenario I alle in Planung befindlichen Anlagen, in Szenario II nur ein Teil der in Planung befindlichen Anlagen und in Szenario III keine der in Planung befindlichen Gaskraftanlagen 9 Siehe Szenariorahmen der Übertragungsnetzbetreiber zum Netzentwicklungsplans Strom: p2013_node.html;jsessionid=79604c c14ec8153fe4f18d36

23 23 zusätzlich zu den Bestands-, Ersatz- und in Bau befindlichen Gaskraftwerken ausgewählt wurden (vgl. Anlage 1 Gaskraftwerksliste). Die Gaskraftwerkskapazitäten in den jeweiligen Szenarien werden wie folgt bestimmt: In Bestand rechnerische Außerbetriebnahme bis in Bau Planung (abhängig vom Szenario) = Installierte Leistung in 2023 Auf Grundlage der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur zu Bestandskraftwerken und Kraftwerken in Planung bzw. in Rückbau (Stand September ) wurde in einem umfangreichen Abstimmungsprozess mit den Übertragungsnetzbetreibern und den Fernleitungsnetzbetreibern eine Aktualisierung der Zuordnung der Kraftwerke in Planung zu den jeweiligen Szenarien vorgenommen. Es gibt dem Grunde nach keine Kraftwerksliste, die den Bestand an Kraftwerken jeglicher Größenordnung immer vollständig erfasst. Aus diesem Grund sind gewisse Unschärfen bei der Ausweisung des Bestandes an installierter Leistung auch aufgrund eines zu wählenden Stichtages unvermeidbar. In der Kraftwerksliste sind Anpassungen noch möglich, wenn sich im Zuge des weiteren Prozesses Informationen als nachweisbar falsch erweisen sollten. In der Konsultation konnten zudem vier Kraftwerke identifiziert werden, bei denen Fehler entweder bei der Zuordnung zu den Szenarien und/oder des Inbetriebnahmedatums oder bei der Energieträgerzuordnung unterlaufen waren und folglich korrigiert wurden. Als Basisjahr/Referenzjahr wird der Bestand an Gaskraftwerken aus dem Jahr 2011 herangezogen. Bis Ende 2011 waren 26,5 GW installierte Gaskraftwerksleistung an das Stromund Gasnetz angeschlossen. Es liegen keine Umstände vor, nach denen das methodische Vorgehen der Fernleitungsnetzbetreiber zur Berechnung des Gasverbrauchs zur Strom- und KWK-Erzeugung offensichtlich ungeeignet oder das Berechnungsergebnis selbst offensichtlich fehlerhaft ist. Zur Bestimmung des Gasverbrauchs in den jeweiligen Szenarien wurde in einem ersten Schritt eine Modellierung des Strommarktes ( Strommarktmodellierung ) durchgeführt, um zunächst für das jeweilige Szenario die Strommenge zu identifizieren, die durch Gaskraftwerke produziert wird. Das Modell ermittelt unter Berücksichtigung sämtlicher für die Stromerzeugung zur Verfügung 10 Kraftwerksliste_node.html

24 24 stehenden Kraftwerke den verbleibenden Strombedarf, welcher nach der Einspeisung der Erneuerbaren Energien noch zu erzeugen ist (sog. Residuallast). Entscheidend für den Einsatz des jeweiligen Kraftwerkes zur Stromproduktion sind die individuellen Grenzkosten des jeweiligen Kraftwerks. Die der Höhe nach aufsteigend sortierte Grenzkostenkurve der Stromerzeugung aus Kraftwerken wird als Merit Order bezeichnet und ist Grundlage des Strommarktmodells. Gaskraftwerke zeichnen sich im Gegensatz zu beispielsweise Braunkohlekraftwerken durch relativ hohe Grenzkosten aus. Eingangsgrößen dieser Modellierung bilden neben den aus den Szenarien der Übertragungsnetzbetreiber übernommenen Annahmen zur installierten Gaskraftwerksleistung zudem Annahmen zu Brennstoffpreisen, zur Nutzungsdauer von Kraftwerken und zu CO 2 -Preisen. Auch die zuletzt genannten Eingangsgrößen erscheinen mit den in Tabelle 1 des Szenariorahmens aufgeführten Werten angemessen und entsprechen den Annahmen im Szenariorahmen der Übertragungsnetzbetreiber. In einem zweiten Schritt wird die im Rahmen der Strommarktmodellierung jeweils identifizierte Strommenge, die durch Gaskraftwerke produziert wird (angegeben in TWh el ), in den für die Stromerzeugung erforderlichen Gasbedarf in TWh th umgerechnet. Diese Umrechnung erfolgt unter Berücksichtigung der maximalen Anschlussleistung an das Gasnetz (Gaskapazität in GW). Diese Kapazität ermittelt sich aus der Summe der installierten elektrischen und thermischen Kraftwerksleistung der einzelnen Kraftwerke und des dem jeweiligen Kraftwerk zugeordneten Wirkungsgrad. Im Ergebnis weisen Erdgaskraftwerke in Jahr 2016 durchschnittlich ca. 19 Prozent weniger Benutzungsstunden auf, als heute in Betrieb befindliche Kraftwerke. In dem Szenario I ( hohes Gasbedarfsszenario ) unterstellen die Fernleitungsnetzbetreiber eine maximale Verbrauchsentwicklung ( Gasbelastungsszenario ), wonach sich der Gasbedarf zur Strom- und KWK-Erzeugung auf 218 TWh im Jahr 2023 beläuft. Bezogen auf das Jahr 2010, in dem der Gasverbrauch für die Strom- und KWK-Erzeugung 202 TWh betrug, bedeutet dies einen Verbrauchsanstieg um 8 Prozent. Diese Prognose geht auf die von den Fernleitungsnetzbetreibern im Gasbelastungsszenario getroffene Annahme schnell wachsender Gaskraftwerkskapazitäten zurück, die für das Jahr 2023 eine installierte Gaskraftwerksleistung von 42,0 GW vorhersagt. Die Gasverbrauchsannahmen zur Strom- und KWK-Erzeugung im Szenario I leiten sich im Unterschied zu den Szenarien II und III nicht aus den Vorgaben des Szenariorahmens der Übertragungsnetzbetreiber ab. Das Szenario I ( hohes Gasbedarfsszenario ) bildet ein Gasnetzbelastungsszenario ab, das eine hohe Prognose des Gasbedarfs zur Strom- und KWK- Erzeugung zugrunde legt. Zur Berechnung des in Szenario I prognostizierten Gasbedarfs für die Jahre 2023 haben die Fernleitungsnetzbetreiber auf der Grundlage sämtlicher Kenntnisse über den möglichen Gaskraftwerksbestand im Jahr 2023 Annahmen getroffen, bei denen