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

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

2 In der Diskussion im Dialog Gaskraftwerks-/Speicherbetreiber zu einem kosteneffizienten Netzausbau wurde im Fazit zur Veranstaltung der Begriff Trennungsmodell geprägt. Der Begriff Trennungsmodell bedeutet, dass die Kapazitätsprodukte Kraftwerksprodukt/DZK und TaK nur als Kapazitätskonzepte in der Netzmodellierung bis 2023 anzusetzen sind. Wie die Ausgestaltung der letztlich tatsächlich angebotenen Kapazitätsprodukte aussieht, muss davon getrennt betrachtet und noch zu gegebener Zeit entsprechend den Marktbedürfnissen vorgenommen werden. Die Konsultation soll dennoch auch dazu dienen, Ausgestaltungsaspekte für gegebenenfalls zukünftig zu vermarktende Kapazitätsprodukte von den Marktteilnehmern bewerten zu lassen. Neue Fragen: Zu 2.3/2.4 im Fragebogen vom Sofern Sie der Meinung sind, dass die Produkte KWP und TaK weiterhin nur für die Netzmodellierung angesetzt werden sollten, nehmen Sie bitte zu den folgenden Fragen Stellung: Halten Sie die Wahl der Produktprämissen für das Produkt DZK für Kraftwerke so wie sie von den FNB vorgestellt und in der Modellierung zum NEP Gas 2013 zugrunde gelegt wurden für sinnvoll oder müssen diese, damit sie für den Modellierungsansatz tauglich sind, modifiziert werden? Wenn ja, wie? Halten Sie die Wahl der Produktprämissen für das Produkt TaK für Gasspeicher für sinnvoll oder müssen diese, damit sie für die Netzmodellierung tauglich sind, modifiziert werden? Wenn ja, wie? Um eine Abgrenzung der netzplanungsrelevanten Prämissen in der Modellierung und der ggf. späteren Ausgestaltung der Produktspezifikationen für den Markt im Trennungsmodell vorzunehmen, ist es erforderlich, folgende weitere Fragen zu diskutieren. Diese Diskussion bedeutet ausdrücklich nicht, dass

3 Ausgestaltungsaspekte der Produkte, die sich nicht auf die Dimensionierung des Netzausbaus auswirken, in irgendeiner Weise festgelegt werden. Die zu gegebener Zeit dann tatsächlich angebotenen Kapazitätsprodukte z.b. unter Nutzung von Marktmaßnahmen der FNB werden im NEP grundsätzlich nicht festgelegt. Kraftwerksprodukt (DZK für Gaskraftwerke) (siehe Fragebogen 2.3) Informationen zum KWP finden Sie im Entwurf zum Netzentwicklungsplan Gas 2013, Kapitel Der am veröffentlichte Fragebogen behandelt bereits wichtige Aspekte zum KWP. Wir bitten Sie, die im Dialogtermin aufgeworfenen neuen Fragen (s.u.) zusammen mit den schon vorhandenen Fragen ergänzend zu beantworten: Zu In der Diskussion zu den Minimalfristen zur Vorankündigung einer Unterbrechung zum virtuellen Handelspunkt (VHP) durch den FNB an den Kapazitätsbeschaffer eines Gaskraftwerks bemerken die FNB, dass eine Ankündigung früher als drei Stunden im Vorlauf derzeit nicht ohne Nebeneffekte dargestellt werden könne. Je früher die Ankündigung einer Unterbrechung stattfinden muss (z.b. Day-Ahead 14:00 Uhr), desto eher sind Prognoseungenauigkeiten in der Lastflussberechnung die Folge und zudem ein Störfaktor durch jederzeit mögliche Ad-hoc-Ereignisse tendenziell unvorhersehbarer. Im Ergebnis wären Ankündigungen einer Unterbrechung im längeren Vorlauf öfters die Folge, um Restrisiken einer festen Versorgung vom VHP einzufangen. Für die Handelshäuser der Gaskraftwerke ergibt sich jedoch bei einer zu kurzfristigen Ankündigung (bezogen wird sich hier auf die bei DZK üblichen 3 Stunden) ein Beschaffungsproblem: die Within-Day-Märkte in Deutschland und in den benachbarten Märkten sind derzeit laut Marktteilnehmern nicht liquide genug, als dass jederzeit ein alternativer Gasbezug von anderen VHPs uneingeschränkt möglich sei. Das heißt, selbst wenn der FNB dem Netznutzer die Festigkeit eines vorab definierten Einspeisepunktes garantiert, kann dieser wiederum nicht sicher sein, dass er entweder überhaupt Gasmengen im vorgelagerten Markt erhält oder vorhandene Mengen zu tragbaren Preisen erwerben kann.

4 Aus gesamtwirtschaftlicher Betrachtung gilt es darüber hinaus den Aspekt der Diskriminierungsvermeidung zu beachten. Sollten für KWP-Kunden und bereits aktive Netznutzer mit DZK oder unterbrechbaren Kapazitäten an GÜPs oder MÜTs unterschiedliche Fristen in der Ankündigung von Unterbrechungen zum VHP gelten, ist dies als partikulare Verzerrung im Netzzugang zu werten. Bitte gehen Sie in der Beantwortung der Frage auf das Dilemma der Ankündigungsfristen ein. Zu Bei der Frage der Liquidität der zugeordneten Punkte (bzw. der vorgelagerten Märkte/VHP) wird von den Marktteilnehmern attestiert, dass die Day-Ahead-Märkte z.b. bei NCG, Gaspool und TTF ausreichend Volumen in handelbaren Kontrakten böten. Mit solchen Abschätzungen lässt sich leicht feststellen, ob ein zugeordneter Einspeisepunkt für einen Netznutzer veritabel ist oder Risiken in der Beschaffung berücksichtigt werden müssen. Eine Frage jedoch wird mit dieser Feststellung nicht beantwortet: wie sieht die Entwicklung der Liquidität in den nächsten Jahren aus? Werden die genannten Punkte auch 2023 noch dieselben Mengen an Handelskontrakten bieten oder ausreichend Gasmengen auf andere Weise zu vertretbaren Preisen vorweisen? Sind Rückgänge in der Liquidität möglich? Bitte geben Sie hierzu Ihre Meinung und gegebenenfalls Vorschläge zur Prognostizierbarkeit zukünftiger Liquiditäten ab. Hinweis: laut Produktausgestaltung der FNB soll der KWP-Kunde jährlich einmal die Möglichkeit haben, den zugeordneten Einspeisepunkt unter Beachtung netztechnischer Vorgaben zu wechseln. Zu In der Kosten-Nutzen-Analyse von PWC wurden die Kosten für einen KWP-Kunden bei unterschiedlichen Unterbrechungswahrscheinlichkeiten kalkuliert. In der Diskussion der möglichen Kosten wurde dabei die Datengrundlage der Analyse hinterfragt. Ist die Annahme einer zufällig ermittelten Unterbrechungswahrscheinlichkeit aus Ihrer Sicht eine geeignete Komponente, oder sollten bereits vorab unwahrscheinliche Unterbrechungskonstellationen (z.b. Niedrigpreisphasen bei geringer Nachfrage und ebenso geringer

5 Engpasswahrscheinlichkeit) aus der Kostenabschätzung aussortiert werden, um mögliche Kostenrisiken für KWP-Kunden treffender einzugrenzen? Wird eher eine Korrelation der Unterbrechungswahrscheinlichkeit mit der Zeit von hoher Stromnachfrage gesehen ( dunkle, kalte Windflauten )? Neue Fragen: Wie sehen Sie die Möglichkeit der FNB, die Geschäftsbedingungen in der Ausgestaltung der Kapazitätsprodukte (KWP und TaK) analog zur bisherigen Praxis der Kapazitätsvermarktung individuell festzusetzen? Ist die Methodik aus Sicht des einzelnen Netznutzers hinnehmbar? Laut NEP Gas 2013 Kap sollte das KWP lediglich die Ausspeisekapazität zum betroffenen Gaskraftwerk beinhalten mit der Option für den Netznutzer, zusätzlich Zuordnungspunkte zur Sicherung einer festen Versorgung einzubuchen. In der Dialogveranstaltung wurde von den FNB vorgetragen, dass die Einspeisekapazität beim jeweils zugeordneten Punkt Bestandteil des KWP werden solle, sodass der KWP-Kunde lediglich die Ausspeisekapazität im vorgelagerten Netz kontrahieren müsste. a) Gibt es Diskriminierungspotenzial dergestalt, dass andere Transportkunden an den jeweiligen den KWP-Kunden zugeordneten Einspeisepunkten weniger Kapazitäten buchen können, wenn für das KWP Kapazitäten reserviert sind? Wie ist hierbei eine mögliche Sekundärvermarktung des KWP zu sehen? b) Was bedeutet die vorgesehene Bündelung an Grenzübergangspunkten in diesem Zusammenhang für das KWP? c) Wie bewerten Sie den Vorschlag einiger Marktteilnehmer, dass vor dem Hintergrund der Einspeisekapazitätsaufwertung der FNB alternativ direkt die vollständige Organisation hinter dem KWP übernehmen kann und den betroffenen Marktteilnehmern umso eher vollständige FZK anbieten soll? Kosteneinsparungen sind laut Marktteilnehmern nach wie vor durch vermiedenen Netzausbau gegeben, der FNB trage nur das Risiko der

6 Engpassbewirtschaftung, wobei er selbst durchaus auch als Händler an VHPs in anderen Märkten auftreten könne, um die Kapazitäts- und Gasmengennachfragen befriedigen zu können. Wie sehen Sie diese potentielle Händlerrolle des FNB? Ist sie gesamtwirtschaftlich sinnvoller? d) Geben Sie zudem Ihre Stellungnahme zum Thema Risikoallokation bei der Frage der Engpassbewirtschaftung im Rahmen des KWP ab. Ist der FNB eher als ein einzelner Netznutzer befähigt, Marktrisiken zu prognostizieren und Engpässe zu beseitigen? Sind Minimalbuchungszeiten beim KWP (z.b. länger als 1 Jahr) aus Sicht aller Marktteilnehmer und vor dem Hintergrund eines effizienten Netzausbaus sinnvoll? KWP im Vergleich zur klassischen DZK: wie bewerten Sie die Aussage der FNB, dass beim KWP eine andere Qualität im Zugang zum VHP bestünde? Konkret: sehen Sie einen Unterschied in der Unterbrechbarkeit zum VHP? Erahnen Sie hier Diskriminierungspotenzial? Spielen (neue) Gaskraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung zur Versorgung schützenswerter Kunden nach 53a EnWG mit Fernwärme (z.b. Haushalte) eine besondere Rolle in der Frage nach einer angemessenen Kapazitätsbereitstellung durch den FNB? Ist hier lediglich auf die Schützenswertigkeit zu achten, oder ist die Wettbewerbsebene im Fernwärmemarkt ebenso ein Kriterium? Sehen Sie ggf. Probleme bei der Bilanzierung von Gasmengen im Zusammenhang mit dem KWP-Design, insbesondere wenn die Einspeisepunkte Bestandteil des Produkts sind und Gasmengen in Engpasszeiten ebenda nominiert werden? Ist die Lösung über ein Subbilanzkonto sauber und einfach darzustellen?

7 Temperaturabhängige Kapazität (TaK) für Gasspeicher (siehe Fragebogen 2.4) In der Dialogveranstaltung ist neben dem KWP auch die TaK eingehend diskutiert worden. Informationen zur TaK finden Sie im Entwurf zum Netzentwicklungsplan Gas 2013, Kapitel Der am veröffentlichte Fragebogen behandelt bereits wichtige Aspekte zur TaK. Wir bitten Sie, die im Dialogtermin aufgeworfenen neuen Fragen zusammen mit den schon vorhandenen Fragen ergänzend zu beantworten: Speicher werden sowohl marktgetrieben als auch saisonal gebucht und betrieben. Für die Bundesnetzagentur ist es derzeit schwer abschätzbar, in welchem Rahmen sich die Hintergründe von Speicherbuchungen anteilig bewegen auch abhängig von Winter- und Sommerperioden. Wie sehen die unterschiedlichen Fahrweisen eines Speichers aus (Grundlast/Mittellast/Spitzenlast)? Wenn möglich, nennen Sie uns bitte Ihre Einschätzung. Gehen Sie bitte auch auf die derzeitige Winter-Sommer- Gaspreisspread-Situation ein. Gibt es aus Ihrer Sicht noch andere Möglichkeiten in Form von Kapazitätsprodukten, welche eine sowohl netzdienliche als auch gleichzeitig ausreichend flexible Speichernutzung bieten? Wie bewerten Sie die Aufteilung des Ansatzes von lediglich 50% TaK im NCG- Marktgebiet und 80% TaK im Gaspool-Marktgebiet und jeweils 50%/20% unterbrechbaren Kapazitäten für die Modellierung neuer Speicher? Halten Sie einen Ansatz von 100% TaK in beiden Marktgebieten für angemessener? Das Frontier-Gutachten kommt zu sehr unterschiedlichen Ergebnissen im Vergleich zur Kosten-Nutzen-Analyse im NEP Gas 2013 in der Bemessung der Kosten für Speicherbetreiber, die durch die Einführung von TaK entstehen können. Wie ist Ihre Einschätzung zu den weit auseinander liegenden Ergebnissen?