Die beschlossene Energiewende – allem voran der stufenweise Ausstieg aus der Kernenergie bis 2022, verbunden mit den ehrgeizigen Ausbauzielen für die erneuerbaren Energien – ist ohne einen gleichzeitigen Ausbau der deutschen Energienetze nicht denkbar.

Dabei hat die Erdgasinfrastruktur das Potenzial, als Transport- und Speichersystem für regenerativ erzeugtes Methan aus überschüssigem Strom zu dienen. In dem von der Bundesnetzagentur (BNetzA) vorgelegten ersten nationalen Netzentwicklungsplan Gas 2012–2022 (NEP Gas) stellen die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) ihre Ergebnisse zur Netzentwicklung und zur Ermittlung des langfristigen Kapazitätsbedarfs vor. Damit erfüllen sie die Vorgaben aus Energiewirtschaftsgesetz und Gasnetzzugangsverordnung.

Der Plan behandelt zentrale Aspekte wie netztechnische Maßnahmen zur Optimierung und Verstärkung des Systems sowie den Ausbau des Fernleitungsnetzes zur Gewährleistung der Versorgungssicherung im Fall von Störungen. Zusätzlich beinhaltet der Plan notwendige Netzausbaumaßnahmen.

Abb. 1: Ergebnis-Übersicht für 2022 im Szenario II (Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber)Die Rahmenbedingungen für den Gastransportmarkt haben sich in den letzten Jahren vor allem bedingt durch ordnungspolitische Maßnahmen gewandelt. Das 3. EU-Binnenmarktpaket sowie die erste Periode der Anreizregulierung auf dem Gassektor haben hier noch einmal deutlichen Einfluss ausgeübt. Derzeit gibt es in Deutschland 14 FNB, die einen wesentlichen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten, indem sie Erdgas bedarfsgerecht und sicher über weite Strecken transportieren. Der deutsche Gastransportmarkt unterscheidet sich aus historischen Gründen strukturell von anderen europäischen Märkten und nimmt in dieser Hinsicht eine besondere Stellung ein. Während in Deutschland aktuell 14 FNB den Gastransport organisieren, sind es in Österreich sieben, in Frankreich zwei und in den Niederlanden und Großbritannien jeweils einer.

Darüber hinaus hat Deutschland mit fast 700 regionalen Verteilnetzbetreibern für Gas die komplexeste Struktur in Europa, die zu 100 Prozent privatwirtschaftlich organisiert ist. In benachbarten Staaten handelt es sich zu großen Teilen um staatlich organisierte Marktteilnehmer. Auf Basis des von der BNetzA bestätigten Szenariorahmens, der Annahmen über die Entwicklung der Gewinnung, der Versorgung und des Verbrauchs von Gas berücksichtigen muss, haben die FNB die Weiterentwicklung des Fernleitungsnetzes in mehreren Iterationsschritten in enger Abstimmung deutschlandweit modelliert. Ebenfalls wurden die Kraftwerkslisten von FNB und den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) abgeglichen, um in den Netzentwicklungsplänen Elektrizität und Gas eine einheitliche Datengrundlage für die Stromerzeugung zu gewährleisten, wobei auch die KWK-Anlagen zu berücksichtigen waren.

Abb. 2: Szenariorahmen zur Ermittlung des deutschen Gasbedarfs (Quelle: Szenariorahmen 2011)
* Quelle: Szenariorahmen für den NEP Strom 2012 der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) – Stand 08.12.2011
** Quelle: Prognos/EWI: Energieszenarien für ein Energiekonzept der Bundesregierung 2010/2011
*** Quelle: IER, RWI, ZEW, Die Entwicklung der Energiemärkte bis 2030 (Energieprognose 2009), März 2010

Der Schwerpunkt lag auf dem Szenario II (mittlerer Gasbedarf), welches von den  Fernleitungsnetzbetreibern als das wahrscheinlichste angesehen wird. Im Hinblick auf die im Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (EnWG) vorgesehene Verbindlichkeit des Netzentwicklungsplans für die ersten drei Jahre des Betrachtungszeitraums wurde die Modellierung für die Jahre 2015 und 2022 durchgeführt. Das Szenario I (hoher Gasbedarf) wurde dabei indikativ untersucht; Szenario III (niedriger Gasbedarf) konnte aus Zeitgründen nicht weiter analysiert werden. Für das Szenario II wurden bis 2015 Maßnahmen im Leitungsbau mit einer Gesamtlänge von knapp 200 km und einer zusätzlichen Verdichterleistung von 90 MW ermittelt. Dies führt zu einem Investitionsbedarf in Höhe von rund 600 Mio. Euro. Im Zeitraum 2012 bis 2022 ergeben sich insgesamt Maßnahmen im Leitungsbau mit einer Gesamtlänge von knapp 730 km und einer zusätzlichen Verdichterleistung von knapp 360 MW. Der Investitionsbedarf hierfür wird auf rund 2.200 Mio. Euro geschätzt.

Für Szenario I ergibt eine indikative Ermittlung für den Zeitraum 2012 bis 2022 ein Investitionsvolumen in Höhe von rund 4.600 Mio. Euro. Grundlage dieser Kostenschätzung sind Maßnahmen im Leitungsbau mit einer Gesamtlänge von rund 1.840 km und einer zusätzlichen Verdichterleistung von knapp 740 MW. Aus Sicht der Fernleitungsnetzbetreiber haben insbesondere die folgenden Eingangsprämissen der Modellierung einen wesentlichen Einfluss auf die erforderlichen Investitionsvolumina.

Die gesamtwirtschaftliche Angemessenheit sollte daher intensiv mit allen Beteiligten diskutiert werden. Zu den wichtigen Punkten zählen

• die Bereitstellung von festen frei zuordenbaren Kapazitäten für Gaskraftwerke
• die effiziente Bereitstellung von festen frei zuordenbaren Kapazitäten unter Berücksichtigung der saisonalen Abhängigkeiten des Einspeise- und Ausspeisekapazitätsbedarfs von Speichern
• regulatorische Rahmenbedingungen für die Nutzung von Speichern bzw. Einsatz kapazitätsersetzender Maßnahmen in nachgelagerten Netzen zur Optimierung der Gesamtkosten in der Gasversorgung.

Darüber hinaus besteht umfangreicher Koordinierungsbedarf zwischen den verschiedenen Investitionsprozessen und -beteiligten. Hierzu gehört insbesondere die Synchronisierung von Netzausbau, Speicher- und Kraftwerksplanung unter Berücksichtigung der entsprechenden gesetzlichen Fristen (z. B. der Mindestvorlaufzeit von 18 Monaten für die verbindliche langfristige Buchung nach § 39 Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (GasNZV)). Inwiefern die angespannten Netzzustände 2012 Auswirkungen auf die Netzentwicklung haben, ist noch netzübergreifend für Strom und Gas zu untersuchen.

Die Finanzierbarkeit sowie die zeitgerechte rechtliche – insbesondere planungsrechtliche – und technische Umsetzbarkeit der oben dargestellten Netzentwicklung wurde in diesem Netzentwicklungsplan nicht behandelt. Diese Aspekte werden bei verbindlichen Anfragen projektspezifisch geprüft. Die Genehmigung des NEP soll von der BNetzA voraussichtlich Ende 2012 erfolgen. Die BNetzA kann in der momentanen Konsultationsphase die FNB auffordern, Änderungen an dem NEP vorzunehmen bzw. diesen anzupassen. (LRO) (Quelle: Netzentwicklungsplan Gas 2012, Entwurf der dt. Fernleitungsnetzbetreiber)

Weitere Informationen unter www.netzentwicklungsplan-gas.de


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