Das Transportnetz wird in diesen zehn Jahren um 559 Kilometer Gashochdruckleitungen erweitert und die Verdichterleistung wird um weitere 320 Megawatt wachsen. Rund die Hälfte dieser Investitionen steht direkt in Zusammenhang mit der Umstellung von L- auf H-Gas (Marktraumumstellung). Sie ist in weiten Teilen Niedersachsens und Nordrhein-Westfalens sowie im Ballungsraum Frankfurt a. M. (Hessen) notwendig, da sowohl die deutsche L-Gasförderung zurück geht als auch die aus den Niederlanden kommende L-Gas-Menge in den kommenden Jahren kontinuierlich abnimmt.

Diese Umstellung ist eine große Herausforderung für die FNB bei der Netzausbauplanung. Die schwindenden L-Gas-Mengen müssen durch entsprechende H-Gas-Mengen ersetzt werden. Daher enthält der NEP Gas 2015 erstmals eine jahresscharfe H-Gas-Bilanz für Deutschland bis zum Jahr 2030. Für Deutschland ergibt sich danach ein zusätzlicher H-Gas-Bedarf von ca. 30 Mrd. m³ für das Jahr 2030.

Ginge es nach den Interessen des Marktes und der Politik, könnte der jeweilige NEP Gas auch Entwicklungen widerspiegeln, die sich erst während des laufenden NEP-Prozesses ergeben. Der NEP ist jedoch nicht dafür gedacht, geopolitische und energiepolitische Zielsetzungen tagesaktuell abzubilden. Diese lassen sich maximal bis zum Redaktionsschluss für den jeweiligen NEP Gas (jeweils Herbst des Vorjahres) mit einbeziehen. Danach beginnen bereits die umfangreichen Modellierungen. 

Am Beispiel des NEP 2015 wird dies besonders deutlich: Die Ankündigung von Gazprom, das South Stream Projekt vorerst nicht zu verwirklichen sowie die Bekanntgabe von Gazprom und anderen europäischen Marktteilnehmern, die Nord Stream 3+4 zu bauen, kamen erst nach Redaktionsschluss. Folglich können diese Entwicklungen frühestens im Folgeplan Berücksichtigung finden.

Eine weitere Anforderung an die Netzentwicklungsplanung ist es, europäische Projekte sowie Projekte of Common Interest (PCI) und NEP Gas-Maßnahmen miteinander zu verknüpfen. Dabei sollten sich NEP Gas und der europäische Zehn-Jahres-Netzentwicklungsplan (Ten Year Network Development Plan [TYNDP]) gegenseitig ergänzen. Die Politik sollte zudem dafür sorgen, dass die Netzbetreiber den nationalen NEP im Wechsel mit dem TYNDP künftig nur noch alle zwei Jahre erstellen müssen. Denn derzeit arbeiten die FNB über mehrere Wochen parallel an drei NEPs: Den von der BNetzA im Nachgang veranlass ten Nachbesserungen des vorigen NEP, dem aktuell zu erstellenden NEP sowie dem Szenariorahmen für den NEP des Folgejahres.

Um sich bereits jetzt ein Bild darüber machen zu können, welche zusätzlichen Kapazitäten vom Markt benötigt werden, wurde jüngst die Marktabfrage „more capacity“ durchgeführt. Sie bezog sich auf alle Marktraumübergänge des Marktgebietes GASPOOL und ergänzt mit ihren Erkenntnissen den NEP-Prozess. Die eingegangen Anfragen beziehen sich auf fünf Marktraumgrenzen und reichen bis ins Jahr 2041. Auf der Einspeiseseite summieren sie sich auf jährlich bis zu 89 GW, auf der Ausspeiseseite liegen sie insgesamt bei rund 107 GW.

Um mögliche Verbindungen zu Projekten, die bereits Teil des NEP-Prozesses sind, frühzeitig erkennen zu können und für die Regulierungsbehörde zusammenzuführen, werden die nun folgenden technischen Studien mit der Modellierung des NEP 2016 synchronisiert und sollen bis Ende März 2016 abgeschlossen sein.

Immer wieder für Diskussionen sorgen die den Modellierungen des jeweiligen NEP Gas zu Grunde liegenden Langfrist-Bedarfsprognosen in dem entsprechenden Szenariorahmen. Während die FNB in der Vergangenheit annahmen, ein sinkender Gasbedarf führe zu einem sinkenden Kapazitätsbedarf im Verhältnis 1 : 1, argumentierten die Verteilnetzbetreiber (VNB), dass der Kapazitätsbedarf bei sinkendem Bedarf wesentlich höher zu prognostizieren sei.

Eine 2014 erstellte Studie der Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft (FfE) unter Beteiligung der VNB kam zu einem „salomonischen“ Ergebnis: Ein sinkender Gasbedarf bedingt einen sinkenden Kapazitätsbedarf: „So ergibt sich für die Jahre 2020 und 2025 für Deutschland im Mittel ein Faktor zwischen Verbrauchsreduktion und Leistungsreduktion von etwa 1,6:1 bis 2,1:1. Der erste Wert gilt für die Annahme, dass die Vollbenutzungsstunden in der Industrie konstant bleiben, der zweite Wert für eine konstante Leistungsentwicklung der Industrie.“ Noch offen ist, ob bzw. wie dieses Ergebnis im kommenden NEP Gas berücksichtigt werden wird.

Erdgas und die dazugehörige Infrastruktur werden noch mehrere Jahrzehnte wesentlich zur sicheren Energieversorgung Deutschlands beitragen. Die Europäische Kommission räumt Erdgas im Rahmen der Energiewende – anders als es die deutsche Politik tut – einen hohen Stellenwert ein. Wir brauchen aber langfristig stabile Rahmenbedingungen. Denn sich ständig verändernde politische Zielsetzungen und Rahmenbedingungen führen zu Unsicherheiten für Investoren.

Stabile regulatorische Rahmenbedingungen sind essenziell und damit Grundvoraussetzung, dass wir als Fernleitungsnetzbetreiber mit unserem Ausbau der Netze den gestiegenen Anforderungen gerecht werden können. Wir plädieren daher für einen adäquaten, die Bedürfnisse abbildenden Netzausbau, ausgelegt für eine langfristige Nutzung der Gasinfrastruktur unter Einbeziehen regenerativer Energien (Bioerdgas, Biomethan, Power-to- Gas) und damit für einen effizienten, volkwirtschaftlich sinnvollen Netzausbau.

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