Versorgungssicherheit - Auch wenn aktuell die Situation sehr gut ist, Optimierung macht immer Sinn. Auch um mögliche Schwachstellen zu minimieren. Denn ist die Versorgungssicherheit erst einmal in den Brunnen gefallen, ist es zu spät. Gut also, dass man darüber nachdenkt, wie sich diese weiter verbessern lässt. Vorschläge kommen aus Branche und Politik.
Branche und Politik gehen davon aus, dass die Gasversorgungssicherheit grundsätzlich auf einem sehr hohen Niveau liegt. Also kein Grund zur Sorge. Die Gasmangelsituation im Februar 2012 in Süddeutschland hat allerdings Optimierungsbedarf aufgezeigt. Auch wenn sie nach Einschätzung der Branche beherrschbar war. Voraussetzung für einen nationalen Notfall bestand demnach nicht, und Maßnahmen der Netzbetreiber sowie vorhandene Marktmechanismen griffen.
Dazu kommen sich verändernde Rahmenbedingungen, die Einfluss auf die Gasversorgungssicherheit haben. »Aktuell besteht in Deutschland eine gute Versorgungssicherheit, diese ist aber langfristig zu re-evaluieren«, so Harald Hecking vom Energiewirtschaftlichen Institut der Uni Köln (EWI). »Insbesondere bezüglich von Füllstandsleveln der Erdgasspeicher im Winter oder bestimmter regionaler Engpässe.«
Mehr Transparenz sowie Kommunikationswege frühzeitig zu etablieren ist wichtig für eine verbesserte Prävention eine Erkenntnis, die die Branche aus der Situation von 2012 gezogen hat. Daher haben die Verbände BDEW, VKU und GEODE einen Leitfaden zur Krisenvorsorge Gas herausgegeben.
Auch der baden-württembergische Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) Terranets bw hat reagiert, um die Versorgungssicherheit in seinem Gebiet nachhaltig zu erhöhen. Eine Maßnahme: Seit April 2015 ist er als erster FNB Betreiber eines Gasspeichers. Der Porenspeicher Sandhausen hat eine Arbeitsgaskapazität von 30Mio.m³. Die Steuerung ist vergleichbar mit der Netzatmung, also der Pufferung von Gasmengen in den Leitungen. Er wird gefüllt, wenn überschüssiges Gas im Netz ist, und geleert, wenn zu wenig Gas im Netz ist. Das vermeidet den Einkauf von externer Regelenergie. Einspeisung und Entnahme der Mengen wird bei der Bilanzierung der Gasmengen im Marktgebiet berücksichtigt.
»Grundsätzliches Ziel ist, dass der Speicher vor Beginn zu erwartender Kälteperioden ausreichend gefüllt ist, um Unterspeisungen des Netzes auszugleichen und die Netzstabilität sicherzustellen«, so Christopher Dodd, der das Modell zur Integration des Speichers bei Terranets bw maßgeblich entwickelt hat. Bei Befüllung und Entnahme von Gas sind die Kennlinien des Speichers mit den jeweiligen Injektions- und Entnahmeraten abhängig vom Speicherfüllstand auch unter geologischen Punkten zu beachten.
Ganz allgemein haben Gasspeicher eine wichtige Rolle im Rahmen der Versorgungssicherheit. 2015 lag dies im Fokus des Interesses: Erst die vom Bundeswirtschaftsministerium in Auftrag gegebene Speicherstudie, dann der BDEW-Vorschlag für ein Gas-Reservemodell. Und zuletzt hat Ende 2015 das BMWi ein Eckpunktepapier mit Maßnahmen veröffentlicht, die die Versorgungssicherheit weiter verbessern sollen. Es räumt der Flexibilität einen großen Platz ein.
Die Bedeutung der Gasspeicherung werde zunehmen, ist Andreas Renner, Geschäftsführer des Speicherbetreibers Astora, sicher. »Denn durch den Rückgang der inländischen Produktion in den europäischen Staaten steigt der Bedarf nach Flexibilität, der in erster Linie durch Gasspeicher abgedeckt werden kann.« Die Rolle der Gasspeicher müsse sich früher oder später in der Gesetzgebung wiederfinden. »Vor allem die Netzzugangsbedingungen und die Transporttarife an Speicherpunkten müssen die Rolle der Gasspeicher für die Versorgungssicherheit besser berücksichtigen.« Die Verfügbarkeit des Gases in Extremsituationen hänge im Wesentlichen davon ab, ob der Markt Anreize für Gasspeicherung biete und so für Versorgungssicherheit sorge.
In der Speicherstudie des BMWi kommen die Autoren von Becker Büttner Held (BBH) unter anderem zu dem Ergebnis, dass sich bei »ungewöhnlich intensiven Winterphasen und bei zusätzlichen technischen Problemen« konkrete Versorgungslücken ergeben könnten, wenn die Speicher nicht »hinreichend gefüllt« sein sollten. Diese Lücken ließen sich nicht ohne Weiteres umgehend beheben, auch wenn man die Importflüsse nach Deutschland erhöhen würde. Wobei hier Worst-Case-Szenarien betrachtet werden, über deren tatsächliche Eintrittswahrscheinlichkeit keine Aussage getroffen werde.
»Wir haben gewaltige Flexibilitäten an den Importpunkten«, ordnet Helmut Kusterer, Bereichsleiter Geschäftsentwicklung der Gasversorgung Süddeutschland, die aktuelle Situation ein. »Die mittlere Kapazitätsnutzungsrate an den EU-Importpunkten beträgt nur rund 61 Prozent und gibt reichlich Spielraum nach oben.« Deutschland sei heute besser diversifiziert und an internationale Transportsysteme angebunden als zu Zeiten des höchsten Gasbedarfs in den frühen 2000er-Jahren.
Und gesetzt den Fall, der Gasabsatz würde sinken und, wie zum Beispiel das Bundesumweltministerium annimmt, 2030 bei 700TWh liegen, »wäre eine Füllstandsmeldung von 60 oder 65 Prozent im November ein Aufreger?«, fragt er rhetorisch. »Eher nein, denn die Zahl wäre mit der verbrauchsspezifischen Speicherrate von 2005 oder 2010 vergleichbar.«
Zwei von der Branche diskutierte Maßnahmen hat BBH in der Studie hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf den Gas- und Speichermarkt untersucht. Negative Auswirkungen sehen die Autoren hauptsächlich für den Fall, dass man eine Speicherverpflichtung einführen würde. Also die Verpflichtung, eine bestimmte Menge an Gas zu einem bestimmten Zeitpunkt einzuspeichern und eingespeichert zu halten. Deutlich geringere Auswirkungen hätte eine strategische Reserve, obwohl auch hier dem Markt Kapazitäten entzogen würden. Der regulatorische Eingriff sei in beiden Fällen »umfangreich«. Die Studie schlägt zudem alternative Maßnahmen vor wie das Demand-Side-Management zu stärken.
»Eine Speicherreserve lehnen wir ab, da sie den Speicher-Markt verzerren würde und zudem dafür sorgen könnte, dass Marktteilnehmer größere Risiken eingehen, da sie sich auf die Reserve verlassen«, so Hecking vom EWI.
Würde eine Speicherreserve tatsächlich umgesetzt, was wäre dann mit dem Speicher Sandhausen, würde er noch benötigt? Terranets bw geht davon aus, da durch den Speicher lokale interne Regelenergie kostengünstig bereitgestellt werden kann. Mengen aus einer Reserve müssten erst in das Bundesland transportiert werden können, um als lokale Netzstützung zu wirken. Das mache gegebenenfalls sogar den Ausbau der hydraulisch vorgelagerten Netze erforderlich.
Das vom BDEW vorgeschlagene Gas-Reservemodell besteht aus zwei aufeinander aufbauenden Maßnahmen. Als erstes kommt eine ›Systemnahe Flexibilitätsreserve‹ zum Einsatz. Wenn der Markt nach Abruf dieser keine ausreichende Regelenergie zur Verfügung stellt, greift eine zusätzliche Absicherung. Hierfür würden die FNB im Vorfeld zeitlich und mengenmäßig begrenzt Speicherkapazitäten unter Vertrag nehmen. Diese ›Speicherkontrahierung‹ ermögliche es, Restrisiken wie die Veränderungen von Markttrends abzusichern, so der BDEW.
Ausgangssituation für das Ermitteln des Absicherungsbedarfes ist ein Extremwinter in Kombination mit dem Ausfall einer wichtigen Infrastruktur von sieben Tagen. Mit dem Modell sei diese Extremssituation sicher zu bewältigen.
Auf Basis der beiden Instrumente ergibt sich nach Berechnungen des BDEW derzeit ein residualer Absicherungsbedarf von 2,1Mrdm³. Durch die Dimensionierung und klare Abgrenzung zum Regelenergiemarkt sei eine Beeinflussung des Marktgeschehens durch das Modell als sehr gering einzuschätzen, so Anke Tuschek, Mitglied der BDEW-Hauptgeschäftsführung.
Im Rahmen der Flexibilitätsreserve wird zunächst die Höhe des Absicherungsbedarfs über bestimmte Kriterien ermittelt. Anschließend führen die Marktgebietsverantwortlichen (MGV) im Auftrag der FNB eine jährliche instrumentenoffene Ausschreibung durch. Denn es gibt verschiedene Flexibilitätsquellen, wie Speicher oder Abschaltpotenziale. Jeder Anbieter kann zu einem für ihn ›wirtschaftlichen‹ Preis gesichert Leistung anbieten, so der BDEW. Grundsätzlich werden die bei der Reserve genutzen Quellen über den im Ausschreibungsprozess erzielten Preis für die sicher zur Verfügung gestellte Leistung vergütet.
»Die Ausschreibung sollte rechtzeitig vor Beginn des Speicherjahres durchgeführt werden, um hinreichend Zeit für die Einspeicherung der über Erdgasspeicher bereitgestellten Kapazitäten zu gewährleisten«, so Tuschek.
Und wie soll der Ablauf gestaltet sein? »Grundsätzlich sieht die gegenwärtig angedachte Vorgehensweise wie folgt aus – diese ist bei einer möglichen Implementierung selbstverständlich noch zu konkretisieren«, führt Tuschek aus: Stellen die FNB eine Problemsituation mit möglicher Gefährdung der Systemstabilität fest, so ist zunächst eine übliche kurzfristige Regelenergieauktion am Within-Day-Markt durch den zuständigen MGV durchzuführen. Führt diese nicht zu einer vollständigen Bedarfsdeckung, so erfolgt eine erneute Auktion, die um eine REMIT-Meldung mit dem Hinweis ergänzt wird, dass bei einer weiterhin nicht erfolgreichen Deckung des vollständigen Regelenergiebedarfes die Flexibilitätsreserve zum Einsatz kommt.
»Dies ist ein deutliches Signal an den Markt, dass im Auktionsverfahren jegliches bedarfsdienliche Regelenergieangebot – auch zu hohen Bereitstellungskosten – angenommen wird«, so Tuschek. So sei sichergestellt, dass alle vorhandenen bedarfsdienlichen Regelenergiekapazitäten aktiviert werden.
Sollte auch durch diese Auktion der Flexibilitätsbedarf nicht vollständig gedeckt werden, so ist die Reserve für den Rest des Tages freigegeben, ohne dass es noch einmal bestätigt werden muss. Sie kann im Umfang des ungedeckten Bedarfes eingesetzt werden. Bevor man sie am Folgetag in Anspruch nehmen kann, ist der Freigabeprozess erneut zu durchlaufen. Werden nach Freigabe der Reserve weitere Regelenergieangebote eingereicht, so sind diese vorrangig zu nutzen. »Damit wird sichergestellt, dass auch kurzfristige Änderungen in den Marktbedingungen bestmöglich berücksichtigt werden.«
Der Einsatz des vom BDEW vorgeschlagenen Modells müsse nur wirklichen Extremsituationen vorbehalten sein, in denen marktseitig keine Regelenergie mehr angeboten werden kann, betont Astora-Chef Renner. »Eine sichere Versorgung mit Erdgas ist am besten garantiert durch einen offenen, liquiden, gut verbundenen und transparenten Erdgasmarkt. Marktbasierte Instrumente sollten daher zur Stärkung der Versorgungssicherheit immer Vorrang vor regulatorischen Eingriffen haben.« Zugleich müssten Kunden sich gemäß ihrer vertraglichen Vereinbarung stets auf eine sichere Belieferung verlassen können.
Das Eckpunktepapier des BMWi schlägt zwei Maßnahmen vor, um den Regelenergiemarkt zu stärken. Zum einen sollen MGV künftig ein höheres Volumen an bereits bestehenden langfristigen Vorsorgeprodukten abschließen können. Zweitens soll ein neues langfristiges Regelenergieprodukt speziell für Demand-Side-Management geschaffen werden.
Insgesamt werden die Eckpunkte von der Branche begrüßt, auch wenn es Kritik gibt. Der Energiehändlerverband EFET hält die beiden vorgeschlagenen Maßnahmen für geeignet und ausreichend, um die Versorgungssicherheit weiter zu verbessern. Entscheidend sei nun die Ausgestaltung. »Neben den konkreten Anwendungsregeln sind das Kontrahierungsvolumen der beiden Produkte und ihre Einbettung in den europäischen Binnenmarkt wichtige Punkte, die geklärt werden müssen«, so Christian Schülke von EFET.
Etwas anders sieht es der BDEW: Die ausschließliche Stärkung des Regelenergiemarktes greife zu kurz, so Tuschek. »Wesentliche Ausgestaltungsfragen sind noch offen, um die Wirksamkeit des BMWi-Vorschlags in Extremsituationen bewerten zu können.« Um für diese Situationen gerüstet zu sein, in denen der Regelenergiemarkt nicht mehr ausreicht, sollten nach BDEW-Sicht zusätzlich Reserven bereitgestellt werden. »Wir vermissen eine klare Aussage zur Verantwortung der Lieferanten für die Versorgung ihrer Kunden«, so Ralph Bahke, Vorsitzender des FNB Gas.
»Wir begrüßen, dass das BMWi mit seinen zwei vorgeschlagenen Maßnahmen keinen drastischen Markteingriff tätigt, sondern stattdessen den Wettbewerb von Flexibilitätsoptionen stärkt«, so Hecking. Die zusätzlichen Kosten sowie administrativer Aufwand scheinen aus seiner Sicht eher gering, »sodass die Umsetzung vergleichsweise kurzfristig möglich sein sollte«.
Weiterhin offen bleibe die Abgrenzung von Verantwortlichkeiten der verschiedenen Marktteilnehmer. »Im neuen Entwurf liegt sehr viel Verantwortlichkeit bei den MGV. Kritisch dabei ist, dass die Transportnetzbetreiber zwar die technische Verantwortung für Systemsicherheit haben, aber ohne eigene Instrumente.« Branche und Politik haben also noch Arbeit vor sich und weiteren Diskussionsbedarf. Interessant wird, was am Schluss tatsächlich herauskommt.
