Essen (energate) - Der Händlerverband Efet möchte stärker einbezogen werden bei der geplanten Fusion der beiden deutschen Gasmarktgebiete. "Wir möchten mitgestalten", sagte Joachim Rahls, Vorsitzender der German Task Force Gas, bei einer Pressekonferenz im Rahmen der "E-world 2019" in Essen. Aus Sicht des Händlerverbandes muss die zum 1. Oktober 2021 geplante Zusammenlegung von Gaspool und Netconnect Germany (NCG) langsam Gestalt annehmen. Wichtigster Punkt sei, dass es nicht zu einer Einschränkung der Netznutzung kommt. Da Transporte zwischen den Netzen der beiden heutigen Marktgebiete nur bedingt möglich sind, ergeben sich Probleme bei der freien Zuordenbarkeit von Entry- und Exitpunkten in einem gemeinsamen Marktgebiet. Die Befürchtung ist, dass darüber Kapazitäten verloren gehen oder Kapazitäten, die heute noch fest sind, künftig nur noch unterbrechbar gebucht werden können. Um das zu verhindern, plädiert Efet für marktbasierte Lösungen. Denkbar wären zum Beispiel Lastflusszusagen (LFZ) oder ein Swap-Produkt, das auch für die französische Marktgebietsfusion genutzt wurde. Dabei wird gleichzeitig in einem Netz Gas gekauft und in einem anderen verkauft - es findet also wie bei den LFZ ein virtueller Transport statt.
Marktbasierte Lösungen als beste Option
Marktbasierte Lösungen sehen auch die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) vorne. Sie haben im Rahmen der E-world erste Überlegungen zu einem Kapazitätsmodell für das Projekt "marco" (market area convergence) vorgestellt. Fast 950.000 Entry-Exit-Kombinationen müssen nach Angaben der Netzbetreiber im gemeinsamen Marktgebiet abgebildet werden. Heute sind es rund 116.000 bei Gaspool und 380.000 bei NCG. Anhand historischer Flussdaten und Netzsimulationen haben die FNB ein "Knoten-Kanten-Modell" entwickelt und darin rund 130.000 Anwendungsfälle simuliert. Daraus leiten sie Konsequenzen für die Marktgebietszusammenlegung ab. Eine Möglichkeit wäre, die Einspeise-Kapazitäten zu reduzieren. Feste und bedingt feste Entry-Kapazitäten müssten dann - gegenüber dem NEP 2018 - um 200 GWh/h und damit 78 Prozent eingeschränkt werden. Bei den Langfristbuchungen läge die Kappung je nach Netz zwischen 36 und 49 Prozent. Exit-Kapazitäten könnten dagegen ohne Einschränkung aufrechterhalten werden.
Um die Einschränkungen abzuwenden wäre der Leitungsbau eine Option, bei Realisierungszeiten von fünf bis sieben Jahren aber keine realistische. Die FNB schlagen deshalb marktbasierte Lösungen vor. So könne zum einen ein börsennotiertes Produkt wie in Frankreich eingeführt werden. Zum anderen könnten die Netze der Nachbarländer für kurze Transporte zwischen benachbarten Grenzübergangspunkten (Wheeling) oder auch längere Strecken (Drittnetznutzung) in Anspruch genommen werden. Die ausländischen Netze könnten so eine Verbindung zwischen Gaspool und NCG schaffen. Das ist allerdings nur an einigen Grenzen möglich und auch nicht jederzeit. Nach den
Analysen der FNB würde der Einsatz der marktbasierten Lösungen rund 30 Mio. Euro im Jahr kosten - berechnet für das Jahr 2023.
Skepsis bei der Bundesnetzagentur
Die Bundesnetzagentur konnten die Netzbetreiber mit ihrem Modell in Essen noch nicht überzeugen. Vertreter der Regulierungsbehörde zeigten sich skeptisch, vor allem was die Berechnung zur Einschränkung der Kapazitäten an den Entry-Punkten betrifft. Die Zahlen aus dem NEP 2018 seien keine geeignete Grundlage, um die Nachfrage in einem gemeinsamen Marktgebiet abzubilden. Hier müssten erst noch die richtigen Indikatoren gefunden werden, meldete die Bundesnetzagentur weiteren Diskussionsbedarf an. Die FNB planen den nächsten Marktdialog für den 4. Juni in Berlin. /tc
