Standardlastprofile im Gas: synthetisches und analytisches Verfahren, Temperatur, Kundenwert und Jahresverbrauchsprognose

Kurzantwort

Kleine Gaskunden haben keinen Stundenzähler. Der Netzbetreiber ersetzt die fehlende Messung durch ein Standardlastprofil (SLP): eine Rechenvorschrift, die aus der Temperatur eines Tages eine Tagesmenge macht. Skaliert wird sie mit dem Kundenwert, der aus dem bisherigen Verbrauch des Zählers abgeleitet ist. Die Summe aller SLP-Kunden eines Bilanzkreises meldet der Netzbetreiber am Vortag an den Marktgebietsverantwortlichen. Im synthetischen Verfahren kommt die Menge allein aus Profil, Kundenwert und Prognosetemperatur. Im analytischen Verfahren verteilt der Netzbetreiber die gemessene Restlast des Vor-Vortages auf die Kunden. Der Unterschied zum Strom: Das Gasprofil liefert Tagesmengen, und die Temperatur treibt sie.

Wofür das Profil gebraucht wird

Die Festlegung GaBi Gas 2.1 verlangt Standardlastprofile für Letztverbraucher bis zu einer Ausspeiseleistung von 500 kWh/h und einer Jahresentnahme von 1,5 Millionen kWh (Tenor Ziffer 1 lit. e.). Darüber misst eine registrierende Leistungsmessung. Die Grenzen, die Abweichungsmöglichkeiten der Verteilnetzbetreiber und die Fallgruppen behandelt der Artikel GaBi Gas 2.1: Bilanzkreise und Fallgruppen. Hier geht es um das Verfahren dahinter.

Nach dem Leitfaden ersetzen Standardlastprofile die nicht vorhandene Lastganglinie durch eine „errechnete, hinreichend genaue Mengenermittlung“ in Abhängigkeit von der Vorhersagetemperatur des Betrachtungstages. Ohne sie wäre die Bilanzierung kleiner, nicht täglich gemessener Kunden unmöglich. Die Festlegung schreibt mindestens drei Profile vor, die sich am Verhalten von Gewerbebetrieben, Kochgaskunden und Heizgaskunden orientieren; welche Typen der Netzbetreiber einsetzt und wem er sie zuordnet, entscheidet er selbst (Leitfaden Kap. 2.2).

Der Leitfaden nennt das Verfahren ausdrücklich ein statistisches Verfahren zur standardisierten Ermittlung von Tagesmengen, kein Prognoseverfahren im eigentlichen Sinne.

Profiltypen: Heizen, Kochen, Gewerbe

Die Haushaltsprofile unterscheiden sich im Heizgasanteil. Der Leitfaden empfiehlt:

Bei knapp über oder unter 50.000 kWh soll der Netzbetreiber nicht sofort umstellen und mehrere Jahre betrachten. Ist der Verbrauch eines Neubaus noch unbekannt, empfiehlt der Leitfaden die erste Zuordnung nach der Zählergröße (G 4 gleich HEF, größer als G 4 gleich HMF) und eine einmalige Prüfung nach der ersten Jahresablesung (Kap. 3.1).

Die Profile stammen von der Technischen Universität München (TUM) mit sigmoider Funktion. Seit 01.10.2015 kommen die linearisierten SigLinDe-Profile der Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft (FfE) hinzu. Sie korrigieren vor allem im kalten Bereich die Unterspeisung der reinen Sigmoidprofile (Kap. 2.2). Die Zuordnung der Profile zu den Zählpunkten ist Aufgabe des Netzbetreibers.

Die Temperatur treibt die Menge

Der Gasverbrauch von Haushalten folgt der Außentemperatur, weil geheizt wird. Das Profil setzt dafür den Profilfunktionswert h (im TUM-Verfahren „h-Wert“) für jede Temperatur an. Die Kurve gehört zu einem Profil, und der Kundenwert verschiebt sie für den einzelnen Zähler.

Die Allokationstemperatur ist üblicherweise der Tagesmittelwert, gemessen zwei Meter über dem Boden. Die Profile von TUM und FfE wurden aber mit einer geometrischen Reihe mehrerer Tagesmittel ermittelt, damit die Wärmespeicherfähigkeit von Gebäuden berücksichtigt wird. Dabei zählen der Betrachtungstag D, der Vortag D-1, D-2 und D-3 mit den Gewichten 1, 0,5, 0,25 und 0,125, geteilt durch 1,875 (Leitfaden Kap. 3.5.2).

Vereinfachtes Beispiel aus dem Leitfaden (Kap. 4.1.2) für den 27.01.2015: Vorhersage für D minus 2,0 °C, für D-1 0,5 °C, Ist-Temperaturen für D-2 3,4 °C und D-3 3,6 °C. Die Allokationstemperatur ist (−2,0 + 0,5 × 0,5 + 0,25 × 3,4 + 0,125 × 3,6) geteilt durch 1,875, gerundet minus 0,2 °C. Mit der einfachen Tagesmitteltemperatur wären es minus 2,0 °C. Jeder Netzbetreiber prüft, welche Variante sein Netz besser abbildet.

Die Temperatur kommt von einer Messstelle eines anerkannten Wetterdienstleisters, für die auch eine Vorhersage verfügbar ist und deren Daten für Dritte zugänglich sind (Kap. 3.5.1). Seit einem Projekt des BDEW mit dem Deutschen Wetterdienst gibt es zusätzlich die Gasprognosetemperatur: Sie bezieht weitere Einflussgrößen ein, weil der Gasverbrauch an einem warmen Februartag mit 13 °C bekanntermaßen höher ist als an einem kalten Julitag mit ebenfalls 13 °C (Kap. 3.5).

Der Kundenwert

Der Kundenwert (KW) passt das Normverhalten des Profils an den einzelnen Zählpunkt an. Er gibt die Tagesmenge an, die dem Kunden beim Profilfunktionswert 1 zugeordnet wird. Als Bezugstemperatur ist bei den SigLinDe-Profilen 8 °C vorgegeben, bei den TUM-Profilen gilt etwa 8 °C (Leitfaden Kap. 3.6.1 und 3.6.3, Fußnote 4).

Der Netzbetreiber berechnet den Kundenwert aus dem abgelesenen Verbrauch eines Zeitraums, geteilt durch die Summe der h-Werte der Tage dieses Zeitraums.

Beispiel aus Anlage 1 des Leitfadens, Einfamilienhaus in Nordrhein-Westfalen, Verbrauchszeitraum 23.09.2004 bis 09.10.2005:

Wann der Netzbetreiber ihn neu berechnet, nennt der Leitfaden: spätestens nach jeder jährlichen Turnusabrechnung, nach einer Schlussabrechnung bei Ein- oder Auszug oder Lieferantenwechsel, bei Änderungen im SLP-Verfahren (anderes Profil, neue Temperaturmessstelle), für neue SLP-Zählpunkte und auf plausible Anforderung des Transportkunden (Kap. 3.6.2). Eingehen dürfen nur abgelesene, keine geschätzten Zählerstände. Ein Letztverbraucher, der kein Transportkunde ist, wendet sich mit Änderungswünschen an seinen Lieferanten; der meldet sie über den Prozess Stammdatenänderung.

In der Marktkommunikation steht der Kundenwert in der UTILMD Gas in der Menge QTY+Y02, die Jahresprognose in QTY+31 („Veranschlagte Jahresmenge Gesamt“). Der Anwendungshandbuch-Hinweis lautet: Ist der Kundenwert vorhanden, dann ist ausschließlich er für die Bilanzierung und die Mehr-/Mindermengenabrechnung zu nutzen, unabhängig von der Jahresmenge. Die Prüfidentifikatoren der Bestandsliste sind 44019, 44020 und 44021; Prüfis nachschlagen geht in der AHB-Werkbank.

Die Jahresverbrauchsprognose

Der Netzbetreiber legt für jeden Lastprofilkunden eine Jahresverbrauchsprognose (JVP) fest, in der Regel auf Basis des Vorjahresverbrauchs, und teilt sie dem Transportkunden mit. Dieser kann einer unplausiblen Prognose widersprechen (GaBi Gas 2.1, Tenor Ziffer 1 lit. j.). Wenn kein Kundenwert verwendet wird, erhält der Transportkunde ersatzweise die Profilmengen für ein Jahr (Leitfaden Kap. 3.6.1, zitiert aus KoV Anlage 3 § 6).

Der Zusammenhang: Die JVP ergibt sich, wenn der Kundenwert mit den h-Werten eines Normjahres, etwa eines Mehrjahresmittels, multipliziert wird. Sie bezieht sich immer auf 365 Tage, ohne Schaltjahr und ohne Wochentagfaktor. Der Leitfaden rechnet vor (Kap. 3.6.3):

Der Leitfaden weist darauf hin, dass ein gleich hoher Kundenwert nicht dieselbe JVP bedeutet: Der Kundenwert hängt immer von den h-Werten der Temperaturmessstation ab, die der Netzbetreiber benutzt hat. Die Summe der Jahres-h-Werte je Profil und Temperaturstation ist ein fester Faktor, der für alle Zählpunkte mit diesen Eigenschaften gilt.

Synthetisch: Profil mal Kundenwert

Das synthetische Verfahren ist eine Bottom-up-Methode. Die Tagesmenge je Zählpunkt ergibt sich aus der Formel

Q(D) = KW × h(ϑ) × FWT

mit Kundenwert, Profilfunktionswert bei der Allokationstemperatur und Wochentagfaktor. Bei Haushalts- und Kochgasprofilen ist der Wochentagfaktor 1, bei Gewerbeprofilen schwankt er. Die Profilfunktion hat die Form h(ϑ) = A / (1 + (B / (ϑ − 40 °C))^C) + D; die SigLinDe-Profile addieren zwei Geraden für Heiz- und Warmwasserbereich (Kap. 4.1.1). Die Koeffizienten stehen in Anlage 6 des Leitfadens.

Beispiel aus Kap. 4.1.2 für Dienstag, 27.01.2015, Allokationstemperatur −0,2 °C:

Der Netzbetreiber addiert die Mengen je Bilanzkreis und meldet sie dem Marktgebietsverantwortlichen. Nach der KoV XV ermittelt er sie am Tag D-1 für den Liefertag D, beim synthetischen Verfahren auf Basis der Prognosetemperatur, und übermittelt sie am Tag D-1 bis 12:00 Uhr (§ 46 Ziffer 5). Für SLP-Entnahmestellen gibt es keine Ersatzwertbildung und keine Brennwertkorrektur nach G 685; der Netzbetreiber korrigiert die am Vortag gemeldete Menge in der Tagesbetrachtung nicht (KoV XV § 46 Ziffer 5, Leitfaden Kap. 4.2.1). Eine Ersatzwertbildung ist nur im Rahmen eines Allokationsclearingverfahrens möglich: Es kann für SLP-Zeitreihen stattfinden, wenn nach dem Versand der finalen Allokation am Tag D-1 um 12:00 Uhr die Grenzwerte aus Anlage 4 § 13 überschritten sind (KoV XV § 46 Ziffer 5, § 47 Ziffer 1). In begründeten Ausnahmefällen darf der Marktgebietsverantwortliche die SLP-Allokationen außerdem mit Anpassungsfaktoren versehen und als Ersatzwerte bis D-1 15:00 Uhr an die Netzbetreiber zurücksenden (KoV XV § 46 Ziffer 5). Davon zu trennen ist der Ersatzwert des Marktgebietsverantwortlichen: Liegt die Meldung des Netzbetreibers am Tag D-1 um 12:00 Uhr nicht vor, bildet er selbst einen Ersatzwert aus dem Vortageswert, umgerechnet auf die Stundenzahl des Liefertages, und sendet ihn bis 15:00 Uhr an den Netzbetreiber (§ 46 Ziffer 5). Das ist ein Ersatz für eine fehlende Meldung und keine Ersatzwertbildung nach G 685.

Analytisch: die Restlast verteilen

Das analytische Verfahren geht den umgekehrten Weg. Es bestimmt eine Tagesmenge für alle nicht leistungsgemessenen Kunden zusammen, in der Regel aus Messwerten: die gemessenen Einspeisungen des Netzes abzüglich der Ausspeisungen der leistungsgemessenen Kunden. Das ist die Restlast. Weil Messwerte erst später vorliegen, nimmt der Netzbetreiber die Restlast des Vor-Vortages D-2 mit der dazu gehörigen Ist-Temperatur als Grundlage für den Liefertag D (Kap. 4.2). Den systematischen Fehler aus Temperatur- und Wochentagsunterschied zwischen D-2 und D darf er mit einem Optimierungsverfahren mindern.

Die Gesamtmenge verteilt er top-down auf die Zählpunkte. Dazu rechnet er für jeden Kunden eine synthetische Basisallokation und bildet daraus Zerlegungsanteile, deren Summe 1 ergibt (Kap. 4.2).

Beispiel aus Kap. 4.2.2 mit zwei Lieferanten A und B (Netz mit 20 SLP-Zählpunkten, Allokationstemperatur 4 °C), Werte in kWh:

Der Netzbetreiber meldet 1.280,8067 kWh an den Bilanzkreis von A und 969,1933 kWh an den von B. Zusätzlich teilt er allen Transportkunden die Restlast von D-2 (2.250 kWh), die Gesamtsumme der SLP-Allokation und die synthetische Basismenge mit, damit sie den Optimierungsanteil nachrechnen können.

Synthetisch und analytisch im Vergleich

Der Netzbetreiber wählt das Verfahren und meldet die Zeitreihentypen SLPsyn und SLPana in der Deklaration an den Marktgebietsverantwortlichen (KoV XV § 45 Ziffer 1; Leitfaden Fußnote 1 zu den Faktoren). Wie sich die Allokation später auf die Netzkonten auswirkt und welche Abweichungen der Marktgebietsverantwortliche abrechnet, beschreibt KoV XV § 50.

Nach der Ablesung: Mehr- und Mindermengen

Das Profil weicht vom tatsächlichen Verbrauch ab. Nach der Ablesung vergleicht der Netzbetreiber die gemessene mit der allokierten Menge; seit 01.04.2016 geschieht das je Ausspeisepunkt (Leitfaden Kap. 4.1.2, Schritt 4). Was daraus folgt, steht in Mehr- und Mindermengen im Gas. Wie aus dem Verbrauch in Kubikmetern die Energie wird, die in den Kundenwert eingeht, beschreibt Von Kubikmetern zu Kilowattstunden.

Was bei Gas anders ist als bei Strom

Beim Strom skaliert das Profil eine normierte Verbrauchskurve mit der Jahresverbrauchsprognose, die Verfahren dazu erklärt Standardlastprofile (SLP) verstehen. Im Gas ist das Ergebnis eine Tagesmenge je Gastag, und die Temperatur geht als eigene Eingangsgröße in jede Rechnung ein. Dazu kommt der Kundenwert als Systemparameter, den es im Strom nicht gibt. Im Bild der Gas-Messkonstrukte steht das Profil als eigene Karte neben der Marktlokation. Begriffe im Glossar: SLP (der Eintrag beschreibt den Strom) und JVP.

Häufige Missverständnisse

„Das Profil prognostiziert den Verbrauch des Kunden.“ Es schätzt nach der Formel eine Tagesmenge. Der Leitfaden nennt das Verfahren statistisch, nicht prognostisch. Abgerechnet wird später nach dem Zählerstand.

„Ein hoher Kundenwert heißt hoher Jahresverbrauch.“ Der Kundenwert ist der Tagesverbrauch bei etwa 8 °C. Die Jahresprognose folgt erst nach Multiplikation mit der Summe der h-Werte, die vom Standort abhängt.

„Der Kunde kann seinen Kundenwert selbst ändern lassen.“ Ein Letztverbraucher, der kein Transportkunde ist, wendet sich an seinen Lieferanten; Änderungen laufen über die Stammdatenänderung (Leitfaden Kap. 3.6.2 e.).

„Eine Sanierung ändert den Kundenwert von selbst.“ Der Netzbetreiber berechnet ihn nach Abrechnungen neu oder passt ihn auf plausible Anforderung des Transportkunden an.

Grenzen dieser Seite

• Die Beispielzahlen stammen aus den Beispielen des Leitfadens; die Temperaturen von 2015, die Verbräuche von 2004/2005 und 2009/2010 sind Lernwerte, keine aktuellen Netzdaten.
• Welche Profile ein einzelner Netzbetreiber nutzt, veröffentlicht er in seinen verfahrensspezifischen Parametern; sie sind nicht Gegenstand dieser Seite.
• Qualitätsprüfung, SLP-Checkliste, Nachweistools und Abgrenzungsverfahren aus den Kapiteln 5 bis 7 des Leitfadens sind nicht behandelt.