H-Gas-Leistungsbilanz

Transcription

Netzentwicklungsplan Gas 2016
Entwicklung der H-Gas-Versorgung
Ergebnisse der Modellierung
Philipp Behmer (TG), Thorsten Schuppner (OGE)
Konsultationsworkshop NEP Gas 2016 / Berlin / 25. Februar 2016 / © Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.
Agenda
 H-Gas-Quellenverteilung für die Varianten Q.1 und Q.2
 H-Gas-Leistungsbilanz
 Entwicklung des Bedarfs
 Berücksichtigung der Grenzübergangspunkte
 Berücksichtigung der Speicher
 Aufteilung des Zusatzbedarfs auf die Grenzübergangspunkte
 Berücksichtigte Einflussfaktoren
 Ergebnisse der Aufteilung des Zusatzbedarfs
 Ergebnisse der Modellierung
 Eingangsgrößen für die Netzmodellierung
 Ergebnisse in den Modellierungsvarianten
Seite 2
H-Gas-Quellenverteilung
Vorgehensweise
 Ausgangssituation

Rückläufige europäische Eigenproduktion, insbesondere Rückgang der L-Gas-Importe
aus den Niederlanden und der deutschen Eigenproduktion
 Zunehmender H-Gas-Importbedarf in Europa
 Vorgehensweise

Ableitung einer „H-Gas-Quellenverteilung“ und Ermittlung der Auswirkungen auf die
deutschen Fernleitungsnetze

Änderungen im Vergleich zum Szenariorahmen NEP Gas 2016:

Modellierungsvariante Q.1: Keine
(Berücksichtigung der Projekte TESLA und EASTRING gem. TYNDP 2015)

Modellierungsvariante Q.2: Modifizierung gemäß BNetzA-Bestätigung zum
Szenariorahmen NEP Gas 2016
(Berücksichtigung der Projekte EASTRING und Nord Stream-Erweiterung)
Seite 3
Entwicklung von Angebot und Nachfrage in Europa
600
500
Importbedarf:
170 Mrd. m3
Zusatzbedarf
im Bilanzraum
2015 → 2035
Mrd. m3/a
400
300
200
Konstante
Versorgung
aus: AZ, DZ,
LY, RU, TM,
100
0
Zusatzbedarf 2015 → 2035
Eigenproduktion Europa
Produktion NO
Erdgas aus AZ / RU / TM
Erdgas aus DZ / LY
LNG Importe
Erdgasnachfrage Europa
Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber auf Basis des TYNDP 2015, Annex C2 und C4.
Seite 4
Modellierungsvariante Q.1
TESLA + EASTRING I + White Stream
Finngulf
Nord Stream
+5 bcm
Paldiski
3. Korridor
Klaipeda
Teeside
Shannon
Region
„Nordost“
+11,8 bcm (7%)
Swinoujscie
Gate
Grain
Milford Haven
Zeebrugge
Dunkerque
2. Korridor
LNG Nordost
+6,8 bcm
Gothenburg
Region
„West/Südwest“
+57,4 bcm (34%)
1. Korridor
Tallin
LNG West
+39,3 bcm
Montoir
EASTRING
+19,25 bcm
Musel
Mugardos
Bilbao
Levante
Panigaglia
Fos
Toscana
LNG Südwest
+18,1 bcm
Sines
Sagunto
Huelva
Cartenga
Barcelona
GALSI
+8 bcm
Zaule
Krk
Falconara
LNG Süd
+20,9 bcm
Porto Empedocle
White Stream /
AGRI +24 bcm
TESLA +41 bcm
(-30 bcm)
Gioia Tauro
Aegean
TAP/
TANAP
+11 bcm
SCP
Alexandroupolis
LNG Südost
+6,6 bcm
Revythoussa
4. Korridor
Region
„Süd/Südost“
+ 100,8 bcm (59%)
Seite 5
Nord Stream-Erweiterung + EASTRING I
Seite 6
Vergleich der Varianten
Modellierungs- Modellierungsvariante Q.1
variante Q.2
Region
NEP Gas 2015
Nordost
11%
7%
42%
West/Südwest
30%
34%
32%
Süd/Südost
59%
59%
26%
Seite 7
Annahmen
Hintergrund:

Untersuchung, ob genügend H-Gas-Leistung für die Gasbedarfsentwicklungen der
Modellierungsvarianten zur Verfügung steht

Bilanzbetrachtung einer Spitzenlastsituation

Erforderliche Entry-Leistung ist durch Exit-Bedarf (Spitzenlastbedarf) vorgegeben
Annahmen:

Grenzübergangspunkte: Beschäftigung orientiert sich an der TVK

Speicher: saisonale Beschäftigung (Auslagerung im Spitzenlastfall)

Verteilernetzbetreiber, Industriekunden, Kraftwerke: Kapazitäten entsprechend den
Modellierungsvarianten Q.1 und Q.2

Umstellungen von L-Gas-Gebieten: als erwartete H-Gas-Abnahme
Seite 8
Entwicklung des Bedarfs
Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber
Bis 2030 zusätzlicher Bedarf von 105 GWh/h, davon 79 GWh/h für Umstellung
Seite 9
Berücksichtigung der GÜP (Entry)
Berücksichtigung der GÜP in der H-Gas-Bilanz*
Auswertung
GWh/h
 GÜP-Leistung in der H-Gas-Bilanz des
NEP Gas 2016:
 216 GWh/h (2027)
 GÜP-Leistung, TVK:
 246 GWh/h (2027)
 Abweichungen u.a. bedingt durch:
246
216
 Nicht-Berücksichtigung
unregulierter Kapazitäten
 Konkurrierende Kapazitäten
 Berücksichtigung der GÜP in der
Spitzenlastsituation
TVK
H-Gas-Bilanz
 Berücksichtigung unterbrechbarer
Leistung
* Für das Jahr 2027
Seite 10
Berücksichtigung der Speicher (Entry)
Grundsätzliche Prämissen:

Zur Deckung des Exit-Bedarfs werden zunächst die an den
Grenzübergangspunkten zur Verfügung stehenden Leistungen berücksichtigt,
da diese Leistung unabhängig von möglichen Speicherfüllstandsrestriktionen zur
Verfügung stehen.

Speicher werden anschließend unter Berücksichtigung lokaler
transporttechnischer Gegebenheiten zur Leistungsdeckung herangezogen.

Ein Teil der zur Bedarfsdeckung notwendigen Entry-Leistung kann alternativ aus
den Grenzübergangspunkten oder aus Speichern zur Verfügung gestellt werden
(„Flexibilität GÜP/ Speicher“).

Fernleitungsnetzbetreiber haben im Rahmen der Erstellung des NEP Gas 2016
die entsprechende, zusätzliche Flexibilität quantifiziert.
Seite 11
Berücksichtigung der Speicher in der H-Gas-Bilanz
Auswertung
GWh/h
Bestandsspeicher:
Umstellung
 Leistungsbereitstellung wächst von 118
GWh/h in 2016 auf 133 GWh/h in 2030.
180
170
Zusätzliche Speicher:
160
19
18
 § 39 GasNZV:
+ 18 GWh/h
 Umstellung:
+ 19 GWh/h
Bestand
§39-Ausbaubegehren
200
140
120
118
 Leistungsbeitrag der Speicher in 2030:
170 GWh/h.
100
80
60
118
133
40
20
0
2016
2030
Seite 12
Temperatur Frankfurt/Main
Füllstand Speicher
Mai. 15
Mrz. 15
Jan. 15
Nov. 14
Sep. 14
Jul. 14
Mai. 14
Mrz. 14
Jan. 14
Nov. 13
Sep. 13
Jul. 13
-15 C
Mai. 13
0%
Mrz. 13
-10 C
Jan. 13
10%
Nov. 12
-5 C
Sep. 12
20%
Jul. 12
0 C
Mai. 12
30%
Mrz. 12
5 C
Jan. 12
40%
Nov. 11
10 C
Sep. 11
50%
Jul. 11
15 C
Mai. 11
60%
Mrz. 11
20 C
Jan. 11
70%
Nov. 10
25 C
Sep. 10
80%
Jul. 10
30 C
Mai. 10
90%
Mrz. 10
35 C
Jan. 10
100%
Speicherleistung bei niedrigem Füllstand deutlich reduziert
Bei 35% beträgt die maximale Ausspeicherleistung für den deutschen Markt 143 GWh/h
Seite 13
Flexibilität GÜP/Speicher:

Zusätzliches Potenzial bei denjenigen Speichern, die nicht mit mindestens der
bei einem Füllstand von 35 % verfügbaren Ausspeicherleistung angesetzt
wurden: 32 GWh/h (2016).

Damit ergäbe sich eine Speicherleistung von in Summe rund 150 GWh/h
(118 GWh/h + 32 GWh/h), die bei Reduzierung der entsprechenden
Grenzübergangspunkte bilanziell angesetzt werden könnte (2016).

Dies entspricht in Summe über alle H-Gas-Speicher einer um 7 GWh/h höheren
Speicherleistung in Bezug auf eine 35 %-ige Ausspeicherleistung der H-GasSpeicher (143 GWh/h). Die TVK beträgt 138 GWh/h (2016).

Damit würden die Speicher deutschlandweit bilanziell mit einer Leistung bei
mindestens 35 % Speicherfüllstand angesetzt werden.
Seite 14
Ergebnis
Speicher liefern mit bis zu 46 % einen erheblichen Beitrag in der Bilanz
In 2022 und 2027 zusätzlicher H-Gas-Bedarf von 23 GWh/h bzw. 38 GWh/h
Aufteilung auf Grenzübergangspunkte entsprechend H-Gas-Quellenverteilung
Seite 15
Ergebnis
Modellierungsvariante Q.1:
Zusätzlicher H-Gas-Bedarf
2022
2027
(GWh/h)
23,1
38,4
Region Nordost (7 %)
1,6
2,7
Region West/ Südwest (34 %)
7,9
13,1
Region Süd/ Südost (59 %)
13,6
22,7
Zusätzlicher H-Gas-Bedarf
2022
2027
(GWh/h)
27,3
42,6
Region Nordost (42 %)
11,5
17,9
Region West/ Südwest (32 %)
8,7
13,6
Region Süd/ Südost (26 %)
7,1
11,1
Modellierungsvariante Q.2:
Seite 16
Aufteilung des Zusatzbedarfs auf die
Grenzübergangspunkte
Wesentliche Einflussfaktoren:







Produktionsrückgänge in den Niederlanden und Dänemark
Informationen des TYNDP 2015
Informationen aus Netzentwicklungsplänen angrenzender Nachbarländer/
Netzbetreiber
Pläne benachbarter Fernleitungsnetzbetreiber zur Erhöhung der
Einspeisekapazitäten an den Grenzübergangspunkten
Kapazitätsbedarf im angrenzenden Netzgebiet zu Grenzübergangspunkten
(z. B. auf Grund der Marktraumumstellung oder des Zusatzbedarfs von
Gaskraftwerken)
Besonderheiten einzelner Netzgebiete (z. B. vor- bzw. nachgelagerte
Leitungssysteme sind nicht in der Lage, den erhöhten Leistungsbedarf zu
erfüllen)
Kostenaspekte beim Netzausbau
Seite 17
Aufteilung des Zusatzbedarfs auf die
Grenzübergangspunkte (Q.2, 2027)
Emden:
Keine Berücksichtigung, da keine Zusatzkapazitäten (NO -> D) geplant.
Greifswald:
Nord Stream Erweiterung (+17,9 GW).
Bunde/Oude:
Keine Berücksichtigung, da kein Bedarf
im Marktgebiet GASPOOL.
Elten:
Keine Berücksichtigung, da NETG
bis mind. 2027 im L-Gas verbleibt.
Bocholtz:
Keine Berücksichtigung, da
TENP-Ausbau erforderlich wäre.
Eynatten:
Ausreichende Kapazität in Belgien
ermöglicht Zusatzmengen u.a. für KW
Scholven (+12,0 GW).
Medelsheim:
Geplante Reversierung der Infrastruktur
in Frankreich ermöglicht Übernahme von
Leistungen (+1,7 GW).
Wallbach:
Reversierungen der Infrastruktur in Italien
und der Schweiz ermöglichen
Zusatzmengen u.a. für die KW Karlsruhe
RDK (+8,3 GW).
Mallnow:
Keine Berücksichtigung, da keine Zusatzkapazitäten (Ost-West-Richtung) vorhanden.
Waidhaus:
Keine Berücksichtigung, da keine Zusatzkapazitäten (Ost-West-Richtung) vorhanden.
Oberkappel:
Keine Berücksichtigung, da in
Spitzenlastszenarien Export unterstellt wird.
Überackern:
Zuordnung der KW Haiming, Leipheim, UPM
(+2,8 GW).
Seite 18
Eingangsgrößen für die Netzmodellierung
Kapazitätsbedarf
Verteilernetzbetreiber
Kapazitätsbedarf
Kraftwerke / Industrie
Interne Bestellung
Plausibilisierte
Langfristprognosen
Szenariorahmen /
Vertragswerte
Zusatzbedarf
Kapazitätsbedarf
Speicher
Szenariorahmen
Netzmodellierung
Austauschkapazitäten
Marktgebiete
Kapazitäten an
deutschen Grenzübergangspunkten
H-GasQuellenverteilung
Seite 19
Eingangsgrößen für die Netzmodellierung: Verteilernetzbetreiber
GWh/h
300
265
263
259
264
264
253
250
254
NEP 2015, Variante II.B
NEP 2016
200
2016
2021
2026
Seite 20
Eingangsgrößen für die Netzmodellierung: Speicher
Neue Speicher mit Anschluss an das FNB-Netz
Entry (Ausspeicherung)
Entry-Kapazität
Anteil der festen Kapazität in %
120
100%
100
80
57%
60
40
20
0
-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
Temperatur in °C
20
25
30
25
30
Anteil der festen Kapazität in %
Exit (Einspeicherung)
Exit-Kapazität
120
100%
100
80
60
40
22%
20
0
-20
-15
-10
-5
0
5
10
15
Temperatur in °C
20
Seite 21
Eingangsgrößen für die Netzmodellierung: Kraftwerke
Neue Kraftwerke mit Anschluss an das FNB-Netz
Systemrelevante Kraftwerke mit Anschluss an das
FNB-Netz
Seite 22
Ausbaumaßnahmen bis 2027
Geänderte Anforderung 2027
GW
20
13
9
10
8
9
0
2027
-10
-2
-20
Interne Bestellung
Speicher (Exit, TaK)
Kraftwerke (systemrelevant)
Speicher (Entry, TaK)
Kraftwerke (neu)
Modellierungsergebnisse bis 2027
Verdichterstationen:
 369 MW
Leitungsbau:
 614 km
Kosten:
 3,9 Mrd. €
Seite 23
Ausbaumaßnahmen bis 2027
Geänderte Anforderung 2027
GW
20
13
9
10
8
9
0
2027
-10
-2
-20
Interne Bestellung
Speicher (Exit, TaK)
Kraftwerke (systemrelevant)
Speicher (Entry, TaK)
Kraftwerke (neu)
Modellierungsergebnisse bis 2027
Verdichterstationen:
 490 MW
Leitungsbau:
 618 km
Kosten:
 4,4 Mrd. €
Seite 24
Vergleich Q.1 und Q.2
Zusätzliche Maßnahmen Q.2 gegenüber Q.1:

Kein zusätzlicher Leitungsbau erforderlich

1 Erweiterung und 2 Neubauten von Verdichterstationen

Erweiterung NOWAL Verdichter – VDS Rehden

Erweiterung NEL – Neubau VDS Hamburg

Neubau VDS Legden
 Weitere Maßnahmen

NOWAL – Anpassung des Nenndurchmessers

NOWAL GDRM-Anlagen

Anlandestation Vierow
Seite 25
Zusammenfassung
Investitionsvolumina bis 2022 bzw. 2027
Fazit
Mio. €
 FNB sehen vorgeschlagene
Maßnahmen des NEP Gas 2015 im
Wesentlichen durch die Ergebnisse
des NEP Gas 2016 bestätigt.
5,0
4,4
4,5
4,0
3,5
3,9
 Erfordernis zusätzlicher
Ausbaumaßnahmen durch:
0,8
0,6
 Konkretisierten L-H-GasUmstellungsbedarf (Q.1, Q.2)
3,0
2,5
2,0
 Nord-Stream-Erweiterung (Q.2)
3,0
2,7
 Investitionsvolumina bis 2027:
1,5
1,0
0,5
*
*
0,6
0,6
Q.1
Q.2
0,0
Startnetz
bis 2022
 Q.1: 3,9 Mrd. €
 Q.2: 4,4 Mrd. €
bis 2027
Seite 26
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit
Vereinigung der
Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.
Georgenstraße 23 / D-10117 Berlin
Telefon +49 30 9210 23 50
Telefax +49 30 9210 23 543
[email protected]
www.fnb-gas.de

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