Netzentwicklungsplan Gas 2016 fileAGRI +24 bcm Fos Toscana Bilbao Klaipeda Sines Huelva Cartenga Barcelona Teeside Milford Haven Levante Panigaglia Dunkerque Montoir Gate Zeebrugge

Konsultationsworkshop NEP Gas 2016 / Berlin / 25. Februar 2016 / © Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.

Netzentwicklungsplan Gas 2016

Entwicklung der H-Gas-VersorgungErgebnisse der Modellierung

Philipp Behmer (TG), Thorsten Schuppner (OGE)

Seite 2Konsultationsworkshop NEP Gas 2016 / Berlin / 25. Februar 2016 / © Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.

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

Agenda


H-Gas-QuellenverteilungVorgehensweise

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)


H-Gas-QuellenverteilungEntwicklung von Angebot und Nachfrage in Europa

Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber auf Basis des TYNDP 2015, Annex C2 und C4.

0

100

200

300

400

500

600

Mrd

. m

3/a

Zusatzbedarf 2015 → 2035 Eigenproduktion Europa Produktion NO

Erdgas aus AZ / RU / TM Erdgas aus DZ / LY LNG Importe

Erdgasnachfrage Europa

Zusatzbedarf im Bilanzraum2015 → 2035

Konstante Versorgung aus: AZ, DZ, LY, RU, TM,

Importbedarf:

170 Mrd. m3


Nord Stream

+5 bcm

TAP/

TANAP

+11 bcm

GALSI

+8 bcm

LNG Nordost

+6,8 bcm

LNG Südwest

+18,1 bcm

LNG West

+39,3 bcm

LNG Süd

+20,9 bcm

LNG Südost

+6,6 bcm

Region

„West/Südwest“

+57,4 bcm (34%)

Region

„Nordost“

+11,8 bcm (7%)

1. Korridor2. Korridor

3. Korridor

4. Korridor

SCP

Region

„Süd/Südost“

+ 100,8 bcm (59%)

White Stream /

AGRI +24 bcm

Fos

Toscana

Bilbao

Klaipeda

Sines

Huelva

Cartenga

Barcelona

Teeside

Milford Haven

LevantePanigaglia

Dunkerque

Montoir

Gate

Zeebrugge

Fos

Zaule

Gioia Tauro AegeanAlexandroupolis

Revythoussa

Musel

Sagunto

Tallin

Paldiski

Gothenburg

Swinoujscie

Porto Empedocle

Shannon

Mugardos

Grain

Krk

Falconara

Finngulf

EASTRING

+19,25 bcm

TESLA +41 bcm

(-30 bcm)

Modellierungsvariante Q.1TESLA + EASTRING I + White Stream


Modellierungsvariante Q.2Nord Stream-Erweiterung + EASTRING I


H-Gas-QuellenverteilungVergleich der Varianten

Region NEP Gas 2015

Modellierungs-

variante Q.1

Modellierungs-

variante Q.2

Nordost 11% 7% 42%

West/Südwest 30% 34% 32%

Süd/Südost 59% 59% 26%


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

H-Gas-Leistungsbilanz Annahmen


H-Gas-LeistungsbilanzEntwicklung des Bedarfs

Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber

Bis 2030 zusätzlicher Bedarf von 105 GWh/h, davon 79 GWh/h für Umstellung


AuswertungBerücksichtigung der GÜP in der H-Gas-Bilanz*

GWh/h

* Für das Jahr 2027

H-Gas-LeistungsbilanzBerücksichtigung der GÜP (Entry)

246216

TVK H-Gas-Bilanz

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:

Nicht-Berücksichtigung

unregulierter Kapazitäten

Konkurrierende Kapazitäten

Berücksichtigung der GÜP in der

Spitzenlastsituation

Berücksichtigung unterbrechbarer

Leistung


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.

H-Gas-LeistungsbilanzBerücksichtigung der Speicher (Entry)


Bestandsspeicher:

Leistungsbereitstellung wächst von 118

GWh/h in 2016 auf 133 GWh/h in 2030.

Zusätzliche Speicher:

§ 39 GasNZV: + 18 GWh/h

Umstellung: + 19 GWh/h

Leistungsbeitrag der Speicher in 2030:

170 GWh/h.

AuswertungBerücksichtigung der Speicher in der H-Gas-Bilanz


118133

18

19

118

170

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2016 2030

Bestand §39-Ausbaubegehren Umstellung

GWh/h



Speicherleistung bei niedrigem Füllstand deutlich reduziert

Bei 35% beträgt die maximale Ausspeicherleistung für den deutschen Markt 143 GWh/h

-15 C

-10 C

-5 C

0 C

5 C

10 C

15 C

20 C

25 C

30 C

35 C

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Jan. 1

0

Mrz

. 10

Mai.

10

Jul.

10

Sep. 10

Nov.

10

Jan. 1

1

Mrz

. 11

Mai.

11

Jul.

11

Sep. 11

Nov.

11

Jan. 1

2

Mrz

. 12

Mai.

12

Jul.

12

Sep. 12

Nov.

12

Jan. 1

3

Mrz

. 13

Mai.

13

Jul.

13

Sep. 13

Nov.

13

Jan. 1

4

Mrz

. 14

Mai.

14

Jul.

14

Sep. 14

Nov.

14

Jan. 1

5

Mrz

. 15

Mai.

15

Füllstand Speicher Temperatur Frankfurt/Main


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-Gas-

Speicher (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.



H-Gas-Leistungsbilanz 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


H-Gas-Leistungsbilanz Ergebnis

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

Modellierungsvariante Q.1:

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:


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

Aufteilung des Zusatzbedarfs auf die Grenzübergangspunkte


Greifswald:

Nord Stream Erweiterung (+17,9 GW).

Mallnow:

Keine Berücksichtigung, da keine Zusatz-

kapazitäten (Ost-West-Richtung) vorhanden.

Oberkappel:

Keine Berücksichtigung, da in

Spitzenlastszenarien Export unterstellt wird.

Überackern:

Zuordnung der KW Haiming, Leipheim, UPM

(+2,8 GW).

Wallbach:

Reversierungen der Infrastruktur in Italien

und der Schweiz ermöglichen

Zusatzmengen u.a. für die KW Karlsruhe

RDK (+8,3 GW).

Eynatten:

Ausreichende Kapazität in Belgien

ermöglicht Zusatzmengen u.a. für KW

Scholven (+12,0 GW).

Bocholtz:

Keine Berücksichtigung, da

TENP-Ausbau erforderlich wäre.

Medelsheim:

Geplante Reversierung der Infrastruktur

in Frankreich ermöglicht Übernahme von

Leistungen (+1,7 GW).

Emden:


kapazitäten (NO -> D) geplant.

Bunde/Oude:

Keine Berücksichtigung, da kein Bedarf

im Marktgebiet GASPOOL.

Elten:

Keine Berücksichtigung, da NETG

bis mind. 2027 im L-Gas verbleibt.

Aufteilung des Zusatzbedarfs auf die Grenzübergangspunkte (Q.2, 2027)

Waidhaus:


kapazitäten (Ost-West-Richtung) vorhanden.


Ergebnisse der ModellierungEingangsgrößen für die Netzmodellierung


Kapazitätsbedarf

Verteilernetzbetreiber

Interne Bestellung

Plausibilisierte

Langfristprognosen

Netzmodellierung

Kapazitätsbedarf

Speicher

Szenariorahmen

Kapazitäten an

deutschen Grenz-

übergangspunkten

Kapazitätsbedarf

Kraftwerke / Industrie

Szenariorahmen /

Vertragswerte

Zusatzbedarf

Austauschkapazitäten

Marktgebiete

H-Gas-

Quellenverteilung



Ergebnisse der ModellierungEingangsgrößen für die Netzmodellierung: Verteilernetzbetreiber

259263

265

253254

264 264

200

250

300

2016 2021 2026

GWh/h

NEP 2015, Variante II.B NEP 2016


Neue Speicher mit Anschluss an das FNB-Netz Entry (Ausspeicherung)

Exit (Einspeicherung)

100%

57%

0

20

40

60

80

100

120

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30

An

teil d

er

feste

n K

ap

azit

ät

in %

Temperatur in °C

Entry-Kapazität

22%

100%

0

20

40

60

80

100

120

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30

An

teil d

er

feste

n K

ap

azit

ät

in %

Temperatur in °C

Exit-Kapazität

Ergebnisse der ModellierungEingangsgrößen für die Netzmodellierung: Speicher


Ergebnisse der ModellierungEingangsgrößen für die Netzmodellierung: Kraftwerke

Neue Kraftwerke mit Anschluss an das FNB-Netz Systemrelevante Kraftwerke mit Anschluss an das

FNB-Netz


Ergebnisse der ModellierungModellierungsvariante Q.1

Ausbaumaßnahmen bis 2027 Geänderte Anforderung 2027

Modellierungsergebnisse bis 2027

9 8 913

-2

-20

-10

0

10

20

2027

Interne Bestellung Speicher (Entry, TaK)

Speicher (Exit, TaK) Kraftwerke (neu)

Kraftwerke (systemrelevant)

GW

Verdichterstationen:

369 MW

Leitungsbau:

614 km

Kosten:

3,9 Mrd. €


Ergebnisse der ModellierungModellierungsvariante Q.2

Ausbaumaßnahmen bis 2027 Geänderte Anforderung 2027

Modellierungsergebnisse bis 2027

9 8 913

-2

-20

-10

0

10

20

2027

Interne Bestellung Speicher (Entry, TaK)

Speicher (Exit, TaK) Kraftwerke (neu)

Kraftwerke (systemrelevant)

GW

Verdichterstationen:

490 MW

Leitungsbau:

618 km

Kosten:

4,4 Mrd. €


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

Vergleich Q.1 und Q.2


Investitionsvolumina bis 2022 bzw. 2027

FNB sehen vorgeschlagene

Maßnahmen des NEP Gas 2015 im

Wesentlichen durch die Ergebnisse

des NEP Gas 2016 bestätigt.

Erfordernis zusätzlicher

Ausbaumaßnahmen durch:

Konkretisierten L-H-Gas-

Umstellungsbedarf (Q.1, Q.2)

Nord-Stream-Erweiterung (Q.2)

Investitionsvolumina bis 2027:

Q.1: 3,9 Mrd. €

Q.2: 4,4 Mrd. €

Fazit

0,6 0,6

2,7 3,0

0,6

0,8

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

Q.1 Q.2

Startnetz bis 2022 bis 2027

Mio. €

* *

Ergebnisse der ModellierungZusammenfassung

3,9

4,4

Konsultationsworkshop NEP Gas 2016 / Berlin / 25. Februar 2016 / © Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.

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

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