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)
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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
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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)
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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
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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
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Modellierungsvariante Q.2Nord Stream-Erweiterung + EASTRING I
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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%
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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
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H-Gas-LeistungsbilanzEntwicklung des Bedarfs
Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber
Bis 2030 zusätzlicher Bedarf von 105 GWh/h, davon 79 GWh/h für Umstellung
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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
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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)
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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
H-Gas-LeistungsbilanzBerücksichtigung der Speicher (Entry)
118133
18
19
118
170
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
2016 2030
Bestand §39-Ausbaubegehren Umstellung
GWh/h
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H-Gas-LeistungsbilanzBerücksichtigung der Speicher (Entry)
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
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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-LeistungsbilanzBerücksichtigung der Speicher (Entry)
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H-Gas-Leistungsbilanz Ergebnis
Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber
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
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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:
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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
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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:
Keine Berücksichtigung, da keine Zusatz-
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:
Keine Berücksichtigung, da keine Zusatz-
kapazitäten (Ost-West-Richtung) vorhanden.
Seite 19Konsultationsworkshop NEP Gas 2016 / Berlin / 25. Februar 2016 / © Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.
Ergebnisse der ModellierungEingangsgrößen für die Netzmodellierung
Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber
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
Seite 20Konsultationsworkshop NEP Gas 2016 / Berlin / 25. Februar 2016 / © Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.
Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber
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
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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
Seite 22Konsultationsworkshop NEP Gas 2016 / Berlin / 25. Februar 2016 / © Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.
Ergebnisse der ModellierungEingangsgrößen für die Netzmodellierung: Kraftwerke
Neue Kraftwerke mit Anschluss an das FNB-Netz Systemrelevante Kraftwerke mit Anschluss an das
FNB-Netz
Seite 23Konsultationsworkshop NEP Gas 2016 / Berlin / 25. Februar 2016 / © Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.
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. €
Seite 24Konsultationsworkshop NEP Gas 2016 / Berlin / 25. Februar 2016 / © Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.
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. €
Seite 25Konsultationsworkshop NEP Gas 2016 / Berlin / 25. Februar 2016 / © Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.
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
Seite 26Konsultationsworkshop NEP Gas 2016 / Berlin / 25. Februar 2016 / © Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.V.
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
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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
www.fnb-gas.de