Erdgasumstellung und Marktentwicklung

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1 Erdgasumstellung und Marktentwicklung Niedersächsische Energietage 2014 Dr. Michael Kleemiß 09. Oktober 2014

2 Gasbedarf Deutschland Beobachtung: nationaler Gasbedarf in TW (Quelle: NEP 2014) Gasbedarf wird auch in den kommenden Jahren relativ stabil bleiben auch wenn die Gesamtmenge leicht zurückgehen mag, kann der Kapazitätsbedarf stabil bleiben leicht abnehmender Bedarf im Haushaltsbereich, stabil im Bereich Industrie, Handel, Gewerbe und Dienstleistungen leicht zusätzlicher Bedarf im Kraftwerksbereich up- und downsides der Bedarfsentwicklung heben sich auf, daher ist die Prognose recht realistisch

3 Produktionsentwicklung in NWE grundsätzlicher Rückgang der Eigenproduktion in NL, UK, DK, D weitere Reserven unsicher Fortführung Fracking unsicher große Bereiche in NWE mit L-Gas versorgt Quelle: Gas in Denmark 2011 Quelle: Min. EL&Oil and Gas Portal Quelle: NEP SR

4 Hintergrund der veränderten L-Gas Produktionsentwicklung und Konsequenzen Deutschland: Produktion ist in der Tail-End Phase, kontinuierlicher Rückgang der deutschen Eigenproduktion neue Aufkommen und neue Großprojekte unwahrscheinlich Fracking zumindest im großen Maße umstritten Niederlande: zunehmende Erdbebenaktivität in der Provinz Groningen, die im direkten Zusammenhang mit der Produktion zu sehen sind; Erdbeben haben bereits zu Schäden an Gebäuden geführt Festlegung der maximalen Produktionskapazität wird regelmäßig mit niederländischen Parlament abgestimmt Reduktion der Kapazität des Clusters Loppersum führt zu Begrenzung: 42,5 bcm in 2014 und 2015, 40 bcm in 2016 Neufestlegung der Begrenzung in 2016 bestehende Lieferverträge in Richtung Deutschland werden erfüllt (Laufzeit derzeit bis 2020) -4-

5 Konsequenzen für die deutschlandweite L-Gas Kapazitätsbilanz -5- Quelle: NEP 2014

6 Zukünftige H-Gas-Versorgungs-Quellen für NWE zur L-Gas Substitution Projekte A B B A Northern N S corridor Norpipe Europipe I & II Zeepipe Franpipe B Northern E W corridor Nord Stream Yamal H C Pipeline Gas C Central E W corridor EU-Stream D Southern E W corridor South Stream C D E Italian S N corridor GALSI Transmed Greenstream F Iberian S N corridor Maghreb Medgaz G E E LNG G H Southern European LNG flows NW European LNG flow verschiedene verschiedene F LNG Terminal in Betrieb LNG Terminal konkret geplant -6-

7 Derzeitige Bestimmung des H-Gas-Bedarfs im NEP-Prozess 33,6 LNG West Süd Oude St., Bocholtz, Eynatten, Medelsheim Ergebnis WEO Studie für Europa 12 0 Südwest Westeuropa Südost 37,1 7 61,2 Süd/Südost Pipeline 36,8 45,6 104,9 48,5 Zusatzbedarf in Deutschland 11,7 Nordost 23% 53% 24% Oberkappel, Wallbach, Überackern Greifswald H-Gas-Quellenverteilung: Gasbedarf wird für jedes Jahr auf Basis der Kapazitäts- Prognose vorgegeben Verteilungsschlüssel der H- Gas-Quellenverteilung wird abgestimmt Versorgungsbedarf ergibt sich aus Erfüllung der Massenbilanz zum Ausgleich der Bedarfsseite Beitrag und Redundanzen zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit nur schwer zu identifizieren Initiative der GUD: Aufstellung einer H-Gas-Bilanz analog zur L-Gas-Bilanz

8 NEP 2014: Modellierungsvarianten

9 Kriterien zur Bestimmung von Umstellungsbereichen Definition von Netzgebieten, deren Qualitätsumstellung zum Umstellungszeitpunkt sicher beherrschbar ist Nutzung vorhandener Schnittpunkte von H- und L-Gas-Netzen; Anschluss bzw. geographische Nähe von H-Gas-Leitungen mit hohen Transportkapazitäten Verfügbarkeit der benötigten H-Gas Transportkapazitäten Integration bestehender L-Gas-Transportinfrastruktur für H-Gas-Transporte nach der Umstellung Sicherstellung der im L-Gas-Markt weiterhin erforderlichen Entry-Kapazitäten für die Produktionseinspeisung zur Deckung der Leistungsbilanz benötigte L-Gas Speicher müssen auch nach Auswahl von Umstellungsbereichen weiter zur Verfügung stehen Berücksichtigung der Auswirkungen einer Auftrennung von nachgelagerten Netzen für eine teilweise Umstellung auf H-Gas Erhalt der Versorgungsfähigkeit im verbleibenden L-Gas-System (z.b. keine Schaffung von Inselversorgungen ) Umstellung von Industriebetrieben vorziehen, wenn weniger komplex als nachgelagertes Netz bei Zusatzanfragen alternativ im L-/ und H-Gas prioritär Anschluss im H-Gas; keine Ertüchtigung des L-Gas Systems aufgrund Zusatzbedarf

10 NEP 2014: L-Gas Umstellungsgebiete Nr. Bereich FNB Umstellungszeitpunkte 1 Walsrode/ Fallingbostel GUD Achim GUD Avacon I GUD Nienburg GUD Neustadt/ Avacon II GUD Teutoburger Wald 1 OGE Hüthum TG Bremen/ Delmenhorst GUD Bremen/ Delmenhorst OGE GBW I/ GBW II GUD Peine GUD Teutoburger Wald 2 OGE Teutoburg OGE Teutoburger Wald 3 OGE Osnabrück OGE Teutoburger Wald 4 OGE Marl OGE Frankfurt OGE Bonn OGE Verden GUD Avacon - Wolfsburg GUD Teutoburger Wald 5 OGE Limburg OGE Aggertalleitung TG Cux-/ Bremerhaven EWE Ost GUD Cux-/ Bremerhaven EWE Ost GTG Düsseldorf OGE/TG Dormagen OGE Bergheim, Haanrade TG Teutoburger Wald 6 OGE Rhein-Main OGE Mönchengladbach TG Viersen Willich TG/OGE Neukirchen OGE Kaldenkirchen OGE Vorst-Buettgen OGE Willich OGE Radevormwald OGE/TG Köln-Dorm-Lev OGE/TG Emsland Nowega 2024

11 NEP 2014: Umzustellende Leistung pro Jahr

12 Projekte NEP 2014 Ausbaumaßnahmen bis 2024 Modellierungsvarianten II.2 (Quelle: NEP 2014) L-H-Gas-Umstellung stellt einen bedeutenden Anteil im NEP technische Maßnahmen insoweit bestätigt, mit wenigen Ausnahmen (u.a. Streichung TENP Reversierung, Verbindung Stollberg-Eynatten sowie Spezifizierung der Umstellungsmaßnahmen) Studie der DNV GL zum Antransport von H-Gas über NL ist im NEP 2015 auszuwerten Gesamtinvestitionen NEP 2014: bis 2019: 1,8 Milliarden bis 2024: 3,1 Milliarden 12

13 Anforderungen an das Umstellungskonzept Versorgung der aktuell mit L-Gas belieferten Verbraucher muss weiterhin sichergestellt werden Bedarf an Bestellleistung unter Berücksichtigung der Langfristprognose muss gewährleistet werden können auch in den heutigen L-Gas-Bereichen müssen neue Anforderungen durch einen erhöhten Bedarf (z.b. neue Industrie, Kraftwerke oder Ansiedlungen) erfüllt werden können falls notwendig, soll eine Marktgebietsbereinigung berücksichtigt werden, mit entsprechenden Vorankündigungsfristen vorhandene deutsche L-Gas-Aufkommen sollen soweit möglich weiter gefördert und in die Erdgastransportnetze eingespeist werden können Umstellungskonzept muss zur Verfügung stehende bzw. aufzubauende Ressourcen für die Anpassung berücksichtigen; Ressourcen werden u.u. den kritischen Pfad der Umstellung maßgeblich beeinflussen -13-

14 Aktueller Stand der Umsetzung erste Ankündigung der Marktraumumstellung für einzelne nachgelagerte Netzbetreiber und Industriestandorte im Dezember 2013 und Beginn 2014 erfolgt (u.a. wesernetz, SW Schneverdingen, SW Böhmetal, Teile von Avacon Hochdrucknetze, SW Nienburg, SW Neustadt, SW Delmenhorst) erster Umstellungsfahrplan abgeschlossen (SW Schneverdingen) weitere Umstellungsfahrpläne in der Abstimmung Ankündigung des Marktgebietswechsels von wesernetz und SW Delmenhorst vollständig zu GASPOOL finale Erstellung des Erhebungsbogens MRU durch die BNetzA Sammlung der erwarteten Umstellungskosten für 2015 und Beginn der Berechnung der Marktraumumstellungsumlage 2015 (Veröffentlichung am 1. Oktober 2014, gültig ab 1. Januar 2015) -14-

15 Regelungen zur Marktraumumstellung in der Kooperationsvereinbarung 19a EnWG schafft die rechtliche Grundlage zur Durchführung der Marktraumumstellung Prozess wurde bereits in der KoV VI ausgestaltet Hauptteil der Kooperationsvereinbarung 8-10: Regelung der Grundsätze für die umlagefähigen Kosten, Art der umlagefähigen Kosten und deren Wälzung Anlage 1 der Kooperationsvereinbarung: Regelungen zu Vorankündigungsfristen und zum Marktgebietswechsel Leitfaden Marktraumumstellung : Beschreibung der operativen Abläufe zwischen den Netzbetreibern Festlegung von Zuständigkeiten und Verantwortlichkeiten sowie der Mindestanforderungen an den Prozess zur Marktraumumstellung

16 Hauptteil KoV 8:Marktraumumstellung Veranlassung der Marktraumumstellung (MRU) durch den Fernleitungsnetzbetreiber oder den Marktgebietsverantwortlichen (MGV) Einbringung in den jährlichen NEP-Prozess; Einbeziehung der betroffenen ANB; Erstellung eines Marktraumumstellungskonzepts: Abstimmung der zeitlichen Reihenfolge der umzustellenden NB Termin der Bereitstellung der H-Gas Kapazitäten durch FNB sowie Sicherstellung der technischen Machbarkeit des Antransports Abstimmung des Termins des Abschluss der Umstellung bislang bestätigte interne Bestellungen bzw. Vorhalteleistungen werden energieäquivalent mindestens in gleicher Höhe und gleicher Art des Kapazitätsprodukts aufrecht erhalten Einspeisemöglichkeit der vorhandenen nationalen Gasproduktionskapazitäten bleibt im zukünftig erforderlichen Umfang grundsätzlich weiterhin erhalten; Marktraumumstellung führt nicht zu einem Ausbau des L-Gas-Netzes -16-

17 Hauptteil KoV 9 und 10: Umlagefähige Kosten und Kostenwälzung Ermittlung des technischen Anpassungsbedarfs von Verbrauchsgeräten und Kundenanlagen und Veranlassung der erforderlichen Anpassungsmaßnahmen (Abstimmung mit der Bundesnetzagentur bei Kosten oberhalb von je Anschluss) Umlagefähige Kosten: Projektkosten der Netzbetreiber (insbesondere Ermittlung des qualitativen und quantitativen Anpassungsbedarfs) Kosten für Anpassungsmaßnahmen der Verbrauchsgeräte Vorfinanzierungskosten der Netzbetreiber Kosten für Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen soweit hierfür keine Investitionsmaßnahmen gemäß 23 ARegV genehmigt wurden Differenz aus dem jährlichen Plan-/Ist-Abgleich weitere Kosten (temporäre Ersatzversorgung, temporäre H- Gasanbindungsleitungen, Anpassungen der Gasübergabestationen) Wälzung analog zur Biogasumlage, allerdings Berücksichtigung aller Ausspeisepunkte -17-

18 Ausblick enge Begleitung der Marktraumumstellung der ersten Projekte, um Erfahrungen für die Zukunft zu sammeln enge Zusammenarbeit zwischen bdew und DVGW Marktraumumstellung nimmt eine bedeutende Rolle im NEP 2015 ein Ziel innerhalb des NEP 2015 das L-Gas Umstellungskonzept bis 2030, d.h. bis zur vollständigen Umstellung, zu berücksichtigen nach Ansicht GUD sollte das Szenario 2030 modelliert werden, da es einen neuen Ausgangszustand darstellt Auswertung der DNV GL Studie beauftragt durch GTS zum alternativen Antransport benötigter H-Gas-Kapazität über NL; Initiative Gasunie: Schaffung eines grenzüberschreitenden Umstellungsfahrplan Aufstellen einer H-Gas Bilanz zur Analyse der Diversifikation der Aufkommensquellen, Versorgungsstandards sowie Aufkommens- und Bedarfsentwicklung (analog zur L-Gas-Kapazitätsbilanz) -18-

19 -19- Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!