Themen bzgl. WAG-Pipeline. - Kapazitätssituation AT/DE - Schnittstelle(n) zum Inland - Netzentwicklungsplan - Gasdrehscheibe Österreich

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Lars Arnim Krüger
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1 Themen bzgl. Baumgarten-Oberkappel Gasleitungsgesellschaft m.b.h WAG-Pipeline - Kapazitätssituation AT/DE - Schnittstelle(n) zum Inland - Netzentwicklungsplan - Gasdrehscheibe Österreich

2 Introduction BOG GCA (51%), GRTGaz (34%), Eon Ruhrgas (15%). Oberkappel KS Rainbach KS Kirchberg KS Baumgarten WIEN 245 km. 3 KS. 2

3 Die WAG Pipeline als Teil der Gas-Drehscheibe Österreich Oberkappel CS Rainbach CS Kirchberg CS Baumgarten NCG Czech Republic Russia Germany WAG CEGH Salzburg Linz St. Pölten WIEN TAG I + II Eisenstadt Slovakia Baumgarten South Corridor Nabucco, South Stream Innsbruck Graz Switzerland Italy PSV Klagenfurt TAG II Slovenia TAG I Croatia Hungary TAG: Trans-Austria-Gasleitung WAG: West-Austria-Gasleitung SOL: Süd-Ost-Leitung HAG: Hungaria-Austria-Gasleitung PW: Penta West MEGAL: Mittel-Europäische-Gasleitung Entry / exit point Hub Metering station & cross-border interface Bidirectional compressor station Beachtliche potentielle Speicherkapazitäten und Projekte im Wiener Becken (OMV Gas Storage in AT, Pozagas/Nafta in SK), in der Region Oberösterreich (Haidach, 7Fields, OMV Gas Storage) und in Süddeutschland. Weiterentwicklung des CEE-Gasmarkts und Bereitschaft zur Diversifizierung der Quellen. 3

4 Österreich als Gas-Drehscheibe Marktintegration Gute Infrastruktur in AT, (E-W- Transitleitungen, Speicher, CEGH), aber: wie aus dem CEE GRIP ersichtlich wird, fehlen Nord-Süd-Verbindungen zwischen AT und CZ Bisher sind drei mögliche Projekte für Leitungen AT<-> CZ bekannt: ONI, LBL, Mozart UGS-Ausspeisekapazität (3,55 Mm³(n)/h*) > max. Inlandsverbrauch (1,95 Mm³(n)/h**) Die! Maßnahmen für den Ausbau des Marktgebiets (Stichwort: Market Integration) sind notwendig, da Speicher auch für Nachbarländer von Bedeutung sind! Die Koordination von TSOs und Verteilnetzbetreibern soll im Interesse eines prosperierenden Marktgebiets nicht durch ungünstige Regulierungsmaßnahmen behindert werden => Einfluss auf zukünftige Investitionen! Stärkung des Transits: Ost West Verbindungen bieten genügend Kapazität, es fehlen jedoch AT CZ Verbindungen zur Vertiefung der Marktintegration! * Daten lt. GSE Storage Map (Mai 2012) ** Daten lt. E-Control Betriebsstatistik (2011) 4

5 Kapazitätssituation AT/DE vor WAG +600 und PW Bi-Direktionalität (03/2009) Source: BOG, OCB, ENTSOG TYNDP Total (GWh/d) AT DE: 192 DE AT: 86 5

6 Kapazitätssituation AT/DE nach WAG +600 und PW Bi-Direktionaltiät (04/2011) Source: BOG, OCB, ENTSOG TYNDP Total (GWh/d) AT DE: 310 DE AT: 185 6

7 Kapazitätssituation AT/DE nach WAG Expansion 3 (2013) Source: BOG, OCB, ENTSOG TYNDP Total (GWh/d) AT DE: 372 DE AT: 244 7

8 Überblick (in GWh/d) Signifikante Weiterentwicklung der bidirektionalen physikalischen Kapazitäten durch verbindliche Buchungszusagen von Shippern AT-> DE: + 93% DE-> AT: +183% Hohe Auslastung durch umfangreiches kommerzielles Produktportfolio (Interruptible, Day Ahead Services). 8

9 WAG/Inland Schnittstelle: Drucksituation in OÖ (1/2) Das oö. Verteilnetz benötigt einen hohen Übergabedruck seitens der WAG an den AZs Bad Leonfelden (BL) und Rainbach (Rb) (im Besonderen bedingt durch Kraftwerke und Speicher-Einpressung). Dieses Druckniveau ist weder vertraglich mit BOG vereinbart noch entspricht es den Design Parametern der WAG. Dennoch wurde von BOG mit Unterstützung der AGGM, der E-Control sowie der deutschen TSOs (OGE, GRTgaz Deutschland) und GCA eine Übergangslösung für etabliert, wobei die deutschen TSOs bei Transportrichtung W-O das Gas kurz vor der Grenze komprimieren, sowie die GCA auf der Penta West. Dadurch wird ein ausreichend hohes Druckniveau auf unterbrechbarer Basis an den AZs BL und Rb gewährleistet. Die entstehenden Kosten sind temporär mit den österreichischen Transport-Tarifen abgedeckt. 9

10 WAG/Inland Schnittstelle : Drucksituation in OÖ (2/2) Die Situation ist: nicht optimal, da der gesamte Transit-Gasfluss (bis zu m³(n)/h) aufgrund des vergleichsweise geringen Inland-Gasflusses (< m³(n)/h) komprimiert werden muss. Über die Zeit nicht stabil, da die Design Parameter von WAG und MEGAL nicht berücksichtigt sind (daher: unterbrechbares Service) und die Weiterentwicklung der MEGAL Süd eine analoge Inanspruchnahme des Verdichtungs-Service nicht erlaubt. BOG und AGGM prüfen in Zusammenarbeit mit OGE / GRTgaz Deutschland: die Verlängerung des bestehenden Übereinkommens (beschränkte Dauer, erhöhte Wahrscheinlichkeit für Unterbrechungen ab 10/2012) sowie die Optimierung der Nutzung des Verteilnetzes. Eine technisch nachhaltige Lösung für die Verdichtung des Inland- Gasflusses (Investitionslösung) Jeder der skizzierten Lösungswege erfordert einen klar definierten Standpunkt bzgl. Anerkennung der Kosten (OpEx und/oder CapEx) im Tarif, um eine Entscheidunsgfindung innerhalb der BOG zu ermöglichen. 10

Netzentwicklungsplan von BOG 2013-2023 Projekte mit FID-Status: WAG Expansion 3 (vgl. ENTSOG TYNDP 2011-20, CEE GRIP 2012-21) - Inbetriebnahme 2013.

11 Netzentwicklungsplan von BOG Projekte mit FID-Status: WAG Expansion 3 (vgl. ENTSOG TYNDP , CEE GRIP ) - Inbetriebnahme Weiters potentielle Auswirkungen durch (noch nicht umfassend analysiert): - Neue Pipeline-Projekte (Nabucco or South Stream, TGL-5GL, Mozart, ) - Verstärkte Marktintegration und Anforderungen seitens Inland. - Diverse andere Einflussfaktoren (regionale und EU-weite Gegebenheiten): /grips.html 11

12 Zusätzlicher Kapazitätsbedarf? Zur Zeit sind der BOG keine Anfragen von Shippern nach der Entwicklung zusätzlicher Kapazitäten bekannt Der Koordinierte Netz Entwicklungs Plan stellt eine Plattform zur zentralen Erfassung von zusätzlichen Kapazitätsforderungen dar. Bedeutung eines investitions-unterstützenden Regulierungsregimes: Stabiler regulatorischer Kontext (Anlagen werden mit einer 50-jährigen wirtschaftlichen Lebensdauer im Tarif berücksichtigt), Ausreichende Vergütung für Vermögenswerte Garantie einer nachhaltigen Nachfrage nach Kapazitäten (verbindliche Buchungszusagen von Shippern), Potentielle Unterstützung seitens Drittparteien (EU Projects of Common Interests) BOG ist bereit, bei Bedarf neue Investitionen in Betracht zu ziehen. Der Prozess von der Identifikation von Kapazitätsbedarf bis hin zur Inbetriebnahme einer neuen Pipeline-Installation dauert in jedem Fall ca. fünf Jahre. 12

13 BACKUP 13

14 Maßnahmen seitens BOG zur Maximierung der Kapazitätsnutzung Seit 2005 verfolgt BOG ein Produkt-Strategie, welche die Maximierung der Kapazitätsnutzung erlaubt. Zusätzlich zu Firm -Verträgen werden angeboten: Unterbrechbare Produkte (Äquivalent zu Überbuchung und Rückkauf v. Kapazitäten) Day-Ahead Produkte (Äquivalent zu Short-Term UIOLI) Dadurch konnte die Nutzung der techn. Kapazität maximiert werden, der phys. Gasfluss erreichte wiederholt das Kapazitätslimit 14

15 Illustrativer Effekt: regulatorische vs. buchhalterische Abschreibung einer Neuinvestition CF impact of an investment Cash Flow Debt interest Debt main payment Reg Revenue Reg Depreciation P&L impact of an investment Profit bf Tax Debt interest Acc. Depreciations Reg Revenue Reg Depreciation Konstanter Schuldenabtrag (Kreditkapital + Zinsen) erfolgt über 20 Jahre Regulierte Einnahmen über 50 Jahre Bis zum Jahr 20 negativer Cashflow Anmerkungen Steuern nicht berücksichtigt Im Beispiel ist der Effekt einer 4-Jahres Tarifperiode nicht berücksichtigt Unbewegliche Anlagen werden nach Buchhaltungsstandard über 20 Jahre abgeschrieben Zinszahlungen nehmen unter der Voraussetzung ab, dass Kreditkapital schrittweise zurückbezahlt wird Einkommen ist an die regulatorische Abschreibungsperiode (50 Jahre) angepasst Investition verursacht in den ersten 16 Jahren Verluste. 15

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