NEP Netzentwicklungsplan Gas

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1 NEP Netzentwicklungsplan Gas Welche Bedeutung hat dieser Plan für Verteilnetzbetreiber? ETG-A

2 Gliederung Gesetzliche Grundlagen Szenariorahmen Modellierung Ergebnisse Weiteres Vorgehen Fragen zum NEP 2

3 Gesetzliche Grundlagen nach 15 EnWG FNB haben jährlich einen gemeinsamen Netzentwicklungsplan zu erstellen und der BNetzA vorzulegen, erstmals zum 1. April 2012 Dieser muss alle wirksamen Maßnahmen zur Optimierung, Verstärkung und bedarfsgerechtem Ausbau enthalten Zeitraum 10 Jahre, die Maßnahmen der ersten 3 Jahre verbindlich. Angemessene Annahmen, in denen die Entwicklung der Gewinnung, der Versorgung, des Verbrauchs von Gas und in seinem Austausch mit anderen Ländern sowie in Bezug auf Speicheranlagen und LNG- Wiederverdampfungsanlagen müssen berücksichtigt werden (Szenariorahmen) FNB haben der Öffentlichkeit, insbesondere den nachgelagerten Netzbetreibern Gelegenheit zur Äußerung zu geben (Konsultation). 3

4 Szenariorahmen für NEP 2012 Annahmen basieren auf der Energieprognose 2009 (I), dem Referenzszenario für das Energiekonzept 2010 (II) und dessen Aktualisierung (Ausstiegsszenario, III) + abgestimmter KW-Liste als Verbindung zum NEP Strom Allen Szenarien liegt die Annahme zu Grunde, dass der Gasverbrauch (Menge) sinkt für FNB Kapazität entscheidend Bis 2022 I II III Gesamt -3% -11% -19% Haushalte -16 % -26 % -30% KW-Leistung + 80 % +40 % +12% Szenariorahmen am 2. Februar 2012 bestätigt 4

5 Ausblick Szenariorahmen für NEP Ist-Gasabsatzdaten [TWh] Entwicklung des temp.bereinigten Gasbedarfs zwischen den Jahren % Temperaturbereinigter Gasbedarf [TWh] Entwicklung des temp.bereinigten Gasbedarfs zwischen den Jahren % Quelle: AG Energiebilanzen (Primärenergieverbrauch Erdgas), FNB- Berechnung (Temperaturbereinigte Werte) 5

6 Modellierung Kreisscharfe Zuordnung des Gasbedarfs (Menge) aus Prognosstudie Zuordnung der Verbräuche auf Kreisebene auf einzelne FNB Umrechnung der Jahresverbräuche auf Leistungen Abgleich mit internen Bestellungen Langwierige Abstimmung der Kraftwerksliste Abgleich NEP Strom 6

7 Angenommene Benutzungsstunden zur Umrechnung des Gasbedarfs in Leistungsangaben Sektor Durchschnittliche Benutzungsstunden Quelle/ Erläuterung Haushalte Berechnung auf Basis repräsentativer Standardlastprofile nach einem Gutachten der TU München 2005 [BGW/ VKU 2007] GHD Berechnung auf Basis repräsentativer Standardlastprofile nach einem Gutachten der TU München 2005 [BGW/ VKU 2007] Industrie Ansatz auf Basis von Auswertungen der Fernleitungsnetzbetreiber Verkehr Ableitung über eigene Abschätzung der jährlichen Benutzungstage (Bd/a) sowie der täglichen Benutzungsstunden (Bh/d) von Erdgastankstellen Biogas Annahme einer konstanten Biogaseinspeisung 7

8 Interne Bestellung Neufassung des Berechnungsverfahrens in der KoV IV Abkehr von der Sigmoidfunktion zur linearen Regression unter Verwendung der Auslegungstemperatur nach DIN KoV IV Abgleich interne Bestellung vs. geschlüsselte Kapazität Übernahme der internen Bestellung für 2012 Kapazitätsrückführung nach kreisscharfer Schlüsselung entsprechend der Vorgabe der Prognos-Studie Verwendung der Benutzungsstundenzahlen siehe Folie 7 8

9 Eingangsgrößen für die Modellierung Gasmengen- Entwicklung Interne Bestellungen Langfristprognosen für interne Bestellungen Vertragswerte der Industriekunden 2009 bis 2022 aus dem Szenariorahmen der nachgelagerten Netzbetreiber für 2012 der nachgelagerten Netzbetreiber am Netz der FNB Weiterverarbeitung Prognose des Kapazitätsbedarfs der nachgelagerten Netzbetreiber Vergleich und ggf. Anpassung Konstante Fortschreibung des Gasbedarfs der Industriekunden Netzmodellierung Kapazitätsbedarf der Kraftwerke 2009 bis 2022 aus dem Szenariorahmen Kapazitäten an deutschen Grenzübergangspunkten Speicherkapazitäten aus dem Szenariorahmen von ENTSOG Austauschkapazitäten innerhalb der Marktgebiete und zwischen den Marktgebieten 9

10 Ergebnisse des Netzentwicklungsplans Szenario II 2015 Zusätzliche Verdichterkapazität 90 MW. Zusätzliche Pipelinelänge 200 km Geschätzter Investitionsbedarf 600 Mio 10

11 Ergebnisse des Netzentwicklungsplans Szenario II 2022 Zusätzliche Verdichterkapazität 360 MW. Zusätzliche Pipelinelänge 730 km Geschätzter Investitionsbedarf Mio ETG-A

12 Ergebnisse des Netzentwicklungsplans Szenario I 2022 Zusätzliche Verdichterkapazität 740 MW. Zusätzliche Pipelinelänge km Geschätzter Investitionsbedarf Mio 12

13 Weiteres Vorgehen Bestätigung des konsultierten NEP durch BNetzA bis zum Jahresende (?) bestätigter NEP Voraussetzung für die Anerkennung von Investitionsbudgets Gleichzeitig Arbeit am Szenariorahmen für den NEP Gas 2013 Nach dem NEP ist vor dem NEP! Fragen zum NEP Wie belastbar sind die Szenarien? (Sinkende Verbräuche gegen steigende interne Bestellungen) Wie verbindlich sind die Buchungen von KW-Betreibern? Welches Produkt ist für Speicher und KW angemessen? Welche Bedeutung haben Sonderthemen z. B. Power to Gas? 13