Speicherbasierte Konzepte zur Erhöhung der Gasversorgungssicherheit

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1 Speicherbasierte Konzepte zur Erhöhung der Gasversorgungssicherheit Vorstellung der Studie im Auftrag des BMWi Anja Lenze (BBHC) 2014 BECKER BÜTTNER HELD CONSULTING AG 1

2 Agenda Hintergrund der Studie Analyse möglicher Krisenszenarien Methodik Ergebnisse Beschreibung der Maßnahmen Strategische Reserve Speicherverpflichtung Dimensionierung und Kostenschätzung der Maßnahmen Fazit und offene Diskussion 2

3 Hintergrund zur Studie xxx xxx 3

4 Hintergrund zur Studie Konkreter Auslöser: Bundesratsbeschluss zur Prüfung der Einrichtung einer nationales Erdgasreserve auf Antrag der bayrischen Landesregierung (Juli 2014) Studie wurde beauftragt vom BMWi Titel: Möglichkeiten zur Verbesserung der Gasversorgungssicherheit und der Krisenvorsorge durch Regelungen der Speicher (strategische Reserve, Speicherverpflichtungen), einschließlich der Kosten sowie der wirtschaftlichen Auswirkungen auf den Markt Vorstellung Projektteam: Becker Büttner Held (BBH) Becker Büttner Held Consulting AG (BBHC) Dr. Olaf Däuper, Christian Thole und Dr. Stephan Kirschnick Anja Lenze, Marcel Malcher und Nico Schulte Prof. Dr. Joachim Müller-Kirchenbauer (TU Berlin) Schlussbericht abrufbar unter: 4

5 Methodische und inhaltliche Vorgehensweise Grundlagen Schritt 1: Betrachtung relevanter Krisenszenarien Berechnung und Bewertung von möglichen Versorgungslücken Schritt 2: Konzeptionelle Erarbeitung und Bewertung von Maßnahmen zur physischen Bedarfsdeckung Bewertung regionaler Verteilung und Wirkung sowie physischer und vertraglicher Verfügbarkeit von Speicherkapazitäten Bewertung von Potential, Auswirkungen, Kosten und Umsetzbarkeit Ziel: Grundsätzliche Bewertung von Bedarf und Eignung und Erstellung Grundlagen für mögliche Ausgestaltung 5

6 Agenda Hintergrund der Studie Analyse möglicher Krisenszenarien Methodik Ergebnisse Beschreibung der Maßnahmen Strategische Reserve Speicherverpflichtung Dimensionierung und Kostenschätzung der Maßnahmen Fazit und offene Diskussion 6

7 Methodik Allgemein Zielstellung: Ermittlung der unbefriedigten Nachfrage auf Tagesbasis Ansatz: Statisches Simulationsmodell zur bilanziellen Gegenüberstellung von Angebot und Nachfrage Modellierung der Gasnachfrage Ermittlung des tagesscharfen Energiebedarfs in Deutschland Berücksichtigung von Auslandsnachfrage / Transiten Modellierung der Angebotsseite Bestehend aus Inlandsförderung, Importen und Speichern Szenarien Keine externen Effekte : Uneingeschränkte Importflüsse Technisches Problem : Ausfall der Importe über Grenzübergabepunkt Greifswald über einen Monat Politischer Konflikt : Wegfall jeglicher Importe aus Russland über einen Monat Variation der Szenarien mit unterschiedl. Rahmenbedingungen (Wetter, Speicherfüllständen) 7

8 Methodik Nachfrageseite (Inlandsnachfrage) Der Erdgasverbrauch wurde als exogene Zeitreihe auf Tagesbasis simuliert Normalnachfrage Jahreswerte Datenbasis: Szenariorahmen NEP Gas 2015 (Sz. II) Tageswerte Skalierung auf Basis einer ermittelten genormten Monatsdurchschnittsnachfragekurve. Skalierung auf Basis einer ermittelten genormten Verbrauchsganglinie der Wochentage. Datenbasis: IEA Natural Gas Information Datenbasis: E-Control Nachfrage für kurze Extremkälte Monatswerte Erhöhung der Normalnachfrage in der zweiten Woche um 65% (Definition gem. Präventionsplan: 33 TWh in 7 Tagen) Nachfrage für dauerhafte Kälte Erhöhung der Normalnachfrage um 50% (Definition gem. Präventionsplan: 130 TWh in 30 Tagen) 8

9 Methodik Nachfrageseite (Gesamtnachfrage) Es ergeben sich die folgenden Zeitreihen zur Simulation der Nachfrageseite: 9

10 Methodik Nachfrageseite (Preiselastizität) Im Hinblick auf mögliche Preissteigerungen im Krisenfall, wird davon ausgegangen, dass die Erdgasnachfrage elastisch reagiert Seit 2010 sind wetterbedingte oder politisch-technisch bedingte kurzzeitige Preissteigerungen in der Größenordnung von 20-50% (Spot) sowie 10% (Termin) eingetreten Day Ahead Daily Reference (GP, NCG, TTF) Futurepreis Frontmonat (GP, NCG, TTF) Futurepreis Frontjahr (GP, NCG, TTF) Fukushima Ölembargo Kurzfristige Preiselastizität wird mit -0,1 angenommen* In Krisenszenarien wird Gesamtnachfrage folglich um 2% bis max. 5% reduziert * Wert am unteren Ende der sich aus div. wissenschaftlichen Untersuchungen ergebenden Bandbreite angesetzt (vgl. Auer, 2008; Boonekamp, 2007; Nielsen et al., 2005; Berkhout, 2004; Liu, 2004; Linderhof, 2001) 10

11 Methodik Angebotsseite (Inlandsförderung und Importe) Die Inlandsförderung wird gemäß Entwicklung der Entry-Leistung aller Förderstätten (Datenbasis: Inputliste NEP 2015) und der historischen technischen Verfügbarkeit simuliert Importflüsse werden pro GÜP simuliert und anschl. länderspezifisch geclustert Technisch verfügbare Kapazität je GÜP (Datenbasis: Inputliste NEP 2015) Analyse historischer Lastflüsse (Datenbasis: Veröffentlichung der FNB) Zuordnung einer Bandbreite der Auslastung je GÜP Szenario Keine externen Effekte : Auslastung am unteren Ende Krisenszenarien: Auslastung am obere Ende bis 100% möglich, je nach GÜP Flussraten und TVK GÜP1 und GÜP2 TVK 11

12 Methodik Angebotsseite (Speicher) Die Bedarfsmengen, die nicht über Importe oder Inlandsnachfrage geliefert werden, werden über Ausspeicherung der Erdgasspeicher abgedeckt Es wird eine maximale technische Ausspeicherrate in Abhängigkeit des Füllstandes vorgegeben Verwendung der höchsten Ist-Ausspeicherrate gemäß historischer Analyse* 12

13 Ergebnisbeispiel Basisszenario (Feb. 2016) Szenario: Keine ext. Effekte Rahmenbedingung: a) Normalwinter b) Normale Speicherfüllstände

14 Ergebnisbeispiel Lieferausfall aufgrund eines technischen Problems (Feb. 2016) Szenario: Technisches Problem Rahmenbedingung: a) Normalwinter b) Normale Speicherfüllstände Annahmen: Importflüsse an restlichen GÜP von Russland unverändert (keine Umleitung der fehlenden Importmengen) Kompensation ausschließlich durch erhöhte Ausspeicherung

15 Ergebnisbeispiel Lieferausfall aufgrund eines technischen Problems (Feb. 2016) Szenario: Technisches Problem Rahmenbedingung: a) Normalwinter b) Normale Speicherfüllstände Annahmen: Russland leitet fehlende Importmengen über restlichen GÜP um Nur geringfügige erhöhte Ausspeicherung 15

16 Ergebnisbeispiel Lieferausfall aufgrund eines technischen Problems (Feb. 2016) Szenario: Technisches Problem Rahmenbedingung: a) Extreme Kälte b) Normale Speicherfüllstände Annahmen: Russland leitet fehlende Importmengen über restlichen GÜP um Übrigen Importländer erhöhen Importflüsse als Reaktion auf extreme Kälte (Russland kann Importe nicht weiter erhöhen da Kapazität bereits ausgelastet) Erhöhte Ausspeicherung Bei normalen Füllständen kann erforderliche Ausspeicherrate abgerufen werden 16

17 Ergebnisbeispiel Lieferausfall aufgrund eines technischen Problems (Feb. 2016) Szenario: Technisches Problem Rahmenbedingung: a) Extreme Kälte b) Niedrige Speicherfüllstände Annahmen: Russland leitet fehlende Importmengen über restlichen GÜP um Übrigen Importländer erhöhen Importflüsse als Reaktion auf extreme Kälte (Russland kann Importe nicht weiter erhöhen da Kapazität bereits ausgelastet) Erhöhte Ausspeicherung Bei niedrigen Füllständen kann erforderliche Ausspeicherrate nicht abgerufen werden 17

18 Ergebnisbeispiel Lieferstopp jeglicher Gasmengen aus Russland (Feb. 2016) Szenario: Politischer Konflikt Rahmenbedingung: a) Dauerhafte Kälte b) Normale Speicherfüllstände Annahmen: Übrigen Importländer erhöhen Importflüsse nicht Stärkere Nachfragereduzierung Abruf der erforderlichen Ausspeicherrate ist über gesamten Zeitraum technisch nicht möglich

19 Gesamtergebnis Versorgungslücke in den Krisenszenarien Ermittelte Versorgungslücken bei Berücksichtigung marktbedingter Kompensationsmöglichkeiten (Feb. 2016): Niedrige Speicherfüllstände (Feb.: 30%) Normale Speicherfüllstände (Feb.: 60%) Keine externen Effekte 5 Maximales Leistungsdefizit (TWh/T) Normalwinter - Kurze Dauerhafte Extremkälte Kälte - Maximales Leistungsdefizit (TWh/T) 4 5 Normalwinter - Kurze Dauerhafte Extremkälte Kälte - Maximales Leistungsdefizit (TWh/T) Kurze Dauerhafte Extremkälte Kälte 0,6 1,3 2,5 8,6 AL = Maximales Leistungsdefizit (bezogen auf Speicher: Ausspeicherleistung) AGV = Gesamtes Mengendefizit (bezogen auf Speicher: Arbeitsgasvolumen) Einzelne Lieferausfälle bzw. Mehrbedarfe können durch Anpassungen alternativer Bezugsoptionen kompensiert werden Versorgungslücken treten erst bei Zusammentreten mehrerer Faktoren auf Niedrige Speicherfüllstände können zu Ende der Winterperiode relevant sein Maximales Leistungsdefizit (TWh/T) Normalwinter - Kurze Dauerhafte Extremkälte Kälte 2,1 3,3 12,6 49,0 Maximales Leistungsdefizit (TWh/T) Normalwinter - Allgemein hohes Versorgungssicherheitsniveau Maximales Leistungsdefizit (TWh/T) 3 AGV (TWh) AGV (TWh) 5 4 Politischer Konflikt 2 AL (TWh/T) AL (TWh/T) Technisches Problem Normalwinter - Kurze Dauerhafte Extremkälte Kälte 1,4 2,1 6,7 26,0 Normalwinter 1,9 22,3 Kurze Dauerhafte Extremkälte Kälte 4,1 4,6 45,4 95,5 o Angenommene niedrige Speicherfüllstände (30 % zu Beginn Februar) jedoch unter bisherigem historischen Niveau 19

20 Agenda Hintergrund der Studie Analyse möglicher Krisenszenarien Methodik Ergebnisse Beschreibung der Maßnahmen Strategische Reserve Speicherverpflichtung Dimensionierung und Kostenschätzung der Maßnahmen Fazit und offene Diskussion 20

21 Überblick Maßnahmenkatalog Aufgrund Studienzuschnitts vor allem zwei Modelle im Fokus Variante 1: Strategische Gasreserve Variante 2: Marktbasierte Speicherverpflichtung Ggf. ergänzt um weitere/alternative Maßnahmen Berücksichtigung konkreter Vorschläge: Nationale Erdgasreserve von rund 10 Mrd. m3 (dt. Gasverbrauch von rund 45 Tagen), orientiert an der Mineralölpflichtbevorratung Zuordnung von Speicherkapazitäten zu FNB, der Mengen im Krisenfall als interne Regelenergie dem MGV bereitstellt Speicherverpflichtung für Händler entsprechend dem Anteil ihrer Kunden an erwarteten Gesamtabsatz, ggf. mit Zertifikatehandel 21

22 Strategische Reserve Allgemeine Beschreibung Wesentliche Charakteristika einer strategischen Reserve Teil des Marktes wird gewöhnlichen Marktmechanismen entzogen Kommt nur in gesondert definierten Situationen zum Einsatz Notwendig für den Aufbau der Gasreserve daher Herausnahme bzw. Vorhaltung einer bestimmten Gasmenge Einlagerung dieser Mengen (Sicherung von Speicherkapazitäten) 22

23 Strategische Reserve Umsetzungsvorschlag 1 (in Anlehnung an EBV) Skizzierung des Umsetzungsvorschlags Gründung Körperschaft öffentlichen Rechts Pflichtmitgliedschaft inländischer Produzenten und Importeure Aufbau grds. Eigenverantwortung der Körperschaft Beitragshöhe richtet sich nach in Markt gebrachten Mengen Rückgriff auf Reserve erfolgt nach Feststellung der Notfallstufe Verteilung der Mengen nach Maßgabe des (Bundes-)Lastverteilers Weitere Ausgestaltungsmöglichkeiten denkbar und in Studie dargestellt Potential: Nur bedingte Eignung zur kurzfristigen Freigabe wegen Vorlaufzeit (Ausrufung Notfallstufe) 23

24 Strategische Reserve Umsetzungsvorschlag 2 (Str. Reserve bei FNB) Skizzierung des Umsetzungsvorschlags Aufbau möglich durch Buchung, Erwerb von Speicher(-scheiben), Ausschreibung von Leistungszusagen Freigabe an Verhältnisse auf Regelenergiemarkt zu koppeln Einsatz als besondere Form der internen Regelenergie Finanzierung über bestehende / neue Umlage, Netzentgelte Weitere Ausgestaltungsmöglichkeiten denkbar und in Studie dargestellt Potential: Kurzfristige, vor allem wetterbedingte Versorgungsstörungen gut zu adressieren, erheblicher Aufwand spricht gegen große Dimensionierung 24

25 Speicherverpflichtung Allgemeine Beschreibung Wesentliche Charakteristika einer Speicherverpflichtung Marktteilnehmern wird Pflicht auferlegt, eine bestimmte Menge Gas einzuspeichern bzw. eingespeichert zu halten Sicherstellung ausreichenden Füllstandes Wirkung vorrangig zur Krisenvermeidung Zudem Sicherstellung Möglichkeit für Netzbetreiber und (Bundes-) Lastverteiler auf eingespeicherte Mengen zuzugreifen 25

26 Speicherverpflichtung Umsetzungsvorschlag Bilanzkreisverantwortliche als Verpflichtete Verpflichtung zu Anfang (Nov) und Ende Ausspeicherperiode (Feb) Bestimmung Anteil nach ausgespeisten Mengen Bilanzkreis / Bilanzkreisverantwortlicher Auch denkbar aber komplexer: Entsprechend Lieferportfolio Lieferanten Berücksichtigung Regionalität über regionale Speichervorgaben, zentrale Verwaltung der Speicherkapazitäten (ggf. Zertifikate) Kontrolle und Sanktionierung über Marktgebietsverantwortliche Ggf. Einbeziehung Speicherbetreiber / BNetzA Denkbare Sanktionen: Ordnungswidrigkeit, Pönalen, Untersagung der Kundenbelieferung etc. Potential: Grundsätzlich zur Krisenvermeidung einsetzbar Grenze: Absicherung gegen technisches Problem oder politscher Konflikt + Wetterbedingungen nicht ohne Speicherneubau möglich Kurzfristiger Einführung kann Verfügbarkeit freier Speicherkapazitäten entgegenstehen 26

27 Vielfältige ergänzende / alternative Maßnahmen möglich Anpassung von 53a EnWG: Geschützte Kunden, Aufnahme Nachweispflicht; Überarbeitung EU-SOS-Verordnung zu beachten Ergänzung von 16, 16a EnWG: Kostenanerkennung marktbasierten Maßnahme, Klarstellung Zugriffsmöglichkeiten auf Speichermengen; Klarstellung Haftungsfreistellung Stärkung der Möglichkeit zu Demand-Side-Management Bilanzkreisabrechnung: Klarstellung Abrechnung im Krisenfall LNG als Vorsorgeoption / Krisenbewältigungsmaßnahme Modellierung von Versorgungssicherheitsszenarien in NEP Gas und Umsetzung etwaiger Ausbaumaßnahmen Für detaillierte Ermittlung Potential zusätzliche Untersuchung notwendig 27

28 Agenda Hintergrund der Studie Analyse möglicher Krisenszenarien Methodik Ergebnisse Beschreibung der Maßnahmen Strategische Reserve Speicherverpflichtung Dimensionierung und Kostenschätzung der Maßnahmen Fazit und offene Diskussion 28

29 Strategischen Reserve Vorgehen bei Kostenschätzung Kostenkomponenten zur Speichernutzung: 1. Buchung von Speicherkapazitäten/Neubau von Speichern 2. Füllen der Kapazitäten mit Gasmengen zur Sicherung der Ausspeicherleistung 3. Füllen der Kapazitäten mit Gas zur Sicherung benötigter Gasvolumina 4. Buchung von Entry- und Exitkapazitäten in das Erdgasnetz Prämissen zur Kostenbetrachtung: 35 TWh AGV sind primär oder sekundär buchbar Kosten basierend auf veröffentlichten Tarifen der Speicherbetreiber für aktuell verfügbare Speicher [TWh] Gebucht und genutzt Für AGV >35 TWh wird Zubau von Speicherkapazität angenommen Am Primärmarkt buchbar Am Sekundärmarkt verfügbar Kosten für Speicherneubau basierend auf Modellkaverne Zur Gewährleistung der Ausspeicherleistung ist ein minimaler Füllstand von 50% des AGV angesetzt, diese Menge verbleibt ungenutzt im Speicher 29

30 Strategischen Reserve Kosten von Speicherkapazitäten (Bestandsspeicher) Nicht regulierter Markt, Preise individuell nach Speicher(betreiber) differierend (Alter, technische Parameter, Speichertyp, etc.) Definierte Speicherbündel: Einspeicherleistung (EL) Ausspeicherleistung (AL) Arbeitsgasvolumen (AGV) Referenz-Bündel: (für frei buchbare Kapazitäten 2015) AGVmax[GWh] : ALmax[MW] : ELmax[MW] = 1 : 0,79 : 0,4 Referenzkosten pro AGV: 8,9 /MWh 30

31 Strategischen Reserve Kosten von Speicherkapazitäten (Speicherneubau) Modellkaverne: Geometrisches Volumen: m³ geom. Betriebsdruck: bar Kissengas: m3 Arbeitsgasvolumen: m3 Anzahl Verdichter 0,5 Einspeiseleistung: 270 MW Ausspeicherleistung: 759 MW Referenzbrennwert: 11 kwh/m3 Preis Kissengas: Kosten oberird. / Kaverne (Infrastruktur Ein- und Ausspeicherung): Operative Kosten: Dauer der Finanzierung: Zinssatz der Finanzierung: 60 /m3 22 /MWh ,7 25 2,5 /MWh AGV Jahre % Referenz-Bündel (für frei buchbare Kapazitäten 2015): Kosten / m3 geom. Volumen: AGVmax[GWh] : ALmax[MW] : ELmax[MW]= 1 : 1,15 : 0,4 Kosten pro AGV: 5,6 /MWh 31

32 Strategischen Reserve Gasvolumina zur Sicherung der Ausspeicherleistung Grenzwert AGV Quelle: E.ON Gas Storage für Speicher Krummhörn, Kraak, Etzel ESE und Eschenfelden Zur Sicherung der Ausspeicherleistung muss Mindestfüllstand gesichert sein (nicht zu verwechseln mit Kissengas!) Alternative: Buchen von mehr AGV und damit mehr AL => führt jedoch zu deutlich höheren Kosten 32

33 Speicherverpflichtung Vorgehen bei Kostenschätzung Je nach Markt- und Portfoliosituation fallen zur Erfüllung der Verpflichtung Kosten a) durch die Buchung und Nutzung bzw. Blockierung von Speicherkapazitäten oder b) Opportunitäten durch Wertminderung bestehender Kapazitäten oder Flexibilitäten im Portfolio an Kosten abhängig von: Bei Speicherverpflichtung verbleibt (über die Summe der Portfolien betrachtet) eine minimal vorzuhaltende Gasmenge über die Dauer der Kundenbelieferung in den Speichern. Diese darf nur im Krisenfall genutzt werden (Unterschreitung des Mindestfüllstandes) Portfoliogröße und struktur, Kundenstruktur und Wechselverhalten der Kunden, Bestand an Flexibilitäten oder Speicherkapazitäten im heutigen Portfolio, Marktpreis für Gas (Sommer-Winter Spread), Volatilität der Marktpreise (extrinsischer Wert von Speichern), Kosten für diese Basis-Gasmenge sind analog einer Investition zu betrachten, auch wenn sie individuell nicht notwendigerweise zur selben Zeit in gleicher Höhe anfallen Die volkswirtschaftlichen Kosten durch hohe Auswirkungen auf Marktstruktur, Marktakteure und Administration wurden dabei nicht quantifiziert 33

34 Gesamtergebnis Kosten zur Vermeidung der Versorgungslücken Potential und Dimensionierung der Maßnahmen zur Vermeidung von Versorgungslücken: Kosten für strategische Reserve (FNB): SR1: 379 Mio. /Jahr SR2: 593 Mio. /Jahr (kein Speicherneubau erforderlich) Kosten für strategische Reserve (EBV): SR3: 814 Mio. /Jahr SR4: Mio. /Jahr [SR Bayern : Mio. /Jahr] Kosten für Speicherverpflichtung: SV1: 133 Mio. /Jahr SV2: 266 Mio. /Jahr SV3: 355 Mio. /Jahr (zzgl. 563 Mio. Anfangsinvestition) (zzgl Mio. Anfangsinvestition) (zzgl Mio. Anfangsinvestition) 34

35 Agenda Hintergrund der Studie Analyse möglicher Krisenszenarien Methodik Ergebnisse Beschreibung der Maßnahmen Strategische Reserve Speicherverpflichtung Dimensionierung und Kostenschätzung der Maßnahmen Fazit und offene Diskussion 35

36 Fazit Die Untersuchungen zeigen im Gesamtbild, dass die Sicherheit der Gasversorgung in Deutschland nach wie vor sehr hoch ist Gasspeicher von essentieller Bedeutung für die Versorgungssicherheit System ist sensitiv gegenüber Speicherfüllstände Eine besondere Notwendigkeit oder Dringlichkeit für die Ergreifung von Maßnahmen zur Stärkung der Versorgungssicherheit besteht nur dann, wenn man faktisch jegliche Risiken ausschließen will Kosten steigen mit gewünschten Sicherheitsniveau an Speicherverpflichtung hat starke negative Auswirkung auf Marktstruktur und Portfolien Ergänzende und/oder alternativen Maßnahmen zur Stärkung des Versorgungssicherheitsniveaus in erster Näherung vorzugswürdig 36

37 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit. Anja Lenze, BBHC Köln Tel +49 (0)