Netzentwicklungsplan Gas 2015

Transkript

1 Netzentwicklungsplan Gas 2015 Ergebnisse der Modellierung Dr. Lars Huke, Open Grid Europe

2 Agenda Modellierung der Fernleitungsnetze Modellierungsvarianten Entwicklung der H-Gas-Versorgung Ergebnisse der Modellierung Netzausbauvorschlag Ausblick Szenariorahmen 2016 Modellierung des Kapazitätsbedarfs der VNB Seite 2

3 Überblick Modellierungsvarianten verpflichtend verpflichtend optional verpflichtend Szenario Mittlerer Gasbedarf (Szenario II) Mittlerer Gasbedarf (Szenario II) --- Modellierungsvariante Langfristprognose der VNB bis 2025 VNB-Prognose, danach Gasbedarfsentwicklung entsprechend Szenario II VNB-Prognose, danach konstant Bezeichnung II.A II.B II.C Versorgungssicherheits-Szenario L-Gas 2030 L-Gas-Bilanz 2030 Berechnung vollständig 2020/ 2025 Bilanzanalyse Nachgelagerte Netzbetreiber (interne Bestellungen) Startwert: Interne Bestellungen 2015 Startwert: Interne Bestellungen 2015 Startwert: Interne Bestellungen 2015 GÜP/ H-Gas- Quellen Entwicklung: Die plausibilisierte 10-Jahres-Prognose der VNB bis einschließlich 2025 Entwicklung: Die plausibilisierte 10- Jahres-Prognose der VNB bis einschließlich 2020, danach Gasbedarfsentwicklung entsprechend Szenario II Entwicklung: Die plausibilisierte 10- Jahres-Prognose der VNB bis einschließlich 2020, danach konstant Ausbaubedarf entsprechend Kap. 9 Szenariorahmen unter Berücksichtigung des TYNDP. Zusatzbedarf nach H-Gas-Quellenverteilung, Anpassungen gemäß Tenor zu 4. entsprechend der Bestätigung des Szenariorahmens Analyse der langfristigen L-Gas- Leistungsbilanz bis zum Jahr 2030 MÜP L-H-Gas- Umstellung Untergrundspeicher Kraftwerke Industrie Lastflusszusagen Historische Unterbrechungen Bestimmung des geänderten Bedarfs aus den Iterationsschritten der Modellierung Modellierung der Umstellungsbereiche bis Ausbaubegehren: 100 % TaK, Anpassungen gemäß Tenor zu 3. entsprechend der Bestätigung des Szenariorahmens Neubau entsprechend BNetzA-Kraftwerksliste gem. Szenario II und heute unterbrechbar direkt angeschlossene systemrelevante Gaskraftwerke: 100 % fdzk bis 2025, sofern sie zu dem Zeitpunkt die Lebensdauer von 45 Jahren nicht überschritten haben Konstanter Bedarf Berücksichtigung von Lastflusszusagen (LFZ) für den kontrahierten Zeitraum und damit keine Fortschreibung von nicht kontrahierten LFZ Analyse der historischen Unterbrechungen unter Einbeziehung sämtlicher Unterbrechungen von Oktober 2010 bis einschließlich September 2014 und Ermittlung des hieraus ableitbaren langfristigen Kapazitätsbedarfs Quelle: Entscheidung der BNetzA vom (Az NEP Gas 2015 Bestätigung Szenariorahmen), Layout angepasst Seite 3

4 H-Gas-Leistungsbilanz: Annahmen Hintergrund: Untersuchung, ob genügend H-Gas-Entry-Leistung (GÜP, Speicher) zur Deckung des Exit-Bedarfs der Modellierungsvarianten zur Verfügung steht Annahmen: Grenzübergangspunkte: Beschäftigung im Rahmen der TVK Speicher: saisonale Beschäftigung (Auslagerung im Spitzenlastfall) unter Berücksichtigung der regionalen Versorgungssituation Bestandskunden/nachgelagerte Netzbetreiber: entsprechend den Modellierungsvarianten Zusätzlicher Kapazitätsbedarf: entsprechend den Modellierungsvarianten Umstellungen von L-Gas-Gebieten: als erwartete H-Gas-Abnahme Seite 4

5 H-Gas-Leistungsbilanz: Ergebnis GWh/h NEP Gas 2015: Deutschlandweite kapazitive H-Gas-Bilanz 600 Speicher Speicher (unterbrechbar) GÜP Bedarf II.B Bedarf II.A Zusätzlicher H-Gas-Bedarf in 2025: 31 GW (II.B) bzw. 48 GW (II.A) Deckung des Zusatzbedarfs gemäß H-Gas-Quellenverteilung Seite 5

6 H-Gas-Leistungsbilanz: Quellenverteilung Region West/Südwest +9 bcm (30%) Zusatzmengen Gesamt 50,5 bcm Sines Musel Bilbao LNG Südwest +13,3 bcm Sagunto Gate Zeebrugge Dunkerque LNG West +37,2 bcm Montoir Fos Oude St., Bocholtz, Elten, Eynatten, Medelsheim GALSI +8 bcm Panigaglia Toscana Gothenburg Zusatzbedarf D* +30 bcm Zaule RV Croatia Falconara LNG Süd +41,1 bcm Brindisi Medgaz Porto Empedocle Nord Stream +5 bcm Swinoujscie Greifswald, Mallnow Oberkappel, Wallbach, Überackern TAP +11 bcm Finngulf Tallinn Paldiski LNG Nordost +13 bcm Klaipeda South Stream +63 bcm (-31,5 bcm Substitutionsmengen) Aegean Alexandroupolis LNG Südost +7,4 bcm Revythoussa Region Nordost +3 bcm (11%) Zusatzmengen Gesamt 18 bcm Region Süd/Südost +18 bcm (59%) Zusatzmengen Gesamt 99 bcm * Bedarf 2030: i.w. aus der Umstellung von L- auf H-Gas, Bedarf bis 2025 von rd. 20 bcm Seite 6

7 H-Gas-Leistungsbilanz: Zusatzbedarf II.B Angaben in GWh/h GASPOOL NCG GASPOOL NCG Zusatzbedarf nach Variante II.B 5,3 20,2 0,2 30,8 Zusätzliche Kapazitäten über Quellenverteilung aus Szenariorahmen: West/ Südwest 30 % Süd/ Südost 59 % Greifswald 2,8-3,4 - Bunde/ Oude 2,5-0,0 - Eynatten - 2,2-6,4 Medelsheim - 1,3-1,3 Emden - 1,6-1,6 Wallbach - 10,0-13,3 Überackern - 5,1-5,1 Austausch zwischen den Marktgebieten in Drohne 0,0 0,0-3,2 3,2 Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber Nordost 11 % Seite 7

8 H-Gas-Leistungsbilanz: Erläuterung des Zusatzbedarfs an GÜPs* Emden: Zuordnung GuD-KW Herne (+1,6 GW). Bunde/Oude: Leistung unmittelbar für L-/H-Umstellung nutzbar. Elten: Keine Berücksichtigung, da NETG bis mind im L-Gas verbleibt Bocholtz: Keine Berücksichtigung, da TENP-Ausbau erforderlich wäre Eynatten: Ausreichende Kapazität in Belgien ermöglicht Zusatzmengen u.a. für KW Scholven, Knapsack II (+6,4 GW). Medelsheim: Zuordnung der KW Karlsruhe und Ensdorf (+1,3 GW). Wallbach: Reversierungen der Infrastruktur in Italien und der Schweiz ermöglichen Zusatzmengen (+13,3 GW). * Angegebene Daten beziehen sich auf das Jahr 2025 Greifswald: Zusatzbedarf aus der Region Nordost (+3,4 GW) durch Nord Stream zusätzlich bereitstellbar. Mallnow: Keine Berücksichtigung, da keine Zusatzkapazitäten (Ost-West-Richtung) vorhanden. Oberkappel: Keine Berücksichtigung, da in Spitzenlastszenarien Export unterstellt wird. Überackern: Zuordnung der KW Haiming, Leipheim, Irsching (+5,1 GW). Seite 8

9 Ergebnisse der Modellierung: Variante II.A/II.B bis 2020 Ausbaumaßnahmen II.A/ II.B bis 2020 Geänderte Anforderung 2020 GW Interne Bestellung Speicher (Exit, TaK) Kraftwerke (systemrelevant) Speicher (Entry, TaK) Kraftwerke (neu) Modellierungsergebnisse bis 2020 Verdichterstationen: 217 MW Leitungsbau: 434 km Kosten: 2,0 Mrd. Seite 9

10 Ergebnisse der Modellierung: Variante II.A bis 2025 Ausbaumaßnahmen II.A bis 2025 Geänderte Anforderung 2025 GW Interne Bestellung Speicher (Exit, TaK) Kraftwerke (systemrelevant) Speicher (Entry, TaK) Kraftwerke (neu) Modellierungsergebnisse bis 2025 Verdichterstationen: 332 MW Leitungsbau: 569 km Kosten: 2,7 Mrd. Seite 10

11 Ergebnisse der Modellierung: Variante II.B bis 2025 Ausbaumaßnahmen II.B bis 2025 Geänderte Anforderung 2025 GW Interne Bestellung Speicher (Exit, TaK) Kraftwerke (systemrelevant) Speicher (Entry, TaK) Kraftwerke (neu) Modellierungsergebnisse bis 2025 Verdichterstationen: 332 MW Leitungsbau: 559 km Kosten: 2,7 Mrd. Seite 11

12 Netzausbauvorschlag NEP Gas 2015 (1) Kapazitätsentwicklung der nachgelagerten Netzbetreiber in den Modellierungsvarianten, Angaben in GWh/h Prozentuale Entwicklung ,0% ,4% -6,2% 239-7,8% Entwicklungskorridor entsprechend der "Studie über Einflussfaktoren auf den zukünftigen Leistungsbedarf der Verteilnetzbetreiber" für Deutschland Variante II.A Variante II.B Seite 12

13 Netzausbauvorschlag NEP Gas 2015 (2) Ausbaumaßnahmen Netzausbauvorschlag NEP 2015 Vergleich mit NEP 2014 Leitungen und Verdichteranlagen gemäß NEP Gas 2014 Erweiterung NEL Anbindung Ahlten 3 Leitung Epe-Legden VDS Werne ZEELINK 1 ZEELINK 2 VDS ZEELINK Leitung Voigtslach-Paffrath VDS Herbstein VDS Rothenstadt VDS Amerdingen/ Wertingen Querspange Pforzheim-Raum Bietigheim Querspange Leonberg-Raum Reutlingen Leitung Schwandorf-Forchheim Leitung Forchheim-Finsing Seite 13

14 Netzausbauvorschlag NEP Gas 2015 (3) Ausbaumaßnahmen Netzausbauvorschlag NEP 2015 Vergleich mit NEP 2014 Zusätzliche Leitungen und Verdichteranlagen ggü. NEP Gas 2014 VDS Schatteburg Erweiterung NOWAL VDS St. Hubert Leitung Datteln-Herne Leitung Weidenhausen-Gießen VDS MEGAL Rimpar Reversierung West-Ost MEGAL VDS Waidhaus Leitung Deggendorf-Plattling Reversierung TENP VDS MEGAL Rimpar, Fahrwegserweiterung Leitung Schlüchtern-Rimpar, Druckanhebung Seite 14

15 Netzausbauvorschlag NEP Gas 2015 (4) GDRM-Anlagen Netzausbauvorschlag NEP 2015 Vergleich mit NEP 2014 GDRM-Anlagen gemäß NEP Gas 2014 GDRM-Anlagen: Ganderkesee, Achim, Nordlohne, Hilter, Legden, Marburg, Rechtenbach, Mittelbrunn, Gernsheim, Rimpar, Obermichelbach, Raum Pforzheim-Bietigheim, Raum Leonberg- Reutlingen, Schwandorf, Arresting Umstellung auf H-Gas: Walsrode/ Fallingbostel, Luttum bis Wolfsburg, Bremen Nord, Bremerhaven bis Cuxhaven und östlicher Teil des Netzes der EWE Netz, Bremen/ Achim/ Delmenhorst Zusätzliche GDRM-Anlagen gegenüber NEP Gas 2014 Umstellung auf H-Gas: Bergheim 1 Schieberanlagen: Oberaden, Ergste, Neukirchen, Horrem, Paffrath, Niederpleis, Rauschendorf GDRM-Anlagen: Überspeisung Embsen, Wiefelstede, Epe, Asbeck, Marienheide, Paffrath, Porz, Elsdorf, Niederschelden, Weidenhausen, Langenscheid, Scheidt, Mittelbrunn, Leeheim, Gernsheim, Reichertsheim, Siegwiesen Seite 15

16 Netzausbauvorschlag NEP Gas 2015 (5) Investitionsvolumina bis 2020 bzw Fazit Mrd. 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 3,5 2,8 2,7 2,0 0,8* 0,8* FNB schlagen Netzausbaumaßnahmen mit einem Investitionsvolumen von rund 2,8 Mrd. bis zum Jahr 2020 und 3,5 Mrd. bis zum Jahr 2025 vor Darin sind Startnetz-Maßnahmen aus dem NEP Gas 2014 mit einem Investitionsvolumen von rund 0,8 Mrd. enthalten Grundlage: Modellierungsvariante II.B FNB sehen vorgeschlagene Maßnahmen des NEP Gas 2014 durch die Ergebnisse des NEP Gas 2015 im Wesentlichen bestätigt * Maßnahmen des NEP Gas 2014 im Startnetz Seite 16

17 Ausblick Szenariorahmen 2016 Modellierung des Kapazitätsbedarfs der VNB Aktueller Sachstand: Studienergebnis FfE: Deutschlandweiter Leistungsrückgang sowohl in den Jahren 1-5 als auch in den Jahren 6-10 zu erwarten (6-8%) Regionale Unterschiede vorhanden Arbeitsgruppe Verbände (BDEW/VKU/Geode), FNB, VNB wird fortgeführt Konstruktive Zusammenarbeit EXCEL-Tool wird von FfE modifiziert und ggf. von den Verbänden zur IB/LFP 2016 ausgerollt - verpflichtende Nutzung nicht vorgesehen Anpassung Plausibilisierung: Bisheriges 10%-Kriterium (Plausibilisierung bei Zuwächsen > 10% in 5 Jahren) passt nicht zu den Studienergebnissen (=Leistungsrückgang) Studienergebnisse sollten im NEP 2016 berücksichtigt werden Im NEP 2016 sollte nur eine VNB-Variante modelliert werden Seite 17

18 Ausblick Szenariorahmen 2016 Modellierungsvarianten des Kapazitätsbedarf der VNB* FNB-Vorschlag zur Modellierung des Kapazitätsbedarfs der VNB im NEP 2016 GW 300 Jahr 1-5: 10-Jahresprognose Jahr 6-10: Prognos-Daten** + Studienergebnisse FfE II.A NEP 2015 (10-JP) FNB-Vorschlag*** II.B NEP 2015 Plausibilisierung: Jeder Zuwachs muss nachvollziehbar begründet werden Verwendung der Benutzungsstunden der FfE-Studie 239 Studienergebnis FfE * Datenbasis: NEP ** Regionalisierter Gasbedarf auf Kreisebene gemäß Energiereferenzprognose. *** Auswirkung der Verwendung aktualisierter Benutzungsstunden (FfE-Studie) am Beispiel des NEP Jahr 1-5: Verwendung der plausibilisierten 10-JP der Verteilnetzbetreiber Jahr 6-10: Verwendung der Studienergebnisse (aktualisierte Benutzungsstunden) Seite 18

19 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas e.v. Georgenstraße 23 / D Berlin Telefon Telefax [email protected]