Netzentwicklungsplan Gas

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1 Netzentwicklungsplan Gas Ergebnisse der Modellierung Philipp Behmer (TG), Thorsten Schuppner (OGE)

2 Agenda Ergebnisse der Modellierung Modellierungsergebnisse Kostenvergleich NEP 2016 vs. NEP 2015 Netzausbauvorschlag Entwicklung der H-Gas-Versorgung H-Gas-Leistungsbilanz H-Gas-Quellenverteilung Auswirkungen auf Grenz- und Marktgebietsübergangspunkte Entwicklung der L-Gas-Versorgung Seite 2

3 Ergebnisse der Modellierung Modellierungsvariante Q.1 Ausbaumaßnahmen bis 2027 Geänderte Anforderung 2027 GW Interne Bestellung Speicher (Exit, TaK) Kraftwerke (systemrelevant) Speicher (Entry, TaK) Kraftwerke (neu) Modellierungsergebnisse bis 2027 Verdichterstationen: 369 MW Leitungsbau: 614 km Kosten: 3,9 Mrd. Seite 3

4 Ergebnisse der Modellierung Modellierungsvariante Q.2 Ausbaumaßnahmen bis 2027 Geänderte Anforderung 2027 GW Interne Bestellung Speicher (Exit, TaK) Kraftwerke (systemrelevant) Speicher (Entry, TaK) Kraftwerke (neu) Modellierungsergebnisse bis 2027 Verdichterstationen: 515 MW Leitungsbau: 618 km Kosten: 4,4 Mrd. Seite 4

5 Kostenvergleich NEP 2016 vs. NEP 2015 NEP 2015 Netzausbaumaßnahmen: rd. 3,3 Mrd. bis 2025 NEP 2016, Modellierungsvariante Q.1: rd. 3,9 Mrd. bis 2026 Zusätzlicher Kapazitätsbedarf in Süddeutschland: rd. 350 Mio. Um ein Jahr erweiterter Planungshorizont L-/H-Gas Umstellung: rd. 300 Mio. Kostenanpassungen laufender Projekte: rd. 250 Mio. Weitere, zusätzliche Maßnahmen: rd. 230 Mio. Entfallene Projekte: rd. 365 Mio. Fertiggestellte Projekte: rd. 180 Mio. NEP 2016, Modellierungsvariante Q.2: rd. 4,4 Mrd. bis 2026 (Anteilige) Berücksichtigung der Nord Stream 2: rd. 500 Mio. Seite 5

6 Netzausbauvorschlag NEP Gas 2016* Maßnahmen (1) Seite 6

7 Netzausbauvorschlag NEP Gas 2016* Maßnahmen (2) Seite 7

8 Ergebnisse der Modellierung Netzausbauvorschlag für den NEP Gas 2016 Die Fernleitungsnetzbetreiber schlagen die Ausbaumaßnahmen auf Basis der Modellierungsvariante Q.2 vor Nach Einschätzung der Fernleitungsnetzbetreiber ist die Modellierungsvariante Q.2 die robustere bzgl. der Versorgungssicherheit Mit den Ausbaumaßnahmen der Modellierungsvariante Q.2 können Veränderungen in der zukünftigen Entwicklung der Gasaufkommen für Europa entsprechend berücksichtigt werden Die Ausbaumaßnahmen der Modellierungsvariante Q.2 verstärken die Austauschmöglichkeit zwischen den Marktgebieten NCG und GASPOOL Der Netzausbauvorschlag beinhaltet sämtliche Maßnahmen der Modellierungsvariante Q.1 und erfüllt somit auch die Anforderungen, die sich aus der alternativen Quellenverteilung ergeben würden Seite 8

9 Entwicklung der H-Gas-Versorgung Entwicklung des Bedarfs Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber Bis 2030 zusätzlicher Bedarf von 105 GWh/h, davon 79 GWh/h für Umstellung Seite 9

10 Entwicklung der H-Gas-Versorgung H-Gas-Leistungsbilanz Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber Speicher liefern mit bis zu 46 % einen erheblichen Beitrag in der Bilanz In 2022 und 2027 zusätzlicher H-Gas-Bedarf von 23 GWh/h bzw. 38 GWh/h Aufteilung auf Grenzübergangspunkte entsprechend H-Gas-Quellenverteilung Seite 10

11 Entwicklung der H-Gas-Versorgung H-Gas-Quellenverteilung Ausgangssituation Rückläufige europäische Eigenproduktion, insbesondere Rückgang der L-Gas-Importe aus den Niederlanden und der deutschen Eigenproduktion Zunehmender H-Gas-Importbedarf in Europa Vorgehensweise Ableitung einer H-Gas-Quellenverteilung und Ermittlung der Auswirkungen auf die deutschen Fernleitungsnetze Änderungen im Vergleich zum Szenariorahmen NEP Gas 2016: Modellierungsvariante Q.1: Keine (Berücksichtigung der Projekte TESLA und EASTRING gem. TYNDP 2015) Modellierungsvariante Q.2: Modifizierung gemäß BNetzA-Bestätigung zum Szenariorahmen NEP Gas 2016 (Berücksichtigung der Projekte EASTRING und Nord Stream-Erweiterung) Seite 11

12 Entwicklung der H-Gas-Versorgung Ergebnis Modellierungsvariante Q.1: Zusätzlicher H-Gas-Bedarf (GWh/h) 23,1 38,4 Region Nordost (7 %) 1,6 2,7 Region West/ Südwest (34 %) 7,9 13,1 Region Süd/ Südost (59 %) 13,6 22,7 Modellierungsvariante Q.2: Zusätzlicher H-Gas-Bedarf (GWh/h) 27,3 42,6 Region Nordost (42 %) 11,5 17,9 Region West/ Südwest (32 %) 8,7 13,6 Region Süd/ Südost (26 %) 7,1 11,1 Seite 12

13 Aufteilung des Zusatzbedarfs auf die Grenzübergangspunkte (Q.2, 2027) Emden: Keine Berücksichtigung, da keine Zusatzkapazitäten (NO -> D) geplant. Bunde/Oude: Keine Berücksichtigung, da kein Bedarf im Marktgebiet GASPOOL. 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 (+12,0 GW). Medelsheim: Geplante Reversierung der Infrastruktur in Frankreich ermöglicht Übernahme von Leistungen (+1,7 GW). Wallbach: Reversierungen der Infrastruktur in Italien und der Schweiz ermöglichen Zusatzmengen u.a. für die KW Karlsruhe RDK (+8,3 GW). Greifswald: Nord Stream Erweiterung (+17,9 GW). Mallnow: Keine Berücksichtigung, da keine Zusatzkapazitäten (Ost-West-Richtung) vorhanden. Waidhaus: Keine Berücksichtigung, da keine Zusatzkapazitäten (Ost-West-Richtung) vorhanden. Oberkappel: Keine Berücksichtigung, da in Spitzenlastszenarien Export unterstellt wird. Überackern: Zuordnung der KW Haiming, Leipheim, UPM (+2,8 GW). Seite 13

14 Auswirkungen auf Grenz- und Marktgebietsübergangspunkte H-Gas-Zusatzbedarf zur Spitzenlastdeckung (nicht ganzjährig) erforderlich Zur Deckung der Leistungsbilanz werden vorrangig bestehende Kapazitäten genutzt Mit Ausnahme der Nord-Stream-Anbindung kein zusätzlicher Netzausbau erforderlich Seite 14

15 Entwicklung der H-Gas-Versorgung Erläuterungen zum Spitzenlastszenario Spitzenlastszenario* Szenarien: Betrachtung unterschiedlicher, restriktiver Absatz- und Aufspeisesituationen Test auf Engpässe im Transportsystem Spitzenlastszenario: Maximaler Exit-Bedarf bei Auslegungstemperatur Maximierung Nord-/Süd-Transport Grenzübergangspunkte werden belastend angesetzt * Exemplarische Darstellung. Seite 15

16 Entwicklung der L-Gas-Versorgung Vergleich zum NEP Gas 2015 Fortführung und Vertiefung der Abstimmung mit GTS zum L-Gas- Import aus NL Aktualisierung der Umstellungsplanung zur Berücksichtigung der Änderungsbedarfe der nachgelagerten Netzbetreiber Glättung der Entwicklung der jährlich umzustellenden Geräte aktuellen Abstimmungsergebnisse mit GTS Ergänzung der L-Gas-Leistungs- und Mengenbilanz um marktgebietsscharfe Bilanzen Seite 16

17 Entwicklung der L-Gas-Versorgung Umzustellende Verbrauchsgeräte Aktualisierte Umstellungsplanung führt zu Glättung der Umstellungsgeschwindigkeit ggü. NEP Gas Quelle: Fernleitungsnetzbetreiber Aus Sicht der FNB besteht Notwendigkeit, eine Erhöhung der maximalen Anpassungsrate von Verbrauchsgeräten pro Jahr zu prüfen: Flexibilitätsgewinn, z.b. im Hinblick auf Entwicklung Produktion (NL & D) oder Änderung Gerätezahlen bzw. Planung der Verteilernetzbetreiber Seite 17

18 Entwicklung der L-Gas-Versorgung Fazit Ermittlung der deutschland- und marktgebietsweiten Leistungs- und Mengenbilanzen für L-Gas bis zum Jahr 2030 Enge Abstimmung mit GTS bzgl. L-Gas-Import Umfassende Anpassung der Umstellungsplanung mit den Zielen Glättung der Marktraum-Umstellungsgeschwindigkeit Berücksichtigung der Detailplanung der Verteilernetzbetreiber rechtzeitige Kompensation des L-Gas-Rückgangs Identifikation konkreter Maßnahmen im Netzentwicklungsplan Gas 2016 zur Sicherstellung der Versorgung Erstellung einer vollständigen jahresscharfen Übersicht der L-Gas- Umstellungsbereiche bis 2030, einschließlich der Bereiche, die erst nach 2030 umgestellt werden Konkretisierung des verbleibenden L-Gas-Marktes Auflistung aller von der Umstellung betroffenen Netzbetreiber sowie Zuordnung des jeweiligen Umstellungsjahres (NEP Gas 2016, Anlage 3) Seite 18

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