Erdgasumstellung und Marktentwicklung Niedersächsische Energietage 2014

Dr. Michael Kleemiß – 09. Oktober 2014

Gasbedarf Deutschland

Beobachtung: •

•

•

• nationaler Gasbedarf in TW

(Quelle: NEP 2014)

•

Gasbedarf wird auch in den kommenden Jahren relativ stabil bleiben auch wenn die Gesamtmenge leicht zurückgehen mag, kann der Kapazitätsbedarf stabil bleiben leicht abnehmender Bedarf im Haushaltsbereich, stabil im Bereich Industrie, Handel, Gewerbe und Dienstleistungen leicht zusätzlicher Bedarf im Kraftwerksbereich up- und downsides der Bedarfsentwicklung heben sich auf, daher ist die Prognose recht realistisch

Produktionsentwicklung in NWE

 grundsätzlicher Rückgang der Eigenproduktion in NL, UK, DK, D  weitere Reserven unsicher  Fortführung Fracking unsicher  große Bereiche in NWE mit L-Gas versorgt

Quelle: Min. EL&Oil and Gas Portal -3-

Quelle: Gas in Denmark 2011

Quelle: NEP SR 2015

Hintergrund der veränderten L-Gas Produktionsentwicklung und Konsequenzen Deutschland:  Produktion ist in der Tail-End Phase, kontinuierlicher Rückgang der deutschen Eigenproduktion  neue Aufkommen und neue Großprojekte unwahrscheinlich  Fracking zumindest im großen Maße umstritten

Niederlande:  zunehmende Erdbebenaktivität in der Provinz Groningen, die im direkten Zusammenhang mit der Produktion zu sehen sind; Erdbeben haben bereits zu Schäden an Gebäuden geführt  Festlegung der maximalen Produktionskapazität wird regelmäßig mit niederländischen Parlament abgestimmt  Reduktion der Kapazität des Clusters Loppersum führt zu Begrenzung: 42,5 bcm in 2014 und 2015, 40 bcm in 2016  Neufestlegung der Begrenzung in 2016  bestehende Lieferverträge in Richtung Deutschland werden erfüllt (Laufzeit derzeit bis 2020) -4-

Konsequenzen für die deutschlandweite L-Gas Kapazitätsbilanz

Quelle: NEP 2014 -5-

Zukünftige H-Gas-Versorgungs-Quellen für NWE zur L-Gas Substitution Projekte B A

A Northern N S corridor

• • • •

B Northern E W corridor

• Nord Stream • Yamal

C Central E W corridor

• EU-Stream

D Southern E W corridor

• South Stream

E Italian S N corridor

• GALSI • Transmed • Greenstream

F Iberian S N corridor

• Maghreb • Medgaz

G Southern European LNG flows

• verschiedene

H NW European LNG flow

• verschiedene

Pipeline Gas

B

H C

C D

E E

F

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LNG Terminal in Betrieb LNG Terminal konkret geplant

LNG

G

Norpipe Europipe I & II Zeepipe Franpipe

Derzeitige Bestimmung des H-Gas-Bedarfs im NEP-Prozess H-Gas-Quellenverteilung:

Ergebnis WEO‐Studie für  Europa

Gasbedarf wird für jedes Jahr auf Basis der KapazitätsPrognose vorgegeben • Verteilungsschlüssel der HGas-Quellenverteilung wird abgestimmt • Versorgungsbedarf ergibt sich aus Erfüllung der Massenbilanz zum Ausgleich der Bedarfsseite • Beitrag und Redundanzen zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit nur schwer zu identifizieren  Initiative der GUD: Aufstellung einer H-Gas-Bilanz analog zur L-Gas-Bilanz •

199

Westeuropa 101

98 12

LNG

Pipeline 7

Südost

Süd

33,6

0

61,2

11,7

36,8

37,1

West

Südwest

45,6

Süd/Südost 104,9

Nordost 48,5

Zusatzbedarf in Deutschland 23%

Oude St., Bocholtz, Eynatten,  Medelsheim

53%

Oberkappel, Wallbach, Überackern

24%

Greifswald

NEP 2014: Modellierungsvarianten

Kriterien zur Bestimmung von Umstellungsbereichen  Definition von Netzgebieten, deren Qualitätsumstellung zum Umstellungszeitpunkt sicher beherrschbar ist  Nutzung vorhandener Schnittpunkte von H- und L-Gas-Netzen; Anschluss bzw. geographische Nähe von H-Gas-Leitungen mit hohen Transportkapazitäten  Verfügbarkeit der benötigten H-Gas Transportkapazitäten  Integration bestehender L-Gas-Transportinfrastruktur für H-Gas-Transporte nach der Umstellung  Sicherstellung der im L-Gas-Markt weiterhin erforderlichen Entry-Kapazitäten für die Produktionseinspeisung  zur Deckung der Leistungsbilanz benötigte L-Gas Speicher müssen auch nach Auswahl von Umstellungsbereichen weiter zur Verfügung stehen  Berücksichtigung der Auswirkungen einer Auftrennung von nachgelagerten Netzen für eine teilweise Umstellung auf H-Gas  Erhalt der Versorgungsfähigkeit im verbleibenden L-Gas-System (z.B. keine Schaffung von „Inselversorgungen“)  Umstellung von Industriebetrieben vorziehen, wenn weniger komplex als nachgelagertes Netz  bei Zusatzanfragen alternativ im L-/ und H-Gas prioritär Anschluss im H-Gas; keine Ertüchtigung des L-Gas Systems aufgrund Zusatzbedarf

NEP 2014: L-Gas Umstellungsgebiete 2016-2019

2019-2024

 

Nr.

Bereich

FNB

Umstellungszeitpunkte

1 2 2 2 2 3 4 5 5 6 6 7 8 9 10 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 19 20 20 21 22 23 24 25 25 25 25 25 26 27 28

Walsrode/ Fallingbostel Achim Avacon I Nienburg Neustadt/ Avacon II Teutoburger Wald 1 Hüthum Bremen/ Delmenhorst Bremen/ Delmenhorst GBW I/ GBW II Peine Teutoburger Wald 2 Teutoburg Teutoburger Wald 3 Osnabrück Teutoburger Wald 4 Marl Frankfurt Bonn Verden Avacon - Wolfsburg Teutoburger Wald 5 Limburg Aggertalleitung Cux-/ Bremerhaven EWE Ost Cux-/ Bremerhaven EWE Ost Düsseldorf Dormagen Bergheim, Haanrade Teutoburger Wald 6 Rhein-Main Mönchengladbach Viersen Willich Neukirchen Kaldenkirchen Vorst-Buettgen Willich Radevormwald Köln-Dorm-Lev Emsland

GUD GUD GUD GUD GUD OGE TG GUD OGE GUD GUD OGE OGE OGE OGE OGE OGE OGE OGE GUD GUD OGE OGE TG GUD GTG OGE/TG OGE TG OGE OGE TG TG/OGE OGE OGE OGE OGE OGE/TG OGE/TG Nowega

2015-2016 2017-2019 2017 2017 2017 2017 2017 2017-2019 2019 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2019-2021 2019-2023 2020 2020 2020 2020-2021 2020 2021 2021 2021 2021 2021 2021 2022 2022 2023 2023 2023 2023 2023 2024 2024 2024

NEP 2014: Umzustellende Leistung pro Jahr

Projekte NEP 2014 Ausbaumaßnahmen bis 2024 Modellierungsvarianten II.2

• •

•

•

L-H-Gas-Umstellung stellt einen bedeutenden Anteil im NEP technische Maßnahmen insoweit bestätigt, mit wenigen Ausnahmen (u.a. Streichung TENP Reversierung, Verbindung Stollberg-Eynatten sowie Spezifizierung der Umstellungsmaßnahmen) Studie der DNV GL zum Antransport von H-Gas über NL ist im NEP 2015 auszuwerten Gesamtinvestitionen NEP 2014: bis 2019: 1,8 Milliarden € bis 2024: 3,1 Milliarden €

(Quelle: NEP 2014)

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Anforderungen an das Umstellungskonzept  Versorgung der aktuell mit L-Gas belieferten Verbraucher muss weiterhin sichergestellt werden  Bedarf an Bestellleistung unter Berücksichtigung der Langfristprognose muss gewährleistet werden können  auch in den heutigen L-Gas-Bereichen müssen neue Anforderungen durch einen erhöhten Bedarf (z.B. neue Industrie, Kraftwerke oder Ansiedlungen) erfüllt werden können  falls notwendig, soll eine Marktgebietsbereinigung berücksichtigt werden, mit entsprechenden Vorankündigungsfristen  vorhandene deutsche L-Gas-Aufkommen sollen soweit möglich weiter gefördert und in die Erdgastransportnetze eingespeist werden können  Umstellungskonzept muss zur Verfügung stehende bzw. aufzubauende Ressourcen für die Anpassung berücksichtigen; Ressourcen werden u.U. den kritischen Pfad der Umstellung maßgeblich beeinflussen

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Aktueller Stand der Umsetzung  erste Ankündigung der Marktraumumstellung für einzelne nachgelagerte Netzbetreiber und Industriestandorte im Dezember 2013 und Beginn 2014 erfolgt (u.a. wesernetz, SW Schneverdingen, SW Böhmetal, Teile von Avacon Hochdrucknetze, SW Nienburg, SW Neustadt, SW Delmenhorst)

 erster Umstellungsfahrplan abgeschlossen (SW Schneverdingen)  weitere Umstellungsfahrpläne in der Abstimmung  Ankündigung des Marktgebietswechsels von wesernetz und SW Delmenhorst vollständig zu GASPOOL  finale Erstellung des Erhebungsbogens MRU durch die BNetzA  Sammlung der erwarteten Umstellungskosten für 2015 und Beginn der Berechnung der Marktraumumstellungsumlage 2015 (Veröffentlichung am 1. Oktober 2014, gültig ab 1. Januar 2015) -14-

Regelungen zur Marktraumumstellung in der Kooperationsvereinbarung  §19a EnWG schafft die rechtliche Grundlage zur Durchführung der Marktraumumstellung  Prozess wurde bereits in der KoV VI ausgestaltet  Hauptteil der Kooperationsvereinbarung §§ 8 - 10:  Regelung der Grundsätze für die umlagefähigen Kosten, Art der umlagefähigen Kosten und deren Wälzung  Anlage 1 der Kooperationsvereinbarung:  Regelungen zu Vorankündigungsfristen und zum Marktgebietswechsel  Leitfaden „Marktraumumstellung“:  Beschreibung der operativen Abläufe zwischen den Netzbetreibern  Festlegung von Zuständigkeiten und Verantwortlichkeiten sowie der Mindestanforderungen an den Prozess zur Marktraumumstellung

Hauptteil KoV § 8:Marktraumumstellung •

Veranlassung der Marktraumumstellung (MRU) durch den Fernleitungsnetzbetreiber oder den Marktgebietsverantwortlichen (MGV)

•

Einbringung in den jährlichen NEP-Prozess; Einbeziehung der betroffenen ANB; Erstellung eines Marktraumumstellungskonzepts:  Abstimmung der zeitlichen Reihenfolge der umzustellenden NB  Termin der Bereitstellung der H-Gas Kapazitäten durch FNB sowie Sicherstellung der technischen Machbarkeit des Antransports  Abstimmung des Termins des Abschluss der Umstellung

•

bislang bestätigte interne Bestellungen bzw. Vorhalteleistungen werden energieäquivalent mindestens in gleicher Höhe und gleicher Art des Kapazitätsprodukts aufrecht erhalten

•

Einspeisemöglichkeit der vorhandenen nationalen Gasproduktionskapazitäten bleibt im zukünftig erforderlichen Umfang grundsätzlich weiterhin erhalten; Marktraumumstellung führt nicht zu einem Ausbau des L-Gas-Netzes

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Hauptteil KoV §§ 9 und 10: Umlagefähige Kosten und Kostenwälzung •

•

•

Ermittlung des technischen Anpassungsbedarfs von Verbrauchsgeräten und Kundenanlagen und Veranlassung der erforderlichen Anpassungsmaßnahmen (Abstimmung mit der Bundesnetzagentur bei Kosten oberhalb von 5.000 € je Anschluss) Umlagefähige Kosten:  Projektkosten der Netzbetreiber (insbesondere Ermittlung des qualitativen und quantitativen Anpassungsbedarfs)  Kosten für Anpassungsmaßnahmen der Verbrauchsgeräte  Vorfinanzierungskosten der Netzbetreiber  Kosten für Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen soweit hierfür keine Investitionsmaßnahmen gemäß § 23 ARegV genehmigt wurden  Differenz aus dem jährlichen Plan-/Ist-Abgleich  weitere Kosten (temporäre Ersatzversorgung, temporäre HGasanbindungsleitungen, Anpassungen der Gasübergabestationen) Wälzung analog zur Biogasumlage, allerdings Berücksichtigung aller Ausspeisepunkte

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Ausblick  enge Begleitung der Marktraumumstellung der ersten Projekte, um Erfahrungen für die Zukunft zu sammeln  enge Zusammenarbeit zwischen bdew und DVGW  Marktraumumstellung nimmt eine bedeutende Rolle im NEP 2015 ein  Ziel innerhalb des NEP 2015 das L-Gas Umstellungskonzept bis 2030, d.h. bis zur vollständigen Umstellung, zu berücksichtigen  nach Ansicht GUD sollte das Szenario 2030 modelliert werden, da es einen neuen Ausgangszustand darstellt  Auswertung der DNV GL Studie beauftragt durch GTS zum alternativen Antransport benötigter H-Gas-Kapazität über NL; Initiative Gasunie: Schaffung eines grenzüberschreitenden Umstellungsfahrplan  Aufstellen einer H-Gas Bilanz zur Analyse der Diversifikation der Aufkommensquellen, Versorgungsstandards sowie Aufkommens- und Bedarfsentwicklung (analog zur L-Gas-Kapazitätsbilanz) -18-

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

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