Forsyningssikkerhedsforordningen Risikovurdering

Transkript

1 Forsyningssikkerhedsforordningen Risikovurdering 22. november 2011 hik/jbj/ael/xmah 0. Executive summary Formål Proces og konklusioner Arbejdsproces Konklusioner Kontakt til nabolande Det videre arbejde Baggrund for forordningen Forordningsmæssigt grundlag Beskyttede kunder De nuværende standarder for forsyning Beskrivelse af den eksisterende danske gasinfrastruktur Gasforbrug i Danmark Gassens rolle i det danske energimix Gasforbrug fordelt på forbrugere Gasfyret el- og fjernvarmeproduktion Produktions- og servicevirksomheders energiforbrug Gaskvalitet Det fremtidige dansk/svenske gasinfrastruktur Perioden Beregnet gasefterspørgsel i Gasefterspørgsel i henhold til forordningen Danmark Sverige Identificerede risici Forsyningssvigt: N-1 hændelser i det danske gastransmissionssystem Beregnede gasbalancer Dok , Sag 10/7217 1/31

2 10.1 N-1 hændelser og det beregnede område Beregning af N-1 formlen for Danmark Afbrydelse af gas fra Nordsøen (Nybro) Frekvens for afbrydelse dags afbrydelse (Artikel 6.1) dages afbrydelse (Artikel 8.1 (c)) dages afbrydelse under normale vinterforhold Langvarig afbrydelse af forsyning fra Nordsøen Afbrydelse af gas fra Tyskland (Ellund) Frekvens for afbrydelse dags afbrydelse (Artikel 6.1) dages afbrydelse (Artikel 8.1 (c)) Afbrydelse af gas fra Stenlille Gaslager Frekvens for afbrydelse dags afbrydelse (Artikel 6.1) dages afbrydelse (Artikel 8.1 (c)) Bilag A: Risiko identifikation Bilag B: Referencer Dok , Sag 10/7217 2

3 0. Executive summary In compliance with Article 9 of the EU Regulation no. 994/2010 on security of gas supply, Denmark has made an assessment of the risks affecting the security of gas supply. According to Article 9, the risk assessment must - use the infrastructure and supply standards specified in Articles 6 and 8 - take into account all relevant national and regional circumstances, in particular market size, network configurations, actual flows, production and storage facilities and the role of gas in the energy mix, and safety and gas quality considerations - run various disruption scenarios - identify the interaction and correlation of risks with other Member States - take into account the maximal interconnection capacity of each border entry and exit point. This report is the first risk assessment of the Danish gas system following the Regulation, and it provides a description of the present and future Danish gas system, including gas quality and present and future standards of infrastructure and supply, and an outline of the role of gas in the energy mix with particular focus on district heating, electricity generation and the operation of industries. A number of incidents potentially threatening the gas supply have been identified, and probabilities and likely consequences of these have been analysed. The results of the analysis are confidential, but the overall conclusion is that the most serious consequences of the risks identified are related to the principal sources of supply to the Danish gas system. To demonstrate the expected handling of these identified risks, the gas demand and gas balances in 2014 have been calculated in accordance with the scenarios described in Articles 6 and 8, defining the calculated area as the interconnected Danish and Swedish gas transmission systems with consideration for each Member State s obligations, cf. Article 6.10, and the single largest gas infrastructure as either one of the following, any given day: - gas supply from the North Sea - gas supply from Germany (via Ellund) - the Stenlille storage facility. The analyses show that: - During a one-day disruption of the single largest gas infrastructure (Article 6.1) on a day of exceptionally high gas demand, the gas supply will be sufficient to cover all Danish gas customers and all protected customers in Sweden - During a period of 7 days - 30 days respectively of exceptionally cold weather (Article 8.1 a) and b)), the gas supply will be sufficient to cover all protected customers in Denmark and Sweden - During a period of 30 days - in case of disruption of the single largest gas infrastructure under average winter conditions (Article 8.1.c)) the gas sup- Dok , Sag 10/7217 3

4 ply will be sufficient to cover all protected customers in Denmark and Sweden. The results of the risk assessment will be used in the coming establishment at national level of a Preventive Action Plan containing the measures necessary in order to remove or mitigate the risks identified, and an Emergency Plan describing the measures to be taken to remove or mitigate the impact of a gas supply disruption. 1. Formål Denne rapport redegør for resultaterne af risikovurderingen af det danske naturgassystem i henhold til artikel 9 i EU Forordning nr. 994/2010 om foranstaltninger til opretholdelse af naturgasforsyningssikkerheden. Risikovurderingen skal være gennemført senest den 3. december 2011 og skal derefter ajourføres første gang senest 18 måneder efter vedtagelsen af de udarbejdede forebyggende handlings- og nødplaner, og derefter hvert andet år inden den 30. september i det relevante år. Risikovurderingen, herunder ajourførte udgaver, skal straks stilles til rådighed for EU Kommissionen. 2. Proces og konklusioner 2.1 Arbejdsproces Den danske kompetente myndighed, Energistyrelsen, har bedt Energinet.dk om at udføre risikovurderingen for det danske gassystem. Rambøll har på Energinet.dk s foranledning gennemført en overordnet risikoanalyse, der har dannet grundlag for den efterfølgende udarbejdelse af selve risikovurderingen. Der blev den 9. juni 2011 afholdt en workshop med fokus på identifikation af de risici, der kan påvirke gasforsyningssikkerheden i Danmark. Derefter har Rambøll beregnet frekvens og varighed af samtlige identificerede risici, og Energinet.dk har lavet beregninger til dokumentation af opfyldelse af forordningens artikel 6 og 8. Da det er første gang, Danmark udarbejder en risikovurdering efter forordningens krav, er der lagt vægt på at etablere overordnet overblik og sikre beskrivelsen af helhedsbilledet i højere grad end på detaljeringsgrad i analyserne af de enkelte scenarier. Det har endvidere i arbejdet med rapporten været et selvstændigt sigte at opbygge en hensigtsmæssig metode og procedure for de fremtidige opdateringer af risikovurderingen. 2.2 Konklusioner Sammenfattende viser analyserne, at - De risici, der har størst konsekvenser for gasforsyningssikkerheden i Danmark, relaterer sig til de fire hovedforsyningskilder til det danske gassystem: Nordsøen, Tyskland (via Ellund) og de to gaslagre; - ved en afbrydelse af den største enkeltstående gasinfrastruktur en dag med usædvanlig stor gasefterspørgsel (artikel 6, stk.1) vil gasforsyningen være Dok , Sag 10/7217 4

5 tilstrækkelig til at dække alle gaskunder i Danmark og alle beskyttede kunder i Sverige; - i perioder på hhv. 7 og 30 dage med usædvanlig stor gasefterspørgsel (artikel 8, stk. 1, litra a) og b)) vil gasforsyningen være tilstrækkelig til at dække alle beskyttede kunder i Danmark og Sverige; - ved afbrydelse af den største enkeltstående gasinfrastruktur i en periode på 30 dage under normale vinterforhold (artikel 8, stk. 1, litra c)) vil gasforsyningen være tilstrækkelig til at dække alle beskyttede kunder i Danmark og Sverige. 2.3 Kontakt til nabolande Det svenske gassystem er 100 % forsynet via Danmark, hvorfor der har været aftalt proces med møder og løbende udveksling af information med Energimyndigheten, der er den svenske kompetente myndighed i henhold til forordningen, Swedegas, ejer af det svenske gastransmissionssystem samt Svenske Kraftnät, den svenske balanceansvarlige TSO. Energimyndigheten og Swedegas deltog desuden i workshoppen om risikoidentifikation for gassystemet. Den 20. juni 2011 blev der afholdt møde mellem Bundesnetzagentur, Energimyndigheten, Swedegas, Energistyrelsen og Energinet.dk med gensidig orientering om status på arbejdet med forordningen. Efterfølgende har parterne orienteret hinanden i løbet af arbejdsprocessen. 2.4 Det videre arbejde Den foreliggende risikovurdering incl. beregninger til dokumentation af opfyldelse af infrastruktur- og forsyningsstandarderne vil herefter danne grundlag for den forebyggende handlingsplan med foranstaltninger, som er nødvendige for at afbøde de konstaterede risici, jf. artikel 4 og 5, og for den danske nødplan, der vil indeholde foranstaltninger, som skal træffes for at eliminere eller afbøde konsekvenserne af en afbrydelse af gasforsyningen, jf. artikel 4 og 10. Dermed vil risikovurderingens resultater indgå i beredskabsplaner, instrukser mv. gældende for den danske gassektor. I forbindelse med de forordningsmæssige revisioner af risikovurderingen vil Danmark arbejde videre med metode og indhold af vurderingen, herunder primært analyser af scenarier og konsekvenser for at øge kvalitet og præcision i vurderingen. Arbejdet vil ske løbende over de kommende år parallelt med, at de nødvendige ændringer til beregningsmodeller vil blive implementeret. 3. Baggrund for forordningen Forsyningssikkerhed er blevet et stadig vigtigere emne i EU i de senere år på grund af de seneste begivenheder som f.eks. Hviderusland-krisen i 2008 og Ukraine-krisen i For at styrke EU s samlede og de enkelte landes gasforsyningssikkerhed er forordningen 994/2010 udarbejdet af EU. Formålet med forordningen er at skabe regional solidaritet, styrke samarbejdet mellem medlemslandene samt skabe et fælles beredskab i tilfælde af en krise med hensyn til naturgasforsyning. Ifølge forordningen sker dette primært gennem en harmonisering af standarder for infrastruktur, forsyning og krisestyring Dok , Sag 10/7217 5

6 og ved, at medlemsstaterne udarbejder nødplaner og forebyggende handlingsplaner, både for det nationale gassystem og hvor det er relevant - for regionens gasinfrastruktur. Desuden lægges op til oprettelse af bindende aftaler mellem medlemsstaterne. Et centralt element i forordningen er artikel 9, der skitserer de krav, der er til risikovurderinger angående levering af naturgas: simulering af forskellige scenarier med usædvanlig stor gasefterspørgsel og afbrydelse af forsyningen, eksempelvis svigt i hovedtransmissionsinfrastrukturerne, lagre eller LNG-terminaler og afbrydelse af forsyningerne fra tredjelandleverandører under hensyn til det historiske forløb, sandsynlighed, hyppighed og varigheden af deres opståen, såvel som, hvor det er relevant, de geopolitiske risici og vurderingen af sandsynlige konsekvenser af disse scenarioer. Forordningen udvider fokus til også at omfatte geopolitiske og kommercielle risici, hvor fokus i risikovurderinger af det danske gassystem hidtil i højere grad har været på tekniske og naturbaserede risici. 4. Forordningsmæssigt grundlag Risikovurderingen er udarbejdet med udgangspunkt i forordningens artikler 6, 8 og 9. Nedenfor gennemgås kort de enkelte artiklers specifikke krav. Artikel 6 Standard for infrastruktur I henhold til artikel 6 i forordningen skal hver medlemsstat sikre, at standard for infrastruktur opfyldes. Det betyder, at det skal sikres, at de nødvendige foranstaltninger er truffet således, at i tilfælde af en afbrydelse af den største enkeltstående gasinfrastruktur, er kapaciteten i den resterende infrastruktur, fastsat i henhold til N-1 formlen (forordningens bilag I, pkt. 2) i stand til at dække det beregnede områdes samlede gasefterspørgsel på en dag med usædvanlig stor gasefterspørgsel, der forekommer med en statistisk sandsynlighed én gang hvert tyvende år. Artikel 8 Standard for forsyning Tilsvarende definerer artikel 8 en standard for forsyning, som ligeledes skal opfyldes. Det betyder, at gasforsyninger til medlemsstatens beskyttede kunder skal sikres i følgende tilfælde: a) ekstreme temperaturer i en spidsbelastningsperiode på 7 dage, som forekommer med en statistisk sandsynlighed en gang hvert 20. år b) en hvilken som helst periode på mindst 30 dage med usædvanlig stor gasefterspørgsel, der forekommer med en statistisk sandsynlighed en gang hvert 20. år, og c) i en periode på mindst 30 dage i tilfælde af en afbrydelse af den største enkeltstående gasforsyningsinfrastruktur under gennemsnitlige vinterforhold. Dok , Sag 10/7217 6

7 Artikel 9 - Risikovurdering I henhold til artikel 9 skal hver medlemsstat foretage en fuldstændig vurdering af de risici, som påvirker gasforsyningssikkerheden, baseret på infrastruktur og forsyningsstandarderne og under hensyntagen til alle relevante nationale og regionale omstændigheder, med en simulering af forskellige scenarier med usædvanlig høj gasefterspørgsel og afbrydelse af forsyningen, med påvisning af risiciene fra samspil og vekselvirkning med andre medlemsstater og under hensyn til den maksimale sammenkoblingskapacitet af hvert indgangs- og udgangspunkt ved grænsen. 4.1 Beskyttede kunder Alle privatkunder, som er tilsluttet et gasdistributionsnet, og derudover, hvis den pågældende medlemsstat træffer beslutning herom, også: a. små og mellemstore virksomheder, hvis de er tilsluttet et gasdistributionsnet, og væsentlige sociale tjenester, hvis de er tilsluttet et gasdistributions- eller transmissionsnet, og forudsat alle disse yderligere kunder ikke udgør mere end 20 % af det endelige gasforbrug, og/eller b. fjernvarmeinstallationer i det omfang, at de leverer varme til privatkunder og til kunder omhandlet i litra a), hvis disse installationer ikke kan skifte til andre brændsler og er tilsluttet et gasdistributions- eller transmissionsnet. Definitionen af de beskyttede kunder fastlægges af Energistyrelsen som kompetent myndighed, og arbejdet foregår parallelt med udarbejdelse af denne rapport om risikovurdering af det danske gassystem. 4.2 De nuværende standarder for forsyning Gasforsyningssikkerhed har siden etablering af det danske gastransmissionssystem i 1980 erne været et vigtigt element i den danske energipolitik. For at højne forsyningssikkerheden er systemet etableret med dobbelte rørledninger over Storebælt og Lillebælt (teknisk sikkerhed), og i Nordsøen er der etableret to rørledningssystemer til ilandføring, som kan supplere hinanden (mængdemæssig sikkerhed). Herudover er der etableret to gaslagre i hhv. Lille Torup i Jylland og Stenlille på Sjælland tæt ved København (kapacitets- og mængdemæssig sikkerhed). Senest er det besluttet at øge kapaciteten for gasimport fra Tyskland ved etablering af en ny rørledning parallelt med den eksisterende fra Egtved til Ellund og etablering af en ny kompressor station i Egtved, der vil give systemet større fleksibilitet. De danske forsyningsstandarder er i dag fastlagt i Bekendtgørelse nr. 884 af 21. august 2006 om varetagelse af naturgasforsyningssikkerheden. I henhold til bekendtgørelsen varetager Energinet.dk det overordnede planlægningsmæssige ansvar og de styrende opgaver i forbindelse med varetagelsen af forsyningssikkerheden. Dok , Sag 10/7217 7

8 Energinet.dk s nødforsyningsberedskab er beregnet til at klare mange forskellige hændelser (storm, havari, ekstrem kulde, tekniske problemer, etc.). De værst tænkelige situationer, som Energinet.dk dækker, er: - 3 døgns forsyningsudfald ved -13 grader (en gennemsnitlig døgntemperatur på - 13 grader i 3 døgn er statistisk en 20 års hændelse) - 60 døgns forsyningsudfald i et normal-år (statistisk års hændelse) Hidtil har det danske system ikke haft lovbundne forpligtelser til at forsyne det svenske gasmarked i tilfælde af forsyningssvigt, men er forpligtet til at stille infrastruktur til rådighed for transport af gas til Sverige. Bekendtgørelsen om varetagelse af forsyningssikkerhed ophæves, når nødforsyningsberedskabet, markedsregler mv. er blevet tilrettet i henhold til forordningen. 5. Beskrivelse af den eksisterende danske gasinfrastruktur Det danske gastransmissionssystem består dels af opstrømsrørledninger i den danske del af Nordsøen, dels af transmissionsledninger på land. Transmissionsledningerne går på langs (Aalborg-Ellund) og tværs (Nybro- Dragør) af Danmark, og distributionsledningerne består af et net af rørsystemer ud til forbrugerne. Herudover består gastransportsystemet af et gasbehandlingsanlæg (Nybro) og to underjordiske gaslagre (Stenlille og Lille Torup), se Figur 5.1. Figur 5.1: Det overordnede danske gassystem. Naturgassen fra den danske del af Nordsøen transporteres i to offshore rørledninger fra felterne Tyra og Syd Arne og ind til land nord for Esbjerg ved et tryk på op til 138 bar. Om sommeren, hvor der forbruges mindre gas, sænkes afgangstrykket for at minimere energiforbruget til kompression. Om vinteren hæ- Dok , Sag 10/7217 8

9 ves trykket for samtidig at have større mængder linepack (dvs. den mængde gas, der er i selve gasledningerne) til brug ved driftsforstyrrelser og i nødsituationer. På land passerer naturgassen gennem et gasbehandlingsanlæg i Nybro. Her kontrolleres og måles gaskvaliteten, og trykket reduceres til det maksimale landledningstryk på 80 bar. Anlægget kan også blande gas fra de to offshorerør og reducere indholdet af forurenende stoffer såsom tunge kulbrinter og svovlbrinte, hvis det er nødvendigt, for at gassen overholder de fastlagte specifikationer. Hvis gassen skal renses, kan der i så fald kun leveres reducerede mængder (ca. 50 %). Fra Nybro sendes gassen ud til kunderne i ind- og udland eller til lagring på et af de to underjordiske gaslagre. Lagrene fyldes typisk op i sommermånederne, når gasforbruget er lavt. Når det bliver koldere, og forbruget overstiger de daglige gasleverancer fra Nordsøen, suppleres der med gas fra lagrene. Ud over sæsonudjævning kan handel med gas påvirke eksporten og importen og dermed henholdsvis lagerudtrækket og lagerinjektionen. Det er principielt transportkunderne, der ved deres daglige bestillinger inden for den reserverede kapacitet bestemmer input/output fra systemet på timebasis (det kommercielle system), mens det er Energinet.dk, der sørger for den fysiske balance i systemet, bl.a. ved hjælp af lagrene og linepack. Endvidere anvendes lagrene til nødforsyning. Måler- og regulatorstationerne (M/R-stationerne) er etableret langs transmissionsledningerne med det formål at forsyne de lokale distributionsnet. Deres funktioner er filtrering, opvarmning af gassen, så den ikke bliver for kold under det næste trin, reduktion af gastrykket til distributionsnettets trykniveau, måling af gasstrømmen gennem stationen og tilsætning af lugtstof til gassen. Der er etableret 42 måler- og regulatorstationer og fire deciderede målerstationer, som ejes af Energinet.dk. 5.1 Gasforbrug i Danmark Gasforbruget i Danmark har i en årrække ligget nogenlunde konstant på ca. 4 mia. Nm3 om året. Fra 2007 til 2009 har der været en nedgang i det klimakorrigerede gasforbrug, primært som følge af den økonomiske situation efter finanskrisen, og forbruget forventes fortsat at være præget af nedgang. Sidste år steg gasforbruget dog til 4 mia. Nm 3 om året jf. Figur 5.2. Generelt gælder det, at variationerne af gasforbruget fra år til år primært afhænger af gennemsnitstemperaturen i vinterhalvåret, af forholdet mellem elprisen og gasprisen og af få store forbrugeres disponeringer (direkte forbrugssteder) var et koldt år med 8 % flere graddage end i et normalår i modsætning til tidligere år, hvor graddageantallet har ligget under normalår. Dok , Sag 10/7217 9

10 Forbrug, Mia. Nm 3 /år Procent 4,400 4, % 130% 4, % 3, % 3, % 3,400 90% 3,200 80% 3, % Forbrug i Danmark Graddage i pct. af normalår Figur 5.2: Årligt forbrug i perioden sammenholdt med antal graddage i procent af graddageantallet i et normalår (3.385 graddage). 5.2 Gassens rolle i det danske energimix Naturgas udgjorde i % af det samlede energiforbrug i Danmark, jf. Figur 5.3. Energiforbrug total % 22% 3% 39% Olie Naturgas Kul Affald VE 21% Figur 5.3: Det samlede danske energiforbrug i Kilde: Energistyrelsens energifremskrivning Dok , Sag 10/

11 5.2.1 Gasforbrug fordelt på forbrugere I 2009 var gasforbruget i Danmark 166 PJ (svarende til 3,8 mia Nm 3 ), hvoraf 73 PJ (45%) blev brugt til el- og fjernvarmeproduktion på de centrale og decentrale værker samt hos sekundære producenter (dvs. producenter, hvor hovedproduktet ikke er energi, f.eks. industri-, gartneri- eller affaldsbehandlingsvirksomheder). De danske husholdninger stod for 16% af det samlede gasforbrug i Samlet gasforbrug i DK % 17% 23% 16% Centrale værker Nordsøen Dec. og fjv-værker Industri Virksomheder Husholdninger 4% 24% Figur 5.2.1: Det samlede danske energiforbrug i Kilde: Energistyrelsens energifremskrivning Gasfyret el- og fjernvarmeproduktion Produktionen af el i Danmark foregår på centrale anlæg, decentrale kraftvarmeanlæg, vindkraftanlæg og hos sekundære producenter. Elproduktionen i Danmark i 2009 var 130,9 PJ (svarende til 3 mia. Nm 3 ), hvoraf 82,7 PJ (63 %) blev produceret på centrale anlæg. Elproduktionen fra decentrale anlæg og sekundære producenter var hhv. 16,2 PJ og 7,7 PJ, mens vindkraftanlæg leverede 24,2 PJ elektricitet. 18 % af den samlede elproduktion blev produceret ved brug af naturgas. Dok , Sag 10/

12 TJ Industri VE Affald Kul Naturgas Olie Elproduktion Fjernvarmeproduktion Figur 5.2.2: Produktion fordelt efter brændsel Kilde: Energistyrelsen Energistatistik 2010 Fjernvarmeproduktionen i Danmark foregår på store centrale kraftvarmeanlæg, på decentrale kraftvarmeanlæg, fjernvarmeværker og hos sekundære producenter som f.eks. industrivirksomhed, gartnerier og affaldsbehandlingsanlæg. Fra slutningen af 1980 erne og op gennem 1990 erne voksede den andel, der produceredes på decentrale anlæg, i takt med, at rene varmeproducerende fjernvarmeværker blev bygget om til decentral kraftvarmeproduktion. Samtidig er der sket en betydelig brændselsomlægning i produktionen af fjernvarme, således at sammensætningen i 2009 var 45,8 % vedvarende energi (VE), 28,5 % naturgas, 20,5 % kul og 5,1 % olie. Den samlede fjernvarmeproduktion var i 2009 på 130,7 PJ (~ 2,99 mia. Nm 3 ), hvoraf 45 % blev produceret på centrale anlæg Produktions- og servicevirksomheders energiforbrug Produktionsvirksomheder dækker landbrug og skovbrug, gartneri, fiskeri, fremstillingsvirksomhed (excl. raffinaderier) samt bygge- og anlægsvirksomhed, mens handels- og servicevirksomheder omfatter engroshandel, detailhandel, privat og offentlig service. Udviklingen i virksomhedernes energiforbrug viser, at der er sket et skift fra olie og kul over til naturgas, og i 2009 udgjorde naturgas 37 % af virksomhedernes energiforbrug, jf. figur Dok , Sag 10/

13 1% 11% 5% 46% Olie Naturgas Kul Affald VE 37% Figur 5.2.3: Produktions- og handels- og servicevirksomheders energiforbrug Kilde: Energistyrelsen Energistatistik Gaskvalitet Gennem de sidste 25 år har det danske gasmarked været forsynet alene med dansk Nordsøgas. Den danske Nordsøgas tilhører 2. gasfamilie, gruppe H, og er kendetegnet ved en meget ensartet sammensætning og derfor en meget ensartet gaskvalitet. Den danske naturgas har altid haft et højt wobbe-indeks i forhold til de omgivende systemer. Dette skyldes, at den danske gas indeholder relativt meget etan, propan og butan, som ikke fjernes fra naturgassen. I Norge fjerner man typisk disse mellemfraktioner, som sælges separat som for eksempel LPG (Liquefied Petroleum Gas) eller anvendes som råstof eller fuel-gas. De seneste 8 år har wobbe-indekset for den distribuerede danske gas ligget i intervallet 15,0-15,5 kwh/nm 3 (54,0-55,8MJ/Nm 3 ). Gasreglementet tillader distribution af gas med wobbe-indeks i intervallet 14,1-15,5 kwh/ Nm 3 (50,8-55,8 MJ/Nm 3 ). Gaskvaliteten i Danmark ændrer sig med etableringen af nye forsyningsveje. Naturgassen tilhører fortsat 2. gasfamilie, gruppe H, men der vil sandsynligvis være større variationer i gaskvaliteten. Dette gælder, uanset om der i fremtiden bliver tale om forsyning af norsk, tysk, hollandsk eller russisk gas eller LNG eller en blanding heraf fra Tyskland. Med udbygning af infrastrukturen mod Tyskland vil gaskvalitetsscenarierne i perioden fra 2013 og frem være præget af forsyning derfra. 6. Det fremtidige dansk/svenske gasinfrastruktur Den danske risikovurdering omfatter kun det nationale gassystem, men da det svenske gassystem forsynes 100 % via Danmark, indgår det svenske gassystem i beregningerne af gasefterspørgsel, jf. standarder for infrastruktur og forsyning. Dok , Sag 10/

14 mio. m 3 (øvre brændværdi) Risikovurderingen, herunder opfyldelse af infrastruktur- og forsyningsstandarder, i dette notat er baseret på forventninger til markedet og konfigurationen af gassystemet i 2014, idet den nye kompressorstation i Egtved og dubleringen af Ellund-Egtved gasrøret til den tid vil være i drift. Risikovurderingen er endvidere baseret på det forhold, at Sverige modsat Danmark er undtaget for den fælles infrastrukturstandard, jf. forordningens artikel Perioden Frem til 2014 forventes en nedgang i den danske gasproduktion, hvorefter der vil kunne komme produktion på nye felter, primært på Hejre feltet. Nedenstående graf viser Energistyrelsens forventning til udviklingen i den danske gasproduktion År Produktion Nordsøen Trym (skøn ENDK) Teknologibidrag Efterforskningsbidrag Forbrug DK, ENDK 2011 forbrug Danmark+Sverige Figur 6.1: Energistyrelsens produktionsprognose for Nordsøen, 2011 Energinet.dk vil til oktober 2013 idriftsætte en udbygning af transmissionsystemet mod Tyskland, hvilket muliggør leverancer på mindst m 3 /h til Danmark fra Tyskland. Kapaciteten i det nordtyske system vil samtidig blive udbygget til en uafbrydelig kapacitet på m 3 /h fra Tyskland til Danmark, med idriftsættelse pr. 1. oktober En yderligere udvidelse af det tyske system vil kræve etablering af en ny kompressorstation i Quarnstedt og/eller hel eller delvis dublering af ledningsstrækningen Fochbeck - Ellund. En fuld udbygning vil kunne give en kapacitet på mindst m 3 /h. Dok , Sag 10/

15 Det eksisterende nordtyske system kan kun fysisk transportere udover ca m 3 /h til Danmark, hvis der foretages en fase 2 udbygning, som omfatter etablering af ny kompressorstation og/eller hel eller delvis dublering af strækningen Fochbeck-Ellund. Den tyske gas TSO Gasunie Deutschland (GUD) har tidligere ladet forstå, at de nævnte mængder kan blive påvirket af udbygningen af NEL ledningen, der skal skabe forbindelse med den nye store Nord Stream importledning fra Rusland og GUD s system syd for Hamborg. Ledningen var planlagt at stå klar allerede 1. oktober 2012, men der er væsentlige vanskeligheder med rettighedserhvervelser og godkendelser. GUD anser det nu for mere realistisk med idriftsættelse 1. oktober 2013, og fortsætter myndighedsbehandling og design af fase 2, således at der ikke tabes tid. Investeringsbeslutningen i Tyskland forudsætter ifølge GUD, at der opnås enighed med den tyske regulator Bundesnetzagentur (BNA) om bl.a. forrentning af investeringer i gasinfrastruktur. Dette skal ses i lyset af, at den tyske økonomiske regulering er ændret og på visse punkter strammet markant i de senere år. Denne udvikling har naturligvis haft betydning for selskabernes investeringsbeslutninger, herunder også på muligheden for at få truffet en hurtig beslutning om gennemførelse af fase 2 for tilslutningen til Ellund-Egtved forbindelsen til Danmark. Der er i Tyskland igangsat udarbejdelse af en national plan for udbygningen af gasinfrastrukturen. Planens primære sigte er at bidrage til Tysklands udfasning af atomkraft, og det første udkast skal foreligge 1. april Fra dansk side vil det være ønskeligt, at Ellund-Egtved projektet blev prioriteret i denne plan. Danmark arbejder på afklaring af udsigterne for en fase 2 udbygning af det tyske system, som muliggør leverancer svarende til udbygningen af det danske system. I den forbindelse er der etableret en konstruktiv dialog med de primære tyske interessenter. Desuden fortsætter Danmark sin tætte dialog med EU Kommissionen, der løbende er blevet orienteret om projektets forløb og har givet udtryk for, at der fortsat er ønske om at fremme den fulde udbygning af forbindelsen mellem det danske og tyske gassystem. 7. Beregnet gasefterspørgsel i Gasefterspørgsel i henhold til forordningen Baseret på forventninger til markedet er gasefterspørgslen i Danmark og Sverige blevet beregnet for de relevante perioder i henhold til forordningen. 7.2 Danmark Alle forbrugere (artikel 6.1) Den maksimale gasefterspørgsel i Danmark i 2014 på en kold vinterdag, dvs. en dag med usædvanlig høj gasefterspørgsel, der forekommer med en statistisk sandsynlighed en gang hvert 20. år, er beregnet til 274 GWh/dag (~ 22,6 mio. Nm 3 /dag). Dette dækker alle danske gaskunder. Dok , Sag 10/

16 Forsyning af beskyttede forbrugere (artikel 8.1) Definitionen af beskyttede kunder er endnu ikke endelig fastlagt, men forventes på nuværende tidspunkt også at omfatte de valgfri litra a) og b) kunder, dvs. små og mellemstore virksomheder (SMV), væsentlige sociale tjenester og gasfyrede fjernvarmeinstallationer uden mulighed for brændselsskift. Gasfyrede centrale kraftvarmeværker og store industrivirksomheder vil ikke være omfattet af definitionen. Artikel 8.1, a) Gasefterspørgslen i en spidsbelastningsperiode på 7 dage, der forekommer med en statistisk sandsynlighed en gang hvert 20. år, er beregnet til 219 GWh/dag (~18,1 mio. Nm 3 ), dvs. i alt GWh (~ 126,7 mio. Nm 3 ). Gennemsnitstemperaturen for perioden er -9,5 C. Artikel 8.1, b) Den gennemsnitlige gasefterspørgsel for en periode på 30 dage med usædvanlig høj efterspørgsel, der forekommer med en statistisk sandsynlighed en gang hvert 20. år, er beregnet til 209 GWh/dag (~ 17,27 mio. Nm 3 ), i alt GWh (~ 518,2 mio. Nm 3 ) for de 30 dage. Gennemsnitstemperaturen for perioden er -6,0 C. Artikel 8.1, c) Gasefterspørgslen i en periode på mindst 30 dage i tilfælde af en afbrydelse af den største enkeltstående gasforsyningsinfrastruktur under gennemsnitlige vinterforhold er beregnet til GWh (~ 339,7 mio. Nm 3 ). Forhøjet standard for forsyning Danmark forventer at forhøje forsyningsstanden i artikel 8.1.c) fra mindst 30 dage til 60 dage i tilfælde af en afbrydelse af den største enkeltstående gasforsyningsinfrastruktur under gennemsnitlige vinterforhold. Dermed vil den hidtidige forsyningsstandard blive opretholdt. Denne forsyningsstandard er fastsat ud fra, at det forventes at tage gennemsnitlig 60 dage at reparere et brud på en rørledning mellem platformene og Nybro. Afbrydelse af gaskunder Danmark forventer at introducere en revideret markedsmodel, hvor ikkebeskyttede kunder vil blive afbrudt med et varsel på 3 døgn i tilfælde af en hændelse i det danske gassystem eller tilstødende gassystemer, som nødvendiggør nedskæring i gasforsyningen til danske kunder. Varslets længde er fastsat ud fra en vurdering af, at det i praksis ikke er muligt at garantere fuld afbrydelse af hele det ikke-beskyttede marked på under 3 døgn. Dette kunne f.eks. være tilfældet, hvis en nødsituation indtræder fredag eftermiddag efter normal arbejdstid, idet mange ikke-beskyttede kunder ikke har døgnbemandet kontakt. Endvidere vil eventuelle spørgsmål og praktiske foranstaltninger fra de ikke-beskyttede kunder i relation til den fysiske afbrydelse kunne afklares inden for de 3 døgn. Dok , Sag 10/

17 Af hensyn til forsyningssikkerheden er det nødvendigt at fastsætte et realistisk varsel for afbrud af de ikke-beskyttede kunder ved dimensioneringen af forsyningsstandarderne. I modsat fald risikeres det, at der i praksis ikke vil være tilstrækkelig forsyning til de beskyttede kunder. 7.3 Sverige Et af hovedpunkterne i forordningen er inddragelsen af regionale forhold. I den sammenhæng er Danmark og Sverige at betragte som en region, da Sverige kun kan forsynes med gas fra Danmark Alle forbrugere (artikel 6.1) Den maksimale gasefterspørgsel i Sverige på en kold vinterdag (20 års hændelsen) er beregnet til 94 GWh/dag (~7,75 mio. Nm 3 /dag). Imidlertid er Sverige i modsætning til Danmark undtaget for opfyldelse infrastrukturstandarden, jf. artikel 6.10, men skal dog sikre forsyning til de beskyttede kunder. Den maksimale gasefterspørgsel i Sverige under artikel 6.1 dimensioneres derfor reelt af forsyningsstandarden under artikel 8.1, jf. nedenfor. Forsyning af beskyttede forbrugere (artikel 8.1) Sverige forventer at definere beskyttede kunder som alle privatkunder, der er tilsluttet et gasdistributionsnet (artikel 2.1). Små og mellemstore virksomheder, væsentlige sociale tjenester og fjernvarmeinstallationer forbundet til gasdistributions- eller transmissionsnet vil ikke være beskyttede kunder. Artikel 8.1, a) De beskyttede kunders maksimale gasefterspørgsel i 7 dage med ekstreme temperaturer i en spidslastperiode er af den svenske kompetente myndighed oplyst at være i alt 17 GWh (~ 1,4 mio. Nm 3 )for perioden. Artikel 8.1, b) De beskyttede kunders maksimale gasefterspørgsel i 30 dage med usædvanlig stor gasefterspørgsel er af den svenske kompetente myndighed oplyst at være i alt 60 GWh (~ 4,9 mio. Nm 3 )for perioden. Artikel 8.1, c) De beskyttede kunders maksimale gasefterspørgsel i 30 dage under almindelige vinterforhold er af den svenske kompetente myndighed oplyst at være i alt 45 GWh (~ 3,7 mio. Nm 3 ) De danske og svenske myndigheder er i dialog om de detaljerede vilkår på grænsepunktet mellem Danmark og Sverige i forbindelse med en nødhændelse, blandt andet med henblik på at afbrydelsen af de ikke-beskyttede kunder sker mest hensigtsmæssigt. 8. Identificerede risici Med henvisning til artikel 9.1 er der identificeret hændelser, der kan medføre afbrydelse af gasforsyningen fra en eller flere af de tre ovennævnte kritiske entry punkter, og scenariernes forventede konsekvenser er beskrevet, ligesom deres sandsynligheder er blevet beregnet. Resultaterne af analysen findes i Bilag A (fortroligt). Dok , Sag 10/

18 Hændelserne kan inddeles i 4 kategorier: tekniske, naturbaserede, kommercielle og geografiske (inkl. terror). Historisk har risikovurderinger af det danske gassystem haft en all hazards -tilgang med primær fokus på tekniske eller naturbaserede hændelser, men idet forordningen om opretholdelse af naturgasforsyningssikkerhed udspringer af kommercielle/geopolitiske konflikter, vil denne type hændelser indgå i risikoanalyser fremover. Idet det danske og svenske gasmarked fortsat vil blive forsynet fra den danske del af Nordsøen i 2014, forventes de tekniske og naturbaserede risici at have væsentlig større vægt end de kommercielle og geopolitiske risici. Overgangen fra et rent selvforsynet gasmarked til et mere internationalt forsynet marked kan dog i sig selv øge risikoen for kommercielle hændelser med påvirkning af forsyningssikkerheden. De væsentligste identificerede risici kan sammenfattes til En del af Nordsøens infrastruktur undlader at levere gas Svigt af leverance fra gaslagre Kommercielle/geopolitiske hændelser, som vil medføre afbrydelse af gasforsyningen fra Tyskland, og hvor der er usikkerhed om udfaldet af hændelsen. Det ses, at der er en tæt sammenhæng i de fundne væsentligste risici og de fire hovedforsyningskilder i det danske gassystem. Flere af de øvrige risikoscenarier har med forskelligt udspring samme resultat som de ovenstående, men medfører en mindre eller ingen påvirkning af det danske gassystem. I det følgende kapitel simuleres reaktionen i det danske gastransmissionssystem ved et afbrud som følge af hvert af de nævnte væsentligste risikoscenarier. Simuleringen udgøres af en beregning af gasbalancerne i disse tilfælde og en vurdering af, om infrastruktur- og forsyningsstandarderne er opfyldt i disse situationer. Det er på nuværende tidspunkt ikke muligt at lave en mere specifik eller detaljeret simulering, f.eks. med inddragelse af markedsbaserede tiltag eller lign. 9. Forsyningssvigt: N-1 hændelser i det danske gastransmissionssystem N-1 formlen i forordningens bilag 1 beskriver gasinfrastrukturens tekniske kapacitet til at dække den samlede gasefterspørgsel i det beregnede område i tilfælde af, at den største enkeltstående gasinfrastruktur afbrydes på en dag med usædvanlig stor efterspørgsel, der forekommer med en statistisk sandsynlighed en gang hvert tyvende år. Herudover skal de beskyttede kunder kunne beskyttes i en periode på mindst 30 dage i tilfælde af en afbrydelse af den største enkeltstående gasforsyningsinfrastruktur under gennemsnitlige vinterforhold. Beregningen af N-1 formlen (Bilag I) i forhold til standard for infrastruktur (artikel. 6) er baseret på antagelserne beskrevet nedenfor. Dok , Sag 10/

19 I 2014 forventes det danske gassystem at være balanceret, med 4 næsten lige store hovedforsyningskilder i vinterperioden: o o o o Nordsøen (Nybro) Tyskland (Ellund) Stenlille Gaslager (Sjælland) Lille Torup Gaslager (Nordjylland) Afhængig af de aktuelle forsyningsforhold på en given dag kan hver af disse kilder være hovedforsyningskilde. Når kompressorstationen i Egtved er idriftsat, vil det være muligt at udnytte den fulde udtrækskapacitet fra Lille Torup, både i den daglige drift og i nødsituationer, men der vil fortsat være kapacitetsbegrænsninger fra Vest- til Østdanmark. Dette medfører, at Stenlille Gaslager vil være et mere kritisk anlæg end tilfældet er i dag, og svigt i forsyningen fra Stenlille vil være mere kritisk end fra Lille Torup Gaslager. I tilfælde af forsyningssvigt fra Lille Torup kan gas leveres fra både Tyskland og Nordsøen. Den maksimale leverance fra den danske del af Nordsøen forventes at falde indtil 2014, hvorefter nye felter, primært Hejre feltet, forventes at blive taget i brug i Kapaciteten fra Tyskland forventes at øges fra 2011 til 2014 pga. opgraderinger på begge sider af grænsen. Opgraderingen giver dog som nævnt en væsentlig større kapacitet på den danske side end på den tyske, hvilket forventes at skabe en flaskehals ved grænsen i syd-nordgående retning. Det beregnede område er valgt som det sammenhængende danske og svenske gas transmissionssystem under hensyntagen til de for hvert land gældende infrastrukturstandarder. Entry punkt Nordsøen: Tyra sørør Syd Arne sørør Max. flow 2014 (GWh/h) 4,5 1 (2,9 2 ) Tyskland (Ellund) 3,8 Lille Torup Gaslager 4,0 Stenlille Gaslager 4,8 Tabel 9.1: Max. flow ved entry punkter i 2014 Da det er uklart, hvordan kompressorstationen i Egtved vil påvirke Lille Torup Gaslagers betydning for forsyningsbilledet på længere sigt, er der i denne rapport valgt at fokusere den danske risikovurdering på nedenstående 3 scenarier: 1 Kapaciteten er højere, men pga. nedgang i produktionen vil max. flow blive reduceret ift. i dag. 2 Kapaciteten er højere, men pga. nedgang i produktionen vil max. flow blive reduceret ift. i dag. Under normal daglig drift er flowet meget lavt. I tilfælde af uheld mv. vil flowet fra Nordsøen skiftes fra Tyra sørøret til Syd Arne sørøret. Dok , Sag 10/

20 Afbrydelse af forsyning fra Nordsøen (Nybro gasbehandlingsanlæg, sørør eller Tyra platformen) Tyskland (Ellund) Stenlille Gaslager Inddragelse af Lille Torup Gaslager som N-1 infrastrukturanlæg vil blive vurderet ved revision af risikovurderingen, når mere detaljeret information foreligger. 10. Beregnede gasbalancer 10.1 N-1 hændelser og det beregnede område N-1 formlen i forordningens bilag 1 beskriver gasinfrastrukturens tekniske kapacitet til at dække den samlede gasefterspørgsel i det beregnede område i tilfælde af, at den største enkeltstående gasinfrastruktur afbrydes på en dag med usædvanlig stor efterspørgsel, der forekommer med en statistisk sandsynlighed en gang hvert tyvende år. Herudover skal de beskyttede kunder kunne beskyttes i en periode på mindst 30 dage i tilfælde af en afbrydelse af den største enkeltstående gasforsyningsinfrastruktur under gennemsnitlige vinterforhold. Som beskrevet i kapitlet ovenfor fokuserer risikovurderingen på de tre store forsyningspunkter, Nybro fra Nordsøen, Ellund fra Tyskland og Stenlille Gaslager på Sjælland. Det beregnede område er valgt som det sammenhængende danske og svenske gas transmissionssystem Beregning af N-1 formlen for Danmark N-1 formlen for Danmark beregnes således: Beregning af N-1 formlen for Danmark (mio Nm3/d) D max 23,6 Den samlede daglige gasefterspørgsel (20 års hændelsen) danske og beskyttede svenske kunder EP m 7,4 Summen af teknisk kapacitet for alle de indgangspunkter, der kan forsyne det beregnede område, ex. produktions-, lager- og LNG-faciliteter P m 8,9 Maks. teknisk produktionskapacitet (Nordsøen) S m 21,7 Maks. teknisk udtrækskapacitet fra alle lagerfaciliteter LNG m 0 Maks. teknisk kapacitet ved LNG-faciliteter Dok , Sag 10/

21 I m * Teknisk kapacitet i største enkeltstående infrastruktur (se tabel 9.1) N-1: 123 % Nordsøen (Nybro) - I m = 8,9 130 % Tyskland (Ellund) - I m = 7,4 115 % Stenlille Gaslager - = 10,8 N-1 > 100 % for alle scenarier, og Danmark opfylder dermed N-1 normens krav uanset hvilken hovedforsyningskilde, der er den største enkeltstående gasinfrastruktur den givne dag. I det følgende gennemgås de beregnede gasbalancer for scenarierne i artikel 6 (N-1) og artikel 8.1.c for hver af de tre hændelser. Beregningen af gasbalancerne nedenfor er rene mængdeberegninger, baseret på Energinet.dk s Entry-Exit model for det danske gassystem. Der er for denne risikovurdering ikke gennemført mere detaljerede beregninger af mindre områder for at afdække interne flaskehalse i systemet. De beregnede gasbalancer i tilfælde af afbrydelse af den største enkeltstående gasinfrastruktur (N-1 formlen) baseres på den implicitte antagelse, at de forventede gasmængder er til rådighed og vil blive leveret fra de nævnte leverancepunkter. Det betyder f.eks., at ved afbrydelse af gas fra Nordsøen eller Stenlille Gaslager vil der blive leveret 84 GWh/dag fra Tyskland, alt andet lige. Mængdeangivelserne i skemaet under de nedenstående figurer angiver implicit de beregningsforudsætninger, der ligger til grund for simuleringen af scenarierne. En fastholdelse af den leverede gasmængde fra et forsyningspunkt fra et normalt til et N-1 scenarie afspejler dog ikke nødvendigvis den faktiske håndtering af forsyningssituationen, idet dette afhænger af den konkrete forsyningssituation, herunder markedsforhold Afbrydelse af gas fra Nordsøen (Nybro) Frekvens for afbrydelse Den totale frekvens for en afbrydelse af gasleverancer fra Nordsøen med en varighed på mere end 30 dage er vurderet til at være i størrelsesordenen 1 gang per 250 år, og skyldes primært tekniske risici relateret til hydrocarbon uheld på Tyra komplekset og Nybro gasbehandlingsanlæg samt en mulig skibskollision mod Tyra komplekset dags afbrydelse (Artikel 6.1) Gasforsyningen i 2014 på en kold vinterdag vil være sammensat af en kombination af forsyning fra Nordsøen via Nybro og fra Tyskland via Ellund samt ikke mindst forsyning fra de to gaslagre, som vil levere hovedparten af gasforsyningen. Som tidligere beskrevet er de fire forsyningspunkter næsten lige store. På nedenstående graf er vist gasbalancen før (N gasbalance) og efter (N-1 gasbalance) en afbrydelse, samt den maksimale leverance (N-1 max) i tilfælde af afbrydelse fra Nordsøen. Dok , Sag 10/

22 Figur 10.1: Gas balance før og efter en N-1 hændelse, hvor den største enkeltstående gasinfrastruktur er gasforsyningen fra Nordsøen (Nybro) Idet det er teknisk muligt at reducere gasforsyningen til Sverige hurtigt fra 94 GWh/dag til 12 GWh/dag (jf. afsnit 7.3), er det i denne situation muligt at sikre, at der er tilstrækkelig gas tilgængeligt i det danske gassystem. I tilfælde af afbrydelse af gasforsyningen fra Nordsøen (72 GWh/dag) vil der være tilstrækkelig forsyning fra Tyskland og gaslagrene. På grund af det hurtige fald i produktionskapaciteten i Nordsøen er der en vis usikkerhed forbundet med kapacitetsvurderingerne dages afbrydelse (Artikel 8.1 (c)) Ifølge artikel 8.1 c) skal de beskyttede kunder forsynes med gas i de 30 dage. Arbejdet med at identificere og kvantificere de beskyttede kunder i Danmark er endnu ikke afsluttet. For at illustrere balancen i gassystemet i dette scenarie, fastsættes den danske gasefterspørgsel som den samlede gasefterspørgsel minus efterspørgslen fra de direkte kunder (de 3 centrale gasfyrede kraftvarmeværker). Figur 10.2 viser en situation, hvor forsyningen fra Nordsøen (Nybro) afbrydes. Dok , Sag 10/

23 GWh/ 30 dage N and N-1 balance GWh/30 dage (Artikel 8.1 c)) N forsyning N efterspørgsel N-1 Nybro N-1 max Nybro N-1 efterspørgsel Sverige Danmark Gas lagre Nordsøen (Nybro) Tyskland (Ellund) Figur 10.2: Gas balance før og efter en N-1 hændelse, hvor den største enkeltstående gasinfrastruktur er gasforsyningen fra Nordsøen (Nybro) Som det ses af figuren er der tilstrækkelig kapacitet til at dække de beskyttede kunder og der vil endog blive trukket mindre på gaslagrene end i en normal forsyningssituation dages afbrydelse under normale vinterforhold I henhold til artikel 8.1, c) skal gasforsyningen til beskyttede kunder sikres i en periode på mindst 30 dage i tilfælde af en afbrydelse af den største enkeltstående gasforsyningsstruktur under gennemsnitlige vinterforhold. En afbrydelse af forsyning fra Nordsøen pga. alvorligt brud på en sørørledning forventes at have en reparationstid på ca. 60 dage. Tilsvarende forventes en teknisk hændelse på Tyra platformen (om end mindre sandsynlig) at have en varighed på mere end 30 dage og vil potentielt kunne vare i månedsvis. Derfor forventer Danmark at forhøje standarden for forsyning til 60 dage for så vidt angår afbrydelse af forsyningen fra Nordsøen, jf. artikel 8.2. Ved en 60 dages afbrydelse af forsyningen fra Nordsøen vil det dansk/svenske system også være afhængig af en kombination fra Tyskland og fra gaslagrene. Dok , Sag 10/

24 Den samlede gasefterspørgsel vil være ca GWh for denne periode, og det er essentielt, at mængden er til rådighed. Dette afspejler behovet for forøgelse af kapaciteten fra Tyskland Langvarig afbrydelse af forsyning fra Nordsøen I tillæg til de ovenfor nævnte hændelser baseret på N-1 formlen, er det danske gassystem også sårbart overfor trusler om en langvarig afbrydelse, dvs. med varighed på mere end et år, af gasforsyningen fra Nordsøen (på Tyra platformen eller ved gasbehandlingsanlægget i Nybro). I tilfælde af en langvarig afbrydelse af gasleverance fra Tyra platformen i Nordsøen vil de eneste forsyningskilder være mindre mængder gas fra Syd Arne og Harald felterne og fra Tyskland. Den årlige importkapacitet fra Tyskland vil være ca. 30 TWh/år. Forsyningen fra Syd Arne og Harald vil være ca. 5 TWh/år. Den samlede forsyning vil således være ca. 35 TWh/år, hvilket formentligt vil være tilstrækkeligt til at forsyne de beskyttede kunder. Derimod vil der ikke være kapacitet til at forsyne el- og varmeværker, og det er sandsynligt, at der vil kunne opstå (midlertidig) brændselsmangel i disse sektorer, jf. afsnit 4.2. Denne problemstilling behandles ikke i denne analyse. Udover de tekniske og systemrelaterede konsekvenser for gassystemet og de tilgrænsende systemer forventes en sådan afbrydelse at have væsentlige socioøkonomiske og politiske konsekvenser af ukendt omfang. Dog er risikoen for denne type hændelser meget lav Afbrydelse af gas fra Tyskland (Ellund) Frekvens for afbrydelse Den totale frekvens for en afbrydelse af gasleverancer fra Tyskland med en varighed på mere end 30 dage er vurderet til at være 1 gang per 50 år og skyldes primært geopolitiske og kommercielle risici dags afbrydelse (Artikel 6.1) På nedenstående graf er vist gasbalancen før og efter en afbrydelse samt den maksimale leverance i tilfælde af afbrydelse af gas fra Tyskland. Dok , Sag 10/

25 Figur 10.3: Gas balance før og efter en N-1 hændelse, hvor den største enkeltstående gasinfrastruktur er gasforsyningen fra Tyskland (Ellund) På grund af den tekniske mulighed for hurtig afbrydelse af hovedparten af forsyningen til Sverige vil der være tilstrækkelig gas til rådighed. Derudover forventes det, at der vil være gas i lagrene, som Danmark vil kunne stille til rådighed for regionen. Kapaciteten afhænger dog af den faktiske lagerkapacitet i På grund af det hurtige fald i produktionskapaciteten i Nordsøen er der en vis usikkerhed forbundet med kapacitetsvurderingerne dages afbrydelse (Artikel 8.1 (c)) Figur 10.4 viser en situation, hvor forsyningen fra Tyskland (Ellund) afbrydes. Dok , Sag 10/

26 GWh/ 30 dage N and N-1 balance GWh/30 dage (Artikel 8.1 c)) N forsyning N efterspørgsel N-1 Ellund N-1 max Ellund N-1 efterspørgsel Sverige Danmark Gas lagre Nordsøen (Nybro) Tyskland (Ellund) Figur 10.4: Gas balance før og efter en N-1 hændelse, hvor den største enkeltstående gasinfrastruktur er gasforsyningen fra Tyskland (Ellund) Som det ses af figuren, er der tilstrækkelig kapacitet til at dække de beskyttede kunder, og der vil endog blive trukket mindre på gaslagrene end i en normal forsyningssituation Afbrydelse af gas fra Stenlille Gaslager Frekvens for afbrydelse Den totale frekvens for en afbrydelse af gasleverancer fra Stenlille Gaslager med en varighed på op til 30 dage er vurderet til at være 1 gang per 500 år og skyldes primært tekniske risici relateret til hydrocarbon uheld på anlægget dags afbrydelse (Artikel 6.1) På nedenstående graf er vist gasbalancen før og efter en afbrydelse samt den maksimale leverance i tilfælde af afbrydelse fra Stenlille Gaslager. Dok , Sag 10/