Import af gas fra Tyskland - Konsekvenser for måling og afregning. Projektrapport Januar 2008

Import af gas fra Tyskland - Konsekvenser for måling og afregning Projektrapport Januar 2008

Import af gas fra Tyskland - Konsekvenser for måling og afregning Leo van Gruijthuijsen Dansk Gasteknisk Center a/s Hørsholm 2008

Titel : Import af gas fra Tyskland - Konsekvenser for måling og afregning Rapport kategori : Projektrapport Forfatter : Leo van Gruijthuijsen Dato for udgivelse : 25.01.08 Copyright : Dansk Gasteknisk Center a/s Sagsnummer : 727.08; H:\727\08 Konsekvens andre gastyper\rapport 727.08 - FINAL 250108.doc Sagsnavn : Konsekvenser af andre gastyper i naturgasnettet ISBN : 978-87-7795-313-2

DGC-rapport 1 Indholdsfortegnelse Side 1 Sammenfatning og konklusion... 2 2 Forord... 4 3 Indledning... 5 3.1 Baggrund... 5 3.2 Gaskvalitet... 6 3.3 Måle- og afregningstekniske udfordringer ved import af tysk gas... 8 4 Metode... 9 4.1 Analysemetode... 9 4.2 Scenarier for gaskvalitet... 10 5 Konsekvenser for forskellige kundetyper... 15 5.1 Kunder med graddag-afhængigt forbrug... 15 5.2 Proceskunder... 17 5.2.1 Jævnt fordelt forbrug... 17 5.2.2 Atypisk forbrug... 18 5.3 Installationer > 4 bar... 20 6 Referencer... 26

DGC-rapport 2 1 Sammenfatning og konklusion De mulige måle- og afregningstekniske konsekvenser ved import af tysk gas er blevet vurderet af FAU GM arbejdsgruppe vedr. Heidenau gas. Der er udført en analyse for alle relevante kundekategorier og for flere mulige scenarier for gaskvalitet. For alle kundekategorier og scenarier er der bestemt en fejl på afregningsbrændværdi på måneds- og/eller årsbasis som følge af forskel mellem afregningsbrændværdien og brændværdien for den reelt brugte gas. Denne fejl betegnes herefter som afregningsfejl. Afregningsfejlen er ikke omfattet af tolerancen på +/- 3 %, som er angivet i gasselskabernes distributionsbetingelser. Analysen viser, at der for villakunder og andre årsafregnede kunder med graddag-afhængigt forbrug er en relativt lille afregningsfejl på op til 0,55 %. Fejlen kan være større, når en villakunde ikke har et typisk graddagafhængigt forbrug, eller når afregningsperioden er mindre end et år på grund af flytning. For månedsaflæste kunder med et graddag-afhængigt forbrug er afregningsfejlen afhængig af tidsforskydningen, dvs. perioden mellem måling af gaskvalitet og gasforbrug hos kunden. Den maksimale afregningsfejl på månedsbasis er ca. 0,2 % + 0,3 % pr. dag tidsforskydning. Det vil sige, hvis tidsforskydningen er 2 dage, er den maksimale afregningsfejl ca. 0,8 %. På årsbasis er fejlen mindre end 0,1 %. For årsafregnede proceskunder med et jævnt fordelt forbrug er afregningsfejlen mindre end 0,2 %. For månedsaflæste kunder med et jævnt fordelt forbrug er den maksimale afregningsfejl på månedsbasis ca. 0,4 % + 0,3 % pr. dag tidsforskydning. På årsbasis er fejlen mindre end 0,1 %. For proceskunder med et atypisk forbrug kan der worst case være en afregningsfejl op til 12 %. I et mere realistisk scenario kan fejlen være op til op til 9 % på månedsbasis og op til 3,5 % på årsbasis.

DGC-rapport 3 For gasmålesystemer med tryk større end 5 bar(a) kan der, udover afregningsfejlen på brændværdien, forekomme en konverteringsfejl som følge af forskellen mellem de gasdata, der er indlagt i konverteringsudstyret og den reelle gassammensætning. Den samlede fejl kan være op til ca. 2,2 % på månedsbasis. Denne fejl gælder for installationer på 40 bar under antagelse af, at der anvendes gasdata, der er optimeret til dansk gas, og at tidsforskydningen er mindre end én dag. For PTZ installationer op til 5 bar er konverteringsfejlen mindre end 0,25%, hvilket betyder, at fejlen i praksis er uden betydning. For disse installationer gælder de afregningsfejl, der er nævnt for proceskunder med graddag-afhængigt eller jævnt fordelt forbrug. Ved opgørelse af transportomkostningerne i transmissionssystemet indgår det maksimale timeforbrug (opgjort i kwh) i transportbetalingen. Ved import af tysk gas er usikkerheden på bestemmelse af timeforbruget op til 13 % for enkeltkunder og op til 12 % for grupper af kunder. Regler for Gastransport tager pt. ikke højde for denne usikkerhed. Arbejdsgruppen har identificeret følgende muligheder for at begrænse konsekvenserne for kunden: 1. Afregningsfejl som følge af tidsforskydning kan reduceres ved at anvende en Quality Tracker og/eller installere gaskromatografer i distributionsnettet. Denne løsning er dog kun realistisk på længere sigt og bør kombineres med anvendelse af brændværdier på døgnbasis. 2. For kunder med graddag-afhængigt forbrug kan afregningsfejlen reduceres ved at flowvægte brændværdien på M/R stationen. 3. Hos kunder med atypisk forbrug bør der altid udføres timeaflæsning. Efterfølgende er det muligt at korrigere for fejl, fx kan der i en periode efter et skift i gaskvalitet afregnes efter den billigste gaskvalitet. Det bør undersøges, hvordan korrektion kan håndteres i praksis. 4. På højtryksinstallationer kan fejlen reduceres ved at skifte til gasdata, der er bedre egnet til tysk gas. Den ideelle løsning er at installere en gaskromatograf eller nøjagtig brændværdimåler, der kontinuerlig opdaterer konverteringsudstyret. Et alternativ kunne være at bruge en mindre nøjagtig brændværdimåler, der kan skelne mellem dansk og tysk gas og skifter mellem 2 sæt gasdata.

DGC-rapport 4 2 Forord Denne rapport beskriver arbejdet, der er udført af FAU GM arbejdsgruppe vedr. Heidenau gas. Arbejdsgruppen blev nedsat af Fagudvalg for Gasmåling (FAU GM) i maj 2007, da det stod klart, at der på kort sigt kunne komme tysk gas (af den såkaldte Heidenau gaskvalitet) i det danske naturgasnet. Arbejdsgruppen har bestået af følgende personer: DONG Energy: Jan Sommerstær (formand) Energinet.dk: Jesper Bruun HNG: Mads Nørager Naturgas Midt-Nord: John Bo Siemonsen Naturgas Fyn: Svend Bomholt DGC: Leo van Gruijthuijsen Kommissoriet for arbejdsgruppen /1/ omfattede følgende aktiviteter: 1. vurdering af de måle- og afregningstekniske konsekvenser ved import af tysk gas 2. udarbejdelse af kortsigtede løsninger på måle- og afregningstekniske problemer 3. input til informationsmateriale 4. dokumentation af konsekvenser for relevante kundegrupper, når import af tysk gas er begyndt Nærværende rapport fokuserer på ovennævnte punkter 1 og 2. Sammen med et projektnotat vedr. konsekvenser for udvalgte kundetyper /2/ og et faktablad, der er udgivet af Energinet.dk og DGC /3/, danner denne rapport grundlaget for det informationsmateriale, der udarbejdes af distributionsselskaberne. Ovennævnt pkt. 4 behandles ikke i denne rapport, da import af tysk gas af tekniske årsager ikke har fundet sted i løbet af 2007. Dansk Gasteknisk Center Januar 2008 Leo van Gruijthuijsen Projektleder Jan K. Jensen Vicedirektør

DGC-rapport 5 3 Indledning 3.1 Baggrund Igennem flere år er der eksporteret dansk naturgas til Tyskland. Ændringer i kommercielle dispositioner har medført, at eksporten i 1. kvartal 2007 blev reduceret betydeligt, og i 2. kvartal 2007 har flowet i sydgående retning i en periode været nul. Markedet har i denne periode efterspurgt import af gas fra Tyskland, men af tekniske årsager har import ikke fundet sted. Teknisk er import af tysk gas nemlig først muligt, når gastrykket på den tyske side af grænsen bliver hævet fra de nuværende 60 bar til ca. 71 bar, eller når gastrykket i det danske net syd for Egtved bliver sænket til ca. 58 bar. Ved udarbejdelse af denne rapport er det ukendt, hvornår disse betingelser vil være opfyldt. Figur 1 Transmissionsnet i Sønderjylland og Nordtyskland I maj 2007 var forventningen, at der på kort sigt kunne komme tysk gas i det danske naturgasnet. Dette forventedes at berøre DONG Energy Gastributions kunder i Sønderjylland, som forsynes fra Energinet.dk s M/R stationer i Frøslev, Terkelsbøl, Ll. Selskær, Pottehuse og St. Andst. Da distributionsselskaberne forventede afregningstekniske problemer på grund af store variationer i gaskvalitet, blev der i FAU GM regi nedsat en arbejdsgruppe, der bl.a. skulle vurdere måle- og afregningstekniske konsekvenser ved import af tysk gas og finde kortsigtede løsninger på eventuelle problemer.

DGC-rapport 6 3.2 Gaskvalitet Den danske naturgas har hidtil været kendetegnet ved en meget stabil gaskvalitet. Figur 2 viser, at gassens brændværdi (måneds- eller kvartalsgennemsnit) over de sidste 18 år kun har varieret med ca. 4 %. Denne situation kan ændre sig kraftigt ved introduktion af tysk gas i det danske naturgasnet. Ved import af større mængder gas fra Tyskland vil gaskvaliteten svare til den gas, der bliver leveret fra gasblandestation Heidenau (se Figur 1). 12.50 12.45 12.40 øvre brændværdi (kwh/m 3 ) 12.35 12.30 12.25 12.20 12.15 12.10 12.05 12.00 11.95 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Figur 2 Øvre brændværdi for dansk naturgas (årsgennemsnit 1989-1994, kvartalsgennemsnit 1995-1999, månedsgennemsnit 2000-2007) 12.3 12.2 Egtved 12.1 øvre brændværdi (kwh/m3) 12.0 11.9 11.8 11.7 11.6 11.5 11.4 11.3 11.2 Heidenau 11.1 11.0 jun-2005 sep-2005 dec-2005 mar-2006 jun-2006 sep-2006 dec-2006 mar-2007 jun-2007 sep-2007 Figur 3 Øvre brændværdi for dansk naturgas sammenlignet med gas fra gasblandestation Heidenau (data frem til medio oktober 2007).

DGC-rapport 7 7.0 maks, Heidenau Hø 5.0 % af månedsgennemsnit 3.0 1.0-1.0-3.0 maks, Egtved min, Egtved -5.0 min, Heidenau -7.0 jun-2005 sep-2005 dec-2005 mar-2006 jun-2006 sep-2006 dec-2006 mar-2007 jun-2007 sep-2007 Figur 4 Maksimum og minimum brændværdi på timebasis i hhv. Heidenau og Egtved sammenlignet med brændværdi på månedsbasis Øvre brændværdi for Heidenau gas er på månedsbasis op til 8,7 % lavere end for dansk naturgas (Figur 3) og på timebasis forekommer endnu større forskelle. Figur 4 viser, at brændværdien for dansk gas på timebasis kun varierer med ± 1,5 % omkring gennemsnit, mens der i Heidenau forekommer variationer på op til ca. ± 6 %. På timebasis er brændværdien for Heidenau gas derfor op til 11,5 % lavere end dansk gas (Figur 5). 0.0-2.0 % afvigelse fra dansk gas -4.0-6.0-8.0 maks, Heidenau -10.0 min, Heidenau -12.0 jun-2005 sep-2005 dec-2005 mar-2006 jun-2006 sep-2006 dec-2006 mar-2007 jun-2007 sep-2007 Figur 5 Maksimum og minimum brændværdi på timebasis i Heidenau sammenlignet med gennemsnitlig brændværdi for dansk gas

DGC-rapport 8 3.3 Måle- og afregningstekniske udfordringer ved import af tysk gas Ved import af tysk gas vil der opstå større variationer i gaskvalitet, og derfor kan der være større usikkerhed på afregningsbrændværdien. Det skal bemærkes, at denne usikkerhed ikke er omfattet af tolerancen på +/- 3 %, som er angivet i gasselskabernes distributionsbetingelser. Jf. afsnit 3.2 kan der ved den nuværende gaskvalitet i værste tilfælde (ved gasforbrug én time om året) være ca. 1,5 % forskel mellem afregningsbrændværdien og den reelt brugte gas. Fremover kan der være op til 11,5 % forskel. Herudover kan der ved anvendelse af konverteringsudstyr opstå målefejl, fordi der er forskel mellem de indlagte parametre og den faktiske gaskvalitet. For de fleste kunder vil konsekvenserne ved import af tysk gas være langt mindre end ovennævnte worst case. Denne rapport beskriver de måle- og afregningstekniske konsekvenser for følgende kundekategorier: 1. Kunder med graddag-afhængigt forbrug a. årsafregnet b. månedsafregnet 2. Proceskunder a. jævnt fordelt forbrug b. atypisk forbrug For alle typer proceskunder: a. årsafregnet b. månedsafregnet For de månedsafregnede proceskunder: a. månedsaflæst b. timeaflæst 3. Installationer > 4 bar

DGC-rapport 9 4 Metode Dette afsnit beskriver analysemetoden, der er brugt for at vurdere de i afsnit 5 beskrevne konsekvenser. 4.1 Analysemetode Konsekvenserne ved import af tysk gas er vurderet ud fra følgende data: gasforbrug for den pågældende kundegruppe (m 3 /dag) baseret på dansk gas brændværdi på døgnbasis for dansk gas, 2006 data brændværdi på døgnbasis for tysk gas eller blandinger af dansk og tysk gas, se nedenstående scenarier for gaskvalitet tidsforskydning: periode mellem måling af gaskvalitet (eller beregning ved hjælp af Quality Tracker) og gasforbrug hos kunde konverteringsfejl: fejl på målt gasmængde som følge af forskel mellem de gasdata, der er indlagt i konverteringsudstyr, og den faktiske gaskvalitet Figur 6 viser principperne i analysemetoden. dansk gas H = 12.1 kwh/m 3 tidsforskydning fx 5 dage målt gaskvalitet leveret gaskvalitet konverteringsfejl 1 uge med tysk gas H = 11.1 kwh/m 3 målt gasforbrug 11 m 3 /h 10.9 m 3 /h gasforbrug 10 m 3 /h afregningsperiode = 31 dage afregningsperiode = 28 dage faktisk forbrug 7516 m 3 faktisk forbrug 6796 m 3 målt forbrug 7524 m 3 målt forbrug 6804 m 3 faktisk brændværdi 11.98 målt brændværdi 11.87 afregningsfejl -0.75% faktisk brændværdi 11.96 målt brændværdi 12.1 afregningsfejl +1.25% Figur 6 Analysemetode

DGC-rapport 10 Eksemplet i Figur 6 er for en kunde, der bliver afregnet på månedsbasis. Kunden har et konstant gasforbrug på 121 kw (10 m 3 /h ved dansk gas). Det meste af tiden er der dansk gas i naturgasnettet, men i en periode på en uge bliver der leveret tysk gas. Gaskvalitetsmåling finder sted på M/R stationen. Den tyske gas er på M/R stationen udelukkende i den første afregningsperiode, men på grund af kapaciteten i naturgasnettet bliver gassen først leveret til kunden 5 dage senere. Halvdelen af kundens forbrug af den tyske gas finder derfor sted efter månedsskiftet. I tilfælde af PTZ-måleinstallationer vil en ændring af gaskvalitet altid medføre en ændring af konverteringsfejlen. I eksemplet er der antaget en konverteringsfejl på nul for dansk gas og en fejl på 1 % for tysk gas. Det svarer til anvendelse af gasdata6 ved et tryk på ca. 20 bar (se afsnit 5.3). I den første afregningsperiode er afregningsbrændværdien ca. 1 % for lav, men på grund af konverteringsfejlen, der peger i modsat retning, bliver den samlede fejl på afregningen reduceret til -0,75 %. I den anden afregningsperiode har fejl på brændværdi og konverteringsfejl samme fortegn, og der er en samlet fejl på +1,25 %. 4.2 Scenarier for gaskvalitet Der er ved analysen anvendt følgende 5 scenarier for gaskvalitet: 1. udelukkende dansk gas 2. skiftevis dansk og tysk gas i en periode på 3 måneder 3. skiftevis dansk og tysk gas i hele året 4. tysk gas i en periode på 3 måneder 5. udelukkende tysk gas Brændværdierne (månedsgennemsnit) for de 5 scenarier sammenlignes i Figur 7. Ad 1. Der er anvendt data fra 2006. Brændværdien vises i Figur 8.

DGC-rapport 11 Ad 2. Energinet.dk har beregnet en brændværdi for M/R station Frøslev ved hjælp af Quality Tracker ud fra de nominerede gasmængder og gaskvaliteten for tysk og dansk gas i perioden 1. marts 31. maj 2007. Det skal bemærkes, at leverance af tysk gas ikke faktisk har fundet sted. Ad 3. Den beregnede profil fra scenario 2 (gentaget 4 gange) er brugt som model for skiftevis dansk og tysk gaskvalitet. Se Figur 10. Ad 4. Dette scenario anvender igen data for dansk gas for 2006, men fra 1. januar 1. april (scenario 3a) eller 1. juni 1. september (scenario 3b) skiftes til tysk gas. Den tyske gaskvalitet svarer til Heidenau gas for perioden 1. maj 31. juli 2007. Se Figur 11. Ad 5. Der er anvendt data fra Heidenau for perioden 1. august 2006 31. juli 2007 (Figur 12). 12.25 øvre brændværdi, månedsgennemsnit (kwh/m 3 ) 12.00 11.75 11.50 11.25 scenario 1 scenario 2 scenario 3 scenario 4a scenario 4b scenario 5 11.00 jan feb mar apr maj jun jul aug sep okt nov dec Figur 7 Sammenligning mellem scenario 1-5

DGC-rapport 12 12.25 12.20 øvre brændværdi (kwh/m 3 ) 12.15 12.10 12.05 12.00 01-jan 01-apr 01-jul 01-okt 31-dec Figur 8 Brændværdi for scenario 1: dansk gas 12.50 12.25 øvre brændværdi (kwh/m 3 ) 12.00 11.75 11.50 11.25 11.00 10.75 01-jan 01-apr 01-jul 01-okt 31-dec Figur 9 Brændværdi for scenario 2: skiftevis dansk og tysk gas i 3 måneder

DGC-rapport 13 12.50 12.25 øvre brændværdi (kwh/m 3 ) 12.00 11.75 11.50 11.25 11.00 10.75 01-jan 01-apr 01-jul 01-okt 31-dec Figur 10 Brændværdi for scenario 3: skiftevis dansk og tysk gas 12.50 12.25 øvre brændværdi (kwh/m 3 ) 12.00 11.75 11.50 11.25 11.00 10.75 01-jan 01-apr 01-jul 01-okt 31-dec Figur 11 Brændværdi for scenario 4: 3 måneder med tysk gas, (a) skift i januar, (b) skift i juni

DGC-rapport 14 12.50 12.25 øvre brændværdi (kwh/m 3 ) 12.00 11.75 11.50 11.25 11.00 10.75 01-jan 01-apr 01-jul 01-okt 31-dec Figur 11 (fortsat) Brændværdi for scenario 4: 3 måneder med tysk gas, (b) skift i juni 12.50 12.25 øvre brændværdi (kwh/m 3 ) 12.00 11.75 11.50 11.25 11.00 10.75 01-jan 01-apr 01-jul 01-okt 31-dec Figur 12 Brændværdi for scenario 5: tysk gas

DGC-rapport 15 5 Konsekvenser for forskellige kundetyper 5.1 Kunder med graddag-afhængigt forbrug 10 9 8 7 gasforbrug (m 3 /dag) 6 5 4 3 2 1 0 jan apr jul okt jan Figur 13 Gasforbrug hos villakunde, beregnet for normalår og dansk gaskvalitet ved hjælp af model fra ref. /4/ Figur 13 viser et typisk forbrugsmønster for villakunder. Forbruget er stærkt graddag-afhængigt, fordi det primære gasforbrug skyldes opvarmning. Der er dog også et graddag-uafhængigt forbrug, som skyldes produktion af varmt brugsvand. Samme forbrugsmønster ses hos erhvervskunder, som bruger gas til opvarmning og varmt brugsvand. Tabel 1 Konsekvenser for kunder med graddag-afhængigt forbrug scenario 1 2 3 4a 4b 5 årsafregnet fejl på årsbasis (%) 0.02 0.05 0.55 0.27 0.06-0.01 tidsforskydning = 0 månedsafregnet fejl på årsbasis (%) 0.00 0.00 0.03 0.02 0.00 0.01 maks fejl pr. måned (%) 0.02 0.05 0.14 0.17 0.03 0.15 tidsforskydning = 1 dag fejl på årsbasis (%) 0.00-0.01 0.02 0.02 0.00 0.03 maks fejl pr. måned (%) 0.01 0.43 0.43 0.51 0.29 0.16 tidsforskydning = 3 dage fejl på årsbasis (%) 0.00-0.04 0.03 0.00 0.00 0.06 maks fejl pr. måned (%) 0.07 1.00 0.97 1.16 0.92 0.43 tidsforskydning = 7 dage fejl på årsbasis (%) 0.00-0.08 0.07-0.03 0.00 0.11 maks fejl pr. måned (%) 0.14 2.36 2.30 2.46 2.20 0.61

DGC-rapport 16 Kunder i denne kategori kan være årsafregnet eller månedsafregnet, og deres forbrug bliver normalt ikke time-aflæst. Villakunder aflæser deres forbrug en gang om året, og de bliver afregnet efter en gennemsnitlig brændværdi. Brændværdien bliver beregnet ud fra 12 månedsværdier, der bliver vægtet med graddagetallet i de enkelte måneder. Det anvendte graddagetal svarer til Teknologisk Instituts skyggegraddage med et tillæg, som dækker det graddag-uafhængige forbrug. Naturgas Fyn anvender et tillæg på 70 graddage/måned, HNG/MidtNord 100 graddage/måned og DONG Energy 2,7 graddage/dag. Tabel 1 viser, at der ved denne afregningsmetode er en relativt lille fejl på op til 0,55 %. Fejlen er mindst ved den nuværende konstante gaskvalitet, og størst ved scenario 3, hvor der er hyppige skift mellem dansk og tysk gas. Fejlen kan være større end 0,55 %, når kunden ikke har et typisk graddagafhængigt forbrug, eller når afregningsperioden er mindre end et år på grund af flytning. I sidstnævnte tilfælde er fejlen op til ca. 1,8 % (Tabel 2). Tabel 2 Afregningsfejl ved afregningsperiode på mindre end et år, fx på grund af flytning scenario 1 2 3 4a 4b 5 fejl, minimum (%) -0.02-0.66-1.76-0.22-0.45-1.56 fejl, maximum (%) 0.05 0.13 0.84 1.27 0.05 0.50 For de månedslæste kunder er fejlen på årsbasis meget lille ved alle scenarier. Ved månedsafregning kan der være fejl i de enkelte måneder, men disse fejl udjævner sig over længere tid ved alle scenarier. Fejlen er afhængig af tidsforskydningen, dvs. afstanden mellem kunden og M/R-stationen, hvor gaskvaliteten er kendt, samt gasforbruget i nettet. Den maksimale afregningsfejl er ca. 0,2 % + 0,3 % pr. dag tidsforskydning. En tidsforskydning på op til få dage er mest sandsynligt, så fejlen på månedsbasis vil typisk være op til 0,5-1 %. Det kan dog ikke udelukkes, at der for nogle kunder forekommer en større tidsforskydning. Fejlen på månedsbasis vil kunne begrænses ved at flowvægte brændværdien på M/R-stationen, men usikkerheden som følge af tidsforskydning kan på

DGC-rapport 17 nuværende tidspunkt ikke undgås. En mulig løsning på længere sigt er anvendelse af Quality Tracker en i distributionsnettet. 5.2 Proceskunder Kunder i denne kategori kan være årsafregnet eller månedsafregnet, og forbruget kan være time-aflæst. Proceskunderne er her delt op i kunder med et jævnt fordelt forbrug og kunder med et atypisk forbrug (dvs. hverken jævnt fordelt eller graddag-afhængigt). 5.2.1 Jævnt fordelt forbrug Konsekvenserne ved import af tysk gas er vurderet for proceskunder med et konstant forbrug på alle hverdage (Tabel 3) og for kunder med et konstant forbrug året rundt (Tabel 4). Tabel 3 Konsekvenser for proceskunder med konstant forbrug på hverdage scenario 1 2 3 4a 4b 5 årsafregnet fejl på årsbasis (%) 0.01 0.03 0.15 0.19 0.20 0.04 tidsforskydning = 0 månedsafregnet fejl på årsbasis (%) 0.01-0.02 0.06 0.06 0.04 0.01 maks fejl pr. måned (%) 0.08 0.41 0.35 0.35 0.13 0.37 tidsforskydning = 1 dag fejl på årsbasis (%) 0.00 0.01 0.08 0.05 0.02-0.02 maks fejl pr. måned (%) 0.06 0.75 0.71 0.77 0.45 0.27 tidsforskydning = 3 dage fejl på årsbasis (%) 0.00 0.02 0.11 0.00-0.10 0.09 maks fejl pr. måned (%) 0.13 1.21 1.08 1.17 1.28 0.49 tidsforskydning = 7 dage fejl på årsbasis (%) 0.00 0.03 0.14 0.07 0.04-0.02 maks fejl pr. måned (%) 0.14 2.44 2.40 2.51 2.22 0.64

DGC-rapport 18 Tabel 4 Konsekvenser for proceskunder med konstant forbrug året rundt scenario 1 2 3 4a 4b 5 årsafregnet fejl på årsbasis (%) 0.00 0.06 0.16 0.15 0.15 0.04 tidsforskydning = 0 månedsafregnet fejl på årsbasis (%) 0.00 0.01 0.03 0.01 0.00 0.01 maks fejl pr. måned (%) 0.00 0.07 0.06 0.05 0.01 0.04 tidsforskydning = 1 dag fejl på årsbasis (%) 0.00 0.01 0.03 0.01 0.00 0.01 maks fejl pr. måned (%) 0.02 0.30 0.30 0.33 0.29 0.08 tidsforskydning = 3 dage fejl på årsbasis (%) 0.00 0.01 0.04 0.01 0.01 0.02 maks fejl pr. måned (%) 0.07 0.85 0.77 0.90 0.88 0.40 tidsforskydning = 7 dage fejl på årsbasis (%) 0.00 0.02 0.08 0.02 0.02 0.02 maks fejl pr. måned (%) 0.14 1.97 1.94 2.06 2.06 0.57 For årsafregnede kunder er der ingen problemer. Fejlen på årsbasis er for alle scenarier begrænset til 0,2 %. Fejlen er således mindre end for kunder med graddag-afhængigt forbrug, fordi hyppige skift mellem dansk og tysk gas bliver kompenseret bedre ved konstant forbrug. På samme måde som hos kunder med graddag-afhængigt forbrug kan der hos proceskunderne ved månedsafregning være fejl i de enkelte måneder, men også her udjævner fejlen sig over længere tid ved alle scenarier. Den maksimale afregningsfejl er ca. 0,4 % + 0,3 % pr. dag tidsforskydning hos kunder med et forbrug på hverdage. Hos kunder med et forbrug på alle dage er fejlen ca. 0,1 % + 0,3 % pr. dag tidsforskydning. 5.2.2 Atypisk forbrug Kendetegnet for denne kundetype er, at deres forbrug ikke følger et bestemt mønster. Det er derfor svært at give en generel beskrivelse af konsekvenserne ved import af tysk gas for kunder med atypisk forbrug. I dette afsnit illustreres konsekvenserne for 2 eksempler på atypisk forbrug. Worst case scenario for kunder med atypisk forbrug er (1) kunden bruger én dag om året, (2) der bliver leveret tysk gas denne dag, (3) afregning på månedsbasis eller årsbasis sker efter brændværdien for dansk gas. I dette tilfælde er fejlen op til 12 %.

DGC-rapport 19 Et mere realistisk scenario for gasforbruget vises i Figur 14 og Figur 15. I disse eksempler er der på månedsbasis en fejl op til ca. 9 %, og på årsbasis en fejl op til ca. 3,5 %, afhængig af tidsforskydningen. Konsekvenserne for kunden kan begrænses ved altid at udføre timeaflæsning hos kunder med atypisk forbrug. På denne måde bliver det muligt at korrigere for fejl. Afhængigt af den forventede tidsforskydning kan der fx 1. dag efter et skift i gaskvalitet afregnes efter den billigste gaskvalitet. Markedsmodellen bør tilpasses for at kunne håndtere korrektion. Figur 14 / Tabel 5 Kunde med atypisk forbrug eksempel 1 9000 8000 7000 gasforbrug (m 3 /dag) 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 jan apr jul okt jan scenario 1 2 3 4a 4b 5 tidsforskydning = 0 månedsafregnet fejl på årsbasis (%) -0.02-0.27 0.19-0.09 0.11-0.74 maks fejl pr. måned (%) 0.43 2.18 3.27 0.89 0.68 2.12 tidsforskydning = 1 dag fejl på årsbasis (%) -0.03 0.17-0.27-0.08-0.19-0.47 maks fejl pr. måned (%) 0.35 1.27 1.24 0.61 0.75 0.92 tidsforskydning = 3 dage fejl på årsbasis (%) -0.06 0.92 0.03 0.70-0.69-0.44 maks fejl pr. måned (%) 0.46 5.19 4.79 8.24 3.19 1.50 tidsforskydning = 7 dage fejl på årsbasis (%) -0.02 1.85-0.79 0.71-1.62-0.11 maks fejl pr. måned (%) 0.48 9.19 8.02 7.98 8.24 1.56

DGC-rapport 20 Figur 15 / Tabel 6 Kunde med atypisk forbrug eksempel 2 14000 12000 10000 gasforbrug (m 3 /dag) 8000 6000 4000 2000 0 jan apr jul okt jan scenario 1 2 3 4a 4b 5 tidsforskydning = 0 månedsafregnet fejl på årsbasis (%) -0.02-0.05 0.47 0.00-0.02-1.81 maks fejl pr. måned (%) 0.56 1.40 0.69 0.81 0.56 3.77 tidsforskydning = 1 dag fejl på årsbasis (%) -0.04-0.06-0.13 0.58-0.04-0.52 maks fejl pr. måned (%) 0.30 3.70 0.91 1.09 0.17 2.24 tidsforskydning = 3 dage fejl på årsbasis (%) -0.11-0.37-3.48-0.25-0.10-1.94 maks fejl pr. måned (%) 0.32 6.81 6.84 2.83 0.65 4.32 tidsforskydning = 7 dage fejl på årsbasis (%) 0.00-0.09-3.26 0.34 0.00-1.97 maks fejl pr. måned (%) 0.17 6.41 6.48 5.33 0.59 4.76 5.3 Installationer > 4 bar For denne kundetype kan der opstå to typer fejl: en fejl som følge af forskel mellem afregningsbrændværdien og brændværdien for den reelt brugte gas (på samme måde som for alle andre kunder) en konverteringsfejl som følge af forskel mellem de gasdata, der er indlagt i konverteringsudstyret, og den reelle gassammensætning. Konverteringsfejlen er tryk-afhængig, og har primært betydning for tryk > 5 bar. Ved anvendelse af de pt. optimale gasdata for dansk naturgas (gasdata6) er der for scenario 5 en konverteringsfejl på op til 0,25 % ved et tryk på 5 bar, og en fejl op til 2,6 % ved 40 bar (Figur 16).

DGC-rapport 21 2.75 2.50 2.25 40 bar 2.00 konverteringsfejl (%) 1.75 1.50 1.25 1.00 0.75 0.50 0.25 5 bar 0.00 jan apr jul okt jan Figur 16 Konverteringsfejl for scenario 5 (tysk gas) ved anvendelse af gasdata for dansk naturgas (gasdata6, SGERG: H ø = 43,67 MJ/m 3, ρ = 0,817 kg/m 3, CO 2 = 0,69 %) Konsekvenserne ved import af tysk gas er vurderet for en højtrykskunde (40 bar), der har et gasforbrug som vist i Figur 17. Gasforbruget finder hovedsagelig sted fra primo oktober primo juni. I sommermånederne er der et meget lille forbrug. I det efterfølgende beskrives den samlede fejl, dvs. fejl på brændværdi + konverteringsfejl. gasforbrug jan apr jul okt jan Figur 17 Eksempel på gasforbrug for højtryksinstallation

DGC-rapport 22 Ved anvendelse af gasdata6 (SGERG: H ø =43,67 MJ/m 3, ρ = 0,817 kg/m 3, CO 2 = 0,69 %) forekommer der en fejl på årsbasis på op til ca. 1,5 % (Tabel 7). Fejlen er størst for scenario 4a (tysk gas i vinterperioden) og scenario 5 (tysk gas hele året), hvilket er forventelig, da konverteringsfejlen her er størst. På månedsbasis forekommer der en væsentlig større fejl. DONG Energy s analyser har vist, at gassens transporttid fra M/R stationen til højtrykskunder i det sønderjyske område typisk er mindre end en dag, hvorfor fejlen ved en tidsforskydning på 1 dag er mest relevant. Ved denne tidsforskydning er den maksimale fejl på månedsbasis ca. 2 % i perioden oktober-maj og ca. 3 % i perioden juni-september (Tabel 7). Fejlen kan reduceres betydeligt ved at skifte til gasdata, der er bedre egnet til tysk gas. Den ideelle løsning er at installere en gaskromatograf eller nøjagtig brændværdimåler, der kontinuerlig opdaterer konverteringsudstyret. Et alternativ kunne være at bruge en mindre nøjagtig brændværdimåler, der kan skelne mellem dansk og tysk gas og skifter mellem 2 sæt gasdata. Tabel 8 viser resultaterne af en beregning, hvor der er antaget et skift mellem gasdata6 og tyske gasdata (SGERG: H ø = 40,11 MJ/m 3, ρ = 0,795, CO 2 = 1,14 %) ved en brændværdi på 11,5 kwh/m 3 (41,4 MJ/m 3 ). I dette tilfælde reduceres den maksimale fejl på månedsbasis til ca. 0,7 % i perioden oktober-maj og ca. 1,3 % i perioden juni-september.

DGC-rapport 23 Tabel 7 Konsekvenser for højtrykskunde (40 bar) ved anvendelse af gasdata6 scenario 1 2 3 4a 4b 5 tidsforskydning = 0 månedsafregnet fejl på årsbasis (%) -0.05 0.07 0.77 1.31-0.04 1.43 maks fejl pr. måned (%) 1 0.12 1.85 2.09 2.23 0.12 2.06 2 0.25 0.25 2.88 0.25 3.95 2.37 tidsforskydning = 1 dag fejl på årsbasis (%) -0.05 0.05 0.77 1.29-0.05 1.43 maks fejl pr. måned (%) 1 0.12 1.53 2.01 2.23 0.12 2.11 2 0.31 0.25 3.11 0.31 3.16 1.45 tidsforskydning = 3 dage fejl på årsbasis (%) -0.05 0.03 0.75 1.25-0.06 1.45 maks fejl pr. måned (%) 1 0.12 0.87 1.67 2.20 0.12 2.29 2 0.60 10.78 8.23 0.60 8.08 2.97 tidsforskydning = 7 dage fejl på årsbasis (%) -0.05-0.05 0.85 1.18-0.06 1.56 maks fejl pr. måned (%) 1 0.24 0.60 3.54 3.82 0.24 2.18 2 0.67 10.47 8.02 0.67 11.45 2.73 1 januar-maj og oktober-december; 2 juni-september Tabel 8 Konsekvenser for højtrykskunde (40 bar) ved automatisk opdatering af gasdata ved H ø = 11,5 kwh/m 3. scenario 1 2 3 4a 4b 5 tidsforskydning = 0 månedsafregnet fejl på årsbasis (%) -0.05-0.02 0.04 0.05-0.05 0.11 maks fejl pr. måned (%) 1 0.12 0.27 0.48 0.12 0.12 0.60 2 0.25 0.25 0.76 0.25 1.80 0.83 tidsforskydning = 1 dag fejl på årsbasis (%) -0.05-0.04 0.05 0.04-0.05 0.10 maks fejl pr. måned (%) 1 0.12 0.33 0.67 0.59 0.12 0.66 2 0.31 0.25 0.98 0.31 1.06 1.26 tidsforskydning = 3 dage fejl på årsbasis (%) -0.05-0.06 0.04 0.01-0.06 0.12 maks fejl pr. måned (%) 1 0.12 0.94 1.32 1.35 0.12 0.68 2 0.60 8.55 8.23 0.60 8.13 0.88 tidsforskydning = 7 dage fejl på årsbasis (%) -0.05-0.12 0.13-0.04-0.06 0.23 maks fejl pr. måned (%) 1 0.24 2.01 2.90 2.89 0.24 1.09 2 0.67 8.24 8.05 0.67 9.15 0.99 1 januar-maj og oktober-december; 2 juni-september

DGC-rapport 24 6 Timeværdier Ved opgørelse af transportomkostningerne i transmissionssystemet for naturgas indgår det maksimale timeforbrug opgjort i kwh (Hø) i transportbetalingen. Da kapacitetsoverskridelser her er af væsentlig økonomisk betydning for transportkunderne, er det vigtigt at vurdere den usikkerhed, hvormed det maksimale timeforbrug er bestemt. I et tidligere projekt /5/ blev følgende elementer i usikkerhedsberegningen identificeret: 1. Samlet usikkerhed på gasvolumenmåling 2. Opløsning på dataopsamling fra volumengasmåler 3. Usikkerhed fra automatisk tidsjustering i datalogger 4. Usikkerhed på brændværdibestemmelse på M/R stationen 5. Usikkerhed på bestemmelse af brændværdi på forbrugsstedet Det tidligere projekt viste, at usikkerheden på angivelse af maxtimeforbruget på et enkelt gasmålesystem typisk er af størrelsesordenen ± 5 %, med det resultat at overskridelser mindre end grænseværdien plus 5 % ikke med sikkerhed kan siges at have overskredet grænseværdien. For kunder, som afregnes for forbrug via flere gasmålesystemer, er den samlede usikkerhed mindre, hvilket også er tilfældet for grupper af kunder under ét. Ovennævnte gælder under forudsætning, at usikkerheden på bestemmelse af brændværdi på forbrugsstedet er mindre end 1,5 %. Som vist i afsnit 3.2 er usikkerheden på bestemmelse af brændværdi ved import af tysk gas dog ikke længere 1,5 %, men op til 11,5 %. Dette betyder, at usikkerheden på angivelse af maxtime-forbruget kan være op til 12,7 %. Tabel 9 giver en oversigt over de enkelte bidrag til usikkerheden. Værdierne for dansk gas stammer fra det tidligere projekt /5/ og gælder for et standard gasmålesystem uden pulskorrektion. For grupper af kunder eller kunder, der afregnes for forbrug via flere gasmålesystemer, vil den samlede måleusikkerhed afhænge af kundernes geografiske placering. Usikkerheden på lokal brændværdi vil være 11,5 % / (hvor N = antal målesystemer), hvis kunderne får leveret gas med forskellige brændværdi. Hvis kunderne får leveret samme gaskvalitet, så er usikker- N

DGC-rapport 25 heden på lokal brændværdi 11,5 %, uanset antal kunder. Den samlede måleusikkerhed for en gruppe kunder kan derfor være 11,5-12 %, hvor den med den nuværende gaskvalitet typisk er mindre end 2 %. Regler for Gastransport bør tage højde for den øgede usikkerhed på bestemmelse af timeforbrug ved import af tysk gas. Tabel 9 Usikkerhed på maxtime-forbruget for en enkelt gasforbruger dansk gas dansk + tysk gas Volumenmåling ± 3.0 % ± 3.0 % Pulsopløsning ± 2.1 % ± 2.1 % Konverteringsfaktor ± 0.3 % ± 2.0 % Tidskorrektion ± 3.3 % ± 3.3 % Brændværdi ± 0.25 % ± 0.25 % Lokal brændværdi ± 1.5 % ± 11.5 % Samlet usikkerhed ± 5.2 % ± 12.7 %

DGC-rapport 26 7 Referencer /1/ Kommissorium for FAU GM arbejdsgruppe vedr. Heidenau gas. Godkendt på FAU GM møde d. 7. juni 2007. /2/ Konsekvenser af import af Heidenaugas til Danmark. DGC notat 730.84, juni 2007. /3/ Ændrede forsyningsforhold mulighed for naturgasforsyning fra Tyskland til det danske marked. Faktablad Energinet.dk/DGC, juli 2007. /4/ Skabeloner for gasforbrug hos små og mellemstore gaskunder. DGC rapport, december 2005. /5/ Usikkerhed på bestemmelse af maxtime-forbrug. DGC notat 725.21, september 2004.