Forsyningssikkerhedsforordningen Risikovurdering 2. juni 2014 mgn 0. Executive summary... 3 1. Formål... 4 2. Proces og konklusioner... 4 2.1 Arbejdsproces... 4 2.2 Konklusioner... 4 2.3 Kontakt til nabolande... 5 2.4 Det videre arbejde... 5 3. Baggrund for forordningen... 5 4. Forordningsmæssigt grundlag... 6 4.1 Beskyttede kunder... 7 4.2 Energinet.dk nødforsyningsberedskab... 7 5. Beskrivelse af den eksisterende danske gasinfrastruktur... 8 5.1 Gasforbrug i Danmark... 10 5.2 Gassens rolle i det danske energimix... 11 5.2.1 Gasforbrug fordelt på forbrugere... 11 5.2.2 Gasfyret el- og fjernvarmeproduktion... 12 5.2.3 Produktions- og servicevirksomheders energiforbrug.. 13 5.3 Gaskvalitet... 13 6. Det fremtidige dansk/svenske gasinfrastruktur... 14 6.1 Perioden 2014-2017... 14 7. Beregnet gasefterspørgsel i 2014... 16 7.1 Gasefterspørgsel i henhold til forordningen... 16 7.2 Danmark... 16 7.3 Sverige... 18 8. Forsyningssvigt: N-1 hændelser i det danske gastransmissionssystem.. 19 8.1 Identificerede risici... 19 8.2 Hydrauliske simuleringer... 20 8.3 Teknisk kapacitet (N-1 beregning)... 20 Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 1/31
8.3.1 Beregning af N-1 formlen for Danmark... 20 8.4 Beregnede gasbalancer... 21 8.4.1 Afbrydelse af gas fra Nordsøen (Nybro)... 21 8.4.2 Afbrydelse af gas fra Tyskland (Ellund)... 24 8.4.3 Afbrydelse af gas fra Stenlille Gaslager... 25 8.4.4 Afbrydelse af gas fra Lille Torup Gaslager... 27 Bilag A: Risiko identifikation... 30 Bilag B: Referencer... 31 Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 2
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 maximum interconnection capacity of each border entry and exit point. This report is the first update of the risk assessment of the Danish gas system of 2012 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. To demonstrate the expected handling of these identified risks, the gas demand and gas balances in 2015 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 Lille Torup 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 supply will be sufficient to cover all protected customers in Denmark and Sweden. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 3
The results of the risk assessment will be used in the national 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 i 2014 af gasforsyningssikkerheden i det danske naturgassystem i henhold til artikel 9 i EU Forordning nr. 994/2010 om foranstaltninger til opretholdelse af naturgasforsyningssikkerheden. Dette er den første ajourføring af risikovurderingen fra 2012, og den skal være godkendt af den danske kompetente myndighed (Energistyrelsen) senest den 3. juni 2014. Risikovurderingen skal efterfølgende anvendes til ajourføringen af de forebyggende handlings- og nødplaner senest 3. december 2014. Risikovurderingen, herunder ajourførte udgaver, skal straks stilles til rådighed for EU Kommissionen. 2. Proces og konklusioner 2.1 Arbejdsproces Energinet.dk udarbejder risikovurderingen af det danske gassystem for den danske kompetente myndighed, Energistyrelsen. Energinet.dk har foretaget en risikoanalyse af forsyningssikkerheden fra alle forsyningskilder og tilhørende gasinfrastruktur for at identificere de relevante risici i relation til EU forordning nr. 994/2010. Efterfølgende har Energinet.dk lavet beregninger til dokumentation af opfyldelse af forordningens artikel 6 og 8. Da det er anden gang, at Danmark udarbejder risikovurderingen efter forordningens krav, er der lagt vægt på at videreudvikle metodikken fra den forrige risikovurdering, og i de tilfælde hvor det har været muligt, nuancere risikoanalysen. Yderligere har det været et ønske at koble EU risikovurderingen til Energinet.dk s øvrige arbejde med forsyningssikkerhed. Dette er gjort ved at implementere Energinet.dk s Nødforsyningssikkerhedsmodellen (2012) i risikoanalysen, og øge involveringen fra medarbejder fra driften i udarbejdelsen af risikoanalysen. Rapporten har den samme form, metode og procedure for at sikre et bedre overblik over eventuelle ændringer i risikovurderingen. Risikovurderingen beskriver situationen i perioden 01.01.2015-31.12.2016, og udarbejdet med den forventede infrastruktur og forsyningssituation for perioden, se evt. afsnit 6. 2.2 Konklusioner Sammenfattende viser analyserne, at - de risici, der har størst konsekvenser for gasforsyningssikkerheden i Danmark iht. EU forordningen 994/2010, relaterer sig til de fire hovedforsyningskilder til det danske gassystem: Nordsøen, Tyskland (via Ellund) og de to gaslagre; Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 4
- ved en afbrydelse af den største enkeltstående gasinfrastruktur en dag med usædvanlig stor gasefterspørgsel (artikel 6, stk.1) vil gasforsyningen være 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 mere end tilstrækkelig til at dække alle beskyttede kunder i Danmark og Sverige. Der vil muligvis være gas til helt eller delvist at forsyne de danske ikke-beskyttede kunder; - 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 mere end tilstrækkelig til at dække alle beskyttede kunder i Danmark og Sverige. Der vil muligvis være gas til helt eller delvist at forsyne de danske ikke-beskyttede kunder. 2.3 Kontakt til nabolande Det svenske gassystem er udelukkende forsynet via Danmark for uden en mindre mængde biogas og LNG, hvorfor der har været afholdt møder og løbende udveksling af information med Energimyndigheten, der er den svenske kompetente myndighed i henhold til forordningen, samt Swedegas, ejer af det svenske gastransmissionssystem og den svenske balanceansvarlige TSO. I forbindelse med udarbejdelsen af risikovurderingen er der afholdt et møde i april 2014 mellem Bundesnetzagentur, Energimyndigheten, 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 inkl. 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. 3. Baggrund for forordningen Forsyningssikkerhed er blevet et stadig vigtigere emne i EU i de senere år på grund af begivenheder som f.eks. Hviderusland-krisen i 2008 og Ukrainekriserne i 2009 og 2014. 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 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. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 5
Et centralt element i forordningen er artikel 9, der skitserer de krav, der er til risikovurderinger for forsyningssikkerheden 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. 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 i henhold til stk. 1 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. Ovenstående er udgangspunktet i vurderingen af forsyningen til det danske gasmarked, men på regionalt niveau, dvs. når Danmark og Sverige betragtes samlet er også artikel 6, stk. 2 relevant. I artikel 6. stk. 2 er anført, at forpligtelse til at sikre, at den resterende infrastruktur har kapacitet til at dække den samlede gasefterspørgsel som omhandlet i stk. 1, anses også for opfyldt, hvis den kompetente myndighed dokumenterer i den forebyggende handlingsplan, at der med passende markedsbaserede foranstaltninger på efterspørgselssiden i tilstrækkelig grad og rettidigt kan kompenseres for en afbrydelse af forsyningerne. Formlen i bilag I, punkt 4 skal anvendes til dette formål. Det danske gastransmissionssystem har aldrig været designet til at kunne forsyne også det svenske marked i egentlige nødsituationer. Det vil således ikke være muligt umiddelbart at opretholde forsyningen til hele det svenske marked i tilfælde af svigt af den største enkeltstående infrastruktur. Bl.a. af denne årsag har Sverige en undtagelse fra forordningens artikel 6. I den forebyggende handlingsplan for Sverige står der således: Infrastrukturnormen ska enligt artikel 6.1 uppfyllas senast den 3 december 2014. Sverige är inte bundet av denna, men ska eftersträva att fullgöra normen och samtidigt trygga gasförsörjningen till skyddade kunder i enlighet med artikel 8. 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 (afsnit 4.1) skal sikres i følgende tilfælde: Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 6
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. 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 Definitionen af de beskyttede kunder er fastlagt af Energistyrelsen som kompetent myndighed Jf. BEK nr. 962 af 27.9.2012: 4. Beskyttede kunder i henhold til artikel 2, nr. 1, i Europa- Parlamentets og Rådets forordning om foranstaltninger til opretholdelse af naturgasforsyningssikkerheden er følgende: 1) Alle privatkunder, som er tilsluttet et gasdistributions- eller bygasnet. 2) Forbrugere, der yder væsentlige sociale tjenester og som er tilsluttet et gasdistributions-, bygas- eller transmissionsnet. 3) Virksomheder, der er tilsluttet et gasdistributions- eller bygasnet, og hvis årlige naturgasforbrug ikke overstiger den efter 5, stk. 1, offentliggjorte kubikmetergrænse. 4) Fjernvarmeinstallationer i det omfang, de leverer varme til privatkunder omhandlet i nr. 1, og til kunder omhandlet i nr. 2 og 3, hvis disse installationer ikke kan skifte til andre brændsler og er tilsluttet et gasdistributions-, bygas- eller transmissionsnet. Stk. 2. Virksomheder, der leverer overskudsvarme til et kollektivt varmeforsyningsnet, er omfattet af 4, stk. 1, nr. 3. De beskyttede gasforbrugere i Danmark svarer på døgnbasis til 80 pct. af det totale maksimalt forventede forbrug. 4.2 Energinet.dk nødforsyningsberedskab Energinet.dk sikrer alle de danske gasforbrugere i nødsituationer ved et forsyningsudfald i 3 døgn ved en gennemsnitlig døgntemperatur på -13 celsius (statistisk 20 års hændelse) og med en forudsætning om afbrydelse af størstedelen af det svenske marked (ikke-beskyttet). Jf. gasforsyningssikkerhedsforordningens artikel 6 stk.1 er det tilstrækkeligt at sikre gasefterspørgslen i ét døgn ved erstatning af leverancer fra den største forsyningskilde. Regionalt er der forud- Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 7
sat afbrydelse af det svenske ikke-beskyttede marked, dvs. opfyldelse af artikel 6 sker i henhold til stk. 2. Energinet.dk sikrer alle de beskyttede danske gasforbrugere mod forsyningsudfald i 60 døgn et normalt år (statistisk 100 års hændelse). Jf. gasforsyningssikkerhedsforordningens artikel 8.c. er det tilstrækkeligt at forsyne de beskyttede gaskunder i 30 døgn. Forsyningsperioden er fastsat ud fra, at det tager gennemsnitlig 60 dage at reparere et brud på en rørledning mellem platformene og Nybro (ikke hændelse med høj sandsynlig, men uacceptabel hændelse). Forsyningssvigt fra Nordsøen er dimensionerende for Energinet.dk s nødforsyningsberedskab for langvarige forsyningssvigt. 5. Beskrivelse af den eksisterende danske gasinfrastruktur Det danske naturgastransportsystem består dels af opstrømsrørledningsnet i den danske del af Nordsøen, dels af transmissions- og distributionsledninger 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), to underjordiske gaslagre (Stenlille og Lille Torup) og en kompressorstation i Egtved, se Figur 5.1. Figur 5.1: Det overordnede danske gassystem. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 8
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 hæves trykket fra platformene 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 offshorerørledninger 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. Fra Nybro og fra Ellund (Tyskland) 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 og Ellund, suppleres der med gas fra lagrene. Ud over sæsonudjævning kan handel med gas påvirke eksporten og importen og dermed henholdsvis lagerudtrækket og lagerinjektionen. Kompressorstationen i Egtved anvendes til øgning af trykket, således at gassen kan transporteres mod øst. Den anvendes i dag kun til øgning af trykket fra Tyskland og Ll. Torup gaslager, idet gassen fra Nybro leveres ved tiltrækkeligt højt tryk. 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 målerstationer, som ejes af Energinet.dk. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 9
I 2013 blev udbygningen af det danske system mod Tyskland afsluttet. Kapaciteten for gasimport fra Tyskland blev øget ved etablering af en ny rørledning parallelt med den eksisterende fra Egtved til Ellund samt ved etablering af en ny kompressorstation i Egtved. Udbygningen i Tyskland i 2014 og 2015 er beskrevet i kapitel 6. 5.1 Gasforbrug i Danmark Gasforbruget i Danmark har været svagt faldende siden 2006, når man ser bort fra de årlige udsving i temperaturerne (normalår). Det ses af nedenstående figur, der viser naturgasforbruget i perioden 2005-2012. I 2012 var forbruget i Danmark ca. 3,2 mia. Nm³. Her var der 6 % færre graddage end i et normalår. Før 2007 var gennemsnittet ca. 4 mia. Nm³. Faldet fra 2006 til 2007 skyldes hovedsageligt et fald i den naturgasbaserede elproduktion. Dette fald fortsætter stadig, da biomasse erstatter naturgas som brændsel på decentrale kraftvarmeværker. Som det ses i figuren, var året 2010 en undtagelse. Dette skyldes dels, at 2010 var et koldt år med 9 % flere graddage end et normalår, og dels at forbruget på de centrale elværker var stort. Figur 5.2: Årligt forbrug i perioden 2005-2012 sammenholdt med antal graddage i procent af graddageantallet i et normalår (3.385 graddage). Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 10
5.2 Gassens rolle i det danske energimix Naturgas udgjorde i 2012 18 % af det samlede energiforbrug i Danmark, jf. Figur 5.3. Figur 5.3: Det samlede danske energiforbrug i 2012. Kilde: Energistyrelsen, Danmarks energifremskrivning 2012. 5.2.1 Gasforbrug fordelt på forbrugere I 2012 var gasforbruget i Danmark incl. egetforbruget i Nordsøen 39.900 GWh (svarende til 3,2 mia. Nm 3 ), hvoraf 20.000 GWh (44 %) 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 2012. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 11
Figur 5.2.1: Det samlede danske gasforbrug i 2012. Kilde: Energistyrelsen, Danmarks energifremskrivning 2012. 5.2.2 Gasfyret el- og fjernvarmeproduktion Produktionen af el i Danmark foregår på centrale anlæg, decentrale kraftvarmeanlæg, vindkraftanlæg og hos sekundære producenter. Elproduktionen i Danmark i 2012 var 30.800 GWh. Elproduktionen fra vindkraftanlæg og anden vedvarende energi var 14.900 GWh elektricitet. 13,6 % af den samlede elproduktion blev produceret ved brug af naturgas. Figur 5.2.2: Produktion fordelt efter brændsel. 2012. Kilde: Energistyrelsen, Energistatistik 2013 Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 12
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 2012 var 40,6 % vedvarende energi (VE), 24,1 % naturgas, 23,7 % kul og 1,7 % olie. Den samlede fjernvarmeproduktion var i 2012 på 37.800 GWh. 5.2.3 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 2012 udgjorde naturgas 38 % af virksomhedernes energiforbrug, jf. figur 5.2.3. Figur 5.2.3: Produktions- og handels- og servicevirksomheders energiforbrug 2012. Kilde: Energistyrelsen, Energistatistik 2013 5.3 Gaskvalitet Den gas, der flyder i Energinet.dk s transmissionssystem, kommer enten fra den danske del af Nordsøen via behandlingsanlægget ved Nybro, fra det tyske marked via Ellund, fra gaslagrene i Lille Torup og Stenlille eller i fremtiden som bionaturgas fra en lokal biogasproduktion. Gaskvaliteten, af den gas der forsynes med i Danmark, bliver derfor en blanding af den danske nordsøgas, gas fra Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 13
Tyskland og bionaturgas, idet lagergassen alene er sæsonforskudt fra den aktuelle forsyning. Den danske nordsøgas tilhører 2. gasfamilie, gruppe H, der er kendetegnet ved en meget ensartet sammensætning og gaskvalitet. Den danske naturgas har altid haft et højt wobbe-indeks i forhold til gassen i de omgivende systemer. Dette skyldes, at den danske gas indeholder relativt meget etan, propan og butan, som i Danmark ikke fjernes fra naturgassen. Gassen fra Tyskland tilhører ligeledes gruppe H og vil typisk have et lavere wobbe-indekset end for dansk nordsøgas. Dette gælder også på længere sigt, uanset om der bliver tale om fremtidig forsyning af norsk, tysk, hollandsk eller russisk gas, LNG eller en blanding heraf fra Tyskland. Opgraderet biogas (bionaturgas) ligner forbrændingsteknisk naturgas og består typisk af en blanding af metan og CO 2. Bionaturgas har typisk en lav brændværdi og et wobbe-indeks, der ligger i den nedre ende af det tilladte variationsrum i Gasreglementet. Sikkerhedsstyrelsen opdaterede i begyndelsen af 2013 Gasreglementet med et nyt afsnit (C12), der fastsætter kravene til gaskvalitet af opgraderet biogas, som skal fødes ind i gassystemet. Dette sikrer, at bionaturgassen hos forbrugerne kan anvendes sikkert på lige fod med naturgassen. De seneste 8 år har wobbe-indekset for den distribuerede danske gas ligget i intervallet 14,0-15,5 kwh/nm 3 (50,4-55,8 MJ/Nm 3 ). Gasreglementet tillader distribution af gas med wobbe-indeks i intervallet 13,9-15,5 kwh/ Nm 3 (50,04-55,8 MJ/Nm 3 ). Gaskvaliteten i Danmark ændrer sig med etableringen af nye forsyningsveje og introduktionen af bionaturgas. Naturgassen tilhører fortsat 2. gasfamilie, gruppe H, men der vil være større variationer i gaskvaliteten. 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 som udgangspunkt primært det nationale gassystem, men da det svenske gassystem forsynes 100 % via Danmark, indgår det svenske gassystem i vurderinger og beregningerne af gasefterspørgsel, jf. standarder for infrastruktur og forsyning. Risikovurderingen, herunder opfyldelse af infrastruktur- og forsyningsstandarder, er baseret på forventninger til markedet og konfigurationen af gassystemet i 2015/16 hvor der både er foretaget udbygning af det danske og nordtyske system. Det nordtyske system vil dog først være fuldt udbygget i 2016. Risikovurderingen er endvidere baseret på det forhold, at Sverige, modsat Danmark, er undtaget for den fælles infrastrukturstandard, jf. forordningens artikel 6. 6.1 Perioden 2014-2017 Frem til 2014 har der været en nedgang i den danske gasproduktion, hvorefter der forventes at komme nye gasproducerende felter, primært Hejre feltet i 2016. Figur 6.1 viser Energistyrelsens forventning til udviklingen i den danske Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 14
gasproduktion. Energinet.dk tager ved vurdering af forsyningssikkerheden udgangspunkt i forventede reserver. Energinet.dk har i oktober 2013 idriftsat en udbygning af transmissionssystemet mod Tyskland, hvilket muliggør leverancer på mindst 700.000 m 3 /h til Danmark fra Tyskland. Kapaciteten i det nordtyske system vil samtidig blive udbygget til en uafbrydelig kapacitet på 310.000 m 3 /h fra Tyskland til Danmark, med idriftsættelse ultimo 2014. En yderligere udvidelse af det tyske system planlægges idriftsat ultimo 2015. Udbygningen består i etablering af en ny kompressorstation i Quarnstedt og dublering af ledningsstrækningen Fochbeck - Ellund. En fuld udbygning vil kunne give en kapacitet på mindst 450.000 m 3 /h til Danmark. Den kapacitet, som stilles til rådighed til det dansk/svenske marked, vil afhænge af markedsbehovet i Nordtyskland. Forsyningsbilledet forventes i perioden 2014-2017 at se ud som vist i figur 6.2. Figuren viser hvorledes Energinet.dk fremskrivning af gasproduktion, leverancer og forbrug. Figur 6.1: Produktionsprognose for Nordsøen, 2013 Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 15
Figur 6.2: Fremskrivning af gasproduktion, leverancer og forbrug 2014-2017 7. Beregnet gasefterspørgsel i 2014 7.1 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 2015 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 270 GWh/dag. Dette dækker alle danske gaskunder. Forsyning af beskyttede forbrugere (artikel 8.1) Beskyttede kunder omfatter jf. afsnit 4.1. privatkunder samt små og mellemstore virksomheder (SMV), væsentlige sociale tjenester og gasfyrede kraftvarmeværker bortset fra de 3 centrale kraftværker, der er direkte tilsluttet transmissionsnettet. De beskyttede gasforbrugere i Danmark svaret til 80 % af det totale forbrug. Artikel 8.1, a) Gasefterspørgslen for de beskyttede kunder i en spidsbelastningsperiode på 7 dage, der forekommer med en statistisk sandsynlighed en gang hvert 20. år, er beregnet til 208 GWh/dag, dvs. i alt 1.455 GWh (total 1.823 GWh). Gennemsnitstemperaturen for perioden er -9,5 C. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 16
Artikel 8.1, b) Den gennemsnitlige gasefterspørgsel for de beskyttede kunder for en periode på 30 dage med usædvanlig høj efterspørgsel, der forekommer med en statistisk sandsynlighed en gang hvert 20. år, er beregnet til 196 GWh/dag, i alt 5.872 GWh for de 30 dage (total 7.359 GWh). Gennemsnitstemperaturen for perioden er -6,0 C. Artikel 8.1, c) Gasefterspørgslen for de beskyttede kunder i en periode på mindst 30 dage i tilfælde af en afbrydelse af den største enkeltstående gasforsyningsinfrastruktur under gennemsnitlige vinterforhold er beregnet til 4.866 GWh (total 6.098 GWh). Gennemsnitstemperaturen for perioden er 0 C. Forhøjet standard for forsyning Danmark anvender en forhøjet forsyningsstandard 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. Denne forsyningsstandard er fastsat ud fra, at det forventes at tage gennemsnitlig 60 dage at reparere et brud på en rørledning mellem Tyra platformene og Nybro. Afbrydelse af ikke-beskyttede gaskunder Danmark har introduceret en nødforsyningsmodel for gasmarkedet, hvor ikkebeskyttede kunder kan blive afbrudt helt eller delvist 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. 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. Kommercielt afbrydelig kunder Virksomheder med et gasforbrug over 2 mio. Nm 3 årligt har mulighed for at sælge kommerciel afbrydelighed til Energinet.dk, således at Energinet.dk i videst muligt omfang kan undgå erklæring af Emergency. I det kommercielle afbrydelighedskonceptet køber Energinet.dk retten til at afbryde en kundes gasforsyning under særlige omstændigheder. Energinet.dk kan herigennem sænke den danske gasefterspørgsel i kritiske forsyningssituationer og hermed opretholde gasforsyningen til de øvrige forbrugere længere. Der udbydes to forskellige afbrydelighedsprodukter, nemlig Hyper3 og Hyper72: Hyper3: Ved Hyper3 gives de afbrydelige kunder tre timers varsel til at afbryde/reducere deres gasforbrug i 69 timer Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 17
Hyper72: Ved Hyper72 gives de afbrydelige kunder 72 timers varsel til at afbryde/reducere deres gasforbrug i 72 timer. Begge afbrydelighedsprodukter aktiveres fra kriseniveauet Alert. Hyper72 produktet supplerer Hyper3 produktet, således at der ikke sker forbrugsstigning efter 72 timer, hvor Hyper3 forbrugere igen forsynes, uanset at der er erklæret Emergency. Uanset om en virksomhed er beskyttet eller ikke-beskyttet, er det muligt at blive kommercielt afbrydelig. 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. 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 har defineret beskyttede kunder som alle privatkunder, der er tilsluttet et gasdistributionsnet (artikel 2.1). Små og mellemstore virksomheder, væsentlige sociale tjenester og fjernvarmeinstallationer forbundet til gasdistributionseller transmissionsnet vil ikke være beskyttede kunder. De beskyttede kunder i Sverige er fastsat til 2 pct. af det totale svenske gasforbrug. 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 13 GWh 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 52 GWh 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 42 GWh. 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. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 18
Det er planen, at der senest i 2015 gennemføres en fælles auktion for kommercielt afbrydelige kunder. 8. 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. I Danmark er det ikke er muligt at identificere kun én enkeltstående gasforsyningsinfrastruktur som er hovedansvarlig for gasforsyningen til det danske transmissionsnet. Gasforsyningen til det danske transmissionsnet er stort set ligeligt fordelt mellem fire forsyningskilder, og risikovurderingen behandler således forsyningssvigt fra alle leverancepunkter: 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. Det beregnede område er valgt som det sammenhængende danske og svenske gas transmissionssystem under hensyntagen til de for hvert land gældende infrastrukturstandarder. I analysen af afbrydelse af den største enkeltstående gasinfrastruktur (N-1 formlen) er der antaget, at de forventede gasmængder er til rådighed og vil blive leveret fra de nævnte leverancepunkter. 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. 8.1 Identificerede risici Med henvisning til artikel 9.1 er der identificeret hændelser, der kan medføre afbrydelse af gasforsyningen fra en af de fire ovennævnte kritiske entrypunkter, og scenariernes forventede konsekvenser og sandsynligheder er beskrevet i Bilag A (fortroligt). De væsentligste identificerede risikoscenarier er: Nordsø (Tyra) gasforsyning udfald i flere måneder, Stenlille Gaslager udfald uden varsel, Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 19
Lille Torup Gaslager udfald uden varsel, Ellund leverancepunkt udfald pga. forsyningskrise i Europa, øst Danmark udfald pga. rørbrud på rørstrækningen Egtved-Torslunde 1. 8.2 Hydrauliske simuleringer Foruden analysen i bilag A, er konsekvenserne af de identificerede risikoscenarier analyseret med hydrauliske simuleringer af udfald i det danske gastransmissionssystem. Simuleringerne er anvendt til at identificere eventuelle lokale kapacitet problemstillinger i transmissionssystemet. Simuleringerne viser, at det danske transmissionssystem har kapacitetsbegrænsninger fra Vest- til Østdanmark i tilfælde af en 20 års hændelse. Flaskehalse skyldes, at gassen leveres hovedsageligt i vest Danmark men forbruges i øst Danmark. Dette medfører, at 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. 8.3 Teknisk kapacitet (N-1 beregning) 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. 8.3.1 Beregning af N-1 formlen for Danmark I det følgende er der foretaget beregning af alle fire forsyningspunkter, Nybro fra Nordsøen, Ellund fra Tyskland, Lille Torup Gaslager i Nordjylland og Stenlille Gaslager på Sjælland. Den svenske gasaftag er forudsat reduceret til de beskyttede kunder. Beregning af N-1 formlen for Danmark (mio Nm3/d) D max 23,1 EP m 10,8 Den samlede daglige gasefterspørgsel (20 års hændelsen) danske og beskyttede svenske kunder Summen af teknisk kapacitet for alle de indgangspunkter, der kan forsyne det beregnede område, ex. produktions-, lagerog LNG-faciliteter P m 12,0 Maks. teknisk produktionskapacitet (Nordsøen) 2 1 Dette risikoscenarie er udelukkende relevant for øst Danmark og ikke nationen som hele, og den er derfor ikke behandlet i EU forordningens nationale risikovurdering 2 I stedet for den maksimale tekniske produktionskapacitet er der anvendt en prognose af gasproduktionen i Nordsøen. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 20
S m 21,7 Maks. teknisk udtrækskapacitet fra alle lagerfaciliteter LNG m 0 Maks. teknisk kapacitet ved LNG-faciliteter I m * Teknisk kapacitet i største enkeltstående infrastruktur (se tabel 9.1) N-1: 141 % Nordsøen (Nybro) - I m = 12,0 146 % Tyskland (Ellund) - I m = 10,8 146 % Stenlille Gaslager - I m = 10,8 146 % Ll. Torup Gaslager - I m = 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. 8.4 Beregnede gasbalancer I det følgende gennemgås de beregnede gasbalancer for scenarierne i artikel 6 (N-1) og artikel 8.1.c for hver af hændelserne. Beregningen af gasbalancerne nedenfor er rene mængdeberegninger baseret på Energinet.dk s prognosemodel for det danske gassystem. På nedenstående graf er vist gasbalancen før (2015 Forbrug N og 2015 Forsyning N) og efter (2015 Forbrug N-1 og 2015 Forsyning N-1) en afbrydelse, samt den maksimale leverance for systemet i normal drift (Max Forsyningskapacitet) og i tilfælde af afbrydelse fra Nordsøen (Max Nødforsyningskapacitet). 8.4.1 Afbrydelse af gas fra Nordsøen (Nybro) Forekomsten af en afbrydelse af gasleverancer fra Nordsøen med en varighed på mere end 30 dage er yderst sjældent, og vil primært være forårsaget tekniske risici relateret til kulbrinte uheld 3 på Tyra komplekset. 8.4.1.1 1 dags afbrydelse (Artikel 6.1) Idet det er teknisk muligt at reducere gasforsyningen til Sverige hurtigt fra 94 GWh/dag til 2 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 (82 GWh/dag) i 1 døgn vil der være tilstrækkelig forsyning fra Tyskland og gaslagrene. 3 Med kulbrinte uheld menes udslip af gas eller olie som fører til et voldsomt uheld som fx eksplosion. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 21
Figur 10.1: Gas balance 1 døgn før og efter en N-1 hændelse, hvor den største enkeltstående gasinfrastruktur er gasforsyningen fra Nordsøen (Nybro) I analysen er der for Nybro anvendt den forventede gasproduktionskapacitet i Nordsøen, dvs. incl. mulige leverancer til Holland. På grund af usikkerheden i prognosen for produktionskapaciteten i Nordsøen er der ligeledes en vis usikkerhed forbundet med kapacitetsvurderingerne. 8.4.1.2 30 dages afbrydelse (Artikel 8.1 (c)) Ifølge artikel 8.1 c) skal de beskyttede kunder forsynes med gas i de 30 dage. 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 i 30 dage. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 22
Figur 10.2: Gas balance 30 dage 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, idet svenske ikke-beskyttede forbrugere forudsættes afbrudt. 8.4.1.3 60 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. Også en teknisk hændelse på Tyra platformen forventes 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. Den samlede gasefterspørgsel i en 60 dages periode vil være ca. 7.200 GWh (fra marts), og det er essentielt, at mængden er til rådighed. 8.4.1.4 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 Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 23
varighed på mere end et år, af gasforsyningen fra Nordsøen (på Tyra platformen). I tilfælde af en langvarig afbrydelse af gasleverance fra Tyra platformen i Nordsøen vil de eneste forsyningskilder umiddelbart være mindre mængder gas fra Syd Arne og Harald felterne og fra Tyskland. Forsyningen fra Syd Arne og Harald vil være ca. 2 TWh/år alt afhængigt af årsagen til afbrydelsen af gasleverancen fra Tyra platformen. Ved nogen afbrydelser vil det være muligt lede gas producerede på Tyra platformen via Syd Arne rørledningen til transmissionssystemet, og dermed øge forsyningen fra Nordsøen. Den årlige importkapacitet fra Tyskland vil være ca. 27 TWh/år. Den samlede forsyning vil således være knap 30 TWh/år, hvilket forventeligt vil være tilstrækkeligt til at forsyne de beskyttede kunder afhængig af afbrydelsens længde. Derimod vil der ikke være kapacitet til at forsyne de 3 centrale 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. 8.4.2 Afbrydelse af gas fra Tyskland (Ellund) Forekomsten af en afbrydelse af gasleverancer fra Tyskland med en varighed på mere end 30 dage er sjældent og skyldes primært geopolitiske risici. 8.4.2.1 1 dags afbrydelse (Artikel 6.1) På nedenstående graf er vist gasbalancen før og efter en afbrydelse samt den maksimale leverance for systemet i normal drift og i tilfælde af afbrydelse af gas fra Tyskland. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 24
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 2015. I analysen er der for Nybro anvendt den forventede gasproduktionskapacitet i Nordsøen. På grund af usikkerheden i prognosen for produktionskapaciteten i Nordsøen er der ligeledes en vis usikkerhed forbundet med kapacitetsvurderingerne. 8.4.2.2 30 dages afbrydelse (Artikel 8.1 (c)) Figur 10.4 viser en situation, hvor forsyningen fra Tyskland (Ellund) afbrydes. 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. 8.4.3 Afbrydelse af gas fra Stenlille Gaslager Forekomsten af en afbrydelse af gasleverancer fra Stenlille Gaslager med en varighed på op til 30 dage er meget sjældent og skyldes primært tekniske risici relateret til kulbrinte uheld på anlægget. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 25
8.4.3.1 1 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. Figur 10.5: Gas balance før og efter en N-1 hændelse, hvor den største enkeltstående gasinfrastruktur er gasforsyningen fra Stenlille Gaslager. I tilfælde af afbrydelse af Stenlille Gaslager (113 GWh/dag) vil det være nødvendigt at trække 128 GWh/dag ud fra Lille Torup Gaslager, hvilket forventes at være tæt på lagerets maksimale kapacitet. Det kan derfor blive nødvendigt at anvende markedsbaserede foranstaltninger eller linepack til opfyldelse af efterspørgslen. På grund af den tekniske mulighed for hurtig afbrydelse af hovedparten af forsyningen til Sverige vil der være tilstrækkelig gas til rådighed. Der vil ikke være mulighed for eksport af gas ud af Danmark i nævneværdig grad. I analysen er der for Nybro anvendt den forventede gasproduktionskapacitet i Nordsøen. På grund af usikkerheden i prognosen for produktionskapaciteten i Nordsøen er der ligeledes en vis usikkerhed forbundet med kapacitetsvurderingerne. 8.4.3.2 30 dages afbrydelse (Artikel 8.1 (c)) For at illustrere balancen er vist en situation, hvor forsyningen fra Stenlille Gaslager afbrydes. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 26
Figur 10.6: Gas balance før og efter en N-1 hændelse, hvor den største enkeltstående gasinfrastruktur er gasforsyningen fra Stenlille Gaslager Som det ses af figuren er der tilstrækkelig kapacitet til at dække de beskyttede kunder. I beregningen af udfald af Stenlille Gaslager er der antaget at antages, at gasleveracen fra Nordsøen og Tyskland fastholdes. I en konkret hændelse er det gasmarkedet som bestemmer fordelingen af gas på de enkelte forsyningspunkter. 8.4.4 Afbrydelse af gas fra Lille Torup Gaslager Forekomsten af en afbrydelse af gasleverancer fra Stenlille Gaslager med en varighed på op til 30 dage er meget sjældent og skyldes primært tekniske risici relateret til kulbrinte uheld på anlægget. 8.4.4.1 1 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 Lille Torup Gaslager. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 27
Figur 10.5: Gas balance før og efter en N-1 hændelse, hvor den største enkeltstående gasinfrastruktur er gasforsyningen fra Lille Torup Gaslager. På grund af den tekniske mulighed for hurtig afbrydelse af hovedparten af forsyningen til Sverige vil der være tilstrækkelig gas til rådighed. Der vil ikke være mulighed for eksport af gas ud af Danmark i nævneværdig grad. I analysen er der for Nybro anvendt den forventede gasproduktionskapacitet i Nordsøen. På grund af usikkerheden i prognosen for produktionskapaciteten i Nordsøen er der ligeledes en vis usikkerhed forbundet med kapacitetsvurderingerne. 8.4.4.2 30 dages afbrydelse (Artikel 8.1 (c)) For at illustrere balancen er vist en situation, hvor forsyningen fra Lille Torup Gaslager afbrydes. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 28
Figur 10.6: Gas balance før og efter en N-1 hændelse, hvor den største enkeltstående gasinfrastruktur er gasforsyningen fra Lille Torup Gaslager Som det ses af figuren er der tilstrækkelig kapacitet til at dække de beskyttede kunder. Den lave mængdeleverance fra gaslagrene ved afbrydelse af gas fra Stenlille Gaslager fremkommer ved, at det i simuleringen antages, at gasmængderne fra Nordsøen og Tyskland fastholdes, og er altså ikke en implicit indikation af en forventet situation. Fordelingen af gasleverancer på forsyningspunkter i den konkrete situation afhænger af markedssituationen i den givne periode. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 29
BILAG A FORTROLIGT Bilag A: Risiko identifikation Rapportens afsnit om risikoidentifikation indeholder følsomme oplysninger, hvorfor afsnittet er flyttet til et separat dokument. Risikoidentifikationen skal behandles fortroligt og må ikke komme uvedkommende i hænde, og må af sikkerhedsmæssige årsager ikke sendes elektronisk. Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 30
BILAG B Bilag B: Referencer 1 Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 994/2010 af 20. oktober 2010 om foranstaltninger til opretholdelse af naturgasforsyningssikkerheden og ophævelse af Rådets direktiv 2004/67/EF 2 Energistyrelsen Energistatistik (2013) 3 Energistyrelsen Danmarks energifremskrivning 2012 Dok. 13/94153-25, Sag 13/94153 31