Infrastrukurentwicklungen in Zentraleuropa als Folge von Nordstream und die Schaffung eines European Target Modells - Gas

Betrachtung aus der Sicht eines TSO

Thomas Kleefuß

CEO, Managing Director

Team Consult Collquium , Berlin, 3. 11.2011

2

Agenda

Vorstellung der NET4 Gas

Infrastruktur Entwicklungen in Zentraleuropa

Das europäische Gas Target Model

Marktgebietsentwicklungen

Schlussfolgerungen

The „Turn Table“ for Gas in Central Europe supports east-west and north-south transits

Významné předávací stanice

Waidhaus

HPS Lanžhot

Olbernhau

Hospozín

93 mil m3/d

30 mil m3/d

93 mil m3/d

180 mil m3/d

25 mil m3/d

35 mil m3/d

35 mil m3/d

70 mil m3/d

30 mil m3/d

0,5 – 2,5 mil m3/d35 mil m3/d

Český Těšín

35 mil m3/d 18 mil m3/d

Sayda

3

Nordstream führt zu signifikanten Gasflussänderungen und Umgehung der Ukraine

Current gas flows

Gazelle

White Stream / GUEU

Nabucco / South StreamTauern pipeline

OPAL

Nord Stream

Lanzhot - Baumgarten

Shift of gas flowsexpected from

2011

Major Russian gas flows will be shifted from the Southern Russian onshore transit route to Nord Stream / OPAL / NEL.

The first branch of the offshore Russian transit highway are in operation since10/2011. The second line will not be completed till 2013.

NEL will supply new volumes to Benelux and UK and will compete against LNG

In order to benefit from the new / planned infrastructure in Southern Europe (e.g. LNG, Caspian gas) not starting before 2012, the connection between Lanzhot and Baumgarten is essential.

The Gazelle Pipeline Project is necessary for extending Nord Stream / OPAL and GE contract (shift to entry point Hora Svate Kateriny).

Project “Lanzhot – Baumgarten connection” is necessary in order to take advantage of Nabucco in the South- East of Europe.

Future gas flows

Russia will try to bypass Ukraine under all circumstances. EU will strongly push forward diversification projects and could prefer still Ukraine as a transit country.

NEL

4

5

Nabucco increases Europe’s Security of Supply by diversifying Supply Routes and Sources

1) Source: CERA, 2009 annual consumption figures2) Potential Russian gas export capacity3) Potential gas delivery per source country

Nabucco

South Stream

ITGITAP

Iraqi gas ~ 20 bcm/a 3)

Turkey

33.5

Austria

8.8

Bulgaria

3.5

Romania

13.7

Hungary

12.7

Germany

81.9

France

45.2

Poland

14.3

Czech Republic 7.8

Slovakia 5.4

5.4

10.2Gas consumption in bcm/a of non-Nabucco countries 1)

Gas consumption in bcm/a of Nabucco transit countries 1)

8.8

Nabucco transit countries

Other countries

Turkmen gas ~40 bcm/a3)

Azeri gas ~21bcm/a3)

Olbernau/Sayda

Waidhaus

Burghausen

TAG

N4G

N4G

Nabucco

Baumgarten

Lanzhot

NCG market Area

Gaspool market area

WAG

MEGAL Süd

MEGAL Nord

21-24 bcm/a reaching Baumgarten

• Neither the Austrian nor the Czech Market (nor both markets combined) can absorb 21-24 bcm/a without serious market distortions

• Since SD2 will not accept the CEGH price risk, the buyer must be able to ensure re-imbursable onwards transport to Germany

1) assuming that they are being run at 70% load compared to current levels of ~40%

Risks of market distortions:

8.8 7.8

81.9

10.8

77.7

14.3

5.4

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Austria Czech Republic

Germany Hungary Italy Poland Slovak Republic

Bcm

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

France Germany Italy Netherlands Spain United Kingdom

Bcm

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

France Germany Italy Netherlands Spain United Kingdom

Bcm

82 bcm/a

9 bcm/a

Potential evacuation routes for residual Nabucco volumes

16-19 bcm/a reaching Germany

8.8 7.8

81.9

10.8

77.7

14.3

5.4

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Austria Czech Republic

Germany Hungary Italy Poland Slovak Republic

Bcm

RepublicCzech

Oberkappel

9 bcm/a

6

Baumgarten wird sich durch neue Pipelineprojekte und ausreichend Speicherkapazitäten im Wiener Becken und im Westen Östereichs neben NCG zum bedeutenden Handelspunkt in Europa entwickeln

Oberkappel CZ- A

WAG extension in Austria

Transtauern Gasleitung TGL (transport Italy -Germany)

SEL

MEGAL Süd

SK-HU-Link

Mozart line

Existing pipelines Interconnection Points

Projects with competitive impact on N4G’s transit business

SEL

TGL

MEGALSüd

WAG

SK-HU Link

Mozart

Moravian Loop

Oberkappel connection

7

8

Target Modell - Erdgasbinnenmarkt

GüPGüP

Speicher

Endkunden

Produktion

VHP

28 E/X-Systeme 1)

(national, sub-national)

? E/X-Systeme 2)

als Basis für funktionierende Großhandelsmärkte

Ein europäischesE/X-System

Gasinfrastruktur-bezogene EU Marktarchitekturheute: morgen:

wegen schlechter Kosten-Nutzen-Relation und langer

Umsetzungsdauer unrealistisch

6 nationale Systeme: 40 bcm < x < 100 bcm 4 nationale Systeme: 12 bcm < x < 18 bcm15 nationale Systeme: 1 bcm < x < 9 bcm (x = Jahresgasabsatz)

1) nach Umsetzung des 3. Energiepakets2) (möglichst) freie Angebotswahl für die Nachfrage (physische Engpassfreiheit im Inneren)

GüP = GrenzüberganzpunktVHP = virtueller Handelspunkt

Die Basis für einen Erdgasbinnenmarkt bilden gut verbundene Großhandelsmärkte:

9

Energie-Binnenmarkt

Elektrizitätsbinnenmarkt

Erdgasbinnenmarktinternationale

Märkte für Strom, Gas, Kohle, Öl, Uran,

…

Handel- plätze

Gas

to P

ower

Pow

er to

Gas

1)

2)

3)

1) Erzeugung (CCGT, Brennstoffzelle, …)2) Synthetisches Methan (Einspeisung

wie z.B. Inlandsproduktion und Biogas)

3) Physischer Transport: LNG, Pipelines

Für einen Energie-Binnenmarkt ist ein Erdgasbinnenmarkt unverzichtbar Die Verbindung der Märkte wird über Infrastruktur und adäquate Handelsprodukte erreicht

… to Power

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EU Border PointEU Entry CapacityHub-to-Hub CapacityLink Chain ALink Chain BHub

Market Area / Trading Region

Zukünftige EU Gas Marktarchitektur

GATRAC =Bundled Day-ahead Capacity

Direct connection between respective VPsBundled products with one single contract (similar “train tickets”)Bookable with each participating TSO on FCFS-principle First two products:

Firm daily capacity (VTP <> Gaspool) Interruptible daily cap. (VTP <> NCG) Bookable one to more day(s) ahead*

Bookable since 25.11.2010 (firm cap.)09.05.2011 (interr. cap.)

No renominations

VP

VTP

* More days ahead will be used to allow bookings over the weekend and holidays and to align capacity booking periods with trading times on the EEX Gas Spot Market

NCG

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Ein Zentraleuropäisches Marktgebiet mit Baumgarten als VP

Only one investment to Austria is required (Vodňany- Oberkappel in order to establish a trading region (one wholesale market) together with A, SK, HUN and maybe SLO

One common VP and gas exchange is available

Hub-to-Hub capacity products to all neighbouring markets and maybe beyond to be developed

National distribution zones remain substantially unaffected

Expected benefits are (a) shift of unused transit capacities to required intra market capacities, (b) reduction of pipe-to-pipe competition and (c) continuing eye-level TSO cooperation/ avoiding RSO

Trading Region in Central Europe

PL-Hub

ROM-HubPSV

(CEGH+)

NCG

Gaspool

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Partner (TSOs) und notwendige Investitionen Tauerngasleitung GmbH, TGL GmbH: Tauerngasleitung from Haiming (D) to Tarvisio (I) and

connection to Slovenia (app. €1,2 bn ) NET4GAS. s.r.o.: N4G-Oberkappel Interconnection, ONI (app. € 150 mio ) Bayernets GmbH: “Monaco-Pipeline” (intra national grid extension) Geoplin Plinovodi: Interconnection to the Tauerngasleitung

Market Survey 5GL

Interconnecting five gas marketso Germany (NCG, Gaspool)o Austria (VTP = CEGH)o Italy (PSV)o Czech Republic (VOB)o Slovenia (VTP)

Market Surveyo Start: August 2011o End: November 2011o More than 230 shippers informedo Results expected soon

• Supported by o National Regulatorso EC DG Energy

Implementationo Depends on the results of the recent market

survey and a possible open season procedureo Not before 2016/17

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Schlussfolgerungen

Voraussetzungen schaffen für effektive Netzinvestitionen1. Entwicklung einer stabilen Marktarchitektur2. Planung der marktgebietsinternen Kapazitätsbedarfe (i.W.

Engpassfreiheit)3. Planung der grenzüberschreitenden Kapazitätsbedarfe unter

Berücksichtigung von Maßnahmen des Engpassmanagements

Incentivierung von Netzinvestitionen1. Einführung eines neuen Mechanismus für die Kostendeckung nicht

genutzter, aber für den Wettbewerb und die Versorgungsabsicherung benötigter und somit vorgehaltener, aber nicht gebuchter Kapazitäten

2. Beseitigung von Genehmigungsrisiken3. Erhöhung der regulatorischen Stabilität4. Überprüfung der Angemessenheit von Eigenkapitalrenditen5. Ermöglichung der Gewinnerzielung aus operativer Tätigkeit

Gewährung finanzieller Spielräume für Entwicklungsprojekte