Die langfristige Erdgasversorgung Europas: Analysen und Simulationen mit dem Angebotsmodell EUGAS
Gespeichert in:
| 1. Verfasser: | |
|---|---|
| Format: | Abschlussarbeit Buch |
| Sprache: | German |
| Veröffentlicht: |
München
Oldenbourg-Industrieverl.
2002
|
| Schriftenreihe: | Schriften des Energiewirtschaftlichen Instituts
60 |
| Schlagworte: | |
| Online-Zugang: | Inhaltsverzeichnis |
| Beschreibung: | XXIII, 343 S. graph. Darst. |
| ISBN: | 3486265369 |
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Inhaltsübersicht I
Inhaltsübersicht
Inhaltsübersicht I
Inhaltsverzeichnis II
Abbildungsverzeichnis VIII
Tabellenverzeichnis XIII
Abkürzungsverzeichnis XVI
1 Einführung in das Thema und Gliederung der Arbeit 1
2 Grundlagen der Gaswirtschaft 5
3 EUGAS ein Angebotsmodell für den europäischen Gasmarkt 57
4 Numerische Annahmen des Modells 99
5 Modellsimulationen und Variantenrechnungen 167
6 EUGAS und EIREM: Iterative Verknüpfung von Strom und Erdgasmarkt 257
7 Zusammenfassung und Fazit 307
Literaturverzeichnis 325
II Inhaltsverzeichnis
Inhaltsverzeichnis
Inhaltsübersicht I
Inhaltsverzeichnis II
Abbildungsverzeichnis VIII
Tabellenverzeichnis XIII
Abkürzungsverzeichnis XVI
1 Einführung in das Thema und Gliederung der Arbeit 1
2 Grundlagen der Gaswirtschaft 5
2.1 Technische Grundlagen und Funktionen der Erdgaswirtschaft 6
2.1.1 Exploration 7
2.1.2 Gasförderung .9
2.1.3 Gassammlung und Gasaufbereitung 13
2.1.4 Transport 16
2.1.4.1 Pipelinetransport 17
2.1.4.2 LNG Transport """"'".""" 21
2.1.5 Speicherung 25
2.1.6 Verteilung 26
2.1.7 Erdgashandel 27
2.2 Die Erdgasversorgung Europas 31
2.2.1 Nachgewiesene Erdgasreserven und Erdgasproduktion im Jahr
¦999 3,
2.2.1.1 Westeuropa 31
2.2.1.2 Mittel und Südosteuropa 33
2.2.1.3 Osteuropa einschließlich ehemaliger Sowjetunion 34
2.2.1.4 Produzentenländer außerhalb Europas 36
2.2.2 Erdgasverbrauch 37
2.2.3 Erdgashandel und transport 41
2.3 Wettbewerb in der Erdgaswirtschaft 46
2.3.1 Liberalisierung der Gasproduktion und des Handels innerhalb
der EU 46
Inhaltsverzeichnis III
2.3.1.1 Richtlinie über die Erteilung und Nutzung von
Genehmigungen zur Prospektion, Exploration und
Gewinnung von Kohlenwasserstoffen 46
2.3.1.2 Binnenmarktrichtlinie Erdgas 48
2.3.2 Wettbewerb bei Gasimporten 49
2.3.2.1 Wesentliche Produzentenländer außerhalb der EU und
das Angebotsoligopol 49
2.3.2.2 Wettbewerb in der Gasproduktion 51
3 EUGAS ein Angebotsmodell für den europäischen Gasmarkt 57
3.1 Anforderungen an das Modell 57
3.2 Modellkonzeption 61
3.3 Angebots und Nachfrageregionen 64
3.4 Mathematische Formulierung des Modells 69
3.4.1 Zielfunktion 69
3.4.2 Erlösgleichungen 70
3.4.3 Kostengleichungen 71
3.4.3.1 Kapazitätskosten 71
3.4.3.2 Betriebskosten 74
" 3.4.3.3 Kosten der Gasproduktion in den Nebenförderregionen
des Modells 77
3.4.3.4 Kosten von LNG Tankern 78
3.4.3.5 Transitentgelte 79
3.4.4 Nebenbedingungen 80
3.4.4.1 Gleichgewichtsbedingungen 80
3.4.4.2 Lieferrestriktionen 80
3.4.4.3 Kapazitätsrestriktionen der Gasproduktion 82
3.4.4.4 Förderrestriktionen 83
3.4.4.5 Ressourcenrestriktionen 84
3.4.4.6 Kapazitätsrestriktionen für Pipelinetransporte 84
3.4.4.7 Kapazitätsrestriktionen für LNG Anlagen 86
3.4.4.8 Input Output Bedingungen an den Netzknoten 87
3.4.4.9 Langfristige Lieferverträge (optional) 88
3.4.4.10 Liefer bzw. Bezugsrestriktionen (optional) 89
3.5 Physische Gasflüsse versus ökonomische Lieferbeziehungen 90
3.6 Opportunitätskosten der Ressourcennutzung 93
IV Inhaltsverzeichnis
4 Numerische Annahmen des Modells 99
4.1 Erdgasproduktion 99
4.1.1 Ressourcenbasis der Hauptförderregionen 99
4.1.2 Produktionskapazitäten und Förderprofile 104
4.1.2.1 Förderprofile und Verfügbarkeit installierter
Produktionskapazitäten 104
4.1.2.2 Zu und Rückbau von Kapazitäten und
Erdgasproduktion 105
4.1.2.3 Technische und politische Förderlimits 109
4.1.3 Kosten der Erdgasproduktion 110
4.1.3.1 Kostentreiber der Erdgasproduktion 110
4.1.3.2 Investitionskosten der Erdgasproduktion 113
4.1.3.3 Betriebskosten der Erdgasproduktion 123
4.1.3.4 Technischer Fortschritt 124
4.1.4 Erdgasproduktion in den Nebenförderregionen des Modells 126
4.2 Erdgastransport 127
4.2.1 Struktur des Transportsystems 127
4.2.2 Erdgastransport über Pipelines 129
4.2.2.1 Annahmen für die Berechnung der Pipelinekapazitäten 129
4.2.2.2 Kapazitätszubau und bestehende Pipelinekapazitäten 134
4.2.2.3 Investitions und Betriebskosten der Rohrleitungen 138
4.2.2.4 Investitions und Betriebskosten der Kompressoren 143
4.2.3 LNG Transport 148
4.2.3.1 Kapazitäten von Verflüssigungs und
Verdampfungsanlagen 148
4.2.3.2 Kosten von Verflüssigungs und Verdampfungsanlagen
sowie von LNG Tankern 150
4.2.4 Technischer Fortschritt 156
4.3 Erdgasverbrauch und Versorgung 159
4.3.1 Verbrauchsprognosen 159
4.3.2 Innereuropäische Erdgasproduktion 162
4.3.3 Brennwerte der Erdgase 164
5 Modellsimulationen und Variantenrechnungen 167
5.1 Auswahl der Modell Varianten und Darstellung der
Simulationsergebnisse 167
5.2 Basislauf 170
5.2.1 Erdgasproduktion 170
5.2.1.1 Überblick über die Simulationsergebnisse 170
Inhaltsverzeichnis V
5.2.1.2 Russland 171
5.2.1.3 Norwegen 175
5.2.1.4 Großbritannien 179
5.2.1.5 Niederlande 181
5.2.1.6 Algerien 182
5.2.1.7 Nebenfb'rderregionen des Modells 184
5.2.2 Erdgasexporte und importe 185
5.2.3 Pipelinetransport 189
5.2.3.1 Transportströme 189
5.2.3.2 Zubau von Pipelinekapazitäten 195
5.2.4 LNG Transport 202
5.2.4.1 Transportströme 202
5.2.4.2 Zubau von Verflüssigungs und Verdampfungsanlagen 206
5.3 Variantenrechnungen 210
5.3.1 Modellvariante I: Transitentgelte 211
5.3.1.1 Problemstellung 211
5.3.1.2 Erdgasproduktion 212
5.3.1.3 Erdgastransport und handel 216
5.3.2 Modellvariante II: Bezugsrestriktionen 219
5.3.2.1 Problemstellung 219
5.3.2.2 Erdgasproduktion 224
5.3.2.3 Erdgastransport und handel 225
5.3.3 Modellvariante III: Förderlimit 231
5.3.3.1 Problemstellung 231
5.3.3.2 Erdgasproduktion 231
5.3.3.3 Erdgastransport und handel 234
5.3.4 Modellvariante IV: Kombinationsvariante 235
5.3.4.1 Problemstellung 235
5.3.4.2 Erdgasproduktion 236
5.3.4.3 Erdgastransport und handel 239
5.3.5 Modellvariante V: Krisenszenario 243
5.3.5.1 Problemstellung 243
5.3.5.2 Erdgasproduktion und handel 245
5.3.5.3 Erdgastransport 247
5.3.5.4 Schlussfolgerungen für die Versorgungssituation
Europas 248
5.4 Zusammenfassung und Fazit der Modellsimulationen 250
VI Inhaltsverzeichnis
6 EUGAS und EIREM: Iterative Verknüpfung von Strom und
Erdgasmarkt 257
6.1 Struktur der Kopplung 258
6.2 Das Strommarktmodell EIREM 259
6.2.1 Modellstruktur 259
6.2.2 Zielfunktion und Nebenbedingungen in EIREM 261
6.2.2.1 Zielfunktion 261
6.2.2.2 Wesentliche Nebenbedingungen 262
6.2.3 Wesentliche numerische Annahmen in EIREM 267
6.2.3.1 Kraftwerksparks 267
6.2.3.2 Stromübertragung 270
6.2.3.3 Stromnachfrage 271
6.3 Verknüpfung von Strom und Gasmarktmodell 272
6.3.1 Kalkulation der Erdgaspreise aus EUGAS 272
6.3.1.1 Konzept der Preisberechnung 272
6.3.1.2 Erdgaslieferungen von den Gasquellen in die
Verbrauchsregionen 275
6.3.1.3 Kosten des Erdgasangebots in den Verbrauchsregionen 277
6.3.1.4 Anpassung der Gaspreise innerhalb Westeuropas 283
6.3.1.5 Weitere Komponenten der Erdgaspreise für Kraftwerke 284
6.3.2 Kalkulation der Erdgasverbrauchsmengen aus EIREM 285
6.4 Ergebnisse der Simulationsrechnungen 286
6.4.1 Basislauf 287
6.4.1.1 Modellannahmen 287
6.4.1.2 Erdgaspreise 287
6.4.1.3 Kraftwerkskapazitäten in EIREM 293
6.4.1.4 Verströmte Erdgasmengen 294
6.4.2 Modellvariante Erdgassteuern 295
6.4.2.1 Modellannahmen 295
6.4.2.2 Erdgaspreise 296
6.4.2.3 Verströmte Gasmengen 298
6.4.3 Kombinationsvariante 300
6.4.3.1 Modellannahmen 300
6.4.3.2 Erdgaspreise 300
6.4.3.3 Verströmte Gasmengen 302
6.4.4 Zusammenfassung und Fazit der Modellsimulationen 303
Inhaltsverzeichnis VII
7 Zusammenfassung und Fazit 307
7.1 Zielsetzung der Arbeit und Modellstruktur 307
7.2 Modellsimulationen 309
7.3 Wesentliche Simulationsergebnisse des Basislaufs 311
7.4 Schlussfolgerungen aus den Variantenrechnungen 316
7.5 Verknüpfung des Gasmarktmodells EUGAS mit dem
Strommarktmodell EIREM 318
7.6 Schlussfolgerungen aus dem integrierten Strom Erdgas Modell 320
7.7 Fazit und Ausblick 323
Literaturverzeichnis 325
VIII Abbildungsverzeichnis
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 2 1: Funktionen der Gaswirtschaft und Gasfluss von der
Quelle zum Verbraucher 6
Abbildung 2 2: Stilisiertes Förderprofil des Erdgasfeldes Urengoi 10
Abbildung 2 3: Druck und Strömungsgeschwindigkeit bei
raumveränderlicher Fortleitung 18
Abbildung 2 4: Pipelinekapazitäten in Abhängigkeit vom
Eingangsdruck und dem Rohrinnendurchmesser 19
Abbildung 2 5: Schematisierter Druckverlauf entlang einer
Verdichterkette 20
Abbildung 2 6: Trade off zwischen Verdichtung und
Rohrdurchmesser bei gleicher Pipelinekapazität und
Transportdistanz 21
Abbildung 2 7: LNG Kette von der Verflüssigung zur
Wiederverdampfung 22
Abbildung 2 8 Erdgasproduktion westeuropäischer Länder im Jahr
1999 32
Abbildung 2 9: Erdgasverbräuche in Europa im Jahr 1999 38
Abbildung 2 10: Erdgasverbrauchsentwicklung Großbritanniens,
Deutschlands, Italiens und Frankreichs 1982 bis
1999 39
Abbildung 2 11: Sektorale Differenzierung des Erdgasverbrauchs
1982, 1998 40
Abbildung 2 12: Erdgasverbrauch Ungarns 1990 bis 1998 41
Abbildung 2 13: Ex und Importe Europas im Jahr 1999 LNG und
Pipelinegas 42
Abbildung 3 1: Inner und außereuropäische Produzentenländer 65
Abbildung 3 2. Beispiel für einen Gasswap 91
Abbildung 4 1: McKelvey Diagramm zur Abgrenzung von Reserven
und Ressourcen 100
Abbildung 4 2: Verfügbare Ressourcen und exogene
Ressourcenzuwächse in EUGAS Beispiel
Westsibirien 103
Abbildungsverzeichnis IX
Abbildung 4 3: Zeitlicher Verlauf des Produktionspotenzials einer
installierten Kapazitätseinheit (Plateauphase: 15 Jahre,
Abschwungrate 10%) 105
Abbildung 4 4: Durchschnittliche monatliche Erdgasproduktion
(1997 1999) Norwegen, Niederlande,
Großbritannien, Mrd. mVMonat 108
Abbildung 4 5: Lagerstättencharakteristika, Feldentwicklungsstrategie
und Kosten der Gasproduktion 112
Abbildung 4 6: Geschätzte durchschnittliche Bohr und
Entwicklungskosten für Erdgassonden in den USA
1000 \ Bohrung (1998) 115
Abbildung 4 7: Indikative Kostenverläufe mit und ohne abnehmende
Raten des technischen Fortschritts (TF) Index = 100
für das Jahr 2000 125
Abbildung 4 8: Schematisiertes Erdgas Verbundsystem in EUGAS
(ohne Mittleren Osten, Nigeria, Karibik) 129
Abbildung 4 9: Rohrreibungszahl nach Nikarudse in Abhängigkeit
vom Rohrinnendurchmesser hydraulisch raue
Strömung, k = 0,05 mm 133
Abbildung 4 10: US amerikanische Pipelinekosten in Abhängigkeit
vom Rohrdurchmesser 1997 1999, aktuelle Werte 140
Abbildung 4 11: Durchschnittliche Investitionsbeträge für
Rohrleitungen pro Kapazitätseinheit onshore 142
Abbildung 4 12: US amerikanische Investitionskosten für Verdichter in
Abhängigkeit von der Verdichterleistung Jahre 1997
1999 146
Abbildung 4 13: Prognose des Erdgasverbrauchs der EU(15) nach
Verbrauchssektoren 162
Abbildung 4 14: Prognose der heimischen Erdgasproduktion in den
Verbrauchsregionen des Modells 164
Abbildung 5 1: Erdgasproduktion für den europäischen Markt
Basislauf, Mrd. m3/Jahr 171
Abbildung 5 2: Erdgasproduktion der Förderprovinzen Russland,
Basislauf 173
Abbildung 5 3: Szenarien für die Gasexporte Norwegens des
Norwegian Petroleum Directorate (NPD) 176
X Abbildungsverzeichnis
Abbildung 5 4: Erdgasproduktion der Förderprovinzen Norwegen,
Basislauf 177
Abbildung 5 5: Erdgasproduktion der Förderprovinzen
Großbritannien, Basislauf 180
Abbildung 5 6: Erdgasproduktion der Förderprovinzen Niederlande,
Basislauf 182
Abbildung 5 7: Erdgasproduktion der Förderprovinzen Algerien,
Basislauf 183
Abbildung 5 8: Erdgasproduktion außereuropäischer
Nebenförderregionen für den Export nach Europa
Basislauf 184
Abbildung 5 9: Anteilige grenzüberschreitende Erdgasexporte in
Europa Basislauf, 2000 und 2020 186
Abbildung 5 10: Nettoexporte der Niederlande und Großbritanniens
Basislauf, 2000 bis 2020 188
Abbildung 5 11: Beispiel für die Zusammenführung von
Transportströmen 189
Abbildung 5 12: Pipelinetransporte in Europa: Ost West Richtung
Basislauf, Mrd. m3/Jahr 191
Abbildung 5 13: Pipelinetransporte in Europa: Nord Süd Richtung
Basislauf, Mrd. nrVjahr 192
Abbildung 5 14: Pipelinetransporte in Europa: Süd Nord Richtung
Basislauf, Mrd. m3/Jahr 194
Abbildung 5 15: Zubau von Pipelinekapazitäten in EUGAS Basislauf,
Mrd. mVjahr 196
Abbildung 5 16(a): LNG Transporte Basislauf; 2000, 2010, 2020,
Mrd. nvVjahr 204
Abbildung 5 16(b): LNG Transporte Basislauf; 2000, 2010, 2020,
Mrd. nrVjahr Fortsetzung 205
Abbildung 5 17: Zubau von Verflüssigungs und
Verdampfungskapazitäten Basislauf, Mrd. mVjahr
(Gasinput) 207
Abbildung 5 18: Erdgasproduktion in den Hauptfbrderländern
Differenz: Variante Transitentgelte zum Basislauf 213
Abbildung 5 19: Erdgasproduktion norwegischer Förderregionen
Basislauf versus Variante Transitentgelte 215
Abbildungsverzeichnis XI
Abbildung 5 20: Erdgasströme von Russland nach Finnland,
Weißrussland und in die Ukraine mit und ohne
Transitentgelte, Mrd. nrVjahr 216
Abbildung 5 21: Kontrahierte Liefermengen wesentlicher
Produzentenländer (geschätzt) Mrd. nrVjahr 221
Abbildung 5 22: Erdgasverbräuche und kontrahierte Erdgasmengen der
Türkei Mrd. m3/Jahr 222
Abbildung 5 23: Erdgasbezüge Spaniens ohne und mit
Bezugsrestriktionen, Modellperiode 2005 226
Abbildung 5 24: Zubau von Transportkapazität nach Spanien und
Italien Variante Bezugsrestriktionen versus
Basislauf, Mrd. m3/Jahr 229
Abbildung 5 25: Grenzüberschreitende Erdgasströme Italiens Variante
Bezugsrestriktionen versus Basislauf, Periode 2010,
Mrd. nrVJahr 230
Abbildung 5 26: Erdgasproduktion der Förderregionen Norwegens
ohne und mit Förderlimits 232
Abbildung 5 27: Erdgasproduktion nach Ländern Differenz:
Kombinationsvariante zum Basislauf; 2010, 2015 und
2020; Mrd. mVjahr 237
Abbildung 5 28: Erdgasproduktion der norwegischen Förderprovinzen
Kombinationsvariante und Differenzen zum
Basislauf 239
Abbildung 5 29: Zubau von Pipelinekapazitäten
Kombinationsvariante, Mrd. nrVjahr 241
Abbildung 6 1: Iterative Verknüpfung von EIREM und EUGAS 258
Abbildung 6 2: Kern und Satellitenregionen in EIREM und
Übertragungskapazitäten MW 260
Abbildung 6 3: Schematisierte Gasangebots und Nachfragekurven für
eine Modellregion x und eine Modellperiode t 273
Abbildung 6 4: Russisches und turkmenisches Erdgas am Knoten
„Wolga Ural" 276
Abbildung 6 5(a): Algorithmus zur Berechnung von
Gasbereitstellungskosten Hauptförderregionen 279
Abbildung 6 5(b): Algorithmus zur Berechnung von
Gasbereitstellungskosten Nebenförderregionen 280
XU Abbildungsverzeichnis
Abbildung 6 6: Durchschnittl. Gasimportpreise in Westeuropa an
zentralen Punkten in den Verbrauchsregionen
Basislauf, € cent/kWh (Heizwert) 288
Abbildung 6 7: Entwicklung der Erdgaspreise (Importstufe) in
Deutschland Basislauf, 1990 bis 2025, € cent/kWh
(Heizwert), 290
Abbildung 6 8: Endpreise für Kraftwerksgas in ausgewählten
westeuropäischen Ländern Basislauf, € cent/kWh
(Heizwert) 291
Abbildung 6 9: Relation der Erdgaspreise zu den Steinkohlepreisen
Basislauf, Index: Jahr 2000 = 100 292
Abbildung 6 10: Prognose der verströmten Erdgasmengen in der
öffentlichen Versorgung (zentrale Kraftwerke)
Basislauf 295
Abbildung 6 11: Durchschnittliche Erdgaspreise auf der Importstufe in
Westeuropa Basislaufund Variante Erdgassteuern, €
cent/kWh (Heizwert) 297
Abbildung 6 12: Endpreise für Kraftwerksgas in ausgewählten
westeuropäischen Verbrauchsregionen Var.
Erdgassteuern, € cent/kWh (Heizwert) 298
Abbildung 6 13: Verströmte Erdgasmengen in Westeuropa aus EIREM
Basislauf versus Variante Erdgassteuern 299
Abbildung 6 14: Durchschnittliche Erdgaspreise auf der Importstufe in
Westeuropa Basislaufund Kombinationsvariante, €
cent/kWh (Heizwert) 301
Abbildung 6 15: Erdgaseinsatz in GuD Anlagen und Gasturbinen in
Westeuropa Kombinationsvariante 302
Abbildung 6 16: Verströmte Erdgasmengen in Westeuropa aus EIREM
Basislauf versus Kombinationsvariante 303
Abbildung 7 1: Modellregionen und Transportverbindungen in
EUGAS 308
Abbildung 7 2: Erdgasproduktion für den europäischen Markt
Basislauf, Mrd. mVjahr 313
Abbildung 7 3: Iterative Verknüpfung von EIREM und EUGAS 320
Abbildung 7 4: Entwicklung der Erdgaspreise (Importstufe) in
Deutschland € cent/kWh (Heizwert), 1990 2025 321
Tabellenverzeichnis XIII
Tabellenverzeichnis
Tabelle 2 1: Durchschnittliche Zusammensetzung ausgewählter
Erdgasein Deutschland 1995 14
Tabelle 2 2: Reservenbestände zum 01.01.2000 und statische
Reichweite der Reserven Westeuropas 33
Tabelle 2 3: Erdgasproduktion (1999), Gasreserven (Ende 1999)
und statische Reichweite der Reserven mittel und
südosteuropäischer Länder 34
Tabelle 2 4: Erdgasproduktion (1999), Gasreserven (Ende 1999)
und statische Reichweite der Reserven der Länder der
ehemaligen Sowjetunion 35
Tabelle 2 5: Erdgasproduktion (1999), Gasreserven (Ende 1999)
und statische Reichweite ausgewählter
außereuropäischer Länder 37
Tabelle 2 6: Wesentliche transeuropäische Pipelines 44
Tabelle 2 7: Bestehende LNG Importterminals in Europa 45
Tabelle 3 1: Förder und Verbrauchsregionen sowie LNG Knoten
inEUGAS 68
Tabelle 4 1: Erdgasressourcen in EUGAS Hauptförderregionen 102
Tabelle 4 2: Produktionskapazitäten zum 31.12.1999 und
Lastfaktoren in EUGAS 107
Tabelle 4 3: Ableitung nicht bohrabhängiger Investitionskosten
Beispiel Zapolyarnoje 119
Tabelle 4 4: Ableitung nicht bohrabhängiger Investitionskosten
Beispiel Troll 120
Tabelle 4 5: Bohrunabhängige Investitionskosten pro installierter
Einheit Produktionskapazität \$/[1000 m3/Jahr]
(Plateaukapazität) 121
Tabelle 4 6: Produktionskosten und für den europäischen Markt
verfügbare Förderpotenziale der Nebenregionen 127
Tabelle 4 7(a): Bestehende Grenzübergangskapazitäten (Pipelines)
zum31.12.1999inEUGAS Mrd. nrVjahr 135
Tabelle 4 7(b): Bestehende Grenzübergangskapazitäten (Pipelines)
zum 31.12.1999 Mrd. nrVjahr Fortsetzung 136
XIV Tabellenverzeichnis
Tabelle 4 8: Bestehende LNG Kapazitäten zum 31.12.1999 Mrd.
m3/Jahr 149
Tabelle 4 9: Indikative Investitionskosten für LNG Anlagen 153
Tabelle 4 10: Investitionskosten verschiedener LNG Projekte
Verflüssigungs und Wiederverdampfungsanlagen 153
Tabelle 4 11: Bruttoerdgasverbräuche in EUGAS Mrd. mVjahr 161
Tabelle 4 12: Durchschnittliche Brennwerte des Gases verschiedener
Produzentenländer kWh/m3 165
Tabelle 5 1: Erdgasproduktion Westsibiriens und Yamals
Basislauf versus Variante Transitentgelte,
Mrd. m3/Jahr 213
Tabelle 5 2: Erdgasproduktion nach Ländern Differenz: Variante
Bezugsrestriktionen zum Basislauf, Mrd. m3/Jahr 225
Tabelle 5 3: Erdgasproduktion nach Ländern Differenz: Variante
Förderlimit zum Basislauf, Mrd. m3/Jahr 233
Tabelle 5 4: Verflüssigungskapazitäten Kombinationsvariante
und Differenzen zum Basislauf, Mrd. m3/Jahr 242
Tabelle 5 5: Verdampfungskapazitäten Kombinationsvariante und
Differenzen zum Basislauf, Mrd. m3/Jahr 243
Tabelle 5 6: Erdgasproduktion Krisenszenario, Mrd. m3/Jahr 246
Tabelle 6 1: Investitionsbeträge in EIREM Modellperiode 2000,
€/kW (Basisjahr 2000) 268
Tabelle 6 2: Brennstoffpreisentwicklung in Deutschland €
cent/kWh (Heizwert) 269
Tabelle 6 3: Ausgewählte Kennzahlen der Kraftwerkstechnologien
in EIREM 269
Tabelle 6 4: Stromnachfrage in den Modellregionen von EIREM
TWh/Jahr 271
Tabelle 6 5: Kosten des regionalen Transports und der
Gasspeicherung für Kraftwerksgas in EUGAS €
cent/kWh (Heizwert) 285
Tabelle 6 6: Kraftwerkskapazitäten in Westeuropa aus EIREM
Basislauf, GW 293
Tabelle 6 7: Kapazitätsbestand an Gaskraftwerken in Westeuropa
GuD Anlagen und Gasturbinen, Basislauf, GW 294
Tabellenverzeichnis XV
Tabelle 6 8: Steuern auf den Erdgasverbrauch von Kraftwerken im
kombinierten Strom Gasmarktmodell € cent/kWh
(Heizwert) 296 |
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