MInGa – Markt- und Infrastrukturmodell der Gaswirtschaft

Wofür wird MInGa verwendet?

Durch die Nutzung unseres Gasmarktmodells MInGa können wir unsere Energiesystemanalysen aus unserem Energiesystemmodell ISAaR erweitern und im Bereich Gas stärker regionale Aspekte analysieren.

MInGa ist ein europäisches Gasmarktmodell, das unter Verwendung der linearen Optimierung eine mathematische Beschreibung des Gasmarktes formuliert. Es umfasst alle relevanten, georeferenzierten Erzeuger, LNG-Terminals (Liquefied Natural Gas), Speicher und Verbraucher des europäischen Gasmarktes (siehe Abbildung 1). Der überregionale Gastransport wird durch das modellierte Fernleitungsnetz abgebildet. Folgende Fragestellungen spielen dabei eine wichtige Rolle:

  • Wie verteilt sich das Gas der verschiedenen Förderländer in Europa? An welchen Standorten ist mit einer stark schwankenden Gasqualität/ Gaszusammensetzung zu rechnen?
  • Wie wird sich die Rolle Deutschlands im europäischen Verbund verändern?
  • Welche Auswirkungen hat ein absinkender Gasverbrauch in Europa auf das europäische Gasnetz?
  • Thema Wasserstoff und Power-to-Gas:
    • Welche Standorte in Deutschland bieten sich für Power-to-Gas an?
    • Wird es durch Power-to-Gas zu lokalen Engpässen im Erdgasnetz kommen?
    • Wie wird sich Wasserstoff im Erdgasnetz verteilen?

 

Abbildung 1: Georeferenzierte Gasspeicher, LNG-Terminals, Gasleitungen und Gasproduktion in Europa

Modellumfang

Mit dem linearen Optimierungsmodell MInGa werden die wirtschaftlichen Gesamtkosten in einem vollkommenen Wettbewerb minimiert. Es ist ein Knoten-Kanten-Modell in täglicher Auflösung, wobei die Knoten Regionen und die Kanten Gaspipeline-Transportkapazitäten darstellen. Die Durchführung einer Simulation (normalerweise eines Jahres) führt zu einer kostenoptimierten Nutzung der Gasinfrastruktur, die Gasförderfelder, LNG-Terminals, Power-to-Gas-Einheiten, europäische Pipelines und Speicher einschließt.

Die Kosten werden auf der Grundlage von Entry-Exit-Gebühren für den marktgebietsübergreifenden Transport von Gas, den Kosten für die Gasspeicherung, für die Gasproduktion sowie für den LNG-Transport, die Liquidierung und die Regasifizierung berechnet.

Mit MInGa können sowohl Berechnungen zur aktuellen Situation der Infrastruktur untersucht werden als auch zukünftige Entwicklungen abgebildet und analysiert werden. Durch das Zusammenspiel mit dem an der FfE genutzten Energiesystemmodell ISAaR und den verschiedenen Endenergiesektormodellen können ganzheitliche Zukunftsszenarien aufgestellt werden. Wie sich MInGa in die FfE-Modelllandschaft eingliedert, ist in Abbildung 2 dargestellt.

Abbildung 2: Einbindung MInGa in die FfE-Modelllandschaft

Das aktuelle Modell umfasst 38 Knoten in Deutschland und 270 Knoten in Europa und bildet damit die NUTS-II-Ebene in Deutschland, Spanien, Portugal, Frankreich, Italien, Schweiz, Österreich, Großbritannien, Dänemark, Tschechien, Polen, Ungarn, Slowakei, Niederlande und Belgien ab (siehe Abbildung 3). Alle anderen europäischen Länder sind mit einem Knoten je Marktgebiet berücksichtigt. Die Eingangsdaten basieren auf öffentlich zugänglichen Quellen, beispielsweise der entso-g, der International Energy Agency IEA, eurostat, sowie von nationalen Behörden.

Abbildung 3: Geografische Auflösung von MInGa

Hintergrund und Funktionsweise

Zum Aufbau des MInGa-Optimierungsmodells wird MATLAB verwendet, zum Lösen des Optimierungsproblems der Solver CPLEX. Die Eingangsdaten werden über die interne FfE-Datenbank FREM bereitgestellt, die Ergebnisse werden dort auch wieder abgelegt. Der modulare Aufbau erlaubt einen einfachen Austausch der Eingangsparameter und so die unkomplizierte Betrachtung verschiedener Berechnungsvariationen. Die Eingangsdaten werden dazu in verschiedenen Szenarien zusammengestellt, die über eine grafische Benutzeroberfläche ausgewählt werden können. Zur Lösung des Optimierungsproblems stehen an der FfE zwei Hochleistungsserver zur Verfügung.

 

Historie

MINGA ist 2015 im Projekt „Dynamis: Dynamische und intersektorale Maßnahmenbewertung zur kosteneffizienten Dekarbonisierung des Energiesystems“ entstanden und seitdem in „eXtremOS: Wert von Flexibilität im Kontext der europäischen Strommarktkopplung bei extremen technologischen, regulatorischen und gesellschaftlichen Entwicklungen“ weiterentwickelt worden. In den nächsten Jahren ist eine Weiterentwicklung und Nutzung des Modells im Projekt TransHyDE-Projekt Sys – Systemanalyse zu Transportlösungen für grünen Wasserstoff geplant.

In Dynamis wurden mit MInGa Auswirkungen von CO2-Verminderungsmaßnahmen auf den europäischen Gasmarkt analysiert. Hierbei wurden regionale Unterschiede von Gasbeschaffungskosten in Europa sowie die optimierten europäischen Gasflüsse in den Jahren 2020 bis 2050 analysiert. Für das Projekt Dynamis wurde MInGa mit einem starken Fokus auf Deutschland entwickelt, was sich in einer hohen regionalen Auflösung in Deutschland bei sehr geringer regionaler Auflösung im restlichen Europa zeigt.

Im Projekt eXtremOS lag der Fokus auf der Bewertung von Flexibilität im Kontext der europäischen Strommarktkopplung bei extremen technologischen, regulatorischen und gesellschaftlichen Entwicklungen. Im Rahmen von eXtremOS wurde daher in MInGa die Regionalisierung in den europäischen Ländern erhöht und Power-to-Gas detaillierter abgebildet (inkl. einer detaillierten Regionalisierung und der Berücksichtigung von Wasserstoffobergrenzen lokal im Gasnetz). Auch Biogas-Einspeisungen wurden vereinfacht in MInGa integriert. Die Gaszusammensetzung in jedem Knoten (Anteil Biogas, Wasserstoff, aber auch der Herkunftsort des Erdgases) kann seit dem Projekt eXtremOS ausgewiesen werden.

In TransHyde liegt der Fokus auf der (Erd)gas- und Wasserstoffinfrastruktur. Es sind zum einen Berechnungen eines separaten Wasserstoffnetzes und zum anderen Analysen der Effekte von Gasleitungsumwidmungen zu Wasserstoffleitungen auf das weiter existierende Erdgassystem geplant.

Veröffentlichungen mit MInGa

Veröffentlichungen im Bereich Wasserstoff und Power-to-Gas

 

Poster: MInGa Markt- und Infrastrukturmodell der Gaswirtschaft
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