Modelling the Swiss Gas Market in a European Context

• Forschungsstelle: BFE
• Projektnummer: SI/501294
• Projekttitel Englisch: Modelling the Swiss Gas Market in a European Context

Schlüsselwörter (Englisch)

Swiss gas market, European transmission network model

Kurzbeschreibung (Englisch)

The Swiss gas market is currently undergoing a process towards liberalization. At the same time the European markets are impacted by restructuring, global market shifts and security of supply concerns. We will develop a European transmission network model to evaluate different development scenarios and their effect on the Swiss market. Furthermore, we will design a Swiss gas market model to quantify the impact of different liberalization designs.

Publikationen / Ergebnisse (Englisch)

The Swiss Energy Strategy 2050 and the European Energy Roadmap to 2050 both aim for higher energy efficiency and for a shift towards renewable electricity generation. These goals have direct and indirect impacts on the natural gas markets. Moreover, the Swiss natural gas market is currently facing questions concerning its future design with regard to a liberalized market framework. In parallel, on a European level, the recent Russian-Ukrainian confict spurs doubts about the supply security. It fruther highlights the role of liquidifed natural gas (LNG) for import diversificaition and of the extension of the European pipeline system for a better management in case of supply interruptions. Finally, on a global level, the rise of unconventional natural gas production in the US triggers market dynamics that lead to a significant price divergence between US, European, and Asian markets. 
In the first phase of the project, a European natural gas market model has been developed to assess different supply security scenarios. The evaluation shows that a combination of enhanced infrastructure (new LNG terminals, alternative import corridors), the implementation of reverse flow options on existing pipeline corridors, and strategic storage management can help to significantly reduce the negative effects of supply disruptions. The costs associated with the storage provision can furthermore be reduced if a joint European approach is chosen instead of singular national regulations.
In the second phase a detailed Swiss market model will be developed to address the specific Swiss market situation focusing on the distribution level. First results are expected for 2017.

Zugehörige Dokumente

• Modelling the Swiss Gas Market in a European Context - Jahresbericht 2017 [PDF] 229 kB

Schlussbericht (Deutsch)

Erdgas ist für die meisten Staaten ein wichtiger Energieträger, insbesondere zur Deckung des Wärmebedarfs und in der Stromerzeugung. In der Schweiz deckt Erdgas 14% der Endenergienachfrage, wobei die Haushalte mit rund 40% des Gaskonsums und die Industrie mit ca. 35% die grössten Anteile haben; die Stromerzeugung mit Erdgas ist in der Schweiz aktuell vernachlässigbar. Aufgrund der Zielstellung in der Schweiz und Europa die energiebedingten CO2 Emissionen zu reduzieren, wird Erdgas wegen seiner geringen CO2 Intensität und wegen seiner, im Vergleich zu anderen fossilen Brennstoffen, hohen Einsatzflexibilität häufig als wichtiger ‚Übergangsbrennstoff‘ angesehen. Entsprechend ist die mögliche Entwicklung der Erdgasmärkte und der Versorgungssituation der vollständig von Importen abhängigen Schweiz ein wichtiger Aspekt für die Schweizer Energiestrategie. Vor dem Hintergrund der Restrukturierung europäischer Märkte, den globalen Marktdynamiken um Shale Gas in den USA, den Nachfrageentwicklungen in Asien, sowie dem Konflikt zwischen Russland und der Ukraine ist Versorgungssicherheit von zentraler Bedeutung.. Zudem wird in der Schweiz aktuell über ebenfalls über eine Restrukturierung und Öffnung des Gasmarktes debattiert.

Vor diesem Hintergrund untersucht dieses Projekt zwei Themenaspekte. Erstens werden die Entwicklung der europäischen Erdgasversorgung und die daraus resultierenden Rückwirkungen auf die Schweiz analysiert. Zweitens wird die Schweizer Debatte zur Restrukturierung und Öffnung des Gasmarktes aufgegriffen und eine Abschätzung möglicher Auswirkungen erarbeitet.

Für den ersten Themenblock wird ein Modell des europäischen und globalen Erdgasmarktes entwickelt. Das Modell bildet Produktion, Transport (sowohl via Pipeline als auch Flüssiggas (LNG)), Speicherung und Verbrauch auf nationaler Ebene in Europa sowie aggregierter Ebene für nichteuropäische Gebiete ab. Mittels einer Szenarioanalyse werden dann unterschiedliche Netzausbauvarianten (Southern Gas Corridor, Nordstream 2), Versorgungsunterbrechungen (Russland-Ukraine) und mögliche Strategien zur Verbesserung der Versorgungssicherheit in Krisensituationen (Speichermanagement, langfristige Verträge) simuliert und analysiert.

Die Modellergebnisse zeigen, dass die existierende Netzinfrastruktur sowie die geplanten Ausbaumassnahmen ein generell hohes Versorgungsniveau sicherstellen und die Importmöglichkeiten den Rückgang der europäischen Produktion ausgleichen können. Allerdings besteht weiterhin eine hohe Abhängigkeit von russischen Importen – insbesondere in Osteuropa – welche auch mit den geplanten Ausbaumassnahmen (neue LNG Terminals und der Southern Gas Corridor) nicht vollständig ausgeglichen werden kann. 

Im Falle einer Unterbrechung der russischen Importe kann es daher auch weiterhin zu Versorgungsengpässen kommen. Ob und wie Europa darauf regieren kann hängt dabei jedoch auch sehr stark von den globalen Marktdynamiken ab: wenn global nur unzureichende Gasmengen verfügbar sind, welche in Krisenzeiten nach Europa umgeleitet werden können, helfen zusätzliche Importkapazitäten in Europa nur bedingt. Es ist daher wichtig nicht nur die technischen sondern auch die marktlichen Möglichkeiten und insbesondere das in Krisenzeiten verfügbare Gasangebot abzubilden.

Entsprechend der Modellergebnisse ist eine strategische Speichervorsorge eine kosteneffiziente Strategie, um Versorgungsengpässen begegnen zu können. Mit einer strategischen Speicherreserven von 20% bis 30% des Gesamtspeichervolumen könnte ein viermonatiger Versorgungsunterbruch der Russisch-Ukrainischen Verbindung grösstenteils kompensiert werden. Aufgrund der unterschiedlichen geografischen Verteilung des Speicherstätten in Europa, erfordert dies allerdings eine gute Koordination innerhalb Europas.

Für die Schweiz ist die Versorgungssituation gut und entsprechend der Szenarien auch weiterhin gewährleistet. In keinem der Modellläufe kam es zu Versorgungsunterbrüchen in der Schweiz. Da die Schweiz jedoch nicht Mitglied der EU ist und weder über eigene Produktion- noch Speichermöglichkeiten verfügt, sollte sie eine enge Koordination mit der EU sicherstellen. Da ca. 30% der nationalen Gasnachfrage durch Zweistoffkunden (z.B. Erdgas- und Ölbefeuerung möglich) erfolgt verfügt die Schweiz jedoch auch über ein gewisses eigenständiges Flexibilitätspotential.

Im zweiten Themenblock wird die aktuelle Debatte über mögliche Ausgestaltungen einer Marktöffnung und die Implementierung eines Entry-Exit Systems in der Schweiz analysiert. Hierfür wird ein vereinfachtes Schweizer Marktmodell entwickelt, welches die vier Schweizer Netzgebiete sowie die Grenzübergänge abbildet. Mit dem Modell werden anschliessend differenzierte und einheitliche Netzzugangsgebühren analysiert. Dabei zeigen sich nur geringfügige Auswirkungen auf die die Marktergebnisse in der Schweiz. Allerdings ist aufgrund der sehr aggregierten Modellstruktur und der Nichtverfügbarkeit detaillierter Netzdaten die Aussagekraft des Modells limitiert. Ob die Einführung eines Entry-Exit Systems in der Schweiz zu Netzengpässen oder Probleme während Spitzenlastzeiten führen könnte, kann daher nicht abschließend beantwortet werden.

Die Ergebnisse der verschiedenen Modelluntersuchungen erlauben drei generelle Rückschlüsse für die Schweizer Erdgaspolitik. Erstens zeigen sich bei einer Unterbrechung der Russischen Importe keine gravierenden Versorgungsprobleme in Zentral- und Westeuropa. Daher sind keine weiteren Massnahmen zusätzlich zu den bereits geplanten Projekten (das Reverse-Flow Konzept für die Transitgas Leitung) erforderlich, um die Versorgungssicherheit in der Schweiz sicherzustellen. Allerdings sollte die Schweiz einen engen Kontakt mit der EU sicherstellen. 

Zweitens zeigen die verschiedenen Versorgungssicherheitsanalysen, dass eine einfache statische Analyse oder auch eine auf rein technischen Parametern und Strukturen beruhende Analyse unzureichend ist, um die Dynamik während Krisenzeiten ausreichend abzuschätzen. Der Stresstests im Rahmen der Europäischen ‚Energy Security Strategy‘ (European Commission, 2014a) und die Risikoszenario-Bewertung durch die ENTSO-G sind diesbezüglich bereits solide Ansätze, insbesondere im Hinblick auf die Darstellung der angebotsseitigen Dynamik. Allerdings spielen auch nachfrageseitige Dynamiken und handelsbezogenen Marktmöglichkeiten eine wichtige Rolle. Die Schweiz sollten daher technischen Sicherheitsbewertungen mit einer globalen Marktbewertung kombinieren, um die erforderliche Verknüpfung beider Aspekte und damit eine umfassende Versorgungsanalyse zu gewährleisten.

Drittens erfordert die Öffnung des Schweizer Erdgasmarktes ein konsistentes Marktdesign. Ein Entry-Exit System scheint dafür ein gut geeigneter Ansatz zu sein und ist zudem in Einklang mit den Entwicklungen auf den europäischen Nachbarmärkten. Die genaue Ausgestaltung der zonalen Struktur des Entry-Exit Systems (eine oder mehrere Preiszonen) ist dabei jedoch wahrscheinlich nur von untergeordneter Bedeutung; die Preisauswirkungen verschiedener Konfigurationen sind im Vergleich zu den Grosshandelspreisen und europäischen Marktdynamiken vernachlässigbar. Die allgemeine Ausgestaltung der Netzregulierung, welche den Zugang regelt und Quersubventionierung verhindert, ist wahrscheinlich ungleich wichtiger für eine erfolgreiche Marktöffnung.

Schlussbericht (Englisch)

Natural gas plays an important role in most nations’ energy systems, both as a supplier for heat demand – in Switzerland, gas covers about 14% of the final energy demand – and as a source of electrical power. In the context of the transition towards a less carbon intensive energy supply gas is often seen as an essential ‘transition’ fuel. This raises questions about the future development of Europe’s and Switzerland’s gas supply. Given the ongoing restructuring process, the projected reduction in indigenous European extraction, and the increased dynamics on the global natural gas market supply security is seen as a central concern. The ongoing Russian-Ukrainian conflict adds to this picture and has set the topic of supply security back on the agenda of the European Commission. In parallel, the Swiss natural gas market is currently facing questions concerning its own future design with an ongoing debate about different options of market openings

Against this background, we address in the present research project the question of how the Swiss market may evolve taking the potential European market developments into account. To that aim, we develop numerical models addressing the challenges of the Swiss and European markets. Given the different regional scope of the above identified aspects, we proceed in a two-step approach.

In the first part of the project, we formulate an optimization model of the European natural gas market, accounting for technical details on the supply side, as well as on the transport sector (both pipeline and LNG) and the storage one. Moreover, we ensure the linkage to the global market via aggregated consumption and production hubs. The model is used to evaluate the supply security of European countries using a set of scenarios of future market developments (i.e. the projected extension of the Southern Gas Corridor and Nord Stream 2), disruption cases (i.e. a Russian import shortage on the Ukrainian pipelines), and policy interventions to enhance supply security (i.e. strategic storage obligations and long term contracts).

The results indicate that the existing pipeline and LNG infrastructure in Europe and the expected increase in global gas production are sufficient to compensate the reduction in indigenous European gas extraction. However, given the strong dependency on Russian imports, the projected extension in terms of LNG terminals and the Southern Gas corridor are not sufficient to completely eliminate the threat of demand curtailments in case of Russian supply shocks during winter months. The extent to which Europe is able to counter supply shortages strongly depends on the capability of the global gas market to provide flexible gas that can be reallocated towards Europe.

Policies based on a strategic storage obligation seem a cost-efficient method to meliorate supply security. A relatively modest amount of strategic storage of 20% to 30% already allows to cover the majority of demand curtailment for a four-month Russian supply shortage. However, to achieve an efficient crisis management, coordination across European countries is essential. As the storage capacity in relation to demand varies greatly across European countries, it is crucial to ensure collaboration among neighbors. 

The overall supply security for Switzerland is good and likely to remain high for the next decade. In the diverse model simulations, Switzerland was never subject to critical demand curtailments. However, as Switzerland is not part of the European Union, cannot rely on domestic gas production, and does not possess own storage facilities, it should ensure a close linkage to secure access in critical situations. On the other hand, around 30% of the natural national gas consumption is made up by dual-fuel customers, which provides flexibility to the Swiss gas system.

In the second part of the project, we address the specific situation of the Swiss market. We design a model of the Swiss market representing the four main network areas and Swiss cross-border connections. We then use our model to investigate the possible consequences of an Entry-Exit system in Switzerland introducing regionally differentiated network charges compared to a system of Swiss-wide uniform fees. The results show rather small changes on price levels and quantity allocations. Owing to limited availability of data, the analysis is restricted to a highly stylized representation of the Swiss gas market. Whether the introduction of an Entry-Exit system would lead to local network constraints or problems during high demand conditions can therefore not be identified.

Given the limited impact of different Entry-Exit designs on market dynamics and the fact that network charges are small compared to wholesale prices, it is also likely that the overall European market development will have a bigger impact on the Swiss natural gas market dynamics. To that extent, the connection with Europe, a well-regulated network access, and incentives for consumers to switch suppliers are likely to be more important determinants for the restructuring of the Swiss gas market.

The results from the different scenario assessments lead to three basic implications for the Swiss natural gas policy. First, as the supply security assessments do not show a particular problem for Central and Western Europe, with respect to a Russian supply shock, there is no need for immediate action beyond the already projected reverse-flow extension of the Transitgas pipeline. Switzerland should maintain close contact with the EU to ensure a good cooperation in case of supply shocks.

Second, the different supply security assessments also indicate that a simple static evaluation method is insufficient to capture all the underlying dynamics. The stress tests conducted within the European Energy Security Strategy (European Commission, 2014a) and the risk scenario assessment by the ENTSO-G are already solid approaches in this regard, in particular in representing supply side dynamics. However, they usually fall short in obtaining the full market interactions, as they neglect the responsiveness of demand. Europe and Switzerland should therefore combine the more technical security assessments with global market assessments to obtain the needed linkage between both aspects. 

Third, the opening of the Swiss natural gas market towards more competition will require a consistent market design. An Entry-Exit system is a well-fitting approach for network access and also in line with ongoing European developments. Yet, the question of its design (i.e. whether there is a uniform Entry-Exit fee or more zones) is likely not the main aspect for a successful market restructuring. The price impact of different network charges compared to the wholesale price level and the overall market dynamic is relatively minor. To transform the current market into a competitive framework, open for new entry and adaptable to new market developments, it will be crucial to have a solid network regulation that prevents cross-subsidies and ensures discrimination-free access to the network.

Zugehörige Dokumente

• Modelling the Swiss Gas Market in a European Context [PDF] 2'252 kB

Schlussbericht (Französisch)

Le gaz naturel joue un rôle déterminant dans les systèmes énergétiques de la majorité des nations, à la fois comme combustible dans la production de chaleur – en Suisse, le gaz couvre 14% de la demande finale d’énergie – et comme source de génération d’électricité. Dans le contexte d’une transition énergétique visant un approvisionnement en énergie moins intensif en carbone, le gaz est souvent vu comme un combustible de « transition ». Ce rôle soulève la question des développements et évolutions de l’approvisionnement en gaz en Suisse comme en Europe. Dans un contexte où la production européenne de gaz est prévue en baisse dans le futur et au vu des changements rapides sur le marché mondial du gaz, la question de la sécurité de l’approvisionnement en gaz est centrale. Le conflit entre l’Ukraine et la Russie a récemment renforcé les craintes dans ce domaine, remettant la question de la sécurité de l’approvisionnement au coeur de l’agenda de la Commission européenne En parallèle, la Suisse s’interroge actuellement sur une possible restructuration de son marché du gaz en menant différents débats autour de scénarios d’ouverture du marché.

Dans ce contexte, la présente étude s’attache à la question des perspectives de développement du marché suisse du gaz en relation avec celles du marché européen. A cet effet, nous développons des modèles numériques qui tentent d’adresser quelqu’une des grandes questions qui entourent les marchés suisses et européens. Vu l’ampleur du projet, nous optons pour une approche en deux temps.

Dans la première partie du projet, nous formulons un modèle du marché européen du gaz naturel basé sur des techniques d’optimisation. Le modèle prend en compte des détails techniques de la production, du transport (pipeline et GNL) et du stockage du gaz. De plus, nous assurons le lien avec le marché gazier mondial par une représentation schématisée des principaux hubs de consommation et de production. Le modèle est utilisé pour évaluer la sécurité de l’approvisionnement en gaz des pays européens à travers l’étude d’une série de scénarios de développements du marché (p.ex. : l’extension projetée des pipelines du Southern Gas Corridor ou du Nord Stream 2), des scénarios de crises gazières (p.ex. : avec l’interruption des livraisons entre Moscou et Kiev) ainsi que des politiques publiques visant à améliorer la sécurité de l’approvisionnement (p.ex : une réserve stratégique obligatoire de gaz ou contrats spécifiques à long terme).

Les résultats des simulations indiquent qu’au niveau européen le réseau existant de pipelines et l’infrastructure GNL semblent suffisants pour compenser la réduction attendue de production indigène de gaz. Néanmoins, au vu de la forte dépendance de l’Europe envers le gaz de Russie, les extensions prévues (nouveaux terminaux GNL ou Southern Gas Corridor) ne semblent pas permettre d’éliminer complètement tous les risques de pénurie de gaz dans le cas d’une interruption des livraisons russes en hiver. L’Europe est tributaire du marché mondial et de sa capacité, ou non, à fournir du gaz de manière flexible pour contrer d’éventuelles pénuries. 

Les simulations indiquent que des politiques publiques instaurant une obligation de stockage stratégique semblent une méthode efficace et efficiente pour améliorer la sécurité de l’approvisionnement gazier. Une réserve obligatoire fixée à 20% ou 30% des capacités de stockage permet, par exemple, de garantir l’approvisionnement en gaz malgré une interruption des livraisons à travers le canal Russie – Ukraine durant quatre mois. Il est à relever que, pour obtenir une bonne gestion de la crise, une excellente coordination des pays européens est essentielle. Les capacités de stockages étant réparties de façon hétérogène en Europe, il est crucial que les pays voisins puissent collaborer solidairement.

A l’échelon suisse, la sécurité de l’approvisionnement semble bonne et il est probable qu’elle le reste durant la prochaine décennie. A travers les différentes simulations effectuées, la Suisse ne s’est jamais retrouvée dans une situation où la demande nationale n’aurait pu être satisfaite. Il est néanmoins à noter que, la Suisse n’étant pas membre de l’Union européenne, étant entièrement dépendant des imports et ne possédant pas d’infrastructure propre de stockage, il est crucial pour le pays d’assurer sa bonne relation et intégration dans le réseau europée. La Suisse possède également un avantage en cas de situation critique, puisque 30% de sa demande en gaz est constituée de clients bi-combustibles, ce qui confère de la flexibilité au système.

Dans la deuxième partie du projet, nous analysons plus spécifiquement la Suisse en mettant sur pied un modèle représentant le marché suisse du gaz, ses quatre principales zones de réseau et son interconnexion avec ses voisins. Nous utilisons ensuite ce modèle pour étudier les possibles conséquences d’une introduction d’un système Entry-Exit, comparant notamment l’utilisation de charges de réseau propres à chaque région à celle de charges uniformes pour l’entier du pays. Les résultats indiquent qu’un tel système semble avoir un faible impact sur les niveaux de prix et sur la demande. En raison du peu de données disponibles, notre analyse est limitée à une représentation très schématique du marché suisse. La question de savoir si l’introduction d’un système Entry-Exit pourrait avoir de possibles conséquences sur les réseaux locaux, notamment en termes de congestion du réseau durant des périodes de forte demande, n’a pas pu être étudiée.

Partant du faible impact des différentes formulations du système Entry-Exit sur les dynamiques de marché et du fait que les charges de réseau soient relativement faibles en comparaison des prix du marché de gros, il parait probable que les développements du marché gazier européen aient un plus grand impact sur le marché suisse du gaz. Dans ce contexte, l’interconnexion avec l’Europe, un accès au réseau garanti et régulé ainsi que des incitations aux consommateurs pour qu’ils profitent des opportunités offertes par une libéralisation sont des facteurs potentiellement plus impactant de la restructuration du marché suisse.

Trois implications concrètes pour les politiques gazières suisses semblent émerger des résultats des différentes études de cas. Premièrement, comme les évaluations de sécurité de l’approvisionnement n’indiquent pas de problème particulièrement criant pour l’Europe de l’Ouest et centrale en cas de crise gazière russe, il ne semble pas y avoir de mesures urgentes en termes d’infrastructure au-delà de la poursuite du développement du réseau, notamment le projet de « reverse flow » sur le pipeline Transitgas. La Suisse devrait s’assurer d’une proche connexion avec l’UE pour garantir une bonne coopération en cas de crise.

Deuxièmement, les analyses de sécurité de l’approvisionnement indiquent que de simples évaluations statiques sont insuffisantes pour capturer et représenter l’ensemble des dynamiques du marché. Les stress tests conduits dans le cadre la Stratégie européenne pour la sécurité énergétique (European Commission, 2014a) et les évaluations de risque de l’ENTSO-G sont des approches solides, notamment dans leurs représentations détaillées de l’offre. Néanmoins, elles sont souvent insuffisantes pour représenter l’ensemble des interactions du marché, puisqu’elles négligent l’adaptabilité de la demande. L’Europe et la Suisse devrait ainsi combiner les analyses techniques de sécurité de l’énergie à des évaluation plus globales du marché pour s’assurer une bonne évaluation des deux aspects.

Troisièmement, l’ouverture du marché suisse du gaz à la concurrence requiert un choix cohérent de ses modalités d’organisation. Un système Entry-Exit semble une méthodologie adaptée pour assurer l’accès des tiers au réseau. De plus, ce système est en phase avec la pratique européenne en la matière. Néanmoins, il est à signaler que les modalités de son implémentation (par exemple la question de charges de réseau uniformes ou zonales) semblent n’être qu’un critère de succès parmi d’autre. L’impact des charges de réseau sur les prix finaux et les dynamiques de marché semblent n’avoir qu’un impact relativement mineur. La bonne régulation du marché, garantissant un accès sans discrimination au réseau et empêchant des subventions croisées sur le marché, est un facteur crucial dans le développement d’un marché compétitif, ouvert et adapté aux développements futurs.