VERSORGUNGSSICHERHEIT BEI ERDGAS - MONITORING-BERICHT NACH 51 ENWG - BMWI
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Versorgungssicherheit bei Erdgas Monitoring-Bericht nach § 51 EnWG
Impressum Herausgeber Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) Öffentlichkeitsarbeit 11019 Berlin www.bmwi.de Stand Februar 2019 Gestaltung PRpetuum GmbH, 80801 München Diese und weitere Broschüren erhalten Sie bei: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie Referat Öffentlichkeitsarbeit E-Mail: publikationen@bundesregierung.de www.bmwi.de Zentraler Bestellservice: Telefon: 030 182722721 Bestellfax: 030 18102722721 Diese Publikation wird vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie im Rahmen der Öffentlichkeitsarbeit herausgegeben. Die Publi kation wird kostenlos abgegeben und ist nicht zum Verkauf bestimmt. Sie darf weder von Parteien noch von Wahlwerbern oder Wahlhelfern während eines Wahlkampfes zum Zwecke der Wahlwerbung verwendet werden. Dies gilt für Bundestags-, Landtags- und Kommunalwahlen sowie für Wahlen zum Europäischen Parlament.
Inhalt
A. Einleitung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
B. Rechtliche Grundlagen der Versorgungssicherheit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
1. Nationale Vorgaben . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
2. EU-Vorgaben . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
C.
Internationale und nationale Gasmärkte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
1. Weltweite Nachfrageentwicklung und Reserven- und Ressourcensituation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
2. Angebots- und Nachfrageentwicklung in Europa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
3. Erdgasversorgung in Deutschland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
3.1. Nachfrageentwicklung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
3.2. Gasangebot . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
3.2.1. Erdgasgewinnung im Inland . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
3.2.2. Erdgasimporte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
3.3. Instrumente zur Sicherung der Gasversorgung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
3.3.1. Diversifikation der Bezugsquellen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
3.3.2. Diversifikation der Importinfrastruktur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
3.3.3. Inlandsförderung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.3.4. Langfristige Gasimportverträge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.3.5. Speicher und inländische Netzinfrastruktur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
3.3.6. Inländische Infrastrukturinvestitionen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
3.3.7. Energieaußenpolitik . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
4. Technische Sicherheit . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
4.1. Qualität der Netze . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
4.2. Analyse von Netzstörungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
4.3. Versorgungsunterbrechungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
D. Zusammenfassung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Anlage: Abkürzungsverzeichnis . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 252
A. Einleitung
Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) Ein frühes Erkennen eventueller Defizite ist im Gasbereich
führt gemäß § 51 Abs. 1 des Gesetzes über die Elektrizitäts- von hoher Bedeutung, da die erforderlichen hohen Investi-
und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG) ein tionen in Exploration, Produktion und Infrastruktur regel-
Monitoring der Versorgungssicherheit im Bereich der lei- mäßig erhebliche Vorlaufzeiten benötigen, bevor sie markt-
tungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität und Erdgas wirksam werden. Demzufolge sind frühzeitig Weichen-
durch. stellungen erforderlich, um Gasversorgungslücken nicht
entstehen zu lassen. Zwar gibt es im Gasbereich – anders als
Für die nächsten Jahrzehnte wird Erdgas als Übergangs- im Strombereich – alternative Energieträger, die Gas in den
energieträger von fossilen zu erneuerbaren Energien einen Bereichen, in denen es verwendet wird, ersetzen können.
wichtigen Beitrag leisten. Der weitaus wichtigste Markt für Dieses gilt insbesondere im Hauptverwendungsbereich
Erdgas ist nach wie vor der Wärmemarkt. Erdgas ist heute Wärmemarkt. Allerdings sind Umstellungsprozesse nicht
allerdings nicht auf die Erzeugung von Wärme beschränkt. immer kurzfristig möglich und in aller Regel kostspielig.
Erdgas zeichnet sich auch als flexibler und vielfältiger Insofern hat die Vermeidung von Versorgungslücken auch
Energieträger für die Stromerzeugung aus. Gas ist geeig- im Gasbereich hohe Priorität.
net für die Speicherung von Energie und mit Blick in die
Zukunft auch als Ausgleichsspeicher für regenerativen Dieser Monitoring-Bericht soll im Wesentlichen anhand
Strom sowie als Energieträger für Mobilität. Erdgas ist im der im § 51 Abs. 2 EnWG beispielhaft genannten Kriterien
Vergleich zu anderen fossilen Energieträgern klimafreund- aufzeigen, ob weitere Weichenstellungen zur Sicherung der
licher, da der Einsatz mit geringeren CO2-Emissionen ein- Gasversorgung notwendig sind.
hergeht.
Eine Störung der Gasversorgung kann zu gravierenden
wirtschaftlichen Schäden und zur Beeinträchtigung der
Lebensqualität der Bürgerinnen und Bürger Deutschlands
und Europas führen. Der Gewährleistung der Gasversor-
gungssicherheit kommt daher eine wichtige Bedeutung zu.
Die Liberalisierung des Erdgasmarktes in der EU hat hier zu
neuen Herausforderungen geführt. Der hohe Stellenwert
einer ausreichenden Vorsorge war im Zusammenhang mit
dem russisch-ukrainischen Gasstreit im Januar 2009 oder
der regional schwierigen Versorgungssituation in Deutsch-
land im Februar 2012 deutlich geworden. Im Berichtszeit-
raum kam es in Deutschland zu keinen nennenswerten
Versorgungsengpässen.
Mit dem durchzuführenden jährlichen Monitoring werden
unter Berücksichtigung der nationalen und internationa-
len Marktgegebenheiten die bestehende Versorgungslage
und deren Entwicklung untersucht. Wegen der zunehmen-
den Globalisierung und des steigenden internationalen
Gas-Verteilungswettbewerbs ist eine Verengung auf einen
rein nationalen Fokus nicht sachgerecht.3
B. R
echtliche Grundlagen der
Versorgungssicherheit
In Deutschland ist die Gewährleistung der Versorgungs- des Stromübertragungsnetzes im Falle eines Versorgungs-
sicherheit in der leitungsgebundenen Energieversorgung engpasses im Strom- und Gasbereich eine Güterabwägung
primär eine Aufgabe der am Markt tätigen Unternehmen. der möglichen Schäden und weiteren Folgen bei even-
An diesem Grundprinzip hat sich auch im Rahmen euro- tuell erforderlichen Notfallmaßnahmen in beiden Berei-
päischer Vorgaben, verbunden mit einem Übergang von chen trifft und auf dieser Grundlage die Gasversorgung
einer zwar privatwirtschaftlich organisierten, aber mono- von systemrelevanten Gaskraftwerken anordnen kann. Die
polistischen Versorgungsstruktur zu einer wettbewerbli- Ausweisung eines Gaskraftwerkes mit einer Nennleistung
chen Organisation des Gasmarktes, nichts geändert. ab 50 Megawatt (MW) als systemrelevant (für eine maxi-
male Dauer von jeweils 24 Monaten) erfolgt dabei durch
die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und muss von der
1. Nationale Vorgaben BNetzA gebilligt werden (vgl. § 13c Abs. 1 EnWG). Bis heute
wurde seit der Einführung des Dritten Gesetzes zur Neu-
Nach §§ 1 und 2 EnWG sind die Energieversorgungsunter- regelung energiewirtschaftlicher Vorschriften noch kein
nehmen unter anderem verpflichtet, eine sichere leitungs- Gebrauch von der Notfallmaßnahme gemacht.
gebundene Versorgung der Allgemeinheit zu gewährleisten.
Diese Verpflichtung zur sicheren Versorgung wird weiter
konkretisiert in den §§ 15, 16, 16a und §§ 49 ff. EnWG. Auf 2. EU-Vorgaben
dieser Basis haben grundsätzlich die Unternehmen, insbe-
sondere die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) und Betreiber Die Verordnung (EU) 2017/1938 über Maßnahmen zur
von Gasverteilnetzen (VNB), die Aufgabe, Gefährdungen Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung [SoS-VO]
oder Störungen durch netz- und marktbezogene Maß- sieht im Rahmen eines zweistufigen Verfahrens die Aufstel-
nahmen zu beseitigen. Dabei kommt § 53a EnWG insofern lung einer Risikoanalyse sowie darauf aufbauend die Erstel-
herausgehobene Bedeutung zu, als die von den Gasversor- lung und Veröffentlichung nationaler Präventions- und
gungsunternehmen direkt belieferten Haushaltskunden Notfallpläne vor. Das BMWi ist zuständige Behörde für die
und Fernwärmeanlagen – soweit sie Wärme an Haushalts- Sicherstellung der Umsetzung der SoS-VO. Gemäß SoS-VO
kunden liefern – als besonders schützenswert herausge- ist eine regelmäßige Aktualisierung der Pläne vorgesehen
stellt werden. Für diese Kunden gelten besondere Versor- (alle zwei Jahre). Die deutschen Pläne wurden zuletzt im
gungsstandards. Dezember 2016 der EU-KOM notifiziert. Sie sind auf der
Website des BMWi veröffentlicht.1 Im Lichte der Ukraine-
Für den Fall eines extremen Versorgungsnotfalls sind krise wurde auf EU-Ebene ein umfassender Stresstest zur
ergänzend zu den marktbasierten Maßnahmen hoheitliche Gasversorgungssicherheit durchgeführt. Auch Deutschland
Eingriffsrechte der zuständigen Behörden möglich. Auf hatte hierzu beigetragen. Der Ergebnisbericht der EU-KOM
nationaler Ebene sind entsprechende hoheitliche Maßnah- führte aus, dass Deutschland aufgrund seiner diversifizier-
men der Länder und der Bundesnetzagentur (BNetzA) im ten Importinfrastruktur und der großen Speicherkapazitä-
Gesetz zur Sicherung der Energieversorgung (Energiesiche- ten gut vorbereitet ist und Lieferunterbrechungen ausglei-
rungsgesetz 1975 – EnSiG) und der Gassicherungsverord- chen kann. Eine sehr lang andauernde Unterbrechung aller
nung (GasSV) verankert. russischen Gaslieferungen würde hingegen letztlich auch
in Deutschland ab einem bestimmten Zeitpunkt zu einer
Am 1. Januar 2013 trat das Dritte Gesetz zur Neuregelung Einschränkung der Gasversorgung führen.
energiewirtschaftlicher Vorschriften in Kraft, das neue
Regelungen zur Versorgungssicherheit beinhaltet und eine Die EU-KOM hat im Herbst 2014 ihre bisherigen Erfah-
integrierte Betrachtung der Gas- und Stromnetze sicher- rungen bei der Implementierung der SoS-VO evaluiert.
stellt. Für die Versorgungssicherheit im Bereich Gas ist Sie kam zu dem Ergebnis, dass die Verordnung novelliert
vor allem der neu geschaffene § 16 Abs. 2a EnWG von werden sollte. In diese Entscheidung flossen nicht nur
Bedeutung. Dieser sieht im Kern vor, dass der Betreiber Erkenntnisse aus den EU-Gasstresstests, sondern auch
1 http://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Textsammlungen/Energie/gas.html.4 B. RECHTLICHE GRUNDLAGEN DER VERSORGUNGSSICHERHEIT vielfältige praktische Erfahrungen und Erkenntnisse aus der Umsetzung ein. Die EU-KOM hatte am 16. Februar 2016 einen Verordnungsentwurf zur Novellierung der SoS-VO vorgelegt. Das Europäische Parlament und der Rat haben sich gemeinsam mit der Europäischen Kommission auf einen Kompromiss geeinigt. Dieser ist formell am 25. Okto- ber 2017 verabschiedet worden. Er sieht einen risikobasier- ten Ansatz vor, wonach von bestimmten Versorgungsrisi- ken betroffene Regionen in Europa gemeinsam bestehende Risiken analysieren und länderübergreifend einzudämmen versuchen. Darüber hinaus ist erstmalig geregelt, unter welchen Bedingungen die Mitgliedstaaten einander in Krisenfällen solidarisch Hilfe leisten. Mit dem Dritten Binnenmarktpaket wurde ein Planungs- instrument für den Aufbau und den Erhalt einer Netz- infrastruktur geschaffen, die für die Verwirklichung eines einheitlichen EU-Binnenmarktes notwendig ist. Demnach müssen die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) den Regulie- rungsbehörden regelmäßig einen zehnjährigen Netzent- wicklungsplan vorlegen. Entsprechend dem in Umsetzung des Binnenmarktpakets im Juni 2011 novellierten Energie- wirtschaftsgesetz haben die FNB gemäß § 15a am 1. April 2012 erstmals einen gemeinsamen deutschlandweiten Netzentwicklungsplan Gas (NEP Gas) vorgelegt. Mit den zum 1. Januar 2016 in Kraft getretenen Änderungen der §§ 15a und 15b EnWG wurde der bislang jährliche Turnus zur Ermittlung des Netzausbaubedarfs auf zwei Jahre erweitert, um zeitliche Überschneidungen bei der Erstel- lung des Netzentwicklungsplans Gas (NEP Gas) und der Erarbeitung des Szenariorahmens für den darauffolgenden NEP Gas zu vermeiden. In den Kalenderjahren, in denen kein NEP Gas vorzulegen ist, haben die Fernleitungsnetz betreiber einen Umsetzungsbericht zu erstellen. Weitere Details hierzu folgen im Kapitel C.3.3.6. Der aktu- elle Stand der Arbeiten kann außerdem auf der Internet- seite des Verbands der Fernleitungsnetzbetreiber einge sehen werden.2 2 https://www.fnb-gas.de/de/netzentwicklungsplan/nep-2018/nep-2018.html.
5
C. Internationale und nationale Gasmärkte
Die Gasversorgungssicherheit in Deutschland kann nicht von 3.635 Milliarden Kubikmetern im Jahr 2016 auf 5.304
isoliert national betrachtet werden, da die Märkte stark Milliarden Kubikmeter im Jahr 2040. Regionen mit einer
miteinander verknüpft sind. Insbesondere die Beantwor- hohen Erdgasnachfrage sind die Vereinigten Staaten, Russ-
tung der Frage, ob von den Gasversorgungsunternehmen land, der Mittlere Osten und der asiatisch-pazifische Raum.
hinreichend Vorsorgemaßnahmen zur Vermeidung von Der Anteil an konventionellem Erdgas, das weiterhin den
Versorgungsstörungen getroffen wurden, erfordert eine größten Anteil an der Erdgasproduktion haben wird, wird
Betrachtung nationaler und internationaler Zusammen- nach IEA (2018) von gegenwärtig 80 Prozent auf unter 70
hänge. In die Betrachtung ist dabei nicht nur die zur Prozent in 2040 abnehmen. Die Hälfte des Produktions-
Deckung der Nachfrage notwendige Verfügbarkeit aus zuwachses bis 2040 wird der verstärkten Förderung von
reichender Erdgasmengen einzubeziehen, sondern auch nichtkonventionellem Erdgas, vor allem in den Vereinigten
die Entwicklung der technischen Transportinfrastruktur. Staaten, zugeschrieben.
Die zentralen Punkte werden im Folgenden aufgeführt.
Neben den traditionellen Erdgasteilmärkten Europa, Nord-
amerika und Asien entwickelt sich seit einigen Jahren auch
1. W
eltweite Nachfrageentwicklung und ein südamerikanischer Markt. Alle Teilmärkte waren bisher
Reserven- und Ressourcensituation dadurch gekennzeichnet, dass sich Produzenten und Ver-
braucher durch langfristige Lieferbeziehungen aneinander
Die weltweite Erdgasnachfrage erhöhte sich nach Angaben gebunden haben, um die erforderlichen Investitionen in
der IEA (Market Report Series: Gas 2018) für das Jahr 2017 die aufwändige und kostenintensive Erschließung der Pro-
um 3,2 Prozent gegenüber dem Vorjahr auf rund 3.756 duktionsstätten und in die Transportinfrastruktur sicher-
Milliarden Kubikmeter bei Normbedingungen [Milliarden zustellen. Die Preisunterschiede zwischen dem asiatischen,
Kubikmeter (Vn)]3 (2000: 2.507 Milliarden Kubikmeter). dem US-amerikanischen und dem europäischen Markt,
Zuwächse ergaben sich 2017 in Europa (4,7 Prozent), Asien die in den letzten Jahren beträchtlich waren, gehen jedoch
(4,2 Prozent), dem Nahen Osten (4,0 Prozent) und Ozeanien zurück. Ursächlich ist die zunehmende Vernetzung der
(3,9 Prozent). Im selben Zeitraum stieg die weltweite Erd- internationalen Erdgasmärkte, die im Wesentlichen vom
gasproduktion auf rund 3.768 Milliarden Kubikmeter (2000: steigenden LNG-Handel getragen wird. LNG (Liquefied
2.507 Milliarden Kubikmeter). In den nächsten fünf Jahren, Natural Gas) ist Erdgas, das bei –161 °C verflüssigt, dann
von 2018 bis 2023, wird weltweit ein Produktions- und über Tanker verschifft und später regasifiziert wird.
Nachfragezuwachs von insgesamt 8 Prozent angenommen.
Reserven und Ressourcen beschreiben die mengenmäßige
Für die nächsten fünf Jahre nimmt die IEA eine jährliche geologische Verfügbarkeit von Erdgas. Reserven werden
Wachstumsrate des globalen Gasmarktes von 1,6 Prozent als nachgewiesene, zu heutigen Preisen und mit heutiger
an. China, als der zweitgrößte LNG-Kunde der Welt neben Technik wirtschaftlich gewinnbare Energierohstoffmengen
Japan, wird gemäß IEA-Prognosen bis 2023 eine jährliche definiert. Unter Ressourcen werden nachgewiesene, aber
Steigerung der Gasnachfrage von 8 Prozent aufweisen. Der derzeit technisch und/oder wirtschaftlich nicht gewinn-
steigende Gasverbrauch in Asien steuert mehr als die Hälfte bare sowie nicht nachgewiesene, aber geologisch mögliche,
am globalen Wachstum bis 2023 bei. künftig gewinnbare Energierohstoffmengen verstanden. Da
die Transportkosten einen maßgeblichen Anteil der Kosten
Der jährlich erscheinende World Energy Outlook (IEA, für den Erdgasbezug ausmachen, ist es für die Beurteilung
2017) weist für die langfristige Entwicklung der Erdgas- der Versorgungssicherheit unerlässlich, die geografische
nachfrage im weltweiten Kontext verschiedene Referenz- Verteilung der Reserven zu berücksichtigen. Die Erdgas
szenarien aus, die sich u. a. hinsichtlich des Erreichens des reserven zeichnen sich durch eine hohe regionale Konzen-
2-Grad-Ziels des Pariser Klimaabkommens und der Umset- tration aus. Mit etwa 70 Prozent der Erdgasreserven befin-
zung der verbindlichen internationalen Maßnahmen zum den sich die bedeutendsten Vorräte im Nahen Osten sowie
Klimaschutz unterscheiden. Im New Policies Scenario, dem auf dem Gebiet der ehemaligen Sowjetunion (Bundesanstalt
Hauptszenario der IEA, steigt die globale Erdgasnachfrage für Geowissenschaften und Rohstoffe – BGR: Energiestudie
3 Druck Pn von 1,01325 bar, Luftfeuchtigkeit von 0 Prozent (trockenes Gas) und Temperatur von 273,15 K (tn = 0 °C), zur besseren Lesbarkeit
wird der Zusatz „Normbedingungen“ bei der Maßeinheit im Bericht weggelassen.6 C . I N T E R N AT I O N A L E U N D N AT I O N A L E G A S M Ä R K T E
Gesamtpotenzial an Erdgas 2016 (ohne Aquifergas und Gashydrat): Regionale Verteilung
in Billionen Kubikmeter
31 48
63
44 13 14
74
131
3 5
11
39
5
14
11
44 9 14 18
36
42 85
47
Ressourcen: 643
8 4 79
Reserven: 197
Förderung 2016: 3,6 23 41
Ressourcen nichtkonventionell Ressourcen konventionell Reserven kumulierte Förderung
Quelle: BGR, Energiestudie 2016 – Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen, BMWi
2017). Etwa ab dem Jahr 2025 wird aber erwartet, dass sich In den USA hat sich die Produktion von nichtkonven-
die Angebotssituation durch den zunehmenden Aufbau tionellem Erdgas aufgrund der rasanten Ausweitung der
von LNG-Import- und Exportinfrastruktur deutlich diver- Schiefergasförderung deutlich erhöht. Die Erdgasreserven
sifizieren wird. lagen dort Ende 2016 bei 3,4 Billionen Kubikmeter an kon-
ventionellem Erdgas (inklusive Tight Gas) zzgl. 5,0 Billio-
Die mit Abstand größten Erdgasressourcen werden für nen Kubikmeter Schiefergas und 0,4 Billionen Kubikme-
Russland ausgewiesen, gefolgt von China, den Vereinigten ter Kohleflözgas (Erdgasreserven insgesamt: 8,8 Billionen
Staaten von Amerika (USA), Kanada und Australien. Auch Kubikmeter). Die USA sind infolge dieser Entwicklung vom
wenn nur die konventionellen Erdgasressourcen der Welt LNG-Importeur zum LNG-Exporteur geworden. Zusätz-
betrachtet werden, hat Russland die umfangreichsten Vor- liche LNG-Mengen stehen somit auf dem Weltmarkt zur
kommen, gefolgt von den USA, China, Saudi-Arabien und Verfügung.
Turkmenistan. Insgesamt werden die weltweiten konven-
tionellen und nichtkonventionellen Erdgasressourcen auf 2016 wurden weltweit 346,6 Milliarden Kubikmeter Erdgas
643 Billionen Kubikmeter geschätzt (BGR, 2017). in verflüssigter Form (LNG) gehandelt. Der globale Handel
mit LNG ist gegenüber dem Vorjahr um rund 6,5 Prozent
Nur rund 50 Prozent bzw. 323 Billionen Kubikmeter dieser gestiegen. Mittel- bis langfristig ist weiterhin mit einer
Erdgasressourcen sind konventionelles Erdgas. Aufgrund deutlichen Ausweitung des LNG-Handels zu rechnen.
der Entwicklungen im Bereich des nichtkonventionellen
Erdgases, insbesondere bei Schiefergasvorkommen, haben Derzeit werden die europäischen Märkte weitgehend über
sich in den letzten zehn bis 15 Jahren die Erdgasressourcen Pipelines versorgt. Der Erdgastransport via Pipeline ist bis
nahezu verdoppelt. zu einer Entfernung von etwa 3.000 Kilometern in allerC . I N T E R N AT I O N A L E U N D N AT I O N A L E G A S M Ä R K T E 7
Erdgasreserven Ende 2016 – die 10 wichtigsten Länder
Billionen Kubikmeter Lateinamerika Europa
50 48 Nordamerika
Australien-Asien 42
40
GUS
33
197,8 Mrd. m 3
30
24
Naher Osten
20
Afrika
9,9 8,7
10 8,4
6,1 5,7 5,3 5,2
0
Russland Iran Katar Turk- USA Saudi- Vereinigte Venezuela Nigeria China übrige
menistan Arabien Arabische Länder
Emirate
OPEC
Quelle: BGR, BMWi
Regel wirtschaftlicher als der LNG-Transport. Ab 6.000 der Gasnachfrage in Europa bei. Verschiedenen Prognosen
Kilometern gilt im Allgemeinen LNG als günstigere Option. zufolge wird die Importabhängigkeit der EU bei absehbar
Der europäische LNG-Anteil an Regasifizierungskapazitäten stagnierender bzw. rückläufiger Förderung in Europa (vor
entfällt vor allem auf Spanien, das Vereinigte Königreich allem in Deutschland, Dänemark, im Vereinigten König-
und Frankreich. reich, Frankreich, den Niederlanden und Belgien) bis 2020
auf bis zu 80 Prozent ansteigen. Dabei kann derzeit nicht
In Europa wurde in 2017 pipelinegebundenes Erdgas seriös abgeschätzt werden, inwieweit eine zukünftige För-
vor allem von Russland, Norwegen und Algerien bezogen. derung von Erdgas aus nichtkonventionellen Lagerstätten
Der im Bau befindliche Südliche Gaskorridor zwischen in Europa den Grad der Importabhängigkeit wieder sen-
Aserbaidschan, der Türkei und Europa soll 2020 in Betrieb ken könnte. Der Erdgasverbrauch der EU 28 (ohne Angaben
gehen. Einen starken Importzuwachs von zwölf Prozent für Malta und Zypern) ist 2017 um 3,7 Prozent gestiegen
verzeichnet Europa dabei 2016 von Russland (2016: 170 und betrug 5.163,1 Terawattstunden bzw. 498,9 Milliarden
Milliarden Kubikmeter). In Europa ist Deutschland der Kubikmeter (2016: 4.928,6 Terawattstunden bzw. 456,3 Mil-
größte Importeur und Verbraucher von Erdgas. liarden Kubikmeter)4.
Gemäß des Monthly Gas Survey der IEA zählten 2017 das
2. A
ngebots- und Nachfrageentwicklung Vereinigte Königreich mit 79,6 Milliarden Kubikmetern
in Europa (2016: 81,8 Milliarden Kubikmeter) und Italien mit 75,2 Mil-
liarden Kubikmetern (2016: 70,9 Milliarden Kubikmeter)
Zur Deckung des Erdgasbedarfs in Europa kann einerseits gemeinsam mit Deutschland mit 95,6 Milliarden Kubik
auf innereuropäische Produktion zurückgegriffen werden, metern (2016: 92,5 Milliarden Kubikmeter) zu den größten
andererseits tragen Importe aus außereuropäischen Regio- Erdgasverbrauchern Europas.
nen zu einem wesentlichen Anteil zu einer Befriedigung
4 Eurogas bezieht sich auf den Heizwert: 10,8 Kilowattstunden/Kubikmeter.8 C . I N T E R N AT I O N A L E U N D N AT I O N A L E G A S M Ä R K T E
3. Erdgasversorgung in Deutschland Der Zuwachs hat mehrere Ursachen: Dazu trugen vor allem
das starke gesamtwirtschaftliche Wachstum (preisbereinigt
3.1. Nachfrageentwicklung +2,7 Prozent), der kräftige Anstieg im produzierenden Ge
werbe (+2,4 Prozent) sowie die – gegenüber dem Vorjahr
Der gesamte Primärenergieverbrauch (PEV) ist die Ener- allerdings abgeschwächte – Bevölkerungszunahme (+0,31
giemenge, die in einem Land jährlich insgesamt genutzt Millionen Menschen) bei. Der Temperatureinfluss spielte
wird. Er ist die Summe aus inländischer Produktion von dagegen kaum eine Rolle; gemessen an den Gradtagzahlen
Primärenergie, dem Saldo von Ein- und Ausfuhren (ein- war 2017 im Durchschnitt nur wenig wärmer als 2016, so-
schließlich Hochseebunkerungen) sowie Bestandsverän- dass der Heizenergiebedarf eher etwas geringer war. In
derungen. Im Jahr 2017 war Erdgas mit einem Anteil von ähnlicher Richtung wirkte die Tatsache, dass 2017 gegen-
23,8 Prozent (2016: 22,7 Prozent) am PEV nach Mineralöl über dem Schaltjahr 2016 einen Energieverbrauchstag
mit 34,6 Prozent (2016: 33,8 Prozent) wichtigster Bestand- weniger aufwies. Bereinigt um den Witterungseffekt und
teil des deutschen Energiemixes. Nach vorläufigen Zahlen den Schaltjahreffekt dürfte der Zuwachs des Energiever-
der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB) und des brauchs im vergangenen Jahr schätzungsweise reichlich
Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. ein Prozent betragen haben.
(BDEW) betrug der deutsche Gasverbrauch 3.230 Petajoule
(2016: 3.056 Petajoule)5 bzw. 897 Terawattstunden (2016: Der größte Erdgasverbrauch findet mit 39 Prozent im
849 Terawattstunden) bzw. 92 Milliarden Kubikmeter (2016: Industriesektor statt, gefolgt von 29 Prozent in den Haus-
87 Milliarden Kubikmeter). Im Vergleich zum Vorjahr stieg halten. Es wird im Wesentlichen zur Versorgung mit
demnach der Verbrauch um 5,7 Prozent. Prozesswärme (Industrie) und Raumwärme (Haushalte:
Beheizung und Warmwasserversorgung) genutzt. In
Deutschland war der Anteil von Erdgas an der Brutto-
Primärenergieverbrauch 2017
in Prozent (Petajoule)*
Steinkohle 10,9 (1.487) Braunkohle 11,1 (1.508)
Kernenergie 6,1 (833)
Andere** 0,4 (57)
Erdgas 23,8 (3.230) 13.594 Petajoule Erneuerbare 13,1 (1.781)
* vorläufig
Mineralöl 34,6 (4.698)
** Andere inklusive Stromaustauschsaldo
Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen, Stand: Juli 2018
5 Sofern statistische Daten auf dem oberen Heizwert (Brennwert) beruhen, werden sie für die Energiebilanz mit dem Faktor 0,9024 in den
unteren Heizwert umgerechnet.C . I N T E R N AT I O N A L E U N D N AT I O N A L E G A S M Ä R K T E 9
Verbrauchskategorien – Anteile in 2017
in Prozent
Kälte- und Wärmeversorgung* 7 Verkehr 0,2
Stromversorgung* 12
Industrie 39
Gewerbe, Handel, Dienstleistungen 12
Haushalte 29
Verbrauchskategorien – Anteile 2017 in Prozent
* einschl. BHKW < 1 MW
Der Erdgasabsatz enthält nicht den Eigenverbrauch der Gaswirtschaft.
Quelle: BDEW, Stand 02/2019
stromerzeugung seit einigen Jahren rückläufig. 2017 betrug zunehmend neue Modelle auf den Markt. Einige Marktteil-
der Anteil jedoch wieder 13,3 Prozent (2016: 12,5 Prozent) nehmer streben an, in den nächsten zehn Jahren den Anteil
und stieg damit signifikant an. Im Vergleich zu anderen der Erdgasmobilität im Straßenverkehr mindestens zu ver-
Energieträgern entwickelte sich der Erdgaspreis 2017 teil- zehnfachen. Auch in der Schifffahrt werden seit einigen
weise deutlich günstiger. Dies führte zum Mehreinsatz Jahren zunehmend einzelne Schiffe, wie z. B. Kreuzfahrt-
von Erdgas in den Kraftwerken, besonders in Anlagen mit schiffe, mit einem LNG-Motor ausgerüstet. Gerade in den
Kraft-Wärme-Kopplung. Außerdem gingen neue Gaskraft- spezifischen Kontrollzonen für Schwefel und Stickoxide, in
werke in Betrieb. denen besonders niedrige Grenzwerte für diese Schadstoffe
festgelegt sind (wie in der Ostsee oder einem großen Teil
Im Verkehr fahren zurzeit etwa 90.000 Fahrzeuge mit der Nordsee), besteht für LNG ein beträchtliches Absatz-
einem Erdgasmotor. Seit 2014 ist ein rückläufiger Trend potenzial. Ähnliches gilt prinzipiell auch für den Küsten-
festzustellen. Ihr Verbrauch entspricht einem Anteil von verkehr und Binnenwasserstraßen, zumal der Geräusch-
0,2 Prozent des gesamten Erdgasverbrauchs in Deutsch- pegel von LNG-Motoren signifikant unter dem eines
land. Die Erdgasmobilität soll nach der Politik der Bun- Schiffsdiesels liegt. Allerdings steht hier die Entwicklung
desregierung in Zukunft auch längerfristig eine größere von entsprechenden Motoren und Schiffskonzepten noch
Rolle bei der Energiewende in der Mobilität spielen. Um relativ am Anfang. Außerdem haben Schiffe eine längere
die CO2-Emissionen bei Erdgas zu verringern, können in Lebensdauer als Straßenfahrzeuge, sodass ein teilweiser
beliebigen Anteilen sowohl Biogas als auch synthetisches Wandel von Antriebskonzepten längere Zeit in Anspruch
Methan, das mit Strom aus erneuerbaren Quellen produ- nimmt. Generell ist aber zu erwarten, dass der Inlandsab-
ziert wird, beigemischt werden. Vor diesem Hintergrund satz von Erdgas im Verkehr deutlich wachsen wird. Aller-
wurde auch deren Steuerermäßigung durch den Deutschen dings wäre eine Schätzung darüber, welches Niveau der
Bundestag bis 2026 verlängert. Im Schwerlastverkehr ist jährliche Absatz in den nächsten Dekaden erreichen kann,
beispielsweise LNG die wichtigste potenzielle Alternative noch verfrüht.
zum Diesel- bzw. Benzin-Lkw. Auch bei den Pkw kommen10 C . I N T E R N AT I O N A L E U N D N AT I O N A L E G A S M Ä R K T E
3.2. Gasangebot ten aus unterschiedlichen Ländern bezogen wird und in
großen Mengen vorhanden ist, stammen die genutzten
Grundsätzlich bestehen folgende Möglichkeiten, den L-Gas-Mengen aus heimischer Produktion und Lieferun-
Bedarf an Erdgas zu decken: gen aus den Niederlanden. L-Gas macht derzeit etwa 1/3
des deutschen Gasmarktes aus (25 – 30 Milliarden Kubik-
zz Erdgasgewinnung im Inland beziehungsweise Erzeu- meter). Ab 2021 werden die niederländischen Exportkapa-
gung von gleichwertigen Substitutbrennstoffen (ohne zitäten schrittweise bis 2029 reduziert. Dies erfordert eine
wesentliche Änderungen der Infrastruktur und der Marktraumumstellung von L-Gas auf H-Gas. Davon betrof-
Anwendungstechnologie). fen sind die Bundesländer Bremen, Hessen, Niedersachsen,
Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und Sachsen-Anhalt.
zz Erdgasimporte per Pipeline beziehungsweise als LNG
per Schiff aus anderen Staaten.
3.2.2. Erdgasimporte
3.2.1. Erdgasgewinnung im Inland Deutschland bezog sein Importgas 2017 ausschließlich
über Pipelines aus verschiedenen Lieferländern. Da die
Die inländische Förderung von Erdgas ging im Berichtsjahr Liefermengen aus Datenschutzgründen nicht mehr nach
2017 um 13,6 Prozent auf 63,75 Terawattstunden zurück Ursprungsland aufgeteilt veröffentlicht werden, kann die
(2016: 73,76 Terawattstunden; BAFA). Unter Verwendung des Bundesregierung die Abhängigkeit von einzelnen Liefer
Umrechnungsfaktors 9,7692 Kilowattstunden/Kubikme- ländern nicht mehr aufzeigen.
ter für deutsches L-Gas6 ergeben sich daraus 6,5 Milliarden
Kubikmeter (2016: 7,6 Milliarden Kubikmeter). Bezogen auf Wie in der Vergangenheit bezieht Deutschland große
den reinen Inlandsverbrauch stellt die Erdgasgewinnung in Mengen aus Russland, den Niederlanden und Norwegen.
Deutschland rund 7,1 Prozent der verbrauchten Menge.
Zur Diversifikation und zur Sättigung der Nachfrage
Angesichts der seit 2004 langsam sinkenden Inlandsför- könnte die Bedeutung von LNG stärker zunehmen.
derung war und ist Deutschland auch künftig in hohem
Maße von Erdgasimporten abhängig. Die Abnahme der Laut Einschätzung der Market Report Series: Gas 2018
Erdgasreserven sowie der Produktion ist im Wesentlichen (OECD/IEA, 2018) bleibt Erdgas in den nächsten fünf Jahren
auf die zunehmende Erschöpfung der großen Lagerstätten ein preiswerter Energieträger. Durch die derzeitige Welle
im Inland und damit einhergehend deren natürlichen För- an weltweiten Projekten für LNG-Exportterminals wird bis
derabfall zurückzuführen. Nennenswerte Neufunde sind 2023 eine Steigerung der Exportkapazitäten von 140 Mil-
in den letzten Jahren ausgeblieben. Die sicheren und wahr- liarden Kubikmeter prognostiziert. Dies entspricht einer
scheinlichen Reingasreserven sind rückläufig. Diese belie- Erhöhung der globalen Exportkapazität um 30 Prozent.
fen sich zum 1. Januar 2018 auf 63,1 Milliarden Kubikmeter. Bis 2020 gebe es einen erheblichen Überschuss an LNG,
Der Reserven-/Verbrauchsquotient (früher statische Reich- da es bis dahin dauern werde, das zusätzliche LNG-Ange-
weite), errechnet aus den sicheren und wahrscheinlichen bot durch eine wachsende Nachfrage zu absorbieren. Der
Erdgasreserven und der letztjährigen Fördermenge, betrug Grund sind neue LNG-Exportterminals, vor allem in den
am 1. Januar 2018 insgesamt etwa 8,0 Jahre (LBEG, 2018). In USA und Australien, die derzeit im Bau sind und bis 2020 in
Deutschland werden derzeit zwei verschiedene Arten von Betrieb gehen.
Erdgas verwendet. Zum einen wird das so genannte H-Gas
(von engl. high calorific gas, Erdgas mit hohem Energie- Europa bezieht gegenwärtig LNG-Lieferungen aus Russland,
gehalt) und zum anderen das so genannte L-Gas (von engl. Katar, den USA, Nigeria und Algerien. Am 12. Februar 2019
low calorific gas‚ Erdgas mit niedrigerem Energiegehalt) fand im BMWi eine Konferenz mit US-amerikanischen und
als Energieträger genutzt. Während H-Gas von Lieferan- deutschen Unternehmen statt mit dem Ziel, das deutsche
6 Umrechnungsfaktor 9,7692 Kilowattstunden/Kubikmeter für deutsches L-Gas [Technische Regel – Arbeitsblatt DVGW G 260 (A) März 2013 –
Gasbeschaffenheit: Brennwert für L-Gas 8,4 – 13,1 Kilowattstunden/Kubikmeter].C . I N T E R N AT I O N A L E U N D N AT I O N A L E G A S M Ä R K T E 11
Interesse an einer Zusammenarbeit mit den USA hinsicht- 3.3.2. Diversifikation der Importinfrastruktur
lich LNG-Importen zu unterstreichen.
Die Gasversorgung in Deutschland erfolgt derzeit aus-
In der EU bestehen gemäß Angaben von Gas Infrastructure schließlich durch Pipelinegas. Aus Norwegen wird das Erd-
Europe (GIE) derzeit Regasifizierungskapazitäten von rund gas über drei Pipelines (Norpipe, Europipe I und II) mit
210 Milliarden Kubikmetern (Spanien 69 Milliarden; Ver- einer Gesamtkapazität von 54 Milliarden Kubikmetern aus
einigtes Königreich 48 Milliarden; Frankreich 34 Milliarden; verschiedenen Gasfeldern importiert.
Italien 15 Milliarden; Niederlande 12 Milliarden; Belgien
9 Milliarden; Portugal 8 Milliarden; Polen 5 Milliarden; Grie- Russisches Gas wird zum einen seit 1999 durch die Jamal-
chenland 5 Milliarden; Litauen 4 Milliarden Kubikmeter; Europa-Pipeline (Kapazität rd. 33 Milliarden Kubikmeter)
Schweden 1 Milliarde; Malta 1 Milliarde). Weitere Bauvor- und das Ukraine-Leitungssystem (Kapazität ca. 120 Milliar-
haben sind in Planung und werden die Anlandekapazitäten den Kubikmeter) nach Deutschland und Europa geleitet.
erhöhen. Zum anderen erlauben es die zwei bestehenden Stränge
der Nord-Stream-I-Pipeline, russisches Gas unmittelbar
aus Russland zu beziehen. Am Gemeinschaftsunternehmen
3.3. Instrumente zur Sicherung der Gasversorgung Nord Stream I sind beteiligt: PEG Infrastruktur AG (eine
Tochtergesellschaft der E.ON Beteiligungen) und Winter
Die Sicherungsmaßnahmen der deutschen Gasversor- shall Holding GmbH (eine BASF-Tochtergesellschaft) mit
gungsunternehmen stützen sich auf einen breiten Maß- je 15,5 Prozent, N.V. Nederlandse Gasunie und ENGIE mit
nahmenkatalog. Hierzu zählen insbesondere: je neun Prozent sowie die OAO Gazprom mit 51 Prozent.
Beide Stränge mit einer Länge von je 1.224 Kilometern ver-
zz Diversifikation der Bezugsquellen (Punkt 3.3.1.) laufen von der Bucht von Portowaja nahe Wyborg durch
die Ostsee bis zur deutschen Küste nach Lubmin in der
zz Diversifikation der Transportwege/Importinfrastruktur Nähe von Greifswald. Sie verfügen seit der Fertigstellung
(Punkt 3.3.2.) des zweiten Strangs im Jahre 2012 über eine Gesamttrans-
portkapazität von jährlich bis zu 55 Milliarden Kubikmeter
zz Inlandsförderung (Punkt 3.3.3.) Erdgas und können Verbraucher in Deutschland, Däne-
mark, im Vereinigten Königreich, in den Niederlanden, Bel-
zz stabile Beziehungen zu Lieferanten und langfristige gien, Frankreich, in der Tschechischen Republik und ande-
Gaslieferverträge (Punkt 3.3.4.) ren Ländern versorgen.
zz eine hohe Verlässlichkeit der Versorgungsinfrastruktur Über die Anbindungsleitungen Ostsee-Anbindungsleitung
inklusive Untertagespeicher (Punkt 3.3.5.). (OPAL) und Nordeuropäische Erdgasleitung (NEL) werden
die Mengen der Nord-Stream-Pipeline vom Anlandepunkt
Lubmin abtransportiert. Die OPAL hat eine Kapazität von
3.3.1. Diversifikation der Bezugsquellen jährlich bis zu 35 Milliarden Kubikmetern Erdgas und geht
bis an die tschechische Grenze, die NEL verfügt über eine
Wie unter Punkt 3.2.2. bereits dargestellt, ist Deutschland Kapazität von 20 Milliarden Kubikmetern in Richtung
zu über 90 Prozent auf Importe von Erdgas angewiesen. Westen.
Diese Importmengen werden derzeit im Wesentlichen aus
folgenden Produzentenländern beschafft: Russland, Nie- Das Projekt Nord Stream 2 soll die Kapazität der Ostsee-
derlande und Norwegen. Damit ist die deutsche Gasversor- pipeline durch zwei zusätzliche Stränge um 55 Milliarden
gung im Vergleich zu anderen europäischen Ländern rela- Kubikmeter pro Jahr erweitern. Nord Stream 2 ist ein Pro-
tiv breit diversifiziert. jekt der Nord Stream 2 AG, deren Anteilseigner Gazprom
ist. In Deutschland und Finnland wurde im Sommer 201812 C . I N T E R N AT I O N A L E U N D N AT I O N A L E G A S M Ä R K T E
mit der Verlegung der Pipeline begonnen. Die Fertigstel- für Versorgungssicherheit und als Vorhaben von gemeinsa-
lung der Pipeline ist für Ende 2019 geplant. mem Interesse („Project of Common Interest“, PCI) bewer-
tet. Die Einstufung als PCI bedeutet, dass die Projekte ver-
Die Europäische Gas-Anbindungsleitung (EUGAL) soll bindlich und beschleunigt realisiert werden sollen und sich
frühestens ab Ende 2019 von Vierow bis nach Deutsch für die Förderung aus EU-Mitteln („Connecting Europe
neudorf und weiter nach Tschechien verlaufen. Sie hat eine Facility“, EFSI) bewerben können. Baubeginn der TANAP
Gesamtlänge von rund 485 Kilometern. Die zwei Stränge war im März 2015, der TAP-Bau wurde am 17. Mai 2016
der EUGAL sollen im Endausbau eine Kapazität von jähr- offiziell begonnen. Die TANAP wurde im Juni 2018 fertig-
lich bis zu 51 Milliarden Kubikmetern Erdgas haben. Die gestellt und mit der TAP verbunden. Die Fertigstellung der
EUGAL würde damit den Abtransport der durch die Nord TAP ist für 2020 geplant.
Stream 2 zusätzlich nach Deutschland gelangenden Gas-
mengen in den europäischen Binnenmarkt ermöglichen. Ende 2014 hat die Gazprom als Ersatz für die South Stream
die alternative Route in die Türkei, Turk Stream, vorge-
Niederländisches L- und H-Gas wird über verschiedene sehen. Die Turk Stream soll von dem russischen Küsten
Pipelines transportiert. Durch die am 26. August 2015 von ort Anapa durch das Schwarze Meer über die Türkei bis an
Gasunie Deutschland in Betrieb genommene Pipeline die griechische Grenze verlaufen. Turk Stream soll über
(ETL 176) zwischen Fockbek und Ellund wird vorrangig zwei Stränge mit einer Kapazität von je 15,75 Milliarden
Erdgas aus den Niederlanden an Haushalte und Industrie Kubikmetern verfügen, wobei ein Strang den türkischen
in Schleswig-Holstein und Dänemark geliefert. Diese Pipe- Markt beliefert und einer für die Staaten der EU bereit-
line ist insbesondere angesichts der rückläufigen Erdgas- gestellt werden soll. Im Mai 2017 wurde mit dem Bau der
produktion in Dänemark wichtig und leistet künftig einen Pipeline begonnen und am 19. November 2018 die Ver-
Beitrag zur Versorgungssicherheit in Deutschland und legung beider Stränge im Schwarzen Meer abgeschlossen.
Nordwesteuropa. Sie verläuft parallel zur DEUDAN-Pipe- Gazprom plant den zweiten Strang von der Türkei über
line. Bulgarien, Serbien, Ungarn bis in die Slowakei zu verlän-
gern. Die Gaslieferungen nach Bulgarien und Serbien sollen
Am 22. Januar 2016 wurde die Nordschwarzwaldleitung in bereits 2020 beginnen, nach Ungarn 2021 und in die Slowa-
Betrieb genommen, eine Ferngasleitung von ca. 71 Kilo- kei 2022.
metern Länge, die von Au am Rhein über Ettlingen und
Pforzheim nach Leonberg führt. Mit der Nordschwarzwald- Der kaspische Raum (südlicher Korridor) kommt als neue
leitung gibt es einen weiteren Anschluss an die Trans-Euro- Lieferquelle für Europa und Deutschland in Betracht. Turk-
pa-Naturgas-Pipeline (TENP), die Erdgas von den Nieder- menistan, eventuell auch der Irak und Iran, könnten mit-
landen bis in die Schweiz und nach Italien transportiert. tel- und langfristig Gas nach Europa liefern. Weitere Vor-
kommen im östlichen Mittelmeerraum vor den Küsten
Am 28. Juni 2013 verkündete das Gasförderkonsortium Ägyptens, Griechenlands, Israels und Zyperns kommen
des aserbaidschanischen Erdgasfeldes Shah-Deniz II, ab ebenfalls für eine künftige Versorgung Europas in Betracht.
2018/19 Gas über die 870 Kilometer lange Transadriatische
Pipeline (TAP) zu liefern. Mit der Transanatolischen Pipe- Derzeit existiert keine LNG-Infrastruktur in Deutsch-
line (TANAP) von Aserbaidschan bis zur türkisch-griechi- land. Der Zugang zu LNG für den deutschen Markt ist
schen Grenze soll eine Kapazität von 16 Milliarden Kubik- über Regasifizierungsterminals in den benachbarten Staa-
metern geschaffen werden. Sechs Milliarden Kubikmeter ten Belgien (Zeebrügge), Niederlande (Rotterdam), Polen
sind für die Türkei reserviert. Zehn Milliarden Kubik- (Swinemünde) oder anderen europäischen Staaten mög-
meter sollen von der türkisch-griechischen Grenze über lich. Deutsche Unternehmen halten bereits Kapazitäten
die TAP von Griechenland und Albanien sowie durch das an LNG-Terminals im europäischen Ausland. Zusätzlich
Mittelmeer nach Italien weitergeleitet werden. In Italien planen privatwirtschaftliche Investoren den Bau von LNG-
und Griechenland erfolgt die Einbindung in bestehende Terminals unterschiedlicher Größe an vier deutschen Stand-
Gasinfrastrukturen. Der Bau der TANAP/TAP wird von der orten: Brunsbüttel, Rostock, Stade und Wilhelmshaven.
EU-KOM und der Energiegemeinschaft als Schlüsselprojekt Die Inbetriebnahme eines ersten deutschen TerminalsC . I N T E R N AT I O N A L E U N D N AT I O N A L E G A S M Ä R K T E 13
scheint derzeit frühestens 2022 möglich. Auch ohne eigene 2030 auf 320 Milliarden Kubikmeter Erdgas aus Schiefer
LNG-Importinfrastruktur wirkt sich über den EU-Binnen- gesteinen in einer Tieflage von 1.000 bis 5.000 Metern bezif-
markt das weltweite LNG-Angebot auf die deutsche Erd- fert (BGR, Schieferöl und Schiefergas in Deutschland –
gasversorgung und die Gaspreise aus. Potenziale und Umweltaspekte 2016). In Deutschland wird
bereits seit 50 Jahren ohne bekannte Zwischenfälle in über
Am 16. Februar 2016 hat die EU-KOM die LNG- und Spei- 300 Bohrungen gefrackt, wohingegen zu Schiefergas bis-
cherstrategie vorgestellt. Die vorgelegte EU-Strategie für lang kaum Erfahrungen vorliegen. Neue gesetzliche Rege-
Flüssigerdgas und die Speicherung von Gas soll die Versor- lungen zum Fracking sind am 11. Februar 2017 vollstän-
gungssicherheit und den Preiswettbewerb im Gasmarkt der dig in Kraft getreten. Sie verschärfen die bisherigen Vor-
Europäischen Union verbessern. Erwartet werden in den schriften im Berg- und Wasserrecht zum Fracking deutlich.
kommenden Jahren ein globaler Anstieg des LNG-Angebots Kommerzielles Fracking zur Förderung von Erdgas im
um 50 Prozent und entsprechend niedrigere Gaspreise. Schiefer-, Ton- oder Mergelgestein oder Kohleflözgestein
wird umfassend verboten. Um bestehende Kenntnislücken
Vor dem Hintergrund der zukünftig sinkenden einheimi- in diesem Bereich zu schließen, sind deutschlandweit nur
schen Gasproduktion und der steigenden Importabhän- vier wissenschaftlich begleitete Erprobungsmaßnahmen
gigkeit soll der europäische Gasmarkt durch den Bau von im Schiefer-, Ton- oder Mergelgestein oder Kohleflözge-
LNG-Importterminals und Pipelineinfrastruktur zu existie- stein zulässig und dies nur unter strengen Voraussetzun-
renden LNG-Terminals in anderen Mitgliedstaaten weiter- gen. 2021 soll der Bundestag dann überprüfen, ob es bei
entwickelt werden. den Regelungen bleibt. Fracking in anderen Gesteinsforma-
tionen (hier kommen insbesondere Lagerstätten in Sand-
Ausbaubedarf besteht in diesem Bereich vor allem für steinen in Betracht) bleibt weiterhin erlaubt, aber ebenfalls
Vorhaben von gemeinsamem Interesse (PCI) im Baltikum unter strengeren Anforderungen, insbesondere in Bezug
sowie für Süd- und Südosteuropa. Von der verbesserten auf den Trinkwasserschutz, das Monitoring der Umwelt-
Interkonnektivität würden auch Gasspeicher profitieren. auswirkungen, die Zusammensetzung der Frack-Fluide, die
Entsorgung des Lagerstättenwassers und zudem nur nach
Durchführung einer zwingenden Umweltverträglichkeits-
3.3.3. Inlandsförderung prüfung (UVP).
Die inländische Erdgasproduktion, die ganz überwie-
gend im heimischen Markt verkauft wird, hat einen 3.3.4. Langfristige Gasimportverträge
Anteil am gesamten Erdgasbezug von rund sieben Pro-
zent (siehe Punkt 3.2.1.). Damit leisten die inländischen Langfristige Verträge über Gaslieferungen wurden
Erdgasproduzenten (5P Energy GmbH, BEB Erdgas und ursprünglich lange vor Erschließung neuer Gasfelder abge-
Erdöl GmbH & Co. KG, DEA Deutsche Erdoel AG, Deutz schlossen. Sie gaben den Produzenten Sicherheit über
Erdgas GmbH, ENGIE E&P Deutschland GmbH, Her- zukünftige Absatzmengen und wurden als Finanzierungs-
mann von Rautenkranz Internationale Tiefbohr GmbH instrument für die erforderlichen hohen Investitionen in
& Co. KG – ITAG, Mobil Erdgas-Erdöl GmbH, Rhein Pet- Exploration, Produktion und Infrastruktur eingesetzt. Für
roleum GmbH, von Rautenkranz Exploration und Pro- importierende Staaten ist mit diesen Verträgen ein wichti-
duktion GmbH & Co. KG, Vermilion Energy Germany ger Bestandteil für eine langfristige Versorgungssicherheit
GmbH & Co. KG, Wintershall Holding AG) einen nicht geschaffen. Diese Lieferverträge haben zum Teil Laufzeiten
unerheblichen Beitrag zur sicheren Erdgasversorgung. von mehr als 20 Jahren. Wesentliche Klauseln hierin sind
Wie bereits dargelegt, wird die Förderung konventionel- unter anderem:
len Erdgases weiter zurückgehen. Die Förderung könnte
aber möglicherweise durch Nutzung nichtkonventio- zz Preisgleitklausel, mit der sichergestellt wird, dass Erdgas
neller heimischer Erdgasressourcen stabilisiert oder konkurrenzfähig zu alternativ verwendbaren Energie
sogar ausgebaut werden. Danach werden die nach heu- trägern angeboten werden kann (Anlegbarkeitsprinzip);
tigem technologischen Stand förderbaren Mengen bis14 C . I N T E R N AT I O N A L E U N D N AT I O N A L E G A S M Ä R K T E
zz Take-or-pay-Klausel, die besagt, dass Erdgas in einem be Erdgaslagerstätten beziehungsweise in porösen Sandstein-
stimmten Umfang – auch wenn es nicht bezogen wird – formationen in Nord-, Ost- und Süddeutschland. Aquifer-
zu bezahlen ist, und speicher sind vor allem an Orten mit fehlenden Erdöl- und
Erdgaslagerstätten beziehungsweise Salzstrukturen von
zz Wirtschaftlichkeitsklausel, nach der in regelmäßigen Bedeutung.
Abständen (meist drei Jahre) die Vertragskonditionen
einer wirtschaftlichen Überprüfung (insbesondere Preis- Speichern kommt – je nach Typ – im Wesentlichen die
gestaltung) unterzogen werden können. Erfüllung von zwei Aufgaben zu:
Die deutschen Gasimportunternehmen haben langfris- zz Spitzenlastabdeckung, das heißt Ausgleich von konstan-
tige Verträge mit Unternehmen in den Lieferländern abge- ten Lieferungen/Produktionsmengen und Schwankun-
schlossen. Aufgrund des Preisdrucks für Erdgaslieferungen gen beim Verbrauch;
aus langfristigen Verträgen mit Ölpreisbindung wurden
diese Lieferverträge angepasst. In Norwegen schwindet zz Verfügbarkeit bei Störungen in der Produktion und/
die Bedeutung der Ölpreisbindung. In Russland wird zwar oder beim Transport, das heißt Sicherstellung der kurz-
weiterhin am Grundsatz der Ölpreisbindung festgehalten, fristigen Versorgung.
allerdings erhalten Abnehmer teilweise spürbare Abschläge.
Insgesamt geraten Gasanbieter weltweit, das heißt auch Ende 2017 befanden sich in Deutschland 32 Kavernen-
LNG-Anbieter, derzeit vermehrt unter Druck, was die Kon- speicher mit einer Arbeitsgaskapazität von 15 Milliarden
ditionen ihrer Verträge anbelangt. Kubikmetern und 17 Porenspeicher mit einer Arbeitsgas-
kapazität von 9,3 Milliarden Kubikmetern in Betrieb. Die
Arbeitsgaskapazität hat sich gegenüber dem Vorjahr um
3.3.5. Speicher und inländische Netzinfrastruktur 0,1 Milliarden Kubikmeter (ca. 0,4 Prozent) erhöht. Durch
die Inbetriebnahme von Kavernen bei den Speichern Etzel
Deutschland verfügt aufgrund günstiger geologischer (EKB), Jemgum (WINGAS) und Katharina konnte die Redu-
Gegebenheiten über gute Bedingungen für die Einrichtung zierung von Speicherkapazitäten durch die Stilllegung des
von Speichern. Innerhalb der Gruppe der Untertagespei- Aquiferspeichers Berlin ausgeglichen werden. Die Zahl der
cher kann vor allem zwischen Poren- und Kavernenspei- einzelnen Speicherkavernen hat sich auf 270 erhöht.
chern unterschieden werden. Neben Poren- und Kavernen-
speichern existieren Aquiferspeicher, denen im Rahmen Im EU-Vergleich verfügt Deutschland über das größte
der Speicherung allerdings eine verhältnismäßig unterge- Speichervolumen vor Italien, den Niederlanden, Frankreich
ordnete Rolle zukommt. und Österreich.7
Kavernenspeicher weisen eine höhere Flexibilität auf und Die maximale Speicherkapazität reicht gegenwärtig statis-
gewinnen zunehmend an Bedeutung. Sie sind hinsichtlich tisch gesehen im Durchschnitt für 80 Tage. Die tatsächliche
Ein- und Ausspeicherraten leistungsfähiger und können Reichweite der Speicher hängt dagegen von einer Vielzahl
auch auf tageszeitliche Spitzenlastschwankungen flexibel verschiedener Bedingungen ab, insbesondere vom Spei-
reagieren. Kavernenspeicher können durch einen berg- cherfüllstand, der Ausspeichergeschwindigkeit und dem
männischen Solprozess vor allem in Gegenden errichtet tatsächlich zu deckenden Bedarf. Die Bedeutung von Spei-
werden, in denen Salzstöcke vorhanden sind. Diese Forma- chern zur Gewährleistung von inländischer Versorgungs-
tionen liegen vor allem im norddeutschen Raum. Poren- sicherheit kann in Zukunft noch steigen, wenn die Import-
speicher finden sich überwiegend in alten Erdöl- oder abhängigkeit größer wird.
7 Quelle: https://agsi.gie.eu/. Speicherdaten, die über Europa hinausgehen, werden nicht mehr erfasst.Sie können auch lesen
