atw - International Journal for Nuclear Power | 03.2022

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dem 10-Punkte-Plan der IEA atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 3 ı Mai SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 24 | Abb. 14 Veränderung der Erdgasimporte in die EU nach dem 10-Punkte-Plan der IEA (in Mrd. Kubikmeter). (Quelle: Basierend auf IEA, März 2022) Schwankungen im Grünstromangebot zu kompensieren. Die Perspektiven für Gasimporte in Quelle: die Basierend EU auf IEA, März 2022 Die International Energy Agency (IEA) 12 adressierte kürzlich in einem 10-Punkte-Plan, wie die Europäische Union ihre Abhängigkeit von Gasimporten aus Russland reduzieren kann. Dabei wird kein sofortiger Ausstieg aus der Nutzung von Erdgas vorgeschlagen, sondern ein möglichst rascher Wechsel bei den Bezugsquellen, die effizientere Nutzung von Erdgas und den Beibehalt existenter bzw. den forcierten Zubau klimaneutraler Stromerzeugung. (Abb. 13) Nach Schätzungen der IEA kann sich durch die Umsetzung der genannten zehn Maßnahmen, die Importabhängigkeit der EU deutlich verringern. Im Jahr 2021 importierte die Europäische Union im Durchschnitt mehr als 380 Millionen Kubikmeter (mcm) Gas pro Tag über Pipelines aus Russland, was etwa 140 Milliarden Kubikmeter (bcm) für das gesamte Jahr entspricht. Darüber hinaus wurden rund 15 Mrd. Kubikmeter in Form von verflüssigtem Erdgas (LNG) geliefert. Die insgesamt 155 Mrd. Kubikmeter, die aus Russland importiert wurden, machten im Jahr 2021 rund 45 % der Gaseinfuhren der EU und fast 40 % ihres gesamten Gasverbrauchs aus. Eine Reihe von Maßnahmen könnte dazu führen, dass der jährliche Bedarf der EU an russischen Gasimporten innerhalb eines Jahres um mehr als 50 Mrd. Kubikmeter sinkt - eine Reduzierung um mehr als ein Drittel. Diese Zahlen berücksichtigen die Notwendigkeit einer zusätzlichen Auffüllung der europäischen Gasspeicher im Jahr 2022. Weitere Maßnahmen würden sogar die Importe um mehr als 80 Mrd. Kubikmeter senken, aber zu einer verlangsamten Reduktion der Treibhausgasemissionen führen. Bis 2030 laufen Lieferverträge mit Gazprom im Volumen von rund 40 Mrd. Kubikmeter aus, womit sich für die Gasunternehmen in der EU die Möglichkeit eröffnet, nach alternativen Gaslieferanten zu suchen. Die installierten LNG-Importkapazitäten würden eine Erhöhung der Importe um etwa 60 Mrd. Kubikmeter erlauben. Das ist allerdings eine rein technische Betrachtung. In Anbetracht der starken Nachfrage nach LNG, welche schon 2021 weltweit zu beobachten war, ist eine kurzfristige Anhebung der Importmengen um 20 Mrd. Kubikmeter realistisch. Andere europäische Pipelines können rund 10 Mrd. Kubikmeter zusätzlich liefern. Eine wichtige Möglichkeit ist auch die Reduzierung der Methanleckagen aus europäischen Pipelines. Die IEA schätzt das Volumen auf rund 2,5 Mrd. Kubikmeter jährlich ein. Eine kurzfristige Steigerung von Bioerdgas wird von der IEA nicht erwartet, da die Vorlaufzeit der dazu nötigen Projekte dem entgegensteht. Gelingt es, den Zubau an erneuerbaren Energien aus PV und Wind zu beschleunigen, rechnet die IEA mit einem Zuwachs der Strommenge um 35 TWh für die EU. Umgerechnet würde diese eine geringere Gasnachfrage um 6 Mrd. Kubikmeter bedeuten. Durch die verlängerte Nutzung von Kernkraftwerken (20 TWh) und die intensivere Nutzung von Biomasseverstromung (50 TWh) würden nochmals 13 Mrd. Kubikmeter Erdgas weniger verbraucht werden.Der Ersatz von Gasheizungen durch Elektrowärmepumpen würde zu rund 2 Mrd. Kubikmeter niedrigerem Gasverbrauch in einem Jahr führen. Zum gleichen Betrag würde die Umsetzung von 12 International Energy Agency (2022): A 10-Point Plan to Reduce the European Union’s Reliance on Russian Natural Gas. Paris (3 March 2022) Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power Perspektiven der Energieversorgung in Deutschland ı Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich
atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 3 ı Mai Energieeffizienzmaßnahmen führen. In beiden Fällen sind jedoch Vorlaufzeiten und der kurzfristig hohe Bedarf an Handwerkern eine ernstzunehmende Hürde. Überraschend hoch ist der Hebel durch niedrigere Heiztemperaturen: Ein Senken der Thermostate in Gebäuden um lediglich 1° C würde zu einer Nachfragesenkung um 10 Mrd. Kubikmeter führen. Insgesamt können also die Gasimporte für Europa deutlich gesenkt werden – ein Verzicht darauf ist aber kurzfristig nicht möglich (Abb. 14). Damit verbunden ist also die Aufgabe für Gasimporteure, mit neuen Gaslieferanten für Europa und für Deutschland Verträge auszuhandeln. Hier spielt Flüssigerdgas eine entscheidende Rolle: die Abhängigkeit von einzelnen Lieferantenländern wird hiermit drastisch reduziert, da man Zugriff auf die global aktiven Anbieter hat. Allerdings ist bedingt durch Verflüssigung, Transport, Regasifizierung mit höheren Preisen als für Pipelinegas zu rechnen. Erschwerend kommt hinzu, dass der globale Wettbewerb um LNG intensiver ist, da vor allem Teilnehmer aus den asiatischen Märkten starke Nachfrager sind. Insgesamt bestehen 13 in der EU-28 rund 212 Mrd. Kubikmeter Importkapazitäten für Erdgas. Eine Erweiterung dieser Kapazitäten um die erforderlichen 50 bis 100 Mrd. Kubikmeter entspricht also einer Steigerung zwischen 25 % und 50 %. GIE stellte jedoch auch 2019 fest, dass sich LNG-Terminals mit einer Gesamtkapazität von 109 Mrd. Kubikmeter in der Planung befinden. Es ist nicht anzunehmen, dass alle Projekte realisiert werden – allerdings können in Anbetracht der aktuellen Lage auch weitere Projekte hinzukommen und die Realisierungswahrscheinlichkeit der bisherigen Pläne deutlich erhöhen. Bau von LNG-Terminals in Deutschland In Deutschland gibt es bereits seit Jahren Diskussionen um den Bau von LNG-Terminals an den drei Standorten Brunsbüttel, Wilhelmshaven und Stade. Die Investitionsentscheidung wurde jedoch aufgrund der günstigen Bezugsbedingungen von Pipelineerdgas aus Russland, Norwegen und den Niederlanden bisher sehr zögerlich entschieden. Das hat sich nun geändert. Die Umsetzung einer etwaigen Investitionsentscheidung wird allerdings etwas dauern. Die Anträge für Brunsbüttel wurden Mitte 2021 gestellt, eine Genehmigung durch das Wirtschaftsministerium Schleswig-Holstein wird frühestens im Herbst 2023 erwartet. Sofern diese Genehmigung nicht durch Klagen in der Umsetzung verzögert wird, kann bei einer Bauzeit von rund drei Jahren mit einer Inbetriebnahme im Jahr 2026 gerechnet werden. Die geplante Kapazität beträgt rund 8 Mrd. Kubikmeter. Das Jahr 2026 wird auch für Stade genannt (12 Mrd. Kubikmeter). Das Projekt in Wilhelmshaven war schon recht fortgeschritten, bis die Investition zunächst gestoppt wurde – daher kann bei einer Wiederaufnahme des Projekts sogar mit einer Inbetriebnahme im Jahr 2025 gerechnet werden (bis zu 10 Mrd. Kubikmeter). Inzwischen gibt es sogar zunehmend Bestrebungen, die Genehmigungsverfahren schneller ablaufen zu lassen, damit die Inbetriebnahme der LNG-Terminals zu einem früheren Zeitpunkt stattfindet. In der Zwischenzeit kann Deutschland auf bestehende LNG-Terminals innerhalb Europas zugreifen und über das dichte europäische Pipelinenetz das regasifizierte Erdgas importieren. Durch die in Deutschland vorhandenen Gasspeicher kann der Importbedarf verstetigt werden, wodurch saisonale Schwankungen kompensiert werden können. Die IEA betont die Rolle von Gasspeichern und schlägt Mindestspeicherverpflichtungen vor, um die Widerstandsfähigkeit der Gasmärkte zu stärken. Die Bundesregierung plant aktuell (Stand Ende März 2022), im April ein Gesetz zu beschließen, bei welchem Mindestfüllstände für die deutschen Gasspeicher vorgeschrieben werden. Demnach sollen die Füllstände zum 1. August bei 65 % liegen, zum 1. Oktober bei 80 % und zum 1. Dezember bei 90 %. Anfallende Kosten werden dann über die Netzentgelte auf die Gasverbraucher umgelegt. Der globale Markt für Flüssigerdgas (LNG) Flüssigerdgas (LNG) spielt schon seit Jahrzehnten eine wichtige Rolle in der weltweiten Erdgasversorgung. Eine erste Anwendung erfolgte bereits 1940 in Cleveland, Ohio, zur Speicherung von Erdgas auf möglichst kleinem Raum („peak shaving“). Die erste experimentelle LNG-Fracht erreichte 1959 Canvey Island in Großbritannien, und nur fünf Jahre später, d. h. 1964, versorgten die staatlichen Erdgasförderunternehmen von Algerien und später Libyen die europäischen Länder Frankreich (ab 1972), Großbritannien (ab 1984), Italien (ab 1971) und Spanien (ab 1969) mit LNG. Der erste LNG-Import nach Japan begann 1969. Die ersten Importe nach Südkorea erfolgten 1974, nach Taiwan 1990. Australien begann 1991 mit dem Export von LNG und Trinidad und Tobago 1999. Der große Durchbruch für LNG erfolgte Mitte des ersten Jahrzehnts dieses Jahrhunderts als Folge der SERIAL | MAJOR TRENDS IN ENERGY POLICY AND NUCLEAR POWER 25 13 Gas Infrastructure Europe GIE, LNG Map 2019, May 2019 Serial | Major Trends in Energy Policy and Nuclear Power Perspektiven der Energieversorgung in Deutschland ı Hans-Wilhelm Schiffer, Stefan Ulreich
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Seite 4 und 5: atw Vol. 67 (2022) | Ausgabe 3 ı M
Seite 14 und 15: Die Technische Universität Münche
Seite 18 und 19: Abb. 8: Deutsche Steinkohlenimporte
Seite 26 und 27: Abb. 15: LNG Importeure und ihre Qu
Seite 74 und 75:
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Seite 76 und 77:
Seite 78 und 79:
Seite 80:
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