Abb. LNG-Terminals und wichtige LNG-Versorgungsrouten in Europa (Quelle: Global Energy Monitor)
Als Lieferquellen kommen neben den USA mehrere Golf- und Mittelmeerstaaten in Betracht. Doch noch bleiben die neuen Signale Deutschlands an den internationalen Gasmarkt weitgehend unbeantwortet. Zudem gibt es Vorbehalte im eigenen Land gegenüber LNG, die viele Gründe haben und tief sitzen.
Deutschland hat zu lange auf die Pipeline-Versorgung gesetzt und den Bezug von verflüssigtem Erdgas vernachlässigt. Der Systemwechsel erfolgt zudem nur halbherzig und nährt bereits Zweifel, wie ernst es Deutschland wirklich mit dem Einstieg in den internationalen LNG-Handel ist. Die Verflüssigung von Erdgas benötigt reichlich Kälte – diese Produkteigenschaft scheint auch den Empfang des größten europäischen Gasverbrauchers auf dem internationalen LNG-Markt angemessen zu beschreiben.
Neuer gesetzlicher Rahmen
Am 01.06.2022 trat in Deutschland das LNG-Beschleunigungsgesetz (LNGG) in Kraft. Zentraler Inhalt des Gesetzes ist die Verkürzung und Verschlankung bisher langjähriger und komplexer Genehmigungsprozesse für LNG-Anlagen sowie eine Anpassung an die Mindestanforderungen der Europäischen Union. Das Gesetz umfasst nicht nur stationäre LNG-Terminals, sondern auch schwimmende (FSRU – Floating Storage and Regasification Unit) sowie Anbindungspipelines, welche die LNG-Terminals mit dem deutschen Gasnetz verknüpfen. Das Gesetz legt offen, dass Deutschland die gesamte LNG-Technologiekette bisher komplett vernachlässigt hat.
Doch das neue Regelwerk umfasst zugleich Restriktionen, die einen erfolgreichen Einstieg in den internationalen LNG-Markt belasten: Mit Blick auf die nationalen Klimaziele werden Genehmigungen für LNG-Anlagen in Deutschland bis spätestens Ende 2043 befristet. Ein Weiterbetrieb der Anlagen über dieses Datum hinaus soll nur für Wasserstoff und dessen Derivate genehmigt werden. Die Bundesregierung will damit sicherstellen, dass die für 2045 geplante Klimaneutralität nicht unterlaufen wird. Die Bestimmung ist aber weder für Investoren noch für vertrauensbasierte und langfristige Lieferbeziehungen zu neuen Anbietern eine besonders positive.
Nationaler Sonderweg bei der Gasbeschaffung
Mit seiner ambivalenten Struktur steht das LNGG in einer mehr als 50jährigen Tradition der deutschen Gasbeschaffungspolitik. Schon in den 1970iger-Jahren sicherte sich der damals führende Gasimporteuer, die Essener Ruhrgas AG, den Standort für ein LNG-Terminal bei Wilhelmshaven. Es kam jedoch nie zu einer Verwirklichung des Projekts. Vielmehr diente die LNG-Option immer nur als Instrument, den Ausbau der Leitungen aus den für Deutschland wichtigen Produktionsregionen zu fördern oder eine starke Position bei den Bezugsverhandlungen einzunehmen.
Auch ohne LNG-Versorgung gelang es Deutschland zunächst, ein breites Bezugsportfolio aufzubauen. Zu den Lieferungen aus den Niederlanden, Norwegen und Russland kamen kleinere Bezugsmengen aus Dänemark, dem Vereinigten Königreich sowie eine nennenswerte Inlandsförderung. Zudem mussten vor der Wiedervereinigung die westdeutschen Gasimporteure nachweisen, dass sie jederzeit die auf einen Anteil von 25 % begrenzten Lieferungen aus der damaligen Sowjetunion ausgleichen konnten.
Als die Lieferungen aus den Niederlanden sowie die heimische Förderung wegen der Lagerstättenerschöpfung zurückgingen und Norwegen seine Exportpolitik zur Schonung der Reserven anpasste, erfolgte nach 1990 in Deutschland keine kritische Reflexion, sondern eine Konzentration auf die Lieferungen aus Russland. Am Ende dieses Prozesses stand die hohe Abhängigkeit von russischen Gaslieferungen von mehr als 50 %. Ein frühes Umschwenken auf andere Lieferregionen und der Aufbau einer dafür nötigen LNG-Infrastruktur wurden aus zwei Gründen vermieden: Nach den Ölkrisen der 1970- und 1980iger-Jahre waren neue und zusätzliche Energielieferungen aus politisch instabilen Förderregionen tabuisiert und der Bezug von Erdgas aus den USA wurde aus wirtschaftlichen und umweltpolitischen Gründen (Fracking) abgelehnt, obwohl die USA frühzeitig und wiederholt vor der Abhängigkeit von russischen Energielieferungen warnten. Erdgas wurde als sichere europäische Energie positioniert.
Erdgas entwickelte sich zur wichtigsten Substitutionsenergie und verdrängte zunächst Kohle und dann Mineralöl aus dem Wärmemarkt, und mit großem Erfolg in Industrie und gewerblicher Wirtschaft. Die deutlichen Preisvorteile leitungsgebundener Gasimporte konnten direkt und über mehrere Jahrzehnte in Anwendungs- und Wettbewerbsvorteile umgesetzt werden. Mit steigenden Marktanteilen und Verbrauchszahlen stieg auch das Vertrauen in die Gaslieferungen aus Russland. Lieferunterbrechungen blieben aus, der russische Gasmonopolist Gazprom zeigte sich transparent und es kam sogar zu personeller Präsenz deutscher Manager und Politiker in der russischen Gasindustrie.
Zudem war der Chemieriese BASF eine eigenständige Allianz mit den russischen Gasexporteuren eingegangen. Über das Joint Venture Wingas fasste Russland direkt Fuß auf dem deutschen Gasmarkt. Nach der vollständigen Übernahme der Wingas und dem Erwerb von Deutschlands größtem Gasspeicher Rehden mit einem Fassungsvermögen von 3,5 Mrd. m3 war an die Stelle des Monopols der früheren Ruhrgas eine de facto marktbeherrschende Stellung der russischen Gazprom getreten. Warnungen vor geopolitischen Risiken blieben schwach bis ungehört. Die jetzt hektisch und unter Krisenbedingungen nachzuholende Neuorientierung der Gasimporte unterblieb.
Hektischer Neuanfang
Deutlich charakterisieren die jetzt kurzfristig angemieteten schwimmenden LNG-Terminals (FSRU) den überstürzten aber alternativlosen Kurswechsel in der nationalen Gasbeschaffung. Die Anlagen an den Standorten Wilhelmshaven und Brunsbüttel werden bereits im bevorstehenden Winter und zwei weitere ab 2023 in Stade und Lubmin ihren Betrieb aufnehmen. Über die vier Anlagen können bis zu 22,5 Mrd. m3 LNG pro Jahr angelandet werden. Diese Menge entspricht etwa 219 Mrd. kWh. Der tägliche Gasbedarf beträgt in Deutschland im Oktober 2 bis 3 Mrd. kWh und kann im Dezember je nach Temperatur auf 3 bis 5 Mrd. kWh ansteigen.
Damit reicht die Kapazität der vier Anlagen, um – entsprechende kontrahierte Mengen vorausgesetzt – über etwa 50 Wintertage die Versorgung abzudecken. Geplant sind deshalb weitere FSRUs sowie vier stationäre LNG-Terminals. Stationäre LNG-Terminals sollen an den Standorten Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Stade und Lubmin entstehen. Am 04.07.2022 war der Baustart für Deutschlands erstes Flüssigerdgas-Terminal in Wilhelmshaven, also mehr als fünf Jahrzehnte nach Bekanntgabe der ersten Planungen. Auch für die Standorte Brunsbüttel und Stade liegen die Pläne seit Jahren in der Schublade.
Ein LNG-Terminal ist der logistische Knotenpunkt für die Entladung von LNG-Tankern, für die Regasifizierung und Einspeisung in das Gas-Netz oder die verflüssigte Einlagerung in Tanks. Verflüssigtes Erdgas kann auch in Kesselwagen oder mit geeigneten Binnenschiffen transportiert werden. Die jährliche Kapazität eines neuen stationären Terminals beträgt bis zu 13 Mrd. m3. Dem steht in Deutschland ein Jahresverbrauch in Höhe von rund 100 Mrd. m3 gegenüber, der nach den jüngsten Vorgaben der EU in der bevorstehenden Heizperiode um mindestens 15 % vermindert werden muss.
Bei Realisierung des Einsparziels und voller Auslastung aller vier Terminals könnte Deutschland kapazitiv knapp drei Viertel seines Erdgasbedarfs über Flüssigerdgaslieferungen abdecken. Um dieses Ziel schnellstmöglich zu erreichen, unterstützt die Bundesregierung die Projekte auch finanziell. Die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) beteiligt sich mit einem Anteil von 50 % am geplanten LNG-Terminal in Brunsbüttel und fördert mit 100 Mio. € das LNG-Terminal in Stade.
In den Aufbau des LNG-Terminals am Standort Stade will das dort ansässige Chemie-Unternehmen, auf dessen Gelände die Anlage errichtet werden soll, 800 Mio. € investieren. Weitere 150 bis 200 Mio. € kommen für den öffentlichen Bereich hinzu. Das Genehmigungsverfahren für beide Bereiche ist gestartet. Stade verfügt damit ab 2023 über ein FSRU und ab 2026 über ein stationäres LNG-Terminal.
Auch für das LNG-Terminal am Standort Brunsbüttel gibt es seit längerem Planungen. Hier wird ab 2023 ein schwimmendes Terminal mit einer Kapazität von bis zu 7,5 Mrd. m3 in Betrieb gehen, dem 2026 eine stationäre Anlage mit einer Kapazität von bis zu 10 Mrd. m3 pro Jahr folgt. Notwendig ist für den Betrieb der Anlagen allerdings die Errichtung einer 54 km langen Gas-Hochdruckleitung, um den Anschluss an das überregionale Gasnetz herzustellen. Zusätzlich soll am Standort Brunsbüttel bis 2026 in ein Importterminal für klimaneutral erzeugtes Ammoniak entstehen. Ammoniak ist ein verflüssigtes Wasserstoffderivat.
In Wilhelmshaven kann nicht zuletzt aufgrund der vieljährigen Vorplanungen jetzt das erste LNG-Terminal Deutschlands gebaut werden. Das geplante Energiedrehkreuz wird um eine Anlandemöglichkeit für LNG an der vorhandenen Umschlaganlage Voslapper Groden (UVG) erweitert. Nach der Zulassung des vorzeitigen Baubeginns war am 04.07.2022 der offizielle Baustart. Außerdem werden kurzfristig zwei schwimmende LNG-Terminals zur Überbrückung in Betrieb genommen. Eine der Anlagen soll bereits im bevorstehenden Winter mit einer Kapazität von bis zu 5 Mrd. m3 in Betrieb gehen. Eine zweite FSRU ist für September 2023 geplant.
Als letzter Standort für die Anlandung von verflüssigtem Erdgas und als einziger Standort an der deutschen Ostseeküste wurde Lubmin ausgewählt. Hier sind zwei FSRUs mit einer Kapazität von 5 und 4,5 Mrd. m3 geplant.
Komplexe LNG-Kette
LNG-Tanker transportieren in zumeist kugelförmigen Tanks verflüssigtes Erdgas und bilden eine Alternative zum Pipeline-Transport. Durchschnittlich verfügen die Schiffe über Transportkapazitäten zwischen 120.000 und 145.000 m3. Der zurzeit größte Tanker verfügt über eine Ladefähigkeit von 266.000 m3. Rund 500 LNG-Tanker sind derzeit weltweit in Betrieb und werden überwiegend von griechischen Reedereien betrieben.
Um Erdgas per Schiff transportieren zu können, wird es mittels Kältemaschinen bei atmosphärischem Druck auf eine Temperatur von minus 162 Grad Celsius abgekühlt und wechselt dann von der gasförmigen in die flüssige Phase. Bei diesem Schritt schrumpft das Volumen um den Faktor 600. Ein Kubikmeter Erdgas enthält je nach Herkunft und Lagerstätte vor der Verflüssigung zwischen 10 und 12 kWh Energie. Bei einem Kubikmeter Flüssigerdgas steigt die Energiemenge auf durchschnittlich 7.155 kWh. Erst in der Flüssigphase wird Erdgas in Tankern oder Behältern über größere Entfernungen transportfähig. Bevor verflüssigte Erdgas nach der Anlandung in die Fernleitungsnetze des Bezugslandes eingespeist werden kann, muss es aufgewärmt und im gasförmigen Zustand auf einen Leitungsdruck von über 100 bar komprimiert werden.
Die gesamte LNG-Versorgungskette ist energieintensiv: Überschlägig sind bezogen auf die Bruttomenge jeweils 10 % für die Verflüssigung einschließlich Reinigung sowie für den Schiffstransport erforderlich. Die Regasifizierung bei der Anlandung erfordert dagegen nur einen geringen (1 %) Energieaufwand. Damit erfordert die LNG-Transportkette abhängig von der zu überbrückenden Entfernung bis zu einem Viertel der Gesamtenergiemenge und es entstehen signifikante Emissionen an CO2 und Methan.
Derzeit hinkt Deutschland bei der Entwicklung einer LNG-Infrastruktur den europäischen Nachbarländern um Jahre hinterher: Zur Jahresmitte 2022 waren in Europa 41 Flüssigerdgas-Terminals in Betrieb, weitere 32 befanden sich in Planung. Zwar wird Deutschland derzeit über die bestehende LNG-Infrastruktur in Frankreich, den Niederlanden, Belgien und Polen mitversorgt. Bei einer anhaltend hohen oder sogar wieder steigenden Nachfrage reichen diese Kapazitäten aber nicht aus, um Lieferungen nach Deutschland zu sichern.
Aktuell verfügt Europa über LNG-Import-Terminals mit einer Kapazität von 241 Mrd. m3. Das reicht zur Deckung von etwa 40 % des Bedarfs. Im Jahre 2021 wurden jedoch nur etwa 17 % des europäischen Erdgasbedarfs über LNG-Anlandungen gedeckt. Die Auslastung der Importterminals lag im Jahresdurchschnitt damit bei etwa 35 %. Im Jahr 2020 importierte Europa knapp 100 Mrd. m3 Erdgas über die LNG-Kette. Davon stammte je ein knappes Viertel aus Katar und den USA, ein Fünftel aus Russland, 12 % aus Nigeria und knapp 8 % aus Algerien.
Fazit
Deutschland hat sich entschlossen, Erdgaslieferungen aus Russland durch Beschaffungen aus anderen Ländern über die LNG-Kette zu ersetzen. Dazu wird in den Jahren 2022 bis 2026 eine küstennahe Anlande-Infrastruktur einschließlich der notwendigen Netzanbindungen geschaffen. Der neue gesetzliche Rahmen sieht beschleunigte und vereinfachte Genehmigungsverfahren aber auch eine Befristung des Anlagenbetriebs bis 2044 vor, um das Ziel der nationalen Klimaneutralität nicht zu gefährden.
Die bislang fehlende Infrastruktur, geringe Erfahrungen und wenig Expertise im Handel und bei der Beschaffung von LNG sorgen für neuartige Preis- und Versorgungsrisiken bei der Neuausrichtung der nationalen Gasbeschaffung.
Deutschland ist der größte Erdgasverbraucher in der EU und zu 95 % auf Importe angewiesen. Wenn rund die Hälfte des nationalen Bedarfs bis 2045 auf dem internationalen LNG-Markt beschafft wird, muss mit erheblichen Markt- und Preisveränderungen gerechnet werden. Anzunehmen ist ein dauerhaft erhöhtes und volatileres Preissystem. Es stellen sich außerdem Fragen zur Versorgungssicherheit und politischen Stabilität im Hinblick auf die zukünftigen Lieferländer und die Verfügbarkeit der gezeitenabhängigen Anlandeterminals sowie Fragen zur Umwelt- und Klimawirksamkeit der LNG-Kette.
Zumindest alternativ sollten die Sektorkopplung des Wärmebereichs sowie eine gewisse Substitution von Erdgas im industriellen und gewerblichen Sektor sowie in der Stromerzeugung weiterverfolgt werden. Voraussetzung dafür ist eine sichere und wettbewerbsfähige Stromversorgung auf der Grundlage ausreichender und gesicherter Erzeugungskapazitäten.
Energiekrise begünstigt sprachliche Unschärfen und Missverständnisse
Im Zuge der aktuellen Energiekrise, des weitgehenden Stopps der russischem Erdgaslieferungen sowie dem Aufbau einer LNG-Infrastruktur in Deutschland entstand eine verwirrende Begriffsvielfalt für die Arten und die Verwendungsstufen von Gasen. Besonders häufig ist die Verwechslung von Flüssiggas (LPG) und Flüssigerdgas (LNG). Der begrifflichen Klarheit ebenso wie der Sprachökonomie dienen die immer stärker gebräuchlichen, aus den englischen Fachtermini gebildeten Abkürzungen:
LNG ist bei atmosphärischem Druck durch Kühlung verflüssigtes Erdgas, das im Wesentlichen aus Methan besteht. LNG steht für Liquefied Natural Gas. Andere Bezeichnungen sind GNL für Gaz Naturel Liquéfié (französisch) oder Flüssigerdgas (deutsch).
CNG ist durch Kompression verflüssigtes Erdgas, das überwiegend aus Methan besteht. CNG steht dabei für Compressed Natural Gas. CNG wird den örtlichen oder regionalen Gasnetzen entnommen, bei Umgebungstemperatur auf ein Niveau von etwa 200 bar komprimiert und vor allem als Kraftstoff für Kraftfahrzeuge eingesetzt.
LPG oder Flüssiggas ist ein Gasgemisch, das vor allem aus Propan (C3H8) und Butan (C4H10) besteht. LPG steht für Liquefied Petroleum Gas und wird bereits unter geringem Druck flüssig. Flüssiggas wird als natürliches Nebenprodukt der Raffinierung von Erdöl zu Mineralölprodukten gewonnen und ist vielfältig einsetzbar, unter anderem auch als sog. „Autogas“.
Biogas ist ein energiereiches Gasgemisch, das bei der Zersetzung von organischem Material unter Luftabschluss anfällt. Es besteht zu etwa 50 bis 65 % aus Methan und wird aufbereitet auch als „Bioerdgas“ in das Leitungsnetz eingespeist.