Versorgungssicherheit bei Erdgas. Monitoring-Bericht nach 51 EnWG

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1 Versorgungssicherheit bei Erdgas Monitoring-Bericht nach 51 EnWG

2 Impressum Herausgeber Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) Öffentlichkeitsarbeit Berlin Gestaltung und Produktion PRpetuum GmbH, München Stand Juli 2015 Diese Broschüre ist Teil der Öffentlichkeitsarbeit des Bundes ministeriums für Wirtschaft und Energie. Sie wird kostenlos abgegeben und ist nicht zum Verkauf bestimmt. Nicht zulässig ist die Verteilung auf Wahlveranstaltungen und an Informationsständen der Parteien sowie das Einlegen, Aufdrucken oder Aufkleben von Informationen oder Werbemitteln. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie ist mit dem audit berufundfamilie für seine familienfreundliche Personalpolitik ausgezeichnet worden. Das Zertifikat wird von der berufundfamilie ggmbh, einer Initiative der Gemeinnützigen Hertie-Stiftung, verliehen. Diese und weitere Broschüren erhalten Sie bei: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie Referat Öffentlichkeitsarbeit Zentraler Bestellservice: Telefon: Bestellfax:

3 Inhalt A. Einleitung B. Rechtliche Grundlagen der Versorgungssicherheit Nationale Vorgaben EU-Vorgaben...3 C. Internationale und nationale Gasmärkte Weltweite Nachfrageentwicklung und Reserven- und Ressourcensituation Angebots- und Nachfrageentwicklung in Europa Erdgasversorgung in Deutschland Nachfrageentwicklung Gasangebot Erdgasgewinnung im Inland Erdgasimporte Instrumente zur Sicherung der Gasversorgung Diversifikation der Bezugsquellen Diversifikation der Importinfrastruktur Inlandsförderung Langfristige Gasimportverträge Speicher und inländische Netzinfrastruktur Inländische Infrastrukturinvestitionen Energieaußenpolitik Technische Sicherheit Qualität der Netze Analyse von Netzstörungen Versorgungsunterbrechungen D. Zusammenfassung...21 Anlage: Abkürzungsverzeichnis....22

4 2 A. Einleitung Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) führt gemäß 51 Abs. 1 des Geset zes über die Elektrizitätsund Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz EnWG) ein Monito ring der Versorgungssicherheit im Bereich der leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität und Erdgas durch. Der Monitoring-Bericht zur Versorgungssicherheit im Erdgasbereich ist zum 31. Juli eines jeden Jahres zu erstellen und unverzüglich der Europäischen Kommission (EU-KOM) zu übermitteln ( 63 Abs. 2 EnWG). Diese Berichtspflicht basiert auf Vorgaben der Eu ropäischen Union (EU) im Art. 5 der RICHTLINIE 2003/55/EG DES EUROPÄISCHEN PAR LAMENTS UND DES RATES vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Erd gasbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 98/30/EG (Gasbinnenmarktrichtlinie GasRL). Für die nächsten Jahrzehnte wird Erdgas als Brückenenergie von fossilen zu erneuerbaren Energien einen wichtigen Beitrag leisten, denn es zeichnet sich als flexibler und vielfältiger Energie träger im Wärmemarkt, der Stromerzeugung und der Speicherung von Energie sowie durch die im Vergleich zu anderen fossilen Energieträgern geringeren CO 2 -Emissionen aus. Der weitaus wichtigste Markt für Erdgas ist nach wie vor der Wärmemarkt. Eine Störung der Gasversorgung kann zu gravierenden wirtschaftlichen Schäden und zur Beein trächtigung der Lebensqualität der Bürgerinnen und Bürger Deutschlands und Europas führen. Der Gewährleistung der Gasversorgungssicherheit 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 ist nicht zuletzt deutlich geworden im Zusammenhang mit dem russisch-ukrainischen Gasstreit im Januar 2009, der regional schwierigen Versorgungssituation in Deutschland im Februar 2012, der Unterbrechung der Gaslieferung Russlands an die Ukraine vom 16. Juni bis 9. Dezember 2014, der Wiederaufnahme der Gaslieferungen Russlands an die Ukraine gegen Vorkasse und der erneuten Unterbrechung des ukrainischen Gasbezugs aus Russland seit dem 1. Juli Die Unterzeichnung eines rechtlich bindenden trilateralen Protokolls (UKR/EU-KOM/RUS) über die Gaslieferungen an die Ukraine bis Ende März 2015 im sogenannten Winterpaket konnten den Konflikt Ende Oktober 2014 beenden. Anfang April 2015 wurde das Winterpaket um drei Monate verlängert. Am 30. Juni 2015 wurden die Verhandlungen über ein Anschlusspaket ergebnislos beendet und bis September 2015 ausgesetzt. Die UKR hat alle Transitverpflichtungen erfüllt. Die Klagen der Konzerne Gazprom (RUS) und Naftogaz (UKR) vor dem Schiedsgericht in Stockholm unter anderem zu Vertragspreisen, die die Liefermenge und die Transitgebühren betreffen, sind weiterhin anhängig. Mit einer Entscheidung wird frühestens 2016 gerechnet. Im Berichtszeitraum 2014 kam es in Deutschland zu keinen nennenswerten Versorgungsengpässen. Mit dem durchzuführenden jährlichen Monitoring wird unter Berücksichtigung der nationalen und internationalen Marktgegebenheiten die bestehende Versorgungslage und deren Entwick lung untersucht. Wegen der zunehmenden Globalisierung und des steigenden internationalen Gas-Verteilungswettbewerbs ist eine Verengung auf einen rein nationalen Fokus nicht sachgerecht. Ein frühes Erkennen eventueller Defizite ist im Gasbereich insbesondere deswegen von hoher Bedeutung, da die erforderlichen hohen Investitionen in Exploration, Produktion und Infra struktur regelmäßig erhebliche Vorlaufzeiten haben, bevor sie marktwirksam werden. Deswegen sind frühzeitig Weichenstellungen erforderlich, um Gasversorgungslücken nicht entstehen zu lassen. Zwar gibt es im Gasbereich anders als im Strombereich alternative Energieträger, die Gas in den Bereichen, in denen es verwendet wird, ersetzen können. Dieses gilt insbesondere im Hauptverwendungsbereich Wärmemarkt. Allerdings sind Umstellungsprozesse nicht immer kurzfristig möglich und in aller Regel kostspielig. Insofern hat die Vermeidung von Versor gungslücken auch im Gasbereich hohe Priorität. Dieser Monitoring-Bericht soll im Wesentlichen anhand der im 51 Abs. 2 EnWG beispielhaft genannten Kriterien aufzeigen, ob weitere Weichenstellungen zur Sicherung der Gasversorgung notwendig sind.

5 3 B. Rechtliche Grundlagen der Versorgungssicherheit In Deutschland ist die Gewährleistung der Versorgungssicherheit in der leitungsgebundenen Energieversorgung primär eine Aufgabe der am Markt tätigen Unternehmen. An diesem Grund prinzip hat sich auch im Rahmen europäischer Vorgaben, verbunden mit einem Übergang von einer zwar privatwirtschaftlich organisierten, aber monopolistischen Versorgungsstruktur zu ei ner wettbewerblichen Organisation des Gasmarktes, nichts geändert. 1. Nationale Vorgaben Nach 1 und 2 EnWG sind die Energieversorgungsunternehmen unter anderem verpflichtet, eine sichere leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit zu gewährleisten. Diese Ver pflichtung zur sicheren Versorgung wird weiter konkretisiert in den 15, 16, 16a und 49 ff. EnWG. Auf dieser Basis haben grundsätzlich die Unternehmen, insbesondere die Fernleitungs netzbetreiber (FNB) und Betreiber von Gasverteilnetzen (VNB), die Aufgabe, Gefährdungen oder Störungen durch netz- und marktbezogene Maßnahmen zu beseitigen. Dabei kommt dem 53a EnWG insofern herausgehobene Bedeutung zu, als die von den Gasversorgungsunternehmen direkt belieferten Haushaltskunden und Fernwärmeanlagen, soweit sie Wärme an Haushaltskun den liefern, als besonders schützenswert herausgestellt werden und für die besondere Versor gungsstandards einzuhalten sind. Für den Fall eines extremen Versorgungsnotfalls sind ergän zend zu den marktbasierten Maßnahmen hoheitliche Eingriffsrechte der zuständigen Behörden möglich. Auf nationaler Ebene sind entsprechende hoheitliche Maßnahmen der Länder und der Bundesnetzagentur (BNetzA) im Gesetz zur Sicherung der Energieversorgung (Energiesicherungsgesetz 1975 EnSIG) und der Gassicherungsverordnung (GasSV) verankert. 2. EU-Vorgaben Die Verordnung (EU) Nr. 994/2010 über Maßnahmen zur Ge währleistung der sicheren Erdgasversorgung [SoS-VO] sieht im Rahmen eines zweistufigen Verfah rens die Aufstellung einer Risikoanalyse sowie darauf aufbauend die Erstellung und Veröffentli chung nationaler Präventionsund Notfallpläne vor. Das BMWi ist zuständige Behörde für die Sicherstellung der Umsetzung der SoS-VO. Gemäß SoS-VO ist eine regelmäßige Aktualisierung der Pläne vorgesehen (alle zwei Jahre). Die deutschen Pläne wurden zuletzt im Dezember 2014 bei der EU-KOM notifiziert 1. Sie sind auf der Webseite des BMWi veröffentlicht. Im Lichte der Ukrainekrise wurde auf EU-Ebene ein umfassender Stresstest zur Gasversorgungssicherheit durchgeführt. Auch Deutschland hatte hierzu beigetragen. Der Ergebnisbericht der EU-KOM zeigt, dass Deutschland aufgrund seiner diversifizierten Importinfrastruktur und der großen Speicherkapazitäten gut vorbereitet ist und Lieferunterbrechungen ausgleichen kann. Eine sehr lang andauernde Unterbrechung aller russischen Gaslieferungen würde hingegen letztlich auch in Deutschland ab einem bestimmten Zeitpunkt zu einer Einschränkung der Gasversorgung führen. Die EU-KOM hat im Herbst 2014 ihre bisherigen Erfahrungen bei der Implementierung der SoS-VO evaluiert. Sie kam zu dem Ergebnis, dass die Verordnung novelliert werden sollte. In diese Entscheidung flossen nicht nur Erkenntnisse aus den EU-Gasstresstests, sondern auch vielfältige praktische Erfahrungen und Erkenntnisse aus der Umsetzung ein. Die EU-KOM will den Verordnungsentwurf bis Ende 2015 vorlegen. Mit dem Dritten Binnenmarktpaket wurde zudem auf europäischer Ebene ein Planungsinstrument für den Aufbau und Erhalt der für die Erfordernisse eines einheit lichen EU-Binnenmarktes notwendigen Netzinfrastruktur geschaffen. In Umsetzung dieser Vor gabe sind die FNB gemäß 15a EnWG seit 2012 verpflichtet, jährlich gemeinsam einen Netz entwicklungsplan (NEP) zu erarbeiten. Darin ermitteln sie den Infrastrukturbedarf für die nächsten zehn Jahre. Er enthält Maßnahmen zum bedarfsgerechten Ausbau des Netzes und zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit, die für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind. Weitere Details hierzu folgen im Kapitel C Der aktuelle Stand der Arbeiten kann außerdem auf der Internetseite des Verbands der Fernleitungsnetzbetreiber eingesehen werden

6 4 C. Internationale und nationale Gasmärkte Die Gasversorgungssicherheit in Deutschland kann nicht losgelöst vom Rest der Welt betrachtet werden, da die Märkte stark miteinander verknüpft sind. Insbesondere die Beantwortung der Frage, ob von den Gasversorgungsunternehmen hinreichend Vorsorgemaßnahmen zur Vermei dung von Versorgungsstörungen getroffen wurden, erfordert eine komplexe Betrachtung inter nationaler und nationaler Zusammenhänge. In die Betrachtung ist dabei nicht nur die zur De ckung der Nachfrage notwendige Verfügbarkeit ausreichender Erdgasmengen einzubeziehen. In Betracht zu ziehen ist daneben auch die Entwicklung der technischen (Transport-)Infrastruktur. Die zentralen Punkte werden im Folgenden aufgeführt. 1. Weltweite Nachfrageentwicklung und Reserven- und Ressourcensituation Der weltweite Erdgasverbrauch beträgt nach Angaben der IEA (Gas Medium-Term Market Report 2015) für das Jahr 2014 rund Milliarden Kubikmeter bei Normbedingungen [Milliarden Kubikmeter (V n )] 3 (2000: Milliarden Kubikmeter). Im selben Zeitraum stieg die weltweite Erdgasproduktion auf Milliarden Kubikmeter (2000: Milliarden Kubikmeter). Für 2014 bis 2020 wird ein jährlicher Nachfragezuwachs von 2 Prozent angenommen, in der Produktion wird von einer jährlichen Zuwachsrate von 1,9 Prozent ausgegangen. Der jährlich erscheinende World Energy Outlook WEO (IEA, 2014) weist für die Entwicklung der Erdgasnachfrage im weltweiten Kontext verschiedene Referenzszenarien aus, die sich u. a. hin sichtlich des Erreichens des 2-Grad- Ziels und der Umsetzung der verbindlichen internationalen Maßnahmen zum Klimaschutz, wie sie in Cancun besprochen wurden, unterscheiden. Im New Policies Scenario, dem Hauptszenario der IEA, steigt die globale Erdgasnachfrage von Milliarden Kubikmeter im Jahr 2012 bis Milliarden Kubikmeter im Jahr In diesem Szenario erhöht sich der Anteil von Erdgas im globalen Energiemix von 21 Prozent im Jahr 2012 auf 24 Prozent im Jahr Zeitgleich steigt die Förderung von nicht-konventionellem Erdgas weltweit von 17 Prozent auf 31 Prozent. Bei Erdgas haben sich in der Vergangenheit vier Teilmärkte mit unterschiedlichen Strukturen und Marktteilnehmern herausgebildet. Neben den drei traditionellen Teilmärkten, die den euro päischen, den nordamerikanischen und den asiatischen Markt umfassen, entwickelt sich seit ei nigen Jahren auch ein südamerikanischer Markt. Alle Teilmärkte waren bisher dadurch gekenn zeichnet, dass sich Produzenten und Verbraucher durch langfristige Lieferbeziehungen aneinan der gebunden haben, um die erforderlichen Investitionen in die aufwändige und kostenintensive Erschließung der Produktionsstätten und in die Transportinfrastruktur sicherzustellen. Der World Energy Outlook 2014 prognostiziert steigende Erdgaspreise in Europa und Nordamerika, leicht fallende Preise in Japan und demzufolge eine Verringerung der Preisunterschiede zwischen den Märkten. Reserven und Ressourcen beschreiben die mengenmäßige geologische Verfügbarkeit von Erd gas. Reserven werden als nachgewiesene, zu heutigen Preisen und mit heutiger Technik wirt schaftlich gewinnbare Energierohstoffmengen definiert (ursprüngliche Reserven: kumulierte Förderung plus verbleibende Reserven). Unter Ressourcen werden nachgewiesene, aber derzeit technisch und/oder wirtschaftlich nicht gewinnbare sowie nicht nachgewiesene, aber geologisch mögliche, künftig gewinnbare Energierohstoffmengen verstanden. Da die Transportkosten einen maßgeblichen Anteil der Kosten für den Erdgasbezug ausmachen, ist es für die Beurteilung der Versorgungssicherheit unerlässlich, die geografische Verteilung der Reserven zu berücksichti gen. Die Erdgasreserven zeichnen sich durch eine hohe Konzentration aus. Mit mehr als zwei Dritteln der gewinnbaren Erdgasreserven befinden sich die bedeutendsten Vorräte im Nahen Os ten sowie auf dem Gebiet der ehemaligen Sowjetunion (Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe BGR: Energiestudie 2014). In Europa verfügen Norwegen und die Nieder lande über die größten Reserven an konventionellem Erdgas. Während Norwegen seine Erdgasförderung noch einige Jahre auf hohem Niveau aufrechterhalten kann, wird die Erdgasförderung in den Niederlanden in den nächsten Jahren abnehmen. 3 Nenndruck von 1,01325 bar, Luftfeuchtigkeit von 0 Prozent (trockenes Gas) und Temperatur von 273,15 Kelvin (tn = 0 C), zur besseren Lesbarkeit wird der Zusatz Normbedingungen bei der Maßeinheit im Bericht weggelassen.

7 C. INTERNATIONALE UND NATIONALE GASMÄRKTE 5 Gesamtpotenzial an Erdgas 2013 (ohne Aquifergas und Gashydrat): Regionale Verteilung in Billionen Kubikmeter Ressourcen: 638,0 Reserven: 198,0 Förderung 2013: 3, Ressourcen nicht-konventionell Ressourcen konventionell Reserven kumulierte Förderung Quelle: BGR, Energiestudie 2014 Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen, BMWi Die mit Abstand größten Erdgasressourcen (konventionell und nicht-konventionell) werden für Russland ausgewiesen, gefolgt von China, den Vereinigten Staaten von Amerika (USA), Kanada und Australien. Mit mehr als einem Drittel verfügt Russland zudem über die umfangreichsten konventionellen Erdgasressourcen der Welt vor den USA, China, Saudi-Arabien und Turkmenistan. Insgesamt werden die weltweiten Erdgasressourcen der kommerziell genutzten konventionellen und nicht-konventionellen Vorkommen auf 638 Billionen Kubikmeter geschätzt (BGR, 2014). Rund 50 Prozent bzw Milliarden Kubikmeter dieser Erdgasressourcen sind konventio nelles Erdgas. Aufgrund der Entwicklungen im Bereich des nicht-konventionellen Erdgases, ins besondere bei Schiefergasvorkommen und deren mittlerweile wirtschaftliche Gewinnbarkeit durch die Kombination von Horizontalbohrungen und Fracking, haben sich in den letzten zehn bis 15 Jahren die bekannten Erdgasressourcen nahezu verdoppelt. In den USA hat sich die Produktion von sogenanntem nicht-konventionellen Erdgas aufgrund der rasanten Ausweitung der Schiefergasförderung deutlich erhöht hatte Schiefergas einen Anteil von rund 40 Prozent an der US-Erdgasförderung. Damit hat sich die Importabhängigkeit der USA erheblich reduziert. Die Erdgasreserven lagen dort Ende 2013 bei Milliarden Kubikmeter an konventionellem Erdgas (inklusive Tight Gas) zzgl Milliarden Kubikmeter Schiefergas und 385 Milliarden Kubikmeter Kohleflözgas (Erdgasreserven insgesamt: Milliarden Kubikmeter). Die USA ist infolge dieser Entwicklung als Importeur von zunächst an der Produktionsstätte verflüssigtem, über Tanker verschifftem und später zur Einspeisung ins Erdgasnetz wieder in Gas form gebrachtem Erdgas (Liquefied Natural Gas LNG) weitestgehend ausgefallen. Zusätzliche LNG- Mengen kommen somit auf den restlichen Weltmarkt.

8 6 C. INTERNATIONALE UND NATIONALE GASMÄRKTE Erdgasreserven Ende 2013 die 10 wichtigsten Länder Billionen Kubikmeter Austral-Asien Lateinamerika Nordamerika Europa GUS Naher Osten ,3 8,2 6,1 5,6 5,1 4,5 Afrika 0 OPEC USA Russland Iran Katar Turkmenistan Saudi- Arabien Vereinigte Arabische Emirate 0,1 Venezuela Nigeria Algerien Deutschland (53.) übrige Länder Quelle: BGR, BMWi Der globale Handel mit LNG ist im Jahr 2014 gegenüber dem Vorjahr um 2,4 Prozent gestiegen. Damit betrug der Anteil von LNG am globalen Erdgashandel 33,4 Prozent. Mittel- bis langfristig ist weiterhin mit einer deutlichen Ausweitung des LNG-Handels, insbesondere im asiatischen Raum, zu rechnen. Für den Erdgasferntransport steht neben der Pipeline auch die Option, Erdgas in verflüssigter Form als LNG per Tanker über den Seeweg zu transportieren. Derzeit werden die europäischen Märkte noch weitgehend über Pipelines versorgt. Der Erdgastransport via Pipeline ist bis zu einer Entfernung von ca Kilometer in aller Regel wirtschaftlicher als der LNG-Transport. Ab Kilometer gilt im Allgemeinen LNG als günstigere Option. Der europäische LNG-Anteil entfällt vor allem auf Spanien, das Vereinigte Königreich und Frankreich. 2. Angebots- und Nachfrageentwicklung in Europa Zur Deckung des Erdgasbedarfs in Europa kann einerseits auf innereuropäische Produktion zu rückgegriffen werden, andererseits tragen Importe nach Europa aus außereuropäischen Regionen zu einem wesentlichen Anteil zu einer Befriedigung der Gasnachfrage bei. Verschiedenen Prog nosen zufolge wird die Importabhängigkeit der EU bei absehbar stagnierender bzw. rückläufiger Förderung in Europa (vor allem in Deutschland, Dänemark, im Vereinigten Königreich, Frank reich, den Niederlanden und Belgien) bis 2020 auf bis zu 80 Prozent ansteigen. Dabei kann derzeit nicht seriös abgeschätzt werden, inwieweit eine zukünftige Förderung von Erdgas aus nicht-kon ventionellen Lagerstätten diesen Anteil wieder senken könnte. Der Erdgasverbrauch der EU 28 (ohne Angaben für Malta und Zypern) betrug 2014: 4.417,8 Terawattstunden bzw. 409 Milliarden Kubikmeter (2013: 4.976,0 Terawattstunden bzw. 460 Milliarden Kubikmeter) 4. 4 Eurogas bezieht sich auf den Heizwert: 10,8 Kilowattstunden/Kubikmeter Gemäß Monthly Gas Survey der IEA zählten 2014 das Vereinigte Königreich mit 70,81 Milliarden Kubikmeter (2013: 77,36 Milliarden Kubikmeter) und Italien mit 61,91 Milliarden Kubikmeter (2013: 70,06 Milliarden Kubikmeter) gemeinsam mit Deutschland zu den größten Erdgasverbrauchern Europas.

9 C. INTERNATIONALE UND NATIONALE GASMÄRKTE 7 3. Erdgasversorgung in Deutschland 3.1 Nachfrageentwicklung Primärenergieverbrauch (PEV) ist die Energiemenge, die in einem Land jährlich insgesamt ge nutzt wird. Er ist die Summe aus inländischer Produktion von Primärenergie, dem Saldo von Ein- und Ausfuhren (einschließlich Hochseebunkerungen) sowie Bestandsveränderungen. Im Jahr 2014 war Erdgas mit einem Anteil von 20,4 Prozent (2013: 22,3 Prozent) am PEV nach Mineralöl mit 35,0 Prozent (2013: 33,8 Prozent) wichtigster Bestandteil des deutschen Energiemixes. Nach vorläufigen Zahlen der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB) und des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft e.v. (BDEW) betrug der deutsche PEV Petajoule (2013: Petajoule) 5, 823 Terawattstunden (2013: 942 Terawattstunden) bzw. 84,3 Milliarden Kubik meter (2013: 96,4 Mil liarden Kubikmeter). Im Vergleich zum Vorjahr fiel demnach der Verbrauch um 12,6 Prozent. Der rückläufige Primärenergieverbrauch ist insbesondere auf die im Vergleich zum Vorjahr deutlich höheren Temperaturen während der Heizperiode zu rückzuführen, die den Einsatz von Erdgas zur Wärmeerzeugung und in KWK- Prozessen sinken ließen. Laut Deutschem Wetterdienst war 2014 mit einer Durchschnittstemperatur von 10,3 C das wärmste Jahr seit Beginn der Temperaturaufzeichnung. Der größte Erdgasverbrauch findet mit 41 Prozent im Industriesektor statt, dicht gefolgt von 29 Prozent in den Haushalten. Es wird im Wesentlichen zur Versorgung mit Nutzwärme (Industrie) und Raumwärme (Haushalte: Beheizung und Warmwasserversorgung) genutzt. In Deutschland ist der Anteil von Erdgas an der Bruttostromerzeugung seit einigen Jahren rückläufig, 2014 betrug der Anteil 9,5 Prozent (2013: 10,7 Prozent). In den letzten Jahren zeichnet sich eine zunehmende Entkopplung von Wirtschaftswachstum und Entwicklung des Stromverbrauchs ab. Gründe hierfür sind u. a. Einsatz effizienterer Technik, steigender Anteil des weniger energieintensiven Dienstleistungssektors am Bruttoinlandsprodukt und bewusster Umgang der Verbraucher mit Energie. Primärenergieverbrauch 2014 in Prozent (Terawattstunden)* Steinkohle 12,6 (458) Braunkohle 12,0 (437) Kernenergie 8,1 (294) Andere** 0,7 (26) Erdgas 20,4 (743) Terawattstunden Erneuerbare 11,1 (404) * vorläufiger Stand: 03/2015 ** Andere abzüglich Stromaustauschsaldo Quelle: AGEB März 2015, Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2014 Mineralöl 35,0 (1.271) 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.

10 8 C. INTERNATIONALE UND NATIONALE GASMÄRKTE Verbrauchskategorien Anteile in 2014 in Prozent Wärmeversorgung 2,4 Sonstiges und statistische Differenzen 1,1 Verkehr 0,3 Elektrizitätsversorgung 12,0 Industrie 41,1 Gewerbe, Handel, Dienstleistungen 13,8 Quelle: BDEW, Gaszahlen 2015 Der deutsche Erdgasmarkt auf einen Blick Haushalte 29,3 3.2 Gasangebot Grundsätzlich bestehen folgende Möglichkeiten, den Bedarf an Erdgas zu decken: zerdgasgewinnung im Inland beziehungsweise Erzeugung von gleichwertigen Substitut brennstoffen (ohne wesentliche Änderungen der Infrastruktur und der Anwendungstech nologie). zerdgasimporte per Pipeline beziehungsweise als LNG per Schiff aus anderen Staaten Erdgasgewinnung im Inland Die inländische Förderung von Erdgas ging im Berichtsjahr 2014 um 13,6 Prozent auf 99,5 Terawattstunden zurück (2013: 115,1 Terawattstunden; AGEB, vorläufige Zahlen für das Jahr 2014). Unter Verwendung des Umrechnungsfaktors 9,7692 Kilowattstunden/Kubikmeter für deutsches L-Gas 6 ergeben sich daraus 10,2 Milliarden Kubikmeter (2013: 11,8 Milliarden Kubikmeter). Der Anteil der Eigenproduktion am gesamten Erdgasbezug lag 2014 bei 9,6 Prozent. Angesichts der seit 2004 langsam sinkenden Inlandsförderung war und ist Deutschland auch künftig in hohem Maße von Erdgasimporten abhängig. Die Abnahme der Erdgasreserven sowie der Produktion ist im Wesentlichen auf die zunehmende Erschöpfung und Verwässerung der vorhandenen Lagerstätten zurückzuführen. Die statische Reichweite der Erdgasreserven betrug am 1. Januar 2015 insgesamt etwa 8,8 Jahre (LBEG, 2015). In Deutschland werden derzeit zwei verschiedene Arten von Erdgas verwendet. Zum einen wird das sogenannte H-Gas (von engl. high calorific gas, Erdgas mit hohem Energiegehalt) und zum anderen das sogenannte L-Gas (von engl. low calorific gas Erdgas mit niedrigerem Energiegehalt) als Energieträger genutzt. Während H-Gas von Lieferanten aus unterschiedlichen Ländern bezogen wird und in großen Mengen vorhanden ist, stammen die genutzten L-Gas-Mengen aus heimischer Produktion und Lieferungen aus den Niederlanden. L-Gas macht derzeit etwa ein Drittel des deutschen Gasmarktes aus (25 30 Milliarden Kubikmeter). Ab 2021 werden die niederländischen Exportkapazitäten schrittweise bis 2030 reduziert. Dies erfordert eine Marktraumumstellung von L-Gas auf H-Gas. Davon betroffen sind die Bundesländer: Bremen, Niedersachsen, Nordrhein- Westfalen, Sachsen-Anhalt, Rheinland-Pfalz und Hessen. 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]

11 C. INTERNATIONALE UND NATIONALE GASMÄRKTE Erdgasimporte Deutschland bezog seinen Importgasbedarf 2014 ausschließlich über Pipelines aus verschiedenen Lieferländern. Nach vorläufigen Angaben der AGEB lag der Anteil des Erdgasbezugs aus Russ land im Jahr 2014 bei 38 Prozent (2013: 37 Prozent), der Anteil von norwegischem Erdgas bei 22 Prozent (2013: 21 Prozent), der niederländische Anteil blieb stabil bei 26 Prozent und der Anteil der restlichen Länder (u. a. Dänemark und Großbritannien) bei 4,4 Prozent (2013: 6 Prozent) 7. Russland verfügt mit rund einem Viertel der weltweiten Gasreserven auch zukünftig über das größte kurz- bis mittelfristige Gaslieferpotenzial. Russland wird weiterhin eine wesentliche Rolle für die Gasversorgung in Deutschland und Europa spielen. Die Erdgasförderung in Europa hat ihr Maximum seit einigen Jahren bereits überschritten. Mit telfristig werden die Exporte Norwegens in die EU voraussichtlich sinken. Nach Russland sind die Niederlande, die den Aufbau der Erdgaswirtschaft in Deutschland ab den frühen 1960er Jahren erst ermöglicht haben, der zweitgrößte Gashandels- partner Deutschlands. Auch die niederländische Gasproduktion hat ihren Höhepunkt überschritten, so dass ein Ausbau dieser Gaslieferungen nicht möglich ist. Gleiches gilt für Lieferungen aus dem Vereinigten Königreich, das 2008 vom Nettoexporteur zum Nettoimporteur von Erdgas geworden ist. Zur Diversifikation und zur Sättigung der Nachfrage kann die Bedeutung von LNG stärker zunehmen. Der WEO (IEA, 2014) prognostiziert für LNG-Importe zur Deckung des EU-Gasverbrauchs ausgehend von 27 Prozent in 2013 einen Anstieg bis 32 Prozent im Jahr Danach sollen angesichts der Diversifizierung der Bezugsquellen und Transportwege die LNG-Mengen bis 2040 auf rund 30 Prozent sinken. Mit LNG könnten auch Gasfelder unter anderem in Katar, Nigeria oder Mosambik als Versorgungsräume für Deutschland erschlossen werden. Der Asien-Pazifik-Markt erhält eine wichtige Rolle für international gehandeltes Gas bis Neben existierenden Importeuren wie Japan und Korea werden China, Indien sowie eine Vielzahl kleinerer Verbraucher auf diesem Markt agieren. Japan und Korea zählen zu den größten LNG-Importeuren und beziehen zusammen 50 Prozent der globalen LNG-Mengen. In Deutschland existiert zwar bislang kein Anlandeterminal Erdgasbezugsquellen 2014* in Prozent (Terawattstunden) Russland 38,0 (396) Sonstige 4,4 (46) Terawattstunden Norwegen 22,0 (229) Deutschland 9,6 (100) * vorläufig Quelle: AGEB März 2015, Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2014 Niederlande 26,0 (271) 7 Aufgrund von Schwierigkeiten bei der Erhebung von Erdgasimporten aus Norwegen wurden in diesem Bericht korrigierte Werte der AGEB verwendet. Alle weiteren Importwerte sind identisch mit denen von Destatis.

12 10 C. INTERNATIONALE UND NATIONALE GASMÄRKTE für LNG, über die benachbarten Staaten Belgien (Zee brügge), Niederlande (Rotterdam) oder anderen europäischen Staaten kann allerdings der Zu gang zu LNG für den deutschen Markt prinzipiell sichergestellt werden. Deutsche Gasversor gungsunternehmen haben Kapazitäten an LNG-Terminals im Ausland erworben und planen den Erwerb weiterer Kapazitäten (Belgien, Frankreich, Niederlande). In der EU bestehen gemäß Angaben der IEA im Gas Medium- Term Market Report 2015 derzeit Regasifizierungskapazitäten von rd. 187 Milliarden Kubikmeter (Spanien 60 Milliarden; Vereinigtes Königreich 51 Milliarden; Frankreich 25 Milliarden; Niederlande 12 Milliarden; Italien 16 Milliarden; Belgien 9 Milliarden; Portugal 8 Milliarden, Griechenland 5 Milliarden; Schweden 0,6 Milliarden). Weitere Bauvorhaben sind in Planung und werden die Anlandekapazitäten auf über 200 Milliarden Kubikmeter erhöhen. Darüber hinaus besteht technisch die Möglichkeit, LNG schon beim Entladen spezieller Tanker zu regasifizieren und in das Gas netz einzuspeisen (schwimmendes Terminal, z. B. in Litauen). 3.3 Instrumente zur Sicherung der Gasversorgung Die Sicherungsmaßnahmen der deutschen Gasversorgungsunternehmen stützen sich auf einen breiten Maßnahmenkatalog. Hierzu zählen insbesondere: zdiversifikation der Bezugsquellen (Punkt 3.3.1), zdiversifikation der Transportwege/Importinfrastruktur (Punkt 3.3.2), zinlandsförderung (Punkt 3.3.3), zstabile Beziehungen zu Lieferanten und langfristige Gaslieferverträge (Punkt 3.3.4) sowie zeine hohe Verlässlichkeit der Versorgungsinfrastruktur inklusive Untertagespeicher (Punkt 3.3.5) Diversifikation der Bezugsquellen Wie unter Punkt bereits dargestellt, ist Deutschland zu rund 90 Prozent auf Importe von Erdgas angewiesen. Diese Importmengen werden derzeit im Wesentlichen aus folgenden Produzenten ländern beschafft: Russland, Niederlande, Norwegen. Damit ist die deutsche Gasversorgung im Vergleich zu anderen europäischen Ländern relativ breit diversifiziert Diversifikation der Importinfrastruktur Die Gasversorgung in Deutschland erfolgt derzeit ausschließlich durch Pipelinegas. Aus Norwe gen wird das Erdgas über drei Pipelines (Norpipe, Europipe I und II) mit einer Gesamtkapazität von 54 Milliarden Kubikmeter aus verschiedenen Gasfeldern nach Emden/Dornum gebracht. Russisches Gas wird zum einen seit 1999 durch die Jamal Europa (Kapazität rd. 33 Milliarden Kubikmeter, Grenzüber gabepunkt Mallnow) und das Ukraine-Leitungssystem (Kapazität ca. 120 Milliarden Kubikmeter, Grenzüberga bepunkt Waidhaus) nach Deutschland und Europa geleitet. Zum anderen erlauben es die zwei bestehenden Stränge der Nord-Stream-Pipeline, russisches Gas unmittelbar aus Russland zu beziehen. Am Gemein schaftsunternehmen sind beteiligt: E.ON Global Commodities SE und Wintershall Holding GmbH (eine BASF-Tochtergesellschaft) mit je 15,5 Prozent, N.V. Nederlandse Gasunie und GdF/ Suez S.A. mit je neun Prozent sowie die OAO Gazprom mit 51 Prozent. Beide Stränge mit einer Länge von je Kilometer verlaufen von der Bucht von Portowaja nahe Wyborg durch die Ostsee bis zur deutschen Küste nach Lubmin in der Nähe von Greifswald. Sie verfügen seit der Fertigstellung des zwei ten Strangs im Jahre 2012 über eine Transportkapazität von jährlich bis zu 55 Milliarden Kubikmeter Erdgas und können Verbraucher in Deutschland, Dänemark, im Vereinigten Kö nigreich, in den Niederlanden, Belgien, Frankreich, in der Tschechischen Republik und anderen Ländern versorgen. Am haben Gazprom, E.ON, Shell und OMV eine Absichtserklärung zur Erweiterung der Nord Stream um weitere Transportkapazitäten von 55 Milliarden Kubikmeter im Endausbau über Strang 3 und 4 unterzeichnet. Über die Anbindungsleitungen OPAL und Nordeuropäische Erdgasleitung (NEL) werden die Mengen aus der in Betrieb befindlichen Nord-Stream-Pipeline vom Anladepunkt Lubmin ab transportiert. Die OPAL hat eine Kapazität von jährlich bis zu 35 Milliarden Kubikmeter Erdgas und geht bis an die tschechische Grenze, die NEL verfügt über eine Kapazität von 20 Milliarden Kubikmeter in Richtung Westen.

13 C. INTERNATIONALE UND NATIONALE GASMÄRKTE 11 Niederländisches L- und H-Gas wird über verschiedene Pipelines transportiert. Durch die neue Pipeline zwischen Fockbek und Ellund soll z. B. vorrangig Erdgas aus den Niederlanden an Haushalte und Industrie in Schleswig- Holstein und Dänemark geliefert werden. Dieses Projekt ist insbesondere angesichts der rückläufigen Erdgasproduktion in Dänemark wichtig und leistet einen Beitrag zur Versorgungssicherheit in Deutschland und Nordwesteuropa. Die Verlegearbeiten an der Erdgaspipeline zwischen Fockbek und Ellund sind im Juni 2015 abgeschlossen worden. Die Inbetriebnahme der Transportleitung ist für Oktober 2015 geplant. Sie verläuft parallel zu der in Betrieb befindlichen DEUDAN-Pipeline. Am 28. Juni 2013 verkündete das Gasförderkonsortium des aserbaidschanischen Erdgasfeldes Shah-Deniz II, ab 2018/19 Gas über die 870 Kilometer lange Transadriatische Pipeline (TAP) zu liefern. 16 Milliarden Kubikmeter Erdgas sollen zunächst über die noch zu bauende Transanatolische Pipeline (TANAP) von Aser baidschan über die Türkei bis zur türkisch-griechischen Grenze transportiert und von dort zehn Milliarden Kubikmeter über die TAP von Griechenland und Albanien sowie durch das Mittelmeer nach Italien weitergeleitet werden. Sechs Milliarden Kubikmeter sind für die Türkei reserviert. In Italien und Griechenland erfolgt die Einbindung in bestehende Gasinfrastrukturen. Zur Anbindung von Albanien, Bosnien-Herzegowina, Kroatien und Montenegro an die TAP ist zusätzlich die Ionisch-Adriatische Pipeline (IAP) in Planung. Dieses Infrastrukturprojekt trägt erheblich zur Anbindung Südeuropas an den südlichen Korridor bei. Der geplante Bau der TAP/IAP wird von der EU-KOM und Energiegemeinschaft als Schlüsselprojekt für Versorgungssicherheit und als Vorhaben von gemeinsamem Interesse ( Project of Common Interest, PCI) bewertet. Die Einstufung als PCI bedeutet, dass die Projekte verbindlich und beschleunigt realisiert werden sollen und sich für die Förderung aus EU-Mitteln ( Connecting Europe Facility, EFSI) bewerben können. Die Turk Stream soll von dem russischen Küstenort Anapa durch das Schwarze Meer über die Türkei bis an die griechische Grenze verlegt werden. Über die einzelnen Stränge der Leitung sollen künftig bis zu 63 Milliarden Kubikmeter jährlich fließen, davon 47,25 Milliarden Kubikmeter für den europäischen Markt. Bis Ende 2016 will Gazprom den ersten Strang verlegt haben. Bereits ab 2017 sollen jährlich 15,75 Milliarden Kubikmeter Gas durch die Leitung bis in die Türkei fließen. Das Vorhaben des russischen Staatskonzerns Gazprom ersetzt frühere Pläne für die transeuropäische Pipeline South Stream. Der kaspische Raum ( südlicher Korridor ) kommt als neue Lieferquelle für Europa und Deutschland in Betracht. Turkmenistan, eventuell auch der Irak und Iran, könnten mittelund langfristig Gas nach Europa liefern. In Deutschland existiert derzeit keine LNG-Infrastruktur. Der Bau des damals von E.ON Ruhr gas geplanten Terminals in Wilhelmshaven wurde 2008 aufgrund mangelnder Nachfrage Dritter nach Kapazitäten zurückgestellt. Zugang zu LNG für den deutschen Markt kann prinzipiell auch über Regasifizierungsterminals in den benachbarten Staaten Belgien (Zeebrügge), Niederlande (Rotterdam) oder anderen europäischen Staaten sichergestellt werden. Deutsche Unternehmen halten bereits Kapazitäten an LNG-Terminals im Ausland und planen den Erwerb weiterer Kapazitäten (Belgien, Frankreich, Niederlande). Durch den verstärkten Einsatz von LNG auch in Deutschland wird zwar einerseits eine weitere Diversifikation der Bezugsquellen möglich, andererseits müssen sich die deutschen Unterneh men, die in dieses Geschäft einsteigen, auf weltweite Konkurrenz am stark wachsenden Gas-Weltmarkt einstellen. Mit dem Einstieg in LNG könnten zugleich insbesondere bei vermehrtem Abschluss von sogenannten Spotgeschäften, d. h. außerhalb langfristiger Abnahmeverträge Auswirkungen auf die Gaspreisgestaltung verbunden sein, da die Spotmarktpreise durch eine deutlich höhere Volatilität gekennzeichnet sind. Darüber hinaus hat die EU bis zum Jahresende eine LNGund Speicherstrategie angekündigt Inlandsförderung Die inländische Erdgasproduktion, die ganz überwiegend im heimischen Markt verkauft wird, hat einen Anteil am gesamten Erdgasbezug von 9,6 Prozent (siehe Punkt 3.2.1). Damit leisten die sechs aktiven inländischen Erdgasproduzenten (BEB Erdgas und Erdöl GmbH & Co. KG, DEA Deutsche Erdoel AG, GDF Suez E&P Deutschland GmbH, Mobil Erdgas-Erdöl GmbH, Storengy Deutschland GmbH, Wintershall Holding AG) einen nicht unerheblichen Beitrag zur sicheren Erdgasversorgung. Wie bereits dargelegt, wird die Förderung konventionellen Erdgases weiter zurückgehen. Die Förderung könnte aber möglicherweise durch Nutzung nicht-konventioneller heimischer Erdgasressourcen stabilisiert oder sogar ausgebaut werden. Die geschätzten Schiefergasressourcen sind um mehr als das Zehnfache höher als die konventionellen Ressourcen (BGR, 2014). In Deutsch-

14 12 C. INTERNATIONALE UND NATIONALE GASMÄRKTE land wird bereits seit 50 Jahren ohne bekannte Zwischenfälle in über 300 Bohrungen nach Tight Gas ge frackt, wohingegen zu Schiefergas bislang kaum Erfahrungen vorliegen. Seit 2012 werden je doch aufgrund von Moratorien auf Landesebene keine weiteren Genehmigungen zur Gewinnung von Erdgas mit Einsatz der Fracking-Technologie erteilt. Eine bundesgesetzliche Regelung der Anforderungen an die Genehmigung von Fracking ist am 1. April 2015 vom Kabinett beschlossen worden und wird derzeit im parlamentarischen Verfahren behandelt (Abschluss nach der Sommerpause geplant). Die Regelungen verschärfen die bisherigen Vorschriften im Berg- und Wasserrecht zum Fracking deutlich. Danach würde die kommerzielle Förderung von Schiefergas bis 2018 verboten, jedoch wissenschaftlich begleitete Erprobungsmaßnahmen zu Forschungszwecken unter strengen Voraussetzungen erlaubt. Das bereits durchgeführte Fracking in konventionellen Lagerstätten, insbesondere nach Tight Gas, würde weiterhin erlaubt sein, aber ebenfalls strengeren Anforderungen an Monitoring, Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP), Zusammensetzung der Frack-Fluide, Entsorgungsmaßnahmen etc. unterliegen Langfristige Gasimportverträge Langfristige Gasimportverträge wurden ursprünglich lange vor Erschließung neuer Gasfelder abgeschlossen. Sie gaben den Produzenten Sicherheit über zukünftige Absatzmengen und wur den als Finanzierungsinstrument für die erforderlichen hohen Investitionen in Exploration, Pro duktion und Infrastruktur eingesetzt. Für importierende Staaten ist mit diesen Verträgen ein wichtiger Bestandteil für eine langfristige Versorgungssicherheit geschaffen. Diese Lieferver träge haben zum Teil Laufzeiten von mehr als 20 Jahren. Wesentliche Klauseln hierin sind unter anderem: zpreisgleitklausel, mit der sichergestellt wird, dass Erdgas konkurrenzfähig zu alternativ ver wendbaren Energieträgern angeboten werden kann (Anlegbarkeitsprinzip); ztake-or-pay-klausel, die besagt, dass Erdgas in einem bestimmten Umfang auch wenn es nicht bezogen wird zu bezahlen ist, und z Wirtschaftlichkeitsklausel, nach der in regelmäßigen Abständen (meist drei Jahre) die Ver tragskonditionen einer wirtschaftlichen Überprüfung (insbesondere Preisgestaltung) un terzogen werden können. Die deutschen Gasimportunternehmen haben langfristige Verträge mit den Lieferländern abge schlossen. Aufgrund des Preisdrucks für Erdgaslieferungen aus langfristigen Verträgen mit Öl preisbindung wurden diese Lieferverträge angepasst. In Norwegen verliert die Ölpreisbindung vermehrt an Bedeutung. In Russland wird zwar weiterhin am Grundsatz der Ölpreisbindung fest gehalten, allerdings erhalten Abnehmer teilweise spürbare Abschläge Speicher und inländische Netzinfrastruktur Deutschland verfügt aufgrund günstiger geologischer Gegebenheiten über gute Bedingungen für die Einrichtung von Speichern. Innerhalb der Gruppe der Untertagespeicher kann vor allem zwi schen Poren- und Kavernenspeichern unterschieden werden, die eine unterschiedliche Ausspeicherungsrate aufweisen (aus Kavernenspeichern kann in der Regel schneller ausgespeichert wer den als aus Porenspeichern). Neben Poren- und Kavernenspeichern existieren Aquiferspeicher, denen im Rahmen der Speicherung allerdings eine verhältnismäßig untergeordnete Rolle zukommt. Kavernenspeicher können durch einen bergmännischen Solprozess vor allem in Gegenden er richtet werden, in denen Salzstöcke vorhanden sind. Diese Formationen liegen vor allem im norddeutschen Raum. Porenspeicher finden sich überwiegend in alten Erdöl- oder Erdgaslager stätten beziehungsweise in porösen Sandsteinformationen in Nord-, Ost- und Süddeutschland. Aquiferspeicher sind vor allem an Orten mit fehlenden Erdöl- und Erdgaslagerstätten bezie hungsweise Salzstrukturen von Bedeutung. Speichern kommt je nach Typ im Wesentlichen die Erfüllung von zwei Aufgaben zu: zspitzenlastabdeckung, d. h. Ausgleich von konstanten Lieferungen/Produktionsmengen und Schwankungen beim Verbrauch; zverfügbarkeit bei Störungen in der Produktion und/ oder beim Transport, das heißt Sicher stellung der kurzfristigen Versorgung. Ende 2014 befanden sich in Deutschland 31 Kavernenspeicher mit einer Arbeitsgaskapazität von 14,3 Milliarden Kubikmeter und 20 Porenspeicher mit einer Arbeitsgaskapazität von 10,3 Milliarden Kubikmeter in Betrieb. Die Arbeitsgaskapazität hat sich gegenüber dem Vorjahr um

15 C. INTERNATIONALE UND NATIONALE GASMÄRKTE 13 0,8 Milliarden Kubikmeter (ca. drei Prozent) erhöht. Dies hängt im Wesentlichen mit der Erweiterung bestehender Speicheranlagen in Etzel (sukzessive Umrüstung von Ölauf Gaskavernen zzgl. Neubau, derzeitiger Stand: 49 Gasund 24 Ölkavernen) sowie in Epe durch Inbetriebnahme neuer Kavernen (drei von vier Kavernen, Endausbau 2015) zusammen. Der Porenspeicher Reitbrook wird in Zukunft zum Erdölförderbetrieb umgestaltet. Deutschland verfügt über die nach den USA, Russland und der Ukraine weltweit viertgrößten Speicherkapazitäten. Im EU-Vergleich verfügt Deutschland über das größte Speichervolumen. Die maximale Speicherkapazität reicht gegenwärtig statistisch gesehen im Durchschnitt für 80 Tage. Die tatsächliche Reichweite der Speicher hängt dagegen von einer Vielzahl verschiedener Bedingungen ab, insbesondere vom Speicherfüllstand, der Ausspeichergeschwindigkeit und dem tatsächlich zu deckenden Bedarf. Die Bedeutung von Speichern zur Gewährleistung von inländi scher Versorgungssicherheit kann in Zukunft noch steigen, wenn die Importabhängigkeit größer wird und wenn bei einem weiter zusammenwachsenden Binnenmarkt auch nichtdeutsche Ver sorgungssicherheit durch Speicher in Deutschland mit abgedeckt werden soll. Das BMWi hat 2014 eine Studie mit dem Titel Möglichkeiten zur Verbesserung der Gasversorgungssicherheit und der Krisenvorsorge durch Regelungen der Speicher (strategische Reserve, Speicherverpflichtungen), einschließlich der Kosten sowie der wirtschaftlichen Auswirkungen auf den Markt 8 vergeben. Die Studie wurde am 23. Juni 2015 veröffentlicht. Die Gasspeicherstudie unterstützt die Einschätzung des BMWi, dass unsere Erdgasversorgung heute bereits sehr sicher ist. Sie zeigt auf, durch welche konkreten Maßnahmen die Gasversorgungssicherheit zukünftig weiter gestärkt werden könnte. Diese Maßnahmen werden jetzt sorgfältig geprüft und mit den Bundesländern und betroffenen Marktakteuren diskutiert. Die EU-KOM hat ebenfalls eine Studie zur Bewertung der verschiedenen speicherbezogenen Versorgungssicherheitsmaßnahmen im Binnenmarkt und deren Kosten- und Nutzenanalyse in Auftrag gegeben. Die Ergebnisse der Studie sollen Mitte 2015 vorliegen und eine Basis für die angekündigte EU-LNG- und Speicherstrategie bilden. Erdgasspeicher in der Welt (vorläufige Daten der geplanten IGU-Studie 2015) Nation Arbeitsgasvolumen Anzahl (Millionen Kubikmeter) Speicherbetriebe USA Russia* ** Ukraine* Germany *** Canada Italy Netherlands France Austria China Hungary Uzbekistan* Iran United Kingdom Kazakhstan* Azerbaijan* Czech Republic Spain Slovakia Romania Australia Poland Turkey Latvia Japan Belarus* Denmark Belgium Croatia Bulgaria Serbia New Zealand Portugal Ireland Argentina Armenia* Kyrgyzstan* 60 1 Sweden 9 1 Summe Arbeitsgasvolumen = Arbeitsgas in Betrieb * Staaten der GUS. ** exkl. strategic reserves in Russland. *** Angabe für Deutschland durch LBEG per 31. Dezember 2014 ergänzt. Quelle: LBEG 2015, Jahresbericht Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland

16 14 C. INTERNATIONALE UND NATIONALE GASMÄRKTE Nach aktuellen Erhebungen des niedersächsischen Landesamtes für Bergbau, Energie und Geo logie (LBEG) wurden mit der Inbetriebnahme neuer Speicherkavernen eine geringere Anzahl und weniger Arbeitsgasvolumen für in Planung oder im Bau befindliche Projekte als im Vorjahr gemeldet. Das deutsche Speichervolumen könnte sich im Falle der Realisierung aller Projekte in den nächsten Jahren jedoch um bis zu 4,9 Milliarden Kubikmeter erhöhen. Neben den Speichern kommt auch den Gasnetzen eine Strukturierungsfunktion und somit eine Teilfunktion der Speicherung zu. Durch diese sogenannte Netzpufferung können Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisungen innerhalb eines Bilanzkreises kompensiert werden, d. h., wird mehr Gas ausgespeist als eingespeist, verringert sich der Druck in den jeweiligen Leitungen. Die Netzpufferung stellt daher ein wichtiges Flexibilitätsinstrument zur Abdeckung des Spitzenlast bedarfs dar. Standorte der deutschen Untertage-Erdgasspeicher LBEG 2015, Jahresbericht Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2014

17 C. INTERNATIONALE UND NATIONALE GASMÄRKTE 15 Für Transport und Verteilung des Erdgases sind die Rohrleitungen, aus denen sich das Gasnetz zusammensetzt, von substanzieller Bedeutung. Sie ermöglichen die sichere Bewegung unter schiedlichster Gasmengen über weite Strecken. Die wesentlichen Erdgasfernleitungen in Deutschland sowie deren Grenzübergangspunkte gehen aus nachfolgender Grafik hervor. Lage der Grenzübergangsstationen für Erdgas, Deutschland NORD STREAM Virtuelle Handelspunkte Grenzübergangspunkt innerhalb Europas 001 Bilanzzonen Aquifer Salzkavernen erschöpfte Gasfelder on-/ offshore Pipelinedurchmesser unter 24" von 24" bis 36" 001 Grenzübergangspunkt mit Drittstaaten Gasfeld Gasspeicherprojekte über 36" Projekte (Im-/Export) Quelle: ENTSOG Mai 2015, Das Europäische Erdgasnetz (Kapazitäten an Grenzübergangspunkten auf dem Primärmarkt,Ausschnitt, BMWi)

18 16 C. INTERNATIONALE UND NATIONALE GASMÄRKTE Nach vorläufigen Angaben des BDEW beträgt die Gesamtlänge des deutschen Gasleitungsnetzes im Jahr 2014 insgesamt Kilometer, davon Kilometer im Niederdruck-, Kilometer im Mittel druck- und Kilometer im Hochdrucknetz. 9 Gasnetzentwicklung in Deutschland 1997 bis 2014 Kilometer * 2014* Niederdruck Mitteldruck Hochdruck Quellen: bis 2009 BDEW-Gasstatistik des jeweiligen Jahres; ab 2010 geänderte Systematik: Angaben der Gasnetzbetreiber gem. GasNEV; 2013 vorläufig; 2014 geschätzt; Stand: 03/ Hinweis: Ab 2010 geänderte Systematik, da teilweise mit Hausanschlussleitungen entsprechend Veröffentlichungen der Netzbetreiber nach GasNEV 27 Abs. 2.

19 C. INTERNATIONALE UND NATIONALE GASMÄRKTE Inländische Infrastrukturinvestitionen Investitionen der deutschen Gaswirtschaft 2000 bis 2014 Milliarden Euro 3,00 2,7 2,50 2,2 2,2 2,2 2,2 2,4 2,3 2,00 1,8 1,8 1,7 1,6 1,8 2,0 1,9 2,0 1,50 1,00 0,50 0, * Rohrnetz Aufschlussbohrungen Aufbereitung Speicherung Sonstiges * Planungsstand der Unternehmen Frühjahr 2015 Quelle: BDEW Am 28. Januar 2015 haben die FNB den dritten gemeinsamen deutschlandweiten Netz entwicklungsplan Gas 2014 (NEP Gas) basierend auf dem von der BNetzA im Oktober 2013 bestätigten Szenariorahmen vorgelegt. Der NEP Gas wird jedes Jahr von den FNB erstellt und der BNetzA zur Prüfung vorgelegt. Er enthält Maßnahmen zum be darfsgerech ten Ausbau des Netzes und zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit, die für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb bis 2024 erforderlich sind. Insgesamt führt der NEP Gas 2014 zu einem Leitungsneubau von 748 Kilometer und einem Neubau bzw. einer Erweiterung von zehn Verdichtern mit einer Leis tungserhöhung von 344 Megawatt in den nächsten zehn Jahren. Das Investitionsvolumen hierfür beträgt rund 2,8 Milliarden Euro. Die im NEP Gas 2014 enthaltenen größeren Ausbaumaßnahmen sind insbesondere im Südosten und Nordwesten Deutschlands geplant. Sie tragen auch zur Behebung der kritischen Situation bei der Gasversorgung der Verteilnetzbetreiber in Süd deutschland bei. Ein Schwerpunkt ist die schrittweise Umstellung von L-Gas-versorgten Gebieten auf H-Gas. Diese Fokussierung wird angesichts der abnehmenden Produktion von L-Gas in Deutschland und der ab 2020 sinkenden L-Gas-Exporte aus den Niederlanden notwendig Energieaußenpolitik Die Energieaußenpolitik ist untrennbar mit der Energiewende der Transformation des Energiesystems hin zu einer sicheren, bezahlbaren und klima- und umweltfreundlichen Energieversorgung verbunden. Das Energiekonzept der Bundesregierung (BReg) sieht vor, dass Deutschland 2050 rund 60 Prozent seines Bruttoenergieverbrauchs aus erneuerbaren Energien generieren wird. Deutschland importiert Energie und wird dies auch zukünftig tun. Die Energieaußenpolitik der BReg adressiert diesen Umstand und setzt dabei vor allem auf Risi kostreuung durch die politische Flankierung von Projekten deutscher und europäischer Investo ren und Importeure mit dem Ziel der weiteren Diversifikation bei den Energielieferländern

20 18 C. INTERNATIONALE UND NATIONALE GASMÄRKTE und Transportrouten. Der Ausbau der erneuerbaren Energien und eine verbesserte Energieeffizienz sind zentrale Elemente der deutschen Energiewende, um die Energieimportabhängigkeit Deutschlands zu senken und auch global zu einer verbesserten Energiesicherheit beizutragen. a) Im Hinblick auf den zukünftig notwendigen Import fossiler Energieträger ist ein wesentliches Ziel der Energieaußenpolitik, für stabile und vorteilhafte Rahmenbedingungen für internationale Investoren in den wichtigen Versorgungsräumen zu sorgen. b) Um günstige Investitions- und Einkaufsbedingungen in für unsere Versorgungssicherheit besonders wichtigen Liefer- und Transitländern zu erreichen, geht die BReg dauerhafte, institutionalisierte und auf Gegenseitigkeit angelegte Energiepartnerschaften ein. Beispiele für bestehende Energiepartnerschaften mit wichtigen, zum Teil auch perspektivischen, Energieliefer- und Transitländern sind die Deutsch-Nigerianische Energiepartnerschaft, die Deutsch-Kasachische Energiezusammenarbeit, die Deutsch-Norwegische Energiezusammenarbeit, die Deutsch-Russische Modernisierungspartnerschaft und das Deutsch-Türkische Energieforum. c) Die Entwicklung einer klaren Strategie für die Energieaußenbeziehungen der EU stellt ein wichtiges politisches Signal an die Energiepartner außerhalb der EU dar. Das hat sich z. B. in der russisch-ukrainischen Gaskrise gezeigt. Im Februar 2015 hat die EU-KOM ihre Mitteilung zur Rahmenstrategie für eine krisenfeste Energieunion mit einer zukunftsorientierten Klimaschutzstrategie vorgelegt. Die Kommission nennt in ihrer Mitteilung insbesondere Algerien, die Türkei, Aserbaidschan, Turkmenistan, den Nahen und Mittleren Osten sowie Afrika als immer wichtiger werdende Erzeuger- und Transitländer bzw. -regionen. Auch die Partnerschaft mit Norwegen sowie mit Ländern wie den USA und Kanada soll weiter ausgebaut werden. Eine Neudefinition der energiepolitischen Beziehung zu Russland sei ebenfalls erforderlich. Darüber hinaus solle besonderes Augenmerk auf den Ausbau der Energiepartnerschaft mit der Ukraine liegen. Auch im Rahmen der Europäischen Nachbarschaftspolitik spielt die Energiepolitik eine zentrale Rolle mit dem Ziel, eine verstärkte Integration der Energiemärkte und der Energiegemeinschaft durch Energiemarktreformen und Investitionsanreize zu erreichen. Der Europäische Rat hat sich mit den Thema Energieunion im März 2015 befasst. In seinen Schlussfolgerungen betonnt er u. a. mit Blick auf die Energieversorgungssicherheit die Bedeutung strategischer Energiepartnerschaften mit immer wichtiger werdenden Erzeuger- und Transitländern. d) Herausforderungen von globaler Dimension bedürfen auch globaler Lösungen. Daher arbei tet die BReg aktiv in multilateralen Energieorganisationen und -dialogforen mit wie z. B. in der Internationalen Energieagentur (IEA), im Internationalen Energieforum (IEF) sowie in der Internationalen Agentur für Erneuerbare Energien (IRENA). Während die IEA einen internationalen Ölkrisenvorsorgemechanismus unterhält, trägt das IEF zur Verbesserung des globalen Energiedialogs zwischen Ölund Gas-Produzenten und -Ver brauchern bei. IRENA hat sich als die globale Stimme der erneuerbaren Energien weltweit etabliert und ist eine der wichtigsten Plattformen für die internationale Zusammenarbeit für den Ausbau der erneuerbaren Energien. Darüber hinaus ist die BReg in den energiepolitischen Prozessen der G7 und G20 aktiv. e) Während der deutschen G7-Präsidentschaft im Jahr 2015 fand auf Einladung von Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel ein Treffen der G7-Energieminister unter dem Titel Nachhaltige Energiesicherheit in Hamburg statt, bei dem G7-Staaten verschiedene konkrete Maßnahmen und Aktivitäten beschlossen haben, die auch weltweit zu einer verbesserten nachhaltigen Energiesicherheit beitragen werden. Dazu gehören u. a. Maßnahmen im Bereich der internationalen Kooperation zu Energieeffizienz und Cyber-Sicherheit im Energiebereich, die Integration großer Mengen erneuerbarer Energien in Energiesysteme, die Reduktion von Kosten innovativer Energietechnologien und die Flexibilisierung und Transparenz von Gasmärkten (sowohl pipelinegebunden wie auch LNG). 4. Technische Sicherheit 4.1 Qualität der Netze In 49 Abs. 1 EnWG wird festgelegt, dass Energieanlagen so zu errichten und zu betreiben sind, dass die technische Sicherheit gewährleistet ist. Dabei sind vorbehaltlich sonstiger Rechtsvor schriften die allgemein anerkannten Regeln der Technik zu beachten.