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Aktuelle und zukünftige Erdgasversorgung Deutschlands

Vor dem Hintergrund des Krieges in der Ukraine finden Sie hier Informationen zur Sicherheit der Gasversorgung in Deutschland, Erdgas aus Russland und Alternativen wie LNG sowie Wasserstoff.

Informationen zur deutschen und europäischen Gasinfrastruktur
Karte von Europa mit den Transportnetzen Gas
Aktueller Gastransport in Europa mit wichtigen Netzkopplungen (gelb) und LNG-Terminals (blau) © ENTSOG

Gasspeicher

Tagesaktueller Füllstand der Gasspeicher in Deutschland und Europa: Zur Übersicht der Gas Infrastructure Europe

Gastransporte

Interaktive Karte des Gastransports in Deutschland und Europa der European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSOG): Zur Karte

Auslastung LNG-Terminals

Beschäftigung der LNG-Terminals der Gas Infrastructure Europe: Aggregated LNG Storage Inventory

Den ausführlichen Lagebericht des Bundesnetzagentur mit Infos zu den Gasflüssen, Speichfüllständen und Gaspreisen finden Sie hier.

Häufig gestellte Fragen zur Gasversorgung in Deutschland

Stand: 8. Juni 2022

Allgemeines
Woher stammt das Erdgas in Deutschland?

Deutschland bezieht sein Erdgas zu über 94 Prozent aus Importen, sechs Prozent stammen aus heimischer Förderung, ein Prozent ist heimische Biomethaneinspeisung. (Quelle BMWK)

Die drei größten Importeure sind Russland (55 Prozent), Norwegen (31 Prozent) und die Niederlande (13 Prozent). Weitere Importe kommen aus Großbritannien und Dänemark (Quelle Statista). Der derzeitige Anteil von russischem Erdgas am deutschen Gasverbrauch beträgt ca. 35%.

Wie wirkt sich die aktuelle politische Lage kurz- und mittelfristig auf die Gaspreise aus?

Die Erdgaspreise für die Endkunden werden nach Einschätzung des DVGW insbesondere auch aufgrund der immer stärker wirkenden CO2-Bepreisung kurz- und mittelfristig moderat steigen. 

Die aktuelle politische Lage muss aus Sicht des DVGW zu einem drastischen Politikwechsel führen, der zeitnah und schnell auf klimaneutrale Gase setzt. Diese können sich bereits mittelfristig dämpfend auf die Gaspreisentwicklung auswirken, weil klimaneutrale Gase perspektivisch sehr günstig erzeugt werden können. Experten gehen von fünf Cent pro Kilowattstunde (KWh) aus (Quelle: Baer et.al., Roadmap Gas 2050). Zum Vergleich: Erdgas kostet aktuell rund 15 Cent pro Kilowattstunde. 

Notfallpläne und ihre Auswirkungen
Was bedeuten die Notfallpläne für Wirtschaft und Verbraucher?

Mit dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sind Gasnetzbetreiber verpflichtet, vorgeschriebene Maßnahmen zur Gewährleistung einer sicheren Versorgung mit Gas zu ergreifen. Im Falle einer Versorgungsunterbrechung ist die Belieferung der sogenannten geschützten Kunden so lange aufrecht zu halten, wie die Versorgung wirtschaftlich zumutbar ist. Die Wahl von Beschaffungswegen und Lieferquellen ist dabei frei. Die Verordnung (EU) 2017/1938 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2017 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Gasversorgung und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 994/2010 (SoS-VO) sieht ein umfassendes Instrumentarium vor, um den Erdgasbinnenmarkt zu stärken und Vorsorge für den Fall einer Versorgungskrise zu treffen.

Der Notfallplan Gas hat drei Alarmierungsstufen:

Frühwarnstufe:

  • konkrete, ernst zu nehmende Hinweise für Verschlechterung der Versorgungslage liegen vor
  • Auslösung der Alarm- oder Notfallstufe ist wahrscheinlich

Alarmstufe:

  • Verschlechterung der Versorgungslage liegt vor
  • Markt ist in der Lage Störung zu bewältigen ohne nicht-marktbasierte Maßnahmen einsetzen zu müssen

Notfallstufe:

  • weitere Verschlechterung der Versorgungslage liegt vor Markt ist nicht mehr in der Lage die Störung ohne Einsatz von nicht-marktbasierte Maßnahmen zu bewältigen
  • um insbesondere die Gasversorgung geschützter Kunden sicherzustellen werden zusätzlich nicht-marktbasierte Maßnahmen ergriffen
  • Die Notfallstufe wird zuerst immer auf nationaler Ebene durch die zuständige Behörde ausgerufen. Auf Antrag der zuständigen Behörden eines bzw. mehrerer Staaten die den Notfall ausgerufen haben, kann die Kommission einen unionsweiten bzw. regionalen Notfall ausrufen

Das Eintreten der einzelnen Krisenstufen ist abhängig vom Schweregrad der Störung, den erwarteten ökonomischen und technischen Auswirkungen und der Dringlichkeit der Störungsbeseitigung auf nationaler Ebene. Die Stufen müssen nicht nacheinander ausgerufen werden.

DVGW-Abschlussbericht „Korrelationsanalyse Versorgungssicherheit und Gasmarkt“; DVGW, 2013, S. 55
DVGW-Abschlussbericht „Korrelationsanalyse Versorgungssicherheit und Gasmarkt“; DVGW, 2013, S. 55 © DVGW
Organisation des Krisenteams Gas
Organisation des Krisenteams Gas © BMWK

Am 30.03.2022 wurde durch den Bundeswirtschaftsminister die Frühwarnstufe (Stufe 1) ausgerufen. Die Aktivierung dieser Frühwarnstufe ist zu begrüßen, weil sich alle Beteiligten so geordnet auf eine eventuelle Gasmangelsituation – die derzeit noch nicht besteht – vorbereiten können.

Das Krisenteam wurde mit der Frühwarnstufe initialisiert und tagt täglich seit dem 30.03.2022. Der Vorsitz liegt beim Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK), die Stellvertretung bei der Bundesnetzagentur, zudem werden Vertreter der Bundesländer hinzugeladen. Derzeit unterstützen Mitarbeiter der Fernleitungsnetzbetreiber und des Marktgebietsverantwortlichen das Krisenteam und sind maßgeblich an der Lagebilderstellung beteiligt.

Die Ausrufung der Frühwarnstufe bedeutet, dass die Regeln der §§ 16a und 16 EnWG weiterhin gelten: Gasversorgungsunternehmen stellen weiter die Versorgung mit Erdgas gemäß § 53a EnWG sicher. Hierfür stehen marktbasierte Maßnahmen gemäß Kapitel 7 des Notfallplans (Notfallplan Gas für die Bundesrepublik Deutschland) zur Verfügung. Dazu gehören u.a.:

  • Nutzung interner Regelenergie,
  • Optimierung von Lastflüssen,
  • Anforderung externer Regelenergie,
  • Abruf von externer lokaler und/oder netzpunktscharfe Regelenergie,
  • Verlagerung von Erdgasmengen in Zusammenarbeit mit Netzbetreibern in Deutschland sowie im benachbarten Ausland,
  • Lastflusszusagen,
  • Unterbrechungen auf vertraglicher Basis (unterbrechbare Verträge)

Basierend auf der Definition der Anforderungen an die Maßnahmen und der Selektion bzw. Klassifizierung der relevanten Maßnahmen, können die entsprechenden Handlungsmöglichkeiten des Ordnungsrahmens in weiterer Folge den Anforderungen zugeordnet werden:

DVGW-Abschlussbericht „Korrelationsanalyse Versorgungssicherheit und Gasmarkt“; DVGW, 2013, S. 76
DVGW-Abschlussbericht „Korrelationsanalyse Versorgungssicherheit und Gasmarkt“; DVGW, 2013, S. 76 © DVGW
Wer gehört zur Gruppe der schützenswerten Kunden, wer nicht?

Zur Gruppe der nach § 53a EnWG geschützten Kunden gehören:

  1. Haushaltskunden sowie kleine und mittlere Unternehmen aus dem Sektor Gewerbe, Handel, Dienstleistungen, deren Verbrauch über standardisierte Lastprofile gemessen wird. SLP-Kunden werden nach § 24 GasNZV über die Jahresentnahme von 1,5 Mio. Kilowattstunden oder bis zu einer maximalen stündlichen Ausspeiseleistung von 500 Kilowattstunden pro Stunde definiert.
  2. Grundlegende soziale Dienste. Hiermit sind Dienste aus den Bereichen Gesundheitsversorgung, grundlegende soziale Versorgung, Notfall, Sicherheit, Bildung oder öffentliche Verwaltung wie z.B. Krankenhäuser, stationäre Pflege- und Betreuungseinrichtungen sowie Polizei, Feuerwehr, Bundeswehr etc. gemeint.
  3. Fernwärmeanlagen, welche die o.g. Kundengruppen mit Wärme beliefern und keinen Brennstoffwechsel vornehmen können.

Bei Abschaltung eines nicht-geschützten Kunden ist eine umfangreiche Abwägung durchzuführen, welcher nicht-geschützter Kunde zuerst betroffen sein wird. Abschaltkriterien sind u.a.  Bedeutung für die Versorgung der Allgemeinheit, erwarteter Volks- und betriebswirtschaftlicher Schaden, Vorlaufzeiten für die Durchführung der technischen Maßnahme, Kosten und Dauer der Wiederinbetriebnahme, Größe des Unternehmens. Weitere Informationen zu den Abschaltkriterien wurden von der Bundesnetzagentur veröffentlicht (pdf, Stand: 17. Mai 2022).

Gasspeicherung
Welche Rolle spielen die Gasspeicher für die Versorgungssicherheit in Deutschland?

Gasspeicher sind ein zentrales Element für die Versorgungssicherheit in Deutschland mit Erdgas. Die Zuständigkeit liegt beim Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz und ist im Gasspeichergesetz geregelt.

Im Zusammenhang mit der Befüllung von Gasspeichern sind folgende technische Zusammenhänge zu beachten, wobei eine aussagekräftige Kennzahl für die Lieferstärke oder -schwäche einer Anlage die sogenannte Ausspeicherkennlinie ist.

Die Speicherkennlinien und damit die Ausspeicherleistungen sind von Speicher zu Speicher unterschiedlich. Ab wann ein Kipppunkt bei der Ausspeicherung erreicht ist, lässt sich deshalb nur jeweils für den einzelnen Speicher benennen. Die Speicherkennlinien bilden die Ein- und Ausspeicherleistung des Speichers abhängig vom Speicherfüllstand ab. Kennlinien sind daher abhängig vom Speichertyp und werden maßgeblich vom Druck und der Temperatur des Speichergases beeinflusst. Allerdings sind diese nicht konstant, sondern ändern sich in Abhängigkeit vom Speicherfüllstand und der Speicherfahrweise.

Klar ist: Je weniger Arbeitsgas in einem Speicher verbleibt, desto schneller sinkt die Ausspeicherleistung. Je mehr Arbeitsgas ausgespeichert wird, desto niedriger ist der Speicherdruck, was zu einer geringeren Ausspeicherrate führt. Bei Volllastbetrieb der Gasheizungen der Industrie und der Gaskraftwerke im Winter wäre die Gasversorgung beim Wegfall entweder der Speicher oder der Mengen aus dem laufenden Import nicht mehr gewährleistet.

Im Kernwinter bei tiefen Temperaturen sind Ausspeicherleistungen aus Speichern zur Bedarfsdeckung von Industrie und Gebäuden erforderlich. Sofern dies nicht gegeben ist, müssen entsprechende Mengen aus den Importen verfügbar sein.

Speicherbetreiber sind nicht im Eigentum von Erdgas, daher stellt sich die Frage: Welches Gas soll der Speicherbetreiber freigeben?

Das neue Speichergesetz vom 30.04.2022 (Teil 3a §§ 35a-35h EnWG) sieht die Befüllung der deutschen Gasspeicher zum 1. Oktober zu 80 Prozent, zum 1. November zu 90 Prozent und zum 1. Februar zu 40 Prozent vor. 
Nutzungsrechte an Speicherkapazitäten können zukünftig dem Markgebietsverantwortlichen Trading Hub Europe (THE) zur Verfügung gestellt werden, wenn Speicherkunden diese nicht nutzen („use it or lose it“). 
THE wurden umfangreiche Befugnisse auferlegt, um Maßnahmen für die ausreichende Befüllung der Gasspeicher zu ergreifen.

Technische und politische Konsequenzen eines sofortigen Lieferstopps
Welche technischen Konsequenzen hätte ein sofortiger Lieferstopp von russischem Gas?

Sofern es zu einem Lieferstopp von russischem Gas durch aktive Schließung der Ventile auf dem Weg der Transportleitungen nach Deutschland über die Routen Nord Stream 1, Yamal oder Transgas käme, wäre der Gasstrom unterbrochen und die Pipeline wird zu einem großen Röhrenspeicher. Das Gas steht in der Leitung, der Druck wird langsam abgebaut. Um einen bestimmten Mindestdruck, der für Transportverdichter oder auch Gasanwendungen erforderlich ist, nicht zu unterstreiten, müssen Maßnahmen ergriffen werden. Ultima ratio könnte die Abschaltung eines Verbrauchers sein. Das Bild zeigt einen typischen Druckverlauf in Transportleitungen vom vorgelagerten Netz (FNB) in das nachgelagerte Netz (VNB). Ohne Gegenmaßnahmen fällt der Druck bei einem Gasmangel deutlich unterhalb des Vertraglichen Mindestdruckes (p AV).

Allerdings kann das Netz dann auch nicht wieder einfach angefahren werden. Nach einer Unterbrechung der Kundenversorgung ist eine Wiederinbetriebnahme von Gasnetzen (Ortsnetzen) entsprechend den DVGW-Arbeitsblättern G 459-2 sowie G 600 (TRGI) in Verbindung mit dem DVGW-Rundschreiben G 03/2022 „Ergänzende Hinweise zur Wiederinbetriebnahme oder Druckbeaufschlagung von Ortsnetzen und Hausinstallationen in der Gasversorgung“ [s.unten unter "Downloads"]  vorzunehmen. Der Arbeitsaufwand dafür ist groß, zumal in Netzen ohne vollständigen Einsatz von:

  • Gasmangelsicherung in Gas-Druckregelgeräten
  • Sicherheitsabsperrventil (SAV) mit unterer Abschaltung in Gas-Druckregelgeräten
  • Flammenüberwachungseinrichtungen von Gasgeräten (z.B. thermische Zündsicherungen, Flammenionisationsüberwachung)
  • Zwangsbelüftung bei nicht flammenüberwachten Gasgeräten ((dies können vereinzelt nach Einführung der Gasgeräterichtlinie seit 1996 bis 2013 installierte Haushaltskochgeräte/Gasherde aus dem EU-Ausland sein. Seit 1996 sind bei diesen Haushaltskochgeräten bauseitige Maßnahmen = Zwangsbelüftung vorgeschrieben. Seit 2013 ist die Flammenüberwachung für alle Gasgeräte vorgeschrieben) 

Je nach Dauer des Versorgungsausfalls und der Ausstattung der Netzanschlüsse – relevant sind hierbei u. a. der Betriebsdruck und die vorhandenen Regel- und Sicherheitseinrichtungen – kann auch die Notwendigkeit einer Entriegelung der Sicherheitseinrichtung (SAV) und / oder einer Druckprüfung auf Dichten Verschluss der Leitungsanlage im Gebäude bestehen, welche den Aufwand nochmals erhöht. Sind allerdings Gas-Druckregelgeräte mit Gasmangelsicherungen bei allen Kunden installiert, kann die Wiederinbetriebnahme deutlich schneller erfolgen, da die Gasmangelsicherung die Druckbeaufschlagung des Leitungssystems vereinfacht und bei ausreichendem Vordruck automatisch wieder öffnet und keine manuelle Wiederinbetriebnahme durch geschultes Personal erforderlich ist. Die Gasmangelsicherung unterbricht die Gaszufuhr bei Unterschreitung des anliegenden Ausgangsdrucks und öffnet erst wieder automatisch, wenn sich in der nachgeschalteten Leitung ein ausreichender Überdruck aufbaut (Kontrolle auf dichten Verschluss). 

Die Gasgeräte selbst sind eigensicher ausgeführt, sodass die Wiederinbetriebnahme in der Regel durch den Betreiber erfolgen kann. Eine Ausnahme bilden ggf. „ältere“, raumluftabhängige Schornsteingeräte mit und ohne Abgasüberwachungseinrichtung, sogenannte B1-Geräte. Hier kann bei der Inbetriebnahme nach längerer Betriebsunterbrechung die Unterstützung durch das Fachhandwerk / den Netzbetreiber sinnvoll sein (siehe hierzu auch den entsprechenden Fachartikel unter "Download").

Ist es zutreffend, dass die Versorgung der Kundinnen und Kunden im L-Gasnetz grundsätzlich auch dann gesichert ist, wenn kein Gas mehr aus Russland fließen sollte, denn sie werden ja im Wesentlichen über die Niederlande versorgt?

Es trifft zu, dass die H-Gas- und L-Gas-Netze in Deutschland getrennte Infrastrukturen sind. Das hängt nicht mit den Leitungen und Netzkomponenten zusammen, da beide Gasqualitäten für das verbaute Netz aufgenommen werden können, sondern wegen der unterschiedlichen brenntechnischen Eigenschaften mit den Gasanwendungen.

Das L-Gas, welches überwiegend beim deutschen Letztverbraucher zum Einsatz kommt, wird über die niederländischen Grenzübergangspunkte in Bunde (Groningengas) und Zevenaar/Arnheim in das deutsche L-Gas-Netz eingespeist. Es gibt noch inländische Produktionsfelder im niedersächsischen Raum.

Wegen versiegender Quellen in Deutschland und Erdbebengefahr bei weiterer Produktion in Groningen, wird die L-Gas-Produktion sukzessive heruntergefahren. Spätestens bis 2030 sind alle Letztverbraucher auf H-Gas umgestellt. Aufgrund des hohen politischen Drucks infolge steigender Sachschäden an Häusern (Erdbeben) in den Niederländen wird die Produktion in Groningen deutlich früher eingestellt.

Das in Deutschland eingesetzte niederländische L-Gas ist sogenanntes Pseudo-L-Gas. Das heißt, es wird aus H-Gas durch Mischung mit Stickstoff (es existieren mehrere große Stickstoffproduktions- und Mischanlagen) erzeugt und über die niederländische Grenze nach Deutschland transportiert. Das eingesetzte H Gas kommt aus den bekannten Quellen. Von daher wäre bei einem kompletten Lieferstopp von russischem Importgas auch die Versorgung in den L Gas-Gebieten eingeschränkt. Daher sind die Projekte zur Schaffung von Alternativen, etwa der Bau von LNG-Terminals entlang der deutschen Küste und die Versorgung Deutschlands mit Gas und Wasserstoff aus neuen Lieferländern so wichtig und werden mit Hochdruck vorangetrieben, um bereits Ende diesen Jahres - spätestens aber Anfang 2023 – die ersten neuen Mengen in Deutschland anzulanden. 

Wie abhängig ist Deutschland von russischem Gas? Welche mittelfristigen Alternativen gibt es, wenn Nord Stream II dauerhaft nicht zum Einsatz käme?

Infrastruktur erhöht unsere Versorgungssicherheit und ist eine der tragenden Säulen der Versorgungssicherheit. Zukünftig muss bei der Struktur der Bezugs- und Erzeugungsländer noch stärker diversifiziert werden. Das gilt ebenso bei der Transformation in Richtung Wasserstoff. Wichtig ist, außerhalb des bewährten Kreises ebenfalls nach neuen Partnern zu suchen.

Aktueller denn je wird die Rolle der Ukraine mit Nord Stream II in Verbindung gebracht. Das Land könnte stärker mit energiepolitischen Deals an Europa angebunden werden, verfügt es doch über ein großes Biomasse-Potenzial, durch das sich Biogas erzeugen ließe. Es gibt Pipelines, die noch weiter östlich bis nach Kasachstan gehen, sodass man über die bestehenden Pipelines Wasserstoff, der z.B. in Kasachstan mit Windkraft hergestellt wird, und Biogas aus der Ukraine einsammeln könnte – alles mit dem Zielmarkt Deutschland.

Es ist wichtig, außerhalb des bewährten Kreises ebenfalls nach Partnern zu suchen, beim Wasserstoff beispielsweise Nordafrika wegen der dortigen hohen Sonneneinstrahlung. In Europa kann es Spanien sein. Für Norddeutschland wird die Nordsee an Bedeutung gewinnen. Ein Beispiel ist hier Holland mit Ausbau-Projekten, die keinen Strom mehr an Land bringen, sondern mit Pipelines auf dem Meer produzierten Wasserstoff. Über die Möglichkeit einer LNG-Anlandung auf deutschem Staatsgebiet (Wilhelmshafen, Brunsbüttel) wurde bereits mehrfach politisch nachgedacht. Deutschland ist bislang mittelbar über das europäische Pipelinesystem mit den LNG-Terminals in Rotterdam, Zeebrügge und Dunkerque verbunden. Eine Einspeisung von LNG in das europäische Erdgassystem über diverse Einspeisepunkte stärkt die Diversifikation.

Welche zukünftigen Alternativen zu Erdgas gibt es grundsätzlich?

Deutschland ist im Zusammenhang mit dem Ausstieg aus der Kernenergie und der Kohle gezwungen, beim Energiebezug weiter zu diversifizieren. Dazu gehört insbesondere der Hochlauf von Wasserstoff – heimisch und aus neuen Partnerländern, auch außerhalb der EU. Erdgas (aus Russland) wird daher auch mit Blick auf das Erreichen der ambitionierten Klimaschutzziele perspektivisch eine immer geringere Rolle spielen. Der DVGW begrüßt, dass die Bundesregierung diese Stoßrichtung mit der Nationalen Wasserstoffstrategie (NWS) verfolgt.

Was kann getan werden, um die Abhängigkeit von Russland zu senken?

Die heimische Produktion klimaneutraler Gase und insbesondere auch von erneuerbaren Gasen ist ein wichtiger Baustein, um die Abhängigkeit zu senken. Das wirtschaftlich und technisch darstellbare Potenzial liegt bei 300 bis 400 TWh (Quelle: Ecofys-Studie), was fast einem Drittel des gesamten heutigen Gasbedarfes Deutschlands entspricht. Damit wäre ein Großteil der russischen Gasmenge substituierbar.

Es ist zwingend notwendig, den Ausbau der Erzeugung klimaneutraler Gase mit dem Fokus Deutschland und Europa bzw. vorzugsweise entlang der bestehenden Lieferwege für Erdgas voranzutreiben. In Deutschland muss ein ambitionierter Hochlauf von Biomethan organisiert werden: Anzustreben ist ein Zielwert von rund acht TWh/Jahr in den Startjahren. Dies bedeutet ein Umswitchen der stromerzeugenden Biogasanlagen in Einspeiseanlagen. Hinzu kommt die heimische Produktion von Wasserstoff aus erneuerbarem Strom. Ein weiteres Standbein dieser Strategie ist der Import klimaneutraler Gase. In Europa kann grüner Wasserstoff in großen Mengen über die derzeit prognostizierten Bedarfe hinaus produziert werden (Quelle Gasforclimate2050.eu).

Der DVGW empfiehlt, dass die Netzbetreiber zusätzliche kontrahierbare Mengen aus Speichern exklusiv zur Verfügung gestellt bekommen, um die Systemstabilität schnell und wirkungsvoll auch in Zeiten einer Gasmangelsituation beheben zu können. Händler müssen also bestimmte Speichermengen für mögliche Versorgungslücken in Erdgasspeicher einlagern.

Weiterhin ist über den Bau bzw. die Inbetriebnahme eigener LNG-Terminals auf deutschem Staatsgebiet nachzudenken, an denen perspektivisch auch grünes Gas anlanden kann. Wenngleich Deutschland mittelbar über bestehende LNG-Einspeisepunkte in den Niederlanden, Belgien und Nordfrankreich angebunden ist, wird hierdurch eine weitere Redundanz geschaffen.

Darüber hinaus sollte der Hochlauf von Wasserstoff – Erzeugung, Transport und Verteilung hin zu den Anwendungen – forciert werden. Gemeinsam mit den Gasversorgern bereitet der DVGW bereits intensiv die Umstellung von Transport- und Verteilnetzen sowie Anwendungen auf Wasserstoff vor – Wasserstoff, der perspektivisch auch aus grünem Strom sowie biogenen Stoffen gewonnen werden kann und Erdgas insbesondere in nicht zu elektrifizierenden Sektoren wie Wärme und Industrie Erdgas ersetzen wird.

Wird die politische Entwicklung in Russland dazu führen, dass sich Deutschland noch früher als von der Bundesregierung geplant von der Erdgasversorgung verabschieden wird?

Die Nutzung von Erdgas heute und klimaneutralen Gasen in der Zukunft ist unverzichtbar. Es braucht Moleküle und Elektronen, eine hundertprozentige Elektrifizierung Deutschlands ist technisch illusorisch und volkswirtschaftlich verfehlt. Der weitaus größte Teil – vier Fünftel - unserer Energieversorgung erfolgt durch Moleküle. Sie können nicht von heute auf morgen ersetzt werden. Erdgas wird also weiterhin benötigt, da regenerativer Strom allein eine gigantische Bedarfslücke entstehen ließe und weder konstante Energie liefern noch Bedarfsspitzen abdecken kann, wie dies insbesondere im Wärmemarkt notwendig ist. Erdgas hat darüber hinaus Klimavorteile gegenüber Kohle: So entsteht bei seiner Verbrennung rund ein Drittel weniger CO2 als bei Kohle. Auch wenn Russland in der Vergangenheit immer ein zuverlässiger Lieferant gewesen ist, so gilt es spätestens jetzt, die aktuelle Lage zum Anlass zu nehmen und die Diversifizierung bezüglich Energiebezugsquellen und Energieträgern weiter voranzutreiben.

LNG-Terminals
Welcher technische und finanzielle Aufwand ist notwendig, um LNG-Terminals für den Import von grünen Wasserstoffderivaten wie Ammoniak umzurüsten?

Die Bundesregierung hat entschieden, LNG-Importe verstärkt in die Energieversorgung der Bundesrepublik einzubeziehen. Sie spielen bei einem möglichen russischen Lieferausfall eine zentrale Rolle. Aktuell gibt es in Europa 27 Terminals, im vergangenen Jahr waren diese nur zu 39 Prozent ausgelastet. Die für Deutschland wichtigen LNG-Standorte in Belgien und Niederlande sind überdurchschnittlich ausgelastet (ca. 70%).

Der Umbau eines LNG-Terminals auf die Nutzung für den Import von grünem Ammoniak ist technisch gut möglich. Große Teile der Infrastruktur wie zum Beispiel Schiffsanleger und der Netzanschluss an das Gasversorgungsnetz können ohne Anpassungen weiter genutzt werden. Die LNG-Tanks, die zentraler Bestandteil des Terminals sind, können auch für Ammoniak genutzt werden - allerdings mit geringerer Kapazität, da Ammoniak spezifisch schwerer ist als LNG. Pumpen, die LNG in und aus den Tanks pumpen, müssen ausgetauscht werden. Andere Anlagenbestandteile wie die Regasifizierungsanlage und das boil-off-gas Handlingsystem können angepasst werden.

Die anfallenden Mehrkosten liegen bei ca. 10 bis 20 Prozent der ursprünglichen Investitionssumme.

Möglich ist auch, das LNG-Terminal bzw. die Tanks durch stärkere Fundamente gleich zu Beginn auf Ammoniak auszulegen. Dann könnten die Tanks mit voller Kapazität weiter genutzt werden. 

Sonstiges
Welche Maßnahmen müssen im Gasverteilnetz eingeleitet werden, falls es zu einer Versorgung mit vorodoriertem Erdgas aus Frankreich kommen würde?

Verteilnetzbetreiber sind verpflichtet, dem Letztverbraucher ein - entsprechend den Anforderungen des DVGW-Arbeitsblattes G 280 - hinreichend odoriertes Gas zu liefern. Sofern das Verteilungsnetz bereits auf der Transportebene mit THT-odoriertem Gas aus Frankreich aufgespeist ist, muss ggfs. das Odorierverhalten des eigenen Verteilnetzes angepasst werden. Das Erdgas in den französischen Transportnetzen ist in etwa doppelt so stark mit THT odoriert als in deutschen Verteilnetzen üblich (ca. 40 mg/m³ THT). Bei einer Vermischung des selbst verwendeten Odoriermittels mit bereits vorodoriertem Importgas wird es nicht zu einer Geruchsauslöschung kommen. In der Konsequenz können vermehrte Gasgeruchsmeldungen auftreten, die organisatorisch durch den Störungsdienst behandelt werden müssen. Nach DVGW-Arbeitsblatt G 280 wird empfohlen, die betroffene Bevölkerung hinsichtlich des geänderten Gasgeruchs zu informieren.
Weitere Informationen sind dem DVGW-Rundschreiben G 04/2022 vom 01.06.2022 zu entnehmen.

Umstieg auf eine resiliente Energieversorgung mit erneuerbaren Gasen
Dieses Hintergrundpapier stellt die gewichtige Rolle von Erdgas in unserem Energiesystem dar und zeigt Handlungsmöglichkeiten auf, mit denen ein Hochlauf erneuerbarer Gase beschleunigt werden kann, um die Versorgungssicherheit und das Gelingen der Energiewende in Deutschland zu gewährleisten. Dabei wird deutlich, dass bereits bis 2030 ausreichende Mengen erneuerbarer Gase in Deutschland zu wettbewerbsfähigen Preisen verfügbar sein können, wenn die richtigen Rahmenbedingungen und Maßnahmen geschaffen bzw. umgesetzt werden.
Gasinfrastrukturen im Lichte des russischen Angriffskriegs auf die Ukraine
Vor dem Hintergrund des Krieges in der Ukraine stehen die Gasimporte der EU aus Russland in Frage, sowohl wegen eines möglichen Importstopps seitens Deutschlands oder der EU, als auch wegen eines möglichen Exportstopps durch Russland. Das Hintergrundpapier des Leitprojektes TransHyDE des BMBF fasst Daten und Informationen zu den aktuellen und geplanten Gasinfrastrukturen zusammen. Die Autoren beschreiben, welche Herausforderungen seitens Technik sowie Infrastruktur bestehen und liefern so die Grundlage für folgende eingehendere Analysen, wie eine sichere und klimanneutrale Energieversorgung möglich ist.
Der Sender Phoenix hat am 31.03. seine Talk-Reihe "phoenix runde" unter dem Titel "Habecks Frühwarnstufe – Dreht Putin den Gashahn zu?" ausgestrahlt. Gast war u.a. Frank Dietzsch, Leiter "Ordnungsrahmen Gastechnologien und Energiesysteme" beim DVGW.
https://youtu.be/jWY7EQNATCY
Ihre Ansprechpartner
Frank Dietzsch
Hauptgeschäftsstelle / Gastechnologien und Energiesysteme

Telefon+49 228 91 88-914
Dr. Volker Bartsch
Hauptgeschäftsstelle, Standort Berlin / Ordnungspolitik, Presse und Öffentlichkeitsarbeit

Telefon+49 30 24 08 30 95