Neue Importsituation verändert die Netzlandkarte

Markt - Netze

Erdgas - Der deutsche Markt steht ab 2019 durch eine neue Import- und Transportsituation vor erheblichen Veränderungen. Gelingt es, den Wandel aktiv zu gestalten, kann Deutschland zur Erdgasdrehscheibe für Europa werden.

30. November 2015

Seit Jahrzehnten basiert die Erdgasversorgung Deutschlands auf Strukturen, die wie in Stein gemeißelt scheinen: Seit 1963 strömt es aus den Niederlanden, seit 1973 aus Russland und seit 1977 aus Norwegen zu uns. In den 60er-Jahren begann auch die Erschließung inländischer Gasquellen. Kleine Mengen stammen zudem aus Dänemark.

Weniger niederländische Importe

Zwei der vier Hauptsäulen werden in absehbarer Zeit wegbrechen: Die niederländische Förderung wird ab 2019 langsam auslaufen, auch die deutsche Gasgewinnung ist rückläufig.

Beide Quellen zusammen decken heute rund 35% des deutschen Gasbedarfs. Parallel sollen 2019 die Stränge 3 und 4 der Nordstream-Pipeline durch die Ostsee in Betrieb gehen, die damit ihre Kapazität auf 110Mrd.m3/a verdoppelt. Gebaut werden die zusätzlichen Offshore-Transportkapazitäten federführend von der russischen Gazprom. Als Konsortialpartner sind Shell, Wintershall, E.on und OMV mit an Bord. Hinter diesem Bau steht das politische Kalkül Russlands, den Gasexport gen Westen über die Südroute via Ukraine zu drosseln. Schon heute laufen über die Ukraine nur noch rund 50% der früher transportierten Gasmengen.

Einerseits schwächt Russland mit der Gasumleitung die Wirtschaft der Transitländer. Andererseits bräuchte Gazprom – wie im Falle der Ukraine immer wieder erlebt – nicht mehr dem Geld für Gasexporte hinterherzulaufen, wenn diese Länder unter EU-Regie aus Richtung Westen mit Gas versorgt werden. Man mag von der russischen Strategie halten, was man will – sie definiert die neue Sachlage.

Somit stehen ab 2019 in Greifswald rund 55Mrd. m3/a Erdgas aus Russland zusätzlich an, die verteilt werden müssen. Einerseits Richtung Südosteuropa, um die bislang über die Südimportroute aufgespeisten Versorgungsnetze anzuschließen. Insbesondere die österreichische OMV hat daran ein großes Interesse, um ihren Handelspunkt Baumgarten bei Wien nicht aufgeben zu müssen. Andererseits wäre das zusätzliche russische Gas aus der Nordstream-Pipeline ein idealer Ersatz für die wegbrechenden Mengen aus den Niederlanden und Deutschland, die insbesondere im Westen der Bundesrepublik benötigt werden.

Mehr Gas aus Russland

Mit den existierenden Infrastrukturen lässt sich die Umverteilung des Gases nicht realisieren. Wie geht man mit dieser Situation um? Dr. Axel Botzenhardt, Geschäftsführer des Netzbetreibers Thyssengas, mahnt schnelles und entschlossenes Handeln an.

Der Chef des Dortmunder Unternehmens hat auch konkrete Vorschläge. Einerseits müsste die Transportkapazität der Ostsee-Pipeline-Anbindungsleitung (OPAL) Richtung Süden ausgebaut werden. Wobei fraglich ist, ob ein solcher Ausbau unter deutschem Regulierungsregime stattfinden kann. Beim Anschluss der westdeutschen Region über die Norddeutsche Erdgasleitung (NEL) sind ebenfalls Baumaßnahmen erforderlich. Botzenhardt plädiert dafür, die Zeelink-Pipeline, die aktuell von Aachen bis zum Speicher Epe geplant wird, bis zum Speicher Rehden und damit zur NEL zu verlängern.

Verlängerung der Zeelink?

Eigentlicher Sinn und Zweck der Zeelink ist es, die Nordrheinische Erdgastransportleitung (NETG), durch die bislang das holländische L-Gas zu deutschen Verbrauchern fließt, von Westen her mit H-Gas aufspeisen zu können. Das kann via Trans-Europa-Naturgas-Pipeline (TENP) mit begrenzten Mengen H-Gas aus Russland geschehen, aber auch in Form von LNG, das über Terminals an der belgischen Nordseeküste in die Zeelink gelangen könnte.

Da LNG eine Wette mit vielen Unbekannten darstellt, favorisiert Botzenhardt die Verlängerung der Zeelink bis Rehden. Somit würde es möglich, russisches Erdgas physisch bis in die Metropolen an Rhein und Ruhr zu leiten, aber auch weiter nach Westen, denn auch die Niederlande werden langfristig zum Gasimporteur.

Pipeline-Gas und LNG für Europa

Da in der Zeelink sowohl LNG als auch russisches Gas zur Verfügung stünde, könnte der Markt entscheiden, welches Gas tatsächlich zum Zuge kommt. Eine unter den Gesichtspunkten Wettbewerb und Versorgungssicherheit ideale Konstellation. Diese rund 100 km lange Leitung würde auch die beiden deutschen Marktgebiete – Gaspool ist mit dem Speicher in Rehden, Net Connect Germany mit dem Speicher Epe verbunden – besser verknüpfen. »Unsere Dispatcher hätten eine Flexibilitätskomponente mehr und könnten unser Netz ganz anders fahren, wenn sie Zugriff auf beide Speicher hätten«, betont Botzenhardt. »Auch die Versorgungssicherheit würde gestärkt, weil die Verbindung physisch verbessert würde.«

Netzentwicklungsplan anpassen

Die neue Situation führt zu einer Gemengelage mit vielfältigen Implikationen. Auch die Zunahme der Erdgasimporte aus Russland löst bei manchem Bauchgrimmen aus. Von Politikern, denen Botzenhardt sein Modell vorgestellt hat, habe er allerdings keinerlei Gegenwind gespürt. »Letztlich wollen wir einen lebendigen, liquiden Markt.« Der Thyssengas-Manager gehört aktuell zu den ganz wenigen Stimmen in der Branche, die zu diesem brisanten Thema klar Stellung beziehen. »Wir versuchen, das System aktiv mitzugestalten und strategisch weiterzuentwickeln. Die neuen Fakten liegen auf dem Tisch: Auf dem deutschen Gasmarkt findet ein physischer Game Changer statt, den wir mit virtuellen Methoden nicht managen können. Dafür sind rasche Weichenstellungen notwendig, das heißt der Netzentwicklungsplan muss angepasst werden. Und wir müssen schnell zu Entscheidungen kommen, denn Planung und Bau von Hochdruckleitungen sind zeitintensiv.« Die Kosten für das Verbindungsstück zwischen Rehden und Epe beziffert Botzenhardt auf etwa 350Mio.€.

Gas-Hub Deutschland

Zusätzlichen Reiz entwickelt dieses Modell nicht zuletzt dadurch, als in Deutschland ein Handelsplatz für Erdgas entstünde. »Wir müssen schauen, dass Deutschland die Chance nicht verpasst, eine Gasdrehscheibe zu werden«, sagt Botzenhardt. Den Gedanken, am Erdgas-Transitgeschäft zu partizipieren, findet er naturgemäß ebenfalls spannend. Sein eigenes Unternehmen will er im sich konsolidierenden Markt als Kooperationsplattform positionieren. »Mit unserer Management-Kompetenz, unserer unabhängigen Marktposition und unserem A-Rating, das uns die Geldbeschaffung erleichtert, sind wir ein interessanter Partner für Kooperationen mit anderen Ferngasnetzbetreibern.« Dass sinkender Erdgasbedarf diese Pläne obsolet machen könnte, glaubt der Thyssengas-Chef nicht. Den Wärmemarkt betrachtet er als feste Größe, auch wenn Erdgas dort immer effizienter eingesetzt werde. In der Stromerzeugung hätten Gaskraftwerke es aufgrund des billigen Braunkohlenstroms aktuell zwar schwer.

Doch dies werde sich durch den politischen Willen, die CO2-Belastung zu senken, in absehbarer Zeit ändern. »Dann brauchen wir Gaskraftwerke, um die fluktuierende Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zu stützen.«

Gerhard Großjohann (für Thyssengas)

Erschienen in Ausgabe: 10/2015