Editorial
MÄRZ 2015
Erdgas-Schlagzeilen aus der Tagespresse
BULLETIN
zur liberalisierten Gaswirtschaft der Schweiz
Interview mit:
Daniela Decurtins
Seite 10
Die Berichterstattungen lassen für die Schweizer Gaswirtschaft wenig Freiraum Korrekturen und Richtigstellungen anzubringen. Mit Schlagzeilen wie: „Erdgas:
Haushalte um Millionen geprellt“ oder „Die Mär von der
Ölpreisbildung“ wird der Schweizer Bevölkerung ein
Bild der Schweizer Gasindustrie vermittelt, welches die
erfolgten Veränderungen einer Schweizer Gaswirtschaft
in den vergangenen Jahren nur unzureichend berücksichtigt.
Dazu zählt beispielsweise der sich immer noch in Gang
befindliche Umstellungsprozess von ölindexierten zu
marktbasierenden Preis-Modellen. Die ölindexierten
Verträge wirken sich dabei nicht unmittelbar auf die
laufenden Beschaffungskosten aus. Um die teilweise doch
stark schwankenden Ölpreise auszugleichen, wurden und
werden für die Ermittlung eines Durchschnittspreises
stets die Marktpreise der vergangenen Monate herangezogen. Somit wirken sich Ölpreisveränderungen
jeweils erst mit einer Zeitverzögerung von drei bis sechs
Monaten auf die aktuellen Gas-Endkundenpreise aus,
sowohl nach oben aber auch nach unten. Marktbasierte
Beschaffungs-Verträge führen gar noch später zu Preisanpassungen. Die Gründe sind darin zu sehen, dass Gas
für eine vorbestimmte Zeitperiode zu einem fixen Preis
abgenommen werden muss. Eine lediglich auf Spotpreise
ausgerichtete Gasbeschaffung wäre imstande, zwar
Preisschwankungen umgehend aufzufangen, aber nicht
nur nach unten, sondern auch nach oben. Eine derartige
Gasbeschaffung ist sowohl für die Kunden wie auch für die
Gasversorger nicht besonders vorteilhaft. Es sei denn, die
Gaspreise würden sich in einem ständigen Tief befinden,
was vom Markt aber andererseits nicht verlässlich und
dauerhaft gewährleistet werden kann.
Ein weiteres wesentliches Kostenelement sind die Netzkosten in der Schweiz. Diese festen Kosten können als
stabil bezeichnet werden und verändern sich auch nicht
durch Euro-Kursschwankungen oder einem Hoch und Tief
der internationalen Ölmarktpreise.
Um im energiemarktwirtschaftlichen Wettbewerb der
unterschiedlichen Heizsysteme bestehen zu können,
braucht es ohnehin konkurrenzfähige Gaspreise. Dessen
sind sich alle lokalen Schweizer Gasversorger durchaus
bewusst. Deshalb haben viele Schweizer Gasversorger, als
Folge des Euro-Kurssturzes, ihre Endkunden-Tarife um bis
zu 10 Prozent per sofort oder gar rückwirkend gesenkt.
In Kenntnis derartiger Zusammenhänge relativieren sich
letztendlich die eingangs aufgeführten Schlagzeilen in
den Medien doch beträchtlich. Arbeiten wir gemeinsam
daran, dass unsere Endkunden, aber auch die Medienschaffenden, diese vorgegebenen Preismechanismen zu
verstehen lernen. Transparenz und Nachvollziehbarkeit
schafft sowohl im Gas-Endkundenbereich als auch bei den
lokalen Gasversorgern eine beiderseitige energiemarktwirtschaftliche Zufriedenheit.
Redaktion, Heinz Gorsolke
Bild: Daniel Schwen, Wikimedia Commons (Schweizer Braunvieh)
SCHWEIZ
EUROPA
ENERGIE
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Bild: Sandip Dey, Wikimedia Commons
L
OKALE SCHWEIZER GASVERSORGER
SENKEN DIE KUNDENPREISE
Der tiefere Wechselkurs zum Euro verbilligt den Energieträger Bio- / Erdgas. Die meisten lokalen
Energie-Versorger in der Region Zürichsee, Zürcher Oberland senken die Endkundenpreise um rund
10 Prozent. Bei drei weiteren Gemeindewerken steht zudem eine Preisreduktion unmittelbar bevor.
«Starker Franken – günstigeres Gas» betitelte die Stadt
Wädenswil kürzlich eine Medienmitteilung. Ihre Stadtwerke senken die Erdgaspreise für alle Tarifgruppen
um einen halben Rappen pro Kilowattstunde (kWh).
Das bedeutet eine Verbilligung von durchschnittlich
10 Prozent oder rund 100 Franken im Jahr für einen
Haushalt.
Ebenfalls auf den tieferen Eurokurs, der in der Beschaffung stets als Leitwährung angesehen wird, hat die
Energie 360° AG mit einer Preissenkung reagiert. Der
Versorger, welcher wiederum schweiz-weit Energieerzeugnisse mit Gasprodukten anbietet, senkt die Preise
bereits schon zum zweiten Mal in diesem Jahr. Nach
einer ersten Reduktion per 1. Januar um 0.30 Rappen/
kWh folgt nun der nächste Schritt per 1. Februar 2015,
indem der Lieferpreis an den Endkunden um weitere
0.60 Rappen/kWh gesenkt wird.
Erdgas Obersee reagiert ebenfalls
Auch die Erdgas Obersee hat mit eine Preissenkung
beschlossen. Im Versorgungsgebiet der Erdgas Obersee, zwischen Zürichsee und Walensee, kostet die kWh
Gas neu um 0.50 Rappen weniger. «5000 Haushalte
würden von diesen tieferen Energiekosten profitieren,» meint Geschäftsführer Ernst Uhler. Erdgas
Obersee berechnet die tieferen Preise rückwirkend
ab dem 1. Februar.
Neubewertung im März 2015
Bereits zum zweiten Mal haben auch schon die Werke
am Zürichsee in Küsnacht reagiert. «Wir geben den
Preisvorteil an die Kunden weiter», sagt Norbert Brasser, Teamleiter Kundendienst der Werke am Zürichsee.
Die aktuellen Erdgaspreise in Küsnacht und Zollikon,
liegen nun um rund 10 Prozent tiefer. Da jetzt aber der
Gaspreis von einem instabilen Wechselkurs bestimmt
wird, muss derzeit monatlich ein Durchschnittspreis
kalkuliert werden, der auch künftig Preisänderungen
bei den Endkunden zu bewirken vermag. Natürlich
spielt nicht nur das aktuelle Währungs-Verhältnis
Euro/Franken in der Bestimmung der Preise eine
Rolle, sondern auch der Weltmarktpreis für Erdgas.
«Der Gastarif kann aber im März bereits schon wieder
anders aussehen», sagt auch Rolf Baumbach von der
Werken der Stadt Wädenswil. «Jetzt gelten die neuen
Tarife rückwirkend per 1. Januar bis zum 31. März, dann
wird die Preislage neu bewertet.»
Die Gemeindewerke Horgen senken den Gastarif
laut Betriebsleiter Antonio Stancampiano um durchschnittlich 1.10 Rappen pro kWh. Der Tarifnachlass gilt
rückwirkend ab 1. Januar.
In Thalwil steht dem Vernehmen nach ebenfalls eine
politische Entscheidung unmittelbar bevor. Thalwil
beliefert auch Oberrieden und Langnau mit Bio- /
Erdgas. In Kilchberg, dessen Werke auch Rüschlikon
mit Gas versorgt, wird die «Lage laufend geprüft», wie
Sandro Filosi, Leiter Tiefbau/Werke, nach Rückfrage
sagte. «Gut möglich, dass wir uns bald der neuen Ausgangslage anpassen werden.
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Bild: Chris 73, Wikimedia Commons
V
ORERST KEIN ERDGAS AUS
DEM SITTERTOBEL
Aus der erhofften Erdgasförderung im Sittertobel wird vorerst nichts. Die Stadt hat keinen Investor
gefunden. Das Bohrloch bleibt provisorisch verschlossen.
Stadtrat Fredy Brunner, der Ende März altershalber
zurücktritt, zog am Mittwoch an einer Medienkonferenz Bilanz. St. Gallen habe «Lehrgeld bezahlt» für die
Geothermiebranche. Die Tiefenbohrung habe zwar
Beweise geliefert, dass ein Geothermie-Kraftwerk in
der Schweiz machbar wäre. Wegen des Erdbebenrisikos und der rund zehnmal zu
kleinen Heisswassermenge sei das Projekt in St. Gallen
aber gescheitert. «Wir waren sehr nahe dran», bedauerte Brunner, der von einer «tragischen Situation»
sprach. Unter den gleichen Voraussetzungen würde
er das Projekt aber wieder lancieren. Rund 60 Millionen investiert
Der scheidende Stadtrat, der als Vater des Projekts
gilt, dankte der Bevölkerung und allen Beteiligten für
die Unterstützung. Die Stadtwerke könnten die Kosten verkraften. Das Projekt kostet, inklusive Rückbau
des Bohrplatze 60 Millionen Franken. Davon übernimmt der Bund voraussichtlich 16 Millionen. Bis auf weiteres bleibt das Bohrloch verschlossen.
Allerdings bleibt die Möglichkeit einer späteren Erdgasförderung offen. Laut Marco Huwiler, Leiter Geo-
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Das Sittertobelviadukt ist die höchste normalspurige Eisenbahnbrücke Europas Voralpenexpress (Luzern - Romanshorn)
thermie bei den Stadtwerken, wären dazu Investitionen von 5 bis 7 Millionen Franken nötig. Ein Investor
wurde bisher nicht gefunden. Weil das förderbare Gasvolumen unsicher ist, will die
Stadt die Erdgasförderung höchstens mit Partnern
angehen. Gespräche mit potenziellen Investoren hätten stattgefunden, die Abklärungen dauerten aber
länger als erwartet, hiess es an der Medienkonferenz.
Denkbar sei auch eine Nutzung des Bohrlochs für die
Forschung. Grosse Hoffnung – herbe Enttäuschung Die Stadt St. Gallen hatte grosse Hoffnungen in das
Geothermieprojekt gesetzt. Die Stimmberechtigten
hiessen 2010 einen Kredit von 160 Millionen für die
Bohrung, das geplante Kraftwerk und den Ausbau des
Fernwärmenetzes sehr deutlich gut. Im Juli 2013 löste die Tiefenbohrung ein Erdbeben
der Stärke 3,5 aus. Dabei trat unerwartet Erdgas in
grösserer Menge aus. Heisswasser wurde in 4450
Metern Tiefe zwar auch gefunden, doch war die
Menge viel zu klein. Dies alles bedeutete das Aus für
das Geothermie-Kraftwerk.
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’ZEW’
ENERGIEMARKT-BAROMETER:
ENERGIEPREISE IM DEUTSCHEN
GROSSHANDEL ZIEHEN
BIS 2020 AN
Bad Marienberg (www.aktiencheck.de) - Nach einer
kurzfristigen Phase der Stagnation werden die Energiepreise auf den Großhandelsmärkten in Deutschland mittelfristig bis zum Jahr 2020 voraussichtlich
wieder steigen. Zu diesem Ergebnis kommt das aktuelle Energiemarktbarometer des Zentrums für Europäische Wirtschaftsforschung (ZEW), eine bundesweit
einzigartige Umfrage unter Energieexperten zu den
Preiserwartungen für die Energieträger Strom, Rohöl,
Erdgas und Kohle im deutschen Großhandel. Näheres entnehmen Sie bitte dem Wortlaut der folgenden
Pressemeldung:
Für die kommenden sechs Monate sieht jeweils die
Mehrheit der Experten kaum Änderungen bei den
Preisen für Strom, Erdgas, Kohle und Rohöl. Zwei
Drittel der Befragten erwarten in diesem Zeitraum
eine Stagnation der deutschlandweiten Strompreise,
16 Prozent gehen von einem kurzfristigen Anstieg
aus. Der Anteil der Experten, die kurzfristig weiter
sinkende Strompreise erwarten, ist um vier Prozentpunkte leicht gestiegen und liegt nun bei 18 Prozent.
Ähnlich sind die Erwartungen für Erdgas.
Für die nächsten sechs Monate sieht ein Großteil der
Befragten (63 Prozent) stagnierende Erdgaspreise für
Großkunden als wahrscheinlich an. 18 Prozent rechnen
mit sinkenden, 19 Prozent mit steigenden Preisen. Ein
Unterschied in der Bewertung ist bei den Erwartungen für Rohölpreise zu erkennen. Nachdem sich der
Rohölpreis in den vergangenen sechs Monaten fast
halbiert hat, gehen 58 Prozent der Umfrageteilnehmer kurzfristig von stagnierenden Ölpreisen aus.
Annähernd 27 Prozent sehen in den nächsten Monaten
aber die Wahrscheinlichkeit weiter sinkender Preise.
Trotz dieser kurzfristig stabilen bis rückläufigen Preiserwartungen sehen die Experten mittelfristig wieder
einen Anstieg für die meisten Energieträger voraus.
Die Anzahl der Experten, die in den nächsten fünf
Jahren einen Anstieg der Preise von Rohöl erwarten,
bleibt auf einem kontinuierlich hohen Stand von 76
Prozent, nur ein kleiner Teil von fünf Prozent sieht für
die nächsten fünf Jahre einen Abwärtstrend. Auch
beim Strom sind mehr als 78 Prozent der Meinung,
dass die Preise in den nächsten fünf Jahren steigen
werden. Bei den mittelfristigen Einschätzungen für
Erdgas erwarten 59 Prozent der Befragten steigende
Preise, ein leichter Rückgang im Vergleich zu den
67 Prozent in der Erhebung zur Jahresmitte 2014.
Die aktuellen Preiserwartungen für Kohle zeigen im
direkten Vergleich zur vergangenen Umfrage ein fast
identisches Bild. Lediglich in der kurzen Frist für die
nächsten sechs Monate erwarten mit 77 Prozent etwas
weniger Teilnehmer stagnierende Preise. Etwas mehr
als die Hälfte der Experten erwarten weiterhin stagnierende Preise für die nächsten fünf Jahre, 39 Prozent sind der Meinung, dass die Kohlepreise steigen
werden.
Der Preis für CO2-Emissionszertifikate ist seit längerem deutlich unter dem Niveau der Jahre 2008 bis
2011. Daher prognostiziert ein Großteil der Experten
(73 Prozent) für die nächsten sechs Monate Preise von
fünf bis zehn Euro pro Tonne (EUR/t). Im Juni 2014
gingen noch 21 Prozent der Teilnehmer von kurzfristigen Preisen zwischen null bis fünf EUR/t aus, in
der aktuellen Befragung sinkt dieser Anteil auf zwölf
Prozent. Die Erwartung mittelfristig höherer Preise
setzt sich fort. Insgesamt 57 Prozent rechnen mit
einer Erhöhung des Preises auf zehn bis 20 EUR/t in
den kommenden fünf Jahren - ein Preisniveau, das
im Emissionshandel seit mehreren Jahren nicht mehr
erreicht wurde.
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Bild: Martina Nolte, Wikimedia Commons (Biogas Deutschland)
Das ZEW Energiemarktbarometer ist ein Branchenpanel, das seit 13 Jahren Einschätzungen über Energiepreise, Versorgungssicherheit und Marktstrukturen
im deutschen und europäischen Energiemarkt bündelt. Als halbjährliche Erhebung konzipiert, umfasst
das Energiemarktbarometer eine Befragung von rund
200 Experten aus Wissenschaft und Praxis (Energieversorgungs-, -Handels- und -Dienstleistungsunter-
nehmen). Die Experten werden zu ihren Erwartungen
hinsichtlich der kurz- und mittelfristigen Entwicklungen auf den nationalen und internationalen Energiemärkten befragt (kurzfristiger Zeithorizont: sechs
Monate, mittelfristiger Zeithorizont: fünf Jahre). Die
Ergebnisse der aktuellen Befragung beziehen sich auf
den Zeitraum im November 2014.
ERDGAS SÜDWEST PLANT BIOHYBRID-ANLAGE IN
SÜDDEUTSCHLAND
Bild: Erdgas Südwest
Eine Anlage zur Verflüssigung und Lagerung von Roh-Biogas könnte im Gebiet «Kieswerk Schwackenreute»
entstehen. Das Unternehmen, das die Anlage plant, stellte das Projekt im Mühlinger Gemeinderat vor
Für zwölf Millionen Euro soll im Kieswerk Schwackenreute eine Biohybrid-Anlage gebaut werden. Das Modell
zeigt, wie eine solche Anlage aussieht.
Wieder einmal mehr lockte die geplante Ansiedlung eines nicht ganz alltäglichen Gewerbebetriebes die
Zuhörer der Ortsteile in den Ratssaal. Die Tagesordnung des Gemeinderates verriet die geplante Änderung
des Bebauungsplans «Kieswerk Schwackenreute», welches als Sondergebiet für die Verwirklichung einer
Biohybrid-Anlage zur Diskussion stand.
Oliver Auras als Leiter der Projektentwicklung stellte gemeinsam mit weiteren Mitarbeitern aus den verschiedenen Planungsbereichen des Unternehmens Erdgas Südwest das Vorhaben des regional tätigen
Energiedienstleisters mit den Gesellschaftern EnBW und OEW (Oberschwäbische Elektrizitätswerke) dem
Gemeinderat vor. Geplant ist der Bau einer Transportleitung von der Muffler Biogas Gbr Schwackenreute
zur Biogasaufbereitungsanlage, welches sich im Bereich Kieswerk Schwackenreute befände. Dort soll das
gelieferte Roh-Biogas zu bio-LNG (liquid natural gas) verflüssigt und in einem dortigen Speicherbehälter
mit einer Kapazität von 48 Tonnen gelagert werden, bis es dann von dort aus per Achse weitertransportiert
wird. Den Entwurf der Anlage sahen die Zuhörer in einer farbigen Simulation, die nach einem Modell einer
in Oslo bereits gebauten Anlage erstellt wurde.
Der Verkehrszuwachs wäre gering, so Oliver Auras. «Man rechnet mit einem Lastwagen» pro Arbeitstag.
Auch im Bereich des Emmissionsschutzes dürfte es keine Probleme geben, da diese Anlagen geräuscharm im
Verhältnis zum bisherigen Lärm des Kieswerks oder der Biogasanlage sind. Zu Geruchsbelästigungen käme
es nicht, denn die Anlage ist technisch gasdicht. Bedenken wegen Explosionsgefahr von Anlagenteilen wie
Lagerbehältern beispielsweise bräuchten sich die Bewohner ebenfalls nicht haben. Gasnetze und -speicher
gebe es viele, denn rund 49 Prozent der 38 Millionen deutschen Haushalte vertrauen auf Gas. Ein bekanntes Beispiel für einen Gasspeicher befindet sich mit einem Speichervolumen von 1200 Tonnen in Stuttgart,
umgeben von Firmensitzen und Wohnblöcken.
Die geplante Anlage wäre die erste in ihrer Art deutschlandweit. Sie wäre Vorreiter im Bereich der Energiewende und ein großer Schritt für die Gemeinde im Bereich der nachhaltigen und ökologischen Energieversorgung. Für die Zukunft wäre auch die Anbindung der Anlage an das Transportnetz für Erdgas möglich.
Mühlingen könnte davon profitieren. Auch eine eigene öffentliche Erdgastankstelle für Kraftfahrzeuge
wäre realisierbar.
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Bild: Christian Sieweke, Wikimedia Commons (Paeonienblüte im Sichtungsgarten Weihenstephan)
P
ROJEKT DER HOCHSCHULE
WEIHENSTEPHAN-TRIESDORF
Herstellung von flüssigem Biomethan aus Biogas zur Langzeitspeicherung von Energie
Strom und Wärme aus Biogas sind tragende Säulen
der Versorgung mit erneuerbaren Energien: Alleine
in Deutschland stehen mehr als 7´000 Anlagen mit
einer Gesamtleistung von mehr als 3´500 MW. Die
im Biogas enthaltene Energie wird aber nicht immer
effizient genutzt: das liegt beispielsweise daran, dass
vielen Biogasanlagen Abnehmer für die bei der Verstromung entstehende Wärme fehlen.
Auch sind die Möglichkeiten, das Gas zu speichern auf
Grund der enormen Volumenausdehnung begrenzt.
Wünschenswert wäre es aber, Biogas vor allem dann
zu verstromen, wenn der Strombedarf hoch ist oder
Sonnen- und Windenergie nicht verfügbar sind.
Hier bietet das Projekt «Flüssiges Biomethan» einen
möglichen Lösungsweg an: über die Abtrennung von
Störstoffen sowie eine kryogene Verflüssigungseinheit
entsteht aus dem Rohgas der Biogasanlagen flüssiges
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Biomethan sowie industriell einsetzbares Trockeneis.
Das Biomethan ist auf Grund des stark reduzierten
Volumens ein flexibel einsetzbarer, gut transportabler
und langzeitspeicherbarer Energieträger.
Vom Biogas zum flüssigen Biomethan
Die Hochschulen in Landshut und Freising arbeiten
in einem gemeinsamen Forschungsprojekt an Konzept und Umsetzung zur Umwandlung von Biogas
in flüssiges Biomethan. Das vorgeschlagene System besteht aus einer für das Rohgas individuell
angepassten Gasreinigung (Projektteil Hochschule
Weihenstephan-Triesdorf) und einer kryogenen Verflüssigungseinheit (Projektteil Hochschule Landshut).
Das abgeschiedene Kohlenstoffdioxid kann als Trockeneis stofflich oder energetisch verwertet werden. Die
Verfahrenskombination soll in einer Laboranlage
Störstoffen sind auch die Vorgaben zur Einspeisung
ins Erdgasnetz sowie die Qualitätsanforderungen für
die Vermarktung der CO2-Pellets ausschlaggebend.
Monetärer Zielkorridor für die Gasreinigungstechnologie ist, dass sie auch für kleinere Biogasanlagen ökonomisch sinnvoll darstellbar ist, für die eine konventionelle Gasreinigung mit Einspeisung ins Erdgasnetz
nach Stand der Technik bisher nicht wirtschaftlich ist.
Im Arbeitspaket «Gasanalyse und Gasreinigung» wird
untersucht, wie die notwendigen Gas-Reinheitsgrade
technisch und möglichst kosteneffizient erreicht
sowie überprüft und dokumentiert werden können.
Vorteile der Verflüssigung von Biomethan
Mit der Umwandlung von Biogas zu langzeitspeicherfähigem flüssigen Biomethan wird der Anfall und
Bedarf von Wärme und Strom sowohl zeitlich als auch
örtlich entkoppelt. Der Platzbedarf für die Speicherung kann auf Grund des viel geringeren Volumenbedarfs von flüssigem Biomethan gegenüber dem
gasförmigen Zustand von Methan auf etwa ein 1/600
reduziert werden.
realisiert, weiterentwickelt und optimiert werden, um
daraus ein praxistaugliches Verfahren zu entwickeln,
das auch für Kleinanlagen rentabel ist.
Die hohe Energiedichte von flüssigem Biomethan
erlaubt zudem einen unkomplizierten Transport
großer Energiemengen. Bei der Nutzung des flüssigen Biomethans können deshalb hohe Wirkungsgrade
erzielt und die bei der Verstromung des Biogases vor
Ort oft unzureichende Wärmenutzung vermieden
werden. Ziel des Vorhabens ist es außerdem, eine
hohe Produktqualität der abgetrennten gefrorenen
CO2-Pellets sicherzustellen und damit eine Vermarktbarkeit des Trockeneises zu gewährleisten.
Arbeitsprogramm Gasreinigung und Gasanalyse
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Grundvoraussetzung für die Umwandlung des Biogases in flüssiges Biomethan ist eine speziell angepasste und zuverlässig arbeitende Gasreinigung.
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Daniela Decurtins
Direktorin des Verbands der Schweizerischen
Gasindustrie (VSG)
Aktuelle Fragen zu Biogas
Seit wann engagiert sich der VSG im Biogasmarkt und wie schätzen Sie dessen Bedeutung ein?
Die Schweiz ist Pionier auf diesem Gebiet. 1997 wurde Biogas erstmals lokal in ein Gasnetz eingespeist, und die
schweizerische Gaswirtschaft hat dies von Anfang an stark unterstützt. So wurde 2003 in einer Rahmenvereinbarung festgelegt, dass schweizweit bezogen auf den gesamten Absatz von Gastreibstoff mindestens 10% Biogas
eingespeist werden soll. 2011 wurde zudem ein Förderprogramm gestartet, bei der die Schweizer Gaswirtschaft
Investitionen in neue Anlagen und die Einspeisung mit finanziellen Beiträgen unterstützt.
Biogas erhält aber nach wie vor keine staatliche Unterstützung. Wird sich das ändern?
Wer Biogas verstromt, erhält gemäss Energiegesetz des Bundes eine kostendeckende Einspeisevergütung
(KEV). Das führt zu Fehlanreizen, weil der Energienutzen bei der Verwendung als Gas deutlich höher ist als bei
der Verstromung. Der Bund unterstützte die Entwicklung aber insofern, indem Biogas seit 2008 unter bestimmten Voraussetzungen von der Mineralölsteuer befreit ist. Damit dies funktioniert, braucht es eine lückenlose
und korrekte Bilanzierung von Einspeisung und Verbrauch von Biogas, welche der VSG mit der Clearingstelle
gewährleistet (siehe Info-Kasten).
Welche Rolle spielt aus Ihrer Sicht Biogas in der Zukunft?
Biogas und erneuerbare Gase generell, also auch Wasserstoff und Methan aus Wind- oder Solarstrom werden
die Zukunft der Gasversorgung entscheidend mitprägen. Erdgas und die erneuerbaren Gase können den Umbau
der Energieversorgung hin zu mehr erneuerbaren Energien und der Reduktion von CO2-Emissionen massgeblich unterstützen. Auf eine kurze Formel gebracht: Ohne die Leistungs-, Speicher- und Pufferfähigkeit der
Gasinfrastruktur und die besonderen Eigenschaften von Gas ist ein versorgungssicheres und wirtschaftliches
Energiesystem kaum realisierbar. Aber ohne einen zunehmenden Anteil erneuerbarer Energie aus dem Gasnetz
wird die politische Akzeptanz dieser Infrastruktur langfristig in Frage gestellt. Deshalb sind die erneuerbaren
Gase für die Schweizer Gaswirtschaft ein eminent wichtiges Thema, das sie mit eigenen finanziellen Mitteln
stark unterstützt.
Wie erfolgt die technische Abwicklung? Müssen Produktion und Verbrauch von Biogas zeitgleich stattfinden oder gibt es ein bestimmtes «Verfalldatum»?
Nein, die Transport- und Speicherfunktion des Gasnetzes wird anerkannt, indem Einspeisung und Verbrauch
zeitlich und örtlich voneinander unabhängig sind. Die einzige Hürde, die wir in Bezug auf die Anerkennung
von Biogas durch die Bundesbehörden bisher nicht überspringen konnten, ist die Landesgrenze. Erfolgt die
Einspeisung ins Gasnetz im Ausland, so werden die entsprechenden Energiemengen von der Eidgenössischen
Zollverwaltung als Erdgas behandelt und mit CO2-Abgabe und Mineralölsteuer belastet.
Was braucht es, dass diese Praxis geändert wird?
Unabdingbar ist auf jeden Fall, dass die gleiche Gewähr für das Biogas besteht wie im Inland. Das bezieht sich
nicht nur auf die korrekte Mengenbilanzierung, sondern auch auf die Qualitäts- und Nachhaltigkeitskriterien.
Diese haben die schweizerische Politik in der Vergangenheit intensiv beschäftigt, und die Gaswirtschaft hat
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sich immer dazu bekannt, dass die Biogasproduktion nach dem Stand der Technik und aus biogenen Abfällen
oder Rückständen aus der Produktion oder Verarbeitung von land- oder forstwirtschaftlichen Erzeugnissen
erfolgen soll. Andere Länder schaffen mit der Förderung des Anbaus nachwachsender Rohstoffe («NAWARO»)
eine «Teller-gegen-Tank»-Problematik. Das lehnen wir klar ab.
Was unternimmt die Gaswirtschaft konkret, um die Akzeptanz des Biogasimports fördern?
Zusätzlich zu den Kontakten mit Vertretern der Bundesverwaltung und des Parlaments bemühen wir uns auch
darum, dass die Zusammenarbeit unter den europäischen Ländern auf der praktischen Ebene vereinfacht wird.
Der VSG hat zusammen mit den Betreibern von Biogasregistern aus Deutschland, Frankreich, Österreich,
Grossbritannien, und Dänemark einen «Letter of Intent» unterzeichnet. Ziel ist es, geeignete Voraussetzungen
für die Zusammenarbeit zwischen den Registern zu schaffen. So könnte der Nachweis einfacher geführt werden, dass die Anforderungen des Bestimmungslandes von importiertem Biogas tatsächlich eingehalten sind.
Schliesslich braucht es aber den politischen Willen hier in der Schweiz. Diesbezüglich erwarten wir mit Spannung
einen bundesrätlichen Bericht, der auf Grund eines nationalrätlichen Postulats (13.3004) erstellt wird.
Wir haben nun vom Import gesprochen, gibt es auch noch offene Wünsche
des VSG in Bezug auf die Akzeptanz von Biogas im Inland?
Da stehen derzeit die Kantone im Fokus. Der VSG setzt sich dafür ein, dass die Nutzung von Biogas auch
im Gebäudebereich als erneuerbare Energie anerkannt wird. Dies ist aber in den neuen Mustervorschriften
der Kantone im Energiebereich (MuKEn), die Anfang Januar durch die Energiedirektorenkonferenz (EnDK)
beschlossen wurden, nicht berücksichtigt. Ich habe Verständnis dafür, dass die Kantone Instrumente brauchen, mit denen ein einfacher und sicherer Vollzug gewährleistet ist. Deshalb haben wir konkrete Vorschläge
erarbeitet und bleiben mit Kantonsvertretern in Kontakt. In der Mobilität und in der Stromerzeugung wurde es
vorgemacht – nun sollte auch im Gebäudebereich die Option Erneuerbarkeit für die Gasversorgung ermöglicht
werden.
Sehr geehrte Frau Decurtins, herzlichen Dank für das Interview.
Clearingstelle Biogas des VSG
Zum Bilanzkreis der Clearingstelle gehören das schweizerische Staatsgebiet sowie die Zollanschlussgebiete (Fürstentum Liechtenstein, Büsingen und Campione d’Italia) gemäss Art. 3 Abs. 2 MinöStG
(Mineralölsteuergesetz, SR 641.61). Die Zusammenarbeit und die Aufgabenteilung zwischen dem VSG
und der Oberzolldirektion sind in einer Vereinbarung geregelt und in einem Manual konkretisiert.
Alle Einkäufe, Weiterverkäufe und Verbräuche sind von den meldeberechtigten Personen quartalsweise über www.biogasclearing.ch abzurechnen. Die Händler und Verbraucher müssen sich dafür bei
der Clearingstelle als User registrieren lassen. Als Weiterverkauf (Handelsmeldung) wird dabei jene
Menge Biogas erfasst, die an eine andere Firma verkauft wird. Biogas, das der Melder an einer eigenen
Tankstelle abgibt, als Heizgas (Biogas als Brennstoff) an Endkunden verkauft oder verstromt, muss
demgegenüber in der Verbrauchsmeldung erfasst werden. Die genauen Regeln sind detailliert vom
schweizerischen Zoll- und Abgabenrecht vorgegeben. So ist zum Beispiel festgelegt, dass die Meldungen in Kilogramm erfolgen müssen und welche Umrechnungsfaktoren von Normkubikmetern bzw.
Kilowattstunden dabei anzuwenden sind.
In der Clearingstelle erfasst werden dürfen nur Biogasmengen, die unter Erfüllung der ökologischen
und sozialen Mindestanforderungen gemäss den Artikeln 19b und 19d der MinöStV (Mineralölsteuerverordnung, SR 641.611) in das Erdgasnetz eingespeist werden. Weil gegenwärtig der Import von Biogas
über das Erdgasnetz von der Eidgenössischen Zollverwaltung noch nicht entsprechend anerkannt wird,
können solche Biogasmengen vorerst nicht in der Clearingstelle verbucht werden. Um dennoch die
gesamte Biogasnutzung abzubilden, erfasst der VSG diese Mengen vorerst separat und setzt sich
gleichzeitig auf politischer Ebene für die Anerkennung des Biogasimports ein.
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E
RDGAS-PIPELINE
NACH ANDRATX
GEHT IN BETRIEB
Premier Bauzá hat am 19.2.2015
den Gashahn aufgedreht
Der Ausbau des Gasleitungsnetzes auf Mallorca
kommt voran: Eine Pipeline, die von der Müllverbrennungsanlage Son Reus nördlich von Palma de Mallorca
bis nach Andratx führt, ist inzwischen fertiggestellt
und wurde am Donnerstag (19.2.) in Betrieb genommen. Balearen-Premier José Ramón Bauzá (Volkspartei, PP) drehte an der Regulierstation in der Nähe von
Santa Ponça in Anwesenheit weiterer Regierungsvertreter offiziell den Gashahn für die Pipeline auf.
Bislang gibt es nur eine Verbindung vom Festland nach
Mallorca und hier zu den Kraftwerken Cas Tresorer
und Son Reus. Der Bau der 41 Kilometer langen Leitung nach Andratx hat rund 16,4 Millionen Euro gekostet, 217 Grundstücke mussten teilenteignet werden.
Versorgt werden von der Pipeline mehr als 100´000
Haushalte und mehr als tausend Geschäfte und Hotels
in den Gemeinden Andratx, Calvià und Palma. Weitere
Pipelines sollen das Erdgas von Palma nach Felanitx,
Manacor und Alcúdia transportieren.
Redaktion HG
3. Nationaler
Energiekonzept-Kongress 2015
Energiekonzepte
im Wandel der Zeit
und Politik
Donnerstag, 21. Mai 2015
Olma Messen St.Gallen
www.energiekonzeptkongress.ch
energieagentur
st.gallen
Kanton St.Gallen
Amt für Umwelt und Energie
Mallorca, Balearische Inseln
12
Medienmitteilung, 13. Februar 2015
HSR ERÖFFNET SCHWEIZWEIT ERSTE
«POWER-TO-METHANE» - ANLAGE ZUR PRODUKTION
VON VOLLSTÄNDIG ERNEUERBAREM TREIBSTOFF
Am 13. Februar 2015 stellte das IET Institut für Energietechnik der HSR die erste «Power-to-Methane»Anlage in der Schweiz der Öffentlichkeit vor, deren produzierter Treibstoff vollständig erneuerbar ist. Aus
Sonne, Wasser und aus der Luft absorbiertem CO2 wird dort klimaneutrales Methangas hergestellt, das
als Fahrzeugtreibstoff zur Stromspeicherung verwendet werden kann. Technisch ist es bereits heute möglich, klimaneutral alle flüssigen und gasförmigen Treib- und Brennstoffe synthetisch herzustellen. Den
Praxisbeweis für Methangas, das zur Betankung von Erdgasfahrzeugen verwendet werden kann, erbringt
die offizielle Inbetriebnahme der Pilot- und Demonstrationsanlage Power-to-Methane der HSR am 13.
Februar 2015. Die Forscher des IET betreiben in Rapperswil-Jona damit die erste Anlage in der Schweiz,
die vollständig erneuerbaren Treibstoff herstellen kann. Was «vollständig erneuerbar» bedeutet, erklärt
IET-Leiter Markus Friedl: «Unsere Pilot- und Demonstrationsanlage verfügt über einen CO2-Kollektor.
Dieser entnimmt der Atmosphäre bei der Produktion genau gleich viel CO2, wie das Auto während des
Fahrens ausstösst. Aus Luft, Wasser und Sonne wird somit ein vollständig erneuerbarer Treibstoff hergestellt.» Denn neben dem CO2 aus der Luft benötigt die Anlage ausserdem erneuerbaren Strom aus einer
Photovoltaikanlage auf dem Gelände der Erdgas Obersee AG sowie Wasser aus dem städtischen Wassernetz. In der Anlage selbst werden diese drei «Zutaten» mittels Wasserelektrolyse und Methanisierung
in Methangas umgewandelt und in Tanks gespeichert. Eingebunden in die Schweizer Energieversorgung
hat die Power-to-Methane-Technologie das Potenzial, als eine riesige Batterie für das ganze Land zu fungieren. Die überschüssige Energie aus erneuerbarem Strom lässt sich, umgewandelt in Methangas, über
lange Zeiträume im bestehenden Erdgasnetz der Schweiz speichern. Damit würde nicht nur ein Teil der
fossilen Erdgasversorgung erneuerbar. Ebenso würde die Betankung von Fahrzeugen mit erneuerbaren
Treibstoffen möglich. Diese Vision wird auch von den involvierten Projektpartnern geteilt. Die Pilot- und
Demonstrationsanlage Power-to-Methane HSR ist eine Kooperation von: Audi | Erdgas Obersee | Erdgas
Regio | Elektrizitätswerk Jona-Rapperswil | Climeworks | Etogas | Forschungsfonds der Gasindustrie | HSR.
Geleitet wird das Projekt von einem Steering Commitee, das aus folgenden Personen besteht:
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Martin Landolt, Nationalrat BDP
Thomas Böhni, Nationalrat, GLP
Barbara Keller-Inhelder, Kantonsrätin, SVP
Ernst Uhler, Geschäftsleiter Erdgas Obersee AG
Peter Graf, Leiter Marketing St. Galler Stadtwerke
Martin Seifert, Ressortleiter Schweizerischer Verein des Gas- und Wasserfaches
Daniela Decurtins, Direktorin Verband der Schweizerischen Gasindustrie
Roland Heigl, Teamleiter Erneuerbare Energien, Audi AG
Jan Wurzbacher, Gründer und Direktor Climeworks
Christian Bach, Abteilung Verbrennungsmotoren EMPA
Markus Friedl, Leiter IET, HSR
Elimar Frank, Responsible Power-to-Gas, IET, HSR
Kontakt für Rückfragen:
Willi Meissner, HSR Kommunikation, Tel. 055 222 49 82, [email protected]
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GASHANDEL
TECHNIK
CO2
14
E
NERGIEWENDE AN DER ADRIA:
GASPROJEKT IN KROATIEN
Kroatien will ein Terminal für Flüssiggas bauen und so die Energiesicherheit für Europa erhöhen.
Die EU begrüßt das natürlich. Aber wie soll das Ganze laufen – und wer trägt die Kosten?
ZAGREB. Die Gasleitung South Stream ist tot, es lebe
ein neues Gasprojekt in Kroatien! Die EU will mit einem Terminal für Flüssiggas an der nördlichen Adria
unabhängiger von Russland werden. Wie geht das –
und wer zahlt das?
Das Projekt geht zurück auf die 80er-Jahre, doch
erst die Ukrainekrise hat es zu einem Lieblingsplan
der EU und der USA gemacht. Auf der nordkroatischen Adriainsel Krk soll im Eiltempo ein Terminal für
Flüssiggas entstehen (Liquefied Natural Gas, kurz:
LNG). Im großen Stil wird der wertvolle Stoff mit
Schiffen angelandet und weiter nach Norden
und Osten verteilt. Sechs Milliarden Kubikmeter sollen so jährlich durchgeleitet werden. Eine Verdoppelung der Kapazität
bei entsprechender Nachfrage wird
mitgeplant.
LNG ist ein Brennstoff aus abgekühltem
verflüssigten Erdgas, meistens Methan.
Wegen seiner sehr niedrigen Temperatur
von minus 163 Grad Celsius wird LNG
in stark isolierten Druckbehältern
transportiert. Zum Antrieb wird
LNG bislang hauptsächlich auf
speziellen Tankschiffen eingesetzt, aber auch auf Fährund Versorgungsschiffen
in Norwegen.
«Kroatien hat das Potenzial, ein regionaler Umschlagplatz für Energie zu werden», hatte US-Vizepräsident
Joe Biden vor zwei Wochen in Istanbul gesagt und
damit das Flüssiggasvorhaben Krk unterstützt. Die
kroatischen Medien bejubeln ihr Land schon als «neues
Norwegen». Denn neben diesem Projekt soll bald auch
aus der Adria Öl gefördert werden. Nachdem auch die
EU das Projekt im Mai auf ihre Prioritätenliste gesetzt
hatte, kann jetzt alles schnell gehen. Die EU zahlt mit
fünf Millionen Euro die Hälfte der Vorplanung. Studien zur Machbarkeit und Umweltverträglichkeit sind
positiv abgeschlossen, heißt es aus der staatlichen
kroatischen Gesellschaft LNG-Hrvatska.
Anfang des nächsten Jahres können interessierte Firmen aus der ganzen Welt anmelden, ob sie in welchem
Umfang sie das neue Terminal nutzen wollen. Danach
soll die Finanzierung gesichert werden. Der Energieknoten auf Krk soll 630 Millionen Euro kosten, der
Neu- und Ausbau von Pipelines bis zu 750 Millionen.
Wirtschaftsminister Ivan Vrdoljak erwartet, dass die
EU die Hälfte und sein Land ein Viertel der Kosten
übernimmt. Sein Argument: Kroatien braucht das
Projekt nicht, die EU aber schon. Das letzte Viertel
der Investition soll von internationalen Banken oder
strategischen Finanzpartnern gesichert werden.
Das Gas kann aus aller Welt per Schiff nach Krk
kommen. Von dort wird es in vier Hauptrichtungen
gepumpt – nach Norditalien und über Slowenien ins
österreichische Baumgarten. Der dritte Strang führt
15
Bild Ölpest, Mexiko
nach Ungarn. Von dort können Tschechien, die Slowakei und sogar die Ukraine erreicht werden. Schließlich
soll eine Pipeline entlang der Adriaküste nach Montenegro und Albanien im Süden führen. Ein Großteil der
Leitungen besteht bereits. Sie müssen allerdings ausgebaut werden. Mitte des Jahres 2016 soll der Grundstein auf Krk gelegt werden, Ende 2019 der Betrieb
aufgenommen werden.
«Bisher hatten die wichtigsten Gasleitungen in Europa
nur eine Richtung: Von Ost nach West», erläutern
Experten von LNG Hrvatska die Besonderheit des
W
mit Hochdruck geplanten Energieprojekts. Durch den
Zusammenschluss der nationalen Leitungsnetze der
EU-Mitglieder in der Region sollen alle Transportwege
in Zukunft in beide Richtungen nutzbar sein. Damit
könnte bei Energieverknappung eine bessere Versorgung aller EU-Mitglieder gesichert werden. Wenn das
gesamte Netzwerk eines Tages steht, wäre die kroatische LNG-Station mit dem Gegenstück im polnischen
Swinemünde an der Ostsee verbunden. So entstünde
eine Nord-Süd-Energietransversale weitgehend ohne
russisches Gas.
ENN AM SCHREIBTISCH NACH
ERDGAS GESUCHT WIRD
Wird Tektomechanik eine Alternative zum höchst umstrittenen Fracking? Unternehmen
aus NRW wollen jedenfalls jetzt chemiefrei nach Erdgas in Bergbaugegenden bohren. Im Herbst
soll es eine erste Probebohrung im Raum Hamm geben.
Was passiert bei der Tektomechanik?
Was ist der Unterschied zum Fracking?
Zunächst ist das eine reine Schreibtischsuche. Sie
greift auf vorhandene Informationen aus dem Bergbau
zurück, mit denen nach lockeren Gesteinsschichten
im Umfeld von nicht abgebauten Kohleflözen gesucht
werden kann. Wenn ergiebige Gasvorkommen errechnet sind, werden die Felder mit herkömmlichen Bohrungen überprüft. Das Gas kann ebenfalls auf diese
Weise gefördert werden.
Mit der Fracking-Methode wird Erdgas aus Schiefertonformationen, Kohleflözen und dichtem Sandstein
gewonnen. Dabei wird das Gestein in 1´000 bis 5´000
Metern Tiefe durch ein flüssiges Gemisch aus Sand, Wasser und Chemikalien mit hohem Druck aufgebrochen
Welches Gas soll durch Tektomechanik aufgespürt
werden?
Es geht um Gas aus unberührten Kohleflözen, das in
porösem Gestein steckt. Nicht zu verwechseln mit
dem Gas aus Kohlegruben, das beim Abbau entsteht
und zur Vermeidung von Unfällen abgesaugt wird.
Wo bereits der Bergbau das Gestein gelockert hat,
fördern Unternehmen wie der Energiekonzern Steag
beispielsweise schon jetzt das Grubengas. Es tritt
aber zu unregelmäßig auf, um wirklich nachhaltig
genutzt werden zu können.
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Bild: Baldeaglebluff, Flickr (Holland Inseln, Meer Steigt, 2009-2010)
(«gefrackt»). Durch Risse kann Gas entweichen und
über Bohrrohre nach oben gelangen. Das Verfahren
ist umstritten, weil dabei eingesetzte Chemikalien ins
Grundwasser gelangen könnten.
Nicht so groß, sagt WDR-Energieexperte Jürgen
Döschner: «Es ist zu früh, um das Potenzial abschätzen zu können. Es ist eine Angelegenheit mit zu vielen Fragezeichen.» Bisher fanden alle Analysen am
Schreibtisch statt, jetzt soll zunächst die Theorie zur
Praxis werden. Noch in diesem Jahr soll die erste Aufsuchungs-Bohrung zeigen, ob das technisch so umgesetzt werden kann. Im nächsten Jahr ist eine zweite
Bohrung geplant. Aber selbst wenn sich die Methode
als tauglich erweist, darf nicht vergessen werden:
Auch konventionelle Gasförderung ist mit Belastungen verbunden, beispielsweise durch frei werdendes
Methan. Möglicherweise könnte sogar dort gebohrt
werden müssen, wo bisher noch keine Förderanlagen
in der Landschaft stehen.
Was versprechen sich die Unternehmen
von der Tektomechanik?
Hält die Praxis, was die Suche am Schreibtisch verspricht, soll Erdgas aus etwas 1´000 Metern Tiefe
gefördert werden, ohne dass Chemikalien zum Einsatz
kommen. Den Verzicht auf Fracking-Methoden muss
das Konsortium der Genehmigungsbehörde schriftlich
zusichern. Die Vorkommen sollen etwa 20 bis 30 Jahre
für die Versorgung des Großraums Hamm reichen.
«Von den 100 Milliarden Kubikmetern Gas sind 10
Milliarden Kubikmeter förderbar», sagt ein Unternehmenssprecher.
In Berlin bahnt sich ein Kompromiss zum Fracking an.
Nach wissenschaftlich begleiteten Probeprojekten könnten Konzerne ab 2019 auf die kommerzielle
Ausbeutung von Vorkommen in Schiefer- und Kohleflözgestein hoffen - aber erst nach einem komplizierten Genehmigungs-Hürdenlauf. Für Trinkwasserund Naturschutzgebiete soll es ein Komplettverbot
geben. Experten rechnen daher nur mit einer sehr
begrenzten Förderung. Technisch und wirtschaftlich förderbar hält der Energiekonzern Exxonmobil
in Deutschland unter Bezug auf die Bundesanstalt für
Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) bis zu 2,3
Billionen Kubikmeter, das etwa 200-fache der derzeitigen Jahresproduktion.
17
Quelle: www.scmp.com
Bild: Mikhail Rogov, Wikimedia Commons
(Korallenriff)
18
C
HINA WILL GASVORKOMMEN IN
SÜDCHINESISCHEM MEER AUSBEUTEN
PEKING (awp international) China will Erdgasvorkommen unter dem auch von
anderen Staaten beanspruchten Südchinesischen Meer ausbeuten. Mehr als 100
Milliarden Kubikmeter Erdgas schlummerten in dem Feld Lingshui 17-2, teilte die
amtliche Nachrichtenagentur Xinhua mit. Der staatliche Ölkonzern CNOOC habe das
Vorkommen 150 Kilometer südlich der Tropeninsel Hainan bereits im September entdeckt.
Das Gasfeld liege rund 1500 Meter unterhalb des
Meeresspiegels. Die Ausbeutung sei bereits genehmigt worden. Peking beansprucht fast das gesamte
Südchinesische Meer. Mit Vietnam ringt China um
die Paracel genannten 130 Korallen-Inseln südöstlich
von Hainan.
Rund zwei Monate vor der Entdeckung des Gasfeldes
Lingshui 17-2 hatte China eine Ölplattform in der Nähe
der vietnamesischen Küste platziert.
Ausserdem streitet China mit seinen Nachbarn um die
Spratly-Inseln genannten 200 Korallenriffe und Sandbänke, die ganz oder teilweise von Vietnam, Taiwan,
den Philippinen, Malaysia und Brunei beansprucht
werden.
Die Philippinen haben in der Frage 2013 den Seegerichtshof in Den Haag angerufen. Doch erkennt China
das Verfahren nicht an.
Daraufhin gingen wütende Vietnamesen auf die
Strasse und attackierten chinesische und fälschlicherweise auch taiwanesische Fabriken. Mindestens zwei
chinesische Arbeiter kamen ums Leben.
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N
IEDERLANDE: KONZERNE SOLLEN
ERDBEBENGEFAHR IGNORIERT HABEN
Die Förderung von Erdgas kann Erdbeben auslösen. Energiekonzerne haben die Gefahren jedoch
ignoriert, wie nun eine Untersuchungskommission in den Niederlanden berichtet. Es sei allein darum
gegangen, so viel Gas wie möglich zu fördern.
Die Gefahr ist schon seit langem bekannt. Wer Gas
fördert, kann die Erde zum Wackeln bringen. Spätestens seit den Neunzigerjahren kennen Geoforscher diesen Zusammenhang - doch Energiekonzerne
haben die Risiken kleingeredet und ignoriert. Dies ist
das Fazit eines Untersuchungsberichts, den das Dutch
Safety Board nun vorgelegt hat.
Senkung der Gasförderung verfügt
Konkret ging es bei der Untersuchung um Beben in der
Region Groningen. Dort befindet sich das größte Erdgasfeld in der Europäischen Union mit einer jährlichen
Produktion von bis zu 40 Milliarden Kubikmetern.
Die niederländische Regierung hat in diesem Monat
bereits eine Senkung der Gasfördermenge in der
Region verfügt. Im ersten Halbjahr 2015 dürfen demnach nur noch 16,5 Milliarden Kubikmeter aus der Erde
geholt werden. Bislang liegt die Halbjahresproduktion
bei knapp 20 Milliarden Kubikmetern. Im Jahr 2012
wurden 57,3 Milliarden Kubikmeter exportiert, was
zwölf Prozent des Gasbedarfs in Europa entspricht.
Beben hätten eine Stärke von bis zu 3,6 auf der Richterskala erreicht, heißt es in dem Bericht. 35´000
Häuser wurden beschädigt, die Schäden summieren
sich auf schätzungsweise 6,5 Milliarden Euro.
Die Gefahren für die Anwohner seien nicht ernst
genommen worden, schreiben die Gutachter. Das niederländische Wirtschaftsministerium, die staatliche
Minenaufsicht und das Konsortium aus Royal Dutch
Shell und Exxon Mobil hätten gemeinsam an der Maximierung der Gasförderung gearbeitet.
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«Die Beteiligten haben die Sicherheitsrisiken für die
Bevölkerung als vernachlässigbar erklärt», heißt es
in dem Bericht. Sie hätten nicht die nötige Vorsicht
walten lassen, um die Region Groningen vor Beben
zu schützen.
Auch in Norddeutschland haben Geoforscher
bereits Erdbeben beobachtet, die wahrscheinlich auf
die Erdgasförderung zurückgehen. Heftigen Streit gab
es zuletzt ums Fracking. Bei dieser Fördermethode
wird Flüssigkeit in den tiefen Untergrund gepresst.
Gefahren drohen dabei nicht nur durch verseuchtes
Trinkwasser, sondern auch durch von Fracking ausgelöste Beben.
Bild: Massimo Catarinella, Wikimedia Commons (Erasmusbrücke über die Nieuwe Maas in Rotterdam)
V
NG ERHÄLT LNG-LIEFERUNGEN AM
GATE TERMINAL IN ROTTERDAM
Anfang Dezember 2014 wurde für die VNG – Verbundnetz Gas Aktiengesellschaft (VNG AG) am
Gate Terminal in Rotterdam der erste mit 17 Tonnen LNG befüllte Tanklastwagen beladen. Auch für
das gesamte Jahr 2015 ist die Fortsetzung der Belieferung mit Tanklastwagen vorgesehen. Lieferant
des verflüssigten Erdgases ist der niederländische Eneco-Konzern.
«Die Lkw-Beladestation am Gate Terminal bietet der
VNG AG die Möglichkeit, neue, flexible und pipelineunabhängige Gaslieferlösungen für unsere Kunden
in Europa zu schaffen», erklärt Prof. Dr. Klaus-Dieter
Barbknecht, Vorstand Handel der VNG. «Darüber
hinaus kann die VNG AG damit für den Industrie-,
Transport- und Schifffahrtssektor konkurrenzfähige
Full-Service-LNG-Lösungen anbieten», so Barbknecht
weiter.
VNG und Eneco hatten das LNG-Lieferabkommen
Ende vergangenen Jahres unterzeichnet. Eneco,
Kapazitätsinhaber im Gate Terminal, betrachtet LNG
als wertvolle Ergänzung ihres bestehenden kurz- und
langfristigen Gasportfolios. Der neue «small-scale»
LNG-Markt bietet für die Industrie, die Schifffahrt
und das Transportwesen in Europa aufgrund der immer
strengeren Emissionsstandards großes Potenzial.
Schwerlastkraftwagen ihren Kohlendioxidausstoß um
bis zu 20 Prozent senken. Auch der Stickoxidausstoß
wird um bis zu 85 Prozent verringert, der Schwefelund Rußpartikelausstoß auf fast null Prozent gesenkt.
Auf Grund dieses signifikanten Emissionsminderungspotenzials fördern die niederländische Regierung und
die Europäische Union die Entwicklung von LNG als
Kraftstoff für den Transportsektor.
Bild: BoH, Wikimedia Commons
«Speziell die Verwendung von LNG als Kraftstoff wird
voraussichtlich nach der Einführung der strengen
Emissionsstandards für die Schifffahrt in der Nordund Ostsee im Jahr 2015 erheblich zunehmen», so
Roelf Tiktak, Account Manager LNG am Gate Terminal. Durch den Einsatz von LNG als Kraftstoff können
Binnenschiffe, Küstenmotorschiffe, Fähren aber auch
21
E
UROPA GEHT
DAS ERDGAS AUS
Noch kann sich Europa halbwegs selbst mit Erdgas
versorgen. Doch die Förderung geht – von der
Öffentlichkeit weitgehend unbeachtet – dramatisch
zurück. Die Alternativen sind teuer oder politisch brisant.
Bild: Martina Nolte, Wikimedia Commons
Weil die Erdgasförderung in den Niederlanden zunehmend gefährlich wird, droht in Europa der Engpass.
Düsseldorf/ Nirgendwo sonst in Europa bebt die Erde
derzeit wohl so oft wie in Loppersum. In der kleinen
Gemeinde im Nordosten der Niederlande registrierten die Seismologen während der vergangenen zwei
Jahre fast jeden dritten Tag eine Erschütterung. In den
Häusern der Gegend klaffen fingerbreite Spalten, in
der Backsteinkirche aus dem Mittelalter durchziehen
Risse wie Spinnweben die wertvollen Fresken. Knapp
90´000 Gebäude in der Gegend sind laut einer Studie
der Technischen Universität Delft durch die Erdbeben
gefährdet.
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Die Ursache für das bedrohliche Phänomen liegt
knapp 3000 Meter unter Loppersum: das Groninger
Gasfeld, das größte seiner Art in Europa und eines
der größten weltweit. 2013 kamen hier 54 Milliarden
Kubikmeter Erdgas an die Oberfläche, fast ein Fünftel
der gesamten europäischen Produktion. Die Förderung läuft hier seit rund 50 Jahren auf Hochtouren,
und inzwischen senkt sich die Erde. Zusätzlich destabilisieren mehr als 1700 natürliche Risse im Erdreich
ein Areal, das fast so groß wie Berlin ist. Dazu gehört
auch die Großstadt Groningen mit rund 200´000 Einwohnern.
Erdbeben der Stärke 6,5 möglich
Nach teils gewaltsamen Bürgerprotesten drosselte die
Regierung in Den Haag vergangenes Jahr die Produktion um fast ein Viertel. Ob das reicht, die Erde zu
beruhigen, weiß derzeit niemand. Einer Studie der
Betreiber, einem Joint Venture der Energieriesen
Shell und ExxonMobil zufolge, könnten Beben mit
einer Stärke von 5,3 vorkommen. Theoretisch seien
sogar Werte von 6,5 möglich. Zum Vergleich: Als es
im italienischen L’Aquila 2009 – mit der Stärke 5,8 –
bebte, starben 308 Menschen, und 67´000 wurden
obdachlos.
Sollte sich Ähnliches in der Gegend um Groningen
ereignen, wäre das nicht nur eine Katastrophe für
die Region – es wäre auch eine Erschütterung für die
europäische Gaswirtschaft. Denn dann würde das
Groninger Feld wohl abgeschaltet.
Ging es bisher um die Sicherheit der Gasversorgung in
Europa, war meist Russland das Thema. Dabei übersehen viele: Noch abhängiger ist die Europäische Union
von der eigenen Erdgasproduktion. Denn fast die
Hälfte des Energieträgers, den Verbraucher zwischen
Lappland und Sizilien nutzen, kommt aus Norwegen,
den Niederlanden und Großbritannien. In Deutschland fließt sogar zu zwei Dritteln europäisches Gas
durch die Leitungen.
Es droht ein Engpass beim Erdgas
Aber die Förderraten in West- und Nordeuropa sinken
dramatisch: Die Produktion könnte sich im schlimmsten Fall in den nächsten zehn Jahren halbieren. In
B
Deutschland versiegen die aktiven Felder voraussichtlich 2025 komplett. Die derzeit niedrigen Öl- und
Gaspreise verschärfen die Situation aktuell noch, weil
den Energieunternehmen das Geld für neue, teure
Erkundungen zum Beispiel in der Arktis fehlt.
«Was die Risiken für die Erdgasversorgung betrifft,
haben wir zu lange nur auf Russland geschaut», sagt
Kirsten Westphal, Energieexpertin bei der renommierten Politikberatung Stiftung Wissenschaft und
Politik in Berlin. «Dabei sind andere Probleme aus dem
Blick geraten.»
Die Folge: In den nächsten Jahren droht Europa nichts
weniger als ein Erdgasengpass – mit gravierenden Folgen für Politik, Wirtschaft und Geldbeutel der Verbraucher. Statt unabhängiger von Russland zu werden,
ist laut Westphal das Gegenteil der Fall. Groningen ist
dabei nur einer der Gründe, wie Recherchen in Europas wichtigsten Gasförderländern zeigen.
Von den mit Rissen überzogenen Häusern in Loppersum führt der Weg zum zweiten Brennpunkt der
niederländischen Energieversorgung per Schiff: der
Nordsee. Dort sind derzeit 150 Felder aktiv. Doch die
liefern von Jahr zu Jahr immer weniger Gas. Denn je
mehr aus einem Reservoir strömt, desto weiter sinken der Druck und die Förderrate. Früher glichen
neue Vorkommen den Rückgang aus. Damit ist es in
der Nordsee aber vorbei. Kamen zwischen 2011 und
2014 noch 24 neue Felder an die Pipelines, werden es
zwischen 2014 und 2018 nur noch 14 sein.
Redaktion HG
IOGAS-OFFENSIVE
IN FRANKREICH
Das französische Umweltministerium plane, in den nächsten drei
Jahren 1.500 neue Biogasanlagen
in Frankreich zu errichten, meldet
das Deutsch-Französische Büro für
erneuerbare Energien (DFBEE), Berlin. Neben konventionellen ländlichen
Biogasanlagen würden auch Anlagen
entstehen, die Bio-Erdgas beziehungsweise Biomethan ins Netz einspeisen.
Mitte 2014 hatte die Regierung
erlaubt, dass neben ländlichen und
industriellen Anlagen nun auch Klärwerke aufbereitetes Biomethan aus
Klärschlamm einspeisen dürfen. Erste
Projekte in Straßburg und Grenoble
würden bereits umgesetzt, so das
DFBEE. Aktuell sind in Frankreich
zehn Biomethan-Einspeiseanlagen in
Betrieb. Der französische Gasnetzbetreiber GrDF hat knapp 400 Standorte
identifiziert, die angeschlossen werden könnten. Die Regierung rechnet
mit 500 Biomethananlagen im Jahr
2030, die zehn Prozent des Gasbedarfs
decken.
Nach dem Gesetzentwurf zur Energiewende will Frankreich seinen Atomstromanteil von aktuell 75 Prozent bis
2025 auf 50 Prozent senken und den
Anteil erneuerbarer Energien am nationalen Energieverbrauch von aktuell
14,2 bis 2030 auf 32 Prozent steigern.
23
Bild: Eclipse.sx, Wikimedia Commons
D
EUTSCHLAND: BIOGAS MUSS
ZUKÜNFTIG ALS REGELENERGIE DIENEN
Experten bestreiten begrenztes Biogaspotenzial
Bundesumweltminister Peter Altmaier (CDU) hat am
Rande eines Expertendialoges in Berlin Anfang Jahr
die künftige Bedeutung von Biogas als Antwort auf die
schwankende Solar- und Windstromerzeugung betont:
«Biogas hat grosse Perspektiven im Hinblick auf die
künftige Rolle als Regelenergie». Nach der Veranstaltung resumierte ein Abteilungsleiter des Bundesministeriums (BMU), dass das Potenzial angesichts von
bereits einer Million Hektar an Anbaufläche – etwa
für Mais – begrenzt sei. Vertreter des Naturschutzgesetzes, der Landwirtschaft, der Energiewirtschaft
und der Biogasbranche sehen jedoch kein begrenztes Potenzial für den Ausbau der Biogaserzeugung.
Der neue Präsident des Fachverbandes Biogas, Horst
Seide, sagt «Wir haben zum Beispiel auf Basis von Gülle
und Bioabfällen noch ein erhebliches Potenzial für
neue Biogasanlagen in Deutschland, die klimaschädliche Methanemissionen vermeiden und ohne zusätzliche Flächeninanspruchnahme auskommen».
Um die bedarfsgerechte Stromerzeugung voranzubringen, ist es aus Sicht des Vorsitzenden des Fachausschusses für erneuerbare Energien im Deutschen
Bauernverband (DBV), Rainer Tietböhl, erforderlich,
die Speicherfähigkeit von Biogas sowie die Vorteile
positiver und negativer Regelenergie bei der Berechnung der Vergütungen starker zu honorieren. Nach
Angaben des Fachverbandes Biogas könnten Biogasanlagen bis 2025 eine bedarfsgerechte Leistung
für das Stromnetz zur Verfügung stellen, die je nach
Fahrweise der Biogasanlagen der Kapazität von 26 bis
40 Gaskraftwerken mit je 500 Megawatt entspreche.
Damit kann Biogas einen erheblichen Anteil an Systemverantwortung in der Energiewende übernehmen.
Daniel Hölder, Vorstandsmitglied des Bundesverbandes BioEnergie (BBE) hob hevor, dass «wir seit 10
Jahren über virtuelle Kraftwerke nur diskutierten. Die
Grünstromanbieter haben mit Hilfe von Biogasanlagen über die Direktvermarktungsregelungen des EEG
2012 diese Kombikraftwerke nun in vielen Bespielen
seit Anfang 2012 in der Praxis realisiert».
Wenn die Politik Verlässlichkeit bei den Rahmenbedingungen walten liesse, würden auch weiterhin solche
Projekte von erneuerbaren dezentralen Verbundkraftwerken entstehen.
24
B
IOGASANLAGEN: NEUES POWERTO-GAS-VERFAHREN
(FNR) Die MicrobEnergy GmbH entwickelt mit Unterstützung des Bundesministeriums für Ernährung,
Landwirtschaft und Verbraucherschutz (BMELV) ein direkt im Fermenter ablaufendes Powerto-Gas-Verfahren. Dabei wird der Kohlendioxidanteil des Biogases und im Fermenter erzeugter
Elektrolysewasserstoff in zusätzliches Methan umgewandelt. Das Verfahren hat nicht nur das Potenzial, die Produktion des wertvollen Energieträgers Methan zu erhöhen. Es trägt auch dazu bei, überschüssigen Strom aus
fluktuierenden erneuerbaren Quellen wie Sonne und
Wind speicherbar zu machen und damit den Verbrauch
vom Ort und Zeitpunkt der Erzeugung zu entkoppeln.
Das Vorhaben startete zum 1. Juli 2013 und wird über
die Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. (FNR)
betreut.
Messlatte ist der klassische externe und in der Regel
kostenintensive Elektrolyseur. Ihm gegenüber haben
beide «in-situ-Elektrolyse»-Konzepte zwar den Nachteil eines geringeren Wirkungsgrades und geringerer
Stromdichten. Dem stehen jedoch potenzielle Vorteile gegenüber wie:
Zusätzlichen Wasserstoff einschleusen
•
Mikroorganismen wandeln in der Biogasanlage Kohlenstoffverbindungen aus Biomasse in Methan um.
Dafür benötigen sie Wasserstoff, der ihnen über die
zuvor abgelaufenen Prozessschritte zur Verfügung
steht. Das Problem: Der Wasserstoff «reicht» nicht
für eine vollständige Methanisierung der Biomasse,
das Biogasgemisch besteht am Ende zu höchstens
drei Viertel aus Methan, der Rest sind Kohlendioxid,
Wasserdampf und diverse Spurengase. Könnte man
zusätzlichen Wasserstoff in die Biogasanlage einschleusen, liesse sich mehr Methan erzeugen. Hier
setzen die Forscher der MicrobEnergy GmbH mit
ihrem Vorhaben «BioCharge» an. Sie wollen Wasserstoff über eine Elektrolyse direkt im Fermenter
erzeugen. Erste Laborversuche konnten zeigen, dass
die Mikroorganismen zusätzlichen Wasserstoff sofort
zur Methanisierung des vorhandenen CO2 nutzen und
der Biogasprozess dabei nicht zum Erliegen kommt.
Die Methanausbeute liess sich so auf bis zu 95 Prozent
steigern. •
•
•
•
die optimale Nutzung der technologisch unvermeidlichen Abwärme des Elektrolyseurs als Prozesswärme in der Biogasanlage,
die bestmögliche Verteilung des frisch erzeugten
Wasserstoffs im Fermenter,
die einfache und sichere Konstruktion,
der Wegfall teurer Komponenten, etwa des Kühlwasserkreislaufs, der Gaszwischenspeicherung
und evtl. sogar der Reinstwasserversorgung,
keine besonderen Anforderungen an die Anlagensicherheit, da kein reiner Wasserstoff an
irgendeinem Teil der Anlage anfällt.
Ziel des Projektes ist es, nachzuweisen, dass diese
Vorteile die genannten Nachteile überkompensieren
können. Letztendlich geht es aber um mehr: Um die
Vision einer low-invest-Energiespeichertechnologie, die aus Biogasanlagen effektive Stromspeicher
machen könnte. Der besondere Clou: Die zu entwickelnden Komponenten sollen sich auch zum Einbau in
bestehende Biogasanlagen eignen. Damit könnte das
neue Verfahren, wenn es seine technische Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit unter Beweis stellt, in breiterem Umfang eingeführt werden und deutlich mehr
Methan für den Ausgleich der unsteten Energieträger
Sonne und Wind zur Verfügung stellen. Im Einzelnen widmen sich die Wissenschaftler des
Unternehmens nun folgenden Aufgaben:
•
•
•
Erarbeitung und Überprüfung von zwei
in-situ-Elektrolysekonzepten in einer Laborphase,
Bau und Optimierung einer mit realem Biogassubstrat betriebenen Technikumsanlage und
Dauertest der Technikumsanlage zur Ermittlung
realer Leistungsdaten unter variablen Betriebsund Lastbedingungen.
Bild: Flohlateiner, Wikimedia Commons (Luftaufnahme Biogasanlage, Nähe Ahlhorner Dreieck)
25
26
Quelle: www.wingas.com
E-Word
Fachmesse in Essen
27
FÜNF MILLIARDEN EURO WENIGER FÜR
ERDGASIMPORTE
Nach vorläufigen Berechnungen des Bundesamtes für Wirtschaft
und Ausfuhrkontrolle (BAFA) lagen die deutschen Erdgasimporte
2014 mit 3´604´567 Terajoule (TJ) um 3,7 Prozent unter der
entsprechenden Menge des Vorjahres mit 3´744´750 TJ. Der
Wert der Erdgaslieferungen aus russischen, niederländischen,
norwegischen, dänischen und britischen Fördergebieten lag
2014 mit 23,6 Milliarden Euro um rund fünf Milliarden Euro unter
dem Vergleichswert aus 2013 mit 28,7 Milliarden Euro.
GASWIRTSCHAFT
POLITIK
TECHNIK
28
Bild: Andreina Schoeberlein, Flickr
G
AZPROM HAT AM 14.1.2015
ANGEKÜNDIGT, DEN VOLLSTÄNDIGEN
ERDGAS-TRANSIT IN DIE EU VIA
UKRAINE EINZUSTELLEN !
Alexej Miller, der Chef-Manager des russischen Gazprom-Konzerns, hat heute bestätigt, dass
alle europäischen Partner verständigt und informiert worden seien: «Sollte die EU weiter
planen, russisches Erdgas zu importieren, so müssen sie dieses in der Türkei beschaffen.
Russisches Erdgas wird für Europa nunmehr nur über die Türkei und die NordstreamPipeline verfügbar sein! Wenn Europa russisches Erdgas via Türkei-Transit einführen möchte,
so mögen die EU-Politiker eine eigene Infrastruktur samt Pipeline bis zur Türkei bauen!»
Das South-Stream Projekt sei nun definitiv gescheitert.
Russland will sich von der EU und seinen ukrainischen
Partnern nicht mehr erpressen lassen!
Anmerkung
Bereits Anfang Dezember hatte Russland überraschend das Aus für das South-Stream-Projekt erklärt,
bei dem durch Leitungen von Südrussland durch das
Schwarze Meer bis nach Österreich etwa ein Zehntel
des europäischen Gasbedarfs hätte gedeckt werden
sollen. Seither plant die EU auf eine andere Pipeline
aus Aserbaidschan auszuweichen und bis Ende 2019
bereits vorhandene Kapazitäten deutlich auszubauen.
Aus Brüssel war zu hören, dass sich Maroš Šefčovič,
der neue EU-Vizepräsident für die Energieunion, mit
dem aserbaidschanischen Präsidenten Ilham Aliyev
sowie dem türkischen Energieminister Taner Yildiz
diesbezüglich verständigt habe. Die Alternativleitung
soll Gas aus dem Kaspischen Meer über die Türkei bis
nach Mitteleuropa transportieren.
Die geplante Gasleitung TAP (Trans Adriatic Pipeline)
ist für den Transport von 10 Milliarden Kubikmetern
Gas ausgelegt und soll nach Angaben der beteiligten Konsortialpartner ungefähr den Energiekonsum von sieben Millionen europäischen Haushalten decken.
Bleibt abzuwarten, wann die heutige Ankündigung umgesetzt
wird und welche (politischen) Auswirkungen
und Wechselwirkungen zu notieren
sein werden.
29
Bild: andlun1, Flickr
E
Quelle: www.breakingenergy.com
RDGAS FÜR ANKARA –
ZÜNDSTOFF FÜR BRÜSSEL
Turkish Stream, der geplante Nachfolger der Erdgaspipeline South Stream, nimmt auf dem Papier Formen
an. Angesichts möglicher neuer Probleme mit der EU sichert Gazprom sich ab. Teuer wird es trotzdem.
Der russische Erdgaskonzern Gazprom hat sich selbst
unter grossen Druck gesetzt. Anfang Dezember 2014
verkündete der staatlich kontrollierte Riese überraschend das Ende der South-Stream-Pipeline, einer
geplanten Rohrleitung durch das Schwarze Meer
nach Bulgarien und über den Balkan bis nach Österreich. Stattdessen zauberte Gazprom die Idee einer
Erdgaspipeline zur Türkei aus dem Hut. Seit dieser
Kehrtwende will Russlands Exportmonopolist für
Pipeline-Erdgas beweisen, dass «Turkish Stream» mehr
ist als eine hastig lancierte Kopfgeburt ohne Aussicht
auf Erfolg.
Garantie für die erste Röhre
Die Fortschrittsmeldungen kommen denn auch
schnell: Ende Januar besuchte Gazprom-Chef Alexei
Miller den türkischen Energieminister Taner Yildiz in
Ankara. Diskutiert wurde über die vorläufigen Ergebnisse einer Machbarkeitsstudie. Anfang Februar sagte
der türkische Botschafter in Moskau, die technische
Umsetzung habe begonnen, und am vergangenen
Wochenende verständigten sich Miller und Yildiz
bereits auf die voraussichtliche Route. Im zweiten
Quartal wollen beide Regierungen ein Abkommen
unterzeichnen; schon im Dezember 2016 soll die erste
von vier Röhren den Betrieb aufnehmen.
Ebenfalls bekannt wurde am Wochenende, dass die
Türkei etwas mehr Erdgas für den Eigenverbrauch
erhalten wird als ursprünglich geplant, nämlich rund 16
Mrd. m³ pro Jahr. Im Dezember war von knapp 14 Mrd.
m³ die Rede gewesen. Relevant ist das deswegen, weil
so die erste Bauphase des Projekts abgesichert wird:
30
Nach ihrer Vollendung soll Turkish Stream 63 Mrd. m³
Erdgas pro Jahr transportieren können – genau so viel,
wie South Stream es einmal wollte. Gebaut wird aber
zu Beginn nur an der ersten Röhre mit einer Kapazität
von exakt 15,75 Mrd. m³ – und eben dieses Gas ist laut
Gazprom nur für den türkischen Markt bestimmt.
Gazprom begegnet so der Gefahr, voreilig eine grosse
Pipeline-Infrastruktur zu errichten, die es dann nicht
nutzen kann, weil Probleme mit der EU nicht beseitigt
sind. Eine ähnliche Gefahr bestand bei South Stream,
wo sich für den Bau der Onshore-Sektion kein Ende
des Streits abzeichnete: Brüssel verlangte, dass Gazprom nicht gleichzeitig die Pipeline kontrollieren und
das transportierte Gas besitzen darf. Der Moskauer
Konzern wollte aber nicht auf Einfluss verzichten.
Seine neue Strategie lautet nun: Jene nun 47 (statt
49) Mrd. m³ Erdgas, welche Ankara nicht selber konsumiert, soll sich Brüssel an der griechischen Grenze
«abholen». Doch ob die EU dorthin eine eigene Rohrleitung bauen lässt, muss wohl noch sehr skeptisch
beurteilt werden.
Turkish Stream soll rund 660 km entlang der alten
South-Stream-Strecke im Schwarzen Meer verlaufen,
dann abzweigen und nach 250 km den europäischen
Teil der Türkei erreichen. Bei der Stadt Lüleburgaz wird
das für die Türkei bestimmte Gas entnommen, bevor
die Rohrleitung nach insgesamt 180 km auf dem Festland den Grenzort Ipsala und Griechenland erreichen
soll. Auffällig sind Länge und Lage des Unterwasserabschnitts: Zwar waren die Planungen für die SouthStream-Route schon sehr weit fortgeschritten, was
die Kosten einer neuen Erkundung spart – aber die
Verlegung von Offshore-Röhren ist deutlich teurer
als jene an Land. Deswegen war spekuliert worden,
Gazprom könnte den Teil durch das Meer entlang der
bereits existierenden (weitaus kürzeren) Pipeline Blue
Stream bauen und dann eine längere Onshore-Sektion
gegen Westen anschliessen (vgl. Karte).
Russische Analytiker sind überzeugt, dass die Türkei
die für den Eigenverbrauch bestellten zusätzlichen 16
Mrd. m³ pro Jahr auch gebrauchen kann. 2014 erhielt
sie von Gazprom über Blue Stream und Pipelines über
den Balkan insgesamt 27,4 Mrd. m³ und war nach
Deutschland der zweitgrösste Kunde des Konzerns.
Aber stark finanziell exponieren will Ankara sich nicht:
Die Offshore-Sektion muss Gazprom allein bauen,
bezahlen und auch alle Risiken dafür allein tragen (für
den Unterwasserabschnitt von South Stream hatte ein
internationales Konsortium ein Joint Venture gebildet, das Gazprom jüngst aufkaufte ).
Ein Steilpass für die Türkei
Der Vorschlag der Russen, die Pipeline «South Stream»
in eine «Turkish Stream» zu verwandeln, kam für die
türkische Regierung wie ein Geschenk vom Himmel.
Zum einen ist im schnell wachsenden Schwellenland
der Energiebedarf im vergangenen Jahrzehnt kontinuierlich gestiegen, zum anderen will sich die Türkei
als europäische Energie-Drehscheibe positionieren.
Vorangetrieben wird die Kooperation von zwei autoritären Staatspräsidenten, Recep Tayyip Erdogan und
Wladimir Putin, die sich beide von der EU schlecht
behandelt fühlen.
Teure Kehrtwende
Allerdings hat Ankara von Anfang an signalisiert, dass
man nicht allein von russischem Erdgas abhängig sein
will. Schon heute stammen 60% der Gaslieferungen
aus Russland. Die Türkei ist nach Deutschland der
zweitwichtigste Abnehmer des russischen Erdgaskonzerns Gazprom. Daher werden von türkischer Seite
gemeinsam mit Aserbaidschan die Arbeiten für die
Transanatolische Pipeline (Tanap) vorangetrieben. Von
der angepeilten Liefermenge der Tanap von zunächst
16 Mrd. m³ pro Jahr sollen ab 2019 immerhin 6 Mrd.
m³ in die Türkei strömen. Der Baubeginn ist für April
2015 angekündigt.
Die russische Bank VTB schätzt, dass Gazprom beim
Bau aller vier Röhren pro Kilometer unter Wasser verlegte Rohrleitung bis zu 13,5 Mio. $ zahlen muss, insgesamt bis zu 12 Mrd. $ für die Schwarzmeersektion.
Die Alfa Bank erwartet zunächst für 2015 und 2016
Ausgaben von bis zu 3 Mrd. $. Für das alte South-Stream-Projekt hatte Gazprom eigene Kosten von umgerechnet rund 10 Mrd. $ projektiert, wovon bereits
4,7 Mrd. $ ausgegeben wurden – hauptsächlich für
eine Aufrüstung des eigenen Pipelinenetzes und von
Kompressorstationen in Südrussland auf dem Weg
zum Schwarzen Meer. Auch damit dieser Aufwand
nicht abgeschrieben werden muss, braucht Gazprom
eine Pipeline ins Ausland. Die Türkei scheint nun der
lachende Dritte zu sein.
Wie viel Erdgas Ankara über Turkish Stream von Gazprom beziehen wird, dürfte vom Ergebnis von Preisverhandlungen abhängen. Die Regierung dringt auf
Ermässigungen, da die türkischen Abnehmer bis anhin
erheblich mehr bezahlen mussten als die deutschen.
Ein vom russischen Präsidenten offerierter Discount
von 6% wurde offenbar als ungenügend zurückgewiesen. Die Türkei lässt durchblicken, dass man mehrere
Pfeile im Köcher habe, nicht zuletzt wegen der geografischen Lage. Hinzu kommt, dass die türkische Energieversorgung weiter diversifiziert wird. Ungeachtet
des Erdbebenrisikos plant die Türkei Mitte dieses Jahres den Spatenstich für das erste Kernkraftwerk des
Landes – Partner bei diesem ambitiösen Projekt ist der
russische Staatskonzern Rosatom.
Die Türkei wird nur auf ihrem Festland finanziell einsteigen. Zu welchem Anteil, das wird noch verhandelt.
Jedenfalls wird sich der sehr lange Offshore-Teil stark
in Gazproms Investitionsplan niederschlagen.
31
UKRAINE: GAZPROM BLOCKIERT WESTEUROPÄISCHE GASLIEFERUNGEN
Die Ukraine könnte den weitaus größten Teil ihres Erdgases aus Europa beziehen - wenn Gazprom nicht
wäre. Der russische Staatskonzern blockiert die Leitungen an der slowakisch-ukrainischen Grenze.
Der russische Gaskonzern Gazprom behindert die Lieferung westeuropäischen Erdgases in die Ukraine.
An einer Verbindungsstelle der Gaspipeline an der slowakisch-ukrainischen Grenze blockiert der russische
Staatskonzern den Gasfluss aus dem Westen mit Verweis auf ein Übereinkommen mit der slowakischen
Regierung aus dem Jahre 1999. (Diese Meldung stammt aus dem SPIEGEL.)
«Ohne diese Blockade könnten wir unsere gesamten Gasimporte aus dem Westen decken und wären unabhängig von russischem Gas», behauptet der Chef des ukrainischen Gasversorgers Naftogas, Andrij Kobolew.
Die Abmachung verstoße «gegen die Bestimmungen der Europäischen Energieunion» und müsste durch
Brüssel dringend neu geregelt werden. Kobolew verweist auf die geostrategische Bedeutung, die eine Anbindung an das westliche Gasnetz besitzt.
Durch die Richtungsumkehr des Gasflusses zwischen Russland, der Ukraine und Westeuropa werde es gelingen, im Jahre 2015 90 Prozent des Erdgases aus Europa zu beziehen, so Kobolew. Voraussetzung ist allerdings,
den Streit mit Gazprom zu klären. Größter Lieferant der Ukraine ist neben dem norwegischen Statoil-Konzern der deutsche Energieriese RWE, der wiederum Gas aus Russland bezieht. Noch im Jahre 2013 stammten
95 Prozent der ukrainischen Gasimporte aus Russland.
Ä
RA DER GAS-SUPERTANKER STÜRZT
RUSSLAND INS UNGLÜCK
Für die globale Energieversorgung wird Erdgas in 20 Jahren ebenso wichtig sein wie Erdöl und Kohle,
heißt es in der neuen BP-Studie. Doch ausgerechnet für Russland verheißt dieser Trend nichts Gutes.
Für ein rohstoffreiches Land wie Russland enthält die
neue Welt-Energieprognose des Ölmultis BP eigentlich viel Erfreuliches. So soll die globale Energienachfrage in den nächsten 20 Jahren weiter stark wachsen,
um insgesamt 37 Prozent.
Gastanker werden wichtiger als Pipelines
Und ausgerechnet die Nachfrage nach dem russischen
Exportschlager Erdgas soll dabei am stärksten zulegen, weitaus stärker jedenfalls als die Nachfrage nach
Öl oder Kohle.
Der «BP Energy Outlook» des britischen Ölmultis
beruht – anders als viele andere Energieprognosen,
– auf empirisch erhobenen Daten, die weltweit bei
den Erzeugern von Brennstoffen und Kilowattstunden einzeln abgerufen werden. Deshalb genießt der
Bericht eine hohe Reputation und dient in Politik und
Wissenschaft vieler Länder als Entscheidungs- und
Forschungsgrundlage.
Doch trotz dieses Ausblicks wird der in London veröffentlichte «BP Energy Outlook 2035» in der Moskauer
Zentrale von Gazprom wohl nicht nur Freude auslösen.
Denn in dem Bericht heißt es auch, dass das russische
Pipeline-Netz als Transportmittel für Erdgas rapide
an Bedeutung verlieren wird: Der massive Einsatz von
Flüssiggas-Tankern könnte demnach eine Revolution
auf dem Weltenergiemarkt auslösen, bei der Russland
womöglich eher zu den Verlierern zählt.
Jetzt sagt die britische Studie eine neue Umwälzung
auf dem globalen Energiemarkt voraus: Erstmals seit
Beginn der industriellen Revolution wird es 2035 keine
eindeutig dominante Energiequelle auf der Erde mehr
geben: Die Bedeutung von Erdgas wird in den nächsten Jahren so schnell wachsen, dass dieser flüchtige
Brennstoff im Jahre 2035 auf einen ähnlichen hohen
Anteil im Welt-Energiemix haben wird wie Erdöl und
Kohle: nämlich zwischen 26 und 28 Prozent.
32
Nur: Der größte Teil des Erdgases wird dann nicht
mehr durch Röhren transportiert. Die BP-Autoren
erwarten einen dramatischen Bedeutungsverlust der
Pipeline. Der größte Teil des globalen Erdgas-Handels
werde im Jahre 2035 mit Hilfe von Flüssiggas-Tankern
abgewickelt. «Bei der Produktion von Verflüssigtem
Erdgas, sogenanntem LNG, werden wir bis zum Jahr
2020 ein dramatisches Wachstum erleben, mit Raten
von bis zu acht Prozent pro Jahr», heißt es im BP-Ausblick. «Das bedeutet auch, dass 2035 Flüssiggas im
Tanker die Pipeline als wichtigstes Transportmittel
abgelöst haben wird.»
Schon heute wird in großen, fabrikähnlichen Anlagen
in arabischen Staaten wie etwa Katar das Erdgas auf
minus 162 Grad Celsius abgekühlt. Das auf diese Weise
verflüssigte Erdgas (englisch: «Liquefied Natural Gas»,
LNG) kann in Tankern flexibel über die Weltmeere
geschickt werden.
das LNG-Wachstum eine größere Auswahl an Versorgungsmöglichkeiten für Verbraucherregionen wie
Europa oder China mit sich bringen.»
Bislang galt im hochpolitisierten Öl- und Gasgeschäft:
Wer die Pipeline hat, hat auch die Macht. Schon deshalb hatte sich Russland stets darum bemüht, Kontrolle über die Exportpipelines in Nachbarländern wie
Weißrussland oder Ukraine zu bekommen. Die Abnehmerländer am Ende der Röhre, etwa osteuropäische
Staaten, waren oft genug gezwungen, sich Lieferbedingungen und Preise diktieren zu lassen. Mit dem
Aufkommen der neuen Gas-Supertanker gelten diese
alten Gleichungen des globalen Energiegeschäfts aber
bald nicht mehr.
In Europa gibt es bereits eine ganze Reihe von Hafenterminals, an denen LNG-Tanker ihre Fracht ins Erdgasnetz einspeisen können. Hierzulande gibt es zwar
Quelle: www.gazprom.com
Dramatische Folgen für weltweite Handelsströme
Ein Logistikschwenk mit weitreichenden Folgen für
Handelsströme, Wettbewerb, Preise und die Positionierung klassischer Lieferantenländer wie Russland. «Mit der Zeit ist zu erwarten, dass das starke
LNG-Wachstum zu einem stärker integrierten und
verbundenem Weltmarkt mit einheitlichen Preisen
führen wird», heißt es in der BP-Studie. «Zudem wird
noch kein solches Flüssiggas-Terminal. Doch weil das
europäische Pipeline-Netz bereits aus einer Vielzahl
von LNG-Häfen in Frankreich, Italien, den Niederlanden und Großbritannien mit Flüssiggas gespeist wird,
profitiert auch Deutschland heute bereits indirekt von
den neuen Versorgungsmöglichkeiten.
Zwar werde Pipelinegas «in absehbarer Zukunft noch
von zentraler Bedeutung für Europa bleiben», glaubt
Friedbert Pflüger, Direktor des «European Centre
for Energy and Resource Security» am King›s College
33
Bild: Halley Pacheco de Oliveira, Wikimedia Commons
London. «Die Infrastruktur besteht bereits und wird
deswegen keiner neuen enormen Investitionen bedürfen – was von besonderer Wichtigkeit in Zeiten wirtschaftlicher Unsicherheit ist.» Zudem habe sich Pipelinegas «als berechenbare Konstante für die deutsche
und europäische Industrie etabliert», so Pflüger. «Das
wird sich in absehbarer Zukunft nicht ändern.»
Dennoch verbessert der Flüssiggas-Boom überall auf
der Welt die Möglichkeit, alternative Gaslieferanten zu
finden. Zwar will auch Russland verstärkt in die Gasverflüssigung und Tankerflotten investieren. Doch die
BP-Statistiker erwarten, dass die Flüssiggas-Mengen
aus Russland weit hinter denen der anderen Lieferländern zurückbleiben werden. So werde voraussichtlich
Australien für den größten Teil der zu erwartenden
Flüssiggas-Mengen sorgen, gefolgt von Ostafrika und
den USA. «Der Flüssiggas-Handel wird voraussichtlich fundamentale Auswirkungen auf die weltweiten
Energiehandelsströme haben», heißt es im BP Energy
Outlook.
Das Öl fließt jetzt von Westen nach Osten
Ähnlich große Konsequenzen wird die wachsende
Ölproduktion in den Vereinigten Staaten haben. Im
Jahr 2030, so schätzen die BP-Analysten, werden die
USA ihren Ölbedarf mit ihrer eigenen Produktion
decken können. Grundlage dafür ist das sogenannte
Hydraulic Fracturing oder kurz «Fracking», eine Technologie, bei der tiefe Schieferstein-Schichten durch
Wasserdruck aufgesprengt werden.
Noch 2005 waren 60 Prozent des in den Vereinigten
Staaten verbrauchten Öls importiert worden – eine
drastische Verschiebung, die den Ölpreis Anfang des
Jahres auf bis zu 48 Dollar pro Barrel abstürzen ließ,
da die OPEC-Staaten ihre Fördermenge vorerst nicht
reduzieren wollen. Dank des Schieferöl-Booms produ-
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zierten die Amerikaner im vergangenen Jahr rund 1,5
Millionen Barrel Öl mehr am Tag, «die größte Zunahme
innerhalb eines Jahres in der gesamten Geschichte der
USA», heißt es in dem Bericht.
Von diesem Trend ist auch BP betroffen – das britische
Unternehmen will seine Investitionen aufgrund des
niedrigen Ölpreises um bis zu sechs Milliarden Dollar reduzieren. «Das große Wachstum der amerikanischen Schieferöl-Produktion hat einen dramatischen
Effekt gehabt», schreibt BP-Chef Dudley im Vorwort
des Reports. «Das Öl fließt zunehmend von Westen
nach Osten statt von Osten nach Westen. Es ist wahrscheinlich, dass dies so weitergeht, denn China und
Indien treiben die Nachfrage nach Energie.»
Fracking-Boom bleibt vorerst US-Phänomen
Obwohl der gefallene Ölpreis vielen amerikanischen
Fracking-Unternehmen Probleme bereitet, erwarten die BP-Analysten dennoch, dass Nordamerika
weiterhin das Zentrum der Industrie bleibt. Bis 2035
komme bis zu 50 Prozent des weltweit gewonnenen
Schieferöls aus den USA, wie auch rund 30 Prozent
des Schiefergases – und das, obwohl Asien größere
Vorkommen aufweist als die USA.
«Wenngleich die Produktion außerhalb Nordamerikas
zunimmt, so können die Faktoren, die das dramatische
Wachstum der Produktion in Nordamerika ermöglicht
haben, nicht woanders repliziert werden», fasst der
Energy Outlook zusammen. Ein Grund für das starke
Wachstum sei die große Produktivitätssteigerung
gewesen. BP zufolge ging sie zwischen 2007 und 2014
bei Öl um 34 Prozent und bei Gas um 10 Prozent nach
oben.
Während Nordamerika in diesem Jahr zum Netto-Exporteur wird, bleiben die aufstrebenden Staaten
Asiens Energieimporteure. 27 Prozent der in Asien
verbrauchten Energie soll im Jahr 2035 importiert
werden, verglichen mit 23 Prozent im Jahr 2013. Die
Ölimporte sollen dann hier allein fast so groß sei wie
die Menge, die die ölexportierenden OPEC-Staaten
heute produzieren. BP schätzt, dass China die USA
im Jahr 2035 als größter Einzelverbraucher von Öl
abgelöst hat.
Ausstoß von Treibhausgasen steigt weiter
Trotz der im November verabschiedeten Ziele der
chinesischen und der amerikanischen Regierung,
die CO2-Emissionen deutlich zu senken, gehen die
BP-Analysten bis 2035 von einer deutlichen Steigerung der Treibhausgase aus. Sie sollen in dem Zeitraum
um 25 Prozent zunehmen. China hatte im November
erklärt, seine Emissionen ab dem Jahr 2030 nicht
mehr steigern zu wollen, dies war von Klimaschützern
als erstes Zugeständnis interpretiert worden.
IEA in ihrem «450 Scenario» empfohlen hatten.
«Keine Lösung wird alleine ausreichen», schreiben die
BP-Analysten, «es müssen viele Ansätze verfolgt werden.» Zwar haben erneuerbare Energien in der Stromproduktion weltweit ein beachtliches Wachstum vorzuweisen. Allerdings werden sie im Jahre 2035 global
wohl erst acht Prozent zur Deckung des Strombedarfs
beitragen und damit knapp über dem Anteil der Atomkraft liegen.
Ein global gültiger Preis für Kohlenstoff könnte nach
Auffassung der Experten dazu dienen, dass es genügend Anreize gibt, den steigenden Energiebedarf auf
nachhaltige Art zu decken. Emissionshandelssysteme,
die den CO2-Ausstoß mit Hilfe handelbarer Emissionsberechtigungen begrenzen, werden in vielen Ländern Asiens derzeit vorbereitet. Als erstes asiatisches
Land hatte Süd-Korea im Januar diesen Jahres die
Einführung eines Emissionshandelssystems gesetzlich beschlossen. China plant dem Vernehmen nach
den Einstieg in den Handel mit CO2-Berechtigungen
ab 2016.
Dennoch, so rechnet BP vor, liegen die weltweiten
Emissionen damit deutlich über denen, die die Wissenschaftler der Internationalen Energie-Agentur
UKRAINE: RUSSLAND VERSORGT REBELLENGEBIETE IN
DER OSTUKRAINE MIT ERDGAS
Moskau (awp/sda/afp) - Russland hat damit begonnen, die von den prorussischen Rebellen kontrollierten
Gebiete in der Ostukraine mit Erdgas zu beliefern. Seit kurzem werden die Gebiete mit Gas versorgt, unter
anderem über die Gasmessstationen Prochorowka und Platowo.
Das teilte der Chef des staatlichen Energieunternehmens Gazprom, Alexej Miller, nach Angaben der russischen Nachrichtenagentur RIA Nowosti mit. Die Lieferungen hätten einen Umfang von bis zu zwölf Millionen
Kubikmetern täglich.
Die prorussischen Rebellen hatten zuvor mitgeteilt, die von ihnen gehaltenen Gebiete würden nicht mehr
von dem ukrainischen Gaskonzern Naftogas beliefert.
Prochorowka liegt an der Grenze zu Russland und zu der von den prorussischen Separatisten kontrollierten
Region Lugansk. Platowo liegt an der Grenze zwischen Russland und der Rebellenhochburg Donezk.
Kürzlich war ein neuer Waffenstillstand in der Ostukraine in Kraft getreten. Trotzdem gab es weiter erbitterte Kämpfe um die Stadt Debalzewe, die strategisch wichtig zwischen den Rebellengebieten Donezk und
Lugansk liegt. Am Mittwoch gab sich die ukrainische Armee geschlagen und zog rund 2500 erschöpfte
Soldaten aus der Stadt ab.
Redaktion HG
35
Erdgasmarkt Schweiz – Vollversorgungsklassiker
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kann erfahrungsgemäss mit einer aussergewöhnlich hohen Leserprojektion von bis zu 5500 Lesern pro Ausgabe gerechnet werden.
Erscheinungsweise
6 x jährlich

Terminankündigung Überprüfung Erdgashausanschluss

Energie 360° AG

Informationen zum Netzanschluss

Freie Handelsvertreter Beschäftigung: Selbstständig - e.optimum

Biogas – ganz leicht

Lesen - Claudia Kemfert

SWK Förderpgrogramm Heizungsumstellung Erdgas

Einladung zum Tag der alternativen Energien

Brennwert beliebt wie eh und je! Neue Leitung - Stadtwerke Kusel

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