Es ist die Frage der Fragen am europäischen Gasmarkt: Was, wenn russisches Gas plötzlich nicht mehr fließt? Können Deutschland und Europa die fehlenden Mengen ersetzen oder durch Effizienzmaßnahmen einsparen, ohne dass es gleich zum Notstand kommen würde?
Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und Gasmarktexperte Joachim Endress vom Beratungsunternehmen Ganexo haben nun jeweils eigene Szenarien entwickelt.
Drei Pipelines im Fokus
Zum Hintergrund: Im Jahr 2020 machte russisches Gas 55 Prozent des deutschen Gasmixes aus. In diesem Jahr sind es nach Angaben des BDEW noch etwa 40 Prozent.
Aktuell kommt russisches Gas vor allem über die Ostsee-Pipeline Nord Stream 1 nach Deutschland. Weniger fließt über den ukrainisch-slowakischen Punkt Velke Kapusany nach Europa. Gar kein russisches Gas erhält Deutschland aktuell über den polnisch-deutschen Grenzpunkt Mallnow. Gas wird in Deutschland insbesondere für die Wärmeerzeugung, Stromproduktion und als Rohstoff für die Industrie benötigt.
Gasersatz bei Stromerzeugung
Zuerst zu den BDEW-Berechnungen, die sich auf Deutschland beziehen: Demnach ließe sich kurzfristig rund ein Fünftel des gesamten deutschen Gasbedarfs ersetzen oder einsparen. Dies entspräche also aktuell der Hälfte des russischen Gases.
"Die mengenmäßig größten Potenziale kommen aus der ungekoppelten Stromerzeugung", schreibt der BDEW. Voraussetzung: Strommengen würden durch andere Erzeugungsarten ersetzt werden können. Zur Debatte stehen hier insbesondere Kohlekraftwerke.
Strom: Mehr als ein Drittel Einsparpotenzial
Problem dabei: Bei den aktuell hohen Gaspreisen weisen Gaskraftwerke dieser Art schon jetzt nur sehr geringe Auslastungen auf.
Insgesamt ließe sich mehr als ein Drittel des Gasbedarfs aller Gaskraftwerke durch Brennstoffwechsel oder Reduktion vermeiden, schreiben die Autoren.
Wärmeerzeugung
Das zweitgrößte Potenzial ortet der BDEW bei Heizungen und der Warmwasserbereitung im Bereich der privaten Haushalte. Hier setzen die BDEW-Analysten voraus, dass private Haushalte von sich aus sowohl aufgrund von freiwilligen Maßnahmen als auch aufgrund der hohen Energiepreise ihren Energieverbrauch reduzieren würden.
Insgesamt nehmen die Analysten hier ein Einsparpotenzial von 15 Prozent an.
Begrenztes Potenzial bei Industrie
Die kurzfristigen Einsparpotenziale in der Industrie seien mit acht Prozent dagegen vergleichsweise gering, heißt es weiter. Der Grund: Die Nutzung der Prozesswärme sei in der Regel für die Aufrechterhaltung der Produktion notwendig.
Das größte kurz- bis mittelfristige Potenzial sieht der BDEW in der Nahrungsmittelindustrie, die nach der Chemieindustrie immerhin zweitgrößter industrieller Erdgasverbraucher ist. "Hier könnten typische Prozesse wie Erhitzen und Trocknen grundsätzlich leichter durch eine Umstellung auf Energieträger wie Strom oder Öl bewerkstelligt werden", heißt es. "Trotzdem dürfte aber auch hier eine Energieumstellung nur in Einzelfällen kurzfristig erreichbar sein."
Drei-Monats-Stopp aus Russland
Marktexperte Endress nimmt nicht nur Deutschland, sondern ganz Europa in den Blick. Er geht in seinem Szenario davon aus, dass die Gasflüsse über Nord Stream 1 und die über Polen laufende Jamal-Pipeline während des Sommers für drei Monate gestoppt würden.
Dann würden nach seinen Berechnungen dem Markt etwa 230 TWh Erdgas fehlen. Gut drei Viertel könnten über importiertes Flüssigerdgas (LNG) sowie über Importsteigerungen aus Norwegen und den Niederlanden ersetzt werden (insgesamt 175 TWh). Blieben noch fast ein Viertel oder 55 TWh.
Senken der Raumtemperatur
Die könnten den Winter hindurch mittels gezielter Energieeffizienzmaßnahmen eingespart werden. 55 TWh entsprächen etwa rund drei Prozent des Gasbedarfs in Nordwesteuropa und Großbritannien während des Winterhalbjahres, schreibt er.
"Bedenkt man, dass allein die Absenkung der Raumtemperatur um ein Grad Celsius den Gasverbrauch um fünf Prozent senken kann, sollte eine Gesamteinsparung in Höhe von drei Prozent mithilfe gezielter Effizienzmaßnahmen möglich sein."
Stärkere Auslastung von LNG-Terminals
Am heikelsten dürften LNG-Importe werden. Hier könne die Auslastung der bestehenden Terminals in Nordwesteuropa und Großbritannien aber deutlich erhöht werden, schreibt Endress. "Im letzten Sommer wurden rund 250 TWh LNG importiert."
Die Maximalkapazität der Anlagen hätte demnach jedoch einen Import von 405 TWh in den Sommermonaten erlaubt. "Unterstellt man zumindest eine 80-prozentige Auslastung, so könnten die LNG-Mengen um rund 70 TWh erhöht werden."
LNG-Preiskrieg am Horizont
Schwimmende LNG-Terminals könnten die Versorgung unterstützen, fährt der Experte fort. "Weltweit gibt es derzeit 48 [schwimmende LNG-Terminals], einige davon sind kurzfristig charterbar." Pro Schiff könnten rund 100-150 GWh Erdgas pro Tag ausgespeichert werden. "Verteilt man drei Schiffe an drei Standorte, so könnten [schwimmende LNG-Terminals] im Sommerhalbjahr rund 55 TWh zur Gasversorgung besteuern.
In seiner Analyse ortet auch der BDEW bei Flüssigerdgas großes Potenzial, weist aber zugleich auf mögliche Engpässe aufgrund von weltweiter Nachfrage sowie Verfügbarkeit von LNG-Schiffen, Terminals und Transportleitungen hin. Zudem sind sich der Branchenverband und Endress einig: Wer deutlich mehr LNG als früher nach Europa locken will, muss sich auf entsprechend hohe Preise einstellen. (aba)
