Freitag, 14. Dezember 2018
-   ZUKUNFTSFRAGEN

Energiesicherheit: Fakten und Handlungsmöglichkeiten

Jürgen-Friedrich Hake und Stefan Rath-Nagel

Die Energieinfrastruktur eines Landes ist für den Lebensstandard, für die Wettbewerbsfähigkeit der Wirtschaft und die innere politische Stabilität von entscheidender Bedeutung. Im Zuge der Debatten um die Energiewende Deutschlands liegt die Aufmerksamkeit vor allem auf dem zukünftigen Energiemix und dessen Veränderung, insbesondere aber auf den technischen Herausforderungen und den Kosten des Systemwechsels. Ausgelöst durch die zunehmende Instabilität des elektrischen Netzes beim Systemumbau und mögliche Probleme bei zukünftigen Erdgaslieferungen infolge der Ukrainekrise stellt sich die Frage der Energiesicherheit Deutschlands (und Europas) neu: Ist die Energiebeschaffung gefährdet, welche Bezugsquellen stehen im In- und Ausland zur Verfügung und welche Spielräume für Veränderungen in der Beschaffung gibt es?

Überblick

Ausgehend von der Definition der Energiesicherheit und ihrer Betrachtung im Kontext internationaler Risiken wird im ersten Teil des Artikels die veränderte inländische Energiegewinnung analysiert. Im zweiten Teil werden dann die Flexibilitätsoptionen im Energieaußenhandel betrachtet. Ein Ausblick auf die Infrastrukturdefizite Deutschlands schließt den Artikel ab.

Im traditionellen Sinne wird von Energieversorgungssicherheit (energy supply security) gesprochen, wenn die physikalischen oder technischen Bedingungen für eine jederzeit ausreichende Deckung der Nachfrage erfüllt sind. Daneben hat sich in den letzten Jahren der Begriff der Energiesicherheit als Teilaspekt der Rohstoffsicherheit etabliert, der in einem umfassenderen Maße einen Gleichgewichtszustand des Energiesystems beschreibt, bei dem ein auf Dauer angelegtes Stabilitätsziel erreicht wird. Energiesystem meint hier die Gesamtheit aller technischen, ökonomischen und rechtlichen Relationen, denen die Akteure auf den Energiemärkten, also Produzenten und Konsumenten, unterliegen [1].

Das Systemverhalten wird u. a. durch seine Toleranz gegen von außen oder innen kommende Störungen bestimmt. Sie wird als Resilienz bezeichnet [2]. In diesem Sinne geht es in der nachfolgenden Analyse um resiliente Energiesicherheit. Dazu gehören grundlegende strukturelle Fragen, z. B. wie sicher eine Versorgung ist, die stark auf dezentralen Erzeugungseinheiten beruht und als autark verstanden wird. Selbstversorgung oder Vernetzung mit anderen Erzeugern oder Lieferanten: Was ist sinnvoll und in welchem Maß?

Energiesicherheit im weltweiten Kontext

Die Frage nach der Vernetzung bestimmt aus anderer Sicht auch den globalen Kontext der Energiesicherheit. Das Welthandelsvolumen betrug Ende 2013 rd. 18,8 Billionen US$. An erster Stelle der ausgetauschten Waren standen nach Angaben der WTO (World Trade Organization) Energierohstoffe mit knapp 19 %, d. h. im Jahre 2014 betrug der globale Handel mit Energierohstoffen rd. 3,7 Bio. US$. Dies wirft aus Sicht der importierenden Länder immer die Frage nach der Stabilität der Bezugsbedingungen zu den jeweiligen Lieferländern auf, genauso wie spiegelbildlich aus Sicht der exportierenden Länder die Stabilität der Ausfuhrbedingungen hinterfragt wird, d. h. der Zahlungsfähigkeit und -bereitschaft den jeweiligen Empfängerländern gegenüber. Der Handel ist also auf beiden Seiten mit Risiken behaftet, dem Liefer- und dem Zahlungsausfall. Häufig sind für den grenzüberschreitenden Handel auch Vorleistungen in die Infrastruktur in großem Umfang getätigt worden, die sich über einen längeren Zeitraum rentieren müssen.

Politische und wirtschaftliche Interessen greifen ineinander

Bei der Beurteilung dieser Frage spielen neben kommerziellen auch geostrategische Interessen eine Rolle, wie sie z. B. in jüngster Zeit im Zuge der Ukrainekrise wieder verstärkt vernehmbar wurden. Für Deutschland und seine europäischen Nachbarn ist in diesem Zusammenhang die Einbettung in den europäischen Energiebinnenmarkt von besonderer Bedeutung. Die Gemeinschaft europäischer Länder hat weltweit ein anderes Gewicht als ein einzelnes Land und der integrierte Markt ein völlig anderes Volumen als nationale Einzelmärkte. Dabei darf nicht übersehen werden, dass hinter den Gemeinschaftszielen der Länder der EU auch unterschiedliche wirtschaftliche Interessen der Mitgliedsländer und ihrer Energieunternehmen stehen, so dass es nicht immer zu einem kohärenten Vorgehen kommt.

Im Strommarkt gibt es völlig andere Paradigmen in den Mitgliedsländern, die von unterschiedlichen Vorstellungen über Kernenergie, Kohle und erneuerbare Energien geprägt sind. Zwar gibt es für den Krisenfall eines Ölembargos den im Rahmen der IEA (Internationale Energieagentur) abgestimmten Notfallplan. Für den Krisenfall eines größeren Gaslieferembargos gibt es allerdings keinen unmittelbaren Hilfsmechanismus; die Gasspeicher sind in nationalem Eigentum und die Verfügbarkeit über die Gasmengen liegt bei den Importgesellschaften.

In einer „Strategie für eine sichere europäische Energieversorgung“ hat die Europäische Kommission u. a. Maßnahmen beschrieben, die zu einer besseren Prävention und Minderung der Risiken von Gasversorgungsstörungen führen sollen [3]. Grundsätzlich ist bei einem gemeinschaftlichen Handeln aber zu fragen, inwieweit die angestrebte Koordinierung der Potenziale oder Fähigkeiten zur Energiesicherheit eines Landes beitragen werden. Die Energiesicherheit im Markt einer Region wird ja nicht dadurch automatisch verbessert, dass mehr Entscheider über die Verteilung eines mangelnden Angebots beschließen.

Vielfältige Wechselwirkungen

Energiesicherheit ist keine statische Größe, sie verändert sich aufgrund technologischer, kommerzieller und rechtlicher Bedingungen, die sich als Folge von gesellschaftlichen Prozessen wandeln. Energiesysteme sind Teile von Gesellschaftssystemen und als solche äußerst komplex, da es vielfältige Wechselwirkungen gibt. Wie verhalten sich Systeme, wenn es zu Änderungen kommt, insbesondere wenn es nicht nur zu Anpassungen, sondern auch zu Richtungswechseln kommt? Beispiele dafür gibt es aus jüngster Vergangenheit genug:

  • Kernenergieausstieg: ein abrupter und vollständiger technologischer Richtungswechsel;
  • Verfall des Erdölpreises um rd. 50 % im zweiten Halbjahr 2014 und Dominanz der Vereinigten Staaten in der Erdölförderung: ein fundamentaler kommerzieller Wandel im weltweiten Erdölhandel;
  • Festlegung von bindenden Obergrenzen für Treibhausgasemissionen für den Kraftwerkspark Deutschlands im Herbst 2014: eine politisch kurzfristig eingeleitete Änderung des Rechtsrahmens.

Dies sind nur einige Beispiele für Ereignisse oder Maßnahmen, die gravierende Auswirkungen haben. Vor diesem Hintergrund möglicher dynamischer Effekte ist auch die Transformation von Energiesystemen und deren Veränderungsgeschwindigkeit im Zusammenhang mit der Energiesicherheit zu bewerten.

Energiegewinnung im Inland

Energiesicherheit kann durch inländische Energiegewinnung sowie durch Handel und Import von Primär- und Sekundärenergien erreicht werden. In Deutschland beträgt der Anteil der inländischen Primärenergiegewinnung am Primärenergieverbrauch derzeit 29 %. Er liegt damit deutlich unter dem Wert von 1990 (ca. 43 %), aber wieder mit ca. 26 % über dem „Tiefpunkt“ des Jahres 2001. Allerdings hat sich die Struktur der Primärenergiegewinnung in den letzten zwanzig Jahren dramatisch verändert (Tab. 1).

Tab. 1: Primärenergiegewinnung nach Energieträgern (in PJ)
Jahr Steinkohle Braunkohle Mineralöl Erdgas, Erdölgas Erneuerbare Energien Sonstige* Summe
1990 2 089 3 142 156 563 196 77 6 223
1995 1 595 1 711 125 607 275 14 4 328
2000 1 012 1 528 131 638 417 68 3 794
2003 777 1 641 158 668 561 151 3 955
2004 784 1 660 151 618 650 177 4 040
2005 756 1 611 153 588 769 222 4 099
2006 641 1 591 151 611 939 171 4 104
2007 651 1 628 146 604 1 117 170 4 316
2008 521 1 576 131 537 1 147 211 4 124
2009 415 1 529 119 534 1 208 231 4 035
2010 387 1 535 107 452 1 421 254 4 156
2011 361 1 595 112 447 1 463 267 4 245
2012 324 1 676 112 390 1 494 139 4 135
2013 229 1 657 113 376 1 564 96 4 035
*Grubengas, nichterneuerbare Abfälle, Abwärme u. ä.
Quelle: [4]

Ende des Steinkohlenbergbaus

Die in Deutschland insgesamt vorhandenen Vorräte (Reserven und Ressourcen) an Steinkohle von 83 Mrd. t [5] würden eine Förderung bis weit über das Ende dieses Jahrhunderts hinaus erlauben. Der deutsche Steinkohlebergbau war lange eine Säule der Energieversorgung.

Der drastische Rückgang der deutschen Förderung auf heute nur noch 7,8 Mio. t (229 PJ) ist Folge ungünstiger geologischer und somit (welt-)wirtschaftlicher Bedingungen. Infolgedessen war der Preisabstand von Kohle aus heimischer Produktion und Konkurrenzprodukten auf dem Weltmarkt gewaltig. Nach Angaben des Bundesamts für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) betrug der Preis für Kraftwerkskohle, die als Drittlandskohle frei deutscher Grenze angeboten wird, im Jahre 2013 durchschnittlich 79 €/t [6], während die Produktionskosten für Ruhrkohle mehr als das Doppelte betragen.

Bis Ende 2018 wird es in Deutschland einen subventionierten Steinkohlebergbau geben. Bis dahin werden die letzten drei verbliebenen Zechen stillgelegt sein. Neben den wirtschaftlichen Faktoren werden auch grundsätzliche klimapolitische Vorteile aufgezählt, die daraus erwachsen: Ein verringerter Einsatz von Steinkohle bedeutet am Ende auch weniger Treibhausgasemissionen je Energieeinheit. Freilich setzt dies voraus, dass sie nicht durch Importkohle ersetzt wird.

Braunkohletagebau stößt an Grenzen

Deutschland verfügt über große Vorräte an Braunkohle: Über erschlossene und geplante Tagebaue sind in Deutschland 5,6 Mrd. t an Braunkohlevorräten zur Energiegewinnung verfügbar. Weitere Reserven betragen 34,8 Mrd. t, die Ressourcen 36,5 Mrd. t [5].

Im Gegensatz zu Steinkohle ist die Braunkohle zu wettbewerbsfähigen Bedingungen abbaubar, da sie in Tagebautechnik leicht zugänglich ist und zum größten Teil den nahestehenden Kraftwerken zugeführt werden kann. Mit einer Förderung von 357 Mio. t (3 142 PJ) und einem Anteil von 50,5 % an der inländischen Energieproduktion war Braunkohle 1990 der bedeutendste heimische Energieträger. Auch im Jahre 2013 galt dies noch, auch wenn die geförderten Mengen auf 183 Mio t (1 657 PJ) abgenommen haben und der relative Anteil auf 41,1 % zurückgegangen ist.

Aus klimapolitischer Sicht wird der Einsatz von Braunkohle allerdings vehement abgelehnt. Die Klimaschädlichkeit ist wegen der Emissionsbelastung je Energieeinheit die höchste unter allen fossilen Energieträgern. Auch der Ausweisung weiterer Tagebaue stehen starke örtliche Interessen entgegen.

Begrenzte inländische Ressourcen bei Erdöl und -gas

In der Rückschau über die vergangenen zehn Jahre zeigt sich eine stetige Abnahme der heimischen Naturgas- und Erdölproduktion, die mit dem allmählichen Versiegen der bekannten Förderquellen einhergeht [7]. Anfang 2014 betrugen die gesamten Reserven an Erdöl 31,5 Mio. t (1 319 PJ), an Erdgas einschließlich Erdölgas (Rohgas) 103,6 Mrd. m3 (3 685 PJ).

Die statischen Reichweiten lagen damit bei 11,9 bzw. 9,7 Jahren. Neben den konventionellen Vorkommen an Erdöl und Erdgas, deren Lagerstätten bekannt und gut erforscht sind, gibt es die sog. unkonventionellen Vorkommen. Das sind Lagerstätten, bei denen die Kohlenwasserstoffe durch besondere technische Maßnahmen extrahiert werden müssen. Zu diesen zählen beim Erdöl Ölsande und Schieferöl. Zu den unkonventionellen Gasvorkommen zählen Erdgas in dichtem Gestein (Tight Gas, Shale Gas), Flözgas, (Coalbed Methan – CBM), Aquifergas und Gashydrat. Bedeutung als energetische Ressource hat für Deutschland insbesondere das Schiefergas (Gas-in-Place, GIP).

In einer Studie wurden die Gesamtmengen an Schiefergas in Deutschland mit 10 Bio. m3 angegeben [5]. Davon können allerdings nach Vergleichen mit den Vereinigten Staaten, wo die Schiefergasförderung schon weit kommerzialisiert ist, nur 10 % bis 35 % der GIP-Mengen tatsächlich gefördert werden. Nach vorsichtiger Schätzung geht die BGR von einem Gewinnungsfaktor von 10 % aus. Daher beläuft sich die aus Schiefergestein gewinnbare Erdgasmenge auf 0,7 bis 2,3 Bio. m3; dies ist deutlich mehr als die Menge der bekannten Erdgasreserven von 0,123 Bio. m3.

In Deutschland, wie auch in einigen anderen europäischen Ländern, gibt es allerdings Bedenken gegen den Einsatz der Fördertechnologie des „Hydraulic Fracturing“. Verschiedene Gruppen fordern daher das gesetzliche Verbot der Fracking-Technologie für Tight Gas. Sie ist gegenwärtig in Deutschland vor den Aufsichtsbehörden allerdings auch nicht genehmigungsfähig. Es ist offen, ob Probebohrungen nach Einzelfallprüfungen möglich sind.

Großes Potenzial erneuerbarer Energien

Erneuerbare Energien haben in Deutschland ein großes Potenzial. Gegenwärtig werden 11,5 % der benötigten Primärenergie durch erneuerbare Energien gedeckt; vor 23 Jahren betrug der Anteil nur knapp ein Zehntel dieses Werts. Die größten Marktanteile errangen die erneuerbaren Energien im Strommarkt (25,4 %); an zweiter und dritter Stelle folgen der Einsatz im Wärme- (9,0 %) und Kraftstoffmarkt (5,3 %).

Der Beitrag erneuerbarer Energien zur Stromerzeugung sei hier exemplarisch für die Dynamik ihres Ausbaus zur Energiesicherung hervorgehoben: Die installierte Kraftwerksleistung betrug 1990 3,4 GW und erreichte Ende 2013 rd. 85 GW. Damit wurden im Jahr 2013 152,6 Mrd. kWh erzeugt. Den größten Anteil hatte die Windenergie mit 35,0 %, wobei die Windstromerzeugung an Land mit 34,4 % den allergrößten Anteil hatte, während die Offshore-Windstromerzeugung mit 0,6 % beitrug. Insgesamt erreichte die Windstromerzeugung damit einen Beitrag, der annähernd gleich groß war wie die Erzeugung aus Wasserkraft und Photovoltaik zusammen.

Die erneuerbaren Energien stellen eine bedeutende heimische Energieressource dar, ihr Ausbau ist daher auch politisch gewünscht. Um das Potenzial der erneuerbaren Energien weiter zu erschließen sind nicht nur große technologische, sondern auch bedeutende finanzielle Anstrengungen notwendig. So machte z. B. das Volumen der Investitionen in die Errichtung von Anlagen zur Nutzung von erneuerbaren Energien im Jahre 2013 16,3 Mrd. € aus, die Umsätze aus dem Betrieb dieser Einrichtungen betrugen 15,2 Mrd. €.

Das zeigt zweierlei: Einerseits ist der Markt der erneuerbaren Energien groß, andererseits bedarf es einer klaren Zielsetzung und strategischen Ausrichtung der Fördermaßnahmen, um die Ressourcen effizient zu heben. Daher wurden die Fördermaßnahmen im Laufe der Jahre mehrfach neu ausgerichtet. Das wichtigste Förderinstrument, das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), ist nach der Novellierung im Jahre 2014 stärker ziel- und ausbauorientiert als zuvor. Die Umlagefinanzierung zur Förderung der erneuerbaren Energien, die für das Gesamtjahr 2013 19,4 Mrd. € betrug und eine EEG-Umlage von 6,24 ct/kWh auslöste, soll zukünftig in ihrer dynamischen Zunahme begrenzt werden.

Energieaußenhandel

Deutschland ist traditionell ein Nettoimporteur von fossilen Energieträgern und nuklearen Brennstoffen (Tab. 2). Anders ist die Situation beim Strom: Hier wies Deutschland 2013 wie in den Vorjahren einen negativen Saldo, also einen Exportüberschuss, aus.

Tab. 2: Außenhandelssaldo nach Energieträgern (PJ)
Jahr Stein­kohle Braun­kohle Mineral­öl Natur­gas Strom Kern­energie Erneuer­bare Energien Fern­wärme Summe Netto­import­anteil ( %)*
1990 177 –32 4 956 1 761 3 1 606 0 0 8 471 57,4
1995 410 24 5 421 2 220 17 1 682 0 0 9 775 67,3
2000 906 19 5 215 2 368 11 1 851 0 0 10 371 72,0
2003 1 115 –10 5 211 2 448 –29 1 801 0 –0,2 10 535 72,2
2004 1 155 –12 5 048 2 645 –26 1 822 0 –0,2 10 632 72,9
2005 1 076 –14 5 111 2 576 –31 1 779 0 –0,3 10 496 72,1
2006 1 310 –15 5 041 2 744 –71 1 826 0 –0,2 10 834 73,0
2007 1 346 –17 4 461 2 491 –69 1 533 0 –0,2 9 745 68,6
2008 1 298 –22 4 797 2 651 –81 1 623 0 –0,2 10 266 71,4
2009 1 076 –22 4 521 2 618 –52 1 472 –7,4 –0,2 9 606 71,0
2010 1 321 –25 4 578 2 587 –64 1 533 –8,1 –0,3 9 923 69,8
2011 1 368 –27 4 360 2 432 –23 1 178 –0,6 –0,2 9 288 68,3
2012 1 320 –30 4 483 2 537 –83 1 085 –0,6 –0,2 9 310 68,6
2013 1 550 –30 4 524 2 730 –122 1 061 –0,6 –0,2 9 712 69,8
*Anteil der gesamten Importe abzüglich Exporte am Primärenergieverbrauch
Quelle: [4]

Bezogen auf das Gesamtvolumen der verbrauchten Energie hat der Außenhandelsanteil in den letzten Jahren leicht abgenommen. So ist der Nettoimportanteil, also die Summe aller Importe abzüglich Exporte bezogen auf den Primärenergieverbrauch, der im Jahre 2006 mit 73,0 % einen Spitzenwert erreichte, bis zum Jahre 2013 auf 69,8 % zurückgegangen. Dies ist im Sinne einer größeren Unabhängigkeit Deutschlands von Energieeinfuhren sicherlich ein positives Zeichen.

Gleichwohl belastet der weiterhin hohe Importanteil die Außenhandelsbilanz Deutschlands spürbar. Allein für den Nettoimport fossiler Energieträger wendete Deutschland im Jahre 2013 99,9 Mrd. € auf [8]. Nicht nur aus Kostengründen sind Importe von Erdöl- und Erdölprodukten, Erdgas, Steinkohle und Steinkohlenkoks von besonderer Relevanz. Wie ist die Energieversorgung also bei diesen Energieträgern zu beurteilen? Dieser Frage wird im nächsten Abschnitt nachgegangen. Nicht behandelt werden Einfuhr und Verfügbarkeit von Kernbrennstoffen, da diese Frage aufgrund des Ausstiegs aus der Atomenergie und des Abschaltens der verbliebenen Kernkraftwerke bis zum Jahr 2022 geringe Bedeutung hat.

Anpassungsmöglichkeiten der Importquellen für Erdöl und Erdölprodukte

2013 importierte Deutschland netto, d. h. abzüglich Ausfuhren, rd. 90 Mio. t Rohöl. Der Nettoimportanteil betrug also 97 %. Die wichtigsten Rohöllieferländer waren 2013 in der Rangfolge ihrer Bedeutung Russland, Großbritannien, Norwegen, Libyen, Nigeria und Kasachstan. Zusammen standen diese sechs Länder für 84 % der deutschen Rohölimporte. Allein der Anteil Russlands an den Rohöllieferungen betrug 2013 37,1 %.

Zusätzlich führte Deutschland rd. 38 Mio. t Mineralölprodukte ein, insbesondere Kraftstoffe und leichtes Heizöl, überwiegend aus Westeuropa. Für den Import von Rohöl hat Deutschland im Jahre 2013 rd. 56 Mrd. € aufgewendet, fast fünfmal mehr als im Jahre 1992; hinzu kamen rd. 27 Mrd. € für den Produktenimport. Deutschland ist in den Welterdölhandel eingebunden und weist eine starke internationale Verflechtung mit Lieferländern auf. Die Versorgungssicherheit bei Erdöl und Erdölprodukten ist daher durch drei Komponenten gekennzeichnet:

  • Eine starke Diversifizierung der Bezugsquellen und eine Verteilung auf mehr als 30 Lieferländer;
  • ein hohes Maß an Flexibilität bei den Liefermengen aus den verschiedenen Bezugsländern;
  • eine strategische Einlagerung in Form der Bundesrohölreserve, die den Bedarf für mindestens 90 Tage deckt.

Russland ist als Erdöllieferland neuerdings stärker in den Blick geraten. Die Außenhandelsbilanz Russlands mit Deutschland war im Jahr 2013 wie in den Vorjahren durch einen Einfuhrüberschuss geprägt: Deutschland führte im Jahre 2013 Waren im Wert von 40,4 Mrd. US$ von Russland ein und im Umfang von 36,1 Mrd. US$ nach Russland aus. Unter den Einfuhrgütern waren anteilig 56,5 % Erdöl und 27,8 % Erdgas [9].

Insofern ist Russland für Deutschland ein wichtiger Energielieferant, bei Erdöl der derzeitig größte; aber diese Lieferbeziehung ist umgekehrt auch für Russland von beträchtlicher ökonomischer Bedeutung. Eine Verringerung oder Unterbrechung der Ölexporte hätte unmittelbare Auswirkungen auf die finanziellen Handlungsmöglichkeiten der russischen Regierung. In Deutschland wären die Folgen fehlender Öllieferungen aus Russland weniger gravierend, da es diese Mengen durch Lieferungen aus anderen Weltregionen ausgleichen kann. Es besteht also eine Flexibilität in der Beschaffung von Erdöl, soweit die Mengen überschaubar bleiben und andere Regionen nicht gleichzeitig ausfallen. Ein mehrere Einfuhrregionen umfassender Lieferausfall wäre allerdings ganz anders zu bewerten.

Abhängigkeit von wenigen Erdgaslieferanten

Erdgas wird hauptsächlich aus drei Lieferländern Russland, Norwegen und den Niederlanden nach Deutschland importiert. Zusammen stehen sie für rd. 85 % des gesamten Erdgasaufkommens im Jahre 2013. Diese Struktur ist eine Folge des bisher fast ausschließlich auf Pipelinetransport aufgebauten Erdgastransportweges. Zur Absicherung der großen Investitionen in das Leitungssystem wurden Langfristverträge mit einigen wenigen Lieferanten geschlossen.

Der mögliche Aufbau einer LNG-Importroute mit der Möglichkeit des Importes aus verschiedenen Weltregionen unterblieb. In Deutschland existiert kein Anlandeterminal für LNG, obwohl seit den 1970er Jahren Pläne für den Standort Wilhelmshaven vorliegen. Allerdings könnte zukünftig über die Nachbarstaaten Belgien (Zeebrügge), Niederlande (Rotterdam) oder andere europäische Länder der Zugang zu LNG für den deutschen Markt ermöglicht werden, falls dort freie LNG-Wiedervergasungskapazitäten und Erdgasmengen verfügbar wären.

Durch die Begrenzung der Importe auf drei Regionen ist ein Ausgleich fehlender Lieferungen nur eingeschränkt möglich. Das gilt auch für Kontinentaleuropa insgesamt: So lassen sich etwa fehlende Lieferungen aus Russland in die Ukraine kaum ersetzen und wirken sich unmittelbar auf die Nachbarländer aus. Eine Schubumkehr der Richtung im Transportsystem, für Lieferungen von West nach Ost, ist für geringe Mengen möglich, löst aber nicht das Problem bei einem größeren Lieferausfall. So konnte die Ukraine im Jahre 2013 zwar rd. 7 % ihrer Importe durch „reverse flow“ ersetzen. Dies gelang durch Transporte aus westeuropäischen Ländern. Einer größeren Ausgleichslieferung steht allerdings entgegen, dass das Transportnetz für diese Fließrichtung überhaupt nicht ausgelegt ist, zum Teil handelt es sich bei der Umkehrung der Belieferung um periphere Leitungen mit geringen Transportkapazitäten.

Die Festlegung auf wenige Beschaffungsquellen engt natürlich auch die Preisbildung auf den Märkten ein. So betrug der Grenzübergangspreis für Erdgaslieferungen nach Deutschland im Jahre 2013 7 700 €/TJ; dies ist fast dreimal so hoch wie der Importpreis von Kraftwerkskohle auf dem Weltmarkt in Höhe von 2 900 €/TJ [10]. Die Folge davon ist, dass importierte Kesselkohle Erdgas als Brennstoff verdrängt, obwohl dieses wegen seines vergleichsweise geringeren Treibhausgasprofils vorteilhafter ist.

Bei den Beschaffungsquellen für Erdgas hat Deutschland also eine eingeschränkte Flexibilität. Wie sehen denn die Transportwege und Speichermöglichkeiten aus, die die Energiesicherheit der Erdgasimporte ganz entscheidend mitbestimmen? Darauf wird im Abschnitt zu den Infrastrukturdefiziten eingegangen.

Hohe Flexibilität bei Steinkohle und Steinkohlenkoks

Aufgrund des großen Angebots auf dem Weltmarkt und des Preisvorteils gegenüber konkurrierenden Energieträgern nimmt in Deutschland der Steinkohleverbrauch zu. Er erreichte im Jahr 2013 einen Höchstwert von 60,7 Mio t SKE (1 780 PJ). Importe waren daran mit 86 % beteiligt. Sie deckten damit den Bedarf des Kraftwerksmarkts zu 84 %, des Hüttenmarkts zu 94 % und des Wärmemarkts zu 46 % [11].

Die Importe von Steinkohle- und Steinkohlenkoks stammen aus mehreren Lieferländern und verschiedenen Erdteilen, darunter sind fünf EU-Länder und mehr als zehn Drittländer. Die wichtigsten Lieferländer, die im Jahre 2013 rd. 84 % der gesamten Steinkohleimporte ausmachten, sind die Gemeinschaft Unabhängiger Staaten (GUS), Kolumbien, Polen, USA, Australien und Südafrika.

Durch die Diversifizierung der Bezugsquellen ist bei den Importen von Steinkohle und Steinkohlenkoks ein gewisses Maß an Flexibilität gegeben: Fehlende Mengen können grundsätzlich durch Lieferungen aus anderen Ländern ausgeglichen werden. Dies setzt allerdings auch voraus, dass die Kohlequalitäten passend sind und dass die Hafen- und Transportinfrastruktur ausreichend ist.

Infrastrukturdefizite zeichnen sich ab

Die Infrastruktur für Transport, Umwandlung und Speicherung von Energieträgern ist in weiten Teilen auszubauen, um ein hohes Maß an Versorgungsqualität zu erreichen. Besonders kritisch ist die Lage bezüglich des Kraftwerksbestands und des Stromtransportnetzes.

Seit 2011 wurden Kraftwerke mit einer installierten Leistung von 3 834 GW stillgelegt [12]. Zwar werden Reservekraftwerke vorgehalten, um kurzfristig zur Aufrechterhaltung der Stabilität wieder ans Netz gehen zu können. Ungefähr 1 % der im Winterbetrieb zusätzlich benötigten Leistung und rd. 5 % der insgesamt benötigten Leistung wären somit zuschaltbar. Die Lage dürfte sich jedoch verschärfen, wenn die nächsten Kernkraftwerksblöcke außer Betrieb genommen werden. So dürften sich die Kapazitäten fossiler und nuklearer Anlagen nach derzeitigen Plänen bis Ende des Jahres 2018 bundesweit im Saldo, d. h. unter Berücksichtigung von In- und Außerbetriebnahmen, in der Summe um 4 692 MW verringern [13]. Allerdings hat die Bundesnetzagentur rechtliche Möglichkeiten, Abschaltungen zu untersagen, falls Anlagen systemrelevant sind.

Das rd. 35 000 km lange Stromübertragungsnetz Deutschlands, das in vier historisch entstandene Regionen unterteilt ist, ist bereits in seinem jetzigen Zustand zu schwach. Beim simulierten Ausfall eines Netzelements (n–1-Fall) über den Zeitraum eines gesamten Jahres würden sich Auslastungen der Leitungen von bis zu 200 % und somit unzulässig hohe Betriebszustände ergeben.

Das Netz ist auch für Zukunftsaufgaben zu rüsten. Zur Bestimmung des Netzausbaubedarfs wurde von den Übertragungsnetzbetreibern, moderiert durch die Bundesnetzagentur, ein Netzentwicklungsplan definiert, der sich auf einen Szenariorahmen mit vier unterschiedlichen Entwicklungen für den zukünftigen Energiemix aus erneuerbaren und fossilen Quellen abstützt. Das Volumen der Netzverstärkungen auf Bestandstrassen (Umbeseilung oder Stromkreisauflagen, Neubau einer leistungsfähigeren Leitung in bestehenden Trassen) beträgt im Szenario mit einem moderaten Ausbau erneuerbarer Energien (Szenario A 2024) rd. 5 300 km. Der Ausbaubedarf neuer Leitungstrassen liegt in A 2024 bei 3 500 km, davon sind ca. 2 000 km HGÜ-Korridore. Die Gesamtinvestitionen für den Ausbau des Transportnetzes in den nächsten zehn Jahren werden, je nach Szenario, auf insgesamt ca. 21 bis 26 Mrd. € beziffert. Es besteht also konkreter Handlungsbedarf zur Herstellung von Energiesicherheit im Übertragungsnetz Deutschlands.

Der Transport von Erdgas über ein großräumiges Pipelinesystem nach Deutschland und Westeuropa spielt für die Energiesicherheit eine besondere Rolle. Dies resultiert aus der geographischen Lage und der Anbindung an eine Handvoll Lieferländer, darunter Russland als wichtigste Lieferquelle. Drei große Pipelines transportieren russisches Erdgas nach Westeuropa: Jamal (Kapazität rd. 33 Mrd. m³, Grenzübergabepunkt Mallnow), Nord Stream (Kapazität rd. 55 Mrd. m³, Grenzübergabepunkt Lubmin) und Brotherhood/Transgas (Kapazität rd. 120 Mrd. m³, Grenzübergabepunkt Waidhaus/Sayda).

Auch wenn Erdgas aus Norwegen über drei Pipelines (Norpipe, Europipe I und II) mit einer Gesamtkapazität von 54 Mrd. m³ und aus den Niederlanden von 28 Mrd. m3 aus verschiedenen Gasfeldern nach Emden/Dornum eingeführt wird, ändert dies nichts an der starken Abhängigkeit vom osteuropäischen Transportsystem. Wie problematisch diese Struktur ist, zeigte sich in jüngster Vergangenheit während der Ukrainekrise.

Abhängigkeiten bleiben bestehen

In Zukunft soll auch der kaspische Raum (südlicher Korridor) als neue Lieferquelle für Europa und zumindest indirekt auch für Deutschland erschlossen werden. Ab 2019 soll über die Transadriatische Gaspipeline (TAP) erstmals Gas mit einer Kapazität von 10 Mrd. m3/a aus Aserbaidschan nach Europa geliefert werden. Dies trägt sicherlich zur Verbesserung der Transportsituation bei, wird jedoch die Frage der Energiesicherheit nicht grundsätzlich mit einer anderen Bewertung beantworten lassen als: stark abhängig von einigen großen Korridoren.

Anmerkungen

  1. Skinner R.: Oxford Institute for Energy Studies, Strategies for Greater Energy Security and Resource Security, background for remarks to Finance Deputies of the G20 countries’ Energy and Resources Seminar in Banff, Alberta 16–18.6.2006.  ↩

  2. Pflüger, F.: Resilienz-Schlüsselwort der Energiesicherheit. In: „et“, 63. Jg. (2013), Heft 11, S. 30–33.  ↩

  3. Europäische Kommission: Mitteilung der Kommission an das Europäische Parlament und den Rat, Strategie für eine sichere europäische Energieversorgung, SWD (2014) 330 final, 28.5.2014.  ↩

  4. Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e. V.: Energiebilanz 2013 und ältere Ausgaben, abrufbar unter: www.ag-energiebilanzen.de, zuletzt geprüft am 9.3.2015.  ↩

  5. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe: Deutschland – Rohstoffsituation 2012.  ↩

  6. Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle: Drittlandskohlepreis, abrufbar unter: http://www.bafa.de/bafa/de/energie/steinkohle/drittlandskohlepreis/index.html, zuletzt geprüft am 9.3.2015.  ↩

  7. Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie Niedersachsen: Erdöl- und Erdgasreserven in der Bundesrepublik Deutschland am 1.1.2014, abrufbar unter: www.lbeg.niedersachsen.de, zuletzt geprüft am 9.3.2015.  ↩

  8. Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e. V.: Energieverbrauch in Deutschland im Jahr 2013, abrufbar unter: www.ag-energiebilanzen.de, zuletzt geprüft am 9.3.2015.  ↩

  9. Germany Trade and Investment: Wirtschaftsdaten kompakt: Russland, Mai 2014, abrufbar unter: http://www.gtai.de/GTAI/Navigation/DE/Trade/maerkte,did=341986.html, zuletzt geprüft am 9.3.2015.  ↩

  10. Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (siehe Fn. [6]); Verein der Kohlenimporteure VDKI e. V.: Jahresbericht 2014, abrufbar unter: http://www.verein-kohlenimporteure.de, zuletzt geprüft am 9.3.2015.

  11. VDKI (siehe Fn. [10]).

  12. Bundesnetzagentur: Kraftwerksliste, Stand 16.7.2014, abrufbar unter: http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1431/DE/Home/home_node.html, zuletzt geprüft am 9.3.2015.  ↩

  13. Bundesnetzagentur: Zu- und Rückbau von Kraftwerksleitung, 2014, abrufbar unter: http://www.bundesnetzagentur.de/cln_1431/DE/Home/home_node.html, zuletzt geprüft am 9.3.2015.  ↩

Weiterführende Literatur

Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle: Mineralöl/Rohöl, abrufbar unter: http://www.bafa.de/bafa/de/energie/mineraloel_rohoel/index.html, zuletzt geprüft am 9.3.2015.

Bundesamt für Wirtschaft und Energie: Erneuerbare Energien in Zahlen. Nationale und internationale Entwicklung im Jahr 2013, abrufbar unter: agee-stat-bericht-ee–2013.pdf, zuletzt geprüft am 9.3.2015.

Deutscher Bundestag: 17. Wahlperiode, Drucksache 17/14416, 17.7.2013.

Fernleitungsnetzbetreiber: Netzentwicklungsplan Gas 2013, abrufbar unter: http://www.bundesnetzagentur.de/­cln_1431/­DE/Sachgebiete/­ElektrizitaetundGas/­Unternehmen_Institutionen/­NetzentwicklungundSmartGrid/­Gas/­NEP_Gas2013/­netzentwicklungsplan_Gas2013-node.html, zuletzt geprüft am 9.3.2015.

Mineralölwirtschaftsverband: Jahresbericht 2013, abrufbar unter: http://www.mwv.de/upload/Publikationen/­dateien/MWV_Jahresbericht_2013-Titelbild_mittel_5nWqRqG29p86sH5.pdf, zuletzt geprüft am 9.3.2015.

Transgas: Major Russian Gaspipelines to Europe, abrufbar unter: http://de.wikipedia.org/wiki/Transgas-Pipeline#mediaviewer/File:Major_russian_gas_pipelines_to_europe.png, zuletzt geprüft am 9.3.2015.

Übertagungsnetzbetreiber: Netzentwicklungsplan 2014, Factsheet 16.4.2014, www.netzentwicklungsplan.de, zuletzt geprüft am 9.3.2015.

US Chamber of Commerce: Institute for 21st Century Energy, International Index of Energy Security Risks, Assessing Risks in a Energy Market, 2013 Edition.

Westphal, K.: Die internationalen Gasmärkte: Von großen Veränderungen und Herausforderungen für Europa. In: „et“ 64. Jg. (2014) Heft 1/2, S. 47–50.

Prof. J.-Fr. Hake, Institut für Energie und Klimaforschung, Systemforschung und Technologische Entwicklung (IEK-STE), Forschungszentrum Jülich; Dr.-Ing. S. Rath-Nagel, Energy Consultant, Berlin
j.-f.hake@fz-juelich.de

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