TECHNISCHE  UND WIRTSCHAFTLICHE STRUKTUR DER GASVERSORGUNG IN DEUTSCHLAND  

INHALTSVERZEICHNIS

EIDESSTATTLICHE  ERKLÄRUNG.  I

KURZFASSUNG   II

ABBILDUNGSVERZEICHNIS.   V

ABK  ÜRZUNGSVERZEICHNIS  VII

1.  EINLEITUNG  1

2.  GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG.  2

2.1  Entwicklung der Erdgasversorgung.  2

2.1.1  Entwicklung auf europäischer Ebene.  2

2.1.2  Entwicklung in Deutschland.  4

2.2  Erdgasvorkommen und -gewinnung.  6

2.2.1  Erdgasvorräte.  6

2.2.2  Exploration  7

2.2.3  Förderung  7

2.2.4  Aufbereitung.  8

2.3  Technischer Aufbau des Gasversorgungsnetzes in Deutschland.  9

2.3.1  Transport.  10

2.3.2  Speicherung  13

2.3.3  Verteilung.  14

3.  STRUKTUR DER DEUTSCHEN GASWIRTSCHAFT.  16

3.1  Produktionsstufe  18

3.2  Import- und Ferngasstufe.  19

3.3  Regionalgasstufe  23

3.4  Ortsgasstufe  24

3.5  Endverbraucher  27

4.  KOSTENSTRUKTUR UND GASPREISBILDUNG IN DEUTSCHLAND  30

4.1  Kosten der Gasversorgung  30

4.2  Anlegbarkeitsprinzip.  33

4.3  Gaspreisentwicklung.  35

4.4  Preiskalkulation.  37

4.5  Tarife und Sonderverträge  43

III

TECHNISCHE  UND WIRTSCHAFTLICHE STRUKTUR DER GASVERSORGUNG IN DEUTSCHLAND  

5.  LIBERALISIERUNG DER DEUTSCHEN GASWIRTSCHAFT  46

5.1  Vorgaben der Europäischen Union  46

5.2  Umsetzung in Deutschland  49

5.3  Konsequenzen der Liberalisierung.  53

6.  EXKURS 1: DIE GASVERSORGUNG AM BEISPIEL DER BRAUNSCHWEIGER  

VERSORGUNGS-AG  CO. KG  63

6.1  Wirtschaftliche Struktur des Unternehmens  63

6.2  Aufbau des Gasnetzes.  65

7.  EXKURS 2: MÖGLICHE AUSWIRKUNGEN VON MINI-BLOCKHEIZKRAFTWERKEN  

AUF  DIE GASVERSORGUNG AM BEISPIEL EINER BRAUNSCHWEIGER SIEDLUNG.  68

8.  ZUSAMMENFASSUNG  77

LITERATURVERZEICHNIS   81

IV

TECHNISCHE  UND WIRTSCHAFTLICHE STRUKTUR DER GASVERSORGUNG IN DEUTSCHLAND  

ABBILDUNGSVERZEICHNIS   

Abb.  1: Erdgaseinfuhren nach Europa (EU25 sowie Schweiz und Türkei)  

Abb.  2: Entwicklung des Primärenergieverbrauchs in Deutschland  

Abb.  3: Erdgasbezugsquellen Deutschlands 2005  

Abb.  4: Technische Elemente der Erdgasversorgungskette  

Abb.  5: Europäischer Erdgasverbund.  

Abb.  6: Erdgasleitungen in Deutschland  

Abb.  7: Schematische Darstellung eines städtischen Erdgasverteilungsnetzes.  

Abb.  8: Unterteilung der deutschen Gaswirtschaft und Haupttätigkeitsbereiche.  

Abb.  9: Erdgasfördergesellschaften und Fördermengen in Deutschland 2004  

Abb.  10: Verkaufsmengen der deutschen Ferngasgesellschaften 2004  

Abb.  11: Gasnetze der überregionalen Ferngasgesellschaften in Deutschland.  

Abb.  12: Verbundunternehmen in der  

deutschen  Orts- und Regionalgaswirtschaft 2003  

Abb.  13: Eigentumsverhältnisse in der  

deutschen  Orts- und Regionalgaswirtschaft 2003  

Abb.  14: Erdgasverbrauch nach Sektoren in Deutschland 2005.  

Abb.  15: Bezugsstruktur der Wohnungsbeheizung in Deutschland 2004  

Abb.  16: Bezugsstruktur der Brutto-Stromerzeugung in Deutschland 2005  

Abb.  17: Technische Elemente und  

Marktstufen  der Erdgasversorgungskette in Deutschland  

Abb.  18: Struktur der Investitionskosten zum Bau einer Hochdruckleitung  

Abb.  19: Kostenstruktur der Investition in eine exemplarische LNG-Kette.  

Abb.  20: Kostenvergleich von Ferntransport-Möglichkeiten.  

Abb.  21: Erdgaspreisentwicklung in Deutschland.  

Abb.  22: Importpreise für Rohöl und Erdgas in Deutschland  

Abb.  23: Preiszusammensetzung in 2005 am Beispiel von E.ON Avacon.  

Abb.  24: Staatsanteile am Verbrauchergaspreis in Deutschland 2004  

Abb.  25: Beispiel eines Vertragssystems  

Abb.  26: Gashandel im liberalisierten Gasmarkt.  

Abb.  27: Zusammenhang zwischen Effizienz,  

Stabilit  ät und gesellschaftlichem Nutzen auf dem EU-Gasmarkt  

Abb.  28: Beteiligungsstruktur der BVAG 2005.  

Abb.  29: Unternehmenskennzahlen der BVAG 2003 und 2004.  

V

TECHNISCHE UND WIRTSCHAFTLICHE STRUKTUR DER GASVERSORGUNG IN DEUTSCHLAND

Abb. 30: Leitungslängen des Braunschweiger Gasnetzes nach Leitungstyp 2005 ......65 Abb. 31: Gashauptrohrnetz in Braunschweig ..............................................................67 Abb. 32: Netzübersicht der untersuchten Braunschweiger Siedlung ...........................69 Abb. 33: Lastkurven für einen durchschnittlichen Werktag im Sommer .......................70 Abb. 34: BHKW-Lastkurven für einen

durchschnittlichen Werktag im Sommer mit Stromspitzenkappung ...............71

Abb. 35: Lastkurven für den kältesten Wintertag .........................................................72 Abb. 36: Zusammenhang zwischen der

Durchdringungsrate von BHKW im Versorgungsgebiet und

dem gesteigerten Gasverbrauch gegenüber konventionellen Gasgeräten ....75 Abb. 37: Gaslast eines örtlichen Versorgungsnetzes

mit und ohne einen umfangreichen BHKW-Einsatz.......................................76

VI

TECHNISCHE UND WIRTSCHAFTLICHE STRUKTUR DER GASVERSORGUNG IN DEUTSCHLAND

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS

BDI Bundesverband der deutschen Industrie

BHKW Blockheizkraftwerk BVAG Braunschweiger Versorgungs-AG & Co. KG en.bs Energienetze Braunschweig GmbH EnWG Energiewirtschaftsgesetz LNG Liquefied Natural Gas SKE Steinkohleeinheiten VIK Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft

VII

1. EINLEITUNG

1. EINLEITUNG

In Deutschland gewinnt Erdgas im Energiemix zunehmend an Bedeutung. Es ist nach Mineralöl mit einem Anteil von 23 % am deutschen Primärenergieverbrauch im Jahr 2005 der zweitwichtigste Primärenergieträger und Prognosen gehen davon aus, dass der Erdgasanteil weiter zunehmen wird. Diese Entwicklung wird durch die rückläufige Nutzung von Kernenergie und den umweltfreundlichen Eigenschaften von Erdgas gestützt. Zudem begünstigt die staatlich geförderte Kraft-Wärme-Kopplung die Verwendung von Erdgas zur Elektrizitätserzeugung. ² In diesem Zusammenhang werden Mini-Blockheizkraftwerke in Zukunft eine wichtige Rolle bei der Energieversorgung von Haushalten einnehmen. 3

Besonders in letzter Zeit sind der Ölpreis und damit der an den Ölpreis gekoppelte Gaspreis stark gestiegen. ⁴ Die Ölpreisbindung ist historisch bedingt ⁵ und wird von der europäischen Gesetzgebung als unzeitgemäß angesehen:

„Heute ist dieser Mechanismus [der Ölpreisbindung] jedoch wirtschaftlich nicht mehr gerechtfertigt und sollte ersetzt werden durch einen Preis, der anhand von Angebot und Nachfrage für Erdgas festgelegt wird. Das lässt sich jedoch nur durch die Errichtung eines integrierten Gasbinnenmarkts verwirklichen, der sich nicht nur auf die Liberalisierung der nationalen Märkte beschränkt.“ 6

Zur Verwirklichung der Vorgaben der Europäischen Union hinsichtlich der Liberalisierung der Energiemärkte wurde in Deutschland im Juli 2005 ein neues Energiewirtschaftsgesetz verabschiedet und die Bundesnetzagentur mit der Regulierung des deutschen Erdgasmarkts beauftragt. Nach den Vorstellungen der Bundesnetzagentur soll sich bis zum 1. Oktober 2006 ein geordnetes und funktionierendes Netzzugangssystem etabliert haben. ⁷ Um die Gründe und Einzelheiten der Liberalisierung zu verstehen, müssen sowohl der technische Aufbau als auch die wirtschaftlichen Aspekte bezüglich der Erdgasversorgung in Deutschland betrachtet werden.

Folgendes Zitat verdeutlicht die Situation des Liberalisierungsprozesses:

„Die Umgestaltung der deutschen Energiewirtschaft steht an ihrem Anfang und wird die Gaswirtschaft noch Jahre begleiten.“ 8

² Vgl. Abschnitt 2.1.2.

³ Vgl. Kapitel 7.

⁴ Vgl. Abschnitt 4.3.

⁵ Vgl. Abschnitt 4.2.

⁶ Europäische Kommission (2001), S. 43.

⁷ Vgl. Abschnitt 5.2.

⁸ Döring, C. (2005), S. 3.

1

2. GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG

2. GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG

2.1 Entwicklung der Erdgasversorgung

2.1.1 Entwicklung auf europäischer Ebene

Der Primärenergieträger Erdgas wird überwiegend für Heizzwecke, zur Erzeugung von Prozesswärme in der industriellen Produktion und zur Stromerzeugung eingesetzt. ⁹ Im Gegensatz zu den Primärenergieträgern Erdöl und Steinkohle existiert für Erdgas kein einheitlicher Weltmarkt. Aufgrund der vergleichsweise hohen Transportkosten haben sich lediglich regionale Gasmärkte entwickelt, die nur in begrenzter Interaktion stehen. ¹⁰ Als die bedeutendsten Gasmärkte sind der nordamerikanische, der südamerikanische, der ostasiatische-australische und der europäische Markt zu nennen. ¹¹ Zum letzteren sind neben dem europäischen Gebiet die asiatischen Teile Russlands und der Türkei sowie Anbieter aus Nordafrika, der kaspischen Region und dem Mittleren Osten zu zählen. Der europäische Gasmarkt hat sich im Vergleich zum nordamerikanischen später entwickelt. Erst ab Mitte der 1960er Jahre erfuhr Erdgas in Europa eine steigende Bedeutung und es fanden erste größere grenzüberschreitende Gaslieferungen statt. Diese Entwicklung stützte maßgeblich das 1959 entdeckte niederländische Erdgasfeld Groningen, welches damals sieben westeuropäische Staaten versorgte, darunter auch Deutschland. Neben dem vorwiegend niederländischen Pipelinegas wurden die europäischen Staaten mit Hilfe von Tankschiffen mit flüssigem Erdgas (LNG ¹² ) seit 1964 aus Algerien und seit 1970 aus Libyen versorgt. 13

Die erste Ölkrise 1973 begünstigte den Erdgasverbrauch in Europa und somit stieg die Anzahl der importierenden westeuropäischen Nationen bis Ende der 1970er Jahre auf elf an. Zusätzlich intensivierten Neufunde in der Nordsee und Pipeline-Lieferungen aus der damaligen Sowjetunion den Erdgasverbrauch in west- und zentraleuropäischen Staaten. Die Sowjetunion wurde vor allem durch die Erschließung neuer Gasvorkommen in Westsibirien zum größten Lieferanten für Zentraleuropa und bereits in Zeiten des Kalten Krieges ebenso für Westeuropa. Bis Mitte der 1990er Jahre wurden alle EU-Staaten in das europäische Gasnetz integriert. ¹⁴ Abbildung 1 vergleicht die aus den jeweiligen Erdgasförderländern stammenden Importe nach Europa (EU25 sowie Schweiz und Türkei) in den Jahren 1980 und 2000. Um die Versorgungssicherheit in Europa weiter zu gewährleisten, werden neue Gasleitungen wie die ‚North European Gas Pipeline‘ gebaut. Diese Pipeline, welche eine jährliche Transportmenge von 55 Mrd. m ³ Erdgas aus der russischen Barentssee befördern soll, wird seit Dezember 2005 als Gemeinschaftsprojekt des russischen Unternehmens Gazprom und der deutschen Gesellschaften BASF und E.ON durch die Ostsee verlegt. ¹⁵ Somit werden

⁹ Vgl. Dahl, K. (1990), S. 13.

¹⁰ Vgl. Seeliger, A. (2004), S. 4.

¹¹ Vgl. Schiffer, H.-W. (2005), S. 296f.

¹² LNG: Liquefied Natural Gas.

¹³ Vgl. Seeliger, A. (2004), S. 4.

¹⁴ Vgl. Seeliger, A. (2004), S. 5f.

¹⁵ Vgl. Böhmer, W. (2006), S. 58.

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2. GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG

Transitländer wie die Ukraine umgangen, da dort der Transport in der Vergangenheit nicht immer reibungslos vonstatten ging. 16

Abb. 1: Erdgaseinfuhren nach Europa (EU25 sowie Schweiz und Türkei) ¹⁷ (in Mrd. m³/a)

Die nationalen Teilsysteme des europäischen Gasnetzes wurden in der Regel von staatseigenen Versorgungsunternehmen unter monopolistischen Marktbedingungen aufgebaut und betrieben. Aufgrund vollständig integrierter Gaswertschöpfungsketten und der Kontrolle oft einer oder weniger Organisationen in jedem Staat wurde ein hohes Maß an Versorgungssicherheit geschaffen. Allerdings führten Redundanzen innerhalb der Gasinfrastrukturen, die Bildung von Überkapazitäten und teilweise ineffizienter Betrieb sowie der relativ preisunelastische Gasverbrauch in fast allen EU-Staaten zu hohen nationalen Gaspreisen im Vergleich zu anderen Industrieländern mit liberalisierten Märkten wie in den USA. Einhergehend mit der Globalisierung der Warenmärkte ist eine durch die dauerhaft hohen Gaspreise bedingte Behinderung der internationalen Wettbewerbsfähigkeit der EU außerhalb der Energiebranche festzustellen. Dieser Sachverhalt sowie die u.a. preisbedingte Zurückhaltung bei der Gasverstromung und beim Wechsel der privaten Haushalte zum umweltfreundlichen Energieträger Erdgas veranlasste die Organe der Europäischen Union zunächst im Juni 1998 die erste ‚Binnenmarktrichtlinie Erdgas‘ und später im Juni 2003 die zweite Binnen-

¹⁶ Vgl.Seeliger, A. (2004), S. 11f.

¹⁷ Vgl. Seeliger, A. (2004), S. 7.

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2. GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG

marktrichtlinie Erdgas zur Etablierung eines Wettbewerbs zu verabschieden. ¹⁸ In Kapitel 5 wird auf die Liberalisierung des Gasmarktes und deren Auswirkungen für Deutschland näher eingegangen.

2.1.2 Entwicklung in Deutschland

Die Importe aus den Niederlanden und die Nutzung von deutschen Erdgasfunden in der Mitte der 1960er Jahre verdrängten das in der BRD zuvor genutzte Stadtgas, welches aus Kohle erzeugt wurde, sowie das als Ferngas gelieferte Kokereigas. ¹⁹ Die unproblematische Nutzung des bereits bestehenden Versorgungsnetzes beschleunigte diese Verdrängung, so dass Mitte der 1970er Jahre nahezu alle Verbraucher im öffentlichen Gasversorgungsnetz Erdgas erhielten. ²⁰ Ebenfalls wie in den westeuropäischen Staaten wurde in der DDR ein Großteil des Gases aus der Sowjetunion bezogen. Somit betrugen die ausschließlich aus der Sowjetunion stammenden Importe im Jahr 1989 52 % des ostdeutschen Gesamtgasaufkommens und 21 % konnten durch die heimische Erdgasförderung aufgebracht werden. Der restliche Bedarf (27 %) wurde durch die Stadtgasherstellung gedeckt. Nach der deutschen Wiedervereinigung wurde in den neuen Bundesländern die westdeutsche gaswirtschaftliche Struktur prinzipiell übernommen und im September 1991 wurde die erste Transportleitung, welche das ost- mit dem westdeutschen Gasnetz verbindet, fertiggestellt. ²¹ Es dauerte bis 1995, bis die vollständige Umstellung von Stadtgas auf Erdgas abgeschlossen war. 22

In Deutschland haben sich über 700 regionale Erdgasversorger und zusätzlich 15 Ferngasgesellschaften herausgebildet. Diese Quantität begründet sich in der föderalen Struktur Deutschlands, bei welcher Kompetenzen auf möglichst niedriger Ebene geschaffen werden. Damit existiert gegenüber anderen europäischen Staaten, in denen meist eine Unternehmung für die Gasversorgung zuständig war, eine besondere Situation. Von Vorteil ist in Deutschland die Möglichkeit eines Wettbewerbs zwischen Ferngasunternehmen und Regionalversorgern, jedoch sind aufgrund der uneinheitlichen Struktur des Gasversorgungssystems Nachteile wie die Bildung von Engpässen, mangelnde Interoperabilität, Überlagerungen von Transportleitungen und die Zersplitterung des Marktgebietes anzuführen. 23

Die Abbildung 2 stellt die Entwicklung des Primärenergieverbrauchs in Deutschland dar. Es ist ersichtlich, dass sich der Erdgasverbrauch seit 1970 stetig steigerte und Erdgas mit ca. 23 % des Primärenergieverbrauchs im Jahr 2005 der zweitwichtigste Primärenergieträger nach Mineralöl (36 %) war. Der Anstieg des Erdgaskonsums wird auch in Zukunft anhalten. Z.B. geht die ‚Esso Energieprognose 2003‘ davon aus, dass

¹⁸ Vgl. Klei, M. (2005), S. 680f.

¹⁹ Während Erdgas hauptsächlich aus Methan besteht, setz(t)en sich das in Gaswerken aus Kohle erzeugte Stadtgas und das in Kokereien gewonnene Kokereigas u.a. aus Wasserstoff, Methan und Kohlenmonoxid zusammen. Aufgrund des Kohlenmonoxid-Anteils sind letztgenannte Gase gegenüber Erdgas giftig. Zudem sind die Brennwerte deutlich niedriger als die Erdgas-Brennwerte. Vgl. Cerbe, G. (2004a) und Gasometer Community (2006).

²⁰ Vgl. Dahl, K. (1990), S. 12f.

²¹ Vgl. Funk, C./Millgramm, C./Schulz, W. (1995), S. 9-20.

²² Vgl. Leipziger Versorgungs- und Verkehrsgesellschaft mbH (1999), S. 18.

²³ Vgl. Wagner, U./Igelspacher, R. (2005), S. 18.

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2. GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG

sich in Deutschland der Erdgasverbrauch im Jahr 2020 mit einem Anteil am Primärenergieverbrauch von 32 % an den Mineralölverbrauch (34 %) annähern wird. ²⁴ Gründe dafür sind sowohl in den Bemühungen, eine vielseitig orientierte und daher langfristig sichere Energieversorgung zu realisieren, als auch in Umweltaspekten zu sehen. Da beim Einsatz von Erdgas deutlich weniger Kohlendioxid freigesetzt wird als bei der Verwendung von Kohle und Erdöl, die Schwefeldioxidemission gering ist und praktisch kein Ruß und Staub entsteht, ist Erdgas als umweltfreundlicher Energieträger anzusehen. ²⁵ Ein Verzicht auf die langfristige Nutzung von Kernenergie und die staatlich geförderte Kraft-Wärme-Kopplung begünstigen den Einsatz von Erdgas zur Elektrizitätserzeugung. Zudem fördern moderne Gasheizungen mit niedrigem Verbrauch die Gasnutzung in privaten Haushalten. 26

Abb. 2: Entwicklung des Primärenergieverbrauchs in Deutschland ²⁷ (in Mio. Tonnen Steinkohleeinheiten (SKE))

²⁴ Vgl. ExxonMobil (2003), S. 1.

²⁵ Vgl. Ueberhorst, S. (1999), S. 6f.

²⁶ Vgl. ExxonMobil (2003), S. 2.

²⁷ Vgl. Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (1998) und Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (2005).

• Daten vor 1990 stellen den gesamten Verbrauch in der BRD und der DDR dar.

• Sonstige umfasst: Wasserkraft, Windkraft, Außenhandelssaldo Strom, Photovoltaikanlagen, Brennholz, Brenntorf, Klärschlamm, Müll u. sonstige Gase.

• Daten für 1970 und 1975 sind nach dem Substitutionsansatz berechnet. Daten ab 1980 sind nach dem Wirkungsgradansatz berechnet.

• Daten für 2005 stellen vorläufige Werte dar.

• 1 kg SKE entspricht 8,141 kWh bzw. 0,923 m ³ (siehe dazu Abschnitt 2.2.4)). von 8,816 kWh/m

2. GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG

2.2 Erdgasvorkommen und -gewinnung

2.2.1 Erdgasvorräte

Erdgas, welches im englischen als ‚Natural Gas’ bezeichnet wird, ²⁸ bezieht sich auf alle gasförmigen mehr oder weniger stark verunreinigten Kohlenwasserstoffverbindungen, welche aus dem Erdinneren stammen und brennbar sind. Der Hauptbestandteil des Erdgases ist Methan (CH 4 ). ²⁹ Erdgas wurde u.a. bei der Erdölentstehung als Nebenprodukt gebildet und kommt somit in den Erdölgürteln der Erde vor. Diese Erdgaslagerstätten sind bereits in hohem Maße exploriert. Zudem konnte Erdgas unter günstigen geologischen Voraussetzungen bei der Bildung von Steinkohle und Anthrazit entstehen. Weil das Methanmolekül relativ klein ist, konnte es aus dem Muttergestein migrieren und sammelte sich in den heutigen Erdgaslagerstätten an, wobei ein gasdichtes Deckgebirge eine weitere Migration verhindern musste. Lagerstätten dieses Typs sind auf allen Kontinenten anzufinden. Sie sind über die Erde gleichmäßiger verteilt als die Erdölvorkommnisse und große Regionen der Erde sind diesbezüglich noch unterexploriert. 30

Die weltweiten Erdgasreserven, d.h. die gegenwärtig technisch und wirtschaftlich sinnvoll gewinnbaren Mengen, wurden im Jahr 2004 mit 191 Gt SKE ³¹ bzw. 176 T.m³ ³² angegeben und die Erdgasressourcen wurden auf 224 Gt SKE bzw. 207 T.m³ geschätzt. Erdgasressourcen beziehen sich auf bekannte Vorräte, die nicht zu derzeit wirtschaftlich sinnvollen oder technischen Bedingungen gewonnen werden können sowie auf nicht nachgewiesene, aber möglich gewinnbare Mengen. Die weltweite Erdgasförderung betrug im Jahr 2004 2.781,2 G.m³ ³³ und die gesamte kumulierte Förderung betrug 77.987,6 G.m³. ³⁴ Bei Annahme einer konstanten Förderung würden die jetzigen Reserven in ca. 63 Jahren aufgebraucht sein. Bei zusätzlicher Betrachtung einer vollständig möglichen Verwertung der Ressourcen ergibt sich eine maximale Reichweite von rund 138 Jahren.

In Deutschland kommen Erdgasreserven in Höhe von 270 G.m ³ und Ressourcen im Umfang von 200 G.m ³ vor. ³⁵ Der größte Teil der deutschen Erdgaslagerstätten ist im sogenannten Norddeutschen Becken zwischen Weser und Ems vorzufinden. ³⁶ Da Deutschland bis Ende 2004 bereits 892,5 G.m ³ kumulativ selbst gefördert hat ³⁷ und die verbleibenden Reserven deutlich geringer ausfallen, ist es größtenteils auf Importe angewiesen. Abbildung 3 zeigt die jeweiligen Anteile der deutschen Erdgasbezugsquellen im Jahr 2005. Nur 15 % des Erdgasbezuges wurden in Deutschland selbst gefördert.

²⁸ Im deutschen Sprachraum wird zum ‚Naturgas’ neben Erdgas auch Erdölgas, Grubengas und Klärgas gezählt. Vgl. Schiffer, H.-W. (2005), S. 147.

²⁹ Vgl. Ueberhorst, S. (1999), S. 20.

³⁰ Vgl. Kosinowski, M. (2002), S. 79.

³¹ 1 Gt SKE = 10 ¹² kg SKE.

³² 1 T.m³ = 10 ¹² m³.

³³ 1 G.m³ = 10

³⁴ Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (2004), S. 6-53.

³⁵ Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (2004), S. 51.

³⁶ Vgl. Ueberhorst, S. (1999), S. 49.

³⁷ Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (2004), S. 51.

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2. GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG

Abb. 3: Erdgasbezugsquellen Deutschlands 2005 38

2.2.2 Exploration

Nachdem bereits Erdgas als Nebenprodukt der Erdölförderung teilweise genutzt worden war, begann in den 1950er Jahren die gezielte Suche nach Erdgas, welche der Erdölexploration ähnelt. Mit dem Fortschritt der Transporttechnik wurden von den Verbrauchszentren auch weiter entfernte Gebiete wie z.B. Sibirien erkundet. ³⁹ Die erste Stufe der Exploration stellt die Auswertung von Daten und Dokumenten aus der Kartographie, Geologie und Geophysik dar. Somit wird zunächst das Untersuchungsgebiet bestimmt. Zur weiteren Analyse des geologischen Untergrundbaues werden geophysikalische Methoden eingesetzt, wobei die Seismik hier das am häufigsten angewandte Verfahren darstellt. Sie beruht auf künstlich geschaffenen Erschütterungswellen, verursacht z.B. durch Sprengladungen, und auf der Erfassung der von den unterschiedlichen Gesteinschichten reflektierten Wellen. Bei einem erfolgsversprechenden Areal müssen kostenintensive Erkundungsbohrungen klären, ob tatsächlich eine wirtschaftlich nutzbare Erdgaslagerstätte vorliegt. 40

2.2.3 Förderung

Ein förderungswürdiges Gasfeld muss zunächst erschlossen werden. Die sogenannte Feldentwicklung umfasst u.a. die Errichtungen von Bohrschächten, von Förderanlagen an der Erdoberfläche und von Aufbereitungsanlagen. Bei der anschließenden Aufbauphase, bei der Bohrsonden immer tiefer in die Lagerstätte niedergebracht und die technischen Anlagen weiter ausgebaut werden, nehmen die Fördermengen bis zum Beginn der sogenannten Plateauphase zu. In dieser Phase werden nahezu konstante Fördermengen erreicht. Wenn der Fließdruck der Lagerstätte nachlässt, beginnt die Abschwungphase. Die Plateauphase kann durch Einpressen von Wasser zur Druck- ³⁸ Vgl.Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (2006).

³⁹ Vgl. Kosinowski, M. (2002), S. 79.

⁴⁰ Vgl. Perner, J (2002), S. 7f.

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2. GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG

stabilisierung oder durch weitere Bohrungen hinausgezögert werden. Die Förderung wird meist eingestellt, wenn die Grenzerlöse der ausgebrachten Mengen die Grenzkosten der Ausförderung und die Betriebskosten der Förderanlage unterschreiten. Neben rein vertikalen Bohrungen werden seit den 1980er Jahren auch abgelenkte Bohrungen, d.h. zunächst vertikale und dann in horizontale Richtung abgelenkte Bohrungen durchgeführt, was schwerzugängliche Lagerstätten nutzbar macht und somit zur Produktivitätserhöhung beiträgt. Diese Technik ist sowohl bei der Erdgasförderung an Land (onshore) als auch auf der See (offshore) einsetzbar. Bei der Offshore-Förderung werden feststehende mit Rammpfählen ausgestattete und schwimmende im Meeres-grund verankerte Plattformen unterschieden. ⁴¹ Dadurch, dass reine Erdgasfelder oft tiefer gelegen sind als Erdöllagerstätten, ist der Lagerstättendruck höher und somit die Förderungsbedingungen bei Erdgas meist günstiger. 42

Die weltweite Jahresförderung hat sich seit 1970 ungefähr verdreifacht. ⁴³ Sowohl die Welt-Erdgasförderung als auch der weltweite Erdgasverbrauch betrugen im Jahr 2004 ca. 2,8 T.m ³ . Etwa 28 % der Welt-Erdgasförderung wurden dabei grenzüberschreitend gehandelt, davon rund 75 % mit Hilfe von Pipelines und etwa ein Viertel als verflüssigtes Erdgas (LNG). ⁴⁴ Die Staaten mit den größten Fördermengen im Jahr 2004 waren Russland mit 23 % und die USA mit 20 % der Welt-Erdgasförderung. Deutschland spielt bei der weltweiten Erdgasförderung mit 0,7 % keine wesentliche Rolle. 45

2.2.4 Aufbereitung

Gefördertes Erdgas enthält unerwünschte Begleitstoffe. Um die technischen Anlagen zu schützen, Transportkosten zu sparen und hohe Schadstoffemissionen zu vermeiden, wird Erdgas bereits in der näheren Umgebung der Förderstätte aufbereitet. Zunächst müssen der im Erdgas enthaltende Wasserdampf und das durch die Förderung kondensierte Wasser durch die Gastrocknung entfernt werden. Eine Entschweflung trennt den im Erdgas vieler Lagerstätten vorkommenden Schwefelwasserstoff. Dieser ist sehr giftig und würde wie Wasser die Korrosion fördern. Der gewonnene Schwefel kann, wie es in Deutschland erfolgt, in der chemischen Industrie weiterverarbeitet werden. Da der im Erdgas enthaltene Stickstoff den Brennwert des Gases herabsetzt und somit das energie-ineffektive Gasvolumen vergrößert, wird der Transport der effektiven Energie verteuert. Bei weiten Transportstrecken lohnt sich daher eine Stickstoffentzugsanlage. Des Weiteren werden gegebenenfalls u.a. Quecksilber und Helium entfernt. Durch die Rohgasaufbereitung wird eine gleichbleibende Qualität erzeugt, wodurch ein sicherer und wirtschaftlicher Betrieb der Brenner gewährleistet wird. Im Verbraucherland werden Erdgase unterschiedlicher Herkunft verschnitten, wie es in Deutschland z.B. bei sibirischem und in Niedersachsen gefördertem Gas geschieht. 46

⁴¹ Vgl. Perner, J (2002), S. 9-13.

⁴² Vgl. Ueberhorst, S. (1999), S. 49.

⁴³ Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (2004), S. 28.

⁴⁴ Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (2004), S. 19.

⁴⁵ Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (2004), S. 51-53.

⁴⁶ Vgl. Kosinowski, M. (2002), S. 83f.

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2. GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG

Augrund der unterschiedlichen Bezugsstruktur der einzelnen Regionen gibt es in Deutschland zwei Hauptkategorien von Erdgas. Zum einen das niederkalorische L-Gas (Brennwert ≈ 10 kWh/m ³ ), das vor allem in Deutschland und den Niederlanden gefördert wird, und zum anderen das hochkalorische H-Gas (Brennwert ≈ 12 kWh/m ³ ), welches insbesondere aus Russland und Norwegen importiert wird. Ursache der verschiedenen Brennwerte sind u.a. die unterschiedlich enthaltenen nicht brennbaren Bestandteile wie Kohlendioxid und Stickstoff. ⁴⁷ Somit ist Gas kein völlig homogenes Gut und nicht ohne weiteres beliebig austauschbar.

Ferner wird bei Gasen zwischen dem Brennwert (H s oder H o , auch oberer Heizwert genannt) und dem Heizwert (H i oder H u , auch unterer Heizwert genannt) unterschieden. ⁴⁸ Der Brennwert ist bei Erdgas etwa 10 % höher als der Heizwert. ⁴⁹ Diese Differenz stellt jene Energie dar, welche bei der Kondensation des bei der Verbrennung entstehenden Wasserdampfes hinsichtlich des Brennwerts zusätzlich frei wird. Zudem beziehen sich die meist in der Praxis angebenden Brenn- und Heizwerte auf das Gasvolumen bei 0 °C und auf einen Druck von 1,01325 bar (Normwerte). 50

2.3 Technischer Aufbau des Gasversorgungsnetzes in

Deutschland

Das gesamte deutsche Gasnetz umfasst ca. 380.000 km. Hochdruckleitungen, d.h. jene Leitungen zwischen 1 bis 100 bar Überdruck und einem Durchmesser bis 1.200 mm, stellen 27 % des Gasnetzes dar. 38 % bilden Mitteldruckleitungen, welche einen Druck zwischen 100 mbar und 1 bar und Durchmesser überwiegend zwischen 50 und 150 mm aufweisen. Die verbleibenden 35 % des gesamten deutschen Gasnetzes entsprechen Niederdruckleitungen bis zu 100 mbar und mit einem Durchmesser von 80 bis 300 mm. Zum Vergleich beträgt der Gasdruck direkt vor den Verbrauchsgeräten in Haushalten 20 mbar und die Anschlussleitungen von Ein- und Mehrfamilienhäusern haben einen Durchmesser zwischen 30 und 65 mm. 51

Bei der Beförderung des Erdgases von der Quelle zum Verbraucher kann zwischen Transport und Verteilung unterschieden werden. Eng verbunden mit Transport und Verteilung ist die Erdgasspeicherung. In Abbildung 4 sind die technischen Elemente der Erdgasversorgungskette inkl. jener der Erdgasgewinnung dargestellt.

⁴⁷ Vgl. Ueberhorst, S. (1999), S. 50 und Hense, A. (2005), S. 50.

⁴⁸ Vgl. Cerbe, G. (2004b). S. 49.

⁴⁹ Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (2006), S. 0.2.

⁵⁰ Vgl. Cerbe, G. (2004b). S. 49-51.

⁵¹ Vgl. E.ON Ruhrgas AG (2006c), S. 27.

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2. GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG

Abb. 4: Technische Elemente der Erdgasversorgungskette

2.3.1 Transport

Einen wichtigen Bereich des Erdgastransports stellt der Ferngastransport dar. Er bezieht sich auf grenzüberschreitende Gaslieferungen sowie auf den nationalen Trans-port über lange Strecken. Der Ferngastransport kann durch Hochdruck-Rohrleitungen (Pipelines) über 50 bar oder mittels Verschiffung von verflüssigtem Erdgas erfolgen. ⁵² Da Deutschland zentral zu den wichtigsten Erdgasförderländern für Europa liegt und somit der Transport zwischen Förder- und Verbrauchsregionen günstiger mittels Erdgasfernleitungen realisiert wird, spielt die LNG-Verschiffung für Deutschland eine untergeordnete Rolle. Dies ist ein Grund dafür, dass in Deutschland noch keine LNG-Anlandeterminals errichtet worden sind. ⁵³ Ein Terminal ist lediglich in Wilhelmshaven geplant, welches frühestens 2010 fertiggestellt sein soll. ⁵⁴ Heutzutage überbrücken Ferngasleitungssysteme Entfernungen von mehr als 5.000 Kilometern, dabei haben die Leitungen Durchmesser bis zu 1.400 mm und der Druck beträgt bei Überlandleitungen bis zu 100 bar bzw. bei Offshore-Leitungen bis zu 200 bar. ⁵⁵ Um kleine Transportvolumina und hohe Energiedichten zu erhalten, werden möglichst hohe Gasdrücke favorisiert. ⁵⁶ Abbildung 5 zeigt die Ferngasleitungen des europäischen Erdgasverbundes. Der europäische Erdgasverbund bezieht sich auf ein weitverzweigtes Pipelinenetz sowie auf LNG-Anlandeterminals und verbindet die europäischen Staaten untereinander sowie mit den Förderregionen auf dem europäischen Festland, in der Nordsee, in Russland und in Nordafrika. Das deutsche Erdgasversorgungsnetz ist in dem Verbund fest integriert. Die Internationalisierung des Erdgasbezuges und gemeinsam gestaltete Importprojekte mindern die Risiken für die einzelnen Unternehmen und erhöhen die Versorgungssicherheit. 57

⁵² Vgl. Klag, N. D. (2003), S. 97.

⁵³ Vgl. Beckervordersandforth, C. P./Nowak, W. (2005), S. 106.

⁵⁴ Vgl. Wetzel, D. (2006).

⁵⁵ Vgl. Klag, N. D. (2003), S. 97.

⁵⁶ Vgl. Hoffmann, G. (1994a), S. 406.

⁵⁷ Vgl. Dahl, K. (1990), S. 19f.

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2. GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG

Abb. 5: Europäischer Erdgasverbund 58

Des Weiteren sind Hochdruckleitungen zwischen 16 und 50 bar in den Bereich des Gastransports einzuordnen. Diese Leitungen erreichen Entfernungen bis zu ca. 150 km und stellen das Bindeglied zwischen den Ferntransportsystemen und der Verteilung an die Verbraucher da. Großverbraucher wie einige Industrie- und Kraftwerkskunden beziehen Erdgas direkt von dieser Gastransportstufe. ⁵⁹ Abbildung 6 zeigt die deutschen Erdgastransportleitungen und Erdgasimportstellen.

⁵⁸ Vgl. E.ON Ruhrgas AG (2004).

⁵⁹ Vgl. Dahl, K. H. (1998), S. 57.

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2. GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG

Abb. 6: Erdgasleitungen in Deutschland 60

Der Überlandtransport erfolgt in Stahlrohren, welche meist unter der Erde verlegt sind. Der rohrleitungsgebundene Transport von Erdgas, welcher sicher und emissionsarm ist, hilft Verkehrsträger wie Straße und Schiene zu entlasten. ⁶¹ Die innere Reibung der Gasmoleküle untereinander und die Reibung des Gasstroms an den Rohrwänden lassen den Gasdruck fallen. Diesen Druckabfall müssen sogenannte Verdichterstationen ausgleichen, die sich in der Regel alle 100 bis 200 km entlang der Fernleitungen befinden. In Deutschland gibt es fast 40 Transportverdichterstationen. ⁶² Die Turboverdichter werden dabei von Gasturbinen angetrieben. ⁶³ Gastransportleitungen zwischen 16 und 50 bar kommen je nach Länge mit und ohne Zwischenverdichtung vor. 64

Im Gegensatz zum Stromnetz stellt das Gasleitungssystem einen natürlichen Speicher dar, dessen Befüllungsgrad vom Druck abhängt. Während eine Netzfrequenz von 50 Hz in der Elektrizitätsbranche eingehalten werden muss, verträgt das Gasnetz Schwankungen des Betriebsdrucks durchaus besser. Jedoch sollten in einem Teilsystem die Gasentnahme, bei welcher der Druck sinkt, und die Gaszufuhr, die den Druck erhöht, in einem ausgeglichen Verhältnis stehen, um den Betriebsdruck relativ konstant zu halten. Daher müssen die Bedarfsmengen zwischen Händlern, Netzbetreibern und Einspeisern gut abgestimmt werden. 65

⁶⁰ Vgl. E.ON Ruhrgas AG (2006c), S. 9.

⁶¹ Vgl. Hoffmann, G. (1994a), S. 406.

⁶² Vgl. E.ON Ruhrgas AG (2006c), S. 27.

⁶³ Vgl. E.ON Ruhrgas AG (2006b).

⁶⁴ Vgl. Dahl, K. H. (1998), S. 57.

⁶⁵ Vgl. Görlitz AG (2005), S. 37.

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