Kontrafunk aktuell vom 1. Dezember 2023

Wie wir im letzten Technik-Check gesehen haben, hat der deutschlandschnelle LNG-Triplewumms dazu geführt, dass seit Anfang 2023 mit 200 GWh/d etwa 7 % unseres Gasbedarfs durch die eigenen LNG-Schiffe gedeckt wird. Dazu kommt eine deutlich größere Menge, die über permanente LNG-Terminals in Belgien und den Niederlanden angelandet und nach Deutschland durchgeleitet wird. Wie Belgien und die Niederlande verfügen auch Großbritannien, Frankreich, Spanien und Portugal über LNG-Kapazitäten, die dem Durchschnittsbedarf etwa entsprechen. Dort wo man parallel über die billigere Pipelineversorgung verfügt – Belgien, Niederlande, Großbritannien –, kommt LNG nur in den Wintermonaten zum sogenannten Gipfelrasieren – Peakshaving – zum Einsatz. Andernorts muss man sich mit entsprechenden Speichern behelfen. In Polen und Italien liegt der LNG-Versorgungsgrad bei etwa 30 %. Verglichen damit nehmen sich die deutschen 7 % recht bescheiden aus. Zusammen mit dem LNG-Anteil aus Belgien und Niederlande kommen wir allerdings wahrscheinlich auch auf knapp 30 %. Knapp 50 % kommen aus Norwegen und der Rest aus konventionellen Quellen über die beiden genannten Transitländer. 

Gesamteuropäisch haben wir einen durchschnittlichen Tagesbedarf von gut 10‘000 GWh. Ein reichliches Viertel davon kommt über Pipelines aus norwegischen Feldern, je 10 % aus anderen Nordseepipelines, über das schwarze Meer aus Russland und über das Mittelmeer aus Algerien und in diesem Moment noch 4 % über die Ukraine aus Russland. Insgesamt sind das zwei Drittel des Bedarfs, der Rest kommt zwangsläufig als LNG, davon wiederum 20 % aus Russland. Im Gesamtblick ist heute Norwegen für 30 % der Gasversorgung Europas verantwortlich, Algerien und Russland für je 15 % und die Niederlande, Katar und USA mit jeweils 10 %. Die Werte sind stark gerundet, denn sie sind auch sehr dynamisch. 

Mittelfristig rechnet die Bundesregierung offenbar damit, dass wir bald die Versorgung der europäischen Binnenländer wie Slowakei, Ungarn, Österreich usw. mit übernehmen müssen. Die kriegen ihr Erdgas noch immer im Wesentlichen aus Russland über die Ukraine und das Schwarze Meer, aber das kann ja, wie wir wissen, durch eine einzelne Segeljacht mit zwei ukrainischen Jungfrauen und ein paar Kilo Sprengstoff in Pflanzenform von einem Tag auf den anderen beendet werden. Entsprechend war eine zweite Runde von FSRUs – also den entsprechend ausgerüsteten Schiffen 'Floating Storage and Regasification Units' – für Ende 2023 angekündigt und wird voraussichtlich im Laufe des Jahres 2024 in Betrieb gehen – wenn die Bundesregierung das Subventionsniveau aufrechterhalten kann. Die echten LNG-Terminals, die in Stahl und Beton auf der Landseite gebaut werden und weitaus größere Kapazitäten haben werden, bewegen sich in der Zwischenzeit mit ganz normaler deutscher Geschwindigkeit. Ihre Fertigstellung, mit der Europa von russischem Pipelinegas tatsächlich unabhängig würde, ist Stand heute für 2027 geplant, kann aber auch 2030 werden oder 2045. 

LNG wird, von kleinvolumigen Spezialfällen abgesehen, immer teurer sein als Pipelinegas, unabhängig davon, wie Gas ursprünglich gewonnen wurde. Das ergibt sich mit unausweichlicher Konsequenz aus der Kombination von Betriebswirtschaft und Thermodynamik. Aus ziemlich genau den gleichen Gründen ist LNG auch immer eine stärkere Belastung für die Umwelt im Allgemeinen und das Klima im Besonderen. Völlig unabhängig von der Frage der Transportform ist der Einfluss, den die Art der Gewinnung auf die ökologische und ökonomische Bilanz des Erdgases hat. Medien und Umweltaktivisten neigen dazu, LNG und Fracking-Gas gleichzusetzen. Aber das ist natürlich Unsinn, die beiden Dinge haben nichts miteinander zu tun. Bei der konventionellen Erdgasförderung bohrt man mehr oder weniger senkrecht von oben Hohlräume an, in den sich große Mengen Methan gesammelt haben. Wie das Gas dann transportiert wird, hat mit dieser Gewinnung nur insofern etwas zu tun, als die verfügbaren Transportformen darüber entscheiden, ob es überhaupt sinnvoll ist, Erdgaslagerstätten auszubeuten. 

Das kontinentale nordamerikanische und russische Erdgas und die Nordseelagerstätten wurden erschlossen, weil sie in Pipeline-Entfernung zu den großen Abnehmern – USA und EU – lagen. Die Erdgasförderung in Australien wurde erst durch die Entwicklung des LNG-Transports einerseits und dem schnell steigenden Bedarf großer Volkswirtschaften ohne Pipelineanschluss – zuerst Japan, dann China, Südkorea, Indien und Taiwan – lukrativ. Für die Gasförderung im Persischen Golf war die Entwicklung des LNGs auch ein ökologischer Segen. Hier kommt das Gas stark vergesellschaftet mit Öl vor und wird bei der Ölförderung zwangsläufig mit an die Oberfläche gebracht. Da es vor Ort keine Verwendung dafür gab und keine Pipelineanschlüsse, wurde dieses „gestrandete Gas“ jahrzehntelang einfach abgefackelt. Da ist es schon auch für das Klima besser, dieses Gas zu verflüssigen und damit in China und Indien Kohle zu ersetzen. 

Beim Fracking werden Methanlager erschlossen, bei denen sich das Gas nicht in großen Hohlräumen sammelt, wo man es leicht abholen kann, sondern in dünnen Schichten zwischen z.B. Schiefergesteinen verteilt ist. Um diese zu erschließen, waren ganz neue Bohrtechnologien nötig, und man muß den Gesteinen mit allerlei chemischen und mechanischen Mitteln zu Leibe rücken, um sie zur Freigabe des Gases zu zwingen. Das bringt seine eigenen Risiken und Umweltbelastungen mit sich, die wir später noch diskutieren, mit dem Transport hat es nichts zu tun. Auch Frackinggas wird, wo möglich, per Pipeline zum Verbraucher transportiert. Erst wenn das Angebot die regionale Nachfrage übersteigt – oder in Übersee deutlich höhere Preise zu erzielen sind –, wird man es auch per LNG exportieren.