Von:

Gesendet: Donnerstag, 22. November 2018 09:56
An:
Betreff: WG: Nord Stream 2: Update zum Pipelinebau / Nord Stream 2 als Teil eines

modernen Gaskorridors

Guten Morgen,
bitte mit zur VB für den 30.11. nehmen.

Gruß

Von: Steffen Ebert <Steffen.Ebert@nord-stream2.com>

Gesendet: Mittwoch, 21. November 2018 13:42

An: D stk.mv-regierung.de>

Betreff: Nord Stream 2: Update zum Pipelinebau / Nord Stream 2 als Teil eines modernen Gaskorridors

English version please find below.

Schr geehrte —

mit dieser E-Mail möchten wir Sie über den aktuellen Stand des Pipelinebaus in der Ostsee informieren und Ihnen
einige Hintergrundinformationen geben, warum Nord Stream 2 ein wichtiges Verbindungsstück in der europäischen
Gasinfrastruktur darstellt.

Projekt-Update

Das Verlegeschiff "Castoro 10" (C10) hat Anfang November seine Arbeiten an einem 30 Kilometer langen Abschnitt
der Pipeline (zwei Leitungen, insgesamt 60 Kilometer Rohrverlegung) in den Küstengewässern des Greifswalder
Boddens planmäßig abgeschlossen.

Derzeit sind bis zu 30 weitere Schiffe rund um die Uhr in der Ostsee im Einsatz, um die fristgemäße Fertigstellung der
Pipeline zu gewährleisten. Die von der Allseas-Gruppe betriebenen Schiffe Audacia und Solitaire verlegen weiterhin
Rohre in deutschen bzw. finnischen Gewässern. Bis Mitte November wurden bereits rund 250 Kilometer Pipeline
verlegt.

Alle 200.000 Stahlrohre, die für die Pipeline benötigt werden, wurden von den Rohrwerken an die beiden
Ummantelungswerke geliefert und auch die Betonummantelung liegt im Zeitplan: Bislang sind 74 Prozent der Rohre
ummantelt worden. Sie werden rund um die Uhr von den Logistikzentren in Mukran in Deutschland und Kotka in
Finnland an die Verlegeschiffe geliefert.

Einige aktuelle Berichte in ZDF und NDR von vergangener Woche finden Sie hier:

https://www.ndr.de/fernsehen/sendungen/nordmagazin/Trotz-US-Protest-Nord-Stream-2-weiter-
ausgebaut,nordmagazin57536.html

https://wwww.zdf.de/politiklaenderspiegel/laenderspiegel-vom-17-november-2018-100.html
1

Schweißarbeiten an Bord des Verlegesschiffes C10 Arbeiter verschweißen Rohrverbindungen an Bord des Offshore-Verlegeschiffes Castoro Dieci (C10) während des Betriebs im Greifswalder Bodden. Rohrverladung im Umschlaghafen Kotka Rohre werden rund um die Uhr vom nächstgelegenen Logistikzentrum aus an die Verlegeschiffe geliefert. Hier werden im finnischen Kotka Rohre zum Umschlag auf das Pipeline-Verlegeschiff Solitaire verladen. Moderne Verbindung Neben dem Update möchten wir auch einige Hintergrundinformationen (siehe auch das unten angefügte Dossier) mit Ihnen dazu teilen, wie Nord Stream 2 sich als wichtiges Bindeglied für die europäische Gasversorgung in den größeren nördlichen Gaskorridor einfügt. 2

Nach der Fertigstellung wird Nord Stream 2 den russischen nördlichen Gaskorridor mit Europa verbinden. Russland hat diesen Korridor in den letzten zehn Jahren entwickelt, um den steigenden Gasbedarf sowohl im Nordwesten Russlands als auch im Ausland zu decken. Der Gaskorridor beginnt an den Gasfeldern auf der Halbinsel Jamal in Nordsibirien und ist nicht ausschließlich für Nord Stream 2 bestimmt. Das Pipelinesystem speist auch mehrere Industrie- und Exportprojekte für die Chemieindustrie, Wohnungswirtschaft, Gasverflüssigungsanlagen usw. in der Region rund um Moskau und St. Petersburg. Auf der Halbinsel Jamal, die mehr als das Doppelte des Gasvolumens der US-Gesamtreserven aufweist, werden große Gasreserven für zusätzliche Produktion erschlossen, um den höheren Inlandsverbrauch in Nordwestrussland und die steigende internationale Nachfrage zu decken. Durch den nördlichen Gaskorridor profitiert Europa nicht nur von langfristiger Versorgungssicherheit, gespeist aus den größten Reserven der Welt, die internationalen Verbraucher in Nordwesteuropa werden auch von der neuen Route nach Europa profitieren, die rund 2.000 km kürzer ist als die bestehenden Transitsysteme. Das Gas kann auf dieser neuen Strecke zudem mit höherem Druck transportiert werden, was zu niedrigeren Transportkosten und geringeren Emissionen führt. Im Jahr 2017 waren die bestehenden Strecken von Russland (über Nord Stream, Polen und die Ukraine) nach Europa mit einem Volumen von 174 bcm bereits voll oder nahezu voll ausgelastet. Der europäische Importbedarf steigt jedoch. Dafür sorgen sowohl die in den letzten drei Jahren gestiegene Nachfrage als auch die rückläufige Gasproduktion in der EU. Laut den Energieexperten von IHS Markit bietet Russlands Nordkorridor für diese zusätzlichen Produktionsmengen einen bis zu 4,5-fach höheren kraftstoff- und kosteneffizienteren Transport. Der größte Teil der Infrastruktur des Korridors ist bereits in Betrieb und wir freuen uns über die Projektfortschritte bei Nord Stream 2 als einer der letzten Verbindungsstücke für diese sichere und nachhaltige Energieinfrastruktur für Europa. Sollten Sie Fragen haben oder weitere Informationen benötigen, zögern Sie bitte nicht uns zu kontaktieren. Mit freundlichen Grüßen Steffen Ebert                                          Marion Scheller Advisor to Nord Stream 2                              Senior Advisor for Governmental Relations 3

Communications Manager Germany                                      Nord Stream 2 AG Mobile +49 1520 456 80 53 (D)                                         Tel +41 41 41 83 703 Mobile +41 79 536 67 90 (CH)                                          Mobile +41 75 43 36 853 steffen.ebert@nord-stream2.com                                      marion.scheller@nord-stream2.com www.nord-stream2.com Connect with Nord Stream 2 on Social: • Twitter: @NordStream2 • LinkedIn: Nord Stream 2 AG • YouTube: Nord Stream 2 • VK: Nord Stream 2 This e-mail (including attachments) may contain confidential or privileged information. If you are not the intended recipient please notify the sender immediately and delete this e-mail permanently. If you no longer wish to received emails from the sender, please write to info@nord-stream2.com. You can review the Nord Stream 2 AG privacy policy at https://www.nord-stream2.com/privacy-policy/. Diese E-Mail (einschließlich Anhänge) enthält möglicherweise vertrauliche oder geschützte Informationen. Wenn Sie nicht der richtige Adressat sind, benachrichtigen Sie bitte sofort den Absender und löschen Sie diese E-Mail dauerhaft. Wenn Sie keine E-Mails mehr vom Absender erhalten möchten, schreiben Sie bitte an info@nord-stream2.com. Die Datenschutzerklärung der Nord Stream 2 AG können Sie unter https://www.nord- stream2.com/de/datenschutzerklarung/ einsehen. This e-mail (including attachments) may contain confidential or privileged information. If you are not the intended recipient please notify the sender immediately and delete this e-mail permanently. Copying, disclosure or distribution of the material in this e-mail without the prior consent of the sender is forbidden. The sender cannot be held liable for any virus and the receiver must check any attachment and delete viruses himself. Oktober 2018 Dossier: Russlands nördlicher Gaskorridor 1.    Zusammenfassung  Der Bedarf an neuer Gasinfrastruktur in Russland ist zum einen geprägt durch den Umstand, dass die Ressourcen und entsprechend die Förderung weiter nach Norden wandern, zum anderen durch den zusätzlichen Gasbedarf im Nordwesten Russlands und im Ausland.  Die Entwicklung des nördlichen Gaskorridors Russlands begann bereits vor zehn Jahren und der Großteil der Infrastruktur ist bereits in Betrieb. Derzeit werden die Nord Stream 2-Pipeline und die verbleibende Infrastruktur im Nordwesten Russlands (einschließlich der Verdichterstation Slavjanskaya und der Gryazovents-Slavjanskaya-Pipeline) entwickelt.  Der neue Transportkorridor ist nicht ausschließlich für Nord Stream 2 bestimmt. Das Pipelinesystem speist auch mehrere Industrie- und Exportprojekte: Chemieindustrie, Wohnungswirtschaft, Gasverflüssigungsanlagen usw.  Russische und internationale Verbraucher werden vom nördlichen Gaskorridor profitieren. Die neue Route ist kürzer als ältere Transportsysteme und arbeitet mit höherem Betriebsdruck, was zu niedrigeren Transportkosten und weniger Treibhausgasemissionen führt. 2.    Die Produktion verlagert sich in den hohen Norden Karte: Gazprom (2018) 4

 Ursprünglich wurde der Großteil des russischen Erdgases in den drei riesigen Feldern der Region Nadym-Pur-Taz (Westsibirien) gefördert: Urengoi, Jamburg und Medvezhye. In den letzten Jahren haben diese Gasfelder langsam, aber stetig ihre Erdgasproduktion verringert.  So hat beispielsweise das 1967 entdeckte Gasfeld Medvezhye bis heute 2 Billionen Kubikmeter Gas produziert. Das Feld wird mindestens bis 2030 in [1] Betrieb sein und ist bereits zu 80% erschöpft.  Auch das Gasfeld Jamburg zeigt einen stetigen Rückgang der Fördermenge, die im Jahr 2015 20,5 3 Milliarden Kubikmeter (Mrd. m ) und im Jahr 2016 3       [2] nur 18,9 Mrd. m betrug.  Gazprom       entwickelt     derzeit     ein     neues Produktionszentrum auf der Jamalhalbinsel (Arktis/Nordsibirien), um die schrumpfenden Ressourcen zu ersetzen. Daher gewinnen Projekte wie die Entwicklung der Felder der Jamalhalbinsel an Bedeutung. Nach Angaben von Gazprom belaufen sich die Gesamtreserven und -ressourcen aller Felder auf der Jamalhalbinsel auf 26,5 Billionen Kubimeter Gas, 1,6 Milliarden Tonnen Gaskondensat und 300 Millionen Tonnen Öl. Die Erdgasproduktion in Jamal erreichte 2017 82,8 Mrd. 3                          3               [3] m und wird auf 360 Mrd. m /Jahr steigen.  Gemessen an den Reserven könnte das größte Feld von Jamal, Bovanenkovo (4,9 Billionen [4] Kubikmeter), die gesamten Gasreserven Europas oder sogar der Vereinigten Staaten übertreffen. Laut BP Statistical Review of World Energy 2018 belaufen sich die gesamten europäischen Gasreserven (einschließlich Norwegen) auf 2,9 Billionen Kubikmeter. Die USA, die auf große Schiefergasvorkommen zugreifen können, verfügen über 8,7 Billionen Kubikmeter - weniger als die Hälfte der Reserven von [5]                                                                                    3 Jamal. Im Jahr 2017 lieferten die USA - der weltweit größte Erdgasproduzent - 734,5 Mrd. m an die [6] Kunden im In- und Ausland. Dies ist nur das Doppelte der Maximalproduktion des Jamal-Projekts. 3                                                 3  Im Jahr 2017 trug Bovanenkovo 18% (83 Mrd. m ) zur Gesamtproduktion von Gazprom (471 Mrd. m ) [7]                                                   3              [8] bei. Die Kapazität von Bovanenkovo könnte 140 Mrd. m /Jahr erreichen. Bovanenkovo ist nicht das einzige Feld dieser gigantischen Ausmaße in Jamal.  Im Juli 2018 genehmigte Gazprom die Erschließung des 2-Billionen-Kubikmeter-Gasfeldes Kharasavey im Norden von Jamal. Der Produktionsbeginn wird für 2023 erwartet, und das Feld wird voraussichtlich 3                  [9] bis zu 32 Mrd. m /Jahr produzieren.  Die Entwicklung dieser Felder hat bereits das Verhältnis der Gasproduktion in Westsibirien verändert. Im Jahr 2014 wurden nur 10% des westsibirischen Gases in Jamal und 90% in der Region Nadym-Pur-Taz gefördert. Bis 2040 wird der Anteil der Region Nadym-Pur-Taz auf 30% sinken und der Anteil von Jamal [10] auf 70% steigen.  Die Lieferung dieses Gases an russische und internationale Kunden erfordert eine neue Infrastruktur, die sich im Aufbau befindet bzw. bereits fertiggestellt ist. 5

Quelle: “Russia’s Bottlenecked Northern Gas Pipeline Corridor”, IHS Markit, September 2018, S. 10 2.1.  Bovanenkovo – Ukhta and Bovanenkovo – Ukhta 2 (in Betrieb)  Diese Pipelines sind ein wesentlicher Bestandteil des nördlichen Gaskorridors, dessen neue und hochmoderne Pipelines die Infrastruktur des zentralen Korridors ersetzen werden. Letzterer transportiert Gas aus der Region Nadym-Pur-Taz, deren Vorkommen in absehbarer Zeit erschöpft sein werden. Diese sind die einzigen Onshore-Gasleitungen der Welt, die in der Lage sind, Gas mit einem Druck von 120 bar zu transportieren.  Wichtige Fakten: ̶ Länge jeder Leitung: ca. 1.200 km (einschließlich Backup-Leitungen) ̶ Pipelinedurchmesser: 1.420 mm ̶ Betriebsdruck: 120 bar ̶ Anzahl der Kompressorstationen: 9 3 ̶ Jährliche Kapazität: 115 Mrd. m  Projektstatus: ̶ Der Bau der Bovanenkovo – Ukhta Pipeline hat 2008 begonnen. Der lineare Teil der Pipeline und die Hauptkompressorstationen wurden 2012 in Betrieb genommen. Weitere Kompressorstationen wurden zwischen 2013 und 2014 fertiggestellt. ̶ Der Bau der Bovanenkovo - Ukhta 2 Pipeline begann 2012. Der lineare Teil der Pipeline wurde Ende 2016 in Betrieb genommen, zeitgleich mit der Einführung neuer Produktionskapazitäten in der Lagerstätte Bovanenkovskoye. 6

Source: Gazprom (2018) 2.2.  Ukhta – Torzhok (in Betrieb) und Ukhta – Torzhok 2 (im Bau, geplante Fertigstellung: 2019)  Wichtige Fakten: ̶ Länge jeder Leitung: ca. 970 km (Abschnitt Ukhta - Gryazovets) ̶ Durchmesser: 1.420 mm ̶ Betriebsdruck: 100 bar 3 ̶ Jährliche Kapazität: 45 Mrd. m pro Leitung ̶ Anzahl der Kompressorstationen: 7 ̶ Die Gaspipelines durchqueren drei russische Teilgebiete: die Republik Komi sowie die Regionen Archangelsk und Wologda.  Projektstatus: ̶ Der Bau der Ukhta - Torzhok Pipeline begann 2011. Der lineare Abschnitt und die Hauptkompressorstationen wurden bereits 2012 in Betrieb genommen. Die weiteren Kompressorstationen folgten 2013. ̶ Der Bau der Ukhta - Torzhok 2 Pipeline begann im Oktober 2015. Der Bau des linearen Teils soll bis Ende 2018 abgeschlossen sein, und auch die Kompressorstationen befinden sich im Bau. Die Pipeline soll noch vor Ende 2019 in Betrieb gehen. 2.3.  Bovanenkovo – Ukhta 3 and Ukhta – Torzhok 3 (geplant)  Laut der russischen Tageszeitung Kommersant genehmigte der Präsidialrat für strategische Entwicklung und vorrangige Projekte im September 2018 den Bau der Pipelines Bovanenkovo- 3                                                   3 Ukhta-3 (1110 km, 69 Mrd. m /Jahr) und Ukhta-Torzhok-3 (973 km, 45 Mrd. m /Jahr). Beide Pipelines sollen bis 2023 in Betrieb gehen und voraussichtlich 900 Mrd. RUB (11,84 Mrd. EUR) [11] kosten . 2.4.  Modernisierung der bestehenden Gryazovets - Vyborg Pipeline 7

3  Die Pipeline speist derzeit in die Nord Stream-Pipeline (55 Mrd. m /Jahr) ein und versorgt Abnehmer im nordwestlichen Teil Russlands. Die erweiterte Pipeline wird in Zukunft die Gazprom-LNG-Anlage 3 Portovaya speisen (2 Mrd. m /Jahr, Nummer 1 auf der nachstehenden Karte), geschätzte Baukosten dafür betragen 127 Mrd. RUB (1,67 Mrd. EUR). Diese Anlage würde sich in der Nähe der LNG- Anlage Vysotsk (Nummer 2 auf der Karte unten) befinden, die Novatek (51 %) und der Gazprombank [12] (49 %) gehört. Quelle: Gazprom, Gazprom Export, Energy Intelligence Group.[13] 2.5.  Gryazovets – Slavjanskaya Pipeline  Gazprom hat bereits im ersten Quartal 2018 mit dem Bau der Gryazovets- Slavjanskaya-Pipeline begonnen und plant, bis Ende 2018 98,9 Milliarden Rubel in dieses Projekt zu investieren.  Die 870 Kilometer lange Trasse mit acht Kompressorstationen (Leistung: 1.500 MW) soll Ende 2019 3 in Betrieb gehen und bis 2021 ihre volle Kapazität (80 Mrd. m /Jahr) erreichen. Die Pipeline wird die 3 Kompressorstation Slavjanskya (55 Mrd. m /Jahr an Nord Stream 2) speisen und des Weiteren die 3 geplante LNG-Anlage Ust Luga Baltic (13,5-20 Mrd. m /Jahr) und den Düngemittelhersteller 3                [14] EuroChem Northwest (1,2 Mrd. m /Jahr) versorgen. 2.6.  Kompressorstation Slavjanskaya  Im Juni 2018 unterzeichnete Gazprom einen Vertrag über den Bau der Kompressorstation 3 Slavjanskaya mit einer Leistung von 352 MW, die 55 Mrd. m /Jahr in Nord Stream 2 einspeisen [15]                                                                                              [16] wird.      Gazprom hat bereits 19,2 Mrd. RUB (250 Mio. EUR) in das Projekt investiert.                       Ende September 2018 hat der Vertragspartner von Gazprom mit der Installation von Gaspumpstationen [17] begonnen. 8

Karte (Gryazovets - Slavjanskaya rot unterlegt) Quelle: Gazprom Proektirovanie (2018) http://proektirovanie.gazprom.ru/sankt-peterburgskij-filial/realizuemye-proekty/ 3.  Die Nutzung des nördlichen Gaskorridors: Die Projektbegründung 3.1.   Kürzere Wege zu den wichtigsten Absatzmärkten in Russland und im Ausland.   Im Nordwesten Russlands befinden sich eine Reihe von geplanten oder gebauten LNG-Projekten und energieintensiven Industrieanlagen. So wird beispielsweise die LNG-Fabrik Portovaya von 3 Gazprom (2 Mrd. m /Jahr), die sich neben der Kompressorstation befindet, die Gas in die Nord Stream-Pipeline einspeist, voraussichtlich Ende 2019 in Betrieb gehen. 3   Ein weiteres Verflüssigungsprojekt mit einer Gesamtkapazität von 0,9 Mrd. m /Jahr - ein Joint Venture zwischen Novatek (51%) und Gazprombank (49%) - in Vysotsk (Oblast Leningrad, Nordwestrussland) soll bis Ende 2018 in Betrieb gehen. Die Kapazität der Anlage kann um weitere 3                              [18] 0,9-1,2 Mrd. m /Jahr erweitert werden.   Am 17. Oktober 2018 gaben Novatek und Fluxys bekannt, in Rostock, Deutschland, ein mittelgroßes 3 LNG-Umschlagterminal mit einer Kapazität von 0,4 Mrd. m /Jahr zu bauen. Das Terminal wird LNG vom Terminal Vysotsk erhalten, weitere Lieferungen an den Markt erfolgen per LKW. Das LNG- [19] Terminal wird über eine Option zum Bunkern und Beladen von Bunkerschiffen verfügen.   Zusätzlich wird Baltic LNG, ein groß angelegtes Joint Venture zwischen Gazprom und Shell, über 3 eine geplante Kapazität von 13,5-20 Mrd. m /Jahr verfügen. Gazprom und Shell werden [20] voraussichtlich bis Ende 2019 eine endgültige Investitionsentscheidung für dieses Projekt treffen.   Darüber hinaus befinden sich beispielsweise vier von zehn neuen russischen Chemieanlagen (die zwischen 2016 und 2026 in Betrieb sind) im Nordwesten des Landes. Ihre Aktivitäten werden zu 3                                   3 einem zusätzlichen Gasverbrauch von 2,83 Mrd. m /Jahr führen (6,335 Mrd. m /Jahr für 10 Projekte). Zwar wird sich nur jede fünfte neue Ethanolanlage (in Betrieb zwischen 2018 und 2023) im Nordwesten befinden. Jedoch verbraucht allein die Baltic Gas Chemical Company mit Sitz in der 3                                                                        3 Region Leningrad 1,6 Mrd. m /Jahr des zusätzlichen Bedarfs von 4,433 Mrd. m /Jahr für die fünf [21] Projekte. Im Allgemeinen wird der zusätzliche Bedarf in diesem Gebiet aus Projekten, die nicht im 9

3                   3 Zusammenhang mit Nord Stream 2 stehen, im Jahr 2020 8 Mrd. m , im Jahr 2025 40 Mrd. m und 3            [22] bis 2030 66 Mrd. m betragen.  Auch die Länge der "nördlichen" Route von Jamal über die Ostsee nach Deutschland (4.166 km) ist [23] deutlich kürzer als der traditionelle Zentralkorridor über die Ukraine (6.051 km). 3.2.  Hoher Druck spart Brenngas  Der hohe Druck (120 bar) im nördlichen Gaskorridor Russlands hat dazu beigetragen, den Verbrauch von Brenngas und die Transportkosten zu senken. Infolgedessen verbraucht Uregoy - Pomary - Uzhgorod (75 bar) bei gleicher Entfernung bzw. gleichem Volumen dreimal mehr Brenngas als der [24] nördliche Gaskorridor Russlands. 3.3.  Einsparungen bei den Transportkosten für russische Verbraucher und Exportprojekte resultieren aus kürzeren Wegen und höherem Druck  Energieexperten von IHS Markit haben berechnet, dass die Nutzung des nördlichen Korridors (im Vergleich zum zentralen Korridor) es den russischen Verbrauchern ermöglichen wird, 3 durchschnittlich 10,9 US-Dollar pro 1.000 Kubikmeter (m ) an Transportkosten einzusparen (15% des durchschnittlichen heimischen Gaspreises). Wird das Gas zu den Ausfuhrstellen an der russischen 3 Grenze transportiert, können die Transportkosteneinsparungen 13,8 US-Dollar pro 1.000 m [25] Transportkosten (11% des durchschnittlichen Nettoexports) erreichen. Der Kraftstoffverbrauch für den Gastransport über Nord Stream 2 ist im Vergleich zu alternativen Routen über die Ukraine aufgrund neuer Technologien, höherer Verdichtung und der kürzeren Strecke mindestens 4,5 mal [26] niedriger. 3.4.  Höherer Druck und kürzere Wege führen zu einer Entlastung der Umwelt  Der Gastransport über den nördlichen Korridor und Nord Stream reduziert die CO2-Emissionen um rund 43% im Vergleich zur Route über die Ukraine und um rund 37% im Vergleich zur Pipeline Jamal - Europa durch Weißrussland. [27] CO2-Bilanz des in Zentraleuropa verbrauchten Erdgases 10