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"content": "II A 3 Berlin, 30. Juni 2014\n Referatsleiter:\n\n\n\n\n1. AL II\n a.d.D.\n\n IIIC3, IIA2 haben mitgezeichnet\n\n Betr.: Gespräch mit (Internationale Energieagentur) zum\n Thema „Versorgungssicherheit Gas“ am 24.6.2014\n hier: Punktation für Ihre beiden Berichte\n Teil 1: Stand der Abhängigkeit Deutschlands von Gasimporten\n Teil 2: Möglichkeiten der Verringerung der Abhängigkeit von\n Gasimporten\n\n Anl.: - Vorbereitungsmappe incl. IEA Gas Slides\n I. Gesprächsziel und Interessenlage\n Diskussion mit der IEA über mittel- und langfristige Möglichkeiten zur Verringerung von\n Importabhängigkeiten von RUS bei Erdgas.\n In diesem Kontext BMWi-Position:\n Risiken von Importabhängigkeiten können gesenkt werden, es gibt aber keine\n schnellen und keine billigen Lösungen. Ein völliger Verzicht auf RUS Gas ist auf\n Jahre und Jahrzehnte nicht darstellbar. Die Ukraine-Krise macht deutlich, wie wichtig\n ein gemeinsames Vorgehen und der Energiebinnenmarkt sind, um die\n Energieversorgung der EU insgesamt zu sichern.\n Auf Erdgas kann zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit und als sauberster fossiler\n Energieträger auf absehbare Zeit nicht verzichtet werden, kurzfristige Substituierbarkeit wg.\n pipelinegebundener Versorgung nicht möglich.\n LNG-Markt verfügt derzeit nur über geringe „freie“ Mengen, verfügbare Mengen sind größtenteils\n vertraglich in Ostasien zu deutlich höheren Preisen gebunden.\n Erdgasbedarf wird im Zuge der Energiewende langsam zurückgehen. Heimische deutsche\n Produktion und Produktion anderer EU-MS sinken (NDL, DK, UK)\n Maßnahmen zur Erhöhung der Energieeffizienz sowie Infrastrukturmaßnahmen (wie\n Pipelineprojekte) brauchen für die Umsetzung ihre Zeit.\n Mittel-/Langfristig: Möglichkeiten zur alternativen Gasbeschaffung voraussichtlich insbes. LNG,\n kaspischer Raum\n\n\n ...",
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"content": "-2-\n\nII. Vorschlag für Ihren Bericht zu\n\n\n Teil 1: Stand der Abhängigkeit Deutschlands von Gasimporten /\n Aktuelle Versorgungslage im Lichte der Ukrainekrise\n\n\nGesprächselemente [aktiv] – Redezeit (ca. 5-10 Minuten)\n\n\n Vor dem Hintergrund der Entwicklungen in der Ukraine ist die Frage\n nach der Sicherstellung der Gasversorgung und der Abhängigkeit\n von Gasimporten erneut in den Fokus der Öffentlichkeit gerückt.\n\n\n[Zur Rolle des deutschen Gasmarkts]\n Erdgas leistet einen wichtigen Bestandteil zur deutschen Energiever-\n sorgung. Jeder zweite Haushalt in DEU heizt mit Gas. Gas ist nach\n Öl der zweitwichtigste Energieträger im deutschen Energiemix (Anteil\n von 22%).\n\n Gas wird in Deutschland zu rd. 40% in der Industrie und zu einem\n Drittel in Haushalten eingesetzt. Zwar wurden im vergangenen Jahr\n nur noch 12 % des Erdgases zur Stromerzeugung eingesetzt.\n Gleichwohl werden flexible Erdgaskraftwerke weiterhin gebraucht.\n Als Kraftstoff spielt Gas bislang noch eine sehr geringe Rolle (0,3%\n des Gesamtverbrauchs, Zahlen von 2012)\n\n Angesichts dieser Zahlen ist klar: Auf Erdgas – den\n umweltfreundlichsten fossilen Energieträger - kann für eine sichere\n Energieversorgung und für eine wettbewerbsfähige Industrie auf\n absehbare Zeit nicht verzichtet werden.\n\n Der Gasverbrauch liegt derzeit in einer Größenordnung von rd. 95\n Mrd. m3 pro Jahr (2013 lag der Verbrauch wegen des sehr langen\n\n\n ...",
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"content": "-3-\n\n und kalten Winters bei 98 Mrd. m3). Dabei unterliegt er im\n jahreszeitlichen Wechsel und je nach Konjunkturverlauf größeren\n Schwankungen. Insgesamt aber ist der Erdgasverbrauch in\n Deutschland seit einigen Jahren rückläufig. [Die deutschen\n\n Fernleitungsnetzbetreiber unterstellen in ihrem von der Bundesnetzagentur bestätigten\n Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan 2014 in den nächsten 10 Jahren einen weiter\n sinkenden Erdgasbedarf. Das für die Netzplanung relevante mittlere Szenario geht dabei von\n einem Rückgang von 16% bis 2024 aus, ähnlich sieht das die Energiereferenzprognose von\n PROGNOS: sie geht unter Berücksichtigung der derzeitigen Politik /beschlossener Maßnahmen\n von einem Rückgang des Gesamtverbrauchs von 15% (24%) bis 2025 (2030) aus. Hinweis:\n Prognos geht davon aus, dass mit dem derzeitigen Maßnahmenpaket das Zielszenario im\n Energiekonzept bzgl. Anteil an EE und Rückgang von Gas/Öl nicht erreicht werden kann].\n\n Während im Zeitraum 2000-2006 der deutsche Erdgasverbrauch\n temperaturbereinigt noch um 8% gestiegen ist, zeigte sich von 2006-\n 2012 ein Rückgang von 12%. Ursächlich für diesen rückläufigen\n Trend war insbesondere die rückläufige Bedeutung von\n Gasheizungen im Neubaubereich und konjunkturelle Einflüsse\n (Weltwirtschaftskrise). In der Industrie ließ sich für den Zeitraum\n 2000-2012 keine einheitliche Tendenz des Gasverbrauchs ableiten.\n\n Der deutsche Gasmarkt ist sehr wettbewerbsintensiv, vollständig\n liberalisiert und integriert in den europäischen Binnenmarkts. Er ist\n nicht nur größter Gasmarkt in der EU, sondern spielt auch eine\n wichtige Rolle als Transitstaat für Gas aus Norwegen und Russland\n sowie als Gashandelspunkt („Hub“).\n Der Gasmarkt ist über 17 Grenzübergangspunkte mit allen 9\n Nachbarstaaten verbunden (davon 13 mit bidirektionalen\n Lastflusskapazitäten) und gut in den europäischen Binnenmarkt\n integriert .\n\n\n\n\n ...",
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"content": "-4-\n\n Deutschland verfügt über die größten Gasspeicherkapazitäten in der\n\n EU, die auch von ausländischen Kunden nachgefragt werden (knapp.\n 1/5 der Kapazitäten werden von ausländischen Kunden gebucht)\n\n \n\n[Zum Importbedarf / Infrastruktur/ Herkunftsmärkte]\n Die heimische deutsche Erdgasproduktion stellt mittlerweile nur\n noch etwas mehr als 10% der benötigten Gasmengen. Allerdings ist\n sie in den letzten Jahren kontinuierlich zurückgegangen. [Dabei ist der\n\n Beitrag von Biogas minimal: Auf Erdgas aufbereitetes Biogas (Biomethan leistete bislang mit\n weniger als einem Prozent nur einen minimalen Beitrag zur inländischen Gasversorgung.\n\n Somit ist und war Deutschland - wie auch die EU insgesamt - auf\n Gasimporte angewiesen. 2013 bezog Deutschland knapp 90% des\n inländischen Gesamtbedarfs aus den drei großen Lieferländern\n Russland, Norwegen und die Niederlande. Die -\n Gaslieferbeziehungen mit diesen drei Ländern haben sich über\n Jahrzehnte entwickelt. Die Importe erfolgen basierend auf\n langfristigen Gaslieferverträgen.\n\n Alle Gasimporte nach Deutschland erfolgen ausschließlich\n netzgebunden über Pipelines.\n\n Die bestehenden Gasnetzinfrastrukturen wurden größtenteils von\n den deutschen Gasversorgungsunternehmen vor der Liberalisierung\n der Erdgasmärkte und der Entflechtung der Eigentumsstrukturen\n (zwischen Handel und Netz) sukzessive aufgebaut.\n\n RUS war und ist seit Jahrzehnten größter Gaslieferant für DEU.\n Sein Anteil am deutschen Gasbedarf lag 2013 bei 38% [Norwegen:\n 20%, Niederlande: 26%).\n\n\n\n\n ...",
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"content": "-5-\n\n Dabei bezieht Deutschland einen etwas höheren Anteil aus Russland\n als der EU-Durchschnitt. Die EU als Ganzes erhält ein knappes\n Drittel ihres Gasbedarfs aus Russland (RUS).\n\n Für den Transport aus Russland stehen drei Lieferwege zur\n Verfügung:\n\n Nord Stream (durch die Ostsee, ohne Transit)\n\n Jamal (über Weißrussland und Polen)\n\n Ukraine-Transitstrecke\n\n Über die Ukraine-Transitstrecke werden 50% der Gasmengen aus\n RUS in die EU transportiert. Bis 2012 war die Ukraine-Transitstrecke\n noch die Haupttransportroute nach Deutschland. Mit der\n Inbetriebnahme der Nord Stream hat sie für uns deutlich an\n Bedeutung verloren.\n\n Derzeit werden marktgetrieben die Gasflüsse fast ausschließlich über\n die Nord Stream und die Jamal-Pipeline nach Deutschland\n transportiert. [mit einem kapazitativen Anteil der Nord Stream von\n 65%, Jamal 35%]. Das kann sich allerdings situativ marktgetrieben\n auch wieder ändern, z.B. in Spitzenbedarfszeiten (sog. „peak\n demand“).\n\n Die Nord Stream ist die größte deutsche Infrastruktur für den\n Gastransport aus Russland nach Deutschland\n\n LNG spielt derzeit keine Rolle für die deutsche Versorgung mit\n Erdgas. Zwar sind Kapazitäten in Rotterdam gebucht und es gibt\n Zugang zum Terminal in Zeebrügge. LNG ist aber gegenwärtig\n hierzulande nicht wettbewerbsfähig, da es um rd. 50 % teurer als\n Pipelinegas aus Russland ist.\n\n\n ...",
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"content": "-6-\n\n[Zur Erfahrung im Umgang mit Engpässen, den Auswirkungen von\nLieferausfällen und der Speichersituation]\n In den langjährigen Lieferbeziehungen gab es bisher erst zweimal\n Einschränkungen bei den russischen Gaslieferungen (2009 und\n 2012). Zuvor lief die Gasversorgung stets reibungslos.\n\n 2009 war der Auslöser ebenfalls ein Streit um Preise und Schulden\n zwischen der Ukraine und Russland. 2012 war eine paneuropäische\n Kältewälle der Auslöser. Damals stand im Mittelpunkt der Diskussion\n die logistische Bewältigung der Engpasssituation. Zu spürbaren\n Versorgungsstörungen in Deutschland kam es - auch aufgrund der\n vorhandenen Speicherreserven und den diversifizierten Lieferrouten -\n nicht.\n\n Der aktuelle Gasstreit unterscheidet sich von diesen beiden Fällen,\n da er in eine außenpolitische Konfliktlage eingebettet ist.\n\n Ich möchte folgendes betonen: Bislang gibt es auf dem deutschen\n wie den europäischen Gasmärkten keine Anzeichen für\n Versorgungsstörungen oder sich abzeichnende\n Einschränkungen bei den russischen Gaslieferungen. [Seit dem\n 16. Juni hat Gazprom bekanntlich die Lieferung für die Ukraine\n eingestellt]. So konnten bislang keine Gasentnahmen aus dem\n Transitstrom durch die Ukraine festgestellt werden.\n\n Das BMWi geht davon aus, dass Gazprom die Verträge für\n Gaslieferungen in die EU einhält und ein sicherer Gastransit durch\n die Ukraine gewährleistet ist.\n\n Sollte es im Zuge der weiteren Entwicklungen doch zu einem\n temporären Ausfall der Gaslieferungen über die Ukraine kommen,\n gehen wir davon aus, dass diese in Deutschland über den Sommer\n bewältigen werden können, allerdings vorausgesetzt, dass russische\n\n ...",
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"content": "-7-\n\n Lieferungen über die anderen Pipelines (Nord Stream, Yamal über\n Weißrussland und Polen) unbeeinträchtigt bleiben. [vollständiger\n Ausfall russischer Gaslieferungen würde hingegen zu gravierenden\n Versorgungsengpässen in Europa führen.]\n\n Eine genauere Analyse dieser Szenarien wird über den Sommer von\n den einzelnen EU-Ländern im Rahmen von Stresstests durchgeführt.\n\n Positiv ist für uns in der augenblicklichen Situation, dass die\n Gasspeicher nach dem milden Winter für diese Jahreszeit bereits\n überdurchschnittlich gefüllt sind (Speicherfüllstand von über 76%, im\n 2013 lag der Füllstand nach einem strengen und langen Winter um\n diese Jahreszeit bei rd. 30%).\n\nDaraus ergibt sich als Zwischenergebnis:\n Wir sind in Deutschland und in der EU insgesamt heute in punkto\n\n Gasversorgungssicherheit deutlich besser aufgestellt als 2009 bei\n der ersten Ukrainekrise:\n EU-VO über die sichere Gasversorgung wurde umgesetzt, es\n gibt Notfall- und Präventionspläne. EU-Binnenmarkt heute\n integrierter, Netze stärker diversifiziert, insbes. in Teilen Süd-\n und Osteuropas. Reverse Flows eingerichtet.\n Klar ist aber auch: Aufgrund der pipelinegebundenen Versorgung gibt\n es kurzfristig kaum Substitutionsmöglichkeiten für importiertes\n Erdgas. Der Importbedarf insbesondere aus Russland ist und bleibt\n auf absehbare Zeit ein wesentliches Strukturmerkmal des deutschen\n wie des europäischen Gasmarktes.\n\n [Danach hat die IEA das Wort mit ihrem Bericht über den Stand der\n Abhängigkeit Europas von Gasimporten und Entwicklung internationaler\n Gasmärkte einschließlich der künftigen Rolle Russlands als\n Gasimporteur.]\n\n\n ...",
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"number": 8,
"content": "-8-\n\nIII. Vorschlag für Ihren Bericht zu\n\n\n Teil 2: Möglichkeiten der Verringerung der Abhängigkeit von\n Gasimporten\n\n\n Vorhin habe ich ausgeführt, dass der Importbedarf insbesondere aus\n Russland auf absehbare Zeit ein wesentliches Strukturmerkmal des\n deutschen wie des europäischen Gasmarktes ist.\n\n Wir prüfen derzeit, inwiefern die Abhängigkeit von Importen (aus\n RUS) über eine stärkere Diversifizierung der Bezugsrouten und\n Lieferländer sowie über Einsparpotenziale verringert werden\n kann. Wir schauen auch, in welchem zeitlichen Rahmen dies\n erfolgen könnte.\n\n Diese Debatte ist eingebettet in eine europäische Diskussion zur\n Senkung von einseitigen Importabhängigkeiten (Stichwort: Beschluss\n des ER vom 20. März 2014; Mitteilung der EU-KOM).\n\n Gleichzeitig muss berücksichtigt werden, dass die heimischen\n deutschen Ressourcen rückläufig sind ebenso wie die Ressourcen\n aus anderen EU-Ländern (u.a. Niederlande, Dänemark).\n\n Dass sich der Bedarf an Erdgas im Zuge der Energiewende auch\n durch Einsparpotenziale und mehr Energieeffizienz verringern wird,\n hatte ich eingangs schon gesagt.\n\n Alle Maßnahmen, die dazu beitragen können die Abhängigkeit zu\n senken, benötigen Zeit und Kosten Geld. Wir reden hier von einem\n Zeithorizont von mindestens 5-15 Jahren. Kurzfristig wird es aufgrund\n der pipelinegebundenen Versorgung kaum\n\n\n ...",
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"content": "-9-\n\n Substitutionsmöglichkeiten für importiertes Erdgas geben und so\n schnell können auch Effizienz-Maßnahmen nicht greifen.\n\n Welche Möglichkeiten sehen wir also für Deutschland, um mittel- und\n langfristig die Abhängigkeit beim Gasbezug zu mindern?\n ÜBERBLICK über die Optionen\n 1. Höhere Gasförderung in Deutschland?\n - Schiefergas / Fracking\n - Biogas / Power-to-Gas\n 2. Stärkere Diversifizierung von Lieferländern und –routen?\n - bei Pipelinegas: Norwegen, Kaspischer Raum\n - Einsatz von LNG: Nordafrika, Australien, Nordamerika, Quatar etc.\n\n\n\n[Höhere Gasförderung in Deutschland?]\n\n Grundsätzlich ist die Steigerung der inländischen Gasförderung und -\n produktion eine Option. Diese wurde auch im Laufe der Diskussionen\n auf EU-Ebene häufig genannt (z.B. durch Polen hervorgehoben,\n Mitteilung der EU-KOM).\n\n In Deutschland sind wir inzwischen in einer Phase sinkender\n heimischer Erdgasproduktion. Nach derzeitigem Stand wird die\n konventionelle Erdgasförderung etwa um 2030 zu Ende sein.\n\n Die Abhängigkeit von Importen wird somit zunächst steigen, es\n sei denn es gelänge, diese rückläufige heimische Produktion\n durch alternative Eigenproduktion auszugleichen und somit den\n Eigenversorgungsgrad von rd. 10% zu halten.\n\n Als Optionen gibt es hierfür in Deutschland Schiefergas (Fracking),\n Biogas / Power-to-Gas.\n\n\n\n ...",
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"content": "- 10 -\n\n Durch Fracking gewonnenes Schiefergas könnte zur\n Substitution beitragen. In einem Gutachten von 2011 hat die\n Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe die technisch\n gewinnbare Menge an Schiefergas in Deutschland im Mittel auf 1,3\n Bill. m3 geschätzt. [IHS (amerikanisches Institut in Colorado) schätzt, dass in\n Deutschland bis 2030 mehr als 20 Mrd. m3 Schiefergas gefördert werden könnten, was rund 25%\n des derzeitigen Verbrauchs entspricht.].\n\n\n Wir sind aber im Gegensatz zu den USA ein eng besiedeltes Land\n und können daher keine unkalkulierbaren Risiken der\n Trinkwasserverunreinigung eingehen. Für Fracking gibt es zudem in\n Deutschland erhebliche Akzeptanzprobleme.\n\n Ob und in welchem Umfang durch Fracking gewonnenes Schiefergas\n zur heimischen Produktion beitragen kann, hängt daher zunächst\n davon ab, ob die Gewinnungsverfahren umweltverträglich und\n wirtschaftlich gestaltet werden können. Derzeit werden\n Rahmenbedingungen für Demonstrationsprojekte geklärt .\n\n Biogas wiederum ist zwar umwelt- und klimafreundlich und kann in\n Deutschland produziert werden. Die Erzeugung ist aber\n gegenwärtig nicht wettbewerbsfähig. Die Kosten sind mehr als\n doppelt so hoch wie die von fossilem Erdgas. Würde man einen\n Einsatz von Biogas erwägen, müsste eine finanzielle Förderung\n erfolgen. Zudem besteht die Diskussion einer Nutzungskonkurrenz zu\n Nahrungsmitteln, die einer entsprechenden Förderung\n entgegensteht. Eine Substitution von Erdgas durch\n Biogas/Biomethan spielt also für die Verringerung der\n Importabhängigkeit weder kurz- noch mittelfristig eine Rolle, da die\n verfügbaren und generierbaren Mengen zu gering sind.\n\n\n ...",
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"number": 11,
"content": "- 11 -\n\n Power-to-Gas wiederum steckt noch in den Anfängen. Die\n Erzeugung von künstlichem Methan durch den Einsatz von\n überschüssigem Windstrom und anschließender Elektrolyse und\n Methanisierung ist ebenfalls sehr teuer und der Wirkungsgrad ist\n gering\n\n Fazit: Es gibt zwar Möglichkeiten alternativer Produktion von Gas in\n Deutschland. Es kann dazu beitragen, den Rückgang der heimischen\n Produktion zu senken. Für eine Substitution von Importmengen dürfte\n es allerdings nicht ausreichen. Das Potenzial ist aber derzeit kaum\n abschätzbar.\n\n\n[Stärkere Diversifizierung von Lieferländern und Routen?]\n\n Die Diversifizierung von Bezugsquellen und Transportrouten ist\n eine langfristige Aufgabe, und sie wird in Deutschland bereits seit\n Jahrzehnten verfolgt.\n\n [Wie schon gesagt: Deutschland verfügt über ein Transportnetz, das über 17\n Grenzübergangspunkte mit allen angrenzenden Ländern verbunden ist, und bezieht gegenwärtig\n Gas v.a. aus 3 großen Lieferländern: Norwegen, Russland, Niederlande]\n\n\n\n\n[Pipelinegas]\n Bislang wurde dabei auf Pipelinegas gesetzt, weil es bei den\n Lieferanten die haben wir [alle in Europa] wirtschaftlicher ist als\n LNG.\n\n\n Die Diversifizierungsstrategie sollte fortgesetzt werden. Das ist\n auch in der Gasbranche ein klares Credo.\n\n\n\n\n ...",
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"number": 12,
"content": "- 12 -\n\n Russland liefert derzeit ca. 150 Mrd. Kubikmeter Erdgas in die EU-\n\n MS (hiervon: rd. 44 Mrd Kubikmeter nach DEU, ein Teil hiervon im Transit an andere EU-MS\n wie FRA, CHE, ITA, AUT, LUX, NDL). Innerhalb der EU zeichnen sich keine\n Optionen ab, um hiervon nennenswerte Mengen in absehbarer Zeit\n zu substituieren.\n\n Hinzu kommt: Die Niederlande werden ab 2030 kein Erdgas mehr\n\n exportieren. [Derzeit decken wir ¼ unseres Bedarfs durch Importe aus den Niederlanden.\n Ab 2020 werden die Lieferungen aus den Niederlanden (L-Gas) jährlich um 10 % abnehmen, bis\n\n sie spätestens 2030 auf Null sind.] und Dänemark wird auch in den nächsten\n Jahren zum Nettoimporteur mit Transit aus Deutschland. [Die\n Netzverbindungen nach Dänemark werden derzeit entsprechend ausgebaut]\n\n\n D.h. nicht nur die rückläufige Eigenproduktion, sondern auch der\n Rückgang der niederländischen Gas-Mengen aus dem Groningen-\n Feld müssen bis 2030 vollständig kompensiert werden. Hierbei\n handelt es sich jeweils um L-Gas. Unter Berücksichtigung des\n Einsparpotenzials ist davon auszugehen, dass bis 2030 ca. 20-25\n Mrd. Kubikmeter Erdgas mit neuen Quellen zu substituieren ist.\n [Einsparpotenzial ergibt sich aufgrund des höheren Brennwertes von H-Gas.]\n\n\n Prinzipiell gibt es hierfür vier Möglichkeiten:\n - Mehr Gas aus Norwegen (Pipelinegas oder LNG)\n - Nordafrika / Südeuropa (dito)\n - Kaspischer Raum / Südlicher Korridor (Pipelinegas)\n - LNG weltweit\n\n\n Norwegen kann seine Produktion in den gegenwärtigen Feldern\n voraussichtlich bis 2020 um 30 Mrd. Kubikmeter (derzeit: 100\n Mrd. Kubikmeter) erhöhen. Dies wäre auch die maximale Menge,\n die durch das gegenwärtige Pipelinesystem von Norwegen in die EU\n transportiert werden könnten. Danach geht nach bisheriger\n\n ...",
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"content": "- 13 -\n\n Information die pipelinegebundene Produktion unter den\n gegenwärtigen Wert.\n\n Eine mögliche Produktion in der Barentsee ist dabei nicht\n berücksichtigt. Entsprechende Investitionszyklen liegen allerdings bei\n zehn Jahren und mehr. Der CEO von Statoil Helge Lund hat sich\n allerdings letzte Woche hier in Berlin zuversichtlich geäußert, noch\n mindestens 50 Jahre in die EU liefern zu können.\n\n Aus Norwegen könnte sicherlich etwas mehr importiert werden.\n Eine genaue Potenzialabschätzung ist aber derzeit ebenfalls\n schwierig.\n\n Auch Nordafrika und Südeuropa werden auf absehbare Zeit kaum\n zur deutschen Versorgung beitragen können.\n\n In Nordafrika gibt es zwar zusätzliche Produktionspotenziale,\n grundsätzlich könnten diese Länder somit auch zur deutschen\n Versorgung beitragen. Aber das ist derzeit nicht kalkulierbar.\n\n Ob Algerien seine Exporte erhöhen kann, ist unklar, da dort das\n Förderplateau erreicht ist und auch der eigene Verbrauch stark\n ansteigt. Auf absehbare Zeit wird das allerdings nicht der Fall sein.\n Die Gaspipeline Galsi nach Italien ist schon seit etlichen Jahren in\n Planung, ihr Bau aber noch immer begonnen worden. Für Mengen,\n die in Spanien (größter LNG-Importeur in Europa) anlanden könnten,\n fehlen die Transportleitungen durch Frankreich. Libyen und Ägypten\n haben neben der politischen Instabilität aufgrund eigener\n Nachfragesteigerungen kaum zusätzliche Exportmengen.\n\n Die vielversprechendste Quelle, die per Pipeline erschlossen\n\n werden kann, ist derzeit der kaspischer Raum: Der sog.\n\n ...",
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"content": "- 14 -\n\n Südliche Gaskorridor umfasst diejenigen Projekte, die in der\n Kaspischen Region oder dem Mittleren Osten ihren Ursprung haben,\n egal ob der Gastransit über weite Strecken auf türkischem\n Territorium verlaufen soll. Als Lieferländer kommen dabei\n Aserbaidschan, Turkmenistan, Nordirak und perspektivisch auch der\n Iran in Betracht. Die Ressourcen in diesen Ländern sind zum Teil\n erheblich.\n\n Mit Aserbeidschan gibt es bereits den ersten Liefervertrag, nachdem\n das Konsortium des Gasfeldes-Shah Deniz 2 den Zuschlag an das\n Pipelineprojekt „Transadriatische Gaspipeline“ (TAP) gegeben hat.\n Das Gasfeld Shah Deniz 2 hat ein jährliches Fördervolumen von 16 Mrd. Kubikmetern, von\n denen 6 Mrd. in die Türkei und 10 Mrd. über die Transadriatische Gaspipeline TAP nach Italien\n fließen sollen.\n\n\n\n\n[Flüssiggas]\n\n Flüssiggas kann und sollte perspektivisch auch in Deutschland\n eine wichtige Rolle bei der weiteren Diversifizierung der\n Bezugsquellen spielen, da über LNG neue Versorgungsräume\n erschlossen werden können, die über Pipelines nicht zugänglich\n sind.\n\n In den kommenden Jahren werden auch einige neue LNG-\n Anbieter erwartet, so dass sich das Angebot auf dem Weltmarkt\n erhöhen dürfte. Derzeit stehen ja noch keine ausreichenden Mengen\n auf dem Weltmarkt zur Verfügung. Dazu wird die IEA dann sicherlich\n einiges ausführen\n\n Eine LNG-Strategie bedarf allerdings eines vertraglichen\n Vorlaufs von mehreren Jahren, da LNG-Bezüge in der Regel auf\n der Grundlage langfristiger Verträge mit fixierten Lieferpunkten\n\n ...",
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"number": 15,
"content": "- 15 -\n\n vereinbart werden. Entsprechende Terminalkapazitäten müssen\n vorhanden sind. Deutsche Unternehmen sind dabei Möglichkeiten zu\n eruieren, Problem ist hierbei allerdings die bisher fehlende\n Wettbewerbsfähigkeit von LNG auf dem deutschen Markt.\n\n Deutschland ist physisch gut mit den belgischen und\n niederländischen LNG-Terminals verbunden. Belgien und die\n Niederlande benötigen aber in der Zukunft wegen den ausbleibenden\n niederländischen Fördermengen vermehrt selbst LNG-Importe, so\n dass selbst bei Ausbauplänen für die Terminals in Zebrügge\n (Kapazität 9 Mrd. Kubikmeter/a) und Rotterdam (Kapazität 12 Mrd.\n Kubikmeter, Ausbau auf 16 Mrd. möglich) der zusätzliche deutsche\n Importbedarf wohl nicht komplett nicht gedeckt werden könnte.\n\n Als potenziale Lieferländer für LNG in Deutschland sehen wir alle\n Produzenten auf dem Weltmarkt, also Nordamerika, Katar, Australien\n und afrikanische Produzenten wie Mozambique.\nDaraus ergibt sich folgendes Ergebnis auf die Eingangsfrage,\ninwiefern Importabhängigkeiten gesenkt werden können:\n\n Kurzfristig lässt sich an den Lieferstrukturen kaum etwas ändern.\n\n Auch kann die heimische Produktion auf absehbare Zeit kaum zu\n einer Senkung der Importabhängigkeit beitragen.\n\n Die Abhängigkeit kann zwar verringert werden, allerdings gibt es\n keine schnellen oder billigen Lösungen.\n\n Im Ergebnis müssten hierfür wohl erhebliche Investitionen in\n Gaspipelines bzw. deren Flussumkehr zum Transport von Erdgas\n von Süd nach Nord getätigt werden sowie in Gasifizierungsterminals\n\n\n\n ...",
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"number": 16,
"content": "- 16 -\n\n in den Gasproduktionsländern. All dies bedarf eines entsprechenden\n zeitlichen Vorlaufs.\n\n Das Ganze ist dann in einem gesamteuropäischen Kontext zu sehen,\n denn eine stärkere Diversifizierungsstrategie wird auch von anderen\n EU-MS verfolgt werden.\n\n Mittel- bis langfristig sind Pipelinegas aus dem kaspischen Raum und\n LNG die derzeit vielversprechendste Möglichkeit als Ersatz für\n niederländisches (und deutsches) Gas. Flexibilitäten gibt es auch aus\n Norwegen.\n\n Will man eine weitere Senkung der Importabhängigkeit von Russland\n ginge dies ebenfalls in erster Linie über LNG und kaspisches\n Pipelinegas.\n\n Der Importbedarf insbes. aus Russland wird aber auf absehbare Zeit\n weiter ein wesentliches Strukturmerkmal des deutschen wie des\n europäischen Gasmarktes bleiben.\n\nIV. SACHSTAND zu möglichen LNG-Importen in die EU:\n\nSiehe Vermerk von IIIC3 ) über Möglichkeit von LNG-Importen nach\nEuropa (noch einmal in der Anlage)",
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