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6. November 2019
In Deutschland bleibt Erdgas durch die politisch veranlassten Ausstiege aus der Kernenergie, Stein- und Braunkohle die letzte Säule der konventionellen Stromerzeugung. Da die heimische Politik bis 2050 Klimaneutralität anstrebt, ist Erdgas für Deutschland nicht mehr, aber auch nicht weniger als eine Übergangsenergie. Die Gewichtung der energiepolitischen Ziele spricht für die Fertigstellung und Inbetriebnahme von Nord Stream II. Die Versorgungssicherheit wird durch Nord Stream II erhöht und Pipelinegas, wie das von Nord Stream II, hat im Vergleich zu LNG-Anlieferungen per Saldo gewisse Umweltvorteile. [mehr]
Microsoft Word - 20191106_Übergangsenergie Erdgas_SA.docx Deutschland-Monitor   Erdgas mittelfristig wichtiger. In Deutschland bleibt Erdgas durch die politisch veranlassten Ausstiege aus der Kernenergie, Stein- und Braunkohle die letzte Säule der konventionellen Stromerzeugung. Da die heimische Politik bis 2050 Klimaneutralität anstrebt, ist Erdgas für Deutschland nicht mehr, aber auch nicht weniger als eine Übergangsenergie. Russland war 2018 Deutschlands quantitativ wichtigstes Lieferland für Erdgas, aber auch Rohöl und Steinkohle . Als potenzieller Gaslieferant kamen in jüngster Zeit die USA durch den Aufbau einer leistungsfähigen Gasexportinfrastruktur hinzu. Die USA und einige europäische Länder stört der Bau von Nord Stream II. Die deutsche Politik steht zu dem Projekt. Der Ausgang der US-Interven- tionen ist noch offen. Die Gewichtung der energiepolitischen Ziele spricht für die Fertigstellung und In- betriebnahme von Nord Stream II : Die Versorgungssicherheit wird durch Nord Stream II nicht bedroht, sondern tatsächlich erhöht. Russland ist seit mehr als 40 Jahren ein zuverlässiger Gaslieferant für Westeuropa. Mit Nord Stream II entsteht eine zusätzliche Infrastruktur. Damit werden die verfügbaren Transport- kapazitäten erhöht und diversifiziert. Russlands Eigeninteresse an unterbre- chungsfreien Lieferungen nach Westeuropa steigt infolge der hohen Investiti- onskosten und neuen Möglichkeiten von Nord Stream II weiter. Gasbefeuerte Kraftwerke können die durch Kernenergie- und Kohleausstieg sin- kende Stabilität im deutschen Stromnetz flexibel kompensieren. Erdgas hat ge- genüber Elektrizität – auch grünem Strom – den Vorteil, dass auch größere Vo- lumina speicherbar sind. Da Nord Stream II weniger Transitländer für den Gas- transport erfordert, werden künftige Gaslieferungen noch sicherer als bisher. Nord Stream II gefährdet keineswegs die Bezahlbarkeit von Erdgas in Deutsch- land und Europa. Der Marktmacht Russlands wirken zwei Megatrends entge- gen: Erstens steigt dank der Gasmarktliberalisierung in Europa der Wettbewerb. Zweitens sorgen die hohen weltweiten LNG-Investitionen für zusammenwach- sende Regionalmärkte in Europa, Asien, Australien und Amerika. Bei ausrei- chend hohen Preisdifferenzen gleichen LNG-Lieferungen die Märkte an. Über- höhte Preise kann kein Gasexporteur mehr durchsetzen, auch nicht Russland. Erneuerbare haben zwar gegenüber Erdgas eine günstigere Klimabilanz. Der Ausbau Erneuerbarer wie Onshore-Windanlagen stottert aber. Offshore-Wind- strom erreicht mangels Übertragungsnetzausbau nicht immer potenzielle Kun- den. Erdgas ist daher in der Übergangszeit unverzichtbar. Pipelinegas, wie das von Nord Stream II, hat im Vergleich zu LNG-Anlieferungen, wie sie aus Nord- amerika kommen könnten, per Saldo gewisse Umweltvorteile. Autor Josef Auer +49 69 910-31878 josef.auer@db.com Editor Stefan Schneider Deutsche Bank AG Deutsche Bank Research Frankfurt am Main Deutschland E-Mail: marketing.dbr@db.com Fax: +49 69 910-31877 www.dbresearch.de DB Research Management Stefan Schneider 6. November 2019 Übergangsenergie Erdgas Wie sichert Deutschland die Versorgung? Übergangsenergie Erdgas: Wie sichert Deutschland die Versorgung? 2 | 6. November 2019 Deutschland-Monitor Übergangsenergie Erdgas: Wie sichert Deutschland die Versorgung? 3 | 6. November 2019 Deutschland-Monitor Kohle- und Kernenergieausstieg machen Erdgas künftig wichtiger Deutschland hat sich viele ehrgeizige Energie- und Klimaziele gesetzt. Für das Industrieland ist der beabsichtigte Ausstieg aus der Kernenergieerzeugung Ende 2022 schon eine Herausforderung. Die Situation wird zusätzlich dadurch verschärft, dass die Stromerzeugung aus Kohle bis spätestens 2038 beendet werden soll. Dies ist das Verhandlungsergebnis der von der Regierung einge- setzten Kohlekommission (sog. Kohleausstieg). 1 Auf Kernenergie, Braun- und Steinkohle basierten 2018 immerhin noch zusammen 47% der heimischen Brutto-Elektrizitätserzeugung (netto waren es 46%). Durch den nahezu gleich- zeitigen Ausstieg aus Kernenergie und Kohle verbleibt Erdgas auf absehbare Zeit als letzte Säule der konventionellen Stromgewinnung. 2 Erdgas trug 2018 13% zur Brutto-Stromerzeugung bei (netto 13,2%). 3 Das Anfang Oktober 2019 vom Kabinett beschlossene Klimaschutzgesetz bein- haltet zudem das Ziel der Treibhausgasneutralität in Deutschland bis 2050. Um dieses Ziel zu erreichen, ist u.a. eine Verteuerung fossiler Treib- und Brenn- stoffe vorgesehen, zunächst insbesondere eine systematische CO 2 -Bepreisung in den Sektoren Gebäude (Wärme) und Verkehr. Wir halten es zwar für sehr un- wahrscheinlich, dass dieses Ziel mit den heute verfügbaren und politisch akzep- tierten Technologien erreicht werden kann. Per Saldo wird jedoch deutlich, dass die Politik in Deutschland selbst für Erdgas, bei dessen Verbrennung weniger CO 2 -Emissionen entstehen als bei Stein- oder gar Braunkohle, nur wenige Jahre/Dekaden für eine Restnutzung vorsieht (zumindest wenn sich Technolo- gien zur Abtrennung und Speicherung von CO 2 (CCS) bei der Verbrennung von Erdgas nicht durchsetzen). Aufgrund der ehrgeizigen deutschen Klimapolitik ist Erdgas somit für Deutschland eine Übergangsenergie. Erdgas ist Nr. 2 im deutschen Verbrauchsmix Im letzten Jahr basierten auf Erdgas 23,4% des deutschen Primärenergiever- brauchs (PEV). Damit belegte es im Energiemix Platz 2 hinter Mineralöl (34%), aber merklich vor Braun- und Steinkohle, Kernenergie und selbst den erneuer- baren Energien. 2018 sorgten die besonders milde Witterung, höhere Energiepreise sowie eine Verbesserung der Energieeffizienz für einen Rückgang des Energieverbrauchs um 3%. 4 Der Energieverbrauch koppelte sich damit erneut von der Wirtschafts- leistung ab, denn das BIP stieg 2018 um real 1,5%.                                                              1 2032 wird geprüft, ob das Datum aufgrund der Lage und im Einvernehmen mit den Betreibern auf frühestens 2035 vorverlegt werden kann. Vom Bund bekommen die Kohleländer über 20 Jahre insgesamt EUR 40 Mrd. für den Strukturwandel. 2 Erneuerbare Energien trugen 2018 35% zur Brutto-Stromerzeugung bei. Laut CDU/CSU/SPD- Koalitionsvertrag soll der Anteil der Erneuerbaren bis 2030 bereits 65% erreichen. Angesichts stei- gender Akzeptanzprobleme z.B. bei Onshore-Wind erscheint die Zielsetzung bei derzeitigen Rah- menbedingungen gewagt. Siehe dazu z.B. Stratmann, Klaus (2019). Altmaiers Klimabilanz. Ein Lob auf die Energiewende. Handelsblatt. 6. Juni. S. 4/5. 3 Zu den Zahlenangaben in diesem und dem nachfolgenden Kapitel vgl. Schiffer, Hans-Wilhelm (2019). Deutscher Energiemarkt 2018. In: Energiewirtschaftliche Tagesfragen. Heft 3. S. 59-73. AG Energiebilanzen (2019). Auswertungstabellen zur Energiebilanz Deutschland. Daten für die Jahre 1990 bis 2018. August. 4 Zum ersten Mal seit 2014 sank der deutsche Energieverbrauch wieder und erreichte das seit 1972 niedrigste Niveau. Vgl. BMWi (2019). Die Energie der Zukunft. Zweiter Fortschrittsbericht zur Energiewende. Berichtsjahr 2017. S. 79.   11,8 12,8 22,4 13 35 5 Kernenergie Steinkohle Braunkohle Erdgas Erneuerbare Sonstige (u.a. Öl) Deutscher Strom zu 13% aus Erdgas 1 2018, in % an Bruttostromerzeugung Quelle: Deutscher Energiemarkt 2018 6,3 10,9 11,3 23,4 13,8 34 0,3 Kernenergie Steinkohle Braunkohle Erdgas Erneuerbare Mineralöl Sonstige, Außenhandel Erdgas: 23% des dt. Energieverbauchs 2 2018, in % an Primärenergieverbrauch Quelle: AG Energiebilanzen Übergangsenergie Erdgas: Wie sichert Deutschland die Versorgung? 4 | 6. November 2019 Deutschland-Monitor Alle fossilen Energieträger verzeichneten 2018 Verbrauchsrückgänge. Bei Erd- gas nahm der Verbrauch um 2,8% ab, sodass der Erdgasabsatz im Inland nur noch 927 Mrd. kWh erreichte. Hauptgrund war die milde Witterung, die zu einem geringeren Raumwärmedarf führte. Da Deutschland ein wichtiges Transitland für Erdgas ist, übertraf das Erdgasauf- kommen 2018 mit 1.834,8 Mrd. kWh inklusive der inländischen Förderung (61,6 Mrd. kWh) deutlich den heimischen Erdgasabsatz. Die Haupteinfuhrmengen von Gas kamen 2018 erneut vor allem aus Russland, Norwegen und den Niederlan- den. Werden vom Erdgasaufkommen die Ausfuhr (inkl. Transite 861,7 Mrd. kWh), der Speichersaldo (27,8 Mrd. kWh) sowie der Eigenverbrauch (18 Mrd. kWh) subtrahiert, erhält man den tatsächlichen deutschen Erdgasabsatz. Er be- trug 927 Mrd. kWh. Die drei Hauptabsatzsektoren für Erdgas waren 2018, erstens, die Privathaus- halte (inklusive der Kleinverbraucher Gewerbe- und Dienstleistungsunterneh- men). Sie verbrauchten zwar 2,4% weniger Gas als im Vorjahr, kamen aber auf einen Verbrauchsanteil von 41%. Zweitens, die Industrie, die einschließlich In- dustriekraftwerken eine um 0,1% geringere Gasmenge benötigte und für 40% des Gasabsatzes stand. Drittens, die Haus- und Heizkraftwerke der allgemeinen Versorgung, die 3,3% weniger Erdgas einsetzten; bei ihnen landeten 19% des deutschen Gasabsatzes. Gaspreise werden neuerdings auf freien Märkten gebildet Die Erdgaspreise werden heute nicht mehr durch die Langfristverträge mit den Lieferländern determiniert. Relevant sind mittlerweile die in den letzten Jahren entstandenen Gasmärkte. An speziellen Handelsdrehscheiben (sog. Hubs bzw. Virtuelle Punkte) werden die Gaspreise im Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage ermittelt. Dies hat zur Folge, dass es nicht mehr „den“ Gaspreis gibt, sondern unterschiedliche Preise existieren. Der EEX-Spotpreis für Erdgas lag 2018 bei durchschnittlich 22,92 EUR/MWh, also um 32% höher als der mittlere EEX-Spotpreis 2017 (im Durchschnitt von Gaspool, NCG und TTF: 17,35 EUR/MWh). Verantwortlich für den Preisanstieg war am Jahresanfang 2018 eine Kältewelle mit folglich geringeren Speicher- ständen im Nordwesten Europas und höheren Preisen, die erst Anfang des neuen Gaswirtschaftsjahres (1.10.2018) „nach unten“ korrigierten. Preisdämp- fend wirkten dann zudem LNG-Sättigungstendenzen (LNG = Liquified natural gas) auf dem asiatischen Markt sowie gestiegene Schiffscharterraten auf Rou- ten Richtung Asien, die in der Summe LNG-Lieferungen z.B. aus dem Nahen Osten Richtung Europa wieder interessanter machten. Auch die vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) ermittelten Einfuhrpreise für Erdgas frei deutscher Grenze stiegen 2018 und lagen im Durchschnitt bei 19,2 EUR/MWh (Oberer Heizwert, Ho). In Relation zum Durch- schnittspreis 2017 von 17,0 EUR/MWh (Ho) rangierten diese Gaspreise damit um 13% höher. Hohe Importquote und -rechnung bei Erdgas Deutschland deckte 2018 70% seines gesamten Energiebedarfs durch Einfuh- ren. Der Einfuhranteil bei Erdgas lag bei 94%, so hoch wie auch bei Steinkohle, aber niedriger als bei Mineralöl (98%). Wird Kernenergie als quasi-heimische Energiequelle eingestuft, weil die Brennstoffvorräte in Deutschland den Bedarf Verbrauch sank 2018 bei allen fossilen Energieträgern Privathaushalte verbrauchten am meisten Erdgas Erdgas 2018 merklich teurer als im Vorjahr Erdgasimportquote 94% Übergangsenergie Erdgas: Wie sichert Deutschland die Versorgung? 5 | 6. November 2019 Deutschland-Monitor der wenigen verbliebenen Jahre decken, betrug die Importquote für Energie so- gar nur 63%. Das 2018 für Deutschland quantitativ wichtigste Lieferland für Erd- gas – aber auch Rohöl und Steinkohle – war Russland. 5 Die Erdgas-Nettoimportrechnung (Einfuhren minus Ausfuhren) belief sich 2018 auf EUR 15,2 Mrd. Das waren EUR 1,5 Mrd. mehr als die Gasimportrechnung 2017 (EUR 13,7 Mrd.). Da die gesamte Energie-Nettorechnung 2018 EUR 63,2 Mrd. betrug, wurden für Erdgas 24% davon verausgabt. Die Importrechnung für Erdgas war geringer als die für Rohöl und Ölprodukte, aber höher als die für Kohle. (s. Tabelle) Der Bund erzielte 2018 durch die Erhebung von Verbrauchs- steuern auf Erdgas EUR 3,1 Mrd., also etwas weniger als im Vorjahr (EUR 3,2 Mrd.). Der Anteil von Erdgas am gesamten Energiesteueraufkommen (EUR 48,9 Mrd.) lag damit bei 6,3%. Impulse für Erdgas durch DE-Doppelausstieg In vielen europäischen Ländern wird schon seit Jahren nicht mehr in Kohlekraft- werke und/oder den Abbau von Kohle investiert. Zuletzt hat der 2015 in Paris geschlossene Klimaschutzvertrag viele europäische Länder und Unternehmen veranlasst, Kohleausstiegspläne zu entwerfen. Was Deutschland bis 2038 reali- sieren möchte, wollen andere Länder bereits früher schaffen. Dabei spielen auch die besonderen Braunkohlevorkommen in Deutschland eine Rolle. Weitere größere Abbaugebiete dieses Energieträgers finden sich nämlich in Europa nur in Polen, der Tschechischen Republik und Südosteuropa. Der Kohleausstieg zieht sich in Deutschland auch wegen dieser lokalen Vorkommen länger hin als in anderen europäischen Ländern. Schon 2021/22 sollen in Frankreich und Schweden keine Kohlekraftwerke mehr betrieben werden. Bis 2025 streben das Vereinigte Königreich, Irland, Italien und Österreich das Ende ihrer mit Kohle befeuerten Kraftwerke an. Finnland und die Niederlande planen deren Ende bis 2029 und Dänemark und Portugal 2030. Zusammen mit dem deutschen Kohleausstieg ist nach 2038 etwa die Hälfte der europäischen Kohleflotte vom Netz. Schwerpunktgebiete für den Koh- leausstieg sind der Norden, der Westen und die Mitte Europas. Deutschland nimmt eine EU-Sonderrolle ein, da es überdies auch die Kernener- gieerzeugung rasch beendet. Der Doppelausstieg ist eine Extrembelastung für alle Involvierten, von den Stromerzeugern bis hin zu den Nutzern. Durch das schnelle Kohleende in vielen EU-Ländern steigt der Bedarf von Elektrizität aus anderen Quellen. Es zeichnet sich damit ab, dass der europäische Gaskraft- werkspark in der kommenden Dekade intensiver genutzt werden muss als bis- her. Als Folge der sich anbahnenden Mehrnachfrage wird gelegentlich auch über Neubauten von Gaskraftwerken nachgedacht. 6 Es ist allerdings fraglich, ob diese wirtschaftlich sinnvoll sein können. Da der Planungs- bzw. Betriebshorizont für neue Gaskraftwerke bei zumindest 20 Jahren liegt, stellen sich Fragen bezüglich deren künftiger Wirtschaftlichkeit. Europaweit macht der Kohleausstieg vieler Länder bis Ende der kommenden Dekade Gaskraftwerke zunächst noch interessanter als heute, zumal sogar mit einem steigenden Strombedarf zu rechnen ist. Dabei spielt auch eine Rolle,                                                              5 In der Dekade von 2007 bis 2017 sank der Anteil der inländischen Gasförderung am Erdgasauf- kommen in Deutschland von 15% auf 5%, wohingegen der Importanteil von 85% auf 95% zulegte. Vgl. BDEW. Erdgasbezugsquellen. Stand 2/2018. Im Jahr 2017 verteilten sich die Erdgasbezugs- quellen zu 51,1% auf Russland, 27,1% auf Norwegen, 21,3% auf die Niederlande und die übrigen Länder 0,4%. Vgl. Statista (2019). Verteilung der Erdgasbezugsquellen Deutschlands im Jahr 2017. 6 Vgl. z.B. Trüby, Johannes (2019). Opportunities and constraints for gas in the European coal phase out. S. 4/5. Deutsche Energie-Importrechnung 2018 gestiegen 3 Einfuhr - Ausfuhr in Mrd. Euro 2017 2018 Rohöl u. Ölprodukte 37,5 45,2 Erdgas 13,7 15,2 Kohle 5,2 4,6 Uran 0,2 0,0 Elektrizität -1,8 -1,8 Insgesamt 54,8 63,2 Quelle: Deutscher Energiemarkt 2018 Klimaschutz veranlasst viele europäi- sche Länder zum Kohleausstieg Doppelausstieg Deutschlands in Europa ist einmalig Übergangsenergie Erdgas: Wie sichert Deutschland die Versorgung? 6 | 6. November 2019 Deutschland-Monitor dass bis 2030 zwar mit höheren CO 2 -Preisen zu rechnen ist, diese Belastungen Gaskraftwerke aber wahrscheinlich noch nicht völlig unwirtschaftlich machen, sondern deren Wettbewerbsfähigkeit gegenüber den verbleibenden Kohlekraft- werken sogar erhöht. Deshalb dürfte die Rendite bestehender Anlagen bis 2030 in Europa/Deutschland tendenziell eher steigen. Kritischer dürfte die Dekade bis 2040 ausfallen. Insbesondere die – basierend auf den politischen Klimazielen – zu erwartende stetige Verknappung von Emis- sionsrechten führt zu weiter steigenden Kosten. Deren Weitergabe an die Kun- den wird dann erschwert, wenn die Erzeugungskosten alternativer Energien dank Massenproduktionsvorteilen und weiter möglichem technischen Fortschritt (z.B. rund um Wind- und Sonnenenergie) künftig weiter sinken, was grundsätz- lich zu erwarten ist. Bezüglich der reinen Grenzkosten in der Stromerzeugung haben diese wetterabhängigen Erneuerbaren ohnehin einen unschlagbaren Vorteil gegenüber konventionellen Kraftwerken, da sie zu Grenzkosten nahe null betrieben werden (keine Kosten für den Wind bzw. die Sonneneinstrah- lung). Einen Vorteil von Gaskraftwerken werden erneuerbare Energien wie Windkraft und Fotovoltaik auf absehbare Zeit aber nicht kompensieren können: die Regel- barkeit in Abhängigkeit von der Stromnachfrage. Da leistungsfähige und kosten- günstige Stromspeicher im großindustriellen Maßstab noch nicht in Sicht sind, können temporär auftretende überschüssige Strommengen aus Erneuerbaren nur unzureichend gespeichert werden. Deshalb bleiben Erdgas wegen seiner Speicherbarkeit und Gaskraftwerke wegen ihrer Regelbarkeit trotz zu erwarten- der Fortschritte bei den Erneuerbaren attraktiv. Unter dem Strich profitiert Erdgas in der Stromerzeugung vom Ausstieg aus der Kohleverstromung bzw. von der höheren CO 2 -Intensität der Kohle. Gleichzeitig gerät Erdgas durch den Zubau von Erneuerbaren sowie deren niedrige Grenz- kosten und noch geringere CO 2 -Intensität unter Druck. Dadurch sank in den letzten Jahren die Auslastung von Gaskraftwerken in Deutschland zeitweise be- reits recht kräftig. Solange aber großindustrielle Speichertechnologien noch nicht verfügbar bzw. wirtschaftlich und andere konventionelle Energieträger poli- tisch nicht erwünscht sind, bleiben Gaskraftwerke für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit die erste Wahl und vorerst unverzichtbar. Glaubwürdigkeit der Klimapolitik und technischer Fortschritt als Unsicherheitsfaktoren Ein Risiko/eine Herausforderung bleibt natürlich der Fortgang der Klimadebatte. Jede Zusatzbelastung mindert die Rentabilität der Gaskraftwerke gegenüber den Erneuerbaren. Und letztlich machen die ehrgeizigen Klimaziele für 2050 und damit absehbar steigenden CO 2 -Kosten selbst emissionsschwache Gas- kraftwerke zu Auslaufmodellen. Zutreffend ist jedoch auch, dass Deutschland und andere Länder ihre politischen Klimaziele in der Vergangenheit regelmäßig verfehlt haben. Die Glaubwürdigkeit der Klimapolitik ist daher sehr relevant für die wirtschaftlichen Perspektiven (nicht nur) von Gaskraftwerken. Unsicherheit resultiert auch aus dem technischen Fortschritt bei Energieträgern, die heute noch nicht ausreichend oder abschließend erforscht sind, sowie bei Speicher- technologien. Wenn die EU bis 2050 per Saldo jedoch keine klimaschädlichen Gase mehr ver- ursachen möchte, müssten klimabelastende Emissionen kompensiert werden. Denkbare Gegenmaßnahmen wären z.B. Investitionen in unterirdische Speicher (die in Deutschland bislang politisch abgelehnt werden) oder Aufforstungen (bei denen es in Deutschland räumliche Restriktionen gibt). Die Frage, mit welchen Technologien Klimaneutralität erreicht werden soll, bleibt also unbeantwortet. Gaskraftwerke werden bis 2030 inte- ressanter, … … danach starker Gegenwind durch steigende Klimakosten Speicher- und Regelbarkeit bleiben Positivfaktoren gegenüber vielen erneuerbaren Energien Gaskraftwerke sind in den nächsten Jahren unverzichtbar Klimapolitik birgt Risiken für bestehende Gaskraftwerke Übergangsenergie Erdgas: Wie sichert Deutschland die Versorgung? 7 | 6. November 2019 Deutschland-Monitor Preisbildung im Stromsektor wichtig für Wirtschaftlichkeit von Gas- kraftwerken Für die Wirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken wird in den kommenden Jahren nicht zuletzt die Preisbildung im Stromsektor entscheidend sein. Sollte die Be- reitstellung gesicherter Kapazität entlohnt werden (Kapazitätsmärkte), würde die Investitionssicherheit steigen. Ungewiss ist jedoch, ob die zu erwartenden kurz- fristigen, aber kaum planbaren Preisspitzen im Stromsektor ausreichen werden, um Investitionen in Gaskraftwerke anzustoßen bzw. um bestehende Kraftwerke bei nur geringer Auslastung rentabel zu betreiben. Pro/Contra Nord Stream II Perspektivisch sinkt in Deutschland die Inlandsgewinnung von Erdgas (2018 6% des Gesamtbedarfs) mangels wettbewerbsfähiger Reserven weiter. Zudem ver- lieren die Niederlande als Lieferland von Erdgas aus eigenen Quellen an Be- deutung, da ihre Vorkommen allmählich zur Neige gehen. 7 Norwegen könnte mehr anliefern, steht allerdings in Konkurrenz zu anderen Exportländern und deren Preisen. In den letzten Jahren zeigte sich Russland an größeren Liefer- mengen interessiert. Dies belegen auch seine Nord Stream-Aktivitäten. Erst in jüngster Zeit kamen die USA als Gasexporteur hinzu. Noch in den 1990er Jahren baute das Land eine leistungsfähige Gasimportinfrastruktur auf, um die absehbar steigende inländische Gasnachfrage mit Mengen auch aus dem fernen Ausland befriedigen zu können. Mit der Entwicklung unkonventio- neller Gas- und Ölfördermethoden („Shale Revolution“), die von amerikanischen Unternehmen vorangetrieben wurde, kam es zu einer grundlegenden Neuein- schätzung mit Vorzeichenänderung: Aufgrund der dank der neuen Technologien stark gestiegenen inländischen Schiefergasförderung sind die USA nicht länger ein Netto-Importeur von Gas, sondern an künftig größeren Gasexporten interes- siert. Zu diesem Zweck wurde in den letzten Jahren massiv in eine leistungsfä- hige US-Gasexportinfrastruktur investiert, die mittlerweile bereitsteht und weiter wächst. 8 Heute haben steigende Exportmengen den positiven Nebeneffekt für die USA, dass der reichlich versorgte Inlandsmarkt entlastet wird. Die auch unter der ak- tuellen Regierung günstigen Shale-Investitionsbedingungen haben zu einer üp- pigen Marktversorgung zu sehr niedrigen Gaspreisen geführt. 9 Diese erfreuen                                                              7 Als bisheriges Enddatum für die Erdgasförderung in den Niederlanden galt 2030. Neuerdings soll laut Wirtschaftsminister Eric Wiebe bereits Mitte 2022 kein Gas mehr gefördert werden, da jüngste Beben Umwelt und Menschen schädigten. Vgl. Kirchner, Thomas (2019). Runter vom Gas. Die Niederlande fördern überraschend schnell kein Erdgas mehr. Süddeutsche Zeitung. 12. September. 8 Durch den Bau neuer LNG-Terminals u.a. in Texas und Louisiana verdoppeln die USA ihre Ex- portmöglichkeiten von 2018–2020. Als Langfristabnehmer gelten die polnische PGNiG sowie Shell, Edison, BP, Galp und Repsol, sodass größere Exportmengen Richtung Europa gehen soll- ten. Voraussetzung ist immer, dass das US-LNG-Gas trotz Verflüssigung, Transport und Regasi- fizierung wettbewerbsfähig bleibt gegenüber dem leitungsgebundenen Gas in Europa. Alterna- tiv/ergänzend könnte amerikanisches LNG auch zu einem Mittel zur Entschärfung des USA/China-Handelskonflikts werden: Zum einen hätten für China größere US-LNG-Importe den Vorteil geringerer Energiekosten als bisher (gerechnet wird mit fast USD 2 Mrd. pro Jahr). Zum anderen könnte das US-Handelsdefizit gegenüber China pro Jahr um USD 17 Mrd. sinken. Soll- ten sich Chinas US-LNG-Importe von heute 5% auf 25% 2025 erhöhen, würde dies freilich preis- treibende Effekte haben. Dies wiederum könnte Europas LNG-Importe dämpfen. Zu weiteren De- tails vgl. Entwicklung und Auswirkungen amerikanischer LNG-Terminals. GVS-Gasmarkt- Telegramm. 6/2019. S. 6–8. 9 So betrug der US-Erdgaspreis der Sorte Henry Hub am 5. August 2019 nur noch USD 2,07 pro Million Btu. Das war ein Dreijahrestief. Kapazitätsmärkte wären vorteilhaft für Gaskraftwerke Russland würde gern mehr Gas liefern Auch die USA möchten mehr Erdgas nach Europa liefern Übergangsenergie Erdgas: Wie sichert Deutschland die Versorgung? 8 | 6. November 2019 Deutschland-Monitor zwar die Verbraucher, sind für Investoren aber eine Herausforderung. 10 Die ak- tuelle US-Regierung trägt dem in ihrer Nord Stream-Argumentation Rechnung. Tatsächlich würde weniger russisches Gas in Europa die Chancen anderer Gasanbieter – auch aus den USA – tendenziell verbessern. Deutschland hat als Nettoimporteur von Gas andere Interessen als die Gasan- bieter, was Preise und Mengen betrifft. Letztlich ist Nord Stream II aus deut- scher Sicht zweckmäßig, wenn es einen positiven Beitrag zu den energiepoliti- schen Zielen liefern kann. Ob sich das Projekt auch einzelwirtschaftlich für die beteiligten Investoren rechnet, ist eine andere Frage. Für Deutschland ist Nord Stream II nur eine Möglichkeit, um die auch in den kommenden Jahren erwartete hohe Gasnachfrage zu befriedigen. Dem trägt auch die deutsche Politik Rechnung. Am 7. Juni 2019 stimmte die Mehrheit des Bundestags (inklusive der Grünen) für den Bau neuer LNG-Terminals an der Nordsee. Damit kann die Bundesregierung den Bau solcher Terminals fördern bzw. subventionieren. 11 Als potenzielle Lieferländer gelten neben den USA nicht zuletzt Katar, Oman und Norwegen. Damit konkurriert das US-LNG nicht nur mit den Pipeline-Anbietern, sondern auch mit den anderen LNG-Lieferländern. Ganz generell dürfte der zu erwartende intensive Wettbewerb der Anbieter ei- nem Gaspreisanstieg entgegenwirken bzw. marktbeherrschende Tendenzen auf der Anbieterseite verhindern. Bedroht Nord Stream II die Versorgungssicherheit? Gegen Nord Stream II stellen sich eine Reihe ganz unterschiedlicher Länder. Für die Ukraine, das bisherige Haupttransitland russischer Gaslieferungen nach Europa, ist die Ablehnung verständlich, denn zusätzliche alternative Transport- routen bedeuten mehr Konkurrenz und den Verlust bisheriger Einnahmen. Ähn- lich sieht es für andere wichtige osteuropäische Transitländer wie Polen und die Slowakei sowie die baltischen Staaten aus. Es drohen geringere Lieferungen für das eigene Land, Einnahmenverluste für weniger Transporte sowie, ganz gene- rell, eine Minderung der Versorgungssicherheit. Neben den Transitländern votieren vor allem die USA gegen Nord Stream II. Nach US-Ansicht macht sich Europa durch Nord Stream II zum einen zu sehr von russischen Erdgaslieferungen abhängig und gefährdet damit seine Versor- gungssicherheit. Zum anderen, so die US-Regierung (und insbesondere der amtierende US-Präsident), gäbe es als Alternative auch amerikanisches Flüs- siggas. Nicht zuletzt die unüberhörbaren US-Interventionen haben dazu geführt, dass in Brunsbüttel (Schleswig-Holstein) ein Flüssiggasterminal gebaut werden soll, dass auch Flüssiggasimporte aus den USA ermöglichen wird. Einen Stopp für Nord Stream II haben aber weder die europäischen noch die amerikanischen Gegner bewirkt. Noch bis Mitte 2019 wurde eine Verzögerung der Fertigstellung von Nord Stream II bis Mitte 2020 erwartet. Hauptgrund waren die ausbleibenden Bauge- nehmigungen Dänemarks, die sich über zwei Jahre ohne Ergebnis hinzogen. 12 Das hat sich aber am 30. Oktober 2019 durch die Genehmigung Dänemarks ge- ändert. Jetzt darf ein alternativer 147 Kilometer langer Teil der Doppelröhre auf dem dänischen Kontinentalsockel südöstlich von Bornholm durch die Ostsee                                                              10 Wir rechnen 2019 bis 2021 mit US-Gaspreisen zwischen USD 2,51 und 2,60 pro Million Btu nach 2018 noch 3,07 USD. Und selbst 2025 dürften im Schnitt nicht mehr als USD 3,44 möglich sein. Vgl. Deutsche Bank (2019). Iron ore to remain the outlier. Commodities Quarterly. 9 July. S. 7. 11 Pro LNG-Terminal sollen bis zu EUR 850 Mio. investiert werden. Vgl. Entwicklung und Auswir- kungen amerikanischer LNG-Terminals. GVS-Gasmarkt-Telegramm. 6/2019. S. 8. 12 Siehe z.B. Ballin, André (2019). Nord Stream 2 wird sich noch bis Mitte 2020 verzögern. Handels- blatt. 17. Mai. Nettoimporteur Deutschland und Investoren haben unterschiedliche Interessen US-LNG hat viele Konkurrenten Bisherige Transitländer sehen Nord Stream II kritisch USA sind gegen Nord Stream II Übergangsenergie Erdgas: Wie sichert Deutschland die Versorgung? 9 | 6. November 2019 Deutschland-Monitor gebaut werden. 13 Nach Alexej Miller, Chef von Gazprom und damit des Mehr- heitsaktionärs der Nord Stream AG, könnte die neue Streckenführung eine In- betriebnahme von Nord Stream II doch bis Ende 2019 und nicht erst Mitte 2020 ermöglichen. 14 Marktexperten wie die Gasversorgung Süddeutschland rechnen dagegen nach wie vor damit, dass Nord Stream II gegen „Ende 2019 noch nicht betriebsfertig“ sein dürfte. 15 EU/Gazprom-Disput kann verzögern, aber nicht aufhalten Nach dem Willen einiger EU-Mitglieder soll die neue EU-Gasrichtlinie auch auf Gaspipelines in und aus Drittländern ausgeweitet werden. Geplant ist, dass Er- zeugung und Vertrieb nicht mehr einer Hand entstammen. Überdies sollen min- destens 10% der Pipeline-Kapazität Dritten zugänglich gemacht werden. 16 Bei Nord Stream II steht Gazprom aber für die Förderung und die Erzeugung. Die Betreiber von Nord Stream II haben im Juli 2019 Beschwerde beim Gericht der Europäischen Union (EuG) gegen die EU eingereicht. Das Gericht solle die Än- derung der neuen EU-Gasrichtlinie aufgrund „eines Verstoßes gegen die EU- Rechtsgrundsätze der Gleichbehandlung und der Verhältnismäßigkeit“ für nich- tig erklären. 17 Die nun noch ausstehende Entscheidung kann die Fertigstellung von Nord Stream II Zeit kosten, sie bedeutet aber nicht ihr Ende. Gazprom gehört die Pipeline zwar vollständig. An der Finanzierung mit jeweils knapp EUR 1 Mrd. sind aber auch die Konzerne Uniper, Wintershall (beide Deutschland), Shell (Großbritannien), Engie (Frankreich) und OMV (Österreich) beteiligt. Ein außenpolitischer Ausschuss des US-Senats beriet bereits über Sanktionen gegen Einzelpersonen und Unternehmen, „die Schiffe für den Bau von Nord Stream II verkaufen oder leasen sowie finanzielle und technische Un- terstützung oder Versicherung für diese Schiffe leisten“. 18 Bis dato sieht die Bundesregierung jedoch keine Notwendigkeit für die Erstellung eines Aktions- plans gegen mögliche US-Sanktionen, da für das Projekt derzeit noch keine Ge- fährdung bestehe. 19                                                                13 Siehe z.B. Dänen geben Nord Stream 2 grünes Licht. (2019). Handelsblatt. 31. Oktober. S. 19. 14 Vgl. Mühlbauer, Peter (2019). Nord Stream 2 macht Umweg, um rechtzeitig anzukommen. Telepolis. 1. Juli. 15 Vgl. Energiemärkte. GVS-Gasmarkt-Telegramm. 9/2019. S. 7. So auch Mihm, Andreas (2019). Das Tauziehen um Nord Stream 2 ist zu Ende. Frankfurter Allgemeine Zeitung. 31. Oktober. S. 15. 16 Vgl. Nord Stream 2 challenges EU´s new gas rules in General Court (2019). NS Energy Busi- ness. July 29. 17 Vgl. Nord Stream klagt gegen EU (2019). Börsen-Zeitung. 27. Juli. S. 7. 18 Vgl. Neue Konflikte um Gaspipeline Nord Stream 2 (2019). Börsen-Zeitung. 30. Juli. S. 8. 19 Vgl. Neue Konflikte um Gaspipeline Nord Stream 2 (2019). Börsen-Zeitung. 30. Juli. S. 8. Dänemark genehmigt wichtiges Teilstück Einige EU-Länder für Trennung von Gaserzeugung und -vertrieb US-Sanktionen gegenüber beteiligten Unternehmen? Übergangsenergie Erdgas: Wie sichert Deutschland die Versorgung? 10 | 6. November 2019 Deutschland-Monitor Tatsächlich erhöht Nord Stream II die Versorgungssicherheit Das energiepolitische Ziel der Versorgungssicherheit ist für Deutschland und auch die EU hinsichtlich fossiler Energieträger wegen der relativ hohen Aus- landsabhängigkeit überaus bedeutsam. Das gilt insbesondere für Erdgas und teilweise auch Erdöl. Da es weltweit reichliche Steinkohlevorkommen in vielen unterschiedlichen Lieferländern gibt, herrscht trotz hoher Importquote Versor- gungssicherheit. Ähnlich wie in Deutschland (s. vorn „Hohe Importquote“) ist auch in der EU der Anteil der Nettoimporte am gesamten Bruttoinlandsverbrauch bei Rohöl mit 89% sogar noch höher als bei Erdgas (75%). Wie in Deutschland ist Russland auch für die EU das wichtigste Lieferland mit einem Nettoimportanteil bei Öl von knapp einem Drittel und von fast der Hälfte bei Erdgas. 20 Während aber der Weltölmarkt und seine Infrastruktur weit entwickelt sind, gilt dies für den relativ jungen internationalen Gasmarkt so noch nicht. Aufgrund seiner Flexibilitätsvor- teile im Transport ist die Versorgungslage bei Öl trotz gelegentlicher OPEC- Interventionen als ausreichend gegeben anzusehen. Dies gilt für den noch recht jungen Gasmarkt mit seinen neueren Innovationen – wie Shale-, LNG- und Transporttechnologien – noch nicht in gleichem Maße. Nord Stream II erhöht rein quantitativ die Sicherheit der Gasversorgung, da sie die verfügbaren Transportkapazitäten erhöht und weiter diversifiziert. Zudem verkürzt sie den bisherigen Transportweg. Auch die Transportverluste dürften in Relation zu den älteren Routen geringer ausfallen. Überdies ist das unrechtmä- ßige „Anzapfen“ der Unterwasserpipeline technisch ungleich schwerer als bei traditionellen Überlandleitungen. Unter sonst gleichen Bedingungen ist die zu- sätzliche Transportleitung insofern positiv zu bewerten. Insbesondere in Deutschland, das künftig auf Kernenergie- und Kohlestrom ver- zichtet und auf erneuerbar erzeugten Strom setzt, kann Erdgas als Über- gangsenergie dienen und damit einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicher- heit leisten. Wir hatten bereits ausgeführt, dass gasbefeuerte Kraftwerke in der Lage sind, die durch Kernenergie- und Kohleausstieg sinkende Stabilität im deutschen Stromnetz sehr flexibel zu kompensieren. Überdies hat Erdgas, wie bereits erwähnt, gegenüber der Sekundärenergie Elektrizität den Vorteil, dass auch größere Volumina speicherbar sind. Mit über 24 Mrd. Kubikmetern verfügt Deutschland über die größten Erdgasspeicherkapazitäten der EU. Der Netzent- wicklungsplan Gas der Fernleitungsnetzbetreiber (NEP Gas) ermöglicht den be- darfsgerechten weiteren Ausbau der heimischen Gasinfrastruktur. Der NEP Gas 2016–2026 sorgt für einen Leitungsneubau von 823 km bis 2026, was wiederum rund EUR 4 Mrd. kostet. Laut BMWi „bieten das weit verzweigte Erdgasnetz, die liquiden Handelsmärkte, das große Speichervolumen und das diversifizierte Portfolio an Lieferländern und Importinfrastrukturen den deutschen Gasverbrau- chern ein sehr hohes Niveau an Versorgungssicherheit. Hinzu kommt der gute technische Zustand der Erdgasinfrastruktur“. 21 Dieser Analyse stimmen wir zu.                                                                20 Vgl. BMWi (2019). Die Energie der Zukunft. Zweiter Fortschrittsbericht zur Energiewende. Be- richtsjahr 2017. 6. Juni. S. 29. 21 Vgl. BMWi (2018). Die Energie der Zukunft. Sechster Monitoring-Bericht zur Energiewende. Be- richtsjahr 2016. 6. Juni. S. 109. In der EU dient die novellierte Gassicherungs-Verordnung 2017/1938 der Sicherstellung einer unterbrechungsfreien Gasversorgung der geschützten Kun- den. Wert gelegt wird dabei insbesondere auf die regionale Zusammenarbeit bei der Krisenvor- sorge und eine solidarische Unterstützung zur Bewältigung von Gasversorgungskrisen; vgl. BMWi (2018), S. 109. Auch in der EU hohe Importquoten Russland auch für EU wichtiges Öl- und Gaslieferland Zusätzliche Nord Stream II- Transportmöglichkeiten sind positiv zu beurteilen Für Deutschland bleibt Erdgas besonders wichtig Übergangsenergie Erdgas: Wie sichert Deutschland die Versorgung? 11 | 6. November 2019 Deutschland-Monitor Drohen mit Nord Stream II künftig Lieferunterbrechungen? Gelegentlich argumentieren Projektgegner, dass Russland mit Fertigstellung von Nord Stream II noch mehr in die Lage versetzt wird, künftig aus politischen Gründen Lieferunterbrechungen vorzunehmen. Diese Argumentation überzeugt unseres Erachtens aber nicht. Tatsächlich zeigt ein Blick auf die Historie, dass Russland mittlerweile seit mehr als 40 Jahren verlässlich Gas nach Westeuropa liefert. Und was noch wichtiger ist, es kam nie zu politisch motivierten Lieferun- terbrechungen. Das ist bedeutsam, weil es auch die vielen Jahre des Eisernen Vorhangs einschließt, in denen es gelegentlich ähnlich abgekühlte Wirtschafts- beziehungen gab wie derzeit im Lichte des EU/USA-Russland-Konflikts rund um die russische Annexion der Krim. Da der Gastransport über Nord Stream II we- niger Transitländer als bisher betrifft, sind künftige Gaslieferungen also noch si- cherer als in den letzten Jahren. Gefährdet Nord Stream II die Bezahlbarkeit? Nord Stream II erhöht grundsätzlich die mengenmäßigen Exportmöglichkeiten Russlands. Für die Entwicklung der Gaslieferpreise sind jedoch mehrere gegen- läufige Trends zu berücksichtigen: Positiv für den Gaslieferanten Russland ist zum einen zwar, dass Nord Stream II Kosteneinsparungen im Gastransport und damit tendenziell steigende Margen ermöglicht. Zum anderen sind allerdings auch gegenläufige Entwicklungen wirksam, die die Marktmacht Russlands spürbar einschränken. Diese wird durch zwei Mega- trends im globalen Gasgeschäft ausgehöhlt. Erstens führt die europäische Gas- marktliberalisierung zu mehr Wettbewerb. Zweitens sorgen neue Investitionen im Bereich LNG zu immer mehr zusammenwachsenden Regionalmärkten in Eu- ropa, Asien, Australien und Amerika. Es zeigt sich, dass bei ausreichend hohen Preisdifferenzen LNG-Lieferungen die Märkte angleichen. Eine nicht marktadä- quate Preissetzung durch einen Gasexporteur – auch nicht Russland – ist damit heute nicht mehr möglich. Die neue Relevanz der Marktpreise birgt Risiken für Gasinvestoren, auch im Fall von Nord Stream II. Tritt in der neuen globalen Gaswelt ein Überangebot an Gas auf, das den Grenzpreis und damit auch die Marktpreise für Gas drama- tisch senkt, zählen die Nord Stream II-Investoren zu den Hauptbetroffenen. So gesehen tragen heutige Gasinvestoren ein ungleich größeres Risiko als in der alten Gaszeit der auskömmlichen Langfristverträge. Im Gegensatz zu früher, als Pipelines grundsätzlich eine gegenseitige Abhän- gigkeit von Lieferanten und Abnehmern bedeuteten, fallen die Risiken in der neuen Gaswelt differenzierter aus. Denn während Kunden dank neuer LNG- Märkte relativ schnell neue, attraktivere Angebote wählen können, sind die Pipeline-Investoren an ihre Investitionen gebunden. Nord Stream II gefährdet mitnichten die Bezahlbarkeit von Energie in Deutsch- land und Europa. Es handelt sich um eine zusätzliche technische Lieferalterna- tive, sorgt also für eine Angebotsverbesserung. Allerdings birgt auch dieses Pro- jekt Risiken: Die Marktrisiken tragen zunächst die Investoren, die deshalb ein In- teresse an einer reichlichen Nutzung haben sollten. Die Kunden/Verbraucher tragen dank verfügbarer Gasalternativen ein kleineres Risiko als die Investoren. Eine Herausforderung stellt Nord Stream II freilich auch für das/die geplanten LNG-Terminal/s in Deutschland dar, sind beide Technologien doch für den Gasimport gedacht. Überangebote sind je nach Marktlage möglich, die zu (zu) geringer Kapazitätsauslastung führen können. In diesem Jahr hat das Bundeswirtschaftsministerium unter Leitung von Peter Altmaier durchgesetzt, dass künftige Gasleitungen, die deutsche LNG-Terminals Russland liefert seit Dekaden unterbrechungsfrei Erdgas Russlands Marktmacht ist sehr einge- schränkt Heute tragen Gasinvestoren höhere Risiken als früher Pipeline-Investoren sind besonders verletzlich Angebotsausweitung fördert die Bezahlbarkeit Übergangsenergie Erdgas: Wie sichert Deutschland die Versorgung? 12 | 6. November 2019 Deutschland-Monitor mit dem öffentlichen Gasnetz verbinden, Bestandteil des regulierten heimischen Gasnetzes werden. Damit tragen nicht die Terminalinvestoren, sondern alle Gasverbraucher die Kosten für den Bau und die Nutzung der Gaspipelines. Ziel ist es, die Attraktivität für Investitionen in den Bau der Infrastruktur für verflüssig- tes Erdgas zu erhöhen. Da Deutschland auch russische LNG-Lieferungen diskri- minierungsfrei bewilligen möchte, ist absehbar, dass letztlich die jeweilige Marktlage entscheidet, ob russische, amerikanische oder LNG-Angebote ande- rer Destinationen genutzt werden. 22 Der Wettbewerb der Anbieter ist durchaus gewünscht, um einen gewissen Preisdruck zu erzeugen. Relativ günstige Gas- preise erleichtern/verbilligen den Ausstieg aus Kohle und Kernenergie. Die ab- sehbar steigende Relevanz von LNG sorgt für mehr Wettbewerb in Deutschland und Europa. Der europa- und weltweite LNG-Ausbau ist aber auch eine Heraus- forderung für Großprojekte wie Nord Stream II, da beide Infrastrukturen in Wett- bewerb stehen. Der steigende Wettbewerb sorgt für günstige Preise in den Ziel- ländern. Gleichzeitig unterminieren die wettbewerbsbedingt niedrigen Preise al- lerdings auch die Rentabilität von Investitionen in die jeweilige Gasinfrastruktur – dies gilt je nach Marktlage für Nord Stream II, aber auch die LNG-Anlagen. Neben diesen wirtschaftlichen Risiken sind natürlich auch regulatorische Risiken (z.B. Klimapolitik) relevant. Preisdämpfend wirken auch neue russische Lieferanten … Russland trägt dem technologischen Fortschritt in der Förderung und im Trans- port von Erdgas seit einigen Jahren Rechnung. Es erlaubt russischen Unterneh- men das LNG-Geschäft nicht nur zu entwickeln. Neuerdings darf insbesondere der russische Konzern Novatek auch LNG exportieren. Russland setzt damit auch auf eine Diversifizierung im Gasvertrieb. Novatek hat mittlerweile mit der deutschen EnBW einen Liefervertrag abgeschlossen. Und Novatek kann künftig – dank des Aufbaus einer leistungsfähigen LNG-Infrastruktur und des Baus selbst für arktische Regionen geeigneter LNG-Tanker – von seinen Förderge- bieten auf der sibirischen Yamal-Halbinsel am Polarmeer (wo es auch Beteili- gungen europäischer Unternehmen gibt) LNG nach Europa exportieren. Die künftigen LNG-Terminals in Deutschland sind sicherlich mögliche Ziele. Solche Lieferungen sorgen für mehr Wettbewerb – auch für Nord Stream II, und auch für amerikanische und andere Lieferanten. ... und ein möglicher Pipelinebau Richtung Schwarzes Meer Neuerdings plant die von Russland dominierte Gazprom – wie schon früher ein- mal – erneut eine Südroute, um zusätzliches Gas bis nach Mitteleuropa und Deutschland zu liefern. Es handelt sich dabei nicht um das alte South Stream- Projekt, in dem Bulgarien als Zielland eine wichtige Rolle spielte. Vielmehr geht es um eine Erweiterung von Turkstream, wo heute über zwei Pipelinestränge 31,5 Mio. Kubikmeter Gas geliefert werden können. 23 Der Bau zweier weiterer Stränge ist geplant und gilt als technisch problemlos. Seit wenigen Monaten ver- handelt die russische Seite über den Bau der Strecke Bulgarien-Serbien-Un- garn-Österreich. 24 Damit könnte russisches Gas auch über diesen Weg nach                                                              22 Im Winter 2018/19 wurde bereits mehr LNG aus Russland als aus den USA nach Europa gelie- fert. Vgl. Moritz Koch und Klaus Stratmann (2019). Mehr Erdgas aus Russland. Handelsblatt. 19. Juli. S. 13. 23 Vgl. Polous, Kiril (2019). Gazprom´s natural gas production and export strategy. Entsog workshop on supply potentials. Brussels. July 2019. S. 3. 24 Vgl. Ballin, André (2019). Gazprom nimmt neuen Anlauf für South Stream. Handelsblatt. 23. Juli. S. 22. A uf Gasverbraucher kommen neue Kosten zu Der Wettbewerb rund um Gasalter- nativen intensiviert sich Russland diversifiziert Gasvertrieb Russland setzt auf mehrere Lieferrouten Übergangsenergie Erdgas: Wie sichert Deutschland die Versorgung? 13 | 6. November 2019 Deutschland-Monitor Deutschland und andere benachbarte Länder gelangen. Dieser Infrastrukturaus- bau würde ebenso wie die zu erwartenden russischen LNG-Lieferungen letztlich preisdämpfend wirken, steht das Projekt doch durchaus in Konkurrenz mit den anderen Optionen – von den USA bis hin zu Nord Stream II. Nord Stream II dient Umweltziel in Übergangsphase Aus Umweltgründen Erdgas besser als Kohle Aus Klimagründen ist die Nutzung von Erdgas gegenüber der Kohle vorzuzie- hen. Der von Deutschland gewählte Ausstieg aus der Kohleverstromung bis 2038 ist dabei sehr kostspielig. Für die Entschädigung der Kraftwerkseigner, den Strukturwandel, den Vorruhestand der Beschäftigten sowie die vergünstig- ten Strompreise der energieintensiven Industrie sind insgesamt rund 100 Mrd. Euro aufzubringen. 25 Die politischen Weichenstellungen mindern zwar die CO 2 - Emissionen. Mit dem gleichen Geld könnte die Politik jedoch – wenn man aus- schließlich auf die CO 2 -Ersparnis abstellt – mehr erreichen, würde sie dafür CO 2 -Zertifikate im EU-Handelssystem kaufen und stilllegen. Die Konsequenz wären steigende CO 2 -Preise und damit jeweilige Marktbereinigungen an den Orten mit den höchsten Umweltkosten; dazu zählen auch die heimischen Braun- kohlestandorte. Davon profitierte freilich auch das Erdgas gegenüber der Kohle. In Übergangsphase Erdgas trotz Emissionen weiter nutzen Erneuerbare Energien haben bekanntlich eine weitaus günstigere Klimabilanz als Erdgas. Allerdings verursacht der Umstieg auf die Erneuerbaren Kosten und erfordert auch Zeit. In Deutschland stottern derzeit der Ausbau der Windenergie an Land sowie der Aufbau der Übertragungsnetze für den Ferntransport auf- grund von Bürgerprotesten und politischen Verzögerungen. Das im September vorgestellte Klimaschutzpaket 26 der Bundesregierung sieht einen Mindestab- stand von 1.000 Metern von Windkraftanlagen und Wohnhäusern vor. Dies dürfte den Zubau von Onshore-Windanlagen eher bremsen. Bessere Chancen haben Offshore-Windanlagen, die zudem auf deutlich höhere Volllaststunden (also auf eine höhere Kapazitätsauslastung) kommen als Anlagen an Land. Da- mit deren Strom aber auch sinnvoll genutzt werden kann, bedarf es eines we- sentlich rascheren Ausbaus der Übertragungsnetzte. Per Saldo ist damit die ge- legentlich vorgebrachte Forderung, sofort nur noch auf Erneuerbare zu setzen, also Erdgas keine Beachtung mehr zu geben, nicht realistisch. Deshalb ist der aktuelle deutsche Weg, der Erdgas in der Übergangszeit eine tragende Rolle beimisst, politisch wohlüberlegt und unter Berücksichtigung aller Einflussfakto- ren die vernünftigste Lösung. Pipelinegas aus Umweltsicht vorteilhafter als LNG-Bereitstellungen Pipelinegas, wie es Nord Stream II anliefert, hat gegenüber LNG-Anlieferungen, wie sie aus den USA kommen könnten, einen gewissen Umweltvorteil. Dies ergab eine Untersuchung des Fraunhofer-Instituts für System- und Innovations- forschung (ISI) und der DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des                                                              25 Vgl. Ruhkamp, Christoph (2019). Viel Geld für wenig CO 2 . Börsen-Zeitung. 8. Juni. S. 6. 26 Zu einer Beurteilung des Klimaschutzpakets vgl. Heymann, Eric (2019). Klimaschutzpaket. Fauler Kompromiss oder Spiegelbild der Gesellschaft? Deutsche Bank Research. Aktueller Kommentar. 23. September. Deutschland könnte die Weichen auch anders stellen Erdgas noch unverzichtbar wegen stotterndem Umstieg auf Erneuerbar Übergangsenergie Erdgas: Wie sichert Deutschland die Versorgung? 14 | 6. November 2019 Deutschland-Monitor Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) im Auftrag des Umweltbundesamtes. 27 Analysiert wurden die Treibhausgasemissionen, die für die Gewinnung, den Transport und die Bereitstellung des Energieträgers erforderlich sind. In der Summe ergeben diese die sog. Vorkettenemissionen. Ein wichtiges Untersuchungsergebnis ist, dass die Vorkettenemissionen für das in die EU importierte LNG immer höher ausfallen als die der leitungsgebunde- nen Gasversorgung. 28 Eine bedeutende Rolle spielt dabei die spezifische Pro- zesskette von LNG, zu der nicht zuletzt auch die Verflüssigung und Regasifizie- rung zählen. Wichtig sind auch die jeweilige Entfernung zwischen der importie- renden und exportierenden Region sowie die konkret angewandten Technolo- gien. Unter Berücksichtigung aller Einflussfaktoren, so das Umweltbundesamt, ist unter Energieeffizienzaspekten und aus klimapolitischer Sicht ein stärkerer LNG-Einsatz gegenüber Pipeline-Gas „nicht begründbar“. Im Zuge der Energie- wende könnte allerdings ein Ausbau der LNG-Infrastruktur beitragen zur „Diver- sifizierung der Exportländer auch hinsichtlich eines zukünftigen Marktes für strombasierte erneuerbare Gase, verbesserter Versorgungssicherheit sowie mehr Wettbewerb“. 29 Fazit: Erdgas als Übergangsenergie nutzen In den kommenden Jahren wird Erdgas in Deutschland angesichts des geplan- ten Ausstiegs aus der Kernenergie und der Kohleverstromung eine noch bedeu- tendere Rolle im Stromerzeugungsmix zukommen als heute. Überdies steigert das Klimaschutzpaket seine Relevanz, das die CO 2 -Emissionen aus dem Ver- kehrs- und Gebäudesektor reduzieren möchte. Als Übergangsenergie bleibt Erdgas damit über Jahre hinweg unverzichtbar. Grundsätzlich sollten die klassischen energiepolitischen Ziele über den Einsatz von Erdgas entscheiden: Zur Versorgungssicherheit leistet Erdgas auf mittlere Sicht einen wichtigen Beitrag. Russland liefert bereits seit mehr als 40 Jahren unterbrechungsfrei Gas nach Westeuropa, also auch zu Zeiten des Eisernen Vorhangs. Da Nord Stream II eine zusätzliche Lieferinfrastruktur darstellt, erhöht das Projekt die Versorgungssicherheit sogar. Es gibt kein überzeugendes Argu- ment, das für politisch motivierte Lieferunterbrechungen spricht. Gasinvestoren, auch die von Nord Stream II, tragen aufgrund der gestiegenen Relevanz der Marktpreise heute ein sehr viel größeres Risiko als in der alten Welt der Langfristverträge. Steigen in einigen Jahren die CO 2 -Preise merklich an, wird es auch für Erdgas schwieriger. Die CO 2 -Bepreisung kann künftig auch die Wettbewerbsfähigkeit von Nord Stream II-Gas mindern. Dieses Risiko tra- gen die Investoren bzw. der Lieferant. Per Saldo dürfte Nord Stream II in der Übergangsphase zur angestrebten CO 2 - freien Energieversorgung in Deutschland die Versorgungssituation weiter ver- bessern und den Wettbewerb erhöhen, da es für zusätzliches Angebot sorgt. Nicht nur die angedrohten US-Sanktionen zeigen jedoch, dass das Projekt poli- tisch brisant ist. Josef Auer (+49 69 910-31878, josef.auer@db.com)                                                              27 Zu Details siehe Umweltbundesamt (2019). Wie klimafreundlich ist LNG? Kurzstudie. Mai. S. 6–24. 28 „Im Extremfall sind sie mehr als siebenmal so hoch“. Vgl. Umweltbundesamt (2019). Wie klima- freundlich ist LNG? Mai. S. 19. 29 Umweltbundesamt (2019). Wie klimafreundlich ist LNG? Mai. S. 24. Pipeline-Gas gegenüber LNG im Vorteil LNG-Potenziale werden überschätzt Gute Argumente sprechen für Erdgas Nord Stream II erhöht Versorgungs- sicherheit Längerfristig wird es für Erdgas schwerer US-Sanktionen sind nicht auszuschließen Übergangsenergie Erdgas: Wie sichert Deutschland die Versorgung? 15 | 6. November 2019 Deutschland-Monitor   In der Reihe „Deutschland-Monitor“ greifen wir politische und strukturelle Themen mit großer Bedeutung für Deutschland auf. Darunter fallen die Kommentierung von Wahlen und politischen Weichenstellungen sowie Technologie- und Bran- chenthemen, aber auch makroökonomische Themen, die über konjunkturelle Fragestellungen – die im Ausblick Deutsch- land behandelt werden – hinausgehen. Deutschland-Monitor © Copyright 2019. Deutsche Bank AG, Deutsche Bank Research, 60262 Frankfurt am Main, Deutschland. Alle Rechte vorbehalten. Bei Zitaten wird um Quellenangabe „Deutsche Bank Research“ gebeten. Die vorstehenden Angaben stellen keine Anlage-, Rechts- oder Steuerberatung dar. Alle Meinungsaussagen geben die aktuelle Einschätzung des Ver- fassers wieder, die nicht notwendigerweise der Meinung der Deutsche Bank AG oder ihrer assoziierten Unternehmen entspricht. Alle Meinungen kön- nen ohne vorherige Ankündigung geändert werden. Die Meinungen können von Einschätzungen abweichen, die in anderen von der Deutsche Bank veröffentlichten Dokumenten, einschließlich Research-Veröffentlichungen, vertreten werden. Die vorstehenden Angaben werden nur zu Informations- zwecken und ohne vertragliche oder sonstige Verpflichtung zur Verfügung gestellt. Für die Richtigkeit, Vollständigkeit oder Angemessenheit der vorste- henden Angaben oder Einschätzungen wird keine Gewähr übernommen. 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März 2019  Deutsche Robo-Advisors: Schnelles Wachstum, solide Performance, hohe Kosten ............................. 21. Februar 2019  Deutsche Industrie: Wenige Sektoren tragen Investitionswachstum ......... 21. Januar 2019  Industrie 4.0 – Digitalisierung mildert demografische Lasten ........... 29. Oktober 2018  Wachsender Handlungsdruck bei Unternehmenssteuern ...................................... 6. September 2018  Digitalisierungstrend begünstigt Bildung für alle: Mehr Wettbewerbsfähigkeit und gesellschaftliche Stabilität ..... 29. Mai 2018
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