Mit dem nächsten Winter ist die Gasmengenkrise mitnichten vorbei. Ein Vorblick auf den Winter 2023/24

Die Kolumne von Hans-Jochen Luhmann

Mike Fulwood vom Oxford Institute for Energy Studies hat im September 2022 ein Paper veröffentlicht, in dem er sich analytisch mit der drohenden Gasmangel-Lage befasst. Die Gasmangel-Lage ist zu unterscheiden von der Gas-Preis-Krise – beide zusammen konstituieren die aktuelle Gaskrise der EU. Die Befassung mit der Mengen-Krise mangelte ihrerseits bislang daran, dass fast immer willkürlich Deutschland als isoliertes Subjekt ins Zentrum gerückt wurde; es braucht die Identifizierung jenes Ausschnitts von den Staaten Europas, die von Russlands Gas in besonderer Weise abhängig und also nun und in Zukunft besonders betroffen sind vom physischen Mangel: Deutschland, Tschechien, Slowakei, Ungarn und Österreich.

Nun hat die Bundesregierung, unter einem liberal geführten Finanzministerium, entschieden, einen „Wirtschaftlichen Abwehrschirm gegen die Folgen des russischen Angriffskrieges“ einzuführen, finanziert durch Staatskredite. Medial wird er, in ziemlicher Verkürzung, als „Gaspreisbremse“ aufgefasst. Das ist halbwahr, wie ein Vergleich der Finanzvolumina für die Gasbeschaffungsumlage (34 Milliarden Euro) und für den Abwehrschirm in Höhe von 200 Milliarden Euro zeigt. Für welches Krisenszenario der Teil „Gaspreisbremse“ ausgelegt ist, für welche Gaspreisniveaus in dieser Zeit er ausgelegt ist, darüber sagt der Plan bislang nichts. Bekannt ist lediglich, dass die Mittel bis Frühjahr 2024 zur Verfügung stehen. 2025 wird gewählt. Am unterschiedlichen Umgang gerade der Regierungs-Parteien mit der Frage, ob die drei noch am Netz befindlichen Kernkraftwerke weiterlaufen sollen, wird deutlich, dass die Kontrahenten versuchen, im Rahmen unterschiedlicher Zeithorizonte für den Krisenmodus zu argumentieren. Grüne und SPD betonen, „wohl“ über den nächsten Winter kommen zu müssen; die Konservativen und die Liberalen, die in der Kernkraftfrage ein Oppositionsbündnis gegen die Grünen geschmiedet haben, rücken den Winter 2023/24 und die Zeit danach in den Blick. „Danach“ aber ist Wahlkampf angesagt. Der Blick auf die Gasmangellagen in den Wintern 2023/24 und 2024/25 ist deshalb aus parteipolitischer Perspektive strategisch relevant.

Neue Analyse vom Oxford Institute for Energy Studies – das betroffene Zentrum von fünf Staaten in Mitteleuropa

Da trifft es sich gut, dass Mike Fulwood vom Oxford Institute for Energy Studies gerade ein Paper veröffentlicht hat, in dem er sich analytisch mit der drohenden Gasmangel-Lage befasst. Die Gasmangel-Lage ist zu unterscheiden von der Gas-Preis-Krise – beide zusammen konstituieren die aktuelle Gaskrise der EU. Die Befassung mit der Mengen-Krise mangelte ihrerseits bislang daran, dass fast immer willkürlich Deutschland als isoliertes Subjekt ins Zentrum gerückt wurde – Musterbeispiel ist der täglich aktualisierte, aber wenig aufschlussreiche „Lagebericht Gasversorgung“ der Bundesnetzagentur (BNetzA). Das zu lösende Problem mit der Darstellung ist ein doppeltes:

1. Es braucht die Identifizierung jenes Ausschnitts von den Staaten Europas, die von Russlands Gas in besonderer Weise abhängig und also nun und in Zukunft besonders betroffen sind vom physischen Mangel – also eine Mittelebene zwischen Europa als Ganzem und Deutschland.
2. Dieser Ausschnitt muss begründet sein in (unvollkommenen) Netzkonfigurationen, und das nicht mehr nur im Hinblick auf die Anbindung an Pipelines aus Russland sondern nun auch an Pipelines und LNG-Einspeisepunkte im Nord-Westen, über die in Zukunft Ersatz seinen Weg finden kann.

Vom physischen Mangel absehbar betroffen ist das Konglomerat der fünf Staaten Deutschland, Tschechien, Slowakei, Ungarn und Österreich – die (mit Ausnahme Ungarns) wurden bislang durch drei Pipeline-Stränge aus Russland beliefert,

1. über die Ukraine (UGTS),
2. über Polen (Yamal) sowie
3. über Nord Stream 1 und damit via Deutschland.

Yamal und Nord Stream 1 sind geschlossen, über das UGTS strömt nur noch eine kleine Menge (14,5 Milliarden cbm (auf Jahresbasis extrapoliert)), dieselbe Menge via Turkstream. Macht zusammen einen Zufluss aus Russland noch in der Größenordnung von 29 Milliarden cbm (auf Jahresbasis extrapoliert) – solange er denn strömt. Ersatz kann nur kommen via Pipelines vom Nordwesten, aus Norwegen (eigene Vorkommen) sowie aus UK, den Niederlanden und Belgien. UK und Niederlande haben zwar auch eigene Vorkommen, die aber sind klein und vor allem im Rückgang begriffen. Leicht stilisierend kann man also sagen: Die fünf Mangel-betroffenen Konglomerat-Staaten in Mitteleuropa können Gas lediglich noch beziehen aus Norwegen oder als LNG-Importe über Anlandestationen in UK, Belgien und NL – sowie demnächst (zunehmend) in Deutschland.

Sonderfall Polen

In dieser Stilisierung ist, das muss man ergänzen, Polen ausgeklammert. Polen ist ein Sonderfall. Polen ist eigentlich mit Deutschland verbunden durch die Yamal-Pipeline, die nach der Krise im Verhältnis Russland-Ukraine von 2005 reverse-flow-fähig gemacht wurde. Hinzugekommen ist die gerade fertig gestellte Pipeline Baltic Pipe, die Norwegen direkt mit Polen verbindet.

Die Versorgungsrichtung im bisherigen Normalfall war, dass russisches Gas, welches über die Yamal-Pipeline lief, Polen versorgte und darüber hinaus Mengen in den Gas-Hub Deutschland geliefert wurden. Seit Polen im Mai 2022 auf sämtliche Mengen aus Russland verzichtet hat, wurde Polen aus Deutschland über Yamal im reverse flow-Modus versorgt – mit Gas aus entweder russischen oder norwegischen Quellen. Inzwischen fließt aus russischen Quellen auch indirekt nichts mehr nach Polen. Mit der neuen Direkt-Pipeline Baltic Pipe erschließt Polen sich keine neuen Quellen, macht sich lediglich unabhängig von Deutschland als Transit-Land.

Obwohl Polen damit eigentlich zum Verbund der betroffenen Konglomerat-Staaten in Mitteleuropa gehört, wird Polen in der Fulwoodschen Stilisierung außen vor gelassen – mittels der Unterstellung, dass Polen sich selbst helfen kann und nicht Zusatzlieferungen aus Norwegen zulasten der Konglomerat-Staaten abzweigt. Ein Waffenstillstand im Kampf um sehr knappe Gasressourcen wurde da unterstellt. Ob der Friede halten wird, wenn es im Zulauf auf den Winter 2023/24 wirklich knapp wird, wenn es um Speicherfüllung geht, ist offen.

Vorgehensweise: 4 Kalkulationen

Die struktuelle Botschaft von Fulwoods Paper ist: Je knapper nur es im gerade anbrechenden Winter 2022/23 gelingt, das rettende Ufer des Sommers 2023 zu erreichen, desto ärger sind die Aussichten für den folgenden Winter 2023/24. Quantitativ sagt Fulwood: Nur mit viel Glück kommen wir auf Winterende 2022/23 mit einer völligen Entleerung der Speicher ins Ziel – dann aber ist eine maximale Speicherfüllung im Zulauf auf den Winter 2023/24 lediglich in der Größenordnung von 35 bis 55 Prozent erreichbar. Das alles ist kalkuliert für einen kalten Winter einerseits aber sehr optimistischen Annahmen über die erreichbaren Mengen an Importen via LNG andererseits. Als Konstante unterlegt ist, dass Russland den Gashahn nicht völlig drosselt, dass es beim Zufluss von 29 Milliarden cbm/a über den kommenden Winter hinweg bleibt.

Fulwood präsentiert vier Kalkulationen. Er beginnt (i) mit einer für das Kalenderjahr 2023, in der von der Speicherfrage abstrahiert ist. Speicher aber sind entscheidend, weil sie das zeitüberbrückende Element darstellen. Wobei zwischen zwei Speicher-Charakteristika zu unterscheiden ist:

• dem statischen Element, ausschlaggebend für die Antwort auf die Frage, ob die Speicher im Sommer hinreichend gefüllt werden können;
  • dem dynamischen Element, entscheidend für die Antwort auf die Frage, ob die Geschwindigkeit der Speicherleerung im Winter die technisch mögliche Grenzgeschwindigkeit möglicherweise überschreiten müsste, um die Nachfrage decken zu können.

Es folgt die Kalkulation (ii) für einen Durchschnittstag im Winterspitzenmonat – da ist erfahrungsgemäß im Januar die Nachfrage am höchsten. Ziel ist hier der Check, ob die dynamische Grenz-Eigenschaft bei der Inanspruchnahme der Speicher nicht überschritten wird.

Es folgt eine Kalkulation (iii) für das Winterhalbjahr insgesamt, für 6 Monate. Ziel ist, die Größe der Entspeicherung auf Winterende, hier Ende März 2023, zu bestimmen.

Daraus ergibt sich die Frage für die vierte Kalkulation (iv), für das Sommerhalbjahr, welcher Speicherstand auf Beginn des Winterhalbjahres 2023/24 zu erreichen ist. Hier wird wieder für einen Durchschnittstag, nun im Sommermonat, gerechnet – das Ergebnis für den Speicherfüllstand wird daraus auf das Sommerhalbjahr hochgerechnet.

(i) Kalkulation für das Jahr 2023

Die Einheit, in der in der Jahresbilanz gerechnet wird, sind Milliarden cbm Gas pro Jahr. Russland liefert gegenwärtig, auf Jahresmenge hochgerechnet, 29 Milliarden cbm. Zum Vergleich: Das maximale Volumen der deutschen Gasspeicher in Summe liegt bei knapp 25 Milliarden cbm, das der Speicher im Konglomerats-Gebiet bei 55,5 Milliarden cbm. Die EU-Energieminister einigten sich am 26. Juli 2022 auf einen gemeinsamen Gasreduktionsplan. Maßgabe ist, dass die EU-Mitgliedstaaten ihren Winter-Gasverbrauch um 15 Prozent senken gegenüber den Vorjahren – das entspräche, auf’s Jahr hochgerechnet, 60 Milliarden cbm. Für die Konglomeratsstaaten aber nur weniger als die Hälfte davon.

Lässt man die Kapazität an Importen aus Russland beiseite, so liegt die verbleibende Import-Kapazität der Konglomerat-Staaten, also der aus Norwegen und an LNG, gegenwärtig in Summe bei 113 Milliarden cbm/a, in 2023 werden effektiv 23 Milliarden cbm/a hinzukommen.

Die Netto-Nachfrage dieser Region wird auf 152 Milliarden cbm/a geschätzt – es gibt daneben eine kleine Restmenge an Eigenförderung von zusammen 25 Milliarden cbm/a (NL: 17,5, DEU: 5). So gesehen ist schon im gegenwärtigen Zustand die Nachfrage höher als das Angebot. In 2023 wird sich die Lücke verringern – sofern denn die 29 Milliarden cbm/a aus Russland im Angebot bleiben.

Die neu hinzukommenden Import-Kapazitäten für 2023 liegen bei 7 (NL) beziehungsweise 16 (DEU) Milliarden cbm/a. Zusammen also 23 Milliarden cbm/a. Das ist gerechnet auf Jahresbasis. Die Nenn-Leistung, die auf Ende 2023 in Deutschland hinzugekommen sein wird, liegt bei 28 Milliarden cbm/a.

Das ist nominell beziehungsweise als Potenzial gerechnet. Die Frage ist, ob diese zusätzliche Kapazität auch zu 100 Prozent zu nutzen sein wird, durch Zusatzlieferungen unterlegt werden kann. Fulwoods Einschätzung dazu ist skeptisch, aber eine Kapazitätsauslastung in Höhe von 100 Prozent ist ohnehin unrealistisch; wenn sie neu ist, gilt das doppelt. Hinzu kommt, verschärfend: Zum einen wird die Eigenförderung in NL, aus dem Groningen-Feld, deutlich zurückgehen. Zum anderen wird der Wettbewerb um LNG-Mengen auch zu Substitutionsprozessen bei Zuführungen in die Konglomerats-Region führen. Fulwood meint, die LNG-Mengen, die Deutschland in Zukunft anlanden kann, werden überwiegend Anlandungen in UK ersetzen; und Polens Akquise in Norwegen werde ebenfalls einen ‚Kannibalisierungseffekt’ haben, hier für Deutschlands Bezug aus Norwegen. Im Ergebnis bilanziert Fulwood wie folgt – vergleiche Tabelle.

Speicher, Ein- und Ausspeicherung, sind da wegsaldiert worden, weil bei hinreichender Verfügbarkeit und unbestimmten Wetterjahren Einspeicherung gleich Ausspeicherung gesetzt werden darf. Die Deckung der Nachfrage ist durch die drei Terme Eigen-Produktion, Export und Importe, also den Bedarf an Importen, bestimmt. Die weiteren Zeilen zeigen Zweierlei

1. selbst bei 100-prozentiger Nutzung der Importkapazität bleibt eine (kleine) Lücke zum Bedarf;
2. zudem schwebt über allem die Annahme, dass die Gaslieferung aus Russland nicht entfällt. Anders formuliert: Die Konglomerat-Staaten in Mitteleuropa werden mit einem Speicher-Defizit in den Winter 2023/24 gehen. Wie hoch es ist, hat wesentlich Russland in der Hand, zudem ist es davon abhängig, inwieweit diese Region sich auf den globalen LNG-Märkten gegen den wachsenden Bedarf in Südost-Asien, aber auch in Europa gegen UK und Polen wird durchsetzen können.

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	Jahr 2023	Spitze Winter Jan. 2023	Winterhalbjahr 2022/23	Sommer 2023
Einheit	Mrd. cbm/a	Mio. cbm/Tag	Mio. cbm/Tag	Mio. cbm/Tag
Nachfrage	178	850	710	320
Eigen-Produktion	22	95		70
Export	2	0		20
Import(-Bedarf)	155	425	425	250
erw. von Russland	29	80		80
erw. von Norwegen	70	200		200
erw. von UK (Pipe)	8	65	0	65
LNG: sicher	47	80		90
LNG: vielleicht	42
Speicher: Entnahme (–); Füllung (+)		-330	-270	+165
Import-Kapazität	152			415
Defizit	3 – 11	0
Ent-/Einspeicherung aggregiert pro Halbjahr          in Mrd. cbm			-49	+30
Speicherstand auf Ende bzw. Beginn der Winter-Periode           in Mrd. cbm           in %			1 0	35 bis 55

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(ii) Kalkulation für Januar 2023, kalter Winter

Hier wird in der Einheit Millionen cbm/Tag gerechnet. Gemeint ist damit nicht ein wirklicher Spitzennachfrage-Tag, gemeint ist vielmehr ein durchschnittlicher Tag im kältesten Monat; und das ist erfahrungsgemäß der Monat Januar. Der angegebene Wert für die Nachfrage ist an den kalten Januar 2021 angelehnt. Für die Deckung dieser Nachfrage zur Winterspitze stehen drei Optionen zur Verfügung: Eigen-Produktion, Importe und Entspeicherung. Da sind im Zweifel jeweils Werte angenommen worden, die am oberen Rand des zu Erwartenden liegen – der Wert für Importe aus UK zum Beispiel dürfte weit eher bei Null liegen, wenn der Winter richtig kalt ist. Die weiteren Zeilen zeigen:

Selbst unter diesen superoptimistischen Annahmen liegt die Speicherentnahme bei 330 Millionen cbm/Tag – das ist knapp unter dem Wert der Entnahme in Höhe von 370 Millionen cbm/Tag, der von Fullwood als maximal möglich angegeben wird. Ob das korrekt ist, erscheint fraglich. Fullwood nimmt einen konstanten Wert an, in Wahrheit aber ist die maximale Entspeicherungsrate eine sinkende Funktion des verbleibenden Füllstands – geht es gegen Null, gegen Winterende, so gelten deutlich geringere Wertte. Ohne Import aus UK steigt der Entnahme-Bedarf auf den technisch nicht möglichen Wert von 395 Millionen cbm/Tag.

(iii) Kalkulation für Winterhalbjahr 2022/23

Der Autor führt einen Blick auf die Nachfrage in den insgesamt sechs Wintermonaten Oktober bis März ein. Die Nachfrage wird in Anlehnung an eine kalte Winterperiode wie 2020/21 angenommen, da lag die durchschnittliche Nachfrage bei 710 Millionen cbm/Tag. Nach Abzug der Eigen-Förderung liegt dann die Summe von Import- und Entspeicherungs-Bedarf 630 Millionen cbm/Tag. Im besten Fall, mit Voll-Importen aus UK und Russland, liegt der durchschnittliche Wert des Entspeicherungsbedarfs pro Tag bei 205 Millionen cbm. Liefert UK nicht, so steigt dieser Bedarf auf 270 Millionen cbm/Tag (im Durchschnitt der Sechs-Monats-Periode). Dass Russland nicht liefert, wird gar nicht erst in Betracht gezogen.

Bei einem Füllstand zu Winterbeginn von 90 Prozent (entsprechend 50 Milliarden cbm) entspricht eine durchschnittliche Entspeicherung über sechs Monate in Höhe von 270 Millionen cbm/Tag einer Entnahme von 49 Milliarden cbm – das wäre also die völlige Entleerung der Speicher zu Winterausgang.

(iv) Kalkulation für die Sommer-Periode 2023

Die entscheidende Frage für die Sommer-Periode 2023 ist dann, wenn denn der Speicherstand mit Ende des kommenden Winters auf Null zurückgegangen sein wird: In welchem Maße wird die Speicherauffüllung zur Vorsorge für den nächsten Winter gelingen können?

Die Sommer-Nachfrage in Höhe von 320 Millionen cbm/Tag ist hier die für den aktuellen Verbrauch und Einspeicherung zusammen. Die Idee ist die einer Residualrechnung für die Einspeicherung. Die Deckung der aktuellen Nachfrage wird zunächst durch die beiden Terme Eigen-Produktion und Exporte angenähert, die als Resultante den dafür erforderlichen Importbedarf (250 Millionen cbm/Tag) ergeben. Die Importkapazität ist mit 415 Millionen cbm/Tag um 165 Millionen cbm/Tag deutlich höher, die verfügbaren Importmengen aber liegen mit 435 Millionen cbm/Tag oberhalb der Importkapazität.

Auf dieser Basis wird es zu einer maximalen Speicherfüllung von lediglich etwa 30 Milliarden cbm kommen können – also einem Speicherfüllstand von etwa 55 Prozent Wenn aber die Vollauslastung der LNG-Importkapazität nicht realistisch ist und UK weniger exportiert, dann kann das Ergebnis auch leicht bei lediglich 20 Milliarden cbm zu liegen kommen – also bei einem Speicherfüllstand von etwa 35 Prozent.

Wenn aber Russland seinen seidenen Faden kappt, fällt selbst in einer solchen als entspanntest unterstellten Situation die verfügbare Gasmenge deutlich unter die angesetzte Einspeicherungsmenge.

Bedeutung

Wir konzentrieren uns auf den nächsten Winter als zentrale Herausforderung. Ein Blick auf den dann folgenden Winter zeigt Zweierlei:

• dass der Folgewinter eine weit größere Herausforderung darstellt als der aktuelle Winter 2022/23;
• dass beide Herausforderungen zusammenhängen.

Wenn es zu zwei kalten Wintern in Folge kommen wird, ist die Herausforderung nur mit Gasabschaltungen zu bewältigen – das ist bislang nicht wirklich im Blick. Die Frage ist, wann Gas abzuschalten dran ist. Man könnte zu der Auffassung kommen, dass im Winter 2022/23 Abschaltungen erforderlich sind, um die Aussichten für den dann kommenden Winter erträglicher zu machen.

Jedenfalls gilt: All das ist so nur mit russischer Unterstützung zu schaffen. Und: Wenn ich verantwortlich wäre, würde ich umgehend ein Gremium zur Abstimmung der Vorgehensweisen der fünf Konglomeratsstaaten im Herzen Europas schaffen.

EU-Staaten mit Gasspeichern müssen der Kommission seit diesem Jahr jeweils zum 15. September melden, welchen Befüllungspfad sie für Februar, Mai, Juli und September des Folgejahres erwarten. Eine vollständige Übersicht über die Meldungen will die Kommission Mitte November veröffentlichen. Vorab wurde bekannt, dass die Bundesregierung für den 1. Mai einen Füllstand der deutschen Speicher von nur noch zehn Prozent gemeldet hat.

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