LNG-Terminals im Kontext rückläufiger Gasverbräuche

Vor dem Hintergrund des russischen Angriffskrieges gegen die Ukraine und inzwischen ganz ausbleibender Erdgaslieferungen aus Russland, wurden in Deutschland zuletzt mehrere Standorte für den Neubau von Flüssigerdgasterminals festgelegt. Über diese soll flüssiges Erdgas (LNG) ab dem Jahreswechsel 2022/23 nach Deutschland importiert werden, um ausbleibendes russisches Erdgas zu ersetzen. Dem entgegen steht ein zukünftig sinkender Bedarf an fossilem Erdgas in den nächsten Jahren aufgrund der bis 2045 angestrebten deutschen Klimaneutralität. Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, wie lang die geplanten Kapazitäten der LNG-Terminals zur Deckung des Bedarfs an Erdgas benötigt werden. Für den anschließenden Zeitraum gilt es die H2-Readiness, sprich die Möglichkeit über die geplanten LNG-Terminals grünen Wasserstoff oder andere synthetische Energieträger zu importieren, zu klären, um Lock-In-Effekte in eine rein fossil nutzbare Infrastruktur zu vermeiden.

Einleitung

Historisch gewachsen fußt die deutsche Erdgasversorgung zu großen Teilen auf Importen aus Russland. Im Jahr 2020 lag der russische Anteil an den deutschen Erdgasimporten bei 55 %, gefolgt von Norwegen (31 %) und den Niederlanden (13 %) [1]. Die russischen Importe erreichten Deutschland dabei über drei große Pipelinesysteme, die die sibirischen Erdgasfelder mit Europa verbinden. Hierbei handelt es sich um die durch die Ostsee nach Deutschland verlaufende Nord Stream 1, die über Weißrussland und Polen nach Deutschland führende Jamal-Europa und das weitverzweigte Ukraine-Leitungssystem, welches in einem Ast über die Slowakei und Tschechien Erdgas nach Deutschland transportieren kann [1]. Die parallel zu Nord Stream 1 verlegte Pipeline Nord Stream 2 wurde 2021 fertiggestellt, das Genehmigungsverfahren zur Inbetriebnahme kurz vor dem russischen Überfall auf die Ukraine jedoch gestoppt [2].

In Folge des russischen Angriffskrieges gegen die Ukraine sind die Erdgaslieferungen über Nord Stream 1 zum Zeitpunkt der Fertigstellung dieses Artikels (Anfang August) auf 350 GWh/Tag und somit circa 20% der möglichen Kapazität zurückgegangen [3]. Inzwischen sind die Lieferungen komplett eingestellt und die Leitungen durch Explosionen unbrauchbar. Auch über das Pipelinesystem durch die Ukraine und über die Jamal-Europa wird momentan kein russisches Erdgas nach Deutschland geliefert [4].

Geplante LNG-Terminals

Um Lieferausfälle auszugleichen sowie die Abhängigkeit von russischen Gaslieferungen zu vermindern und generell die Gasimporte zu diversifizieren, möchte die deutsche Bundesregierung Terminals für LNG errichten. Aufgrund der angespannten Lage mit Blick auf die nächsten Winter wurde mit dem LNG-Beschleunigungsgesetz (LNGG) ein Gesetz erlassen, das die Planung und Errichtung der LNG-Terminals kurzfristig ermöglichen soll [5]. Dieses beinhaltet unter anderem Ausnahmen von der Umweltverträglichkeitsprüfung oder die Verkürzung der Dauer der Öffentlichkeitsbeteiligung.

In der Anlage des Gesetzes sind bereits zwölf Vorhabenstandorte genannt, von denen acht als schwimmende Einheiten (Floating Storage and Regasification Unit, FSRU) und vier als fest an Land installierte Terminals umgesetzt werden sollen (siehe Box – Wichtigste Begriffe). In einer Pressemitteilung vom 19. Juli 2022 hat das BMWK zudem bekanntgegeben, dass je ein FSRU an den Standorten in Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Stade und Lubmin über die der Bundesregierung angemietet wird. Die ersten beiden FSRUs sollen dabei bereits Ende 2022 zu Verfügung stehen. Zudem soll ein weiteres FSRU in Lubmin bis Ende 2022 durch ein privates Konsortium realisiert werden [6]. Die wichtigsten Informationen der im LNGG aufgeführten LNG-Terminals sowie des weiteren Terminals in Lubmin sind in Tabelle 1 sowie in Abbildung 1 dargestellt.

Die Umsetzung der Vorhaben an den Standorten Rostock und Hamburg wird als unwahrscheinlich erachtet [11]. Hinsichtlich der Standorte Brunsbüttel, Wilhelmshaven und Stade wird angenommen, dass die dortigen FSRUs als Übergangslösung bis zur Fertigstellung der geplanten Landterminals dienen [9]. Über diese komplett an Land realisierten Infrastrukturen sollen anschließend mittel- bis langfristig LNG-Importe ins Land kommen. Der Standort Lubmin ist aufgrund einer zu geringen Wassertiefe nicht für die Errichtung eines Landterminals geeignet [12]. Da von hier jedoch relevante Gasleitungen für die Versorgung Ost- und Südostdeutschlands verlaufen, wird angenommen, dass hier auch längerfristig die Möglichkeit bestehen wird, LNG über FSRUs anzulanden. Für die FSRUs Wilhelmshaven 2 und 3 sind keine Kapazitäten bekannt. Für die nachfolgende Auswertung wird angenommen, dass diese entsprechend den anderen FSRUs je 50 TWh/a betragen.

Potenzielle fossile Nutzungsdauer

Vor dem Hintergrund der bis 2045 angestrebten Klimaneutralität Deutschlands stellt sich anhand dieser signifikanten geplanten Kapazitäten für LNG-Importe die Frage, wie lange diese Terminals voraussichtlich für den Import von fossilem LNG benötigt werden. Gleichzeitig ist auch von Interesse, ob diese Kapazitäten ausreichend sind, um einen möglichen kompletten Ausfall russischer Gaslieferungen kurz- bis mittelfristig zu kompensieren.

Um dies abschätzen zu können, vergleichen wir den zukünftigen Erdgasbedarf unterschiedlicher Zielszenarien (Klimaneutralität in Deutschland im Jahr 2045) mit den zukünftig zu erwartenden nichtrussischen Importen per Pipeline und LNG (und der deutschen Eigenproduktion).

Im Jahr 2020 wurden knapp 550 TWh des deutschen Erdgasbedarfs durch nicht-russische Quellen bereitgestellt. Hierbei wurden 343 TWh aus Norwegen, 143 TWh aus den Niederlanden und 18 TWh aus sonstigen europäischen Ländern per Pipeline importiert. Zusätzlich wurden in Deutschland 44 TWh Erdgas gefördert [13]. Da in diesen europäischen Ländern geplant ist, die Förderungen zukünftig zu reduzieren, können die in 2020 gelieferten 550 TWh Erdgas nicht als konstant für die Zukunft angenommen werden. Um die zukünftig mögliche nicht-russische Gasbereitstellung darstellen zu können, wird daher auf Daten aus dem Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) 2018 der ENTSOG [14] bezüglich der zukünftigen Entwicklung der Gasfördermengen in den entsprechenden Ländern zurückgegriffen. Im Rahmen dieser Auswertung wird angenommen, dass sich die Importe nach Deutschland direkt proportional zur Entwicklung der Erdgasförderung in diesen Ländern entwickeln.

Hinsichtlich der Kapazitäten der LNG-Terminals wird davon ausgegangen, dass an den Standorten, an denen Landterminals errichtet werden, die FSRUs zum Zeitpunkt der Terminalfertigstellung zurückgebaut werden. Für Lubmin werden aus den oben genannten Gründen die Kapazitäten der FSRUs für den gesamten Zeitraum als verfügbar eingestuft.

Es ist zu berücksichtigen, dass weder etwaige Ausweitungen der Förderungen als Reaktion auf ausbleibende russische Lieferungen noch mögliche zusätzliche LNG-Importe über Terminals im europäischen Ausland nach Deutschland berücksichtigt werden. Diese könnten die in Abbildung 2 unter „Nicht russische Pipelineimporte“ angegebenen Werte erhöhen. In Kombination mit den beschriebenen LNG-Kapazitäten ergibt sich das Potenzial für die Bereitstellung von Gas aus nicht russischen Quellen im Zeitverlauf.

Um die beschriebenen zukünftigen Importmengen einordnen zu können, betrachten wir den historischen Erdgasbedarf in Deutschland. Dieser lag 2021 bei 1016 TWh, ein Anstieg von 51 TWh gegenüber 2020, der sich vor allem durch die konjunkturelle Erholung nach dem Corona-Krisenjahr 2020 erklären lässt [15]. Im Zeitraum von Januar bis Juli 2022 lag der Erdgasverbrauch um 18 % unter dem Niveau des Vorjahres [3]. Dies lässt sich einerseits durch eine höhere Durchschnittstemperatur und dementsprechend geringerem Wärmebedarf in den Monaten Januar und Februar erklären [3]. Der starke Rückgang in den Sommermonaten dürfte auf Einsparungen in der Industrie in Folge hoher Gaspreise zurückzuführen sein. Würde dieser Trend bis Ende des Jahres anhalten, dann ergäbe sich ein Jahresverbrauch an Gas von 829 TWh, welcher in Abbildung 2 durch eine strichlierte Linie angedeutet ist. Ein in diesem Bereich liegender Rückgang des Erdgasverbrauchs würde somit auch den Zielen des Gas-Sparplans der EU entsprechen, der im Zeitraum vom 1. August 2022 bis 31. März 2023 eine Reduzierung des Gasverbrauches um 15% vorsieht [16].

Um die zu erwartenden zukünftigen Importkapazitäten sowie den historischen Gasbedarf mit der zukünftigen Entwicklung des Gasbedarfes in Relation setzen zu können, werden für den Zeitraum ab 2025 drei Energiesystemstudien aus dem Jahr 2021, die diesen Gasbedarf in einer Auflösung von 5-Jahres-Schritten ausweisen, herangezogen. Hierbei handelt es sich um den „Ariadne-Report – Deutschland auf dem Weg zur Klimaneutralität 2045“ [17], die „dena Leitstudie Aufbruch Klimaneutralität“ [18] und „Klimaneutrales Deutschland 2045“ [19]. Aus [17] wurde hierbei ein Mittelwert der entsprechenden Szenarien gebildet. In den anderen beiden Studien gibt es keine Unterteilung in weitere Szenarien, so dass hier die Werte für die Szenarien dena KN100 [18] und Agora KND2045 [19] angegeben werden. Es gilt zu berücksichtigen, dass diese Szenarien vor den aktuellen Entwicklungen im Zuge des Krieges gegen die Ukraine erstellt wurden. Bezüglich der Auswirkungen dieser aktuellen Entwicklungen auf die langfristige Gasnachfrage liegen zum jetzigen Stand noch keine belastbaren Daten und Informationen vor.

Es zeigt sich, dass die geplanten LNG-Kapazitäten ab Ende 2023 bzw. Anfang 2024 wohl ausreichend wären, den Erdgasbedarf ohne Importe aus Russland zu decken. Diese Aussage trifft jedoch nur unter der Annahme zu, dass der Erdgasbedarf der Jahre bis 2025 ungefähr jenem für 2022 prognostizierten Wert entspricht. Für den Zeitraum bis Ende 2023 ergäbe sich bei zur Gänze ausbleibenden russischen Lieferungen jedoch auch bei fristgerechter Fertigstellung der geplanten FSRUs eine relevante Versorgungslücke, die wohl auch nicht durch zusätzliche Importe über die Niederlande, Norwegen und Belgien vollständig zu schließen sein würde und die eine Mangellage zur Folge hätte [20].

Bei einem vollen Ausbau der LNG-Kapazitäten bis 2026 wäre andererseits sogar ohne russische Lieferungen genug Erdgas vorhanden, um die historischen Bedarfe der Jahre 2020 und 2021 annähernd zu decken. Aufgrund der aktuell stattfindenden Anpassungen an die Gasmangellage scheint es jedoch realistisch, dass sich der Bedarf der Jahre von 2025 bis 2030 ungefähr entsprechend der Daten in KND2045 entwickelt und somit deutlich unter den Werten von 2020 und 2021 liegen wird. Sollte dies der Fall sein, würden bereits ab der Inbetriebnahme der letzten Landterminals 2026 signifikante Überkapazitäten in Höhe von circa 175 TWh/a vorliegen. Da die Entwicklung des Gasbedarfes der nächsten Jahre jedoch sehr schwer zu prognostizieren ist und es sich bei der Errichtung der LNG-Terminals um eine Maßnahme im Sinne der Versorgungssicherheit handelt, lässt sich hieraus nicht automatisch eine Überdimensionierung der geplanten deutschen LNG-Importkapazitäten ableiten.

Im Zeitraum bis 2030 sinkt der Gasbedarf in Folge dieser Überkapazitäten in den betrachteten Szenarien deutlich unter die möglichen Importkapazitäten. Insofern könnten vor 2030 erste Terminals auf den Import von Wasserstoff oder von anderen auf Wasserstoff basierenden grünen Energieträgern wie Ammoniak umgestellt werden. Entsprechende Überlegungen existieren beispielsweise für Lubmin, Wilhelmshaven und Brunsbüttel [7, 8, 10].

Hinsichtlich der maximalen Nutzungsdauer für den Import von fossilem LNG zeigt sich, dass auch bei voller Ausschöpfung der dann noch zur Verfügung stehenden Kapazitäten per Pipeline noch bis mindestens 2035 bis 2039 LNG über eines der Terminals angelandet werden müsste. Für den Zeitraum ab 2040 wären gemäß dieser Auswertung die Pipelinekapazitäten ausreichend, um den Bedarf an fossilem Gas zu decken.

Im LNG-Beschleunigungsgesetz heißt es hinsichtlich der Umstellung auf Wasserstoff und Derivate: „Für eine Anlage (…), die über den 31. Dezember 2043 hinaus betrieben werden soll, kann die Genehmigung zum Weiterbetrieb nur für einen Betrieb mit klimaneutralem Wasserstoff und Derivaten hiervon erteilt werden. Die Genehmigung (…) ist bis zum Ablauf des 1. Januar 2035 zu beantragen.“ [5] Angesichts der auf Basis dieser Auswertung zu erwartenden fossilen Nutzungsdauer der Terminals, erscheinen diese im Gesetz festgelegten Fristen als eher großzügig.

Umrüstbarkeit der LNG-Terminals

Hinsichtlich des im LNG-Beschleunigungsgesetz genannten zukünftigen Betriebs der Landterminals mit klimaneutralem Wasserstoff und Wasserstoffderivaten lohnt sich ein Blick auf die Umrüstbarkeit der LNG-Terminals auf solche grünen Gase. Da im Moment – ausgelöst durch die Krise – Investitionsentscheidungen getroffen werden müssen, die zu Lock-In-Effekten führen können, gilt es, die Umrüstbarkeit der Terminals bereits in der jetzigen Planungsphase zu berücksichtigen. Ein Lock-In-Effekt beschreibt in diesem Zusammenhang eine Situation, in der aufgrund fehlender technischer oder finanzieller Umrüstbarkeit Terminals länger mit LNG betrieben werden, als dies für das Erreichen der deutschen Klimaziele zuträglich wäre. Der für eine Umrüstung notwendige technische und finanzielle Aufwand ist stark vom anzulandenden grünen Gas (siehe Box – Potenzielle grüne Energieträger für den Import via Schiff) abhängig.

Wird zukünftig verflüssigtes synthetisches Methan importiert, dann wäre dies mit derselben Infrastruktur wie LNG möglich. Eine Umrüstung der Anlagen wäre nicht nötig und ein Mischbetrieb aus dem Import von LNG und synthetischem Methan wäre in einer Übergangsphase realisierbar.

Erfolgt der Import synthetischer Energieträger in Form von grünem Ammoniak, dürften die anfallenden Mehrkosten für die Umrüstung im Bereich von 10 – 20 % der ursprünglichen Investitionssumme liegen [11, 21]. Hierbei gilt es zum einen, die Pumpen, die den Energieträger in die Speichertanks pumpen, auszutauschen. Weiter ist es erforderlich, die Regasifizierungsanlage und das Boil-Off-Gas Handlingsystem anzupassen. Sollten die Tanks nicht in Form stärkerer Fundamente bereits auf Ammoniak ausgelegt sein, können diese aufgrund des spezifisch höheren Gewichts von Ammoniak nur mit geringerer Kapazität genutzt werden [21]. Insgesamt hält sich allerdings der technische und finanzielle Aufwand verhältnismäßig in Grenzen, da große Teile der Infrastruktur ohne Anpassungen weiter genutzt werden können [21]. Bei einem zu erwartenden Investitionsvolumen von beispielsweise ungefähr einer Milliarde Euro für das Landterminal in Brunsbüttel [10], würde es sich auch hierbei bereits in absoluten Zahlen um relevante Umrüstungskosten handeln.

Aufgrund größerer Unterschiede der physikalischen Eigenschaften ergeben sich auch größere technische Anforderungen bei der Umrüstung von LNG-Terminals auf flüssigen Wasserstoff (LH2). Wasserstoff liegt erst bei minus 253°C in flüssiger Form vor, während für Erdgas minus 163°C ausreichend sind. Daher ergeben sich beispielsweise deutlich höhere Anforderungen an die Tanks hinsichtlich der thermischen Isolierung [11, 22]. Auch hinsichtlich des Explosionsschutzes liegen die Anforderungen für LH2 deutlich über jenen von LNG [22]. Es liegen unterschiedliche Ansichten vor, ob eine nachträgliche Umrüstung der Anlage auf LH2 technisch möglich ist [11, 22]. Da hierbei auch langlebige Großkomponenten ausgetauscht werden müssten, dürfte eine solche Umrüstung unabhängig von der technischen Machbarkeit wohl nicht wirtschaftlich sein. Daher empfiehlt u. a. der VDI eine solche Anlage von Anfang an, auch auf LH2 auszulegen [22].

Sollten Energieträger wie LOHC oder Methanol Einsatz finden, die bei Umgebungstemperatur in flüssigem Zustand vorliegen, werden keine Regasifizierungsanlagen mehr benötigt. Dafür wären im Falle von LOHC Dehydrierungsanlagen erforderlich, die den Wasserstoff vom LOHC trennen und Speicher für das dehydrierte LOHC [11].

Es lässt sich festhalten, dass die Nutzung der geplanten Terminals grundsätzlich auch mit grünen Gasen und Energieträgern möglich ist. Je nachdem, welcher Energieträger importiert werden soll, empfiehlt es sich allerdings, relevante Komponenten der Anlage bereits dementsprechend auszulegen, um teure Umrüstungen zu  vermeiden.

Lock-In-Effekte wären wohl vor allem bei einer zukünftigen Entwicklung möglich, in der sich LH2 als dominante Transportform erweist und sich eine mangelnde Verfügbarkeit alternativer grüner Energieträger wie Ammoniak ergibt. In einem solchen Szenario könnten die Schwierigkeiten, LNG-Terminals nachträglich auf LH2 umzurüsten, für eine fossile Nutzungsdauer dieser Terminals sorgen, die über den zur Erreichung der deutschen Klimaziele zulässigen Rahmen hinausgehen würde. Da, wie in Abbildung 3 ersichtlich, jedoch Ammoniak und LOHC gegenüber LH2 voraussichtlich geringere Transportkosten aufweisen werden [23], erscheint ein solches Szenario als unwahrscheinlich.

Abschließend lässt sich anhand der dargestellten Thematik somit nicht sagen, ob der Neubau der LNG-Terminals zu Lock-In-Effekten führen wird. Es konnte aber gezeigt werden, dass zumindest die Umrüstbarkeit stets mitgedacht werden sollte. Letztendlich ist die Investitionsentscheidung aufgrund der aktuellen Krise allerdings keine rein wirtschaftliche. Im schlechtesten Fall ist die Garantie der heutigen Versorgungssicherheit somit mit Kosten für die Umrüstung oder den Rückbau der LNG-Terminals verbunden.

Terminals für Importe grüner Energieträger

Neben der eben diskutierten Möglichkeit, LNG-Terminals auf grüne Gase umzustellen, soll noch betrachtet werden, wie sich die Kapazitäten der geplanten Terminals gegenüber dem erwarteten Bedarf an grünem Wasserstoff und Wasserstoffderivaten verhalten. Hierfür wird der Bedarf des Szenarios dena KN100 herangezogen, welches Bedarfswerte für den Zeitraum ab 2030 aufweist [18].

Dem gegenüber gestellt werden die theoretisch freien Kapazitäten in den LNG-Terminals, gemäß der vorigen Auswertung. Hierfür wird für jedes Jahr jeweils das Szenario mit dem höchsten Gasbedarf gewählt, um eine Überschätzung der freien Kapazitäten zu vermeiden. Da nicht bekannt ist, welcher Energieträger zukünftig importiert werden wird, wird vereinfachend angenommen, dass die Kapazität für grüne Gase jener für LNG entspricht. Weiter wird für die grobe Abschätzung angenommen, dass über ein Terminal gleichzeitig fossiles LNG und grüne Gase angelandet werden können. Dies wäre technisch nur bei der Wahl von synthetischem Methan als grünem Gas möglich, wenn parallele Infrastrukturen vermieden werden sollen.

In Abbildung 4 zeigt sich, dass die potenziell freien Kapazitäten der Terminals bis circa 2042 durchgehend ausreichend wären, um den möglichen Bedarf an Wasserstoff und Derivaten komplett zu decken. Anschließend ergibt sich eine Differenz zwischen Bedarf und Kapazität, die bis 2045 – dem Zeitpunkt der angestrebten Klimaneutralität – auf ungefähr 150 TWh/a ansteigt. Neben dem Import via Schiff wird bei Wasserstoff allgemein auch davon ausgegangen, dass dieser auch inländisch produziert und aus anderen europäischen Ländern mittels Pipeline importiert werden wird [17–19]. Vor diesem Hintergrund und im Sinne der Versorgungssicherheit müssten somit nicht alle freiwerdenden Kapazitäten umgerüstet werden. Eine entsprechende Auslegung für die Umrüstbarkeit sollte entsprechend individuell und im Kontext des potenziell darauffolgenden Energieträgers entschieden werden.

Fazit

Durch die zügige Bereitstellung von FSRUs zum Import von LNG und der anschließenden Fertigstellung von Landterminals soll die Versorgung Deutschlands mit Erdgas in den nächsten Jahren sichergestellt werden. Sollten alle für die obige Auswertung berücksichtigten Projekte realisiert werden, ist zu erwarten, dass nach der Fertigstellung aller FSRUs die Versorgungssicherheit ab Ende 2023 auch bei einem vollständigen Ausbleiben russischer Erdgaslieferungen gewährleistet werden kann. Bis zu diesem Zeitpunkt wäre jedoch eine relevante Mangellage zu erwarten, die wohl zu Einschränkungen und Preissteigerungen führen würde.

Im weiteren Zeitverlauf erscheint es allerdings realistisch, dass bereits vor 2030 relevante Überkapazitäten für den Import von LNG bestehen. Dies ergibt sich, bei Realisierung aller Projekte in der momentan bekannten Kapazität, aufgrund eines in Zukunft weiter rückläufigen Bedarfs an fossilem Erdgas. Bei entsprechend dieser Auswertung über 2030 hinaus weiterhin stattfindenden Erdgasimporten per Pipeline könnte frühestens ab dem Zeitraum von 2035 bis 2039 komplett auf den Import von LNG verzichtet werden.

Da voraussichtlich auch zukünftig – dann klimaneutrale – Energieträger nach Deutschland auf dem Seeweg importiert werden müssen, sollte die Umrüstbarkeit der geplanten LNG-Terminals auf grüne Energieträger technisch und wirtschaftlich möglich sein. Andererseits würden Lock-In-Effekte drohen, die zu Importen von LNG über den gemäß der deutschen Klimaziele zulässigen Zeitraum hinaus führen könnten.

Je nach zu importierendem grünem Energieträger unterscheiden sich die technischen und finanziellen Herausforderungen, so dass es gilt, dies bereits in der Planung zu berücksichtigen. Insbesondere im Falle von LH2 dürfte eine entsprechende Umrüstung jedoch schwierig sein. Dass über die jetzt geplanten Terminals grüne Energieträger importiert werden können, erscheint aufgrund unproblematischerer Alternativen wie grünem Ammoniak oder synthetischem Methan trotz mancher Herausforderungen als eher wahrscheinlich.

Würde es zu einer entsprechenden Umstellung oder Umrüstung freiwerdender LNG-Kapazitäten kommen, ließe sich der komplette Bedarf an Wasserstoff und Derivaten bis über 2040 hinaus über diese Terminals decken. Auch anschließend dürften die Kapazitäten angesichts Eigenproduktion und Importen via Pipeline ausreichend sein, so dass wohl keine weiteren Terminals nötig wären und voraussichtlich auch nicht alle Terminals umgerüstet werden müssten.

Anmerkung

Die hier aufgeführten Inhalte basieren sowohl auf Ergebnissen aus dem Projekt „Trans4ReaL – Wissenschaftliche Transferforschung für Reallabore zu Sektorkopplung und Wasserstofftechnologien“ (gefördert durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz; Förderkennzeichen 03EWT001A) als auch aus dem Projekt „TransHyDE-Sys – Systemanalyse zu Transportlösungen für grünen Wasserstoff“ (gefördert durch das Bundesministerium für Bildung und Forschung; Förderkennzeichen 03HY201D). Die Verantwortung für den Inhalt dieser Veröffentlichung liegt bei den Autor:innen.

Literatur:

[1]     Fischer Andreas und Küper Malte, „Die Bedeutung russischer Gaslieferungen für die deutsche Energieversorgung“, Fischer Gutachten, 2022. [Online]. Verfügbar unter: https://www.iwkoeln.de/studien/andreas-fischer-malte-kueper-die-bedeutung-russischer-gaslieferungen-fuer-die-deutsche-energieversorgung.html

[2]     tagesschau, „Entscheidung der Bundesregierung : Genehmigung von Nord Stream 2 gestoppt“, tagesschau.de, 22. Feb. 2022, 2022. [Online]. Verfügbar unter: https://www.tagesschau.de/wirtschaft/weltwirtschaft/scholz-nordstream-101.html. Zugriff am: 2. August 2022.

[3]     Bundesnetzagentur – Aktuelle Lage Gasversorgung. [Online]. Verfügbar unter: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/aktuelle_gasversorgung/start.html (Zugriff am: 2. August 2022).

[4]     T. Schmidt, #17 Redispatch Nachgehakt: Gaskrise (mit Tobias Schmidt – bayernets) | Redispatch – Aktuelles aus Energiewirtschaft und Klimapolitik. Verfügbar unter: https://www.redispatch-podcast.de/e/17-redispatch-nachgehakt-gaskrise-mit-tobias-schmidt-bayernets/. Zugriff am: 2. August 2022.

[5]     Gesetz zur Beschleunigung des Einsatzes verflüssigten Erdgases (LNG-Beschleunigungsgesetz – LNGG), 2022.

[6]     Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK), Habeck: Standortentscheidung für zwei weitere schwimmende Flüssigerdgasterminals ist gefallen – Zusätzliches fünftes Terminal kommt hinzu, 2022.

[7]     Deutsche ReGas, Unterzeichnung des Term Sheet der FSRU für das Terminal „Deutsche Ostsee“ in Lubmin zwischen Deutsche ReGas und TotalEnergies, 2022.

[8]     K. Gjiani, „TES Importterminal Wilhelmshaven als „priorisiertes Projekt“ im deutschen Beschleunigungsgesetz aufgenommen“, Tree Energy Solutions, 25. Mai 2022, 2022. [Online]. Verfügbar unter: https://tes-h2.com/de/tes-importterminal-wilhelmshaven-als-priorisiertes-projekt-im-deutschen-beschleunigungsgesetz-aufgenommen/. Zugriff am: 3. August 2022.

[9]     Rwe, LNG – Schwimmende Terminals | Projektvorhaben von RWE. [Online]. Verfügbar unter: https://www.rwe.com/forschung-und-entwicklung/projektvorhaben/lng-schwimmende-terminals (Zugriff am: 3. August 2022).

[10]    S. Schmidt, LNG-Terminal in Brunsbüttel – Treffpunkt Kommune. [Online]. Verfügbar unter: https://www.treffpunkt-kommune.de/lng-terminal-in-brunsbuettel/ (Zugriff am: 8. August 2022).

[11]    S. Bukold, „LNG-Terminals in Deutschland: Notwendiges Kriseninstrument oder Trojanisches Pferd der fossilen Gaswirtschaft?“, EnergyComment, 2022. [Online]. Verfügbar unter: https://www.greenpeace.de/publikationen/20220725-greenpeace-report-lng-terminals.pdf. Zugriff am: 4. August 2022.

[12]    S. Ludmann, „LNG-Projekt vor Lubmin: Plant Bund neue Pipeline?“, NDR 1 Radio MV Aktuell, 1. Aug. 2022, 2022. [Online]. Verfügbar unter: https://www.ndr.de/nachrichten/mecklenburg-vorpommern/LNG-Projekt-vor-Lubmin-Plant-Bund-neue-Pipeline,lnglubmin104.html. Zugriff am: 4. August 2022.

[13]    bp, „Statistical Review of World Energy 2021“, 2021. [Online]. Verfügbar unter: https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/statistical-review/bp-stats-review-2021-full-report.pdf

[14]    ENTSOG, TYNDP 2018. [Online]. Verfügbar unter: https://www.entsog.eu/tyndp#entsog-ten-year-network-development-plan-2022 (Zugriff am: 2. August 2022).

[15]    Bdew, Monatlicher Erdgasverbrauch in Deutschland 2022 – Vorjahresvergleich. [Online]. Verfügbar unter: https://www.bdew.de/energie/monatlicher-erdgasverbrauch-deutschland-2022-vorjahresvergleich/ (Zugriff am: 2. August 2022).

[16]    tagesschau, „Energiekrise: EU-Minister einigen sich auf Gas-Sparplan“, tagesschau.de, 26. Juli 2022, 2022. [Online]. Verfügbar unter: https://www.tagesschau.de/ausland/europa/eu-gasnotfallplan-103.html. Zugriff am: 8. August 2022.

[17]    G. Luderer, C. Kost und D. e. a. Sörgel, „Ariadne-Report – Deutschland auf dem Weg zur Klimaneutralität 2045: Szenarien und Pfade im Modellvergleich“, Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung (PIK), 2021.

[18]    Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena), Hg., „dena-Leitstudie Aufbruch Klimaneutralität“, 2021.

[19]    Prognos, Öko-Institut und Wuppertal-Institut, „Klimaneutrales Deutschland 2045“, 2021.

[20]   Prognos, „Folgen einer Lieferunterbrechung von russischem Gas für die deutsche Industrie“, 2022. [Online]. Verfügbar unter: https://www.vbw-bayern.de/Redaktion/Frei-zugaengliche-Medien/Abteilungen-GS/Wirtschaftspolitik/2022/Downloads/vbw_Studie_Folgen_Lieferunterbrechung_von_russischem_Erdgas_Juni_2022.pdf.

[21]    DVGW, Gasversorgung in Deutschland. [Online]. Verfügbar unter: https://www.dvgw.de/der-dvgw/aktuelles/presse/pressematerial/gasversorgung-in-deutschland (Zugriff am: 4. August 2022).

[22]   H. Seefeldt, H2-Readiness von LNG-Terminals. [Online]. Verfügbar unter: https://blog.vdi.de/h2-readiness-von-lng-terminals (Zugriff am: 4. August 2022).

[23]   C. Wendlinger, S. Kigle, A. Neitz-Regett, M. Ebner und S. Pichlmaier, „Kostenbewertung von Wasserstofftransportoptionen als Basis für die modellgestützte Analyse der zukünftigen Wasserstoffinfrastruktur“, Energiewirtschaftliche Tagesfragen, Nr. 72, S. 36–40, 2022.