Gas

Erdgas: Vielfältige Einsatzmöglichkeiten

Auch in den nächsten Jahrzehnten wird Erdgas einen wesentlichen Beitrag zur Energieversorgung in Deutschland leisten. Der weitaus wichtigste Markt für Erdgas ist nach wie vor der Wärmemarkt. Gas ist heute allerdings nicht auf die Erzeugung von Wärme beschränkt, sondern zeichnet sich - neben seiner Funktion als Einsatzstoff vor allem in der Chemieindustrie - auch als flexibler und vielfältiger Energieträger für die Stromerzeugung, die Speicherung von Energie und als Zukunftsperspektive als Ausgleichsspeicher für regenerativen Strom aus. Zudem ist Erdgas im Vergleich zu anderen fossilen Energieträgern klimafreundlicher, da der Einsatz mit geringeren CO2-Emissionen einhergeht. Schließlich spielt Erdgas als kostengünstiger und klimafreundlicher Treibstoff bei der Mobilität eine immer wichtigere Rolle.

Biogas (Biomethan) lässt sich mit entsprechender Aufbereitung auf Erdgasqualität veredeln und in vorhandene Erdgasnetze einspeisen. So kann es zur Entlastung im Wärmemarkt, im Strombereich und im Kraftstoffbereich beitragen.

Erdgaskraftwerke können eine wichtige Rolle beim Ausgleich von Stromschwankungen aus erneuerbaren Energiequellen, die je nach Wetterlage und Jahreszeit erheblichen Produktionsschwankungen unterliegen, spielen.

Für das Erdgasnetz zeichnet sich eine weitere wichtige und zukunftsträchtige Anwendung ab. Indem regenerativer Strom in Wasserstoff oder Methan umgewandelt und in das Erdgasnetz eingespeist wird, könnte es als riesiger Speicher für mehrere Milliarden Kilowattstunden (kWh) Energie dienen. Derzeit laufen hierzu vielversprechende Forschungs- und Demonstrationsprojekte mit dem Ziel, diese Technologie im nächsten Jahrzehnt zum Großeinsatz zu bringen.

Die größten europäischen Gasmärkte sind Deutschland, das Vereinigte Königreich und Italien. Deutschland wird auch zukünftig in hohem Maße von Erdgasimporten abhängig sein. Dabei kann derzeit noch nicht seriös berücksichtigt werden, ob und inwieweit eine zukünftige Förderung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten (Tight Gas, Schiefergas [Shale Gas], Kohlegas [Flözgas, Grubengas],) diesen Anteil wieder senken könnte (siehe auch BGR-Studie "Schieferöl und Schiefergas in Deutschland - Potenziale und Umweltaspekte").

Maßgeblich für die Entwicklung der Inlandsnachfrage sind die Verbrauchsentwicklungen in den einzelnen Sektoren. Im Sektor der privaten Haushalte ist Erdgas mit einem derzeitigen Anteil von ca. 44 Prozent wichtigster Energieträger am Wärmemarkt. Zu über 90 Prozent wird das Erdgas in diesem Bereich zur Wärmeversorgung eingesetzt.

Infrastruktur

Für Transport und Verteilung des Erdgases sind die Rohrleitungen, aus denen sich das Gasnetz zusammensetzt, von substanzieller Bedeutung. Sie ermöglichen die sichere -Lieferung unterschiedlichster Gasmengen über weite Strecken. Über deutsches Territorium werden erhebliche Gasmengen in andere EU-Staaten transportiert. Die wesentlichen Erdgasfernleitungen sowie deren Grenzübergangspunkte in Deutschland gehen aus nachfolgender Grafik hervor:

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Hinzu kommt ein eng vermaschtes Gasverteilungsnetz bis hin zum Endverbraucher. Das deutsche Gasnetz hat insgesamt eine Länge von 511.000 km.

Der NEP Gas enthält Maßnahmen zum bedarfsgerechten Ausbau des Netzes und zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit, die für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind.

Am 1. September 2015 hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) das Verfahren zum vierten NEP Gas abgeschlossen. Der NEP Gas 2015 enthält 84 Maßnahmen zum Ausbau der nationalen Gasinfrastruktur. Die geplanten Investitionen umfassen 810 km Leitungsneubau und den Neubau beziehungsweise die Erweiterung von Verdichtern mit einer Leistungserhöhung von 393 Megawatt (MW). Das Investitionsvolumen steigt bis 2025 auf insgesamt 3,3 Milliarden Euro an. Weitere Informationen finden Sie hier (PDF: 8 MB).

Regulierung und Handel

Die BNetzA und die Landesregulierungsbehörden sind für die Regulierung der Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze zuständig.

Der deutsche Gasmarkt zeichnet sich durch eine Vielzahl privatrechtlich organisierter Marktakteure in den Bereichen Gasnetze, Speicherbetrieb und Handel aus. Es gibt derzeit zwei Marktgebiete (NCG und Gaspool), mit je einem Marktgebietsverantwortlichen, der für die effiziente Abwicklung des Gasnetzzugangs und des Marktgeschehens sorgt. Auf dem deutschen Gasmarkt agieren derzeit 16 Gasfernleitungsunternehmen. Weitere Akteure sind die Verteilernetzbetreiber, Speicherbetreiber sowie Handelsunternehmen.

Mit dem EU-Binnenmarktpaket zur Strom- und Erdgasmarktliberalisierung, zuletzt geändert mit dem Dritten Binnenmarktpaket, werden die Tätigkeitsbereiche der Marktakteure neu festgelegt. Um den Wettbewerb zu fördern, werden die Betreiber von Gasversorgungsnetzen und Speichern vom Erdgashandel getrennt.

Erdgasimporte und Eigenproduktion

Prospektive Gebiete, Erdgasfelder und charakteristische Erdgasstrukturen

Derzeit können aus heimischer Erdgasproduktion knapp 6 Prozent des Gasverbrauchs abgedeckt werden, die inländische Produktion ist aber leicht rückläufig (Infografik). Sie betrug 2016 rund 8 Milliarden m³. Deutschland wird daher auch zukünftig in hohem Maße von Erdgasimporten abhängig sein. Derzeit werden knapp 94 Prozent des Gesamtbedarfs ausschließlich über Pipelines aus verschiedenen Lieferländern bezogen. Nach vorläufigen Angaben der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e. V. (AGEB), lag der Anteil des Erdgasbezugs aus Norwegen im Jahr 2016 bei 31 Prozent, 22 Prozent entfielen auf die Niederlande und 41 Prozent auf Sonstige. Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) veröffentlicht den Grenzübergangspreis für deutsche Importe.

Das Statistische Bundesamt führt im Bereich Gaswirtschaft monatliche Erhebungen durch.

Aufgrund der hohen Importabhängigkeit spielen die Instrumente zur Gasversorgungssicherheit eine zentrale Rolle. Weitere Informationen zu den Instrumenten der Gasversorgungssicherheit erhalten Sie hier.

Preise und Kosten

Wie für andere Waren und Dienstleistungen werden die Preise für Erdgas auf der Basis von Angebot und Nachfrage frei gebildet. Unterschiedliche Kostenbestandteile liegen den Preisen zu Grunde.

Die Beschaffungskosten beinhalten den Gaseinkaufspreis sowie alle Transportkosten. Die Verteilungskosten sind alle Kosten der Weiterleitung des Erdgases an die Endkunden. Darin enthalten sind auch alle Kosten, die mit dem Ausbau und der Instandhaltung des Erdgasnetzes verbunden sind.

Der Erdgassteuer liegt das Energiesteuergesetz zugrunde. Mit ihm wird die Verbrauchsmenge an Erdgas in den verschiedenen Einsatzbereichen besteuert.

Die Konzessionsabgabe müssen die Netzbetreiber an die jeweilige Gemeinde entrichten, wenn sie öffentliches Gebiet für das Verlegen und Betreiben von Gasleitungen nutzen.

Weitere Informationen zu den Gaspreisen erhalten Sie hier.

Um Erdgas aus tiefen Gesteinsschichten zu fördern, wird seit einigen Jahren insbesondere in den USA bei horizontal abgelenkten Bohrungen eine Technik angewandt, die unter dem Begriff "Hydraulic Fracturing" beziehungsweise "Fracking" bekannt geworden ist. Dabei werden durch Einpressen einer Flüssigkeit (Wasser und Additive) und dem damit einhergehenden Druckanstieg kontrolliert kleine Risse in dem Gestein erzeugt, in dem das Erdgas enthalten ist. Durch diesen Prozess wird das Gas freigesetzt, so dass es durch die Bohrleitungen an die Oberfläche geleitet werden kann. Bei der Fracking-Technologie kann dabei zwischen bereits langjährig erprobten Anwendungen in Deutschland ("konventionelles Fracking") und neuen Anwendungen ("unkonventionelles Fracking") unterschieden werden.

Um für Bürger, Unternehmen und Behörden mehr Rechtssicherheit beim Fracking herzustellen, haben das Bundeswirtschaftsministerium (BMWK) und das Bundesumweltministerium (BMUB) 2015 ein Regelungspaket in den Bundestag eingebracht. Der Bundestag hat das Paket mit Änderungen am 24. Juni 2016 in 2./3. Lesung verabschiedet, der Bundesrat am 8. Juli 2016. Am 11. Februar 2017 ist das Gesetzespaket in Kraft getreten.

Weiterführende Informationen zum Thema Fracking finden Sie hier.

Die Sicherungsmaßnahmen der deutschen Gasversorgungsunternehmen stützen sich auf einen breiten Maßnahmenkatalog. Hierzu zählen neben der Inlandsförderung insbesondere:

• Diversifikation der Bezugsquellen und Transportwege,
• stabile Beziehungen zu Lieferländern,
• langfristige Gaslieferverträge sowie
• eine hohe Verlässlichkeit der Versorgungsinfrastruktur inklusive der Unter-Tage-Speicher.

Von zunehmender Bedeutung ist auch der Zugang zu LNG-Terminals (LNG: "liquefied natural gas").

Diversifikation der ausländischen Bezugsquellen und Transportwege

Die deutsche Gasversorgung ist relativ breit diversifiziert. Der Import und die Verteilung von Erdgas in Deutschland erfolgen über ein weit verzweigtes Pipelinesystem.

Aus Norwegen wird das Erdgas über drei Pipelines (Norpipe, Europipe I und II) mit einer Gesamtkapazität von 54 Milliarden m³ aus verschiedenen Gasfeldern nach Emden/Dornum gebracht.

Russisches Gas wird zum einen durch die Jamal Europa (Kapazitätrund 33 Milliarden m³, Grenzübergabepunkt Mallnow) und das Ukraine-Leitungssystem (Kapazität ca. 120 Milliarden m³ Grenzübergabepunkt Waidhaus/Sayda) nach Deutschland und Westeuropa geleitet. Zum anderen erlauben es die zwei bestehenden Stränge der Nord Stream-Pipeline, russisches Gas unmittelbar aus Russland zu beziehen. Beide Stränge mit einer Länge von je 1.224 km verlaufen von der Bucht von Portovaya nahe Wyborg durch die Ostsee bis zur deutschen Küste nach Lubmin in der Nähe von Greifswald. Sie verfügen seit der Fertigstellung des zweiten Strangs im Jahre 2012 über eine Transportkapazität von jährlich bis zu 55 Milliarden m³ Erdgas und können Verbraucher in Deutschland, Dänemark, im Vereinigten Königreich, in den Niederlanden, Belgien, Frankreich, in der Tschechischen Republik und anderen Ländern versorgen.

Hinzu kommt eine Vielzahl von Anbindungen in die Niederlande, unter anderem an das niederländische Gasfeld Groningen.

In Zukunft soll der kaspische Raum ("südlicher Korridor") als neue Lieferquelle für Europa und zumindest indirekt auch für Deutschland erschlossen werden. Ab 2019 soll über die Transadriatische Gaspipeline (TAP) erstmals Gas mit einer Kapazität von 10 Milliarden Kubikmetern pro Jahr aus Aserbaidschan nach Europa geliefert werden.

Stabile Beziehungen zu Lieferländern/langfristige Gaslieferverträge

Langfristige Gasimportverträge geben den Produzenten Sicherheit über zukünftige Absatzmengen und werden als Finanzierungsinstrument für die erforderlichen hohen Investitionen in Exploration, Produktion und Infrastruktur eingesetzt. Für die importierenden Staaten stellen diese Verträge einen wichtigen Bestandteil für eine langfristige Versorgungssicherheit dar. Die Lieferverträge haben zum Teil Laufzeiten von 20 Jahren und länger.

Gas-Stresstest der Europäischen Kommission

Um mögliche Engpass-Szenarien auf europäischer Ebene bei der Versorgung mit Erdgas zu prüfen und Schlüsse daraus zu ziehen, wurden sogenannte Gas-Stresstests in 38 europäischen Staaten durchgeführt. Dabei wurden zwei konkrete Ausfallsituationen simuliert: Erstens ein vollständiger Lieferstopp von russischem Erdgas und zweitens die Unterbrechung der russischen Gasimporte über die ukrainische Transitroute für einen Zeitraum von einem oder sechs Monaten.

Die Ergebnisse des Gas-Stresstests hat die Europäische Kommission im Oktober 2014 auf ihrer Internetseite veröffentlicht.

Speicherkapazitäten

Erdgasspeicher spielen eine wichtige Rolle beim saisonalen Ausgleich von Produktions- und Verbrauchsschwankungen und für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit.

Deutschland verfügt aufgrund günstiger geologischer Gegebenheiten über gute Bedingungen für die Einrichtung von Speichern. Die vorhandenen Gasspeicher sind ausreichend dimensioniert, um die Versorgung auch während intensiver Winterphasen oder bei Lieferausfällen zu gewährleisten. Das ergab die am 23. Juni 2015 vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie veröffentlichte Studie "Möglichkeiten zur Verbesserung der Gasversorgungssicherheit und der Krisenvorsorge durch Regelungen der Speicher". Voraussetzung dafür ist ein ausreichender Füllstand der Speicher.

Ende 2015 befanden sich in Deutschland 51 Erdgasspeicher im Betrieb (20 Porenspeicher und 31 Kavernenspeicher). Das derzeit nutzbare maximale Arbeitsgasvolumen beträgt 24,6 Milliarden m³. Deutschland verfügt über die nach den USA, Russland und der Ukraine weltweit viertgrößten Speicherkapazitäten. Im EU-Vergleich hat Deutschland die größten Speichermöglichkeiten. Die maximale Speicherkapazität reicht gegenwärtig statistisch gesehen im Durchschnitt für 80 Tage Vollversorgung. Dieses Speichervolumen soll in den nächsten Jahren noch erhöht werden.

Die EU-Kommission hat den Beitrag von Gasspeichern für den Energiebinnenmarkt und für die Versorgungssicherheit in einer Studie untersuchen lassen. Die Studie wurde im August 2015 veröffentlicht und ist hier (PDF: 5,76 MB) abrufbar (Stand: 2014, nur auf Englisch verfügbar).

Infrastruktur für Flüssigerdgas (LNG) aufbauen

Von zunehmender Bedeutung für Deutschland ist auch der Zugang zu LNG-Terminals. LNG ("liquefied natural gas") ist mittels Abkühlung verflüssigtes Erdgas, das aufgrund seines geringen Volumens besonders im Transport und in der Lagerung große Vorteile besitzt. Flüssigerdgas spielt weltweit eine immer größere Rolle und ist als Kraftstoff für die Schifffahrt und den Schwerlastverkehr außerdem enorm wichtig für die Senkung von Schadstoffemissionen und die Einhaltung der Klimaschutzziele.

Ein Konsortium der Unternehmen Gasunie, Vopak und Oiltanking plant unter dem Namen German LNG Terminal GmbH die Errichtung und den Betrieb des ersten deutschen LNG-Importterminals in Brunsbüttel. Das Vorhaben wird von der Bundesregierung politisch flankiert. Der Maritime Koordinator der Bundesregierung, Norbert Brackmann, ist hier in regem Austausch mit den Akteuren vor Ort.

Über die benachbarten Staaten Belgien (Zeebrügge), Niederlande (Rotterdam) oder andere europäische Staaten kann der Zugang zu LNG für den deutschen Markt prinzipiell sichergestellt werden. Deutsche Gasversorgungsunternehmen haben Beteiligungen an LNG-Terminals im Ausland erworben und planen den Erwerb weiterer Kapazitäten (Belgien, Frankreich, Niederlande).

Monitoring der Versorgungssicherheit

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie führt gem. § 51 Abs. 1 des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz - EnWG) ein Monitoring der Versorgungssicherheit im Bereich der leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität und Erdgas durch.

Die Erdgasversorgungslage in Deutschland ist zwar in hohem Maße sicher und zuverlässig. Dies betrifft insbesondere die Versorgung der privaten Haushaltskunden, die nach EU- und nationalem Recht einen besonderen Schutz genießen. Allerdings kann - wie in jedem anderen Energiebereich - nicht völlig ausgeschlossen werden, dass im Falle einer massiven Verschlechterung der Versorgungslage zusätzlich zu marktbasierten Maßnahmen (d. h. Maßnahmen im Verantwortungsbereich der Unternehmen) ein Einschreiten der zuständigen Behörden erforderlich wird. Auch wenn die Eintrittswahrscheinlichkeit einer solchen massiven Versorgungskrise sehr gering ist, muss für einen solchen Fall Vorsorge getroffen werden, um die notwendige Zusammenarbeit aller Beteiligten und die Verfügbarkeit entsprechender Maßnahmen sicherzustellen.

Die "Verordnung EU Nr. 994/2010" des Europäischen Parlaments und des Rates vom 20. Oktober 2010 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung und zur Aufhebung der Richtlinie 2004/67/EG des Rates ("SoS-VO") sieht vor diesem Hintergrund ein umfassendes Instrumentarium vor, um den Erdgasbinnenmarkt zu stärken und Vorsorge für den Fall einer Versorgungskrise zu treffen. Die EU-KOM hat am 16. Februar 2016 einen Verordnungsentwurf zur Novellierung dieser Verordnung vorgelegt, der seitdem in den zuständigen EU-Gremien beraten wird. Seit Anfang Februar 2017 befindet sich das Gesetzgebungsverfahren im Trilog mit dem Europäischen Parlament und der Kommission.

Die Rahmenbedingungen und Gestaltungsrechte für Unternehmen und Behörden sind in dem in Deutschland geltenden Rechtsrahmen insbesondere im Energiewirtschaftsgesetz, dem Gesetz zur Sicherung der Energieversorgung (Energiesicherungsgesetz 1975 -EnSiG) und der Verordnung zur Sicherung der Gasversorgung in einer Versorgungskrise (GasSV) verankert.

Eine Zusammenstellung der für die Durchführung der Notfallplanung relevanten Rechtsgrundlagen finden Sie hier (PDF: 1,0 MB).

Für die Aufrechterhaltung des hohen Grades an Versorgungssicherheit muss sichergestellt werden, dass der Regelenergiemarkt funktioniert. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie hat am 16. Dezember 2015 Eckpunkte (PDF: 36 KB) für Maßnahmen zur weiteren Steigerung der Erdgasversorgungssicherheit veröffentlicht. Zum einen sollen die Markgebietsverantwortlichen (MGV) zukünftig in der Lage sein, bei außergewöhnlichen regionalen Engpasssituationen ein höheres Volumen an bereits bestehenden Vorsorgeprodukten zu kontrahieren. Diese Vorsorgeprodukte dienen als Reserve, die dann zum Zuge kommt, wenn der Regelenergiebedarf der MGV nicht mehr über den regulären kurzfristigen Regelenergiemarkt gedeckt werden kann. Zum anderen soll es ein neues Regelenergieprodukt geben. Dieses soll es einem größeren Kreis von Industriekunden ermöglichen, eine freiwillige Gasnachfragereduktion durchzuführen und damit einen Beitrag zur Versorgungssicherheit zu leisten.

Die sichere Erdgasversorgung in der Europäischen Union liegt im Rahmen ihrer jeweiligen Tätigkeiten und Zuständigkeiten in der gemeinsamen Verantwortung der Erdgasunternehmen, der Mitgliedstaaten und insbesondere ihrer zuständigen Behörden sowie der Europäischen Kommission (EU-KOM). Diese gemeinsame Verantwortung erfordert ein gut abgestimmtes Maß an Informationsaustausch und Kooperation zwischen den Akteuren.

Grundsätzlich unterscheidet die SoS-VO im Verlauf einer Versorgungskrise drei Krisenstufen (Frühwarnstufe, Alarmstufe und Notfallstufe). Sie sieht marktbasierte Maßnahmen der Gasversorgungsunternehmen in den ersten beiden Stufen sowie ergänzend nur im Notfall hoheitliche Eingriffsmöglichkeiten vor. Sie definiert dabei Zuständigkeiten sowie Pflichten von Unternehmen, nationalen Behörden und EU-KOM und fordert die Mitgliedstaaten auf, vorab das vorgesehene Krisenmanagement nebst präventiven Maßnahmen im Rahmen von Präventions- und Notfallplänen festzulegen. Die zuständige Behörde für die Sicherstellung der o. g. Maßnahmen ist das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie. Der Bundesnetzagentur (BNetzA) wurde die Zuständigkeit für die regelmäßige Erstellung und Aktualisierung der Risikobewertung bezüglich der Sicherheit der Erdgasversorgung in Deutschland übertragen.

Wie in der SoS-VO vorgesehen, wurden die Pläne zuletzt 2019 aktualisiert.

Der nationale Notfallplan Gas ist hier (PDF, 667 KB) abrufbar.

Den nationalen Präventionsplan Gas finden Sie hier (PDF, 2 MB).

Bundestag und Bundesrat haben dem Gesetz zur Bevorratung von Erdöl, zur Erhebung von Mineralöldaten (PDF: 71 KB) und zur Umstellung auf hochkalorisches Erdgas zugestimmt. Der vom Bundeskabinett am 3. August 2016 beschlossene Gesetzentwurf wurde am 10. November 2016 unverändert vom Bundestag und am 25. November 2016 vom Bundesrat angenommen. Das Gesetz ist am 1. Januar 2017 in Kraft getreten.

Das BMWK hatte den Bundesländern und Verbänden die Möglichkeit zur Abgabe von Stellungnahmen zu dem Gesetzentwurf gegeben. Die Stellungnahmen der Branchen- und Interessenverbände sowie der Bundesländer, soweit sie einer Veröffentlichung zugestimmt haben, finden Sie hier. Weitere Informationen zum Gesetz finden Sie hier.

Angesichts rückläufiger niederländischer und einheimischer Produktion von niederkalorischem L-Gas erfolgt in den nächsten Jahren eine Umstellung der Gasqualität auf hochkalorisches H-Gas. Hochkalorisches H-Gas verfügt aufgrund des höheren Methananteils über einen höheren Brennwert. Der Umstellprozess wurde im Jahr 2015 begonnen und wird voraussichtlich um 2030 abgeschlossen sein.

Von der Umstellung sind Bremen, Hessen, Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und Sachsen-Anhalt betroffen. Um die umfängliche Marktraumumstellung zu bewerkstelligen und die Wälzung der entstehenden Kosten zu regeln, hatte das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz eine Neufassung des § 19a EnWG vorgeschlagen.

Anpassung der Gasendgeräte notwendig

Durch die Umstellung wird in der Regel eine Anpassung der Gasendgeräte, wie etwa Gasbrennwertthermen und Gaskochgeräte, erforderlich. Die Kosten der Marktraumumstellung tragen zunächst die jeweiligen Netzbetreiber, die diese Kosten aber über die Gasnetzentgelte auf die Gaskunden in ganz Deutschland umlegen können. Entscheidet sich der Eigentümer eines gasbetriebenen Endgeräts, die Umstellung zur Anschaffung eines Neugeräts zu nutzen, das keine Anpassungshandlung mehr benötigt, erhält er einen Kostenerstattungsanspruch in Höhe von 100 Euro gegen den Netzbetreiber. Hierbei handelt es sich nicht um einen Zuschuss des Bundes, sondern um die Auskehrung von Einsparungen bei der sonst erforderlichen Anpassung der Altanlage. Damit soll ein Anreiz gesetzt werden, alte Geräte gegen energieeffiziente Neugeräte auszutauschen.

Weitere Informationen zur Marktraumumstellung finden Sie auf der Internetseite der Bundesnetzagentur.

Verordnung regelt Kostenerstattungsansprüche für nicht anpassbare Gasgeräte

Der zum 1. Januar 2017 in Kraft getretene § 19a des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) regelt die Marktraumumstellung von L- auf H-Gas. § 19a Absatz 1 Satz 3 EnWG sieht vor, dass Eigentümer von Gasendgeräten, die sich statt einer Anpassung ihrer Altgeräte für die Anschaffung eines H-Gas-fähigen Neugeräts entscheiden, einen Kostenerstattungsanspruch in Höhe von 100 Euro pro Gerät erhalten. Nicht alle von der Marktraumumstellung betroffenen Gasendgeräte können technisch an die neue Gasqualität angepasst werden. Schätzungsweise 2,5 Prozent der rund 4,3 Millionen Gasheizungen sind technisch nicht anpassbar, den Eigentümern entstehen Investitionskosten von mindestens 4.000 Euro pro neuem Gerät.

Um diese wirtschaftliche Härte abzumildern hat das BMWK im Einvernehmen mit dem Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz (BMJV) eine Verordnung zu Kostenerstattungsansprüchen für Gasgeräte erarbeitet. Mehr erfahren.

Zur Förderung der Erdgasmobilität hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) im September 2016 den sogenannten "Runden Tisch Erdgasmobilität" (RTEM) gestartet.

Ziel des Runden Tisches war es, die Nutzung von Erdgas als Kraftstoff voranzubringen. Erdgasfahrzeuge haben geringe CO2-Emissionen, stoßen keine Partikel und kaum Stickoxide aus. Erdgas als Kraftstoff kann deshalb erheblich dazu beitragen, die Feinstaubbelastung in urbanen Zentren zu verringern und die Trendwende bei den CO2-Emissionen des Verkehrssektors einzuleiten. Der Runde Tisch hat ein Maßnahmenpaket erörtert, um für Erdgas einen Anteil von vier Prozent am Energieverbrauch im Verkehrssektor bis 2020 erreichen zu können.

Vertreter von Fahrzeugherstellern, Gaslieferanten, Tankstellenbetreibern, Kunden aus dem Einzelhandel, Flottenbetreibern und der Öffentlichen Hand haben an den Sitzungen des Runden Tisches teilgenommen. Seit dem Start im September 2016 bis März 2017 fanden drei Sitzungen des Runden Tisches, begleitet von über 20 Arbeitsgruppensitzungen, statt. Das BMWK hat darüber hinaus Gespräche mit großen Handelsunternehmen sowie Ländervertretern und den kommunalen Spitzenverbänden geführt. Unter anderem wurden im Rahmen des RTEM acht großflächige Fokusregionen in Deutschland identifiziert. In diesen wurden die Erdgasmobilität mit den erarbeiteten Maßnahmenbündeln vonseiten des Fahrzeugangebots sowie der Abnehmer und Nutzer von Mobilität weiter voran gebracht. Nutzungsperspektiven von Erdgas als gasförmiger Energieträger und Handlungsbedarf werden derzeit im BMWK im Strategieprozess „Gas 2030“ diskutiert.

Bereits heute speist die Gaswirtschaft Erdgas aus Biomasse (Bio-Gas) in das Erdgasnetz ein. Für die Zukunft ist geplant, das Gasleitungsnetz als Gesamtsystem zu nutzen, in dem Erdgas, Bio-Gas sowie Wasserstoff und synthetisches, also künstlich erzeugtes Methan aus regenerativ erzeugtem Strom zu einer riesigen Energiequelle zusammengeführt werden. Die Erdgasleitungen in Deutschland mit einer Gesamtlänge von mehr als 505.000 km transportieren jährlich schon jetzt doppelt so viel Energie wie das gesamte Stromnetz.

Die Speicherung von umgewandeltem regenerativem Strom im Erdgasnetz stellt eine viel versprechende Option dar. Wenn zum Beispiel bei kräftigem Wind die Windkraftwerke mehr Strom produzieren als das Netz aufnehmen kann, lässt sich entweder die Nachfrage an die Produktion anpassen (Demand-Side-Management) oder die Stromerzeugung flexibler gestalten. Denkbar ist aber auch, den überschüssigen Strom in andere Energieträger umzuwandeln. Die Power-to-Gas-Technologie bietet eine solche Option: Auf diese Weise kann Strom bei Bedarf (durch Elektrolyse) in Wasserstoff und Sauerstoff umgewandelt und in das Erdgasnetz eingespeist werden. In einem zweiten Schritt besteht die Möglichkeit, aus dem Wasserstoff (durch weitere chemische Reaktionen) Methan zu erzeugen. So erzeugte Gase können in der Industrie, zum Heizen oder als Antriebsenergie im Verkehr eingesetzt werden. Sie können aber auch in Turbinen wieder in Strom umgewandelt werden.

Allerdings führt diese Mehrfachumwandlung zu hohen Verlusten beim ursprünglich eingesetzten Strom. Deswegen ist diese viel versprechende Lösung bislang wirtschaftlich noch nicht vertretbar. Mittelfristig könnte Power-to-Gas aber entscheidend dazu beitragen, das Problem der kurz- und auch längerfristigen Zwischenspeicherung von großen Strommengen wirtschaftlich zu lösen – und das Erdgasnetz zu einem unverzichtbaren Partner für Strom aus erneuerbaren Energien zu machen.

Weite Informationen zu Power-to-Gas und anderen Speichertechnologien erhalten Sie hier.