GLA1 Grundlagen der Gaswirtschaft

• Hauptkomponente Methan (CH4)

• je nach Erdgasquelle: geringe Anteile weiterer paraffinischer Kohlenwasserstoffe (Ethan, Propan, Butan, u.a.) sowie geringe Anteile von Inertgasen (Stickstoff, CO2 u.a.)

• Im vermarktungsfähigen Erdgas: Spurenanteile von Wasser, Sauerstoff, Schefelverbindungen (Gasbegleitstoffe)

• originär geruchsfrei -> Odormittel wird hinzugefügt (häufig Schwefelhaltig aber heutzutage auch schwefel frei)

• je nach Zusammensetzung häufig nicht ohne vorherige Aufbereitung vermarktbar

• Abscheidung m.H. verfahrenstechnischer Prozesse von:

• - Schwefelwasserstoff, Quecksilber und andere Schadstoffe

• In Norddeutschland betreiben die Erdgasproduzenten Aufbereitungsanlagen, um saures Gas zu entschwefeln.

• Die größte Anlage steht in Großenkneten, Südoldenburg

• Der anfallende Schwefel wird separat vermarktet.

• wurde früher auch als oberer Heizwert bezeichnet

• Es handelt sich um die Wärmemenge, die bei der vollständigen Verbrennung von 1 m³ trockenen Gases im Normzustand frei wird.

• Die Verbrennungsprodukte werden auf die Ausgangsbedingungen zurückgeführt; das sich bei der Verbrennung bildende Wasser wird vollständig kondensiert

• Brennwert Hs,n [kWh/m³] bei 0°C und 1,01325 bar

• wurde früher auch als unterer Heizwert bezeichnet.

• unterscheidet sich vom Brennwert insofern, als das gesamte sich bei der Verbrennung bildende Wasser dampfförmig vorliegt

• Heizwert Hi,n [kWh/m³] bei 0°C und 1,01325 bar

• s = superior

• i = inferior

• Wobbe – Index Ws,n [kWh/m³] bei 0°C und 1,01325 bar

• kennzeichnet die Wärmebelastung eines Gasbrenners.

• Brenngase mit gleichem Wobbe-Index ergeben bei gleichem Druck am Brenner annähernd die gleiche Wärmebelastung

• Im Allgemeinen wird im Gasfach der obere Wobbe-Index verwendet.

• Anmerkung: Die Energietransportkapazität einer Gas-Pipeline ist proportional dem Wobbe-Index.

• relative Dichte dv = [ - ](Verhältnis der Gasdichte zur Luftdichte

• Die relative Dichte (das Dichteverhältnis) ist der Quotient aus der Dichte des Gases und der Dichte der trockenen Luft unter gleichen Druck- und Temperaturbedingungen.

  
  

• In der deutschen Richtlinie Arbeitsblatt DVGW G 260 sind die in Deutschland vermarktbaren Erdgase beschrieben.

• In dieser Richtlinie wird zwischen niederkalorischen (L-Gas) und hochkalorischen (H-Gas) Erdgasen unterschieden.

• Die Anforderungen an die Gasbeschaffenheit sind in anderen westeuropäischen Ländern vergleichbar.

• H-Gas- und L-Gas-Netze müssen aus sicherheitstechnischen Gründen separiert betrieben werden.

• Selbst innerhalb der gleichen Beschaffenheitsklasse werden weitere Differenzierungen durchgeführt, um Schwankungen des abrechnungsrelevanten Brennwertes zu minimieren; so können die Kundenverbräuche sehr genau abgerechnet werden.

• Demgegenüber verlangen die Regulierungsbehörden eine möglichst niedrige Anzahl von „Marktgebieten“ – möglichst nur eines. Auch hier zeigt sich ein gravierender Widerspruch zwischen technischen Gegebenheiten und regulatorischen Vorgaben.

Generell führen Produktion, Transport, Verteilung, Speicherung und Anwendung (Verbrennung) von fossilen Brennstoffen zur Emission klimarelevanter Gase und Feststoffe (Staub).

• Klimarelevante Gase:

  • SO2 (Verbrennung schwefelhaltiger Brennstoffe)

  • NOx (Temperaturspitzen bei jedem Verbrennungsprozess)

  • CO2 (Verbrennung kohlenstoffhaltiger Brennstoffkomponenten)

  • CH4 (Methanverluste auf allen Stufen: Produktion bis Anwendung)

• Der Anstieg von Spurengasen in der Atmosphäre wird als eine relevante Ursache für die Erwärmung der Erdatmosphäre angesehen.

• Der Anteil der Spurengase an der anthropogenen Erhöhung des Treibhauseffektes wird wie folgt abgeschätzt:

  • Kohlendioxid (CO2): 50%

  • Methan (CH4): 19%

  • Fluorkohlenwasserstoffe (FCKW): 17%

  • Sonstige Spurengase : 14%

Erdgas schneidet deutlich günstiger ab als Braunkohle, Steinkohle und Erdöl.

Grund: Die Molekülstruktur von Erdgas („Methan“) weist das höchste H/C-Verhältnis aller fossilen Energieträger auf. Wasserstoff verbrennt zu Wasser. Kohlenstoff verbrennt zu CO2.

Auch unter Berücksichtigung der CO-und CH4-Einträge erweist sich der Energieträger Erdgas als vergleichsweise umweltfreundlich.

Bei gleichem Energiegewinn sind die treibhausrelevanten Emissionen bei der Verbrennung von Erdgas etwa halb so groß wie die von Kohle.

Auch im Hinblick auf NOx-Emissionen ist die Nutzung von Erdgas deutlich weniger umweltschädlich als die von Kohle oder Mineralöl (s. nachfolgendes Bild):

• Ein Gasgebläsebrenner vermeidet ca. 40% an NOx-Emissionen – im Vergleich zu einem Ölbrenner.

• Aufgrund der guten Luft-Gas-Durchmischung reduzieren sich die NOx-Emissionen bei Nutzung eines atmosphärischen Brenners um 74% (gegenüber Öl).

• Die Produktion von Erdgas und Erdöl (onshore) geschieht vergleichsweise umweltschonend.

• Der Landschaftsverbrauch durch Einrichtung/Nutzung der Bohrplätze ist gering.

• Der Transport über Pipelines geschieht effizient und umweltschonend.

• Gravierende Auswirkungen bzw. Risiken für die Umwelt sind nicht erkennbar.

• Derzeit wird etwa 1/3 des weltweit verbrauchten Erdgases grenzüberschreitend gehandelt. Dazu wurden ca. 1/3 über LNG-Ketten, 2/3 über Pipelines transportiert.

• Etwa 1/9 des weltweit verbrauchten Erdgases wurde in Form von LNG, etwa 8/9 über Pipelines transportiert.

• Zeitraum von mehr als 10 Jahren dominierten in Deutschland die Marktsektoren “Haushalte und Kleinverbrauch” (HuK) und “Industrie”.

• Derzeit (2020) liegt der HuK-Anteil bei 43 %, der Industrie-Anteil bei 36 %. Die gasbefeuerten Kraftwerke hatten in 2020 einen Anteil von 14 %.*)

• Aufgrund des hohen Brennstoffpreises ging der Gasabsatz im KW-Bereich in den Jahren 2010 bis 2015 zurück.

• In 2016 und 2018 ist aufgrund gesunkener Erdgaspreise ein Wiederanstieg des KW- Verbrauchs festzustellen.

• Insgesamt sind die Anteile der Verbrauchergruppen von Erdgas über 10 Jahre relativ konstant geblieben. Der Gesamtabsatz ist – auch bedingt durch Covid19 – innerhalb einer Dekade um ca. 5 % zurückgegangen.

• Der Verbrauchssektor „Haushalte und Kleinverbrauch“ unterliegt einer strengen Abhängigkeit von Temperatur und Jahreszeit – da die Hauptanwendung bei der Raumheizung liegt.

• Im Gegensatz dazu sind die Sektoren „Industrie“ und „Kraftwerke“ nur in geringem Umfang von saisonalen Einflüssen abhängig.

• Die insgesamt resultierende saisonale Struktur des Gasverbrauchs ist in der folgenden Ganglinie wiedergegeben.

• Bisher Gaslieferungen nach Deutschland diversifiziert

• Die Hauptquellen waren Russland und Norwegen, gefolgt von den Niederlanden und der heimischen Produktion in Deutschland.

• Allerdings ist festzustellen, dass diese heimischen Quellen deutlich rückläufig sind. Auch die niederländischen Reserven sind zu großen Teilen ausgeschöpft : das Groningen -Gasfeld muss aus Umweltgründen drastisch zurückgefahren werden; es wird in Kürze außer Betrieb genommen.

• Im Laufe der nächsten Dekade ist eine Substitution durch neue Quellen unabdingbar. Es ist anzumerken, dass ab 2016 „aus Datenschutzgründen“ die Aufteilung der Erdgaslieferungen nach Quellen nicht mehr veröffentlicht wurde (s. nächstes Bild).

• Der Anteil der Erdgaseigenproduktion ging und geht deutlich zurück. Er liegt in 2020 bei nur noch ca. 5 %.

• Demgegenüber stieg der Anteil russischer Lieferungen drastisch an. Die Bezüge aus Russland lagen in 2018 und 2019 bei ca. 50%, wie in der Masterarbeit von A. Kreysel dargestellt worden ist (s. übernächstes Bild). In 2021 lagen die Gasbezüge aus Russland bei 55%

• Gasfluss von den Quellen (Import / Eigenproduktion) zu den Verbrauchern gezeigt. Die vom BDEW veröffentlichte Grafik unterscheidet ab 2020 allerdings nicht mehr zwischen Importgas, Exportgas und Transitgas.

• Der Gasverbrauch in Deutschland liegt bei 945 TWh/a. Die Export- und Transitmengen in Summe liegen bei 862 TWh/a – wobei die Transitmengen für die innerdeutsche Energiebilanz irrelevant sind.

• Nach Schätzung des Verfassers liegen die Exportmengen bei ca. 340 TWh/a; die Transitmengen machen dann ca. 550 TWh/a aus.

• Aufgrund von Effizienzgewinnen bei der Energienutzung wird in Deutschland allgemein von einem sinkenden Energiebedarf über die nächsten 40 Jahre ausgegangen. Dieser Trend muss nicht notwendigerweise für den Energieträger Erdgas gelten. Aufgrund der Fakten, dass Erdgas speicherbar ist und die Nutzung ökologische Vorteile aufweist, erscheint es denkbar, dass Erdgas einen neuen Boom erleben wird – insbesondere im Zusammenspiel mit der Einführung der Erneuerbaren Energien. Allerdings ist infolge des russischen Angriffskrieges gegen die Ukraine die Verfügbarkeit kostengünstigen Gases aus Russland für Deutschland gesunken bzw. entfallen. Daher müssen neue Quellen (in Kaspi- Region, Nahost, Afrika, Nordamerika, Australien) erschlossen werden. Erdgas aus diesen Quellen kann auf dem Weltmarkt nur zu hohen Kosten beschafft werden – aus Gründen des Beschaffungswettbewerbs, und wegen hoher Transportkosten (LNG-Ketten). Anmerkung: Ein Erdgaszuwachs im KW-Sektor war bisher nur dann möglich, wenn der Erdgaspreis für KW- Gas nicht höher war als der von Konkurrenzenergien, wie Kohle. Zukünftig werden auch regulatorische Eingriffe (z. B.: CO2-Steuer) einen Einfluss haben.

Eine Langfristprognose von ExxonMobil geht davon aus, dass der Gasbedarf in den nächsten 30 Jahren ansteigen wird (s. nächstes Bild). Hauptursache soll der Verbrauchssektor „Kraftwerke“ sein; auch der Verbrauchssektor „Industrie“ wird zusätzliche Energie in Form von Erdgas benötigen. Andererseits wird der Verbrauch von Gas als Brennstoff für Raumheizungen (Haushalte und Kleinverbraucher) rückgängig sein, da hier Energieeinsparungsmaßnahmen im besonderen Maße wirksam sind.

• Überregionaler Transport

• Regionaler Transport

• Ortsverteilung

In Ländern, in denen „Unbundling“ eingeführt wurde (EU-Staaten u.a.) – also die gesellschaftsrechtliche Trennung zwischen Handel und Infrastruktur – spiegelt sich die Hierarchie der 3 Versorgungsebenen in doppelter Weise wieder. Dies gilt nicht für die Schweiz!

In Deutschland gab es – vor Einführung des Unbundling – ca. 700 selbständige Teilnehmer am Gasmarkt:

• importierende Ferngasgesellschaften

• regionale Ferngasgesellschaften

• Ortsgasversorger Vorgeschaltet sind die Produzenten mit teilweise eigenem Netzbetrieb.

Im Hinblick auf ihre Funktion lassen sich die entsprechenden Infrastrukturgesellschaften in Kurzform wie folgt beschreiben:

• Überregionaler Transport: Transport des importierten (oder produzierten) Gases zur Überbrückung / Erschließung der Gebietsfläche des Landes teilweise auch: Wahrnehmung von Transitfunktionen in benachbarte Länder

• Die Regionalgesellschaften leiten das Gas an die Ortsgasversorgungsgesellschaften weiter.

• Die Ortsgasversorgungsgesellschaften nehmen die Funktion der Endverteilung und Versorgung von Haushalten, Kleinverbrauchern und Kleinindustrie wahr.

Die von den Ortsgasversorgungsunternehmen betriebenen Leitungsnetze der Endverteilung folgen in ihrer Geometrie den Straßenzügen.

Anders als bei den Transport- und Regionalleitungen handelt es sich hier um echt vermaschte Netze

Die Gesamtlänge des Gasnetzes liegt derzeit bei ca. 500.000 km. Davon machen die überregionalen und regionalen Transportleitungen etwa 70.000 km aus, das Verteilnetz ca. 430.000 km. In Deutschland ist praktisch jeder zweite Haushalt an das Gasnetz angeschlossen – insgesamt ca. 21 Mio. Haushalte (zuzüglich ca. 0,6 Mio. Kunden aus Industrie und Gewerbe). Das überregionale und regionale Netz erschließt Deutschland flächendeckend (s. nächstes Bild).

Innerhalb von etwa 50 Jahren Erdgaswirtschaft in Europa hat sich ein übergeordnetes Europäisches Verbundnetz herausgebildet – nicht auf zentrale Direktiven einer Brüsseler Administration, sondern aufgrund der Verantwortungs- und Risikobereitschaft einzelner Unternehmen der Gaswirtschaft.

Diese Leitungssysteme wurden projektbezogen gebaut – oft als Joint-Ventures der beteiligten Unternehmen.

Wesentliche Aufgabe ist der Antransport von Erdgasmengen aus teilweise weit entfernten Quellen

„So hat in 1970 einmal alles angefangen“:

Beginn des „Europäischen Erdgasverbundes“ – als Anbindung des neu entdeckten Groningen-Feldes (Holland) an die Gasversorgung in Belgien, Frankreich und Deutschland

• die großen Erdgasfelder in Westsibirien

• die Felder in der norwegischen und britischen Nordsee

• Felder in Nordafrika (Algerien und Libyen). Er ist damit ein interkontinentales Transportsystem.

Einen Überblick über die Gasnetze in den einzelnen Ländern Europas (EU 28 + Schweiz + Türkei) gibt die nachfolgende Tabelle: Die Gesamtnetzlänge dieser über das Europäische Verbundnetz miteinander verknüpften nationalen Leitungsnetze liegt bei ca. 2,3 Mio. km!