Erdgas kann entweder leitungsgebunden über Pipelines als auch in verflüssigter Form als LNG transportiert werden.  Um die Energiedichte zu erhöhen, wird Erdgas in Pipelines unter hohem Druck (ca. 80 bar) transportiert. Durch die erhöhte Energiedichte kann die Pipeline bei gleichem Durchmesser und gleicher Durchflussgeschwindigkeit eine größere Energiemenge pro Zeiteinheit transportieren.

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Um beim Transport über große Entfernungen auftretende Druckverluste auszugleichen, muss das Erdgas ca. alle 100-200 km neu verdichtet werden. In den Verdichterstationen kommen Gasturbinen zum Einsatz, die mit dem Pipelinegas betrieben werden. Beim Transport über sehr weite Entfernungen verursachen sie einen signifikanten Eigenbedarf der Pipeline. So kann geschätzt werden, dass für den Transport von Erdgas aus sibirischen Quellen nach Westeuropa (Entfernung ca. 5000 km) mehr als 10 Prozent des in die Pipeline eingespeisten Gases für den Betrieb der Pipeline aufgewendet wird.

In den letzten zehn Jahren haben sich die verschiedenen Erdgas-Märkte aufgrund der zunehmenden Nutzung von verflüssigtem Erdgas (Liquified Natural Gas LNG) mehr und mehr integriert. Die LNG-Transportkette besteht aus 3 Elementen:

  • Eine Erdgasverflüssigungsanlage sowie Speichmöglichkeiten in einem Ort mit Meereszugang im exportierenden Land
  • LNG-Tankschiffe
  • Eine Regasifizierungsanlage im Importland, in der das Flüssiggas wieder gasförmigen Zustand annimmt, so dass es in das Pipelinesystem eingespeist werden kann

Je mehr LNG-Exporteure und je mehr LNG-Importeure es gibt, desto größer ist die Flexibilität der Anbieter, aber auch der Nachfrager. Ist der Erdgaspreis z. B. in Europa niedrig, so kann ein LNG-Exporteur natürlich Erdgas auch z.B. nach Japan verkaufen, wo evt. höhere Preise erzielt werden können. Die zunehmende Nutzung von LNG macht also Arbitragegeschäfte möglich. Für die Zukunft wird erwartet, dass sich die Erdgaspreise in verschiedenen Regionen der Welt weitgehend angleichen. Ca. 20 Prozent des EU-weiten Erdgasaufkommens stammt heute aus LNG-Importen.

Aufgrund seiner relativ niedrigen Energiedichte ist der Transport via Pipeline teuer, sobald es um große Entfernungen geht. Das betrifft nicht nur die notwendigen Investitionskosten sondern auch die Betriebskosten. In Abbildung 1 ist zu sehen, dass zu sehen, dass der Transport pro toe (also pro Energieeinheit) um ein Vielfaches teurer ist als der Transport von Erdöl oder Kohle.

Transportkosten für Energierohstoffe

Abbildung 1: Transportkosten für Energierohstoffe, Quelle: Energy Brainpool

Ob der Transport von Erdgas via LNG oder via Pipeline günstiger ist, hängt von der Entfernung zwischen Produzent und Verbraucher ab. Im Allgemeinen wird davon ausgegangen, dass etwa ab 2000-4000 km Entfernung der Transport als LNG günstiger ist als in Pipelines. Beim Transport von russischem Erdgas nach Deutschland werden Entfernungen von bis zu 5000 km mit Pipelines bewältigt. Der Grund warum hier nicht auf LNG zurückgegriffen wird ist der fehlende ganzjährig eisfreie Meereszugang in der Nähe der sibirischen Erdgasfelder.

Erdgasspeicher

Erdgas lässt sich – im Gegensatz zu elektrischer Energie – relativ einfach speichern. Ein Bedarf für Speicher ergibt sich wie bereits erwähnt aus der Temperaturabhängigkeit und damit der Saisonalität des Erdgasverbrauchs: Der Erdgasverbrauch ist im Winter etwa sechsmal so hoch wie im Sommer. Daher werden die Speicher häufig im Sommer befüllt und stellen im Winter die Versorgung sicher.

Prinzipiell werden Speicher in Untertagespeicher und Übertagespeicher unterschieden. Im Allgemeinen haben Untertagespeicher ein deutlich größeres Volumen als Übertagespeicher. Bei Untertagespeicher unterscheidet man ferner zwischen

  • Porenspeichern und
  • Kavernenspeichern

In Deutschland finden als Erdgasspeicher Salzkavernen, ausgeförderte Erdgas- oder auch Erdölfelder, sowie sogenannte Aquifere Einsatz.

Kavernenspeicher entstehen durch Aussolung von Salzstöcken (vergleiche Abbildung 2): In nicht mehr genutzte Salzstöcke wird Wasser (häufig Meerwasser) eingeleitet, welches Salz aus dem Salzstock herauslöst. Das mit dem entsprechenden Salz gesättigte Wasser wird danach wieder in das Meer zurück geleitet und es wird wieder frisches Wasser in den Salzstock eingeleitet. Dadurch wird immer mehr Salz aus der Kaverne herausgelöst und das Volumen der Kaverne erhöht sich. Dieser Prozess dauert mehrere Monate bis Jahre; fertige Kavernenspeicher haben dann eine Höhe von bis zu 300m und einen Durchmesser von bis zu 50m.

Abbildung 3: Schematische Darstellung eines Porenspeichers

Abbildung 3: Schematische Darstellung eines Porenspeichers

Porenspeicher, wie in Abbildung 3 dargestellt finden sich insbesondere in Süddeutschland. Dort befinden sich vielerorts poröse Gesteinsschichten, die mit Wasser gefüllt sind. Ist über diesen Gesteinsschichten eine gasundurchlässige Schicht vorhanden, kann das Wasser in den Zwischenräumen des Gesteins durch Einpressen von Erdgas verdrängt werden. Die poröse Gesteinsschicht kann so als Erdgasspeicher genutzt werden. Voraussetzung ist allerdings auch, dass die umgebenden Gesteinsschichten gasundurchlässig sind, damit das Erdgas nicht seitlich entweichen kann.  Die Speicher werden durch bis zu 1500m tiefe Bohrungen erschlossen.

Schematische Darstellung eines Porenspeichers

Abbildung 3: Schematische Darstellung eines Porenspeichers

Als Arbeitsgas wird in einem Erdgasspeicher der Anteil des Erdgases bezeichnet, der für die aktive Speichernutzung zur Verfügung steht. Ein Anteil dient der Aufrechterhaltung des Druckes und verbleibt während des regulären Speicherbetriebes im Speicher. Es kann nicht genutzt werden und wird als Kissengas bezeichnet.

Porenspeicher sind durch ein hohes Arbeitsgasvolumen (AGV) sowie ein hohes Kissengasvolumen gekennzeichnet. Gleichzeitig zeichnen sie sich durch relativ niedrige Leistungen aus, d.h. der Ein- und Ausspeiseprozess verläuft relativ langsam. Eine vollständige Befüllung bzw. Entleerung des Speichers dauert 40-100 Tage. Die genannten Eigenschaften (hohes Arbeitsgasvolumen und langsame Ein- und Ausspeisung) prädestinieren Porenspeicher für die Nutzung als saisonale Speicher: Sie werden im Sommer gefüllt (denn im Sommer ist der Erdgasverbrauch niedrig, so dass Erdgas für die Speicherbefüllung zur Verfügung steht) und können im Winter helfen, die hohe Nachfrage zu decken.

Aufgrund der extremen Saisonalität des Erdgasverbrauchs stellen Erdgasspeicher ebenso wie die Transportinfrastruktur (Pipelines)  auch eine wesentliche Voraussetzung dar, um am Markt teilzunehmen und beispielsweise als Lieferant Endkunden versorgen zu können. Daher ist auch der Zugang zu Speicherkapazitäten reguliert und die Eigentümer sind verpflichtet, Dritten diskriminierungsfrei Zugang zu Speicherkapazitäten zu ermöglichen.

Insgesamt können die deutschen Erdgasspeicher mehr als 20 Mrd m³ Arbeitsgas aufnehmen. Das entspricht fast einem Viertel des jährlichen deutschen Erdgasverbrauchs.

Im Gegensatz zu den Untertagespeichern haben Übertagespeicher ein verhältnismäßig kleines Volumen. Ausgeführt werden sie als Kugelspeicher oder Röhrenspeicher. Sie können tageszeitliche Schwankungen im Erdgasverbrauch ausgleichen.  Auch das Netz selbst kann teilweise Schwankungen im Verbrauch aufnehmen, das geschieht dann durch schwankenden Netzdruck („Netzatmung“). Da die Verbrauchseinrichtungen allerdings nur eine geringe Bandbreite erlauben, ist die Nutzung des Netzes als Speicher beschränkt.