LNG: Der Flüssigerdgas-Deal

Am 25. Juli 2018 einigten sich EU-Kommissions-Präsident Jean-Claude Juncker und US-Präsident Donald Trump darauf, den Handelsstreit zwischen Europa und den USA vorläufig beizulegen. Als Teil des Abkommens stellte Juncker höhere Einfuhren von Flüssig­erdgas in die Europäische Union in Aussicht. Wozu?

Die Schiefergas-Revolution: Zur Jahrhundertwende gehörten die Vereinigten Staaten noch zu den großen Importeuren von Flüssigerdgas (Liquefied Natural Gas, kurz LNG). Das änderte sich mit dem vermehrten Aufkommen von Gas aus Ölschiefer-Gestein (Shale Gas): Nachdem riesige Bestände im Mittelwesten der USA entdeckt und als profitabel eingestuft wurden, setzte ein regelrechte „Schiefergas-Revolution“ ein. Während im Jahre 2000 diese durch horizontale Bohrungen oder Fracking gewonnene Energiequelle (siehe EU-Recycling 12/2013) lediglich ein Prozent zur US-amerikanischen Gasproduktion beitrug, lieferte sie 2010 bereits über 20 Prozent; 2012 stand Schiefergas bereits für 39 Prozent des Erdgasaufkommens, sodass die Schätzungen der Energieinformations-Verwaltung von 46 Prozent für 2035 vermutlich übertroffen werden.

Der vormalige Bedarf ist inzwischen einem nationalen Überangebot gewichen, das auf den globalen Markt drängt. Die erste Ausfuhr von Flüssigerdgas aus den USA erfolgte im Frühjahr 2016. Und Gesellschaften, die Milliardenbeträge in Plattformen für den Import gesteckt hatten, saßen plötzlich auf nutzlosen Einrichtungen und sahen sich gezwungen, weitere Milliarden in die Umrüstung für den Export zu investieren.

Import- zu Export-Terminals

Fracking-Gas wird aus Schieferansammlungen gewonnen, die markante Vorkommen an natürlichem Gas und/oder Öl versprechen. Die erste kommerziell rentable Gewinnung startete um die Jahrhundertwende im texanischen Barnett-Schiefer. Die bekanntesten Fundorte liegen im Marcellus-Schiefer, aber auch rund 30 andere Bundesstaaten verfügen über derartige ausbeutbare Gesteinsformationen. Das hier gewonnene und für die Verflüssigung vorgesehene Gas muss, um zu LNG verarbeitet zu werden, zunächst von der Bohrstelle zur nächsten Raffinerie transportiert werden – per Tankwagen oder über eine Pipeline. Idealerweise befinden sich entsprechende Anlagen in der Nähe der Bohrplätze, um die Kosten für die dazwischenliegende Transportinfrastruktur zu minimieren und um Gasverluste zu vermeiden.

Laut US-Bundes-Kommission für Energieregulation arbeiten aktuell über 110 solcher Einrichtungen in den Vereinigten Staaten, von denen einige für Gasexporte und andere für die überregionale und lokale Energieversorgung und Speicherung zuständig sind. Aus Rentabilitätsgründen werden solche – sehr umfangreichen – Anlagen möglichst an einen Ort mit Zugang zum Meer errichtet. Eine aus dem Jahr 2015 stammende Liste zählt in den Vereinigten Staaten drei bestehende, drei im Bau befindliche und zehn geplante Terminals für Gasverflüssigung und Export auf und merkt an, dass seit 2010 die Betreiber auch neuer Importterminals die Umrüstung durch eine Verflüssigungsanlage für die Überseeverschiffung planen. Laut Bundes-Kommission für Energieregulation existierten in den Vereinigten Staaten im Juli 2018 drei ausgewiesene Exportterminals, befanden sich fünf im Bau, waren vier genehmigt und wurden über ein Dutzend geplant.

Auf -162° Celsius gekühlt

Zur Verflüssigung von Erdgas und Frackinggas bieten sich insgesamt neun unterschiedliche Verfahren an. Ihnen ist gemeinsam, dass die Gase zunächst von Staub, Sauergas, Helium, Wasser und schweren Kohlenwasserstoffen gereinigt werden müssen. Das resultierende Flüssigerdgas – nicht zu verwechseln mit dem aus Propan und Butan bestehenden Flüssiggas – enthält rund 89 Masse- und 95 Mengenprozent Methan. Danach wird es in verschiedenen Kühlzyklen auf eine Temperatur von -162° bis – 164° Celsius und einen maximalen Transportdruck von 25 Kilopascal kondensiert, um ein 600stel seines Volumens zu erreichen. Allerdings verbraucht dieser Prozess, bei dem Gas die Kondensationswärme entzogen und ohne Rückgewinnung an das Meerwasser abgegeben wird, etwa zehn bis 25 Prozent des in ihm enthaltenen Heizwertes; auch müssen die benötigten Kältemaschinen mit einem Teil des Gases oder elektrisch betrieben werden.

Zum Befüllen für den Export standen laut Internationaler Gas Union im Januar 2017 weltweit 439 Tanker zur Verfügung, mit Fassungsvermögen zwischen 3.200 Kubikmetern für küstennahe Speditionen und 250.000 Kubikmetern fassenden Frachtern. Ob die Schiffe mit mehreren kugelförmigen, sogenannten Kvaerner Moss Sphären-Tanks oder mit riesigen Membrantanks nach dem Dewar-Prinzip ausgerüstet sind: Trotz bester Isolierung der tiefgekühlten Gase lässt sich nicht vermeiden, dass Wärme von außen in die Tanks eindringt und dadurch ein Teil des Gases verdampft. Dieses „Boil-off-Gas“ – bei kleineren Schiffen rechnet man mit 0,1 Prozent der Lademenge, bei größeren mit wesentlich weniger – muss abgelassen werden, um einen Druckanstieg zu vermeiden. Es könnte für den Betrieb der Schiffsaggregate verwendet, rückverflüssigt, verbrannt oder im schlechtesten Fall abgefackelt werden.

LNG-Transport mit Schweröl-Verbrennung

Womit die Motoren der LNG-Tanker angetrieben werden, bleibt allerdings offen. Weltweit könnten bis 2020 rund 1.000 Schiffe mit LNG angetrieben werden, schätzte Jan Tellkamp vom Schiffs-TÜV und Prüfkonzern DNVG. Im Juli 2016 relativierte er: „Derzeit fahren weltweit etwa 80 Schiffe mit LNG-Versorgung im Hauptantrieb, und etwa ebenso viele Schiffe stehen in den Orderbüchern der Werften, die künftig sowohl mit Schiffsdiesel wie auch mit LNG angetrieben werden können.“

Somit dürfte bis dahin höchstens ein Bruchteil der LNG-Tanker mit eigenem Treibstoff anstelle von umweltbelastendem Schweröl fahren. Nach Angaben der International Gas Union sollen 25 Prozent der eingesetzten Schiffe mit einen Tri-Fuel Diesel Electric-System ausgerüstet sein: für Schweröl, Diesel und Gas. Dessen ungeachtet rechnet sich der Transport: Ab 2.500 Kilometer gilt eine LNG-Verbringung als wirtschaftlicher als die Verbringung von verdichtetem Erdgas (Compressed Natural Gas, kurz: CNG) per Erdgas-Pipeline. Im jeweiligen Bestimmungshafen der Schiffsfracht steht für das angelieferte Flüssigerdgas der Weitertransport oder die Regasifizierung an. Bei letzterer muss dem Gas wieder Verdampfungswärme zugeführt werden, zumeist durch kostenloses Meerwasser. Der Betrieb der dafür notwendigen Verdampfungs- und Kompressionsanlage benötigt wiederum etwa ein bis zwei Prozent vom Energiegehalt des Gases. Die vorhandene Kälte könnte prinzipiell für Kühlung oder Stromerzeugung genutzt werden.

EU Mitgliedstaaten planen mit LNG

Wikipedia listet im Jahr 2016 insgesamt 23 LNG-Empfangsterminals in Europa auf: in Belgien (1), Frankreich (4), Griechenland (1), Italien (3), den Niederlanden (1), Polen (1), Portugal (1), Spanien (7) und dem Vereinigten Königreich (6). Nach Darstellung der EU-Kommission wurden bis 2018 in fünf Ländern LNG-Terminals vollendet, wobei solche in Litauen, Polen und Malta EU-kofinanziert wurden. Im Bau befindlich seien zwei Anlagen in Spanien und eine EU-mitfinanzierte in Griechenland. „Projekte von gemeinsamem Interesse“ (PCI-Vorhaben) mit EU-Kofinanzierung sind in Kroatien, Griechenland und Zypern vorgesehen; weitere Terminals sind für Schweden, Polen und Irland geplant. Insgesamt hat die Europäische Union somit LNG-Infrastrukturprojekte im Wert von mehr als 638 Millionen Euro mitfinanziert oder eine Mitfinanzierung zugesagt.

Für Deutschland stand seit Jahren ein Regasifizierungs-Terminal in Brunsbüttel oder Wilhelmshaven zur Disposition, für das – laut Spiegel online – weder eine energetische noch eine politische Notwendigkeit vorhanden war noch in absehbarer Zeit Gewinne in Aussicht standen. Eugen Weinberg, Rohstoffstratege der Commerzbank, wurde noch Ende Juli 2018 mit den Worten zitiert: „Momentan gibt es mehr als genug Angebot im europäischen Erdgasmarkt.“ Und auch die online-Ausgabe von Die online-Ausgabe der „Welt“ berichtet, dass in den meisten deutschen Häfen für Flüssigerdgas bislang kein funktionierender Markt entstand; allerdings werde die Errichtung einer entsprechenden Infrastruktur für den Hamburger Hafen in Zukunft wettbewerbsrelevant sein.

Für den Bau von neun bis elf Häfen zahlen

Was EU-Kommissionspräsident Juncker tatsächlich am 25. Juli in Washington verabredete, ist nicht überliefert. Im offiziellen Statement vom 25. Juli ist davon die Rede, dass die Europäische Union mehr Importe an Flüssigerdgas aus den USA beziehen möchte, um ihre Energieversorgung zu diversifizieren. Und in einer am 9. August veröffentlichten Presseerklärung von EU und USA deutet Juncker lediglich an: „Die steigenden Flüssigerdgasexporte aus den USA könnten, sofern die Preise wettbewerbsfähig sind, eine wachsende und strategisch wichtige Rolle in der Erdgasversorgung der EU spielen.“

Eine Woche nach dem „Deal“ verkündete Präsident Trump – nach Unterredung mit dem italienischen Ministerpräsidenten Giuseppe Conte – auf einer Pressekonferenz: Die Handelsgespräche zwischen USA und EU zielten darauf ab, die amerikanischen Möglichkeiten auf dem europäischen Gasmarkt zu vergrößern, der bisher von Russland dominiert werde. Trump wörtlich: „Wir reden bereits mit der Europäischen Union über den Bau von neun bis elf Häfen irgendwo, für die sie zahlen will, sodass wir unser LNG in verschiedene Teile Europas liefern können.“ Diese Aussage stellte die EU-Kommission gegenüber der Nachrichtenagentur Reuters richtig: Man habe in bilateralen Gesprächen EU-Mittel in Höhe von 278 Millionen Euro für LNG-Projekte in Kroatien, Griechenland und Zypern festgelegt, die zwischen 2018 und 2020 in Betrieb gehen sollen. Allerdings stammten die Pläne für diese Projekte bereits aus der Zeit vor der Regierung Trump und würden überwiegend von Privatunternehmen vorangetrieben, auf die die EU-Politik nur geringe Einflussmöglichkeiten habe.

Über Nachfrage wird spekuliert

Tatsächlich – so die Kommission – unterstütze die EU 14 Infrastruktur-Projekte, um die Liefermenge an Flüssigerdgas von jetzt 210 Milliarden Kubikmetern um 15 Milliarden Kubikmeter bis 2021 zu steigern, und damit würden nicht nur Import-Terminals finanziert. Hinzu kommt, dass Europa wenig Bedarf für amerikanischem LNG habe, da russisches Gas in Rekordgeschwindigkeit in die europäischen Gasmärkte strömt: „Im Jahr 2017 lag die durchschnittliche Auslastung dieser Terminals bei 26 Prozent – das lässt große Spielräume für weitere US-Importe bei wettbewerbsfähigen Preisen offen“, ließ die EU-Kommission verlautbaren. Die Zahl lässt sich auch anders interpretieren. Das Europäische Umweltbüro formulierte es so: Schon jetzt seien drei Viertel der bestehenden europäischen LNG-Importkapazitäten ungenutzt, und die neuen Terminals in Nischenmärkten wie Kroatien, Griechenland und Zypern würden nur einen Bruchteil der Gesamtkapazität des Kontinents ausmachen.

Auch die Äußerung der EU-Kommission, Europa als zweitgrößter Gasbinnenmarkt der Welt sei für die USA eine attraktive Option, ist interpretationsbedürftig. Das online-Magazin Euractiv führt an, dass angesichts hoher US-Preise für LNG Süd- und Zentral-Amerika, Indien und Fernost die lukrativsten Märkte darstellten, während Europa wegen relativ niedriger Preise und ausreichender Lieferungen aus Russland und Norwegen am Ende der Liste stünde. Zwar ist Miguel Arias Cañete, EU-Kommissar für Klimaschutz und Energie, davon überzeugt, dass gerade jetzt eine Entwicklung stattfindet, „in der die Gasproduktion innerhalb der EU schneller als erwartet zurückgeht und sich der Ausstieg aus der Kohleverstromung in der EU beschleunigt“ und es drastische Änderungen bei sinkenden Fördermengen geben könnte. Andererseits schätzt die Internationale Energie Agentur, dass die Nachfrage nach Erdgas bis 2023 in China auf rund 225 Milliarden Kubikmeter, die im Mittleren Osten auf rund 80 und die in Nordamerika auf etwas über 70 Milliarden Kubikmeter ansteigt, während sie in Europa um zwölf Milliarden Kubikmeter nachgeben wird.

Ob – wie die die Internationale Energieagentur an anderer Stelle ausführt – die Flüssigerdgas-Importe nach Europa gegenüber dem Stand von 2016 bis 2040 um fast 20 Prozent steigen werden, ist daher vorerst Spekulation. Die kumulative Liefermenge an amerikanischem Flüssigerdgas nach Europa stieg von Januar 2016 bis März 2018 von null auf rund 2,8 Milliarden Kubikmeter – gemessen an der jetzigen nach Europa exportierten Liefermenge 1,3 Promille.

Kein Erdgas-Ersatz

Als Erdgas-Ersatz wird Flüssigerdgas in absehbarer Zukunft wenig Verwendung finden. Die Zunahme an LNG-Importen in Frankreich und Spanien erklärt die International Gas Union mit Ausfällen der Atomstromversorgung und gestiegenem Wärmebedarf. Und die Zunahmen in Litauen und Polen dürften auf den Wunsch nach größerer Unabhängigkeit von russischen Lieferungen zurückzuführen sein. Zwar gibt es zarte Ansätze, LNG auch im Schiffs- und im Schwerlast-Verkehr als Kraftstoff zu nutzen; stärkere Nachfrage scheitert zurzeit aber noch an fehlender Infrastruktur, hohen Mineralölsteuern und unsubventionierten Umrüstungskosten. Aus diesem Grund wollen beispielsweise zwei niederländische Unternehmer seit einiger Zeit in Hamburg ein LNG-Terminal errichten, um alternativen Treibstoff für Container- und Kreuzfahrt-Schiffe oder chemische Betriebe herzustellen und zu liefern.

Keine direkte Notwendigkeit

Aktuelle Lieferengpässe, die durch vermehrten Flüssigerdgas-Einsatz ausgeglichen werden müssten, gibt es zurzeit nicht. Noch funktioniert die Erdgasversorgung aus Russland und Norwegen reibungslos, der Bau des Gaspipeline-Projekts Nord Stream 2 schreitet voran – trotz harscher Kritik insbesondere des amerikanischen Präsidenten –, und seit Ende letzten Jahres produziert der private russische Gaskonzern Novatek sogar eigenes Flüssigerdgas in der größten Verflüssigungsanlage des Landes. Es bestehen innereuropäische Möglichkeiten, LNG von Mitgliedstaaten zu beziehen: So könnte beispielsweise Deutschland aus den riesigen, unausgelasteten Terminals seiner belgischen, französischen oder niederländischen Nachbarn LNG beziehen. Und schließlich ist Gas nur einer von mehreren Energieträgern: Laut Bundeszentrale für politische Bildung betrug der Gasanteil an der Primärenergieversorgung im Jahr 2014 neben Öl, Kohle, Kernenergie und erneuerbaren Energien lediglich 21,9 Prozent.

Somit besteht für die Europäische Union keine direkte Notwendigkeit, auf einen Energieträger zurückzugreifen, der teilweise aus wenig umweltfreundlich gewonnenem Frackinggas besteht, bei der Verflüssigung spürbare Verluste zeitigt, vielfach unter Einsatz von Schweröl verschifft wird, mit Transportverlusten zu rechnen hat, zurzeit keine preislichen Vorteile bietet und nach Wunsch der USA möglichst exklusiv von einem Anbieter bezogen werden sollte. Das einzige gültige Argument, warum Europa verstärkt an den Kauf von amerikanischem Flüssigerdgas denken könnte, liefert mit Blick auf Russland wiederum Rohstoffstratege Eugen Weinberg: „Jedes Land, das strategisch und geopolitisch denkt und sich der Gefahr eines Streites zwischen Russland und einem anderen Staat bewusst ist, sollte an anderen Lieferwegen Interesse haben.“

Auf Rohstoff- und Energiewende bauen

Der Rückgriff auf Flüssigerdgas sollte die Europäische Union aber nicht davon abbringen, weiterhin auf erneuerbare Energien zu setzen. Oder wie es Renzo Tomellini von der Generaldirektion Forschung und Innovation der EU-Kommission formulierte: „Europa ist gut aufgestellt und kann von seinem Vorsprung beim Export von grünen, sauberen und kohlendioxidarmen Technologien profitieren. Diese Chance sollten wir nicht verpassen.“ Dies gilt insbesondere, als Bloomberg erneuerbare Energien – zusammen mit alternativen Kraftstoffen und der Liberalisierung des Marktes – auf lange Sicht ohnehin als Konkurrenz für den Gasmarkt einstuft. Und vor allem zur Grundlastversorgung könne LNG in vielen größeren Wirtschaftssystemen mit erneuerbaren Energien nicht mithalten. Flüssigerdgas als kohlenstoffbasierter, fossiler Brennstoff hat – bis auf Nischenfunktionen – in einem Strukturwandel von einer fossilen zu einer nachhaltigen Industriegesellschaft, wie ihn Martin Faulstich fordert, wenig zu bieten: Dann, wenn ernsthaft auf die Säulen Rohstoffwende – mit hohen Bedarf an strategischen, recycelbaren Rohstoffen – und Energiewende – zur 100prozentigen Versorgung aus regenerativen Energie – gebaut werden sollte.

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(EU-Recycling 09/2018, Seite 24)