Wie schafft man es sich mit einem Schuss in beide Knie zu schießen ?
Veröffentlicht: 31. März 2022 Abgelegt unter: Liquified Natural Gas (LNG), POLEN, Russia-Ukraine Crises, sanctions: implications & interactions (Folgen & Wechselwirkungen), Schiefergas-Lizenzen & Förderung Ein KommentarWie schafft man es sich mit einem Schuss in beide Knie zu schießen ?
Polen zeigt den Weg auf!
Wie zu hören ist, hat Polens Regierung einen umfassenden Importstopp für russische Rohstoffe beschlossen.
Teil I: Importverbot für russische Kohle
Premier Morawiecki führte dazu aus, dass diese Maßnahme schon ab April, spätestens aber ab Mai 2022 umgesetzt wird.
Diese Aktion ist ein klassischer no-brainer, da das Land sehr zum Ärger grüner Ideologie in Brüssel und Berlin fast 80 % seiner Energie aus den umfangreichen Braun- und Steinkohle-Reserven erzeugt und damit die Klimaziele konterkariert.
Morawiecki ging aber noch einen Schritt weiter und stellte fest, dass man diese Rohstoffe auch jederzeit aus Australien, Kolumbien oder Südafrika importieren könne … ein weiterer Affront gegen die Klimawandler !
Teil II: Importverbot für russisches Erdöl spätestens ab Dez 2022 geplant
Polens Öl-Raffinerien wie in Schwedt oder Leuna sind an die Druschba-Pipeline (tägliche Transportkapazität 2,5 Mio Barrel) angekoppelt, welche die russischen Ölfelder mit Raffinerien in Ost- und Mitteleuropa verbindet.
Russisches Erdöl soll mit arabischem Erdöl substituiert werden, welches via Tanker in Gdansk anlanden soll.
Leider hat dieser fulminante Plan einige Schönheitsfehler:
Einerseits müssen die Raffinerien auf arabisches Öl umgerüstet werden, andererseits sollte man vor der ersten Anlandung von entsprechenden Tankern überprüfen, die Rohöl-Entladungskapazitäten des Hafens mit dem jeweiligen Bedarf der polnischen Raffinierien abgleichen.
Hinzu kommt, dass die TOTAL Raffinerie in Leuna (jährliche Verarbeitungskapazität: 12 Mio Tonnen Rohöl), die russische Rohöl-Lieferverträge ebenfalls zum Ende des Jahres gekündigt hat und denkbarerweise ebenfalls damit liebäugelt, künftige Erdöl-Importe ebenfalls ab einem Ostsee-Hafen (Rostock, Lübeck oder eben Gdansk) in Empfang zu nehmen und anschließend ggfl. via Pipeline ins mitteldeutsche Leuna zu verbringen.
Teil III.: Importverbot für russisches Erdgas ab Dezember 2022
Bislang werden noch viele polnische Haushalten mit Kohle beheizt, aber insbesondere polnische Chemiebetriebe werden für deren Produktion nicht ohne Erdgas auskommen. Daneben gibt es zahlreiche Betriebsstätten, die mit Gas beheizt werden.
Die aus Russland importierten Liefermengen lagen 2020 bei 13,8 Mio m³, zzgl. 1 Mio wurden von Qatargas via Swinemünde geliefert (die Zahlen für 2021 konnten nicht zuverlässig ermittelt werden).
Wie man die russischen Liefermengen substituieren will, ist derzeit nicht bekannt.
Denkbar wäre das russische Gas mit (amerikanischen) LNG-Lieferungen zum LNG-Terminal in Swinemünde/Świnoujście (Kapazität p.a. 7,5 Mrd m³) liefern zu lassen (Defizit von 6,3 Mio m³) und von dort „irgendwie“ (mir fehlt dazu leider jegliche substantielle Idee) zu den industriellen Betriebsstätten zu bringen. Zwar sind in Gdansk zwei LNG-Terminals mit einer Gesamtkapazität von 6,1 m³ geplant, davon ein schwimmendes Terminal, deren Fertigstellung/Inbetriebnahme wird vermutlich erst nach 2025 möglich sein.
Alternativ ließe sich in Polen via fracking Erdgas produzieren, mögliche Standorte und Mengen unbekannt. Ein solches Unterfangen würde von den Klimawandlern gewiß als Todsünde angeprangert werden.
vorläufiges Fazit
Man substituiert die benötigte Menge mit US-Lieferungen von LNG aus Schiefergaz, bittet auf Knien Qatar um höhere Mengen, appelliert an die europäische Solidarität, erweitert die vorhandenen AKW-Kapazitäten oder verschiebt russophobisches Gedankengut und bezieht so lange auf indirektem Weg (z.B. via Deutschland) russisches Erdgas ggfl. auch als LNG, bis die heimischen Kapazitäten vorhanden sind, meint
Ihr Oeconomicus
No magic tap for Europe to replace Russian gas via Turkey or elsewhere
Veröffentlicht: 31. März 2022 Abgelegt unter: BASF, Chemie & Agrar-Industrie, Erdöl / Erdgas (crude oil / natural gasoline), Gasversorgungs-Sicherheit, Gaz-Pipelines, Gazfields, Leviathan (Israelische Küste), Liquified Natural Gas (LNG), LNG-Logistik, LNG-Terminals, Russia-Ukraine Crises, sanctions: implications & interactions (Folgen & Wechselwirkungen), SKW Stickstoffwerke Piesteritz GmbH Hinterlasse einen KommentarNo magic tap for Europe to replace Russian gas via Turkey or elsewhere
Europa hat nach Aserbaidschan, Israel und anderen Ländern gesucht, um Gas über die Türkei zu transportieren, aber unter der Annahme, dass politische Hindernisse überwunden werden können, wird es einige Zeit dauern, die erforderlichen massiven Investitionen zu realisieren.
Bislang konzentrierte sich Brüssels Interesse hauptsächlich auf die Türkei als mögliche Transitroute für größere Gasmengen aus Aserbaidschan und Israels Leviathan-Ressourcen, dessen Reserven aber noch weitestgehend unerschlossen sind.
Am 4. Februar berichtete EU-Energiekommissarin Kadri Simson über eine Vereinbarung mit Baku zur „ Vertiefung unserer Partnerschaft “ im Gassektor, wobei Aserbaidschans Energieminister Parviz Shahbazov am 12. März bestätigte, „gas reserves of 2.6 trillion cubic meters are enough for its neighbors and European countries.“
Unterdessen führte der Besuch des israelischen Präsidenten Isaac Herzog am 9. März in Ankara zu beträchtlichen Spekulationen über eine mögliche Vereinbarung zum Transit von Gas aus Israels riesigem Leviathan-Gasfeld.
Selbst wenn sich beide Länder einig sind, wird die Realisierung bedeutender Export-Volumina viel Zeit und große Investitionen erfordern.
Laut Aserbaidschans staatlicher Ölgesellschaft SOCAR sollen die Gasexporte nach Europa in diesem Jahr wie geplant auf 10 Milliarden Kubikmeter steigen, wobei noch im laufenden Jahr eine Entscheidung darüber erwartet wird, ob die Kapazität der einzigen Export-Pipeline auf 20 Milliarden Kubikmeter pro Jahr verdoppelt werden soll — immer noch nur ein Bruchteil der russischen Importe Europas.
Woher das zusätzliche Gas kommen soll, ist keineswegs ausgemacht.
Aber halt mal! Hatten unsere Bullerbü-Verwahrheiter Habecks Betteltrip nach Qatar nicht zweckoptimistisch als langfristige Energiepartnerschaft begrüßt?
Habeck’s Resumee:
„Großartigerweise -und das war ja das Ziel- wurde wurde eine langfristige Kooperation mit Qatar fest vereinbart“
Toll ! … seltsam nur, dass sich diese Einschätzung aus dem Mund von Qatars Energieminister Saad al-Kaabi „ein wenig anders“ anhört:
Zunächst zweifelte al-Kaabi vor allem eine schnelle Abkehr von Russland an. „Zu sagen, ich kann heute auf Russland verzichten, und zu behaupten, Qatar oder andere könnten das ersetzen, ist lächerlich. Das ist Blödsinn. Das wird nicht passieren“, sagte der Minister der „FAZ“.
Nach al-Kaabis Angaben hat Qatar Energy erst von 2025 an die Möglichkeit, maßgebliche Mengen bereitzustellen. Fast das gesamte qatarische Gas sei bis 2026 durch bestehende Lieferverträge gebunden. Ab 2026 wolle Qatar seine Produktion von 77 Millionen auf 126 Millionen Tonnen pro Jahr erhöhen.
Deutschlands Gasbedarf lag im Jahr 2020 bei 86,5 Millionen Tonnen. Und dabei steht fest: Deutschland ist ebenso wie die EU (Jahresbedarf 150 Milliarden m³) abhängig von russischem Gas. In den vergangenen Jahren kamen etwa 55 Prozent des zwischenzeitlich gestiegenen Gas-Bedarfs aus Russland, mittlerweile seien es etwa 38 Prozent, wie der Webseite der Bundesregierung zu entnehmen ist (Habeck spricht zwar von 40%, aber wir wollen nicht kleinlich sein), will heißen, dass bereits 15-17% des deutschen Gasbedarfs substituiert werden konnten … wodurch, vielleicht durch U.S. LNG-Lieferungen ist zumindest fraglich!
An der Stelle sollten wir doch mal nachrechnen. EU-Quellen zufolge wurden in 2021 nachfolgende LNG-Mengen (Angaben in Mrd. m³ – Stand 22.03.22) aus nachfolgenden Ländern in die EU exportiert:
Qatar 27,1 – USA 22,5 – Russland 17,1 – Nigeria 12,5 (Empfänger: Spanien+Portugal via LNG-Terminal im Tiefsee-Hafen von Sines – Algerien 8,0 (wobei Zweifel angemeldet werden dürfen, ob es sich dabei tatsächlich um Flüssig-Gas handelte, oder das per Pipeline nach Spanien gelieferte Gas gemeint ist) – Norwegen 4,0 – Angola 1,0 – Peru 0,4 und Argentinien 0,2 … macht summa summarum 92,8 incl. russischer LNG-Lieferungen, blendet man diese jedoch aus, reduziert sich die gelieferte Menge auf 75,7 Mrd. m³.
Der EU-weite Jahres-Gesamtverbrauch an Gas lag 2021 bei rund 500 Mrd. m³ was bedeutet, dass 407,2 m³ via Pipelines geliefert worden sein müssen. Zieht man davon 59,2 Mrd. m³ die via Nordstream 1 in Deutschland ankamen ab, müssen also schlappe 348 Mrd. m³ mittels anderer Pipelines geliefert worden sein.
Aber bleiben wir noch etwas beim deutschen Erdgas-Verbrauch und betrachten einige Zahlen:
Konkret bedeutet dies, dass 48,2 Prozent der 40,6 Millionen Wohnungen in Deutschland Erdgas als Energieträger nutzen. Das sind 19,6 Millionen Wohnungen, wobei im letzten Jahr lt. Bundesverband der Deutschen Heizungsindustrie (BDH) stolze 653.000 neue Gasheizungen in deutschen Haushalten hinzugekommen sind.
Auf Platz zwei landet das Heizen mit Öl – etwa für Zentralheizungen und Ölöfen. Rund ein Viertel (25,6 %) und damit 10,4 Millionen aller deutschen Wohnungen werden so beheizt.
Die Liste der größten industriellen Erdgas-Verbraucher in Deutschland wird angeführt von dem Düngemittelhersteller SKW Stickstoffwerke Piesteritz GmbH mit Sitz in der Lutherstadt Wittenberg. Deren Gas-Verbrauch liegt mit 1,2 Mrd. m³ höher als die verbrauchte Gesamtmenge in Bremen und dem Saarland.
Die BASF, weltweit größter Chemiekonzern und auf Rang zwei dieser Liste, warnt hinsichtlich eines Gasembargos für Deutschland vor einem Jobverlust von bis zu 40,000 am Standort Ludwigshafen/Rhein beschäftigten Mitarbeiter !!
Bevor es soweit kommt, sollten sich die Damen und Herren Politschnurgel so richtig warm anziehen !!!
Den meist faktenresistenten Hardlinern, die sich wortgewaltig für den sofortigen Import-Stopp von russischem Gas blamieren, scheinen diese Fakten offenbar völlig gleichgültig zu sein !
Vielleicht ändert sich das, sobald FFF in „fridays for freezing“ umdefiniert werden muss, ein Zeitpunkt der möglicherweise auch als „das Ende des grünlippigen Regenbogens“ in die Geschichte eingehen könnte!
Aber kommen wir zurück zu Habeck’s Energieausflügen:
Sein stop-over in den Emiraten hat offenbar keine Früchte eingebracht, etwa schmal-lippig räumte er ein, dass mit den VAE ebenfalls eine Kooperation sei. In other words, bis dahin wird noch eine Menge Wasser durch den Dubai-Creek und die Spree fließen.
Kommen wir zu Habeck’s angedachten Erdgas-Lieferungen aus den Niederlanden. Er und viele andere wünschen sich aus dem Groningen Gasfeld 1,1 Mrd. m³, was bedeutet, dass die Gasproduktion in Groningen trotz der Gefahr von Erdbeben vermutlich also fast verdoppeln werden müsste. Diesbezüglich werden die Sorgenfalten bei der niederländischen Regierung noch größer, da man sich verpflichtet hat, die Produktion des ehemals größten Gasfelds im laufenden Jahr einzustellen!
Ein Quäntchen Hoffnung bleibt jedoch, schließlich betreiben die Niederlande ein LNG-Importterminal in Rotterdam, welches in der Nähe des Hafeneingangs auf der Maasvlakte für LNG-Tanker recht gut zu erreichen ist und mit drei Lagertanks, jeweils mit einer Lagerkapazität von 180.000 m³, das Löschen von großen Mengen an LNG auf einmal ermöglicht.
Aktuell liegen mir dazu keine Auslastungs-Daten vor, womit die etwaige Nutzung für U.S. LNG-Lieferungen für Deutschland nicht seriös zu quantifizieren ist.
Wagen wir einen Blick zum Hafen im belgischen Zeebrugge. Der dortige Port ist über die Gassco Zeepipe-Pipeline mit den Gasfeldern Norwegens und über die Interconnector-Pipeline mit Großbritannien verbunden. LNG wird in erster Linie auf dem Seeweg aus Qatar angeliefert und dort aufbereitet wird.
Das Fluxys LNG-Terminal wurde für das Laden und Entladen von LNG in und aus Schiffen gebaut. Für die temporäre Lagerung vor Ort kommen Puffertanks mit einer Kapazität von 9 Milliarden m³ LNG pro Jahr zum Einsatz. Das LNG wird über das Vertriebsnetz verteilt und in LNG-Schiffe oder LNG-LKW geladen.
Immerhin, einen Hoffnungsschimmer kann Habeck anläßlich seiner Konsultationen mit Norwegens Regierungs-Chef Jonas Gahr Støre vorweisen.
Støre stellte mehr Flüssiggas in Aussicht. Man befinde sich jetzt zwar am Maximum, wolle aber im Sommer mit Hilfe eines LNG-Terminals in Nord-Norwegen die Kapazitäten ausbauen. Der staatlich dominierte Versorger Equinor werde im Sommer zusätzlich 1,4 Milliarden Kubikmeter Gas nach Europa pumpen können. Zudem wolle Norwegen Deutschland mit Spezialschiffen für Flüssiggas helfen. Deutschen Regierungskreisen zufolge geht es um mehrere Schiffe, die der Bund mitfinanzieren werde. Sie können den flüssigen Brennstoff vor der Küste wieder in Gas umwandeln, sodass kein komplett neues Terminal gebraucht wird.
Na, dann wollen wir doch mal soviel Zuversicht aufbringen, dass der steigende Benzinpreis-Frust in der norwegischen Bevölkerung nicht dazu führt, dass deren Solidaritätsempfinden nicht auf norwegische Mitbürger beschränkt bleibt und/oder die Støres Regierung hinsichtlich der angedachten Pläne gar in die Verlegenheit katapultiert, statt LNG nur Norweger-Pullover liefern zu können.
Ihr Oeconomicus
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Die EU-Politik zur Sicherung der Gasversorgung
Veröffentlicht: 15. März 2015 Abgelegt unter: fracking / shale gaz, Gasversorgungs-Sicherheit, Gaz-Pipelines, Krk (projektiert), Liquified Natural Gas (LNG), LNG-Terminals, Rotterdam, Stiftung Wissenschaft und Politik (SWP), Ukraine-Konflikt, Zeebrugge, Świnoujście (Swinemünde) | Tags: Dr. Jonas Grätz, Dr. Oliver Geden, Gasnetzzugangsverordnung, LNG-Terminals in Europa, Redundanzen Ein KommentarDie EU-Politik zur Sicherung der Gasversorgung
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Einschätzungen und Bewertungen von Oliver Geden und Jonas Grätz (September 2014)
Dr. Oliver Geden ist Wissenschaftler bei der Stiftung Wissenschaft und Politik (SWP) und war im Sommer 2014 Visiting Fellow am Center for Security Studies (CSS) der ETH Zürich. Er ist unter anderem Ko-Autor von «Die Energie- und Klimapolitik der Europäischen Union» (2008).
Dr. Jonas Grätz ist Senior Researcher im Team «Globale Sicherheit» am Center for Security Studies (CSS) der ETH Zürich und Autor von «Russland als globaler Wirtschaftsakteur» (2013).
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Die Spannungen mit Russland rücken die Gasversorgungssicherheit Europas wieder in den Fokus. In der EU wurden Erfolge bisher vor allem im Infrastrukturausbau zwischen Mitgliedstaaten erzielt und nicht bei der Diversifikation der Lieferanten.
Eine Eskalation der Ukraine-Krise könnte weitere Integrationsschritte beschleunigen.
Die Schweiz hingegen kann ihre Versorgungssicherheit grossenteils durch engere Zusammenarbeit mit den Nachbarstaaten verbessern.
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Der russisch-ukrainische Gasstreit zum Jahreswechsel 2005/06, der einen kurzen Lieferstopp Russlands zur Folge hatte, hat das Thema Gasversorgungssicherheit auf der politischen wie medialen Agenda der EU salonfähig gemacht.
Seither wurde die Versorgungssicherheitspolitik im Erdgasbereich teilweise europäisiert. Die Versorgungssicherheit ist generell am stärksten, wenn die Gasproduktion und die Lieferwege den eigenen Regeln unterworfen sind. Erdgasförderung im eigenen Land ist dementsprechend von Vorteil.
Ist sie nicht vorhanden oder nicht ausreichend, gilt es, intern in Redundanzen zu investieren, um politische Erpressbarkeit und Versorgungsengpässe durch technische Schwachstellen zu reduzieren. Interne Redundanzen können geschaffen werden durch
Investition in Speicherkapazitäten, sowie in den Ausbau des Transportnetzes und dessen Regulierung.
Externe Redundanzen, wie neue Pipelines und Terminals zum Import von Erdgas und verflüssigtem Erdgas (LNG), können die Durchhaltefähigkeit bei einem Lieferunterbruch nochmals deutlich erhöhen und politische Abhängigkeiten verringern.
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In der öffentlichen Aufmerksamkeit steht vor allem die Schaffung externer Redundanzen.
Die Entwicklung eines gemeinsamen europäischen Ansatzes in der Energieaussenpolitik war dementsprechend eine Priorität der 2007 erstmals entwickelten EU-Energiestrategie.
Als konkretes Handlungsfeld wesentlich wichtiger war aber die Schaffung interner Redundanzen.
Dies zeigt sich auch daran, dass EU und Efta insgesamt zwar noch über die Hälfte ihres Verbrauchs selbst decken, Mitgliedstaaten in Ostmittel- und Südosteuropa sich aber oft zu 60 – 100 Prozent aus Russland beliefern lassen und im Falle einer Unterbrechung nicht alternativ versorgt werden konnten. Schritte im Innern wie der Bau neuer Verbindungen zwischen Mitgliedstaaten und die Aufrüstung bestehender Verdichterstationen mit Vorrichtungen zur Umkehr der Gasflussrichtung (Reverse Flow) sorgten für Verbesserungen.
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Bisher hat die Krise in der Ukraine nicht zu neuen substanziellen Integrationsschritten geführt. Das wird sich am Europäischen
Rat im Oktober 2014, der nächsten Möglichkeit für die 28 Staats- und Regierungs-Chefs über die strategische Ausrichtung der
Energie- und Klimapolitik zu entscheiden, kaum ändern. Auch in den kommenden Jahren dürfte die interne Dimension das zentrale Handlungsfeld der EU-Versorgungssicherheitspolitik bleiben.
Allerdings könnte eine weitere Eskalation der Ukraine-Krise zu einem kohärenteren Vorgehen in der Energieaussenpolitik beitragen. In jedem Fall wirkt sich die fehlende Fähigkeit zur Schaffung externer Redundanzen zunehmend auf die Ausgestaltung des Binnenmarkts aus, da externe Versorger wie Gazprom weiterhin zentral bleiben und ihren Einfluss geltend machen.
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CSS-ETHZ – PDF (4 Seiten)
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korrespondierende Beiträge und Informationen zu LNG-Terminals in Europa
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09.12.2014
Urlaubsinsel Krk soll Europas Gashafen werden
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Die Gasleitung South Stream ist tot. Es lebe das neue Gas- Projekt in Kroatien! Die EU will mit einem Terminal für Flüssiggas an der nördlichen Adria unabhängiger von Russland werden. Wie geht das?
Das Projekt geht zurück auf die 1980er- Jahre, doch erst die Ukraine- Krise hat es zu einem Lieblingsplan der EU und der USA gemacht: Auf der nordkroatischen Adriainsel Krk soll im Eiltempo ein Terminal für Flüssiggas entstehen.
[…]
Die kroatischen Medien bejubeln ihr Land schon als „neues Norwegen“. Denn neben diesem Projekt soll bald auch aus der Adria Öl gefördert werden. Nachdem auch die EU das Projekt im Mai auf ihre Prioritätenliste gesetzt hat, kann jetzt alles schnell gehen.
Die Europäische Union zahlt mit fünf Millionen Euro die Hälfte der Vorplanungen. Studien zur Machbarkeit und Umweltverträglichkeit sind positiv abgeschlossen, heißt es aus der staatlichen Gesellschaft LNG- Hrvatska (Kroatien).
[…]
Anfang des nächsten Jahres können interessierte Firmen aus der ganzen Welt anmelden, ob sie in welchem Umfang an der Nutzung des neuen Terminals interessiert sind. Dann folgt die Sicherung der Finanzierung. Der Energieknoten auf Krk soll 630 Millionen Euro kosten, der Neu- und Ausbau von Pipelines bis zu 750 Millionen.
Wirtschaftsminister Ivan Vrdoljak erwartet, dass die EU die Hälfte und sein Land ein Viertel der Kosten übernimmt. Sein Argument: Kroatien braucht das Projekt nicht, die EU aber schon. Das letzte Viertel der Investition soll von internationalen Banken oder strategischen Finanzpartnern gesichert werden.
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Krone.at
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31.07.2014
Monitoring-Bericht nach § 51 EnWG zur Versorgungssicherheit bei Erdgas
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A. Einleitung
B. Rechtliche Grundlagen der Versorgungssicherheit
1. Nationale Vorgaben
2. EU-Vorgaben
C. Internationale und nationale Gasmärkte
1. Weltweite Nachfrageentwicklung und Reserven- und Ressourcensituation
2. Angebots- und Nachfrageentwicklung in Europa
3. Erdgasversorgung in Deutschland
3.1 Nachfrageentwicklung
3.2 Gasangebot
3.2.1 Erdgasgewinnung im Inland
3.2.2 Erdgasimporte
3.3 Instrumente zur Sicherung der Gasversorgung
3.3.1 Diversifikation der Bezugsquellen
3.3.2 Diversifikation der Importinfrastruktur
3.3.3 Inlandsförderung
3.3.4 Langfristige Gasimportverträge
3.3.5 Speicher und inländische Netzinfrastruktur
3.3.6 Inländische Infrastrukturinvestitionen
3.3.7 Energieaußenpolitik
4. Technische Sicherheit
4.1 Qualität der Netze
4.2 Analyse von Netzstörungen
4.3 Versorgungsunterbrechungen
D. Zusammenfassung
Anlage: Abkürzungsverzeichnis
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Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) – PDF (21 Seiten)
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02.05.2014
Flüssigerdgas als Beitrag zur Diversifizierung von Erdgasbezugsquellen
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Kleine Anfrage der Abgeordneten Oliver Krischer, Dr. Julia Verlinden, Annalena Baerbock, weiterer Abgeordneter und der Fraktion BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN – Drucksache 18/1145 – und Antwort der Bundesregierung
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Vorbemerkung der Fragesteller
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Erdgas, welches durch hohen Druck bei niedriger Temperatur auf einen Bruchteil seines Volumens komprimiert und damit verflüssigt wird, wird als Flüssigerdgas (Liquified Natural Gas – LNG) bezeichnet.
In seiner verflüssigten Form kann es damit unabhängig von Pipelines mit Tankschiffen über große Entfernungen transportiert werden. Der Markt für LNG ist dabei in den vergangenen Jahren kontinuierlich gewachsen. Mittlerweile entfällt über ein Viertel der weltweiten Erdgastransporte auf Flüssigerdgas. Die Internationale Energieagentur (IEA) geht in ihren Prognosen sogar davon aus, dass der weltweite LNG-Anteil bis zum Jahr 2035 bis zu 50 Prozent des grenzüberschreitenden Gashandels ausmachen wird.
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Aufgrund des weltweiten Handels mit Schiffen anstelle von Pipelines kann LNG einen Beitrag zur Diversifizierung der Bezugsquellen und damit zur Vermeidung einseitiger Abhängigkeiten leisten.
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Gerade vor dem Hintergrund der aktuellen politischen Spannungen durch die Krim-Krise ist eine Diversifizierung des Erdgasbezugs im Zusammenspiel mit einer ambitionierten Effizienzstrategie und der möglichst weitgehenden Substitution von Erdgas im Wärmemarkt durch erneuerbare Energien von besonderer Bedeutung.
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Der Energiekonzern E.ON Energie Deutschland GmbH verfügte bereits über eine Genehmigung zum Bau eines LNG-Terminals in Wilhelmshaven und auch der Konzern RWE AG wollte in Wilhelmshaven einen LNG-Terminal bauen.
Doch beide Unternehmen zogen sich von ihren Projekten aufgrund fehlender Rahmenbedingungen zurück und beteiligten sich an LNG-Terminals im Ausland (Handelsblatt vom 5. August 2008 „Flüssiggas: Eon will ohne deutsches Terminal expandieren“ sowie NWZonline vom 10. August 2011 „Aus für weiteres Flüssig-Erdgas-Projekt“).
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1.Welche konkreten Schritte hat die Bundesregierung seit dem Jahr 2005 bezüglich der Diversifizierung von Erdgasbezugsquellen unternommen?
2.Welche Rolle hat LNG diesbezüglich gespielt, und wie hat die Bundesregierung die Bereitstellung einer entsprechenden Infrastruktur mit welchen Maßnahmen begleitet bzw. politisch flankiert?
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Die Fragen 1 und 2 werden wegen ihres Sachzusammenhangs gemeinsam beantwortet.
Die Bundesregierung hat Bestrebungen der Gasversorgungsunternehmen, die Transportwege und Lieferquellen zu diversifizieren, politisch flankiert, beispielsweise im Rahmen politischer Gespräche bei Auslandsreisen. Dies bezog sich z. B. auf die Nord-Stream-Pipeline und zuletzt auch auf die Transadriatische Pipeline, die ab dem Jahr 2019 erstmals den kaspischen Raum mit der Europäischen Union (EU) verbindet.
LNG (Liquified Natural Gas) kann in Zukunft einen wichtigen Beitrag zur Diversifizierung der Bezugsquellen leisten. Die Bundesregierung hat die Gasversorgungsunternehmen beim Erwerb von LNG-Mengen und von Regasifizierungskapazitäten im benachbarten Ausland politisch unterstützt und wird dies auch in Zukunft tun.
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3.Sind der Bundesregierung konkrete Planungen für LNG-Terminals in Deutschland bekannt, und falls ja, welche?
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Der Bundesregierung sind derzeit keine konkreten Planungen für LNG-Terminals in Deutschland bekannt.
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4.Wie lange würde nach Schätzung der Bundesregierung die Realisierung eines LNG-Terminals dauern, das genehmigt ist, und wie lange bei einem Terminal, das noch genehmigt werden muss?
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Die Realisierung eines Terminals hängt vom Einzelfall ab. Für die Bauzeit kann man eine grobe Größenordnung von drei Jahren angeben, wie etwa beim LNG-Terminal in Rotterdam.
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5.Welche Informationen liegen der Bundesregierung über den bereits in den 1970er-Jahren geplanten Bau eines LNG-Terminals und einen möglichen Bau in den kommenden Jahren in Wilhelmshaven vor?
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Ein LNG-Terminal in Wilhelmshaven war bereits in den 70er-Jahren geplant worden. Aus dieser Zeit verfügt die Deutsche Flüssiggasterminalgesellschaft (DFTG) über einen immissionsschutzrechtlichen Vorbescheid, mehrere hierauf aufbauende Teilerrichtungsgenehmigungen für den Bau der landseitigen Anlagen und einen Planfeststellungsbeschluss für die seeseitigen Anlagen.
Nach Kenntnis der Bundesregierung hat die E.ON Energie Deutschland GmbH gemeinsam mit den übrigen Unternehmen der Deutschen Flüssiggasterminalgesellschaft (DFTG) im Jahr 2007 im Rahmen eines sog. Open-Season-Verfahrens Regasifizierungskapazitäten ausgeschrieben. Die Buchungszusagen von Interessenten waren zu gering, um den Terminal wirtschaftlich zu betreiben. Derzeit gibt es keine Planungen von Unternehmen für den Bau eines LNG-Terminals in Wilhelmshaven.
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6.Welche Gespräche mit welchem Inhalt wurden zwischen der Bundesregierung und der RWE Vertrieb AG vor dem verkündeten Planungsstopp Mitte des Jahres 2011 über Probleme bei der Verwirklichung dieses Projekts geführt?
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Bei den Gesprächen mit der RWE AG, in denen es um die alternative Technologie einer Regasifizierung noch auf dem Schiff ging, wurden z. B. Änderungsmöglichkeiten der Gasnetzzugangsverordnung erörtert, insbesondere die Anbindung an ein Gashochdruckleitungssystem und die dafür bestehenden Rahmenbedingungen betreffend.
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7.Teilt die Bundesregierung die Einschätzung, dass ein LNG-Terminal und eine damit verbundene Diversifizierung der Erdgasbezugsquellen Versorgungsengpässe in Deutschland unwahrscheinlicher macht (bitte begründen), und wenn nein, warum nicht?
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Ein LNG-Terminal würde als zusätzliche Importinfrastruktur zu einer höheren Versorgungssicherheit beitragen.
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8.Hat die Bundesregierung Erkenntnisse über den betriebswirtschaftlichen Amortisationszeitraum von LNG-Terminals, und wenn ja, welche?
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Der betriebswirtschaftliche Amortisationszeitraum hängt u. a. stark von der Auslastung der Regasifizierungskapazitäten ab.
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9.Welche Anzahl von LNG-Terminals sind nach Kenntnis der Bundesregierung in der Europäischen Union (EU) in Betrieb, in Bau oder in Planung (bitte einzeln nach Anlage und Land aufschlüsseln)?
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Antwort: siehe Tabelle im PDF-Dokument
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10.Aus welchen Ländern stammt nach Kenntnis der Bundesregierung das bisher am Markt verfügbare Flüssigerdgas in Europa (bitte in absoluten Zahlen und Ländern aufschlüsseln), und wie werden sich die Anteile nach Einschätzung der Bundesregierung in Zukunft entwickeln?
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Flüssigerdgasimporte nach Europa in Milliarden Kubikmetern, Stand 2012 (siehe Tabelle im PDF-Dokument
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11.Wie haben sich nach Kenntnis der Bundesregierung die Importpreise für Pipeline-Gas und LNG-Gas – nach EU-Staaten aufgeschlüsselt – zwischen den Jahren 2009 und 2013 entwickelt?
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Preise für Pipeline-Gas
(gewichtete Durchschnittspreise in Euro/MBtu, soweit nicht anders angegeben. Preise für weitere Mitgliedstaaten der Europäischen Union sind nicht bekannt, und Daten für das Jahr 2013 noch nicht verfügbar – siehe auch Tabelle im PDF-Dokument)
Preise für LNG-Importe
(gewichtete Durchschnittspreise in Euro/MBtu, soweit nicht anders angegeben. Preise für weitere Mitgliedstaaten der Europäischen Union sind nicht bekannt und Daten für das Jahr 2013 noch nicht verfügbar – siehe auch Tabelle im PDF-Dokument)
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12.Wie stark ist nach Informationen der Bundesregierung die Auslastung des LNG-Terminals im polnischen Świnoujście (Swinemünde), und wurde von diesem Terminal auch schon Erdgas nach Deutschland importiert?
Falls ja, in welcher Höhe?
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Der LNG-Terminal in Swinemünde wird voraussichtlich erst Ende des Jahres 2014 fertiggestellt und dann in Betrieb gehen.
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13.Wie beurteilt die Bundesregierung die Importpotentiale für den deutschen Erdgasmarkt durch den LNG-Terminal Świnoujście (Swinemünde)?
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Die Kapazitäten des Terminals in Swinemünde sind mit 5 Milliarden Kubikmetern jährlich relativ gering. Ob Mengen von Swinemünde nach Deutschland geliefert werden, entscheidet der Markt.
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14.Wie stark ist nach Informationen der Bundesregierung die Auslastung des LNG-Terminals im belgischen Zeebrugge, und wurde von diesem Terminal auch schon Erdgas nach Deutschland importiert?
Falls ja, in welcher Höhe?
15.Wie beurteilt die Bundesregierung die Importpotenziale für den deutschen Erdgasmarkt durch den LNG-Terminal Zeebrugge?
16.Wie stark ist nach Informationen der Bundesregierung die Auslastung des LNG-Terminals im niederländischen Rotterdam, und wurde von diesem Terminal auch schon Erdgas nach Deutschland importiert?
Falls ja, in welcher Höhe?
17.Wie beurteilt die Bundesregierung die Importpotentiale für den deutschen Erdgasmarkt durch den LNG-Terminal Rotterdam?
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Die Fragen 14 bis 17 werden wegen ihres Sachzusammenhangs gemeinsam beantwortet.
Zur Auslastung einzelner Terminals liegen keine Zahlen vor. Nach Branchenangaben (Gas Infrastructure Europe) werden die Regasifizierungskapazitäten der LNG-Terminals in Europa derzeit nur zu ca. 20 Prozent genutzt.
Derzeit werden weder von Zeebrügge noch von Rotterdam LNG-Mengen nach Deutschland geliefert. Beide LNG-Terminals sind gut mit dem deutschen Markt verbunden, sodass eine Belieferung möglich wäre.
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18.Von welchen anderen LNG-Terminals bezieht Deutschland nach Kenntnis der Bundesregierung Flüssigerdgas (bitte nach Standort und Menge aufschlüsseln)?
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Derzeit bezieht Deutschland kein Flüssigerdgas.
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Quelle: Deutscher Bundestag – PDF (8 Seiten)
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Bergbauparadies Australien
Veröffentlicht: 7. November 2014 Abgelegt unter: AUSTRALIEN, Bergbau, Erdöl / Erdgas (crude oil / natural gasoline), fracking / shale gaz, Greenbushes Mine, West Australia - operated by Talison Minerals Pty Ltd, Liquified Natural Gas (LNG), Lithium, Lithium-Vorkommen und Abbau | Tags: Global Shale Gas Initiative, Hillary Clinton, Kohledampf, Mabo-Gesetze, Native Title Act Hinterlasse einen KommentarBergbauparadies Australien
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Australien birgt große Reserven an Kohle, Eisenerz, Bauxit, Gold, Lithium, Uran, Nickel, Diamanten, Magnesium, Zink, Blei, und vielen andere wertvolle Mineralien, darunter auch einige Seltene Erden, deren Hauptlieferant China immer mehr den Daumen auf die Förderung hält. Abgesehen von China ist derzeit nur der Kongo von Bedeutung.
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Mit riesigen Mineralienvorkommen und geringem Widerstand gegen die rasante Entwicklung des Bergbaus seitens der Bevölkerung ist Australien ein Paradies für Bergbaugesellschaften – besonders in Anbetracht der Stabilität und Kooperationsbereitschaft der Regierung und der Nähe der rapide wachsenden Märkte. Selbst die furchtbare Hitze der Wüste kann im Inneren der klimatisierten Kabinen der riesigen Abbaumaschinen auf Distanz gehalten werden. Hersteller ist übrigens Thyssen-Krupp mir ihrer Erfahrung beim Braukohleabbau bei uns. Schaufel und Hacke sind längst Reliquien der Geschichte.
Mineralien machen rund 20% des Export-Einkommens aus. Hier wiederum ist der fremde Einfluss sehr stark, da ca. 45% der Abbauindustrie in ausländischer Hand liegen.
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Australien ist der weltgrößte Exporteur von Kohle und deren sechstgrößter Produzent. Die hohe Qualität der australischen Kokskohle machte sie äußerst beliebt bei japanischen Stahlkochern und bewirkte nach Fukushima eine noch höhere Nachfrage.
Das zukünftige Wachstum mag im Kohledampf liegen, da asiatische Länder versuchen, ihren Energiebedarf mit kohlebetriebenen Werken zu decken. Mit Australiens großem Kohlevorkommen, das von Anthrazit bis Braunkohle reicht, kann das Land beiderlei Nachfragen befriedigen.
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Das ist toll, denn so kann Japan wieder mehr produzieren, wir können kaufen, werden glücklich, und kaufen aus lauter Zufriedenheit gleich noch mehr.
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Das Land ist der zweitgrößte Exporteur von Eisenerz, einer der größten Goldproduzenten der Welt und besitzt zudem riesige Öl- und Erdgasreserven. Wolfram ist schon seit der Kolonialzeit ein wichtiger Exportartikel. Es gibt reichliche Nickelvorkommen nahe Kalgoorlie und in anderen Teilen des Landes. Blei, Zink und Kupfer sind ebenfalls reichlich vorhanden. Überdies wurden viele weitere Mineralien entdeckt und gefördert. Ein riesiges Diamantenvorkommen wurde 1979 in der Region um Kimberly entdeckt und macht Australien seitdem, mit Anteilen von rund einem Drittel an der Weltproduktion, zum Hauptlieferanten von Diamanten.
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Wozu man die haben und die Erde verwüsten muss, ist allerdings unklar. Essbar sind sie nicht.
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Obwohl Australien einer der Hauptlieferanten von Uran ist, hat es keine Atomkraftindustrie, Der High Flux Australian Reaktor (HIFAR), der 1960 seinen Dienst nahe Sydney aufnahm, wird seit 1979 ausschließlich zur medizinischen und industriellen Forschung genutzt. Inwiefern sich nun die Atomkatastrope in Japan durch Wind und Meeresströmungen auswirken wird, bleibt abzuwarten.
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Trotz des Beitrags des Bergbaus zur Konjunktur Australiens verlief die Entwicklung nicht ohne Kontroversen. Die hohen Anteile der ausländischen Eigentümerschaft und Mitbestimmung, die Auswirkungen auf die Umwelt, das Landrecht der Eingeborenen sowie der rasche Verbrauch von nicht erneuerbaren Energien haben öffentliches Aufsehen und Ärgernis erregt.
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So wie viele Länder der Dritten Welt machte Australien Verluste durch die Ausfuhr unverarbeiteteter Rohstoffe, so dass der durch die Veredelung erzielte Hauptgewinn an ausländische Firmen floss. Daher die Bemühungen, eine örtliche Aluminiumindustrie aufzubauen, nachdem 1980 auf der Cape York Halbinsel die weltgrößten Bauxitablagerungen entdeckt wurden.
Gewinnung im Tageabbau mit riesigen Maschinen ist eine der Hauptabbaumethoden in Australien. Die dazu eingesetzten Geräte sind gigantisch. Kipplaster mit einer Fracht von 200 t werden, zunehmend rund um die Uhr, bei der Kohle- und Eisenerzgewinnung verwendet.
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Beträchtliche Öl- und Erdgasdepots wurden in den letzten Jahren entdeckt und bedingten, zusammen mit der Nachbarschaft zum energiehungrigen Asien, die Herausbildung eines neuen Industriezweigs – dem Transport und der Förderung von verflüssigtem Erdgas.
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Das Projekt zur Herstellung des Gaskondensats auf dem nordwestlichen Festlandsockel Westaustraliens ist das größte in der Landesgeschichte mit einem Aufwand von mehr als 12 Milliarden australischen Dollar. Auch für Europa könnte australisches Flüssiggas bedeutsam werden, denn Europa sucht Wege, um sich von russischen Gaslieferungen unabhängiger zu machen. Der Plan von der Nabucco Öl-Pipeline von Aserbaidschan nach Europa, die die russische Einflusssphäre umrunden soll, wurde durch widerstrebende Interessen Russlands, dem Transitland Türkei sowie auch inländischen Importeuren, die langfristige Verträge mit Russland haben, torpediert und wurde beerdigt.
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Die Öffnung neuer Seewege durch den Klimawandel würde den langen Seeweg von Australien um das Kap der Guten Hoffnung entbehrlich machen und um Tausende von Kilometern verkürzen, da die Tanker über die Nordostpassage, an Sibieriens Küsten vorbei, Europa erreichen könnten. Allerdings betrachtet Russland die Passage als „seinen“ Wasserweg, ähnlich wie es die Kanadier mit der Nordwestpassage halten.
Problem beim Flüssiggas:
ein Viertel Energieverlust und teure LNG-Terminals. Bislang beziehen nur Frankreich und Spanien nennenswerte Mengen, und zwar aus Katar.
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Und so wird fleißig gefrackt, s. Youtube „
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2010 rief das US State Department mit der Außenministerin Hillary Clinton eine weltweite Initiative zur Ausbeutung von Schiefergas in über 30 Ländern ins Leben (), mit Abkommen von Regierung zu Regierung, „um den Ländern bei der Entwicklung zu helfen“. So wird Australien also unter die Arme gegriffen und fleißig Gift in den Boden gepumpt.
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Viele Mineralablagerungen befinden sich allerdings in von den Eingeborenen bevölkerten Gebieten. Australiens Geschichte wurde schon unzählige Male Zeuge von Disputen über das Landrecht.
Wie´s dann ablief, zeigt Kimberley 1979:
Enteignung und Zwangsumsiedlung. Dies in einem Land, das seine Soldaten in andere Teile der Welt entsendet, um dort Freiheit und Demokratie zu sichern.
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Landrecht der Aborigines – Mabo-Gesetze
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Ein Volksentscheid von 1967 legte mit 90% Zustimmung die Befugnis der Bundesregierung fest, Gesetze im Interesse der Aborigines zu verabschieden. Im Anschluss daran wurde der Aboriginal Land Rights (Northern Territory) Act von 1976 eingeführt, welcher ca. 35% des Landes, inklusive dreier Nationalparks, den Aborigines übereignete. Gesetzgebung der einzelnen Bundesstaaten hat die Landrechte der Aborigine-Gemeinschaften im Verlauf der letzten 20 Jahre überdies zusätzlich erweitert.
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Einem Gerichtsentscheid von 1992 (Mabo-Entscheidung) zufolge werden Landesbesitzverhältnisse von vor 1788 als noch immer wirksam anerkannt, sofern diese nicht ausdrücklich auf andere Parteien übergegangen waren. Im Anschluss an diese Entscheidung wurde im Dezember 1993 der „Native Title Act“ verabschiedet, der sowohl die Rechte von Aborigines als auch die anderer Bürger sichert. Diese neue Gesetzgebung wurde als Durchbruch in Bezug auf die Rechte der Eingeborenen begrüßt, überschattete jedoch den australischen Bergbau. Dennoch wird erwartet, dass das wirtschaftliche „Nationalinteresse“ sich dort durchsetzen wird, wo der Abbau großer Mineralfelder betroffen ist.
Quelle:
down-under.org
korrespondierend:
Die Lithiummine Greenbushes ist ein Tagebaubetrieb in Westaustralien und die größte Hartgesteins-Lithiummine der Welt . [1] [2] Es befindet sich im Süden der Stadt Greenbushes, Westaustralien . Die Lithiummine Greenbushes produziert jährlich etwa 1,95 Millionen Tonnen (4,3 Milliarden Pfund) Lithiumspodumen . Die Mine liegt 250 Kilometer (160 Meilen) südlich von Perth und 90 Kilometer (56 Meilen) südöstlich des Hafens von Bunbury .
Die Mine ist im Besitz und wird betrieben von Talison Lithium , das seit 2014 eine Joint-Venture-Partnerschaft zwischen der Tianqi Lithium Corporation und der Albemarle Corporation wurde . [1] Bei der derzeitigen Größe der Mine kann sie ein Drittel der weltweiten Nachfrage nach Lithium-Spodumen-Konzentrat decken, [1] das zur Herstellung von Lithiumhydroxid , einem Bestandteil von Lithium-Ionen-Batterien, verwendet wird .
Es wird erwartet, dass die weltweite Nachfrage nach Lithium jährlich um 33,3 % wächst, [3] und daher wird die Mine zusammen mit dem Bau der beiden nahe gelegenen Lithiumverarbeitungsanlagen erweitert. Die Anlage in Kemerton gehört der Albemarle Corporation und die Anlage in Kwinana gehört Tianqi. Die Einnahmen der Lithiumindustrie sind von 2019 bis 2020 mit einer jährlichen Rate von 8,6 % auf insgesamt 2,7 Milliarden US-Dollar gestiegen. [5]
[…]
zum kompletten Profil (in english language)
ergänzende Information zu Talison Lithium:
Das Unternehmen ist ein joint-venture zwischen Tianqi Lithium Corporation / IGO Limited JV (51%) und Albemarle Corporation (49%).
Oeconomicus 