Untertage-Gasspeicherung in Deutschland · Untertage-Gasspeicherung in Deutschland Underground Gas...

Untertage-Gasspeicherung in DeutschlandUnderground Gas Storage in Germany

Von R. SEDLACEK*

EinleitungDie sichere Versorgung mit Energie isteine der wichtigsten Säulen für Fort-

schritt, Mobilität und Wohlstand einerNation.Beim Energierohstoff Erdgas wird diesePrämisse durch die Summe der drei Fakto-ren Import, heimische Förderung und Un-tertage-Erdgasspeicherung sicher gestellt.Das Landesamt für Bergbau, Energie undGeologie (LBEG) – Bergbehörde für dieLänder Niedersachsen, Bremen, Hamburgund Schleswig-Holstein und GeologischerDienst für Niedersachsen – berichtet seitvielen Jahren in dieser Zeitschrift über denStatus der Untertage-Gasspeicherung sowieüber die Speicherung von Rohöl und Mine-ralölprodukten in Deutschland. Da die euro-päische Erdgas- und Speicherwirtschaft aufWachstumskurs ist, werden länderbezogeneSpeicherinformationen über existierendeund geplante Projekte zunehmend nachge-fragt. Unter anderem durch die Energiever-sorger, Ingenieurbüros, Servicefirmen, Fi-nanzdienstleister sowie durch Politik, Öf-fentlichkeit und Presse. Allen Prognosen zu-folge wird die Importabhängigkeit Deutsch-lands und Westeuropas in den nächsten Jahr-zehnten zunehmen. Russland wird dabeiweiterhin eine exponierte Rolle als Lieferantspielen. Im vergangenen Winter rückte dieGasspeicherung wieder einmal in den Fokusder Berichterstattung und öffentlichenWahrnehmung. Der sich wiederholendeGasstreit zwischen Russland und der Ukrai-ne führte auf Grund der kalten Witterung ineinigen Staaten Osteuropas zu einer dreiwö-chigen Notstandssituation. Das Thema einernationalen Krisenbevorratung für Erdgasstand auf der Agenda im Bundeswirtschafts-ministerium, den Verbänden und in der Pres-se. Solche Krisen verdeutlichten, dass derFaktor Energie als globales Machtinstru-ment benutzt werden kann. Die Energiever-sorger in Deutschland zeigten sich aufGrund der heimischen Gasproduktion inVerbindung mit umfangreichen Speicher-

ERDGASSPEICHERUNG

412 ERDÖL ERDGAS KOHLE 125. Jg. 2009, Heft 11

0179-3187/09/11© 2009 URBAN-VERLAG Hamburg/Wien GmbH

* Dipl.-Ing. Robert Sedlacek, Landesamt für Bergbau, Ener-gie und Geologie (LBEG), Referat L2.2 »EnergiewirtschaftErdöl und Erdgas, Bergbauberechtigungen«, Hannover,E-mail: [email protected]

Abb. 1 Speicherlokationen in Deutschland

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mengen gelassen und – im Hinblick auf Ver-sorgungsengpässe – gut aufgestellt. Selbstbei einer fortdauernden Auseinanderset-zung sollte es nicht zu Liefereinschränkun-gen für Haushalte und Endverbraucher kom-men. Erst wenn die Lieferkürzungen langandauern sollten und der Winter besonderskalt würde, könnten auch die derzeitigenAusgleichsmöglichkeiten der Energiever-sorger an ihre Grenzen stoßen. Damit lautetdie zentrale Frage nicht: »Ist die Gasversor-gung in Deutschland überhaupt sicher?«,sondern: »Wie würde man einer bisher nochnie dagewesenen Versorgungsstörung bei ei-nem wochenlang andauernden besonderskalten Winter begegnen und ist dafür einenationale Krisenbevorratung erforder-lich?«. Die Gaskrise machte sehr deutlich,wie wichtig es für Deutschland ist, Erdgasaus verschiedenen Lieferländern zu impor-tieren, eigene Energierohstoffe zu besitzen,auch künftig auf sie zu explorieren sowieSpeicher für Öl und Gas in erheblichem Um-fang vorzuhalten und weiter auszubauen.Dieser Artikel steht nach seinem Erscheinenauch als download auf der Website desLBEG (www.lbeg.niedersachsen.de).

Grundzüge der Untertage-GasspeicherungDie sichere Erdgasversorgung der

Bundesrepublik Deutschland wird unter an-derem durch Untertage-Erdgasspeicher ge-

währleistet. Über 80 % des verbrauchtenErdgases werden importiert (Tab. 1). DieGasspeicherung in Deutschland zeigt seitJahren durch die Einrichtung neuer unddurch die Erweiterung bestehender Speichereinen deutlichen Aufwärtstrend. Diese Ent-wicklung erfuhr gerade im letzten Jahr einenbesonderen Aufschwung.Die klassische Aufgabe von Untertage-Gas-speichern ist der Ausgleich tages- und jah-reszeitlicher Verbrauchsspitzen. Eine Ver-änderung der Förderraten von Bohrungen inheimischen Erdgasfeldern ist auf Grund derKapazitätsbandbreite ihrer Aufbereitungs-anlagen nur in begrenztem Umfang mög-lich. Die Importmengen für Erdgas werdenvertraglich fixiert, d. h. sie sind nicht ohneweiteres kurzfristig veränderbar. Die ent-scheidende und nicht prognostizierbareGröße stellen jahreszeitliche (temperaturab-hängige) sowie tageszeitliche Verbrauchs-schwankungen dar. Die klassische Puffer-funktion zwischen Erdgasversorger undErdgasverbraucher wird zunehmend auchdurch eine strategische Bedeutung für Kri-senzeiten bei der Energieversorgung er-gänzt. Auch der Einsatz zur Bezugsoptimie-rung unter Ausnutzung schwankender Gas-preise ist von Bedeutung, d. h. auch in Win-terperioden oder im Sommer kann eine tem-poräre Einspeisung bzw. Entnahme stattfin-den.Als Speichertypen existieren Porenspeicher(ehemalige Erdöl-Erdgaslagerstätten oderAquifere) und Salz-Kavernenspeicher. Po-renspeicher dienen grundsätzlich zur saiso-nalen Grundlastabdeckung. Sie reagierendurch die natürlichen Fließwege im kapilla-

ren Porenraum der Speichergesteine in derRegel langsamer auf Veränderungen vonFörderraten als Kavernenspeicher. Diese inihrer Ein- und Ausspeicherleistung lei-stungsfähiger und daher besonders für ta-geszeitliche Spitzenlastabdeckungen geeig-net. Einige Porenspeicher in natürlich ge-klüfteten Speichergesteinen erreichen ähn-lich hohe Förderraten wie Kavernenspei-cher.Das Gesamtvolumen eines Speichers ist dieSumme aus seinem Arbeitsgas- und Kissen-gasvolumen. Das Arbeitsgasvolumen ist dastatsächlich nutzbare Speichervolumen, dasein- oder ausgelagert wird. Als Kissengasbezeichnet man die verbleibende Restgas-menge, die den Mindestdruck aufrechter-halten soll. Ein hoher Kissengasanteil er-möglicht eine konstant hohe Entnahmerate(Plateau-Rate) über einen langen Zeitraum.Je höher der prozentuale Anteil des Arbeits-gasvolumens am nationalen Erdgasver-brauch ist und je schneller das Kissengasein- und ausgespeichert werden kann, umsoleistungsfähiger ist die Erdgasspeicherungund damit die nationale Energieversorgung.Die Internationale Gas Union hat relevanteSpeicherbegriffe in einem »Glossar« zu-sammen gefasst [Wallbrecht et al. 2006].

Erdgas als Primärenergieträger,Aufkommen und Verbrauch1)

Die Anteile der Energieträger am PEVsind in Tabelle 2 dargestellt. Erdgas liegtweiter auf Platz zwei der Rangfolge [AGEB2009].Tabelle 3 zeigt die statistischen Angaben der

Tabelle 1 Struktur des Erdgasaufkommens nachHerkunftsland

Bezugsland Anteil in %2008 2007

Deutschland 16 18

Niederlande 18 17

Norwegen 26 25

Russland 36 36

Dänemark/Großbritannien 4 4

nach WEG (2009)

Tabelle 3 Erdgasförderung, -import, -export und -verbrauchszahlen

Einheit Jahr Veränderung2008 2007 2007/08 in %

Inländische Erdgasförderung,Mrd. kWh 152 166 –9

Einfuhr, Mrd. kWh 969 924 5

Erdgasaufkommen, Mrd. kWh 1.121 1.090 3

Ausfuhr, Mrd. kWh 177 163 8

Speichersaldo, Mrd. kWh 7 34 –

Verbrauch, Mrd. kWh 951 961 –1

Primärenergieverbrauchvon Erdgas, Mio. t. SKE 105,5 106,6 –1

Inländische Erdgasförderung1),Mrd. m3 (Vn) 15,5 17,0 –9

Erdgasaufkommen1), Mrd. m3 (Vn) 114,7 112,1 3

Verbrauch1), Mrd. m3 (Vn) 97,3 98,3 –1

nach AGEB (2009) und WEG (2009)1) Volumenangaben durch LBEG errechnet und ergänzt. Erdgasförderung nachWEG (2009). Zum Vergleich der Energieträger werden in Bilanzen die entspre-chenden Energieinhalte z. B. in kWh oder Steinkohleneinheiten (SKE) angegeben.Für die Darstellung der Erdgasvolumina wurde ein theoretisches Gasvolumen er-rechnet, das einem Erdgas der Groningen-Qualität mit einem Heizw ert H0 von9,77 kWh/m3 (Vn) entspricht (Bezugswert der Erdöl- und Erdgasförderfirmen unddes WEG). Dies ermöglicht die volumenbezogene Darstellung von Speichermen-gen in Relation zum Gasaufkommen und -verbrauch.

Tabelle 2 Anteile der Energieträger am Primär-energieverbrauch in Deutschland

Energieträger Anteile in %2008 2007

Mineralöl 34,7 33,3

Erdgas 22,1 22,6

Steinkohle 13,1 14,3

Braunkohle 11,1 11,6

Kernenergie 11,6 11,1

Wasser- und Windkraft 7,4 7

nach AGEB (2009)

AGEB für Förderung, Import, Aufkommenund Verbrauch von Erdgas in Deutschland.Die heimische Förderung ging durch natür-liche Erschöpfung der Lagerstätten um etwa9 % auf 15,5 Mrd. m3(Vn) zurück. Der Gas-verbrauch reduzierte sich um 1 % und be-trug etwa 97 Mrd. m3(Vn).

Lage und Kenndaten der Speicher imJahr 2008(Stichtag: 31. Dezember 2008)

Die Speicherdaten in diesem Artikel wurdenauf der Grundlage einer jährlichen Datenab-frage des LBEG bei den Speicherfirmen undin Zusammenarbeit mit den zuständigen Be-hörden der Bundesländer erstellt. Man fin-det sie u. a. in der jährlichen Zusammenstel-lung des Bundeswirtschaftsministeriums»Der Bergbau in der BundesrepublikDeutschland« sowie im Jahresbericht »Erd-öl und Erdgas in der BundesrepublikDeutschland«, der im Frühjahr des jeweili-gen Jahres erscheint und auf der website desLBEG bereit gestellt wird. Die bundesweiteDatenerhebung geht unter anderem auf ei-nen Beschluss des Bundeswirtschaftsminis-teriums vom 4. Juli 1980 im Rahmen desBund-Länder-Ausschusses Bergbau zurück.Die statistischen und beschreibenden Anga-ben für die Speicher dienen Firmen, demBMWi, BDEW, WEG, der Bundesnetzagen-tur sowie weiteren Nutzern in Wirtschaftund Politik als Nachweis- und Informations-quelle.Abbildung 1 zeigt die geografische Lage derUntertage-Gasspeicher sowie der Kaver-nenspeicher für flüssige Kohlenwasserstof-fe. Porenspeicher werden bevorzugt in Sand-stein-Formationen. ehemaliger Erdöl- oderErdgaslagerstätten oder Aquiferen angelegt.Sie liegen in den Sedimentbecken vonNord-, Ost- und Süddeutschland. Aquifer-speicher spielen im Hinblick auf das Ar-beitsgasvolumen in Deutschland eine unter-geordnete Rolle. Sie haben aber an Standor-ten mit fehlenden Erdöl- und Erdgaslagers-tätten bzw. Salzstrukturen für Kavernen einehohe Bedeutung. Prominentestes Beispielist der Aquiferspeicher Berlin, der die Ver-sorgung der Hauptstadt seit über 15 Jahrensicherstellt.Ehemalige Lagerstätten bieten insgesamteine gute Datenlage für die Beschreibungdes tieferen Untergrundes. Das gilt beson-ders für das aus der Förderphase ableitbareDruck-Volumen-Verhalten bei einer Spei-chernutzung. Aquiferspeicher müssen dage-gen gänzlich neu exploriert werden. Diesgilt für die Größe des Aquifer-Porenvolu-mens, Verbreitung des Speicherhorizontesund seiner Deckschichten, Nachweis von

Störungsbahnen, Druck-Volumen-Verhaltenim Betrieb, usw. Erst nach Durchführung ei-ner 3D-Seismik und Abteufen erster Explo-rationsbohrungen können Ergebnisse hin-sichtlich Strukturbau, Speichervolumen undmaximalem Druck abgeleitet werden. Ober-ste Prämisse ist die bergbauliche Sicherheit,d. h. der sichere Betrieb unter allen Be-triebsbedingungen und die Kenntnis derGasverbreitung im dreidimensionalenRaum über die Zeit. Aquiferspeicher sindaus diesem Grund hinsichtlich Vorlaufzeit,Explorationsaufwand und bergbaulichemRisiko die anspruchvollsten Speichertypen.Kavernenspeicher können nach Abteufeneiner Bohrung dort eingerichtet (gesolt)werden, wo mächtige Salinare (Salzstöcke)vorkommen und gleichzeitig eine umwelt-verträgliche Ableitung oder Nutzung derSole möglich ist. Ihre Lage ist aus geologi-schen Gründen vorwiegend auf den NordenDeutschlands beschränkt. Der südlichsteKavernenspeicher liegt im Raum Fulda. Diebevorzugte Lage sind Standorte in Küsten-nähe, wo der Bau von Leitungen für eine So-leentsorgung in Richtung Meer oder einekommerzielle Solenutzung möglich ist. Ak-

tuelle Beispiele sind hier Projekte wie Jem-gum, Etzel und Epe. Eine Beschreibung derGeologie norddeutscher Salinare, die poten-zielle Speicherstandorte darstellen, findetsich bei Langer & Schütte (2002). DasLBEG hat in 2009 auf seinem Kartenserverunter der Thematik »Geologie« eine Karteder Salzstrukturen in Norddeutschland (Au-torin: BGR, Maßstab 1 :500.000) online be-reit gestellt.Tabelle 4 zeigt die Kenndaten der Erd-gasspeicherung in Deutschland. Das derzeittechnisch nutzbare (installierte) maximaleArbeitsgasvolumen beträgt 20,3 Mrd.m3(Vn).Es hat sich damit weiter erhöht (Vorjahr:19,9 Mrd. m3(Vn)). Das Arbeitsgasvolumenin Porenspeichern blieb etwa auf Vorjahres-niveau. Bei den Kavernenspeichern stieg derArbeitsgaswert um etwa 4 % oder 0,3Mrd. m3(Vn). Dies ist durch die Erweiterungbestehender Speicher, Inbetriebnahme wei-terer Kavernen sowie durch neue Speicher-projekte begründet. Etwa zwei Drittel desArbeitsgases sind in Porenspeichern und einDrittel in Kavernenspeichern vorhanden.Die Entwicklung bei den Kavernenspei-chern, die in Bau oder Planung sind, zeigte

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Abb. 2 Entwicklung des Arbeitsgasvolumens in Deutschland seit 1955

Tabelle 4 Kenndaten der deutschen Erdgasspeicherung

Porenspeicher Kavernenspeicher Summe

Arbeitsgasvolumen »in Betrieb«, Mrd. m3(Vn) 12,5 7,8 20,3

Arbeitsgasvolumen »in Betrieb nach Endausbau« (A) 13,6 9,0 22,6

Plateau-Entnahmerate, Mio. m3(Vn)/d 192,1 296,5 488,6

Theoretische Verfügbarkeit des Arbeitsgases*, Tage 65 26 42

Anzahl der Speicher »in Betrieb« 23 24 47

Arbeitsgasvolumen »in Planung oder Bau«(B), Mrd. m3(Vn) 0,05 7,4 7,5

Anzahl der Speicher (Planung oder Bau) 1 18 19

Summe Arbeitsgas (A + B), Mrd. m3(Vn) 13,7 16,4 30,1

* rechnerischer Wert bezogen auf Arbeitsgasvolumen »in Betrieb« (Arbeitsgas/Plateau-Entnahmerate).Stand: 31. 12. 2008

1) alle Volumenangaben beziehen sich auf einen oberen Heiz-wert (Brennwert) Ho mit 9,77 kWh/m3(Vn). In der Förderin-dustrie wird dieser Referenzwert häufig als »Reingas« oder»Groningen-Brennwert« bezeichnet. In Statistiken ist auchein Bezugswert von 11,5 kWh/m3(Vn) gebräuchlich, der sichauf die durchschnittliche Qualität von Nordseegas bezieht.Bei der Angabe von Wärmeinhalten für Erdgase wird gele-gentlich auch der untere Heizwert Hu als Bezugsgröße ver-wendet.

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einen erheblichen Zuwachs von 3,6 auf 7,4Mrd. m3(Vn) Arbeitsgas. Für den StandortEpe wurden ein weiterer Betrieb (KGE,Kommunale Gasspeichergesellschaft EpembH & Co. KG), in Etzel zwei Teilprojekte(IVG AG) und in Jemgum (EWE AG) einweiteres Projekt gemeldet. Bei der Realisie-rung aller Vorhaben wird künftig ein maxi-males Arbeitsgasvolumen von etwa 30Mrd. m3(Vn) verfügbar sein. Die Tabellen 5und 6 zeigen die Kenndaten für die einzel-nen Gasspeicher, die derzeit in Betrieb, inPlanung oder im Bau sind und für die ein ge-nehmigter Betriebsplan vorliegt.Weitere Projekte mit einem erheblichen Ar-beitsgasvolumen sind in Projektierung, inder Explorationsphase oder in Bauvorberei-tung, wobei die Betriebsplanzulassungennoch nicht vorliegen und die genauen Ar-beitsgaszahlen noch nicht feststehen (Infor-mationen siehe in diesem Artikel im Kapitel»Weitere Speicher ...«).Für das Arbeitsgasvolumen in den Tabellen5 und 6 sind zwei Werte aufgeführt: Das»maximale (nutzbare) Arbeitsgasvolumen«ist das Volumen, das zum Stichtag unter dentechnischen, vertraglichen und bergrechtli-chen Rahmenbedingungen installiert undverfügbar ist. Dieser Wert kann bei den Spei-chern in Betrieb vom »Arbeitsgasvolumennach Endausbau« abweichen, wenn ein neu-er Speicher in der Aufbau(befüllungs)phaseist oder ein existierender Speicher erweitertwird. In einigen Fällen wird das »maximaleArbeitsgasvolumen« aus vertraglichen odertechnischen Gründen (Anlagenkapazität,Verdichter) sowie aus lagerstättentechni-schen oder geologischen Gründen nicht vollausgenutzt. Auf Grund zum Teil komplexerKonsortialverhältnisse sind in den Tabellenals Gesellschaften die Betreiberfirmen undnicht alle Eigentümer oder Konsortialpart-ner genannt. Die Namen der Betreiberfir-men in den Tabellen 5 und 6 entsprechendem Stand vom 31. 12. 2008.Abbildung 2 zeigt die historische Entwick-lung des Arbeitsgasvolumens. Die Gasspei-cherung begann im Jahr 1955 mit dem Aqui-ferspeicher Engelbostel, der Ende der 90-erJahre aus wirtschaftlichen Gründen aufge-geben wurde.Zu einigen der Speicher liegen folgende er-gänzende Angaben der Betreiber, der Lan-desbehörden oder aus der Presse vor:

PorenspeicherIm Aquiferspeicher Berlin wurde Anfang2008 eine 3D-Seismik durchgeführt. AufGrund der Lage im Stadtgebiet sowie derumgebenden Wald- und Seeflächen galtenbesondere Anforderungen für die Planung,Durchführung und Interpretation der Mes-sungen. Nach Auswertung der 3D-Seismikwurde das Lagerstättenmodell des Spei-chers Berlin aktualisiert. Im Juni 2009 be-gann die Bohrkampagne für zwei neue Spei-cherbohrungen, die beide zum Jahresende inBetrieb gehen sollen.Die Zahlenangaben für die Plateau-Raten

der beiden im Verbund fahrenden Speicherin Bad Lauchstädt beziehen sich auf einenGesamtdurchsatz von 1,020 Mio. m³/h. DerPorenspeicher kann eine Maximalrate von238.000 m³/h darstellen. Die abnehmendeAusspeicherrate kann zeitweise vom Kaver-nenspeicher kompensiert werden.Für Breitbrunn-Eggstätt ist eine Erweite-rung angedacht. Von Sommer 2008 bis Fe-bruar 2009 wurden 3D-seismische Messun-gen durchgeführt. Die Messfläche überdec-kte auch den nördlichen Teil des Chiemseesund den Gasspeicher Inzenham-West.Letzterer soll optimiert und umfangreichmodernisiert werden. Die Daten der Seismik-akquisition werden derzeit ausgewertet.Die in Tabelle 5 aufgeführte geplante Erwei-terung von Wolfersberg wurde im Sommer2009 in Betrieb genommen.Für weitere Porenspeicher in Nord- undSüddeutschland laufen Machbarkeitsstu-dien bzw. Explorationsarbeiten und Vorun-tersuchungen. So wurde z. B. von GDFSUEZ E&P in Anzing, einer ehemaligenGaslagerstätte in Bayern, eine Speicherer-kundungsbohrung (Anzing S101) durchge-führt und ein Betriebsplan für einen Spei-cherbetrieb eingereicht. Die E.ON Gas Sto-rage hat ebenfalls einen Betriebsplan für denBetrieb eines Untertagespeichers im Be-reich der Bewilligung Schnaitsee I beimBergamt Südbayern eingereicht. Für dieletzteren beiden Projekte wurden demLBEG keine Zahlenangaben gemeldet.

KavernenspeicherDer Speicher Empelde mit seinen vier Ka-vernen soll um drei weitere Kavernen erwei-tert werden und im Jahr 2018 insgesamt ca.0,7 Mrd. m3(Vn) Arbeitsgasvolumen um-schlagen können. Die bestehenden drei Ka-vernen in Empelde sollen bis 2018 nachge-solt werden, die vierte Kaverne befindet sichin der Gaserstbefüllung, eine fünfte neueKaverne wird zur Zeit erbohrt. Das Konzeptfür die Erweiterung sieht vor, zeitlich nach-einander jeweils eine neue Kaverne zu solenund parallel dazu eine alte Kaverne zu sanie-ren und zu vergrößern. Diese Maßnahmensollen bis Ende 2018 abgeschlossen sein.Für das Aussolen der neuen und Nachsolender alten Kavernen werden die vorhandenenSolanlagen und Fernleitungen weiter ge-nutzt. Die anfallende Sole wird seit 2005 indas Grubengebäude der K+S Aktiengesell-schaft in Sehnde/Lehrte eingeleitet. DurchAblenkung der Bohrungen werden die neu-en Kavernen in einer Tiefe von circa 1.300bis 1.700 m erstellt, d. h. über den Kavernenfinden obertägig keine Veränderungen oderBeeinflussungen statt. Für die fünfte Kaver-ne erfolgte eine Bekanntmachung gemäßBundesberggesetz im Sommer 2008. DieVorbereitungen für den Bau der drei neuenKavernen und der dazu gehörigen gastechni-schen Betriebseinrichtungen wurden eben-falls in 2008 begonnen und der nach Bun-desberggesetz erforderliche Rahmenbe-triebsplan durch das LBEG zugelassen. Für

die Erweiterung werden insgesamt 410 Mio.m³(Vn) Arbeitsgasvolumen geplant.Am Standort Epe, der größten Kavernen-speicher-Lokation der Welt, sind sechs Un-ternehmen für Betrieb oder Planung undBau von Kavernen angesiedelt. Die NuonEpe Gasspeicher GmbH hatte hier im Jahr2007 vier Kavernen in Betrieb genommenund plant drei weitere. Die Trianel Gasspei-cher Gesellschaft Epe mbH & Co. KG hat ih-ren Speicher seit dem 1. 10. 2008 in der Bau-stufe I mit drei Kavernen in den Regelbe-trieb genommen und plant eine weitere Ka-verne. Die Kommunale Gasspeichergesell-schaft Epe (KGE) hat als neuer Betreiber amStandort Epe ebenfalls einen Antrag für einbergrechtliches Planfeststellungsverfahrenfür einen Speicher mit vier Kavernen ge-stellt. Weitere Unternehmen werden als Be-treiber hinzukommen (siehe nachfolgendesKapitel und bei Grigo, W & Dörne, P.(2009)).Der Speicher Etzel der IVG Caverns GmbHfür Erdgas- und Rohölkavernen wurde alsVorhaben bereits im Vorjahr vorgestellt undnun mit zwei Teilprojekten in Tabelle 6 auf-genommen. Hierbei handelt es sich um dieUmrüstung von 10 vorhandenen Ölkavernenauf Gasbetrieb (Realisierung bis etwa Ende2010) und um ein Neubauprojekt von zu-nächst 30 Kavernen, für die bereits heuteNutzungsverträge vorliegen. Die Arbeitenzur Speichererweiterung der 40 Kavernenmit einem Arbeitsgasvolumen von etwa 3,3Mrd. m3(Vn) haben begonnen. Die Erweite-rung erfolgt für Unternehmen aus der Ener-giebranche (u. a. für E.ON Gas StorageGmbH). In 2008 wurden in Etzel 19 neueBohrungen mit bis zu vier Bohranlagen ab-geteuft, bis Ende 2009 werden sechs weitereBohrungen hinzukommen. Seit 2006 wur-den in diesem Großprojekt bis Mitte 2009insgesamt 37 neue Kavernenbohrungen rea-lisiert von denen sich bereits 26 im Solbe-trieb befinden. Die Realisierung der beidenTeilprojekte und die Verfügbarkeit des o. g.Arbeitsgasvolumens sollen bis zum Jahr2013 erfolgen. Der Standort Etzel bietet aufGrund seiner geografischen Lage einen ent-scheidenden Wettbewerbsvorteil. Der exis-tierende Anschluss an das europäische Öl-und Gasnetzwerk sowie die Nähe zuDeutschlands wichtigstem TiefwasserhafenWilhelmshaven erleichtern die Einlagerungund Abrufung der Rohstoffe. Den Kundender IVG dient die Lagerung von Öl und Gaszur Deckung von Verbrauchsspitzen undZwischenlagerung von Import-Lieferströ-men. Die Rohöllagerung dient mit ihrenstrategischen Reserven der Versorgungssi-cherheit. Das mit dem Ausbau geschaffeneneue Potenzial erfordert einen entsprechen-den Ausbau des Transportsystems. Die IVGsieht am Standort Etzel ein geologisches Po-tenzial von weiteren Kavernen, das auchnach Ansicht des LBEG im Salzstock Etzelgeologisch realisierbar wäre. Insgesamtkönnten bis zum Jahr 2017/2018 etwa 80Erdgas- und 5–10 Rohölkavernen gebaut

werden. Bei einem angenommenen Arbeits-gasvolumen von 75 Mio. m3(Vn) je Kavernewären damit in ca. 10 Jahren insgesamt etwa6 Mrd. m3(Vn) zusätzliches Arbeitsgasvolu-men verfügbar. Nach Angaben der IVG exis-tieren ausreichende Solkapazitäten. Die zu-sätzlichen Rohölkavernen sollen auch derBedienung von Kunden außerhalb Deutsch-lands dienen. Der Standort Etzel hat damiteine weiter zunehmende und herausragendeBedeutung für das nationale Speicherge-schäft und die Energieversorgung Deutsch-lands bekommen.

Im Speicherprojekt Jemgum der WINGASGmbH & Co. KG sollen in einer ersten Aus-baustufe zunächst 18 Kavernen errichtetwerden. Auch die EWE AG plant die Solungvon weiteren 15 Kavernen in drei Ausbau-stufen von jeweils fünf Kavernen. In Tabelle6 sind bei EWE fünf Kavernen für die ersteBaustufe berücksichtigt. WINGAS undEWE führen den Bau (Solbetrieb) ihrer bei-den Speicher gemeinsam durch und verfü-gen über einen gemeinsam eingereichtenund vom LBEG genehmigten Rahmenbe-triebsplan. Inzwischen wurden auch die

wasserrechtlichen Genehmigungen für dieEntnahme von Frischwasser aus der Emsund die Einleitung von Sole in die Auße-nems erteilt. Die gemeinsamen Betriebsein-richtungen umfassen z. B. die Wasserent-nahme und Soleeinleitbauwerke, Wasserlei-tung, Pumpenstation, Soletransportleitungund die Energieversorgung. Es ist geplant,Kavernen mit einem geometrischen Volu-men von maximal 0,75 Mio. m3 zu errichten.Nach Fertigstellung ab 2011 sollen beideSpeicher unabhängig voneinander betriebenwerden.


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Tabelle 5 Erdgas-Porenspeicher

Ort Gesellschaft Speichertyp Teufe Speicher- Gesamt- max. nutzbares Arbeitsgas n. Plateau-Ent-m formation volumen1) Arbeitsgas Endausbau nahmerate

Mio.m3 (Vn) Mio.m3 (Vn) Mio.m3 (Vn) 1.000 m3/h

In Betrieb

Allmenhausen E.ON Thüringer Energie AG ehem. Gasfeld 350 Buntsandstein 380 62 62 62

Bad Lauchstädt Verbundnetz Gas AG ehem. Gasfeld 800 Rotliegend 670 440 440 238

Berlin GASAG Berliner Gaswerke AG Aquifer 750–1.000 Buntsandstein 1.085 780 780 250

Bierwang E.ON Gas Storage GmbH ehem. Gasfeld 1.560 Tertiär (Chatt) 3.140 1.425 1.800 1.200

Breitbrunn/ RWE Dea AG, MEEG*, ehem. Gasfeld 1.900 Tertiär (Chatt) 2.075 1.080 1.080 520Eggstätt E.ON Gas Storage GmbH

Buchholz Verbundnetz Gas AG Aquifer 570–610 Buntsandstein 234 175 175 80

Dötlingen EMPG* ehem. Gasfeld 2.650 Buntsandstein 4.058 1.600 2.025 840

Eschenfelden E.ON Gas Storage GmbH Aquifer 600 Keuper, Muschelkalk 168 72 72 130

Frankenthal Saar-Ferngas AG Aquifer 600–1.000 Jungtertiär I+II 290 62 62 100

Fronhofen- Storengy Deutschland GmbH ehem. Ölfeld 1.750–1.800 Muschelkalk 153 35 70 75Illmensee

Hähnlein E.ON Gas Storage GmbH Aquifer 500 Tertiär (Pliozän) 160 80 80 100

Inzenham RWE Dea AG ehem. Gasfeld 680–880 Tertiär (Aquitan) 880 500 500 300

Kalle RWE WWE Netzservice GmbH, Aquifer 2.100 Buntsandstein 630 215 215 400Thyssengas GmbH

Kirchheilingen Verbundnetz Gas AG ehem. Gasfeld 900 Zechstein 250 190 190 125

Lehrte E.ON Avacon AG ehem. Ölfeld 1.000–1.150 Dogger (Cornbrash) 120 35 74 50

Rehden Wintershall Holding AG, ehem. Gasfeld 1.900–2.250 Zechstein 7.000 4.200 4.200 2.400WINGAS GmbH & Co. KG

Reitbrook GdF SUEZ E&P, MEEG ehem. Ölfeld 640–725 Oberkreide 530 350 350 350

Sandhausen E.ON Gas Storage GmbH Aquifer 600 Tertiär 60 30 30 45

Schmidhausen GdF SUEZ E&P ehem. Gasfeld 1.000 Tertiär (Aquitan) 300 150 150 150

Stockstadt E.ON Gas Storage GmbH ehem. Gasfeld 500 Tertiär (Pliozän) 94 45 45 45Stockstadt E.On Gas Storage GmbH Aquifer 450 Tertiär (Pliozän) 180 90 90 90

Uelsen EMPG ehem. Gasfeld 1.500 Buntsandstein 1.220 520 750 245

Wolfersberg RWE Dea AG ehem. Gasfeld 2.930 Tertiär (Lithotham.-Kalk) 538 320 320 210

Summe (in Betrieb) 24.205 12.456 13.560 8.005

In Planung oder Bau

Wolfersberg RWE Dea AG für Bayerngas ehem. Gasfeld 2.930 Tertiär (Lithotham.-Kalk) 45 – 45 –

Summe (Planung/Bau) 45 – 45 –

* MEEG – Mobil Erdgas-Erdöl GmbH; EMPG – ExxonMobil Production Germany GmbH; EMGSG – ExxonMobil Gas Storage GmbH

1) Gesamtvolumen = Summe aus maximalem (zugelassenem) Arbeitsgas- und Kissengasvolumen Stand 31. 12. 2008; Quelle: Betreiberfirmen

ERDGASSPEICHERUNG


Auch die E.ON Gas Storage GmbH plant alsdrittes Projekt auf dem Salzstock Jemgumeinen Untergrundspeicher mit zunächst 20Kavernen in zwei Ausbaustufen. Ein Be-triebsplan wurde eingereicht. Im Falle einerRealisierung aller 20 Kavernen könnte hierein geschätztes Arbeitsgasvolumen vonüber 1 Mrd. m3(Vn) verfügbar sein. NachAbschluss aller drei Teilprojekte in Jemgumwerden dort künftig weitere 3 bis 3,5Mrd. m3(Vn) an Arbeitsgas bereit stehen.Der Salzstock Jemgum verfügt über Poten-zial für die Solung weiterer Kavernen, dasdurch Standortuntersuchungen konkreti-siert werden müsste. Der Standort Jemgumwird damit neben Etzel und weiteren Spei-cherprojekten, die bei positiver Explorationgebaut werden sollen künftig zu einem er-heblichen Anstieg des Arbeitsgasvolumensin Deutschland beitragen.In Kiel-Rönne läuft der Solbetrieb der drit-ten Kaverne (K103) planmäßig seit Anfang2007 und soll das Zielvolumen im Zeitraum2013/2014 erreichen. Eine weitere Kaverne,für die ein genehmigter Rahmenbetriebs-plan vorliegt, ist in Planung und soll bei po-sitiver Entscheidung für einen Bau die glei-chen Planungsdaten aufweisen wie K103.In Kraak ist eine vierte Kaverne im Solbe-trieb und eine weitere angedacht (Obst2008).Bei Krummhörn bezieht sich der Wert fürdas »Arbeitsgasvolumen nach Endausbau«auf eine Reparatur/Nachsolung und Erwei-terung des Speichers im Jahr 2010.In Nüttermoor wurde die Solung der Ka-vernen K17 und K18 Anfang 2008 beendet.Drei weitere (K19, K20, K21) befinden sichim Solprozess.Der Speicher Peckensen im Kreis Salzwe-del soll um eine dritte Kaverne erweitertwerden. Die zusätzlichen Speicherkapazitä-ten sollen Ende 2010 zur Verfügung stehen.Die Planungen für die dritte Kaverne sehenein Arbeitsgasvolumen von 80 Mio. m3 undeine tägliche Entnahmeleistung von4 Mio. m3 vor. Kaverne K1 ist seit 2001 inBetrieb, K2 in Solung (Inbetriebnahme in2009). Für die geplanten Kavernen 4 und 5wurden von Storengy Deutschland GmbHbereits vermarktet. Sie sollen in 2013/2014bzw. 2015/2016 mit einem Arbeitsgasvolu-men von jeweils 80 Mio. m3 in Betrieb ge-hen. Nach derzeitiger Planung soll Pecken-sen auf bis zu zehn Kavernen erweitert wer-den und dann über ein Arbeitsgasvolumenvon 700–800 Mio. m3 verfügen.Bei der Speichererweiterung in Rüdersdorfbefindet sich K102 seit 2005 im Solprozess.Eine weitere Bohrung wurde abgeteuft.

Weitere Speicher für den ErdgasmarktDeutschlandIn Norddeutschland hängen weitere

Speicherprojekte unmittelbar mit dem Bauder Ostseepipeline durch das deutsch-russi-sche Konsortium Nord Stream AG vom rus-sischen Wyborg, westlich von Sankt Peters-

burg, bis in die Nähe von Greifswald zusam-men. Die Leitung hat eine wichtige Bedeu-tung für den europäischen Erdgasmarkt undneue Standorte für Gasspeicher in Deutsch-land. Die Arbeiten an dem 900 km langenLandabschnitt in Russland haben Ende 2005begonnen. Mitte 2009 wurden die erstenRohre für die Seetrasse nach Karlskrona inSchweden, einem der Zwischenlager, gelie-fert. Die Seetrasse wird eine Länge von rund1200 km aufweisen. Das Projekt soll auszwei parallelen Strängen bestehen, die Ende2011 bzw. 2012 fertig gestellt sein und überje 27,5 Mrd. m3/a Transportkapazität verfü-gen sollen. Die Gesamtinvestitionen für dasProjekt werden mit über 7 Mrd. Euro ange-geben. Die Nord Stream AG hat für den etwa80 km langen Trassenabschnitt in der deut-schen ausschließlichen Wirtschaftszone(AWZ) Ende 2008 einen Antrag gestellt. DieUnterlagen für die öffentliche Beteiligungwurden ausgelegt. Bis Mitte 2010 sollen imGreifswalder Bodden die Verlegearbeitenbeginnen. Mit dem Bau der »Nord Stream«wird eine neue Ära der Versorgung Mittel-und Westeuropas mit russischem Erdgaseingeleitet. Dieses wird zusätzliche Unterta-gespeicherkapazitäten erfordern und hat zuUntersuchungen von weiteren Speicher-standorten geführt. Mit der Ostseeleitungkann langfristig die Lieferung großer Erd-gasmengen für die Europäische Union ohneTransitstaaten wie der Ukraine, Polen oderWeißrussland gesichert werden. Deutsch-land würde dann selbst zu einem Erd-gas-Transitland werden, da die durch dieOstseeleitung ankommenden Gasmengenauch für andere Staaten in Westeuropa vonBedeutung sein werden.Für die Untersuchung der SalzstrukturMoeckow wurde durch das Bergamt Stral-sund ein Hauptbetriebsplan zur Aufsuchungzugelassen. Die erste Bohrung konnte An-fang 2008 erfolgreich beendet werden. Zu-dem erfolgten seismische und gravimetri-sche Untersuchungen.Zur Realisierung des SpeicherprojektesMoeckow sind derzeit beim Bergamt Stral-sund weitere Genehmigungsverfahren an-hängig.Die ZMB GmbH, eine 100-prozentige Toch-tergesellschaft der GAZPROM GermaniaGmbH (seit August 2009 Verschmelzungmit GAZPROM Germania), führt auf derStruktur Hinrichshagen bei Waren in Meck-lenburg-Vorpommern Aufsuchungsarbeitenauf der Grundlage eines zugelassenenHauptbetriebsplanes durch. Als Speicherho-rizont kommen Sandsteine des Unteren Jurain etwa 700 m Teufe in Frage, die bereits inden 1970er Jahren durch Bohrungen auf ihreEignung als Erdgasspeicher erkundet wur-den. In 2008 wurden drei Erkundungsboh-rungen und Ende 2008 eine 3D-Seismikdurchgeführt (ausführliche Beschreibungbei OBST (2008)).Nach Mitteilung der GAZPROM GermaniaGmbH an das Bergamt Stralsund besitzt dasSpeichergestein die für eine Erdgasspeiche-

rung notwendigen Eigenschaften. Die Ab-deckung des Speichergesteins ist gegeben.Allerdings fragmentieren geologische Stö-rungen die Gesamtstruktur, so dass nur Teil-bereiche des Erdgasspeichers geeignet sind.Weitere Arbeitsschritte und Untersuchun-gen sollen die tatsächlichen Nutzungsmög-lichkeiten des Speichers Hinrichshagen un-terlegen.Die Erkundung der Aquiferstruktur Schwein-rich bei Wittstock durch die GAZPROMGermania [Obst 2008] wurde Mitte 2009eingestellt. Die Analyse der gewonnenenDaten einer Aufschlussbohrung zeigen zwargünstige petrophysikalische Speichereigen-schaften, die abdeckenden Schichten ober-halb des Speichergesteins sind aber nicht imerforderlichen Maße ausgeprägt, um eine si-chere Gasspeicherung zu gewährleisten.Am Standort Epe bereiten sich zwei weitereFirmen auf eine Gasspeicherung vor [Grigo,W & Dörne, P., 2009]. Die Continental GasStorage Deutschland GmbH (CGS) plantden Betrieb von drei Kavernen. Das An-tragsverfahren soll noch in 2009 beginnen.Die Energie Baden Württemberg AG(EnBW) plant einen Gasspeicher mit dreiKavernen. Auch hier läuft die Vorbereitungdes Antragsverfahrens.Die Storengy Deutschland GmbH (bis30. 1. 2009 Gaz de France ErdgasspeicherDeutschland GmbH) plant die Errichtungeines Erdgas-Kavernenspeichers mit einemArbeitsgasvolumen von ca. 730 Mio. m³ inOhrensen bei Stade. In einer ersten Pro-jektphase ist die Errichtung von vier Kaver-nen mit einem Arbeitsgasvolumen von ins-gesamt ca. 400 Mio. m³ vorgesehen. Die In-betriebnahme der Kavernen soll im Jahres-takt im Zeitraum 2015–2018 erfolgen. Derweitere Ausbau findet in Abhängigkeit vonder zukünftigen Vermarktung statt. DerSpeicher soll über einen Netzanschluss andas Netz der Gasunie Deutschland ange-schlossen werden.Nach Presseberichten wird ein weiteres Ka-vernenspeicher-Projekt derzeit durch VNGund Gaszprom Export über eine gemeinsa-me Gesellschaft »Erdgasspeicher PeissenGmbH« vorbereitet. In den kommenden 15Jahren soll ein Speicher »Katharina« im»Bernburger Sattel«, einer Steinsalzlager-stätte in der Magdeburger Börde in Sachsen-Anhalt, errichtet werden. Das Arbeitsgasvo-lumen in zehn Kavernen soll 600 Mio.m3

(Vn) betragen und der Speicher über eine 37km Leitung an die Fernleitung JAGAL ange-schlossen werden.Ein Projekt, dass zwar in Österreich liegt,dessen Betrieb aber für die Gasversorgungund Speichersituation Deutschlands eineBedeutung hat, ist der in Grenznähe liegen-de Speicher Haidach (ehemalige Gasla-gerstätte) bei Salzburg. Er wurde durch einFirmenkonsortium von RAG, WINGAS undGAZPROM export eingerichtet, im Mai2007 in Betrieb genommen und ist mit demdeutschen Leitungsnetz verbunden. DerSpeicher kann somit für den saisonalen Aus-

ERDÖL ERDGAS KOHLE 125. Jg. 2009, Heft 11 421

ERDGASSPEICHERUNG

Tabelle 6 Erdgas-Kavernenspeicher

Ort Gesellschaft Anzahl der Teufe Speicher- Gesamt- max. nutzbares Arbeitsgas n. Plateau-Ent-Einzelspeicher m formation volumen1) Arbeitsgas Endausbau nahmerate

Mio.m3 (Vn) Mio.m3 (Vn) Mio.m3 (Vn) 1.000 m3/h

In BetriebBad Lauchstädt Verbundnetz Gas AG 18 780–950 Zechstein 2 852 572 572 1.0202)

Bernburg Verbundnetz Gas AG 32 500–700 Zechstein 2 1.290 993 993 1.450Bremen-Lesum swb Netze GmbH & Co KG 2 1.050–1.350 Zechstein 83 68 68 160Bremen-Lesum EMPG 2 1.300–1.780 Zechstein 247 160 160 220Burggraf-Bernsdorf Verbundnetz Gas AG stillg. Bergwerk 580 Zechstein 2 5 3 3 40Empelde GHG-Gasspeicher Hannover GmbH 3 1.300–1.800 Zechstein 2 173 136 284 360Epe-NUON NUON Epe Gasspeicher GmbH 4 1.100–1.420 Zechstein 1 285 216 216 400Epe-E.ON E.ON Gas Storage GmbH 34 1.090–1.420 Zechstein 1 2.209 1.744 2.115 2.900Epe-RWE RWE WWE Netzservice GmbH 10 1.100–1.420 Zechstein 1 606 473 473 520Epe-Essent Essent Energie Gasspeicher GmbH 6 1.160–1.280 Zechstein 469 372 372 400Epe-Trianel Trianel Gasspeichergesellschaft Epe

mbH & Co. KG 3 1.180–1.500 Zechstein 1 161 128 128 300Etzel IVG Caverns GmbH 9 900–1.100 Zechstein 2 770 512 512 1.310Harsefeld EMPG 2 1.150–1.450 Zechstein 186 129 140 300Huntorf EWE AG 6 650–1.400 Zechstein 405 298 298 350Kiel-Rönne Stadtwerke Kiel AG, E.ON Hanse AG 2 1.250–1.600 Rotliegend 100 60 60 100Kraak E.ON Hanse AG 3 900–1100 Zechstein 216 190 280 200Krummhörn E.ON Gas Storage GmbH 3 1.500–1.800 Zechstein 2 73 51 237 100Neuenhuntorf EWE AG 1 750–1.000 Zechstein 33 17 17 100Nüttermoor EWE AG 16 950–1.300 Zechstein 1.498 1.085 1.085 1.300Peckensen Storengy Deutschland GmbH 1 1.300–1.450 Zechstein 105 60 60 125Reckrod Gas-Union GmbH 3 800–1.100 Zechstein 1 178 110 110 100Rüdersdorf EWE AG 1 900–1.200 Zechstein 58 47 47 70Staßfurt Kavernenspeicher Staßfurt GmbH,

RWE WWE Netzservice GmbH 4 400–1.130 Zechstein 242 204 494 250Xanten RWE WWE Netzservice GmbH 8 1.000 Zechstein 217 188 315 280

Summe (in Betrieb) 173 10.461 7.816 9.039 12.355

In Planung und BauBernburg Verbundnetz Gas AG 3 500–700 Zechstein 2 183 – 139 –Empelde GHG-Gasspeicher Hannover GmbH 1 1.300–1.800 Zechstein 2 125 – 100 –Epe-ENECO ENECO store GmbH 2 1.100–1.400 Zechstein 175 – 125 –Epe-Essent Essent Energie Gasspeicher GmbH 4 1.120–1200 Zechstein 220 – 172 –Epe-Trianel Trianel Gasspeichergesellschaft Epe

mbH & Co. KG 1 1.060–1.400 Zechstein 1 153 – 109 –Epe-KGE Kommunale Gasspeichergesellschaft Epe

mbH & Co. KG 4 1.100–1.400 Zechstein 250 – 180 –Etzel IVG Caverns GmbH 30 1150 Zechstein 1 3.400 – 2.500 –Etzel IVG Caverns GmbH 10 800–1.000 Zechstein 2 1.100 – 750 –

Jemgum Wingas GmbH & Co. KG 18 1.000–1.600 Zechstein 1.620 – 1.200 –Jemgum EWE AG 5 950–1.400 Zechstein 650 – 433 –Kiel-Rönne Stadtwerke Kiel AG 2 1.250–1.600 Rotliegend 234 – 140 –Kraak E.ON Hanse AG 1 1.30–1.450 Zechstein 110 – 90 –Nüttermoor EWE AG 3 950–1.300 Zechstein 321 – 214 –Peckensen Storengy Deutschland GmbH 9 1.100–1.400 Zechstein 1.050 – 600 –Reckrod-Wölf Wintershall Holding AG 2 700–900 Zechstein 1 150 – 120 –Rüdersdorf EWE AG 1 900–1.200 Zechstein 94 – 79 –Staßfurt Kavernenspeicher Staßfurt GmbH,

RWE WWE Netzservice GmbH 4 850–1.150 Zechstein 380 – 290 –Xanten RWE WWE Netzservice GmbH,

Thyssengas GmbH 5 1.000 Zechstein 150 – 125 –

Summe (Planung/Bau) 105 10.365 – 7.366 –

1)Gesamtvolumen = Summe aus maximalem (zugelassenem) Arbeitsgas- und Kissengasvolumen;

2)Maximalrate für Gesamtspeicher Bad Lauchstädt

Stand 31. 12. 2008; Quelle: Betreiberfirmen

ERDGASSPEICHERUNG


gleich in Deutschland aber auch in Öster-reich genutzt werden. Er wird derzeit imRahmen der zweiten Ausbaustufe von 1,2Mrd. m³ auf 2,4 Mrd. m³ Arbeitsgasvolumenzu einem der größten Erdgasspeicher in Eu-ropa ausgebaut. Durch den Ausbau erfolgteine Erweiterung der Ein- und Auslagerlei-stung von 500.000 m³/h auf 1.000.000 m³/h.Die Fertigstellung ist für April 2011 geplant.

Die deutsche Erdgasspeicherung imweltweiten VergleichWeltweit stehen derzeit etwa 352

Mrd. m³ Arbeitsgasvolumen in über 630Gasspeichern zur Verfügung (Tab. 7). Vondiesen Speichern befinden sich etwa 28 % inEuropa/CIS und 70 % in den USA und Ka-nada. In umgekehrtem Verhältnis stellen dieSpeicher in Europa/CIS etwa 63 % und dienordamerikanischen Speicher nur etwa36 % des Arbeitsgasvolumens zur Verfü-gung. Deutschland ist in der EU die größteund nach den USA, Russland und der Ukrai-ne weltweit die viertgrößte Speichernationgemessen am Arbeitsgasvolumen. In derWelt dominieren mit etwa 83 % die Speicherin ehemaligen Erdöl- und Erdgasfeldern,etwa 12 % sind Aquiferspeicher. Die Poren-speicher stellen damit weltweit etwa 95 %der Speicher im Vergleich zu den nur 5 %der Kavernenspeicher. Durch den hohen An-teil von Kavernenspeichern im Vergleichzum Weltdurchschnitt sind 61 % der Spei-cherkapazitäten in Porenspeichern und 39 %in Salzkavernen installiert.Die Arbeitsgruppe 2.1 des Working Com-mittes der International Gas Union (BasicUGS Activities, Chairman Joachim Wall-brecht, BEB) hat im Oktober 2009 auf der24. Welt Gas Konferenz in Buenos Aires ih-ren aktuellen Bericht zur Situation der Gas-speicherung in der Welt vorgelegt. Die

»UGS Data Bank« und die GIS-gestützteVisualisierung der Speicherdaten in der ak-tualisierten Fassung wurden im Rahmen desWelt Gas Kongresses ebenfalls vorgestellt.Die Visualisierung der Daten wurde mit we-sentlicher Unterstützung durch das LBEGmittels des interaktiven ArcReader-Pro-gramms realisiert. Neben den statistischenDaten und den Speicherkarten wurden einSpeicherglossar und Trends der Speicher-entwicklung in den jeweiligen Staaten ver-öffentlicht. Datenbasis und Visualisierungsind in metrischen und englischen Einheitenverfügbar. Durch Einbeziehung der nord-amerikanischen Speicher wurde eine umfas-sende Datenbasis zu den UGS in der Weltentwickelt. Der Arbeitsgruppenbericht,inkl. der UGS Datenbank, der GIS-Visuali-sierung und des Glossars sollen demnächstüber die IGU-Website zugänglich gemachtwerden.Zwischen 1996 und 1999 wurde unter derFederführung der United Nations EconomicCommission for Europe (UN ECE) dieUGS-Studie »Study on Underground GasStorage in Europe and Central Asia« erar-beitet (Economic Commission for Europe1999). Die deutschen Vertreter haben hierzueinen wesentlichen Beitrag geleistet. DieUN ECE Working Party on Gas hat in 2008die Überarbeitung und Aktualisierung die-ser Studie initiiert. Das Update berücksich-tigt das veränderte Umfeld des liberalisier-ten Gasmarktes und würdigt die gestiegeneBedeutung der Gasspeicherung und dietechnologische Entwicklung in der Spei-cherindustrie. Zur Zeit befindet sich der Fra-gebogen für die Überarbeitung der Studie inAbstimmung. Dies erfolgt wieder unter Be-teiligung deutscher Vertreter, die auf eineaktive Unterstützung durch die deutschenSpeicherunternehmen angewiesen sind. EinAbschluss der Studie ist in 2010 geplant.

Nationale und internationale Gremien,politisches Umfeld derGasspeicherung

Die deutschen Speicherunternehmen habensich im Koordinierungsausschuss UGS(K-UGS) zu einer Organisation der GremienArbeitskreis Kavernen (AKK), DVGW-AG»Untertagegasspeicherung« und des WEG-Arbeitskreises »Untertagespeicherung« zu-sammen geschlossen. Der K-UGS dient alsAustauschforum für Informationen und Er-fahrungen im Zusammenhang mit der tech-nischen Betriebsführung beim Bau und Be-trieb von Untertagegasspeichern, von Sole-gewinnungsanlagen und von Produktspei-chern in Kavernen.Neben dem Erfahrungsaustausch werdenStellungnahmen zu Gesetzes- und Verord-nungsentwürfen sowie die gemeinsame Be-arbeitung vielfältiger technischer Problem-stellungen der Speicherung verfolgt. DieGeschäftsstelle ist beim WEG in Hannoverangesiedelt und organisiert im halbjährli-chen Turnus Tagungen der K-UGS-Mitglie-der. Derzeit wird eine Neuausrichtung desK-UGS zur effektiveren Vertretung dertechnisch-wirtschaftlichen Interessen derSpeicherbetreiber angestrebt. Es ist geplant,die Re-Organisation mit dem Anschluss aneinen Verband und der Gründung einesSpeicherfachausschusses in diesem Ver-band im Frühjahr 2010 abzuschließen.Auf Europäischer Ebene wurde im Juni2003 die entscheidende Grundlage für dieLiberalisierung des europäischen Gasmark-tes mit der Gasdirektive geschaffen. Im Juli2005 erfolgte mit dem zweiten Gesetz zurNeuregelung des Energiewirtschaftsrechts(EnWG) die Umsetzung in deutsches Recht.Von den in der Gasdirektive möglichen Al-ternativen hat Deutschland den verhandel-ten Speicherzugang (nTPA) und nicht denregulierten Zugang (rTPA) gewählt. Nach

Nation Arbeitsgasvolumen, AnzahlMio. m³ Speicherbetriebe

USA 110.674 389Russia* 93.561 22Ukraine* 31.880 13Germany1) 20.272 47Italy 16.755 11Canada 16.413 52France 11.913 15Netherlands 5.000 3Uzbekistan* 4.600 3Kazakhstan* 4.203 3Austria 4.184 6Hungary 3.720 5United Kingdom 3.700 6Czech Republic 3.073 8Romania 2.760 6Slovakia 2.720 2Latvia 2.300 1Poland 1.556 6

Nation Arbeitsgasvolumen, AnzahlMio. m³ Speicherbetriebe

Turkey 1.600 2Spain 1.459 2Azerbaijan* 1.350 2Australia 1.134 4China 1.140 6Denmark 820 2Belarus* 750 2Croatia 558 1Belgium 550 1Japan 550 4Bulgaria 500 1Ireland 210 1Portugal 150 1Armenia* 110 1Argentina 100 1Kyrgyzstan* 60 1Schweden 9 1

Summe 352.438 631

Angaben für Deutschland durch LBEG per 31. Dezember 2008 ergänzt. Arbeitsgasvolumen = Arbeitsgas »in Betrieb«.* Staaten der GUS Quelle: IGU (2009)

Tabelle 7 Erdgasspeicher in der Welt

der Novellierung des Energiewirtschafts-rechts unterliegen die Gasnetzbetreiber ei-ner staatlichen Aufsicht, die seit dem Jahr2005 durch die Bundesnetzagentur in Bonnwahrgenommen wird. Dabei spielen auchGasspeicher und ihre Nutzung im Rahmendes Netzzuganges eine Rolle.Weitergehende Regeln für die Speicherbe-treiber sind in den »Guidelines for GoodPractice for Storage System Operators«(GGPSSO) der ERGEG (European Regula-tory Group for Electricity and Gas) nieder-gelegt; sie gelten seit April 2005.Der Liberalisierungsprozess im europäi-schen Gasmarkt wird im Rahmen des »Ma-drid-Forums« verfolgt. An dem Forum neh-men die Vertreter der Europäischen Kom-mission, der Mitgliedsländer, der europäi-schen und nationalen Regulierer, der Ener-giehändler und der Speicherbetreiber teil,die sich in der GSE zusammengeschlossenhaben.Die Neufassung der Gasdirektive von 2003erfolgte mit der Verabschiedung des 3. EUEnergie-Binnenmarkt-Paketes in 2009, daseine stärkere Regulierung, verbunden mitgrößerer Transparenz, wie z. B. durch einGesetz gemäß GGPSSO für eine Stärkungder nationalen Regulierungsbehörden ver-folgt. Wesentlich ist, dass derzeit keine Ta-rifregulierung vorgesehen ist. Eine Umset-zung in nationales Recht hat bis zum 3. März2011 zu erfolgen.Die Europäischen Speicherbetreiber sind inder Gas Storage Europe (GSE) organisiert.Sie ist ein Zweig der Gas Infrastructure Eu-rope (GIE), einem Zusammenschluss vonNetz-, LNG-Terminal- und Speicherbetrei-bern. Der Verband veröffentlicht seit mehrals zwei Jahren Speicherfüllstände der ver-schiedenen Märkte Europas. Bislang wer-den diese Daten von den jeweiligen Spei-

cherbetreibern auf freiwilliger Basis gemel-det. Eine Auswertung der Speicher-Füll-stände für Deutschland erfolgt seit kurzemauf der website www.teamconsult.net. DieGSE vertritt u. a. die Interessen der Spei-cherbetreiber gegenüber der EuropäischenKommission. Zurzeit sind in der GSE 33 Be-treiber von 17 Nationen mit etwa 110 Spei-chern organisiert, die ca. 85 % der gesamtenSpeicherkapazität in Europa darstellen. DieGSE verfolgt eine konstruktive Rolle im li-beralisierten europäischen Erdgas- undSpeichermarkt und ist hierzu an der Gestal-tung von gesetzlichen Regelwerken betei-ligt.Auf Grund der Entwicklung des Gasbedar-fes in West-Europa, einhergehend mit einersinkenden Gasproduktion, wird mit einemsteigenden Speicherbedarf in Europa ge-rechnet. Zahlreiche Projekte sind in Planungoder Bau, wie auch aus der Auflistung ge-planter Projekte der GSE, die insgesamt einArbeitsgasvolumen von 60 Mrd. m³ aufwei-sen, zu entnehmen ist (www.gie.eu.com).In der oben beschriebenen IGU UGS-Studie2009 wurden geplante UGS-Projekte um-fänglich berichtet und zusammengetragen.Für Europa wurden zusätzlich zu dem exis-tierenden Arbeitsgasvolumen von rd. 84Mrd. m³ Speicherprojekte berichtet, die bis2015 ein zusätzliches Arbeitsgasvolumenvon 50 Mrd. m³ und die bis 2020 ein zusätzli-ches Arbeitsgasvolumen von insgesamt 76Mrd. m³ entwickeln könnten.Deutschland wird hier mit seinem erhebli-chen Speicherpotenzial künftig eine wesent-liche Rolle als Erdgasdrehscheibe für West-europa spielen. Eine zusammenfassendeBewertung von Aufkommen und Bedarf fürErdgas, der Bedeutung von LNG, infra-struktureller Entwicklungen für Transportvon Erdgas in Europa sowie der zukünftigen

Rolle Russlands für die Erdgasversorgungvon Europa finden sich u. a. bei Ulbrich(2005) sowie bei Bittkow & Rempel (2008,2009).Durch das existierende und das geplanteSpeichervolumen, eine Diversifizierung desErdgasbezuges, die heimische Gasförde-rung sowie durch günstige geologischeRandbedingungen für die Planung neuerSpeicher ist die kommerzielle Deckung desGasbedarfes derzeit in Deutschland gewähr-leistet. Die Versorgungssicherheit, insbe-sondere durch die Gasspeicher, ist ebensogegeben. Das Speichervolumen ist bei Be-darf erweiterbar. Allein in Niedersachsenexistieren in Küstennähe zahlreiche großeSalzstöcke, die ein geologisches Potenzialfür Hunderte von weiteren Kavernen mit ei-nem möglichen Arbeitsgasvolumen in zwei-stelliger Milliardenhöhe besitzen. Aberauch produzierende oder erschöpfte Öl- undGasfelder bieten sich zukünftig als Poren-speicher an. Ebenso tiefe saline Aquifere,die derzeit z. B. in Mecklenburg-Vorpom-mern und Brandenburg erkundet werden.Auf Grund der größeren Importabhängig-keit hinsichtlich der Gasversorgung und derzu erwartenden Verlagerung der künftigenVersorgung durch Erdgas aus Russland unddurch LNG sowie dem gleichzeitigem Rüc-kgang der Anteile aus Westeuropa gibt es aufeuropäischer und nationaler politischer Ebe-ne strategische Überlegungen für eine Kri-senbevorratung. Bei zunehmender Gasnut-zung, denkbarer Terrorangriffe auf Gasnet-ze, Zunahme der Bedeutung von Energie-rohstoffen als Machtfaktor und der Lei-tungsgebundenheit von Erdgas ist derWunsch nach einer rein strategischen Gasre-serve für den Krisenfall, wie beim Erdöl,verständlich. Gemäß einer Richtlinie derEuropäischen Union von 2004 sollen Mit-


ERDGASSPEICHERUNG

Tabelle 8 Kavernenspeicher für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas

Ort Gesellschaft Speichertyp Teufe, m Anz. d. Einzelspeicher Füllung

Bernburg-Gnetsch esco – european salt company GmbH&Co.KG Salzlager-Kavernen 510–680 2 Propan

Blexen Untertage-Speicher-Gesellschaft mbH (USG) Salzstock-Kavernen 640–1.430 5 / 3 Rohöl / Benzin

Bremen-Lesum Nord-West Kavernen GmbH fürErdölbevorratungsverband Salzstock-Kavernen 600–900 5 Leichtes Heizöl

Epe Deutsche BP AG Salz-Kavernen 1.000–1.400 5 Rohöl, Mineralölprodukte

Etzel IVG Logistik GmbH Salzstock-Kavernen 800–1.600 20 Rohöl, Mineralölprodukte

Heide Nord-West Kavernen GmbHfür Erdölbevorratungsverband Salzstock-Kavernen 600–1.000 9 Rohöl, Mineralölprodukte

Heide 101 Shell Deutschland Oil GmbH Salzstock-Kaverne 660–760 1 Butan

Hülsen Wintershall Holding AG stillgelegtes Bergwerk 550–600 (1) Rohöl, Mineralölprodukte

Ohrensen Dow Deutschland GmbH & Co. OHG Salzstock-Kavernen 800–1.100 1 / 1 / 1* Ethylen / Propylen / EDC*

Sottorf Nord-West Kavernen GmbH fürErdölbevorratungsverband Salzstock-Kavernen 600–1.200 9 Rohöl, Mineralölprodukte

Teutschenthal DOW Central Germany Olefinverbund GmbH Salzlager-Kavernen 700–800 2 Ethylen, Propylen

Wilhelmshaven-Rüstringen Nord-West Kavernen GmbH fürErdölbevorratungsverband Salzstock-Kavernen 1.200–2.000 37 Rohöl, Mineralölprodukte

Summe Einzelspeicher 102* außer Betrieb Stand 31. 12. 2008; Quelle: Betreiberfirmen

ERDGASSPEICHERUNG


gliedstaaten nationale Maßnahmen festle-gen, um Versorgungsunterbrechungen vonErdgas für acht Wochen zu begegnen. Hier-für stehen Möglichkeiten, wie z. B. die Nut-zung von Speichern, Diversifizierung derVersorgung, unterbrechbare Verträge, Ver-wendung von Ersatzbrennstoffen in Kraft-werken und andere Maßnahmen zur Verfü-gung. Anlässlich der Gaskrise im Januar2009 wurde eine nationale Arbeitsgruppezur Frage einer strategischen Erdgasreserveeingerichtet. Sie bestand aus Vertretern desBundesministeriums für Wirtschaft undTechnologie und der Gaswirtschaft. Die Ar-beitsgruppe hat ein Dokument vorgelegt(Deutscher Bundestag, Drucksache 16/13922 vom 21. 8. 2009) und sieht darin alsFazit keine Notwendigkeit zur Einrichtungeiner strategischen Erdgasreserve. Die vor-handenen kommerziellen Speicherkapazitä-ten werden zur Gewährleistung der Versor-gungssicherheit für ausreichend angesehen.Wie die in der hier vorgelegten Veröffentli-chung beschriebenen Projekte zeigen, istweiteres kommerzielles Speichervolumenin Milliardenhöhe derzeit in der Explora-tionsphase sowie in Planung und Bau, daseinen weiteren Beitrag zur Versorgungssi-cherheit in Deutschland und Westeuropaleisten wird.

Speicheranlagen für Rohöl, Mineralöl-produkte und FlüssiggasErgänzend zu den Untertage-Gasspei-

chern sind in Abbildung 1 und Tabelle 8 diegeografische Lage und die Kenndaten derim Jahr 2008 in Betrieb befindlichen zwölfSpeicheranlagen für Rohöl, Mineralölpro-dukte und Flüssiggas dargestellt.Die Bundesrepublik Deutschland ist zu 97 %ein Importland für Rohöl. Neben oberirdi-schen Tanks dienen Salzkavernenspeichereiner Krisenbevorratung für Motorbenzine,Mitteldestillate, Schweröle und Rohöl nachdem Erdölbevorratungsgesetz sowie zumAusgleich von Produktionsschwankungenfür verarbeitende Betriebe (ErdölBevG von1998: Berechnung der Vorratspflicht für 90Tage gemäß §3).Der Erdölbevorratungsverband (EBV),Körperschaft des öffentlichen Rechts undnationale Institution zur Krisenbevorratung,gibt in seinem aktuellen Bericht für dasHaushaltsjahr 2007/2008 eine Vorrats-pflicht von 21,1 Mio. t Rohöl und Mineralöl-produkten in den Erzeugnisklassen »Motor-benzine, Mitteldestillate und schwere Heiz-öle« an [EBV 2008]. Diese Menge liegt aufVorjahresniveau. Für das zum 1. 4. 2008 be-ginnende Haushaltsjahr 2008/2009 wurdedie Pflichtmenge mit 19,9 Mio. t angegeben.

Die tatsächlichen anrechenbaren Beständebetrugen 22,2 Mio. t und lagen 5,6 % überder Pflichtmenge. Die Reserven stehen imEigentum des EBV. Mitglieder des EBV sindalle Unternehmen, die Rohöl oder Rohöl-produkte nach Deutschland einführen bzw.in Deutschland herstellen. Eine Bundesroh-ölreserve existiert nicht mehr. Sie wurdenach einem Beschluss der Bundesregierung1997 nach und nach verkauft, die letzteTranche im Herbst 2001.Die Nord-West Kavernengesellschaft GmbHhat Ende August 2008 in Wilhelmshaven-Rüstringen eine Aufsuchungsbohrung(K801) beendet. Ein Solbetrieb im Jahr2009 ist in Vorbereitung.Die Ölkavernen des EBV in Wilhelmshavenund der IVG AG in Etzel sind über dieNord-West-Ölleitung mit dem Ölterminal inWilhelmshaven verbunden, das am 29. No-vember 2008 sein 50-jähriges Bestehen fei-erte. Etwa 17.000 Tanker haben in diesemZeitraum in Wilhelmshaven angedockt undetwa 900 Mio. t Rohöl gelöscht.

Der Autor bedankt sich bei Vertretern von Industrie undBehörden für aktuelle Angaben zu Speicherprojekten,bei Herrn Joachim Wallbrecht (BEB, Hannover, Vertre-ter der Internationalen Gas Union) für die Informationenzur weltweiten Speicherung und der Tätigkeit in Gre-mien sowie bei Frau Renate Mends (Berlin) für dieDurchsicht des Manuskriptes

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