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Wie realisierbar ist Europas Plan, die Abhängigkeit von russischem Gas zu verringern?

Europas „REPowerEU“-Plan ist ausserordentlich ehrgeizig. Wir heben die fünf wesentlichen Ziele des Plans und die vor uns liegenden Herausforderungen hervor.

21.04.2022
lng-tanker

Authors

Mark Lacey
Leiter Global Resource Equities, Portfoliomanager
Alexander Monk
Analyst für erneuerbare Energien
Felix Odey
Analyst für erneuerbare Energien

Russland versorgt Europa derzeit mit 35–40 % seines Gasbedarfs. Der Krieg in der Ukraine hat verdeutlicht, wie dringend Europa seine Gasversorgung diversifizieren muss und wie wichtig das längerfristige Ziel ist, auf saubere Energiequellen umzusteigen.

Ende März unterzeichnete die EU mit den USA ein wichtiges Abkommen über Flüssigerdgas (LNG). Das Abkommen sieht Rahmenbedingungen vor, laut denen die USA bis Ende des Jahres die EU mit Erdgas in einem Volumen beliefern sollen, das in etwa 10 % des derzeit aus Russland bezogenen Gases entspricht.

Der langfristige Plan läuft darauf hinaus, dass die USA und internationale Partner jährlich etwa 50 Milliarden Kubikmeter (billion cubic metres – Bcm) Gas an die EU liefern. Das ist zu den 22 Mrd. Kubikmetern hinzuzurechnen, die bereits jährlich geliefert werden, und den 37 Mrd. Kubikmetern, die bis Ende des Jahres geliefert werden sollen.

All dies ist Teil einer Initiative – REPowerEU – die darauf abzielt, die europäischen Importe von russischem Gas im Laufe des nächsten Jahres um zwei Drittel zu reduzieren (das entspricht etwa 100 Mrd. Kubikmeter pro Jahr).

Der REPowerEU-Plan ist unglaublich ehrgeizig. Hier stellen wir fünf seiner Ziele und die bevorstehenden Herausforderungen vor.

Ziel 1: Import von zusätzlichen 50 Mrd. Kubikmetern LNG über alternative Versorgungsquellen

Schon vor dem Einmarsch in die Ukraine hatte Europa die Einfuhren von russischem Gas schrittweise verringert und mehr LNG importiert. Das Problem ist, dass die USA nur begrenzte Versorgungskapazitäten haben und Europa mit anderen Ländern um importierte LNG-Ladungen konkurriert.

Der globale LNG-Markt umfasst derzeit rund 400 Millionen Tonnen pro Jahr (mtpa bzw. 560 Mrd. Kubikmeter Gas). Prognostiziert wird, dass er in den kommenden zehn Jahren um mindestens 20 bis 25 Tonnen pro Jahr steigen wird, da Schlüsselmärkte wie China und Indien ihre LNG-Importkapazitäten erhöhen.

Ein weiterer Stolperstein ist, dass LNG – wie der Name schon sagt – flüssig ist und zur Verwendung wieder in Gas umgewandelt werden muss. Dies ist ein Prozess, der als „Regasifizierung“ bezeichnet wird, und Europa hat nur sehr wenig freie Kapazitäten zur Regasifizierung von LNG.

Die europäischen LNG-Importe haben sich seit dem ersten Quartal 2021 auf bis zu 16 Bcf/Tag (Mrd. Kubikfuß) im Februar 2022 bereits fast verdoppelt. Dies kommt der „theoretischen Kapazität“ von 20 Bcf/Tag nahe.

Leider bedeutet „theoretische Kapazität“ nicht, dass der europäische Markt auch Zugang zu diesem Gas hat. Beispielsweise verfügen Spanien und Portugal über eine kombinierte Kapazität von etwa 7 Bcf/Tag. Aber die Pipelinekapazität zum Rest Europas liegt eher bei 4 Bcf/Tag, sodass es unmöglich ist, all dieses zusätzliche Gas in die Märkte einzuspeisen, die es benötigen, wie etwa Deutschland oder Österreich.

Die gute Nachricht ist, dass Europa einen weiteren Ausbau seiner LNG-Importkapazitäten plant; die schlechte Nachricht ist, dass der Bau noch nicht mal begonnen hat.

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Ziel 2: Erhöhung der nicht-russischen Pipeline-Importe um 10 Mrd. Kubikmeter

Wenn also mehr Schiffsladungen von LNG kein Wundermittel ist, wie sieht es mit einer Erhöhung der Versorgung über bestehende Pipelines aus? Dies wird sich ohne weitere Entwicklung von Gasfeldern als sehr schwierig erweisen. Die derzeit aktiven Felder laufen bereits auf Hochtouren.

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Rund 3,5 Bcf/Tag kommen aus Algerien, wo der Betreiber Sonatrach das Erweiterungsprojekt Tinrhert im Bau hat. Dieses Projekt wird weitere 0,4 Bcf/Tag an Versorgung sicherstellen. Abgesehen davon sind jedoch keine größeren Gasfelderweiterungen geplant.

Norwegen und das Vereinigte Königreich beliefern Europa derzeit zusammen mit etwa 15 Bcf/Tag an Produktion. Aber wie in Algerien fiel die Gasfeldentwicklung in den letzten Jahren äußerst bescheiden aus.

Ziel 3: Senkung des Erdgasbedarfs um 20 Mrd. Kubikmeter durch Steigerung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Die Fokussierung auf erneuerbare Energien ist unserer Meinung nach die logischste und nachhaltigste Lösung. Es handelt sich jedoch um eine langfristige Lösung, nicht um eine, die genügend Kapazität bietet, um bis 2023 20 Mrd. Kubikmeter Gas zu ersetzen.

Aus Kostensicht ist die Stromerzeugung durch erneuerbare Energiequellen wie Wind und Solar selbst bei den jüngsten Anstiegen der Rohstoffkosten bereits deutlich billiger als sowohl die gas- als auch die kohlebefeuerte Stromerzeugung. Angesichts der jüngsten Anstiege sowohl bei den Gas- als auch bei den Strompreisen ist das Argument der Kostenrelationen nicht mehr von der Hand zu weisen.

Die Investitionen in die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien liegen jedoch deutlich unter dem, was erforderlich wäre, um die für 2030 bzw. 2050 gesetzten Ziele einzuhalten. Gleiches gilt für die damit verbundenen Investitionen in Übertragungs- und Verteilernetze.

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Die Haupthindernisse, um mehr erneuerbare Stromerzeugung in Betrieb zu nehmen, sind nicht der politische Wille oder die Investitionsrenditen. Vielmehr wirken Probleme mit der Logistik und dem Transport der Ausrüstung von der Fabrik zum Projektstandort als Hemmschuh.

Dies liegt an den Lockdowns in großen chinesischen Städten aufgrund des erneuten Auftretens von Covid-19, an der nach wie vor eingeschränkten Versorgung durch die Halbleiterindustrie und an den weiterhin sehr starken Verfügbarkeitsproblemen bei Frachtschiffen und Containerkapazitäten.

Die Ausrüstungsanbieter und Entwickler erneuerbarer Energien hoffen, dass diese Einschränkungen in der Lieferkette ab 2023 nachlassen werden. Aber auch hier ist keine schnelle Lösung in Sicht.

Ziel 4: Energieeffizienzmaßnahmen zur Senkung des Bedarfs um 15 Mrd. Kubikmeter

Die ersten drei Ziele, die wir skizziert haben, decken alle weitgehend die Angebotsseite ab, aber was ist mit der Nachfrage? Könnten Maßnahmen wie niedrigere Thermostatstände und der Einbau von Wärmepumpen etwas bewirken?

Gas wird zum Heizen von rund 35 % der Gewerbe- und Wohngebäude in der EU eingesetzt. Wir haben keinen Zweifel daran, dass die derzeit hohen Gas- und Strompreise einen vorübergehenden und auch dauerhaften Nachfragerückgang verursachen werden.

Bei den vorübergehenden Maßnahmen kündigen viele Branchen – insbesondere die Düngemittel- und Zementproduktion – derzeit kurzfristige Werksschließungen wegen erhöhter Gaspreise an.

Unterdessen deutet eine jüngste Analyse von Bloomberg darauf hin, dass eine Reduzierung des Thermostats um 1,75 Grad Fahrenheit die jährliche Nachfrage von Privathaushalten und Gewerbe in Europa um 10 % (oder etwa 14 Mrd. Kubikmeter) reduzieren könnte.

Wärmepumpen sind, sofern machbar, ein wirksames Mittel, um den Gesamtgasverbrauch zu senken. Die EU strebt eine beschleunigte Einführung in den Haushalten an, mit dem Ziel, den EU-Markt in den nächsten fünf Jahren um mindestens 10 Millionen Einheiten zu vergrößern. Wir schätzen, dass dies zu etwa 1,5–2,0 Mrd. Kubikmeter zur Nachfragesubstitution weg von Erdgas beitragen wird.

Der größte Stolperstein für den privaten (und gewerblichen) Verbraucher bleiben die Investitionskosten, die immer noch mehr als doppelt so hoch sind wie bei einem herkömmlichen Heizkessel. Wir gehen davon aus, dass sich die relativen Kosten in den nächsten fünf bis zehn Jahren mit zunehmenden Volumina verbessern werden.

Ziel 5: Aufbau der Gasspeicher bis November auf 80 % der Kapazität

Schließlich enthält der REPowerEU-Plan das Ziel, die Speicherkapazität bis zum 1. November 2022 auf 80 % und in allen Folgejahren auf bis zu 90 % aufzustocken.

Dies mutet etwas seltsam an, da dadurch im Wesentlichen vorgeschrieben wird, dass Marktteilnehmer (Versorger/Speicherbetreiber) im Sommer um jeden Preis Gas am Markt kaufen müssen, um eine weitere Winterspitze zu vermeiden.

Derzeit liegen die europäischen Gasspeicher rund 25 % unter dem Normalwert, aber über den Tiefstständen von 2018.

US-Erdgasproduzenten profitieren

Fazit: Es gibt tatsächlich keine einfachen Antworten für Europa, wenn es um die Substitution von Erdgas geht. Europa ist jetzt sehr auf importierte LNG-Mengen angewiesen, um seinen Energiebedarf zu decken, und der REPowerEU-Aktionsplan wird die Umstellung auf neue Lieferanten mit geringerem Risiko beschleunigen.

Die USA sind bereit, dabei an vorderster Front zu stehen. Das Land verfügt über eine bedeutende Ressourcenbasis in den Appalachen, in Texas und im Perm-Becken, was ihm das Potenzial bietet, sich zu einem großen Exporteur von Erdgas zu entwickeln. Der Großteil dieses Gases dürfte in die europäischen Märkte eingespeist werden.

Terminpreise für Gaskontrakte in den USA sind bereits von unter 3,00 USD/Mcf vor zwei Jahren auf jetzt 3,50–4,00 USD/Mcf geklettert. Wir glauben, dass die langfristigen Preise weiter steigen könnten, da die USA zu einem immer wichtigeren globalen Gaslieferanten werden.

US-Unternehmen, die am besten in der Lage sind, von dieser höheren Nachfrage und Preisgestaltung zu profitieren, verfügen über eine kostengünstige Ressourcenbasis und einen einfachen Zugang zu US-LNG-Exporteinrichtungen.

 

 

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