Gasversorgung in Europa: Der lange Weg des unsichtbaren Moleküls

Vor mehr als 20 Millionen Jahren verwandelte sich organisches Material wie Algen und Plankton unter Luftabschluss in Erdgas. Bereits im 3. Jahrhundert v. Chr. soll es in der chinesischen Provinz Sichuan aus einer Bohrung gefördert worden sein. Seit Mitte des 19. Jahrhunderts wird Erdgas in Privathaushalten und der Wirtschaft genutzt und seit den 1960er Jahren ist es zu einem der wichtigsten Energieträger Europas geworden. Zur Gasversorgung wurden Gasimportverträge mit Gasproduzenten abgeschlossen, neue Transportwege entstanden. Kurz nach der Jahrtausendwende änderte sich das System der Gasversorgung mit der Liberalisierung grundlegend und ist mittlerweile hoch komplex. Wir erklären, wie ein unsichtbares und geruchloses Molekül von der Lagerstätte zum eigenen Haushalt gelangt, wer die wichtigsten Akteure auf dieser Reise sind und welche Aufgaben und Pflichten sie haben.

Aus den Tiefen der Erde: Produktion von Erdgas

Seit den 1960er Jahren wird Erdgas im großen Stil gefördert. Vor allem zwei Länder verfügen über beträchtliche Reserven und gelten als die wichtigsten Produzenten Europas: Norwegen und Russland. Mit beiden Ländern hat die OMV seit vielen Jahren Gaslieferverträge, seit 1968 mit Russland und seit Mitte der 1980er Jahre mit Norwegen. Die OMV produziert Erdgas aber auch selbst:

Source: https://www.omv.com/services/downloads/00/omv.com/1522224673567/omv-factbook-2021.pdf#page=66 

Die OMV fördert Erdgas in den Kernregionen Mittel- und Osteuropa, in der Nordsee, Mittlerer Osten und Afrika und in der Asien-Pazifik Region.  Investitionen in der Erdöl- und Erdgasindustrie sind grundsätzlich sehr zeit- und kostenintensiv. Neue Gasfelder zu finden, zu erschließen und an das bestehende Pipelinenetz anzuschließen, dauert mehrere Jahre. 

Gashandel – Verkauf und Handel mit dem unsichtbaren Molekül 

Bis in die späten 1990er Jahre waren die meisten nationalen Märkte für Erdgas noch von (Gebiets-) Monopolen beherrscht und der Gaspreis war an den Ölpreis gebunden. Dann beschloss die Europäische Union, die Märkte schrittweise für den Wettbewerb zu öffnen. Es entstand ein eigener Markt, Börsen wurden gegründet und Gas bekam durch diesen Handel einen eigenen Preis. Von Produktion über Transport, Handel und Speicher gibt es seitdem mehrere Anbieter. Geschäfts- und Privatkunden erhielten die Möglichkeit, ihre Gas- und Elektrizitätsversorger aus einer Vielzahl von Anbietern zu wählen. Die Folge: Europas Wirtschaft und Bevölkerung profitierten in den vergangenen zwei Jahrzehnten von zunehmendem Wettbewerb und günstigen Gaspreisen bei gleichzeitig hohem Versorgungssicherheitsstandard. 

In Österreich wurden die Märkte der leitungsgebundenen Energien, also Elektrizität und Erdgas, in den Jahren 2001 und 2002 liberalisiert. Damit sich der Wettbewerb entwickeln konnte und auch weiterhin bestehen bleibt, braucht es klare Spielregeln für alle Marktteilnehmer. Jedes Land hat eine eigene Regulierungsbehörde, die die Erstellung und Einhaltung dieser Regeln überwacht. Dazu kommt der europäische Regulator ACER. In Österreich übernimmt diese Aufgabe seit 2001 die Regulierungsbehörde E-Control: Sie stärkt den Wettbewerb und stellt sicher, dass dabei die Vorgaben der Versorgungssicherheit und Nachhaltigkeit eingehalten werden.

Gashandelsmärkte

Im Zuge der Liberalisierung entstanden mehrere sogenannte virtuelle Handelspunkte. Sie bilden heute die Großhandelsplätze für Erdgas. Durch das Fortschreiten der Liberalisierung wurde der Handel auf immer weniger Handelsplätze reduziert. Die Liquidität und damit auch die handelbaren Volumen konzentrieren sich nun auf einige wenige Handelsplätze. Neben dem holländischen TTF und dem britischen NBP gilt heute der Trading Hub Europe (THE) mit Gesellschaftssitz in Leipzig als wichtigster Gashandelsmarkt für Europa. Er ging mit 1. Oktober 2021 aus den beiden deutschen Marktgebieten NCG und Gaspool hervor. 
 

In Österreich wird Gas für das Marktgebiet Ost, das mehr als 90 % des gesamten österreichischen Verbrauchs ausmacht, am Central European Gas Hub (CEGH) gehandelt. Er ist der führende Hub in Zentral- und Osteuropa. Da Tirol und Vorarlberg im Westen des Landes nicht mit dem Netzverbund der übrigen Bundesländer verbunden sind, werden diese über das vorgelagerte deutsche Marktgebiet THE versorgt. Für jedes Marktgebiet bzw. an jedem Großhandelsplatz ergibt sich aus Angebot und Nachfrage eine unterschiedliche Preisbildung. Das bedeutet, dass es keinen einheitlichen Preis für eine Megawattstunde Gas gibt – dieser ändert sich mitunter stündlich bzw. täglich und variiert von Marktgebiet zu Marktgebiet. 

Bei der OMV kümmert sich das Team der OMV GAS Marketing & Trading GmbH um den Handel mit Erdgas, sowie um die Buchung von Transport- und Speicherkapazitäten. Die Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter handeln unter anderem mit Erdgas am CEGH und anderen großen Handelsplätzen und kaufen und verkaufen Gasmengen über die Börse oder den „Over the Counter“ (OTC) Markt. Bei dieser außerbörslichen Handelsform werden die Mengen direkt zwischen zwei Parteien, also dem Käufer und Verkäufer, gehandelt. Es gibt keine Instanzen dazwischen. „Unsere Abnehmer sind zum Beispiel große Weiterverteiler aus dem In- und Ausland sowie Stadtwerke, Industrie- und Gewerbebetriebe oder auch österreichische Landesenergieversorger – Privathaushalte gehören nicht zu unseren Kunden. Die Verträge sind üblicherweise limitiert auf ein bis drei Jahre“, sagt Jörg Weissgerber aus dem OMV GAS Team. 2021 hat die OMV etwa 167 TWh Gas verkauft.

Von A nach B: Gas-Logistik und -Transport

Die einzelnen Marktgebiete sind durch ein Transitsystem – also Pipelines – quer durch Europa miteinander verbunden. Gashändler buchen beim Betreiber der Pipeline Kapazitäten und bezahlen dafür eine gewisse Transportgebühr. Im Zuge der Liberalisierung und des 3. EU-Energiepakets ist die Trennung von Netzbetrieb und wettbewerblichen Aktivitäten wie Produktion und Vertrieb vorgesehen. Das bedeutet, dass Gasproduzenten und Gashändler innerhalb der EU Pipelines weder errichten noch betreiben dürfen.

Der Erdgas-Transportbedarf ergibt sich aus langfristigen Importverträgen, dem prognostizierten Absatz von Kundinnen und Kunden im In- und Ausland, sowie aus dem Erdgashandel an den diversen europäischen Handelsplätzen. Der Zugang zu bestehender Pipelineinfrastruktur sei dabei transparent, erklärt Jörg Weissgerber: „Kurzfristige und langfristige Transportkapazitäten werden auf Basis von Bestbieterverfahren und anhand eines spezifischen Auktionskalenders in regelmäßigen Abständen vergeben.“

Auch in Österreich ist der Bereich des Gashandels und -vertriebs wirtschaftlich komplett von jenem des Transports via Pipelines getrennt. In der OMV kümmern sich die Kolleginnen und Kollegen der Logistik-Abteilung der OMV Gas Marketing & Trading GmbH um die Buchung von Transportkapazitäten unter anderem bei den beiden österreichischen Fernleitungsnetzbetreibern Gas Connect Austria (GCA) und Trans Austria Gasleitung (TAG; für den Transport von und nach Italien). „Ebenso wie andere Marktteilnehmer bucht unser Team beinahe täglich, manchmal auch stündlich Kapazitäten, um den Kundenbedarf und den Bedarf unseres vielfältigen Portfolios wirtschaftlich optimal zu decken“, sagt Jörg Weissgerber. „Wir stellen sicher, dass die Gasimporte nach Österreich fließen können bzw. ins benachbarte Ausland gelangen.“ Dabei ist die OMV als Transporteur in Großbritannien, Holland, Belgien, Frankreich, Deutschland, Italien, Ungarn sowie auch in Tschechien und Slowakei aktiv – Österreich hat aufgrund seiner geographischen Lage eine wichtige Bedeutung als Transitland.
 

Die Gasstation im niederösterreichischen Baumgarten ist dabei Österreichs größte Import- und Übernahmestelle für Erdgas – sie ist die zentrale, physikalische Drehscheibe im europäischen Erdgas-Netzwerk und leistet einen wesentlichen Beitrag für die Versorgung Österreichs und der umliegenden Märkte. 
Die Gasstation wird von der GCA betrieben und auch die TAG betreibt hier Anlagen. Die beiden Fernleitungsnetzbetreiber kümmern sich außerdem um den Betrieb von Erdgas-Hochdruckleitungen. Transportiert wird das Erdgas in die österreichischen Bundesländer aber auch nach Deutschland, Italien, Slowenien, und Ungarn. Neben dem Betrieb sind auch Instandhaltung und Wartung wichtige Aufgaben, dazu kommt der markt- und bedarfsgerechte Ausbau eines modernen Leitungsnetzes in Österreich.

Koordiniert wird dieser Ausbau von der Austrian Gas Grid Management (AGGM) – sie ist der Markt- und Verteilergebietsmanager und erstellt regelmäßig Netzentwicklungspläne. Diese beinhalten konventionelles Erdgas ebenso wie den Ausbau von Infrastruktur für erneuerbare Gase, Biomethan und Wasserstoff.
Die Aufgabe der AGGM ist es außerdem, alle zwei Jahre den Erdgastransportbedarf neu zu erheben, Projekte in diesem Bereich zusammenzufassen und zu dokumentieren und mit den Fernleitungsnetzbetreibern GCA und TAG durch die Regulierungsbehörde E-Control genehmigen zu lassen. 

Die Aufgabe der AGGM ist es, die technischen Voraussetzungen für den Gastransport in Österreich zu koordinieren und damit zu erhalten, auszubauen und somit die Versorgung zu sichern.“.
Michael Woltran, Vorstand AGGM

“Durch das umfassende Wissen über die österreichische Topographie, Pipeline-Systeme und Transport-Technik hat sich die AGGM im Laufe der Zeit vom reinen Erfüller des gesetzlichen Auftrags hin zu einem Service-Dienstleister für Marktteilnehmer entwickelt. Zum Beispiel wenn es um die Bündelung der Gasbeschaffung oder Einkaufsoptimierungen für Netzbetreiber geht – oder wie zuletzt um die Beschaffung der staatlichen Gasreserven.“

Aktuelle Tendenzen im Netzausbau und die Rolle von LNG

Beim Ausbau der Transportinfrastruktur zeigt sich derzeit folgende Tendenz: Wo früher überwiegend das Marktinteresse die Ausbauprojekte bestimmte, ergreifen nun zunehmend auch Staaten Lenkungsmaßnahmen zur Sicherung der Energieversorgung. Der Ausbau strategisch wichtiger Verbindungsleitungen wird forciert. Um vermehrt Gas aus Deutschland nach Österreich transportieren zu können, schlägt die GCA aktuell den Ausbau der bestehenden West-Austria-Gasleitung vor.Denn Deutschland arbeitet derzeit an der Errichtung mehrerer LNG Regasifizierungsterminals. LNG, Liquefied Natural Gas, spielt eine Schlüsselrolle in der Diversifizierung der Gasversorgung. Zwar dauern die Planung, Errichtung und Anbindung solcher LNG Terminals an das bestehende Pipelinefernleitungsnetz mehrere Jahre, allerdings ist dies schneller, als neue Gasfelder zu erschließen und dann über viele Kilometer neue Pipelines zu errichten. Das LNG für die neuen Terminals wird voraussichtlich überwiegend aus den USA, Australien, Katar und Nordafrika auf dem Seeweg kommen.

Die OMV verfügt am LNG Terminal Gate in Rotterdam über Flüssiggas-Kapazitäten, die bereits vor vielen Jahren im Sinne der Diversifizierung gebucht wurden.
Für das Gasjahr 2022/2023 hat die OMV zusätzliche europäische Transportkapazitäten nach Österreich im Ausmaß von 40 TWh gesichert. Das entspricht beinahe der Hälfte des österreichischen Jahresbedarfs und deckt Lieferverpflichtungen der OMV gegenüber ihren Kunden.

Damit können wir das in Norwegen von uns selbst produzierte Gas, jenes aus Verträgen mit anderen norwegischen Produzenten, aber auch zugekaufte LNG-Mengen bei Bedarf nach Österreich bringen und unsere Kundinnen und Kunden versorgen”
Jörg Weissgerber, Department Manager Logistics

Gasspeicher – und warum es sie gibt

Die besten Lagerstätten für Gas hält die Natur bereit: Wenn es darum geht, Gas zu speichern, führt man es am besten dorthin zurück, wo es herkommt. Bei Gasspeichern handelt es sich meist um ausgeförderte unterirdische Gaslagerstätten, genauer gesagt, poröses Gestein, in das Gas wieder eingepresst wird. Gasspeicher haben traditionell eine wirtschaftliche Aufgabe: Da der Gasbedarf und durch die geringere Nachfrage auch der Gaspreis in der warmen Jahreszeit bislang niedriger waren, kaufen Gashändler im Sommer zu günstigeren Konditionen ein und nutzen Gasspeicher als Zwischenlager. Allerdings gilt diese Faustregel immer seltener: „Der Preis für Speicherkapazitäten ergibt sich zunehmend stärker durch die Preisschwankungen in den unterschiedlichen Regionen“, erklärt Jörg Weissgerber.

In jedem Fall aber gehört das in den Speichern eingelagerte Gas jenen Gashändlern, die die jeweiligen Speicherkapazitäten gebucht und bezahlt haben. Die OMV ist eine von vier Gasspeicherbetreibern in Österreich. Die OMV Gas & Storage GmbH verkauft Speicherkapazitäten an Gashändler und betreibt zwei Speicher in Österreich und einen in Deutschland. Auch die OMV Gas Marketing & Trading GmbH ist eine Kundin der OMV Speichergesellschaft und speichert hier eigenes Gas ein.

Vorsorge: Speicherung von Gas für Krisenfälle

Die strategische Gasreserve ist eine staatlich kontrollierte Bevorratung von Erdgas in Gasspeichern, ein entsprechendes Gesetz wurde im März 2022 beschlossen. Mit einer zweiten Ausschreibung zum Ankauf von Gas wurden im Sommer 2022 weitere 12,3 Terawattstunden (TWh) Gas gekauft und die entsprechende Speicherkapazität gesichert. Damit stehen ab dem 1. November 2022 insgesamt 20 TWh Gas für österreichische Verbraucherinnen und Verbraucher zur Verfügung. Diese Menge entspricht in etwa dem durchschnittlichen Gasverbrauch Österreichs von zwei Wintermonaten. Den Auftrag für den Ankauf des Erdgases erhielt die Austrian Gas Grid Management (AGGM). 

Videoserie

• 1. Folge: "Gasversorgung in Europa: Produktion von Erdgas"
• 2. Folge: "Gasversorgung in Europa: Gaslogistik & Transport"