Gasversorgungslage und LNG-Infrastruktur

[Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Abgeordneten Christian Leye, Dr. Gesine Lötzsch, Klaus Ernst, weiterer Abgeordneter und der Fraktion DIE LINKE. – Drucksache 20/4867 – Gasversorgungslage und LNG-Infrastruktur V o r b e m e r k u n g d e r F r a g e s t e l l e r Im September 2022 sorgte der Bundesminister für Wirtschaft und Klimaschutz Dr. Robert Habeck mit einer Aussage für Aufsehen: Deutschland habe zwar die Chance, auch ohne russische Gaslieferungen gut durch den Winter zu kommen, doch nur, wenn viel Energie eingespart werde und man etwas Glück mit dem Wetter habe https://www.zeit.de/news/2022-09/19/habeck-sieht-chan ce-gut-durch-den-winter-zu-kommen?utm_referrer=https%3A%2F%2Fwww. google.com%2F). Neben Spott und Hohn hat diese Aussage vor allem die weitverbreitete und berechtigte Sorge in der Bevölkerung geschürt: Wie steht es denn nun wirklich um die Energieversorgungssicherheit in Deutschland für diesen Winter, wenn die Temperaturen niedriger werden? Und vor allem – selbst wenn Deutschland in diesem Winter „Glück“ hat – wie steht es um die Winter und die allgemeine Gasversorgung in den kommenden Jahren? Denn nicht nur für die Versorgungslage im Winter 2022/2023, sondern auch für die der kommenden Monate und Jahre bleiben einige offene Fragen, was Substitutions- und Einsparmöglichkeiten russischer Energieträger betrifft – insbesondere zu alternativen Gas- und Energiequellen und deren Infrastrukturausbaumöglichkeiten. Zur Überbrückung dieses Winters sollen zwar – wenn die Bedingungen günstig sind – die aktuellen Gasspeicherfüllmengen ausreichen, doch danach seien die Speicher „richtig leer“ und müssten dann möglichst schnell vor allem mit Flüssigerdgas (LNG = Liquefied Natural Gas) gefüllt werden (https://www.zeit.de/news/2022-09/19/habeck-sieht-chance-gut-d urch-den-winter-zu-kommen?utm_referrer=https%3A%2F%2Fwww.googl e.com%2F). Das Oxford Institute für Energie Studies berechnet in seiner August-Ausgabe (https://a9w7k6q9.stackpathcdn.com/wpcms/wp-content/upload s/2022/08/Gas-Quarterly-Review-Issue-18.pdf) anhand einer Modellstudie für Deutschland (Einsparmöglichkeiten mit einbegriffen) im Jahr 2023 eine Versorgungslücke (Minderungsbedarf) in Höhe von 30 Milliarden Kubikmetern Gas – die ersetzt werden müsste. Die geplanten LNG-Terminals sollen im Laufe des Jahres die Hälfte der jährlichen Durchflusskapazität von Nord Stream 1 ersetzen, also circa 27,5 Milliarden Kubikmeter Gas. Zwar entspricht dies in etwa der vom Oxford Institute für Energie Studies berechneten Versorgungslücke, doch auch wenn ein Teil der geplanten schwimmenden LNG- Terminals wie angekündigt bereits zum Jahreswechsel fertiggestellt wird, so werden die anderen wohl erst Ende 2023 anschlussbereit sein (https://www.nd Deutscher Bundestag Drucksache 20/5170 20. Wahlperiode 10.01.2023 Die Antwort wurde namens der Bundesregierung mit Schreiben des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz vom 10. Januar 2023 übermittelt. Die Drucksache enthält zusätzlich – in kleinerer Schrifttype – den Fragetext. r.de/nachrichten/info/Welche-Perspektive-haben-die-LNG-Terminals-im-Nord en,lngterminals104.html). Daher stellt sich mindestens noch für 2023 die Frage, wie der Restbedarf zwischenzeitlich gedeckt werden kann. Ein weiterer kritischer Punkt in der LNG-Versorgungsinfrastruktur betrifft mögliche Engpässe in der Verfügbarkeit von LNG-Transportschiffen. Weltweit gibt es nur wenige Werften, die diese Spezialschiffe bauen können. Sie sollen auf Jahre hinaus mit Aufträgen ausgelastet sein (https://www.handelsbl att.com/politik/lng-wir-haben-gas-aber-wir-finden-keine-tanker-rueckschlag-f uer-europas-neue-energiestrategie/28510188.html). Und selbst wenn die Probleme rund um LNG-Importkapazitäten gelöst würden, garantiere dies laut Medienberichten noch keine LNG-Mengen im erforderlichen Umfang. Denn der globale LNG-Markt verfüge nicht über die relevanten Überkapazitäten, um den zusätzlichen europäischen Bedarf zu decken. Zwar lasse sich im globalen Wettbewerb um LNG den Wettbewerbern in Asien einiges „wegkaufen“ – „eine nachhaltige Lösung mit erträglichen Preisen ist das allerdings nicht“, wie Dr. Ludwig Möhring, Hauptgeschäftsführer des Bundesverbands Erdgas, Erdöl und Geoenergie e. V. im „Handelsblatt“ (https://live.handelsblatt.com/er dgasversorgung-auf-dem-weg-in-eine-neue-normalitaet/) zitiert wird. Auch EU-Kommissionspräsidentin Dr. Ursula von der Leyen warnte kürzlich, dass die weltweiten Flüssiggaskapazitäten im kommenden Jahr nicht ausreichen könnten (https://www.ksta.de/politik/ursula-von-der-leyen-warnt-vor-gas-kna ppheit-naechstes-jahr-369656?cb=1668760504459). Angesichts der Vorlaufzeiten für Erdgasproduktion und Erdgasverflüssigung sowie Schiffskapazitäten könne sich nach Einschätzungen von Experten diese Versorgungssituation frühestens 2027 spürbar ändern. Seitens Gazprom kam es laut Quartalsmitteilung von UNIPER für das erste bis dritte Quartal 2022 (https://www.uniper.energy/sites/default/files/2022-11/ 2022-11-03_9M_2022_Uniper_Quartalsmitteilung.pdf) zur Kürzung russischer Gaslieferungen nach Deutschland ab dem 14. Juni 2022. Bereits am 25. März 2022 wiederum hatte die Bunderegierung als Reaktion auf den völkerrechtswidrigen Angriffskrieg Russlands in ihrem Fortschrittsbericht Energiesicherheit angekündigt: „Gemeinsam mit kurzfristigen Anstrengungen von Unternehmen und Privathaushalten zur Reduktion des Gaseinsatzes durch Energieeffizienz, Energieeinsparung und Elektrifizierung kann bis Ende des Jahres der Anteil russischer Gaslieferung am Gasverbrauch so auf etwa 30 Prozent gesenkt werden. Die Unabhängigkeit von russischem Gas kann in einem gemeinsamen Kraftakt bis Sommer 2024 weitgehend erreicht werden“ (https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Downloads/Energie/0325_fortschrittsbe richt_energiesicherheit.pdf?__blob=publicationFile&v=14).  1. Wie hoch beziffert die Bundesregierung die Gasversorgungslücke in Milliarden Kubikmetern seit dem Stopp russischer Erdgaslieferungen bis zum Ende des Winters 2022/2023 (bitte pro Monat angeben), und welche Konsequenzen ergeben sich daraus für den Gasbedarf jeweils aus Gasspeicher- und Gasimportmengen (bitte in Milliarden Kubikmetern angeben) im Fall eines a) überdurchschnittlich warmen Winters, b) durchschnittlichen Winters, c) überdurchschnittlich kalten Winters? Im Jahr 2021 wurden aus Russland 55 Milliarden Kubikmeter Erdgas importiert. Durch den Wegfall dieser Gasimportmengen aus Russland ergibt sich jedoch voraussichtlich keine Gasversorgungslücke, da dieser Wegfall durch Maßnahmen zur Gaseinsparung sowie Importe aus anderen Ländern, mit denen unter anderem auch die Gasspeicher befüllt wurden, kompensiert wurde. Generell hat die Außentemperatur im Winter erhebliche Auswirkungen auf den Gasbedarf in Deutschland. Durch einen kalten Winter kann im Vergleich zu einem durchschnittlichen Winter in Deutschland der Gasverbrauch um über sieben Milliarden Kubikmeter steigen. Im Fall eines überdurchschnittlich warmen Winters könnte sich auch ein entsprechender Minderverbrauch im Vergleich zu einem durchschnittlichen Referenzwert ergeben. Die Bundesregierung geht selbst bei einem überdurchschnittlich kalten Verlauf des restlichen Winters 2022/2023 aufgrund der ergriffenen Maßnahmen zur Gaseinsparung und zur Beschaffung von Gas aus alternativen Quellen gegenwärtig nicht von einer Gasversorgungslücke aus.  2. Wie hoch beziffert die Bundesregierung Einsparmöglichkeiten für Erdgas in Milliarden Kubikmetern bis zum Ende des Winters 2022/2023 (bitte in Monaten angeben)? Aus Sicht der Bundesregierung besteht ein erhebliches Einsparpotenzial beim Gasverbrauch. Um dieses Einsparpotenzial zu heben, hat die Bundesregierung diverse Maßnahmen ergriffen, wie z. B. die Rückführung von Kohlekraftwerken in den Markt oder die Unterstützung von Maßnahmen zur Gaseinsparung in privaten Haushalten und Unternehmen. Insgesamt ist eine Reduktion des Gasverbrauchs um rund 20 Prozent möglich und erstrebenswert. Bezogen auf den Jahresverbrauch 2021 von 96 Milliarden Kubikmetern entspricht dies einer Einsparung von rund 19 Milliarden Kubikmetern. Monatliche Angaben liegen der Bundesregierung hierzu nicht vor. Die Bundesregierung setzt sich auch auf europäischer Ebene in entsprechenden Verhandlungen mit Vehemenz für eine Steigerung des Ambitionsniveaus bezüglich gesamteuropäischer Gaseinsparungen ein.  3. Wie hoch beziffert die Bundesregierung zusätzliche Gas- Importmöglichkeiten bis zum Ende des Winters 2022/2023 (bitte nach Herkunftsland und Mengen in Milliarden Kubikmetern pro Monat aufschlüsseln)? Im Jahr 2022 wurden bereits erhebliche zusätzliche Gas-Importmöglichkeiten, wie Mehrbezug von Erdgas aus Norwegen und den Niederlanden, genutzt. So bezog Deutschland (laut Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW)) im Jahr 2021 (inklusive Transitmengen) 31,15 Milliarden Kubikmeter Erdgas aus Norwegen und 17,88 Milliarden Kubikmeter aus den Niederlanden. Für die Monate Januar bis Ende Oktober im Jahr 2022 (ebenfalls inklusive Transitmengen) lagen die Werte bereits bei 37,89 Milliarden Kubikmetern aus Norwegen und 18,88 Milliarden Kubikmetern aus den Niederlanden. Hinzu kamen Importe über Belgien und Frankreich in erheblichem Umfang. Weitere Importmöglichkeiten ergeben sich durch schwimmende Flüssigerdgas-(LNG-) Importkapazitäten, sogenannte Floating Storage and Regasification Units (FSRU) an der deutschen Nord- und Ostseeküste, über die noch im Winter 2022/2023 Flüssigerdgas für den deutschen Markt zur Verfügung gestellt werden kann.  4. Wie will die Bundesregierung eine bestehen bleibende Gasversorgungslücke bis zum Ende des Winters 2022/2023 konkret schließen (bitte Alternative und zu erwartenden Ersatz in Kubikmetern angeben)? Zur Sicherstellung der Gasversorgung in Deutschland im Winter 2022/2023 und darüber hinaus hat die Bundesregierung eine Reihe von Kurzfristmaßnahmen ergriffen, darunter die Förderung des Ausbaus der LNG- Importinfrastruktur. Durch schwimmende LNG-Importterminals wird bereits in diesem Winter 2022/2023 LNG in Deutschland anlanden, welches zum Schließen der Versorgungssicherheitslücke genutzt wird. So geht im Winter 2022/2023 neue LNG- Importinfrastruktur in Wilhelmshaven, Brunsbüttel und Lubmin mit circa 13 Milliarden Kubikmeter Regasifizierungskapazität pro Jahr in Betrieb; davon 5 Milliarden Kubikmeter aus einem privatwirtschaftlichen Vorhaben für ein schwimmendes LNG-Terminal. Des Weiteren soll die Gasversorgungslücke durch „fuel-switch“ (Treibstoffwechsel) in der Industrie, einen Rückgang der Gasverstromung, gut gefüllte Gasspeicher und verpflichtende Einsparungen geschlossen werden. Dafür hat die Bundesregierung zwei Energieeinspar- Verordnungen mit Kurz- und Mittelfristmaßnahmen auf den Weg gebracht. Die darin enthaltenen Maßnahmen und allgemeine Einsparanstrengungen von Unternehmen, Privathaushalten und Kommunen halfen, den Erdgasverbrauch im Oktober und November 2022 um 32 Prozent bzw. 27 Prozent im Vergleich zu den Jahren 2018 bis 2021 zu senken. Die Bundesregierung setzt sich auf europäischer Ebene für ähnlich ambitionierte Ziele ein.  5. Welche Bedingungen im Winter 2022/2023 würden nach Kenntnis der Bundesregierung zu einer extrem kritischen Versorgungslage bzw. Mangellage bei der Strom- und Gasversorgung führen (bitte nach Temperaturen, Umweltbedingungen, wie z. B. Niedrigwasser, technischen Annahmen zu Anlagenverfügbarkeiten und Lieferbedingungen aufschlüsseln, bitte sowohl für Deutschland als auch für benachbarte Staaten und Lieferländer von Gas, wie Norwegen, deren lokale Bedingungen auch Einfluss auf die Versorgungslage in Deutschland haben, angeben)? Die Bundesregierung setzt sich in der gegenwärtigen Krise tagtäglich dafür ein, eine Gasmangellage abzuwenden. Die Bundesnetzagentur berichtet täglich über die Lage der Gasversorgung. Sie bewertet anhand von Entwicklungen von fünf Indikatoren (1. Temperaturprognosen, 2. temperaturbereinigter Gasverbrauch, 3. Speicherfüllstände, 4. Situation in Nachbarländern, 5. Beschaffung von Regelenergie), ob eine Gasmangellage droht. Eine kritische Entwicklung des jeweiligen Indikators wird manifestiert, wenn: 1. die prognostizierte Durchschnittstemperatur der kommenden sieben Tage 2 Grad Celsius unter dem Durchschnitt der Jahre 2018 bis 2021 liegt, 2. temperaturbereinigt weniger als 15 Prozent Gas eingespart werden, 3. der Füllstand unter den Speicherpfad fällt, der auf das 40-Prozent-Niveau am 1. Februar 2023 führt, 4. ein Nachbarland, von dem Deutschland Gas derzeit (eher) importiert (Belgien, Frankreich, Niederlande, Norwegen) die Notfallstufe ausgerufen hat oder aus einem Nachbarland Solidaritätsmaßnahmen gefordert werden, 5. die benötigte Regelenergie weder über die Börse noch über Ausschreibungen gedeckt werden kann. Sollte ein Indikator eine kritische Entwicklung abbilden, so folgt daraus nicht automatisch das Eintreten der Gasmangellage. Dies haben die außergewöhnlich kalten Tage Anfang Dezember 2022 gezeigt. Zugleich sind dann besondere Vorsicht und engmaschiges Verfolgen der Situation erforderlich. Die Sicherheit des Elektrizitätsversorgungssystems für den Winter 2022/2023 wurde im Rahmen des zweiten Stresstests im Sommer 2022 durch die Übertragungsnetzbetreiber unter verschärften äußeren Bedingungen untersucht. Damit wurde auf die seit dem russischen Angriffskrieg auf die Ukraine insgesamt angespannte Lage auf den Energiemärkten reagiert. Ziel war es, für Szenarien, die zwar sehr unwahrscheinlich schienen, aber zum damaligen Zeitpunkt nicht vollständig ausgeschlossen werden konnten, konkrete Analysen durchzuführen und Handlungsempfehlungen abzuleiten. Im (+++) Szenario des Stresstests wurden für die Versorgungssicherheit im Stromsystem sehr kritische Annahmen getroffen und als Risikofaktoren miteinander kombiniert. Zu diesen Annahmen zählten unter anderem eine sehr niedrige Verfügbarkeit von französischen Kernkraftwerken von maximal 40 Gigawatt, eine sehr niedrige Rückkehrquote von Kraftwerken aus der Netzreserve an den Markt von nur 4,6 Gigawatt, eine aufgrund von Niedrigwasser um 3,75 Gigawatt reduzierte Verfügbarkeit von Steinkohlekraftwerken in Süddeutschland, eine aufgrund von regionalem Gasversorgungsrisiken um 4,4 Gigawatt reduzierte Verfügbarkeit von Gaskraftwerken in Süddeutschland und eine Lasterhöhung um 2,5 Gigawatt durch den Einsatz zusätzlicher Heizlüfter. Weiterhin wurden die Witterung und Temperaturen des Jahres 2012 unterstellt. Dieses Jahr ist durch eine ausgeprägte Kälteperiode im Januar und Februar gekennzeichnet. Damit gilt dieses Szenario als Extremszenario. Im Ergebnis zeigte sich, dass unter den getroffenen (extremen) Annahmen die Nachfrage am Strommarkt im Winter 2022/2023 in drei bis zwölf Stunden nicht gedeckt werden kann. Aus diesem Grund haben die Übertragungsnetzbetreiber empfohlen, weitere Maßnahmen zu ergreifen, welche von Bundesregierung, Bundestag und Bundesrat auf gesetzlicher und untergesetzlicher Ebene bereits beschlossen wurden und umgesetzt sind oder sich in der Umsetzung befinden. Diese Maßnahmen wirken zu einem erheblichen Teil bereits im Winter 2022/2023 und führen zu einer Verbesserung im Vergleich zum zweiten Stresstest. Hierzu zählt unter anderem der befristete Streckbetrieb der drei verbliebenen Kernkraftwerke und die Erhöhung der Transportkapazitäten im Übertragungsnetz.  6. Mit welchem gesamtdeutschen Gasbedarf rechnet die Bundesregierung (bitte in Milliarden Kubikmetern und bitte mit Erläuterung für die Berechnung sowie einer Aufschlüsselung nach Gesamtbedarf, Bedarf für privaten Haushaltsverbrauch, Unternehmensverbrauch und öffentlichen Verbrauch angeben) bei normaler Wetterlage für a) das Jahr 2023, b) das Jahr 2024?  7. Wie hoch ist der Gasbedarf in den Szenarien kalter Winter 2022/2023 und 2023/2024 und normaler Winter 2022/2023 und 2023/2024, und wie plant die Bundesregierung, die mögliche Gasversorgungslücke in beiden Szenarien zu schließen für a) das Jahr 2023, b) das Jahr 2024? Die Fragen 6 und 7 werden gemeinsam beantwortet. Im Jahr 2021 betrug der Gasverbrauch in Deutschland rund 96 Milliarden Kubikmeter. Erdgas wurde insbesondere in den Sektoren Gebäude, Industrie und Energiewirtschaft (Strom- und Fernwärmeerzeugung) verbraucht, wie der sektorale Erdgasverbrauch des Jahres 2021 zeigt: • Industrie: 36 Milliarden Kubikmeter, • Private Haushalte: 30 Milliarden Kubikmeter, • Gewerbe, Handel, Dienstleistungen: 12 Milliarden Kubikmeter, • Energiewirtschaft: 18 Milliarden Kubikmeter. Für die Jahre 2023 und 2024 wird angesichts der gestiegenen Gaspreise und der Einsparmaßnahmen ein geringerer Gasverbrauch erwartet. Aus Sicht der Bundesregierung ist eine Reduktion des Gasverbrauchs um 20 Prozent erstrebenswert. Durch einen kalten Winter kann im Vergleich zu einem durchschnittlichen Winter in Deutschland der Gasverbrauch um über 7 Milliarden Kubikmetern höher ausfallen. Durch die Maßnahmen zur Reduktion der Gasnachfrage und zur Erhöhung des Gasangebots soll eine Gasversorgungslücke vermieden werden.  8. Welche sicheren Importmengen Gas stehen nach Kenntnis der Bundesregierung Deutschland 2023 bis 2024 zur Verfügung, und welche Eigenförderung Erdgas und Eigenmengen Bimethan sind 2023/2024 verfügbar? Die Bundesregierung geht davon aus, dass die Erdgasversorgung in Deutschland im Jahr 2023 auf gleichem Niveau fortgeführt werden kann. Da die Erdgasversorgung in Deutschland durch Energieunternehmen erfolgt, hat die Bundesregierung zwar keinen unmittelbaren Einblick in Gasimportverträge der Energieunternehmen mit Unternehmen in Lieferländern. Sie steht jedoch in konstantem Austausch mit den Energieunternehmen und begleitet, falls erforderlich, auf politischer Ebene entsprechende Verträge. Für die von der Bundesregierung gecharterten FSRUs in Brunsbüttel und Wilhelmshaven, die im Winter 2022/23 ihren Betrieb aufnehmen, ist zudem gewährleistet, dass sie bis April 2024 mit der vollen Importkapazität ausgelastet werden. Die weiteren FSRUs, die im Laufe des Jahres 2023 in Betrieb gehen, werden ihre Kapazität am Markt anbieten und entsprechend der Gasbedarfe gebucht werden. Neben Gasimporten werden auch Biomethan und die heimische Erdgasförderung einen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten. Die Bundesregierung geht davon aus, dass die heimische Förderung von Biomethan im Jahr 2023 konstant bleibt. Mit Blick auf die heimische Erdgasförderung ist zu beachten, dass diese in den letzten Jahren angesichts weitgehender Erschöpfung der Lagerstätten eine abnehmende Tendenz aufzeigte. Während im Jahr 2017 nach Angaben des niedersächsischen Landesamts für Bergbau, Energie und Geologie noch 7,93 Milliarden Kubikmeter Rohgas gefördert wurden, betrug die Förderung im Jahr 2021 5,73 Milliarden Kubikmeter (2018: 6,89; 2019: 6,7; 2020: 5,69 – alles in Milliarden Kubikmeter Erdgas).  9. Mit welchen Gaslieferländern oder Gaslieferkonzernen hat die Bundesregierung bzw. haben Gaskonzerne oder Gashändler nach Kenntnis der Bundesregierung Gaslieferverträge abgeschlossen oder befinden sich in Vorbereitung zu Lieferungen (bitte nach Land, Höhe in Milliarden Kubikmetern, nach geplantem Transportweg [über welche Pipeline oder welches LNG-Terminal ist der Transport geplant], geplantem Lieferstart und nach Laufzeitlänge der Verträge und dem Vertragspartner aufschlüsseln; wenn der Bundesregierung konkrete Daten nicht bekannt sein sollten, bitte mit Schätzungen) a) bis zum Jahresende 2022, b) für das Jahr 2023, c) für das Jahr 2024, d) für darauffolgende Jahre? Die Bundesregierung schließt keine Gaslieferverträge ab. Es handelt sich um privatwirtschaftliche Verträge von Gasimportunternehmen. Der Bundesregierung sind daher konkrete Daten nicht bekannt, es liegen auch keine Schätzungen vor. 10. Ist nach Einschätzung oder Kenntnis der Bundesregierung damit zu rechnen, dass die EU in den nächsten Jahren noch auf russisches Flüssigerdgas angewiesen sein wird, um Gasvorräte wiederaufzubauen und eine Gasknappheit in kommenden Wintern zu vermeiden? Wenn ja, in welcher Höhe (bitte in Milliarden Kubikmetern angeben und nach Menge pro Jahr 2022, 2023, 2024, 2025, 2026, 2027 aufschlüsseln) und zu welchem Anteil wird dies direkt oder indirekt voraussichtlich auch nach Deutschland geliefert (bitte in Milliarden Kubikmetern angeben und nach Menge pro Jahr 2022, 2023, 2024, 2025, 2026, 2027 aufschlüsseln)? Grundsätzlich gilt, dass privatwirtschaftliche Gashändler die Gasmengen, die sie vertraglich zur Weiterveräußerung an ihre Kundinnen und Kunden oder zur Einspeicherung zugesichert haben, auf dem Weltmarkt beschaffen müssen, wo auch russisches Flüssigerdgas veräußert wird. Der Bundesregierung ist bekannt, dass russisches Flüssigerdgas an Flüssigerdgasterminals in europäischen Nachbarstaaten anlandet. Russisches LNG fällt aktuell nicht unter die EU- Sanktionen. Nach Kenntnis der Bundesregierung wurde im Jahr 2022 kein russisches LNG direkt nach Deutschland geliefert. Es ist zwar nicht auszuschließen, dass Deutschland im Jahr 2022 indirekt über LNG-Terminals europäischer Nachbarstaaten russisches Flüssigerdgas erhalten hat. Diese Zahl lässt sich jedoch nicht ermitteln, da der Bundesregierung zum Weitertransport und Verbrauch des russischen Flüssigerdgases in Europa keine Informationen vorliegen. Darüber hinaus liegen der Bundesregierung auch keine Informationen darüber vor, inwieweit russisches LNG ab 2023 indirekt nach Deutschland geliefert wird. 11. Hat die Bundesregierung Kenntnis davon, zu welchem Anteil das LNG, welches im Jahr 2022 von China in die EU verkauft wurde, ursprünglich aus Russland stammt, und wenn ja, um welche Menge handelt es sich (bitte in Kubikmetern angeben)? Der Anteil russischen LNGs an der Gesamtmenge des von China nach Europa veräußerten LNGs lässt sich de facto nicht ermitteln. 12. Wie viel LNG wurde nach Kenntnis der Bundesregierung im Jahr 2022 von der EU aus China bezogen (bitte in Kubikmetern, die Kosten und den Monat angeben)? a) Wurde nach Kenntnis der Bundesregierung ein Teil des LNGs auch nach Deutschland geliefert, und wenn ja, zu welchem Anteil (bitte in Kubikmetern, die Kosten und den Monat angeben)? Die Fragen 12 und 12a werden gemeinsam beantwortet. Nach Kenntnis der Bundesregierung landete im Januar 2022 ein LNG-Tanker mit einem Volumen von circa 84 Millionen Kubikmetern Erdgas aus China in der EU an. Es lässt sich nicht ausschließen, dass dieses Erdgas indirekt über Pipelines nach Deutschland gelangte. Diese Zahl lässt sich jedoch nicht ermitteln, da der Bundesregierung zum Weitertransport und Verbrauch des chinesischen Flüssigerdgases in Europa keine Informationen vorliegen. In die Kostenstruktur des aus China gelieferten LNGs in die Europäische Union hat die Bundesregierung keinen Einblick. 13. Inwiefern hat China nach Kenntnis der Bundesregierung russisches LNG bezogen und dieses zu einem höheren Preis an die EU weiterverkauft, und wenn ja, um wie viel LNG handelt es sich dabei (bitte in Kubikmetern angeben), und wie viel wurde dafür bezahlt? Nach Kenntnis der Bundesregierung hat China zwischen Januar und November 2022 rund 8,4 Milliarden Kubikmeter Erdgas aus russischem LNG bezogen. Die Preisformel zwischen den chinesischen und russischen Gasunternehmen ist der Bundesregierung nicht bekannt. Im Übrigen wird auf die Antwort zu den Fragen 12 und 12a verwiesen. 14. Wie schätzt die Bundesregierung die Preisentwicklung auf dem Weltmarkt für Gas (bitte zwischen LNG und Pipeline-Gas und Einkauf über den Spotmarkt oder Langfristverträge unterscheiden sowie pro Monat angeben) a) in dem Jahr 2023 ein, b) in dem Jahr 2024 ein? Die Bundesregierung erstellt keine eigenen Preisprognosen und bezieht keine Stellung zu möglichen zukünftigen Preisentwicklungen. Informationshalber wird auf öffentlich verfügbare Abrechnungspreise verschiedener Börsenhandelsplätze verwiesen, die üblicherweise handelstäglich neu ermittelt und veröffentlicht werden (beispielsweise www.theice.com/products/27996665/Dutch- TTF-Gas-Futures/data?marketId=5493476). Preise aus Langfristverträgen sind der Bundesregierung nicht bekannt, da sie diese nicht verhandelt und keinen Einblick in deren Preis- und Vertragsformeln hat. 15. Wird sich nach Einschätzung der Bundesregierung der Gaspreis wieder dem Niveau von Anfang 2021 annähern (bitte für den Großhandels- und Endkundenpreis für Gas angeben), wenn ja, wann ist voraussichtlich damit zu rechnen, und wenn nein, mit welchem langfristigen Gaspreis rechnet die Bundesregierung? Nach Einschätzung der Bundesregierung wird der Preis für Erdgas mittelfristig wieder sinken, jedoch nicht auf das Niveau vom Jahresanfang 2021 zurückkehren. Die mittel- und langfristige Gaspreisentwicklung lässt sich aus heutiger Perspektive nicht verlässlich abschätzen. Im Übrigen wird auf die Antwort zu Frage 14 verwiesen. 16. Ist es nach Kenntnis der Bundesregierung korrekt, dass im Zeitraum vom 10. März 2022 bis zum 1. Juni 2022 Erdgas im Durchschnitt im Wert von 1 552 Euro je Megawattstunde erworben wurde (welches sich aus der Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Fraktion der CDU/CSU auf Bundestagsdrucksache 20/3479 ergibt, wonach in besagtem Zeitraum insgesamt für 1 474 261726 Euro für 0,950 Terawattstunden Erdgas erworben wurde), während der THE-Spotmarktpreis im selben Zeitraum um die 100 Euro je Megawattstunde schwankte, und wenn ja, warum hat die Bundesregierung Erdgas zu solch überhöhten Preisen eingekauft? Die Aussage ist nicht korrekt. Bei der Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Fraktion der CDU/CSU auf Bundestagsdrucksache 20/3479 wurde irrtümlicherweise eine falsche Maßeinheit verwendet. Es handelte sich um 0,95 Milliarden Kubikmeter Erdgas (rund 9,95 Terawattstunden). 17. Wie viele LNG-Terminals sind in Deutschland nach Kenntnis der Bundesregierung geplant, wann sind diese voraussichtlich und realistisch geschätzt (aktuelle Verzögerungen z. B. aufgrund von verzögerten Genehmigungsverfahren mit einbegriffen) einsatzbereit, und wie viel Gas kann theoretisch je Terminal importiert werden (bitt nach fest oder schwimmend, Standort, voraussichtlichem Zeitpunkt des Netzanschlusses und geplantem Importvolumen durch die jeweiligen Terminals für die Jahre 2022, 2023, 2024, 2025, 2026, 2027, 2028, 2029, 2030 sowie pro LNG-Terminale aufschlüsseln, bitte Höhe und Dauer von vertraglich abgesicherten Lieferkapazitäten für Energiekonzerne, mit Nennung des jeweiligen Energiekonzerns, angeben)? Es befinden sich insgesamt zehn Projekte zum direkten LNG-Import nach Deutschland in Planung. Die Betriebsphasen der Projekte laufen jedoch nicht zwangsläufig parallel; vielmehr lösen einzelne Projekte einander ab. Zu den Projekten zählen zum einen die fünf durch den Bund initiierten FSRU-Projekte und das landseitige LNG-Terminal in Brunsbüttel, an dem der Bund über die KfW mit 50 Prozent beteiligt ist. Zum anderen sind ein rein privates FSRU- Projekt und eine Regasifizierungsstation sowie zwei rein private landseitige LNG-Terminals zum (teilweisen) Import von LNG geplant. Die nachfolgende Tabelle stellt die Regasifizierungskapazität der einzelnen geplanten Standorte in Milliarden Kubikmeter auf die Jahre 2022 bis 2030 verteilt dar. Es handelt sich hierbei lediglich um Planungsstände, die verschiedenen, teils schwer zu kalkulierenden Realisierungsrisiken unterliegen. 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Schwimmende, flexible LNG-Importkapazitäten FSRU-Projekte des Bundes Wilhelmshaven I – 5 5 5 5 5 5 5 5 Brunsbüttel 3,5 7,5 7,5 7,5 Stade 5 5 5 Lubmin 5 5 5 5 5 5 5 Wilhelmshaven II 4,5 4,5 Private Projekte Lubmin Phase 1 5 5 5 5 5 5 5 5 Phase 2 5 5 5 5 5 5 5 Regasifizierungsstation Lubmin 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 LNG-Terminal Brunsbüttel mit Bundesbeteiligung 10 10 10 10 Private LNG-Terminals Stade 13 13 13 13 Wilhelmshaven* (Grüngasterminal) rd. 11 14 18 22 21 Gesamt 13,5 37 49,5 56 69,5 73,5 77,5 76,5 * Kapazität wird nur bei entsprechendem Gasbedarf in diesem Umfang errichtet. Für die Standorte Brunsbüttel, Wilhelmshaven II und Stade ist geplant, dass der FSRU-Betrieb eingestellt wird, sobald am jeweiligen Standort ein landseitiges Terminal in Betrieb geht. Die FSRU kann anschließend als Tanker eingesetzt werden oder als FSRU weiterverchartert werden. Die Option, die FSRU als Tanker einzusetzen, besteht grundsätzlich an allen Standorten für den Fall, dass der deutsche Gasbedarf sinkt und die FSRUs nicht mehr erforderlich sind. Die beiden FSRU-Terminals in Brunsbüttel und Wilhelmshaven, die in diesem Winter in Betrieb gehen bzw. bereits in Betrieb gegangen sind, werden durch die Unternehmen Uniper, RWE und VNG/EnBW für eine Übergangsperiode bis März 2024 beliefert. Anschließend, ab April 2024, werden die Kapazitäten der beiden FSRU am Markt angeboten. Buchungen sind hierfür noch nicht erfolgt; sie sollen durch eine Betreibergesellschaft des Bundes entgegengenommen und verwaltet werden. Die Kapazitäten der drei weiteren FSRU des Bundes an den Standorten Stade, Lubmin und Wilhelmshaven, die zum Ende des Jahres 2023 in Betrieb gehen sollen, werden voraussichtlich bereits ab Ende 2023 durch die Betreibergesellschaft am Markt angeboten. Auch hier hat der Buchungsprozess noch nicht begonnen. Der Abschluss von Verträgen zur Lieferung mit LNG ist grundsätzlich eine privatwirtschaftlich abzuwickelnde Angelegenheit der Gashändler, in die die Bundesregierung keinen Einblick hat. Die Kapazitäten am landseitigen Terminal in Brunsbüttel, an dem die Bundesregierung über die KfW Anteile in Höhe von 50 Prozent hält, sind bereits vergeben und vertraglich für eine Dauer von 15 Jahren mit den Unternehmen RWE, Conoco Philips und Ineos fixiert worden. 18. Wie viele LNG-Transportschiffe mit welcher Ladekapazität werden nach Schätzungen der Bundesregierung benötigt, um die geplanten Mengen von jährlich 27,5 Milliarden Kubikmetern zu decken? Es existieren auf dem Weltmarkt verschiedene LNG-Tankermodelle mit unterschiedlichen Größen. Das durchschnittliche Ladevolumen dieser Tanker liegt nach Kenntnis der Bundesregierung bei circa 160 000 Kubikmetern LNG im flüssigen Zustand. Ein Kubikmeter LNG entspricht circa 600 Kubikmetern regasifiziertem Gas, sodass ein LNG-Tanker LNG für rund 96 Millionen Kubikmeter regasifiziertes Gas liefern kann. Um jährlich 27,5 Milliarden Kubikmeter Gas über LNG-Terminals zu erhalten, sind somit Lieferungen durch circa 286 LNG-Tanker im Jahr nötig. 19. Wie viele LNG-Transportschiffe werden nach Schätzungen der Bundesregierung insgesamt benötigt, um die über die vier geplanten deutschen LNG-Terminal-Standorte und die LNG-Terminals in Nachbarländern mit den jährlich benötigten Liefermengen beliefern zu können? Die Bundesregierung plant insgesamt fünf eigene FSRU-Standorte, die bis zum Winter 2023/2024 eine jährliche Regasifizierungskapazität von circa 27 Milliarden Kubikmeter pro Jahr stellen sollen. Für diese Menge sind nach der in der Antwort zu Frage 18 vorgestellten Berechnungslogik circa 280 Tankerlieferungen im Jahr nötig. Die Terminalkapazitäten der Nachbarländer Niederlande, Belgien, Frankreich und Polen belaufen sich auf circa 67 Milliarden Kubikmeter pro Jahr. Für eine entsprechende Belieferung mit LNG wären bei voller Auslastung der Terminals circa 700 LNG-Tankerlieferungen im Jahr notwendig. 20. Wie viele LNG-Transportschiffe sind nach Plänen der Bundesregierung für die Belieferung der geplanten LNG-Terminals vorgesehen, und wann werden sie voraussichtlich zur Verfügung stehen (bitte nach Herkunftswerft bzw. Verkäufer, Anzahl Transportschiffe, Datum Inauftraggabe, voraussichtlichem Lieferdatum und Kosten, Käufer bzw. vorgesehener Eigentümerstruktur aufschlüsseln)? Zur Anzahl der vorgesehenen LNG-Tanker wird auf die Antworten zu den Fragen 18 und 19 verwiesen. LNG-Tanker werden von mehreren Werften auf dem Weltmarkt produziert. Der Kauf oder die Anmietung der Tanker zum Transport von LNG ist Angelegenheit der Händler, die LNG an einem Terminal anlanden möchten. Die Bundesregierung hat keine Einsicht in Verträge bzw. Vertragsabsichten für LNG-Tanker zur Belieferung der deutschen Terminalstandorte und kommentiert mögliche Preisstrukturen aus Vertraulichkeitsgründen nicht. 21. Rechnet die Bundesregierung damit, dass in den nächsten vier Jahren Engpässe an LNG-Transportschiffen auftreten könnten, um den LNG- Bedarf und die geplanten Liefermengen sowohl nach Deutschland als auch in andere LNG-importierende Länder zu decken? a) In welchem Umfang beziffert sie die möglichen Engpässe (bitte nach Jahren, Anzahl von Transportschiffen und LNG-Mengen in Milliarden Kubikmetern aufschlüsseln)? b) Wie wahrscheinlich ist ein solches Szenario nach Auffassung der Bundesregierung, und welche Maßnahmen plant sie, zu ergreifen, um das zu verhindern? c) Bis wann sind nach Kenntnis der Bundesregierung ausreichend LNG-Transportschiffe verfügbar Die Fragen 21 bis 21c werden gemeinsam beantwortet. Es wird auf die Antwort zu Frage 20 verwiesen. 22. Bezogen auf globale LNG-Kapazitäten und den globalen LNG-Bedarf, in welchen Förderländern sieht die Bundesregierung das größte Potential für Produktionssteigerungen an Erdgas und an LNG-Herstellungs- und Logistikkapazitäten (bitte nach Ländern, Produktionssteigerungspotential in Prozent und Mengenpotentiale in Milliarden Kubikmetern für die Jahre 2023, 2024, 2025 und 2026 aufschlüsseln)? Die Bundesregierung sieht den aggregierten erwarteten Kapazitätszuwachs gemessen an Projekten in verschiedenen Regionen, deren Projektvolumina und Inbetriebnahme angekündigt wurden, wie nachfolgend dargestellt. Es wird dabei zwischen den Jahren 2024 bis 2027 unterschieden. Region Aggregierter erwarteter Kapazitätszuwachs(in Milliarden Kubikmeter Erdgas) Geplante Inbetriebnahme Afrika mindestens 0,8 2023 Asien/Pazifik 3 bis 5,2 2023 Eurasien 2 bis 9 2023 Nordamerika 5,8 2023 Afrika 3,4 2024 Nordamerika 49,3 2024/2025 Nordamerika 105 2026/2027 Afrika mindestens 19 2025/2026 Asien/Pazifik 2 bis 6,9 2026 Naher und Mittlerer Osten mindestens 49 2026/2027 Erwartete Fördermengen aus Projekten einzelner Länder kommentiert die Bundesregierung im Sinne der Vertraulichkeit der Projekte nicht. 23. Gefährdet nach Auffassung der Bundesregierung eine erhöhte europäische Nachfrage nach LNG bei gleichzeitig weniger schnell wachsenden globalen Förder- und Lieferkapazitäten die Energieversorgung und Energiesicherheit anderer LNG-importierender Länder, z. B. des Globalen Südens? a) Wenn ja, welche Länder waren nach Kenntnis der Bundesregierung bereits davon betroffen, und in welchem Maße? b) Welche Länder sind nach Kenntnis der Bundesregierung gefährdet, in Zukunft davon betroffen zu sein, und in welchem Maße? c) Was sind Maßnahmen, die die Bundesregierung nach ihrer Auffassung ergreifen kann, um dem entgegenzuwirken? Welche Maßnahmen davon werden wann umgesetzt (sollten die Maßnahmen nicht umgesetzt werden, bitte begründen, warum nicht)? 24. Berücksichtigt die Bundesregierung bei der LNG-Beschaffung die weltweiten Bedarfe und niedrigen LNG-Substitutionsmöglichkeiten wirtschaftlich und finanziell schwächer gestellter Länder? Wenn ja, in welcher Art und Weise werden diese berücksichtigt, und welche Konsequenzen ergeben sich daraus? 25. Hat die Bundesregierung Berechnungen bzw. Einschätzungen angestellt oder in Auftrag gegeben, welche Kaskadeneffekte die deutsche und europäische verstärkte Fokussierung auf Flüssigerdgas global gesehen auslösen könnte bzw. an welchen Stellen global gesehen Versorgungsengpässe entstehen könnten? a) Wenn ja, wie sehen die Ergebnisse einer solchen Analyse konkret aus? b) Wenn nein, welche Argumente sprechen dagegen, eine solche Risiko- und Gefahrenanalyse in Auftrag zu geben? Die Fragen 23 bis 25b werden gemeinsam beantwortet. Für die LNG-Beschaffung selbst ist nicht die Bundesregierung zuständig, sondern die Gasimportunternehmen. Die Bundesregierung hat bisher keine Berechnung in Auftrag gegeben, die die Effekte der verstärkten deutschen und europäischen Fokussierung auf Flüssigerdgas modellieren würde. Es wird in diesem Zusammenhang auf die entsprechenden Analysen der Internationalen Energieagentur verwiesen. 26. Welche weiteren potentiellen „Flaschenhälse“ kann es nach Auffassung der Bundesregierung bezogen auf die LNG-Versorgungsinfrastruktur und LNG-Versorgungskapazitäten geben, wie wahrscheinlich schätzt die Bundesregierung ihr Auftreten ein, und welche Maßnahmen wird bzw. kann die Bundesregierung ergreifen, um diesen vorzubeugen? Zentrales Anliegen der Bundesregierung ist es derzeit, die nötige Infrastruktur für den direkten Import von LNG zu schaffen, da eine solche Infrastruktur in Deutschland bisher nicht existiert. Hierfür wurden die Planungs- und Genehmigungsverfahren mit dem LNG-Beschleunigungsgesetz erheblich beschleunigt. Für die schnellstmögliche Umsetzung dieses Vorhabens ist die Bundesregierung in engem Austausch mit den beteiligten Unternehmen und unterstützt im erforderlichen Maß. Ebenso stellt sie gemeinsam mit den Unternehmen sicher, dass die Netzinfrastruktur den Abtransport des regasifizierten Gases sicherstellen kann. Faktoren wie Förderung und Transport von LNG bleiben weiterhin Angelegenheit der privaten Gaswirtschaft und unterliegen marktwirtschaftlichen Mechanismen. Die Bundesregierung nimmt hierauf entsprechend keinen Einfluss. 27. Wie definiert die Bundesregierung eine Abhängigkeit von Gas von einem Lieferanten bzw. Lieferland? Ab einem Gaslieferanteil von wie viel Prozent des deutschen Gesamtbedarfs ist nach Auffassung bzw. Einschätzung der Bundesregierung von einer Abhängigkeit zu sprechen? 28. Ab einer Gasliefermenge aus einem Lieferland von wie viel Prozent des deutschen Gesamtbedarfs würde nach Einschätzung der Bundesregierung ein Wegfall der Liefermenge aus dem jeweiligen Land zu einer Gefährdung der Energieversorgung und Energiesicherheit in Deutschland führen? 29. Findet diese „Abhängigkeitsberechnung“ (siehe Frage 27) bei der aktuellen Erschließung alternativer Gaslieferquellen oder bei der Verhandlung zur Mengenerhöhung bestehender Gaslieferquellen nach Kenntnis der Bundesregierung Berücksichtigung, und wenn ja, nach welchen Kriterien? 30. Wie stellt die Bundesregierung sicher, dass in Zukunft keine neuen Abhängigkeiten von Gaslieferländern entstehen, und welche Maßnahmen wird sie zu diesem Zweck ergreifen? Die Fragen 27 bis 30 werden gemeinsam beantwortet. Die Bundesregierung verfügt über keine gesetzlich verankerte Definition oder quantifizierbare Schwelle, die eine Gasabhängigkeit von einem Lieferanten manifestieren könnte. Eine Abhängigkeit besteht grundsätzlich mit jedem Lieferverhältnis. Der Umgang mit dem Ausfall von Pipelinegaslieferungen aus Russland zeigt, dass ein kurzfristiger Wegfall signifikanter Gasvolumina grundsätzlich unter Wahrung der Versorgungssicherheit bewältigt werden kann. Voraussetzung dafür ist, dass als Reaktion auf den Wegfall Maßnahmen zur Diversifizierung und Gaseinsparung getroffen werden. Die Bundesregierung hält jedoch eine Gaslieferabhängigkeit, wie in der Vergangenheit von Russland in Höhe von circa 50 Prozent, nicht mehr für adäquat und begrüßt deswegen die Diversifizierung der privaten Gasimporteure. Die geplanten LNG-Importkapazitäten in der deutschen Nord- und Ostsee werden einen zentralen Beitrag dazu leisten, um künftig neue Abhängigkeiten in bisherigem Ausmaß zu vermeiden. 31. Welche umweltschädlichen Gefahren werden nach Kenntnis der Bundesregierung von schwimmenden als auch durch feste LNG-Terminals ausgelöst? Wie hoch schätzt sie die möglichen Auswirkungen auf Umwelt und Mensch ein (bitte jeweils nach geplantem LNG-Standort und gechartertem Terminal aufschlüsseln)? Der Betrieb von festen wie schwimmenden LNG-Terminals geht mit verschiedenen Immissionen einher, denen jedoch genehmigungsrechtliche Grenzwerte auferlegt sind, welche den Eintritt von Umweltschäden verhindern sollen. Im Falle der FSRU gehören zu diesen Immissionen beispielsweise die Biozide, die in der FSRU für Reinigungsprozesse eingesetzt und anschließend in die Küstengewässer eingeleitet werden. Die Zuständigkeit für Prüfung und Überwachung der genehmigungsrechtlichen Anforderungen von festen und schwimmenden LNG-Terminals inklusive der Überwachung und des Schutzes der jeweiligen Küstengewässer liegt bei den Bundesländern. 32. Welche Maßnahmen hat die Bundesregierung bereits ergriffen oder plant sie, zu ergreifen, um diesen umweltschädlichen Gefahren (siehe Frage 29) vorzubeugen oder diese zu vermeiden (bitte nach Bearbeitungsstand und Dauer aufschlüsseln)? Die Bundesregierung unterhält mit den beteiligten Unternehmen zu möglichen Maßnahmen zur Vermeidung und Verringerung von Umwelteinflüssen durch die deutsche LNG-Importinfrastruktur einen engen Austausch und bespricht mögliche Alternativen zu bisher vorgesehenen Betriebstechniken. Hinsichtlich der Länderzuständigkeiten für die einschlägigen Genehmigungsverfahren, zum Beispiel bezüglich der wasserrechtlichen Erlaubnis, sowie die Überwachung der Küstengewässer wird auf die Antwort zu Frage 31 verwiesen. 33. Wie verhält sich die Bundesregierung zu der jüngst veröffentlichten Studie des Fraunhofer-Instituts, welche belegt, dass die derzeit geplanten Flüssigerdgas-Vorhaben in Deutschland ungeeignet sind, um Wasserstoff oder dessen Derivate zu importieren? Die Bundesregierung steht mit den beteiligten Unternehmen in engem Austausch und setzt sich dafür ein, dass die entstehende landseitige LNG- Terminalinfrastruktur zukünftig auch für den Import von Wasserstoff bzw. seinen Derivaten genutzt werden kann. Wissenschaftliche Ausführungen zu diesem Thema nimmt die Bundesregierung aufmerksam zur Kenntnis. 34. Für den Fall, dass die geplanten LNG-Terminals tatsächlich nicht für den Import von Wasserstoff oder dessen Derivate nutzbar sein werden, bis zu welchem Jahr sollen nach Plänen der Bundesregierung die LNG- Terminals für den Import von LNG voraussichtlich genutzt werden? Die Nutzung der FSRU für den Import von verflüssigtem Erdgas ist maximal für die Vertragsdauer der jeweiligen FSRU, d. h. je nach Vertragsmodell für maximal 15 Jahre vorgesehen. Zuvor besteht bereits die Möglichkeit, den LNG-Import einzustellen und die FSRUs als LNG-Tanker einzusetzen oder sie zur Nutzung als FSRU weiterzuverchartern, sollte dies im weiteren Verlauf durch den deutschen Erdgasbedarf angezeigt sein. Für das feste LNG-Terminal in Brunsbüttel, an dem die Bundesregierung zu 50 Prozent Anteile hält, ist eine Betriebsdauer von 15 Jahren geplant. Anschließend ist eine Nachnutzung für den Import von Wasserstoff bzw. seinen Derivaten vorgesehen. Betriebsperioden privat geplanter LNG-Infrastrukturen kommentiert die Bundesregierung nicht. Nach dem LNG-Gesetz sind die Betriebsgenehmigungen für LNG-Terminals so zu erteilen, dass der Betrieb mit verflüssigtem Erdgas bis spätestens zum 31. Dezember 2043 einzustellen ist. Ein über diesen Zeitpunkt hinausgehender Betrieb ist nur mit Wasserstoff oder einem Derivat hiervon möglich. 35. Bis zu welchem Zeitpunkt wird die Nutzung der LNG-Terminals für die Gasversorgung in Deutschland nach Plänen der Bundesregierung voraussichtlich notwendig sein? Es wird auf die Antwort zu Frage 34 verwiesen. 36. Bis zu welchem Zeitpunkt ist nach Kenntnis der Bundesregierung die Nutzung der LNG-Terminals aufgrund vertraglich abgesicherter Zusagen nötig (bitte die vertraglich abgesicherten Zusagen und dieAkteure, die einen vertraglich abgesicherten Anspruch haben erläutern)? Für die durch den Bund gecharterten FSRU in Brunsbüttel und Wilhelmshaven, die noch in diesem Winter in Betrieb gehen sollen bzw. bereits in Betrieb gegangen sind, sind zwischen dem Bund und den Unternehmen RWE, Uniper, EnbW/VNG durch eine Absichtserklärung Lieferverpflichtungen eingegangen worden. Diese Verpflichtungen gelten bis März 2024. Ab April 2024 werden die Regasifizierungskapazitäten dieser beiden FSRUs am Markt angeboten. Der Buchungsprozess hat hierzu noch nicht begonnen. Die Kapazitäten der drei weiteren FSRU des Bundes an den Standorten Stade, Lubmin und Wilhelmshaven, die zum Ende des Jahres 2023 in Betrieb gehen sollen, werden voraussichtlich ab Ende 2023 am Markt angeboten. Auch hierzu hat der Buchungsprozess noch nicht begonnen. Der Abschluss von Verträgen zur Lieferung mit LNG erfolgt privatwirtschaftlich zwischen Gashändlern und LNG-Lieferanten, welche entsprechend ihrer Lieferabsichten Buchungen an einem LNG-Terminal vornehmen. Lieferungen an die FSRUs des Bundes können nur im Rahmen der vorgesehenen Betriebsdauer stattfinden. Hierzu wird auf die Antwort zu Frage 34 verwiesen. Gleiches gilt für das in Brunsbüttel geplante landseitige LNG-Terminal, an dem sich der Bund über die KfW zu 50 Prozent beteiligt: LNG-Lieferungen an dieses Terminal sind auf die maximale Buchungsdauer von 15 Jahren limitiert. Kapazitätsbuchungen wurden mit den drei Terminalkunden RWE, Conoco Phillips und Ineos vertraglich fixiert. Betriebsperioden und entsprechende Lieferabsichten privat betriebener LNG- Terminals kommentiert die Bundesregierung nicht. 37. Wie hoch sind nach Kenntnis der Bundesregierung die voraussichtlichen Kosten für den Ausbau der LNG-Infrastruktur (bitte jeweils nach einzelnen Transportschiffen, schwimmenden LNG-Terminals, festen LNG- Terminals und Transportpipelines aufschlüsseln)? Die voraussichtlichen Ausgaben für die Anmietung und den Betrieb der fünf FSRU des Bundes betragen nach aktueller Planung insgesamt rund 10 Mrd. Euro. Die Kosten verteilen sich auf die einzelnen geplanten FSRU-Standorte entsprechend aktueller Schätzung voraussichtlich wie folgt (gerundet): Brunsbüttel: 1.375.000.000 Euro Wilhelmshaven I: 1.403.000.000 Euro Stade: 1.685.000.000 Euro Lubmin: 2.106.000.000 Euro Wilhelmshaven II: 812.000.000 Euro Sonstige Kosten inklusive Mehrwertsteuer: 847.000.000 Euro Gesperrte Mittel für eine noch nicht beschlossene sechste FSRU des Bundes belaufen sich auf 1 368 000 000 Euro zuzüglich Mehrwertsteuer. Zweckgebundene Mittel für den Standort Hamburg in Höhe von 305 000 000 Euro wurden bewilligt, werden aber verfallen, da der Standort Hamburg technisch nicht realisierbar ist. Zu beachten ist, dass gegenwärtig nicht feststeht, ob die für die Anmietung und den Betrieb der FSRUs veranschlagte Summe ausgeschöpft wird. Ebenso werden den Ausgaben erhebliche Einnahmen gegenüberstehen. Diese entstehen etwa durch Regasifizierungstarife, die von Terminalkunden zu entrichten sein werden. Für die 50-prozentige Beteiligung der KfW an dem festen LNG-Terminal in Brunsbüttel geht die Bundesregierung von Gesamtkosten der Bundesbeteiligung in Höhe von 744 200 000 Euro aus. Diese sind im Bundeshaushalt hinterlegt. Hinzu treten Kosten der privat an dem Terminal beteiligten Unternehmen Gasunie und RWE gemäß ihrer Anteile in Höhe von 40 bzw. 10 Prozent. Kosten für privat geplante schwimmende wie feste LNG-Terminals kommentiert die Bundesregierung aus Vertraulichkeitsgründen nicht. 38. Ist sich die Bundesregierung der Problematik bewusst, dass der Bezug von preisgünstigem LNG von den jeweiligen Vertragsbedingungen mit den Lieferländern und insbesondere von langfristigen, üblicherweise bis zu 20 Jahren reichenden Abnahmegarantien abhängt, und wenn ja, wie verhält sie sich dazu? Ja, dies ist der Bundesregierung sowie den Energieunternehmen, die die Verträge abschließen, bewusst. Die Bundesregierung geht davon aus, dass auch kürzere Vertragslaufzeiten möglich sind. Bei Verträgen, die länger laufen, ist grundsätzlich denkbar, dass LNG-Volumina, die auf dem deutschen Markt nicht mehr erforderlich sein sollten, an andere Destinationen weiterveräußert werden können. Es obliegt jedoch den Energieunternehmen, Vertragsdetails dieser Art zu verhandeln. 39. Mit welchen Lieferländern können bzw. konnten nach Kenntnis der Bundesregierung Langfristverträge mit voraussichtlich welcher Dauer abgeschlossen werden, die bereits 2023, spätestens aber 2024 ausreichend große Mengen an LNG liefern können, um drohende Versorgungsengpässe für Industrie, Gewerbe und Verbraucher abzuwenden? Die Vertragslaufzeiten sind Vertragsinterna, in die die Bundesregierung keinen Einblick hat. 40. Wie verhält sich die Bundesregierung dazu, dass mit langfristigen Abnahmegarantien für LNG die Abhängigkeit und der Gebrauch von fossilen Infrastrukturen verfestigt und verlängert werden, was dem 1,5-Grad- Ziel und den Klimaschutzzielen der Bundesregierung widerspricht? Die Bundesregierung hat mit dem geänderten Klimaschutzgesetz anspruchsvolle, verbindliche Klimaziele festgelegt sowie das Ziel der Treibhausgasneutralität bis 2045 verankert. Auch angesichts des Angriffskriegs gegen die Ukraine und der gegenwärtigen Energiekrise hält die Bundesregierung sowohl an den gesetzlich normierten Klimaschutzzielen als auch dem 1,5-Grad-Ziel fest. Mit entsprechender Gesetzgebung hat die Bundesregierung die Energiewende und den Ausbau der erneuerbaren Energien beschleunigt. Durch den Einsatz von LNG erfolgt nur eine teilweise Substitution der Gasversorgung in Deutschland. Die Dekarbonisierung der Energieversorgung wird durch die Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien, Einsparmaßnahmen sowie technologische Maßnahmen weiterverfolgt. Nach Auffassung der Bundesregierung führen die energiepolitischen Weichenstellungen des letzten Jahres auf nationaler und europäischer Ebene insgesamt zu einer Beschleunigung der Energiewende. 41. Mit welchen Gaslieferländern oder Gaslieferkonzernen gibt es nach Kenntnis der Bundesregierung verbindliche Abnahmeverträge deutscher Importeure? Es wird auf die Antwort zu Frage 39 verwiesen. Lieferabsichten einzelner Konzerne kommentiert die Bundesregierung im Sinne der Wahrung vertraulicher Unternehmensinformationen nicht. 42. Gibt es nach Kenntnis der Bundesregierung in den Verträgen mit Gaslieferkonzernen (siehe Frage 39) Verpflichtungen, bestimmte Mengen an LNG zu liefern, und drohen im Nichterfüllungsfall Konventionalstrafen? Wenn ja, in welchen Verträgen (bitte nach Gaslieferant, Dauer der Verträge und, wenn bekannt, Höhe der verpflichteten Gasliefermenge sowie Ausgestaltung der Konventionalstrafen aufschlüsseln)? 43. Gibt es von deutscher Seite mit Lieferländern bzw. Lieferkonzernen abgeschlossene LNG-Lieferverträge, die während der Vertragslaufzeit eine Substitution von LNG durch Wasserstoff bzw. Ammoniak oder andere erneuerbar hergestellte synthetische Gase vorsehen? Wenn ja, mit welchem Volumen, und in welchen Zeiträumen? Wenn nein, warum nicht? Die Fragen 42 und 43 werden gemeinsam beantwortet. Die Bundesregierung kommentiert Vertragsdetails in den Lieferverträgen zwischen deutschen Importunternehmen und Unternehmen in Lieferstaaten aus Vertraulichkeitsgründen nicht. Mit Blick auf Lieferpflichten sind grundsätzlich verschiedene Ausgestaltungen der Verträge denkbar. 44. Wie gestaltet sich nach Kenntnis der Bundesregierung der vereinbarte Gaspreis in dem jüngst abgeschlossenem Langfristvertrag zwischen Deutschland und dem US-Konzern ConocoPhillips für LNG-Lieferungen aus Katar, und welchen Einfluss auf den vereinbarten Gaspreis hat nach Auffassung der Bundesregierung die Tatsache, dass der Vertrag nicht direkt mit Qatar Energy, sondern mit dem Zwischenhändler Conoco Phillips abgeschlossen wurde? Die Bundesregierung hat keinen Einblick in den zwischen dem Energieunternehmen Conoco Phillips und Qatar Energy vertraglich vereinbarten Gaspreis. Auch schließt die Bundesregierung keine LNG-Importverträge ab. Im Übrigen wird auf die Antwort zu Frage 9 verwiesen. 45. Inwieweit hat bzw. hätte die Umsetzung des am 25. März 2022 angekündigten schrittweisen Ausstiegs aus Importen russischen Erdgases von deutscher Seite aus zur Nichteinhaltung von Terminverträgen zwischen Gazprom und deutschen Importeuren geführt? 46. Wie hoch war nach Kenntnis der Bundesregierung der Anteil am zwischen Gazprom und Uniper vertraglich vereinbarten Gas-Importvolumen vor Kriegsbeginn a) von Spotmarkt- und Kurzfristverträgen (bis maximal zwei Monate zur Erfüllung), b) von Terminverträgen (mindestens drei Monate bis zur Erfüllung), c) von Terminverträgen (mindestens sechs Monate bis zur Erfüllung), d) von Terminverträgen (mindestens zwölf Monate bis zur Erfüllung), e) von Terminverträgen (mindestens zwei Jahre bis zur Erfüllung), f) von Terminverträgen (mindestens fünf Jahre bis zur Erfüllung), g) von Terminverträgen (mindestens zehn Jahre bis zur Erfüllung), h) von Terminverträgen (mindestens 20 Jahre bis zur Erfüllung), i) von Terminverträgen (über 20 Jahre bis zur Erfüllung)? 47. Zu welchen Preisen wurden nach Kenntnis der Bundesregierung die jeweiligen Verträge (siehe Frage 46) abgeschlossen? 48. Auf welche Weise waren nach Kenntnis der Bundesregierung die jeweiligen Verträge (siehe Frage 46) an die Preisentwicklung von Gas- bzw. Ölmärkten gebunden oder anderweitig indexiert? Die Fragen 45 bis 48 werden gemeinsam beantwortet. Der Bundesregierung ist bekannt, dass Uniper mit Gazprom mehrere Lieferverträge mit einem Volumen von 24 Milliarden Kubikmetern pro Jahr bis 2036 fest kontrahiert hat. Dabei handelt es sich um sogenannte „Take or Pay“-Verträge, bei denen die Abnehmer die Verpflichtung haben, eine fest definierte Mindestmenge abzunehmen. Der Preis orientiert sich am Handelsmarktpreis für Gas in Nordwesteuropa. Die Bepreisung der langfristigen Mengen erfolgt in der Regel drei Jahre vor dem eigentlichen Liefertermin. Dabei tragen die Gasunternehmen wie Uniper bei derartigen Verträgen das Mengenrisiko, während die Produzenten wie Gazprom und Gas-Terra das Preisrisiko tragen. Die Vermarktung erfolgt im Gasmarkt bis zu drei Jahre im Voraus, in Einzelfällen auch mit längerem Vorlauf. Ziel dieser „Forward-Vermarktung“ ist es, den Kunden wie Stadtwerken und Industrieunternehmen sowohl Liefer- als auch Preissicherheit zu geben. Gesamtherstellung: H. Heenemann GmbH & Co. KG, Buch- und Offsetdruckerei, Bessemerstraße 83–91, 12103 Berlin, www.heenemann-druck.de Vertrieb: Bundesanzeiger Verlag GmbH, Postfach 10 05 34, 50445 Köln, Telefon (02 21) 97 66 83 40, Fax (02 21) 97 66 83 44, www.betrifft-gesetze.de ISSN 0722-8333]