Versorgungssicherheit mit Energie in den Jahren 2023 und 2024

[Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Abgeordneten der Fraktion der CDU/CSU – Drucksache 20/5640 – Versorgungssicherheit mit Energie in den Jahren 2023 und 2024 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 Am 5. Januar 2023 berichtete der „Tagesspiegel Background“ aus dem Berichtsentwurf der Bundesnetzagentur zum Monitoring der Versorgungssicherheit mit Strom gemäß §§ 51 Absatz 3, 63 Absatz 2 Nummer 2 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) (vgl. https://background.tagesspiegel.de/energie- klima/keine-stromluecke-durch-kohle-und-atomausstieg). Demnach sei eine sichere Versorgung mit Elektrizität im Zeitraum von 2025 bis 2031 gewährleistet. In allen Stunden des Jahres solle die Nachfrage am Markt trotz des steigenden Stromverbrauchs durch Wärmepumpen, E-Mobile oder Elektrolyseure und auch mit einem Kohleausstieg bis 2030 gedeckt werden können. Zur Versorgungslage mit Strom, aber auch Erdgas, Erdöl und Steinkohle in Deutschland in den Jahren 2023 und 2024 liegen dem Parlament und der Öffentlichkeit hingegen bisher keine Zahlen vor. Gleichzeitig sollen aber bereits am 15. April 2023 mit den drei letzten Kernkraftwerken ca. 6 Prozent der deutschen Stromerzeugungskapazitäten vom Netz gehen. Ein Stresstest der Stromversorgung im Winter 2023/2024 wurde noch nicht durchgeführt. Die Aussage des Bundesministers für Wirtschaft und Klimaschutz Dr. Robert Habeck, die Versorgungssituation sei dann mit aller Wahrscheinlichkeit besser als aktuell (vgl. https://www.zeit.de/politik/deutschland/2022-11/robert-habeck-at omenergie-wirtschaftsminister?utm_referrer=https%3A%2F%2Fwww.googl e.com%2F), ist damit nach Auffassung der Fragesteller nicht belegt. Wie die Versorgungssicherheit mit Energie in Deutschland in den Jahren 2023 und 2024 gewährleistet werden soll, bleibt weiter offen. 1. Wie hat sich der Verbrauch von Strom, Erdgas, Steinkohle und Mineralöl in Deutschland im Jahr 2022 im Vergleich zu den Jahren 2021 und 2020 entwickelt? Der Verbrauch von Strom, Erdgas, Steinkohle und Mineralöl in Deutschland hat sich wie folgt entwickelt. Primärenergieverbrauch In Terajoule (TJ) Erdgas Steinkohle Mineralöl 2020 3.136 896 4.087 Deutscher Bundestag Drucksache 20/5857 20. Wahlperiode 01.03.2023 Die Antwort wurde namens der Bundesregierung mit Schreiben des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz vom 28. Februar 2023 übermittelt. Die Drucksache enthält zusätzlich – in kleinerer Schrifttype – den Fragetext. Primärenergieverbrauch In Terajoule (TJ) Erdgas Steinkohle Mineralöl 2021 3.303 1.112 4.039 2022* 2.783 1.127 3.890 Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB); (*): vorläufig) Bruttostromverbrauch In Terawattstunden (TWh) 2020 555,8 2021 570,7 2022* 555,8 Quelle: AGEB; (*): vorläufig. 2. Wie setzte sich die Stromerzeugung in Deutschland in den Jahren 2020, 2021 und 2022 zusammen (bitte die absoluten Mengen sowie die Anteile der einzelnen Energieträger an der gesamten eingespeisten Strommenge angeben)? Die Stromerzeugung in Deutschland hat sich wie folgt entwickelt. 2020 2021 2022* TWh Prozent TWh Prozent TWh Prozent Bruttostromerzeugung insgesamt 574,7 100 589,2 100 582,6 100 Davon aus: Braunkohle 91,7 16,0 110,1 18,7 117,0 20,1 Steinkohle 42,8 7,5 54,6 9,3 66,0 11,3 Kernenergie 64,4 11,2 69,1 11,7 37,7 6,5 Erdgas 94,7 16,5 92,4 15,7 77,4 13,3 Mineralöl 4,7 0,8 4,6 0,8 4,6 0,8 Wind Onshore 104,8 18,2 90,3 15,3 102,7 17,6 Wind Offshore 27,3 4,8 24,4 4,1 25,4 4,4 Wasserkraft 18,7 3,3 19,7 3,3 17,1 2,9 Biomasse 45,1 7,8 44,2 7,5 43,9 7,5 Photovoltaik 49,5 8,6 49,3 8,4 60,7 10,4 Hausmüll (regenerativer Anteil) 5,8 1,0 5,8 1,0 5,8 1,0 Geothermie 0,2 0,0 0,2 0,0 0,3 0,0 Sonstige 24,8 4,3 24,6 4,2 24,0 4,1 Quelle: AGEB; (*): vorläufig. 3. Welcher Anteil des deutschen Energieverbrauchs stammte in den Jahren 2020, 2021 und 2022 aus Russland (bitte nach Energieträgern Erdgas, Steinkohle, Rohöl sowie einzelnen Mineralölprodukten aufschlüsseln)? Der Anteil der Importe aus Russland an den Gesamt-Importen des jeweiligen Energieträgers nach Deutschland hat sich wie folgt entwickelt. In Prozent 2020 2021 2022* Erdgas k.A. 52,1 21,7 Steinkohle 48,5 56,6 32,7 Erdöl 31,0 30,6 25,0 Mineralölprodukte 18,4 15,3 16,3 Quellen: Bundesnetzagentur, Statistisches Bundesamt (*): vorläufig. 4. Welche Kraftwerke sind seit dem Inkrafttreten des Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetzes im Juli 2022, mit welcher Leistung und zu welchem Zeitpunkt wieder ans Netz gegangen (bitte nach Energieträgern aufschlüsseln)? Bisher wurde für 16 Kraftwerke eine Marktrückkehr gemäß § 50a Absatz 2 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) angezeigt (mit Stand vom 15. Februar 2023). Neben sechs Kraftwerken aus der Netzreserve (Heyden 4, Mehrum, Bexbach, Weiher, GKM7 sowie Irsching 3) sind neun Kraftwerke, die in der dritten Ausschreibungsrunde nach dem Kohleverstromungsbeendigungsgesetz (KVBG) einen Zuschlag erhalten haben und für die das Kohleverfeuerungsverbot zum 1. November 2022 wirksam geworden wäre, (weiterhin) am Strommarkt aktiv. Die nachfolgende Tabelle gibt eine Übersicht über die 15 Kraftwerke, deren Leistung insgesamt circa 5,9 Gigawatt beträgt. Betreiber Kraftwerk Energieträger Leistung in Megawatt Marktrückkehr Kraftwerk Mehrum GmbH KW Mehrum 3 Steinkohle 690 1. August 2022 Uniper Kraftwerke GmbH Heyden 4 Steinkohle 875 29. August 2022 STEAG Bexbach Steinkohle 726 28. Oktober 2022 STEAG Weiher 3 Steinkohle 656 31. Oktober 2022 Evonik Operations GmbH Kraftwerk I (Marl) Steinkohle 225 31. Oktober 2022 Henkel AG & Co. KGaA Anlage 80 – Kohleblock Steinkohle 36 31. Oktober 2022 STEAG GmbH Modellkraftwerk Völklingen Steinkohle 179 31. Oktober 2022 STEAG GmbH Heizkraftwerk Völklingen Steinkohle 211 31. Oktober 2022 Uniper Kraftwerke GmbH Kraftwerk Scholven Block C Steinkohle 345 31. Oktober 2022 STEAG GmbH Kraftwerk Bergkamen A Steinkohle 717 31. Oktober 2022 Onyx Kraftwerk Farge GmbH Onyx Steinkohlekraftwerk Farge Steinkohle 350 1. November 2022 Sappi Stockstadt GmbH Gesamt –Sammelschienen-KW – Konv. HKW Steinkohle 27 1. November 2022 Fernwärme Ulm GmbH HKW Magirusstraße Steinkohle 8 9. Dezember 2022 Uniper Kraftwerke GmbH Irsching 3 Mineralölprodukte 415 1. Februar 2023 GKM AG GKM Block 7 Steinkohle 425 11. Januar 2023 Die Kraftwerke mit Zuschlag in der vierten Ausschreibungsrunde nach KVBG sind noch bis 22. Mai 2023 am Markt, ohne dass es dafür der Anzeige einer Marktrückkehr bedürfte. Uniper hat am 22. Dezember 2022 angezeigt, dass das Kraftwerk Staudinger 5 über den 22. Mai 2023 hinaus befristet am Strommarkt gemäß § 50a EnWG teilnehmen wird. Die Liste der Anlagen, für die eine befristete Teilnahme am Strommarkt angezeigt wurde, ist öffentlich verfügbar unter folgender Internetadresse: www.bun desnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Kohleausstieg/EKBG/ ListeKW.pdf. Daneben nehmen infolge des Inkrafttretens der Versorgungsreserveabrufverordnung am 1. Oktober 2022 die fünf Braunkohlekraftwerke (Neurath C, Niederaußem E und F sowie Jänschwalde E und F) aus der Versorgungsreserve wieder am Strommarkt teil (1,8 Gigawatt Leistung). 5. Welchen Beitrag zur Stromversorgung in Deutschland leisteten die o. g. Ersatzkraftwerke im Jahr 2022 (bitte den Anteil an der gesamten eingespeisten Strommenge angeben)? 6. Wie viel Gas konnte im Jahr 2022 durch die Rückkehr der o. g. Ersatzkraftwerke an den Markt eingespart werden? Die Fragen 5 und 6 werden gemeinsam beantwortet. Der Einsatz von Kraftwerken unterliegt marktwirtschaftlichen Entscheidungen der Anlagenbetreiber in einem gesamteuropäischen Strommarkt. Welche Anlage letztlich Strom produziert, bestimmt bei Auktionen die sogenannte Merit Order. Das ist die Aufreihung der Anlagen entsprechend ihren angebotenen Preisen, zu denen sie bereit sind, Strom zu erzeugen. Angebot und Nachfrage bilden ein gesamteuropäisches Zusammenspiel. Strom wird im europäischen Verbund dort erzeugt, wo er am günstigsten ist. Beim Import profitiert der deutsche Markt von günstigeren Erzeugungsbedingungen im Ausland und umgekehrt. Der Bundesregierung liegen keine energiestatistischen Daten über die Stromerzeugung einzelner Kraftwerksblöcke vor. Deshalb lässt sich der Beitrag der zusätzlichen Kohlekraftwerkskapazitäten, die an den Markt zurückgekehrt sind, weder zur Stromversorgung noch zur Gaseinsparung quantifizieren. 7. Wie hat sich die Gasverstromung im Jahr 2022 im Vergleich zu den Jahren 2021 und 2020 entwickelt? Der Gaseinsatz zur Stromerzeugung in Deutschland hat sich wie folgt entwickelt. 2020 2021 2022* Gaseinsatz zur Stromerzeugung in Petajoule 609 582 493 Quelle: AGEB; (*): vorläufig. 8. Wie viele Gigawatt an installierter Leistung an Windenergie- und Photovoltaikanlagen gingen in Deutschland in den Jahren 2020, 2021 und 2022 ans Netz (bitte jeweils für Wind Onshore, Wind Offshore und Photovoltaik zusammengefasst nach Jahren aufführen)? Für den Bruttozubau, d. h. die Neuinbetriebnahmen eines Jahres, liegen Daten aus dem Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur vor; alle Angaben in Gigawatt (GW). Bruttozubau in GW Windenergie an Land Windenergie auf See Photovoltaik 2020 1,4 0,2 4,8 2021 1,9 0,0 5,6 2022 2,4 0,3 7,2 Für das Jahr 2022 sind die Angaben (mit Stand vom 20. Januar 2023) vorläufig. 9. Welchen Beitrag leisteten Windenergie- und Photovoltaikanlagen zur Deckung des Stromverbrauchs in Deutschland in den Jahren 2020, 2021 und 2022 (bitte den Gesamtanteil sowie die Anteile für Wind Onshore, Wind Offshore und Photovoltaik aufführen)? Windenergie- und Photovoltaikanlagen trugen in den Jahren 2020, 2021 und 2022 wie folgt zur Deckung des Stromverbrauchs in Deutschland bei. 2020 2021 2022* TWh Prozent TWh Prozent TWh Prozent Bruttostromverbrauch insgesamt 555,8 100 570,7 100 555,8 100 Davon aus: Wind Onshore 104,8 18,9 90,3 15,8 102,7 18,5 Wind Offshore 27,3 4,9 24,4 4,3 25,4 4,6 Photovoltaik 49,5 8,9 49,3 8,6 60,7 10,9 Summe: 181,6 32,7 164,0 28,7 188,8 34,0 Quelle: AGEB; Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat); eigene Berechnungen nach Daten der AGEB (*): vorläufig. 10. Wie hat sich die Anzahl der Netzeingriffe in den Markteinsatz von Erzeugungsanlagen zur Herstellung eines sicheren Netzzustands im Jahr 2022 im Vergleich zu den Jahren 2020 und 2021 entwickelt? Die Bundesnetzagentur (BNetzA) monitort die Netzeingriffe in den Markteinsatz von Erzeugungsanlagen (sogenanntes Redispatch mit Marktkraftwerken) und veröffentlicht diese in ihren quartalsweisen Berichten zum Netzengpassmanagement unter www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundG as/Versorgungssicherheit/Netzengpassmanagement/start.html. Nach Auswertung der BNetzA wurden in den Jahren 2020 Netzeingriffe in den Markteinsatz (Redispatch mit Marktkraftwerken) im Umfang von rund 16,6 Terawattstunden und 2021 von rund 20,4 Terawattstunden durchgeführt. Für 2022 liegen der BNetzA noch keine vollständigen Zahlen vor. Der Umfang des Redispatch mit Marktkraftwerken in den ersten beiden Quartalen des Jahres 2022 betrug rund 13,1 Terawattstunden. 11. Welchen Beitrag leistet der Zubau von Übertragungsnetzen zur Sicherung der Versorgungssicherheit im Jahr 2022, und welcher Beitrag zur Versorgungssicherheit wird für das Jahr 2023 erwartet? Die Übertragungsnetze stellen den überregionalen Ausgleich von Stromerzeugung und Stromverbrauch sicher. Damit Strom aus erneuerbaren Anlagen volkswirtschaftlich optimal genutzt werden kann, um Stromerzeugung in fossilen Kraftwerken und die dafür notwendigen Brennstoffimporte zu vermeiden, ist es erforderlich, dass dieser bis in die Verbrauchszentren transportiert wird. Übertragungsnetze sind somit eine Voraussetzung dafür, dass Deutschland unabhängig von fossilen Brennstoffimporten werden kann. Darüber hinaus sind Übertragungsnetze unverzichtbar für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb. Bei Engpässen müssen die Übertragungsnetzbetreiber den Kraftwerkseinsatz, der sich aus dem Strommarktergebnis ergibt, an die Transportfähigkeit des Übertragungsnetzes anpassen (sogenanntes Redispatch). Je mehr Transportkapazitäten zur Verfügung stehen, desto mehr Erneuerbare-Energien-Strom kann transportiert werden und desto weniger Redispatch ist notwendig. Für eine quantitative Abschätzung, wie sich die Fertigstellung einzelner Bauabschnitte von Übertragungsleitungen in den Jahren 2022 und 2023 auf das Redispatchvolumen auswirkt, wären aufwendige Netzsimulationen notwendig, welche der Bundesregierung nicht vorliegen. 12. Wie viele Kilometer Übertragungsnetze wurden im Jahr 2022 fertiggestellt? Im Jahr 2022 sind 523 Kilometer der Übertragungsnetzausbauvorhaben vollständig in Betrieb gegangen (Basis drittes Quartal 2022, Abfrage mit Prognose für die Zahlen des vierten Quartals 2022). Weitere 479 Kilometer haben das Planfeststellungsverfahren abgeschlossen und beginnen nun mit dem Bau. Entsprechend der Netzentwicklungsplanung haben die Netzausbau-Vorhaben Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) Nummer 2, EnLAG Nummer 11, Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) Nummer 43 und BBPlG-Nummer 45 dieses Jahr den Betrieb aufgenommen. 13. Wie ist der Umsetzungsstand der insbesondere für Übertragungsnetze im Koalitionsvertrag beschlossenen Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren durch Einführung einer Legalplanung? Um die für den Ausbau der Stromnetze notwendigen Planungs- und Genehmigungsverfahren zu beschleunigen, sind im Jahr 2022 im Rahmen des Osterpakets und des EnSiG 3.0 zahlreiche Maßnahmen auf den Weg gebracht worden. Diese erfordern keinen Rückgriff auf das Instrument der Legalplanung. 14. Wie war die Beheizungsstruktur des Wohnungsbestandes in Deutschland in den Jahren 2020, 2021 und 2022 (bitte die Anteile der genutzten Energieträger bezogen auf Wohnungsbestand sowie Wärmeverbrauch für Heizung aufschlüsseln)? Die Deutsche Energie-Agentur (dena) veröffentlicht im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) einen jährlichen Gebäudereport, der viele Informationen zur Energienutzung in Gebäuden sammelt und übersichtlich darstellt. Die Beheizungsstruktur im Wohnungsbestand ist im Gebäudereport 2023 in Abbildung 32 dargestellt. Das BMWK verwendet in Monitoringberichten entsprechende Daten des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW). Danach hat sich die Beheizungsstruktur des Wohnungsbestands in Deutschland in den Jahren 2020 und 2021 wie folgt entwickelt (Daten für 2022 liegen derzeit noch nicht vor). Anteil der genutzten Energieträger an Wärmeerzeugern im Wohnungsbestand (in Prozent) 2020 2021 Gas (einschließlich Biomethan und Flüssiggas) 49,5 49,5 Heizöl 25,0 24,8 Fernwärme 14,1 14,1 Strom 2,6 2,6 Elektro-Wärmepumpen 2,6 2,8 Sonstige 6,2 6,2 Quelle: Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) Dabei ist zu beachten, dass die Anteile der Wärmeerzeuger, die eine bestimmte Energiequelle oder einen Energieträger nutzen, nicht den Anteilen entsprechen, die diese Energieträger zur Wärmeversorgung leisten. Die Anteile, mit denen bestimmte Energieträger für die Erzeugung von Raumwärme eingesetzt wurden, ergeben sich für die Jahre 2020 und 2021 wie folgt (nach Endenergieverbrauch; Daten für 2022 liegen aktuell noch nicht vor). Anteil der genutzten Energieträger am Endenergieverbrauch zur Erzeugung von Raumwärme (in Prozent) 2020 2021 Gas 45,7 50,6 Öl 25,1 17,6 Strom 2,4 2,4 Fernwärme 8,4 9,5 Kohle 0,9 0,9 Erneuerbare 17,5 19,0 Quelle: Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB). 15. Wie war die Beheizungsstruktur im Wohnungsneubau in Deutschland in den Jahren 2020, 2021 und 2022 (bitte die Anteile der genutzten Energieträger bzw. Heizungssysteme angeben)? Die Beheizungsstruktur im Wohnungsneubau ist im dena Gebäudereport 2023 in Abbildung 41 veröffentlicht. Im Jahr 2021 wurden 102 871 Wohngebäude fertiggestellt; im Vergleich zu 2020 wurden insbesondere weniger Gasheizungen und mehr Wärmepumpen eingesetzt. Jahr / in Prozent Wärmepumpe Gas Fernwärme Biomasse und Sonstiges Strom Öl Solarenergie 2020 45,8 39,0 8,0 4,5 1,4 0,7 0,6 2021 50,6 34,3 8,0 4,3 1,6 0,6 0,6 Dabei ist wie in der Antwort zu Frage 14 zu beachten, dass die Anteile der Wärmeerzeuger, die eine bestimmte Energiequelle oder einen Energieträger nutzen, nicht den Anteilen entspricht, die diese Energieträger zur Wärmeversorgung leisten. Für 2022 liegen entsprechende Daten noch nicht vor. 16. Wie viele Elektrowärmepumpen wurden nach Kenntnis der Bundesregierung in Deutschland im Jahr 2022 eingebaut? Laut der gemeinsamen Absatzstatistik des Bundesverband Wärmepumpe (BWP) und des Bundeverbands der Deutschen Heizungsindustrie (BDH) betrug der Absatz von Heizungswärmepumpen 236 000 Geräte im Jahr 2022. Dabei dürfte es sich fast ausschließlich um elektrisch betriebene Wärmepumpen handeln. 17. Wie viele Gigawatt an installierter Leistung an Braunkohle-, Steinkohle-, Mineralöl-, Gas-, Biogas- und Wasserkraftwerken stehen in Deutschland aktuell zur Verfügung (bitte jeweils nach Energieträgern zusammengefasst aufführen)? Gemäß den Angaben auf www.smard.de sind die derzeit (mit Stand vom 1. Januar 2023) installierten Erzeugungskapazitäten in Deutschland wie folgt. Installierte Leistung Braunkohle 17,7 Gigawatt Steinkohle 18,1 Gigawatt Installierte Leistung Erdgas 33,1 Gigawatt Sonstige Konventionelle 7,7 Gigawatt Die nachfolgende Tabelle enthält die installierte Leistung zur Stromerzeugung aus Biogas- und Wasserkraftwerken (inklusive Pumpspeicherkraftwerken mit natürlichem Zufluss) nach Angaben der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien- Statistik (AGEE-Stat). Installierte Leistung in 2022 Biogas 6,5 Gigawatt Wasserkraft 5,5 Gigawatt 18. Wie viele Gigawatt an installierter Leistung an Windenergie- und Photovoltaikanlagen stehen in Deutschland aktuell zur Verfügung (bitte jeweils für Wind Onshore, Wind Offshore und Photovoltaik zusammengefasst aufführen)? Die nachfolgende Tabelle enthält die installierte Leistung zur Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie für das Jahr 2022. Installierte Leistung in Gigawatt Windenergie an Land Windenergie auf See Photovoltaik 2022 58,2 8,1 66,5 Quelle: Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur, mit Stand vom 20. Januar 2023. 19. Wie waren die Importstrukturen für Erdgas, Steinkohle, Rohöl sowie Mineralölprodukte zu Beginn des Jahres 2023 (bitte jeweils nach Energieträgern die wichtigsten Bezugsländer und ihre Anteile angeben)? Die wertmäßigen Einfuhrergebnisse Deutschlands für Waren der Warengruppen Erdöl/Erdgas, Mineralölerzeugnisse und Steinkohle, aufgeteilt nach den drei wichtigsten Ursprungsländern, stellten sich für den Monat Dezember 2022 (letzte vorliegende Daten) vorläufig wie folgt dar. In Tausend Euro Steinkohle Vereinigte Staaten 215 703 (24,5 Prozent) Kolumbien 190 782 (21,7 Prozent) Südafrika 148 311 (16,9 Prozent) Gesamt 878 743 (100 Prozent) In Tausend Euro Erdöl/Erdgas Norwegen 5 549 336 (53,6 Prozent) Vereinigte Staaten 701 957 (6,8 Prozent) Niederlande 629 088 (6,1 Prozent) Gesamt 10 346 286 (100 Prozent) In Tausend Euro Mineralölerzeugnisse Niederlande 1 106 939 (45,3 Prozent) Russland 552 802 (22,6 Prozent) Belgien 356 962 (14,6 Prozent) Gesamt 2 445 501 (100 Prozent) Quelle: Statistisches Bundesamt, vorläufige Daten. Die direkten physischen Gasflüsse nach Deutschland über Grenzübergangspunkte in Milliarden Kilowattstunden, einschließlich sämtlicher Transitmengen, stellten sich seit Jahresbeginn 2023 wie folgt dar. Januar 2023 1. bis 12. Februar 2023 1. Januar bis 12. Februar 2023 Belgien 21,4 8,4 29,8 (22,4 Prozent) Niederlande 29,4 10,9 40,3 (30,3 Prozent) Norwegen 39,0 15,8 54,8 (41,2 Prozent) Frankreich 1,7 1,0 2,7 (2,0 Prozent) LNG-Importe via FSRUs (Angola, Ägypten, Spanien, Vereinigte Arabische Emirate, Vereinigte Staaten von Amerika) 3,6 1,7 5,3 (4,0 Prozent) Summe 95,1 37,8 132,9 20. Wie hoch sind die aktuellen Importkapazitäten für Flüssigerdgas (LNG) in Deutschland? Anfang 2023 ist die durch den Bund gestellte Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) am Standort Wilhelmshaven mit einer Kapazität von circa fünf Milliarden Kubikmeter Flüssigerdgas (LNG) pro Jahr in Betrieb gegangen. Ebenso hat ein privates FSRU-Projekt in Lubmin – ebenfalls mit einer Regasifizierungskapazität von circa fünf Milliarden Kubikmeter pro Jahr – den Betrieb aufgenommen. Für die in Brunsbüttel durch den Bund stationierte FSRU laufen die Inbetriebnahmeaktivitäten derzeit noch und werden in Kürze abgeschlossen; die Kapazität am Standort Brunsbüttel wird leitungsbedingt zunächst circa 3,5 Milliarden Kubikmeter pro Jahr betragen. Die Importkapazität in Deutschland liegt somit aktuell bei circa zehn Milliarden Kubikmeter pro Jahr und wird in Kürze auf 13,5 Milliarden Kubikmeter pro Jahr ansteigen. 21. Welchen Kenntnisstand hat die Bundesregierung darüber, ob, auf welchem Weg, und in welchem Umfang russisches LNG an deutschen FSRUs (Floating Storage and Regasification Unit) anlandet? Zum Zeitpunkt der Beantwortung dieser Frage wurde kein LNG aus Russland an deutschen FSRUs angelandet und importiert. Die Bundesregierung geht weiterhin davon aus, dass kein Russisches LNG an den vom Bund gecharterten FSRUs angelandet werden wird. Die Bundesregierung unterstützt nicht die Beschaffung von russischem LNG. 22. Mit welchem Bedarf an Strom, Erdgas, Steinkohle und Mineralöl rechnet die Bundesregierung in den Jahren 2023 und 2024? In den Jahren 2023 und 2024 ist grundsätzlich mit einer ähnlichen Größenordnung zu rechnen wie 2022 (siehe die Antwort zu Frage 1). Das genaue Niveau hängt von diversen Einflussfaktoren ab, wie z. B. dem Wetter, der wirtschaftlichen Entwicklung sowie von Entwicklungen im europäischen Strommarkt und kann entsprechenden Schwankungen unterliegen. Perspektivisch wird der Anteil der fossilen Energieträger Erdgas, Steinkohle und von Mineralölen sinken, während der Stromverbrauch steigen wird. 23. Mit welchen Stromexportmengen nach Frankreich rechnet die Bundesregierung in den Jahren 2023 und 2024? Der zukünftige Stromhandel im europäischen Binnenmarkt für Elektrizität ist von vielen Entwicklungen abhängig, die unsicher oder unbekannt sind, wie z. B. die Entwicklung der Brennstoff- und CO2-Preise, des Stromverbrauchs und der Einspeisung aus erneuerbaren Energien. Eine exakte Prognose der Stromexporte nach Frankreich wäre auf dieser Grundlage mit großen Unsicherheiten behaftet. Sofern die Verfügbarkeit der französischen Kernkraftwerke im aktuellen und kommenden Jahr gegenüber der historisch niedrigen Verfügbarkeit im Jahr 2022 wieder ansteigt, ist es denkbar, dass sich die Stromexporte nach Frankreich im Vergleich zu 2022 wieder reduzieren. 24. Wie groß schätzt die Bundesregierung den Bedarf an Stromerzeugungskapazität von Kraftwerken, die nicht auf Wind oder Sonne angewiesen sind, für die Jahre 2023 und 2024, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten (bitte nach Kraftwerksart aufschlüsseln)? In den Jahren 2019 bis 2022 betrug die maximale Residuallast in Deutschland 71 bis 75 Gigawatt (Quelle: www.smard.de). Sie entspricht der Netzlast abzüglich der dargebotsabhängigen Einspeisung aus Windenergie und Photovoltaik. Demgegenüber stehen am Strommarkt in Deutschland ohne Windenergie und Photovoltaik und abzüglich der Kapazität der Kernkraftwerke, die spätestens zum 15. April 2023 stillgelegt werden Stromerzeugungsanlagen mit einer installierten Kapazität von rund 99 Gigawatt zur Verfügung (Quelle: www.bunde snetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Er zeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/start.html). Zusammen mit den Stromimporten aus dem europäischen Ausland, die ebenfalls einen wesentlichen Beitrag zur Deckung der Residuallast in Deutschland liefern, und den Reservekraftwerken außerhalb des Strommarktes, besteht ein ausreichender Kapazitätspuffer, um die Versorgungssicherheit in 2023 und 2024 zu gewährleisten. Dies gilt auch für den mittel- bis langfristigen Zeithorizont, wie der Monitoringbericht zum Stand und zur Entwicklung der Versorgungssicherheit mit Elektrizität zeigt, den die Bundesnetzagentur erstellt hat und der am 1. Februar 2023 von der Bundesregierung beschlossen und veröffentlicht wurde. 25. Wann soll ein Stresstest der Versorgungssicherheit im Stromsystem für den Winter 2023/2024 durch die Übertragungsnetzbetreiber durchgeführt werden, um die o. g. Annahmen zu überprüfen? Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) berechnen jährlich die Systemanalyse nach § 3 Absatz 2 der Netzreserveverordnung. In 2022 wurden die beiden Sonderanalysen (Stresstests) mit aktualisierten Annahmen der Systemanalyse 2022 berechnet. Eine separate Sonderanalyse für 2023/2024 ist nicht notwendig, da die aktuell in Bearbeitung befindliche Systemanalyse 2023 bereits sämtliche absehbare Risiken mit konservativen Annahmen abdeckt. Die Bundesregierung hat mit den ÜNB vereinbart, dass die Ergebnisse der Systemanalyse 2023 für den Winter 2023/2024 Anfang April 2023 vorgelegt werden können. 26. Mit wie viel Gigawatt an installierter Leistung an Braunkohle-, Steinkohle-, Mineralöl-, Gas-, Biogas- und Wasserkraftwerken rechnet die Bundesregierung Ende 2023 und Ende 2024 (bitte nach Jahren und jeweils nach Erzeugungsart zusammengefasst aufführen)? 27. Wie viele Gigawatt an installierter Leistung an Windenergie- und Photovoltaikanlagen werden nach Prognosen der Bundesregierung in den Jahren 2023 und 2024 ans Netz gehen (bitte nach Jahren und jeweils für Wind Onshore, Wind Offshore und Photovoltaik zusammengefasst aufführen)? 28. Mit wie viel Gigawatt an installierter Leistung an Windenergie- und Photovoltaikanlagen in Deutschland insgesamt rechnet die Bundesregierung Ende 2023 und Ende 2024 (bitte nach Jahren und jeweils für Wind Onshore, Wind Offshore und Photovoltaik zusammengefasst aufführen)? 29. Mit welchem Anteil der Windenergie und Photovoltaik am Stromverbrauch in Deutschland rechnet die Bundesregierung in den Jahren 2023 und 2024, wenn sie von einer gesicherten Stromversorgung ausgeht? Die Fragen 26 bis 29 werden aufgrund des Sachzusammenhanges gemeinsam beantwortet. Die zukünftige installierte Leistung ergibt sich aus dem heutigen Stand (siehe die Antwort zu Frage 17) und dem jeweiligen Zu- und Rückbau von Anlagen. Für den Bereich dargebotsunabhängiger Kraftwerke liegen der Bundesnetzagentur Daten zum Zu- und Rückbau von einzelnen Kraftwerken vor. Die Daten sind öffentlich verfügbar unter folgender Internetadresse: www.bundesnetza gentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/Erzeugu ngskapazitaeten/Kraftwerksliste/start.html. Diese Zahlen sind allerdings ausschnitthaft, da nicht alle zukünftigen Vorhaben heute bereits der Bundesnetzagentur vorliegen. Ferner sind die Daten mit Unsicherheiten behaftet. Für das Jahr 2024 sind im Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) Zwischenziele für die installierte Leistung von Windenergieanlagen an Land bzw. für Photovoltaikanlagen zur Erreichung eines Anteils von 80 Prozent der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch des Jahres 2030 festgelegt. Ende das Jahres 2024 soll in Deutschland insgesamt eine Leistung von 69 Gigawatt an Windenergieanlagen an Land und 88 Gigawatt an Photovoltaikanlagen installiert sein. Für Windenergie auf See enthält das Wind-auf- See-Gesetz für das Jahr 2030 das Ziel einer installierten Leistung von mindestens 30 Gigawatt. Angesichts der Vielzahl an gesetzlichen Maßnahmen zur Beschleunigung des Erneuerbare-Energien-Ausbaus, die der Deutsche Bundestag in 2022 beschlossen hat und der noch anstehenden parlamentarischen Beratungen zu weiteren gesetzlichen Maßnahmen, geht die Bundesregierung davon aus, dass diese kurz- bis mittelfristig im Markt wirken und zu einer Erhöhung des Zubaus führen werden. 30. Plant die Bundesregierung, die Maßnahmen aus dem sog. Osterpaket zum Ausbau erneuerbarer Energien zu evaluieren, wenn ja, wann, und wenn nein, warum nicht? Nach § 98 Absatz 3 EEG berichtet die Bundesregierung jährlich bis zum 31. Dezember, ob die erneuerbaren Energien in der erforderlichen Geschwindigkeit ausgebaut werden, um das im EEG definierte Ziel eines Anteils von 80 Prozent erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch im Jahr 2030 zu erreichen. Als Maßstab dient hierfür der in § 4a EEG definierte Strommengenpfad. Zudem evaluiert die Bunderegierung nach § 99 EEG das Erneuerbare- Energien-Gesetz und das Wind-auf-See-Gesetz alle vier Jahre im Rahmen eines umfassenden Erfahrungsberichts. Der erste Erfahrungsbericht nach dem EEG 2023 ist bis zum 31. Dezember 2023 vorzulegen. 31. Durch Importe aus welchen Ländern werden die russischen Importanteile bei Mineralölprodukten ab dem 5. Februar 2023 ersetzt? Die Beschaffung der notwendigen Mengen an Mineralölprodukten erfolgt durch die Mineralölwirtschaft. Laut der Internationalen Energieagentur (IEA) sind die Importe von Diesel in die Europäische Union (EU) aus Russland bereits im Januar 2023 deutlich gesunken, während Importe aus anderen Ländern deutlich gestiegen sind – etwa aus den USA, Indien, China, den Vereinigten Arabischen Emiraten und Saudi-Arabien. Es ist davon auszugehen, dass die Importe aus den genannten Ländern ab dem 5. Februar 2023 weiter steigen werden und gegebenenfalls Importe aus weiteren Ländern hinzukommen. 32. Mit welchen Importkapazitäten für Flüssigerdgas (LNG) in Deutschland rechnet die Bundesregierung Ende 2023 und Ende 2024? Welche Lieferverträge wurden abgeschlossen, und welchen Beitrag leisten die LNG-Vertragsabschlüsse konkret zur Energiesicherheit in Deutschland? Zur Entwicklung der Importkapazitäten wird auf die Antwort zu Frage 20 verwiesen. Bis Ende 2024 soll die Importkapazität nach Fertigstellung weiterer Standorte auf 37 Milliarden Kubikmeter pro Jahr ansteigen. Die Bundesregierung schließt keine LNG-Lieferverträge ab. Die Gasbeschaffung ist privatwirtschaftlich geregelt. Seit der Einstellung der Gaslieferungen über die Gas- Pipeline Nord Stream 1 durch Russland leisten LNG-Importe und die damit verbundenen privatwirtschaftlichen LNG-Vertragsabschlüsse einen zentralen Beitrag zur Erhaltung der Gasversorgungssicherheit in Deutschland und tragen zur Diversifizierung der Gasimportländer bei. 33. Mit welchen Ländern hat Deutschland bzw. haben deutsche Unternehmen Lieferverträge oder Absichtserklärungen für Lieferungen von Wasserstoff bzw. Wasserstoffderivaten nach Deutschland? Die Bundesregierung schließt keine direkten Lieferverträge für Wasserstoff bzw. Wasserstoff-Derivate ab. Zur politischen Anbahnung und Flankierung etwaiger Lieferungen bestehen gemeinsame Absichtserklärungen zwischen der Bundesregierung und Australien, Ägypten, Chile, Kanada, Namibia, Norwegen, Saudi-Arabien, der Türkei und den Vereinigten Arabischen Emiraten. Oftmals handelt es sich hierbei um eine Konkretisierung der bilateralen Zusammenarbeit im Bereich Wasserstoff im Rahmen der bereits zuvor bestehenden bilateralen Energiepartnerschaften der Bundesregierung (z. B. mit Australien, Chile, Kanada, Türkei). 34. Ab wann rechnet die Bundesregierung mit den ersten Lieferungen von Wasserstoff bzw. Wasserstoffderivaten nach Deutschland, aus welchen Herkunftsländern, in welcher Menge und über welchen Transportweg? Eine erste Testlieferung von Wasserstoff-Derivaten (in Form von „blauem“ Ammoniak) nach Deutschland erfolgte im Oktober 2022 per Schiff aus den Vereinigten Arabischen Emiraten. Im Rahmen des ersten Auktionsverfahrens von „H2 Global“ werden erste Lieferungen von Wasserstoff-Derivaten ab 2024 erwartet. Der Umfang dieser Lieferungen wird sich aus dem derzeit laufenden wettbewerblichen Vergabeverfahren ergeben. Mit konkreten Ergebnissen dieses Verfahrens ist im Laufe des zweiten Halbjahres 2023 zu rechnen. 35. Wie weit sind die Pläne der Bundesregierung gediehen, eine staatliche Wasserstoffnetzgesellschaft zu etablieren? Die Bundesregierung prüft verschiedene Optionen, um den schnellen und kosteneffizienten Aufbau der notwendigen Wasserstoff-Infrastruktur im Sinne der nationalen Wasserstoffstrategie zu gewährleisten. Diese Prüfungsprozesse sind noch nicht abgeschlossen. 36. Wann legt die Bundesregierung ihre Pläne zum Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur vor, die den Import der o. g. Lieferungen von Wasserstoff bzw. Wasserstoffderivaten sowie deren Weitertransport an die Verbraucher gewährleistet? Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz wird noch in diesem Jahr ein Konzept zum weiteren Aufbau des deutschen Wasserstoffnetzes vorlegen. Gemäß § 112b EnwG gilt hierfür die Frist 31. Dezember 2023. Ein validierter Zwischenbericht ist bis zum 30. Juni 2023 vorzulegen. 37. Mit welchen Ländern werden aktuell Gespräche über die Lieferungen von Wasserstoff bzw. Wasserstoffderivaten geführt, und wie ist der Stand dieser Gespräche? Es wird auf die Antwort zu Frage 33 verwiesen. 38. Wie soll der Ausbau wasserstofffähiger Gaskraftwerke in den Jahren 2023 bis 2024 anlaufen? Der Zubau wasserstofffähiger Gaskraftwerke wird bereits über das Kraft- Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) und das EEG angereizt. Demzufolge müssen alle neuen Kraftwerke ab 10 Megawatt, die ab dem 1. Juli 2023 eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) erhalten, spätestens bei ihrer Zulassung nachweisen, dass sie zu einem späteren Zeitpunkt auf den Betrieb mit 100 Prozent Wasserstoff umrüstbar sind. Darüber hinaus entwickelt das Bundeswirtschaftsministerium momentan weitere Förderansätze für einen möglichst schnellen Markthochlauf von Wasserstoffkraftwerken. 39. Wann erlässt die Bundesregierung die 37. Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchV) zur rechtssicheren Definition von sogenanntem grünem Wasserstoff? Basierend auf den Regelungen in den am 13. Februar 2023 durch die EU- Kommission vorgelegten delegierten Rechtsakten zur Festlegung von Kriterien zur Produktion von erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs (RFNBOs) auf Basis von grünem Wasserstoff sowie einer Methode zur Bestimmung der Treibhausgaseinsparung durch RFNBOs wird die Bundesregierung schnellstmöglich eine Änderung der 37. Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchV) verabschieden, um Rechtssicherheit zu schaffen. 40. Wie bewertet die Bundesregierung die Bedeutung der Raffinerien in Schwedt und Leuna für die Versorgungssicherheit speziell in Ostdeutschland? Die Raffinerien in Schwedt und Leuna sind wichtig für die Versorgung Ostdeutschlands mit Mineralölprodukten. Das Großtanklager Seefeld zur Versorgung des Großraums Berlin wird von Schwedt per Produktpipeline mit Diesel, Benzin und Heizöl versorgt. Die Belieferung des Tanklagers Seefeld kann auch bei einem Teillastbetrieb der Raffinerie Schwedt sichergestellt werden. Leuna ist insbesondere wichtig für das mitteldeutsche Chemiedreieck. Produkte der Raffinerien werden auch in andere Bundesländer und das EU-Ausland geliefert. Trotz des Teillastbetriebs gibt es derzeit keine Hinweise auf Versorgungsengpässe oder Preisausschläge. 41. Welche Kenntnis verfügt die Bundesregierung darüber, ob und in welchem Umfang Polen weiterhin russisches Erdöl bezieht? Nach Kenntnis der Bundesregierung ist einer von zwei Verträgen zur Belieferung polnischer Unternehmen mit Rohöl russischer Herkunft im Januar 2023 ausgelaufen. Ob oder wieviel Rohöl russischer Herkunft dort importiert wird, ist Entscheidung der polnischen Seite. 42. Setzt Polen nach Kenntnis der Bundesregierung das Embargo auf russisches Öl um, und wenn ja, wie? Deutschland und Polen haben in einer gemeinsamen Erklärung bekräftigt, beide Länder möglichst schnell unabhängig von russischen Öllieferungen zu machen (www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/2022/12/20221201-polen-u nd-deutschland-unterzeichnen-gemeinsame-erklarung-zur-gegenseitigen-unters tutzung.html). Die Mineralölunternehmen in Deutschland kaufen seit Jahresbeginn kein russisches Rohöl mehr. 43. Wie funktioniert die technische und kaufmännische Abstellung der Druschba-Leitung? Eine Wiederinbetriebnahme nach einer Unterbrechung von Lieferungen über die Pipeline ist rein technisch ohne Verzug möglich. Zum rein kaufmännischen Betrieb der privaten Unternehmen hat die Bundesregierung keine Kenntnisse. 44. Wann genau ist mit einer größeren Auslastung der PCK Schwedt zu rechnen, d. h. mit zusätzlichen Öllieferungen, in Anbetracht der Tatsache, dass gegenwärtig nur ein Strang in Betrieb ist und die Auslastung bei rund 50 Prozent liegt? Die Bundesregierung flankiert die Vertragsverhandlungen der Mineralölwirtschaft in Deutschland mit der polnischen und der kasachischen Seite über eine Belieferung der Raffinerien in Schwedt (zusätzlich zur Lieferroute über den Hafen Rostock) und Leuna (zusätzlich zu den bereits vereinbarten Liefermengen) mit Rohöl. Es entspricht nicht den Kenntnissen der Bundesregierung, dass die PCK Raffinerie mit lediglich 50 Prozent Kapazität im Januar 2023 gefahren sein soll. 45. Wie viel Öl ist wann genau mittlerweile aus Polen und Kasachstan nach Deutschland gelangt? Soweit sich die Frage auf Rohöllieferungen im Jahr 2023 aus diesen Ländern nach Deutschland bezieht, liegen für diesen Zeitraum die amtlichen Mineralöldaten des Bundesamtes für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle noch nicht vor. 46. Welche Lieferungen im weiteren Jahresverlauf 2023 erwartet die Bundesregierung aus Polen und Kasachstan? Ziel der politischen Flankierung der Vertragsverhandlungen der Mineralölwirtschaft mit der polnischen und kasachischen Seite ist es, mindestens eine dauerhaft stabile Auslastung der Raffinerien in Schwedt und Leuna mit Rohöl zu unterstützen. Im Übrigen wird auf die Antwort zu Frage 44 verwiesen. 47. Wie ausgelastet waren die Raffinerien in Leuna und Schwedt im Januar 2023 tatsächlich, nachdem der Parlamentarische Staatssekretär Michael Kellner noch im Dezember 2022 im Deutschen Bundestag verkündet hat, dass eine Auslastung von 70 Prozent für die PCK Schwedt im Januar 2023 gewährleistet werden kann? Nach Aussagen der PCK-Geschäftsführung lag die Auslastung der PCK Raffinerie im Januar bei rund 60 Prozent durch die volle Auslastung der Pipeline Rostock-Schwedt. Dazu stand das Öl eines Cargos, das für die PCK im Hafen Danzig im Januar gelöscht wurde, zur Verfügung. Die konkrete Rohölverarbeitung der Raffinerie deckt sich aus mehreren Gründen, z. B. aufgrund der derzeit geringen Inlandsnachfrage bzw. hohen Tanklagerbeständen, nicht notwendigerweise 1:1 mit der zur Verfügung stehenden Rohölmenge. Zur Auslastung von Leuna liegen der Bundesregierung keine Erkenntnisse vor. Es handelt sich um Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse der privaten Unternehmen. 48. Wenn aktuelle Medienberichte stimmen, wonach die Auslastung auch zu Ende Januar 2023 deutlich unter den angekündigten 70 Prozent lag, wie lässt sich die mögliche Differenz zur Aussage des Parlamentarische Staatssekretärs Michael Kellner bezüglich der Auslastung der PCK Schwedt erklären, und wer trägt hierfür die Verantwortung? Auf die Antwort zu Frage 47 wird verwiesen. 49. Welche Erkenntnisse lagen im Dezember 2022 vor, worauf sich die Aussage des Parlamentarischen Staatssekretärs Michael Kellner zu seinen Aussagen von 70 Prozent gestützt hatte? Der Bundesregierung lagen im Dezember 2022 Erkenntnisse für folgende Möglichkeiten der Auslastung PCK Raffinerie vor. 1. Anlieferung des Ölhafens Rostock bei Vollauslastung der Pipeline vom Hafen Rostock zur PCK Raffinerie in Schwedt, unter Einsatz von Fließverbesserern. 2. Im Januar avisierte Einlieferungen von Rohöl eines PCK Eigentümers über den Hafen Danzig. 3. Verhandlungen der PCK-Eigentümer mit kasachischen Öllieferanten, die zu einem Vertrag führten. Im Übrigen wird auf die Antwort zu Frage 47 verwiesen. 50. Wann hat wer mit wem auf polnischer bzw. kasachischer Seite Verhandlungen über Öllieferungen geführt, und welche schriftlichen Vereinbarungen sind aus diesen Verhandlungen hervorgegangen? Verträge über die Belieferung von Rohölsorten und Rohölmengen verhandeln und schließen z. B. bei der PCK Raffinerie oder der Total Raffinerie Mitteldeutschland ihre Gesellschafter eigenständig ab. Diese vermarkten im Anschluss die Produkte in ihren jeweiligen Vertriebsstrukturen eigenständig. Laut Unternehmensangaben verhandeln die Gesellschafter der Raffinerien Schwedt und Leuna derzeit über kurz- und langfristige Vertragsgestaltungen in Bezug auf die Belieferung über den Hafen Rostock, den polnischen Hafen Danzig bzw. dem Pipelinesystem der PERN sowie auch über den Bezug von kasachischem Rohöl. Die Bundesregierung flankiert diese Bemühungen durch kontinuierliche Gespräche mit der Regierung Polens und Kasachstans politisch, um die Mineralölwirtschaft dabei zu unterstützen, so schnell wie möglich und vertretbar alternative Bezugsquellen für Rohöl zu sichern. Zu einzelnen Lieferverträgen können von Seiten der Bundesregierung keine Angaben gemacht werden – sie sind Sache der Unternehmen. Seit Inkrafttreten des 6. Sanktionspaketes wurden auf politischer Ebene mit der polnischen bzw. kasachischen Seite Gespräche zu Lieferungen von Rohöl an folgenden Terminen geführt: 10. Juni 2022: Gespräch Parlamentarischer Staatssekretär Michael Kellner mit polnischem Staatssekretär Adam Guibourgé-Czetwertynski, 27. Juni 2022: Gespräch Bundesminister Dr. Robert Habeck mit polnischer Ministerin Anna Moskwa, 4. Juli 2022: Gespräch Staatssekretär Dr. Patrick Graichen mit dem Stellvertretenden Botschafter der Republik Polen, 16. August 2022: Gespräch Parlamentarischer Staatssekretär Michael Kellner mit polnischem Staatssekretär Adam Guibourgé-Czetwertynski, 19. September 2022: Gespräch Parlamentarischer Staatssekretär Michael Kellner mit polnischem Staatssekretär Adam Guibourgé-Czetwertynski, 26. September 2022: Gespräch Parlamentarischer Staatssekretär Michael Kellner mit polnischen Ölfirmen, 1. Dezember 2022: Unterzeichnung deutsch-polnischer Joint Declaration zu Ölversorgungssicherheit von Bundesminister Dr. Robert Habeck und Ministerin Anna Moskwa, 4. Dezember 2022: Gespräch Parlamentarischer Staatssekretär Michael Kellner mit polnischem Staatssekretär Adam Guibourgé-Czetwertynski, 5. Dezember 2022: Gespräch Parlamentarischer Staatssekretär Michael Kellner mit polnischem Staatssekretär Adam Guibourgé-Czetwertynski und im Anschluss mit polnischem Unternehmen, 8. Dezember 2022: Gespräch Parlamentarischer Staatssekretär Michael Kellner mit polnischen Mineralölunternehmen in der polnischen Botschaft, 23. Dezember 2022: Gespräch Parlamentarischer Staatssekretär Michael Kellner mit polnischem Staatssekretär Adam Guibourgé-Czetwertynski, 26. Januar 2023: Gespräch Parlamentarischer Staatssekretär Michael Kellner mit polnischem Staatssekretär Adam Guibourgé-Czetwertynski, 31. Oktober 2022: Gespräch Bundesministerin Annalena Baerbock mit dem kasachischen Außenminister, 12. Dezember 2022: Gespräch Bundesminister Dr. Robert Habeck mit dem kasachischen Außenminister und Vertretern kasachischer Mineralölunternehmen, 13. Dezember 2022: Gespräch Staatsminister Dr. Tobias Lindner mit dem kasachischen Außenminister, 13. Dezember 2022: Gespräch Parlamentarischer Staatssekretär Michael Kellner mit dem kasachischen Außenminister, 20. Dezember 2022: Gespräch Parlamentarischer Staatssekretär Michael Kellner mit Vertretern kasachischer Mineralölunternehmen, 23. Dezember 2022: Gespräch Parlamentarischer Staatssekretär Michael Kellner mit kasachischem Vizeenergieminister sowie Vertretern kasachischer Mineralölunternehmen, 26. Januar 2023: Gespräch Parlamentarischer Staatssekretär Michael Kellner mit kasachischem Vizeenergieminister sowie Vertretern kasachischer Mineralölunternehmen. 51. Fragt die Treuhand der Rosneft-Anteile aktiv Ölmengen in Kasachstan an? Wie ist der konkrete Verhandlungsstand, wer verhandelt, und seit wann wird mit wem verhandelt? Werden diese Ölmengen aus Kasachstan über die Druschba-Leitung durch Russland nach Deutschland geliefert? Welche Verhandlungen der anderen Gesellschafter der PCK mit Kasachstan sind der Bundesregierung über welche Ölmengen bekannt? Aus Kasachstan kann Rohöl insbesondere über folgende Routen exportiert werden: Uzen – Atyrau – Samara, das Caspian Pipeline Consortium (CPC) sowie die Baku-Tbilisi-Ceyhan (TUR) Pipeline und Baku-Supsa (GEO) Pipeline. Im Übrigen wird auf die Antwort zu Frage 50 verwiesen. 52. Welche Schiffsladungen Öl wurden im Januar 2023 in Rostock gelöscht, und welche weiteren Liefertermine sind darüber hinaus bekannt? Es wurden im Januar 2023 von den Eigentümern der Raffinerie in Schwedt diverse Schiffsladungen nicht-russischen Rohöls in Rostock gelöscht, sodass die Pipeline Rostock-Schwedt entsprechend ihrer Kapazität vollständig ausgelastet werden konnte. Sowohl bei den vergangenen Mengen, als auch den geplanten Lieferterminen handelt es sich Informationen der privaten Unternehmen, sodass von der Bundesregierung dazu keine weiteren Aussagen getroffen werden können. 53. Ab wann rechnet die Bundesregierung mit regelmäßigen Lieferungen von Rohöl über den Hafen in Danzig? Auf die Antwort zu den Fragen 44 und 46 wird verwiesen. 54. Hat die Bundesregierung nähere Kenntnisse dazu, dass Shell seine Anteile an Orlem verkaufen könnte? Wie verhält sich diese Option nach Einschätzung der Bundesregierung zu der Forderung aus Polen, dass die Rosneft-Anteile auf andere Eigentümer übertragen werden müssen? Soweit nach den Anteilen der Shell Deutschland GmbH an der PCK Raffinerie gefragt wird, liegen der Bundesregierung dazu keine Kenntnisse vor. 55. Woher stammt die Angabe, dass die PCK Schwedt bisher mit 85 Prozent Auslastung gegeben war? Auf welches Jahr soll sich die Angabe von 85 Prozent beziehen (siehe auch: https://www.rbb24.de/studiofrankfurt/wirtschaft/2022/12/pck-raffi nerie-schwedt-struktur-umbau-wasserstoff.html)? Die Angabe bezieht sich auf das Referenzjahr 2019 und stammt aus dem durch die PROGNOS AG erstellten Gutachten. 56. Da mittlerweile auch die Bitumen-Herstellung in der PCK Schwedt eingestellt werden musste, welche Folgewirkungen auf welche Branchen der deutschen Wirtschaft hat der niedrige Auslastungsgrad der PCK Schwedt? Die Bauwirtschaft verwendet noch Bitumen, solange kein fossilfreier Ersatzstoff gefunden wurde. Hier sind in den letzten Monaten sinkende Marktpreise zu verzeichnen, so dass keine akute Mangelsituation vorliegt. 57. Welche vorsorglichen Maßnahmen oder alternativen Lösungen zur Vermeidung von Mangelsituationen in verschiedenen Branchen sind von der Bundesregierung aufgrund dieser absehbaren Folgewirkungen eingeleitet? Für die Beschaffung von Vorprodukten und Material sind in der sozial- ökologischen Marktwirtschaft die Unternehmen selbst verantwortlich. Lediglich auf dem Gebiet der Öffentlichen Vergabe hat die Bundesregierung eine Handhabe, und bereits während der Corona-Pandemie haben die zuständigen Stellen schnell mit der Konzeption und Einführung von Preisgleitklauseln reagiert. 58. Was passiert bei Stillstand mit der Pipeline, und muss ein ständiger Durchfluss gewährleistet sein, um Schaden abzuwenden? Die Pipeline Rostock-Schwedt befand sich bislang nie im Dauerbetrieb. Ein Stillstand erzeugt keine physischen Schäden an der Pipeline. 59. Wie sieht die rechtliche Umsetzung der Protokollnotiz konkret aus? Die Mineralölunternehmen in Deutschland kaufen kein Rohöl mehr aus Russland. Damit ist dem Bekenntnis der Bundesregierung, bis zum Ende des Jahres 2022 kein Rohöl russischer Herkunft zu importieren, Genüge getan. Im Übrigen wird auf die Antwort der Bundesregierung auf die Schriftliche Frage 4 des Abgeordneten Philipp Amthor auf Bundestagsdrucksache 20/2445 verwiesen. 60. Wie lässt sich die personelle Fluktuation, viele Kündigungen und weniger Neueinstellungen in der PCK Schwedt vermeiden? Welche Informationen hat die Bundesregierung zur Personalfluktuation, und welche Maßnahmen plant die Bundesregierung? Nach Auskunft der PCK-Geschäftsführung gibt es keine Häufung von Kündigungen. Die Anteilseigner haben die PCK (und ihren Personalbestand) für das Budgetjahr 2023 voll finanziert. Die konkreten Personalmaßnahmen liegen in der Hand der privaten Betreiber und nicht bei der Bundesregierung. 61. Kann die gleichzeitige und ausreichende Versorgung der Raffinerien in Leuna und in Schwedt auch ohne die zweite Pipeline sichergestellt werden? Versteht die Bundesregierung ihre vorwiegend auf eine Ertüchtigung der bestehenden Pipeline zwischen dem Hafen Rostock und der PCK Schwedt begrenzte logistische Unterstützung als eine für die Vorsorge der genannten Mangelsituationen ausreichende Maßnahme? Die Bundesregierung versteht die Frage so, dass mit der zweiten Pipeline die Drushba gemeint ist. Auch ohne die Nutzung der Drushba konnte die gleichzeitige Versorgung der Raffinerien in Leuna und Schwedt im Januar 2023 sichergestellt werden. Mit der Ertüchtigung der Lieferroute über den Hafen Rostock und die Pipeline Rostock-Schwedt und zusätzlichen Rohöl-Lieferungen, insbesondere über den Hafen Danzig, wird eine komfortable Auslastung der beiden Raffinerien ermöglicht. 62. Kann die Bundesregierung eine wettbewerbliche Gleichbehandlung der Raffinerien in Schwedt und in Leuna bei der Versorgung mit Rohöl unter den gegebenen Bedingungen sicherstellen, und welche Maßnahmen ergreift die Bundesregierung dazu? Die Bundesregierung prüft mit der EU-Kommission eine mögliche Zuwendung für die Ertüchtigung der Pipeline Rostock-Schwedt auch unter wettbewerbsrechtlichen Gesichtspunkten. 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]