ERDGASSPEICHERUNG

Untertage-Erdgasspeicherung in

Underground Gas Storage in Germany

Von R. SEDLACEK*

Einleitung, OrganisatorischeVeränderungen im NLfBIm letzten Jahr wurde im Rahmen die-

ses Artikels über die Zuständigkeit des Nie-dersächsischen Landesamtes für Bodenfor-schung (NLfB) als »ErdölgeologischerDienst« sowie über die Zusammenarbeit mitdem Landesbergamt Clausthal-Zellerfeld,den Bergbehörden, Ministerien und Geolo-gischen Landesämtern und anderen Bundes-ländern berichtet. Im Rahmen einer Re-Or-ganisation des NLfB wurden inzwischen diedrei bisherigen Fachabteilungen in zwei Or-ganisationseinheiten zusammengefasst. Dassich mit Exploration, Produktion, Reservenund der hier behandelten Untertage-Erdgas-speicherung (Porenspeicher) befassendeReferat »Kohlenwasserstoffgeologie« (N1.3)gehört nun organisatorisch zur Abteilung 1»Geologie, Rohstoffe, Baugrund« (Abb.1).Die Referatsaufgaben liegen auch künftig inder geowissenschaftlichen Beratung fürBergbehörden und Ministerien, der Organi-sation des Erdölgeologischen Austausch-kreises mit der E&P-Industrie sowie der Ko-ordination des »Verbundes Kohlenwasser-stoffgeologie« (KW-Verbund).Im Bereich des oben genannten KW-Ver-bundes gibt es gegenüber dem Vorjahr alswichtige Veränderung den Beitritt der Bun-desländer Hamburg, Nordrhein-Westfalenund Rheinland-Pfalz (Abb. 2).Das NLfB berät nunmehr die anderen Bun-desländer u. a. bei der Nutzung des tieferenUntergrundes wie der Erdöl-Erdgas-Explo-

ration und -Produktion, der Versenkungbergbaulicher Prozesswässer und der Unter-tage-Erdgasspeicherung.

Datenerfassung für Untertage-Erdgas-speicherung in Deutschland,Fachinformationsysteme

Seit über 10 Jahren veröffentlicht das Nie-dersächsische Landesamt für Bodenfor-schung jährlich die Kenndaten zur Unterta-gespeicherung in Deutschland. Bisherhaben sowohl das Landesbergamt in Claus-thal-Zellerfeld als auch das NLfB speicher-relevante Daten bei den Firmen angefragt

und für unterschied-liche Zielsetzungenausgewertet und ver-öffentlicht. Aus prag-matischen Gründenwurden in diesemJahr die bisher vonden Speicherbetrei-bern an beide Häusergemeldeten Datenzentral vom LBA ab-gefragt, erfasst unddem NLfB zur Ver-

fügung gestellt.Die Speichertabellen stellen eine Kompilie-rung dieser Daten dar.Nutzer und Nachfrager der nachfolgendenInformationen über Gasspeicherung in

Deutschland sind staatliche Stellen, Erdöl-und Erdgasversorger, Ingenieurbüros, Bera-tergesellschaften sowie die Speicherunter-nehmen selbst.Die Daten findet man auch im Erdöl-Erd-gas-Jahresbericht des NLfB. Er ist alsDownload über das Internet abrufbar(www.nlfb.de; weitere Webadressen unterLiteratur).

Grundzüge der Untertage-Erdgas-speicherungUntertage-Erdgasspeicher sind we-

sentliche Elemente einer modernen Erdgas-versorgung. Sie haben in einem Erdgas-Im-portland wie Deutschland, dessen Erdgas-aufkommen zu ca. 80 % durch Einfuhrengedeckt wird, neben einer technischen Auf-gabe auch eine strategische Bedeutung beider Energieversorgung.Das Erdgasaufkommen wird durch die hei-mische Förderung und durch Importe abge-deckt. Die aus den deutschen Gaslagerstät-ten produzierten Gasmengen können aus an-lagen- und lagerstättentechnischen Gründennur in begrenztem Umfang nach oben oderunten geregelt werden. Die Importmengenfür Erdgas sind an Verträge gebundenen.Erdgasspeicher gleichen als Puffer zwi-schen Angebot und Nachfrage den Unter-schied zwischen Sommer- und Winterbe-darf aus und glätten tageszeitliche Ver-

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0179-3187/04/11© 2004 URBAN-VERLAG Hamburg/Wien GmbH

*Dipl.-Ing. Robert Sedlacek, Niedersächsisches Landesamtfür Bodenforschung, Referat N 1.3 »Kohlenwasserstoffgeo-logie«, Hannover (E-mail: Robert.Sedlacek@nlfb.de)

Abb. 1 Organisationsplan des NLfB

Abb. 2 Mitglieder im Verbund Kohlenwasserstoffgeologie

brauchsspitzen, die neben dem Verbrauch inHaushalten und Kleinverbrauchern u. a.auch durch die Lastprofile von Großkundenbeeinflusst werden können. Im Netzgebietvon Hannover kann dabei z. B. der Winter-verbrauch an Erdgas 15mal so hoch sein wieim Sommer.Bei der Art der untertägigen Speicherungunterscheidet man zwischen Poren- und Ka-vernenspeichern, die in der Regel in warmenMonaten (bei reduzierter Gasnachfrage) be-füllt und bei kalter Witterung zur Deckungvon Mehrbedarf entleert werden. Grund-sätzlich werden Porenspeicher zur saisona-len Grundlastabdeckung und Kavernenspei-cher besonders für Spitzenlastabdeckungengenutzt. Speicher, deren Einsatz unter spe-kulativen Aspekten oder zur Bezugsopti-mierung erfolgt, werden auch abweichendvon der »klassischen« Fahrweise betrieben,d. h. auch in Winterperioden kann eine tem-poräre Einspeicherung stattfinden.Das maximal zulässige Gesamtvolumen derSpeicher stellt die Summe von Arbeitsgas-und Kissengasvolumen dar. Das Arbeitsgas-volumen ist das im Jahresverlauf einge-speiste oder entnommene maximale Gasvo-lumen (Umschlagsvolumen). Das Kissen-gas stellt das Energiepolster eines Speichersdar und sichert über einen möglichst langenZeitraum konstant hohe Entnahmeraten. Jegrößer der Anteil des maximalen Arbeits-gasvolumens an dem nationalen Erdgasauf-kommen ist und je schneller es bewegt (ein-und ausgespeichert) werden kann, desto lei-stungsfähiger und flexibler ist die nationaleErdgasversorgung.

Erdgas als Primärenergieträger,Aufkommen und VerbrauchNach Berichten des Deutschen Institu-

tes für Wirtschaftsforschung in Berlin (DIW2004), stagnierte der Primärenergiever-brauch (PEV) in Deutschland im Jahr 2003,wobei die schwache Konjunktur und kalteWitterung zwei gegenläufige Einflussfakto-ren waren. Mit einer Temperaturbereinigungwäre der PEV um 1,0 % niedriger ausgefal-len als im Jahr 2002.Tabelle 1 zeigt den Anteil der Energieträgeram PEV. Erdgas ist auf dem zweiten Platzder Rangfolge und sein Anteil am PEV hatsich, wie in den letzten Jahren, weiter er-höht.Wie ebenfalls vom DIW berichtet, stieg dertatsächliche Erdgasverbrauch gegenüberdem Vorjahr um 3,6 %, auf der Basis einerTemperaturbereinigung um 1,0 %. Das Erd-gasaufkommen in Deutschland (die Summeaus Importen und heimischer Förderung)

betrug im Jahr 2003 etwa 22 Mrd. m3(Vn) aninländischer Produktion1) aus 82 Erdgasla-gerstätten und etwa 93 Mrd. m3(Vn) (DIW2004) Importmenge aus fünf Ländern (Tab.2). Der tatsächliche Gasverbrauch betrugetwa 102 Mrd. m3(Vn). Tabelle 3 zeigt Erd-gasförderung, -importe, -aufkommen und-verbrauch in Deutschland.In Anlehnung an die letzte Studie von PROG-NOS (1999), die für das Bundesministeriumfür Wirtschaft und Arbeit (s. a. Pfingsten2000) erstellt wurde, werden die Schätzun-gen für die zunehmende Nutzung von Erd-gas fortgeschrieben. Sein Anteil am PEVsoll von derzeit 22,5 % auf ca. 25 % im Jahr2010 und weiter auf 27 % im Jahr 2020 an-steigen.

Lage und Kenndaten der Speicherim Jahr 2003(Stichtag: 31. 12. 2003)

Die Abbildung 3 zeigt die Lokationen derdeutschen Untertagespeicher. Ergänzenddargestellt sind die Kavernenspeicher für

flüssige Kohlenwasserstoffe. In der Gruppeder Porenspeicher sind in Deutschland vor-wiegend ehemalige Erdöl- oder Erdgasla-gerstätten und Aquifere in den Sedimentbe-cken von Nord-, Ost- und Süddeutschlandvertreten. Als Speicherhorizonte dienen da-bei bevorzugt poröse Sandsteinformatio-nen.Die Lage der bergmännisch hergestellten(gesolten) Kavernenspeicher ist auf das Vor-kommen von mächtigen Salinaren des Zech-steins in Form von Salzstöcken in Nord-deutschland beschränkt.Tabelle 4 fasst die Kenndaten der deutschenErdgasspeicherung zusammen.Im Jahr 2003 waren 23 Porenspeicher und 20Kavernenspeicher für Erdgas in Betrieb. Beider letzteren Gruppe wurden insgesamt 145Einzelkavernen genutzt. Das mit der gemel-deten Vorjahreszahl vergleichbare »Arbeits-gasvolumen in Betrieb nach Endausbau« hatsich von 18,9 Mrd. m3(Vn) um 0,7 Mrd.m3(Vn) auf 19,6 Mrd. m3(Vn) leicht erhöht.Das derzeit technisch nutzbare (installierte)maximale Arbeitsgasvolumen beträgt 18,6

370 ERDÖL ERDGAS KOHLE 120. Jg. 2004, Heft 11

ERDGASSPEICHERUNG

Energieträger Anteile in %2003 2002

Mineralöl 36,4 37,5

Erdgas 22,5 21,7

Steinkohle 13,7 13,2

Braunkohle 12,6 11,6

Kernenergie 11,4 12,6

Wasser- und Windkraft 1,0 0,9

Sonstige 2,4 2,5

nach DIW (2004)

Tabelle 1 Anteile der Energieträger am Primär-energieverbrauch in Deutschland

1) alle Volumenangaben beziehen sich auf einen oberen Heiz-wert (Brennwert) Ho mit 9,77 kWh/m3(Vn). In der Förderin-dustrie wird dieser Referenzwert häufig als »Reingas« oder»Groningen-Brennwert« bezeichnet. Daneben ist in Statisti-ken auch ein Bezugswert von 11,5 kWh/m3(Vn) gebräuch-lich, der sich auf die durchschnittliche Qualität von Nordsee-gas bezieht. Bei der Angabe von Wärmeinhalten für Erdgasewird gelegentlich auch der untere Heizwert Hu als Bezugs-größe verwendet.

Tabelle 2 Bezugsquellen zur Deckung desErdgasaufkommens

Land Anteil in %2003 2002

Deutschland 19 18

Niederlande 17 19

Norwegen 26 25

Russland 32 31

Dänemark/Großbritannien 7 7

nach DIW (2004)

Tabelle 3 Erdgasförderung, -import, -export und -verbrauch in Deutschland

Einheit Jahr Veränderung2003 2002 2002/03 in %

InländischeErdgasförderung, Mrd. kWh 204,7 198,0 3,6

Einfuhr, Mrd. kWh 909,2 884,1 2,8

Erdgasaufkommen, Mrd. kWh 1113,9 1082,1 2,9

Ausfuhr, Mrd. kWh 132,5 119,0 11,3

Speichersaldo, Mrd. kWh 11 –5,2 –

Verbrauch, Mrd. kWh 992,3 957,9 3,6

Primärenergie-Verbrauchvon Erdgas, Mio. t. SKE 110,0 106,2 3,6

Erdgasaufkommen1), Mrd. m3(Vn) 114,0 110,8 2,9

Verbrauch1), Mrd. m3(Vn) 101,6 98,0 3,6

nach DIW (2004)1) durch NLfB ergänzt. Zum Vergleich der Energieträger werden in Bilanzen die ent-sprechenden Energieinhalte z. B. in kWh, Petajoule oder Steinkohleneinheiten(SKE) angegeben. Für die Darstellung der Erdgasvolumina wurde ein theoreti-sches Gasvolumen errechnet, das einem Erdgas der Groningen-Qualität mit einemHeizwert H0 von 9,77 kWh/m3 (Vn) entspricht. Dies ermöglicht die volumenbezoge-ne Darstellung von Speichermengen in Relation zum Gasaufkommen und -ver-brauch.

ERDGASSPEICHERUNG

Mrd. m3(Vn). Weitere 3,5 Mrd. m3(Vn) mSchwerpunkt auf den Kavernenspeichernsind in Planung. Wie in den Vorjahren sindetwa zwei Drittel des Arbeitsgases in Poren-speichern und ein Drittel in Kavernenspei-chern verfügbar.Die deutlich höhere Entnahmerate in Kaver-nenspeichern gegenüber Porenspeichern istdadurch bedingt, dass Kavernenspeicherkeine Fließrestriktionen durch einen natürli-chen Porenraum haben wie die Speicherge-steine der Porenspeicher.Die Entwicklung des Arbeitsgasvolumensseit Beginn der Speichernutzung im Jahr1955 (Engelbostel bei Hannover, aufgege-bener Aquiferspeicher) zeigt Abbildung 4.Dargestellt für das Jahr 2003 ist die oben ge-nannte Kategorie »Arbeitsgas in Betriebnach Endausbau«. Da die Großprojekte seitAnfang der 1990er Jahre (u. a. der Ausbauder Erdgaslagerstätte Rehden zu einem dergrößten Gasspeicher in Europa) inzwischenweitestgehend abgeschlossen sind, zeigtsich seit einigen Jahren eine Stabilisierungin der Höhe des Arbeitsgasvolumens.Die Kenndaten zu den einzelnen Erdgas-speichern in Deutschland sind in den Tabel-len 5 und 6 aufgelistet. In Anlehnung an diebisherige Berichterstattung des Landesberg-amtes Clausthal-Zellerfeld (LBA, 2003)werden dort ab diesem Jahr auch vom NLfBzwei Positionen für das Arbeitsgasvolumenberichtet. Das »maximale (nutzbare) Ar-beitsgasvolumen« stellt das Volumen dar,das im Berichtszeitraum unter den techni-schen, vertraglichen und bergrechtlichenRahmenbedingungen technisch installiertund verfügbar ist. Dieser Wert kann bei denSpeichern in Betrieb vom »Arbeitsgasvolu-men nach Endausbau« abweichen, wennsich z. B. ein neuer Speicher in der Aufbau-phase befindet oder ein existierender Spei-cher erweitert wird. In einigen Fällen wirddas »maximale (nutzbare) Arbeitsgasvolu-men« aus vertraglichen oder technischenGründen (Anlagenkapazität, Verdichter) so-wie aus lagerstättentechnischen oder geolo-gischen Gründen derzeit nicht voll ausge-nutzt. Aufgrund zum Teil komplexer Kon-sortialverhältnisse werden in den Tabellenals Gesellschaften die Betreiberfirmen undnicht gleichzeitig die Eigentümer der Spei-cher genannt.Abbildung 5 zeigt die in den Tabellen ein-zeln aufgelisteten maximalen Arbeitsgasin-halte aller 43 derzeit in Betrieb befindlichenSpeicher in absteigender Reihung. Wie inden Vorjahren befindet sich weiterhin etwadie Hälfte des Arbeitsgases von rd. 20 Mrd.m3(Vn) in den vier Speichern Rehden, Döt-lingen, Epe und Bierwang, gefolgt von denanderen kleineren Speichern, deren Arbeits-gasmengen überwiegend unter 500 Mio. m3

(Vn) liegen und zum Teil bis deutlich unter100 Mio. m3(Vn) Arbeitsgasvolumen rei-chen.

ERDÖL ERDGAS KOHLE 120. Jg. 2004, Heft 11 371

Tabelle 4 Kenndaten der deutschen Erdgasspeicherung im Jahr 2003

Porenspeicher Kavernenspeicher Summe

Arbeitsgasvolumen »in Betrieb«, Mrd. m3(Vn) 12,5 6,1 18,6

Arbeitsgasvolumen »in Betrieb nach Endausbau« (A) 13,1 6,5 19,6

Maximale Entnahmerate, Mio. m3(Vn)/d 201,7 260,6 462,3

Theoretische Verfügbarkeit des Arbeitsgases*, Tage 62 23 40

Anzahl der Speicher »in Betrieb« 23 20 43

Arbeitsgasvolumen »in Planung oder Bau«(B), Mrd. m3(Vn) 0,2 3,3 3,5

Anzahl der Speicher (Planung oder Bau) 2 12 14

Summe Arbeitsgas (A) + (B), Mrd. m3(Vn) 13,3 9,8 23,1

Stand: 31. 12. 2003,* rechnerischer Wert bezogen auf Arbeitsgasvolumen »in Betrieb«.In der Praxis fällt die Entnahmerate nach gewisser Zeit druckabhängig.

Abb. 3 Speicherlokationen in Deutschland ⇒

Abbildung 6 verdeutlicht, dass wiederumdie Hälfte der maximal möglichen Entnah-merate von etwa 460 Mio. m3(Vn) durch nursechs Speicher bereitgestellt wird. An ersterStelle steht weiterhin der PorenspeicherRehden, gefolgt vom Kavernenspeicher Epeder Ruhrgas AG.Im Rahmen der Berichterstattung der Spei-cherkenndaten wurden von den Firmen er-gänzende Angaben zu ihren Speicheraktivi-täten übermittelt.Porenspeicher: Nach einem Zwischenfallin einer Bohrung im Gasspeicher Berlin (diePresse berichtete umfangreich) laufen dortderzeit Reparaturarbeiten. Im SpeicherBierwang wurde eine Beobachtungsboh-rung (BW B7) abgeteuft. Die Eignungsun-tersuchungen für eine Erweiterung des Erd-gasspeichers Wolfersberg laufen.Kavernenspeicher: Im Speicher Krumm-hörn bezieht sich der Wert für das Arbeits-gasvolumen »in Betrieb nach Endausbau«auf eine Reparatur/Nachsolung und Erwei-terung des Speichers ab dem Jahr 2012. InKrummhörn erfolgte in Vorbereitung derReparatur der Bohrungskomplettierung dieFlutung von zwei Kavernen (K5: Abschlussin 2003, K4: Abschluss in 2004). In Huntorfwurde die Kaverne K5 Ende 2003 in Betriebgenommen. Die K6 soll in 2004 in den Erst-befüllbetrieb gehen. Sie war ursprünglichfür ein geometrisches Volumen von 750.000m³ geplant und konnte aufgrund besondersgünstiger Geologie und Form auf ein Volu-men von 1.100.000 m³ erweitert werden. Siestellt damit die größte Gaskaverne Europasdar. In Nüttermoor befinden sich die Kaver-nen K17 und K18 im Solprozess. In Rüders-dorf hat der Solprozess der Kaverne K101im Mai 2003 begonnen.Folgende Informationen über geplante Ka-vernen-Speicherprojekte liegen dem NLfBvor, sind aber noch nicht in den Tabellen be-rücksichtigt: Das Unternehmen ESSENTENERGIE Gasspeicher GmbH (Tochter derFirma Deutsche ESSENT GmbH) hat vonder Salzgewinnungsgesellschaft WestfalenmbH (SGW) auf der Kavernenanlage Epe

vier Solekavernen übernommen, die derzeitfür den zukünftigen Betrieb mit Groningen-Gas umgerüstet werden; parallel dazu erfol-gen derzeit der Bau einer Betriebsanlage vorOrt und die Verlegung einer Stichleitung indie Niederlande.Die holländische Firma NUON soll eben-falls beabsichtigen, in Epe zwei Kavernenfür die Gasspeicherung zu nutzen.Sollten alle in den Tabellen aufgeführtenProjekte realisiert werden, wird in deut-schen Speichern in den nächsten Jahren einmaximales Arbeitsgasvolumen von rd.23 Mrd. m3(Vn) verfügbar sein. Dieser Wertentspricht der Planzahl der Vorjahre.

Die deutsche Erdgasspeicherung imweltweiten VergleichDie im letzten Bericht veröffentlichten

Zahlen der IGU (2003) wurden fortge-schrieben und um aktuelle Werte fürDeutschland ergänzt (Tab. 7). Danach sindweltweit ca. 640 Speicher in Betrieb. Europabesitzt zahlenmäßig etwa ein Viertel, dieUSA etwa zwei Drittel der weltweiten Spei-cherprojekte. Bezogen auf das Arbeitsgas-volumen ist Deutschland nach den USA,Russland und der Ukraine die viertgrößteSpeichernation. Bei der prozentualen Ver-teilung auf die Speichertypen bilden dieehemaligen Erdöl- und Erdgasfelder mitetwa 75 % und die Aquiferspeicher mit etwa15 %, also die Porenspeicher mit insgesamt90 Prozent Anteil, die größte Gruppe. DerDVGW stellt die im Rahmen der 22. Welt-gaskonferenz in Tokio veröffentlichtenKenndaten über eine Passwort geschützteWebsite GIS-gestützt zur Verfügung. DieIGU plant eine Fortsetzung der weltweitenDatenerhebung und ein Glossar über ge-bräuchliche Definitionen, um Begrifflich-keiten im Hinblick auf einen internationalenVergleich der Kapazität und Leistung vonSpeichern transparent zu gestalten.Für die Speichersituation in Nordamerikahat die American Gas Association eine Be-teiligung angeboten. Die nationalen Spei-cherdaten sind ergänzend zu diesem Jah-resbericht auf der Website des NLfB in ei-ner interaktiven Karte dargestellt (www.nlfb.de/rohstoffe/anwendungsgebiete/BRD-UGS).

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ERDGASSPEICHERUNG

Abb. 4 Entwicklung des Arbeitsgasvolumens in Deutschland seit 1955

Abb. 5 Arbeitsgasvolumen in deutschen Erdgasspeichern nach Größe sortiert

Abb. 6 Maximale Entnahmeraten in deutschen Erdgasspeichern nach Größe sortiert

ERDGASSPEICHERUNG

374 ERDÖL ERDGAS KOHLE 120. Jg. 2004, Heft 11

Tabelle 5 Erdgas-Porenspeicher

Ort Gesellschaft Speichertyp Teufe Speicher- Gesamt- Arbeitsgas Arbeitsgas n. Entnahme-m formation volumen1) (max. nutzbar) Endausbau rate (max.)

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

In Betrieb

Allmenhausen CONTIGAS Deutsche Energie-AG ehem. Gasfeld 350 Buntsandstein 369 55 60 65

Bad Lauchstädt Verbundnetz Gas AG ehem. Gasfeld 800 Rotliegend 657 426 426 238

Berlin Berliner Gaswerke AG (GASAG) Aquifer 750–1.000 Buntsandstein 1.085 780 780 450

Bierwang E.On Ruhrgas AG ehem. Gasfeld 1.560 Tertiär (Chatt) 2.457 1.300 1.300 1.200

Breitbrunn/ RWE Dea AG, MEEG* ehem. Gasfeld 1.900 Tertiär (Chatt) 2.075 900 1.080 520Eggstätt E.On Ruhrgas AG

Buchholz Verbundnetz Gas AG Aquifer 570–610 Buntsandstein 223 160 160 110

Dötlingen EMPG* für ehem. Gasfeld 2.650 Buntsandstein 4.058 1.700 2.025 840BEB Erdgas und Erdöl GmbH

Eschenfelden E.On Ruhrgas AG Aquifer 600 Keuper, Muschelkalk 168 72 72 130

Frankenthal Saar-Ferngas AG Aquifer 600 Jungtertiär II (A-Sand) 170 63 63 100

Fronhofen- Gaz de France PEG* für ehem. Ölfeld 1.750–1.800 MuschelkalkIllmensee Gasversorgung Süddeutschland (Trigonodus-Dolomit) 131 34 70 75

Hähnlein E.On Ruhrgas AG Aquifer 500 Tertiär (Pliozän) 160 80 80 100

Inzenham-West RWE Dea AG für E.On Ruhrgas AG ehem. Gasfeld 680–880 Tertiär (Aquitan) 880 500 500 300

Kalle RWE WWE Netzservice GmbH Aquifer 2.100 Buntsandstein 630 315 315 450

Kirchheilingen Verbundnetz Gas AG ehem. Gasfeld 900 Zechstein 250 200 200 125

Lehrte Gaz de France PEG für Avacon ehem. Ölfeld 1.000–1.150 Dogger (Cornbrash) 120 40 74 100

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

Reitbrook Gaz de France PEG u. MEEG ehem. Ölfeld 640–725 Oberkreide 509 350 350 350für E.On Hanse AG

Sandhausen E.On Ruhrgas AG für Aquifer 600 Tertiär 60 30 30 45Gasversorgung Süddeutschland

Schmidhausen Gaz de France PEG für ehem. Gasfeld 1.000 Tertiär (Aquitan) 300 150 150 150Stadtwerke München

Stockstadt E.On Ruhrgas AG ehem. Gasfeld 500 Tertiär (Pliozän) 94 45 45 45Stockstadt E.On Ruhrgas AG Aquifer 450 Tertiär (Pliozän) 180 90 90 90

Uelsen EMPG für ehem. Gasfeld rd. 1.500 Buntsandstein 1.220 660 750 310BEB Erdgas und Erdöl GmbH

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

Summe (in Betrieb) 23.334 12.470 13.140 8.403

In Planung oder Bau

Frankenthal Saar-Ferngas AG Aquifer 1000 Jungtertiär I (C-Sand) 130 35 45 30

Wolfersberg RWE Dea AG für Bayerngas ehem. Gasfeld 2.930 Tertiär (Lithotham.-Kalk) 130 130 130 90

Summe (Planung/Bau) 260 165 175 120

* MEEG – Mobil Erdgas-Erdöl GmbH; EMPG – ExxonMobil Production Germany GmbH;Gaz de France PEG – Gaz de France Produktion Exploration Deutschland GmbH

1) Gesamtvolumen = Summe aus maximal (zugelassenem)Arbeitsgas- und Kissengasvolumen Stand 31. 12. 2003; Quelle: Betreiberfirmen

Ausblick, politisches UmfeldDie Bundesrepublik Deutschland be-sitzt aus geologischer Sicht in weiten

Teilen – besonders in Norddeutschland –günstige Bedingungen für die Einrichtungweiterer Speicher. Im Norden existiert Spei-cherpotenzial in ausreichender Höhe in Erd-gaslagerstätten, Salzstöcken sowie in Aqui-feren. Auch in den anderen Fördergebietenkönnten existierende Erdöl- und Erdgasla-gerstätten nach entsprechenden Eignungsun-tersuchungen in begrenztem Umfang zusätz-liches Speicherpotenzial bieten. Die künfti-ge Entwicklung des verfügbaren Arbeitsgas-volumens in Deutschland hängt daher nichtvon geologischen Faktoren ab.Das in Zukunft für die Bedienung des Erd-gasmarktes in Deutschland benötigte Ar-beitsgasvolumen und die Anzahl der Spei-cherbetriebe wird vom Anstieg des Erdgas-verbrauches (Speichereinsatz zur Deckungvon saisonalen und tageszeitlichen Bedarfs-spitzen), von spekulativen Gesichtspunkten

(schwankende saisonale Gaspreise), vonFragen der Bezugsoptimierung und von derAuswirkung der Liberalisierung des Erd-gasmarktes geprägt sein.Gemäß der Anforderungen der EU-Richt-linie über gemeinsame Vorschriften für denErdgasbinnenmarkt (Richtlinie 2003/55/EGvom 26. 6. 2003, auch »Beschleunigungs-richtlinie« genannt) wird bei der Novellie-rung des deutschen Energiewirtschaftsrechts(EnWG-Gesetz zur Neuregelung des Ener-giewirtschaftsrechts) auch der Zugang zuSpeichern geregelt. Gemäß §19 der »Be-schleunigungsrichtlinie« liegt die Wahl desregulierten oder des verhandelten Speicher-zugangs in der Entscheidung der einzelnenStaaten. Die Wahl des verhandelten Zugangszu Speichern ist gemäß Entwurf des EnWGin Deutschland unstrittig. Nach Beschleuni-gungsrichtlinie und Energiewirtschaftsge-setz sind für die Speicher Kriterien für dietechnische Betriebssicherheit und für denAnschluss von Speicheranlagen an das Netz

technische Vorschriften mit den Mindestan-forderungen an die Auslegung und den Be-trieb zu erstellen und zu veröffentlichen.In den letzten Jahren sind neue Themen wiedie tiefe Geothermie zur Wärme- undStromgewinnung sowie Überlegungen zurSpeicherung von CO2 zum Klimaschutz fürdie Nutzung des tieferen Untergrundes hin-zugekommen. Bei beiden Themen werdendie technologischen Erfahrungen der E&P-und Gasspeicher-Branche genutzt und auchweiter auf das hier seit Jahrzehnten vorhan-dene »Know-how« zu setzen sein. Einenwichtigen Aspekt stellen konkurrierende In-teressen der Betreiber neuer Technologienund der Speicherfirmen dar. Eine Beglei-tung der Antragsverfahren durch Genehmi-gungs- und Fachbehörden (Ministerien,Bergbehörden, Geologische Landesämter)stellt sicher, dass es zu keinen negativen Be-einträchtigungen wirtschaftlicher Interes-sen oder der bergbaulichen Sicherheit beste-hender Speicherbetriebe kommt.

376 ERDÖL ERDGAS KOHLE 120. Jg. 2004, Heft 11

ERDGASSPEICHERUNG

Tabelle 6 Erdgas-Kavernenspeicher

Ort Gesellschaft Anzahl der Teufe Speicher- Speicher- Arbeitsgas- Arbeitsgas n. Entnahme-Einzelspeicher m formation volumen1) (max. nutzbar) Endausbau rate (max.)

Mio.m3 (Vn) Mio.m3 (Vn) Mio.m3 (Vn) 1000 m3/h

In BetriebBad Lauchstädt Verbundnetz Gas AG 18 780–950 Zechstein 3 870 585 585 1.167Bernburg Verbundnetz Gas AG 28 500–700 Zechstein 2 993 759 759 1.458Bremen-Lesum swb Norvia GmbH & Co KG 2 1.050–1.350 Zechstein 95 78 78 160Bremen-Lesum EMPG 2 1.315–1.780 Zechstein 204 140 140 240Burggraf-Bernsdorf Verbundnetz Gas AG stillg. Bergwerk rd. 580 Zechstein 2 5 3 3 40Empelde GHG-Gasspeicher Hannover GmbH 3 1.300–1.800 Zechstein 2 183 146 146 300Epe E.On Ruhrgas AG 32 1.090–1.420 Zechstein 1 2.196 1.695 1.695 2.250Epe RWE WWE Netzservice GmbH 5 1.000 Zechstein 1 227 177 177 520Etzel IVG Logistik GmbH 9 900–1.100 Zechstein 2 841 560 560 1.310Harsefeld EMPG für BEB Erdgas und Erdöl GmbH 2 1.150–1.450 Zechstein 186 140 140 300Huntorf EWE Aktiengesellschaft 4 650–850 Zechstein 201 139 139 350Kiel-Rönne Stadtwerke Kiel AG 2 1.250–1.600 Rotliegend 100 60 60 100Kraak E.On Hanse AG 2 900–1100 Zechstein 130 117 250 440Krummhörn E.On Ruhrgas AG 3 1.500–1.800 Zechstein 2 73 51 320 100Neuenhuntorf EWE Aktiengesellschaft 1 750–1.000 Zechstein 33 17 33 100Nüttermoor EWE Aktiengesellschaft 16 950–1.300 Zechstein 1.231 920 920 1.300Peckensen EEG – Erdgas Erdöl GmbH 1 1.300–1.450 Zechstein 105 60 60 125

Reckrod Gas-Union GmbH 2 800–1.100 Zechstein 1 130 82 82 100

Staßfurt RWE WWE Netzservice GmbH 4 400–1.130 Zechstein 220 210 210 220Xanten RWE WWE Netzservice GmbH 8 1.000 Zechstein 220 190 190 280Summe (in Betrieb) 145 8.243 6.129 6.547 10.860

In Planung und BauBernburg Verbundnetz Gas AG 10 500–700 Zechstein 2 510 390 390Empelde GHG-Gasspeicher Hannover GmbH 1 1.300–1.800 Zechstein 2 145 113 113 120Epe RWE WWE Netzservice GmbH 4 1.300 Zechstein 1 333 264 264Huntorf EWE Aktiengesellschaft 2 1.000–1.400 Zechstein 194 151 151Jemgum/Holtgaste Wintershall AG 10 1.000–1.300 Zechstein 1.000 700 700Nüttermoor EWE Aktiengesellschaft 2 950–1.300 Zechstein 226 177 177Peckensen EEG – Erdgas Erdöl GmbH 10 1.100–1.400 Zechstein 1.050 600 600Reckrod Gas-Union GmbH 1 720–940 Zechstein 1 50 30 30 100Reckrod-Wölf Wintershall AG 2 700–900 Zechstein 1 150 120 120Rüdersdorf EWE Aktiengesellschaft 4 900–1.200 Zechstein 360 300 300 210Staßfurt RWE WWE Netzservice GmbH 4 850–1.150 Zechstein 380 290 290Xanten RWE WWE Netzservice GmbH 5 1.000 Zechstein 150 125 125Summe (Planung/Bau) 54 4.548 3.260 3.260

1) Gesamtvolumen = Summe aus maximalem (zugelassenem)Arbeitsgas- und Kissengasvolumen Stand 31. 12. 2003; Quelle: Betreiberfirmen

ERDGASSPEICHERUNG

378 ERDÖL ERDGAS KOHLE 120. Jg. 2004, Heft 11

Unter dem Aspekt einer Krisenvorsorge inDeutschland existiert derzeit eine hohe Ver-sorgungssicherheit für Erdgas. Dies ist be-gründet durch das existierende und das ge-plante Speicherpotenzial, eine Diversifizie-rung des Erdgasbezuges (einschließlich derheimischen Produktion) sowie durch die be-schriebenen günstigen geologischen Rand-bedingungen für die Planung neuer Spei-cher.

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

speichern sind in Abbildung 3 und Tabelle 8die geografische Lage und die Kenndatender im Jahr 2003 in Deutschland betriebenen12 Speicheranlagen für Rohöl, Mineralöl-produkte und Flüssiggas mit insgesamt 111Kavernen und einem stillgelegten Bergwerkdargestellt.Deutschland ist derzeit mit 97 % von Mine-ralölimporten abhängig. Die Speicher die-nen, neben oberirdischen Lagerbehältern,der Krisenbevorratung für Motorbenzine,Mitteldestillate, Schweröle und Rohöl nachdem Erdölbevorratungsgesetz (ErdölBevGvon 1998: Vorratspflicht für 90 Tage) sowiezum Ausgleich von Produktionsschwankun-gen für verarbeitende Betriebe.Nach dem Bericht des Erdölbevorratungs-verbandes (EBV 2003), der als Körperschaftdes öffentlichen Rechts die nationale Insti-tution zur Krisenbevorratung darstellt, lagdie Vorratsmenge im Geschäftsjahr 2002/2003 mit 24,5 Mio. t etwa 4 % über der der-zeit geltenden Vorratspflichtmenge von23,5 Mio. t an Rohöl und Mineralölproduk-ten in den drei Erzeugnisklassen, Motorben-zine, Mitteldestillate und schwere Heizöle.

LiteraturAmerican Gas Association (1997): Survey of Under-

ground Storage of Natural Gas in the United Statesand Canada 1996. – Arlington.

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Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung (DIW)(2004): Wochenbericht 7/04, Stagnierender Ener-gieverbrauch in Deutschland - ArbeitsgemeinschaftEnergiebilanzen, Berlin. Download unter www.diw.de(Produkte, Wochenberichte).

Economic Commission for Europe (1999): Under-ground Storage in Europe and Central Asia, Survey1996-1999. – United Nations, Geneva.

Erdölbevorratungsverband (EBV) (2003): Geschäfts-bericht 2002/2003 Hamburg. www.ebv-oil.de.

International Gas Union (IGU) (2003): Basic ActivityStudy, Working Committee 2, geplante Veröffentli-chung anlässlich der 22. World Gas Conference inTokio (1.–5. 6. 2003). www.igu.org.

BMWA (2003): Der Bergbau in der BundesrepublikDeutschland 2003, Bericht des Bundesministeriumsfür Wirtschaft und Arbeit in Zusammenarbeit mit denBergbehörden der Länder, www.bmwi.de/Navigation/Service/Bestellservice/publikationen-energiepolitik.

PROGNOS (1999): Die längerfristige Entwicklung derEnergiemärkte im Zeichen von Wettbewerb undUmwelt. – Studie im Auftrag des BMWi, Basel.

Pfingsten, M. (2000): Die Rolle des Erdgases im libe-ralisierten Energiemarkt. – Vortrag anlässlich desForums E-world of Energy, 8.–9. 2. 2000, Essen.

Wirtschaftverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.V.(WEG) (2004): Jahresbericht 2003, Hannover.www.erdoel-erdgas.de.

Nation Arbeitsgas- Anzahlvolumen, Speicher-Mio. m³ betriebe

USA 110.485 417Russia* 90.045 23Ukraine* 34.065 13Germany 18.600 43Italy 17.300 10Canada 14.070 42France 11.633 15Netherlands 4.750 3Uzbekistan* 4.600 3Kazakhstan* 4.203 3Hungary 3.610 5United Kingdom 3.267 4Czech Republic 2.801 8Austria 2.647 4Slovakia 2.341 4Latvia 2.105 1Spain 1.990 2Poland 1.572 6Romania 1.470 5Japan 1.143 6Azerbaijan* 1.080 2Australia 934 4Denmark 815 2Belarus* 750 2Belgium 650 2China 600 1Bulgaria 500 1Croatia 500 1Armenia* 150 1Ireland 100 1Argentina 80 1Kyrgyzstan* 60 1

Summe 338.916 636

Angaben für Deutschland per 31.12.2003ergänzt.* Staaten der GUS Quelle: IGU (2003)

Tabelle 7 Speichernationen

Tabelle 8 Kavernenspeicher für Rohöl, Mineralölprodukte und Flüssiggas

Ort Gesellschaft Speichertyp Teufe, m Anz.der Einzelspeicher Füllung

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

Blexen Untertage-Speicher-Gesellschaft mbH Salzstock-Kavernen 640–1.430 4 / 1 / 3 Rohöl / Gasöl / Benzin

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

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

Etzel IVG Logistik GmbH Salzstock-Kavernen 800–1.600 30 Rohöl, Mineralölprodukte

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

Heide 101 RWE Dea AG Salzstock-Kaverne 660–760 1 Butan

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

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

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

Teutschenthal DOW Central Germany Salzlager-Kavernen 700–800 3 Ethylen, Propylen

Wilhelmshaven-Rüstringen Nord-West Kavernen GmbH fürErdölbevorratungsverband Salzstock-Kavernen 1.200–2.000 35 Rohöl, Mineralölprodukte

Summe Einzelspeicher 111Stand 31. 12. 2003; Quelle: Betreiberfirmen