1.5 Transporttechnische Herausforderungen und Veränderungen
Die Gaskrise infolge des Angriffskriegs Russlands auf die Ukraine hat die Situation des europäischen Erdgastransportnetzes grundlegend verändert. Der Wegfall der Gaslieferungen aus dem Osten wurde durch erweiterte Importkapazitäten im Norden und im Westen ausgeglichen. Besonders die LNG-Einspeisekapazitäten in den westeuropäischen Ländern wurden ausgebaut, in Deutschland sogar neu geschaffen. Die Transporte innerhalb Deutschlands änderten die Richtung, und die neuen Engpässe im Nord-Süd- und im West-Ost-Transport wurden durch Ausbaumaßnahmen der FNB zumindest teilweise beseitigt. Nach dem Wegfall der Speicherumlage an den Exportpunkten stieg auch der Transit in Richtung Süden und Osten wieder an.
Abbildung 7: Cluster Nord
Abbildung 8: Cluster Ost
Abbildung 9: Cluster West
Abbildung 10: Cluster Süd
Abbildung 11: Vergleich Import-/Exportbilanz H-Gas der Winter seit 2020/2021 in TWh
ABB 7-11: ENTSOG-Transparency Platform, eigene Darstellung
Neben diesen generellen Änderungen sind einige spezifische Entwicklungen und Veränderungen in den Lastflüssen, insbesondere in Richtung Osten, Südosten und Süden, zu beobachten. Diese ergeben sich aus dem Wetter, der Technik, dem Markt bzw. einer Kombination daraus. Da Gas im Energie-Mix Polens eine zunehmende Bedeutung einnimmt, wurden insbesondere während des Kälteeinbruchs im Januar große Mengen nach Polen exportiert, die das Transportsystem für West-Ost-Transporte zusätzlich belasteten. Die niedrigen Startfüllstände einzelner Speicher (siehe hierzu Kapitel 3) führten zu einer Verlagerung der Ausspeicherung auf andere Speicher, die zum Teil transporttechnisch ungünstiger liegen. Dadurch ergab sich eine erhöhte Transportlast bis hin zur maximalen Auslastung nach West-Ost und Nord-Süd. Über mehrere Wochen wurden zur Vermeidung von Unterbrechungen Reserve-Verdichter dazugeschaltet, um den Transport abzusichern. So konnte – unter Inkaufnahme schwächerer Resilienz des Netzes – mehr Gas transportiert werden.
Auch das Wetter beeinflusste den Gastransport deutlich. Besonders während der Kältewelle im Januar stieg der Export nach Süden, insbesondere in die Schweiz und nach Österreich, an manchen Tagen bis zur maximalen Ausspeisekapazität.
Im Februar führten die sehr niedrigen Füllstände der deutschen Speicher zu einer deutlich verringerten verfügbaren Ausspeicherleistung. Zur Entlastung im Süden haben die vergleichsweise gut gefüllten österreichischen Speicher und die ab Januar einsetzenden Importe aus Frankreich und zeitweise aus der Schweiz beigetragen. Trotzdem hätte eine späte Kältewelle zu Engpässen, insbesondere in den Regelenergiezonen im Süden und im Nordosten des Marktgebiets, führen können.
Zum Ende Februar stiegen die Temperaturen in allen relevanten Gebieten Europas, wodurch die noch vorhandenen Einspeiseleistungen in die Netze auch für den Restwinter ausreichten. Außer der Sonderausschreibung der LTO als Vorsorgemaßnahme zur Absicherung potenziell benötigter Regelenergie waren daher keine weiteren Maßnahmen erforderlich.
Dieser Winter hat auch gezeigt, dass LNG-Einfuhren im Gegensatz zu Pipeline-Importen aus marktlichen, technischen und witterungsbedingten Gründen von nicht beeinflussbaren Schwankungen betroffen sind. Besonders der längere Ausfall des LNG-Terminals in Mukran aufgrund der zugefrorenen Ostsee verschärfte den West-Ost-Transport zusätzlich, da die fehlende Einspeisung durch Speicher kompensiert werden musste.
Die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber lösten diese transporttechnischen Herausforderungen durch ein abgestimmtes Engpassmanagement und konnten so die Versorgungssicherheit jederzeit gewährleisten. Zudem wurde durch eine Intensivierung der Kooperation mit europäischen Fernleitungsnetzbetreibern die Versorgungssicherheit gestärkt. Zur Verbesserung der Transportstabilität wurden die Abstimmungsprozesse mit dem dänischen und dem polnischen Netzbetreiber zur technischen Unterstützung erweitert.
Auch das Wetter beeinflusste den Gastransport deutlich. Besonders während der Kältewelle im Januar stieg der Export nach Süden, insbesondere in die Schweiz und nach Österreich, an manchen Tagen bis zur maximalen Ausspeisekapazität.
Im Februar führten die sehr niedrigen Füllstände der deutschen Speicher zu einer deutlich verringerten verfügbaren Ausspeicherleistung. Zur Entlastung im Süden haben die vergleichsweise gut gefüllten österreichischen Speicher und die ab Januar einsetzenden Importe aus Frankreich und zeitweise aus der Schweiz beigetragen. Trotzdem hätte eine späte Kältewelle zu Engpässen, insbesondere in den Regelenergiezonen im Süden und im Nordosten des Marktgebiets, führen können.
Zum Ende Februar stiegen die Temperaturen in allen relevanten Gebieten Europas, wodurch die noch vorhandenen Einspeiseleistungen in die Netze auch für den Restwinter ausreichten. Außer der Sonderausschreibung der LTO als Vorsorgemaßnahme zur Absicherung potenziell benötigter Regelenergie waren daher keine weiteren Maßnahmen erforderlich.
Dieser Winter hat auch gezeigt, dass LNG-Einfuhren im Gegensatz zu Pipeline-Importen aus marktlichen, technischen und witterungsbedingten Gründen von nicht beeinflussbaren Schwankungen betroffen sind. Besonders der längere Ausfall des LNG-Terminals in Mukran aufgrund der zugefrorenen Ostsee verschärfte den West-Ost-Transport zusätzlich, da die fehlende Einspeisung durch Speicher kompensiert werden musste.
Die deutschen Fernleitungsnetzbetreiber lösten diese transporttechnischen Herausforderungen durch ein abgestimmtes Engpassmanagement und konnten so die Versorgungssicherheit jederzeit gewährleisten. Zudem wurde durch eine Intensivierung der Kooperation mit europäischen Fernleitungsnetzbetreibern die Versorgungssicherheit gestärkt. Zur Verbesserung der Transportstabilität wurden die Abstimmungsprozesse mit dem dänischen und dem polnischen Netzbetreiber zur technischen Unterstützung erweitert.
Abbildung 12: Veränderung des Gastransports, 2021 – 2026
ABB 12: Eigene Darstellung
Seit der Energiekrise 2022 arbeiten die FNB daran, die Einbindung der LNG-Infrastruktur in Deutschland auszubauen. Diese Arbeiten dauern an und konzentrieren sich inzwischen darauf, die West-Ost- und Nord-Süd-Transportkapazitäten zu verbessern. Hier sind insbesondere folgende Projekte aufzuführen:
➔ Im Dezember nahm OGE die Etzel-Wardenburg Leitung (EWA) in Betrieb, wodurch der Nord-Süd-Transport weiter gestärkt und die Anbindung der LNG-Terminals in Wilhelmshaven verbessert wurde. Die zweite Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) ist seit März 2025 in Betrieb, damit hat sich die in Wilhelmshaven verfügbare LNG-Leistung beinahe verdoppelt. Der Bau der TENP III erhöhte zudem im Jahr 2025 deutlich die Kapazität des Transportes in Richtung Schweiz, und diese wurde insbesondere während des Winters wiederholt genutzt.
➔ Die bayernets hat die Bauarbeiten an der Gastransportleitung AUGUSTA Ende 2025 fertiggestellt und die Leitung in Betrieb genommen. Die Pipeline führt im Regierungsbezirk Schwaben von Wertingen nach Kötz auf einer Gesamtlänge von insgesamt 40,5 Kilometern durch die Landkreise Dillingen an der Donau und Günzburg. Mit dem Leitungsprojekt leistet bayernets einen wesentlichen Beitrag, um die Versorgungssicherheit im süddeutschen Raum weiter zu verbessern. So bindet die Leitung neue Gaskraftwerke sowie Baden-Württemberg an die Gasspeicher im südbayerischen und Salzburger Raum an.
➔ Gasunie Deutschland baut aktuell an der rund 87 Kilometer langen Energietransportleitung ETL 182 (Elbe Süd – Achim). Sie soll Ende 2027 in Betrieb genommen werden. Die Leitung bindet die Importterminals Stade und Brunsbüttel an das deutsche Fernleitungsnetz an und ermöglicht so den Abtransport von regasifiziertem LNG. Zusammen mit der neuen, elektrisch betriebenen Verdichterstation Achim‑West ist die Leitung ein wesentlicher Beitrag zur Stärkung der Versorgungssicherheit in Deutschland.
➔ GASCADE erweitert die Verdichterstation Rehden bis Ende 2026 erheblich, um den Abtransport aus Norddeutschland zu verbessern. Die Transportleitung NEL von Rehden nach Lubmin stellt heute eine wichtige Transporttrasse von West nach Ost dar. Etwa in der Mitte, in Wittenburg, soll bis Herbst 2028 eine neue Verdichterstation die Transportleistung deutlich erhöhen.