wirthual/dip-bundestag-qa huggingface dataset:
Frage: 18. Wie verändern sich die Charterraten für LNG-Carrier bei der Nutzung als Tanker statt als FSRU (vgl. Antwort der Bundesregierung vom 5. Januar 2023 auf die Berichtsanforderung des Abgeordneten Victor Perli zu „Flüssigerdgas-Terminals“)?
Antwort: Die Charterrate für den Einsatz als Tanker weicht teilweise von jener für den Einsatz als stationäre FSRU ab. Genauere Angaben zur Höhe der jeweiligen Raten macht die Bundesregierung zur Wahrung von Geschäftsgeheimnissen nicht.
Frage: 19. Gibt es weiterhin eine Finanzierung des Bundes von 100 Mio. Euro für das feste LNG-Terminal in Stade (vgl. www.ndr.de/nachrichten/niedersa chsen/lueneburg_heide_unterelbe/LNG-Terminal-in-Stade-Bund-gibt-10 0-Millionen-dazu,aktuelllueneburg7700.html), und wenn ja, warum wird dieses Terminal im Bericht des BMWK an den HHA dennoch als (rein) privat eingeordnet (vgl. Tabelle, S. 9, Zeilen 27 und 28)?
Antwort: Die Meldung des NDR, auf die verweisen wird, bezieht sich auf eine Förderung im Zusammenhang mit dem Anleger in Stade und steht in direktem Zusammenhang mit der Bundes-FSRU am Standort. Hierfür besteht die genannte Finanzierungsbeteiligung des Bundes in Höhe von 100 Mio. Euro. Das landseitige Terminal wird privat finanziert.
Frage: 20. Mit welchen Mitteln unterstützt die Bundesregierung den Bau eines bzw. mehrerer LNG-Terminals vor der Insel Rügen, und wie ist zu den verschiedenen Optionen dafür der jeweilige Planungs- oder Erwägungs- stand?
Antwort: Die Bundesregierung plant, eines der fünf vom Bund gecharterten Regasifizierungsschiffe (FSRU) an einem möglichen LNG-Terminal vor Rügen zu stationieren. Ob und inwieweit weitere Bundesmittel für einen Bau einer Anbindungsleitung und bzw. oder eines LNG-Terminals vor Rügen bereitgestellt werden, hängt maßgeblich von den Planungen ab, die noch nicht abgeschlossen sind.
Frage: 21. Werden von der Bundesregierung weiterhin Alternativen zu dem LNG-Terminal vor Rügen geprüft (bitte Details angeben bzw. begründen)?
Antwort: Die Bundesregierung prüft zu einem LNG-Terminal vor Rügen alternative Standorte und Leitungsführungen in technischer, rechtlicher und finanzieller Hinsicht.
Frage: 22. Warum genau wurde Rostock als LNG-Terminal-Standort verworfen (vgl. Bericht des BMWK an den HHA, S. 17; bitte detailliert erläutern), und wurde eine Lösung mit einem Steigerturm (Risertower) wie vor Sellin für Rostock geprüft, bzw. wenn nein, warum nicht?
Antwort: Am Standort Rostock wurden im Jahr 2022 verschiedene Konzepte geprüft, darunter auch privatwirtschaftliche Projektpläne. Die Prüfung des durch den Bund anvisierten Standorts im Hafen Rostock im Sommer 2022 hat eine Inkompatibilität der parallelen Anlandung von Öl und LNG im Hafen Rostock ergeben. Eine Konkurrenz zwischen Öl- und LNG-Anlandung bestand sowohl in Befahrung des Hafens (aufkommender Schiffsverkehr) als auch bei paralleler Verarbeitung bzw. Weitertransport von Gas und Öl als explosive Substanzen, weshalb Rostock als LNG-Terminal-Standort im Sommer 2022 verworfen wurde.
Frage: 23. Wann soll nach Kenntnis der Bundesregierung das Planfeststellungsverfahren für die LNG-Pipeline von Sellin bzw. Rügen nach Lubmin abgeschlossen sein?
Antwort: Herrin des Planfeststellungsverfahrens ist die Genehmigungsbehörde in Mecklenburg-Vorpommern. Der Bundesregierung liegen keine konkreten Termine zum Abschluss des Verfahrens vor.
Frage: 24. Welche Kapazität (in Milliarden m³ pro Jahr) soll nach Kenntnis der Bundesregierung die geplante LNG-Pipeline von Sellin bzw. Rügen nach Lubmin haben?
Antwort: Die bisher geplante Anbindungsleitung soll eine durchschnittliche Gesamtkapazität von circa 27,5 Mrd. Kubikmeter aufweisen, die technisch maximale Förderkapazität kann je nach Länge der Leitung und Druckverhältnissen auch darüber hinausgehen.
Frage: 25. Ist nach Kenntnis der Bundesregierung für ein LNG-Terminal vor Rügen bzw. die Pipeline von dort nach Lubmin eine Umweltverträglichkeitsprüfung nach polnischem Recht nötig, und wenn ja, wird diese bereits vorgenommen?
Antwort: Für Vorhaben, die ihren Standort in der Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) Deutschlands haben, ist nicht polnisches, sondern deutsches Recht maßgeblich.
Frage: 26. Warum sind nach Kenntnis der Bundesregierung laut Antrag beim Bergamt Stralsund für die LNG-Pipeline bis zu 38 Milliarden m³ pro Jahr Kapazität geplant (www.bergamt-mv.de/serviceassistent/download?id=165 6051), obwohl die Kapazität der Terminals in Lubmin im Bericht des BMWK an den HHA nur noch mit 15 Milliarden m³ pro Jahr angegeben wird (vgl. Tabelle, S. 8, Zeilen 23 und 24), und soll mit der Pipeline überhaupt das private Terminal in Lubmin beliefert werden oder nur das des Bundes?
Antwort: Nach Kenntnis der Bundesregierung muss der Antragsteller eine sogenannte „nachrichtliche Benennung“ über die Dimension des Gesamtprojektes angeben. Neben der geschätzten Regasifizierungskapazität gehört dazu offenbar auch die Angabe der technisch maximalen Förderkapazität der Leitung, unabhängig davon, in welcher Größenordnung diese später auch tatsächlich genutzt wird. An eine Anbindungsleitung würden sowohl die vom Bund als auch die privat geplanten Regasifizierungseinheiten angeschlossen.
Frage: 27. Plant die Bundesregierung die Nutzung einer der bestehenden Gasröhren von Nordstream 1 oder 2 für die LNG-Pipeline von Sellin (bzw. Rügen) nach Lubmin?
a) Wenn ja, welche genauen Abschnitte, und wird dazu mit Russland verhandelt?
b) Wenn nein, was sind die Gründe (technische, finanzielle, sonstige)?
Antwort: Die Fragen 27 bis 27b werden gemeinsam beantwortet.
Die Bundesregierung untersucht im Rahmen einer notwendigen Alternativenprüfung sämtliche LNG-Terminal-Optionen und deren Anbindung an das Gasnetz in technischer, rechtlicher und finanzieller Hinsicht im Sinne der Versorgungssicherheit. Die noch nicht abgeschlossenen Prüfungen umfassen auch die Nutzung bestehender Gasleitungen. Planungen dazu existieren nicht.
Frage: 28. Wie ist der Stand der Verhandlungen über eine Nutzung von übrigen Nordstream-2-Röhrenteilen zum Bau der LNG-Pipeline von Sellin bzw. Rügen nach Lubmin (vgl. www.zeit.de/wirtschaft/2023-02/nord-stream-p ipeline-rohre-lng)?
Antwort: Für den Aufbau eines FSRU-Ostseestandortes wurden – nach umfassender Betrachtung aller relevanten Fragen – nicht verlegte Nord-Stream-2-Röhren erworben.
Frage: 29. Welche Kosten würden nach Schätzung der Bundesregierung beim Neubau einer LNG-Pipeline von Sellin bzw. Rügen nach Lubmin entstehen, und welche, wenn man eine der bestehenden Röhren (Nordstream 1 oder 2) und/oder übrige Röhrenteile (s. o.) nutzen würde?
Antwort: Da die Planungen des Neubaus einer LNG-Pipeline (genauer Verlauf, Länge, Materialien, Bauzeit etc.) nicht abgeschlossen sind, ist eine Kostenschätzung durch die Bundesregierung zum jetzigen Zeitpunkt nicht möglich. Darüber, welche Kosten bei Nutzung bestehender Röhren anfallen würden, liegen der Bundesregierung keine Informationen vor.
Frage: 30. Kann die Bundesregierung bestätigen, dass aktuell schon Erkundungsarbeiten vor Rügen für das geplante Terminal stattfinden, obwohl keine Genehmigung durch das Bergamt Stralsund vorliegt (www.ndr.de/nachri chten/mecklenburg-vorpommern/LNG-Terminal-vor-Ruegen-RWE-best aetigt-Erkundungsarbeiten,lng692.html), und wenn ja, wie ist das rechtlich möglich?
Antwort: Der Bundesregierung ist nicht bekannt, dass rechtlich genehmigungsbedürftige Erkundungsarbeiten vor Rügen stattfinden, ohne dass eine Genehmigung vorliegt.
Frage: 31. Ab welcher Länge einer LNG-Anschlusspipeline bzw. im Fall welcher Unterstützung durch die Bundesregierung für eine solche ist nach Einschätzung der Bundesregierung eine Notifizierung der Unterstützung des Projekts bei der EU notwendig (bitte Kriterien der Notifizierung benennen)?
Ist dies, wenn nötig, bereits erfolgt, bzw. wann soll es ggf. geschehen?
Antwort: Ob eine Notifizierung bei der Kommission der Europäischen Union (EU-Kommission) erforderlich ist, entscheidet sich anhand des jeweiligen Fördervolumens. Die Länge einer Anschlussleitung ist hierfür unerheblich.
Frage: 32. Welche Studien, Berichte oder Gutachten liegen der Bundesregierung darüber vor, inwiefern in den bestehenden Verteilernetzen ein ausreichender Durchfluss des LNG von West nach Ost möglich ist, und wie hoch sind die Kapazitäten der Netze in diese Richtung?
Antwort: LNG ist Erdgas, welches auf mindestens minus 161 Grad Celsius abgekühlt wurde und deshalb in einem verflüssigten Zustand vorliegt. Deshalb kann LNG nicht direkt in Erdgasleitungen eingespeist und transportiert werden. Nach der Anlandung und Löschung von LNG an speziellen LNG-Terminals wird das LNG durch Erwärmung regasifiziert und in das Fernleitungsnetz als vorgelagerte Netzstufe einspeist. Mittels der Gasverteilernetze erfolgt anschließend die Verteilung an die Letztverbraucher. Die Transportkapazitäten der Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) ergeben sich aus dem durch die FNB kürzlich veröffent-
lichten Entwurf des Netzentwicklungsplan Gas (fnb-gas.de/netzentwicklungspl %C3%A4ne/netzentwicklungsplan-2022/).
Frage: 33. Teilt die Bundesregierung die Einschätzung der Studie des Deutschen Instituts für Wirtschaftsforschung „Deutschlands Gasversorgung ein Jahr nach russischem Angriff auf Ukraine gesichert, kein weiterer Ausbau von LNG-Terminals nötig“ (www.diw.de/de/diw_01.c.866810.de/publik ationen/diw_aktuell/2023_0086/deutschlands_gasversorgung_ein_jahr_n ach_russischem_angriff___ine_gesichert__kein_weiterer_ausbau_von_l ng-terminals_noetig.html; wenn nein, warum nicht)?
Antwort: Die Planung der Bundesregierung zum Aufbau von deutschen LNG-Importkapazitäten verfolgt den Anspruch, die Versorgung auch bei Ausfall anderer Gas- bezugsquellen, wie beispielsweise Gasflüssen aus anderen Staaten, sichern zu können. Hierfür reichen bisher existente Importmöglichkeiten für Deutschland nicht aus; die Einschätzung der genannten Quelle wird daher nicht geteilt. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die zur Verfügung stehende Kapazität nicht automatisch mit der physisch anlandenden Gasmenge gleichzusetzen ist. Bei Fortbestehen aller etablierten Bezugsquellen würden einige Importkapazitäten gegebenenfalls ungenutzt bleiben. Ebenso unterliegen die derzeit geplanten LNG-Projekte Realisierungsrisiken und kommen gegebenenfalls nicht in diesem Umfang zustande. Auch hierfür ist der Aufbau von „Ersatzkapazitäten“ geboten.
Frage: 34. Welche Berechnungen hat die Bundesregierung dazu durchgeführt, wie sich die Speicherkapazität für Erdgas entwickelt, und wurde dabei auch geprüft, ob durch eine Erhöhung der Kapazität auf LNG-Terminals verzichtet werden könnte (vgl. www.heise.de/news/Gasversorgung-Besser-z usaetzliche-Speicher-bauen-als-noch-mehr-LNG-Terminals-754509 1.html)?
Antwort: Gasspeicheranlagen dienen in erster Linie der Deckung der sogenannten Spitzenlastnachfrage, d. h. der Bereitstellung der dort eingelagerten Gasmengen im Fall eines kurzfristig auftretenden Bedarfs (Versorgungsfunktion, v. a. Wärmeerzeugung, aber auch Verstromung). Hierfür ist es erforderlich, dass die Gasspeicheranlagen zu Beginn des Winters ausreichend gefüllt sind, was eine entsprechende Importinfrastruktur voraussetzt. Gasspeicher können die LNG-Importinfrastruktur gerade nicht ersetzen, da sie im System des liberalisierten Gasmarktes gerade nicht die Funktion einer dauerhaften Reserve erfüllen, sondern grundsätzlich zum Ende des jeweiligen Speicherzyklus entleert und anschließend neu befüllt werden.
Gemäß des Jahresberichts 2021 des Landesamtes für Bergbau, Energie und Geologie in Niedersachsen (abrufbar unter www.lbeg.niedersachsen.de/erdoel-erd gas-jahresbericht/jahresbericht-erdoel-und-erdgas-in-der-bundesrepublik-deutsc hland-936.html) befinden sich bundesweit circa 2 360 Mio. Kubikmeter an Arbeitsgasvolumen in neuen Kavernenspeichern in Planung oder Bau, was nach Umsetzung einem Ausbau von circa 10 Prozent der gesamten derzeitigen Speicherkapazität deutscher Kavernen- und Porenspeicher entsprechen würde.
Frage: 35. Wie bewertet die Bundesregierung die Aussage der Gasnetzbetreiber, dass momentan zu viele LNG-Kapazitäten geplant würden (twitter.com/ HeilmannFelix/status/1618199842626613248)?
Antwort: Die Aussage der Fernleitungsnetzbetreiber bezieht sich nicht auf den aktuellen Ausbauvorschlag im aktuellen Netzentwicklungsplan Gas 2022 bis 2032. Die
Aussage wurde im Rahmen einer Konsultationsveranstaltung durch die Fernleitungsnetzbetreiber getätigt, bei der es um die sogenannte LNGPlus-Variante A ging. Das Ergebnis dieser Variante wurde durch die Fernleitungsnetzbetreiber verworfen, siehe beispielsweise Seite 17 des Entwurfsdokumentes zum Netzentwicklungsplan: „Die Fernleitungsnetzbetreiber haben aufgrund der wesentlich höheren Netzausbaukosten und der Tatsache, dass die angefragten 182 GWh/h Importkapazitäten für LNG-Anlagen für die Versorgung von Deutschland und den europäischen Nachbarländern nicht erforderlich sind, die Versorgungssicherheitsvariante LNGplus A als Netzausbauvorschlag nicht in Betracht gezogen.“ (abrufbar unter fnb-gas.de/wp-content/uploads/2023/03/202 3_03_31_FNB_GAS_2022_P4_NEP_Entwurf_DE.pdf).
Der Vorschlag der Fernleitungsnetzbetreiber, welcher am 31. März 2023 veröffentlicht wurde, beinhaltet stattdessen einen bedarfsgerechten Netzausbau, der zukünftig zusätzliche Einspeisungen in Höhe von 65 Gigawattstunden pro Stunde an deutschen LNG-Anlagen und 31 Gigawattstunden pro Stunde an Grenzübergangspunkten ermöglichen wird, also in Summe weitaus weniger als in der verworfenen LNGplus-Variante A modelliert.
Der aktuelle Ausbauvorschlag der deutschen LNG-Importinfrastruktur ist so konzipiert, dass es auch in einem Spitzenlastfall, beispielsweise bei einer länger anhaltenden Kälteperiode, zu keinen kapazitativen Versorgungsengpässen kommen wird. Die zur Verfügung stehende Import- und Transportkapazität ist daher nicht gleichzusetzen mit der faktisch anlandenden Gasmenge.
Das Fernleitungsnetz soll ebenso einen Beitrag zur Versorgung europäischer Nachbarn, insbesondere in Ost- und Südosteuropa, leisten.
Frage: 36. Mit welchen Zusatzkosten beim Fernleitungsnetzausbau rechnet die Bundesregierung durch die Nutzung von LNG (bitte detailliert auflisten, woraus zusätzliche Kosten entstehen), und spiegeln sich ggf. diese Zusatzkosten bereits im Netzentwicklungsplan, bzw. wie ist hier der Stand des Verfahrens?
Antwort: Der Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas 2022 bis 2032 (NEP) enthält durch die Fernleitungsnetzbetreiber vorgeschlagene Ausbaumaßnahmen, die den Abtransport von regasifiziertem Erdgas aus LNG-Anlagen ermöglichen.
Insgesamt beziffert der NEP die Investitionen für Ausbauten, die in Verbindung mit LNG-Anlagen stehen, auf rund 2,6 Mrd. Euro, wovon rund 0,5 Mrd. Euro für die Errichtung von Anbindungsleitungen anfallen. Die Anbindungsleitungen sind formell nicht Teil des NEP sondern werden nur informatorisch aufgeführt. Die verbleibenden rund 2,1 Mrd. Euro beziffern die planerischen Investitionen, die für den Abtransport von Erdgas angefallen sind (rund 0,2 Mrd. Euro) bzw. anfallen würden (rund 1,9 Mrd. Euro).
Jährliche Kapitalkosten für diese Investitionen finden Eingang in die Netzentgelte ab 2024 über Anträge zur Gewährung eines Kapitalkostenaufschlags nach § 10a der Anreizregulierungsverordnung, die von den Fernleitungsnetzbetreibern zum 30. Juni 2023 gestellt werden. Die Höhe dieser jährlichen Kapitalkosten kann erst mit Vorlage der vorgenannten Anträge genauer beziffert werden.
Zu beachten ist dabei, dass nicht alle Projekte tatsächlich realisiert werden, da beispielsweise auch die Anbindung des Standortes Rostock in der Planung enthalten ist, diese jedoch aktuell nicht weiterverfolgt wird.
Frage: 37. Hat der Bund den LNG-Terminals Garantien hinsichtlich eines möglichen Ausfalls von LNG-Lieferungen respektive einer später nicht mehr nötigen Nutzung von Terminals gegeben (also ähnlich dem Verfügbarkeitsmodell bei öffentlich-privaten Partnerschaften für Autobahnen; bitte ggf. getrennt nach FSRU und festen Terminals bzw. nach privaten und mit Beteiligung des Bundes beantworten)?
Antwort: Der Betrieb der FSRU des Bundes und die Vermarktung von deren Kapazitäten obliegt der Deutschen Energy Terminal GmbH (DET). Diese bereitet derzeit die öffentliche Vermarktung der Kapazitäten vor. Die Ausgestaltung der Verträge und Regelungen bei ausbleibenden LNG-Lieferungen werden durch die DET bestimmt. Eine Garantieübernahme des Bundes ist in diesem Zusammenhang nicht vorgesehen.
Im Fall des LNG-Terminals Brunsbüttel sind bereits Kundenverträge geschlossen worden. Die Vertragskonditionen bei ausbleibenden Lieferungen kommentiert die Bundesregierung aus Vertraulichkeitsgründen nicht. Auch hier ist keine Garantie des Bundes für den Fall ausbleibender Lieferungen vorgesehen.
In die vertraglichen Regelungen der beiden festen Terminals in Stade und Wilhelmshaven hat die Bundesregierung keinen Einblick.
Grundsätzlich sind am Markt auch Lieferverträge möglich, durch die der buchende Kunde Gebühren an den Terminalbetreiber entrichtet, die gebuchte Regasifizierungsleistung jedoch nicht in Anspruch nimmt.
Frage: 38. Hat sich die Bundesregierung vertraglich zu garantierten Nutzungszeiten der LNG-Terminals verpflichtet (ggf. zu welchen)?
Antwort: Die maximale Nutzungsdauer der FSRU (zum Zweck der Regasifizierung oder als LNG-Tanker) ist vertraglich geregelt, kann aber teilweise bei Bedarf verkürzt werden.
Die Konditionen zur Nutzung der Infrastruktur sind mit den Partnern an den jeweiligen FSRU-Standorten derzeit teilweise noch in Aushandlung und können als Geschäftsgeheimnisse an dieser Stelle nicht kommentiert werden.
Frage: 39. Welche weltweiten Großschadensereignisse sind der Bundesregierung im Zusammenhang mit dem Betrieb von
a) LNG-Carriern,
b) FSRU oder
c) festen LNG-Terminals
bekannt?
Antwort: Die LNG- und FSRU-Technologie ist erprobt und weltweit (auch in Deutschland) im Einsatz. Unfälle und Umweltschäden sind daran gemessen extrem selten. Im Zeitraum von 1963 bis 2022 gab es 180 Unfälle von LNG-Carriern. Seit dem Betrieb von FSRU-Terminals – sowie an landseitigen LNG-Importterminals – wurden weltweit keine schwerwiegenden Zwischenfälle gemeldet. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die höchsten Standards für die Sicherheit und Gefahrenabwehr im Seeverkehr gelten und die angenommenen Schutzmaßnahmen ordnungsgemäß und rechtzeitig umgesetzt und erforderlichenfalls verbessert werden.
Frage: 40. Welcher technische Mehraufwand ist nach Kenntnis der Bundesregierung erforderlich, um Pipelines und Speicher eines LNG-Terminals wasserstofffähig („H2-ready“) zu bauen?
Antwort: Für die Nutzung landseitiger Terminals mit Wasserstoff und dessen Derivate sind aus technischer Sicht insbesondere die Sicherheitsabstände zu Schutzobjekten sowie Material und Konstruktion von Fundamenten und Tanks von Bedeutung. Die Fundamente müssen für das höhere Gewicht durch beispielsweise eine Ammoniak-Nutzung ausgelegt werden und die Innenbeschichtung der Tanks für Wasserstoff und dessen Derivate geeignet sein. Es wird zudem auf die Antwort zu Frage 41 verwiesen.
Frage: 41. Bei welchen technischen Bestandteilen eines LNG-Terminals ist eine Umrüstung auf Wasserstoff nach Kenntnis der Bundesregierung nicht möglich (bitte angeben, wie viel Prozent der Gesamtkosten eines LNG-Terminals dies sind)?
Antwort: Die Bundesregierung unterzieht die geplanten festen LNG-Terminals derzeit lediglich einer Prüfung für das Wasserstoffderivat Ammoniak. Sie geht nach derzeitigem Kenntnisstand davon aus, dass grundsätzliche alle Bestandteile der festen LNG-Terminals durch Umrüstung auch für den Import von Ammoniak geeignet sein werden. Für den Import von reinem Wasserstoff wäre diese Frage separat zu prüfen; hierzu liegen noch keine gesicherten Erkenntnisse vor.
Frage: 42. Für was genau werden die 22,5 Mio. Euro verwendet, mit denen das Terminal in Brunsbüttel für Wasserstoff bzw. seine Derivate weiterverwendbar gemacht werden soll (vgl. Antwort der Bundesregierung vom 5. Januar 2023 auf die Berichtsanforderung des Abgeordneten Victor Perli zu „Flüssigerdgas-Terminals“; bitte Kosten für einzelne Faktoren aufschlüsseln)?
Antwort: Die ausgewiesene Summe von 22,5 Mio. Euro wird zum einen zur Sicherstellung und Ausrichtung der Lagertanks und ihrer Fundamente auf die höhere Dichte von Ammoniak genutzt. Ebenso ist die grundsätzliche Vorplanung von Rohrleitungsträgern und Fundamenten für den Ammoniakbetrieb vorgesehen. Eine Kostenausweisung dieser einzelnen Komponenten ist derzeit aufgrund sich verändernder Preislevels nicht möglich.
Frage: 43. Inwiefern wird die Bundesregierung sicherstellen, dass eine zusätzliche LNG-Pipeline durch die Ostsee auch wasserstofffähig sein wird?
Antwort: Für die mögliche zusätzliche LNG-Pipeline durch die Ostsee würden die erworbenen Nordstream-2-Röhrenteile genutzt. Jüngste Forschungsberichte zur Wasserstofftauglichkeit von Stählen kommen zu der Einschätzung, dass die in der Gasnetzinfrastruktur in Deutschland verbauten Stähle für den Betrieb mit Wasserstoff geeignet sind.
Frage: 44. Welcher Stahl wird nach Kenntnis der Bundesregierung bei den geplanten festen LNG-Terminals in Deutschland für die Teile verwendet, die ggf. später mit Ammoniak oder Wasserstoff in Berührung kommen würden?
Antwort: Der verwendete Stahl ist insbesondere für die Tanks der Terminals von Bedeutung. Am Standort Stade sollen 9-Prozent-Nickelstahl oder spezielle Membrantanks aus Edelstahl eingesetzt werden. Auch für das Terminal in Brunsbüttel
soll 9-Prozent-Nickelstahl verwendet werden, welcher später für die Nutzung mit Ammoniak mit Aluminium oder Edelstahl ausgekleidet werden soll. Beim festen LNG-Terminal Wilhelmshaven ist nach Kenntnis der Bundesregierung kein Kontakt der verwendeten Stähle mit Ammoniak oder Wasserstoff vorgesehen, da die Wasserstoffatome hierbei gebunden im LNG angelandet werden.
Frage: 45. Wie viel höher sind nach Kenntnis der Bundesregierung die Gesamtkosten eines reinen LNG-Terminals im Vergleich zu denen eines LNG-Terminals, bei dem alle Teile, wo es technisch möglich ist, wasserstofffähig sind?
Antwort: Zu einem Vergleich liegen der Bundesregierung keine Informationen vor.
Frage: 46. Welche Importmenge Wasserstoff (in Terrawattstunden, ggf. in Form von Derivaten) könnten nach Kenntnis der Bundesregierung die drei geplanten festen LNG-Terminals nach der Umrüstung jährlich annehmen?
Antwort: Eine genaue Prognostizierung der über die drei festen LNG-Terminals importierbaren Wasserstoffmenge ist derzeit noch nicht möglich, da diese abhängig ist von Anlieferungs- und Entleerungszyklen.
Frage: 47. Mit welcher nötigen Importmenge Wasserstoff (in Terrawattstunden, ggf. in Form von Derivaten) rechnet die Bundesregierung bis 2030 bzw. bis 2040 oder 2045?
Antwort: In der neuen Nationalen Wasserstoffstrategie 2023 geht die Bundesregierung von einem Gesamtwasserstoffbedarf von 95 bis 130 Terawattstunden im Jahr 2030 aus. Zwischen 45 und 90 Terawattstunden hiervon sollen importiert werden. Tatsächlich benötigte Importmengen nach 2030 sind aufgrund der hohen Dynamik im Hochlauf der Wasserstoffmärkte schwer zu quantifizieren.
Deutschland wird jedoch in erheblichem Umfang auf Importe von Wasserstoff und dessen Derivate angewiesen sein.
Frage: 48. Sind der Bundesregierung konkrete Fälle aus dem Jahr 2023 oder dem Jahr 2022 bekannt, in denen Geschäfte des Bundes zur Lieferung von LNG nach Deutschland dazu führten, dass andere Staaten keine Lieferungen mehr bekamen oder sogar bestehende Verträge gebrochen wurden (vgl. allgemein dazu www.reuters.com/markets/asia/gas-shortage-expose s-fragile-south-asian-economies-more-pain-2023-02-20)?
Antwort: Der Bundesregierung liegen keine entsprechenden Erkenntnisse vor.