Kostbares Gut
Das Erdgas wird knapp und die Preise explodieren. Wie kommen Unternehmen und Privathaushalte über den Winter? Die Politik hat sich festgelegt: Kurzfristig setzt sie auf den Import von LNG und ein Comeback der Kohle. Doch gefragt sind langfristige Lösungen.
Auf den Kubikmeter genau kann Klaus Schneegans den Pulsschlag beziffern, der die gesamte Republik in Atem hält. Laut dem Betriebsratsvorsitzenden des Netzbetreibers Gascade erreichen derzeit täglich rund 30 Millionen Kubikmeter Erdgas die Anlandestation der Pipeline Nord Stream 1 in Lubmin bei Greifswald. Das sind nur rund 20 Prozent der üblichen Liefermenge. Angesichts der bevorstehenden Heizsaison ist die Sorge in Politik und Unternehmen immens, dass Putin den Gashahn weiter zudreht.
Einen dreitägigen Lieferstopp Ende August/Anfang September hat der russische Staatskonzern Gazprom mit Wartungsarbeiten begründet. Danach soll wieder die reduzierte Menge von rund 30 Millionen Kubikmeter Gas durch Nord Stream 1 fließen – ob das wirklich passiert, ist offen.
Neue LNG-Terminals reduzieren Abhängigkeit von Russland
Über viele Jahre war Erdgas vergleichsweise billig und leicht verfügbar, im Herbst 2022 ist es ein teures Gut. Kostete eine Megawattstunde vor einem Jahr noch 25 Euro, wird es an der niederländischen TTF-Börse für September bereits mit 206 Euro gehandelt. Eine weitere Kostensteigerung wird erwartet, wenn ab Oktober die Gas-Sicherungsumlage von 2,4 Cent anfällt.
Noch bis vor einem Jahr galt Erdgas als Brücke ins regenerative Zeitalter. Um die Klimaziele zu erreichen, haben Industrieunternehmen ihre Anlagen umgestellt. Mit einem Anteil von rund 30 Prozent ist Gas aktuell Hauptenergieträger der Industrie. Der Anteil am gesamten Energiemix stieg auf zuletzt 21,6 Prozent: Im vergangenen Jahr wurden hierzulande 90,5 Milliarden Kubikmeter Erdgas verbraucht. Mit einem Anteil von 55 Prozent stammte mehr als die Hälfte von einem einzigen Anbieter: Russland.
Diese Abhängigkeit ist nicht von heute auf morgen zu überwinden. Um erst einmal dafür zu sorgen, dass die deutschen Gasspeicher bis zum Beginn der Heizperiode am 1. November fast vollständig gefüllt sind, hat die Bundesregierung das Gasspeichergesetz erlassen. Immerhin: Der erste Mindestfüllstand von 75 Prozent wurde bereits zwei Wochen vor Fristablauf am 1. September erreicht. Gründe waren die vergleichsweise höheren Temperaturen und gestiegene Importe aus Nordwest-Europa. Wird das Einsparziel von 20 Prozent bis zum Winter nicht erreicht, kann der Verbrauch im öffentlichen Bereich über das neue Energiesicherungsgesetz gedeckelt werden. Bezüglich der Einsparungsmöglichkeiten in Unternehmen strebt die Politik Gespräche mit Gewerkschaften und Arbeitgebern an.
Viel ist derzeit in Bewegung, auch andere Energieformen werden plötzlich wieder attraktiver. So erlebt die Kohle ein teilweises Comeback, es wird über Laufzeitverlängerungen für AKW und auch Fracking diskutiert – bislang ohne Ergebnis.
Keine Frage, der Anteil von russischem Gas an der bundesdeutschen Energieversorgung muss drastisch heruntergefahren werden. Die Bundesregierung hält bis Sommer 2024 einen Rückgang auf 10 Prozent des Verbrauchs für möglich und setzt dafür auf den Import von Flüssiggas (LNG) per Schiff. Mit 2,9 Milliarden Euro finanziert sie den Bau von LNG-Terminals an den Standorten Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Stade und Lubmin. Vier Spezialschiffe wurden angemietet, so genannte FSRU, über die LNG erwärmt und regasifiziert wird, um es ins deutsche Gasnetz pumpen zu können.
Das erste Terminal soll in Wilhelmshaven nach Angaben seines Betreibers Uniper im Winter 2022/2023 in Betrieb gehen und 7,5 Milliarden Kubikmeter Gas pro Jahr umschlagen. Aktuell werden die Kaianlagen umgebaut und der Anschluss an das Erdgasnetz verlegt. Auch über das Firmengelände der Dow in Stade, wo das Terminal Ende 2023 seine Arbeit aufnehmen soll, rollen bereits Planierraupen. Über die geplante Umschlagsmenge macht der Betreiber Hanseativ Energy Hub, zu dessen Gesellschaftern das Chemieunternehmen Dow gehört, noch keine Angaben. Für den Standort hatten sich die Stader Betriebsräte und IGBCE in Hannover und Berlin starkgemacht. Betriebe wie AOS, die in höchstem Maße von Gas abhängig sind, hoffen mit LNG ihre Produktion zu sichern, so der Betriebsratsvorsitzende Oliver Elsen.
Erster LNG-Terminal bei Wilhelmshaven in Bau
Das vierte von der Bundesregierung geplante Terminal wird frühestens Ende 2023 in Lubmin starten, allerdings gibt der Betreiber RWE noch keine näheren Informationen zu dem Projekt bekannt. Bereits Ende des Jahres soll hier zudem ein privatwirtschaftlich finanziertes, schwimmendes LNG-Terminal die Arbeit aufnehmen. Betreiber ist das kürzlich gegründete Unternehmen Deutsche Regas. Die notwendigen Genehmigungsverfahren stehen allerdings noch aus.
Mit LNG plant Wirtschaftsminister Robert Habeck über die nächsten Jahre die Gasversorgung zu sichern. Doch die Zukunft sieht er – wie große Teile der Industrie – in der Wasserstoffwirtschaft. Deshalb wird sich die Infrastruktur, die aktuell aus Steuergeldern finanziert wird, daran messen lassen müssen, ob sie auch für den Umschlag von Wasserstoff ausbaubar ist. So plant Uniper in Wilhelmshaven im nächsten Schritt den Umbau zu einer festen Regasifizierungsanlage. Laut Unternehmenssprecher geht Uniper davon aus, dass die jetzt zu errichtende Infrastruktur »zu Teilen« für die längerfristige, »grüne« Nutzung einsetzbar ist. Auch bei Hanseatic Energy Hub dient laut einer Sprecherin ein Teil der geplanten Investitionen dem Aufbau einer industriellen Basisinfrastruktur, die später auch für Energieträger auf Basis von Wasserstoff notwendig sein wird. Für die komplette Umstellung auf Wasserstoff werden jedoch weitere große Investitionen notwendig sein.
Flüssiggas soll Deutschland schneller unabhängig von russischem Gas machen. Die Karte zeigt die vier Standorte der LNG-Terminals, das Startdatum sowie ihre geplanten Umschlagmengen. Für Stade und Lubmin sind noch keine Mengen bekannt.
Viele Unternehmen spüren die Krise, vor allem die energieintensiven etwa aus der Chemie sowie der Glas- oder Keramikindustrie. Konzerne wie Bayer, Evonik oder RWE erwägen, zur Drosselung des Verbrauchs die Raumtemperaturen in den Büros abzusenken, Henkel überlegt, die Belegschaft ins Homeoffice zu schicken, um weniger heizen zu müssen. Das Unternehmen will zudem mehr Kohle und Öl einsetzen, um den Gasverbrauch zu senken, Evonik setzt auf Kohle, BASF will sein Kraftwerk am Produktionsstandort Schwarzheide mit Öl statt mit Gas befeuern.
Der Aluminiumproduzent Trimet drosselte wegen hoher Strompreise seine Produktion an drei Standorten. Und verkaufte überschüssigen Strom lieber gewinnbringend. Bereits im vorigen Jahr meldete der Kartonhersteller Baden Board angesichts steigender Gaspreise Insolvenz an. Besser sah es zunächst für die SKW Stickstoffwerke Piesteritz in Sachsen-Anhalt aus. Der Düngemittelhersteller wurde seine Erzeugnisse nicht mehr für die – wegen gestiegener Energiekosten – höheren Preise los. SKW stellte auf Harnstoff um und verkauft es als AdBlue für Dieselfahrzeuge. Der Gaspreis stieg weiter, auch deshalb drohen bei SKW Produktionsstopp und Kurzarbeit ab Oktober.
Energieunternehmen bereiteten sich angesichts des geplanten Kohleausstiegs auf die schrittweise Stilllegung ihrer Kohlekraftwerke vor. Betroffene Blöcke werden zunächst in eine mehrjährige Sicherheitsbereitschaft überführt – was bedeutet, dass eine Anlage zur Not wieder hochgefahren werden kann. Dieser Fall ist jetzt. Als erstes Steinkohlenkraftwerk kehrt Anfang August das Kraftwerk Mehrum des tschechischen Konzerns EPH ans Netz zurück.
Ähnlich bei RWE Power: Vier Blöcke mit einer Gesamtleistung von 1200 Megawatt in den Kraftwerken Niederaußem und Neurath waren schon in der Sicherheitsbereitschaft und sollten Ende 2022 vom Netz gehen. Sie bleiben zunächst bis Ende März 2023. Nun muss RWE kurzfristig mehrere Hundert Stellen länger oder ganz neu besetzen. Ältere Beschäftigte können erst später in den Vorruhestand. Dabei war für sie die soziale Absicherung mit dem Anpassungsgeld (APG) längst abgemacht. »Diese erneute Kehrtwende sorgte für viel Frust«, berichtet Gesamtbetriebsratsvorsitzender Harald Louis. Betriebsvereinbarungen, Qualifizierungsprogramme oder heftige Diskussionsrunden – die Betriebsräte schalteten sich auf allen Ebenen ein. »Wir stellen uns jetzt diesen Rahmenbedingungen«, sagt Louis. Er ist jetzt, im Sommer, verhalten optimistisch. »Wir können das schaffen.« Aber der Gewerkschafter hofft auch, dass die Energiekrise bald beendet ist und der Kohleausstieg wieder für alle Beschäftigten planbar und transparenter wird. »Es werden für uns sonst sehr herausfordernde Jahre.«
Deutschlands größter Gasimporteur Uniper geriet wegen gedrosselter Gaslieferungen aus Russland und massiver Preissteigerungen in eine Schieflage. Um den Konzern zu stützen, wurde ein milliardenschweres Rettungspaket geschnürt. Es sieht unter anderem vor, dass der Bund mit 30 Prozent bei dem Düsseldorfer Unternehmen einsteigt.
Das Unternehmen musste teuren Ersatz beschaffen und verlor zeitweise Geld in zweistelliger Millionenhöhe – täglich. Bei der Belegschaft löste das eine massive Verunsicherung aus. Betriebsräte und die Gewerkschaften IGBCE und Verdi schlugen Alarm. Das neue Energiesicherungsgesetz gibt dem Bund die Möglichkeit, mit 30 Prozent bei Uniper einzusteigen. Speicher, Transportanlagen und Fachkräfte; alles bleibt als Einheit bestehen. Voraussichtlich im Oktober wird klar, ob sich die Entwicklung letztendlich auch auf die Personalstruktur auswirkt. Fest steht allerdings, dass mit der Tochter Uniper Anlagenservice ein Allrounder für die Instandhaltung energietechnischer Anlagen den Markt verlassen wird. Der Gelsenkirchener Standort baut bis Ende dieses Jahres 450 Stellen ab. Nicht wegen, sondern trotz des Rettungspakets. Das Aus wurde schon 2021 wegen Sparmaßnahmen beschlossen. Die Konzerntochter sei im Energiemarkt einzigartig gewesen, betont Dyba. Es gab alle Gewerke, die für Betreuung energetischer Systeme nötig seien. Ohne Not werde eine hoch kompetente Mannschaft »zerpflückt«, kritisiert Dyba.
Weniger Gasverbrauch bei BASF in Ludwigshafen am Rhein? Ein Muss, findet Sinischa Horvat, Europa- und Konzernbetriebsratsvorsitzender bei BASF SE. Er denkt an grüne Alternativen für die Stromversorgung. Rund 34 000 Beschäftigte erzeugen pro Jahr gut 8 Millionen Tonnen an Chemieprodukten. Dafür ist viel Gas nötig. Ludwigshafen verbraucht pro Jahr rund 37 Terawattstunden. Gut die Hälfte geht für Strom- und Dampferzeugung drauf. Einfach auf andere Energieträger umsteigen, geht nicht. Und noch wird viel Gas gebraucht. Trotz zeitweiliger Engpässe erlaubt sich BASF derzeit einen vorsichtigen Optimismus. Der Konzern kauft auf dem internationalen Spotmarkt ein. Und spart, wo immer möglich. Für große Verbraucher wie die Acetylen-Anlage zog das Unternehmen anstehende Revisionen vor. Doch Ludwigshafen ist auf ein gewisses Maß an Gaslieferungen angewiesen. Die kritische Marke liegt bei etwa 50 Prozent. Kommt weniger an, kann es passieren, dass der Standort heruntergefahren werden muss. Dieses Szenario gilt derzeit als wenig wahrscheinlich.
Horvat: »Wir sind ein systemrelevanter Betrieb. Wenn es hier zum Stillstand käme, hätte das auch Auswirkungen auf die Verbraucher.« Das werde auch in der Politik so gesehen und im »Notfallplan Gas« berücksichtigt. Auf der Prioritätenliste stünden neben Krankenhäusern und Wohnungen auch Betriebe mit hoher Relevanz für Wirtschaft und Verbraucher. Darauf setzt Horvat. »Wir sehen zwar das Damoklesschwert, aber noch sind wir optimistisch.« Und sollte es schlimmer kommen, hat der Betriebsrat eine Betriebsvereinbarung für die Vermeidung von Kurzarbeit in der Schublade. Abbau von Zeitkonten, interne Versetzungen und viele andere Stellschrauben sollen zuerst ausgeschöpft werden, bevor die Kurzarbeit kommt. »Noch brauchen wir diesen Plan nicht«, sagt Horvat, »aber wir sind vorbereitet.«