Hartnäckig tragen Russland und die Ukraine ihre Konflikte um das Erdgas aus. Schon gefährden blockierte Pipelines die Energieversorgung und Wirtschaft gleich mehrerer Länder. Auch wenn politischer Druck die Streithähne gelegentlich beruhigt – bald dürften sich die Wiederholungstäter erneut in die Haare kriegen. Darum stellt sich die Frage, ob und wie vitale Engpässe in der Gasversorgung künftig vermieden werden können.

Drei Möglichkeiten bieten sich an: erstens der Bau neuer Pipelines, die Krisenherde umgehen. Zweitens die Errichtung riesiger Erdgasspeicher, die sichere Vorräte schaffen (siehe Kasten: "Neue Rohre"). Als nachhaltigste und flexibelste Lösung gilt jedoch eine verstärkte Versorgung mit flüssigem Erdgas, kurz LNG (Liquefied Natural Gas). Dieses Gas – häufig ein Nebenprodukt der Erdölförderung – wurde früher einfach abgefackelt. Seine Nutzung schont also das Klima. Es lässt sich über sehr weite Entfernungen mit Schiffen transportieren und ist nicht auf das starre Netz der Pipelines angewiesen. Weitere Vorteile: Die Abhängigkeit von Monopolisten wird geringer, da die Zahl der Anbieter von LNG weltweit wächst. Zudem wird die Beförderung von Flüssiggas mit Riesentankern dank technischer Fortschritte immer preisgünstiger. Schon heute stellt es ein Viertel des weltweit gehandelten Erdgases – und sein Anteil steigt. "In Europa werden sich die LNG-Importe mittelfristig verdoppeln", sagt Manfred Wiegand, Rohstoffexperte der Unternehmensberatung PricewaterhouseCoopers.

Allerdings ist der Umgang mit Flüssiggas technisch aufwendig und teuer. Um die Tanker beladen zu können, ist eine entsprechende Verflüssigungsanlage am Förderort notwendig. Zur Verflüssigung wird das Gas zunächst auf minus 162 Grad abgekühlt. Dabei reduziert sich sein Volumen auf ein Sechshundertstel. So passen bis zu 100 Millionen Kubikmeter Erdgas in jene 220 Spezialschiffe, die bereits auf den Weltmeeren mit LNG unterwegs sind. Im Bestimmungshafen muss die flüssige Fracht dann wieder "regasifiziert", also in Erdgas zurückverwandelt werden. Fünfzehn solcher Regasifizierungsanlagen für den Import sind derzeit in Europa in Betrieb (siehe Grafik), weitere sollen in den nächsten Jahren hinzukommen.

Planung und Bau dieser aufwendigen Anlagen sind erfahrungsgemäß nicht nur technisch, sondern auch ökonomisch schwierig. Häufig dauert es Jahrzehnte, bis ein Terminal in Betrieb geht – wenn die Pläne überhaupt umgesetzt werdern können. In Deutschland etwa gibt es bis heute kein einziges LNG-Entladeterminal. Bereits seit Anfang der siebziger Jahre ist Wilhelmshaven als möglicher Standort im Gespräch. Die Genehmigung erfolgte 1979, mehrmals schien in den achtziger und neunziger Jahren ein Baubeginn kurz bevorzustehen. Aber sinkende Energiepreise durchkreuzten wiederholt die Kalkulation. So auch im vergangenen Jahr, als E.on Ruhrgas erneut nach Investoren suchte. Angesichts des rapide fallenden Ölpreises und der flauen Wirtschaft infolge der Finanzkrise fehlten einmal mehr die Vertragspartner.

Noch komplexer und teurer als die Entladestationen in den Häfen ist der Bau der Verflüssigungsanlagen in der Nähe der Öl- und Gasförderstätten. Die Inbetriebnahme dieser Anlagen verläuft selten problemlos. Ein aktuelles Beispiel hierfür liefert Statoil. Der norwegische Öl- und Gasmulti hatte 2007 Europas erste große Erdgasverflüssigungsanlage auf der Insel Melkøya vor dem nordnorwegischen Hammerfest in Betrieb genommen. Kaum waren die ersten beiden LNG-Tanker befüllt und abgefahren, blockierte ein Leck im Kühlsystem die Anlage für zwei Monate. Das Gas strömte indes weiter aus den Bohrlöchern am Grund der Barentssee und musste verbrannt werden. Die mehr als 100 Meter hohe Flamme war sogar von der Internationalen Raumstation (ISS) deutlich zu sehen.

So stieg rund eine Million Tonnen CO₂ nutzlos in die Atmosphäre auf, dazu Tausende Tonnen Ruß. Dabei war diese weltweit modernste Anlage als besonders umweltfreundlich geplant, sie sollte möglichst wenig Treibhausgas erzeugen. Deshalb sollte auch der fünfprozentige CO₂-Anteil, der mit dem natürlichen Rohgas bei der Förderung anfällt, entsorgt werden. Man wollte ihn in Hammerfest nicht wie üblich in die Luft blasen, sondern einfangen und in ein Endlager pressen. Doch kaum war das erste Problem mit dem Leck behoben, tauchten neue technische Schwierigkeiten auf. Noch heute läuft die LNG-Produktion auf Melkøya nur mit 80 Prozent der ursprünglich geplanten Kapazität.

Probleme bei der Erdgasverflüssigung haben schließlich zu Lieferengpässen bei LNG geführt. Dies und sinkende Energiepreise führten wiederum zu sinkenden Bestellungen bei den Schiffen. "Die Stapelläufe werden zunächst deutlich zurückgehen", prophezeit Herbert Carmigchelt vom Schiffsmakler Barry Rogliano Salles in Paris, der auch mit LNG-Tankern handelt. 51 neue Flüssiggastanker gingen im Jahr 2008 weltweit in Betrieb, in diesem Jahr laufen voraussichtlich nur 42 Schiffe vom Stapel. Trotz solcher Schwierigkeiten ist LNG dem Transport in Pipelines auf langen Distanzen überlegen. Erstaunlich niedrig sind inzwischen auch die CO₂-Emissionen, dank doppelter Nutzung des während des Transports ausströmenden Erdgases: Pro Tag verdunsten zwar rund 0,15 Prozent der Fracht – aber die Verdunstungskälte, die dabei entsteht, reicht aus, um die übrige Tankfüllung auf minus 162 Grad zu halten. In den modernen Schiffen treibt das verdampfende Gas zusätzlich die Turbinen.

Seit 2006 sind Tanker als "schwimmende Speicher für Spekulationszwecke" auf den Meeren unterwegs © ZEIT Grafik

Technischer Fortschritt beschleunigt auch die Erschließung neuer Erdgasfelder. Bis vor Kurzem lohnte sich die Offshoreproduktion von LNG auf weit abgelegenen Bohrplattformen nicht. Inzwischen machen kostengünstige kleinere Verflüssigungsanlagen hier den Brennstoff LNG zunehmend verfügbar. Parallel dazu steigen die Importmöglichkeiten: So werden einfache, ortsunabhängige Entladebojen entwickelt. Neuere Tanker haben die Regasifizierungsanlagen bereits an Bord. Sie benötigen keinen LNG-Terminal mehr, sondern können das Gas direkt ins öffentliche Leitungsnetz speisen. Ferner entstehen Systeme für die LNG-Übergabe von Schiff zu Schiff – etwa von großen auf kleinere Tanker. Mittlerweile sind riesige LNG-Tanker im Bau. Ihr Fassungsvermögen von 150 Millionen Kubikmeter Erdgas reicht aus, um eine Stadt mit knapp 50000 Haushalten ein Jahr lang zu versorgen.

Wie ein flexibles Gasversorgungssystem auf der Basis von LNG-Tankern sogar den schwerfälligen globalen Markt aufmischen kann, zeigt folgendes Beispiel: Seit 2006 sind bis zu elf Tanker als "schwimmende Speicher für Spekulationszwecke" auf den Meeren unterwegs, erklärt der Pariser Schiffsmakler Barry Rogliano Salles. Steigt der Gaspreis irgendwo über eine bestimmte Grenze, steuern sie den entsprechenden Hafen an. Als etwa in Japan, das mangels eigener Energiequellen ohnehin viel flüssiges Erdgas bezieht, einige Atomkraftwerke wegen eines Erdbebens ausfielen, nahmen LNG-Tanker, die sonst den europäischen Markt bedient hätten, umgehend Kurs auf Fernost.

So wird dank der Beweglichkeit der Schiffe der Handel mit Erdgas allmählich globalisiert. Dies ist keine Selbstverständlichkeit in dem besonders undurchsichtigen und starren Gasmarkt. Die Milliardeninvestitionen in den Bau von Pipelines fließen nämlich nur dann, wenn die Auslastung der teuren Röhren auch über jahrzehntelange Lieferverträge gesichert ist. Entsprechende Abkommen sind meist geheim und führen zu regional großen Preisdifferenzen. Claude Mandil von der Internationalen Energiebehörde (IEA) schätzt, dass sich die heute noch unterschiedlichen Gaspreise des atlantischen und pazifischen Marktes bereits bis zum Jahr 2010 angeglichen haben werden.

Um auf dem Weltmarkt nicht zurückzufallen, müssen auch europäische Firmen Milliarden in die Infrastruktur für flüssiges Erdgas investieren. So hat etwa E.on Ruhrgas zwar den Bau des Entladeterminals in Wilhelmshaven erneut verschoben, dafür beteiligte sich das Unternehmen am Bau einer Anlage in Rotterdam. Das Terminal Gas Access to Europe (Gate) soll im Jahr 2011 fertig sein. Über eine Pipeline gelangt das Erdgas dann von der niederländischen Hafenstadt nach Deutschland. "Gate wird unser Tor für die Versorgung des nordwesteuropäischen Marktes mit LNG sein", sagt E.on-Ruhrgas-Vorstand Jochen Weise. Er bezeichnet den Einstieg als "wichtigen Meilenstein für die Versorgungssicherheit Deutschlands mit Erdgas".

Neben Gate sind in Europa zahlreiche weitere LNG-Verladestationen in Planung. Verdoppelt sich die jährliche Kapazität, wie Manfred Wiegand von PricewaterhouseCoopers prognostiziert, könnten in der EU mehr als 160 Milliarden Kubikmeter LNG importiert werden. Das entspräche dem 1,6-Fachen des deutschen Jahresverbrauchs. Angesichts der unsicheren Bezugswege aus Osteuropa begrüßt auch die Bundesregierung dieses rasche Wachstum. "Wir halten den Ausbau alternativer Lieferwege im Erdgassektor für wichtig", sagt Steffen Moritz vom Wirtschafts- und Technologieministerium.

Auf lange Sicht gilt Erdgas als Favorit unter den fossilen Brennstoffen, auch weil es vergleichsweise sauber und klimafreundlich ist: Es setzt bei gleicher Leistung rund ein Viertel weniger CO₂ frei als Kohle oder Öl. Die Erdgasnutzung hat sich seit 1980 bereits fast verdoppelt, während der Verbrauch von Erdöl nur um ein Drittel zugelegt hat. Schon 2020 wird Erdgas nach Expertenschätzung die Kohle von Rang zwei der wichtigsten Energieträger verdrängen.

Noch versorgt sich Europa zu über 90 Prozent mit Erdgas aus Pipelines, vor allem aus Sibirien. Bei Distanzen bis 3000 Kilometer gelten Pipelines als kostengünstiger. Doch dank moderner Tanker und Technik könnte die EU bald Erdgas in großen Mengen aus Algerien, Qatar, Nigeria, womöglich sogar aus Indonesien und Malaysia beziehen – und Gasstreitigkeiten in Osteuropa gelassener verfolgen.