Measures implemented this year could bring down gas imports from Russia by over one-third, with additional temporary options to deepen these cuts to well over half while still lowering emissions.

Europe’s reliance on imported natural gas from Russia has again been thrown into sharp relief by Russia’s invasion of Ukraine on 24 February. In 2021, the European Union imported an average of over 380 million cubic metres (mcm) per day of gas by pipeline from Russia, or around 140 billion cubic metres (bcm) for the year as a whole. As well as that, around 15 bcm was delivered in the form of liquefied natural gas (LNG). The total 155 bcm imported from Russia accounted for around 45% of the EU’s gas imports in 2021 and almost 40% of its total gas consumption.

Progress towards net zero ambitions in Europe will bring down gas use and imports over time, but today’s crisis raises specific questions about imports from Russia and what policy makers and consumers can do to lower them. This IEA analysis proposes a series of immediate actions that could be taken to reduce reliance on Russian gas, while enhancing the near-term resilence of the EU gas network and minimising the hardships for vulnerable consumers.

A suite of measures in our 10-Point Plan, spanning gas supplies, the electricity system and end-use sectors1, could result in the EU’s annual call on Russian gas imports falling by more than 50 bcm within one year - a reduction of over one-third. These figures take into account the need for additional refilling of European gas storage facilities in 2022 after low Russian supplies helped drive these storage levels to unusually low levels. The 10-Point Plan is consistent with the EU’s climate ambitions and the European Green Deal and also points towards the outcomes achieved in the IEA Net Zero Emissions by 2050 Roadmap, in which the EU totally eliminates the need for Russian gas imports before 2030.

Durch Maßnahmen, die in diesem Jahr umgesetzt würden, könnten die Gasimporte aus Russland um mehr als ein Drittel gesenkt werden, wobei zusätzliche zeitlich befristete Möglichkeiten bestehen, diese Senkung auf weit über die Hälfte zu steigern und dabei die Emissionen weiter zu senken.

Die Abhängigkeit Europas von Erdgasimporten aus Russland wurde durch den Einmarsch Russlands in die Ukraine am 24. Februar erneut deutlich vor Augen geführt. Im Jahr 2021 importierte die Europäische Union im Durchschnitt mehr als 380 Millionen m³ (mcm) Gas pro Tag über Pipelines aus Russland, was etwa 140 Milliarden m³ (bcm) für das gesamte Jahr entspricht. Darüber hinaus wurden rund 15 Mrd. m³ in Form von verflüssigtem Erdgas (LNG) geliefert. Die insgesamt 155 Mrd. m³, die aus Russland importiert wurden, machten im Jahr 2021 rund 45 % der Gaseinfuhren der EU und fast 40 % ihres gesamten Gasverbrauchs aus.

Fortschritte auf dem Weg zu Netto-Null-Ambitionen in Europa werden den Gasverbrauch und die Gasimporte im Laufe der Zeit senken. Die heutige Krise wirft jedoch spezielle Fragen zu den Importen aus Russland auf und dazu, was politische Entscheidungsträger und Verbraucher tun können, um diese zu senken. In dieser IEA-Analyse werden eine Reihe von Sofortmaßnahmen vorgeschlagen, die ergriffen werden könnten, um die Abhängigkeit von russischem Gas zu verringern und gleichzeitig die kurzfristige Widerstandsfähigkeit des EU-Gasnetzes zu verbessern und die Härten für anfällige Verbraucher zu minimieren.

Eine Reihe von Maßnahmen in unserem 10-Punkte-Plan, die sich auf die Gasversorgung, das Stromsystem und die Endverbrauchssektoren1 erstrecken, könnte dazu führen, dass der jährliche Bedarf der EU an russischen Gasimporten innerhalb eines Jahres um mehr als 50 Mrd. m³ sinkt - eine Reduzierung um mehr als ein Drittel. Diese Zahlen berücksichtigen die Notwendigkeit einer zusätzlichen Auffüllung der europäischen Gasspeicher im Jahr 2022, nachdem die geringen russischen Lieferungen dazu beigetragen haben, dass die Speicherbestände auf ein ungewöhnlich niedriges Niveau gesunken sind. Der 10-Punkte-Plan steht im Einklang mit den Klimazielen der EU und dem Europäischen Green Deal und weist auch auf die Ergebnisse des IEA-Fahrplans "Netto-Null-Emissionen bis 2050" hin, wonach die EU bis 2030 vollständig auf russische Gasimporte verzichten will.

We also consider possibilities for Europe to go even further and faster to limit near-term reliance on Russian gas, although these would mean a slower near-term pace of EU emissions reductions. If Europe were to take these additional steps, then near-term Russian gas imports could be reduced by more than 80 bcm, or well over half.

The analysis highlights some trade-offs. Accelerating investment in clean and efficient technologies is at the heart of the solution, but even very rapid deployment will take time to make a major dent in demand for imported gas. The faster EU policy makers seek to move away from Russian gas supplies, the greater the potential implications in terms of economic costs and/or near-term emissions. Circumstances also vary widely across the EU, depending on geography and supply arrangements.

Read press release

Wir erwägen auch Möglichkeiten für Europa, noch weiter und schneller zu verfahren, um die kurzfristige Abhängigkeit von russischem Gas zu begrenzen, auch wenn dies ein langsameres kurzfristiges Tempo bei der Reduzierung der EU-Emissionen bedeuten würde. Wenn Europa diese zusätzlichen Schritte unternimmt, könnten die kurzfristigen russischen Gasimporte um mehr als 80 Mrd. m³ oder weit über die Hälfte reduziert werden.

Die Analyse zeigt einige Kompromisse auf. Die Beschleunigung von Investitionen in saubere und effiziente Technologien ist das Herzstück der Lösung, aber selbst eine sehr schnelle Einführung wird Zeit brauchen, um die Nachfrage nach importiertem Gas deutlich zu senken. Je schneller die politischen Entscheidungsträger der EU versuchen, sich von russischen Gaslieferungen zu lösen, desto größer sind die potenziellen Auswirkungen in Bezug auf die wirtschaftlichen Kosten und/oder die kurzfristigen Emissionen. Die Umstände sind auch innerhalb der EU sehr unterschiedlich, je nach geografischer Lage und Liefervereinbarungen.

Gas supply

1. No new gas supply contracts with Russia

• Gas import contracts with Gazprom covering more than 15 bcm per year are set to expire by the end of 2022, equating to around 12% of the company’s gas supplies to the EU in 2021. Overall, contracts with Gazprom covering close to 40 bcm per year are due to expire by the end of this decade.
• This provides the EU with a clear near-term window of opportunity to significantly diversify its gas supplies and contracts towards other sources, leveraging the options for imports provided by its large LNG and pipeline infrastructure.

Impact: Taking advantage of expiring long-term contracts with Russia will reduce the contractual minimum take-or-pay levels for Russian imports and enable greater diversity of supply.

Gasversorgung

1. Keine neuen Gaslieferverträge mit Russland

• Gasimportverträge mit Gazprom über mehr als 15 Mrd. m³ pro Jahr laufen bis Ende 2022 aus, was etwa 12 % der Gaslieferungen des Unternehmens an die EU im Jahr 2021 entspricht. Insgesamt laufen bis zum Ende dieses Jahrzehnts Verträge mit Gazprom im Umfang von fast 40 Mrd. m³ pro Jahr aus.
• Damit bietet sich der EU in naher Zukunft eine klare Gelegenheit, ihre Gaslieferungen und -verträge auf andere Quellen zu diversifizieren und dabei die Importmöglichkeiten ihrer umfangreichen LNG- und Pipelineinfrastruktur zu nutzen.

Auswirkungen: Durch die Nutzung auslaufender langfristiger VertrŠge mit Russland werden die vertraglichen Mindestabnahmemengen für russische Importe gesenkt und eine größere Diversifizierung der Versorgung ermöglicht.

2. Replace Russian supplies with gas from alternative sources

• Complementing the point above, our analysis indicates that production inside the EU and non-Russian pipeline imports (including from Azerbaijan and Norway) could increase over the next year by up to 10 bcm from 2021. This is based on the assumptions of a higher utilisation of import capacity, a less heavy summer maintenance schedule, and production quotas/caps being revised upwards.
• The EU has greater near-term potential to ramp up its LNG imports, considering its ample access to spare regasification capacity.2 LNG trade is inherently flexible, so the crucial varables for the near-term are the availability of additional cargoes, especially those that have some contractual leeway over the destination, and competition for this supply with other importers, notably in Asia.
• The EU could theoretically increase near-term LNG inflows by some 60 bcm, compared with the average levels in 2021. However, all importers are fishing in the same pool for supply, so (in the absence of weather-related or other factors that limit import demand in other regions) this would mean exceptionally tight LNG markets and very high prices.
• Considering current forward prices and the LNG supply-demand balance, we have factored into our 10-Point Plan a 20 bcm increase in the EU’s LNG imports over the next year. The timely procurement of LNG can be facilitated by enhanced dialogue with LNG exporters and other importers, increased transparency, and efficient use of capacities at LNG regasification terminals.
• The increases in non-Russian pipeline and LNG deliveries assume a concerted effort to tackle methane leaks, both across Europe, where leaks are estimated at 2.5 bcm a year from oil and gas operations, and among other non-European suppliers - especially those that flare significant quantities of gas today.
• There is limited potential to scale up biogas and biomethane supply in the short term because of the lead times for new projects. But this promising low-carbon sector offers important medium-term upside for the EU’s domestic gas output. The same consideration applies to production of low-carbon hydrogen via electrolysis, which is contingent on new electrolyser projects and new low-carbon generation coming online. Increased output of low-carbon gases is vital to meet the EU’s 2030 and 2050 emissions reduction targets.

Impact: Around 30 bcm in additional gas supply from non-Russian sources.

2. Ersetzen der russischen Lieferungen durch Gas aus alternativen Quellen

• Ergänzend zu den obigen Ausführungen zeigt unsere Analyse, dass die Produktion innerhalb der EU und die nicht-russischen Pipeline-Importe (einschließlich aus Aserbaidschan und Norwegen) im nächsten Jahr um bis zu 10 Mrd. m³ ab 2021 steigen könnten. Dies basiert auf den Annahmen einer höheren Auslastung der Importkapazitäten, eines weniger intensiven Wartungsplans im Sommer und einer Anhebung der Produktionsquoten und -obergrenzen.
• Die EU verfügt über ein größeres kurzfristiges Potenzial, ihre LNG-Importe zu steigern, da sie reichlich Zugang zu freien Regasifizierungskapazitäten hat.2 Der Handel mit LNG ist von Natur aus flexibel, so dass die entscheidenden Variablen für die nahe Zukunft die Verfügbarkeit zusätzlicher Ladungen sind, insbesondere solcher, die einen gewissen vertraglichen Spielraum hinsichtlich des Bestimmungsortes haben, und der Wettbewerb um dieses Angebot mit anderen Importeuren, insbesondere in Asien.
• Theoretisch könnte die EU die LNG-Zuflüsse in naher Zukunft um etwa 60 Mrd. m³ erhöhen, verglichen mit den durchschnittlichen Mengen im Jahr 2021. Allerdings fischen alle Importeure im selben Pool, so dass dies (sofern nicht wetterbedingte oder andere Faktoren die Importnachfrage in anderen Regionen einschränken) zu außergewöhnlich engen LNG-Märkten und sehr hohen Preisen führen würde.
• In Anbetracht der aktuellen Terminpreise und des Gleichgewichts zwischen LNG-Angebot und -Nachfrage haben wir in unserem 10-Punkte-Plan einen Anstieg der LNG-Einfuhren der EU um 20 Mrd. m³ im nächsten Jahr berücksichtigt. Die rechtzeitige Beschaffung von LNG kann durch einen verstärkten Dialog mit LNG-Exporteuren und anderen Importeuren, mehr Transparenz und eine effiziente Nutzung der Kapazitäten von LNG-Wiederverdampfungsterminals erleichtert werden.
• Die Zunahme der nicht-russischen Pipeline- und LNG-Lieferungen setzt konzertierte Anstrengungen zur Bekämpfung von Methanlecks voraus, und zwar sowohl in ganz Europa, wo jährlich schätzungsweise 2,5 Mrd. m³ aus dem Öl- und Gasgeschäft austreten, als auch bei anderen außereuropäischen Lieferanten - insbesondere bei denen, die heute erhebliche Gasmengen abfackeln.
• Das Potenzial, die Versorgung mit Biogas und Biomethan kurzfristig auszuweiten, ist aufgrund der Vorlaufzeiten für neue Projekte begrenzt. Dieser vielversprechende kohlenstoffarme Sektor bietet jedoch mittelfristig erhebliche Vorteile für die heimische Gasproduktion in der EU. Die gleiche Überlegung gilt für die Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff durch Elektrolyse, die von neuen Elektrolyseur-Projekten und der Inbetriebnahme neuer kohlenstoffarmer Kraftwerke abhängt. Eine höhere Produktion von kohlenstoffarmen Gasen ist unerlässlich, um die Emissionsreduktionsziele der EU für 2030 und 2050 zu erreichen.

Auswirkungen: Rund 30 Mrd. m³ zusätzliche Gaslieferungen aus nicht-russischen Quellen.

3. Introduce minimum gas storage obligations to enhance market resilience

• Gas storage plays a key role in meeting seasonal demand swings and providing insurance against unexpected events, such as surges in demand or shortfalls in supply, that cause price spikes. The value of the security provided by gas storage is even greater at a time of geopolitical tensions.
• The current tight seasonal price spreads in European gas markets do not provide sufficient incentive for storage injections ahead of the 2022-23 heating season, as demonstrated by the results of the recent gas storage capacity auctions in the EU. A harmonised approach to minimum storage obligations for commercial operators in the EU’s single gas market, together with robust market-based capacity allocation mechanisms, would ensure the optimal use of all available storage capacity in the EU.
• Our analysis, based on the experience of recent years, suggests that fill levels of at least 90% of working storage capacity by 1 October are necessary to provide an adequate buffer for the European gas market through the heating season. Given the depleted levels of storage today, gas injection in 2022 needs to be around 18 bcm higher than in 2021.
• Regional coordination of gas storage levels and access can provide an important element of solidarity among EU member states and reinforce their gas supply security ahead of the next winter season.

Impact: Enhances the resilience of the gas system, although higher injection requirements to refill storage in 2022 will add to gas demand and prop up gas prices.

3. Einführung von Mindestspeicherverpflichtungen für Gas, um die Widerstandsfähigkeit des Marktes zu erhöhen

• Die Gasspeicherung spielt eine Schlüsselrolle bei der Deckung saisonaler Nachfrageschwankungen und bietet eine Absicherung gegen unerwartete Ereignisse wie Nachfragespitzen oder Versorgungsengpässe, die zu Preisspitzen führen. Der Wert der durch die Gasspeicherung gebotenen Sicherheit ist in Zeiten geopolitischer Spannungen noch größer.
• Die derzeitige enge saisonale Preisspanne auf den europäischen Gasmärkten bietet keinen ausreichenden Anreiz für Speichereinspeisungen vor der Heizperiode 2022-23, wie die Ergebnisse der jüngsten Auktionen für Gasspeicherkapazität in der EU zeigen. Ein harmonisiertes Konzept für Mindestspeicherverpflichtungen für kommerzielle Betreiber im EU-Gasbinnenmarkt in Verbindung mit robusten marktbasierten Kapazitätszuweisungsmechanismen würde die optimale Nutzung aller verfügbaren Speicherkapazitäten in der EU gewährleisten.
• Unsere Analyse, die sich auf die Erfahrungen der letzten Jahre stützt, legt nahe, dass ein Füllungsgrad von mindestens 90 % der Arbeitsspeicherkapazität bis zum 1. Oktober notwendig ist, um einen angemessenen Puffer für den europäischen Gasmarkt während der Heizperiode zu schaffen. In Anbetracht der heute erschöpften Speicherkapazitäten muss die Gaseinspeisung im Jahr 2022 um etwa 18 Mrd. m³ höher sein als im Jahr 2021.
• Die regionale Koordinierung der Gasspeichermengen und des Zugangs zu ihnen kann ein wichtiges Element der Solidarität zwischen den EU-Mitgliedstaaten darstellen und ihre Gasversorgungssicherheit im Vorfeld der nächsten Wintersaison stärken.

Auswirkungen: Die Widerstandsfähigkeit des Gassystems wird erhöht, auch wenn der höhere Bedarf an Einspeicherungen zum Wiederauffüllen der Speicher im Jahr 2022 die Gasnachfrage steigern und die Gaspreise in die Höhe treiben wird.

4. Accelerate the deployment of new wind and solar projects

• In 2022, record additions of solar PV and wind power capacity and a return to average weather conditions are already expected to increase the EU’s output from these renewable sources by over 100 terawatt-hours (TWh), a rise of more than 15% compared with 2021.
• A concerted policy effort to fast-track further renewable capacity additions could deliver another 20 TWh over the next year. Most of this would be utility-scale wind and solar PV projects for which completion dates could be brought forward by tackling delays with permitting. This includes clarifying and simplifying responsibilities among various permitting bodies, building up administrative capacity, setting clear deadlines for the permitting process, and digitalising applications.
• Faster deployment of rooftop solar PV systems can reduce consumer bills. A short-term grant programme covering 20% of installation costs could double the pace of investment (compared with the IEA’s base case forecast) at a cost of around EUR 3 billion. This would increase annual output from rooftop solar PV systems by up to 15 TWh.

Impact: An additional 35 TWh of generation from new renewable projects over the next year, over and above the already anticipated growth from these sources, bringing down gas use by 6 bcm.

4. Beschleunigung der Einführung neuer Wind- und Solarprojekte

• Im Jahr 2022 wird erwartet, dass der Rekordzubau von PV- und Windkraftkapazitäten und die Rückkehr zu durchschnittlichen Wetterbedingungen die EU-Erzeugung aus diesen erneuerbaren Quellen um über 100 Terawattstunden (TWh) erhöhen wird, was einem Anstieg von mehr als 15 % gegenüber 2021 entspricht.
• Eine konzertierte politische Anstrengung zur Beschleunigung des weiteren Ausbaus der erneuerbaren Energien könnte im nächsten Jahr weitere 20 TWh liefern. Der größte Teil davon wären Windkraft- und Photovoltaikprojekte im Versorgungsmaßstab, deren Fertigstellungstermine durch die Beseitigung von Verzögerungen bei den Genehmigungsverfahren vorgezogen werden könnten. Dazu gehören die Klärung und Vereinfachung der Zuständigkeiten der verschiedenen Genehmigungsbehörden, der Aufbau von Verwaltungskapazitäten, die Festlegung klarer Fristen für das Genehmigungsverfahren und die Digitalisierung der Anträge
• Eine schnellere Einführung von PV-Dachanlagen kann die Rechnungen der Verbraucher senken. Ein kurzfristiges Zuschussprogramm, das 20 % der Installationskosten abdeckt, könnte das Investitionstempo verdoppeln (im Vergleich zur Basisprognose der IEA), bei Kosten von etwa 3 Mrd. EUR. Dies würde die jährliche Produktion von PV-Dachanlagen um bis zu 15 TWh erhöhen.

Auswirkungen: Zusätzliche 35 TWh Stromerzeugung aus neuen Projekten für erneuerbare Energien im nächsten Jahr, zusätzlich zu dem bereits erwarteten Wachstum aus diesen Quellen, wodurch der Gasverbrauch um 6 Mrd. m³ sinken würde.

Vergleich mit den Forderungen verschiedener Organisationen

Bruttostromerzeugung nach Energieträgern (Uba, ag-energiebilanzen)

• Bruttostromerzeugung durch Erneuerbare Energien 2021: 237 TWh

5. Maximise generation from existing dispatchable low-emissions sources: bioenergy and nuclear

• Nuclear power is the largest source of low emissions electricity in the EU, but several reactors were taken offline for maintenance and safety checks in 2021. Returning these reactors to safe operations in 2022, alongside the start of commercial operations for the completed reactor in Finland, can lead to EU nuclear power generation increasing by up to 20 TWh in 2022.
• A new round of reactor closures, however, would dent this recovery in output: four nuclear reactors are scheduled to shut down by the end of 2022, and another one in 2023. A temporary delay of these closures, conducted in a way that assures the plants’ safe operation, could cut EU gas demand by almost 1 bcm per month.
• The large fleet of bioenergy power plants in the EU operated at about 50% of its total capacity in 2021. These plants could generate up to 50 TWh more electricity in 2022 if appropriate incentives and sustainable supplies of bioenergy are put in place.

Impact: An additional 70 TWh of power generation from existing dispatchable low emissions sources, reducing gas use for electricity by 13 bcm.

5. Maximierung der Stromerzeugung aus vorhandenen emissionsarmen Quellen: Bioenergie und Kernkraft

• Die Kernenergie ist die größte Quelle emissionsarmer Elektrizität in der EU, aber mehrere Reaktoren wurden 2021 für Wartungs- und Sicherheitsüberprüfungen vom Netz genommen. Die Wiederaufnahme des sicheren Betriebs dieser Reaktoren im Jahr 2022 kann zusammen mit der Aufnahme des kommerziellen Betriebs des fertiggestellten Reaktors in Finnland dazu führen, dass die Stromerzeugung aus Kernenergie in der EU im Jahr 2022 um bis zu 20 TWh steigt.
• Eine neue Runde von Reaktorstilllegungen würde diesen Aufschwung der Stromerzeugung jedoch beeinträchtigen: Vier Kernreaktoren sollen bis Ende 2022 und ein weiterer 2023 abgeschaltet werden. Eine vorübergehende Verzögerung dieser Abschaltungen, die so durchgeführt wird, dass der sichere Betrieb der Anlagen gewährleistet ist, könnte die Gasnachfrage in der EU um fast 1 Mrd. m³ pro Monat senken.
• Der große Bestand an Bioenergiekraftwerken in der EU war 2021 zu etwa 50 % ausgelastet. Diese Anlagen könnten im Jahr 2022 bis zu 50 TWh mehr Strom erzeugen, wenn geeignete Anreize und eine nachhaltige Versorgung mit Bioenergie geschaffen werden.

Auswirkungen: Zusätzliche 70 TWh Stromerzeugung aus bestehenden, abschaltbaren, emissionsarmen Quellen, wodurch der Gasverbrauch für die Stromerzeugung um 13 Mrd. m³ reduziert wird.

6. Enact short-term measures to shelter vulnerable electricity consumers from high prices

• With today’s market design, high gas prices in the EU feed through into high wholesale electricity prices in ways that can lead to windfall profits for companies. This has significant implications for the affordability of electricity, as well as for the economic incentives for the broader electrification of end-uses, which is a key element of clean energy transitions.
• We estimate that spending by EU member states to cushion the impact of the energy price crisis on vulnerable consumers already amounts to a commitment of around EUR 55 billion.
• Increases in electricity costs are unavoidable to a certain extent when gas (and CO₂) prices are high. But current wholesale markets create the potential for profits for many electricity generators and their parent companies that are well in excess of the costs related to operations or capital recovery. Current market conditions could lead to excess profits of up to EUR 200 billion in the EU for gas, coal, nuclear, hydropower and other renewables in 2022.3
• Temporary tax measures to raise rates on electricity companies' windfall profits could be considered. These tax receipts should then be redistributed to electricity consumers to partially offset higher energy bills. Measures to tax windfall profits have already been adopted in Italy and Romania in 2022.

Impact: Brings down energy bills for consumers even when natural gas prices remain high, making available up to EUR 200 billion to cushion impacts on vulnerable groups.4

6. Kurzfristige Maßnahmen ergreifen, um schwache Stromverbraucher vor hohen Preisen zu schützen

• Bei der derzeitigen Marktstruktur schlagen sich die hohen Gaspreise in der EU auf die hohen Stromgroßhandelspreise nieder, was zu unerwarteten Gewinnen für die Unternehmen führen kann. Dies hat erhebliche Auswirkungen auf die Erschwinglichkeit von Strom sowie auf die wirtschaftlichen Anreize für eine breitere Elektrifizierung der Endverbraucher, die ein Schlüsselelement einer sauberen Energiewende ist.
• Wir schätzen, dass sich die Ausgaben der EU-Mitgliedstaaten zur Abfederung der Auswirkungen der Energiepreiskrise auf schwache Verbraucher bereits auf rund 55 Milliarden Euro belaufen.
• Steigende Stromkosten sind bei hohen Gas- (und CO2-) Preisen bis zu einem gewissen Grad unvermeidlich. Die derzeitigen Großhandelsmärkte bieten jedoch vielen Stromerzeugern und ihren Muttergesellschaften die Möglichkeit, Gewinne zu erzielen, die weit über die Betriebskosten oder die Kapitalrückzahlung hinausgehen. Die derzeitigen Marktbedingungen könnten im Jahr 2022 in der EU zu Überschussgewinnen von bis zu 200 Mrd. EUR für Gas, Kohle, Kernkraft, Wasserkraft und andere erneuerbare Energien führen.3
• Vorübergehende steuerliche Maßnahmen zur Anhebung der Steuersätze auf die unerwarteten Gewinne der Elektrizitätsunternehmen könnten in Betracht gezogen werden. Diese Steuereinnahmen sollten dann an die Stromverbraucher umverteilt werden, um höhere Energierechnungen teilweise auszugleichen. In Italien und Rumänien wurden bereits Maßnahmen zur Besteuerung von Windfall-Profits im Jahr 2022 beschlossen.

Auswirkungen: Senkung der Energierechnungen für die Verbraucher, selbst wenn die Erdgaspreise hoch bleiben, und Bereitstellung von bis zu 200 Mrd. EUR zur Abfederung der Auswirkungen auf sozial schwache Gruppen.4

End-use sectors

7. Speed up the replacement of gas boilers with heat pumps

• Heat pumps offer a very efficient and cost-effective way to heat homes, replacing boilers that use gas or other fossil fuels. Speeding up anticipated deployment by doubling current EU installation rates of heat pumps would save an additional 2 bcm of gas use within the first year, requiring a total additional investment of EUR 15 billion.
• Alongside existing policy frameworks, targeted support for investment can drive the scaling up of heat pump installations. Ideally, this is best combined with upgrades of the homes themselves to maximise energy efficiency gains and reduce overall costs.
• Replacing gas boilers or furnaces with heat pumps is also an attractive option for industry, although deployment may take longer to scale up.
• A shift from gas to electricity for heating buildings could have the corresponding effect of pushing up gas demand for power generation, depending on the situation. However, any increase would be much lower than the overall amount of gas saved. Such a shift would also transfer seasonal swings in demand from the gas market to the power market.

Impact: Reduces gas use for heating by an additional 2 bcm in one year.

Endverbrauchssektoren

7. Beschleunigung des Ersatzes von Gaskesseln durch Wärmepumpen

• Wärmepumpen bieten eine sehr effiziente und kostengünstige Möglichkeit, Häuser zu heizen, indem sie Heizkessel ersetzen, die mit Gas oder anderen fossilen Brennstoffen betrieben werden. Eine Beschleunigung der erwarteten Einführung durch Verdoppelung der derzeitigen Installationsraten von Wärmepumpen in der EU würde innerhalb des ersten Jahres zusätzliche 2 Mrd. m³ Gas einsparen, was zusätzliche Investitionen von insgesamt 15 Mrd. EUR erfordern würde.
• Neben den bestehenden politischen Rahmenbedingungen kann eine gezielte Investitionsförderung den Ausbau der Wärmepumpeninstallationen vorantreiben. Idealerweise wird dies mit der Modernisierung der Häuser selbst kombiniert, um die Energieeffizienz zu maximieren und die Gesamtkosten zu senken.
• Der Ersatz von Gaskesseln oder -öfen durch Wärmepumpen ist auch für die Industrie eine attraktive Option, auch wenn es länger dauern kann, bis sich die Einführung durchsetzt.
• Eine Umstellung von Gas auf Strom für die Beheizung von Gebäuden könnte je nach Situation einen Anstieg der Gasnachfrage für die Stromerzeugung zur Folge haben. Dieser Anstieg wäre jedoch wesentlich geringer als die insgesamt eingesparte Gasmenge. Eine solche Verlagerung würde auch saisonale Nachfrageschwankungen vom Gasmarkt auf den Strommarkt übertragen.

Auswirkungen: Verringerung des Gasverbrauchs für Heizzwecke um zusätzliche 2 Mrd. m³ in einem Jahr.

8. Accelerate energy efficiency improvements in buildings and industry

• Energy efficiency is a powerful instrument for secure clean energy transitions, but it often takes time to deliver major results. In this plan, we consider how to pick up the rate of progress, focusing on measures that can make a difference quickly.
• At present, only about 1% of the EU’s building stock is renovated each year. A rapid extension to an additional 0.7%, targeting the least efficient homes and non-residential buildings, would be possible through standardised upgrades, mainly via improved insulation. This would save more than 1 bcm of gas use in the space of a year and would also bring benefits for employment, though it would require parallel efforts to improve supply chains for materials and workforce development.
• This boost to the near-term rate of building retrofits and heat pump deployment accelerates changes that are part of EU policy frameworks. By 2030, the European Union’s Energy Efficiency Directive and Energy Performance of Buildings Directive, within the Fit for 55 framework, are projected to reduce gas demand in buildings by 45 bcm per year compared with today.
• Many households are installing smart heating controls (smart thermostats) to reduce energy bills and improve home comfort, and this is a simple process that can be scaled up quickly. Tripling the current installation rate of about one million homes per year would reduce gas demand for heating homes by an extra 200 mcm a year at a total cost of EUR 1 billion. These devices can be incentivised through existing programmes such as subsidies to households or utility obligation schemes.
• Annual maintenance checks of gas boilers can be used to ensure hot water boilers in homes are set at a temperature that optimises efficiency, no higher than 60 °C.
• Helping small businesses (SMEs) become more efficient will save energy and also help protect those businesses from price volatility. Many EU states have effective programmes to offer energy efficiency audits and advice to SMEs that can save energy quickly and effectively. Scaling these up to offer them to 5% of SMEs would deliver immediate annual energy savings of 250 mcm.

Impact: Reduces gas consumption for heat by close to an additional 2 bcm within a year, lowering energy bills, enhancing comfort and boosting industrial competitiveness.

8. Beschleunigung der Verbesserung der Energieeffizienz in Gebäuden und in der Industrie

• Energieeffizienz ist ein wirkungsvolles Instrument für einen sicheren Übergang zu sauberer Energie, aber es dauert oft eine Weile, bis sie wichtige Ergebnisse liefert. In diesem Plan überlegen wir, wie wir den Fortschritt beschleunigen können, und konzentrieren uns dabei auf Maßnahmen, die schnell etwas bewirken können.
• Derzeit wird jährlich nur etwa 1 % des Gebäudebestands in der EU renoviert. Eine rasche Ausweitung auf weitere 0,7 %, die auf die am wenigsten effizienten Wohn- und Nichtwohngebäude abzielen, wäre durch standardisierte Modernisierungsmaßnahmen möglich, vor allem durch verbesserte Isolierung. Dadurch könnten innerhalb eines Jahres mehr als 1 Mrd. m³ Gas eingespart werden, was sich auch positiv auf die Beschäftigung auswirken würde, auch wenn dies parallele Anstrengungen zur Verbesserung der Lieferketten für Materialien und zur Entwicklung von Arbeitskräften erfordern würde.
• Diese Steigerung des kurzfristigen Tempos der Gebäudesanierung und des Einsatzes von Wärmepumpen beschleunigt die Veränderungen, die Teil des politischen Rahmens der EU sind. Bis 2030 sollen die Energieeffizienz-Richtlinie der Europäischen Union und die Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden im Rahmen von Fit for 55 den Gasbedarf in Gebäuden im Vergleich zu heute um 45 Mrd. m³ pro Jahr senken
• Viele Haushalte installieren intelligente Heizungssteuerungen (intelligente Thermostate), um ihre Energierechnungen zu senken und den Wohnkomfort zu verbessern, und dies ist ein einfacher Prozess, der schnell ausgeweitet werden kann. Eine Verdreifachung der derzeitigen Installationsrate von etwa einer Million Haushalten pro Jahr würde den Gasbedarf für die Beheizung von Haushalten um zusätzliche 200 Mio. m³ pro Jahr senken, was Gesamtkosten von 1 Mrd. EUR verursachen würde. Anreize für diese Geräte können durch bestehende Programme wie Subventionen für Haushalte oder Verpflichtungsprogramme der Versorgungsunternehmen geschaffen werden.
• Jährliche Wartungsprüfungen von Gasheizkesseln können dazu genutzt werden, um sicherzustellen, dass Warmwasserheizkessel in Haushalten auf eine Temperatur eingestellt werden, die die Effizienz optimiert, d. h. nicht höher als 60 °C ist.
• Die Unterstützung kleiner Unternehmen (KMU) bei der Steigerung ihrer Effizienz spart Energie und schützt diese Unternehmen auch vor Preisschwankungen. In vielen EU-Staaten gibt es wirksame Programme, die Energieeffizienz-Audits und Beratung für KMU anbieten, mit denen sich schnell und effektiv Energie sparen lässt. Eine Ausweitung dieser Programme auf 5 % der KMU würde sofortige jährliche Energieeinsparungen von 250 Mio. m³ ermöglichen.

Auswirkungen: Verringerung des Gasverbrauchs für Heizzwecke um fast 2 Mrd. m³ innerhalb eines Jahres, Senkung der Energierechnungen, Verbesserung des Komforts und Steigerung der Wettbewerbsfähigkeit der Industrie.

9. Encourage a temporary thermostat adjustment by consumers

• Many European citizens have already responded to Russia’s invasion of Ukraine in various ways, via donations or in some cases by directly assisting refugees from Ukraine. Adjusting heating controls in Europe’s gas-heated buildings would be another avenue for temporary action, saving considerable amounts of energy.
• The average temperature for buildings’ heating across the EU at present is above 22°C. Adjusting the thermostat for buildings heating would deliver immediate annual energy savings of around 10 bcm for each degree of reduction while also bringing down energy bills.
• Public awareness campaigns, and other measures such as consumption feedback or corporate targets, could encourage such changes in homes and commercial buildings. Regulations covering heating temperatures in offices could also prove to be an efficient policy tool.

Impact: Turning down the thermostat for buildings’ heating by just 1°C would reduce gas demand by some 10 bcm a year.

9. Förderung einer vorübergehenden Thermostatanpassung durch die Verbraucher

• Viele europäische Bürger haben bereits auf verschiedene Weise auf den Einmarsch Russlands in der Ukraine reagiert, sei es durch Spenden oder in einigen Fällen durch direkte Unterstützung von Flüchtlingen aus der Ukraine. Die Anpassung der Heizungsregler in den mit Gas beheizten Gebäuden Europas wäre eine weitere Möglichkeit für vorübergehende Maßnahmen, die erhebliche Mengen an Energie einsparen würden.
• Die Durchschnittstemperatur für Gebäudeheizungen liegt derzeit in der EU bei über 22 °C. Eine Anpassung der Thermostate für die Gebäudeheizung würde zu unmittelbaren jährlichen Energieeinsparungen von etwa 10 Mrd. m³ pro Grad Reduzierung führen und gleichzeitig die Energierechnungen senken.
• Kampagnen zur Sensibilisierung der Öffentlichkeit und andere Maßnahmen, wie z. B. Verbrauchsrückmeldungen oder Unternehmensziele, könnten solche Veränderungen in Privathaushalten und Geschäftsgebäuden fördern. Vorschriften für Heiztemperaturen in Büros könnten sich ebenfalls als wirksames politisches Instrument erweisen.

Auswirkungen: Eine Senkung der Heizungstemperatur in Gebäuden um nur 1°C würde den Gasbedarf um etwa 10 Mrd. m³ pro Jahr senken.

10. Step up efforts to diversify and decarbonise sources of power system flexibility

• A key policy challenge for the EU in the coming years is to scale up alternative forms of flexibility for the power system, notably seasonal flexibility but also demand shifting and peak shaving. For the moment, gas is the main source of such flexibility and, as such, the links between gas and electricity security are set to deepen in the coming years, even as overall EU gas demand declines.
• Governments therefore need to step up efforts to develop and deploy workable, sustainable and cost-effective ways to manage the flexibility needs of EU power systems. A portfolio of options will be required, including enhanced grids, energy efficiency, increased electrification and demand-side response, dispatchable low emissions generation, and various large-scale and long-term energy storage technologies alongside short-term sources of flexibility such as batteries. EU member states need to ensure that there are adequate market price signals to support the business case for these investments.
• Flexibility measures to reduce industrial electricity and gas demand in peak hours are particularly important to alleviate the pressure on gas demand for electricity generation.
• Domestically sourced low-carbon gases - including biomethane, low-carbon hydrogen and synthetic methane - could be an important part of the solution, but a much greater demonstration and deployment effort will be required.

Impact: A major near-term push on innovation can, over time, loosen the strong links between natural gas supply and Europe’s electricity security. Real-time electricity price signals can unlock more flexible demand, in turn reducing expensive and gas-intensive peak supply needs.

10. Verstärkte Anstrengungen zur Diversifizierung und Dekarbonisierung der Flexibilitätsquellen des Stromsystems

• Eine zentrale politische Herausforderung für die EU in den kommenden Jahren ist die Ausweitung alternativer Flexibilitätsformen für das Stromsystem, insbesondere der saisonalen Flexibilität, aber auch der Nachfrageverlagerung und des Spitzenausgleichs. Derzeit ist Gas die Hauptquelle für diese Flexibilität, und daher werden sich die Verbindungen zwischen Gas- und Stromversorgungssicherheit in den kommenden Jahren noch vertiefen, selbst wenn die Gasnachfrage in der EU insgesamt zurückgeht.
• Die Regierungen müssen daher ihre Bemühungen um die Entwicklung und den Einsatz praktikabler, nachhaltiger und kosteneffizienter Methoden zur Bewältigung des Flexibilitätsbedarfs der EU-Stromsysteme verstärken. Dazu gehören verbesserte Netze, Energieeffizienz, verstärkte Elektrifizierung und nachfrageseitige Reaktion, abschaltbare emissionsarme Stromerzeugung sowie verschiedene großtechnische und langfristige Energiespeichertechnologien neben kurzfristigen Flexibilitätsquellen wie Batterien. Die EU-Mitgliedsstaaten müssen sicherstellen, dass es angemessene Marktpreissignale gibt, um den wirtschaftlichen Nutzen dieser Investitionen zu unterstützen.
• Flexibilitätsmaßnahmen zur Verringerung der industriellen Strom- und Gasnachfrage in Spitzenzeiten sind besonders wichtig, um den Druck auf die Gasnachfrage für die Stromerzeugung zu mindern.
• Kohlendioxidarme Gase aus heimischen Quellen - einschließlich Biomethan, kohlenstoffarmer Wasserstoff und synthetisches Methan - könnten ein wichtiger Teil der Lösung sein, aber es sind noch viel größere Demonstrations- und Einführungsanstrengungen erforderlich.

Auswirkungen: Ein großer kurzfristiger Innovationsschub kann mit der Zeit die enge Verbindung zwischen der Erdgasversorgung und der Stromversorgungssicherheit in Europa lockern. Strompreissignale in Echtzeit können zu einer flexibleren Nachfrage führen, was wiederum den Bedarf an teuren und gasintensiven Spitzenleistungen verringert.

Additional fuel switching options

Going faster and further - additional fuel switching options in the power sector

Other avenues are available to the EU if it wishes or needs to reduce reliance on Russian gas even more quickly - but with notable trade-offs.5 The main near-term option would involve switching away from gas use in the power sector via an increased call on Europe’s coal-fired fleet or by using alternative fuels - primarily liquid fuels - within existing gas-fired power plants.

Given that these alternatives to gas use would raise the EU’s emissions, they are not included in the 10-Point Plan described above. However, they could displace large volumes of gas relatively quickly. We estimate that a temporary shift from gas to coal- or oil-fired generation could reduce gas demand for power by some 28 bcm before there was an overall increase in the EU’s energy-related emissions.

The larger share of this potential decrease in gas demand would be possible through gas-to-coal switching: an additional 120 TWh in coal-fired generation could cut gas demand by 22 bcm in one year. In addition to opportunities to run on biomethane, nearly a quarter of the EU’s fleet of gas-fired power plants is capable of using alternative fuels - nearly all in the form of liquid fuels. Taking advantage of this capability could displace another 6 bcm of natural gas demand a year, depending on sufficient financial incentives to switch fuels and the availability of those fuels.

If this fuel-switching option were to be fully exercised in addition to the complete implementation of the 10-Point Plan described above, it would result in a total annual reduction in EU imports of gas from Russia of more than 80 bcm, or well over half, while still resulting in a modest decline in overall emissions.

Zusätzliche Optionen für den Brennstoffwechsel

Schneller und weiter gehen - zusätzliche Optionen für den Brennstoffwechsel im Stromsektor

Wenn die EU ihre Abhängigkeit von russischem Gas noch schneller verringern will oder muss, stehen ihr noch andere Möglichkeiten zur Verfügung - allerdings mit erheblichen Kompromissen.5 Die wichtigste kurzfristige Option wäre die Abkehr von der Gasnutzung im Stromsektor durch eine verstärkte Inanspruchnahme der europäischen Kohlekraftwerke oder durch den Einsatz alternativer Brennstoffe - in erster Linie flüssiger Brennstoffe - in bestehenden Gaskraftwerken.

Da diese Alternativen zur Gasverwendung die Emissionen der EU erhöhen würden, sind sie nicht in dem oben beschriebenen 10-Punkte-Plan enthalten. Sie könnten jedoch relativ schnell große Mengen an Gas verdrängen. Wir schätzen, dass eine vorübergehende Verlagerung von der Gas- auf die Kohle- oder Ölverstromung die Gasnachfrage um etwa 28 Mrd. m³ verringern könnte, bevor es zu einem Gesamtanstieg der energiebezogenen Emissionen in der EU kommt.

Der größte Teil dieses potenziellen Rückgangs der Gasnachfrage wäre durch eine Umstellung von Gas auf Kohle möglich: 120 TWh zusätzliche Kohleverstromung könnten die Gasnachfrage in einem Jahr um 22 Mrd. m³ senken. Zusätzlich zu den Möglichkeiten, Biomethan zu verwenden, kann fast ein Viertel der Gaskraftwerke in der EU mit alternativen Brennstoffen betrieben werden - fast alle in Form von flüssigen Brennstoffen. Durch die Nutzung dieser Möglichkeiten könnten jährlich weitere 6 Mrd. m³ Erdgas ersetzt werden, sofern ausreichende finanzielle Anreize für die Umstellung auf andere Brennstoffe und die Verfügbarkeit dieser Brennstoffe gegeben sind.

Würde diese Option der Brennstoffumstellung zusätzlich zur vollständigen Umsetzung des oben beschriebenen 10-Punkte-Plans vollständig genutzt, würde dies zu einer jährlichen Verringerung der EU-Gasimporte aus Russland um insgesamt mehr als 80 Mrd. m³ oder weit mehr als die Hälfte führen, während gleichzeitig die Gesamtemissionen leicht sinken würden.

References

1. We have not included additional near-term measures to curb industrial demand, because of the risk of wider knock-on effects on the European economy.
2. The EU has access to more than 200 bcm per year of regasification capacity, including the possibility to bring in gas via UK LNG terminals. However, there is limited interconnection capacity in some areas, notably from Spain to France, which constrains the use of Spanish regasification capacity for imports to other European countries.
3. Assuming gas prices of EUR 22/MMbtu and CO₂ prices of EUR 90/tonne.
4. The amounts would depend on how the measures are designed, as well as on other factors affecting the overall profitability of the electricity companies.
5. We also examined the possibilities to bring down industrial use, especially for feedstocks. On the latter, there is limited scope to improve conversion yields, so a reduction in feedstock gas demand would in practice mean reduced chemical production, with important potential knock-on effects along value chains (e.g. in 2021, the food industry in some countries was disrupted because the supply of CO₂ to food-packing companies was sourced from ammonia plants, which stopped production).

Hinweise

1. Wir haben keine zusätzlichen kurzfristigen Maßnahmen zur Dämpfung der Industrienachfrage vorgesehen, da die Gefahr besteht, dass sich dies auf die europäische Wirtschaft auswirkt.
2. Die EU hat Zugang zu Regasifizierungskapazitäten von mehr als 200 Mrd. m³ pro Jahr, einschließlich der Möglichkeit, Gas über britische LNG-Terminals einzuführen. Allerdings ist die Verbindungskapazität in einigen Gebieten, insbesondere zwischen Spanien und Frankreich, begrenzt, was die Nutzung der spanischen Wiederverdampfungskapazität für Einfuhren in andere europäische Länder einschränkt.
3. Unter der Annahme von Gaspreisen von 22 EUR/MMbtu und CO2-Preisen von 90 EUR/Tonne.
4. Die Beträge hängen von der Ausgestaltung der Maßnahmen sowie von anderen Faktoren ab, die die Gesamtrentabilität der Elektrizitätsunternehmen beeinflussen.
5. Wir haben auch die Möglichkeiten zur Senkung des industriellen Verbrauchs, insbesondere bei den Rohstoffen, geprüft. Bei letzteren gibt es nur begrenzte Möglichkeiten, die Umwandlungserträge zu verbessern, so dass eine Verringerung des Gasbedarfs bei den Rohstoffen in der Praxis eine Verringerung der chemischen Produktion bedeuten würde, was erhebliche Auswirkungen auf die Wertschöpfungsketten haben könnte (z. B. wurde 2021 die Lebensmittelindustrie in einigen Ländern unterbrochen, weil die CO2-Versorgung der Lebensmittelverpackungsunternehmen aus Ammoniakanlagen stammte, die ihre Produktion einstellten).

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