Erdgasspeicher

Erdgasspeicher in Kiel (1962) ⓘ

Als Erdgasspeicher werden große, meist unterirdische Speicheranlagen bezeichnet, mit denen jahreszeitliche Bedarfsschwankungen und Lieferengpässe von Erdgas ausgeglichen werden können. Die Speicher werden meist im Sommerhalbjahr befüllt und in der Heizperiode teilweise geleert. Hohe Bedeutung erhielten diese Speicher für Mittel- und Westeuropa im Jahr 2009, als es zu Liefereinschränkungen zwischen Russland und der Ukraine kam, weshalb ihre Kapazitäten in den letzten Jahren massiv ausgebaut wurden. ⓘ

Tageszeitliche Verbrauchsspitzen werden hingegen von kleineren Übertage-Metallspeichern ausgeglichen. Es gibt sie als Niederdruckspeicher (Gasometer) und Hochdruckspeicher (Kugel- und Röhrenspeicher). ⓘ

Derzeit sind in Deutschland 51 unterirdische Erdgasspeicher für insgesamt 24,6 Mrd. Kubikmeter in Betrieb, was etwa 28 Prozent des deutschen Jahresverbrauchs entspricht. In Zukunft sind auch Speicher für Wasserstoffgas vorgesehen. Österreich hat Kapazitäten von über 7,5 Mrd. Kubikmeter (von der Rohöl-Aufsuchungs AG (RAG) mit 5,7 Mrd. Kubikmeter und der OMV mit 2,4 Mrd. Kubikmeter betrieben.) In der Gaskrise 2008 wurden von diesen Speichern aus auch Nachbarländer beliefert und so die Versorgung sichergestellt. Der größte Speicher in Österreich mit 2,6 Mrd. Kubikmeter Kapazität befindet sich in der Gemeinde Haidach bei Salzburg. An diesem Speicher sind die russische Gazprom Export, der deutsche Gashändler Wingas und die österreichische Rohöl-Aufsuchungs AG mit jeweils einem Drittel beteiligt. ⓘ

Der größte Erdgasspeicher Westeuropas ist seit 1993 der Speicher Rehden in Niedersachsen mit einer Arbeitsgas-Kapazität von 4 Mrd. Kubikmetern. In drei ausgeförderten Lagerstätten in 2 km Tiefe im Hauptdolomit lagert auf einer Fläche von 8 km² der Jahresverbrauch von rund zwei Millionen Einfamilienhäusern. ⓘ

Erdgas ist ein Rohstoff, der in Erdgasspeichern auf unbestimmte Zeit für den späteren Verbrauch gelagert werden kann. ⓘ

Nutzung

Die Erdgasspeicherung wird in erster Linie zur Deckung von Lastschwankungen verwendet. In Zeiten geringer Nachfrage wird Gas in den Speicher eingespeichert und in Zeiten hoher Nachfrage aus dem Speicher entnommen. Die Gasspeicherung wird auch für eine Reihe von sekundären Zwecken verwendet, darunter:

• Ausgleich des Durchflusses in Pipelinesystemen. Dies wird von Fernleitungsunternehmen durchgeführt, um die betriebliche Integrität der Pipelines aufrechtzuerhalten, indem sichergestellt wird, dass der Druck in den Pipelines innerhalb der Auslegungsparameter gehalten wird.
• Aufrechterhaltung des vertraglichen Gleichgewichts. Die Transportkunden nutzen gespeicherte Gasmengen, um das Volumen, das sie in das Pipelinesystem einspeisen, und das Volumen, das sie entnehmen, aufrechtzuerhalten. Ohne Zugang zu solchen Speicheranlagen würde jedes Ungleichgewicht eine saftige Strafe nach sich ziehen.
• Ausgleich der Produktion in Zeiten schwankender Nachfrage. Die Erzeuger nutzen die Speicher, um Gas zu speichern, das nicht sofort vermarktbar ist, in der Regel im Sommer, wenn die Nachfrage niedrig ist, und es in den Wintermonaten zu liefern, wenn die Nachfrage hoch ist.
• Marktspekulation. Produzenten und Vermarkter nutzen die Gasspeicherung als Spekulationsinstrument, indem sie Gas einlagern, von dem sie glauben, dass die Preise in der Zukunft steigen werden, und es dann verkaufen, wenn diese Preise tatsächlich erreicht werden.
• Absicherung gegen unvorhergesehene Unfälle. Die Gasspeicherung kann als Versicherung gegen Unfälle dienen, die entweder die Produktion oder die Lieferung von Erdgas beeinträchtigen können. Dazu können natürliche Faktoren wie Wirbelstürme oder Fehlfunktionen der Produktions- oder Verteilungssysteme gehören.
• Erfüllung regulatorischer Verpflichtungen. Die Gasspeicherung gewährleistet bis zu einem gewissen Grad die von der Regulierungsbehörde geforderte Zuverlässigkeit der Gasversorgung des Verbrauchers zu den niedrigsten Kosten. Aus diesem Grund überwacht die Regulierungsbehörde die Höhe der Speicherbestände.
• Verringerung der Preisvolatilität. Die Gasspeicherung sichert die Liquidität der Ware an den Marktplätzen. Dies trägt dazu bei, die Volatilität und Unsicherheit der Erdgaspreise einzudämmen.
• Ausgleich von Änderungen der Erdgasnachfrage. Gasspeicher gewinnen aufgrund der veränderten Erdgasnachfrage immer mehr an Bedeutung. Erstens können die traditionellen Lieferungen, die früher die Nachfragespitzen im Winter abdeckten, jetzt nicht mehr mithalten. Zweitens steigt die Nachfrage nach Erdgas im Sommer aufgrund der Stromerzeugung in Gaskraftwerken. ⓘ

Datenquelle. ⓘ

Maßnahmen und Definitionen

Zur Definition und Messung des Volumens eines unterirdischen Speichers wird eine Reihe von Messgrößen verwendet:

• Gesamte Gasspeicherkapazität: Dies ist das maximale Volumen an Erdgas, das in der Speicheranlage gespeichert werden kann. Sie wird durch verschiedene physikalische Faktoren wie das Volumen des Reservoirs sowie durch die verwendeten Betriebsverfahren und technischen Methoden bestimmt.
• Gespeichertes Gas insgesamt: Dies ist das Gesamtvolumen des Gases, das zu einem bestimmten Zeitpunkt in der Anlage gespeichert ist.
• Basisgas (auch als Kissengas bezeichnet): Das Gasvolumen, das als ständiger Vorrat in einem Speicher vorgesehen ist, um einen angemessenen Druck und eine angemessene Ausspeicherleistung während der gesamten Ausspeicherperiode zu gewährleisten.
• Arbeitsgaskapazität: Dies ist die gesamte Gasspeicherkapazität abzüglich des Basisgases.
• Arbeitsgas: Dies ist das gesamte gespeicherte Gas abzüglich des Basisgases. Arbeitsgas ist das Gasvolumen, das dem Markt zu einem bestimmten Zeitpunkt zur Verfügung steht.
• Physikalisch nicht rückgewinnbares Gas: Die Gasmenge, die dauerhaft in der Formation des Speichers verankert ist und nie entnommen werden kann.
• Zyklusrate: Dies ist die durchschnittliche Anzahl der Umdrehungen des Arbeitsgasvolumens eines Speichers innerhalb eines bestimmten Zeitraums. In der Regel wird ein Zeitraum von einem Jahr zugrunde gelegt.
• Förderbarkeit: Sie ist ein Maß für die Gasmenge, die täglich aus einem Speicher geliefert (entnommen) werden kann. Sie wird auch als Lieferrate, Entnahmerate oder Entnahmekapazität bezeichnet und in der Regel in Millionen Kubikfuß Gas pro Tag ausgedrückt, das geliefert werden kann.
• Einspeisekapazität (oder -rate): Dies ist die Gasmenge, die täglich in eine Speicheranlage eingespeist werden kann. Sie kann als das Komplement der Lieferfähigkeit betrachtet werden. Die Injektionsrate wird in der Regel ebenfalls in Millionen Kubikfuß Gas gemessen, die pro Tag geliefert werden können.

Die oben genannten Messungen sind für eine bestimmte Speicheranlage nicht festgelegt. So hängt die Förderleistung von mehreren Faktoren ab, darunter die Gasmenge in der Lagerstätte und der Druck usw. Im Allgemeinen hängt die Förderleistung einer Speicheranlage direkt von der Gesamtmenge des Gases im Speicher ab. Sie ist am höchsten, wenn die Lagerstätte voll ist, und sinkt, wenn Gas entnommen wird. Die Injektionskapazität eines Speichers ist ebenfalls variabel und hängt von ähnlichen Faktoren ab wie die Lieferfähigkeit. Die Einspeicherleistung variiert umgekehrt mit der Gesamtmenge des gespeicherten Gases. Sie ist am höchsten, wenn der Speicher fast leer ist, und sinkt, wenn mehr Gas eingespeist wird. Der Betreiber der Speicheranlage kann auch die Betriebsparameter ändern. So kann er beispielsweise die maximale Speicherkapazität erhöhen, bei sehr hohem Bedarf Basisgas entnehmen oder Basisgas in Arbeitsgas umwandeln, wenn der technische Fortschritt oder die technischen Verfahren dies erlauben. ⓘ

Datenquelle. ⓘ

Typen

Ausrüstung eines unterirdischen Erdgasspeichers in der Tschechischen Republik in der Nähe der Stadt Milín. ⓘ

Die wichtigste Art der Erdgasspeicherung ist die in unterirdischen Lagerstätten. Es gibt drei Haupttypen - erschöpfte Gasspeicher, Aquiferspeicher und Salzkavernenspeicher. Jeder dieser Typen hat unterschiedliche physikalische und wirtschaftliche Eigenschaften, die die Eignung eines bestimmten Speichertyps für eine bestimmte Anwendung bestimmen. ⓘ

Erdgas wird in unterirdischen (A) Salzformationen, (C) Aquiferspeichern und (D) erschöpften Speichern gespeichert. ⓘ

Verarmte Gasspeicher

Sie sind die bekannteste und häufigste Form der unterirdischen Erdgasspeicherung. Es handelt sich um die Speicherformationen von Erdgasfeldern, die ihr wirtschaftlich förderbares Gas ganz oder teilweise produziert haben. Die verarmte Lagerstättenformation sollte ohne weiteres in der Lage sein, ausreichende Mengen an eingespeistem Erdgas im Porenraum zwischen den Körnern zu halten (durch hohe Porosität), Erdgas mit ausreichenden wirtschaftlichen Raten zu speichern und abzugeben (durch hohe Permeabilität) und so eingeschlossen zu sein, dass das Erdgas nicht in andere Formationen migrieren und verloren gehen kann. Darüber hinaus sollte das Gestein (sowohl die Lagerstätte als auch die Abdichtung) in der Lage sein, dem wiederholten Zyklus eines Druckanstiegs bei der Einspeisung von Erdgas in die Lagerstätte und umgekehrt dem Druckabfall bei der Förderung von Erdgas standzuhalten. ⓘ

Die Verwendung einer solchen Anlage, die die oben genannten Kriterien erfüllt, ist wirtschaftlich attraktiv, da sie die Wiederverwendung der aus der Produktionszeit des Gasfeldes übrig gebliebenen Förder- und Verteilungsinfrastruktur mit geeigneten Modifikationen ermöglicht, was die Anlaufkosten verringert. Erschöpfte Lagerstätten sind auch deshalb attraktiv, weil ihre geologischen und physikalischen Eigenschaften bereits von Geologen und Erdölingenieuren untersucht wurden und in der Regel gut bekannt sind. Daher sind erschöpfte Lagerstätten im Allgemeinen die billigste und am einfachsten zu erschließende, zu betreibende und zu wartende der drei Arten von Untergrundspeichern. ⓘ

Um den Arbeitsdruck in erschöpften Lagerstätten aufrechtzuerhalten, müssen etwa 50 % des Erdgases in der Formation als Kissengas gehalten werden. Da erschöpfte Lagerstätten jedoch zuvor mit Erdgas und Kohlenwasserstoffen gefüllt waren, ist die Injektion von Gas, das physikalisch nicht mehr gewonnen werden kann, nicht erforderlich, da dieses bereits in der Formation vorhanden ist. Dies ist ein weiterer wirtschaftlicher Anreiz für diese Art von Anlagen, insbesondere wenn die Gaskosten hoch sind. In der Regel werden diese Anlagen in einem einzigen Jahreszyklus betrieben; das Gas wird in den schwachen Sommermonaten eingespeist und in den Wintermonaten mit Spitzenbedarf entnommen. ⓘ

Ob sich ein erschöpftes Gasfeld für eine wirtschaftlich rentable Speicheranlage eignet, hängt von einer Reihe von Faktoren ab:

• Die Lagerstätte muss eine ausreichende Qualität in Bezug auf Porosität und Durchlässigkeit aufweisen, um eine bedarfsgerechte Speicherung und Förderung zu ermöglichen;
• Das Erdgas muss durch wirksame Abdichtungen eingeschlossen werden, da sonst Mengen verloren gehen, die nicht wiedergewonnen werden können;
• Die Infrastruktur der erschöpften Lagerstätte und des Feldes muss sich in der Nähe der Gasmärkte befinden;
• Die vorhandene Infrastruktur muss für die Nachrüstung der Ausrüstung geeignet sein, um Gas mit dem erforderlichen Druck und der erforderlichen Fördermenge einzuspeisen und zu fördern; ⓘ

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Datenquelle. ⓘ

Aquifer-Reservoir

Aquifere sind unterirdische, poröse und durchlässige Gesteinsformationen, die als natürliche Wasserreservoirs dienen. In einigen Fällen können sie für die Erdgasspeicherung genutzt werden. In der Regel werden diese Anlagen in einem einzigen Jahreszyklus betrieben, wie dies auch bei erschöpften Reservoirs der Fall ist. Die geologischen und physikalischen Eigenschaften der Grundwasserleiter sind im Voraus nicht bekannt, und es sind erhebliche Investitionen erforderlich, um diese zu untersuchen und die Eignung des Grundwasserleiters für die Erdgasspeicherung zu bewerten. ⓘ

Wenn der Grundwasserleiter geeignet ist, muss die gesamte zugehörige Infrastruktur von Grund auf neu entwickelt werden, was die Erschließungskosten im Vergleich zu erschöpften Reservoiren erhöht. Dazu gehören die Installation von Bohrlöchern, Förderanlagen, Pipelines, Entwässerungsanlagen und möglicherweise Kompressionsanlagen. Da der Aquifer zunächst Wasser enthält, gibt es wenig oder kein natürlich vorkommendes Gas in der Formation, und ein Teil des injizierten Gases ist physikalisch nicht rückgewinnbar. Daher wird für die Aquiferspeicherung in der Regel deutlich mehr Puffergas benötigt als bei erschöpften Lagerstätten, nämlich bis zu 80 % des gesamten Gasvolumens. Die meisten Aquiferspeicher wurden entwickelt, als der Erdgaspreis niedrig war, was bedeutet, dass der Verzicht auf dieses Puffergas kostengünstig war. Mit steigenden Gaspreisen wird die Erschließung von Aquiferspeichern teurer. ⓘ

Eine Folge der oben genannten Faktoren ist, dass die Entwicklung eines Aquiferspeichers in der Regel zeitaufwendig und teuer ist. Aquifere sind im Allgemeinen die am wenigsten wünschenswerte und teuerste Art der Erdgasspeicherung. ⓘ

Gesamtlieferfähigkeit aus Erdgasspeichern nach Art der Anlage, 1998, 2005, 2008. ⓘ

Salzformation

Unterirdische Salzformationen sind für die Erdgasspeicherung gut geeignet. Aus Salzkavernen kann nur sehr wenig des eingespeicherten Erdgases entweichen, es sei denn, es wird gezielt entnommen. Die Wände einer Salzkaverne sind stabil und während der gesamten Lebensdauer des Speichers gasundurchlässig. ⓘ

Sobald ein Salzvorkommen entdeckt und als geeignet für die Entwicklung eines Gasspeichers befunden wurde, wird innerhalb des Salzvorkommens eine Kaverne angelegt. Dies geschieht durch den Prozess des Lösungsbergbaus. Süßwasser wird durch ein Bohrloch in das Salz gepumpt. Ein Teil des Salzes löst sich und hinterlässt einen Hohlraum, und das nun salzhaltige Wasser wird zurück an die Oberfläche gepumpt. Der Prozess wird so lange fortgesetzt, bis die Kaverne die gewünschte Größe erreicht hat. Einige sind 800 m hoch und haben einen Durchmesser von 50 m und ein Volumen von etwa ½ Million m³. Einmal angelegt, bietet eine Salzkaverne einen unterirdischen Erdgasspeicher mit hoher Lieferfähigkeit. Der Bedarf an Kissengas ist geringer, in der Regel etwa 33 % der gesamten Gaskapazität. ⓘ

Salzkavernen sind in der Regel sehr viel kleiner als Lagerstätten in erschöpften Gasspeichern und Aquiferen. Eine Salzkavernenanlage kann nur ein Hundertstel der Fläche einer Lagerstätte für erschöpftes Gas einnehmen. Daher können Salzkavernen nicht die großen Gasmengen aufnehmen, die zur Deckung des Grundlastspeicherbedarfs erforderlich sind. Die Lieferfähigkeit von Salzkavernen ist jedoch wesentlich höher als bei Aquiferen oder erschöpften Reservoiren. Dadurch kann das in einer Salzkaverne gespeicherte Gas leichter und schneller entnommen und wieder aufgefüllt werden. Diese schnellere Zykluszeit ist in Notfallsituationen oder während kurzer Perioden unerwarteter Nachfragespitzen nützlich. ⓘ

Obwohl der Bau teurer ist als die Umwandlung von erschöpften Lagerstätten, wenn man die Kosten pro Tausend Kubikfuß Arbeitsgas zugrunde legt, reduziert die Möglichkeit, mehrere Entnahme- und Einspeisezyklen pro Jahr durchzuführen, die effektiven Kosten. ⓘ

Datenquelle. ⓘ

Gasspeicherbetrieb ⓘ

Typ	Kissengas	Einspeicherzeitraum (Tage)	Entnahmezeitraum (Tage)
Erschöpftes Reservoir	50%	200-250	100-150
Grundwasserleiter Reservoir	50%-80%	200-250	100-150
Salzformation	20%-30%	20-40	10-20

Andere

Es gibt auch andere Arten der Speicherung, wie zum Beispiel: ⓘ

Verflüssigtes Erdgas (Liquefied Natural Gas)

Ein Lagertank für verflüssigtes Erdgas in Massachusetts. ⓘ

Flüssigerdgas (LNG)-Anlagen bieten Lieferkapazitäten in Spitzenzeiten, wenn die Marktnachfrage die Lieferfähigkeit der Pipelines übersteigt. LNG-Speichertanks haben gegenüber der unterirdischen Lagerung eine Reihe von Vorteilen. Als Flüssigkeit mit einer Temperatur von ca. -163 °C (-260 °F) benötigt es etwa 600 Mal weniger Platz als unterirdisch gelagertes Gas, und es bietet eine hohe Lieferfähigkeit in kürzester Zeit, da sich LNG-Speicheranlagen in der Regel in Marktnähe befinden und per LKW zu einigen Kunden transportiert werden können, ohne dass Pipelinegebühren anfallen. Es besteht kein Bedarf an Kissengas und es ermöglicht den Zugang zu einer weltweiten Versorgung. Der Bau und die Wartung von LNG-Anlagen sind jedoch teurer als die Entwicklung neuer unterirdischer Speicheranlagen. ⓘ

Pipeline-Kapazität

Gas kann im Pipelinesystem vorübergehend gespeichert werden, und zwar durch ein Verfahren, das als Line Packing bezeichnet wird. Dazu wird mehr Gas in die Pipeline gepresst, indem der Druck erhöht wird. In Zeiten hoher Nachfrage können im Marktgebiet größere Gasmengen aus der Pipeline entnommen werden, als im Produktionsgebiet eingespeist werden. Dieses Verfahren wird in der Regel außerhalb der Spitzenlastzeiten durchgeführt, um den Spitzenbedarf des nächsten Tages zu decken. Diese Methode stellt einen vorübergehenden, kurzfristigen Ersatz für die traditionelle unterirdische Speicherung dar. ⓘ

Gasspeicher

Ein älterer säulengeführter Gasspeicher in West Ham, London ⓘ

In den 1960er Jahren gebaute spiralgeführte Gasspeicher in Hunslet, Leeds ⓘ

Gas kann oberirdisch in einem Gasspeicher (oder Gasometer) gespeichert werden, hauptsächlich zum Ausgleich, nicht zur langfristigen Speicherung, und dies wird seit der viktorianischen Zeit praktiziert. In diesen Speichern wird Gas unter Ferngasdruck gespeichert, was bedeutet, dass sie in Spitzenzeiten sehr schnell zusätzliches Gas liefern können. Gasspeicher werden vor allem im Vereinigten Königreich und in Deutschland eingesetzt. Es gibt zwei Arten von Gasspeichern - säulengeführte, die durch einen großen Rahmen nach oben geführt werden, der immer sichtbar ist, unabhängig von der Position des Speichers, und spiralgeführte, die keinen Rahmen haben und durch konzentrische Kufen im vorherigen Aufzug nach oben geführt werden. ⓘ

Der wohl berühmteste britische Gasspeicher ist der große säulengeführte "Oval Gasspeicher", der das Kricketspielfeld The Oval in London überragt. Gasholder wurden im Vereinigten Königreich seit der frühen viktorianischen Zeit gebaut; viele, wie z. B. Kings Cross in London und St. Marks Street in Kingston upon Hull, sind so alt, dass sie vollständig vernietet sind, da ihre Konstruktion vor der Verwendung von Schweißverfahren im Bauwesen erfolgte. Das letzte im Vereinigten Königreich gebaute Gebäude stammt aus dem Jahr 1983. ⓘ

Bauherren

Zwischenstaatliche Rohrleitungsgesellschaften

Zwischenstaatliche Pipelinegesellschaften sind in hohem Maße auf unterirdische Speicher angewiesen, um den Lastausgleich und das Systemversorgungsmanagement auf ihren Fernleitungen zu gewährleisten. Die FERC-Bestimmungen verlangen jedoch, dass diese Unternehmen den Rest ihrer Kapazität, der nicht für diesen Zweck genutzt wird, für Dritte zugänglich machen. Fünfundzwanzig zwischenstaatliche Unternehmen betreiben derzeit 172 unterirdische Erdgasspeicheranlagen. Im Jahr 2005 entfielen auf ihre Anlagen etwa 43 Prozent der gesamten Speicherkapazität und 55 Prozent der Arbeitsgaskapazität in den USA. Zu diesen Betreibern gehören die Columbia Gas Transmission Company, Dominion Gas Transmission Company, The National Fuel Gas Supply Company, Natural Gas Pipeline of America, Texas Gas Transmission Company, Southern Star Central Pipeline Company, TransCanada Corporation. ⓘ

Intrastate-Pipeline-Unternehmen und lokale Verteilerunternehmen

Intrastate-Pipeline-Gesellschaften nutzen Speicheranlagen für den betrieblichen Ausgleich und die Systemversorgung sowie zur Deckung des Energiebedarfs von Endverbrauchern. Lokale Verteilerunternehmen nutzen im Allgemeinen Gas aus Speichern, um Kunden direkt zu versorgen. Diese Gruppe betreibt 148 unterirdische Speicheranlagen, die 40 Prozent der gesamten Speicherleistung und 32 Prozent der Arbeitsgaskapazität in den USA ausmachen. Zu diesen Betreibern gehören Consumers Energy Company und die Northern Illinois Gas Company (Nicor) in den USA sowie Enbridge und Union Gas in Kanada. ⓘ

Unabhängige Anbieter von Speicherdienstleistungen

Die Deregulierungsmaßnahmen im Bereich der unterirdischen Gasspeicherung haben unabhängige Speicherdienstleister dazu veranlasst, Speicheranlagen zu entwickeln. Die zur Verfügung gestellte Kapazität wird dann an Drittkunden wie Vermarkter und Stromerzeuger vermietet. Es ist zu erwarten, dass diese Gruppe in Zukunft mit zunehmender Deregulierung einen größeren Marktanteil erobern wird. Gegenwärtig entfallen auf diese Gruppe in den USA 18 Prozent der gesamten Speicherleistung und 13 Prozent der Arbeitsgaskapazität in den USA. ⓘ

Unterirdische Erdgasspeicher nach Art des Eigentümers, 2005. ⓘ

Typ des Eigentümers	Anzahl der Standorte	Arbeitsgaskapazität (109 ft3)	Tägliche Lieferfähigkeit (106 ft3)
Zwischenstaatliche Pipeline	172	2,197	35,830
Intrastate & LDC	148	1,292	33,121
Unabhängig	74	521	14,681

Standort und Verteilung

Europa

Im Januar 2011 gab es 124 unterirdische Speicheranlagen in Europa. Gas Infrastructure Europe (GIE) meldet 254 bestehende Anlagen oder geplante Erweiterungen in seiner Gasspeicherdatenbank. Die meisten Mitgliedstaaten müssen mindestens 15 % ihres jährlichen Gasverbrauchs speichern. ⓘ

Russland

Gazprom nutzt große saisonale Speicher, vor allem in Westrussland, um die großen Schwankungen in der Inlands- und Exportnachfrage zu bewältigen, indem sie im Sommer bei geringer Nachfrage auffüllt und im Winter bei hoher Nachfrage liefert. Zwischen 2005 und 2021 wurden auf diese Weise im Durchschnitt etwa 40 Milliarden Kubikmeter (1,4 Billionen Kubikfuß) gespeichert, wobei 2020/2021 ein Höchststand von etwa 60 Milliarden Kubikmetern (2,1 Billionen Kubikfuß) erreicht wurde. ⓘ

Vereinigte Staaten

Die Vereinigten Staaten werden in der Regel in drei Hauptregionen unterteilt, wenn es um den Verbrauch und die Produktion von Erdgas geht. Diese sind der verbrauchende Osten, der verbrauchende Westen und der produzierende Süden. ⓘ

Quelle. ⓘ

Verbrauchender Osten

Die verbrauchende Ostregion, insbesondere die Staaten im nördlichen Teil, sind in hohem Maße auf gespeichertes Gas angewiesen, um die Nachfragespitzen in den kalten Wintermonaten zu decken. Aufgrund der vorherrschenden kalten Winter, der großen Bevölkerungszentren und der entwickelten Infrastruktur ist es nicht verwunderlich, dass diese Region von allen anderen Regionen die höchste Kapazität an Arbeitsgasspeichern und die größte Anzahl an Speicherstätten hat, hauptsächlich in erschöpften Reservoirs. Neben der unterirdischen Speicherung spielt verflüssigtes Erdgas (LNG) eine immer wichtigere Rolle bei der kurzfristigen Versorgung der am wenigsten entwickelten Länder mit zusätzlichen Reserven und/oder Spitzenlast. Obwohl die Gesamtkapazität dieser LNG-Anlagen nicht an die der unterirdischen Speicher heranreicht, macht die kurzfristige hohe Lieferfähigkeit dies wieder wett. ⓘ

Verbrauchender Westen

Die westliche Verbraucherregion hat den geringsten Anteil an Gasspeichern, sowohl in Bezug auf die Anzahl der Standorte als auch auf die Gaskapazität/Lieferfähigkeit. Die Speicher in diesem Gebiet dienen hauptsächlich dazu, das aus Kanada kommende inländische und albertanische Gas mit einer relativ konstanten Rate fließen zu lassen. In Nordkalifornien verfügt Pacific Gas and Electric (PG&E) über unterirdische Speicherkapazitäten von rund 100 Milliarden Kubikfuß (2,8×10⁹ Kubikmeter) Gas in drei Speicheranlagen. PG&E nutzt die Speicher, um Gas zu speichern, wenn es im Sommer günstig ist, um es im Winter zu verwenden, wenn gekauftes Gas teuer ist. ⓘ

Produzierender Süden

Die Speicheranlagen des produzierenden Südens sind mit den Marktzentren verbunden und spielen eine entscheidende Rolle für den effizienten Export, Transport und die Verteilung des produzierten Erdgases in die Verbrauchsregionen. Diese Speicher ermöglichen die Einlagerung von Gas, das nicht sofort vermarktet werden kann, um es später zu nutzen. ⓘ

Unterirdische Erdgasspeicher nach Region, 2000 ⓘ

Region	Anzahl der Standorte	Arbeitsgaskapazität (109 ft3)	Tägliche Lieferfähigkeit (106 ft3)
Ost	280	2,045	39,643
West	37	628	9,795
Süd	98	1,226	28,296

Kanada

In Kanada betrug die maximale Arbeitsgasmenge 2006 456 Milliarden Kubikfuß (1,29×10¹⁰ Kubikmeter). Auf Alberta entfallen 47,5 Prozent des gesamten Arbeitsgasvolumens. Es folgen Ontario mit 39,1 Prozent, British Columbia mit 7,6 Prozent, Saskatchewan mit 5,1 Prozent und schließlich Quebec mit 0,9 Prozent. ⓘ

Regulierung und Deregulierung

Vereinigte Staaten

Interstate-Pipeline-Unternehmen in den USA unterliegen der Zuständigkeit der Federal Energy Regulatory Commission (FERC). Vor 1992 waren diese Unternehmen Eigentümer des gesamten Gases, das durch ihre Systeme floss. Dazu gehörte auch das Gas in ihren Speicheranlagen, über das sie die vollständige Kontrolle hatten. Dann wurde die FERC-Verordnung 636 eingeführt. Sie verpflichtete die Unternehmen, ihre Anlagen, einschließlich der Gasspeicher, auf der Grundlage des offenen Zugangs zu betreiben. Für die Gasspeicherung bedeutete dies, dass diese Unternehmen nur die zur Aufrechterhaltung der Systemintegrität erforderliche Kapazität reservieren konnten. Die restliche Kapazität konnte diskriminierungsfrei an Dritte vermietet werden. Der offene Zugang hat eine Vielzahl von Anwendungsmöglichkeiten für die Gasspeicherung eröffnet, insbesondere für Vermarkter, die nun Preisarbitrage-Möglichkeiten nutzen können. Die Preise für Speicherkapazitäten würden sich an den Kosten orientieren, es sei denn, der Anbieter kann gegenüber der FERC nachweisen, dass er nicht über Marktmacht verfügt; in diesem Fall könnte ihm gestattet werden, die Preise an den Marktbedingungen auszurichten, um Marktanteile zu gewinnen. Die FERC definiert Marktmacht als "... die Fähigkeit eines Verkäufers, die Preise über einen erheblichen Zeitraum hinweg gewinnbringend über dem Wettbewerbsniveau zu halten". ⓘ

Die zugrundeliegende Preisstruktur für die Gasspeicherung hat die Entwicklung im Gasspeichersektor behindert, in dem nicht viele neue Speicheranlagen gebaut wurden, abgesehen von der Erweiterung bestehender Anlagen. Im Jahr 2005 kündigte die FERC eine neue Verordnung 678 an, die speziell auf die Gasspeicherung ausgerichtet ist. Mit dieser Vorschrift soll die Entwicklung neuer Gasspeicheranlagen gefördert werden, um letztlich die Volatilität der Erdgaspreise zu verringern. Der Kommissionsvorsitzende Joseph T. Kelliher bemerkte dazu: "Seit 1988 ist die Erdgasnachfrage in den Vereinigten Staaten um 24 Prozent gestiegen. Im gleichen Zeitraum ist die Gasspeicherkapazität nur um 1,4 Prozent gestiegen. Während der Bau von Speicherkapazitäten hinter der Nachfrage nach Erdgas zurückgeblieben ist, haben wir eine Preisvolatilität auf Rekordniveau erlebt. Dies deutet darauf hin, dass die derzeitige Speicherkapazität unzureichend ist. Hinzu kommt, dass die vorhandenen Speicherkapazitäten in diesem Jahr viel früher als in den Vorjahren voll sein könnten. Einigen Analysten zufolge könnte dies dazu führen, dass ein Teil der inländischen Gasproduktion stillgelegt wird. Unsere endgültige Regelung dürfte dazu beitragen, die Preisvolatilität zu verringern und die Speicherkapazität zu erweitern. ⓘ

Mit dieser Entscheidung sollen den Entwicklern von Erdgasspeichern zwei Wege eröffnet werden, um marktgerechte Tarife berechnen zu können. Der erste Ansatz ist die Neudefinition des relevanten Produktmarktes für die Speicherung, der Alternativen für die Speicherung wie verfügbare Pipelinekapazitäten, lokale Gasproduktion und LNG-Terminals einschließt. Der zweite Ansatz zielt auf die Umsetzung von Abschnitt 312 des Energy Policy Act ab. Er würde es einem Antragsteller ermöglichen, die Genehmigung zu beantragen, "marktbasierte Tarife zu berechnen, auch wenn keine Marktmacht nachgewiesen wurde, wenn marktbasierte Tarife im öffentlichen Interesse liegen und notwendig sind, um den Bau von Speicherkapazitäten in dem Gebiet zu fördern, in dem Speicherdienstleistungen benötigt werden, und wenn die Kunden angemessen geschützt sind", so die Kommission. Es wird erwartet, dass diese neue Anordnung Entwickler, insbesondere unabhängige Speicherbetreiber, dazu veranlassen wird, in naher Zukunft neue Anlagen zu entwickeln. ⓘ

Kanada

In Alberta sind die Tarife für die Gasspeicherung nicht reguliert, und die Anbieter handeln die Tarife mit ihren Kunden auf Vertragsbasis aus. Die Carbon-Anlage, die sich im Besitz von ATCO Gas befindet, ist jedoch reguliert, da ATCO ein Versorgungsunternehmen ist. Daher muss ATCO Gas seinen Kunden kostenbasierte Tarife berechnen und kann zusätzliche Kapazitäten zu marktbasierten Tarifen vermarkten. In Ontario wird die Gasspeicherung durch das Ontario Energy Board reguliert. Derzeit befinden sich alle verfügbaren Speicher im Besitz von vertikal integrierten Versorgungsunternehmen. Die Versorgungsunternehmen müssen ihre an ihre Kunden verkauften Speicherkapazitäten zu kostenbasierten Tarifen abrechnen, können aber alle verbleibenden Kapazitäten zu marktbasierten Tarifen vermarkten. Für Speicher, die von unabhängigen Speicherentwicklern entwickelt werden, können marktbasierte Tarife berechnet werden. In British Columbia ist die Gasspeicherung nicht reguliert. Die gesamte verfügbare Speicherkapazität wird zu marktbasierten Tarifen vermarktet. ⓘ

Vereinigtes Königreich

Die Regulierung von Gasspeicherung, -transport und -verkauf wird von Ofgem (einer staatlichen Regulierungsbehörde) überwacht. Dies ist seit der Privatisierung der Gasindustrie im Jahr 1986 der Fall. Die meisten Formen der Gasspeicherung befanden sich im Besitz von Transco (jetzt Teil von National Grid plc). Das nationale Netz wurde jedoch inzwischen weitgehend in regionale Netze aufgeteilt, die im Besitz verschiedener Unternehmen sind, die jedoch alle weiterhin Ofgem unterstellt sind. ⓘ

Wirtschaftlichkeit der Speicherung

Kosten der Speicherentwicklung

Wie bei allen Infrastrukturinvestitionen im Energiesektor ist auch die Entwicklung von Speicheranlagen kapitalintensiv. Investoren verwenden in der Regel die Kapitalrendite als finanziellen Maßstab für die Rentabilität solcher Projekte. Es wurde geschätzt, dass Investoren eine Rendite zwischen 12 und 15 Prozent für regulierte Projekte und fast 20 Prozent für nicht regulierte Projekte verlangen. Die höhere Renditeerwartung bei unregulierten Projekten ist auf das höhere Marktrisiko zurückzuführen. Darüber hinaus fallen bei der Planung und Lokalisierung potenzieller Speicherstandorte zur Feststellung ihrer Eignung erhebliche Kosten an, was das Risiko weiter erhöht. ⓘ

Die Investitionskosten für den Bau der Anlage hängen größtenteils von den physikalischen Eigenschaften des Reservoirs ab. Zunächst einmal hängen die Erschließungskosten einer Speicheranlage weitgehend von der Art des Speicherfeldes ab. Als allgemeine Faustregel gilt, dass Salzkavernen auf der Basis der Arbeitsgaskapazität am teuersten zu entwickeln sind. Es sollte jedoch bedacht werden, dass das Gas in solchen Anlagen auf der Basis der Lieferbarkeit wiederholt zirkulieren kann und sie daher weniger kostspielig sind. Eine Salzkavernenanlage kann zwischen 10 und 25 Mio. $ pro Milliarde Kubikfuß (10⁹ ft³) Arbeitsgaskapazität kosten. Die große Preisspanne ist auf die regionalen Unterschiede zurückzuführen, die die geologischen Anforderungen bestimmen. Zu diesen Faktoren gehören die erforderliche Kompressionsleistung, die Art der Oberfläche und die Qualität der geologischen Struktur, um nur einige zu nennen. Ein erschöpftes Reservoir kostet zwischen 5 und 6 Mio. $ pro Milliarde Kubikfuß Arbeitsgas-Kapazität. Ein weiterer wichtiger Kostenfaktor beim Bau neuer Speicheranlagen ist das Grundgas. Der Anteil des Grundgases in einer Lagerstätte kann bei Aquiferen bis zu 80 % betragen, was ihre Erschließung bei hohen Gaspreisen sehr unattraktiv macht. Salzkavernen hingegen benötigen die geringste Menge an Basisgas. Die hohen Kosten für Basisgas sind der Grund dafür, dass der Ausbau bestehender Standorte gegenüber der Erschließung neuer Standorte bevorzugt wird. Dies liegt daran, dass Erweiterungen nur wenig zusätzliches Basisgas erfordern. ⓘ

Die erwarteten Cashflows aus solchen Projekten hängen von einer Reihe von Faktoren ab. Dazu gehören die Dienstleistungen, die die Anlage erbringt, sowie das Regulierungssystem, unter dem sie betrieben wird. Anlagen, die in erster Linie betrieben werden, um von Möglichkeiten der Rohstoffarbitrage zu profitieren, werden voraussichtlich andere Cashflow-Vorteile haben als solche, die in erster Linie dazu dienen, die saisonale Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Von den Regulierungsbehörden festgelegte Regeln können einerseits den Gewinn der Speicheranlagenbesitzer einschränken oder andererseits den Gewinn garantieren, je nach Marktmodell. ⓘ

Bewertung der Speicherung

Um die Wirtschaftlichkeit der Gasspeicherung zu verstehen, ist es wichtig, sie bewerten zu können. Es wurden mehrere Ansätze vorgeschlagen. Sie umfassen:

• Cost-of-Service-Bewertung
• Least-Cost-Planung
• Saisonale Bewertung
• Optionsbasierte Bewertung

Die verschiedenen Bewertungsmethoden existieren in der Realität nebeneinander und schließen sich nicht gegenseitig aus. Käufer und Verkäufer verwenden in der Regel eine Kombination der verschiedenen Preise, um den tatsächlichen Wert der Speicher zu ermitteln. Ein Beispiel für die verschiedenen Bewertungen und den daraus resultierenden Preis finden Sie in der nachstehenden Tabelle. ⓘ

Kosten der Lagerung pro Bewertungsmodus. ⓘ

Typ	Dollars/mcf Arbeitsgas
Mittlere Betriebskosten	$0.64
Innerer Wert für Winter 05/06, Stand: August 2004	$0.47-$0.62
Least-Cost-Planung (erschöpftes Reservoir)	$0.70-$1.10
Hypothetische Gestehungskosten der Salzkaverne	$2.93
Intrinsischer und extrinsischer Wert der Salzkaverne (erschöpfte Lagerstätte)	$1.60-$1.90

Cost-of-Service-Bewertung

Dieser Bewertungsmodus wird in der Regel für die Bewertung regulierter Speicher verwendet, z. B. für Speicher, die von zwischenstaatlichen Pipeline-Unternehmen betrieben werden. Diese Unternehmen werden von der FERC reguliert. Diese Preisbildungsmethode ermöglicht es den Entwicklern, ihre Kosten zu decken und eine vereinbarte Rendite zu erzielen. Die Regulierungsbehörde verlangt, dass die Raten und Tarife beibehalten und öffentlich veröffentlicht werden. Die von diesen Unternehmen angebotenen Dienstleistungen umfassen feste und unterbrechbare Speicherleistungen sowie Speicherleistungen ohne Vorankündigung. In der Regel werden für erschöpfte Speicheranlagen die Kosten der Dienstleistung berechnet. Bei der Bewertung von z. B. Salzkavernen wären die Kosten aufgrund der hohen Kosten für die Erschließung solcher Anlagen sehr hoch. ⓘ

Least-Cost-Planung

Dieser Bewertungsmodus wird in der Regel von lokalen Verteilerunternehmen (LDCs) verwendet. Er basiert auf der Preisgestaltung für die Speicherung entsprechend den Einsparungen, die sich daraus ergeben, dass nicht auf andere, teurere Optionen zurückgegriffen werden muss. Diese Preisgestaltung hängt vom Verbraucher und seinem jeweiligen Lastprofil bzw. seiner Lastform ab. ⓘ

Saisonale Bewertung

Die saisonale Bewertung der Speicherung wird auch als intrinsischer Wert bezeichnet. Er wird als Differenz zwischen den beiden Preisen in einem Paar von Terminpreisen bewertet. Die Idee dahinter ist, dass man eine Terminspanne entweder physisch oder finanziell festhalten kann. Bauherren, die die Durchführbarkeit des Baus einer Speicheranlage prüfen wollen, würden sich in der Regel die langfristigen Preisspannen ansehen. ⓘ

Optionsbasierte Bewertung

Neben dem intrinsischen Wert kann die Speicherung auch einen extrinsischen Wert haben. Bei der intrinsischen Bewertung der Speicherung wird die zyklische Fähigkeit der Speicherung mit hoher Lieferfähigkeit nicht berücksichtigt. Die extrinsische Bewertung spiegelt die Tatsache wider, dass in solchen Anlagen, z. B. Salzkavernen, ein Teil des Raums mehr als einmal genutzt werden kann, was den Wert erhöht. Eine solche Speicheranlage mit hoher Lieferfähigkeit ermöglicht es ihrem Nutzer, auf Nachfrage-/Preisschwankungen innerhalb einer Saison oder eines bestimmten Tages zu reagieren und nicht nur auf saisonale Schwankungen, wie es bei Anlagen mit einem Zyklus der Fall war. ⓘ

Auswirkungen der Erdgaspreise auf die Speicherung

Wie aus dem nachstehenden Schaubild hervorgeht, gehen hohe Gaspreise in der Regel mit niedrigen Speicherzeiten einher. Wenn die Preise in den ersten Monaten der Auffüllsaison (April-Oktober) hoch sind, nehmen viele Speichernutzer in der Regel eine abwartende Haltung ein. Sie begrenzen ihre Gasaufnahme in der Erwartung, dass die Preise vor Beginn der Heizperiode (November-März) sinken werden. Wenn dieser Rückgang jedoch nicht eintritt, sind sie gezwungen, Erdgas zu hohen Preisen zu kaufen. Dies gilt insbesondere für die lokale Verteilung und andere Betreiber, die auf die Speicherung angewiesen sind, um die saisonale Nachfrage ihrer Kunden zu decken. Andererseits werden andere Speichernutzer, die die Speicherung als Marketinginstrument (zur Absicherung oder für Spekulationen) nutzen, bei hohen Preisen davon absehen, eine große Menge Gas zu speichern. ⓘ

Die Zukunft der Speichertechnologie

Im Bereich der Gasspeicherung wird an vielen Fronten geforscht, um neue, verbesserte und wirtschaftlichere Möglichkeiten der Gasspeicherung zu finden. Forschungsarbeiten des US-Energieministeriums zeigen, dass Salzformationen gekühlt werden können, so dass mehr Gas gespeichert werden kann. Dadurch wird die Größe der zu behandelnden Formation, aus der das Salz gewonnen wird, verringert. Dies wird zu niedrigeren Entwicklungskosten für Salzformationsspeicher des Typs 0 führen. ⓘ

Ein weiterer Aspekt, der untersucht wird, sind andere Formationen, die Gas enthalten können. Dazu gehören harte Gesteinsformationen wie Granit in Gebieten, in denen es solche Formationen gibt und andere derzeit für die Gasspeicherung verwendete Arten nicht. In Schweden wurde eine neue Art von Speicheranlage gebaut, die so genannte "ausgekleidete Felskaverne". Bei dieser Speicheranlage wird ein Stahltank in einer Kaverne im Fels eines Hügels installiert und mit Beton umgeben. Obwohl die Entwicklungskosten für eine solche Anlage recht hoch sind, werden sie durch die Fähigkeit, Gas mehrfach zu speichern, wieder wettgemacht, ähnlich wie bei Salzlagerstätten. Ein weiteres Forschungsprojekt, das vom Energieministerium gefördert wird, betrifft Hydrate. Hydrate sind Verbindungen, die entstehen, wenn Erdgas in Gegenwart von Wasser gefriert. Der Vorteil ist, dass bis zu 181 Standardkubikfuß Erdgas in einem einzigen Kubikfuß Hydrat gespeichert werden können. ⓘ

Unterirdische Speicher

Als Untertage- oder Untergrundspeicher werden natürliche oder künstliche Hohlräume in 1–3 km Tiefe verwendet, die mit bis zu 250 bar Überdruck befüllt werden. Es gibt sie in drei Bauarten:

1. Frühere Gas- oder Erdöllagerstätten: Manche ausgeförderte Erdgasfelder lassen sich wieder befüllen, wenn das Gestein geeignet ist. Von diesem Typ sind vor allem die Speicher in der oberösterreichischen Molassezone und bei Matzen im Wiener Becken; in letztere wird von der Verteilerstation Baumgarten/March russisches Importgas eingespeichert.
2. Kavernenspeicher werden für kurzfristige Bedarfsschwankungen verwendet und in Salzstöcken durch die Gewinnung von Sole erzeugt. Für die Abdichtung dieser zylinderförmigen, bis etwa 100 m breiten Hohlräume sorgt das langsame Fließverhalten von Steinsalz. In Westfalen befinden sich 45 Kavernenspeicher für insgesamt 2,5 Mrd. Kubikmeter Erdgas. Einige können auch mit Erdöl befüllt werden, wobei Salzlösung als Volumenausgleich dient.
3. Porenspeicher nutzen die Klüfte und Poren von unterirdischen Kalk- und Sandsteinschichten, die nach oben durch undurchlässiges Gestein abgedichtet sind. Sie können Hohlräume sein, aus denen Wasser durch eingepresstes Erdgas verdrängt wird oder wo bereits Erdgas gefördert wurde. ⓘ

Das Speichervolumen eines Untergrundspeichers kann nur zu einem Teil genutzt werden (Arbeitsgas). Im Speicher muss das sogenannte Kissengas permanent verbleiben. Dieses erhält den nötigen Druck und damit die geomechanische Stabilität aufrecht; in Salzstöcken ist es auch für die Stabilität erforderlich. In Porenspeichern beträgt der Arbeitsgasanteil am Gesamtvolumen etwa 35 Prozent, in Kavernenspeichern etwa 75 Prozent. Als Speichergröße wird immer das nutzbare Arbeitsgasvolumen angegeben. ⓘ

Gasbehälter

Oberirdische Speicher sind kleine, aber flexibler einsetzbare Gasbehälter in Metallbauweise. Sie werden als in Nieder-, Mittel- und Hochdruckbehälter gebaut: erstere meist in Zylinderform, Hochdruckbehälter in Kugelform oder im Boden als Röhrenbehälter. ⓘ

Niederdruckbehälter (Gastürme, Gasometer) haben 10–50 mbar Überdruck, also nur einige Prozent des Luftdrucks. Es gibt sie als Nass- und Trockengasbehälter.

• Bei Nassgasbehältern dient Wasser zum Druckausgleich; zu ihnen gehören – je nach Funktionsprinzip – Glocken-, Schrauben- und Teleskopgasbehälter. Sie sind einfach in der Bauart, aber kleiner an Speichervolumen.
• Trockengasbehälter wurden ab 1915 entwickelt und können größere Gasmengen aufnehmen. Im Scheibengasbehälter bewegt sich eine im Zylinder geführte Scheibe vertikal wie ein Kolben. In Membrangasbehältern (vorwiegend für Biogas verwendet) übernimmt eine Membran diese Funktion.

Sie sind auch für mittlere Drücke (bis 1000 mbar) geeignet. ⓘ

Nieder- und Mitteldruckspeicher haben jedoch für die allgemeine Gasversorgung – mit Ausnahme von Stahlwerken und Kokereien – an Bedeutung verloren. ⓘ

Hochdruckbehälter sind die neuere Bauart. Als Kugelgasbehälter aus Stahl haben sie Durchmesser bis zu 50 Meter und Drücke von 5–10 bar (ca. 5- bis 10-facher Luftdruck), bei sehr starker Wandung bis 20 bar. Sie finden sich in großer Zahl in Raffinerien oder für den kommunalen Bedarf und können wegen der starken Kompression mehr Gas aufnehmen als die früheren Gasometer. Die ersten Kugelspeicher wurden in den 1960er und 1970er Jahren für Erd- und Flüssiggas errichtet und hatten Betriebsdrücke von 2 bis 15 bar. ⓘ

Hingegen können Röhrenspeicher 50 und 100 bar aufnehmen. Sie werden in einigen Metern Tiefe in Form paralleler Röhren mit bis zu 1,6 m Durchmesser gebaut. Der größte Röhrenspeicher Europas befindet sich bei Volketswil (ZH) in der Schweiz, in der man bislang noch keine für Untertage-Großspeicher geeigneten geologischen Strukturen gefunden hat. ⓘ