MARKTORIEN- TIERTES VERSORGUNGS - E.ON Ruhrgas AG
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GESCHÄFTSBERICHT 2002<br />
GUT UNTERWEGS.<br />
ruhrgas
JAHRESABSCHLUSS IM ÜBERBLICK<br />
<strong>Ruhrgas</strong>-Konzern <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
2002 2001 2002 2001<br />
Mio o Mio m Mio o Mio m<br />
Umsatzerlöse 11 924 13 322 10 526 11 820<br />
Materialaufwand 9 954 11 510 9 425 10 842<br />
Personalaufwand<br />
Abschreibungen auf Sachanlagen<br />
589 609 257 252<br />
und immaterielle Vermögensgegenstände 322 256 188 134<br />
Jahresüberschuss 554 491 432 432<br />
Cashflow 913 837 656 606<br />
Gesamtinvestitionen<br />
Sachanlagen und immaterielle<br />
1 250 653 1 775 491<br />
Vermögensgegenstände 1 560 1 725 690 833<br />
Finanzanlagen 3 466 2 520 4 924 3 245<br />
Gezeichnetes Kapital 1 125 1 125 1 125 1 125<br />
Rücklagen 624 1 028 1 370 1 283<br />
Mittel- und langfristige Verbindlichkeiten 498 577 326 336<br />
Bilanzsumme 8 924 8 051 8 487 7 055<br />
MITARBEITER<br />
<strong>Ruhrgas</strong>-Konzern <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
2002 2001 2002 2001<br />
Anzahl am Jahresende 12 514 9 187 2 595 2 623<br />
KENNZAHLEN DER RUHRGAS <strong>AG</strong><br />
2002 2001<br />
Gasabsatz (Mrd kWh) 612 601<br />
Höchster Tagesabsatz (Mio kWh) 3 109 2 896<br />
Niedrigster Tagesabsatz (Mio kWh) 773 720<br />
Leitungsnetz (km) 10 905 10 837<br />
Verdichteranlagen (MW) 831 831<br />
Untertagespeicher (Arbeitsgas-Kapazität in Mio m 3 ) 5 028 4 856
RUHRGAS-ENG<strong>AG</strong>EMENT IN EUROPA<br />
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Großbritannien<br />
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Belgien<br />
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Frankreich<br />
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Niederlande<br />
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Luxemburg<br />
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Schweiz<br />
� Bezugsländer<br />
� Lieferungen/Liefervereinbarungen<br />
� Kooperationsvereinbarungen<br />
� Beteiligungen<br />
� Außenbüros<br />
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Dänemark<br />
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Italien<br />
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Norwegen<br />
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Deutschland<br />
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Liechtenstein<br />
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Schweden<br />
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Tschechien<br />
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Österreich<br />
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Slowenien<br />
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Kroatien<br />
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Polen<br />
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Slowakei<br />
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Ungarn<br />
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Finnland<br />
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Estland<br />
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Lettland<br />
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Litauen<br />
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Rumänien<br />
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Weißrussland<br />
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Russland<br />
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Ukraine
RUHRGAS VOR ORT<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Berlin<br />
Friedrichstraße 82<br />
10117 Berlin<br />
Telefon 030/20 38 85 10<br />
030/20 38 85 11<br />
Telefax 030/20 38 85 02<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Bratislava<br />
Jesenského ul. č. 2<br />
81102 Bratislava/Slowakische Republik<br />
Telefon 0 04 21/2/54 4189 76<br />
00421/2/54 4189 77<br />
Telefax 0 04 21/2/54 4189 78<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Brüssel<br />
40, Avenue des Arts<br />
B-1040 Brüssel<br />
Telefon 00 32/2/2 3111 30<br />
00 32/2/5 03 34 40<br />
Telefax 00 32/2/2 3115 44<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Kiew<br />
wul. Bogdana Chmelnizkoho, 6<br />
01001 Kiew/Ukraine<br />
Telefon 00 38/044/2 21 27 46<br />
Telefax 00 38/044/2 35 43 95<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Mailand<br />
Via Fontana 15<br />
I-20122 Milan<br />
Telefon 00 39/02 54/12 25 61<br />
Telefax 00 39/02 54/12 27 98<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Moskau<br />
Krasnopresnenskaja nab, 6<br />
14. Etage<br />
123100 Moskau/Russische Föderation<br />
Telefon 007/095/7 82 0100<br />
Telefax 007/095/7 82 04 20 oder 21<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro München<br />
Promenadeplatz 11<br />
80333 München<br />
Telefon 089/22 5184-5<br />
Telefax 089/29 4188<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Oslo<br />
Stortingsgaten 8<br />
N-0161 Oslo 1<br />
Telefon 00 47/22 4742 30<br />
Telefax 00 47/22 4742 33<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Paris<br />
3, rue du Quatre Septembre<br />
F-75002 Paris<br />
Telefon 00 33/1/40 20 94 46<br />
Telefax 00 33/1/40 20 99 21<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Prag<br />
Platnéˇrská 4<br />
CZ-11000 Prag 1 – Staré Město<br />
Telefon 0 04 20/222/31 88 30<br />
00420/222/32 97 84<br />
Telefax 0 04 20/222/31 89 70<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Riga<br />
c/o Latvijas Gaze<br />
A. Briana iela 6<br />
LV-1001 Riga<br />
Telefon 0 03 71/7/36 9180<br />
Telefax 0 03 71/7/36 9165<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Tallinn<br />
(Verbindungsstelle)<br />
c/o Eesti Gaas Isc<br />
Liivalaia 9<br />
EE-10001 Tallinn<br />
Telefon 0 03 72/6/30 31 27<br />
Telefax 0 03 72/6/46 62 52<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Warschau<br />
ul. Koszykowa 54<br />
PL-00-675 Warschau<br />
Telefon 00 48/22/6 25 5144<br />
00 48/22/6 25 6119<br />
Telefax 00 48/22/6 25 4159<br />
<strong>Ruhrgas</strong> Austria <strong>AG</strong><br />
Freyung 3/1<br />
A-1010 Wien<br />
Telefon 00 43/1/5 32 29 63<br />
Telefax 00 43/1/5 32 29 6310
HIGHLIGHTS & EREIGNISSE
HIGHLIGHTS<br />
25 JAHRE<br />
ERDGASLIEFERUNGEN<br />
IN DIE SCHWEIZ<br />
08. Februar 2002<br />
Die Swissgas, Zürich, und die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> begehen das<br />
25-jährige Jubiläum der Erdgaslieferungen in die Schweiz,<br />
die sich zum Jubiläumstag auf insgesamt 24 Mrd m3 belaufen.<br />
Erdgas hat einen Anteil von 12 Prozent am Primärenergieverbrauch<br />
der Schweiz. Die jährlichen Lieferungen der <strong>Ruhrgas</strong><br />
belaufen sich auf rund 1,7 Mrd m3 Erdgas.
HIGHLIGHTS<br />
DEUTSCH-RUSSISCHER<br />
ENERGIEK<strong>ON</strong>GRESS<br />
15. April 2002<br />
Die immensen Potenziale der Wirtschaftskooperation<br />
im Energie- und Rohstoffsektor standen im Mittelpunkt<br />
des Deutsch-Russischen Energiekongresses, der vom Ost-<br />
Ausschuss der Deutschen Wirtschaft im Rahmen der Industriemesse<br />
in Hannover veranstaltet wurde. Dr. Burckhard<br />
Bergmann, Vorstandsvorsitzender der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und stellv.<br />
Vorsitzender des Ost-Ausschusses, sagte: „Das Potenzial für<br />
die zukünftige Energiekooperation zwischen Deutschland<br />
und Russland ist groß. Wir sind in hohem Maße auf russische<br />
Öl- und Gasexporte angewiesen. Umgekehrt steht Russland<br />
vor einem enormen Investitionsbedarf, um seine Energiewirtschaft<br />
zu modernisieren, damit die inländische Versorgungsfähigkeit<br />
sowie die Exportfähigkeit aufrechterhalten bzw.<br />
gesteigert werden können.“
„ERDGAS MOBIL”<br />
GEGRÜNDET<br />
HIGHLIGHTS<br />
19. April 2002<br />
Die deutsche Gaswirtschaft gründet unter Federführung<br />
der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> die Gesellschaft erdgas mobil mit dem Ziel,<br />
eine flächendeckende Infrastruktur für Erdgas als Kraftstoff<br />
in Deutschland aufzubauen. Direkt beteiligt sind 19 deutsche<br />
Gasgesellschaften. Marktpartner sind die lokalen Energiedienstleistungsunternehmen<br />
sowie führende Mineralölgesellschaften<br />
wie ARAL, BP, Esso und TotalFinaElf. Bis zum Jahr<br />
2006 sollen in einer ersten Stufe 1 000 Erdgastankstellen an<br />
den gewohnten Tankstellen eingerichtet werden.
HIGHLIGHTS<br />
GASTRANSIT-PROJEKT<br />
DURCH DIE UKRAINE<br />
10. Juni 2002<br />
Die Präsidenten Russlands und der Ukraine sowie der<br />
deutsche Bundeskanzler verabschieden eine gemeinsame<br />
Erklärung mit dem Ziel, den Gastransit durch die Ukraine<br />
durch ein internationales Konsortium für den Betrieb und die<br />
Modernisierung des Transitsystems zu sichern. Der Transit<br />
hat eine herausragende Bedeutung für die Versorgungssicherheit<br />
in Deutschland und Europa, da rund 80 Prozent des<br />
russischen Erdgases für Westeuropa über ukrainisches Gebiet<br />
fließen. Ein erstes Abstimmungsgespräch zwischen der<br />
deutschen und ukrainischen Seite findet im Dezember in<br />
Kiew statt, an dem der deutsche Botschafter in der Ukraine,<br />
Vertreter des Bundeswirtschaftsministeriums und der<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> teilnehmen.
BETEILIGUNG AN<br />
SLOWAKISCHER<br />
GASGESELLSCHAFT<br />
SPP<br />
HIGHLIGHTS<br />
11. Juli 2002<br />
Vertreter des slowakischen Staates und der Konsortialpartner<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> sowie der Gaz de France haben den Erwerb<br />
einer Beteiligung des Konsortiums an der slowakischen<br />
Gasgesellschaft Slovensk´y plynárensk´y priemysel, a.s. (SPP)<br />
abgeschlossen. Damit sind 49 Prozent der Aktien an dem<br />
slowakischen Gasversorger zu gleichen Teilen an die Konsortialpartner<br />
im Rahmen des Privatisierungsverfahrens übergegangen.<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> sichert sich damit eine strategische<br />
Position auf dem Transitweg des russischen Erdgases nach<br />
Deutschland. Dem Konsortium gehört auch die Gazprom an,<br />
die ihren Anteil jedoch später übernehmen wird.
HIGHLIGHTS<br />
25 JAHRE DEUTSCH-<br />
NORWEGISCHES<br />
ERDGASGESCHÄFT<br />
13. September 2002<br />
Vor 25 Jahren strömte das erste Erdgas aus der norwegischen<br />
Nordsee nach Deutschland. „Die Norwegische<br />
Dimension ist zu einer festen Größe für die Erdgasversorgung<br />
Europas geworden“, so Dr. Burckhard Bergmann anlässlich<br />
der Jubiläumsfeierlichkeiten in Oslo. Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> ist<br />
der größte Kunde für norwegisches Erdgas. Heute deckt es<br />
rund ein Fünftel des deutschen und 12 Prozent des westeuropäischen<br />
Gasbedarfs, Tendenz steigend.
50 JAHRE<br />
OSTAUSSCHUSS<br />
DER DEUTSCHEN<br />
WIRTSCHAFT<br />
HIGHLIGHTS<br />
17. Dezember 2002<br />
Der Ost-Ausschuss der Deutschen Wirtschaft begeht<br />
sein 50-jähriges Bestehen. Er spielte eine wichtige Rolle<br />
beim Aufbau der deutsch-russischen Wirtschaftsbeziehungen<br />
und der Energiekooperation in Zeiten des „Kalten Krieges“.<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> bezieht seit fast 30 Jahren Erdgas aus<br />
Russland. Es sind heute schon Regelungen für die Zeit bis<br />
2030 getroffen.
01 M<strong>AG</strong>AZIN<br />
INHALT<br />
02 Vorwort<br />
04 25 Jahre deutsch-norwegisches Erdgasgeschäft<br />
13 Entwicklungen auf dem europäischen Gasmarkt<br />
17 Sicherheit der Energieversorgung<br />
20 EU-Beitrittsländer: Gaswirtschaftliche Potenziale<br />
24 Energiepartnerschaft mit Russland<br />
30 Branchenreport: Erdgas im Energiemarkt<br />
42 Erdgas als Kraftstoff: Verbesserte Perspektive<br />
(Redaktionsschluss: Ende April 2003)
02 VORWORT<br />
Dr. Burckhard<br />
Bergmann,<br />
Vorsitzender<br />
des Vorstands<br />
der <strong>Ruhrgas</strong><br />
Aktiengesellschaft<br />
GUT UNTERWEGS<br />
Im Geschäftsjahr 2002 hat sich unser Unternehmen<br />
erfolgreich weiterentwickelt, und der stabile Jahresab-<br />
schluss 2002 bestätigt erneut die gute Substanz der<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>. Dass wir das bisher höchste Investitions-<br />
niveau in unserer Unternehmensgeschichte realisiert<br />
haben, unterstreicht dies zusätzlich.<br />
Wir sind gut unterwegs – und das in einer Zeit, in der sich nicht nur der<br />
energierechtliche Ordnungsrahmen grundlegend wandelt, sondern sich<br />
auch die Marktverhältnisse auf der Beschaffungs- und Absatzseite im Umbruch<br />
befinden. Ausführungen zu diesen Veränderungen und zu den Entwicklungen<br />
in den einzelnen Aufgabenfeldern enthält der Bericht zum<br />
Geschäftsjahr 2002.<br />
Wie ist das <strong>Ruhrgas</strong>-Geschäft in die übergeordneten Zusammenhänge von<br />
Energie-, Wettbewerbs- und Umweltpolitik einzuordnen? Um Antworten<br />
auf diese Frage zu geben und weil das geschäftliche Umfeld der <strong>Ruhrgas</strong><br />
durch sehr komplexe Entwicklungen geprägt ist, wollen wir mit dem vorliegenden<br />
Geschäftsbericht erneut auch zusätzliche, vertiefende Informationen<br />
zu zentralen gaswirtschaftlichen Themen geben. Diesen erweiterten<br />
Blick in das „Innenleben“ unseres Industriezweiges vermitteln die Beiträge,<br />
die wir für Sie in diesem Magazinteil des <strong>Ruhrgas</strong>-Geschäftsberichts<br />
2002 zusammengestellt haben.
03 VORWORT<br />
Darin werden die 25-jährigen Geschäftsbeziehungen zu unseren norwegischen<br />
Erdgaslieferanten beleuchtet sowie die Rolle der Energiepartnerschaft<br />
mit Russland und deren Perspektiven vor dem Hintergrund des<br />
50-jährigen Jubiläums des Ostausschusses der Deutschen Wirtschaft im<br />
vergangenen Jahr analysiert.<br />
Eckpunkte, die die Zukunft der europäischen Gaswirtschaft betreffen,<br />
zeigen u.a. Berichte über die Themen der Versorgungssicherheit, der<br />
Struktur des europäischen Erdgasmarktes und der gaswirtschaftlichen<br />
Potenziale in den EU-Beitrittsländern. Darüber hinaus bietet der Branchenreport<br />
mit dem Titel „Erdgas im Energiemarkt 2002“ auf einen Blick wesentliche<br />
Daten und Fakten zur weltweiten, europäischen und deutschen<br />
Gaswirtschaft.<br />
Dr. Burckhard Bergmann<br />
Vorsitzender des Vorstands der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>
04 DEUTSCH-NORWEGISCHES ERDGASGESCHÄFT<br />
25 JAHRE ERDGAS AUS<br />
NORWEGEN FÜR DEN<br />
DEUTSCHEN GASMARKT<br />
Ein ohrenbetäubender Hubschrauberflug von knapp<br />
100 Minuten ist notwendig, um den Ursprungsort des<br />
norwegischen Öl- und Gasreichtums zu erreichen.<br />
Mehrmals täglich fliegen Helikopter die 450 Kilometer<br />
von der südnorwegischen Stadt Stavanger, dem<br />
Zentrum der norwegischen Öl- und Gasindustrie, bis<br />
zum Ekofisk-Komplex.<br />
Hier, im südlichsten Zipfel des norwegischen Nordseesektors, wäre der<br />
Traum von Wohlstand bringenden Energieschätzen fast schon begraben<br />
worden, ehe er richtig begann. Erst die letzte von rund 800 Bohrungen<br />
brachte im Dezember 1969 den Erfolg: In rund 3 000 Meter Tiefe spürten<br />
die Bohrmannschaften der Phillips Norway Gruppe schließlich die ersehnten<br />
Kohlenwasserstoffe auf.<br />
Im vergangenen Jahr feierte die <strong>Ruhrgas</strong> mit ihren norwegischen Partnern<br />
bereits den 25. Jahrestag der Lieferaufnahme. Ein wenig von der Pionierleistung,<br />
die das Ekofisk-Projekt darstellt, spürt man noch heute bei einem<br />
Besuch des Plattform-Komplexes. Dass auf Ekofisk, der mittlerweile ältesten<br />
Förderanlage in der norwegischen Nordsee, nach mehr als 30 Jahren<br />
immer noch reger Betrieb herrscht, liegt vor allem an den lange unterschätzten<br />
Reserven der Lagerstätte, aus der noch immer Öl und Gas strömen.<br />
Aber auch technische Weiterentwicklungen haben dazu beigetragen,<br />
denn sie ermöglichen es, mehr von den Energiereserven aus der Lagerstätte<br />
zu fördern. Die begehrten Rohstoffe gelangen über ein halbes Hundert<br />
Förderstränge aus dem mehrere hundert Quadratkilometer großen Areal<br />
an die Oberfläche. Im Zentralkomplex werden Öl und Gas getrennt und per<br />
Pipeline zu den Verbrauchern auf dem Kontinent und den britischen Inseln<br />
transportiert. Außerdem ist Ekofisk weiterhin ein zentraler Punkt des unterseeisch<br />
verlegten Gastransportsystems. Von hier aus sind es 440 Kilometer<br />
per Norpipe bis zur deutschen Küste und gut 600 Kilometer via Statpipe<br />
bis zu den Gaslagerstätten vor der mittelnorwegischen Küste.
Teesside<br />
05 DEUTSCH-NORWEGISCHES ERDGASGESCHÄFT<br />
St. Fergus<br />
Erdgas aus der Nordsee<br />
Cats<br />
Easington<br />
Theddlethorpe<br />
London<br />
Erdgasfelder<br />
vorhandene Erdgasleitungen<br />
Grenzen der Schelfgebiete<br />
Vesterled<br />
Seal<br />
Bacton<br />
Britannia<br />
Frigg<br />
Sleipner<br />
Everest<br />
Brae<br />
Elgin<br />
Statfjord<br />
Oseberg<br />
Heimdal<br />
Gullfaks<br />
Zeebrügge<br />
Dünkirchen<br />
Troll<br />
Draupner<br />
Franklin Ekofisk<br />
Fulmar<br />
Interconnector<br />
Zeepipe<br />
Franpipe<br />
Norpipe<br />
ATS<br />
Kollsnes<br />
Tyra<br />
Callantsoog<br />
Bergen<br />
Kårstø<br />
Stavanger<br />
Statpipe<br />
Uithuizen<br />
Europipe l<br />
Europipe II<br />
Emden<br />
Essen<br />
Kærgård<br />
Esbjerg<br />
Oslo
06 DEUTSCH-NORWEGISCHES ERDGASGESCHÄFT<br />
Der Plattform-<br />
Komplex<br />
Ekofisk in der<br />
norwegischen<br />
Nordsee<br />
ERGIEBIGE RESERVEN<br />
Die Ergiebigkeit des Ekofisk-Gebiets überrascht auch die Fachleute,<br />
denn den ursprünglichen Wirtschaftlichkeitsberechnungen entsprechend<br />
sollte eigentlich die Förderung der in den siebziger Jahren größten Offshore-Anlage<br />
der Welt spätestens nach 20 Produktionsjahren beendet sein.<br />
Geologen hatten die Gasvorräte auf 250 Mrd m3 Erdgas veranschlagt –<br />
einen Wert, der später mehrfach nach oben korrigiert wurde. In den achtziger<br />
Jahren begann sich der Meeresboden unter den Plattformen zudem<br />
bedenklich abzusenken. Eingepumptes Wasser stabilisierte Untergrund und<br />
Förderung. In einer bisher beispiellosen Aktion wurde im Sommer 1987<br />
ein Großteil der insgesamt 27 Bauwerke des Ekofisk-Komplexes um bis zu<br />
16 Meter erhöht, um den Wellenbergen der Nordsee weitere Jahrzehnte<br />
standzuhalten.<br />
Mehr als 25 Mrd m flossen im Laufe der Zeit in die Erschließung des<br />
Ekofisk-Gebiets. Zur Absicherung dieser Investitionen kamen nur langfristige<br />
Liefervereinbarungen und große Abnahmemengen in Frage. Die deutsche<br />
Seite verpflichtete sich zur Abnahme von jährlich 5 Mrd m3 Erdgas.<br />
Um diese Mengen erfolgreich zu vermarkten, akzeptierten die Produzenten<br />
die Wettbewerbspreisbildung mit ihrer Bindung an die Preisentwicklung<br />
der Hauptkonkurrenzenergie Heizöl. 1977 landete das erste Ekofisk-Gas<br />
über die Offshore-Pipeline Norpipe bei Emden an der deutschen Nordseeküste<br />
an.<br />
Neue Rekorde stellte die norwegische Öl- und Gasindustrie bald auch bei<br />
der Erschließung von Lagerstätten vor der mittel- und nordnorwegischen<br />
Küste auf. Wassertiefen ab 200 Meter erforderten den Bau gigantischer<br />
Förderplattformen. Die Entdeckung und Erschließung der Feldergruppe<br />
Statfjord, Heimdal und Gulfaks in der zweiten Hälfte der siebziger Jahre<br />
war so etwas wie eine Zwischenstation zum bisher größten Projekt, dem<br />
Troll-Feld. 1977 entdeckt, entwickelte sich dieses Vorkommen mit ins-
07 DEUTSCH-NORWEGISCHES ERDGASGESCHÄFT<br />
gesamt 1 300 Mrd m3 zum bisher größten Erdgasfund in der norwegischen<br />
Nordsee. Wassertiefen bis 350 Meter erforderten den Bau der damals<br />
größten Förderplattform mit 470 Metern Gesamthöhe und einer Wasserverdrängung<br />
von rund einer Mio t.<br />
Das Troll-Feld, knapp 100 Kilometer vor der norwegischen Hafenstadt<br />
Bergen gelegen, veränderte Norwegens Rolle als Erdgasproduzent. Die<br />
Troll-Verträge mit verschiedenen europäischen Gasunternehmen sind<br />
bis heute das größte Handelsgeschäft des skandinavischen Landes. Aus<br />
dem Troll-Feld werden jährlich 20 Mrd m3 Erdgas für Westeuropa bereitgestellt,<br />
davon 8 Mrd m3 allein für Deutschland. Die 1986 abgeschlossenen<br />
und mehrmals erweiterten Verträge haben eine Laufzeit von 30 Jahren.<br />
Nur durch derart umfangreiche und langfristige Verträge war das 13-Milliarden-m-Projekt<br />
sicher finanzierbar.<br />
Die norwegische Offshore-Industrie entwickelte sich aus kleinen Anfängen<br />
parallel zu den steigenden technischen Anforderungen zu einer international<br />
führenden Industriesparte. Heute ist es sogar möglich, in der nördlichen<br />
Nordsee und im Nordmeer Erfolg versprechende Projekte unter Extrembedingungen<br />
in Angriff zu nehmen. Die bereits in den achtziger Jahren<br />
entdeckten Funde im Asgard-Feld liegen mehr als 700 Kilometer nördlich<br />
des Ekofisk-Komplexes; die Produktion wurde dort im Jahr 2000 aufgenommen.<br />
GRAVIERENDER UMBRUCH<br />
Die zweite Hälfte des vergangenen Jahrhunderts brachte für Norwegen<br />
und seine 4,5 Mio Bürger die wohl größten sozialen und ökonomischen<br />
Umwälzungen in der Geschichte des Landes. Aus dem Fischereiund<br />
Agrarland mit europäischer Randlage wurde ein wichtiger industrieller<br />
und politischer Partner im EWR-Raum. Derzeit exportiert Norwegen jährlich<br />
Kohlenwasserstoffe im Wert von mehr als 40 Mrd m, das sind mehr als die<br />
Hälfte aller Ausfuhren des Landes. Heute ist Norwegen der zweitgrößte<br />
Erdgasproduzent der Welt. Erdgas und Erdöl aus Norwegen sichern einen<br />
wesentlichen Teil der westeuropäischen Energieversorgung.<br />
STIPENDIENPROGRAMM<br />
Bereits 1984 rief die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> ein deutsch-norwegisches<br />
Stipendiatenprogramm ins Leben, das sich zu einem<br />
wichtigen Element der bilateralen Zusammenarbeit entwickelt<br />
hat. Das Programm fördert den akademischen und wissenschaftlichen<br />
Austausch zwischen Norwegen und Deutschland<br />
in den Bereichen Wirtschaft und Recht sowie Politikwissenschaften.<br />
Bisher wurden rund 1 000 Stipendien für Studienund<br />
Forschungsaufenthalte vergeben sowie eine große Zahl<br />
von deutsch-norwegischen Fachkonferenzen durchgeführt.
08 DEUTSCH-NORWEGISCHES ERDGASGESCHÄFT<br />
Helikopter<br />
pendeln zwischen<br />
dem<br />
Festland und<br />
Plattformen.<br />
Das Wohlstandspotenzial, das sich für Norwegen aus den Gewinnen der<br />
Offshore-Industrie ergibt, beeinträchtigt erheblich die Wettbewerbsfähigkeit<br />
der Onshore-Industrie, auf die die wesentliche Mehrheit der Beschäftigung<br />
entfällt. Norwegen versucht hier, einen gewissen Ausgleich durch<br />
den Norwegian Government Petroleum Fund zu schaffen, in dem zum Jahresende<br />
2002 bereits ein Vermögenswert von über 80 Mrd m (609 Mrd NOK)<br />
aufgebaut worden ist und der bis 2010 auf rund 250 Mrd m anwachsen<br />
soll. Gleichzeitig ist der Petroleum Fund eine Art Generationenvertrag,<br />
denn trotz der relativ schnellen Ausbeute der Reserven praktisch ohne jede<br />
Depletion Policy wird ein Teil des sich daraus ergebenden Reichtums für<br />
zukünftige Generationen reserviert.<br />
GLÜCKSGRIFF<br />
Auf den ersten Blick schien die in den sechziger Jahren des 20. Jahrhunderts<br />
nach strengen mathematischen Maßstäben im Verhältnis zur<br />
Küstenlinie vorgenommene Aufteilung der Nordsee unter die Anrainer-<br />
Staaten die Norweger begünstigt zu haben. Aus dem Abstand von knapp<br />
einem halben Jahrhundert betrachtet erweist sich der Nordsee-Vertrag<br />
hingegen als Glücksgriff des europäischen Geistes. Der Vertrag sorgte für<br />
Wohlstand, Sicherheit und Annäherung. Auch wenn sich Norwegen –<br />
vorwiegend aus historischen Gründen – bisher nicht zu einer EU-Vollmitgliedschaft<br />
entschließen konnte, so sind Land und Bürger doch fest in<br />
den westeuropäischen Wirtschaftsraum integriert.<br />
Gerade die mit Deutschland abgeschlossenen Erdgasbezugsverträge bilden<br />
bis heute ein stabiles Fundament für sich dynamisch entfaltende wirtschaftliche,<br />
politische, gesellschaftliche und kulturelle Beziehungen und<br />
Annäherungen. Dieser Prozess ist insbesondere aus deutscher Sicht zu begrüßen,<br />
war doch die Haltung vieler Norweger seit dem Ende des letzten<br />
Krieges bis weit in die achtziger Jahre von deutlicher Distanz zu Deutschland<br />
geprägt. Anlässlich des 25-jährigen Jubiläums norwegischer Gaslieferungen<br />
nach Deutschland im Herbst 2002 wurde das breite Spektrum<br />
der deutsch-norwegischen Beziehungen gewürdigt.
09 DEUTSCH-NORWEGISCHES ERDGASGESCHÄFT<br />
Öl- und Gasmuseum<br />
in<br />
Stavanger<br />
NORWEGENS BEITR<strong>AG</strong> ZUR<br />
SICHEREN GASVERSORGUNG WÄCHST<br />
Erdgas aus norwegischen Vorkommen deckt heute rund ein Fünftel des<br />
deutschen Erdgasbedarfs, und Deutschland ist der größte Absatzmarkt für<br />
Erdgas aus Norwegen. Auf Grundlage der heute bereits abgeschlossenen<br />
Verträge wird der Anteil bis 2010 auf etwa 30 Prozent steigen.<br />
<strong>Ruhrgas</strong> hat in den zurückliegenden Jahren die Erdgasbezüge aus Norwegen<br />
kontinuierlich erhöht. Derzeit stammen rund 15 Mrd m3 , das entspricht<br />
29 Prozent des Gesamtaufkommens, aus Norwegen. Damit deckt Norwegen<br />
etwa den gleichen Anteil wie Russland.<br />
Diese dynamische Entwicklung konnte nur auf der Grundlage stabiler<br />
Vereinbarungen erfolgen, die die Risiken der Produktion ebenso absichern<br />
wie die Marktrisiken. Anders als eine Bedarfsdeckung auf Kurzfristmärkten<br />
gewährleisten langfristige Erdgasbezugsverträge eine sichere Versorgung,<br />
denn sie haben annähernd die gleiche Verfügbarkeitsqualität wie direkte<br />
Förderrechte. Für eine auf große Importmengen angewiesene Volkswirtschaft<br />
sind die bewährten Langfristverträge daher unerlässlich.<br />
Die Notwendigkeit zuverlässiger und langfristiger gaswirtschaftlicher<br />
Beziehungen hat auch nach der grundlegenden Neustrukturierung der norwegischen<br />
Gaswirtschaft im Jahre 2001 Bestand. Ende 2002 wurde der<br />
staatliche Erdgasverhandlungsausschuss (GFU) für den westeuropäischen<br />
Wirtschaftsraum abgeschafft sowie der Staatsbesitz an Unternehmen und<br />
Vorkommen neu geregelt. Norwegen reagierte auf den veränderten Marktrahmen<br />
in der EU, indem es eigenständige Unternehmen für den Gastransport<br />
gründete. Erdgasimporteure wie die <strong>Ruhrgas</strong> haben ihre bestehenden<br />
Verträge an diese neuen Gegebenheiten angepasst. Bemerkenswert an<br />
diesen strukturellen Veränderungen ist, dass sie ohne Nachteile für Verbraucher<br />
und die Versorgungssicherheit bewältigt wurden. Norwegischen<br />
Erdgasproduzenten eröffneten sie zudem die Möglichkeit, sich verstärkt<br />
auf den offenen europäischen Gasmärkten zu engagieren.
10 DEUTSCH-NORWEGISCHES ERDGASGESCHÄFT<br />
INTERESSENAUSGLEICH IM BLICK BEHALTEN<br />
Die Energielieferungen Norwegens für Westeuropa sind im besten<br />
Wortsinne unverzichtbar. Die Öl- und Gasproduzenten des Landes sehen<br />
auch in Zukunft Westeuropa als ihren natürlichen Partner, ohne andere<br />
attraktive Absatzregionen von vornherein auszuschließen.<br />
Wichtig ist, dass sich Norwegen zur aktiven Absicherung Westeuropas<br />
im Hinblick auf Preis- und Versorgungsrisiken bekannt hat. Dies erfordert<br />
im Gegenzug von den Verbraucherländern Verständnis und Berücksichtigung<br />
der Interessen der Produktionsseite. Die Erschließung neuer Vorkommen<br />
wird teurer, die Transportentfernungen steigen. Die damit verbundenen<br />
wirtschaftlichen und technischen Risiken müssen in entsprechenden<br />
Absatzstrategien verankert werden.<br />
Die weitere Vertiefung der ökonomischen, politischen und kulturellen<br />
Verbindungen wird ebenfalls die Partnerschaft stärken. Z<br />
CHR<strong>ON</strong>IK: ERDGAS AUS NORWEGEN<br />
1969<br />
Im Dezember erste Erdgasfunde im Ekofisk-Feld durch die Phillips Norway Gruppe<br />
1973<br />
Im Januar unterzeichnen <strong>Ruhrgas</strong> und weitere europäische Gasgesellschaften einen<br />
Vertrag über den Bezug von Ekofisk-Gas mit der Phillips Norway Gruppe. Deutscher<br />
Anteil: rund 5 Mrd m3 pro Jahr (Plateau).<br />
1975 – 76<br />
<strong>Ruhrgas</strong> und andere europäische Gasgesellschaften unterzeichnen weitere Verträge<br />
über den Bezug von Erdgas aus dem Ekofisk-Gebiet mit der Phillips Norway Gruppe,<br />
Shell und der Amoco Gruppe.<br />
1977<br />
Im September strömt das erste norwegische Erdgas über die 440 Kilometer lange<br />
Offshore-Leitung „Norpipe“ nach Emden.<br />
1979<br />
Entdeckung des Troll-Feldes durch Shell/Statoil. Mit 1 300 Mrd m3 sicher gewinnbarer<br />
Erdgasreserven ist es der bisher größte Fund in der norwegischen Nordsee.<br />
1982 – 84<br />
<strong>Ruhrgas</strong> und weitere europäische Gasgesellschaften vereinbaren mit der staatlichen<br />
norwegischen Öl- und Gasgesellschaft Statoil und anderen Produzenten Erdgaslieferungen<br />
aus den in den siebziger Jahren entdeckten Feldern Statfjord, Heimdal und<br />
Gullfaks. Menge der deutschen Vertragspartner: 1,5 Mrd m3 pro Jahr; Lieferaufnahme<br />
1985. Zur Lieferung des Gases wird die rund 880 Kilometer lange Offshore-Pipeline<br />
„Statpipe“ gebaut und mit der Norpipe von Ekofisk nach Emden verbunden.
11 DEUTSCH-NORWEGISCHES ERDGASGESCHÄFT<br />
1985<br />
Im Frühjahr beginnen <strong>Ruhrgas</strong> und weitere europäische Gasgesellschaften<br />
Verhandlungen über den Bezug von Erdgas aus dem Troll-Feld. Mitte Oktober<br />
werden die Erdgaslieferungen aus dem Statfjord-Feld aufgenommen.<br />
1986<br />
Im April Aufnahme der Lieferungen aus dem Heimdal-Feld. Ende Mai erfolgreicher<br />
Abschluss der Troll-Verhandlungen. Statoil und die anderen Lizenzinhaber des Troll-<br />
Feldes vereinbaren Lieferungen von rund 20 Mrd m3 Erdgas pro Jahr (Plateau) an<br />
europäische Gasgesellschaften, der deutsche Anteil liegt bei jährlich 8 Mrd m3 .<br />
Lieferbeginn: 1993. Es handelt sich um den größten Handelsvertrag der norwegischen<br />
Geschichte. Die vereinbarte Laufzeit über das Jahr 2020 hinaus stellt einen neuen<br />
Rekord auf. Norwegen plant den Ausbau des Leitungssystems nach Kontinentaleuropa<br />
durch die 1 100 Kilometer lange Offshore-Pipeline „Zeepipe“ zur belgischen Küste in<br />
Zeebrugge.<br />
1987<br />
Im Juli Aufnahme der Erdgaslieferungen aus dem Gullfaks-Feld<br />
1990<br />
Aufstockung der Troll-Mengen für Deutschland um etwa 5 Mrd m3 jährlich. <strong>Ruhrgas</strong><br />
und andere Käufergesellschaften verlängern die Laufzeit ihrer Lieferverträge mit der<br />
Phillips Norway Gruppe bis zum Jahr 2011.<br />
1991<br />
Aufstockung der Troll-Mengen für Deutschland um weitere 1,3 Mrd m3 pro Jahr<br />
1993<br />
Im Oktober beginnen die Gaslieferungen unter den Troll-Verträgen nach Kontinentaleuropa.<br />
<strong>Ruhrgas</strong> übt eine Option zur Erhöhung der Liefermenge um jährlich 1,5 Mrd m3 aus und vereinbart zusätzliche Mengen von 2 Mrd m3 Erdgas pro Jahr ab 1996. Im<br />
Dezember schließt die ostdeutsche Verbundnetz Gas <strong>AG</strong> (VNG) ihren ersten Liefervertrag<br />
über norwegisches Erdgas. Liefermenge: 4 Mrd m3 pro Jahr.<br />
1994<br />
Im Oktober vereinbaren <strong>Ruhrgas</strong> und BEB mit den norwegischen Öl- und Gasproduzenten<br />
Statoil und Norsk Hydro den Bau und Betrieb einer neuen Erdgasleitung<br />
von Etzel/Oldenburg bis Salzwedel an der Grenze von Niedersachsen/Sachsen-<br />
Anhalt. Die NETRA (Norddeutsche Erdgas-Transversale) öffnet den Weg für<br />
norwegische Gaslieferungen nach Ostdeutschland sowie nach Zentral- und Osteuropa.<br />
1995<br />
Inbetriebnahme der NETRA
12 DEUTSCH-NORWEGISCHES ERDGASGESCHÄFT<br />
1996<br />
Im Mai wird die neue Offshore-Pipeline „Europipe I“ in Betrieb genommen, die in<br />
Dornum bei Emden anlandet. Im Juli vereinbart <strong>Ruhrgas</strong> mit den norwegischen<br />
Gesellschaften Statoil, Norsk Hydro und Saga einen langfristigen Bezugsvertrag bis<br />
zum Jahr 2029 über ein Volumen von insgesamt 60 Mrd m3 Erdgas.<br />
1999<br />
Im Oktober wird die rund 660 Kilometer lange Offshore-Pipeline „Europipe II“ von<br />
Karstø an der norwegischen Westküste nach Dornum an der deutschen Nordseeküste<br />
in Betrieb genommen. <strong>Ruhrgas</strong> bezieht nun den größten Teil ihrer norwegischen Erdgasmengen<br />
über die Europipe II. Für die Anbindung an den Übergabepunkt Dornum<br />
wurde das Pipelinenetz der NETRA um 49 Kilometer von Etzel nach Dornum verlängert.<br />
2000<br />
Im Oktober werden Gaslieferungen aus dem Åsgard-Feld zum europäischen Kontinent<br />
aufgenommen. Das Feld liegt über 700 Kilometer weiter nördlich als Ekofisk in der<br />
Norwegischen See und umfasst die Anfang der achtziger Jahre entdeckten Funde<br />
Midgard, Smørbukk und Smørbukk Süd. Die Lieferungen aus dem Åsgard-Feld strömen<br />
über die Europipe II nach Kontinentaleuropa. Åsgard eröffnet eine neue Förderregion<br />
für den norwegischen Gasexport nach Europa.<br />
2001<br />
Im Juni beginnt eine umfassende Neustrukturierung der norwegischen Gasindustrie:<br />
Der Erdgasverhandlungsausschuss (GFU) wird für den EWR-Raum zunächst ausgesetzt<br />
und ab 1. Oktober 2002 ganz abgeschafft. Die staatliche Öl- und Gasgesellschaft Statoil<br />
wird am 18. Juni teilprivatisiert. Über die Börse werden zunächst 18,2 Prozent der<br />
Aktien emittiert. Im Vorfeld überträgt der Staat 15 Prozent der direkt gehaltenen Anteile<br />
an den Öl- und Gasfeldern (SDFI) an Statoil und beschließt, 6,5 Prozent der Anteile<br />
an Norsk Hydro und andere Gesellschaften zu verkaufen. Die restlichen SDFI bringt der<br />
Staat in die neu gegründete staatliche Gesellschaft Petoro ein. Das Eigentum am norwegischen<br />
Offshore-Leitungssystem wird in die Gesellschaft Gasled II übertragen,<br />
an der die norwegischen Produzenten entsprechende Anteile halten. Den Betrieb des<br />
Leitungssystems übernimmt die unabhängige Gesellschaft GassCo. Im Juni erwirbt<br />
<strong>Ruhrgas</strong> von Norsk Hydro Anteile an zwei kleineren Gasversorgungsgesellschaften, die<br />
an der norwegischen Westküste aktiv sind (15 Prozent der Aktien von Gasnor ASA und<br />
14 Prozent der Aktien von Naturgass Vest AS). Mit ihrem umfassenden Marketing-<br />
Know-how will <strong>Ruhrgas</strong> dazu beitragen, den norwegischen Endverbrauchermarkt für<br />
Erdgas weiterzuentwickeln.<br />
2002<br />
Im September bezieht Deutschland seit 25 Jahren Erdgas aus Norwegen und deckt<br />
damit inzwischen gut ein Fünftel seines Gasaufkommens (20 Mrd m3 Erdgas im Jahr<br />
2001). Größter Kunde der norwegischen Produzenten ist die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> mit einem<br />
Bezug von 13 Mrd m3 Erdgas (2001). Am 13. September feiert <strong>Ruhrgas</strong> mit den norwegischen<br />
Produzenten das 25-jährige Lieferjubiläum im Rathaus von Oslo.
13 EUROPÄISCHER GASMARKT<br />
AKTUELLE ENTWICKLUNGEN<br />
AUF DEM EUROPÄISCHEN<br />
GASMARKT<br />
MARKTSTRUKTUREN UND<br />
ORDNUNGSRAHMEN IM WANDEL<br />
Ein anhaltender, erheblicher Veränderungsdruck kennzeichnet die<br />
Gaswirtschaft der Europäischen Union. Das bezieht sich auf die Marktund<br />
Wettbewerbsstrukturen sowie auf den Ordnungsrahmen. Richtlinienvorschläge<br />
der EU-Kommission sollen die Marktöffnung beschleunigen.<br />
Der Energiedialog mit Russland, neue Vereinbarungen mit Norwegen im<br />
Rahmen der EWR-Gespräche sowie Vorschläge zur Erhöhung der Versorgungssicherheit<br />
gehören zu einer Politik, die die europäische Gaswirtschaft<br />
wettbewerbsorientiert und zukunftssicher gestalten soll. Die<br />
europäischen Gasunternehmen engagieren sich für die Gestaltung des<br />
europäischen Gasmarktes. Sie bringen ihre Erfahrungen und Vorstellungen<br />
ein, um zu sachgerechten Lösungen zu kommen.<br />
Westeuropa ist eine der größten Erdgasverbrauchsregionen der Welt.<br />
Der Erdgasverbrauch der EU-Mitgliedsländer (EU-15) liegt bei rund<br />
400 Mrd m3 jährlich, und der Bedarf wird nach EU-Schätzungen im Jahr<br />
2020 bei knapp 490 Mrd m3 liegen. Diese Entwicklung geht mit einer<br />
weiter anwachsenden Importabhängigkeit und rückläufigen Eigenförderung<br />
einher. Ursache hierfür ist vor allem der erwartete Rückgang der Erdgasproduktion<br />
in Großbritannien. Die Importabhängigkeit der EU-15 soll<br />
angesichts dieser Eckdaten von heute 45 Prozent auf etwa 67 Prozent im<br />
Jahre 2020 ansteigen.
14 EUROPÄISCHER GASMARKT<br />
Verlegung<br />
einer Ferngasleitung:<br />
Seitenbäume<br />
senken den<br />
zusammengeschweißten<br />
Rohrstrang in<br />
den Graben ab.<br />
Neben der EU-eigenen Erdgasförderung decken heute langfristig kontrahierte<br />
Importmengen bereits einen bedeutenden Teil des künftigen Bedarfs<br />
ab. Vor dem Hintergrund der skizzierten Bedarfsentwicklung könnte sich<br />
aber ab 2005 eine Lücke mit einer noch nicht durch langfristige Importverträge<br />
abgedeckten Bedarfsentwicklung öffnen. Sie wird bis 2010 auf<br />
rund 40 Mrd m3 wachsen und könnte 2020 eine Höhe von 135 Mrd m3 erreichen. Hierfür fehlen dann nach Berechnungen der EU-Kommission<br />
Transportkapazitäten in einer Höhe von mehr als 120 Mrd m3 .<br />
ZUNAHME DER UPSTREAM-ENG<strong>AG</strong>EMENTS<br />
Angesichts dieser Perspektiven sind die europäische Gaswirtschaft<br />
und die EU-Kommission der Ansicht, dass der Versorgungssicherheit eine<br />
größere Bedeutung beizumessen ist. Es besteht auch Einigkeit darüber,<br />
dass langfristige Erdgasbezugsverträge weiterhin eine zentrale Rolle<br />
spielen für Stabilität und Kalkulierbarkeit in der internationalen Erdgasbeschaffung.<br />
Importierenden Gasgesellschaften und ihren Leitungsnetzen<br />
kommt dabei besondere Verantwortung zu, vor allem auch was Betrieb,<br />
Ausbau und Unterhaltung der Netze betrifft.<br />
Zudem besteht ein wesentlicher Aspekt der zukünftigen Erdgasversorgung<br />
darin, dass neue Erdgasbeschaffungsprojekte gekennzeichnet sind durch<br />
lange Vorlaufzeiten sowie hohe und stetig steigende Investitionen in<br />
Aufsuchung, Förderung und Transport bis in die europäischen Verbraucherländer.<br />
Bei diesen Projekten wird für den Produzenten eine Absicherung<br />
des Investitionsrisikos über langfristige Lieferverträge allein nicht mehr<br />
ausreichen. Beteiligungen von bisher nur auf der Importstufe tätigen Unternehmen<br />
werden daher für wesentlich erachtet. Der Trend zu engeren<br />
Partnerschaften im Upstream-Sektor entspricht auch den beiderseitigen<br />
Interessen. Die europäische Gaswirtschaft könnte durch Up- und Midstream-Investitionen<br />
ihre Bezugsbasis erweitern und zusätzlich absichern.<br />
Allerdings erfordern solche Engagements, z.B. in Russland, neben einem<br />
hohen Kapitaleinsatz auch für ausländische Investoren stabile Rahmenbedingungen<br />
in den Produktionsländern.
15 EUROPÄISCHER GASMARKT<br />
Marktöffnung Marktgröße<br />
(Stand Ende 2002) in Mrd m3 in Prozent<br />
Deutschland 100 92,8<br />
Großbritannien 100 95,4<br />
Österreich 100 7,7<br />
Italien 96 70,3<br />
Irland 82 4,1<br />
Spanien 79 16,9<br />
Luxemburg 72 0,8<br />
Niederlande 60 44,4<br />
Belgien 59 16,0<br />
Schweden 47 0,9<br />
Dänemark 35 5,0<br />
Frankreich 20 42,6<br />
TEMPO DER MARKTÖFFNUNG UNTERSCHIEDLICH<br />
Die Entwicklung des europäischen Gasmarktes wird seit gut fünf<br />
Jahren maßgeblich durch das Ziel der Marktöffnung und die konkrete Ausgestaltung<br />
des Rechtsrahmens bestimmt. Die Fortschritte bei der Marktöffnung<br />
versucht die EU-Kommission in jährlichen „Benchmarking-Berichten“<br />
zu dokumentieren. Der im Herbst 2002 erschienene zweite Bericht<br />
konstatiert, dass Deutschland, neben Österreich und Großbritannien, eine<br />
Führungsrolle bei der Gasmarktöffnung in Europa einnimmt. Mit einem<br />
Marktvolumen von jeweils nahezu 100 Mrd m3 bilden Deutschland und<br />
Großbritannien zugleich die größten Teilmärkte in der EU. Trotz Marktgröße<br />
und 100-prozentiger Marktöffnung wird in den Benchmarking-Berichten<br />
der EU-Kommission jedoch ein überwiegend negatives Bild vom deutschen<br />
Gasmarkt gezeichnet.<br />
Kritisiert wird Folgendes: „Als einziger Mitgliedsstaat praktiziert<br />
Deutschland ein Modell, das keine sektorspezifische Regulierungsstelle<br />
vorsieht, sondern sich hauptsächlich auf das Ex-Post-Kontrollsystem der<br />
Wettbewerbsaufsicht stützt.“ Für den Bundesverband der deutschen<br />
Gas- und Wasserwirtschaft (BGW) ist dies „eine Diskreditierung des verhandelten<br />
Netzzugangs“.<br />
Wenig Beachtung findet die pluralistische Struktur der deutschen Gaswirtschaft.<br />
So betreiben in Deutschland insgesamt 18 Unternehmen<br />
den regionalen und überregionalen Ferngastransport. In Großbritannien,<br />
Schweden, Irland, Luxemburg und Dänemark ist hierfür jeweils nur ein<br />
einziges Unternehmen zuständig. In den anderen EU-Staaten sind es vier.<br />
Bei den Verteilungsnetzen kann lediglich Italien auf eine ähnlich breite<br />
Struktur verweisen wie Deutschland. Auf dem deutschen Gasmarkt<br />
herrschen alle Freiheiten; dies ist in Europa außer in Deutschland nur in<br />
Großbritannien der Fall.
16 EUROPÄISCHER GASMARKT<br />
Verdichteranlage<br />
der<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Die Vielzahl der Netzbetreiber in Deutschland ist – vor allem auf der Stufe<br />
des Ferntransports – ein wirkungsvolles Instrument des Wettbewerbs. Es<br />
hat sich ein marktnaher Transport-Wettbewerb entwickelt. Die leistungsund<br />
entfernungsabhängige Entgeltberechnung bildet die Gegebenheiten<br />
des Marktes dabei besser ab als ein Entgeltsystem, das sich nur an wenigen<br />
Ein- und Ausspeisepunkten orientiert. Anders als in den Benchmarking-Berichten<br />
dargestellt, führt das deutsche Netzzugangsmodell nicht zu<br />
überhöhten Netznutzungsentgelten, sondern fügt sich überwiegend im<br />
Mittelfeld ein, beim überregionalen Transport sogar in der Spitzengruppe.<br />
Außerdem entwickelt sich in Deutschland bereits ein Markt für Speicher-<br />
Dienstleistungen.<br />
Die EU-Kommission fordert eine noch stärkere Entflechtung der einzelnen<br />
gaswirtschaftlichen Tätigkeiten. Hier bietet die Situation in einzelnen<br />
Mitgliedsstaaten ebenfalls ein heterogenes Bild: Während Deutschland,<br />
Frankreich, die Niederlande und Luxemburg sowie Schweden eine Trennung<br />
der Rechnungslegung für ausreichend halten, befürworten die anderen<br />
EU-Mitglieder eine rechtliche Trennung von Handels- und Transportaktivitäten.<br />
KOMPLEXE HERAUSFORDERUNGEN<br />
Erdgas wird Europas Wachstumsenergie Nummer 1 sein – auch in einem<br />
erweiterten Europa. Erdgas wird aber auch mehr als andere Energien<br />
Veränderungen der Rahmenbedingungen ausgesetzt, die wegen der hohen<br />
Importabhängigkeit und der starren Importwege via Pipeline besonders<br />
komplexe Herausforderungen darstellen und ein hohes Verantwortungsbewusstsein<br />
aller Beteiligten erfordern. Z
17 SICHERHEIT DER ENERGIEVERSORGUNG<br />
EU-REGULIERUNGS-<br />
VORSCHLÄGE VERSUS<br />
EIGENINITIATIVE<br />
UND KOOPERATI<strong>ON</strong>EN<br />
Die Diskussion über die Sicherheit der Energiever-<br />
sorgung hat viele Facetten. Im Spannungsdreieck von<br />
Geopolitik, Marktentwicklungen und dem Zugang zu den<br />
Energieressourcen wird die Sicherheit der Energiever-<br />
sorgung unterschiedlich bewertet. In der zweiten Hälfte<br />
des vergangenen Jahrzehnts stand das Thema Versor-<br />
gungssicherheit angesichts auskömmlicher Marktversor-<br />
gung eher im Hintergrund. In Westeuropa überlagerte<br />
zudem die Marktöffnung bei Gas und Strom das wichtige<br />
Ziel der Sicherung der künftigen Energieversorgung.<br />
Die EU-Kommission rückte dieses Thema allerdings stärker in die öffentliche<br />
Diskussion: zunächst mit der Vorlage ihres Grünbuchs Ende 2001,<br />
dann mit ihrem Richtlinienvorschlag zur Versorgungssicherheit beim Erdgas.<br />
Auslöser dafür war vor allem die Erkenntnis steigender Importabhängigkeit<br />
nicht nur beim Erdgas, sondern bei praktisch allen Energieträgern<br />
mit Ausnahme der erneuerbaren. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die EU<br />
mit 14 bis 15 Prozent des Weltenergieverbrauchs eine der großen Energieverbrauchsregionen<br />
ist. Beim Erdgas ist nach Berechnungen der europäischen<br />
Gaswirtschaft mit einem Anstieg des Importanteils von jetzt 45 auf<br />
bis zu 60 Prozent im Jahre 2010 zu rechnen.<br />
Die Sicherheit der Energieversorgung ist in erster Linie eine nationale<br />
Aufgabe. Ihre erfolgreiche Bewältigung obliegt den Regierungen und den<br />
Unternehmen der Energiewirtschaft. Die Väter der europäischen Verträge<br />
haben nicht den europäischen Institutionen die Zuständigkeit für die<br />
Sicherheit der Energieversorgung zugeordnet, sondern den Mitgliedsstaaten<br />
selbst. Sie nahmen damit Rücksicht auf die sehr unterschiedlichen<br />
Strukturen und Strategien der einzelnen Mitgliedsstaaten in der Europäischen<br />
Union. Denn der hohe Eigenversorgungsgrad Großbritanniens oder<br />
der Niederlande erfordert in der Energiepolitik andere Grundsätze, Maßnahmen<br />
und Planungen als dies für Deutschland der Fall ist, dessen große<br />
Vorräte an festen Brennstoffen zwar einen gewissen Ausgleich bieten,
18 SICHERHEIT DER ENERGIEVERSORGUNG<br />
das aber in hohem Maße auf Gas- und Ölimporte angewiesen ist. Anders<br />
gelagert ist wiederum die Situation im wasserkraftreichen Skandinavien<br />
und in den Alpenländern.<br />
Zu den bewährten Instrumenten zur Sicherung der Energieversorgung gehört<br />
die Diversifizierung der Energieträger und der Bezugsregionen. Ersteres<br />
hat seine unveränderte Bedeutung für die Stromerzeugung; Letzteres<br />
wird vor allem für die Versorgung mit Mineralöl und Erdgas praktiziert und<br />
ausgebaut.<br />
<strong>VERSORGUNGS</strong>SICHERHEIT ALS SYSTEMBESTANDTEIL<br />
Ein weiteres wichtiges Instrument der Versorgungssicherheit sind für<br />
Energieimportländer langfristige Bezugsverträge mit zuverlässigen Lieferanten.<br />
Seit Jahrzehnten stützt sich die internationale Gaswirtschaft erfolgreich<br />
auf langfristige Bezugsverträge. Mit Laufzeiten von bis zu 30 Jahren<br />
werden bedarfsorientiert Erdgasmengen unter Vertrag genommen.<br />
Die Take-or-Pay-Klausel sichert dem Erdgasproduzenten den Verkauf einer<br />
bestimmten Mindestmenge und damit den Rücklauf seiner hohen Investitionen<br />
in Aufsuchung, Erschließung und Förderung sowie in den Transport.<br />
Dieser vertraglich langfristig gesicherte Versorgungsbeitrag mit Erdgas<br />
wird künftig ergänzt durch Direktinvestitionen. Die direkte Beteiligung an<br />
Produktions- und Transportprojekten wird von einer zunehmenden Zahl<br />
der Produzenten gefordert. Dies gilt z.B. für neue Aufkommensgebiete,<br />
aber auch für Russland. So wird angesichts des gewaltigen Volumens der<br />
erforderlichen Investitionen in die russische Gaswirtschaft – die Internationale<br />
Energieagentur IEA nennt für die nächsten 20 Jahre 150 bis<br />
170 Mrd US-$ – auch ein wesentliches Investment der ausländischen Kunden<br />
erforderlich sein, um die notwendigen Finanzmittel aufzubringen.<br />
Das geht zusammen mit einem steigenden Interesse von Gasimportunternehmen<br />
europaweit,<br />
Y ihre langfristige Bezugsbasis durch Upstream-Investitionen oder<br />
Engagements in Transport- und Transitprojekten zusätzlich abzusichern,<br />
Y einen gewissen Risikoausgleich zum Downstream-Geschäft zu<br />
erreichen,<br />
Y auf die Gestaltung der Projekte im Interesse einer möglichst sicheren<br />
und wirtschaftlichen Versorgung Einfluss zu nehmen.<br />
Es tun sich damit neue Möglichkeiten auf, und gleichzeitig entstehen<br />
neue Anforderungen auf den komplexer werdenden internationalen Erdgasbeschaffungsmärkten.<br />
PRIVATWIRTSCHAFTLICHE INSTRUMENTE STATT<br />
REGULIERENDER EINGRIFFE<br />
Die europäische Gaswirtschaft hat in den zurückliegenden Jahren die<br />
Vorteile der bewährten Instrumente der Versorgungssicherheit immer<br />
wieder unterstrichen und wird darin von internationalen Produzenten wie
19 SICHERHEIT DER ENERGIEVERSORGUNG<br />
Russland und Norwegen unterstützt. Das Grünbuch der EU-Kommission<br />
zur Stärkung der Versorgungssicherheit als Grundlage für eine künftige<br />
Gemeinschafts-Richtlinie konzediert grundsätzlich die historische und zukünftige<br />
Richtigkeit dieses Instrumentariums.<br />
Ähnlich wie in den Vorschriften zur Marktöffnung tendiert die EU-Kommission<br />
bei der Versorgungssicherheit aber zu regulativen Lösungen und Eingriffen<br />
in die privatwirtschaftlichen Instrumente. Insgesamt unterstellt die<br />
EU-Kommission eine „unzulängliche Vorsorgepolitik“. Hinzu kommen umfangreiche<br />
Informations- und Kontrollregelungen, die zu einem erheblichen<br />
bürokratischen Mehraufwand und den damit verbundenen Kosten führen.<br />
Besonders kritisch zu hinterfragen ist die Sinnhaftigkeit eines umfangreichen<br />
und permanenten Kontrollmechanismus durch die Einrichtung einer<br />
europäischen Beobachtungsstelle.<br />
Die deutsche Gaswirtschaft ist offen für einen konstruktiven Dialog über<br />
das Thema Versorgungssicherheit. Sie hält zwar den Richtlinienvorschlag<br />
der Kommission nicht für den geeigneten Weg. Aber für die weitere Diskussion<br />
sind entsprechende Änderungsvorschläge erarbeitet worden, die<br />
auf unternehmerische Initiative und subsidiäre, den nationalen Gegebenheiten<br />
angepasste Elemente setzen.<br />
Ein Richtlinienvorschlag muss von der Grundüberlegung ausgehen, dass<br />
energiepolitische Maßnahmen zur Regelung der Versorgungssicherheit<br />
originäre Aufgabe der Mitgliedsstaaten sind. Letztendlich verantwortlich<br />
für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit bleiben die Unternehmen.<br />
Bei der Abgrenzung der Verantwortungsbereiche muss das Subsidiaritätsprinzip<br />
entsprechend berücksichtigt werden. In der Konsequenz bedeutet<br />
dies, dass zunächst die Unternehmen verantwortlich sind, die bereits<br />
heute durch eigenverantwortliche privatwirtschaftliche Maßnahmen die<br />
Versorgungssicherheit auf höchstem Niveau gewährleisten. Erst wenn die<br />
Versorgungssicherheit nicht mehr von den Unternehmen gewährleistet<br />
werden kann, sollte der Staat verantwortlich einbezogen werden und in<br />
einem letzten Schritt die Europäische Union. Z<br />
FAZIT<br />
Die Eigenverantwortung der Mitgliedsstaaten und der jeweils<br />
zuständigen Gasunternehmen für die Versorgungssicherheit muss<br />
erhalten bleiben. Interventionistische Korrekturmechanismen hingegen<br />
würden voraussichtlich Diskriminierungen bzw. gerichtliche<br />
Auseinandersetzungen hervorrufen, die Marktteilnehmer verunsichern<br />
und letztlich nicht zu mehr Versorgungssicherheit beitragen.
20 GASWIRTSCHAFTLICHE POTENZIALE<br />
Europa<br />
wächst weiter<br />
zusammen.<br />
GASWIRTSCHAFTLICHE<br />
POTENZIALE IN<br />
EU-BEITRITTSLÄNDERN<br />
WICHTIGE FUNKTI<strong>ON</strong> FÜR <strong>VERSORGUNGS</strong>SICHERHEIT/<br />
ERHEBLICHE ANPASSUNGSLEISTUNGEN<br />
Die Europäische Union wird demnächst ihren Mitgliederkreis deutlich<br />
erweitern. Zehn Beitrittsländer sollen die Union auf 25 Mitglieder vergrößern.<br />
Schwerpunkt der EU-Erweiterung ist Zentral- und Osteuropa: Die<br />
baltischen Staaten Estland, Lettland, und Litauen sowie Polen, die Slowakei,<br />
Slowenien, Tschechien und Ungarn werden am 1. Mai 2004 Mitglieder<br />
der Europäischen Union; für Bulgarien und Rumänien wurde in Anerkennung<br />
der Beitrittsanstrengungen das Jahr 2007 förmlich als Beitrittsdatum festgelegt,<br />
wobei eine zukünftige Mitgliedschaft ausschließlich vom Fortschritt<br />
und der Umsetzung der von ihnen erwarteten Reformen abhängen wird.<br />
Durch vorbereitende Maßnahmen sollen die Neumitglieder in die Lage versetzt<br />
werden, „dem Wettbewerbsdruck und den Marktkräften im Binnenmarkt<br />
standzuhalten“, so die EU-Kommission.
21 GASWIRTSCHAFTLICHE POTENZIALE<br />
Es steht außer Frage, dass die Erweiterung der EU politisch, ökonomisch,<br />
energie- und auch gaswirtschaftlich nur zu begrüßen ist. Es steht ebenso<br />
außer Frage, dass hierfür noch ein erheblicher Anpassungsbedarf besteht.<br />
Die Verhandlungen des Energiekapitels, die (vorläufig) bereits seit längerem<br />
abgeschlossen sind, haben die offenen Punkte Land für Land identifiziert.<br />
Auf der Liste der energiespezifischen Forderungen an die Beitrittsländer<br />
stehen neben denjenigen z.B. nach der Formulierung einer allgemeinen<br />
Energiestrategie, nach dem Abbau der Energieverschwendung oder nach<br />
einer Verbesserung der Infrastrukturen auch konkrete Schritte zur Vorbereitung<br />
auf den Energiebinnenmarkt, die verstärkt und ohne Verzögerung in<br />
Angriff genommen werden sollen.<br />
Dieser Befund gilt, auch wenn die Transformationsländer – das eine in größerem,<br />
das andere in kleinerem Maße – insgesamt schon Fortschritte bei<br />
der Umstrukturierung und Integration ihrer Gaswirtschaften erzielt haben.<br />
Seit mehr als zehn Jahren engagiert sich die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> für den marktwirtschaftlichen<br />
Ausbau der Gaswirtschaften in den Ländern Zentral- und<br />
Osteuropas. Beispiele sind die Investitionen und Beteiligungen im Baltikum,<br />
Ungarn, Polen, Tschechien und der Slowakei. In praktisch allen Ländern,<br />
die 2004 der Europäischen Union beitreten wollen, bestehen interessante<br />
gaswirtschaftliche Potenziale. Auch die Funktion dieser Staaten<br />
als Transitländer für Erdgaslieferungen aus Russland und Zentralasien ist<br />
wichtig für die Erdgasimportländer. Mehr als die Hälfte der westeuropäischen<br />
Erdgasimporte fließt durch EU-Beitrittsländer.<br />
ENERGIE–PRÜFSTEIN<br />
Ein Prüfstein bei der Erfüllung der Anforderungen durch die EU-Beitrittsländer<br />
ist der Energiemarkt. Die bereits erbrachten strukturellen Veränderungen<br />
auf den jeweiligen nationalen Märkten der EU-Beitrittsländer<br />
verdienen Beachtung und Anerkennung. Die meisten der neuen Mitglieder
22 GASWIRTSCHAFTLICHE POTENZIALE<br />
haben ihre Märkte immerhin teilweise geöffnet. Am weitesten gingen<br />
die baltischen Länder Estland und Litauen, mit Marktöffnungen bis zu<br />
80 Prozent. Die Slowakei erfüllt seit 2003 die Mindestanforderungen der<br />
Richtlinie. In Ungarn sollen ab 2004 rund 40 Prozent des Marktes geöffnet<br />
werden. Polen und Tschechien arbeiten ebenfalls an der Umsetzung der<br />
Richtlinie, wobei in Polen bereits jetzt die Durchleitung von inländischen<br />
Mengen möglich ist. Mit dem EU-Beitritt sollen darüber hinaus in Polen<br />
alle Regelungen der gültigen Gasdirektive umgesetzt werden.<br />
Während sich die Struktur der Gasmärkte in den Beitrittsländern den EU-<br />
Standards angleicht, existieren noch erhebliche Defizite bei der Diversifizierung<br />
der Versorgungsquellen und den gastechnischen Infrastrukturen.<br />
So decken die baltischen Staaten jeweils 100 Prozent ihres Gasverbrauchs<br />
aus Russland. Nur Polen und Ungarn verfügen über größere Inlandsvorkommen<br />
oder haben zusätzliche Importquellen.<br />
LÄNDERSPEZIFISCHE AUFGABEN<br />
Je nach den energiewirtschaftlichen Gegebenheiten im Beitrittsland<br />
stehen spezifische Aufgaben an. So ist Polen eines der weltweit am<br />
stärksten von der Kohle abhängigen Länder. Am gesamten Primärenergiebedarf<br />
von rund 90 Mio Tonnen Öleinheiten hat die Kohle einen Anteil<br />
von über 67 Prozent. Erdgas kommt auf 11 und Mineralöl auf 22 Prozent.<br />
Sowohl im Privatbereich wie in der Industrie wird mit deutlich steigendem<br />
Erdgasbedarf gerechnet. Eine Privatisierung der staatlichen Versorgungsunternehmen<br />
steht noch aus. Angestrebt wird eine deutliche Diversifizierung<br />
der Erdgasbezüge, insbesondere mittels Lieferungen aus Norwegen.<br />
Derzeit importiert Polen mit jährlich über 7 Mrd m3 Erdgas überwiegend<br />
aus Russland. Die Importe aus westlichen Quellen sind heute noch vergleichsweise<br />
gering.
23 GASWIRTSCHAFTLICHE POTENZIALE<br />
In der Slowakei werden der Strom- und der Gasmarkt schrittweise geöffnet.<br />
An der Privatisierung des Gasversorgers Slovensk´y plynárensk´y priemysel<br />
(SPP) sind Gaz de France und <strong>Ruhrgas</strong> beteiligt und haben insgesamt<br />
49 Prozent der Anteile erworben. Auf <strong>Ruhrgas</strong> entfallen 24,49 Prozent.<br />
Das SPP-Engagement war die bisher größte Einzelinvestition der <strong>Ruhrgas</strong>.<br />
Mit insgesamt neun Beteiligungen ist <strong>Ruhrgas</strong> in Tschechien vertreten.<br />
Hier wird der Gasmarkt erst ab 2005 für Großverbraucher geöffnet. Ungarn<br />
hat den ersten Schritt der Marktöffnung zwar bereits vollzogen, über den<br />
weiteren Verlauf herrscht jedoch Unsicherheit. Mit drei Unternehmensbeteiligungen,<br />
darunter auch an den Budapester Gaswerken, ist <strong>Ruhrgas</strong> seit<br />
einer Reihe von Jahren in Ungarn aktiv.<br />
<strong>Ruhrgas</strong> plant, die Zusammenarbeit mit den künftigen EU-Neumitgliedern<br />
durch Leitungsverbindungen, Lieferbeziehungen, Know-how-Transfer und<br />
Beteiligungen weiter auszubauen. Gerade in den Staaten, die jetzt Beitrittskandidaten<br />
sind, wurden schon frühzeitig große gaswirtschaftliche<br />
Potenziale gesehen, die weiterentwickelt werden sollen. Z
24 ENERGIEPARTNERSCHAFT<br />
ENERGIEPARTNERSCHAFT:<br />
ECKPFEILER DER DEUTSCH-<br />
RUSSISCHEN WIRTSCHAFTS-<br />
BEZIEHUNGEN<br />
Die Energiepartnerschaft ist seit mehreren Jahrzehnten<br />
ein Eckpfeiler der deutsch-russischen Wirtschafts-<br />
beziehungen. Sie hat auch in Phasen großer politischer<br />
Veränderungen zur Stabilisierung der Beziehungen<br />
wesentlich beigetragen und hat sich ohne Zweifel für<br />
beide Seiten bewährt. Für Russland ist Deutschland ein<br />
verlässlicher Markt und für Deutschland ist Russland<br />
ein verlässlicher Lieferant.<br />
Besondere Bedeutung kommt dem Erdgasgeschäft zu, das sich nunmehr<br />
seit knapp drei Jahrzehnten störungsfrei entwickelt hat. Heute ist Deutschland<br />
der mit Abstand größte Erdgaskunde Russlands mit einem Anteil von<br />
rund 46 Prozent an den gesamten russischen Erdgasexporten nach Westeuropa.<br />
Die Energiepartnerschaft geht zunehmend über Handelsgeschäfte hinaus.<br />
Der enorme Investitionsbedarf Russlands in der Gaswirtschaft, aber auch in<br />
der Ölwirtschaft, wird dazu führen, dass sich <strong>Ruhrgas</strong> und andere deutsche<br />
Unternehmen an den Investitionen in Russland beteiligen werden. Einen<br />
ersten Schritt hat <strong>Ruhrgas</strong> mit der Beteiligung an Gazprom Ende 1998 vollzogen.<br />
Aber auch russische Unternehmen werden sich mit Investitionen in<br />
Deutschland engagieren, wie es schon vor über zehn Jahren die Gazprom<br />
getan hat, als sie mit der Wintershall das Joint Venture Wingas gründete.<br />
PARTNERSCHAFT MIT PERSPEKTIVEN<br />
Die Aussichten für den weiteren Ausbau der Beziehungen sind günstig<br />
vor dem Hintergrund des wirtschaftlichen Aufschwungs und der politischen<br />
Stabilisierung in Russland. Der Reformprozess ist dort, trotz einiger<br />
retardierender Momente, auf einem guten Weg. Die Energiebeziehungen<br />
werden wachsen und über Investitionsbeteiligungen strukturell breiter<br />
aufgestellt sein als in der Vergangenheit. Die geografische Lage Deutschlands,<br />
die führende Rolle Deutschlands in den Handelsbeziehungen mit<br />
Russland und die damit verbundenen positiven Erfahrungen auf beiden<br />
Seiten sind eine sehr gute Ausgangsbasis für den Ausbau der Energiebeziehungen<br />
in Struktur und Umfang. Vor dem Hintergrund der Osterweiterung<br />
der Europäischen Union und der Bedeutung Russlands als Energie-
25 ENERGIEPARTNERSCHAFT<br />
Blick auf den<br />
Kreml<br />
lieferant Europas gilt es, diese positive Entwicklung der Handelsbeziehungen<br />
tatkräftig zu unterstützen.<br />
Der konsequente Ausbau der Energiepartnerschaft Westeuropas mit Russland<br />
erscheint – vor allem auch angesichts des künftig weiter wachsenden<br />
Erdgasbedarfs und der geografischen Verteilung der Ressourcen – wichtiger<br />
denn je. Für die Exploration, für Produktion und Transportinfrastruktur besteht<br />
in der russischen Öl- und Gaswirtschaft ein enormer Investitionsbedarf.<br />
Um die Dimensionen zu verdeutlichen: Der gesamte Investitionsbedarf<br />
für die russische Gaswirtschaft wird von der Internationalen Energieagentur<br />
(IEA) in den kommenden 20 Jahren auf 150 – 170 Mrd US-$ geschätzt.<br />
Im Hinblick auf derartige finanzielle und zeitliche Dimensionen sind<br />
verlässliche Rahmenbedingungen für die investierenden Unternehmen in<br />
Russland unabdingbar. Nur dann ist gewährleistet, dass diese dringend<br />
notwendigen Investitionen in den russischen Energiesektor getätigt werden,<br />
und nur dann ist auch die Voraussetzung gegeben, dass die steigende<br />
Nachfrage auf den innerrussischen und den Exportmärkten langfristig zu<br />
decken ist, und nicht zuletzt, dass die russische Wirtschaft weiter expandieren<br />
kann.<br />
RUSSLANDS „ENERGIESTRATEGIE 2020“<br />
Die Größe des Investitionsbedarfs erfordert den Einsatz ausländischen<br />
Kapitals. Westliche, so auch deutsche Unternehmen der Energiewirtschaft<br />
und der Ausrüstungsindustrie sind bereit, sich als Investoren in Russland<br />
zu engagieren. Damit verbunden ist als eine der zentralen Fragen, welche<br />
Chancen und Risiken für ausländische Investoren heute und in Zukunft
26 ENERGIEPARTNERSCHAFT<br />
Die Gazprom-<br />
Hauptverwaltung<br />
in Moskau,<br />
Erdgas-<br />
Pipelines in<br />
Sibirien<br />
bestehen. Dies ist eine Frage der rechtlichen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen,<br />
aber auch der Bereitschaft zu erforderlichen strukturellen<br />
Veränderungen. Hierzu hat die russische Regierung in der „Energiestrategie<br />
2020“ ihre Vorstellungen dargelegt.<br />
Zu dieser Konzeption gehört das Thema der sparsamen und rationellen<br />
Energieverwendung. Russland hat ein erhebliches Energieeinsparpotenzial,<br />
sowohl im Bereich der Energieumwandlung und -verteilung als auch bei<br />
der Nutzung der Energieträger in allen Sektoren. Wenn es gelingt, verstärkt<br />
diese Einsparpotenziale durch gemeinsame Projekte in Kooperation<br />
zwischen Russland und Deutschland zu erschließen, können wesentliche<br />
Beiträge zur Schonung der russischen Energiereserven, zur Steigerung<br />
des russischen Energieexportpotenzials, aber auch für die Modernisierung<br />
der russischen Industrie geleistet werden.<br />
Eine wichtige Voraussetzung dafür, dass die großen Investitionen in der<br />
Energiewirtschaft tatsächlich getätigt und gleichzeitig Energieeinsparungen<br />
realisiert werden, ist eine entsprechende Preispolitik auf den russischen<br />
Märkten. Die Preise für Energieträger bei den Endverbrauchern müssen<br />
so hoch sein, dass sie nicht zu einem Substanzverzehr bei den Energieunternehmen<br />
führen und weitere Ausbauinvestitionen nicht rechtfertigen.<br />
Die Gestaltung der Energiepreispolitik in Russland ist somit eine Schlüsselfrage<br />
für die zukünftige Entwicklung der russischen Energiewirtschaft<br />
und für den Abbau der Energieverschwendung auf der Verbraucherstufe.<br />
Über die reinen Energieimporte hinaus profitieren auch assoziierte Branchen<br />
der Energiewirtschaft von der deutsch-russischen Kooperation. So<br />
haben sich im Bereich der Erschließung von Öl- und Gasvorkommen, in der<br />
Zulieferung von Ausrüstung und darüber hinaus vielfältige und beständige<br />
Allianzen im Bereich Technik- und Know-how-Transfer gebildet. Ebenso<br />
liegt es im deutschen Interesse, sich im Bereich zusätzlicher Transitwege
27 ENERGIEPARTNERSCHAFT<br />
für die steigenden russischen Gasexporte nach Westeuropa zu engagieren;<br />
daher untersuchen deutsche und russische Experten in internationalen<br />
Konsortien geeignete wirtschaftliche Gastransportrouten. Ziel einer solchen<br />
Zusammenarbeit ist, den Transit des für Westeuropa bestimmten<br />
russischen Erdgases technisch und wirtschaftlich zu sichern und zu diversifizieren.<br />
Im Kontext dieser engen deutsch-russischen Wirtschaftsbeziehungen hat<br />
<strong>Ruhrgas</strong> sich im Dezember 1998 als erster westlicher strategischer Investor<br />
direkt an der OAO Gazprom beteiligt und diese Anteile kontinuierlich<br />
aufgestockt. Der Anteil beläuft sich heute auf rund 6 Prozent. Es handelt<br />
sich hierbei jedoch nicht nur um eine Finanzbeteiligung; vielmehr ist im Zuge<br />
des Aktienerwerbs zwischen Gazprom und <strong>Ruhrgas</strong> vereinbart worden,<br />
dass Gazprom bis zu etwa einem Drittel des Erdgasbedarfs der <strong>Ruhrgas</strong> bis<br />
2030 flexibel deckt. Hierdurch werden zusätzliche Erdgasmengen aus Russland<br />
für den deutschen Markt verfügbar, insbesondere im Zeitraum nach<br />
2010, wenn die Lieferungen aus einem Teil der westeuropäischen Quellen<br />
voraussichtlich zurückgehen werden.<br />
MEHR ALS NUR REIN<br />
KOMMERZIELLE KOOPERATI<strong>ON</strong>EN<br />
Die Zusammenarbeit zwischen der deutschen und der russischen<br />
Gaswirtschaft geht über eine rein kommerzielle Kooperation hinaus. Ein<br />
Projekt, das international Aufmerksamkeit und Anerkennung erfährt, ist die<br />
Optimierung des Erdgastransports auf dem Haupttransport-Korridor der<br />
Gazprom. Hier werden komplexe betriebliche Optimierungsaufgaben in den<br />
Transportsystemen gelöst. Mit dem Joint-Implementation-Projekt von Gazprom<br />
und <strong>Ruhrgas</strong> in Russland wird der Energieverbrauch der Verdichter in<br />
Transportsystemen signifikant reduziert, was der Umwelt und besonders<br />
dem Klimaschutz zugute kommt.<br />
Dieses Projekt ist eine konkrete Ausfüllung des Memorandum of Understanding,<br />
das anlässlich des Besuchs von Präsident Putin im Sommer 2000<br />
in Deutschland mit Gazprom zur Zusammenarbeit im Umweltschutz unterzeichnet<br />
wurde. Beim EU-Russland-Gipfel Anfang des Jahres 2001 wurde<br />
eine enge energiewirtschaftliche Zusammenarbeit vereinbart, mit der die<br />
Bedeutung des Energiebereichs als zentrale europäische Dimension unterstrichen<br />
wird. Bei den Treffen des Deutsch-Russischen Kooperationsrates<br />
und bei den Konferenzen des Ost-Ausschusses der Deutschen Wirtschaft<br />
bemühen sich hochrangige Regierungs- und Unternehmensvertreter um die<br />
Vertiefung der bilateralen Wirtschaftsbeziehungen. Das Thema Energie<br />
findet sich also immer ganz oben auf der Agenda.
28 ENERGIEPARTNERSCHAFT<br />
Über den Energiebereich hinaus reichen auch Projekte der partnerschaftlichen<br />
Zusammenarbeit in anderen Bereichen. Beide Seiten haben Vorteile<br />
von dem seit Jahren erfolgreich praktizierten deutsch-russischen Austauschprogramm<br />
zur Weiterbildung von Führungskräften sowie von einem<br />
umfangreichen Kultursponsoring-Programm. Besonders zu nennen ist die<br />
Wiederherstellung des Bernsteinzimmers in St. Petersburg; ein Projekt<br />
von symbolischer Bedeutung für die deutsch-russische Beziehung, das im<br />
Mai 2003 vollendet sein wird. Projekte auf dem Gebiet von Kunst und<br />
Kultur können Dauerhaftigkeit und Verlässlichkeit wirtschaftlicher Beziehungen<br />
langfristig abstützen, so dass aus einem rein wirtschaftlich motivierten<br />
Interesse eine übergreifende Zusammenarbeit gesellschaftlich<br />
verantwortungsbewusster Partner wird.<br />
AUSBLICK<br />
Die wirtschaftlichen Beziehungen zwischen West-Europa und Russland,<br />
mit besonderem Fokus auf Deutschland und Russland, werden auf<br />
breiter politischer Ebene gefördert und unterstützt. Es ist für die Europäische<br />
Union und für Deutschland unerlässlich, mit geeigneten politischen<br />
Maßnahmen auch künftig die bilateralen Kooperationen zwischen den<br />
daran beteiligten Unternehmen zu flankieren.<br />
Die Wirtschaftsbeziehungen sind ein tragendes Element dieser Zusammenarbeit.<br />
Dabei ist klar: In dem Maße, in dem Russland seine Wirtschaft und<br />
seine Gesellschaft modernisiert und die Rahmenbedingungen für Handel<br />
und Investitionen verbessert, wird auch der Wirtschaftsaustausch weiter<br />
zunehmen. Denn auch für die Zukunft besteht ein großes Potenzial der<br />
Zusammenarbeit: Russland braucht Auslandsinvestitionen zur Aufrechterhaltung<br />
und Weiterentwicklung seines Energiesektors. Deutschland wird<br />
weiterhin auf die Energieexporte aus Russland angewiesen sein. Im<br />
Gegenzug zeigen russische Energieunternehmen Interesse, sich in Deutschland<br />
zu engagieren.<br />
Auf europäischer Ebene ist der ständige EU-Russland-Dialog zu begrüßen,<br />
der vielfältige Kooperationsfelder untersucht und eine Stabilität der europäisch-russischen<br />
Wirtschaftsbeziehungen zum Ziel hat. Die auf bilateraler<br />
Ebene zwischen Russland und Deutschland bestehenden, vielfältigen Kooperationsformen<br />
sollten fortgesetzt, intensiviert und auf europäischer<br />
Ebene ergänzt werden. Gemeinsames Ziel sollte sein, die Stabilität der Beziehungen<br />
im Wirtschafts- und Energiebereich im gegenseitigen Interesse<br />
zu sichern. Z<br />
Gekürzte Fassung eines Beitrags von Dr. Burckhard Bergmann, Vorstandsvorsitzender<br />
der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, in der Publikation „Brücke für die deutsche Wirtschaft“ zum<br />
50-jährigen Jubiläum des Ost-Ausschusses der Deutschen Wirtschaft im Jahr 2002.<br />
Dr. Bergmann ist stellv. Vorsitzender im Vorstand des Ost-Ausschusses.
29 ENERGIEPARTNERSCHAFT<br />
Vom Ost-West-Ausschuss in 2002 organisiert: Energie-Kongress im Umfeld der<br />
Hannover-Messe<br />
50 JAHRE OST-WEST-AUSSCHUSS DER<br />
DEUTSCHEN WIRTSCHAFT<br />
Der Ost-West-Ausschuss der Deutschen Wirtschaft beging Ende 2002 sein<br />
50-jähriges Bestehen. „Vor 50 Jahren wurde der Grundstein für eine Institution gelegt,<br />
die in Zeiten politischer Spannungen und Konfrontationen immer auch ein Band des<br />
Zusammenhalts der zwei einander diametral gegenüberstehenden Lager bildete und<br />
beide Teile Europas verband“, so Dr. Klaus Mangold, Vorsitzender des Vorstands des<br />
Ost-West-Ausschusses in seiner Einleitung zur Jubiläumsschrift.<br />
Der Ost-West-Handel war über lange Zeit davon geprägt, dass den Exporten von<br />
Rohstoffen, vor allem Kohle, Erdöl und Erdgas, die Lieferungen von Investitionsgütern<br />
gegenüberstanden. Diese Investitionsgüter dienten dem Ausbau der Energieinfrastruktur<br />
in der früheren Sowjetunion, die dafür selbst zunächst nicht die erforderlichen<br />
Kapazitäten hatte.<br />
Diesem Muster folgten auch die umfangreichen Lieferungen von Großrohren für den Pipelinebau.<br />
Diese Lieferungen wurden durch das „Röhrenembargo“ von 1962 aus politischen<br />
Gründen unterbrochen. Im Rahmen der so genannten „Erdgas-Röhren-Geschäfte“<br />
seit 1970 wurden sie wieder aufgenommen und ausgebaut. Infolge der Ölkrise 1973/74<br />
sind auf Grundlage dieser „Dreiecksgeschäfte“ die Importe von Öl und Gas aus der<br />
Sowjetunion zu einem zunehmend wichtigen Faktor für die Energieversorgung Westeuropas<br />
geworden. Auf der anderen Seite waren die Erdgas- und Mineralölexporte die<br />
Hauptdevisenbringer für die Sowjetunion. Der Abschluss der umfangreichen Erdgasimportverträge<br />
vom November 1981, bei denen die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> für die westeuropäische<br />
Käufergruppe eine führende Rolle spielte, kann auch heute noch als ein Meilenstein<br />
für die Entwicklung des Ost-West-Handels in der Nachkriegszeit bewertet werden.<br />
Das Ende der Sowjetunion und die Jahre des Umbruchs haben die energiewirtschaftlichen<br />
Beziehungen nicht unberührt gelassen. Aber im Rückblick lässt sich feststellen,<br />
dass der Zusammenbruch der alten politischen Ordnung in Osteuropa zu keinem Bruch<br />
der langfristig angelegten Vertragsbeziehungen geführt hat. Das beweist einmal mehr,<br />
wie stabil derartige Lieferbeziehungen sind, weil sie nämlich dem dauerhaften, beiderseitigen<br />
Interesse entsprechen.
30 BRANCHENREPORT<br />
ERDGAS IM<br />
ENERGIEMARKT 2002<br />
WELTWEITE ENTWICKLUNGEN IM ÜBERBLICK<br />
Der weltweite Energieverbrauch blieb 2002 infolge eines nur gedämpften<br />
Wachstums der Weltwirtschaft mit rund 9 Milliarden Tonnen Öleinheiten<br />
(Mrd t OE) in etwa auf dem Niveau des Vorjahres.<br />
Die Lage auf den internationalen Ölmärkten war weitgehend entspannt.<br />
Vor dem Hintergrund einer vergleichsweise schwachen Nachfrageentwicklung<br />
war die weltweite Rohölförderung insgesamt leicht rückläufig. Insbesondere<br />
in den OPEC-Ländern wurden im Interesse einer Stabilisierung<br />
des Preisniveaus Förderkürzungen vorgenommen. Die Preisentwicklung<br />
auf den internationalen Ölmärkten war aber weniger durch grundlegende<br />
Marktdaten als vielmehr durch die Sorge um einen Krieg im Irak gekennzeichnet,<br />
die zu Preisaufschlägen führte („Kriegsprämie“).<br />
Ausgehend von einem sehr niedrigen Niveau Ende 2001/Anfang 2002 war<br />
der Preistrend im Jahresverlauf 2002, unterbrochen von kurzzeitigen Ausschlägen<br />
nach unten, insgesamt aufwärts gerichtet.<br />
Welterdgasverbrauch<br />
Nach einer Abschwächung im Oktober/November<br />
in Mrd m zogen die Spotpreise kräftig an und überschritten<br />
zum Jahresende, auch aufgrund von streikbeding-<br />
2 400<br />
ten Förderausfällen in Venezuela, die 30-Dollar-<br />
Marke. Im Jahresdurchschnitt notierte Brent-Öl auf<br />
den Spotmärkten mit rund 25 US-$ /Barrel gering-<br />
2 000<br />
fügig über Vorjahresniveau.<br />
3<br />
Sonstige<br />
1 600<br />
1 200<br />
800<br />
400<br />
0<br />
1) vorläufig<br />
93 98 99 00 01 02<br />
1993 1 985<br />
1998 2 185<br />
1999 2 250<br />
2000 2 350<br />
2001 2 355<br />
20021) 2 360<br />
Japan<br />
Westeuropa<br />
USA<br />
GUS<br />
Welterdgasförderung und -verbrauch blieben mit<br />
2 360 Mrd m3 (2,1 Mrd t OE) gegenüber dem Vorjahr<br />
nahezu unverändert. Der Anteil des Erdgases am<br />
weltweiten Energieverbrauch betrug wie im Vorjahr<br />
knapp ein Viertel.<br />
Der grenzüberschreitende Erdgashandel lag mit<br />
rund 650 Mrd m3 um etwa 5 Prozent über Vorjahreshöhe.<br />
Er entsprach gut einem Viertel der Welterdgasförderung<br />
und war vornehmlich ein intraregionaler<br />
Handel, geprägt durch die Lieferungen aus<br />
Kanada in die USA und die Lieferströme innerhalb<br />
Westeuropas sowie im asiatisch-pazifischen Raum.<br />
Zu den interregionalen Lieferungen gehörten insbesondere<br />
die Lieferungen Russlands nach West-,<br />
Mittel- und Osteuropa und die Exporte Algeriens<br />
nach Europa und Nordamerika sowie diejenigen aus<br />
der Golfregion nach Fernost. Unverändert wurden<br />
gut drei Viertel der grenzüberschreitend gelieferten
31 BRANCHENREPORT<br />
Welterdgasvorräte 2002<br />
in Billionen m3 60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
Russland<br />
verfügt über<br />
gut 30 Prozent<br />
der weltweitenErdgasreserven.<br />
Mittel- und Nahost 56,1<br />
GUS 55,3<br />
Fernost/Pazifik 12,6<br />
Afrika 11,8<br />
Nordamerika 7,1<br />
Lateinamerika 7,1<br />
Westeuropa 6,1<br />
Zentraleuropa 0,4<br />
Mengen per Pipeline zwischen Herkunfts- und Bestimmungsland transportiert<br />
und knapp ein Viertel in verflüssigter Form (LNG: Liquefied<br />
Natural Gas).<br />
Die sicher gewinnbaren Erdgasreserven in der Welt wurden Ende 2002 mit<br />
rund 157 000 Mrd m3 beziffert und lagen damit leicht über dem Vorjahresstand.<br />
Ihre statische Reichweite belief sich nach wie vor auf gut 60 Jahre.<br />
ENTWICKLUNGEN IN DEN WELTREGI<strong>ON</strong>EN<br />
In Russland, dem größten Förderland der Welt, erhöhte sich die Erdgasförderung<br />
um 2 Prozent auf rund 530 Mrd m3 , entsprechend 23 Prozent<br />
der Welterdgasförderung. Damit war erstmals nach einer Reihe von Jahren<br />
wieder ein Anstieg der russischen Erdgasförderung zu verzeichnen, die<br />
allerdings noch merklich unter dem Höchststand Anfang der neunziger<br />
Jahre blieb.<br />
Die Erdgasexporte aus Russland lagen mit gut 160 Mrd m3 etwa auf Vorjahresniveau<br />
und entsprachen damit nach wie vor gut einem Viertel aller<br />
grenzüberschreitend gelieferten Erdgasmengen. Von den russischen Erdgasexporten<br />
entfielen drei Viertel auf Lieferungen nach Europa einschließlich<br />
Türkei und ein Viertel auf GUS-Staaten.
32 BRANCHENREPORT<br />
Welterdgasförderung 2002<br />
Gesamtvolumen: rd. 2 360 Mrd m 3<br />
in Mrd m 3<br />
500<br />
450<br />
400<br />
350<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
0<br />
Mit rund 48 000 Mrd m3 verfügte Russland über gut 30 Prozent der weltweiten<br />
Erdgasreserven und blieb mit deutlichem Abstand das Land mit den<br />
größten sicher gewinnbaren Erdgasvorräten.<br />
In den übrigen GUS-Staaten hatte die Erdgasförderung die Größenordnung<br />
von 120 Mrd m3 . Die mit Abstand größten Förderländer waren Usbekistan<br />
(gut 50 Mrd m3 ) und Turkmenistan (rund 45 Mrd m3 ).<br />
In den USA ging der Erdgasverbrauch erneut zurück, und zwar um 3 Prozent<br />
auf 560 Mrd m3 , im Wesentlichen bedingt durch das milde Winterwetter<br />
und die eher verhaltene konjunkturelle Entwicklung. Die Erdgasförderung<br />
war ebenfalls rückläufig (– 3 Prozent): Mit knapp 500 Mrd m3 entfielen damit<br />
21 Prozent der weltweiten Erdgasförderung auf die Vereinigten Staaten.<br />
Die Importe von Erdgas per Pipeline aus Kanada – nach wie vor mit einem<br />
Anteil von 16 Prozent an den insgesamt weltweit grenzüberschreitend<br />
gelieferten Erdgasmengen zweitgrößtes Erdgasexportland – wurden um<br />
3 Prozent auf rund 100 Mrd m3 hochgefahren. Damit entfielen etwa 60 Prozent<br />
der gesamten Erdgasförderung Kanadas, die sich wie im Vorjahr auf<br />
170 Mrd m3 belief, auf Lieferungen in das Nachbarland. Nahezu vollständig<br />
zurückgenommen wurden die Bezüge aus Mexiko.<br />
Russland 23 %<br />
USA 21 %<br />
Kanada 7 %<br />
Großbritannien 4 %<br />
Algerien 4 %<br />
Indonesien 3 %<br />
Iran 3 %<br />
Niederlande 3 %<br />
Norwegen 2 %<br />
Usbekistan 2 %<br />
Saudi-Arabien 2 %<br />
Turkmenistan 2 %<br />
Argentinien 2 %<br />
Malaysia 2 %<br />
Übrige 20 %<br />
Rückläufig waren ebenso die Bezüge<br />
von Erdgas in verflüssigter Form.<br />
Sie stammten aus Algerien, Australien,<br />
Brunei, Katar, Malaysia,<br />
Nigeria, Oman, Trinidad/Tobago sowie<br />
den Vereinigten Arabischen<br />
Emiraten.<br />
Auf die USA entfielen importseitig<br />
rund 17 Prozent der gesamten<br />
grenzüberschreitend gelieferten<br />
Erdgasmengen in der Welt. Sie<br />
blieben damit größtes Erdgasimportland.<br />
Die Exporte von Erdgas wurden<br />
erneut kräftig erhöht (+ 40 Prozent<br />
auf 13 Mrd m3 ). Sie wurden per<br />
Pipeline nach Kanada und Mexiko<br />
sowie als LNG per Tanker nach<br />
Japan geliefert.<br />
In Lateinamerika lag die Erdgasförderung<br />
unverändert auf dem<br />
Niveau von gut 100 Mrd m3 . Davon<br />
entfielen rund 80 Prozent auf die<br />
drei größten Förderländer Argen-
33 BRANCHENREPORT<br />
Transport von<br />
verflüssigtem<br />
Erdgas: LNG-<br />
Terminal und<br />
LNG-Tanker<br />
tinien, Venezuela und Trinidad/Tobago. Der grenzüberschreitende Erdgashandel<br />
blieb im Schwerpunkt intraregional. Hinzu kamen LNG-Exporte von<br />
Trinidad/Tobago in die USA und nach Westeuropa.<br />
In Japan belief sich die Erdgasförderung unverändert auf rund 2,5 Mrd m3 ,<br />
entsprechend 3 Prozent des gesamten Erdgasverbrauchs, der mit knapp<br />
75 Mrd m3 um nahezu ein Zehntel unter Vorjahresniveau lag. Aus Importen<br />
stammten dementsprechend 97 Prozent der in Japan verfügbaren Erdgasmengen.<br />
Diese wurden gegenüber dem Vorjahr um rund 10 Prozent zurückgefahren<br />
und kamen zum größten Teil in verflüssigter Form aus Ländern<br />
der asiatisch-pazifischen Region, in der sich die Erdgasförderung leicht auf<br />
insgesamt rund 265 Mrd m3 erhöhte. Weitere LNG-Importe stammten aus<br />
Ländern der Golfregion sowie in geringerem Umfang als bisher auch aus<br />
den USA.<br />
In Afrika wurden wie im Vorjahr rund 130 Mrd m3 Erdgas gefördert, davon<br />
allein zwei Drittel in Algerien, dem nach wie vor größten Förder- und<br />
Exportland dieses Kontinents. Algerien war mit 9 Prozent an den weltweit<br />
grenzüberschreitend gelieferten Erdgasmengen beteiligt. Weitere afrikanische<br />
Exportländer waren Nigeria und Libyen, die Erdgas in verflüssigter<br />
Form exportierten.<br />
In den Ländern des Nahen und Mittleren Ostens blieb die Erdgasförderung<br />
mit rund 220 Mrd m3 ebenfalls nahezu unverändert. Die größten Förderländer<br />
dieser Region blieben Iran (28 Prozent), Saudi-Arabien (23 Prozent)<br />
und die Vereinigten Arabischen Emirate (18 Prozent). Von der gesamten<br />
Erdgasförderung in dieser Region wurde wie bisher nur ein geringer Teil in<br />
andere Regionen geliefert, vornehmlich in verflüssigter Form nach Japan.<br />
In Mittel- und Osteuropa lagen Erdgasaufkommen und -verbrauch mit<br />
knapp 70 Mrd m3 etwa auf Vorjahresniveau. Das Erdgasaufkommen stamm-
St. Fergus<br />
Theddlethorpe<br />
London<br />
Teesside<br />
Bacton<br />
Barcelona<br />
34 BRANCHENREPORT<br />
Drehscheibe Deutschland im<br />
europäischen Erdgasverbund<br />
Canvey<br />
Toulouse<br />
Erdgasleitungen<br />
in Planung<br />
Erdgasimportstelle<br />
Erdgasfelder<br />
Bezugsländer<br />
Dunkerque<br />
Gournay<br />
Paris<br />
Lyon<br />
Zeebrügge<br />
Brüssel<br />
Groningen<br />
Fos-sur-Mer<br />
Kollsnes<br />
Kårsto<br />
Stavanger<br />
Essen<br />
Aachen<br />
Bern<br />
Flensburg<br />
Oslo<br />
Wilhelmshaven<br />
Emden Hamburg<br />
Saarbrücken<br />
Freiburg<br />
Erfurt<br />
Frankfurt<br />
Stuttgart<br />
Hannover<br />
München<br />
La Spezia<br />
Montalto di Castro<br />
Rostock<br />
Passau<br />
Rom<br />
Berlin<br />
Trondheim<br />
Prag<br />
Ljubljana<br />
Wien<br />
Zagreb<br />
Bratislava<br />
Budapest<br />
Zenica<br />
Warschau<br />
Sarajevo<br />
Helsinki<br />
Belgrad
35 BRANCHENREPORT<br />
Internationaler Erdgashandel 2002<br />
Exportländer<br />
Gesamtvolumen: rd. 650 Mrd m 3<br />
in Mrd m 3<br />
175<br />
150<br />
125<br />
100<br />
75<br />
50<br />
25<br />
0<br />
Russland 25 %<br />
Kanada 16 %<br />
Norwegen 9 %<br />
Algerien 9 %<br />
Turkmenistan 7 %<br />
Niederlande 6 %<br />
Indonesien 5 %<br />
Malaysia 3 %<br />
Katar 3 %<br />
Großbritannien 2 %<br />
Andere Länder 15 %<br />
Importländer<br />
Gesamtvolumen: rd. 650 Mrd m 3<br />
in Mrd m 3<br />
175<br />
150<br />
125<br />
100<br />
75<br />
50<br />
25<br />
0<br />
te zu ca. 30 Prozent aus der Förderung in dieser Region (insbesondere<br />
Rumänien, Polen, Ungarn und Kroatien), die sich auf gut 20 Mrd m3 belief,<br />
Importe aus Russland trugen zu mehr als 60 Prozent zum Erdgasaufkommen<br />
bei und Lieferungen aus Westeuropa – wie bisher im Wesentlichen in<br />
die Tschechische Republik, nach Ungarn und Polen – zu 7 Prozent. Wie im<br />
Vorjahr deckte Erdgas gut ein Fünftel des gesamten Energieverbrauchs in<br />
den Ländern Mittel- und Osteuropas.<br />
WESTEUROPA:<br />
ERDGASVERBRAUCH AUF VORJAHRESNIVEAU<br />
In Westeuropa betrug die Erdgasförderung rund 270 Mrd m3 , 2 Prozent<br />
mehr als 2001. Davon entfielen etwa 85 Prozent allein auf die drei größten<br />
Förderländer: Großbritannien (103 Mrd m3 ), Norwegen (66 Mrd m3 ) und<br />
die Niederlande (61 Mrd m3 ). Ihr Anteil an den gesamten sicher gewinnbaren<br />
Erdgasreserven dieser Region lag in der gleichen Größenordnung<br />
(Norwegen: 3 270 Mrd m3 , Niederlande: 1 550 Mrd m3 , Großbritannien:<br />
rund 620 Mrd m3 ).<br />
Der Erdgasverbrauch in Westeuropa blieb 2002 mit rund 400 Mrd m3 auf<br />
Vorjahresniveau, ebenso sein Anteil am gesamten Primärenergieverbrauch<br />
(23 Prozent). Dabei stand einem witterungs- und konjunkturbedingten<br />
USA 17 %<br />
Deutschland 12 %<br />
Japan 12 %<br />
Italien 8 %<br />
Ukraine 8 %<br />
Frankreich 6 %<br />
Südkorea 4 %<br />
Spanien 3 %<br />
Türkei 2 %<br />
Belarus 2 %<br />
Andere Länder 26 %
36 BRANCHENREPORT<br />
Bohrgestänge<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
Verbrauchsrückgang in einer Reihe von Ländern wie z.B. Großbritannien,<br />
der Schweiz, Österreich, Italien oder Dänemark ein z.T. kräftiges Verbrauchswachstum<br />
in Ländern mit sich noch entwickelnden Märkten, wie<br />
insbesondere Portugal, Spanien oder Griechenland, gegenüber.<br />
Die einzelnen Lieferströme in und nach Westeuropa entwickelten sich<br />
wiederum unterschiedlich:<br />
Y Die Erdgaslieferungen aus den norwegischen Offshore-Fördergebieten<br />
erhöhten sich kräftig auf rund 55 Mrd m3 . Sie gingen nach wie vor zum<br />
größten Teil zum europäischen Kontinent. Importgesellschaften aus<br />
Deutschland bezogen mit gut 23 Mrd m3 etwa ein Fünftel mehr Erdgas<br />
aus Norwegen als im Jahr zuvor. Damit entfielen etwa 40 Prozent der<br />
Nationale Marktanteile der<br />
sieben größten europäischen<br />
Gasgesellschaften auf der<br />
Aufkommensseite (2001)<br />
in %<br />
Distrigas<br />
Gaz de France<br />
Gas Natural<br />
Gasunie<br />
Eni Gas & Power<br />
Centrica<br />
<strong>Ruhrgas</strong><br />
Distrigas 98 %<br />
Gaz de France 95 %<br />
Gas Natural 92 %<br />
Gasunie 85 %<br />
Eni Gas & Power 84 %<br />
Centrica 55 %<br />
<strong>Ruhrgas</strong> 54 %<br />
Quelle: Cedigaz, 10/2002
37 BRANCHENREPORT<br />
Erdgasleitung<br />
unter einem<br />
Tulpenfeld in<br />
den Niederlanden<br />
norwegischen Erdgasexporte auf Abnehmer in Deutschland. Großbritannien<br />
importierte nach Inbetriebnahme einer neuen Pipelineverbindung<br />
im 4. Quartal 2001 im vergangenen Jahr deutlich mehr Erdgas aus<br />
Norwegen als 2001.<br />
Y Die Lieferungen aus den Niederlanden lagen mit gut 36 Mrd m 3 nur un-<br />
wesentlich über Vorjahresniveau. Davon gingen 18 Mrd m3 an Kunden<br />
in Deutschland, was knapp der Hälfte der gesamten niederländischen<br />
Erdgasexporte entsprach.<br />
Y Die Erdgasexporte aus Großbritannien betrugen rund 13 Mrd m 3 . Davon<br />
wurden wie im Vorjahr knapp ein Viertel nach Irland und gut drei Viertel<br />
zum europäischen Kontinent geliefert, von wo umgekehrt Erdgas via<br />
Interconnector nach Großbritannien floss, und zwar vornehmlich in den<br />
Wintermonaten.<br />
Y Aus der dänischen Nordsee sind knapp 4 Mrd m 3 Erdgas exportiert<br />
worden. Wie bisher flossen davon gut 70 Prozent nach Deutschland<br />
und knapp 30 Prozent nach Schweden.<br />
Y Die Erdgaslieferungen aus Russland beliefen sich auf 68 Mrd m 3 . Dabei<br />
blieb Deutschland mit einem Anteil von 43 Prozent der gesamten russischen<br />
Erdgaslieferungen nach Westeuropa mit deutlichem Abstand vor<br />
Italien (25 Prozent) und Frankreich (15 Prozent) größtes Abnehmerland<br />
für russisches Erdgas in Westeuropa.<br />
Y Algerien lieferte knapp 50 Mrd m 3 nach Westeuropa. Auf Lieferun-<br />
gen per Pipeline nach Italien sowie auf die Iberische Halbinsel<br />
entfielen 55 Prozent der algerischen Erdgasexporte nach Westeuropa<br />
und 45 Prozent auf Lieferungen in verflüssigter Form, und zwar nach<br />
Frankreich, Spanien, Belgien, Italien und Griechenland.<br />
Y Die Bezüge westeuropäischer Länder aus weiteren Drittländern<br />
(Abu Dhabi, Katar, Libyen, Malaysia, Nigeria, Oman, Trinidad/Tobago)<br />
beliefen sich auf knapp 12 Mrd m3 .
38 BRANCHENREPORT<br />
Aus eigener Förderung stammte mit 68 Prozent wie bisher der überwiegende<br />
Teil des in Westeuropa verfügbaren Erdgases, aus russischen Quellen<br />
kamen 17 Prozent, aus Algerien 12 Prozent und aus sonstigen außereuropäischen<br />
Ländern 3 Prozent.<br />
DEUTSCHLAND: ENERGIEVERBRAUCH K<strong>ON</strong>JUNKTUR-<br />
UND WITTERUNGSBEDINGT RÜCKLÄUFIG<br />
Der Primärenergieverbrauch in Deutschland ging 2002 gegenüber<br />
dem Vorjahr um rund 2 Prozent auf 342 Mio t OE zurück. Maßgeblich hierfür<br />
waren die deutlich wärmere Witterung und die schwache konjunkturelle<br />
Entwicklung mit einer Stagnation des realen Bruttoinlandsproduktes.<br />
Temperaturbereinigt lag der Primärenergieverbrauch um etwa 0,6 Prozent<br />
niedriger als 2001; die volkswirtschaftliche Energieproduktivität verbesserte<br />
sich im Zuge des anhaltenden Trends zu einem effizienteren Energieeinsatz<br />
um knapp 1 Prozent. Aus inländischer Gewinnung (einschließlich<br />
Kernenergie) stammten wie im Vorjahr knapp 40 Prozent und aus Importen<br />
gut 60 Prozent der bereit gestellten Energie.<br />
ENERGIEIMPORTRECHNUNG ERNEUT GESUNKEN<br />
Die Aufwendungen für den Import von Energie (netto: Einfuhr minus<br />
Ausfuhr) lagen mit 33 Mrd m um gut 5 Mrd m unter Vorjahresniveau. Die<br />
Importrechnung für Mineralöl (Rohöl und Produkte) ging dabei um gut<br />
4 Mrd m zurück. Maßgeblich für den Rückgang war insbesondere der Kursanstieg<br />
des Euro gegenüber dem US Dollar, der zu einem Rückgang der<br />
in Euro gerechneten Importpreise führte. Hinzu kam ein mengenmäßiger<br />
Rückgang der Produktimporte.<br />
Zudem sank die Importrechnung für Erdgas um knapp 1 Mrd m auf 9 Mrd m.<br />
Dem mengenmäßigen Importanstieg stand dabei ein Rückgang des Importpreisniveaus<br />
gegenüber, das im Jahresdurchschnitt 2002 merklich unter<br />
dem des Jahres 2001 lag. Dabei setzte<br />
Erdgasaufkommen in Westeuropa 2002 sich die bereits im Vorjahr rückläufige<br />
Gesamtvolumen: rd. 400 Mrd m Importpreisentwicklung bis in das<br />
3. Quartal fort und erst im 4. Quartal<br />
zeichneten sich wieder steigende<br />
Tendenzen ab.<br />
Die Importrechnung für Steinkohle fiel<br />
auf 1,7 Mrd m zurück (2001: 2 Mrd m),<br />
bedingt durch rückläufige Importmengen<br />
und -preise.<br />
3<br />
Sonstige<br />
Algerien<br />
12 %<br />
*<br />
3%<br />
Russland<br />
17 %<br />
Westeuropa<br />
68 %<br />
* Abu Dhabi, Katar, Libyen, Malaysia, Nigeria,<br />
Oman, Trinidad/Tobago<br />
ERDGASAUFKOMMEN:<br />
SICHER, BEDARFSGERECHT<br />
UND GUT DIVERSIFIZIERT<br />
Das Erdgasaufkommen nahm in 2002<br />
um gut 5 Prozent auf rund 84 Mio t OE<br />
zu; hierbei erreichte die inländische<br />
Förderung mit gut 15 Mio t OE fast das
39 BRANCHENREPORT<br />
Entwicklung des Erdgasverbrauchs in<br />
Westeuropa 2002<br />
Veränderungen in %<br />
65<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
– 5<br />
Teil der Verdichter-<br />
und<br />
Speicheranlagen<br />
Epe der<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Belgien + 1,5 %<br />
Dänemark – 1,2 %<br />
Deutschland – 0,4 %<br />
Finnland – 0,3 %<br />
Frankreich ± 0,0 %<br />
Griechenland + 7,6 %<br />
Großbritannien – 2,1 %<br />
Irland + 2,6 %<br />
Italien – 1,1 %<br />
Luxemburg + 67,5 %<br />
Niederlande + 0,2 %<br />
Österreich – 1,8 %<br />
Portugal + 20,2 %<br />
Schweden + 2,0 %<br />
Schweiz – 2,0 %<br />
Spanien + 14,6 %<br />
Vorjahresniveau (– 0,3 Prozent), während die Importe deutlich anstiegen<br />
(+ knapp 7 Prozent).<br />
Erdgas stammte in 2002 weiterhin zu fast einem Fünftel aus inländischer<br />
Förderung und zu gut vier Fünfteln aus Importen. Wichtigstes Lieferland<br />
war wieder Russland mit einem Anteil von 31 Prozent (2001: 33 Prozent);<br />
es folgte Norwegen, das seinen Anteil deutlich auf 25 Prozent (22 Prozent)<br />
ausbauen konnte, vor den Niederlanden mit 19 Prozent (20 Prozent) und<br />
den Bezügen aus heimischer Förderung mit 18 Prozent (19 Prozent). Großbritannien<br />
und Dänemark deckten rund 7 Prozent (6 Prozent) des Erdgasaufkommens.<br />
ERDGASVERBRAUCH:<br />
LEICHT UNTER VORJAHRESNIVEAU<br />
Der Erdgasverbrauch ging im Jahr 2002 leicht um 0,4 Prozent auf<br />
74,3 Mio t OE zurück. Maßgeblich hierfür waren die schwache wirtschaftliche<br />
Entwicklung und die mildere Witterung. Die Durchschnittstemperatur<br />
lag mit 9,5°C um knapp 0,5°C höher als in 2001 und sogar um 0,9°C<br />
höher im Vergleich zum langjährigen Mittel. Bei Normaltemperaturen wären<br />
in 2002 vergleichsweise fast 79 Mio t OE Erdgas verbraucht worden.
40 BRANCHENREPORT<br />
Erdgasförderung<br />
in Norddeutschland<br />
Der Erdgasanteil am Primärenergieverbrauch stieg auf 21,7 Prozent (2001:<br />
21,4 Prozent).<br />
Im Sektor Haushalte und Kleinverbraucher (private Haushalte sowie Gewerbe-,<br />
Handels- und Dienstleistungsunternehmen) war der Verbrauch<br />
leicht rückläufig (rund – 2 Prozent). Hierbei konnten die temperaturbedingten<br />
Einbußen durch den Anschluss neuer Heizgaskunden nicht ausgeglichen<br />
werden.<br />
Der Bestand an erdgasbeheizten Wohnungen stieg zwar um gut 300 000 an;<br />
dieser Zuwachs war jedoch deutlich geringer als im Vorjahr (+ 400 000).<br />
Die Gründe hierfür lagen in der niedrigeren Umstellungsquote von anderen<br />
Energieträgern auf Erdgas sowie in der weiter rückläufigen Neubautätigkeit.<br />
Am Jahresende waren 17,1 Mio Wohnungen oder 46,0 Prozent (2001:<br />
45,3 Prozent) des gesamten Wohnungsbestandes mit einer Erdgasheizung<br />
ausgestattet. Bei den zum Bau genehmigten neuen Wohnungen hatte die<br />
Erdgasheizung einen Marktanteil von 75 Prozent, dies entsprach in etwa<br />
dem Vorjahresergebnis.<br />
Wohnungsbeheizung in Deutschland 2002<br />
Heizöl<br />
31,8 %<br />
Kohle<br />
4,0 %<br />
Strom<br />
5,8 %<br />
Fernheizung<br />
12,4 %<br />
Gas<br />
46,0 %<br />
Wohnungs- Gasbeheizte Anteil<br />
bestand Wohnungen in %<br />
in Mio in Mio<br />
1992 34,1 10,7 31,3<br />
1993 34,5 11,5 33,2<br />
1994 34,9 12,3 35,3<br />
1995 35,3 13,2 37,3<br />
1996 35,7 13,9 39,0<br />
1997 36,0 14,6 40,6<br />
1998 36,4 15,3 42,0<br />
1999 36,7 15,9 43,4<br />
2000 37,0 16,5 44,5<br />
2001 37,1 16,8 45,3<br />
20021) 37,3 17,1 46,0<br />
1) Schätzung
41 BRANCHENREPORT<br />
Erdgasverbrauch in Deutschland<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
0<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
Der Erdgasanteil am Endenergieverbrauch<br />
des gesamten HuK-Sektors stieg auf knapp<br />
36 Prozent (34,7 Prozent).<br />
In der Industrie (produzierendes Gewerbe)<br />
nahm der Erdgaseinsatz geringfügig zu (+ gut<br />
1 Prozent). Von der schwachen Konjunktur<br />
gingen kaum Impulse auf den Erdgasabsatz in<br />
wichtigen Branchen aus. Der Erdgasanteil am<br />
industriellen Endenergieverbrauch stieg auf<br />
knapp 33 Prozent (32,2 Prozent).<br />
Die Stromerzeugung auf Basis von Erdgas sank<br />
schätzungsweise um knapp 3 Prozent. Der Erdgasanteil<br />
an der gesamten Stromerzeugung belief<br />
sich weiterhin auf gut 9 Prozent.<br />
Die sektorale Struktur des Erdgasverbrauchs<br />
veränderte sich im Vorjahresvergleich nur unwesentlich.<br />
Haushalte und Kleinverbraucher<br />
waren die mit Abstand wichtigste Verbrauchergruppe<br />
mit einem Anteil am gesamten Erdgasverbrauch<br />
von 48 Prozent. Auf die Industrie<br />
entfiel ein Viertel, 13 Prozent des Erdgases<br />
wurden in Kraftwerken zur Stromerzeugung eingesetzt,<br />
14 Prozent in den übrigen Sektoren<br />
(insbesondere Fernwärmeerzeugung und nicht<br />
energetischer Verbrauch).<br />
EINZELASPEKTE DER<br />
DEUTSCHEN GASWIRTSCHAFT<br />
Die Budgets der Unternehmen der deutschen<br />
Gaswirtschaft für Investitionen in Sachanlagen wurden für 2002 auf<br />
rund 2 Mrd m veranschlagt. Das Leitungsnetz hatte zum Ende des Jahres<br />
2002 eine Länge von rund 375 000 Kilometern (Ende 2001: rund 369 000 Kilometer).<br />
Es waren 42 Untertagespeicher in Betrieb, vornehmlich eingesetzt<br />
für den saisonalen Strukturausgleich, mit einer Arbeitsgaskapazität<br />
von knapp 19 Mrd m3 0<br />
93 98 99 00 01 02<br />
Erdgas- Erdgasverbrauch<br />
anteil am<br />
1993<br />
in Mio t OE<br />
60,2<br />
PEV in %<br />
17,6<br />
1998 72,1 20,8<br />
1999 71,9 21,0<br />
2000<br />
2001<br />
71,5<br />
74,6<br />
20,9<br />
21,4<br />
2002 74,3 21,7<br />
.<br />
In den gut 700 Unternehmen der deutschen Gaswirtschaft (Förderunternehmen,<br />
Ferngas- bzw. Importgesellschaften, regionale und kommunale<br />
Gasgesellschaften), neben denen Gashändler und eine Reihe von ausländischen<br />
Wettbewerbern auf dem deutschen Markt agierten, waren Ende<br />
2002 etwa 36 000 Mitarbeiter beschäftigt.<br />
Die fiskalischen Belastungen des Erdgases (Mineralölsteuer auf Erdgas,<br />
Konzessionsabgaben auf Erdgas, Förderabgaben) gingen um 4,9 Prozent auf<br />
3,9 Mrd m zurück (2001: 4,1 Mrd m). Dabei verringerte sich das Aufkommen<br />
an Förderabgaben von rund 0,5 Mrd m auf 0,3 Mrd m. Z
42 ERDGAS ALS KRAFTSTOFF<br />
ERDGASFAHRZEUGE<br />
MIT VERBESSERTER<br />
PERSPEKTIVE<br />
GUTE RAHMENBEDINGUNGEN – EUROPA HOLT AUF<br />
Erdgas ist auf dem Vormarsch – dieser traditionelle Slogan der Gaswirtschaft<br />
kann inzwischen mit Berechtigung auch auf den Verkehrsbereich<br />
angewendet werden. Weltweit rollen bereits über zwei Mio Kraftfahrzeuge<br />
mit Erdgas als Kraftstoff über die Straßen. Mehr als die Hälfte davon fährt<br />
in Südamerika. Bei den Zuwachsraten fällt in jüngster Zeit Europa und hier<br />
besonders Deutschland ins Auge.<br />
Unangefochtener Marktführer für Erdgasfahrzeuge ist in Westeuropa Italien<br />
mit rund 400 000 Fahrzeugen. Auf Platz zwei der Zulassungsstatistik<br />
folgt mit derzeit 15 000 Einheiten Deutschland. Zwar haben damit Erdgasfahrzeuge<br />
hier immer noch eher Seltenheitswert. Der Bestand hat sich aber<br />
seit 1996 mehr als verzehnfacht. Experten schätzen, dass sich die Zahl<br />
weiter erhöht: 2010 könnten 500 000 Erdgasfahrzeuge auf deutschen Straßen<br />
zu sehen sein.<br />
ZUSÄTZLICHE IMPULSE<br />
Solche Erwartungen an das Marktpotenzial scheinen nicht unbegründet.<br />
Automobilindustrie, Mineralölwirtschaft und Gaswirtschaft arbeiten<br />
heute stärker zusammen als noch vor wenigen Jahren. In manchen Regionen<br />
geben auch öffentliche Institutionen und Landesregierungen zusätzliche<br />
Impulse, z.B. mit der Ausgestaltung von Förderprogrammen wie dem<br />
Gemeinde-Verkehrsfinanzierungsgesetz (GVFG).<br />
Ausschlaggebend für den derzeitigen Auftrieb ist ein Bündel von Faktoren.<br />
Heute engagieren sich bereits fünf führende Autohersteller und bieten ihre<br />
BESTAND AN ERDGASFAHRZEUGEN UND -TANKSTELLEN IN WESTEUROPA<br />
Erdgasfahrzeuge Erdgastankstellen<br />
(Ende 2002) (Ende 2002)<br />
Italien 400 000 flächendeckend<br />
Deutschland 15 000 336<br />
Frankreich 4 550 6<br />
Schweden 2 000 20<br />
Großbritannien 835 12<br />
Niederlande 574 2<br />
Schweiz 520 27<br />
Belgien 300 9<br />
Tschechien 300 7<br />
Spanien 300 10<br />
Österreich 83 8<br />
Quelle: Das Erdgasfahrzeug, Köln
43 ERDGAS ALS KRAFTSTOFF<br />
Modelle ab Werk mit Erdgasantrieb an – mit steigender Tendenz. Hinzu<br />
kommen Nutzfahrzeuge sowie Busse und spezielle Kommunalfahrzeuge.<br />
Insbesondere Flottenfahrzeugen, z.B. für den öffentlichen Nahverkehr,<br />
kommt wachsende Bedeutung zu.<br />
Auch bei der Fahrzeugtechnik steht die Zeit nicht still. Mit Hochdruck<br />
wird an der Entwicklung neuer, platzsparender, strukturoptimierter Tanks<br />
gearbeitet. Behälter aus Kohlefasern könnten in Zukunft die herkömmlichen<br />
starren Stahlflaschen ohne Sicherheitseinbußen ablösen. Ein größeres<br />
Tankvolumen würde die Reichweiten der Erdgasfahrzeuge noch einmal<br />
deutlich erhöhen. Bei der Motorentechnik tut sich ebenfalls einiges. Kommen<br />
bisher vor allem Ottomotoren zum Einbau, die auf den Erdgasbetrieb<br />
optimiert wurden oder wahlweise den Einsatz von gasförmigen und flüssigen<br />
Treibstoffen zulassen, so zeichnet sich jetzt der Praxiseinsatz von<br />
Motoren ab, die ihre technischen Wurzeln in der Dieseltechnik haben.<br />
Der Erfolg der Erdgasfahrzeuge in Deutschland wäre ohne das gebündelte<br />
Engagement der Gaswirtschaft kaum möglich gewesen. In der „Gemeinschaftsinitiative<br />
erdgas mobil“ kooperieren nicht nur die einzelnen Partner,<br />
es werden auch wichtige Impulse zur Verbreitung und Verbesserung von<br />
Technologien und Infrastrukturen gegeben. Neben einer ausreichend breiten<br />
Fahrzeugpalette ist insbesondere ein möglichst flächendeckendes<br />
Tankstellennetz für den Markterfolg notwendig. Kostengünstige, standardisierte<br />
Anlagen sind hier ebenso notwendig wie eine umsichtige Planung<br />
der Betankungsorte.<br />
Eine wichtiges ökologisches und ökonomisches Signal ist die steuerliche<br />
Begünstigung von Erdgasfahrzeugen. Mit einem Steuersatz von 12,4 m<br />
je Megawattstunde (MWh) ist die Abgabenpflicht für Erdgas im Verkehrsbereich<br />
nur etwa halb so hoch wie bei Diesel- und Ottokraftstoffen. Dieser<br />
Steuervorteil wurde zum Jahresanfang 2003 im Rahmen der ökologischen<br />
Steuerreform bis in das Jahr 2020 fortgeschrieben. Fahrzeughersteller,<br />
Gaswirtschaft und Kunden haben damit eine sichere Grundlage und einen<br />
rechenbaren Anreiz für ihre Investitionen in die Entwicklung und Nutzung<br />
dieser Technologie.<br />
GRÜNDE FÜR DIE ATTRAKTIVITÄT<br />
Für die Autofahrer ist der Erdgasantrieb aus zwei Gründen attraktiv:<br />
Er ist wegen der geringeren Betriebskosten deutlich wirtschaftlicher als<br />
der Betrieb mit Mineralöl. Die Umrüst- oder Mehrkosten in Größenordnungen<br />
von 2 500 bis 5 600 m lassen sich relativ leicht amortisieren. Auch<br />
die ökologischen Vorteile werden zunehmend für die Kaufentscheidung<br />
wichtiger. Erdgasfahrzeuge emittieren praktisch keine Stickoxide, Staub,<br />
Ruß oder Schwefelverbindungen. Der Ausstoß des Klimagases Kohlendioxid<br />
wird um etwa 25 Prozent vermindert. Die Wirtschaftlichkeit wird<br />
zudem durch zahlreiche Markteinführungshilfen der Gasversorger unterstützt.<br />
Sie variieren regional und reichen von direkten Zuschüssen bis zu<br />
kostenlosen Anfangsbetankungen. Z
01<br />
GESCHÄFTSBERICHT 2002<br />
INHALT<br />
02 Organe der Gesellschaft<br />
04 Bericht des Aufsichtsrats<br />
07 Lagebericht Konzern und <strong>AG</strong><br />
07 Geschäftsverlauf und Umfeld<br />
13 Absatz: Wettbewerbsfähige Angebote sichern Marktposition<br />
16 Gastransport: Anfragen und Abschlüsse weiter gestiegen<br />
17 Beschaffung: Mit Langfristverträgen für die Zukunft gewappnet<br />
21 Entwicklung: Effizienter Netzbetrieb und neue Marktsegmente im Fokus<br />
24 Technik: Marktorientiertes Versorgungs- und Transportsystem<br />
27 Konzerninvestitionen deutlich gestiegen<br />
28 Konzernergebnis: Stabile Entwicklung<br />
29 Konzernweites Risikomanagement mit umfassender Vorsorge<br />
32 Geschäftsverlauf in den ersten Monaten 2003<br />
33 Mitarbeiter: Neue Herausforderungen durch Wachstum im Ausland<br />
37 Umweltschutz: Zunehmend internationale Dimensionen<br />
40 Entwicklung der Konzernunternehmen<br />
45 Vermögens- und Finanzlage Konzern<br />
47 Jahresabschluss Konzern und <strong>AG</strong><br />
79 Beteiligungsgesellschaften<br />
GESCHÄFTS-<br />
JAHR 2002
02 ORGANE DER GESELLSCHAFT<br />
EHRENVORSITZENDER<br />
DES AUFSICHTSRATS<br />
Dr. Klaus Liesen,<br />
(seit 17.02.2003),<br />
Essen<br />
AUFSICHTSRAT<br />
Dr. Klaus Liesen (bis 17.02.2003),<br />
Essen,<br />
Vorsitzender (bis 17.02.2003)<br />
Ulrich Hartmann (seit 17.02.2003),<br />
Vorsitzender des Aufsichtsrats der<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong>, Düsseldorf,<br />
Vorsitzender (seit 18.02.2003)<br />
Gabriele Gratz,<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, Essen,<br />
stellv. Vorsitzende<br />
Werner Bartoschek,<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, Essen<br />
Dr. Christian Beckervordersandforth<br />
(seit 05.06.2002),<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, Essen<br />
Pieter Berkhout (bis 31.03.2002),<br />
ehem. Vorsitzender der Geschäftsführung<br />
der Deutsche Shell GmbH, Hamburg<br />
Dr. Wulf Bernotat (seit 17.02.2003),<br />
Vorsitzender des Vorstands der<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong>, Düsseldorf<br />
Dr. Anton Binder (bis 05.06.2002),<br />
<strong>Ruhrgas</strong> Energie Beteiligungs-<strong>AG</strong>, Essen<br />
Dr. Gerhard Cromme,<br />
Vorsitzender des Aufsichtsrats der<br />
ThyssenKrupp <strong>AG</strong>, Düsseldorf<br />
Rainer Dampf (bis 05.06.2002),<br />
LOI Thermprocess GmbH, Essen<br />
Kurt F. Döhmel (seit 05.04.2002,<br />
bis 07.03.2003),<br />
Vorsitzender der Geschäftsführung der<br />
Deutsche Shell GmbH, Hamburg<br />
Dr. Uwe Franke (bis 02.08.2002),<br />
stellv. Vorsitzender des Vorstands der<br />
Deutsche BP Aktiengesellschaft,<br />
Hamburg<br />
Dr. Hans Michael Gaul<br />
(seit 17.02.2003),<br />
Mitglied des Vorstands der<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong>, Düsseldorf<br />
Wolfgang Goretzki (seit 05.06.2002),<br />
G. Kromschröder <strong>AG</strong>, Osnabrück<br />
Wilhelm Hamann,<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, Essen<br />
Dr. Hans-Dieter Harig (seit 17.02.2003),<br />
ehem. Vorsitzender des Vorstands der<br />
E.<strong>ON</strong> Energie <strong>AG</strong>, München<br />
Kurt Kuck (bis 05.06.2002),<br />
G. Kromschröder <strong>AG</strong>, Osnabrück<br />
Wingolf R. Lachmann (bis 17.03.2003),<br />
Vorsitzender des Vorstands der<br />
ESSO Deutschland GmbH, Hamburg<br />
Heinz Niehaus (seit 05.06.2002),<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, Essen<br />
Harald Norvik (seit 25.03.2003),<br />
Chairman<br />
Oslo Stock Exchange,<br />
Nesoddtangen, Norwegen<br />
Hartmut Riemann (seit 05.06.2002),<br />
1. Bevollmächtigter der<br />
IG-Metall, Osnabrück<br />
Albert Schell (seit 05.06.2002),<br />
ELSTER GmbH, Mainz-Kastel<br />
Dr. Erhard Schipporeit<br />
(seit 25.03.2003),<br />
Mitglied des Vorstands der<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong>, Düsseldorf<br />
Dipl.-Volkswirt Jobst D. Siemer<br />
(bis 17.03.2003),<br />
Vorsitzender des Aufsichtsrats der<br />
Esso Deutschland GmbH, Hamburg<br />
Klaus Simon (bis 05.06.2002),<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, Essen<br />
Karl Starzacher (bis 17.02.2003),<br />
Vorsitzender des Vorstands der<br />
R<strong>AG</strong> Aktiengesellschaft, Essen<br />
Kurt F. Viermetz (seit 25.03.2003),<br />
ehem. Vice-Chairman und<br />
Director of the Board J.P. Morgan & Co.,<br />
Inc., Rye/New York, USA, und München<br />
Dipl.-Kfm. Albert Weismüller<br />
(bis 16.08.2002),<br />
Mitglied des Vorstands der<br />
Vodafone <strong>AG</strong>, Düsseldorf<br />
Justin Ziegelgänsberger<br />
(bis 05.06.2002),<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, Essen
03 ORGANE DER GESELLSCHAFT<br />
Dr. Burckhard Bergmann Dr. Friedrich Janssen<br />
Dr. e.h. Achim Middelschulte<br />
Dr. Fritz Gautier Dr. Jürgen Lenz<br />
VORSTAND<br />
Dr. Burckhard Bergmann,<br />
Vorsitzender und Gasbeschaffung<br />
Dr. Fritz Gautier,<br />
Gastransport/<br />
Beteiligungen Gasdistribution<br />
Dr. Friedrich Janssen,<br />
Finanzen<br />
GENERALBEVOLLMÄCHTIGTE<br />
Dr. Michael Pfingsten<br />
Dr. Jürgen Lenz,<br />
Technik<br />
Dr. e.h. Achim Middelschulte,<br />
Personalwesen<br />
Dr. Michael Pfingsten,<br />
Vertrieb/Marketing<br />
Dr. Wilfried Czernie Dr. Jochen Weise<br />
(seit 01.01.2003)
04 BERICHT DES AUFSICHTSRATS<br />
Ulrich Hartmann,<br />
Vorsitzender des Aufsichtsrats<br />
der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Der Aufsichtsrat ist vom Vorstand regelmäßig über die Entwicklung und die Lage des<br />
Unternehmens sowie über wesentliche Geschäftsvorgänge unterrichtet worden. Anhand<br />
der Berichte und der erteilten Auskünfte hat der Aufsichtsrat die Geschäftsführung<br />
überwacht, Geschäftsvorgänge von besonderer Bedeutung eingehend beraten<br />
und sich von der Ordnungsmäßigkeit der Geschäftsführung überzeugt. Gegenstand<br />
der Beratungen waren vor allem die Beschaffungs-, Transport- und Absatzsituation<br />
beim Erdgas, die wirtschaftliche Lage des Unternehmens, Leitungsnetz- und sonstige<br />
Investitionsvorhaben, Akquisitionsprojekte und wesentliche geschäftliche Vorgänge<br />
bei verbundenen Unternehmen. Daneben wurde eingehend über Maßnahmen zur<br />
Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit, insbesondere vor dem Hintergrund der Liberalisierung<br />
der Energiemärkte, sowie grundsätzliche Fragen der Planung, insbesondere<br />
der Finanz-, Investitions- und Personalplanung beraten.<br />
Der Jahresabschluss und der Konzernabschluss zum 31. Dezember 2002 sowie der<br />
zu einem Bericht zusammengefasste Lagebericht der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und des Konzerns<br />
sind unter Einbeziehung der Buchführung von der PwC Deutsche Revision Aktiengesellschaft<br />
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Essen, geprüft und mit dem uneingeschränkten<br />
Bestätigungsvermerk versehen worden. Die Prüfungsberichte wurden<br />
den Aufsichtsratsmitgliedern ausgehändigt. Der Aufsichtsrat hat zustimmend von<br />
dem Ergebnis der Prüfung Kenntnis genommen.
05 BERICHT DES AUFSICHTSRATS<br />
Der Aufsichtsrat hat den Jahresabschluss, den Konzernabschluss, den Lagebericht<br />
und den Vorschlag für die Verwendung des Bilanzgewinns geprüft. Der Abschlussprüfer<br />
hat an den Beratungen des Aufsichtsrats über diese Vorlagen teilgenommen<br />
und über die wesentlichen Ergebnisse seiner Prüfung berichtet. Der Aufsichtsrat<br />
erklärt, dass nach dem abschließenden Ergebnis seiner Prüfung keine Einwendungen<br />
gegen den Jahresabschluss, den Konzernabschluss und den Lagebericht zu erheben<br />
sind. Der Aufsichtsrat billigt den vom Vorstand aufgestellten Konzernabschluss<br />
sowie den vom Vorstand aufgestellten Jahresabschluss, der damit festgestellt ist.<br />
Dem Vorschlag des Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns schließt sich<br />
der Aufsichtsrat an.<br />
Der nach §312 AktG vom Vorstand aufzustellende Bericht über Beziehungen zu<br />
verbundenen Unternehmen liegt vor. Der Abschlussprüfer hat diesen Bericht geprüft<br />
und mit folgendem Bestätigungsvermerk versehen:<br />
„Nach unserer pflichtmäßigen Prüfung und Beurteilung bestätigen wir, dass<br />
1. die tatsächlichen Angaben des Berichts richtig sind;<br />
2. bei den im Bericht aufgeführten Rechtsgeschäften die Leistung der<br />
Gesellschaft nicht unangemessen hoch war.”<br />
Nach dem abschließenden Ergebnis seiner Prüfung erklärt der Aufsichtsrat, dass<br />
Einwendungen gegen den Bericht des Vorstands über Beziehungen zu verbundenen<br />
Unternehmen (einschließlich der Erklärung am Schluss des Berichts) sowie gegen<br />
das Ergebnis der Prüfung durch den Abschlussprüfer nicht zu erheben sind.<br />
Herr Pieter Berkhout ist am 31. März 2002 aus dem Aufsichtsrat ausgeschieden.<br />
Herr Kurt F. Döhmel wurde mit Wirkung zum 5. April 2002 zum neuen Mitglied des<br />
Aufsichtsrats bestellt.<br />
Mit Ablauf der Hauptversammlung am 5. Juni 2002, mit der die Amtszeit des Aufsichtsrats<br />
endete, schieden die Herren Dr. Anton Binder, Rainer Dampf, Kurt Kuck,<br />
Klaus Simon und Justin Ziegelgänsberger aus dem Aufsichtsrat aus. Neu in den Aufsichtsrat<br />
wurden die Herren Dr. Christian Beckervordersandforth, Wolfgang Goretzki,<br />
Heinz Niehaus, Hartmut Riemann und Albert Schell gewählt. In der konstituierenden<br />
Aufsichtsratssitzung am 5. Juni 2002 wurden Herr Dr. Klaus Liesen zum Vorsitzenden<br />
und Frau Gabriele Gratz zur stellvertretenden Vorsitzenden des neuen Aufsichtsrats<br />
gewählt.<br />
Im Zuge der Veränderungen in der Aktionärsstruktur der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> sind<br />
Herr Dr. Uwe Franke am 2. August 2002, Herr Dipl.-Kfm. Albert Weismüller am<br />
16. August 2002, die Herren Dr. Klaus Liesen und Karl Starzacher am 17. Februar<br />
2003, Herr Kurt F. Döhmel am 7. März 2003 und die Herren Wingolf R. Lachmann
06 BERICHT DES AUFSICHTSRATS<br />
und Dipl.-Volkswirt Jobst D. Siemer am 17. März 2003 aus dem Aufsichtsrat ausgeschieden.<br />
Neu in den Aufsichtsrat gewählt wurden die Herren Dr. Wulf Bernotat,<br />
Dr. Hans Michael Gaul, Dr. Hans-Dieter Harig und Ulrich Hartmann mit Wirkung<br />
zum 17. Februar 2003 und die Herren Harald Norvik, Dr. Erhard Schipporeit und<br />
Kurt F. Viermetz mit Wirkung zum 25. März 2003. Der Aufsichtsrat hat Herrn Ulrich<br />
Hartmann mit Wirkung zum 18. Februar 2003 zum Vorsitzenden des Aufsichtsrats<br />
gewählt.<br />
Allen ausgeschiedenen Mitgliedern dankt der Aufsichtsrat für ihre Mitarbeit und<br />
ihren wertvollen Rat. Herrn Dr. Klaus Liesen spricht der Aufsichtsrat besonderen<br />
Dank und Anerkennung für seinen herausragenden Beitrag zur Entwicklung des<br />
Unternehmens während der vergangenen sieben Jahre als Vorsitzender des Aufsichtsrats<br />
aus. In der Hauptversammlung am 17. Februar 2003 wurde Herr Dr. Liesen<br />
zum Ehrenvorsitzenden des Aufsichtsrats ernannt.<br />
Der Aufsichtsrat hat der Erteilung von Generalvollmacht für Herrn Dr. Jochen Weise<br />
mit Wirkung ab 1. Januar 2003 zugestimmt.<br />
Der Aufsichtsrat spricht dem Vorstand und allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern<br />
für ihre im Geschäftsjahr 2002 geleistete Arbeit Dank und Anerkennung aus.<br />
Essen, im Mai 2003<br />
Der Aufsichtsrat<br />
Ulrich Hartmann<br />
Vorsitzender
Versorgungssicherheit<br />
Eine geteilte Versorgungsverant-<br />
wortung in einer pluralistisch<br />
strukturierten Gaswirtschaft sowie<br />
ein geringes Maß an staatlicher<br />
Rahmensetzung können durchaus<br />
zusammengehen mit einem hohen<br />
Grad an Versorgungssicherheit, wie<br />
die Erfahrungen in Deutschland<br />
zeigen. Deutschland ist nachweis-<br />
lich eines der mit Erdgas am besten<br />
versorgten Gebiete in der EU. Die<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> trägt dazu mit ihrem<br />
großen, breit diversifizierten und<br />
langfristig abgesicherten Bezugs-<br />
portfolio maßgeblich bei.
alle Signale auf Sicherheit.
jederzeit bedarfsgerecht beliefert.
sicherheit<br />
Eine geteilte VersorgungsverantVersorgungs-<br />
wortung in einer pluralistisch<br />
strukturierten Gaswirtschaft sowie<br />
ein geringes Maß an staatlicher<br />
Rahmensetzung können durchaus<br />
zusammengehen mit einem hohen<br />
Grad an Versorgungssicherheit, wie<br />
die Erfahrungen in Deutschland<br />
zeigen. Deutschland ist nachweis-<br />
lich eines der mit Erdgas am besten<br />
versorgten Gebiete in der EU. Die<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> trägt dazu mit ihrem<br />
großen, breit diversifizierten und<br />
langfristig abgesicherten Bezugs-<br />
portfolio maßgeblich bei.
07 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Primärenergieverbrauch<br />
in Deutschland<br />
Primärenergieverbrauch in Mio t OE<br />
350<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
0<br />
93 98 99 00 01 02<br />
1993 341,7<br />
1998 346,8<br />
1999 342,1<br />
2000 342,9<br />
2001 348,5<br />
20021) 342,0<br />
Sonstige 2)<br />
Kernenergie<br />
2)<br />
Mineralöl<br />
Braunkohle<br />
Steinkohle<br />
Erdgas<br />
1) vorläufig<br />
2) Neubewertung von Kernenergie,<br />
Wasser, Windkraft etc. sowie<br />
Außenhandel Strom<br />
GESCHÄFTSVERLAUF<br />
UND UMFELD<br />
ANHALTENDE WACHSTUMSSCHWÄCHE<br />
Für die deutsche Wirtschaft kam es auch 2002 nicht zum erhofften Aufschwung.<br />
Die gesamtwirtschaftliche Produktion verharrte praktisch auf dem Niveau des<br />
Vorjahres. Das Bruttoinlandsprodukt war real nur 0,2 Prozent höher als in 2001.<br />
Wegen der anhaltenden Wachstumsflaute verschlechterte sich die Lage auf dem<br />
Arbeitsmarkt erneut. Die Arbeitslosenzahl stieg im Jahresdurchschnitt auf rund<br />
4,1 Millionen. Die zunehmende Gefährdung von Arbeitsplätzen, die Einführung des<br />
Euro und die steigende Abgabenlast dämpften die Konsumneigung der privaten<br />
Haushalte. Auch die Geschäftserwartungen der Unternehmen, die sich in der ersten<br />
Jahreshälfte aufgehellt hatten, trübten sich im weiteren Jahresverlauf wieder deutlich<br />
ein. Die Investitionen wurden in 2002 weiter eingeschränkt. Da sich auch die<br />
internationale Konjunktur weniger als erwartet belebte, blieb der Anstieg der Exporte<br />
zu gering, um die Schwäche der Binnenkonjunktur auszugleichen.<br />
Erdgasaufkommen in Deutschland 2002<br />
Inland<br />
18 %<br />
Niederlande<br />
19 %<br />
Dänemark /<br />
Großbritannien<br />
7%<br />
Norwegen<br />
25 %<br />
Russland<br />
31 %<br />
in Mrd m 3<br />
Russland 29,5<br />
Norwegen 23,5<br />
Niederlande 17,5<br />
Inland 17<br />
Dänemark/Großbritannien 6,5<br />
Gesamt 94
08 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Kennzahlen der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Basis 1980 = 100<br />
160<br />
150<br />
140<br />
130<br />
120<br />
110<br />
100<br />
90<br />
80<br />
80 85 90 95 00 02<br />
Leitungsnetz<br />
in km 10 905<br />
Gasabsatz<br />
in Mrd kWh 612<br />
Mitarbeiter 2 595<br />
ENERGIEVERBRAUCH GESUNKEN<br />
Der Primärenergieverbrauch in Deutschland sank im Berichtsjahr um 1,9 Prozent<br />
auf 342 Millionen Tonnen Öleinheiten (Mio t OE). Dies ist sowohl auf die wärmere<br />
Witterung als auch auf die gesamtwirtschaftliche Stagnation zurückzuführen. Die<br />
Durchschnittstemperaturen lagen mit 9,5°C fast 1°C über dem langjährigen Mittel<br />
und um etwa 0,5°C über dem Durchschnitt des Vorjahres. Das Jahr 2002 geht damit<br />
nach 1934, 1994 und 2000 als das viertwärmste in die Wettergeschichte Deutschlands<br />
seit 1901 ein.<br />
Einen überdurchschnittlichen Absatzrückgang verzeichnete das Mineralöl mit einem<br />
Minus von 3,7 Prozent. Der höchste Rückgang unter den Mineralölprodukten entfiel<br />
auf das leichte Heizöl mit 11 Prozent. Mit einem Anteil von 37,5 Prozent blieb<br />
Mineralöl zwar der wichtigste Primärenergieträger, musste gegenüber dem Vorjahr<br />
jedoch 0,7 Prozentpunkte abgeben.<br />
Der Erdgasanteil am Energieverbrauch erhöhte sich um 0,3 Prozentpunkte auf<br />
21,7 Prozent. Die gesamte Erdgasnachfrage nahm witterungs- und konjunkturbedingt<br />
um 0,4 Prozent auf 74,3 Mio t OE ab. Der Einsatz von Erdgas zur Stromerzeugung<br />
ging zurück; die Stromerzeugung auf Erdgasbasis sank um gut 3 Prozent. Das produzierende<br />
Gewerbe bezog geringfügig mehr Erdgas. Bei den privaten Haushalten baute<br />
das Erdgas mit einem Zugang von gut 300 000 gasbeheizten Wohnungen seine<br />
führende Marktposition weiter aus; der Verbrauchsrückgang infolge der gegenüber<br />
dem Vorjahr milderen Witterung konnte jedoch nicht ausgeglichen werden. Insgesamt<br />
sank der Erdgasverbrauch im Sektor privater Haushalte und Kleinverbraucher<br />
leicht. Bereinigt um den Temperatureffekt hätte das Erdgas einen Zuwachs von gut<br />
2 Prozent verbucht.<br />
Der Steinkohlenverbrauch in Deutschland ging um 2,3 Prozent zurück. Dabei waren<br />
die Lieferungen an die Kraftwerke rückläufig. Der Verbrauch an Braunkohle nahm<br />
dagegen infolge des gestiegenen Einsatzes in Kraftwerken um 1,8 Prozent zu. Die<br />
deutschen Kernkraftwerke verminderten ihre Stromproduktion um knapp 4 Prozent.<br />
Zuwächse verbuchten die erneuerbaren Energien, vor allem die Windenergie.<br />
WETTBEWERB AM SCHEIDEWEG V<strong>ON</strong> REGULIERUNG<br />
UND DEREGULIERUNG<br />
Unmittelbar nach der Bundestagswahl wurde der Entwurf eines Gesetzes zur<br />
Änderung des Gesetzes zur „Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts“ erneut von<br />
der Regierungskoalition eingebracht. Ziel war es, möglichst zügig einen Abschluss<br />
des Gesetzgebungsverfahrens zu erreichen, nachdem es im Berichtsjahr zunächst<br />
nicht gelungen war, eine parlamentarische Entscheidung zum Gesetzesentwurf<br />
herbeizuführen.<br />
Nachdem Bundestag und Bundesrat im April 2003 dem Ergebnis des Vermittlungsausschusses<br />
insbesondere in der Frage der Verrechtlichung zugestimmt haben, ist<br />
die Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes in Kraft getreten.
09 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Mit diesem Gesetz wird die EU-Richtlinie<br />
von 1998 zur Liberalisierung des<br />
Gasmarktes in Europa vollständig umgesetzt<br />
werden. Wesentliche Elemente<br />
der Gasrichtlinie waren bereits mit dem<br />
im April 1998 geänderten Energiewirtschaftsgesetz<br />
und dem Gesetz gegen<br />
Wettbewerbsbeschränkungen (GWB),<br />
das in der Fassung der 6. Novelle seit<br />
Anfang 1999 in Kraft ist, umgesetzt<br />
worden. Auf dieser Grundlage und in<br />
Anwendung der Verbändevereinbarung<br />
Erdgas I und II hat sich in Deutschland<br />
bereits ohne vollständige formale Umsetzung<br />
der EU-Gasrichtlinie ein intensiver<br />
Gas-zu-Gas-Wettbewerb entwickelt.<br />
Die Diskussion zum Richtlinienvorschlag<br />
der EU-Kommission zur Änderung der<br />
Strom- und Gasrichtlinien – der so genannten<br />
Beschleunigungsrichtlinie –<br />
wurde intensiv fortgeführt. Unter dänischer<br />
Präsidentschaft gelang Ende November<br />
2002 eine politische Einigung,<br />
die nicht in allen Punkten die Zustimmung<br />
der deutschen Gaswirtschaft gefunden<br />
hat. Zwar wird begrüßt, dass ein<br />
Fahrplan festgelegt wurde, der Mitte<br />
2007 zu einer vollständigen Marktöffnung<br />
in der EU führt. Kritisch gesehen<br />
werden aber die vorgesehene Aufspaltung<br />
der Unternehmen (Legal Unbundling)<br />
und die Regelungen, die den Trend<br />
zur Regulierung der Märkte fortsetzen.<br />
Nach der Behandlung im Europäischen<br />
Parlament und der darauf folgenden<br />
2. Lesung im Rat wird erwartet, dass<br />
die Richtlinie voraussichtlich im<br />
2. Quartal des Jahres 2003 in Kraft tritt.<br />
Angesichts der kurzen Umsetzungsfrist,<br />
die für die neue Richtlinie vorgesehen<br />
ist, ist davon auszugehen, dass die Mitgliedstaaten<br />
unmittelbar die Umsetzung<br />
in nationales Recht in Angriff nehmen<br />
müssen.<br />
Der nach dem neuen Energiewirtschaftsgesetz vorgesehene Monitoringbericht, der<br />
bis zum 31. August 2003 vorzulegen ist, soll die Grundlage für die Umsetzung der<br />
so genannten Beschleunigungsrichtlinie sein.<br />
Mit der Einigung über die Verbändevereinbarung Erdgas II im Mai 2002 wurden dem<br />
brancheninternen Wettbewerb neue Impulse gegeben. Industrie und Gaswirtschaft<br />
bekräftigten damit unverändert ihre Absicht, den Gas-zu-Gas-Wettbewerb auf<br />
Basis marktwirtschaftlicher Verhandlungslösungen weiter zu intensivieren und nicht<br />
durch staatliche Regulierung. Die Verbändevereinbarung Erdgas II stellt eine Fortschreibung<br />
dar, bei der die bisher gemachten Erfahrungen aus der Praxis eingeflossen<br />
sind. <strong>Ruhrgas</strong> hatte bereits vor In-Kraft-Treten der Verbändevereinbarung Erdgas<br />
II ihre wesentlichen geschäftlichen Bedingungen durch Servicekomponenten<br />
ergänzt, die den Netzzugang weiter vereinfachen und die Transparenz der Netzzugangsbedingungen<br />
erhöhen. Die Verhandlungen über eine weitere Fortschreibung<br />
der Verbändevereinbarung Erdgas II, die bis zum 30. September 2003 gültig ist, wurden<br />
aufgenommen. Dabei standen verschiedene Netzzugangsmodelle sowie Entgeltfragen<br />
im Mittelpunkt. Der verhandelte Netzzugang stellt für die Gaswirtschaft die<br />
ordnungspolitisch richtige und für die deutschen Verhältnisse angemesse Lösung<br />
dar. Bis Ende April 2003 konnte aber keine Einigung zwischen den beteiligten Verbänden<br />
erzielt werden.<br />
<strong>VERSORGUNGS</strong>SICHERHEIT:<br />
VORRANGIGE AUFGABE DER UNTERNEHMEN<br />
Ende 2001 leitete die EU-Kommission mit der Vorlage eines Grünbuchs zur<br />
Sicherheit der Energieversorgung in der Europäischen Union europaweit eine Diskussion<br />
über die Versorgungssicherheit ein. Sie dokumentierte damit die angesichts<br />
steigender Importabhängigkeit auch in liberalisierten Märkten notwendige Rückbesinnung<br />
auf sichere und diversifizierte Energieversorgungsstrukturen. Im Berichtsjahr<br />
legte die EU-Kommission auf dieser Grundlage einen Richtlinienvorschlag vor,<br />
der – ähnlich wie bei der Durchsetzung der Energiemarktliberalisierung – deutlich<br />
regulierende Ansätze mit hoher Eingriffsintensität beinhaltet. Diesen Ansatz hält die<br />
deutsche Gaswirtschaft für nicht zielführend.<br />
Wesentliche Maßnahmen des Richtlinienvorschlags sind mit großer bürokratischer<br />
Eingriffstiefe verbunden, die das Prinzip der Eigenverantwortlichkeit der Unternehmen<br />
stark einschränken und durch regulatorische Maßnahmen für den Krisenfall<br />
ersetzen. Die geplanten Maßnahmen würden deutlich in die Eigentums- und Wirtschaftsfreiheit<br />
eingreifen. Sie führen nicht zu einer Stärkung der Fähigkeit und Bereitschaft<br />
der Unternehmen, Versorgungssicherheit kurz- wie langfristig in hohem<br />
Maße aufrechtzuerhalten oder sogar zu verbessern.<br />
Die Erfahrungen in Deutschland zeigen, dass eine geteilte Versorgungsverantwortung<br />
in einer pluralistisch strukturierten Gaswirtschaft sowie ein geringes Maß an<br />
staatlicher Rahmensetzung durchaus zusammengehen können mit einem hohen Grad<br />
an Versorgungssicherheit. Deutschland ist nachweislich eines der mit Erdgas am<br />
besten versorgten Gebiete in der EU, sowohl was das Mengenangebot als auch den<br />
Grad der Diversifizierung betrifft.
10 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Dass die EU-Kommission in langfristigen Erdgasbezugsverträgen ein wesentliches<br />
Element sieht, um Versorgungssicherheit gewährleisten zu können, begrüßt die<br />
deutsche Gaswirtschaft. Sie fühlt sich damit in ihrer langfristig und auf breite<br />
Diversifizierung der Bezugsquellen angelegten Beschaffungspolitik auch durch die<br />
EU-Kommission bestätigt.<br />
EU-VORSCHLÄGE ZUM EMISSI<strong>ON</strong>SHANDEL<br />
Ebenfalls zu einer grundsätzlichen politischen Einigung kam es im Berichtsjahr<br />
über die Vorschläge der EU-Kommission zur Einführung eines Handels mit CO2-Emissionszertifikaten.<br />
Hierbei wurde nach intensiven Verhandlungen die Vorreiterrolle<br />
Deutschlands im Klimaschutz berücksichtigt und eine weitgehend kostenlose Verteilung<br />
der Emissionszertifikate beschlossen. Mit der Möglichkeit zur Bildung eines<br />
freiwilligen Pools betroffener Anlagenbetreiber ähnlich einer „Bubble“ ist die modifizierte<br />
Fortführung der erfolgreichen Klimavereinbarungen der deutschen Wirtschaft<br />
möglich. Die EU als bedeutende Gruppe der im Kyoto-Protokoll erfassten Industrieländer<br />
hat damit international die Benchmark für die Umsetzung des Kyoto-<br />
Protokolls in konkrete Politik gesetzt, noch bevor das Protokoll verbindlich geworden<br />
ist. Der Emissionshandel soll vor allem die EU-Länder unterstützen, die bei der<br />
Erfüllung der übernommenen Verpflichtungen zur Reduktion klimaschädigender Gase<br />
noch nicht ausreichend erfolgreich waren. Erfasst werden die Anlagen besonders<br />
energieintensiver Branchen. Der Zwang, die Freisetzung klimaschädigender Gase zu<br />
reduzieren, soll bei den betroffenen Betrieben erhebliche Anstrengungen auslösen,<br />
um die Energieeffizienz zu erhöhen oder auf klimaschonende Energien umzustellen.<br />
Mit der Formulierung des nationalen Allokationsplans werden bedeutende energie-,<br />
wettbewerbs- sowie strukturpolitische Entscheidungen getroffen. Es wird erwartet,<br />
dass die Klimavorteile des Erdgases stärker im Markt wirksam werden.<br />
ERDGASSTEUERERHÖHUNG:<br />
ÖKOLOGISCH K<strong>ON</strong>TRAPRODUKTIV, WETTBEWERBS-<br />
VERZERREND UND VERBRAUCHERFEINDLICH<br />
Im Dezember 2002 wurde das Gesetz zur Fortentwicklung der ökologischen<br />
Steuerreform verabschiedet. Damit wurde u.a. die Erdgassteuer zum 1. Januar 2003<br />
deutlich erhöht.<br />
Dabei wurde von der falschen Annahme eines bisher bestehenden Vorteils für<br />
Erdgas ausgegangen. Erdgas ist gegenüber dem Mix seiner Konkurrenzenergien<br />
steuerlich pönalisiert. Selbst bei einem isolierten Vergleich allein mit leichtem Heizöl<br />
gibt es wegen erheblicher zusätzlicher Abgabenbelastungen keinen fiskalischen<br />
Nachholbedarf des Erdgases. Die Erdgassteuer ist ökologisch unausgewogen und<br />
ineffizient, weil sie die unstreitig umweltschonendste fossile Energie trifft, die ökologische<br />
Schieflage der Energiebesteuerung verstärkt und keinen Beitrag zum<br />
Umwelt- und Klimaschutz darstellt. Sie steht im Widerspruch zur Zielsetzung der<br />
bisherigen Umwelt- und Klimapolitik der Bundesregierung.<br />
Als Verbrauchsteuer muss die Erdgassteuer von den Haushalten und der Industrie<br />
getragen werden. Sie trifft damit fast die Hälfte aller Haushalte, besonders energieintensive<br />
Industrieunternehmen und das Gewerbe.
11 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Schwer wiegt auch, dass die einseitige<br />
Erdgassteuererhöhung in der EU keine<br />
Parallelen hat. In keinem anderen Land<br />
der EU wird Erdgas in gleicher Höhe<br />
besteuert wie leichtes Heizöl. Andere<br />
EU-Länder räumen dem Erdgas einen<br />
Ökobonus ein. Mit der Erdgassteuererhöhung<br />
in Deutschland ist ein Ökomalus<br />
eingeführt worden.<br />
Die Verlängerung der Steuerermäßigung<br />
für Erdgas als Kraftstoff bis 2020 ist dagegen<br />
ein wichtiges ökologisches Signal.<br />
Sie fördert den zunehmenden Trend,<br />
Erdgasautos im Markt zu etablieren und<br />
Investitionsnachteile zu vermindern. Die<br />
ökologischen Vorteile sind unbestritten.<br />
Die Gaswirtschaft engagiert sich vielfältig<br />
für die weitere Markteinführung,<br />
insbesondere beim Aufbau einer Tankstelleninfrastruktur.<br />
DISKUSSI<strong>ON</strong> UM NEUORDNUNG DES AKTI<strong>ON</strong>ÄRSKREISES<br />
Im Berichtsjahr nahm die Veränderung der Aktionärsstruktur breiten Raum ein.<br />
Bereits 2001 hatte die Düsseldorfer E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong> angekündigt, eine Mehrheitsbeteiligung<br />
an der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> übernehmen zu wollen. Die geplante Übernahme der Mehrheit<br />
an der Gelsenberg <strong>AG</strong> und der Bergemann GmbH durch die E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong> wurde aber<br />
vom Bundeskartellamt untersagt. Auch die Monopolkommission äußerte sich in zwei<br />
Gutachten ablehnend. Unter Hinweis auf die überragenden Gemeinwohlaspekte<br />
beantragte E.<strong>ON</strong> eine Ministererlaubnis durch den Bundeswirtschaftsminister, die<br />
mit Durchführung einer mündlichen Verhandlung mit Auflagen am 5. Juli 2002 erteilt<br />
wurde. Nur wenige Tage vorher hatte sich E.<strong>ON</strong> den bis dahin noch bei ehemaligen<br />
Aktionären verbliebenen 40-prozentigen <strong>Ruhrgas</strong>-Anteil gesichert.<br />
Mehrere am Verfahren beteiligte Unternehmen legten gegen diese Erlaubnis<br />
Beschwerde beim Oberlandesgericht (OLG) Düsseldorf ein und beantragten die Herstellung<br />
der aufschiebenden Wirkung. Das OLG Düsseldorf gab den Anträgen statt<br />
und verhängte einen Vollzugsstopp bezüglich der angestrebten Fusion. Aufgrund einer<br />
erneuten mündlichen Verhandlung Anfang September 2002, mit der eine Heilung<br />
der vom OLG Düsseldorf gerügten Verfahrensmängel bei der Ministererlaubnis von<br />
Anfang Juli 2002 erreicht werden sollte, erteilte das Bundesministerium für Wirtschaft<br />
und Arbeit am 18. September 2002 eine geänderte Ministererlaubnis. Zusätzliche<br />
Veräußerungsauflagen für E.<strong>ON</strong> und <strong>Ruhrgas</strong> sowie das Gebot, die Liquidität<br />
des deutschen Gasmarktes durch ein Gas-Release-Programm zu verstärken, konnten<br />
die Kritik des Gerichts, im Rahmen der zweiten Ministererlaubnis sei u.a. den betroffenen<br />
Unternehmen nicht ausreichendes rechtliches Gehör eingeräumt worden,<br />
nicht entkräften. Mitte Dezember bestätigte das OLG Düsseldorf die Anordnung der<br />
aufschiebenden Wirkung der Beschwerden. Im Berichtsjahr kam es deshalb nicht<br />
zur Neuordnung des <strong>Ruhrgas</strong>-Aktionärskreises.
12 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Gesamtabsatz und Umsatzerlöse<br />
der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
in Mrd kWh/Mrd f<br />
1 100<br />
1 000<br />
900<br />
800<br />
700<br />
600<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
93 98 99 00 01 02<br />
Gesamt- Umsatzabsatz<br />
erlöse<br />
in Mrd kWh in Mrd e<br />
1993 562,2 6,2<br />
1998 585,7 6,6<br />
1999 585,7 6,1<br />
2000 582,1 9,2<br />
2001 601,3 11,8<br />
2002 611,6 10,5<br />
11<br />
10<br />
9<br />
8<br />
7<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
1<br />
0<br />
ZUM GESCHÄFTSVERLAUF<br />
Unabhängig von der blockierten Neuordnung des Aktionärskreises nahm<br />
die Unternehmensentwicklung der <strong>Ruhrgas</strong> in der <strong>AG</strong> und im Konzern einen erfolgreichen<br />
Verlauf.<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, die mit einem Anteil von über 80 Prozent am Konzernumsatz unverändert<br />
die Entwicklung des Gesamtkonzerns bestimmt, verzeichnete einen Anstieg<br />
ihres Gasabsatzes um 1,7 Prozent auf 611,6 Milliarden Kilowattstunden (Mrd kWh).<br />
Das entspricht einer Erhöhung um über 10 Mrd kWh.<br />
Die Absatzsteigerung lässt sich vornehmlich auf die erneut gestiegenen Exporte<br />
in insgesamt neun Länder zurückführen. Im Berichtsjahr nahmen vor allem die Kurzfristgeschäfte<br />
mit Großbritannien zu. Der Inlandsabsatz verminderte sich dagegen<br />
infolge des weiter zunehmenden Gas-zu-Gas-Wettbewerbs, der schlechten Konjunktur<br />
und der warmen Witterung um etwa 2,5 Prozent. Der Wettbewerb auf dem inländischen<br />
Markt hat sich weiter intensiviert. Händler boten verstärkt Kurzfristverträge<br />
an, aber auch große ausländische Gasunternehmen zeigten verstärkte Präsenz<br />
und Aktivität.<br />
Die Belieferung der <strong>Ruhrgas</strong>-Kunden erfolgte im Berichtsjahr bedarfsgerecht und<br />
ohne Störungen.<br />
Die Umsatzerlöse der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> verminderten sich auf 10,5 Mrd m. Das entspricht<br />
einem Rückgang gegenüber dem Vorjahr um 11 Prozent. Diese Entwicklung wurde<br />
maßgeblich durch sinkende Gaspreise bestimmt. Die Ergebnisentwicklung verlief<br />
stabil.<br />
Auch die Ertragslage des <strong>Ruhrgas</strong>-Konzerns war zufrieden stellend, obwohl einzelne<br />
Konzernbereiche stärker vom schlechten konjunkturellen Umfeld beeinflusst wurden.<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> Energie Beteiligungs-<strong>AG</strong> (RGE) erzielte im Berichtsjahr das beste Ergebnis<br />
seit ihrer Gründung 1994 und war mit Neuakquisitionen vor allem im Ausland erfolgreich.<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong>-Industriebeteiligungen konnten sich bei rückläufigem Umsatz<br />
in den Geschäftsfeldern Gasmessung und -regelung sowie Industrieofenbau gut behaupten.<br />
Trotz der anhaltenden Diskussion um die Übernahme der <strong>Ruhrgas</strong> durch E.<strong>ON</strong> behielt<br />
die <strong>Ruhrgas</strong> ihre Handlungsfähigkeit. Im Berichtsjahr wurde mit Nettoinvestitionen<br />
von 1,25 Mrd m das höchste Investitionsniveau in der bisherigen Unternehmensgeschichte<br />
erreicht. Zu den herausragenden Investitionsprojekten des Berichtsjahres<br />
gehörten der Erwerb von Anteilen an der slowakischen Gasgesellschaft SPP sowie<br />
die Übernahme des Unternehmensbereichs Messtechnik vom Technologiekonzern<br />
ABB.<br />
Durch die ABB-Akquisition stieg die Mitarbeiterzahl des <strong>Ruhrgas</strong>-Konzerns um<br />
3 330 Mitarbeiter und lag zum Jahresende 2002 bei insgesamt 12 514. Die Mitarbeiterzahl<br />
in der <strong>AG</strong> veränderte sich nur geringfügig und belief sich am Ende des<br />
Berichtsjahres auf 2 595. Z
13 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Das Jahr 2002 war für die<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> im Vertrieb durch<br />
den intensiven Gas-zu-Gas-<br />
Wettbewerb geprägt. In Kon-<br />
kurrenz zu einer wachsenden<br />
Zahl in- und ausländischer<br />
Händler und Versorgungs-<br />
unternehmen gelang es, die<br />
führende Marktposition zu<br />
behaupten.<br />
ABSATZ: WETTBEWERBS-<br />
FÄHIGE ANGEBOTE SICHERN<br />
MARKTPOSITI<strong>ON</strong><br />
Aufgrund wettbewerbsfähiger Angebote und umfangreicher, auf die Kundenbedürfnisse<br />
zugeschnittener Dienstleistungen sowohl im Weiterverteilersektor als auch<br />
bei den Industriekunden konnten nicht nur bestehende Beziehungen fortgeführt werden.<br />
Es wurden neue Kunden hinzu- und verlorene Kunden wieder zurückgewonnen.<br />
ABSATZANSTIEG DURCH ERHÖHTE LIEFERUNGEN IN<br />
EXPORTMÄRKTE<br />
Im Jahr 2002 betrug der Gasabsatz der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> insgesamt 611,6 Mrd kWh.<br />
Es wurden damit 10,3 Mrd kWh oder 1,7 Prozent mehr abgesetzt als im Vorjahr.<br />
Die Absatzsteigerung wurde trotz der im Vergleich zum Vorjahr um durchschnittlich<br />
0,5°C höheren Temperaturen erreicht.<br />
Gasabsatz der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
nach Kundengruppen<br />
in Mrd kWh<br />
600<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
93 98 99 00 01 02<br />
1993 562,2<br />
1998 585,7<br />
1999 585,7<br />
2000 582,1<br />
2001 601,3<br />
2002 611,6<br />
Industrie<br />
Stadtwerke<br />
Ferngasgesellschaften<br />
Entwicklung des höchsten<br />
Tagesabsatzes der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
in Mrd kWh<br />
3,2<br />
2,8<br />
2,4<br />
2,0<br />
1,6<br />
1,2<br />
0,8<br />
0,4<br />
0<br />
93 98 99 00 01 02<br />
30.11.1993 2,618<br />
22.11.1998 2,793<br />
13.02.1999 2,744<br />
25.01.2000 2,763<br />
15.12.2001 2,896<br />
11.12.2002 3,109
14 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Die Steigerung ist auf Absatzzuwächse<br />
im Auslandsgeschäft zurückzuführen.<br />
Die Lieferungen an Kunden im Ausland<br />
stiegen gegenüber dem Vorjahr um<br />
49,2 Prozent auf 66,5 Mrd kWh. Gründe<br />
hierfür sind insbesondere die Zuwächse<br />
von kurzfristigen Gashandelsgeschäften<br />
sowie gestiegene Lieferungen nach<br />
Großbritannien und in die Benelux-<br />
Länder.<br />
Der Exportanteil am Gesamtabsatz der<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> erreichte eine Höhe von<br />
10,9 Prozent. Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> exportierte<br />
im Jahr 2002 Erdgas in folgende europäische<br />
Staaten: Österreich, Schweiz,<br />
Benelux, Liechtenstein, Ungarn, Polen,<br />
Großbritannien und Schweden.<br />
Der höchste Tagesabsatz wurde am<br />
11. Dezember 2002 mit 3,1 Mrd kWh bei<br />
einer Tagesdurchschnittstemperatur von<br />
– 6,2°C erzielt. Er lag um rund 7 Prozent<br />
über dem Spitzenwert des Jahres 2001,<br />
der bei Temperaturen von – 5,5°C erreicht<br />
wurde. Der höchste Tagesabsatz<br />
lag etwa viermal höher als der Absatz<br />
am 23. Juni 2002, dem absatzschwächsten<br />
Tag des Jahres. Mit der erfolgreichen<br />
Bewältigung der großen Absatzschwankungen<br />
stellte die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
die Leistungsfähigkeit ihres gaswirtschaftlichen<br />
und gastechnischen Instrumentariums<br />
unter Beweis. Alle Kunden<br />
der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> wurden auch im Jahr<br />
2002 jederzeit bedarfsgerecht beliefert.<br />
KUNDENSTRUKTUR NAHEZU UNVERÄNDERT<br />
Mit einem Anteil von 65 Prozent am gesamten Absatz bildeten die Ferngasgesellschaften<br />
auch im Jahr 2002 die größte Kundengruppe der <strong>Ruhrgas</strong>. 25 Prozent<br />
des Absatzes gingen an Ortsgasunternehmen, rund 10 Prozent wurden direkt an Industriekunden<br />
geliefert. Die Lieferungen an Ferngasunternehmen lagen über dem<br />
Vorjahresniveau, während der Absatz an Ortsgasunternehmen leicht rückläufig war.<br />
Der Absatz an Industriekunden blieb nahezu unverändert.<br />
ERDGAS IN DER WOHNUNGSBEHEIZUNG WEITER FÜHREND<br />
Auch im Jahr 2002 setzte sich der Trend zum Erdgas als moderner und umweltschonender<br />
Heizenergie fort. Etwa 46 Prozent aller Wohnungen in Deutschland<br />
wurden Ende 2002 mit Erdgas beheizt. Damit baute das Erdgas seine Führungsrolle<br />
Gasabsatz der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> 2002<br />
Höchster und niedrigster Tagesabsatz in Mrd kWh<br />
3,2<br />
2,8<br />
2,4<br />
2,0<br />
1,6<br />
1,2<br />
0,8<br />
0,4<br />
0<br />
Januar<br />
Februar<br />
März<br />
April<br />
Mai<br />
Juni<br />
Juli<br />
August<br />
September<br />
Oktober<br />
November<br />
Dezember<br />
Maximum Minimum<br />
in Mio kWh in Mio kWh<br />
05.01. 3 100 28.01. 1 935<br />
21.02. 2 454 02.02. 1 739<br />
27.03. 2 215 31.03. 1 255<br />
16.04. 2 104 25.04. 1 410<br />
06.05. 1 725 19.05. 821<br />
11.06. 1 091 23.06. 773<br />
03.07. 1 234 28.07. 860<br />
28.08. 1 143 04.08. 775<br />
25.09. 1 914 08.09. 805<br />
29.10. 2 066 03.10. 1 304<br />
07.11. 2 359 02.11. 1 656<br />
11.12. 3 109 30.12. 1 868
15 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
auf dem Wärmemarkt weiter aus. Im<br />
Jahr 2002 kamen gut 300 000 gasbeheizte<br />
Wohnungen hinzu. Bei den im<br />
Jahr 2002 zum Bau genehmigten neuen<br />
Wohnungen lag der Erdgasanteil mit<br />
75 Prozent etwa auf dem Niveau des<br />
Vorjahres.<br />
GASPREISENTWICKLUNG<br />
2002<br />
Die Verkaufspreise der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
lagen im gesamten Jahr 2002 deutlich<br />
unter den Preisen des Vorjahres. Der<br />
Preisrückgang, der Mitte 2001 begonnen<br />
hatte, hielt bis in die zweite Jahreshälfte<br />
2002 an. Erst im Herbst war<br />
ein leichter Preisanstieg zu verzeichnen.<br />
Die Gaspreise folgten damit der Entwicklung<br />
der Ölpreise, an die sie mit<br />
zeitlicher Verzögerung gebunden sind.<br />
Die Erdgaspreise an den volatilen<br />
Spotmärkten zeigten im Unterschied zu<br />
den langfristig vereinbarten, ölpreisgebundenen<br />
Erdgasimportpreisen im Jahr<br />
2002 starke Schwankungen.<br />
DIENSTLEISTUNGEN:<br />
DEN MARKTERFORDERNIS-<br />
SEN ENTSPRECHEND<br />
WEITERENTWICKELT<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> hat im Jahr 2002 ihr<br />
Dienstleistungsangebot im Marketing-,<br />
Werbe- und Beratungssektor weiterentwickelt<br />
und den Erfordernissen des<br />
Marktes angepasst.<br />
Auf dieser Grundlage konnte auf nationaler<br />
Ebene gemeinsam mit Kunden und<br />
Marktpartnern wesentlich zur weiteren<br />
Profilierung des Produktes Erdgas beigetragen<br />
werden. Daneben hatten Aktivitäten<br />
zum Aufbau von Marketing- und<br />
Vertriebsstrukturen bei Beteiligungsunternehmen<br />
in Zentral- und Osteuropa<br />
besonderen Stellenwert. Entsprechende<br />
Projekte wurden in Lettland, Rumänien,<br />
Ungarn, Tschechien und insbesondere<br />
auch in der Slowakei durchgeführt.<br />
VERKAUFSFÖRDERUNG<br />
An dem im Jahr 2002 fortgeführten Programm zur Unterstützung von Heizungsumstellungen<br />
auf die Energie Erdgas haben sich im vergangenen Jahr mehr als<br />
300 Energieversorgungsunternehmen beteiligt. Durch die so initiierten Vertriebsaktivitäten<br />
ist der Heizungsmarkt für Erdgas nachhaltig stimuliert worden. Die<br />
lokalen Betriebe des Sanitär-, Heizungs- und Klimagewerbes sind in das Programm<br />
eingebunden. Damit bietet es den Energieversorgungsunternehmen eine ideale<br />
Plattform, um die Kooperation mit dem Handwerk auf lokaler Ebene zu fördern.<br />
Daneben kam das Verkaufsförderungsinstrument „Dialogmarketing“ im Berichtsjahr<br />
verstärkt zum Einsatz. Die Anzahl der in diesem Rahmen gemeinsam mit den weiterverteilenden<br />
Kunden der <strong>Ruhrgas</strong> durchgeführten Dialogmarketing-Projekte nahm<br />
gegenüber dem Vorjahr um 30 Prozent zu. Sie umfassten neben der Akquisitionsunterstützung<br />
vermehrt Kundenbindungsmaßnahmen für Stadtwerke.<br />
Als weitere Unterstützung bei der Vermarktung von Erdgas wurden im Jahr 2002<br />
die beiden neuen Internet-Portale www.erdgasinfo.de und www.erdgasplus.de eingerichtet.<br />
Das Portal www.erdgasinfo.de ist auf die Zielgruppen Endverbraucher,<br />
Marktpartner und Industrie ausgerichtet und enthält speziell auf sie zugeschnittene<br />
Informationen rund um die Energie Erdgas. www.erdgasplus.de steht exklusiv den<br />
Kunden der <strong>Ruhrgas</strong> zur Verfügung und bietet zahlreiche Service- und Informationsmodule.<br />
ERDGAS-PRODUKTKAMP<strong>AG</strong>NE<br />
Das in den vergangenen Jahren verfolgte Konzept der Produkt- und Werbekampagne<br />
„Voll im Leben“ wurde weiterentwickelt und um neue Anzeigenmotive<br />
ergänzt. Mit diesen Motiven wird Erdgas als moderne, umweltfreundliche und<br />
zukunftsorientierte Energie präsentiert. Ganzseitige Anzeigen in Zeitschriften und<br />
Adaptionen der Kampagne durch unsere Kunden (7 Ferngasgesellschaften mit ihren<br />
Kunden und 45 direkt belieferte Stadtwerke) gaben dem Produkt Erdgas eine starke<br />
öffentliche und verbrauchernahe Präsenz. Ergänzend zur Produktkampagne wurden<br />
in allen überregionalen Tageszeitungen kleinformatige Textanzeigen geschaltet.<br />
SPORTSP<strong>ON</strong>SORING<br />
Sportsponsoringmaßnahmen mit Schwerpunkten in den Sportarten Fußball, Biathlon<br />
und Skispringen trugen auch im Jahr 2002 dazu bei, Bekanntheit und Image<br />
der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> sowie des Produkts Erdgas zu fördern. Ergänzt wurden diese Aktivitäten<br />
durch die Verleihung des Förderpreises Deutscher Jugendsport, der speziell<br />
auf die Förderung junger Sporttalente ausgerichtet ist. Z
16 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Leitungsnetz der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> *<br />
Länge in km<br />
12 000<br />
10 000<br />
8 000<br />
6 000<br />
4 000<br />
2 000<br />
0<br />
93 98 99 00 01 02<br />
1993 9 316<br />
1998 10 361<br />
1999 10 638<br />
2000 10 748<br />
2001 10 837<br />
2002 10 905<br />
* einschließlich Miteigentum<br />
und Projektgesellschaften<br />
GASTRANSPORT:<br />
ANFR<strong>AG</strong>EN UND ABSCHLÜSSE<br />
WEITER GESTIEGEN<br />
Im Berichtsjahr hat sich das Transportgeschäft der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> weiter intensiviert.<br />
Das bereits im Jahr 2000 veröffentlichte und im vergangenen Jahr modifizierte<br />
Netzzugangsmodell der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> mit entfernungsabhängigen Einheitspreisen hat<br />
sich im liberalisierten Gasmarkt bewährt. <strong>Ruhrgas</strong> ist Marktführer im Gastransportgeschäft:<br />
Bis Ende 2002 wurden insgesamt rund 800 Transportanfragen an <strong>Ruhrgas</strong><br />
gerichtet – davon nahezu 400 im Jahr 2002. In mehr als 150 Fällen – davon mehr als<br />
100 im Berichtsjahr – ist es zum Abschluss eines Transportvertrages gekommen.<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> leistet mit ihrem weiter verbesserten Konzept eines einfachen und<br />
transparenten Zugangs zu ihrem Leitungssystem einen wichtigen Beitrag zur Funktionsfähigkeit<br />
des Netzzugangs in Deutschland.<br />
WEITER VEREINFACHTER NETZZUGANG<br />
Die Verhandlungen zur Weiterentwicklung des Netzzugangs zwischen dem<br />
Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (BGW) und dem Verband<br />
kommunaler Unternehmen (VkU) einerseits und der Industrie andererseits wurden<br />
fortgeführt. Anfang Mai 2002 unterzeichneten sie die Verbändevereinbarung Erdgas<br />
II. Deren wichtigster Bestandteil ist die Reduzierung von drei Netzzugangsmodellen<br />
auf zwei.<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> veröffentlichte ihr entsprechend modifiziertes Netzzugangsmodell<br />
(Punktzahlenmodell) nach Abschluss der Gespräche. Daneben erweiterte sie ihr<br />
Bilanzausgleichsmodell: <strong>Ruhrgas</strong> bietet seither ihren Transportkunden an, Differenzmengen<br />
im Folgemonat in natura auszugleichen oder mehrere Transporte – gegebenenfalls<br />
auch verschiedener Transportkunden – auf der gleichen Strecke zu einem<br />
gemeinsamen Bilanzausgleich zusammenzufassen. Dieses Angebot der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
bedeutet eine weitere Vereinfachung des Netzzugangs in Deutschland.<br />
HUB-SERVICES<br />
Im September 2002 wurde die HubCo – North West European Hub Service Company<br />
GmbH mit Sitz in Haan gegründet. Geschäftsgegenstand der Gesellschaft ist<br />
es, einen Hub im Raum Bunde/Emden zu schaffen und zu entwickeln. Gesellschafter<br />
sind <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, BEB Erdgas und Erdöl GmbH und Statoil Deutschland GmbH, die<br />
zu je einem Drittel beteiligt sind. HubCo bietet ihre Dienstleistungen seit Mitte<br />
Oktober 2002 an. Die Hub-Services beinhalten:<br />
Y den Abgleich von Mitteilungen seitens der Händler über abgeschlossene<br />
Gashandelsgeschäfte mit Erfüllungsort Hub,<br />
Y die Orderverfolgung der Gashandelsgeschäfte,<br />
Y die Transportabwicklung mit den Netzbetreibern sowie<br />
Y ein Backup-/Backdown-Konzept.<br />
Bis zum Ende des Berichtsjahres hatten sechs Gesellschaften den Hub-Kundenvertrag<br />
unterzeichnet. Weitere internationale Tradinggesellschaften befanden sich<br />
in der Prüfungsphase und planten, die Hub-Services zu nutzen. Z
17 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
BESCHAFFUNG: MIT<br />
LANGFRISTVERTRÄGEN FÜR<br />
DIE ZUKUNFT GEWAPPNET<br />
Von den internationalen, komplexer werdenden Erdgasbeschaffungsmärkten gingen<br />
im Berichtsjahr unterschiedliche Signale aus: Unter dem Aspekt der Vertragsgestaltung<br />
waren Entwicklungen bedeutsam, die sich aus dem Spannungsfeld von langfristigen<br />
Lieferverträgen und Vorgängen auf den Kurzfristmärkten ergeben. Daneben<br />
verstärkten sich Anzeichen für einen mittelfristigen Übergang aus einer Phase mit<br />
auskömmlichem Mengenangebot in eine Periode ansteigender Mengenknappheit auf<br />
den Beschaffungsmärkten.<br />
ERHÖHTER IMPORTBEDARF IN EUROPA ABSEHBAR<br />
Aktuell sind für die Erdgasversorgung – sowohl in Deutschland als auch in<br />
Westeuropa insgesamt – ausreichend kontrahierte Mengen verfügbar. Mittel- und<br />
langfristig wird jedoch erwartet, dass eine weiter wachsende Nachfrage nach Erdgas,<br />
vor allem aber die zurückgehende Eigenproduktion in den europäischen Ländern<br />
– auch und insbesondere im UK – zu einem erhöhten Importbedarf in Europa führen<br />
werden. Bereits in naher Zukunft sind auf Produzentenebene z.T. erhebliche Investitionen<br />
zu tätigen, um die Förderkapazitäten auszubauen. Zudem muss die naturbedingt<br />
sinkende Produktion in älteren Feldern durch Neuerschließungen kompensiert<br />
werden.<br />
In diesem Umfeld kommt langfristigen Erdgasbezugsverträgen auch weiterhin eine<br />
entscheidende Bedeutung zu. Sie werden das Rückgrat der europäischen Gasversorgung<br />
bleiben, mit fairem Risikoausgleich zwischen Produzenten und Importeuren.<br />
Mit ihnen kann eine ausreichende Versorgung mit Erdgas zu wettbewerbsfähigen<br />
Preisen sichergestellt und den Produzenten die notwendige Langfrist-Perspektive für<br />
ihre Investitionen in Milliardenhöhe gegeben werden. Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> ist durch ihre<br />
Erdgasaufkommen der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> 2002<br />
Gesamtaufkommen 53,5 Mrd m 3<br />
Inländische<br />
Produktion<br />
17 %<br />
Niederlande<br />
18 %<br />
Großbritannien<br />
4%<br />
Dänemark<br />
3%<br />
Norwegen<br />
29 %<br />
Russland<br />
29 %
18 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
langfristigen und diversifizierten Erdgaslieferverträge<br />
für die Zukunft gut gewappnet.<br />
Im Berichtsjahr wurden weiterhin kleinere<br />
Gasmengen im Rahmen von Spotgeschäften<br />
gehandelt, vornehmlich in<br />
ausländischen Märkten. Die durch kurzfristige<br />
Schwankungen bei Angebot und<br />
Nachfrage sehr volatilen Spotpreise<br />
üben aber trotz relativ geringer Mengen<br />
einen zunehmenden Einfluss auf die<br />
Wettbewerbssituation aus.<br />
<strong>MARKTORIEN</strong>TIERTE<br />
VERTR<strong>AG</strong>SANPASSUNGEN<br />
Die aus der Liberalisierung des<br />
europäischen Gasmarktes resultierenden<br />
Veränderungen im Wettbewerbsumfeld<br />
sind sowohl bei der Preisstellung<br />
als auch im Hinblick auf die Mengenflexibilität<br />
in den Langfristverträgen<br />
zu berücksichtigen. Es besteht die Herausforderung,<br />
die Einkaufsverträge an<br />
die veränderten Rahmenbedingungen<br />
anzupassen. Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> hat im<br />
Berichtsjahr mit einer Reihe von Lieferanten<br />
diesbezügliche Verhandlungen<br />
geführt und dabei marktorientierte Vertragsanpassungen<br />
erreicht.<br />
Auf der Erdgasbeschaffungsseite ist in Europa auch der Trend hin zu verstärkten Upstream-Investitionen<br />
von Importunternehmen festzustellen. Dabei geht es um direkte<br />
Beteiligungen an Explorations- oder Infrastrukturprojekten sowie Beteiligungen<br />
an Unternehmen im Upstream-Bereich.<br />
Damit verfolgen die Importunternehmen in Europa das Ziel, ihre langfristige<br />
Bezugsbasis zusätzlich abzusichern, die damit verbundenen Risiken z.B. hinsichtlich<br />
der Preisbildung oder der Anpassungsmöglichkeit von Preisbestimmungen in Bezugsverträgen<br />
zu minimieren und auf die Gestaltung der Projekte im Interesse einer möglichst<br />
sicheren und wirtschaftlichen Versorgung Einfluss zu nehmen.<br />
Neue Beschaffungsprojekte sind zunehmend gekennzeichnet durch wachsende<br />
Transportentfernungen, haben lange Vorlaufzeiten, erfordern hohe Investitionen in<br />
Aufschluss, Förderung und Transport und sind deshalb mit erheblichen technischen<br />
und wirtschaftlichen Risiken verbunden. Es mehren sich die Signale, dass in Produzenten-<br />
oder Transitländern anstehende Projekte angesichts der enormen Kapitalerfordernisse<br />
nicht mehr ohne Partner finanziert werden können. Die Investitionserfordernisse<br />
für Erschließung, Produktion und Errichtung der Transportinfrastruktur bis<br />
zu den europäischen Verbraucherländern überschreiten vielfach die Möglichkeiten<br />
eines einzelnen Produzenten.<br />
LNG-OPTI<strong>ON</strong> GESICHERT<br />
Neben Erdgaslieferungen per Pipeline nimmt die Bedeutung von Liquefied<br />
Natural Gas (LNG) für den europäischen Markt wieder zu. Zahlreiche neue Terminalprojekte<br />
sind geplant, und der LNG-Markt wird zunehmend liquide.<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> verfügt mit ihrer Mehrheitsbeteiligung an der Deutsche Flüssigerdgas<br />
Terminal Gesellschaft mbH (DFTG) in Wilhelmshaven über ein Gelände mit<br />
gültiger Baugenehmigung für einen LNG-Anlandeterminal. Bei weiter sinkenden<br />
spezifischen Kosten im LNG-Bereich und enger werdender Mengensituation beim<br />
Pipeline-Gas hat <strong>Ruhrgas</strong> mit diesem Standort für einen Anlandeterminal eine<br />
realistische Option zur weiteren Diversifizierung ihres Bezugsportfolios. Vor dem<br />
Hintergrund der Diskussion über den Entwurf einer EU-Richtlinie zur Versorgungssicherheit<br />
beim Erdgas in Europa gewinnt die Erweiterung von Bezugsmöglichkeiten<br />
zusätzlich an Bedeutung.<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> hat im abgelaufenen Jahr neben den Bezügen aus heimischer Produktion<br />
Erdgas aus fünf Lieferländern importiert. Bei einem Gesamtaufkommen in<br />
Höhe von 53,5 Mrd m3 entfielen auf die beiden größten Lieferländer Russland und<br />
Norwegen jeweils 29 Prozent der Bezüge. Die Niederlande trugen mit 18 Prozent,<br />
Dänemark mit 3 Prozent und Großbritannien mit 4 Prozent zum Aufkommen bei. Aus<br />
dem Inland wurden 17 Prozent des Gesamtaufkommens bezogen. Die Anteile der<br />
Lieferländer haben sich im Vergleich zum Vorjahr leicht verschoben, wobei der<br />
Anteil Norwegens stieg und der Russlands zurückging. Beide Länder sind nunmehr<br />
mit nahezu gleichen Anteilen am Erdgasaufkommen der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> beteiligt.
19 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
DEUTSCHLAND<br />
Mit deutschen Erdgasproduzenten<br />
schloss die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> neue Verträge<br />
über zusätzliche Erdgaslieferungen im<br />
Umfang von insgesamt rund 2,8 Mrd m3 aus inländischen Erdgasfunden ab.<br />
Diese Verträge haben eine Laufzeit bis<br />
2027. Darüber hinaus vereinbarte die<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> kurzfristige Lieferungen<br />
über zusätzliche Erdgasmengen in Höhe<br />
von insgesamt rund 0,8 Mrd m3 .<br />
Bei der periodischen Preisüberprüfung<br />
konnte mit den deutschen Produzenten<br />
eine Einigung über die ab April 2002<br />
geltenden Preisbestimmungen für Erdgaslieferungen<br />
unter den langfristigen<br />
Bezugsverträgen erzielt werden.<br />
Temperaturmittel im Jahresverlauf<br />
in °C<br />
12<br />
10<br />
8<br />
6<br />
4<br />
2<br />
0<br />
– 2<br />
– 4<br />
– 6<br />
1. Januar<br />
1. Februar<br />
1. März<br />
1. April<br />
effektiv 2002<br />
effektiv 2001<br />
langjähriges Mittel 1969/70 – 1998/99<br />
NIEDERLANDE<br />
Die Erdgasbezüge aus den Niederlanden haben nach wie vor einen bedeutenden<br />
Anteil am Erdgasaufkommen der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>. Im Berichtsjahr war die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
weiterhin der größte Importeur von niederländischem Erdgas. Neben dieser quantitativen<br />
Bedeutung ist vor allem die hohe Bezugsflexibilität des Importvertrages für<br />
niederländisches Erdgas wichtig. Sie erlaubt es der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, auf Veränderungen<br />
der Erdgasnachfrage kurzfristig mit Veränderungen der Bezugsmengen zu reagieren.<br />
RUSSLAND<br />
Russland war im Berichtsjahr – neben Norwegen – weiterhin die größte Erdgasbezugsquelle<br />
für die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>. Russisches Erdgas behielt damit seine zentrale<br />
Rolle im immer stärker diversifizierten Bezugsportfolio der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>. Das russische<br />
Erdgas wurde ausschließlich von der für den Außenhandel zuständigen Tochter<br />
der OAO Gazprom, der OOO Gazexport, im Rahmen von langfristigen Lieferverträgen<br />
bezogen. Diese laufen größtenteils bis zum Jahre 2020.<br />
Ihre direkte und indirekte Beteiligung an der OAO Gazprom hat die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
im Jahr 2002 auf rund 5,5 Prozent ausgebaut. Damit stärkte sie ihre Position<br />
als größter ausländischer Investor der Gazprom. Im Juni 2002 wählte die Hauptversammlung<br />
der OAO Gazprom den Vorstandsvorsitzenden der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>,<br />
Dr. Burckhard Bergmann, erneut in ihren Direktorenrat.<br />
1. Mai<br />
1. Juni<br />
1. Juli<br />
1. August<br />
1. September<br />
1. Oktober<br />
1. November<br />
1. Dezember<br />
1. Januar
20 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Seit dem Sommer 2002 engagiert sich<br />
die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> für ein internationales<br />
Konsortium zum Betrieb, zur Rehabilitierung<br />
und zur Weiterentwicklung des<br />
Gastransitsystems der Ukraine. Dieses<br />
Projekt geht auf eine Initiative der<br />
Präsidenten Russlands und der Ukraine<br />
sowie des deutschen Bundeskanzlers<br />
zurück. Über das ukrainische Pipelinesystem<br />
fließen 80 Prozent der russischen<br />
Erdgaslieferungen für Westeuropa<br />
und mehr als 90 Prozent des russischen<br />
Erdgases, das die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> bezieht.<br />
Deshalb hat ein sicherer Transit<br />
eine herausragende Bedeutung für die<br />
Versorgungssicherheit in Deutschland<br />
und in Europa insgesamt.<br />
Darüber hinaus arbeitet die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
in einer Initiative der Gazprom mit, die<br />
sich mit einer geplanten Leitung von<br />
Russland durch die Ostsee nach Westeuropa<br />
befasst. Diese Leitung wird die<br />
Exportkapazität für russisches Erdgas<br />
nach Westeuropa, je nach Auslegungsfall,<br />
um bis zu 30 Mrd m3 pro Jahr erweitern.<br />
Gleichzeitig stellt sie eine Diversifizierung<br />
der Lieferwege für russisches<br />
Gas nach Westeuropa dar und<br />
besitzt transporttechnisch günstige<br />
Erschließungsmöglichkeiten für neue<br />
Absatzmärkte für russisches Erdgas.<br />
NORWEGEN<br />
Der im Berichtsjahr deutlich erhöhte Bezug von Erdgas aus Norwegen ist darin<br />
begründet, dass die jährlichen Liefermengen unter den bestehenden langfristigen<br />
Importverträgen weiterhin stufenweise aufgebaut werden.<br />
Norwegen hat die EU-Binnenmarkt-Richtlinie Gas, die aufgrund einer Entscheidung<br />
des Gemeinsamen Ausschusses des Europäischen Wirtschaftsraums (EWR) vom<br />
Oktober 2001 seit April 2002 auch für Norwegen als Mitgliedstaat des EWR verpflichtend<br />
ist, auch im Berichtsjahr weiterhin in das norwegische Recht umgesetzt.<br />
Nach Auflösung des GFU, der ehemaligen Vermarktungs-Institution, in 2001 wurde<br />
Anfang Oktober 2002 das Gasvermarktungssystem auf individuelle Vermarktung<br />
seitens der produzierenden Gesellschaften, die so genannten „Company Based<br />
Sales”, umgestellt. Seither sind alle Vertragspartner unter den Troll- und Statpipe-<br />
Verträgen für das Handling ihrer eigenen Mengen unmittelbar selbst zuständig.<br />
Die Umstellung konnte sowohl auf der Vertragsseite als auch im Dispatching erfolgreich<br />
vollzogen werden.<br />
Ebenfalls seit Anfang Oktober übernahm Gassco als unabhängiger Betreiber das<br />
norwegische Offshore-Pipeline-System sowie die wichtigen Anlandeterminals auf<br />
dem Kontinent. Parallel dazu wurde die Eigentümerschaft der großen Anbindungsleitungen<br />
zum Kontinent und in das UK sowie der Terminals auf dem Festland in ihrer<br />
Struktur vereinheitlicht. Dies war mit der Einführung eines neuen Tarifsystems verbunden,<br />
das kurz vor Ende des Jahres 2002 im Rahmen eines königlichen Erlasses<br />
verabschiedet wurde.<br />
Wie in anderen von der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> geschlossenen, langfristigen Erdgasbezugsverträgen<br />
sind auch unter den Troll- und Statpipe-Verträgen mit norwegischen Produzenten<br />
periodische Preisüberprüfungen vorgesehen. Die in diesem Rahmen ab<br />
Oktober 2001 geführten Verhandlungen konnten zum überwiegenden Teil mit einer<br />
Anpassung der vertraglichen Preisstellung an die Wettbewerbssituation abgeschlossen<br />
werden.<br />
GROSSBRITANNIEN<br />
Die Erdgaslieferungen im Rahmen des 1997 mit BP Gas Marketing abgeschlossenen<br />
Liefervertrages wurden im Geschäftsjahr 2002 weitergeführt. Auch hier wurden<br />
im Rahmen der periodischen Preisüberprüfungen Anpassungen an die veränderten<br />
Wettbewerbsbedingungen vorgenommen.<br />
Von der Tochtergesellschaft <strong>Ruhrgas</strong> UK Exploration and Production Limited hat die<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> rund 110 Mio m3 Gas aus dem Elgin/Franklin-Projekt bezogen.<br />
DÄNEMARK<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> bezog im Berichtsjahr Erdgas im Rahmen der bestehenden<br />
Lieferverträge vom dänischen Vertragspartner D<strong>ON</strong>G.<br />
Die Vertragsparteien verständigten sich darauf, auf der Käuferseite den Erdgasliefervertrag<br />
von 1993 zu trennen, so dass <strong>Ruhrgas</strong> und BEB nunmehr voneinander<br />
unabhängige Importverträge mit dem dänischen Lieferanten besitzen. Z
21 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Speicherkapazität der<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> *<br />
Arbeitsgas in Mio m3 5 000<br />
4 500<br />
4 000<br />
3 500<br />
3 000<br />
2 500<br />
2 000<br />
1 500<br />
1 000<br />
500<br />
0<br />
93 98 99 00 01 02<br />
1993 3 329<br />
1998 4 697<br />
1999 4 814<br />
2000 4 849<br />
2001 4 856<br />
2002 5 028<br />
* einschließlich angemieteter<br />
Speicherkapazität<br />
Kavernenspeicher<br />
Porenspeicher<br />
ENTWICKLUNG: EFFIZIENTER<br />
NETZBETRIEB UND NEUE<br />
MARKTSEGMENTE IM FOKUS<br />
Die technischen Entwicklungsaktivitäten der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> waren auch im Berichtsjahr<br />
auf zwei zentrale Ziele ausgerichtet: Die Wettbewerbsposition des Erdgases<br />
soll in seinen Anwendungsgebieten gegenüber den Wettbewerbsenergien verbessert<br />
und es sollen neue Marktsegmente erschlossen werden. Zudem wird das eigene<br />
Leitungssystem hinsichtlich Betrieb und Überwachung optimiert. Damit festigte die<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> auch im Berichtsjahr ihre Rolle als Technologieführer.<br />
NEUE DIMENSI<strong>ON</strong> DER LEITUNGSÜBERWACHUNG<br />
Die im Vorjahr gemeinsam mit europäischen Partnern begonnenen Arbeiten<br />
zur Nutzung hochauflösender Fernerkundungstechniken, mit denen der Automatisierungsgrad<br />
und die Effizienz bei den gesetzlich vorgeschriebenen Leitungsüberwachungsaufgaben<br />
gesteigert werden, sind fortgesetzt worden. Unter Einbeziehung<br />
des inzwischen unternehmensweit nutzbaren grafischen Informationssystems GIS, in<br />
dessen digitales Kartenwerk genaue Angaben zu den Leitungsverläufen integriert<br />
sind, und des <strong>Ruhrgas</strong>-Referenzdienstes für Satellitenvermessungsaufgaben „ascos“<br />
wurden neue Möglichkeiten des Pipeline-Managements untersucht. Es zeichnen<br />
sich neue hochflexible und effiziente Formen bei der Betreuung von Erdgasleitungsnetzen<br />
ab: Die Basis dafür bildet die kombinierte Verwendung digitaler Kartenwerke<br />
und moderner Satellitenvermessungssysteme bei der Navigation in Verbindung mit<br />
neuester Kommunikationstechnik. Das gilt sowohl für die Navigation von Helikoptern<br />
zur Leitungsüberwachung und Gasleck-Erkennung als auch von betrieblichen<br />
Einsatzfahrzeugen. Die neuen Überwachungsformen werden es auch ermöglichen,<br />
auf eventuelle Beeinträchtigungen der Erdgastransportleitungen durch Korrosion<br />
oder durch Bauarbeiten im näheren Umkreis schnell zu reagieren.<br />
KOSTENGÜNSTIGE ROHRSANIERUNG<br />
Um ältere Gas-Hochdruckleitungen wirtschaftlich sanieren zu können, wurden<br />
in einem Forschungsvorhaben sechs unterschiedlich aufgebaute Gewebeschläuche<br />
für einen Druckbereich bis 30 bar untersucht, die zur Innenauskleidung der alten<br />
Leitungen dienen. Durch Optimierung der Werkstoffe und Anpassung der Techniken<br />
zum Verkleben und Einpressen konnten zwei Verfahren so weiterentwickelt werden,
22 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
dass sie alle gestellten Anforderungen erfüllen. Diese Verfahren sind inzwischen<br />
DVGW-zertifiziert und können zur kostengünstigeren Rohrsanierung eingesetzt<br />
werden.<br />
ERDGAS IM VERKEHR<br />
In diesem Marktsegment zielten die Entwicklungsaktivitäten der <strong>Ruhrgas</strong> darauf,<br />
die Tankstelleninfrastruktur und die Speichertechnik für erdgasbetriebene Fahrzeuge<br />
zu verbessern. Es wurde ein modulares Erdgastankstellen-Konzept für den flächen-<br />
Entwicklung des monatlichen Gasabsatzes<br />
in Mrd kWh<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
Januar<br />
Februar<br />
März<br />
April<br />
Mai<br />
2001 2002 Veränderung<br />
Mrd kWh Quartal Mrd kWh Quartal absolut in %<br />
Jan 74,9 79,7 + 4,8 + 6,4<br />
Feb 62,7 60,0 – 2,7 – 4,3<br />
Mrz 63,0 200,6 57,5 197,2 – 5,5 – 8,7<br />
Apr 51,0 51,1 + 0,1 + 0,2<br />
Mai 35,0 36,8 + 1,8 + 5,1<br />
Jun 31,3 117,3 28,9 116,8 – 2,4 – 7,7<br />
Jul 28,8 32,5 + 3,7 + 12,8<br />
Aug 28,1 29,7 + 1,6 + 5,7<br />
Sep 41,9 98,8 39,0 101,2 – 2,9 – 6,9<br />
Okt 42,2 57,9 + 15,7 + 37,2<br />
Nov 65,2 62,5 – 2,7 – 4,1<br />
Dez 77,2 184,6 76,0 196,4 – 1,2 – 1,6<br />
Gesamt 601,3 611,6 + 10,3 + 1,7<br />
Juni<br />
Juli<br />
August<br />
September<br />
Oktober<br />
November<br />
Dezember<br />
Abweichungen durch Rundungen
23 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
deckenden Aufbau einer CNG-Infrastruktur<br />
(CNG = Compressed Natural Gas)<br />
entwickelt, das über die neu gegründete<br />
Gesellschaft erdgas mobil umgesetzt<br />
(siehe Seite 26) werden soll.<br />
Die bisher für die Speicherung von komprimiertem<br />
Erdgas in Kraftfahrzeugen<br />
eingesetzten Zusatztanks sind sehr<br />
sperrig. Ihre Unterbringung im Fahrzeug<br />
ist für die Hersteller schwierig und entspricht<br />
nicht den Komfortwünschen<br />
der Kunden. <strong>Ruhrgas</strong> ist deshalb in der<br />
Entwicklung von Strukturtanks aktiv, um<br />
den Erdgastank ohne Sicherheitseinbußen<br />
besser in das Fahrzeug zu integrieren.<br />
Die neuartigen Tanks sollen auch<br />
größere Mengen speichern und damit<br />
die Reichweite der Erdgasfahrzeuge<br />
erhöhen.<br />
MEHR ERDGAS<br />
IN DER KUNSTSTOFF-<br />
VERARBEITUNG<br />
Bei den mehrjährigen intensiven<br />
Entwicklungsarbeiten für Erdgasanwendungen<br />
in der Kunststoffverarbeitung<br />
waren Erfolge zu verzeichnen. Die neu<br />
entwickelten Anwendungen erschließen<br />
für das Erdgas einen neuen, großen<br />
Markt; sie verdrängen vor allem die hier<br />
bisher angewendeten elektrischen Verfahren.<br />
Mit der Messepräsentation der<br />
Erdgasbeheizung für Extruder erreichten<br />
die Arbeiten einen weiteren Meilenstein.<br />
Für die Entwicklung wurde dem<br />
<strong>Ruhrgas</strong>-Projektpartner, der Firma<br />
WEMA GmbH, der „Innovationspreis für<br />
zukunftsweisende Erdgasanwendungen“<br />
im Rahmen des ASUE-Preises der deutschen<br />
Gaswirtschaft verliehen. Nachdem<br />
mit dem erdgasbeheizten Trockner<br />
für Granulate der erste Systembaustein<br />
für das bisher vom Strom dominierte<br />
Feld der Kunststoffverarbeitung in den<br />
Markt eingeführt wurde, steht jetzt<br />
mit dem erdgasbeheizten Extruder der<br />
zweite Systembaustein vor der Markteinführung.<br />
IMPULSE FÜR ENERGIEEINSPARVERORDNUNG<br />
Auf Initiative der <strong>Ruhrgas</strong> haben Verbände der Energie- und Heizungswirtschaft<br />
sowie das Handwerk eigene Impulse zur Umsetzung und Einhaltung der neuen Energieeinspar-Verordnung<br />
gegeben. Schwerpunkt der Aktivitäten ist die Ansprache von<br />
Planern und Architekten, die jetzt energiesparende Heizsysteme bereits frühzeitig<br />
in der Gebäudeplanung berücksichtigen müssen, um die angestrebten Einsparungen<br />
an Energie und Klimagas-Emissionen zu erreichen. Zugleich werden dieser Zielgruppe<br />
auch die Vorteile des erdgasvollversorgten Hauses vermittelt.<br />
BRENNSTOFFZELLEN-HEIZGERÄTE IM FELDTEST<br />
Anfang 2002 wurde in Gelsenkirchen der offizielle Startschuss für den ersten<br />
Praxistest des Vaillant Brennstoffzellen-Heizgerätes (BZH) gegeben. Im Rahmen des<br />
NRW-Feldtests haben die Projektpartner Vaillant GmbH, <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, E.<strong>ON</strong> Engineering<br />
GmbH, ELE Emscher Lippe Energie GmbH und EUS – Gesellschaft für innovative<br />
Energieumwandlung und -speicherung mbH die ersten Vaillant BZH in NRW installiert.<br />
Das erste Gerät wurde bereits Ende Dezember 2001 in einem Mehrfamilienhaus<br />
in Gelsenkirchen eingebaut und versorgt dieses Haus mit Strom und Wärme.<br />
Ein weiteres BZH wurde in einem Mehrfamilienhaus in Essen installiert und in Betrieb<br />
genommen. Im Sommer 2002 ging das dritte Gerät in einem Gewerbebetrieb<br />
in Düsseldorf in Betrieb. Die Aktivitäten werden im Rahmen einer gemeinsamen<br />
Initiative koordiniert und gefördert.<br />
VERBESSERTE ENERGIEABRECHNUNG<br />
Um die Energieabrechnung weiter zu verbessern und zu vereinheitlichen, baut<br />
<strong>Ruhrgas</strong> ein hochpräzises Referenzkalorimeter im Rahmen eines internationalen<br />
Konsortiums von Gasgesellschaften und metrologischen Instituten auf. Der Aufbau<br />
des Referenzkalorimeters erfolgt durch die Physikalisch-Technische Bundesanstalt<br />
(PTB). Das Gerät wird anschließend im Entwicklungszentrum der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> in<br />
Dorsten betrieben. Mit dem Gerät kann der Brennwert von Erdgasen und reinen<br />
Stoffen, wie Methan und Ethan, mit bisher unerreichter Genauigkeit ermittelt werden.<br />
Die Ergebnisse werden in internationale Standards einfließen.<br />
Für das Jahr 2003 sind Entwickungsaktivitäten in den Feldern Brennstoffzelle,<br />
Erdgas im Verkehr, Erdgas in Gewerbe und Industrie, Erdgas in Landwirtschaft und<br />
Gartenbau und Erdgas im Gebäude vorgesehen. Ein weiterer Schwerpunkt werden<br />
Untersuchungen zum Langzeitverhalten von Turbinenradgaszählern und Ultraschallgaszählern<br />
sein. Z
24 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Die Liberalisierung der Ener-<br />
giemärkte und privatwirt-<br />
schaftliches Effizienzstreben<br />
bilden den Hintergrund für<br />
vielfältige Ausbau- und Opti-<br />
mierungsmaßnahmen im Lei-<br />
tungs- und Speichersystem<br />
der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>.<br />
TECHNIK: <strong>MARKTORIEN</strong>-<br />
<strong>TIERTES</strong> <strong>VERSORGUNGS</strong>-<br />
UND TRANSPORTSYSTEM<br />
Die gut ausgebaute und gut organisierte Infrastruktur einschließlich kontinuierlicher<br />
Instandhaltung sind notwendig, um die Position im Markt halten und weiter ausbauen<br />
zu können. Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und ihre Projektgesellschaften betreiben eines<br />
der effizientesten Systeme zum Transport und zur Speicherung von Erdgas in Europa.<br />
INFRASTRUKTUR WEITER AUSGEBAUT<br />
Durch den Bau fünf weiterer Loop-Leitungsabschnitte zum Transportsystem der<br />
Projektgesellschaft TENP und den Bau mehrerer Anschlussleitungen verlängerte sich<br />
das Leitungsnetz der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und ihrer Projektgesellschaften zum Jahresende<br />
auf 10 905 Kilometer. Überwachungsaufgaben nimmt die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> für Leitungen<br />
von rund 12 422 Kilometern Länge wahr; davon 1 265 Kilometer Leitungen für Dritte.<br />
Die Umrüstung der ehemaligen Ölleitung CEL auf den Gastransport konnte im<br />
Berichtsjahr technisch abgeschlossen werden. Die Inbetriebnahme der Leitung verzögerte<br />
sich aufgrund von Wegerechtsproblemen und Sicherheitsdiskussionen mit<br />
öffentlichen Stellen. Die Leitung soll noch 2003 in Betrieb gehen.<br />
Der zum Jahresende 2001 auf der TENP-Verdichterstation Stolberg fertig gestellte<br />
Turboexpander wurde Ende Mai 2002 offiziell übernommen. Die installierte Antriebsleistung<br />
aller 26 von der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> betriebenen eigenen oder im Besitz der<br />
Projektgesellschaften befindlichen Verdichterstationen belief sich zum Jahresende<br />
2002 auf 831 Megawatt (MW).<br />
Durch den Ausbau der obertägigen Anlagen wurde die Abgabeleistung des Kavernenspeichers<br />
Epe deutlich erhöht. Damit stand <strong>Ruhrgas</strong> am Ende des Berichtsjahres<br />
aus zwölf eigenen bzw. angemieteten Untertage-Erdgasspeichern ein Arbeitsgasvolumen<br />
von 5,0 Mrd m3 mit einer Ausspeicherleistung von insgesamt 5,6 Mio m3 pro Stunde zur Verfügung.<br />
DIENSTLEISTUNGSGESCHÄFT ERWEITERT<br />
Das technische Dienstleistungsgeschäft der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> konnte auch im Jahr<br />
2002 erweitert werden. Neue Dienstleistungsangebote wurden eingeführt und<br />
fanden eine steigende, positive Resonanz im Markt.<br />
Im Herbst 2002 wurde auf dem <strong>Ruhrgas</strong>-Betriebsgelände Köln-Porz der erste Großfunkturm<br />
mit einer Gesamthöhe von 65 Metern fertig gestellt. Es handelt sich um<br />
ein Pilotprojekt der <strong>Ruhrgas</strong> zur erweiterten Nutzung ihrer Grundstücke am Rande<br />
von Großstädten oder Ballungszentren mit Anbindung an das Glasfaserkommunikationsnetz.<br />
Die Anlage in Porz, die Platz für 70-m2-Richtfunk-Parabolspiegel für den<br />
Festnetz-Weitverkehr und 20-m2-Flächenantennen zur lokalen Handy-Versorgung<br />
bietet, ist bereits an drei Mobilfunkanbieter vermietet. Diese Mehrfachnutzung entspricht<br />
dem aus wirtschaftlichen Gründen angestrebten Infrastructure-Sharing-
25 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong>-Leitungssystem<br />
und -Betriebsanlagen<br />
Köln<br />
Aachen<br />
Essen<br />
Saarbrücken<br />
Alle Angaben einschließlich<br />
Miteigentum,<br />
Nutzungsüberlassung<br />
und Projektgesellschaften<br />
Emden<br />
Koblenz<br />
Münster<br />
Mainz<br />
Freiburg<br />
Wilhelmshaven<br />
Karlsruhe<br />
Flensburg<br />
Bremen<br />
Bielefeld<br />
Marburg<br />
Frankfurt/<br />
Main<br />
Stuttgart<br />
Würzburg<br />
Rendsburg<br />
Hamburg<br />
Hannover<br />
Erfurt<br />
Nürnberg<br />
Schwerin<br />
München<br />
Rostock<br />
Bamberg Weiden<br />
Leipzig<br />
Waidhaus<br />
Regensburg<br />
Berlin<br />
Passau<br />
Frankfurt/Oder<br />
Dresden<br />
Leitung in Betrieb<br />
Leitung in Bau/Planung<br />
Kokereigasleitung<br />
Verdichterstation<br />
Untertagespeicher<br />
Betriebsstelle<br />
Entwicklungszentrum<br />
Erdgasimportstelle
26 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Konzept der Netzbetreiber. Sie wird<br />
auch von den Behörden aus ökologischen<br />
Gründen gefordert. Weitere Großstandortprojekte<br />
sind in Planung.<br />
Im Mai 2002 verständigten sich die Arbeitsgemeinschaft<br />
der Vermessungsverwaltungen<br />
der Länder der Bundesrepublik<br />
Deutschland (AdV) und der <strong>Ruhrgas</strong>-<br />
Satelliten-Referenzdienst ascos über<br />
eine weitreichende, bundesweite Zusammenarbeit.<br />
Auf dieser Basis kann<br />
mit Beginn 2003 ein Echtzeit-DGPS-<br />
Dienst mit einer Genauigkeit von zwei<br />
Zentimetern – zunächst beschränkt auf<br />
die alten Bundesländer – angeboten<br />
werden.<br />
ERDGAS MOBIL GEGRÜNDET<br />
Im April 2002 gründete die deutsche Gaswirtschaft unter Federführung der<br />
<strong>Ruhrgas</strong> die Gesellschaft erdgas mobil mit dem Ziel, eine flächendeckende Infrastruktur<br />
für Erdgas als Kraftstoff in Deutschland aufzubauen. erdgas mobil tritt<br />
als Generalunternehmer für den Bau standardisierter CNG-Betankungsanlagen auf<br />
öffentlichen Tankstellen auf und unterstützt damit insbesondere die örtlichen Gasversorgungsunternehmen<br />
und die Tankstellenbetreiber. erdgas mobil ist seit Oktober<br />
2002 operativ tätig und hat bereits erste Aufträge erhalten. Als Dienstleistung<br />
für die Gaswirtschaft übernimmt erdgas mobil zudem die zentrale Ausbauplanung<br />
für das Erdgastankstellen-Netz und hat Musterverträge zur Standortnutzung mit den<br />
kooperierenden Mineralölunternehmen ausgearbeitet.<br />
OPTIMIERUNG V<strong>ON</strong> ARBEITSABLÄUFEN UND<br />
TECHNISCHEN PROZESSEN<br />
Im Rahmen der Optimierung von Arbeitsabläufen und Prozessen in der Technik<br />
entwickelte <strong>Ruhrgas</strong> im Berichtsjahr eine Reihe neuer Systeme und Organisationsformen<br />
und führte diese in die Betriebsabläufe ein.<br />
Nach ausgedehnten Tests und einer mehrmonatigen Parallelbetriebsphase wird seit<br />
März 2002 ausschließlich die Vorschaltversion des neuen Dispatching-Anwendungsund<br />
Informationssystems DAISY zur Steuerung der Erdgasströme im <strong>Ruhrgas</strong>-Leitungsnetz<br />
eingesetzt. Bis Anfang 2004 wird das System flexibel um zusätzliche<br />
Funktionalitäten ergänzt.<br />
Das neue grafische Informationssystem der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> (GIS) stellt als Basisdatensystem<br />
Informationen unternehmensweit zur Nutzung – auch in anderen Anwendungssystemen<br />
– bereit. Für den Zugriff auf diese GIS-Daten wurde ein leicht zu bedienendes<br />
Auskunftssystem entwickelt, das auch weitere Projekte, wie z.B. die<br />
beiden folgenden, funktional unterstützt:<br />
Mitte des Jahres nahm die neue Zentrale Meldestelle der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, ZMS, ihren<br />
Betrieb auf. Ihr stehen modernste Überwachungs- und Kommunikationssysteme zur<br />
Verfügung. Rund um die Uhr besetzt und mit Zugriff auf alle Bereitschafts- und Einsatzpläne<br />
der <strong>Ruhrgas</strong> und ihrer Vertragspartner werden dort Störungsmeldungen<br />
entgegengenommen und in enger Zusammenarbeit mit dem Dispatching, der Notrufzentrale<br />
und den Entstörungsdiensten bearbeitet.<br />
Im Rahmen der technologischen Neuausrichtung des Betriebs wurde Mitte 2002<br />
damit begonnen, die für die Netzbetreuung eingesetzten <strong>Ruhrgas</strong>-Fahrzeuge mit<br />
mobilen Rechnern auszurüsten, auf denen alle für diese Aufgabe wesentlichen Informationen<br />
und Planunterlagen zur Verfügung stehen. Damit ist das Personal unabhängiger<br />
von der Betriebsstelle und kann sowohl im Tagesgeschäft als auch im Störungsfall<br />
flexibler und effizienter eingesetzt werden. Der mobile Arbeitsplatz ist ein<br />
wesentlicher Baustein des neuen Betriebskonzeptes der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>.<br />
ARBEITSSICHERHEIT ZERTIFIZIERT<br />
Im Laufe des Jahres 2002 wurde das Arbeitsschutz-Management-System der<br />
<strong>Ruhrgas</strong> erstmals durch einen unabhängigen Gutachter zertifiziert. Z
27 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Investitionen * des<br />
<strong>Ruhrgas</strong>-Konzerns<br />
in Mio f<br />
1 200<br />
1 050<br />
900<br />
750<br />
600<br />
450<br />
300<br />
150<br />
0<br />
93 98 99 00 01 02<br />
1993 563<br />
1998 822<br />
1999 727<br />
2000 635<br />
2001 653<br />
2002 1 250<br />
* nach Verrechnung von<br />
Geschäfts- oder Firmenwerten<br />
K<strong>ON</strong>ZERNINVESTITI<strong>ON</strong>EN<br />
DEUTLICH GESTIEGEN<br />
Der <strong>Ruhrgas</strong>-Konzern investierte ohne Geschäfts- oder Firmenwerte in 2002 insgesamt<br />
1 250 Mio m (2001: 653 Mio m) in Anlagevermögen. Der Investitionsschwerpunkt<br />
lag wie in den Vorjahren mit über 80 Prozent im Bereich der Finanzanlagen.<br />
Größte Einzelinvestitionen waren der Erwerb von Anteilen an der Slovensk´y plynárensk´y<br />
priemysel a.s. (SPP), Bratislava, und von Anteilen an Unternehmen der ABB<br />
Messtechnik-Gruppe.<br />
Weitere wesentliche Beteiligungsinvestitionen betrafen den Kauf von zusätzlichen<br />
Anteilen an der OAO Gazprom, Moskau, der HE<strong>AG</strong> Versorgungs-<strong>AG</strong>, Darmstadt, der<br />
Mittelrheinische Erdgastransport Gesellschaft mbH, Haan (Rhld.), und der Südhessische<br />
Gas und Wasser <strong>AG</strong>, Darmstadt. In das Sach- und immaterielle Anlagevermögen<br />
des Konzerns wurden im Geschäftsjahr 194 Mio m (2001: 221 Mio m) investiert.<br />
Die Investitionen in das Finanzanlagevermögen wurden zum Teil durch die Inanspruchnahme<br />
einer Syndicated Loan Facility finanziert. Darüber hinaus konnte der<br />
Kapitalbedarf aus Innenfinanzierungsmitteln gedeckt werden. Z<br />
CASHFLOW RUHRGAS-K<strong>ON</strong>ZERN UND RUHRGAS <strong>AG</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong>- <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Konzern<br />
2002 2002<br />
Mio o Mio o<br />
Jahresüberschuss<br />
Abschreibungen/Zuschreibungen (–)<br />
auf Gegenstände<br />
554 432<br />
des Anlagevermögens 325 192<br />
Zunahme der Pensionsrückstellungen<br />
Veränderung der Sonderposten<br />
34 31<br />
mit Rücklageanteil 1<br />
Cashflow 913 656
28 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
K<strong>ON</strong>ZERNERGEBNIS:<br />
STABILE ENTWICKLUNG<br />
Die Außenumsatzerlöse des Konzerns verminderten sich im Geschäftsjahr 2002 um<br />
1,4 Mrd m oder rund 10,5 Prozent auf 11,9 Mrd m.<br />
Maßgebend dafür war insbesondere die Umsatzentwicklung bei der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>.<br />
Trotz eines Mehrabsatzes von rund 10,3 Mrd kWh (+ 1,7 Prozent) reduzierte sich der<br />
Umsatz der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> preisbedingt von 11,8 Mrd m um 1,3 Mrd m auf 10,5 Mrd m.<br />
Der Anteil der im Ausland erzielten Umsatzerlöse beträgt im Konzern 15 Prozent<br />
(Vorjahr: 13 Prozent).<br />
Der Geschäftsverlauf der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, der mit Abstand wirtschaftlich bedeutendsten<br />
Gesellschaft im Konzernkreis, war insbesondere durch die folgenden Entwicklungen<br />
geprägt:<br />
Das in 2002 erzielte betriebliche Ergebnis in Höhe von 519 Mio m lag um 54 Mio m<br />
über dem Vorjahreswert. Dem preisbedingten Rückgang des Materialaufwands um<br />
1,4 Mrd m steht hierbei insbesondere die ebenfalls preisbedingte Minderung der<br />
Umsatzerlöse um 1,3 Mrd m sowie ein Anstieg der Abschreibungen und der Sonstigen<br />
betrieblichen Aufwendungen gegenüber.<br />
Das Beteiligungs- und Finanzergebnis der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> erhöhte sich im Vergleich<br />
zum Vorjahr infolge höherer Beteiligungserträge um 52 Prozent von 186 Mio m auf<br />
283 Mio m.<br />
Auf der Grundlage des gestiegenen Betrieblichen Ergebnisses und des erhöhten<br />
Beteiligungsergebnisses ergibt sich ein Anstieg des Ergebnisses der gewöhnlichen<br />
Geschäftstätigkeit um 151 Mio m auf 802 Mio m sowie ein entsprechend erhöhter<br />
Steueraufwand von 370 Mio m.<br />
Damit erreichte der Jahresüberschuss mit 432 Mio m den Vorjahreswert.<br />
Der Hauptversammlung wird vorgeschlagen, eine Dividende von 345 Mio m auszuschütten<br />
(Vorjahr: 345 Mio m). Daneben werden wie im Vorjahr 87 Mio m den<br />
Anderen Gewinnrücklagen zugeführt.<br />
Der Jahresüberschuss des Konzerns erhöhte sich um 63 Mio m auf 554 Mio m und<br />
liegt damit um 122 Mio m über dem entsprechenden Ergebnis der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>. Er<br />
dokumentiert damit die insgesamt zufrieden stellende Entwicklung der Ergebnisse<br />
der übrigen Konzernunternehmen.<br />
Der Vorstand hat gemäß § 312 AktG einen Bericht über die Beziehungen zu verbundenen<br />
Unternehmen erstellt, der folgende Schlusserklärung enthält:<br />
„Bei jedem Rechtsgeschäft hat die Gesellschaft eine angemessene Gegenleistung<br />
erhalten; weitere berichtspflichtige Vorgänge haben im Berichtsjahr nicht vorgelegen“.<br />
Z
29 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Durch <strong>Ruhrgas</strong> überwachtes<br />
Leitungsnetz<br />
Länge in km<br />
12 000<br />
10 500<br />
9 000<br />
7 500<br />
6 000<br />
4 500<br />
3 000<br />
1 500<br />
0<br />
93 98 99 00 01 02<br />
1993 9 298<br />
1998 10 381<br />
1999 12 062<br />
2000 11 970<br />
2001 12 281<br />
2002 12 422<br />
Gemeinschaftsleitungen<br />
Dritte<br />
Beteiligungen<br />
<strong>Ruhrgas</strong><br />
K<strong>ON</strong>ZERNWEITES<br />
RISIKOMAN<strong>AG</strong>EMENT MIT<br />
UMFASSENDER VORSORGE<br />
Der <strong>Ruhrgas</strong>-Konzern ist bei seinen nationalen und internationalen Aktivitäten<br />
unterschiedlichen Risiken ausgesetzt, die untrennbar mit dem unternehmerischen<br />
Handeln in den verschiedenen Geschäftsfeldern verbunden sind. Die Risikolage wird<br />
auch durch die gravierenden Änderungen infolge der weiteren Liberalisierung der<br />
Energiemärkte beeinflusst.<br />
Die Risikostrategie der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> ist darauf ausgerichtet, dass unternehmerische<br />
Entscheidungen erst nach sorgfältigem Abwägen von Chancen und Risiken getroffen<br />
werden.<br />
Die Risikostrategie ist wesentlicher Teil der Konzernstrategie; die Risikogrundsätze<br />
werden vom <strong>Ruhrgas</strong>-Vorstand formuliert. Der ebenfalls vom Vorstand initiierte<br />
Risikomanagementprozess ist so angelegt, dass die verantwortlichen Gremien und<br />
Mitarbeiter sämtliche möglichen Risiken nach Risikoarten und Risikofeldern erkennen,<br />
bewerten und kommunizieren. Auf dieser Basis erfolgen Steuerung und Überwachung<br />
im Rahmen der Risikostrategie.<br />
Die Risikomanagement-Organisation umfasst zahlreiche Steuerungs-, Berichts- und<br />
Kontrollsysteme. Zudem bestehen interaktive Verbindungen zum Controlling, zur<br />
Unternehmensplanung und zur konzernweiten internen Revision. Wesentliche Teile<br />
der Risikoprävention und Risikosteuerung bestehen darin, Genehmigungsverfahren,<br />
Richtlinien, Zertifizierungen und Qualitätssicherungsmaßnahmen zu erarbeiten, zu<br />
praktizieren und zu kontrollieren. Vorstand und Aufsichtsrat werden zeitnah über<br />
wesentliche Risiken informiert.<br />
Erkennbaren Risiken ist im <strong>Ruhrgas</strong>-Konzern durch Rückstellungen angemessen<br />
Rechnung getragen worden.
30 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Der Abschlussprüfer der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und des <strong>Ruhrgas</strong>-Konzerns hat als Ergebnis<br />
seiner Prüfung festgestellt, dass der Vorstand der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> über die erforderlichen<br />
Instrumente eines Risikofrüherkennungssystems verfügt und das System geeignet<br />
ist, seine Aufgaben zu erfüllen.<br />
Unter Berücksichtigung der Gesamtrisiken und der Maßnahmen zur Risikobewältigung<br />
war in 2002 keine Bestandsgefährdung der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und des <strong>Ruhrgas</strong>-<br />
Konzerns im Sinne des Gesetzes zur Kontrolle und Transparenz im Unternehmensbereich<br />
(KonTraG) erkennbar.<br />
GASEINKAUF UND GASVERKAUF<br />
Der Einkauf von Erdgas und dessen Absatz in Deutschland und in Europa sind<br />
den in der Energiebranche üblichen Preis- und Mengenrisiken ausgesetzt. Um diese<br />
Marktrisiken zu begrenzen und zu steuern, werden im <strong>Ruhrgas</strong>-Konzern bewährte,<br />
zuverlässige Instrumente wie langfristige Liefervereinbarungen mit Bezugsflexibilitäten<br />
und Preisgleitklauseln eingesetzt. Zudem wird die Kongruenz zwischen<br />
kontrahierten Bezugs- und Absatzmengen permanent überwacht. Um eine Risikokonzentration<br />
infolge von Lieferanten- und Kundenabhängigkeiten zu vermeiden,<br />
wird eine breite Diversifizierung der nationalen und internationalen Bezugsquellen<br />
sowie eine Preispolitik auf Basis der Wettbewerbspreisbildung betrieben.<br />
Die durch den gemeinsamen Standpunkt des Energierates über die so genannte<br />
Beschleunigungsrichtlinie forcierte weitere Liberalisierung des Gasmarkts in Verbindung<br />
mit der Einigung über die Verbändevereinbarung Erdgas II hat bereits zu deutlichen<br />
Veränderungen der Marktsituation geführt.<br />
Unsicherheiten und Risiken können sich aus der praktischen Umsetzung der künftig<br />
anzuwendenden Rechtsnormen zum Legal Unbundling, den Netzzugangsbedingungen,<br />
der Weiterverhandlung der Verbändevereinbarung Erdgas sowie aus möglichen<br />
regulatorischen Eingriffen ergeben.<br />
Den aus der Liberalisierung insgesamt resultierenden Absatzrisiken stehen nach<br />
unserer Einschätzung unternehmerische Chancen auch im Transport gegenüber.<br />
Die politischen und rechtlichen Umfeldbedingungen, die bezugs- und absatzseitigen<br />
Gasmärkte sowie deren kurz- und langfristige Entwicklungen werden konzernweit<br />
unter Verwendung analytischer Methoden permanent beobachtet und beurteilt.<br />
Durch intensive und kompetente Diskussionen mit politischen Gruppen und Entscheidungsträgern<br />
sind wir bestrebt, die sich ändernden Umfeldbedingungen aktiv<br />
mitzugestalten.<br />
Risiken und Unsicherheiten, die mit nicht beeinflussbaren Bestimmungsgrößen verbunden<br />
sind, wie meteorologische Faktoren und gesamtwirtschaftliche Entwicklungen,<br />
werden erfasst und bei der Entscheidungsfindung berücksichtigt. Das wird<br />
durch technische und organisatorische Maßnahmen auf der Basis von langjährigen<br />
statistisch und analytisch unterlegten Erfahrungswerten und Messverfahren sichergestellt.
31 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
TECHNIK<br />
Der <strong>Ruhrgas</strong>-Konzern verfügt über ein gut ausgebautes, technisch hoch entwickeltes<br />
und komplexes Leitungssystem. Es ist wesentlicher und zentraler Bestandteil<br />
des europäischen Erdgasverbundsystems. Um betriebstechnische Risiken und Betriebsstörungen<br />
vermeiden, begrenzen, steuern und beherrschen zu können, werden<br />
folgende Maßnahmen durchgeführt:<br />
Y Zertifizierungen der Betriebsanlagen und -standorte nach deutschen und<br />
überwiegend internationalen Normen.<br />
Y Periodische Qualitätskontrollen verbunden mit technologischen Weiterentwicklungen<br />
von Verfahren und betrieblichen Abläufen.<br />
Y Systematische Wartung und Verbesserung sämtlicher Betriebsanlagen<br />
im Rahmen einer erprobten konzernweiten Sicherheitsarchitektur.<br />
Y Interne und externe Mitarbeiter- und Führungskräftequalifikation.<br />
Y Kontrahierung geeigneter Versicherungen.<br />
Y Anwendung von Arbeits- und Verfahrensrichtlinien.<br />
Y Simulation von Störfällen und deren Bewältigung.<br />
FINANZEN<br />
Das operative Geschäft des <strong>Ruhrgas</strong>-Konzerns ist Zins-, Währungs- und<br />
Commodity-Preisrisiken ausgesetzt. Sie werden im Rahmen eines aktiven Treasury-<br />
Managements durch Anwendung geeigneter Finanzinstrumente abgesichert.<br />
RECHT<br />
In den Lageberichten der vergangenen zwei Jahre wurde bereits darauf hingewiesen,<br />
dass das amerikanische Unternehmen Marathon eine Beschwerde bei der<br />
Europäischen Kommission wegen angeblicher Verstöße der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und anderer<br />
europäischer Gasgesellschaften gegen das EU-Kartellrecht zurückgenommen hat.<br />
Gleichwohl hat die EU-Kommission das Verfahren formell noch nicht beendet; es<br />
ruht, könnte aber später wieder aufgegriffen werden.<br />
Die von der Bundesanstalt für vereinigungsbedingte Sonderaufgaben (BVS) als<br />
Nachfolgerin der Treuhandanstalt gegen die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> erhobene Klage auf Nachzahlungen<br />
auf den Kaufpreis der 1990 erworbenen Beteiligung an der VNG Verbundnetz<br />
Gas Aktiengesellschaft, Leipzig, ist durch erstinstanzliches Urteil des Landgerichts<br />
Essen abgewiesen worden. Die BVS hat hiergegen Berufung eingelegt. Z
32 L<strong>AG</strong>EBERICHT K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Leistung der von <strong>Ruhrgas</strong><br />
betriebenen Verdichter<br />
in MW<br />
800<br />
700<br />
600<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
93 98 99 00 01 02<br />
1993 647<br />
1998 760<br />
1999 785<br />
2000 785<br />
2001 831<br />
2002 831<br />
GESCHÄFTSVERLAUF IN DEN<br />
ERSTEN M<strong>ON</strong>ATEN 2003<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> setzte im I. Quartal 2003 rund 231,8 Mrd kWh Erdgas ab. Das waren<br />
rund 34,6 Mrd kWh oder 17,5 Prozent mehr als im entsprechenden Vorjahresquartal.<br />
Am 9. Januar wurden bei einer Temperatur von – 8,8°C 3,291 Mrd kWh abgesetzt;<br />
damit wurde der höchste Tagesabsatz in der Geschichte der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> erreicht.<br />
Im I. Quartal 2003 sind 159 Transportanfragen und 3 Speicheranfragen eingegangen.<br />
22 Transportverträge wurden in dieser Zeit abgeschlossen, davon 11 auf unterbrechbarer<br />
Basis.<br />
Die Blockade für die Übernahme der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> durch die E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong> konnte am<br />
31. Januar 2003 beseitigt werden. Mit allen Beschwerdeführern, die vor dem<br />
Oberlandesgericht Düsseldorf geklagt hatten, erzielte E.<strong>ON</strong> eine außergerichtliche<br />
Einigung. Die vom Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit erteilte Ministererlaubnis<br />
wurde rechtskräftig. Es wurde damit begonnen, die mit der Erlaubnis<br />
verknüpften Auflagen umzusetzen.<br />
Die Beteiligung der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> an der OAO Gazprom wurde auf rund 6 Prozent<br />
ausgebaut. Z
Die künftigen Herausforderungen<br />
für die Gaswirtschaft sollten<br />
uns ermutigen und motivieren.<br />
<strong>Ruhrgas</strong> hat eine leistungsfähige<br />
Infrastruktur, eine hochdiver-<br />
sifizierte, langfristig gesicherte<br />
Versorgungsstruktur. Sie hat<br />
Kunden, die sie seit jeher als Kun-<br />
den gesehen und gepflegt hat;<br />
Herausforderungen<br />
und <strong>Ruhrgas</strong> hat leistungsbereite,<br />
qualifizierte und motivierte<br />
Mitarbeiter.
auf dem Weg in neue Märkte.
zunehmende Internationalisierung.
Die künftigen Herausforderungen<br />
für die Gaswirtschaft sollten<br />
uns ermutigen und motivieren.<br />
<strong>Ruhrgas</strong> hat eine leistungsfähige<br />
Infrastruktur, eine hochdiver-<br />
sifizierte, langfristig gesicherte<br />
Versorgungsstruktur. Sie hat<br />
Kunden, die sie seit jeher als Kun-<br />
den gesehen und gepflegt hat;<br />
und <strong>Ruhrgas</strong> hat leistungsbereite,<br />
qualifizierte und motivierte<br />
Mitarbeiter.<br />
Herausforderungen
33 MITARBEITER<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> hat sich<br />
personalwirtschaftlich im<br />
Berichtsjahr weiter auf die<br />
veränderten Rahmenbedin-<br />
gungen und das zunehmende<br />
internationale Wachstum des<br />
Unternehmens ausgerichtet.<br />
MITARBEITER: NEUE<br />
HERAUSFORDERUNGEN DURCH<br />
WACHSTUM IM AUSLAND<br />
Die Entwicklung zu einem integrierten, europäischen Gasunternehmen spiegelte<br />
sich im Berichtsjahr vor allem im Konzern wider, in dem die Internationalisierung der<br />
energiewirtschaftlichen und der industriellen Beteiligungen weitere Fortschritte<br />
machte.<br />
ENTWICKLUNG DER MITARBEITERZAHLEN<br />
Der <strong>Ruhrgas</strong>-Konzern beschäftigte Ende 2002 weltweit 12 514 Mitarbeiterinnen<br />
und Mitarbeiter, d.h. rund 3 330 Mitarbeiter (36 Prozent) mehr als vor einem Jahr.<br />
Der Anstieg beruht auf dem Erwerb des Strom-, Wasser- und Gaszählergeschäfts der<br />
ABB durch die RGI-Gruppe. Der Anteil der außerhalb Deutschlands tätigen Mitarbeiter<br />
stieg innerhalb dieses Zeitraums von 38 auf 52 Prozent. Damit sind erstmals<br />
mehr als die Hälfte der Mitarbeiter im Ausland tätig.<br />
Zum 31. Dezember 2002 beschäftigte die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> 2 595 Mitarbeiter. Darin enthalten<br />
sind 81 Auszubildende. Der Personalstand verringerte sich um 28 Mitarbeiter<br />
gegenüber dem Vorjahresende. Gründe waren insbesondere, dass weiterhin die<br />
Einrichtung neuer Stellen restriktiv gehandhabt und die <strong>Ruhrgas</strong>-Service GmbH neu<br />
eingerichtet wurde. Darin werden Mitarbeiter beschäftigt, die das Kerngeschäft<br />
unterstützende Aufgaben im Dienstleistungs- und Verwaltungsbereich wahrnehmen.<br />
Am Jahresende waren 26 Prozent der Mitarbeiter im gewerblichen Bereich und<br />
74 Prozent der Mitarbeiter als Angestellte tätig. Der Anteil der Mitarbeiterinnen am<br />
Personalstand blieb mit 23 Prozent unverändert.<br />
PERS<strong>ON</strong>ALAUFWAND LEICHT ERHÖHT<br />
Im Berichtsjahr erhöhte sich bei der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> der Personal- und Sozialaufwand<br />
gegenüber dem Vorjahr um 5,2 Mio m (+ 2,1 Prozent) auf insgesamt 257 Mio m,<br />
u.a. durch die jährlichen Lohn- und Gehaltsanpassungen. Konzernweit betrug der<br />
Personalaufwand 589,1 Mio m.<br />
LEISTUNGSGERECHTE VERGÜTUNGSMODELLE<br />
Die bisher starre Jahressonderzahlung für nichtleitende AT-Angestellte wurde<br />
in diesem Jahr durch eine stärker erfolgs- und leistungsorientierte Tantiemezahlung<br />
ersetzt. Nach Schulung aller Vorgesetzten wurden erstmalig ressortbezogene Personalkonferenzen<br />
durchgeführt, bei denen für alle außertariflichen Mitarbeiter eine individuelle<br />
Leistungsbewertung stattfand. Das neue Modell hat durch den intensiven<br />
Austausch zwischen Führungskräften und Mitarbeitern über Leistungen und Leistungserwartungen<br />
sowie die Möglichkeit der Leistungsdifferenzierung und -anerkennung<br />
breite Akzeptanz erfahren.<br />
In Beratungen mit dem Betriebsrat und dem Sprecherausschuss wurden Vereinbarungen<br />
über ein Tantiememodell abgeschlossen, wobei die Regelung für den<br />
nichtleitenden AT-Bereich zunächst bis 2003 befristet ist.
34 MITARBEITER<br />
BEDARFSGERECHTE PERS<strong>ON</strong>AL- UND<br />
FÜHRUNGSKRÄFTEENTWICKLUNG<br />
Neben dem seit Jahren etablierten Management-Entwicklungsprogramm (ME-<br />
Programm) für hoch qualifizierte Hochschulabsolventen tragen wir den steigenden<br />
Anforderungen an Führungskräfte durch gezielte Nachwuchsförderung im Führungskräfte-Entwicklungsprogramm<br />
(FKE-Programm) Rechnung. Dabei stehen die Identifikation<br />
von Potenzialen und die Herausbildung von Sozial- und Führungskompetenzen<br />
im Mittelpunkt des Programms.<br />
Darauf aufbauend unterstützen wir die leitenden Angestellten im Rahmen des „TOP-<br />
Programms“ bei der weiteren Qualifizierung im komplexer werdenden Wettbewerb.<br />
Dabei wird dem Thema Führung, das im Zuge des internen und externen Wandels<br />
eine zunehmende Bedeutung erfährt, besondere Aufmerksamkeit gewidmet:<br />
LA<br />
AT<br />
Tarif<br />
Personal- und Führungskräfteentwicklung (Überblick)<br />
ME-PROGRAMM<br />
RUHRGAS FACHKRAFT<br />
BERUFSAUSBILDUNG<br />
TOP-PROGRAMM<br />
FÜHRUNGSKRÄFTE-<br />
ENTWICKLUNGS-<br />
PROGRAMM<br />
FK(TARIF)-PROGRAMM*<br />
fachorientiert führungsorientiert<br />
Unternehmensprogamme * erst 2003<br />
individuelle Beratung/Weiterbildung
35 MITARBEITER<br />
Y International ausgebildete<br />
Führungsnachwuchskräfte<br />
Um der zunehmenden Internationalisierung<br />
unseres Geschäfts<br />
Rechnung zu tragen, beteiligt sich<br />
<strong>Ruhrgas</strong> an der Stiftungsinitiative<br />
namhafter deutscher Unternehmen<br />
zum Aufbau der European School<br />
for Management and Technology<br />
(ESMT), die das Ziel hat, qualifizierten<br />
Managementnachwuchs mit<br />
europäischer Ausrichtung auszubilden.<br />
Die neue Hochschule soll sich<br />
in den nächsten Jahren in der Spitze<br />
der europäischen Business Schools<br />
etablieren. Die dort entwickelten<br />
Qualifizierungsangebote werden wir<br />
als integrale Bestandteile unserer<br />
Management-Weiterbildung nutzen.<br />
Y Aus- und Weiterbildung als Qualifizierung<br />
für den Wettbewerb<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> hat sich auch 2002<br />
ihrer gesellschaftspolitischen Verantwortung<br />
gestellt und über den<br />
eigenen Bedarf hinaus ausgebildet.<br />
Das breite Ausbildungsangebot in<br />
zehn Berufsbildern ist auf die speziellen<br />
Bedürfnisse des Unternehmens<br />
zugeschnitten. Stärkeres<br />
Gewicht nehmen zukünftig ausbildungsbegleitende<br />
Studiengänge<br />
ein. Im August und September 2002<br />
haben insgesamt 28 Auszubildende<br />
ihre Ausbildung bei <strong>Ruhrgas</strong> begonnen.<br />
Von der hohen Qualität der<br />
Ausbildung zeugen die über dem<br />
Kammerdurchschnitt liegenden Prüfungsergebnisse.<br />
Die Zahl der Weiterbildungstage blieb<br />
2002 gegenüber dem Vorjahr mit 8 112<br />
Tagen nahezu unverändert. Die Schwerpunkte<br />
der Weiterbildung lagen mit<br />
über 50 Prozent in den Themenfeldern Technik und Informationsverarbeitung. Die<br />
Einführung eines Tantiememodells für den gesamten außertariflichen Bereich und<br />
die damit zusammenhängenden Schulungen führten zu einer Steigerung der Weiterbildungstage<br />
im Bereich „Personalführung“ um 65 Prozent auf 2 127 Weiterbildungstage.<br />
Die Förderkreise für Tarifmitarbeiter zur <strong>Ruhrgas</strong>-Fachkraft, Fachrichtung Betriebswirtschaft<br />
bzw. Technik, wurden weiterhin erfolgreich durchgeführt. In beiden<br />
Veranstaltungsreihen wurden bis heute über 300 Mitarbeiter geschult und damit<br />
30 Prozent der Zielgruppe erreicht.<br />
GRENZÜBERSCHREITENDE WEITERBILDUNGSKOOPERATI<strong>ON</strong><br />
Die seit 1990 zwischen der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und der russischen Gazprom bestehende<br />
Weiterbildungskooperation wurde erfolgreich fortgeführt. Ziel dieser Kooperation<br />
ist es, den Erfahrungsaustausch und die Qualifizierung von Führungskräften beider<br />
Unternehmen zu fördern. Mehr als 800 Fach- und Führungskräfte der Gazprom haben<br />
bisher an Seminaren und an Treffen zum Erfahrungsaustausch bei der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
teilgenommen. Ein weiteres Element der partnerschaftlichen Beziehungen zur Gazprom<br />
ist ein Kinder- und Jugendaustauschprogramm. Seit 1990 nahmen mehr als<br />
1 100 Kinder und Jugendliche daran teil.<br />
UNTERSTÜTZUNG PRIVATER ALTERSVORSORGE<br />
Im Rahmen der neuen gesetzlichen Möglichkeiten der privaten Altersvorsorge<br />
bietet <strong>Ruhrgas</strong> ihren Mitarbeitern als Ergänzung zur gesetzlichen Rentenversicherung<br />
attraktive Modelle zur Altersvorsorge an. Neben der nur gering in Anspruch<br />
genommenen „Riester-Rente“ und der bekannten pauschal zu versteuernden „Direktversicherung“<br />
wurde als besonders attraktive Alternative die Möglichkeit der<br />
„aufgeschobenen Vergütung“ für alle Mitarbeiter angeboten. Insgesamt nahmen<br />
rund 730 Mitarbeiter, d.h. rund 32 Prozent, dieses Angebot an.<br />
SICHERHEIT WEITER VERBESSERT<br />
Die Zahl der meldepflichtigen Unfälle ging mit insgesamt 30 um 38 Prozent<br />
gegenüber dem Vorjahr zurück. Die Unfallzahlen liegen damit auf dem niedrigsten<br />
Stand der letzten zehn Jahre. Dies konnte durch gezielte Sicherheitsschulungen<br />
und -unterweisungen von Führungskräften und Mitarbeitern erreicht werden.
36 MITARBEITER<br />
BETRIEBLICHES<br />
VORSCHL<strong>AG</strong>SWESEN AUF<br />
HOHEM NIVEAU<br />
Unterstützt durch gezielte Mitarbeiteraktionen<br />
war im Berichtsjahr eine<br />
sehr positive Entwicklung im Ideenmanagement<br />
zu verzeichnen. Die Zahl<br />
der Verbesserungsvorschläge stieg um<br />
über 30 Prozent, und auch die Mitarbeiterbeteiligung<br />
war im Vergleich<br />
zum Vorjahr deutlich höher. Hierzu hat<br />
auch die neue, allen Mitarbeitern über<br />
das Intranet zugängliche Ideendatenbank<br />
„ideeNet“ beigetragen. Mit dem<br />
System „ideeNet“ können die Mitarbeiter<br />
im Intranet ihre Verbesserungsvorschläge<br />
einfacher einreichen.<br />
MITARBEITER UND<br />
ERFOLGSBETEILIGUNG<br />
<strong>Ruhrgas</strong> beteiligt die Mitarbeiter<br />
durch die <strong>Ruhrgas</strong>-Namens-Gewinnschuldverschreibung<br />
(RNGS), die an<br />
die Dividende des Unternehmens gekoppelt<br />
ist, am Unternehmenserfolg.<br />
Im Berichtsjahr wurde die 18. RNGS-<br />
Tranche aufgelegt. Die Zeichnung von<br />
maximal 1 000 m pro Mitarbeiter wurde<br />
durch das Unternehmen im Rahmen<br />
der steuerlichen Möglichkeiten mit<br />
154 m gefördert. Die hohe Akzeptanz<br />
dieses Erfolgsbeteiligungsmodells bei<br />
den <strong>Ruhrgas</strong>-Mitarbeitern zeigt sich<br />
erneut an der Zeichnungsquote von<br />
91 Prozent.<br />
KULTURELLES<br />
ENG<strong>AG</strong>EMENT<br />
<strong>Ruhrgas</strong> ist seit September 1999<br />
der exklusive Sponsor für die Wiederherstellung<br />
des Bernsteinzimmers im<br />
Katharinenpalais von Zarskoye Selo<br />
(St. Petersburg). Dafür werden bis zu<br />
3,5 Mio US-$ zur Verfügung gestellt.<br />
Im Jahr 2002 haben die Restaurierungsarbeiten planmäßig Fortschritte gemacht,<br />
und bislang noch fehlende Teile der Vertäfelung sowie der Florentiner Mosaike<br />
konnten weitgehend fertig gestellt werden. Es ist vorgesehen, das wieder erstandene<br />
Bernsteinzimmer im Rahmen des 300-jährigen Jubiläums der Stadt St. Petersburg<br />
im Mai 2003 zu eröffnen.<br />
ZUSAMMENARBEIT MIT DEM BETRIEBSRAT UND DEM<br />
SPRECHERAUSSCHUSS DER LEITENDEN ANGESTELLTEN<br />
Die Sozialpartner sind im vergangenen Jahr ihren Aufgaben mit großem persönlichem<br />
Einsatz nachgekommen. In zahlreichen Gesprächen wurde aufgrund unterschiedlicher<br />
Interessenslagen intensiv diskutiert, aber stets die Sicherung und wirtschaftliche<br />
Weiterentwicklung der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und des Konzerns als gemeinsame<br />
Zielsetzung beibehalten. Auf Basis dieser partnerschaftlichen und vertrauensvollen<br />
Zusammenarbeit haben Unternehmensleitung und Arbeitnehmervertreter die Motivation<br />
und Innovationskraft der Mitarbeiter gestärkt und gefördert.<br />
DANK AN DIE MITARBEITERINNEN UND MITARBEITER<br />
Der Vorstand dankt allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern für ihre hohe Leistungsbereitschaft,<br />
ihre Kreativität und ihren persönlichen Einsatz im abgelaufenen<br />
Geschäftsjahr. Der Dank gilt auch dem Betriebsrat und dem Sprecherausschuss der<br />
leitenden Angestellten für die Zusammenarbeit und den sachlichen Dialog. Z<br />
Personalbestand des <strong>Ruhrgas</strong>-<br />
Konzerns 2002<br />
Gasmessung und<br />
-regelung<br />
33,9 %<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
20,8 %<br />
Sonstige 1,2 %<br />
RGE-Gruppe 0,8 %<br />
<strong>Ruhrgas</strong> Industries GmbH 0,1 %<br />
Gebäudetechnik 0,0 %<br />
Elektrizitäts- und<br />
Wasserzähler<br />
27,4 %<br />
Industrieofenbau<br />
12,8 %<br />
Engineering<br />
3,0 %<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> 2 595<br />
<strong>Ruhrgas</strong> Industries Gruppe 9 299<br />
| Gasmessung und -regelung 4 252<br />
| Elektrizitäts- und Wasserzähler 3 433<br />
| Industrieofenbau 1 594<br />
| Gebäudetechnik 1<br />
| <strong>Ruhrgas</strong> Industries GmbH 19<br />
Engineering 372<br />
RGE-Gruppe 100<br />
Sonstige 148<br />
Gesamt 12 514
37 UMWELTSCHUTZ<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> war auch<br />
im Berichtsjahr national wie<br />
international vielfältig für<br />
den Umweltschutz aktiv. Da-<br />
bei spielte auch eine Rolle,<br />
dass die Europäische Union<br />
sich verpflichtet hat, im<br />
Rahmen des Kyoto-Protokolls<br />
erhebliche Reduktionen bei<br />
der Freisetzung von Treib-<br />
hausgasen bis 2012 zu reali-<br />
sieren.<br />
UMWELTSCHUTZ:<br />
ZUNEHMEND INTERNATI<strong>ON</strong>ALE<br />
DIMENSI<strong>ON</strong>EN<br />
Diese Verpflichtungen wurden im Rahmen eines Lasten-Verteilungsplans (Burden<br />
Sharing) in unterschiedlichen Größenordnungen an die Mitgliedsländer weitergegeben.<br />
Durch erhebliche Vorleistungen kann Deutschland auf eine Vorreiterrolle im Klimaschutz<br />
verweisen. Die erzielten nationalen Minderungserfolge bei Kohlendioxid und<br />
anderen klimawirksamen Gasen wurden bisher vor allem von der Energiewirtschaft<br />
und der Industrie auf der Grundlage des Instruments der freiwilligen Selbstverpflichtungen<br />
erbracht. Zukünftige nationale Reduktionsbeiträge sollten aus Gründen<br />
volkswirtschaftlicher Vernunft verstärkt aus den Bereichen Verkehr und Privathaushalte<br />
kommen und auch den Einsatz neuer Instrumente im globalen Klimaschutz<br />
berücksichtigen.<br />
<strong>Ruhrgas</strong> trägt zur Nutzung zusätzlicher Minderungspotenziale auf mehrfache Weise<br />
bei. So hat sie im Berichtsjahr zusammen mit Handel, Handwerk und Gasversorgern<br />
die Aufklärungsarbeit zum Thema Heizungserneuerung verstärkt. Breite Öffentlichkeitsarbeit<br />
und Kampagnen sollen dieses auch konjunktur- und beschäftigungspolitisch<br />
wichtige Thema voranbringen. Abzuwarten bleibt, ob es zur Auslösung von<br />
Investitionsentscheidungen zusätzlicher Impulse bedarf, um zumindest die rund drei<br />
Millionen Kesselanlagen mit einem Alter von zwanzig und mehr Jahren zügig zu<br />
modernisieren.<br />
Unter maßgeblicher Beteiligung der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> baut das Gemeinschaftsunternehmen<br />
der deutschen Gaswirtschaft „erdgas mobil“ eine flächendeckende Infrastruktur<br />
zur Betankung von erdgasbetriebenen Fahrzeugen in Deutschland auf. Ein wachsender<br />
Anteil kohlenstoffärmerer Treibstoffe erhöht nicht nur die Energieeffizienz<br />
infolge geringeren Treibstoffverbrauchs, sondern trägt auch dazu bei, die CO2-Bilanz<br />
des Verkehrssektors zu verbessern.<br />
EMISSI<strong>ON</strong>SHANDEL UND ZUSÄTZLICHE<br />
KLIMASCHUTZINSTRUMENTE ERÖFFNEN NEUE PERSPEKTIVEN<br />
Die EU-Umweltminister konnten sich zum Ende des Berichtsjahres auf die Einführung<br />
eines Emissionshandels für CO2-Zertifikate einigen, nachdem das deutsche<br />
Anliegen nach kostenloser Zuteilung und Anerkennung der erbrachten Vorleistungen<br />
berücksichtigt wurde. Vor allem wachstumsorientierte Unternehmen mit hohem<br />
Energieeinsatz werden nach Umsetzung dieses neuen Instruments zur Klimavorsorge<br />
verstärkt kohlenstoffärmere Energien einsetzen und ihre Energieeffizienz steigern.<br />
Künftig sollen aber auch die bereits im Kyoto-Protokoll bezeichneten Joint-Implementation-Programme<br />
(JI) und Clean Development Mechanisms (CDM) verstärkt genutzt<br />
und mit dem EU-Emissionshandel verknüpft werden.
38 UMWELTSCHUTZ<br />
Das gemeinsame JI-Pilotprojekt von<br />
Gazprom und <strong>Ruhrgas</strong> zur Verminderung<br />
des Antriebsenergieverbrauchs und<br />
damit der CO2-Emissionen im Ushgoroder<br />
Korridor des russischen Erdgastransportnetzes<br />
wurde anlässlich des<br />
Weltklimagipfels in Johannesburg einer<br />
breiten internationalen Öffentlichkeit<br />
präsentiert. Dem <strong>Ruhrgas</strong>-Gazprom-<br />
Projekt wird eine Pilotfunktion für die<br />
Festlegung der Verfahrensweisen der<br />
Zertifizierung, der Evaluierung, des<br />
Monitorings und des Reportings von<br />
Joint-Implementation-Projekten im Rahmen<br />
der deutsch-russischen Energieund<br />
Umweltkooperation zugeschrieben.<br />
Bereits Anfang des Jahres 2002 hatten<br />
sich Gazprom und <strong>Ruhrgas</strong> nach erfolgreichem<br />
Abschluss intensiver Vorarbeiten<br />
auf die Fortsetzung des Pilotprojekts<br />
bei Wolgotransgaz und Aufnahme entsprechender<br />
Arbeiten bei Sewergaz-<br />
prom im Nordlicht-Korridor geeinigt. Die beteiligten Firmen werden sowohl von russischer<br />
als auch von deutscher Regierungsseite ermutigt, das Projekt auf möglichst<br />
viele Transportbetriebe der Gazprom auszudehnen.<br />
GLYKOLVERBRAUCH DEUTLICH REDUZIERT<br />
Im Rahmen der Kooperation mit Gazprom wurde im November 2002 auf einer<br />
dem Erdgasfeld Medvezhe nachgeschalteten Trocknungsanlage der Nadymgazprom<br />
ein sechsmonatiger Demonstrationsbetrieb mit dem <strong>Ruhrgas</strong>-Glykolalterungsschutz-<br />
Additiv gestartet. Das in einer geringen Dosierung von nur 1 Prozent beigemengte<br />
Additiv verzögert den Alterungsprozess des Kreislaufglykols wesentlich. Glykolverbrauch<br />
und Kosten werden damit deutlich gesenkt. Ein geringer Glykolverbrauch<br />
steht synonym für einen reduzierten Energieeinsatz bei der Glykolherstellung und<br />
damit für eingesparte CO2-Emissionen sowie verminderte Abfallmengen.<br />
Schwankungen der Jahresdurchschnittstemperatur<br />
in Deutschland<br />
Abweichungen vom langjährigen Mittelwert<br />
in °C<br />
1,5<br />
1,0<br />
0,5<br />
0<br />
– 0,5<br />
– 1,0<br />
91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02<br />
1991 + 0,07<br />
1992 + 0,74<br />
1993 + 0,33<br />
1994 + 1,12<br />
1995 + 0,41<br />
1996 – 0,97<br />
1997 + 0,45<br />
1998 + 0,74<br />
1999 + 1,09<br />
2000 + 1,48<br />
2001 + 0,59<br />
2002 + 1,07
39 UMWELTSCHUTZ<br />
UMWELTMAN<strong>AG</strong>EMENTSYSTEM ERNEUT ERFOLGREICH<br />
ZERTIFIZIERT<br />
Das Umweltmanagementsystem wurde gemäß DIN EN ISO 14001 erfolgreich für<br />
weitere drei Jahre rezertifiziert. Es konnte nachgewiesen werden, dass <strong>Ruhrgas</strong> das<br />
System weiterentwickelt und sich in einem kontinuierlichen Verbesserungsprozess<br />
befindet.<br />
Weitere Informationen zu unseren Umweltschutzaktivitäten enthält der Umweltbericht<br />
der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, der alle zwei Jahre erstellt wird. Die nächste Ausgabe wird<br />
Mitte 2003 erscheinen. Z<br />
Klimaschutzerklärung des deutschen<br />
Gasfachs<br />
Reduktion der CO2-Emissionen in Haushalt<br />
und Gewerbe<br />
in Mio t/a<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
Stand 2002<br />
Ziel<br />
45,0<br />
90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 12<br />
1990 0<br />
1991 3,9<br />
1992 7,0<br />
1993 11,5<br />
1994 14,4<br />
1995 17,6<br />
1996 21,7<br />
1997 27,9<br />
1998 29,3<br />
1999 30,3<br />
2000 32,7<br />
2001 34,4<br />
2012 45,0
40 ENTWICKLUNG DER K<strong>ON</strong>ZERNUNTERNEHMEN<br />
Zum <strong>Ruhrgas</strong>-Konzern ge-<br />
hören außer der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
zwei Holding-Gesellschaften.<br />
In der <strong>Ruhrgas</strong> Energie Be-<br />
teiligungs-<strong>AG</strong> (RGE) ist die<br />
Mehrzahl der Beteiligungen<br />
an in- und ausländischen<br />
Energieunternehmen zusam-<br />
mengefasst. Über die Ruhr-<br />
gas Industries GmbH werden<br />
die industriellen Beteiligun-<br />
gen geführt.<br />
ENTWICKLUNG DER<br />
K<strong>ON</strong>ZERNUNTERNEHMEN<br />
Die positive Entwicklung der RGE setzte sich im Berichtsjahr fort. Trotz konjunktureller<br />
Nachfrageschwäche konnte sich die <strong>Ruhrgas</strong> Industries-Gruppe in ihren Geschäftsfeldern<br />
„Gasmessung und -regelung“ sowie „Industrieofenbau“ behaupten.<br />
ENERGIEBETEILIGUNGEN<br />
Bei den deutschen Beteiligungen der RGE ergaben sich im Berichtsjahr nur<br />
geringe Veränderungen. Im Wesentlichen war die RGE bei Akquisitionen im Ausland<br />
erfolgreich. <strong>Ruhrgas</strong> hielt über die RGE zum Ende des Berichtsjahres 25 in- und<br />
23 ausländische Beteiligungen an Energieunternehmen.<br />
Im Geschäftsjahr 2002 erzielte die RGE mit einem Jahresüberschuss von<br />
100,9 Mio m ihr bislang bestes Ergebnis. Es lag deutlich über dem Ergebnis des<br />
Vorjahres (29,2 Mio m). Zum Ergebniszuwachs trug einerseits der Anstieg der<br />
Beteiligungserträge von 77,3 Mio m auf 109,1 Mio m bei. Andererseits war das<br />
Ergebnis des Geschäftsjahres 2001 durch eine Teilwertabschreibung belastet. Die<br />
RGE-Gruppe beschäftigte im Jahr 2002 im Durchschnitt 85 Mitarbeiter.<br />
DEUTSCHLAND<br />
RGE hat ihre Anteile an den Darmstädter Versorgungsunternehmen auf die vereinbarten<br />
Quoten erhöht. Damit hält RGE an der HE<strong>AG</strong> Versorgungs-<strong>AG</strong> 25 Prozent<br />
zzgl. einer Aktie und an der Südhessische Gas und Wasser <strong>AG</strong> 15 Prozent. Die<br />
Gesellschaften und ihre Aktionäre haben eine enge Kooperation und Nutzung gemeinsamer<br />
Services vereinbart, die in eine Fusion der Gesellschaften münden soll.<br />
Ende November 2002 wurden die Verträge zum Erwerb einer 20-prozentigen Beteiligung<br />
an der Stadtwerke Langenfeld GmbH unterzeichnet, die mit Wirkung zum<br />
1. Januar 2003 wirtschaftlich wirksam wurden. RGE hat ihre Beteiligungen neu geordnet<br />
und die Anteile an deutschen Weiterverteilerunternehmen in einer neuen<br />
Tochtergesellschaft, der RGE Holding GmbH, zusammengefasst.<br />
AUSLAND<br />
Ende Juni 2002 wurde der Erwerb einer Beteiligung an der litauischen AB Lietuvos<br />
Dujos in Höhe von 34 Prozent vollzogen. <strong>Ruhrgas</strong> ist nunmehr gemeinsam mit<br />
dem Konsortialpartner E.<strong>ON</strong> Energie <strong>AG</strong> mit 35,6 Prozent beteiligt, wobei <strong>Ruhrgas</strong><br />
rund 21 Prozent an Lietuvos Dujos hält. Zum Ende des Berichtsjahres verhandelte<br />
der litauische Staat die Veräußerung von weiteren 34 Prozent an die russische<br />
Gazprom.<br />
Anfang Juli 2002 erwarben die Konsortialpartner <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> sowie Gaz de France<br />
zu gleichen Teilen insgesamt rund 49 Prozent am slowakischen Gasversorger Slovensk´y<br />
plynárensk´y priemysel a.s. (SPP). Dem Konsortium gehört auch OAO Gazprom<br />
an, die ihren Anteil jedoch zu einem späteren Zeitpunkt übernehmen wird. Die bisher<br />
zu 100 Prozent staatliche slowakische Gasgesellschaft SPP betreibt in der Slowakei<br />
das Erdgastransitsystem, über das russisches Erdgas für Westeuropa transportiert<br />
wird. SPP ist damit ein wichtiger Partner für eine sichere Versorgung mit
41 ENTWICKLUNG DER K<strong>ON</strong>ZERNUNTERNEHMEN<br />
SPARTE ENERGIE <strong>Ruhrgas</strong> Energie Beteiligungs-Aktiengesellschaft, Essen, GK: 156,0 100%<br />
DEUTSCHLAND<br />
Ferngas Nordbayern<br />
GmbH*, Nürnberg,<br />
GK: 33,0 53,10%<br />
Bayerngas GmbH*,<br />
München,<br />
GK: 75,3 22,02%<br />
Stadtwerke Essen <strong>AG</strong>,<br />
Essen,<br />
GK: 56,3 20,00%<br />
Südhessische Gas und<br />
Wasser <strong>AG</strong>, Darmstadt,<br />
GK: 46,6 15,00%<br />
DREW<strong>AG</strong> – Stadtwerke<br />
Dresden GmbH, Dresden,<br />
GK: 81,8 10,00%<br />
EUROPA<br />
Gasnor ASA, Avaldsnes/<br />
Karmoy/Norwegen,<br />
GK: 37,3 NOK 15,00%<br />
Latvijas Gaze,<br />
Riga/Lettland,<br />
GK: 39,9 LVL 28,18%<br />
EUROPGAS a.s., Prag/<br />
Tschechische Republik,<br />
GK: 4 422 CZK 50,00%<br />
Stˇredočeská plynárenská a.s (STP)<br />
(Mittelböhmische Gas <strong>AG</strong>),<br />
Prag/Tschechische Republik,<br />
GK: 649,4 CZK 14,27%<br />
Jihomoravská plynárenská a.s (JMP)<br />
(Südmährische Gas <strong>AG</strong>),<br />
Brünn/Tschechische Republik,<br />
GK: 2 687,5 CZK 1,49%<br />
Colonia-Cluj-Napoca-<br />
Energie S.R.L. (CCNE),<br />
Klausenburg/Rumänien,<br />
GK: 46 625 ROL 33,33%<br />
Compagnie Industrielle et<br />
Commerciale du Gaz S.A.,<br />
Vevey/Schweiz,<br />
GK: 10,5 CHF 4,00%<br />
FSG-Holding GmbH*,<br />
München,<br />
GK: 42,2 45,00%<br />
Saar Ferngas <strong>AG</strong>*,<br />
Saarbrücken,<br />
GK: 50,0 20,00%<br />
EWR GmbH, Remscheid<br />
GK: 17,5 20,00%<br />
EVI Hildesheim GmbH &<br />
Co. KG, Hildesheim,<br />
GK: 5,1 12,60%<br />
Stadtwerke Karlsruhe<br />
GmbH, Karlsruhe,<br />
GK: 116,8 10,00%<br />
Naturgass Vest AS,<br />
Bergen/Norwegen,<br />
GK: 94,3 NOK 14,04%<br />
AB Lietuvos Dujos,<br />
Vilnius/Litauen,<br />
GK: 340,9 LTL 0,98%<br />
beteiligt an:<br />
SPP Bohemia a.s., Prag/<br />
Tschechische Republik,<br />
GK: 1 100 CZK 50,00%<br />
S.C. Congaz S.A.,<br />
Konstanza/Rumänien,<br />
GK: 379.400 ROL<br />
28,57%<br />
Praˇzská plynárenská<br />
Holding a.s. (PPH), Prag/<br />
Tschechische Republik,<br />
GK: 1 515,5 CZK 24,0%<br />
Ferngas Salzgitter<br />
GmbH*, Salzgitter,<br />
Stimmrechtsanteil: 24%<br />
GK: 25,6 39,00%<br />
Gaswerk Philippsburg<br />
GmbH, Essen,<br />
GK: 0,16 87,90%<br />
Stadtwerke Chemnitz <strong>AG</strong>,<br />
Chemnitz,<br />
GK: 62,6 15,00%<br />
Stadtwerke Hannover <strong>AG</strong>,<br />
Hannover,<br />
GK: 86,0 12,00%<br />
Thüga <strong>AG</strong>*, München,<br />
GK: 221,8 10,00%<br />
Nova Naturgas AB,<br />
Stockholm/Schweden,<br />
GK: 120,0 SEK 29,59%<br />
therminvest Sp. z o.o.,<br />
Danzig/Polen,<br />
GK: 0,8 PLN 75,00%<br />
beteiligt an: Morávské<br />
Naftové Dol´y, Hodonín/<br />
Tschechische Republik,<br />
GK: 834 CZK 46,47%<br />
Déldunántúli<br />
Gázszolgáltató Rt.<br />
(DDGÁZ), Pécs/Ungarn,<br />
GK: 6 051,5 HUF 41,43%<br />
Ekopur d.o.o.,<br />
Ljubljana/Slowenien,<br />
GK: 2,1 SIT 100%<br />
beteiligt an: Praˇzská<br />
plynárenská a.s. (PP), Prag/<br />
Tschechische Republik,<br />
GK: 1 400 CZK 50,19%<br />
VNG-Verbundnetz<br />
Gas <strong>AG</strong>*, Leipzig,<br />
GK: 327,2 36,84%<br />
HE<strong>AG</strong> Versorgungs-<strong>AG</strong>,<br />
Darmstadt,<br />
GK: 90,9 25,00%<br />
+ 1 Aktie<br />
MVV Energie <strong>AG</strong>,<br />
Mannheim,<br />
GK: 129,8 15,00%<br />
GAS<strong>AG</strong> Berliner<br />
Gaswerke <strong>AG</strong>, Berlin,<br />
GK: 413,1 11,95%<br />
European Energy<br />
Exchange <strong>AG</strong> (EEX),<br />
Leipzig,<br />
GK: 40,0 0,25%<br />
Gasum Oy,<br />
Espoo/Finnland,<br />
GK: 178,3 20,00%<br />
Inwestycyjna Spolka<br />
Energetyczna Sp. z o.o.<br />
(IRB), Warschau/Polen,<br />
GK: 5,0 PLN 50,00%<br />
V´ychodočeská plynárenská a.s. (VCP)<br />
(Ostböhmische Gas <strong>AG</strong>),<br />
Königgrätz/Tschechische Republik,<br />
GK: 960,6 CZK 16,52%<br />
RGE Hungária Kft.,<br />
Budapest/Ungarn,<br />
GK: 500 HUF 100,00%<br />
beteiligt an: Geoplin d.o.o.,<br />
Ljubljana/Slowenien,<br />
GK: 9 276,95 Mio SIT<br />
5,19%<br />
Gas-Union GmbH*,<br />
Frankfurt/Main,<br />
GK: 23,0 25,93%<br />
Stadtwerke Duisburg <strong>AG</strong>,<br />
Duisburg,<br />
GK: 43,5 20,00%<br />
Stadtwerke Neuss<br />
Energie und Wasser<br />
GmbH, Neuss,<br />
GK: 25,6 15,00%<br />
swb <strong>AG</strong>, Bremen,<br />
GK: 117,5 10,34%<br />
* über RGE Holding GmbH<br />
AS Eesti Gaas,<br />
Tallinn/Estland,<br />
GK: 155,2 EEK 33,47%<br />
Szczecinska Energetyka<br />
Cieplna Sp. z o.o. (SEC),<br />
Stettin/Polen,<br />
GK: 126,5 PLN 26,24%<br />
Severomoravská plynárenská a.s. (SMP)<br />
(Nordmährische Gas <strong>AG</strong>),<br />
Ostrava/Tschechische Republik,<br />
GK: 2 069,7 CZK 9,57%<br />
beteiligt an:<br />
Budapester Gaswerke <strong>AG</strong><br />
(FÖGÁZ), Budapest/Ungarn,<br />
GK: 32 245,2 HUF 16,36%<br />
SOTEG – Société de<br />
Transport de Gaz S.A.,<br />
Luxemburg,<br />
GK: 20,0 20,00%<br />
Gezeichnetes Kapital (GK) in<br />
Mio m bzw. in Landeswährung<br />
Beteiligung in %<br />
Stand: 31.12.2002
42 ENTWICKLUNG DER K<strong>ON</strong>ZERNUNTERNEHMEN<br />
SPARTE INDUSTRIE<br />
GASMESSUNG UND -REGELUNG<br />
American Meter<br />
Company, Horsham,<br />
Pennsylvania/USA,<br />
GK: 1 000 US-$ 100%<br />
ELSTER GmbH,<br />
Mainz-Kastel,<br />
GK: 5,2 100%<br />
Elster Electricity LLC,<br />
Raleigh,<br />
North Carolina/USA,<br />
GK: 0 100%<br />
AMCo Water Metering<br />
Systems, Inc., Ocala,<br />
Florida/USA,<br />
GK: 112 000 US-$ 100%<br />
G. Kromschröder <strong>AG</strong>,<br />
Osnabrück,<br />
GK: 15,9 92%<br />
Instromet International<br />
N.V.,<br />
Essen/Belgien,<br />
GK: 743 682 m 100%<br />
ELEKTRIZITÄTS- UND WASSERZÄHLER<br />
Elster Messtechnik<br />
GmbH, Lampertheim,<br />
GK: 2,8 100%<br />
Elster Metering Ltd.,<br />
Luton/Großbritannien,<br />
GK: 1 000 000 GBP 100%<br />
Erdgas in Europa. Daneben erfüllt SPP<br />
in der Slowakei die Aufgaben eines integrierten<br />
nationalen Gasversorgungsunternehmens<br />
(Import, Transport und<br />
Verteilung von Erdgas). An der Gasspeicherung,<br />
die bei eigenständigen Unternehmen<br />
liegt, ist SPP als Mehrheitsgesellschafter<br />
beteiligt. SPP versorgt<br />
über 1,3 Millionen Gaskunden in der<br />
Slowakei mit rund 80 Mrd kWh Erdgas.<br />
Insgesamt sind bei SPP in der <strong>AG</strong> rund<br />
6 500 Mitarbeiter beschäftigt.<br />
<strong>Ruhrgas</strong> Industries GmbH, Essen, GK: 52,0 100%<br />
INDUSTRIEOFENBAU<br />
Ipsen International, Inc.,<br />
Cherry Valley, Illinois/USA,<br />
GK: 53 000 US-$ 100%<br />
Ipsen International<br />
GmbH, Kleve,<br />
GK: 2,6 100%<br />
LOI Thermprocess GmbH,<br />
Essen,<br />
GK: 10,2 100%<br />
Hauzer Techno<br />
Coating B.V.,<br />
Venlo/Niederlande,<br />
GK: 18 000 m 100%<br />
Gezeichnetes Kapital (GK) in<br />
Mio m bzw. in Landeswährung<br />
Beteiligung in %<br />
Stand: 31.12.2002<br />
Wesentliche mittelbare und<br />
unmittelbare Beteiligungen<br />
RGE und MVV ESCO Polska S.A. übernahmen im August 2002 zu gleichen Teilen<br />
mit insgesamt 52,48 Prozent im Konsortium die Anteilsmehrheit an der Szczecinska<br />
Energetyka Cieplna Sp. z o.o. (SEC), Stettin. SEC hält mit der bestehenden Fernwärmeversorgung<br />
und den dezentralen Wärmesystemen einen Anteil von rund zwei<br />
Dritteln am Stettiner Wärmemarkt. Das Unternehmen erwirtschaftet mit rund 530<br />
Mitarbeitern einen jährlichen Umsatz von ca. 40 Mio m. Die Wärmeerzeugung im<br />
Stettiner Raum basiert weitgehend auf Kohle und soll schrittweise auf Erdgas<br />
umgestellt werden.<br />
Die Europgas a.s., Prag, an der RGE zu 50 Prozent beteiligt ist, hat rund 46,5 Prozent<br />
der Aktien der Morávské Naftové Dol´y a.s. (MND) erworben. Die MND ist eine<br />
tschechische Gesellschaft, die in der Exploration und Produktion von Öl und Erdgas<br />
sowie im Speichergeschäft tätig ist. Dem Erwerb war ein Übernahmeangebot an<br />
die Minderheitsaktionäre der MND vorausgegangen, das im Zusammenhang mit der<br />
Beteiligung der <strong>Ruhrgas</strong> an der slowakischen SPP erforderlich wurde.<br />
INDUSTRIEBETEILIGUNGEN<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong>-Industries-Gruppe konnte in 2002 in einem konjunkturell schwierigen<br />
Marktumfeld einen Umsatz von 875,6 Mio m erzielen. Der nominelle Rückgang<br />
beträgt 10,0 Prozent gegenüber dem Vorjahr. Die Umsatzminderung resultiert überwiegend<br />
aus der Abschwächung des amerikanischen Dollars gegenüber dem Euro.<br />
Das betriebliche Ergebnis wurde zudem durch einen noch nicht geklärten Produkthaftungs-Rechtsstreit<br />
in den USA belastet und sank überproportional um 44,7 Prozent<br />
auf 40,3 Mio m.
43 ENTWICKLUNG DER K<strong>ON</strong>ZERNUNTERNEHMEN<br />
PROJEKTGESELLSCHAFTEN<br />
<strong>Ruhrgas</strong> UK Exploration<br />
and Production Limited,<br />
London/Großbritannien,<br />
GK: 60,0 Mio GBP<br />
100,0%<br />
MEGAL GmbH Mittel-<br />
Europäische-Gasleitungsgesellschaft,<br />
Essen,<br />
GK: 20,5 50,0%<br />
DEUDAN – Deutsch/<br />
Dänische Erdgastransport-<br />
Gesellschaft mbH & Co.<br />
KG, Handewitt,<br />
GK: 16,9 25,0%<br />
Etzel Gas-Lager Statoil<br />
Deutschland GmbH & Co.,<br />
Friedeburg-Etzel,<br />
GK: 48,5 74,8%<br />
Mittelrheinische Erdgastransport<br />
Gesellschaft<br />
mbH, Haan (Rhld.),<br />
GK: 26,1 80,0%<br />
Die Geschäftsfelder „Gasmessung und<br />
-regelung“ sowie „Industrieofenbau“<br />
nehmen international führende Positionen<br />
ein. Der Auslandsanteil des konsolidierten<br />
Umsatzes betrug etwa<br />
77,3 Prozent.<br />
Das Geschäftsfeld „Gasmessung und<br />
-regelung“ konnte sich in einem schwierigen<br />
Marktumfeld gut behaupten.<br />
Wechselkursbedingt sank der Umsatz<br />
allerdings gegenüber dem Vorjahr um<br />
5,1 Prozent auf 605,3 Mio m. Die Neuordnung<br />
des britischen Gasversorgungsmarktes<br />
hatte negative Auswirkungen<br />
auf die Geschäftsentwicklung im europäischen<br />
Haushaltszählerbereich. In den<br />
USA stand einer schwachen industriellen<br />
Nachfrage ein auf anhaltend hohem<br />
Niveau verlaufender Absatz von Haushaltszählern<br />
gegenüber.<br />
NETRA GmbH<br />
Norddeutsche Erdgas<br />
Transversale & Co. KG,<br />
Emstek,<br />
GK: 156,8 41,7%<br />
Nordrheinische Erdgastransportleitungsgesellschaft<br />
mbH & Co. KG,<br />
Haan (Rhld.),<br />
GK: 23,5 50,0%<br />
GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft deutscher<br />
Gasversorgungsunternehmen mbH & Co. KG, Essen,<br />
GK: 40,9 25,0%<br />
Trans Europa Naturgas<br />
Pipeline GmbH (TENP),<br />
Essen,<br />
GK: 7,7 51,0%<br />
Süddeutsche Erdgas<br />
Transport Gesellschaft<br />
mbH, Haan (Rhld.),<br />
GK: 3,1 66,7%<br />
Gezeichnetes Kapital (GK) in<br />
Mio m bzw. in Landeswährung<br />
Beteiligung in %<br />
Stand: 31.12.2002<br />
Wesentliche mittelbare und<br />
unmittelbare Beteiligungen<br />
Die im Jahr 2001 erstmalig konsolidierte Instromet-Gruppe erreichte im Berichtsjahr,<br />
gestützt durch die Abrechnung eines Großprojektes, eine deutliche Umsatzsteigerung.<br />
Die Märkte für Industrieöfen zeichneten sich in 2002 durch eine starke Investitionszurückhaltung<br />
aus. Während sich die Erholung des amerikanischen Marktes weiter<br />
verzögerte und auch der europäische Markt deutlich zurückgegangen ist, entwickelte<br />
sich vor allem der asiatische Markt positiv. Trotz eines Umsatzrückgangs um<br />
17,9 Prozent auf 273,8 Mio m konnte in den meisten Märkten der Marktanteil weiter<br />
ausgebaut werden. Auch durch Weiterentwicklung der Produktpalette, Maßnahmen<br />
zur Steigerung der internen Effizienz und Intensivierung der Marktbearbeitung hat<br />
sich das Geschäftsfeld im Vergleich zum Wettbewerb insgesamt überdurchschnittlich<br />
entwickelt.<br />
Im Rahmen der Anpassung an das konjunkturelle Umfeld hat die <strong>Ruhrgas</strong>-Industries-<br />
Gruppe die Zahl der Mitarbeiter vor allem in den USA reduziert und beschäftigte<br />
ohne die neu erworbene ABB Messtechnik-Gruppe am Jahresende weltweit<br />
5 866 Mitarbeiter (Vorjahr: 6 004 Mitarbeiter).<br />
Um ihre Spitzenstellung im Markt für Messgeräte und Dienstleistungen „rund um<br />
das Messen für Versorgungsunternehmen“ weiter auszubauen, hat <strong>Ruhrgas</strong> Industries<br />
den Bereich „Gasmessung und -regelung“ durch den Erwerb der ABB Messtechnik-Gruppe<br />
ergänzt. Es handelt sich hierbei um einen international bedeutenden
44 ENTWICKLUNG DER K<strong>ON</strong>ZERNUNTERNEHMEN<br />
Anbieter von Strom- und Wasserzählern.<br />
Mit Vertragsabschluss Anfang<br />
Dezember 2002 sind die wesentlichen<br />
Unternehmenseinheiten auf <strong>Ruhrgas</strong><br />
Industries übergegangen. Die verbleibenden<br />
neun Unternehmenseinheiten<br />
sollen in der 1. Hälfte 2003 übertragen<br />
werden. Die ABB Messtechnik-Gruppe<br />
hatte im Jahr 2001 einen Umsatz<br />
von ca. 460 Mio m und beschäftigte<br />
ca. 3 800 Mitarbeiter. Die Erstkonsolidierung<br />
wird im Geschäftsjahr 2003<br />
erfolgen.<br />
<strong>Ruhrgas</strong> Industries hat ihre Beteiligungen,<br />
analog zu RGE, ebenfalls neu geordnet<br />
und die bisherigen Geschäftsfelder<br />
„Gasmessung und -regelung“ sowie<br />
„Industrieofenbau“ in einer neuen Tochtergesellschaft,<br />
der RI Industrie Holding<br />
GmbH, zusammengefasst. Die Gesellschaften<br />
der ABB Messtechnik-Gruppe<br />
sind der ebenfalls neuen Tochtergesellschaft<br />
RI Metering Holding GmbH zugeordnet.<br />
UPSTREAM-AKTIVITÄTEN<br />
In Großbritannien hat <strong>Ruhrgas</strong> UK<br />
Exploration & Production Ltd., London,<br />
aus der Beteiligung am Elgin/Franklin-<br />
Projekt knapp 2,3 Mio Barrel Kondensat<br />
und rund 2,7 Mrd kWh Gas produziert.<br />
<strong>Ruhrgas</strong> UK erhöhte durch Zukauf im<br />
Berichtsjahr ihren Anteil am Glenelg-<br />
Gasfeld auf ca. 15 Prozent. Dieses<br />
Gasfeld liegt im westlich an das Elgin/<br />
Franklin-Gebiet angrenzenden Block, knapp 4 Kilometer von der Elgin-Produktionsplattform<br />
entfernt. Vorgesehen ist, dass im Laufe des Jahres 2003 ein Beschluss<br />
zur Feldentwicklung gefasst wird mit dem Ziel, die Produktion im Jahre 2005 aufzunehmen.<br />
<strong>Ruhrgas</strong> UK hat außerdem einen 12-prozentigen Anteil am Scoter-Gasfeld erworben.<br />
Für dieses Projekt ist die Produktionsaufnahme im 4. Quartal 2003 vorgesehen.<br />
Zusammen mit Chevron Texaco als Operator (Anteil: 50 Prozent) und Gaz de France<br />
(Anteil: 25 Prozent) hat <strong>Ruhrgas</strong> UK im Rahmen der diesjährigen Lizenzrunde einen<br />
25-prozentigen Anteil am Explorationsblock 22/2b erworben.<br />
TELEKOMMUNIKATI<strong>ON</strong>/GASLINE<br />
Die auf die Vermietung von Glasfaserkabeln für Telekommunikationsunternehmen<br />
spezialisierte Beteiligungsgesellschaft GasLINE GmbH & Co. KG konnte sich<br />
den Wirkungen der tief greifenden Marktbereinigung in der Telekommunikation nicht<br />
vollständig entziehen. Zwar hat die Gesellschaft, an der neben der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
14 andere Unternehmen der deutschen Gaswirtschaft beteiligt sind, neues Geschäft<br />
hinzugewinnen können. Sie hat aber durch das Ausscheiden einiger Marktteilnehmer<br />
auch Geschäft verloren, so dass per Saldo die Summe der an Kunden vermieteten<br />
Netzlängen, d.h. einschließlich der Mehrfachvermietungen von Strecken an<br />
mehrere Kunden, im laufenden Jahr auf rund 51 500 Kilometer (Vorjahr: rund<br />
56 600 Kilometer) zurückgegangen ist.<br />
Im Geschäftsjahr 2002 erreichte die Gesellschaft einen Umsatz von 86,0 Mio m<br />
(Vorjahr: 81,3 Mio m) und steigerte ihr Jahresergebnis auf 16,0 Mio m gegenüber<br />
6,8 Mio m in 2001. Dem von der Konsolidierung geprägten Marktumfeld wurde<br />
mit umfangreichen bilanziellen Vorsorgemaßnahmen Rechnung getragen.<br />
INGENIEURLEISTUNGEN<br />
Die Pipeline Engineering Gesellschaft für Planung, Bau- und Betriebsüberwachung<br />
von Fernleitungen mbH (PLE) einschließlich Tochter- und Beteiligungsunternehmen<br />
stellt Ingenieurleistungen für die Planung und Abwicklung von kompletten<br />
Pipelinesystemen oder Teilanlagen für den Transport, die Speicherung und die Verteilung<br />
von Gas, Produkten, Wasser und Feststoffen zur Verfügung.<br />
Nach Abschluss der Neuorientierung konnte die PLE im Geschäftsjahr 2002 mit<br />
3,1 Mio m gegenüber dem Vorjahr ein deutlich verbessertes Ergebnis vor Steuern erzielen.<br />
Die Gesamtleistung in Höhe von 56,6 Mio m wurde in etwa gleichem Honorarumfang<br />
für Projekte der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und Konzernunternehmen wie auch für Dritte<br />
im In- und Ausland erbracht.<br />
Die Konzentration auf die Kernkompetenzen und – bei Drittkunden – auf die europäischen<br />
Märkte konnte erfolgreich umgesetzt werden mit der Beauftragung von Ingenieurdienstleistungen<br />
für bedeutende Projekte, wie z.B. die Verdichterstationen<br />
Zeebrügge/Bacton der Interconnector (UK), und für Produktleitungen für Ethylen und<br />
Propylen der chemischen Industrie. Z
45 VERMÖGENS- UND FINANZL<strong>AG</strong>E K<strong>ON</strong>ZERN<br />
BILANZAUFBAU DES<br />
RUHRGAS-K<strong>ON</strong>ZERNS<br />
Die Entwicklungen bei der <strong>Ruhrgas</strong><br />
<strong>AG</strong> bestimmten, wie in den Vorjahren,<br />
weitgehend die Änderungen der Vermögens-<br />
und Kapitalstruktur des Konzerns.<br />
Das Bilanzvolumen stieg, im Wesentlichen<br />
durch Investitionen in das Finanzanlagevermögen,<br />
um 0,9 Mrd m auf<br />
8,9 Mrd m. Bei absolut nahezu unverändertem<br />
Umlaufvermögen erhöhte sich<br />
der Anteil des Anlagevermögens am Gesamtvermögen<br />
auf 56 Prozent.<br />
Die Eigenkapitalquote verringerte sich<br />
trotz Thesaurierung infolge der relativ<br />
stärkeren Ausweitung der Bilanzsumme<br />
und der Verrechnung von Geschäftsoder<br />
Firmenwerten aus den Finanzinvestitionen<br />
von 27 auf 20 Prozent.<br />
VERMÖGENS- UND<br />
FINANZL<strong>AG</strong>E K<strong>ON</strong>ZERN<br />
Da neben dem Einsatz von erwirtschafteten Innenfinanzierungsmitteln zur Finanzierung<br />
der Investitionen Fremdkapital aufgenommen wurde, erhöhte sich der Anteil<br />
des übrigen Fremdkapitals an der Bilanzsumme von 37 auf 50 Prozent. Hingegen<br />
sanken die mittel- und langfristigen Verbindlichkeiten und Rückstellungen für Pensionen<br />
relativ und die Verbindlichkeiten aus Lieferung und Leistung relativ und absolut<br />
zum Vorjahr. Entsprechend ergab sich eine Deckung des langfristig in Anlagen<br />
gebundenen Vermögens durch mittel- und langfristiges Kapital von über 60 Prozent.<br />
Berücksichtigt man darüber hinaus die Anfinanzierung durch Fremdkapitalaufnahme,<br />
so errechnet sich eine Deckung von über 80 Prozent. Der <strong>Ruhrgas</strong>-Konzernabschluss<br />
weist somit insgesamt eine zufrieden stellende Finanzierungsstruktur aus.<br />
Bilanzaufbau des<br />
<strong>Ruhrgas</strong>-Konzerns 2002<br />
Stand jeweils 31. Dezember<br />
in Mio f<br />
Übrige Aktiva<br />
Forderungen und<br />
sonstige Vermögensgegenstände<br />
Vorräte<br />
Anlagevermögen<br />
01 02<br />
Vermögensstruktur<br />
2001 2002<br />
in % in %<br />
Anlagevermögen 53 56<br />
Vorräte<br />
Forderungen und<br />
sonstige Vermögens-<br />
5 6<br />
gegenstände 36 33<br />
Übrige Aktiva 6 5<br />
Gesamt in Mio g 8 051 8 924<br />
9 000<br />
7 500<br />
6 000<br />
4 500<br />
3 000<br />
1 500<br />
0<br />
02 01<br />
Übriges<br />
Fremdkapital<br />
Kurzfristige LieferundLeistungsverbindlichkeiten<br />
Mittel- und langfristigeVerbindlichkeiten<br />
und Pensionsrückstellungen<br />
Eigenkapital<br />
Kapitalstruktur<br />
2002 2001<br />
in % in %<br />
20 27 Eigenkapital<br />
Mittel- und langfristigeVerbindlichkeiten<br />
und Pen-<br />
14 16 sionsrückstellungen<br />
Kurzfristige Lieferund<br />
Leistungs-<br />
16 20 verbindlichkeiten<br />
50 37 Übriges Fremdkapital<br />
8 924 8 051 Gesamt in Mio g
46 VERMÖGENS- UND FINANZL<strong>AG</strong>E K<strong>ON</strong>ZERN<br />
FINANZIERUNGSRECHNUNG<br />
IM RUHRGAS-K<strong>ON</strong>ZERN 2002<br />
Das Finanzierungsvolumen des<br />
Konzerns belief sich in 2002 auf<br />
1 762 Mio m.<br />
Die Mittelverwendung wurde mit 71<br />
Prozent des Gesamtvolumens durch die<br />
Konzerninvestitionen (ohne Geschäftsoder<br />
Firmenwerte) bestimmt. Schwerpunkt<br />
waren mit 1 056 Mio m die Investitionen<br />
in das Finanzanlagevermögen,<br />
die vornehmlich Beteiligungserwerbe<br />
der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, der <strong>Ruhrgas</strong> Energie<br />
Beteiligungs-Aktiengesellschaft (RGE)<br />
und der <strong>Ruhrgas</strong> Industries GmbH betrafen.<br />
Bei den Zugängen in den Sachanlagen<br />
und immateriellen Vermögensgegenständen<br />
von 194 Mio m handelte<br />
es sich vor allem um Investitionen in<br />
den weiteren Ausbau des Leitungsnetzes.<br />
Den Gesamtinvestitionen in Höhe<br />
von 1 250 Mio m standen Abschreibungen<br />
und Anlagenabgänge von 456 Mio m<br />
gegenüber.<br />
Eine weitere Position im Rahmen der<br />
Mittelverwendung stellte die Verringerung<br />
des Eigenkapitals um 392 Mio m<br />
dar. Ursächlich hierfür war die im Rahmen<br />
der Akquisitionen vorgenommene<br />
Verrechnung der Geschäfts- oder Firmenwerte<br />
mit den Konzernrücklagen.<br />
Aufgrund des Aufbaus von Vorräten in den Speichern erhöhten sich die Arbeitsgasvorräte<br />
um 91 Mio m.<br />
Einen dominierenden Finanzierungsbeitrag leisteten 2002 die Veränderungen im<br />
Kurzfristbereich in Höhe von 1 215 Mio m, die vorwiegend in der Erhöhung der<br />
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten zur Anfinanzierung der Investitionen<br />
begründet waren.<br />
Den langfristigen Darlehensaufnahmen in Höhe von 13 Mio m standen Tilgungen –<br />
vornehmlich bei den Projektgesellschaften – von 29 Mio m gegenüber. Z<br />
Finanzierungsrechnung des <strong>Ruhrgas</strong>-Konzerns 2002<br />
in Mio f<br />
Saldo der Veränderungen<br />
im Kurzfristbereich<br />
Darlehensaufnahmen<br />
Erhöhung der<br />
Pensionsrückstellungen<br />
Kreditrückflüsse<br />
Abschreibungen und<br />
Anlagenabgänge<br />
Finanzierungsvolumen 1 762<br />
Mittelherkunft<br />
Abschreibungen und<br />
in Mio e<br />
Anlagenabgänge 456<br />
Kreditrückflüsse<br />
Erhöhung der<br />
44<br />
Pensionsrückstellungen 34<br />
Darlehensaufnahmen<br />
Saldo der Veränderungen<br />
13<br />
im Kurzfristbereich 1 215<br />
02<br />
1 800<br />
1 600<br />
1 400<br />
1 200<br />
1 000<br />
800<br />
600<br />
400<br />
200<br />
0<br />
02<br />
Darlehenstilgungen<br />
Erhöhung der<br />
Arbeitsgasvorräte<br />
Investitionen in Sachanlagen<br />
und immaterielle<br />
Vermögensgegenstände<br />
Verringerung des<br />
Eigenkapitals<br />
Finanzinvestitionen<br />
in Mio e Mittelverwendung<br />
1 056 Finanzinvestitionen<br />
Verringerung des<br />
392 Eigenkapitals<br />
Investitionen in Sachanlagen<br />
und immaterielle<br />
194 Vermögensgegenstände<br />
Erhöhung der<br />
91 Arbeitsgasvorräte<br />
29 Darlehenstilgungen
Effizienz<br />
Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> wird mit der<br />
gleichen Entschlossenheit ihre<br />
Chancen nutzen, wie bisher.<br />
Sie hat sich stets den Anforde-<br />
rungen des Marktes gestellt.<br />
Dabei hilft es heute, das <strong>Ruhrgas</strong><br />
seit jeher auf eine effiziente<br />
Organisation geachtet hat. Auch<br />
das macht <strong>Ruhrgas</strong> zu einem<br />
attraktiven Partner für die Pro-<br />
duzenten, um große Erdgas-<br />
mengen zu vermarkten.
gut organisiert.
Chancen gezielt genutzt.
Die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> wird mit der<br />
Effizienz<br />
gleichen Entschlossenheit ihre<br />
Chancen nutzen, wie bisher.<br />
Sie hat sich stets den Anforde-<br />
rungen des Marktes gestellt.<br />
Dabei hilft es heute, das <strong>Ruhrgas</strong><br />
seit jeher auf eine effiziente<br />
Organisation geachtet hat. Auch<br />
das macht <strong>Ruhrgas</strong> zu einem<br />
attraktiven Partner für die Pro-<br />
duzenten, um große Erdgas-<br />
mengen zu vermarkten.
47 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
INHALT<br />
48 Konzernbilanz<br />
49 Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung<br />
50 Bilanz der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
51 Gewinn- und Verlustrechnung der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
52 Entwicklung des Konzern-Anlagevermögens<br />
54 Entwicklung des Anlagevermögens der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
56 Anhang <strong>Ruhrgas</strong>-Konzern und <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>
48 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
31.12.2001<br />
Passiva Anhang Mio m Mio o Mio m<br />
Eigenkapital (9)<br />
K<strong>ON</strong>ZERNBILANZ DER<br />
RUHRGAS AKTIENGESELLSCHAFT,<br />
ESSEN,<br />
ZUM 31. DEZEMBER 2002<br />
31.12.2001<br />
Aktiva Anhang Mio m Mio o Mio m<br />
Anlagevermögen (1)<br />
Immaterielle Vermögensgegenstände (2) 116,5 78,5<br />
Sachanlagen (3) 1 443,5 1 646,7<br />
Finanzanlagen (4) 3 465,8 2 519,8<br />
Umlaufvermögen<br />
5 025,8 4 245,0<br />
Vorräte<br />
Forderungen und sonstige<br />
(5) 493,3 453,3<br />
Vermögensgegenstände (6) 2 925,2 2 886,2<br />
Sonstige Wertpapiere (7) 238,3 191,6<br />
Flüssige Mittel (8) 232,9 264,6<br />
3 889,7 3 795,7<br />
Rechnungsabgrenzungsposten 8,4 9,8<br />
8 923,9 8 050,5<br />
Gezeichnetes Kapital 1 125,0 1 125,0<br />
Konzernrücklagen 623,5 1 027,7<br />
Bilanzgewinn<br />
Ausgleichsposten für Anteile<br />
345,0 345,0<br />
anderer Gesellschafter 53,9 41,9<br />
2 147,4 2 539,6<br />
Sonderposten mit Rücklageanteil (10) 3,1 2,9<br />
Rückstellungen<br />
Rückstellungen für Pensionen<br />
und ähnliche Verpflichtungen 770,3 736,7<br />
Übrige Rückstellungen (11) 1 980,5 1 580,7<br />
2 750,8 2 317,4<br />
Verbindlichkeiten (12) 3 784,7 2 938,8<br />
Rechnungsabgrenzungsposten (13) 237,9 251,8<br />
8 923,9 8 050,5
49 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
K<strong>ON</strong>ZERN-GEWINN- UND<br />
VERLUSTRECHNUNG DER<br />
RUHRGAS AKTIENGESELLSCHAFT,<br />
ESSEN,<br />
VOM 1. JANUAR BIS 31. DEZEMBER 2002<br />
Anhang Mio m Mio o<br />
2001<br />
Mio m<br />
Außenumsatzerlöse<br />
Bestandsveränderung und<br />
(14) 11 924,3 13 321,7<br />
andere aktivierte Eigenleistungen (15) – 26,8 – 25,4<br />
Sonstige betriebliche Erträge (16) 134,7 80,1<br />
Gesamtleistung 12 032,2 13 376,4<br />
Materialaufwand (17) 9 954,2 11 510,2<br />
Personalaufwand<br />
Abschreibungen auf immaterielle<br />
Vermögensgegenstände<br />
(18) 589,1 609,3<br />
des Anlagevermögens und Sachanlagen (19) 321,9 256,2<br />
Sonstige betriebliche Aufwendungen (20) 347,5 317,1<br />
– 11 212,7 – 12 692,8<br />
Betriebliches Ergebnis 819,5 683,6<br />
Beteiligungsergebnis (21) 190,1 131,7<br />
Finanzergebnis (22) 6,8 – 24,5<br />
Beteiligungs- und Finanzergebnis 196,9 107,2<br />
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit 1 016,4 790,8<br />
Steuern (23) – 462,1 – 299,4<br />
Jahresüberschuss 554,3 491,4
50 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
BILANZ DER<br />
RUHRGAS AKTIENGESELLSCHAFT,<br />
ESSEN,<br />
ZUM 31. DEZEMBER 2002<br />
31.12.2001<br />
Passiva Anhang Mio m Mio o Mio m<br />
Eigenkapital (9)<br />
31.12.2001<br />
Aktiva Anhang Mio m Mio o Mio m<br />
Anlagevermögen (1)<br />
Immaterielle Vermögensgegenstände (2) 18,4 16,5<br />
Sachanlagen (3) 671,7 816,0<br />
Finanzanlagen (4) 4 924,4 3 245,1<br />
Umlaufvermögen<br />
5 614,5 4 077,6<br />
Vorräte<br />
Forderungen und sonstige<br />
(5) 337,1 264,2<br />
Vermögensgegenstände (6) 2 286,5 2 483,5<br />
Sonstige Wertpapiere (7) 193,2 152,3<br />
Flüssige Mittel (8) 50,7 72,0<br />
2 867,5 2 972,0<br />
Rechnungsabgrenzungsposten 5,0 5,5<br />
8 487,0 7 055,1<br />
Gezeichnetes Kapital 1 125,0 1 125,0<br />
Kapitalrücklage 1 172,2 1 172,2<br />
Gewinnrücklagen 197,3 110,3<br />
Bilanzgewinn 345,0 345,0<br />
2 839,5 2 752,5<br />
Sonderposten mit Rücklageanteil (10) 1,4 0,9<br />
Rückstellungen<br />
Rückstellungen für Pensionen<br />
und ähnliche Verpflichtungen 575,6 544,3<br />
Übrige Rückstellungen (11) 1 634,4 1 230,7<br />
2 210,0 1 775,0<br />
Verbindlichkeiten (12) 3 218,4 2 296,6<br />
Rechnungsabgrenzungsposten (13) 217,7 230,1<br />
8 487,0 7 055,1
51 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG<br />
DER RUHRGAS AKTIENGESELLSCHAFT,<br />
ESSEN,<br />
VOM 1. JANUAR BIS 31. DEZEMBER 2002<br />
Anhang Mio m Mio o<br />
2001<br />
Mio m<br />
Umsatzerlöse<br />
Bestandsveränderung und<br />
(14) 10 525,6 11 819,7<br />
andere aktivierte Eigenleistungen (15) – 16,3 – 12,2<br />
Sonstige betriebliche Erträge (16) 87,1 19,9<br />
Gesamtleistung 10 596,4 11 827,4<br />
Materialaufwand (17) 9 425,1 10 842,0<br />
Personalaufwand<br />
Abschreibungen auf immaterielle<br />
Vermögensgegenstände<br />
(18) 257,0 251,8<br />
des Anlagevermögens und Sachanlagen (19) 188,2 133,9<br />
Sonstige betriebliche Aufwendungen (20) 207,1 135,1<br />
– 10 077,4 – 11 362,8<br />
Betriebliches Ergebnis 519,0 464,6<br />
Beteiligungsergebnis (21) 265,7 158,7<br />
Finanzergebnis (22) 16,9 27,7<br />
Beteiligungs- und Finanzergebnis 282,6 186,4<br />
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit 801,6 651,0<br />
Steuern (23) – 369,6 – 219,0<br />
Jahresüberschuss 432,0 432,0<br />
Einstellungen in Gewinnrücklagen – 87,0 – 87,0<br />
Bilanzgewinn 345,0 345,0
52 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
ENTWICKLUNG DES<br />
K<strong>ON</strong>ZERN-ANL<strong>AG</strong>EVERMÖGENS<br />
AnschaffungsundHerstellungskosten<br />
Zugänge Abgänge<br />
Mio m Mio m Mio m<br />
Immaterielle Vermögensgegenstände<br />
Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte<br />
und ähnliche Rechte und Werte sowie<br />
Lizenzen an solchen Rechten und Werten 131,8 59,2 3,2<br />
Geschäfts- oder Firmenwert 2,7<br />
Geleistete Anzahlungen 4,2 1,9 0,1<br />
138,7 61,1 3,3<br />
Sachanlagen<br />
Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten<br />
einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken 511,8 6,0 11,2<br />
Technische Anlagen und Maschinen 6 687,6 81,4 16,8<br />
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung 248,3 27,5 14,7<br />
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau 74,7 18,5 8,3<br />
Finanzanlagen<br />
7 522,4 133,4 51,0<br />
Anteile an verbundenen Unternehmen<br />
Beteiligungen an assoziierten Unternehmen,<br />
12,1 206,5 2,0<br />
die nach der Equity-Methode bewertet sind 510,3 696,6 3,2<br />
Übrige Beteiligungen<br />
Ausleihungen an Unternehmen,<br />
2 028,2 137,0 57,5<br />
mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht 37,8 37,4<br />
Wertpapiere des Anlagevermögens 6,9 9,0 4,3<br />
Sonstige Ausleihungen 9,5 6,8 2,0<br />
2 604,8 1 055,9 106,4<br />
10 265,9 1 250,4 160,7
53 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Abschreibungen Buchwert Buchwert<br />
Abschreibungen<br />
des<br />
Umbuchungen Zuschreibungen (kumuliert) 31.12.2002 31.12.2001 Geschäftsjahres<br />
Mio m Mio m Mio m Mio o Mio m Mio m<br />
3,4 78,9 112,3 72,5 20,8<br />
1,1 1,6 1,8 0,2<br />
– 3,4 2,6 4,2<br />
80,0 116,5 78,5 21,0<br />
0,8 345,6 161,8 172,9 9,6<br />
45,2 5 598,5 1 198,9 1 348,8 262,5<br />
– 0,3 202,1 58,7 63,9 28,8<br />
– 45,7 15,1 24,1 61,1<br />
6 161,3 1 443,5 1 646,7 300,9<br />
2,0 2,5 216,1 10,3 1,6<br />
4,8 1 198,9 505,5<br />
82,9 2 024,8 1 950,0 3,7<br />
0,4 37,8<br />
0,1 11,5 6,9<br />
0,2 14,1 9,3 0,1<br />
2,0 90,5 3 465,8 2 519,8 5,4<br />
2,0 6 331,8 5 025,8 4 245,0 327,3
54 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
ENTWICKLUNG DES<br />
ANL<strong>AG</strong>EVERMÖGENS DER RUHRGAS <strong>AG</strong><br />
AnschaffungsundHerstellungskosten<br />
Zugänge Abgänge<br />
Mio m Mio m Mio m<br />
Immaterielle Vermögensgegenstände<br />
Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte<br />
und ähnliche Rechte und Werte sowie<br />
Lizenzen an solchen Rechten und Werten 27,1 4,5 1,5<br />
Geleistete Anzahlungen 4,1 1,9<br />
31,2 6,4 1,5<br />
Sachanlagen<br />
Grundstücke, grundstücksgleiche Rechte und Bauten<br />
einschließlich der Bauten auf fremden Grundstücken 307,5 0,4 3,2<br />
Technische Anlagen und Maschinen 3 953,2 19,6 13,0<br />
Betriebs- und Geschäftsausstattung 120,8 16,2 5,6<br />
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau 43,1 4,4<br />
Finanzanlagen<br />
4 424,6 40,6 21,8<br />
Anteile an verbundenen Unternehmen 2 179,0 1 619,9 0,1<br />
Beteiligungen<br />
Ausleihungen an Unternehmen,<br />
1 021,6 106,8 6,1<br />
mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht 37,4 37,4<br />
Sonstige Ausleihungen 7,7 1,6 1,4<br />
3 245,7 1 728,3 45,0<br />
7 701,5 1 775,3 68,3
55 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Abschreibungen Buchwert Buchwert<br />
Abschreibungen<br />
des<br />
Umbuchungen (kumuliert) 31.12.2002 31.12.2001 Geschäftsjahres<br />
Mio m Mio m Mio o Mio m Mio m<br />
3,4 17,7 15,8 12,4 4,6<br />
– 3,4 2,6 4,1<br />
17,7 18,4 16,5 4,6<br />
241,1 63,6 68,7 4,9<br />
41,9 3 425,9 575,8 682,3 167,8<br />
104,7 26,7 21,9 10,9<br />
– 41,9 5,6 43,1<br />
3 771,7 671,7 816,0 183,6<br />
1,5 4,0 3 796,3 2 179,0 4,0<br />
– 1,5 0,6 1 120,2 1 021,0<br />
37,4<br />
7,9 7,7<br />
4,6 4 924,4 3 245,1 4,0<br />
3 794,0 5 614,5 4 077,6 192,2
56 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
ANHANG RUHRGAS-K<strong>ON</strong>ZERN<br />
UND RUHRGAS <strong>AG</strong><br />
Der Konzernabschluss und der Jahresabschluss der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> werden nach den<br />
maßgeblichen Vorschriften des Handelsgesetzbuches und des Aktiengesetzes<br />
aufgestellt und im Folgenden gemeinsam erläutert. Angaben, die nicht für beide<br />
Abschlüsse gelten, erfolgen gesondert.<br />
Um die Klarheit der Darstellung zu verbessern, sind einzelne Posten in der Bilanz<br />
und Gewinn- und Verlustrechnung zusammengefasst. Diese Posten sind nachstehend<br />
ausgewiesen.<br />
K<strong>ON</strong>SOLIDIERUNGSKREIS<br />
Im Konzernabschluss werden 40 inländische und 63 ausländische verbundene<br />
Unternehmen voll und 5 inländische Gemeinschaftsunternehmen anteilig konsolidiert<br />
sowie 11 inländische assoziierte und 11 ausländische assoziierte Unternehmen<br />
nach der Equity-Methode berücksichtigt. Erstmalig wurden im Berichtsjahr 6 inländische,<br />
davon 1 bisher anteilig konsolidiertes, und 1 ausländisches Unternehmen<br />
vollkonsolidiert sowie 1 inländisches und 3 ausländische Unternehmen nach der<br />
Equity-Methode berücksichtigt. Darüber hinaus sind 1 bisher vollkonsolidiertes inländisches<br />
Unternehmen durch Verschmelzung und 2 inländische bisher vollkonsolidierte<br />
Unternehmen aufgrund untergeordneter Bedeutung aus dem Konsolidierungskreis<br />
ausgeschieden. Die Vergleichbarkeit des Konzernabschlusses mit dem<br />
Vorjahr wird durch die Veränderungen des Konsolidierungskreises nicht beeinträchtigt.<br />
Gemäß §296 Abs. 1 Nr. 2 HGB wurden 16 am Jahresende erworbene verbundene<br />
Unternehmen nicht konsolidiert. Wegen untergeordneter Bedeutung für die<br />
Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns werden 15 inländische und 46<br />
ausländische verbundene Unternehmen nicht konsolidiert sowie 14 inländische und<br />
31 ausländische assoziierte Unternehmen zum Anschaffungswert angesetzt. Angaben<br />
zu diesen Unternehmen werden beim Handelsregister des Amtsgerichts Essen<br />
unter HRB 83 hinterlegt.<br />
K<strong>ON</strong>SOLIDIERUNGSGRUNDSÄTZE<br />
Die Einzelabschlüsse der in den Konzernabschluss der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> einbezogenen<br />
Tochter- und Gemeinschaftsunternehmen werden entsprechend den gesetzlichen<br />
Vorschriften und einheitlich nach den bei der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> geltenden Bilanzierungsund<br />
Bewertungsgrundsätzen aufgestellt.<br />
Aktiva und Passiva werden, soweit nicht von Konsolidierungs- oder sonstigen<br />
Anpassungsvorgängen beeinflusst, in voller Höhe bzw. in Höhe des Konzernanteils<br />
unverändert übernommen. Forderungen und Verbindlichkeiten zwischen konsolidierten<br />
Unternehmen sind aufgerechnet, vom Vorjahr abweichende Aufrechnungsunterschiede<br />
ergebniswirksam verrechnet. Konzerninterne Umsätze sowie sonstige<br />
Erträge sind mit den entsprechenden Aufwandsposten verrechnet. Zwischenergebnisse<br />
werden für Anlage- und Umlaufvermögen – soweit wesentlich – eliminiert.
57 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Die Kapitalkonsolidierung erfolgt in Anwendung der Buchwertmethode durch<br />
Verrechnung der Anschaffungskosten der Beteiligungen mit dem Konzernanteil am<br />
Eigenkapital dieser Unternehmen. Ein sich ergebender Goodwill wird mit den Konzernrücklagen<br />
verrechnet, ein passivischer Unterschied erhöhend berücksichtigt. Als<br />
Zeitpunkt der Erstkonsolidierung gilt der erstmalige Einbeziehungszeitpunkt. Anteile<br />
konzernfremder Gesellschafter werden, soweit es sich nicht um quotal einbezogene<br />
Gesellschaften handelt, mit Kapital-, Gewinn- bzw. Verlustanteil gesondert ausgewiesen.<br />
Die Bewertung von assoziierten Unternehmen nach der Equity-Methode erfolgt<br />
durch Gegenüberstellung von Beteiligungsbuchwert und anteiligem Eigenkapital dieser<br />
Unternehmen bei Verrechnung eines hieraus resultierenden Goodwills mit den<br />
Konzernrücklagen. Als Zeitpunkt der Erstkonsolidierung gilt der erstmalige Einbeziehungszeitpunkt.<br />
Die Fortschreibung der Buchwerte nach der Equity-Methode wird<br />
als Zugang bzw. Abgang im Konzernanlagespiegel gezeigt. Die Jahresabschlüsse der<br />
assoziierten Unternehmen sind nicht an die konzerneinheitliche Bewertung angepasst.<br />
Auf eine Eliminierung von Zwischenergebnissen wird wegen Geringfügigkeit<br />
verzichtet.<br />
WÄHRUNGSUMRECHNUNG<br />
Die Abschlüsse ausländischer Konzernunternehmen werden auf der Grundlage<br />
der Stichtagsmethode umgerechnet. Die Berücksichtigung von Fremdwährungsforderungen<br />
und -verbindlichkeiten erfolgt mit dem Kurs zum Zeitpunkt des Entstehens<br />
unter Berücksichtigung der Verluste aus Kursänderungen.<br />
BILANZIERUNGS- UND BEWERTUNGSGRUNDSÄTZE<br />
Die bisher angewandten Bewertungsgrundsätze werden, soweit nicht gesondert<br />
erwähnt, unverändert weitergeführt.<br />
Im Einzelnen wird wie folgt bewertet:<br />
Die Immateriellen Vermögensgegenstände und Sachanlagen werden mit<br />
den Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten abzüglich planmäßiger und außerplanmäßiger<br />
Abschreibungen bewertet. In die Herstellungskosten der selbst erstellten<br />
Anlagen sind neben den Einzelkosten teilweise auch Gemeinkosten einbezogen.<br />
Neben der linearen findet die degressive Abschreibungsmethode Anwendung. Die<br />
Abschreibungssätze entsprechen in der Regel den steuerlichen Vorschriften. Im<br />
Sachanlagevermögen ist auf die Zugänge des ersten Halbjahres der volle und auf<br />
die Zugänge des zweiten Halbjahres der halbe Abschreibungssatz verrechnet.<br />
Geringwertige Anlagegüter werden im Jahr der Anschaffung in voller Höhe abgeschrieben.<br />
Innerhalb der Finanzanlagen sind die Anteile an verbundenen Unternehmen und<br />
Beteiligungen zu Anschaffungskosten, vermindert um außerplanmäßige Abschreibungen<br />
aufgrund eingetretener Wertminderungen, angesetzt. Verzinsliche Ausleihungen<br />
werden zum Nennwert bilanziert, unverzinsliche auf den Barwert abgezinst.<br />
Zugänge bei unverzinslichen Ausleihungen sind zum Barwert aktiviert, Aufzinsungen<br />
als Zugang ausgewiesen.
58 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Bei den Vorräten werden die Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe sowie die Handelswaren<br />
grundsätzlich zu durchschnittlichen Anschaffungskosten unter Beachtung des<br />
Niederstwertprinzips bewertet. Daneben findet auch die Lifo-Methode bei der<br />
Ermittlung der Anschaffungs- und Herstellungskosten Anwendung. Noch nicht abgerechnete<br />
Fremdaufträge und Eigenerzeugnisse werden zu Herstellungskosten<br />
angesetzt. Die Bewertung der Herstellungskosten basiert auf Einzelkosten. Für Bestandsrisiken<br />
infolge Lagerdauer und geminderter Verwendbarkeit werden ausreichende<br />
Abwertungen vorgenommen.<br />
Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände sind zum Nennwert<br />
bzw. Barwert unter Berücksichtigung angemessener Einzelwertberichtigungen bei<br />
erkennbaren Risiken angesetzt. Zur Abdeckung des allgemeinen Kreditrisikos<br />
werden sie um eine Pauschalwertberichtigung gekürzt.<br />
Die Sonstigen Wertpapiere werden mit dem Ankaufskurs bzw. Stichtagskurs<br />
unter Berücksichtigung des Niederstwertprinzips angesetzt.<br />
Die Rückstellungen tragen allen erkennbaren Risiken im Rahmen der handelsrechtlichen<br />
Möglichkeiten ausreichend Rechnung. Die Berechnung der Pensionsund<br />
Jubiläumsrückstellungen erfolgt nach dem versicherungsmathematischen<br />
Teilwertverfahren. Bei der Rückstellungsbildung wird ein Rechnungszinsfuß von<br />
3,5 Prozent zugrunde gelegt.<br />
Verbindlichkeiten sind mit dem Rückzahlungsbetrag bewertet.
59 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
ERLÄUTERUNGEN ZUR BILANZ<br />
AKTIVA<br />
(1) ANL<strong>AG</strong>EVERMÖGEN<br />
Die Entwicklung des Anlagevermögens der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und des <strong>Ruhrgas</strong>-Konzerns<br />
ist in der Anlage zur Bilanz dargestellt.<br />
(2) IMMATERIELLE VERMÖGENSGEGENSTÄNDE<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Konzern<br />
31.12.2002 31.12.2001 31.12.2002 31.12.2001<br />
Mio o Mio m Mio o Mio m<br />
Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte<br />
und ähnliche Rechte und Werte<br />
sowie Lizenzen an solchen Rechten und Werten 15,8 12,4 112,3 72,5<br />
Geschäfts- oder Firmenwert 1,6 1,8<br />
Geleistete Anzahlungen 2,6 4,1 2,6 4,2<br />
18,4 16,5 116,5 78,5<br />
(3) SACHANL<strong>AG</strong>EN<br />
Die Sachanlagen der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> stellen sich auf 671,7 Mio m, die des Konzerns auf<br />
1 443,5 Mio m.<br />
Die Zugänge zu Sachanlagen verteilen sich wie folgt:<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Konzern<br />
Technische Anlagen und Maschinen<br />
Andere Anlagen, Betriebs-<br />
59% 75%<br />
und Geschäftsausstattung 40% 21%<br />
Übrige Sachanlagen 1% 4%<br />
100% 100%<br />
Sie betreffen überwiegend den weiteren Ausbau des Transportsystems.
60 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
(4) FINANZANL<strong>AG</strong>EN<br />
Angaben zu Beteiligungen der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> sind dem Abschnitt „Konsolidierungskreis“<br />
zu entnehmen. Die vollständige Aufstellung des Anteilsbesitzes der<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> bzw. des Konzerns wird beim Handelsregister des Amtsgerichts Essen<br />
unter HRB 83 hinterlegt.<br />
Die im Berichtsjahr durch die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> erworbenen Anteile der Slovensk´y<br />
plynárensk´y priemysel, a.s. (SPP), Bratislava, wurden im Wege einer Kapitalerhöhung<br />
durch Sacheinlage in die neu gegründete <strong>Ruhrgas</strong> Mittel- und Osteuropa GmbH,<br />
Essen, eingebracht. Darüber hinaus wurden in die <strong>Ruhrgas</strong> Energie Beteiligungs-<br />
Aktiengesellschaft, Essen, von der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Kapitalerhöhungen durch Einzahlung<br />
durchgeführt. Hieraus und aus dem Zukauf weiterer Anteile an der Mittelrheinische<br />
Erdgastransport Gesellschaft mbH, Haan (Rhld.), sowie der Süddeutsche Erdgastransport<br />
Gesellschaft mbH, Haan (Rhld.), resultieren im Wesentlichen die Zugänge<br />
bei den Anteilen an verbundenen Unternehmen.<br />
Bei der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> wurde eine inländische Beteiligung abgeschrieben.<br />
Die Zugänge bei den Anteilen an verbundenen Unternehmen im Konzern betreffen<br />
am Jahresende 2002 erworbene Unternehmen der ABB Messtechnik-Gruppe, die<br />
gemäß §296 Abs. 1 Nr. 2 HGB nicht konsolidiert werden.<br />
Zugänge bei den Beteiligungen betreffen insbesondere den Erwerb von weiteren Anteilen<br />
an der OAO Gazprom, Moskau. Im Konzern entfallen die Zugänge darüber hinaus<br />
im Wesentlichen auf 16,3 Prozent der Anteile an der Slovensk´y plynárensk´y<br />
priemysel, a.s. (SPP), Bratislava, den Erwerb von Anteilen an der HE<strong>AG</strong> Versorgungs-<br />
<strong>AG</strong>, Darmstadt, der Südhessische Gas und Wasser <strong>AG</strong>, Darmstadt, und der Latvijas<br />
Gaze, Riga.<br />
In den Abgängen der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> wird hauptsächlich die planmäßige Kapitalrückzahlung<br />
der Etzel Gas-Lager Statoil Deutschland GmbH & Co., Friedeburg-Etzel,<br />
gezeigt.<br />
Im Konzern wurden eine inländische und vier ausländische Beteiligungen auf den<br />
niedrigeren beizulegenden Wert abgeschrieben.<br />
Die sonstigen Ausleihungen beinhalten vornehmlich zinslose Darlehen für die<br />
Beschaffung von eigengenutztem Wohnraum unserer Belegschaftsmitglieder.<br />
(5) VORRÄTE<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Konzern<br />
31.12.2002 31.12.2001 31.12.2002 31.12.2001<br />
Mio o Mio m Mio o Mio m<br />
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe 7,1 7,0 64,2 69,9<br />
Unfertige Erzeugnisse, unfertige Leistungen 18,6 36,2 93,9 133,4<br />
Fertige Erzeugnisse und Waren 309,5 218,3 326,7 238,7<br />
Geleistete Anzahlungen 1,9 2,7 8,5 11,3<br />
337,1 264,2 493,3 453,3
61 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Der Anstieg bei fertigen Erzeugnissen und Waren ist insbesondere auf den Aufbau<br />
der Vorräte in den Erdgasspeichern infolge der hohen Entnahmen des Vorjahres<br />
zurückzuführen. Der Unterschiedsbetrag aus der Anwendung der Lifo-Methode<br />
beträgt bei der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> 199,1 Mio m.<br />
(6) FORDERUNGEN UND S<strong>ON</strong>STIGE VERMÖGENSGEGENSTÄNDE<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Konzern<br />
31.12.2002 31.12.2001 31.12.2002 31.12.2001<br />
Mio o Mio m Mio o Mio m<br />
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen<br />
davon mit einer Restlaufzeit<br />
702,6 825,2 998,7 1 170,7<br />
von mehr als einem Jahr (2,2) (2,3)<br />
Forderungen gegen verbundene Unternehmen<br />
davon mit einer Restlaufzeit<br />
297,2 67,7 39,1 5,3<br />
von mehr als einem Jahr<br />
Forderungen gegen Unternehmen,<br />
(0,2)<br />
mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht<br />
davon mit einer Restlaufzeit<br />
442,3 474,2 480,4 496,4<br />
von mehr als einem Jahr (7,2) (5,8)<br />
Sonstige Vermögensgegenstände<br />
davon mit einer Restlaufzeit<br />
844,4 1 116,4 1 407,0 1 213,8<br />
von mehr als einem Jahr (132,6) (132,1) (139,2) (137,0)<br />
2 286,5 2 483,5 2 925,2 2 886,2<br />
Die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen vermindern sich im Vorjahresvergleich<br />
preisbedingt und aufgrund des witterungsbedingt geringeren Absatzes in den<br />
letzten zwei Monaten des Berichtsjahres.<br />
Forderungen gegen verbundene Unternehmen und gegen Unternehmen, mit denen<br />
ein Beteiligungsverhältnis besteht, resultieren vornehmlich aus Gaslieferungen, dem<br />
Verrechnungsverkehr und aus Darlehensgewährung.<br />
In den sonstigen Vermögensgegenständen sind zur Veräußerung vorgesehene<br />
Geschäftsanteile, kurz- und mittelfristige Darlehen, Steuererstattungs- und Zinsansprüche<br />
sowie verschiedene andere Vermögensgegenstände zusammengefasst.<br />
(7) S<strong>ON</strong>STIGE WERTPAPIERE<br />
Die sonstigen Wertpapiere werden aus Zinsoptimierungsgründen gehalten.<br />
(8) FLÜSSIGE MITTEL<br />
Die flüssigen Mittel bestehen überwiegend aus Guthaben bei Kreditinstituten.
62 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
PASSIVA<br />
(9) EIGENKAPITAL<br />
Das Grundkapital der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, das aus 440 000 000 Stück vinkulierten, auf Namen<br />
lautenden Stückaktien besteht, hat sich im Geschäftsjahr 2002 nicht verändert.<br />
In der Kapitalrücklage sind die bei der Ausgabe von Aktien der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> erhaltenen<br />
Agio-Beträge von 89,2 Mio m enthalten.<br />
Die Gewinnrücklagen der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> erhöhen sich nach Zuweisung von 87,0 Mio m<br />
aus dem Jahresüberschuss auf 197,3 Mio m. Sie enthalten eine gesetzliche Rücklage<br />
in Höhe von 23,3 Mio m.<br />
In den zu Konzernrücklagen zusammengefassten Kapital- und Gewinnrücklagen<br />
werden Geschäfts- oder Firmenwerte aus der Kapitalkonsolidierung erstmalig<br />
konsolidierter Anteile an verbundenen Unternehmen in Höhe von 44,6 Mio m und<br />
passivische Unterschiedsbeträge von 2,0 Mio m verrechnet. Ferner werden Geschäfts-<br />
oder Firmenwerte von 501,9 Mio m aus der Anwendung der Equity-Methode<br />
berücksichtigt.<br />
Der Ausgleichsposten für Anteile anderer Gesellschafter in Höhe von 53,9 Mio m<br />
ergibt sich aus Anteilen an Kapital und Rücklagen von 44,3 Mio m, am Gewinn von<br />
15,2 Mio m sowie am Verlust von 5,6 Mio m.<br />
(10) S<strong>ON</strong>DERPOSTEN MIT RÜCKL<strong>AG</strong>EANTEIL<br />
Der Sonderposten mit Rücklageanteil betrifft Rücklagen gemäß §6b EStG und im<br />
Konzern zusätzlich Rücklagen gemäß §52 EStG i.V.m. §6 EStG.
63 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
(11) ÜBRIGE RÜCKSTELLUNGEN<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Konzern<br />
31.12.2002 31.12.2001 31.12.2002 31.12.2001<br />
Mio o Mio m Mio o Mio m<br />
Steuerrückstellungen 202,9 124,5 302,5 200,2<br />
Sonstige Rückstellungen 1 431,5 1 106,2 1 678,0 1 380,5<br />
Verbindlichkeiten gegenüber<br />
1 634,4 1 230,7 1 980,5 1 580,7<br />
In den Steuerrückstellungen des Konzerns sind latente Steuern aus den Einzelabschlüssen<br />
von 34,0 Mio m sowie aus der Konsolidierung von 28,8 Mio m enthalten.<br />
Die sonstigen Rückstellungen werden insbesondere gebildet für noch ausstehende<br />
Abrechnungen und Risiken des internationalen Gasgeschäfts, Umweltschutz- und<br />
Sicherungsmaßnahmen sowie Verpflichtungen im Zusammenhang mit Gasspeicherprojekten.<br />
(12) VERBINDLICHKEITEN<br />
<strong>Ruhrgas</strong> Aktiengesellschaft, Essen<br />
Restlaufzeiten<br />
Gesamt Gesamt<br />
31.12.2002 bis 1 Jahr 1 bis 5 Jahre über 5 Jahre 31.12.2001<br />
Mio o Mio m Mio m Mio m Mio m<br />
Kreditinstituten<br />
Erhaltene Anzahlungen<br />
1 445,6 1 165,6 55,0 225,0 280,0<br />
auf Bestellungen<br />
Verbindlichkeiten aus<br />
9,4 9,4 26,5<br />
Lieferungen und Leistungen<br />
Verbindlichkeiten gegenüber<br />
1 316,9 1 301,7 15,1 0,1 1 502,5<br />
verbundenen Unternehmen<br />
Verbindlichkeiten gegenüber<br />
Unternehmen, mit denen ein<br />
58,4 58,4 93,8<br />
Beteiligungsverhältnis besteht 62,5 48,8 11,3 2,4 60,3<br />
Sonstige Verbindlichkeiten 325,6 309,0 8,2 8,4 333,5<br />
davon aus Steuern<br />
davon im Rahmen der<br />
(204,3) (204,3) (273,8)<br />
sozialen Sicherheit (3,5) (3,5) (3,4)<br />
3 218,4 2 892,9 89,6 235,9 2 296,6<br />
Der Rückgang der Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen ergibt sich vor<br />
allem aus dem Gasgeschäft und ist preisbedingt.<br />
Die sonstigen Verbindlichkeiten beinhalten insbesondere noch nicht fällige Steuerverpflichtungen<br />
und die an Mitarbeiter ausgegebenen <strong>Ruhrgas</strong>-Namens-Gewinnschuldverschreibungen.
64 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> Aktiengesellschaft, Essen<br />
Konzern<br />
Verbindlichkeiten Restlaufzeiten Sicherungen<br />
gesi- Form<br />
Gesamt bis 1 bis über cherter der Gesamt<br />
31.12. 02 1 Jahr 5 Jahre 5 Jahre Betrag Sicherung 31.12.01<br />
Mio o Mio m Mio m Mio m Mio m Mio m<br />
Verbindlichkeiten gegenüber<br />
Kreditinstituten 1 818,7 1 379,0 191,3 248,4 109,5<br />
Grundpfand-<br />
rechte/Durch-<br />
Erhaltene Anzahlungen<br />
satzverträge 729,2<br />
auf Bestellungen<br />
Verbindlichkeiten aus<br />
93,4 91,6 1,8 131,5<br />
Lieferungen und Leistungen<br />
Verbindlichkeiten aus der<br />
Annahme gezogener Wechsel<br />
und der Ausstellung eigener<br />
1 391,1 1 373,4 15,7 2,0 1 600,3<br />
Wechsel<br />
Verbindlichkeiten gegenüber<br />
0,2 0,2<br />
verbundenen Unternehmen<br />
Verbindlichkeiten gegenüber<br />
Unternehmen, mit denen ein<br />
1,0 1,0 3,8<br />
Beteiligungsverhältnis besteht 67,9 47,0 11,4 9,5 67,4<br />
Sonstige<br />
Verbindlichkeiten 412,4 394,1 9,8 8,5 3,7<br />
Durchsatzverträge<br />
406,6<br />
davon aus Steuern<br />
davon im Rahmen<br />
(234,6) (234,5) (0,1) (298,7)<br />
der sozialen Sicherheit (9,1) (9,1) (9,0)<br />
3 784,7 3 286,3 230,0 268,4 113,2 2 938,8<br />
Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten dienen hauptsächlich der Anfinanzierung<br />
von Beteiligungen sowie der Investitionen von Projektgesellschaften.<br />
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen und Verbindlichkeiten<br />
gegenüber Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht, ergeben<br />
sich aus dem Verrechnungsverkehr.
65 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
(13) RECHNUNGSABGRENZUNGSPOSTEN<br />
Der Rechnungsabgrenzungsposten enthält Erträge aus vertraglich begründeten<br />
Ansprüchen, die planmäßig über die Vertragslaufzeit vereinnahmt werden.<br />
HAFTUNGSVERHÄLTNISSE UND<br />
S<strong>ON</strong>STIGE FINANZIELLE VERPFLICHTUNGEN<br />
In Wahrnehmung der vertraglich und faktisch übernommenen Aufgabe der Deckung<br />
des Erdgasbedarfs ihrer Kunden ist die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> langfristige vertragliche Verpflichtungen<br />
auf der Beschaffungsseite eingegangen.<br />
Zum Jahresende 2002 bestehen bei der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Verbindlichkeiten aus Gewährleistungsverträgen<br />
von 174,9 Mio m und darüber hinaus im Konzern von 4,9 Mio m.<br />
Die Verbindlichkeiten aus Bürgschaften von 6,1 Mio m bei der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> betreffen<br />
verbundene Unternehmen. Im Konzern bestehen Verbindlichkeiten aus Bürgschaften<br />
von 5,3 Mio m.
66 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Veränderung des Bestands an fertigen<br />
ERLÄUTERUNGEN ZUR<br />
GEWINN- UND VERLUSTRECHNUNG<br />
(14) UMSATZERLÖSE<br />
Die in der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> aus dem Gasgeschäft resultierenden Umsatzerlöse von<br />
10 525,6 Mio m sind trotz eines Mehrabsatzes von rund 10,3 Mrd kWh preisbedingt<br />
um 1 294,1 Mio m gesunken. Das bedeutet gegenüber dem Vorjahr einen Rückgang<br />
um 10,9 Prozent.<br />
Der Konzernumsatz entfällt mit 91 Prozent auf das Gasgeschäft. Die übrigen<br />
Umsatzerlöse betreffen gasaffine Aktivitäten.<br />
(15) BESTANDSVERÄNDERUNG UND ANDERE<br />
AKTIVIERTE EIGENLEISTUNGEN<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Konzern<br />
2002 2001 2002 2001<br />
Mio o Mio m Mio o Mio m<br />
und unfertigen Erzeugnissen – 17,6 – 14,1 – 28,8 – 29,4<br />
Andere aktivierte Eigenleistungen 1,3 1,9 2,0 4,0<br />
– 16,3 – 12,2 – 26,8 – 25,4<br />
Der Rückgang des Bestands an fertigen und unfertigen Erzeugnissen betrifft vor<br />
allem die Abrechnung von Teilabschnitten eines Großprojekts.<br />
(16) S<strong>ON</strong>STIGE BETRIEBLICHE ERTRÄGE<br />
Dieser Posten enthält bei der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Erträge aus der Auflösung von Sonderposten<br />
mit Rücklageanteil von 0,1 Mio m, im Konzern von 0,5 Mio m, und darüber<br />
hinaus im Wesentlichen Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen sowie<br />
Kursgewinne aus der Auflösung von Spezialfonds.
67 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
(17) MATERIALAUFWAND<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Konzern<br />
2002 2001 2002 2001<br />
Mio o Mio m Mio o Mio m<br />
Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe<br />
und für bezogene Waren 9 310,2 10 697,8 9 694,9 11 190,7<br />
Aufwendungen für bezogene Leistungen 114,9 144,2 259,3 319,5<br />
9 425,1 10 842,0 9 954,2 11 510,2<br />
Im Materialaufwand werden die Gaseinstandskosten einschließlich der Erdgassteuer,<br />
Pacht für Leitungen und Anlagen, Energiekosten, Material- und Reparaturaufwendungen<br />
sowie andere Einstandskosten zusammengefasst.<br />
(18) PERS<strong>ON</strong>ALAUFWAND<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Konzern<br />
2002 2001 2002 2001<br />
Mio o Mio m Mio o Mio m<br />
Löhne und Gehälter<br />
Soziale Abgaben und Aufwendungen<br />
176,2 165,0 425,1 438,1<br />
für Altersversorgung und für Unterstützung 80,8 86,8 164,0 171,2<br />
davon für Altersversorgung (56,0) (62,9) (79,7) (86,5)<br />
257,0 251,8 589,1 609,3<br />
(19) ABSCHREIBUNGEN AUF IMMATERIELLE VERMÖGENSGEGEN-<br />
STÄNDE DES ANL<strong>AG</strong>EVERMÖGENS UND SACHANL<strong>AG</strong>EN<br />
Innerhalb der Abschreibungen sind bei der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> außerplanmäßige Abschreibungen<br />
auf Sachanlagen in Höhe von 66,4 Mio m enthalten. Darüber hinaus<br />
ergeben sich im Konzern außerplanmäßige Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände<br />
des Anlagevermögens und Sachanlagen in Höhe von 8,7 Mio m.<br />
Gemäß §6b EStG wurden Abschreibungen von 0,1 Mio m vorgenommen.<br />
(20) S<strong>ON</strong>STIGE BETRIEBLICHE AUFWENDUNGEN<br />
Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen enthalten Vertriebskosten, Raum- und<br />
andere Verwaltungskosten, Wertberichtigungen auf das Umlaufvermögen sowie<br />
die hierunter auszuweisenden Rückstellungszuführungen. Darüber hinaus sind Einstellungen<br />
in Sonderposten mit Rücklageanteil von 0,6 Mio m enthalten.
68 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
(21) BETEILIGUNGSERGEBNIS<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Konzern<br />
2002 2001 2002 2001<br />
Mio o Mio m Mio o Mio m<br />
Erträge aus Beteiligungen 106,5 130,0 173,4 117,5<br />
davon aus verbundenen Unternehmen (45,3) (69,5) (0,4) (0,4)<br />
Erträge aus Gewinnabführungsverträgen 159,5 28,8 16,7 14,3<br />
Aufwendungen aus Verlustübernahme – 0,3 – 0,1 – 0,1<br />
265,7 158,7 190,1 131,7<br />
Im Konzernabschluss sind aus Unternehmen, die nach der Equity-Methode einbezogen<br />
werden, 102,9 Mio m in den Erträgen aus Beteiligungen und 16,5 Mio m in den<br />
Erträgen aus Gewinnabführungsverträgen enthalten.<br />
(22) FINANZERGEBNIS<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Konzern<br />
2002 2001 2002 2001<br />
Mio o Mio m Mio o Mio m<br />
Erträge aus anderen Wertpapieren und<br />
Ausleihungen des Finanzanlagevermögens 3,3 2,2 4,1 7,2<br />
Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge 96,7 63,0 106,0 73,5<br />
davon aus verbundenen Unternehmen<br />
Abschreibungen auf Finanzanlagen und<br />
(2,2) (0,7) (0,2)<br />
auf Wertpapiere des Umlaufvermögens – 4,0 – 0,1 – 5,4 – 44,9<br />
Zinsen und ähnliche Aufwendungen – 79,1 – 37,4 – 97,9 – 60,3<br />
davon an verbundene Unternehmen (– 5,4) (– 6,5) (– 0,7) (– 0,8)<br />
(23) STEUERN<br />
16,9 27,7 6,8 – 24,5<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Konzern<br />
2002 2001 2002 2001<br />
Mio o Mio m Mio o Mio m<br />
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag 369,2 218,7 459,6 296,9<br />
Sonstige Steuern 0,4 0,3 2,5 2,5<br />
369,6 219,0 462,1 299,4<br />
Die obigen Beträge sind 2002 um 2,4 Mio m Körperschaftsteueranrechnungsbeträge<br />
gemäß §49 KStG i.V.m. §36 EStG gekürzt. Darüber hinaus sind bei der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Steuerumlagen in Höhe von 6,6 Mio m verrechnet.
69 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
BEEINFLUSSUNG DES JAHRESERGEBNISSES DURCH<br />
STEUERRECHTLICHE VORSCHRIFTEN<br />
Steuerrechtliche Vorschriften, deren Inanspruchnahme zu Ergebniswirkungen<br />
führten, betreffen den Sonderposten mit Rücklageanteil (vgl. Anmerkung 10) sowie<br />
Abschreibungen (vgl. Anmerkung 19). Aufgrund der Anwendung dieser Vorschriften<br />
wurde das Jahresergebnis nicht wesentlich beeinflusst.<br />
S<strong>ON</strong>STIGE ANGABEN<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Konzern<br />
2002 2001 2002 2001<br />
Gewerbliche Mitarbeiter 648 663 3 746 3 871<br />
Angestellte 1 884 1 849 5 003 4 923<br />
Mitarbeiter im Jahresdurchschnitt 2 532 2 512 8 749 8 794<br />
Als Mitarbeiter des Konzerns werden die Arbeitnehmer der in den Konzernabschluss<br />
einbezogenen Gesellschaften genannt. Die Mitglieder des Aufsichtsrats und des<br />
Vorstands sind auf den Seiten 2 und 3 aufgeführt.<br />
Die Gesamtbezüge des Vorstands der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> für das Geschäftsjahr 2002<br />
betrugen bei der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> 6 964 701 m, im Konzern 7 011 492 m.<br />
Die Vergütung an den Aufsichtsrat der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> betrug im Geschäftsjahr<br />
1222 861 m.<br />
Die Bergemann GmbH, Essen, ist zum 31. Dezember 2002 kapitalmäßig mit mehr<br />
als 25 Prozent, stimmrechtsmäßig mit mehr als 50 Prozent an der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
beteiligt und erstellt einen Konzernabschluss, in den die <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> einbezogen<br />
ist (Hinterlegung beim Amtsgericht Essen, Registernummer B 5963). Die BEB Beteiligungsgesellschaft<br />
mbH, Hannover, ist stimmrechtsmäßig mit 25 Prozent, kapitalmäßig<br />
mit mehr als 25 Prozent an der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> beteiligt. Die Gelsenberg <strong>AG</strong>,<br />
Essen, ist kapitalmäßig mit mehr als 25 Prozent an der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> beteiligt.
70 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
K<strong>ON</strong>SOLIDIERUNGSKREIS<br />
Gesellschaft Gezeichnetes Anteil der Kapital-<br />
Kapital (in <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> haltende<br />
1 000 Währungs- oder Tochter Geselleinheiten)<br />
am Gesell- schaften<br />
Vollkonsolidierte verbundene Unternehmen<br />
schaftskapital<br />
in Prozent<br />
(lfd. Nr.)<br />
1. <strong>Ruhrgas</strong> Aktiengesellschaft, Essen<br />
2. <strong>Ruhrgas</strong> Energie Beteiligungs-<br />
1 125 000 (m)<br />
Aktiengesellschaft, Essen<br />
3. <strong>Ruhrgas</strong> Energie Hungária Részesedések Kft.,<br />
156 000 (m) 100,00 1<br />
Budapest/Ungarn 500 000 (HUF) 100,00 2<br />
4. Gaswerk Philippsburg GmbH, Essen 160 (m) 87,90 2<br />
5. RGE Holding GmbH, Essen* 50 (m) 100,00 2<br />
6. Ferngas Nordbayern GmbH, Nürnberg 33 000 (m) 53,10 5<br />
7. KGN Kommunalgas Nordbayern GmbH, Bamberg 5 400 (m) 100,00 6<br />
8. <strong>Ruhrgas</strong> Industries GmbH, Essen 52 000 (m) 100,00 1<br />
9. RI-Industrie Holding GmbH, Essen* 50 (m) 100,00 8<br />
10. LOI-IPSEN Holding GmbH, Essen 56 242 (m) 100,00 9<br />
11. LINAC Holdings Inc., Wilmington/USA 350 (US-$) 100,00 10<br />
12. LOI Inc., Wilmington/USA 400 (US-$) 100,00 11<br />
13. Ipsen International Inc., Wilmington/USA<br />
14. Hauck Manufacturing Company Inc.,<br />
53 (US-$) 100,00 11<br />
Cleona/USA<br />
15. Vacuum Furnace Systems Corp.,<br />
36 (US-$) 100,00 11<br />
Souderton/USA 28 (US-$) 100,00 11<br />
16. RI Europe Furnaces Holding GmbH, Essen* 50 (m) 100,00 10<br />
17. LOI Thermprocess GmbH, Essen 10 226 (m) 100,00 16<br />
18. Grundstücksverwaltung LBH GmbH & Co., Essen 5 621 (m) 99,50 17<br />
19. Schmitz & Apelt LOI Industrieofenanlagen GmbH,<br />
0,50 10<br />
Wuppertal<br />
20. LOI Thermprocess (Tianjin) Co. Ltd.,<br />
2 045 (m) 100,00 17<br />
Tianjin/China 9 771 (CNY) 100,00 17<br />
21. Härterei VTN Witten GmbH, Witten 767 (m) 100,00 17<br />
22. LOI Fours Industriels S.A., Lüttich/Belgien<br />
23. LOI-POLAND Spolka z o.o.,<br />
62 (m) 100,00 17<br />
Tarnowskie Gory/Polen 111 (PLN) 100,00 17<br />
24. Härterei VTN Wilthen GmbH, Wilthen 26 (m) 90,00 17<br />
25. Ipsen International GmbH, Kleve<br />
26. Ipsen Industries Furnaces (Shanghai) Ltd.,<br />
2 556 (m) 100,00 16<br />
Shanghai/China*<br />
* erstmalig konsolidiertes Unternehmen<br />
12 531 (CNY) 100,00 25
71 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Gesellschaft Gezeichnetes Anteil der Kapital-<br />
Kapital (in <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> haltende<br />
1 000 Währungs- oder Tochter Geselleinheiten)<br />
am Gesell- schaften<br />
27. Ipsen Abar UK Limited, Birmingham/<br />
schaftskapital<br />
in Prozent<br />
(lfd. Nr.)<br />
Großbritannien<br />
28. WESMAN IPSEN Furnaces Pvt. Ltd.,<br />
250 (£) 100,00 25<br />
Calcutta/Indien 2 000 (INR) 51,00 25<br />
29. Hauzer Techno Coating B.V., Venlo/Niederlande<br />
30. Hauzer Techno Coating Engineering B.V.,<br />
18 (m) 100,00 25<br />
Venlo/Niederlande<br />
31. Hauzer Techno Coating Production B.V.,<br />
18 (m) 100,00 29<br />
Venlo/Niederlande 18 (m) 100,00 29<br />
32. Ipsen Industries Nordiska AB, Spanga/Schweden 100 (SEK) 100,00 25<br />
33. Ipsen Industries SARL, Evry, Cedex/Frankreich<br />
34. Ipsen Industries Iberica SL,<br />
8 (m) 100,00 25<br />
San Sebastian/Spanien 3 (m) 100,00 25<br />
35. ELSTER <strong>AG</strong> Meß- und Regeltechnik, Wiesbaden 42 000 (m) 100,00 9<br />
36. G. Kromschröder <strong>AG</strong>, Osnabrück1 15 912 (m) 92,07 35<br />
37. elkro gas S.p.A., Salerno/Italien 1 620 (m) 66,67 36<br />
33,33 35<br />
38. Synergo GmbH, Hamburg<br />
39. Ecta Kromschroeder S.p.A., Segrate,<br />
1 050 (m) 60,00 36<br />
Mailand/Italien<br />
40. Compteurs Magnol S.A., Noisy-le-Grand/<br />
1 000 (m) 100,00 36<br />
Frankreich<br />
41. GAZ ET THERMIQUE C<strong>ON</strong>TROLE S.A.R.L.,<br />
360 (m) 100,00 36<br />
Noisy-le-Grand/Frankreich 100 (m) 100,00 40<br />
42. LBE Feuerungstechnik GmbH, Wuppertal<br />
43. C<strong>ON</strong>STRUCTI<strong>ON</strong>S GENERALES ELECTRIQUES<br />
256 (m) 100,00 36<br />
ET GAZIERES COGEGAZ S.A., Lüttich/Belgien 75 (m) 100,00 36<br />
44. ELSTER SERVICE GmbH, Osnabrück 52 (m) 100,00 36<br />
45. NGT Neue Gebäudetechnik GmbH, Essen 1 534 (m) 100,00 44<br />
46. KROMOS B.V., Rotterdam/Niederlande<br />
47. Kromschroder (UK) Ltd.,<br />
32 (m) 100,00 36<br />
Kidderminster/Großbritannien 0 (£) 100,00 36<br />
48. ELSTER GmbH, Mainz-Kastel 5 200 (m) 100,00 35<br />
49. FLOW COMP Systemtechnik GmbH, Dortmund 65 (m) 80,00 48<br />
50. ELSTER HANDEL GmbH, Wiesbaden 52 (m) 51,00 48<br />
1 Die G. Kromschröder <strong>AG</strong>, Osnabrück, hat die nach §161 AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung<br />
zur Beachtung des Deutschen Corporate Governance Kodex abgegeben und durch Veröffentlichung im<br />
Internet den Aktionären zugänglich gemacht.<br />
49,00 36
72 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Gesellschaft Gezeichnetes Anteil der Kapital-<br />
Kapital (in <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> haltende<br />
1 000 Währungs- oder Tochter Geselleinheiten)<br />
am Gesell- schaften<br />
51. Elster Amco de Mexico, San Luis Potosi/<br />
schaftskapital<br />
in Prozent<br />
(lfd. Nr.)<br />
Mexiko<br />
52. Internationale Gas Apparaten B.V.,<br />
30 003 (MXN) 100,00 35<br />
Waalwijk/Niederlande<br />
53. PREM<strong>AG</strong>AS s.r.o.,<br />
2 396 (m) 100,00 35<br />
Stará Turá/Slowakische Republik<br />
54. ELSTER AMCO DE SUDAMERICA S.A.,<br />
67 300 (SKK) 100,00 35<br />
La Rioja/Argentinien 1 500 (ARS) 100,00 35<br />
55. B.V. ERMAF, Rotterdam/Niederlande 455 (m) 70,00 35<br />
56. Thermo Heating Productions B.V.,<br />
30,00 46<br />
Amerongen/Niederlande<br />
57. Elster Gastechnic, Produktions- und Vertriebs-<br />
643 (m) 100,00 55<br />
gesellschaft m.b.H., Wien/Österreich<br />
58. International Gas Apparatur A/S,<br />
182 (m) 100,00 35<br />
Hjørring/Dänemark 900 (DKK) 100,00 35<br />
59. Instromet Holding B.V., Silvolde/Niederlande 55 (m) 100,00 35<br />
60. Ipsam International N.V., Essen/Belgien 620 (m) 84,50 59<br />
15,50 61<br />
61. Ipsam N.V., Essen/Belgien<br />
62. Instromet Investments B.V., Silvolde/<br />
198 (m) 100,00 59<br />
Niederlande 18 (m) 100,00 59<br />
63. Instromet GmbH, Steinfurt 767 (m) 100,00 62<br />
64. Instromet International N.V., Essen/Belgien 744 (m) 100,00 62<br />
65. Instromet S.a.r.l., Evry-Paris/Frankreich<br />
66. B.S. Instruments Ltd.,<br />
369 (m) 100,00 64<br />
Littlehampton/Großbritannien<br />
67. Instromet Ultrasonics B.V.,<br />
1 (£) 75,00 64<br />
Dordrecht/Niederlande 227 (m) 100,00 62<br />
68. Instromet Invest N.V., Essen/Belgien 62 (m) 99,00 62<br />
1,00 74<br />
69. Instromet Inc., Houston/USA 982 (US-$) 99,00 68<br />
1,00 64<br />
70. Instromet Canada Ltd., Calgary/Kanada<br />
71. Nottingham Flow Controls Ltd.,<br />
5 (CAD) 100,00 69<br />
Melton Mowbray/Großbritannien 100 (£) 100,00 68<br />
72. ITI Instromet Italia srl., Mailand/Italien 47 (m) 87,00 62<br />
73. Instromet B.V., Silvolde/Niederlande 23 (m) 100,00 62
73 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Gesellschaft Gezeichnetes Anteil der Kapital-<br />
Kapital (in <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> haltende<br />
1 000 Währungs- oder Tochter Geselleinheiten)<br />
am Gesell- schaften<br />
74. Instromet Patrimonium B.V., Silvolde/<br />
schaftskapital<br />
in Prozent<br />
(lfd. Nr.)<br />
Niederlande 18 (m) 100,00 62<br />
75. ELSTER (UK) Ltd., Tipton/Großbritannien<br />
76. ELSTER JEAV<strong>ON</strong>S LIMITED,<br />
2 (£) 100,00 35<br />
Tipton/Großbritannien<br />
77. International Gas Apparatus Limited,<br />
7 400 (£) 100,00 75<br />
Camberley/Großbritannien<br />
78. American Meter Holdings Corporation,<br />
400 (£) 100,00 75<br />
Wilmington/USA 1 (US-$) 100,00 35<br />
79. Kromschroder Inc., Wilmington/USA 100 (US-$) 80,00 78<br />
80. American Meter Company, Wilmington/USA 1 (US-$) 100,00 78<br />
81. Perfection Corporation, Wilmington/USA<br />
82. H + H Engineered Molded Products Inc.,<br />
1 (US-$) 100,00 80<br />
Solon/USA<br />
83. American Meter International Company,<br />
161 (US-$) 100,00 81<br />
Wilmington/USA 1 (US-$) 100,00 80<br />
84. Canadian Meter Company Inc., Milton/Kanada<br />
85. AMCO Automated Systems, LLC.,<br />
0 (CAD) 100,00 83<br />
Wilmington/USA 0 (US-$) 100,00 80<br />
86. RI Metering Holding GmbH, Essen* 25 (m) 100,00 8<br />
87. <strong>Ruhrgas</strong> North Sea GmbH, Essen<br />
88. <strong>Ruhrgas</strong> UK Exploration and Production Limited,<br />
50 000 (m) 100,00 1<br />
London/Großbritannien<br />
89. Mittelrheinische Erdgastransport<br />
60 000 (£) 100,00 87<br />
Gesellschaft mbH, Haan (Rhld.)<br />
90. MEGAL GmbH Mittel-Europäische-<br />
26 076 (m) 80,00 1<br />
Gasleitungsgesellschaft, Essen**<br />
91. Pipeline Engineering Gesellschaft für Planung,<br />
Bau- und Betriebsüberwachung von<br />
20 452 (m) 50,00 1<br />
Fernleitungen mbH, Essen<br />
92. PLEcon Pipeline Engineering Consulting GmbH,<br />
5 113 (m) 100,00 1<br />
Berlin<br />
93. PLE INTERNATI<strong>ON</strong>AL LIMITED,<br />
511 (m) 85,00 91<br />
London/Großbritannien<br />
94. PLEdoc Gesellschaft für Dokumentations-<br />
50 (£) 100,00 91<br />
erstellung und -pflege mbH, Essen 26 (m) 100,00 91<br />
95. <strong>Ruhrgas</strong> Austria <strong>AG</strong>, Wien/Österreich 5 110 (m) 100,00 1<br />
96. ruhrgas direkt GmbH, Essen 5 000 (m) 100,00 1<br />
* erstmalig konsolidiertes Unternehmen<br />
** Die Einbeziehung erfolgt aufgrund §294 Abs. 1 i.V.m. §290 Abs. 2 Nr. 2 HGB
74 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Gesellschaft Gezeichnetes Anteil der Kapital-<br />
Kapital (in <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> haltende<br />
1 000 Währungs- oder Tochter Geselleinheiten)<br />
am Gesell- schaften<br />
97. Grundstücksverwaltungsgesellschaft<br />
schaftskapital<br />
in Prozent<br />
(lfd. Nr.)<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> & Co., Essen*** 4 761 (m) 99,50 1<br />
98. ESC Energie Service Center GmbH & Co. KG,<br />
0,50 ****<br />
Neuss<br />
99. Süddeutsche Erdgas Transport Gesellschaft mbH,<br />
4 000 (m) 100,00 1<br />
Haan (Rhld.)<br />
100. MEGAL Finance Company Ltd.,<br />
3 068 (m) 66,67 1<br />
George Town/Cayman Islands**<br />
101. DFTG – Deutsche Flüssigerdgas Terminal<br />
1 170 (m) 50,00 1<br />
Gesellschaft mbH, Wilhelmshaven 128 (m) 60,12 1<br />
102. METHA-Methanhandel GmbH, Essen 26 (m) 85,00 1<br />
103. <strong>Ruhrgas</strong> Mittel- und Osteuropa GmbH, Essen*<br />
Quotal konsolidierte Beteiligungsunternehmen<br />
104. NETRA GmbH Norddeutsche Erdgas<br />
25 (m) 100,00 1<br />
Transversale & Co. KG, Emstek<br />
105. Etzel Gas-Lager Statoil Deutschland GmbH & Co.,<br />
156 849 (m) 41,74 1<br />
Friedeburg-Etzel***<br />
106. Nordrheinische Erdgastransportleitungs-<br />
48 484 (m) 74,80 1<br />
gesellschaft mbH & Co. KG, Haan (Rhld.)<br />
107. Trans Europa Naturgas Pipeline GmbH (TENP),<br />
23 519 (m) 50,00 1<br />
Essen<br />
108. DEUDAN-Deutsch/Dänische Erdgastransport<br />
Gesellschaft mbH & Co.<br />
7 669 (m) 51,00 1<br />
Kommanditgesellschaft, Kiel<br />
Nach der Equity-Methode einbezogene<br />
Beteiligungsunternehmen<br />
5 (m) 24,99 1<br />
109. AB Lietuvos Dujos, Vilnius/Litauen* 340 878 (LTL) 20,40 1<br />
110. GasLINE Telekommunikationsnetz-<br />
Gesellschaft deutscher<br />
Gasversorgungsunternehmen mbH & Co.<br />
0,98 2<br />
Kommanditgesellschaft, Essen 40 903 (m) 25,00 1<br />
111. Erdgasversorgungsgesellschaft<br />
5,00 6<br />
Thüringen-Sachsen mbH (EVG), Erfurt 32 000 (m) 50,00 1<br />
112. Gasum Oy, Espoo/Finnland 178279 (m) 20,00 2<br />
113. EUROPGAS a.s., Prag/Tschechische Republik 4 122 016 (CZK) 50,00 2<br />
* erstmalig konsolidiertes Unternehmen<br />
** Die Einbeziehung erfolgt aufgrund §294 Abs. 1 i.V.m. §290 Abs. 2 Nr. 2 HGB<br />
*** <strong>Ruhrgas</strong> Aktiengesellschaft ist unbeschränkt haftender Gesellschafter<br />
**** ERDGASHEIZUNG-Gesellschaft für Beratung und Information mbH, Essen
75 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Gesellschaft Gezeichnetes Anteil der Kapital-<br />
Kapital (in <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> haltende<br />
1 000 Währungs- oder Tochter Geselleinheiten)<br />
am Gesell- schaften<br />
schaftskapital<br />
in Prozent<br />
(lfd. Nr.)<br />
114. HE<strong>AG</strong> Versorgungs-<strong>AG</strong>, Darmstadt* 90 874 (m) 25,00 2<br />
115. Latvijas Gaze, Riga/Lettland 39 900 (LVL) 28,18 2<br />
116. Stadtwerke Essen <strong>AG</strong>, Essen<br />
117. Szczecinska Energetyka Cieplna Sp. z o.o.,<br />
56 320 (m) 20,00 2<br />
Stettin/Polen*<br />
118. Déldunántúli Gázszolgáltató Részvénytársaság<br />
120 000 (PLN) 26,24 2<br />
(DDGÁZ), Pécs/Ungarn<br />
119. SOCIETE DE TRANSPORT DE GAZ, SOTEG,<br />
6 051 545 (HUF) 41,43 2<br />
Société Anonyme, Esch-sur-Alzette/Luxemburg 20 000 (m) 20,00 2<br />
120. Nova Naturgas AB, Stockholm/Schweden 120 000 (SEK) 29,59 2<br />
121. AS EESTI GAAS, Tallinn/Estland<br />
122. VNG-Verbundnetz Gas Aktiengesellschaft,<br />
155 200 (EEK) 33,47 2<br />
Leipzig 327 227 (m) 36,84 5<br />
123. Bayerngas GmbH, München 75 330 (m) 22,02 5<br />
124. Saar Ferngas <strong>AG</strong>, Saarbrücken 50 000 (m) 20,00 5<br />
125. FSG-Holding GmbH, München 42 182 (m) 45,00 5<br />
126. Ferngas Salzgitter GmbH, Salzgitter 25 565 (m) 39,00 5<br />
127. Gas-Union GmbH, Frankfurt (Main)<br />
128. Západoceská plynárenská, a.s.,<br />
23 000 (m) 25,93 5<br />
Pilzen/Tschechische Republik 777 466 (CZK) 27,57 6<br />
129. Frankengas GmbH, Nürnberg<br />
130. Slovensk´y plynárensk´y priemysel, a.s.,<br />
15 600 (m) 20,00 6<br />
Bratislava/Slowakei* 52 287 000 (SKK) 16,33 103<br />
* erstmalig konsolidiertes Unternehmen
76 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
GEWINNVERWENDUNGSVORSCHL<strong>AG</strong><br />
Der Hauptversammlung der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> wird vorgeschlagen, eine Dividendenzahlung<br />
von 345,0 Mio m auf das Grundkapital von 1 125,0 Mio m an die Aktionäre<br />
im Verhältnis ihrer Beteiligung vorzunehmen.<br />
Essen, im Februar 2003<br />
<strong>Ruhrgas</strong> Aktiengesellschaft<br />
Der Vorstand
77 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
BESTÄTIGUNGSVERMERK<br />
DES ABSCHLUSSPRÜFERS<br />
„Wir haben den Jahresabschluss unter Einbeziehung der Buchführung und<br />
den Konzernabschluss der <strong>Ruhrgas</strong> Aktiengesellschaft, Essen, mit einem zusammengefassten<br />
Anhang sowie den zusammengefassten Bericht über die Lage der<br />
Gesellschaft und des Konzerns für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum<br />
31. Dezember 2002 geprüft. Die Buchführung und die Aufstellung von Jahresabschluss,<br />
Konzernabschluss und zusammengefasstem Lagebericht nach den deutschen<br />
handelsrechtlichen Vorschriften liegen in der Verantwortung des Vorstands<br />
der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage der von uns durchgeführten<br />
Prüfung eine Beurteilung über den Jahresabschluss unter Einbeziehung<br />
der Buchführung und über den Konzernabschluss sowie den zusammengefassten<br />
Lagebericht abzugeben.<br />
Wir haben unsere Jahres- und Konzernabschlussprüfung nach §317 HGB unter<br />
Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen<br />
Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung vorgenommen. Danach ist die Prüfung<br />
so zu planen und durchzuführen, dass Unrichtigkeiten und Verstöße, die sich<br />
auf die Darstellung des durch den Jahres- und den Konzernabschluss unter Beachtung<br />
der Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung und durch den zusammengefassten<br />
Lagebericht vermittelten Bildes der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage wesentlich<br />
auswirken, mit hinreichender Sicherheit erkannt werden. Bei der Festlegung<br />
der Prüfungshandlungen werden die Kenntnisse über die Geschäftstätigkeit und<br />
über das wirtschaftliche und rechtliche Umfeld der Gesellschaft und des Konzerns<br />
sowie die Erwartungen über mögliche Fehler berücksichtigt. Im Rahmen der Prüfung<br />
werden die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems<br />
sowie Nachweise für die Angaben in Buchführung, Jahres- und Konzernabschluss<br />
und zusammengefasstem Lagebericht überwiegend auf der Basis von Stichproben<br />
beurteilt. Die Prüfung umfasst für den Jahresabschluss die Beurteilung der angewandten<br />
Bilanzierungsgrundsätze und für den Konzernabschluss die Beurteilung der<br />
Jahresabschlüsse der in den Konzernabschluss einbezogenen Unternehmen, der
78 RUHRGAS – JAHRESABSCHLUSS K<strong>ON</strong>ZERN UND <strong>AG</strong><br />
Abgrenzung des Konsolidierungskreises und der angewandten Bilanzierungs- und<br />
Konsolidierungsgrundsätze sowie für den Jahres- und Konzernabschluss die Beurteilung<br />
der wesentlichen Einschätzungen des Vorstands der Gesellschaft und die<br />
Würdigung der Gesamtdarstellung des Jahres- und des Konzernabschlusses sowie<br />
des zusammengefassten Lageberichts. Wir sind der Auffassung, dass unsere Prüfung<br />
eine hinreichend sichere Grundlage für unsere Beurteilung bildet.<br />
Unsere Prüfung hat zu keinen Einwendungen geführt.<br />
Nach unserer Überzeugung vermitteln der Jahresabschluss und der Konzernabschluss<br />
unter Beachtung der Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen<br />
Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage<br />
der Gesellschaft und des Konzerns. Der zusammengefasste Lagebericht gibt<br />
insgesamt eine zutreffende Vorstellung von der Lage der <strong>Ruhrgas</strong> Aktiengesellschaft<br />
und des <strong>Ruhrgas</strong>-Konzerns und stellt die Risiken der künftigen Entwicklung zutreffend<br />
dar.“<br />
Essen, 21. Februar 2003<br />
PwC Deutsche Revision<br />
Aktiengesellschaft<br />
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft<br />
Göbel Pöppelmeyer<br />
Wirtschaftsprüfer Wirtschaftsprüfer
79 BETEILIGUNGSGESELLSCHAFTEN<br />
WESENTLICHE BETEILIGUNGEN<br />
IM ENERGIE- UND PROJEKTBEREICH<br />
Y <strong>Ruhrgas</strong> Energie Beteiligungs-Aktiengesellschaft, Essen<br />
Y Ferngas Nordbayern GmbH, Nürnberg*<br />
Y Ferngas Salzgitter GmbH, Salzgitter*<br />
Y FSG-Holding GmbH, München*<br />
Y VNG – Verbundnetz Gas Aktiengesellschaft, Leipzig*<br />
Y Gas-Union GmbH, Frankfurt (Main)*<br />
Y Stadtwerke Essen <strong>AG</strong>, Essen<br />
Y Stadtwerke Neuss Energie und Wasser GmbH, Neuss<br />
Y swb <strong>AG</strong>, Bremen<br />
Y Stadtwerke Hannover <strong>AG</strong>, Hannover<br />
Y GAS<strong>AG</strong> Berliner Gaswerke <strong>AG</strong>, Berlin<br />
Y Gaswerk Philippsburg GmbH, Essen<br />
Y MVV Energie <strong>AG</strong>, Mannheim<br />
Y Südhessische Gas und Wasser <strong>AG</strong>, Darmstadt<br />
Y EWR GmbH, Remscheid<br />
Y HE<strong>AG</strong> Versorgungs-<strong>AG</strong>, Darmstadt<br />
Y European Energy Exchange <strong>AG</strong>, Leipzig<br />
Y Bayerngas GmbH, München*<br />
Y Saar Ferngas <strong>AG</strong>, Saarbrücken*<br />
Y Thüga Aktiengesellschaft, München*<br />
Y DREW<strong>AG</strong> – Stadtwerke Dresden GmbH, Dresden<br />
Y Stadtwerke Chemnitz <strong>AG</strong>, Chemnitz<br />
Y Stadtwerke Karlsruhe GmbH, Karlsruhe<br />
Y Erdgasversorgungsgesellschaft* Thüringen-Sachsen mbH (EVG), Erfurt<br />
Y Stadtwerke Duisburg <strong>AG</strong>, Duisburg<br />
Y EVI Hildesheim GmbH & Co. KG, Hildesheim<br />
Y Gasum Oy, Helsinki/Finnland<br />
Y AS EESTI GAAS, Tallinn/Estland<br />
Y Inwestycjna Spolka Energetyczna Sp. z o.o., Warschau/Polen<br />
Y Nova Naturgas AB, Stockholm/Schweden<br />
Y Latvijas Gaze, Riga/Lettland<br />
Y Compagnie Industrielle et Commerciale du Gaz S.A., Vevey/Schweiz<br />
Y Südtransdanubische Gasversorgung <strong>AG</strong> (DDGÁZ), Pécs/Ungarn<br />
Y SOTEG – Société de Transport de Gaz, S.A., Luxemburg<br />
Y EUROPGAS a.s., Prag/Tschechische Republik<br />
Y SPP Bohemia a.s., Prag/Tschechische Republik<br />
Y Stˇredočeská plynárenská a.s., Prag/Tschechische Republik<br />
Y Jihomoravská plynárenská a.s., Brünn/Tschechische Republik<br />
* über RGE Holding GmbH<br />
** Beteiligungsgesellschaft der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>
80 BETEILIGUNGSGESELLSCHAFTEN<br />
Y Severomoravská plynárenská a.s., Ostrava/Tschechische Republik<br />
Y V´ychodočeská plynárenská a.s., Hradec Králové/Tschechische Republik<br />
Y AB Lietuvos Dujos, Vilnius/Litauen<br />
Y COL<strong>ON</strong>IA-CLUJ-NAPOCA-ENERGIE S.R.L., Klausenburg/Rumänien<br />
Y Praˇzská plynárenská Holding a.s., Prag/Tschechische Republik<br />
Y Praˇzská plynárenská a.s., Prag/Tschechische Republik<br />
Y RGE Hungária Kft., Budapest/Ungarn<br />
Y Budapester Gaswerke <strong>AG</strong> (FÖGÁZ), Budapest/Ungarn<br />
Y Gasnor ASA, Avaldsnes/Karmoy/Norwegen<br />
Y Naturgass Vest AS, Bergen/Norwegen<br />
Y S.C. Congaz S.A., Konstanz/Rumänien<br />
Y Ekopur d.o.o., Ljubljana/Slowenien<br />
Y Geoplin d.o.o., Ljubljana/Slowenien<br />
Y therminvest Sp. z o.o., Danzig/Polen<br />
Y Szczenlinska Energetyka Cieplna Sp. z o.o. (SEC), Stettin/Polen<br />
Y Projektgesellschaften und sonstige Beteiligungen<br />
Y <strong>Ruhrgas</strong> UK Exploration and Production Limited, London/Großbritannien<br />
Y Etzel Gas-Lager Statoil Deutschland GmbH & Co., Friedeburg-Etzel<br />
Y NETRA GmbH Norddeutsche Erdgas Transversale und Co.<br />
Kommanditgesellschaft, Emstek<br />
Y Trans Europa Naturgas Pipeline GmbH (TENP), Essen<br />
Y MEGAL GmbH Mittel-Europäische-Gasleitungsgesellschaft, Essen<br />
Y Mittelrheinische Erdgastransport Gesellschaft mbH, Haan (Rhld.)<br />
Y Nordrheinische Erdgastransportleitungsgesellschaft mbH & Co. KG, Haan (Rhld.)<br />
Y Süddeutsche Erdgastransport Gesellschaft mbH, Haan (Rhld.)<br />
Y DEUDAN – Deutsch/Dänische Erdgastransport-Gesellschaft mbH & Co.<br />
Kommanditgesellschaft, Handewitt<br />
Y GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft deutscher<br />
Gasversorgungsunternehmen mbH & Co. Kommanditgesellschaft, Essen<br />
Y Pipeline Engineering Gesellschaft für Planung, Bau- und Betriebsüberwachung<br />
von Fernleitungen mbH, Essen<br />
Y erdgas mobil GmbH & Co. KG, Essen
81 BETEILIGUNGSGESELLSCHAFTEN<br />
Y <strong>Ruhrgas</strong> Industries GmbH, Essen<br />
EUROPA<br />
Y B.S. Instruments Ltd., Littlehampton/Großbritannien<br />
Y B.V. ERMAF Eerste Rotterdamse Meetapparatenfabriek,<br />
Ridderkerk/Niederlande<br />
Y BEMKROMGAS, Brest/Weißrussland<br />
Y Compteurs Magnol S.A., Noisy-le-Grand/Frankreich<br />
Y Constructions Générales Electriques et Gazières<br />
Cogégaz S.A., Lüttich/Belgien<br />
Y Ecta Kromschroeder S.P.A., Segrate/Italien<br />
Y elkro gas S.p.A., Salerno/Italien<br />
Y Elsel Gaz Armatürleri Sanayi ve Ticaret A.S.,<br />
Istanbul/Türkei<br />
Y Elster Comptage S.A., Villeneuve d’Ascq/Frankreich<br />
Y Elster Contatori S.r.l., Gavirate/Italien<br />
Y Elster Energiemesstechnik ICM GmbH, Hamburg<br />
Y ELSTER Gastechnic Produktions- und<br />
Vertriebsgesellschaft m.b.H., Wien/Österreich<br />
Y ELSTER GmbH, Mainz-Kastel<br />
Y ELSTER HANDEL GmbH, Mainz-Kastel<br />
Y Elster Iberconta S.A., Madrid/Spanien<br />
Y ELSTER Jeavons Engineering Ltd., Tipton/Großbritannien<br />
Y Elster Kent Metering Sp. z o.o., Lodz/Polen<br />
Y Elster Mätarkontroll AB, Stockholm/Schweden<br />
Y Elster Messtechnik GmbH, Lampertheim<br />
Y Elster Metering AS, Egersund/Norwegen<br />
Y Elster Metering Ltd., Luton/Großbritannien<br />
Y Elster Metering S.A., Brüssel/Belgien<br />
Y Elster Meters B.V., Breda/Niederlande<br />
Y ELSTER Rus Gas Pribor GmbH, Arzamas/Russland<br />
Y ELSTER SERVICE GmbH, Osnabrück<br />
Y FLOW COMP Systemtechnik GmbH, Dortmund<br />
Y G. Kromschröder <strong>AG</strong>, Osnabrück<br />
Y Gaselectronica GmbH, Arzamas/Russland<br />
Y GAZ ET THERMIQUE C<strong>ON</strong>TROLE SARL,<br />
Noisy-le-Grand/Frankreich<br />
Y GWF Gas- und Wassermesserfabrik <strong>AG</strong>, Luzern/Schweiz<br />
Y Härterei VTN Wilthen GmbH, Wilthen<br />
Y Härterei VTN Witten GmbH, Witten<br />
Y Hauzer Techno Coating B.V., Venlo/Niederlande<br />
Y helsacomp GmbH, Gefrees<br />
WESENTLICHE BETEILIGUNGEN<br />
IM INDUSTRIEBEREICH<br />
Y Instromet <strong>AG</strong>, Therwil/Schweiz<br />
Y Instromet B.V. GmbH, Wien/Österreich<br />
Y Instromet B.V., Silvolde/Niederlande<br />
Y Instromet Gas S.L., Barcelona/Spanien<br />
Y Instromet GmbH, Steinfurt<br />
Y Instromet International N.V., Essen/Belgien<br />
Y Instromet Italia s.r.l., Mailand/Italien<br />
Y Instromet S.a.r.l., Lisses/Frankreich<br />
Y Instromet UK, Melton Mowbray/Großbritannien<br />
Y Instromet Ukraine, Kharkov/Ukraine<br />
Y Instromet Ultrasonics B.V., Dordrecht/Niederlande<br />
Y Intergaz Sp. z o.o., Tarnowskie Góry/Polen<br />
Y International Gas Apparatur A/S, Hjørring/Dänemark<br />
Y International Gas Apparatus Ltd., Yateley/Großbritannien<br />
Y Internationale Gas Apparaten B.V., Waalwijk/Niederlande<br />
Y Ipsam International N.V., Essen/Belgien<br />
Y Ipsen Abar UK Ltd., Birmingham/Großbritannien<br />
Y Ipsen Industries Iberica S.L., San Sebastian/Spanien<br />
Y Ipsen Industries Nordiska AB, Stockholm/Schweden<br />
Y Ipsen Industries SARL, Evry/Frankreich<br />
Y Ipsen International GmbH, Kleve<br />
Y Kromschroder (UK) Ltd., Kidderminster/Großbritannien<br />
Y Kromschroeder S.A., Barcelona/Spanien<br />
Y LBE Feuerungstechnik GmbH, Wuppertal<br />
Y LOI Fours Industrièls S.A., Liège/Belgien<br />
Y LOI Industrial Furnaces Ltd., Coleshill/Großbritannien<br />
Y LOI Thermprocess GmbH, Essen<br />
Y LOI-POLAND Spolka z o.o., Tarnowskie Góry/Polen<br />
Y NGT Neue Gebäudetechnik GmbH, Essen<br />
Y PREM<strong>AG</strong>AS s.r.o., Stará Turá/Slowakische Republik<br />
Y Schmitz & Apelt LOI Industrieofenanlagen GmbH,<br />
Wuppertal<br />
Y Synergo GmbH, Hamburg<br />
Y Thermo Heating Productions B.V., Amerogen/Niederlande
82 BETEILIGUNGSGESELLSCHAFTEN<br />
USA/KANADA<br />
Y AMCo Automated Systems, LLC Scott Depot,<br />
West Virginia/USA<br />
Y AMCo Water Metering Systems, Inc., Isabella,<br />
Puerto Rico/USA<br />
Y AMCo Water Metering Systems, Inc., Ocala, Florida/USA<br />
Y American Meter Company, Horsham, Pennsylvania/USA<br />
Y Canadian Meter Company, Inc., Cambridge,<br />
Ontario/Kanada<br />
Y Elster Electricity LLC, Raleigh, North Carolina/USA<br />
Y H & H Engineered Molded Products, Inc., Solon, Ohio/USA<br />
Y Hauck Manufacturing Company, Lebanon,<br />
Pennsylvania/USA<br />
Y Instromet Inc., Stafford/USA<br />
Y Ipsen International, Inc., Cherry Valley, Illinois/USA<br />
Y Kromschroder, Inc., Hudson, Ohio/USA<br />
Y LOI Inc., Canonsburg, Pennsylvania/USA<br />
Y Perfection Corporation, Madison, Ohio/USA<br />
Y TransCanada Calibrations Ltd., Ile des Chenes/Kanada<br />
Y Vacuum Furnace Systems Corporation, Souderton,<br />
Pennsylvania/USA<br />
LATEINAMERIKA<br />
Y Compania Colombiana de Medidores Tavira S.A.,<br />
Bogotá/Kolumbien<br />
Y ELSTER AMCO de Sudamérica S.A.,<br />
Buenos Aires/Argentinien<br />
Y ELSTER AMCO de Mexico, San Luis Potosi/Mexiko<br />
Y Elster Medição de Água S/A, Montes Claros/Brasilien<br />
Y Elster Medição de Energia Ltda, Cachoerinha/Brasilien<br />
Y Elster Medicion S.A., Santiago/Chile<br />
Y Elster Medidores S.A. de C.V., Mexico City/Mexiko<br />
Y Elster Medidores S.A., Buenos Aires/Argentinien<br />
Y Elster Medidores, Lima/Peru<br />
Y Elster Tavira S.A., La Victoria/Venezuela<br />
Y Galileo la Rioja S.A., La Rioja/Argentinien<br />
Y Instromet Medição e Controle Ltda., São Paulo/Brasilien<br />
Y Instromet S.A., Buenos Aires/Argentinien<br />
ASIEN<br />
Y Ipsen Industries Furnaces (Shanghai) Ltd.,<br />
Shanghai/VR China<br />
Y LOI Thermprocess (Tianjin) Co. Ltd., Tianjin/VR China<br />
Y LOI Wesman Thermprocess Pvt. Ltd., Kalkutta/Indien<br />
Y Qianwei Kromschroeder Meters Co. Ltd,<br />
Chongqing/VR China<br />
Y Sejong-AMC Corporation Ltd., Incheon/Südkorea<br />
Y Shanghai Elster AMCo Gas Equipment Co. Ltd.,<br />
Shanghai/VR China<br />
Y Wesman Ipsen Furnaces Pvt. Ltd., Bhasa/Indien<br />
AFRIKA<br />
Y Elster Kent Metering (Pty.) Ltd., Johannesburg/Südafrika<br />
Y Elster Meters Ltd., Harare/Zimbabwe<br />
AUSTRALIEN<br />
Y Elster Metering Pty. Ltd., Broadmeadows,<br />
Victoria/Australien
Gestaltung:<br />
Kuhn, Kammann & Kuhn <strong>AG</strong>, Köln/München<br />
Redaktion:<br />
Dieter Krause (Unternehmenskommunikation)<br />
Bildnachweis:<br />
<strong>Ruhrgas</strong><br />
Daniel Martens<br />
Petroleum Economist<br />
Corbis<br />
Getty Images Deutschland GmbH<br />
The Imagebank<br />
zefa visual media gmbh<br />
Druck:<br />
Tuschen GmbH, Dortmund<br />
Das verwendete Papier ist chlorfrei gebleicht (TCF).<br />
IMPRESSUM
<strong>Ruhrgas</strong> Aktiengesellschaft<br />
Unternehmenskommunikation<br />
Huttropstraße 60<br />
45138 Essen<br />
Telefon 02 01/184-38 57<br />
Telefax 02 01/184-31 71<br />
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