E.ON Ruhrgas GB 2005 D - E.ON Ruhrgas AG
E.ON Ruhrgas GB 2005 D - E.ON Ruhrgas AG E.ON Ruhrgas GB 2005 D - E.ON Ruhrgas AG
Arbeiten und leben mit Erdgas Jahresbericht 2005
- Seite 2 und 3: E.ON Ruhrgas-Engagement in Europa
- Seite 4 und 5: E.ON Ruhrgas AG in Europa E.ON Ruhr
- Seite 6 und 7: 02 Vorwort des Vorstandsvorsitzende
- Seite 10 und 11: 06 Magazin Konzentration und Wettbe
- Seite 12 und 13: 08 Magazin Marktkonzentration auf d
- Seite 14 und 15: 10 Magazin • Ein Wettbewerbsbetei
- Seite 16 und 17: 12 Magazin 7,5 Nordamerika Erdgasre
- Seite 18 und 19: 14 Magazin per Pipeline nach Europa
- Seite 20 und 21: 16 Magazin wirksamere international
- Seite 22 und 23: 18 Magazin SERBIEN UND MONTENEGRO E
- Seite 24 und 25: 20 Magazin Länderporträt Ungarn D
- Seite 26 und 27: 22 Magazin preise, die seit Mitte d
- Seite 28 und 29: 24 Magazin Oberirdische Anlagen ein
- Seite 30 und 31: 26 Magazin Schnittzeichnung einer P
- Seite 32 und 33: 28 Magazin Flüssigerdgas (LNG) fü
- Seite 34 und 35: 30 Magazin Erdgas aus eigenen Quell
- Seite 36 und 37: 32 Magazin Blick von oben auf ein B
- Seite 38 und 39: 34 Magazin Zukunftspotenzial für B
- Seite 40 und 41: 36 Magazin BISHER NEU noch keine An
- Seite 44 und 45: 40 Branchenreport Welterdgasverbrau
- Seite 46 und 47: 42 Branchenreport Drehscheibe Deuts
- Seite 48 und 49: 44 Branchenreport Internationaler E
- Seite 50 und 51: 46 Branchenreport Erdgas aus Russla
Arbeiten und<br />
leben mit Erdgas<br />
Jahresbericht <strong>2005</strong>
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-Engagement<br />
in Europa<br />
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Großbritannien<br />
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Frankreich<br />
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Belgien<br />
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Niederlande<br />
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Luxemburg<br />
� Bezugsländer<br />
� Lieferungen/Liefervereinbarungen<br />
� Kooperationsvereinbarungen<br />
� Beteiligungen<br />
� Büro<br />
Stand 31.12.<strong>2005</strong><br />
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Schweiz<br />
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Italien<br />
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Norwegen<br />
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Deutschland<br />
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Schweden<br />
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Estland<br />
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Lettland<br />
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Dänemark � �<br />
Litauen<br />
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Liechtenstein<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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Rumänien<br />
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Weißrussland<br />
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Russland<br />
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Ukraine
Kennzahlen E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Konzern 1<br />
in Mio € <strong>2005</strong> 2004<br />
Umsatzerlöse 17.914 13.227<br />
Herstellungskosten –13.588 –9.017<br />
Vertriebskosten –302 –323<br />
Allgemeine Verwaltungskosten –207 –171<br />
Jahresergebnis vor Ergebnisabführung 1.754 968<br />
Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände 10.207 9.373 2<br />
Finanzanlagen 14.191 9.331 2<br />
Eigenkapital 15.675 11.943 2<br />
Verbindlichkeiten 8.859 5.689 2<br />
Bilanzsumme 30.746 22.721 2<br />
Mitarbeiter E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Anzahl am Jahresende 2.495 2.502<br />
Gaswirtschaftliche Kennzahlen E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Gasabsatz (Mrd kWh) 690,2 641,4<br />
Höchster Tagesabsatz (Mio kWh) 3.077 2.862<br />
Niedrigster Tagesabsatz (Mio kWh) 876 824<br />
Leitungsnetz (km) 11.273 11.280<br />
Verdichteranlagen (MW) 853 833<br />
Untertagespeicher (Arbeitsgaskapazität in Mio m3 ) 5.106 5.207<br />
1m 3 = 11,5 kWh<br />
1 Werte bereinigt um <strong>Ruhrgas</strong> Industries<br />
2 inklusive <strong>Ruhrgas</strong> Industries<br />
Image des gemeinsamen Produktes<br />
nachhaltig stärken<br />
Durch Emotionalisierung kann man Menschen für<br />
sich und sein Produkt einnehmen. Darauf setzt<br />
die im vergangenen Jahr gestartete neue Produktwerbekampagne<br />
mit dem Slogan „Menschen<br />
brauchen Wärme – natürlich unser Erdgas“. E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> bearbeitete den Markt damit auf nationaler<br />
Ebene vor; weiterverteilende Kunden der E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> setzten auf regionaler und lokaler Ebene<br />
mit adaptierten Motiven nach (Beispiele dafür in<br />
diesem Bericht).<br />
Kommunikation wie z.B. Werbung oder Sportmarketing<br />
für Erdgas ist u.a. notwendig, weil Image<br />
und Bekanntheit des Produktes Erdgas neben<br />
dem Preis wettbewerbsrelevante Faktoren sind.<br />
Die neue Produktwerbekampagne stützt sich auf<br />
Testimonials: Menschen (Mitarbeiter, Kunden,<br />
Sportler, Marktpartner) stehen und sprechen für<br />
Erdgas. Dabei haben die Motive die Anmutung<br />
von modernen Lebenswelten, die Komfort und<br />
Wärme symbolisieren. Also nicht Technologie und<br />
Innovation der Erdgasanwendung, sondern deren<br />
positiver Einfluss auf Menschen in ihrem privaten<br />
Umfeld.<br />
Kati Wilhelm, die mehrfache Olympiasiegerin und<br />
Gesamt-Weltcup-Gewinnerin 2006, liegt entspannt<br />
vor ihrem Erdgaskamin – sie fühlt sich sichtlich<br />
wohl. Martin Bungert, Beschaffung Marketing<br />
und Fuhrparkmanagement der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>,<br />
steht fröhlich in seiner Küche und schmeckt das<br />
Essen ab. Antje Dimitrovici, die kaufmännische<br />
Leiterin der Erdgasversorgungsgesellschaft<br />
Thüringen-Sachsen mbh, freut sich auf ein Glas<br />
warme Milch. Neben der positiven Ausstrahlung<br />
ist ihnen gemeinsam, dass sie persönlich in der<br />
neuen Kampagne von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> werben.
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> in Europa<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Bratislava<br />
Jesenského ul. č. 2<br />
SK-81102 Bratislava/<br />
Slowakische Republik<br />
Telefon 0 04 21/2/54 4189 76<br />
0 04 21/2/54 41 89 77<br />
Telefax 0 04 21/2/54 4189 78<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Brüssel<br />
Av. des Arts 40<br />
B-1040 Brüssel<br />
Telefon 00 32/2/5 03 34 40<br />
Telefax 00 32/2/2 3115 44<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Kiew<br />
wul. Bogdana Chmelnizkoho, 6<br />
01001 Kiew/Ukraine<br />
Telefon 00 38/044/2 541746<br />
Telefax 00 38/044/2 35 43 95<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> UK North Sea Ltd.<br />
4th Floor<br />
Four Millbank<br />
London SW1P 3JA/United Kingdom<br />
Telefon 00 44/20 73 40 0100<br />
Telefax 00 44/20 73 40 0179<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Mailand<br />
Via Albricci 3<br />
I-20122 Mailand<br />
Telefon 00 39/02/72/00 34 30<br />
Telefax 00 39/02/72/0168 66<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Moskau<br />
Krasnopresnenskaja nab., 18b<br />
23. Etage<br />
123317 Moskau/Russische Föderation<br />
Telefon 007/495/7 8213 50<br />
Telefax 007/495/7 8213 51<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Oslo<br />
Stortingsgaten 8<br />
N-0161 Oslo<br />
Telefon 00 47/22 4742 30<br />
Telefax 00 47/22 4742 33<br />
E.<strong>ON</strong> <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 />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> NORGE AS<br />
Kongsgårdbakken 1<br />
N-4005 Stavanger<br />
Telefon 00 47/515174 00<br />
Telefax 00 47/515174 10<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> Büro Baltikum<br />
c/o AS Eesti Gaas<br />
Liivalaia 9<br />
EE-10118Tallinn<br />
Telefon 0 03 72/6/30 3127<br />
Telefax 0 03 72/6/46 62 52<br />
E.<strong>ON</strong> Gaz România SA<br />
Piata Trandafirilor nr. 21<br />
540049 Târgu Mures/Rumänien<br />
Telefon 00 40/3 65 40 33 07<br />
Telefax 00 40/2 65 26 8310<br />
E.<strong>ON</strong> <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 />
E.<strong>ON</strong> <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<br />
Die Kampagne wurde zum Adaptieren auf drei Ebenen<br />
konzipiert. Auf der nationalen Ebene werben Mitarbeiter<br />
der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> und Sportlerinnen aus dem Biathlon.<br />
Die Ferngasgesellschaften auf der regionalen Ebene und die<br />
Stadtwerke auf der lokalen Ebene stellen Mitarbeiter der<br />
Unternehmen, Sportler (aus der nationalen Ebene oder<br />
regional gesponserte), Marktpartner, Kunden und Models<br />
vor. Allesamt sorgen – so der Fließtext in den Anzeigen –<br />
‚mit Erdgas für Wärme im Leben’.<br />
So werden Menschen, Partnerschaft und Engagement<br />
in Bezug auf Erdgas in den Vordergrund gerückt, die Qualitäten<br />
wie Zukunftsbezug, Innovation und Versorgungssicherheit<br />
sind impliziert: Einerseits wird indirekter Bezug<br />
genommen – man sieht den abgebildeten Menschen an,<br />
wie (versorgungs-)sicher und wohl sie sich fühlen. Dabei<br />
wirken sie authentisch, glaubwürdig und sympathischnatürlich.<br />
Den direkten Bezug stellen die Interieurs her, die,<br />
wenn auch im Hintergrund, im Zusammenhang mit Erdgas<br />
stehen: Küchen, Kamine, das warme Wasser der Badewanne.
Titelseite Plattformarbeiterin auf<br />
einer Bohrinsel im Njord-Feld in der<br />
norwegischen Nordsee. E.<strong>ON</strong><br />
verfolgt das strategische Ziel, langfristig<br />
bis zu 20 Prozent des Gasbedarfs<br />
aus eigener Produktion zu<br />
decken. Der Anteil am Njord-Feld<br />
wurde <strong>2005</strong> auf 30 Prozent<br />
aufgestockt (siehe dazu Seite 30).<br />
Magazin<br />
02 Vorwort des Vorstandsvorsitzenden<br />
06 Konzentration und Wettbewerb auf dem Gasmarkt<br />
Geopolitische Entwicklungen/Lehren aus UK-Markt/<br />
Neue Herausforderungen<br />
11 Versorgungssicherheit<br />
Schlüsselthema der Energieversorgung<br />
17 Wachstum außerhalb der Landesgrenzen<br />
Steigender Auslandsabsatz – internationale Beteiligungen<br />
20 Länderporträt Ungarn<br />
Drehscheibe für den europäischen Gasmarkt<br />
23 Untertage-Speicher für Erdgas<br />
Wichtige Funktion für die bedarfsgerechte Versorgung<br />
27 Verflüssigtes Erdgas<br />
Flexible Ergänzung zum Pipeline-Gas<br />
30 Erdgas aus eigenen Quellen<br />
Engagement in Richtung Bohrloch<br />
34 Zukunftspotenzial für Biomasse<br />
Erdgas plus Biogas: Eine gute Mischung!<br />
40 Branchenreport: Erdgas im Energiemarkt <strong>2005</strong><br />
Weltweite Entwicklungen im Überblick<br />
51 Geschäftsjahr <strong>2005</strong><br />
01
02 Vorwort des Vorstandsvorsitzenden<br />
Meine sehr geehrten Damen und Herren,<br />
Erdgas ist heute fester Bestandteil unseres<br />
alltäglichen Lebens, so dass seine Verfügbarkeit<br />
zu jeder Zeit als selbstverständlich vorausgesetzt<br />
wird. Der Disput um Gaslieferungen<br />
zwischen Russland und der Ukraine zum Jahreswechsel<br />
<strong>2005</strong>/06 und die instabile Versorgungslage<br />
im UK sowie Liefereinschränkungen<br />
in anderen europäischen Ländern haben an<br />
dieser Selbstverständlichkeit zum ersten Mal<br />
Zweifel aufkommen lassen. Die Versorgungssicherheit<br />
mit Energie, dem Lebenselexir<br />
für unsere Industriegesellschaft, ist vor dem<br />
Hintergrund der Bedarfsentwicklung und<br />
der geopolitischen Unsicherheiten von elementarer<br />
Bedeutung für Volkswirtschaften, die<br />
von Energieimporten abhängig sind.<br />
Die heimischen Erdgasreserven gehen in den<br />
nächsten Jahren weiter zurück. Heute schon<br />
decken sie weniger als ein Fünftel des inländischen<br />
Verbrauchs. Die Importabhängigkeit<br />
Deutschlands und Europas wird weiter steigen.<br />
Gleichzeitig wird in Energieprognosen<br />
festgestellt, dass der Erdgasverbrauch eben-<br />
falls weiter zunehmen wird, und zwar in allen<br />
Ländern Europas. Europa hat zwar heute<br />
schon wesentliche Mengen zur Deckung des<br />
zukünftigen Bedarfs langfristig gesichert.<br />
Aber große Mengen müssen noch beschafft<br />
werden. Hierbei befindet sich Europa in einem<br />
harten Nachfragewettbewerb um die mittelfristig<br />
mobilisierbaren Erdgasreserven mit<br />
Asien und den USA. Obwohl das keine neuen<br />
Erkenntnisse sind, waren diese Aspekte<br />
bislang den Themen Wettbewerb und Preise<br />
untergeordnet. Insofern kann man von einem<br />
Paradigmenwechsel in der öffentlichen Diskussion<br />
sprechen.<br />
Davon unberührt bleibt die Erwartung von<br />
Politik und Verbrauchern an die Gaswirtschaft,<br />
dass sie eine kontinuierliche, unterbrechungsfreie<br />
Belieferung aller Kunden mit Gas gewährleistet<br />
und langfristig absichert. Zugleich soll<br />
dies zu möglichst günstigen Preisen erfolgen.<br />
Mit der nun von neuem wachsenden Erkenntnis,<br />
dass Versorgungssicherheit ihren Preis<br />
hat, rücken Anspruch und Realität näher zusammen.<br />
Dennoch gibt es noch offene Widersprüche:<br />
Obwohl es politisch gewollt ist, dass<br />
die Gaswirtschaft die Versorgung auf Basis<br />
langfristiger Einkaufsverträge absichert, will
„Versorgungssicherheit ist<br />
keine Selbstverständ-<br />
lichkeit, sondern sie erfor-<br />
dert angesichts der sich<br />
wandelnden und immer<br />
globaler werdenden Märkte<br />
und der zunehmend an<br />
Einfluss gewinnenden geo-<br />
politischen Bedingungen<br />
ständige Aufmerksamkeit.“<br />
das Bundeskartellamt langfristige Verträge auf<br />
der Abnehmerseite gravierend einschränken<br />
und legt dabei eine enge nationale Betrachtung<br />
zugrunde, während wir bei der Erdgasbeschaffung<br />
zunehmend nicht nur europäischen,<br />
sondern globalen Herausforderungen ausgesetzt<br />
sind.<br />
E.<strong>ON</strong> und E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> haben in den vergangenen<br />
Monaten substanzielle Beiträge für<br />
mehr Wettbewerb geleistet: Von der Offenlegung<br />
der Kalkulation der Gaspreise für Haushaltskunden<br />
bis zur Einführung des neuen<br />
Netzzugangs-Systems ENTRIX 2 mit einem<br />
deutlichen Plus an Kundenservice hat E.<strong>ON</strong><br />
wesentliche Impulse gesetzt. Die termingerechte<br />
Einigung der deutschen Gaswirtschaft<br />
mit der Bundesnetzagentur über den Netzzugang<br />
rundet dieses Bild ab. Bei allen Bemühungen<br />
um den nationalen Wettbewerb dürfen<br />
wir aber nicht übersehen, dass wir uns an den<br />
internationalen Maßstäben des Energiemarkts<br />
orientieren müssen. Eine Zersplitterung der<br />
Angebotsseite in Deutschland führt nicht zu<br />
einer Verbesserung der Versorgungssicherheit,<br />
unsere nationale Nachfragekraft wird nicht<br />
gestärkt.<br />
Vorwort des Vorstandsvorsitzenden<br />
Eine langfristig orientierte Politik muss darauf<br />
achten, durch kurzfristig orientierte Maßnahmen<br />
nicht einseitig nur noch auf ein Ziel fixiert<br />
zu sein. Wohin eine ausschließlich an kurzfristigen<br />
Zielen orientierte, regulierte Liberalisierung<br />
führen kann, ist in Großbritannien in<br />
Form von erheblichen Infrastruktur- und Kapazitätsdefiziten<br />
mit der Folge von Versorgungsengpässen<br />
und kräftigen Preissteigerungen<br />
sichtbar geworden.<br />
Wir haben im vergangenen Jahr mit der<br />
Grundsatzvereinbarung zum Bau der „Nordeuropäischen<br />
Gasleitung“ (NEGP) durch die<br />
Ostsee unsere Bereitschaft bewiesen, auch<br />
künftig einen substanziellen Beitrag für die<br />
Versorgungssicherheit in Europa zu leisten.<br />
Zudem befasst sich E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> damit, neue<br />
LNG-Kapazitäten zu erschließen, und prüft<br />
mehrere LNG-Terminalstandorte in Nordwesteuropa<br />
und in der Adria. Durch entsprechende<br />
Projekte soll unser Bezugsportfolio weiter<br />
diversifiziert und die Versorgung mit Erdgas<br />
langfristig gesichert werden.<br />
Der Komplexität der gaswirtschaftlichen<br />
Themen wollen wir mit dem vorliegenden Jahresbericht<br />
durch Information und Transparenz<br />
begegnen. Wir stellen die Situation im Welterdgashandel<br />
vor, informieren über unsere<br />
eigenen Aktivitäten in der Erdgasexploration<br />
und -förderung, präsentieren unser LNG-Projekt<br />
in Wilhelmshaven, zeigen die Bedeutung<br />
der Gasspeicher für die Versorgungssicherheit<br />
in Deutschland auf, berichten über unsere<br />
jüngste Akquisition in Ungarn und beschreiben<br />
das Marktpotenzial für Biogas. Bildlich aufgelockert<br />
wird unser Bericht durch plakative<br />
Doppelseiten mit aufgeschlagenen Zeitschriften,<br />
auf denen Anzeigen aus unserer im vergangenen<br />
Jahr gestarteten Produktwerbekampagne<br />
mit kurzen „redaktionellen“ Statements<br />
zu zentralen Fragestellungen unserer Branche<br />
kombiniert werden. Die Botschaft lautet: Erdgas<br />
ist heute zwar ein selbstverständlicher<br />
Bestandteil unseres modernen Lebens, aber<br />
eben nicht von selbst.<br />
Mit den besten Wünschen für eine interessante<br />
Lektüre,<br />
Ihr Burckhard Bergmann<br />
03
06 Magazin<br />
Konzentration und Wettbewerb auf dem<br />
Gasmarkt<br />
Geopolitische Entwicklungen/Lehren aus UK-Markt/Neue Herausforderungen<br />
Durch die Auseinandersetzung zwischen Russland und der Ukraine über Erdgaspreise mit<br />
vorübergehender Lieferreduzierung zum Jahresbeginn 2006 ist augenfällig geworden:<br />
Eine Energiepolitik, die einseitig die Gestaltung der wettbewerblichen Rahmenbedingungen<br />
in einer von Energieimporten abhängigen Volkswirtschaft in den Mittelpunkt ihres Handelns<br />
stellt, ist nicht zielführend. Vielmehr muss im Fokus der Bemühungen die ausreichende und<br />
sichere Mobilisierung von Energieressourcen für den eigenen Markt stehen.<br />
Energieinteressen in der Welt Die Beschaffung<br />
von Energieressourcen wird weltweit<br />
konfliktträchtiger. Der unaufhaltsame Aufstieg<br />
Chinas und Indiens zu einflussreichen Wirtschaftsmächten<br />
mit ungebremstem Energiehunger<br />
stellt die Welt vor große Herausforderungen.<br />
Peking investiert dreistellige Milliardenbeträge<br />
in öl- und gasreiche Regionen und<br />
bietet damit den USA Paroli, die bislang am<br />
konsequentesten ihre Energieinteressen in der<br />
Welt verfolgt haben. Dies löst grundlegende<br />
Fragen aus:<br />
• Wandelt sich die Idee von einem freien<br />
Weltenergiemarkt, eingebettet in die Globalisierung<br />
einer zunehmend zusammenrückenden<br />
Welt mit eng verflochtener Wirtschafts-<br />
und Energiepolitik zu einer Illusion?<br />
• Werden Angebot und Nachfrage zunehmend<br />
von geopolitischen Interessen beeinflusst?<br />
• Vollzieht sich eine Re-Nationalisierung der<br />
Energiereserven?<br />
• Wird eine sichere Energiebeschaffung für<br />
Europa und Deutschland durch eine einseitige<br />
Liberalisierung der Energiewirtschaft<br />
in Energieimportländern wirklich gefördert?<br />
Vortrag von Dr. Burckhard Bergmann, Vorstandsvorsitzender der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>,<br />
anlässlich der 13. Handelsblatt-Jahrestagung „Energiewirtschaft 2006“ vom 17. Januar 2006<br />
Unübersehbar ist, dass sich die globalen<br />
Bedingungen auf den Energiemärkten<br />
heute grundlegend von denen zu Beginn der<br />
Liberalisierungspolitik vor gut 15 Jahren<br />
unterscheiden. Ziele, Instrumente und Maßnahmen<br />
der nationalen und europäischen<br />
Liberalisierungspolitik können hiervon nicht<br />
unberührt bleiben. Sie können insbesondere<br />
nicht in dem engen Korsett des nationalen<br />
Kartellrechts erfolgreich von Unternehmen<br />
und Politik gestaltet werden.<br />
Vor diesem Hintergrund würde man es sich<br />
zu leicht machen, wenn man an der Vorstellung<br />
festhalten würde, das UK-Liberalisierungsmodell<br />
sei das Maß aller Dinge für volkswirtschaftlich<br />
effizienten und wohlfahrtsteigernden<br />
Wettbewerb.<br />
UK-Regulierung: Von Autarkie zu hoher<br />
Importabhängigkeit Anfang der 90er Jahre<br />
hatte das UK ideale Voraussetzungen für eine<br />
autonome nationale Regulierung:<br />
• staatliche Monopolunternehmen wurden<br />
privatisiert,<br />
• Angebot und Nachfrage befanden sich<br />
in nationaler Jurisdiktion,<br />
• eine weitestgehende Eigenversorgung<br />
war sichergestellt,<br />
• es gab ein reichliches Angebot aus der<br />
Nordsee und<br />
• im Inlandsmarkt waren Produzenten<br />
„gefangen“ (captive producer).
Daraus ergab sich die Konsequenz, dass<br />
einerseits – solange Versorgungssicherheit aus<br />
eigenen Lieferquellen existierte – Vorteile<br />
gegenüber dem EU-Kontinent gegeben waren:<br />
• niedrigere Gaspreise,<br />
• geringer Investitionsbedarf,<br />
• mehr Wahlfreiheit für Kunden,<br />
• höhere Transparenz.<br />
Andererseits – nach Rückgang der einheimischen<br />
Gasproduktion – kam es zur Kehrtwende<br />
von „splendid isolation“ zu „globalem Wettbewerb<br />
um die Ressourcen“.<br />
Das bedeutet auf der Preisebene: hohe Preise<br />
und hohe Preisvolatilität sowie höchste Spotgaspreise<br />
in dem immer noch viertgrößten<br />
Produzentenland.<br />
Die Kehrtwende hatte auch eine ausgeprägte<br />
Saisonalität bei Gaspreisen zur Folge mit dem<br />
Effekt, dass ausgerechnet in Phasen hohen<br />
Verbrauchs die Preise hoch waren.<br />
Im Bereich Infrastruktur entwickelte sich zwar<br />
diskriminierungsfreier Netzzugang, aber um<br />
den Preis zunächst nicht auskömmlicher Tarife<br />
mit Risiken für Funktionsfähigkeit und Sicherheit<br />
der Gasinfrastruktur.<br />
Die Erwartung, dass hohe Preise in Zeiten<br />
knappen Erdgases eine sichere, ausreichende<br />
Versorgung garantieren, wird durch die Realität<br />
nicht bestätigt. Hohe Preise sind auf einem<br />
unvollkommenen Markt kurzfristig nicht in<br />
der Lage, Angebot und Nachfrage physisch in<br />
Übereinstimmung zu bringen. Der dazu<br />
erforderliche Ausbau der Gasinfrastruktur und<br />
die Realisierung neuer Bezugsverträge mit<br />
den großen Erdgasproduzenten lassen sich<br />
nicht kurzfristig realisieren. Es gibt eben keine<br />
„Online-Verbindung“ zwischen Preis und<br />
Angebot von Erdgas.<br />
Schlussfolgerungen aus den UK-Entwicklungen<br />
Das UK-Regulierungsmodell der<br />
Vergangenheit hatte sehr spezielle Voraussetzungen,<br />
die so nicht mehr gegeben sind<br />
(Eigenversorgung). Deshalb ist es keine<br />
Blaupause für die kontinentale Gaswirtschaft.<br />
Fortschritte bei der Versorgungssicherheit<br />
des UK-Gasmarktes sind nicht wirklich durch<br />
Magazin<br />
Entwicklung des Erdgasaufkommens in der EU 25<br />
in Mrd m 3<br />
600<br />
525<br />
450<br />
375<br />
300<br />
225<br />
150<br />
75<br />
0<br />
<strong>2005</strong> 2010 2015 2020<br />
LNG-Anteil<br />
an Importen 10% 20% 20% 22%<br />
<strong>2005</strong> vorläufig<br />
* davon: Nigeria 3%, Katar 3%<br />
Basis für Importe: kontrahierte Mengen, voraussichtliche Vertragsverlängerungen<br />
Russland ohne Mengen über die Nordeuropäische Gaspipeline (NEPG),<br />
sind in fortgeschrittenen Projekten berücksichtigt<br />
bloße Ansprüche aus dem UK auf Versorgungssicherheitsleistungen<br />
und -einrichtungen<br />
der kontinentalen Gaswirtschaft zu erreichen.<br />
Es ist von der Erwartung auszugehen, dass<br />
sich die beiden Gasmarkt-Modelle annähern<br />
werden:<br />
• Das UK dürfte stärkere Anstrengungen<br />
und entsprechende Modifizierungen seines<br />
Regulierungsmodells vornehmen, um die<br />
Versorgungssicherheit nachhaltig zu verbessern,<br />
so dass die Zustandsbeschreibung<br />
des britischen Energieministers Wicks<br />
„We have no risk takers“ überwunden<br />
werden kann.<br />
• Die kontinentale Gaswirtschaft wird<br />
weitere Schritte in Richtung Liberalisierung<br />
und mehr Transparenz gehen müssen.<br />
Ausgangslage in Deutschland und Europa:<br />
Think global, act European! Der weitere<br />
Verbrauchsanstieg, die rückläufige Eigenförderung<br />
in Europa und die erheblich gestiegene<br />
Bedeutung von verflüssigtem Erdgas (LNG)<br />
stellen die gesamte europäische Gaswirtschaft<br />
vor neue Herausforderungen. Sie bestehen in<br />
einem hohen Investitionsbedarf zur Erschließung<br />
neuer Felder und deren Anbindung über<br />
neue Infrastrukturprojekte sowie im globalen<br />
Wettbewerb zwischen den Importregionen<br />
Europa, USA und Asien.<br />
Deckungslücke<br />
Fortgeschrittene Projekte<br />
Sonstige Nicht-EU-Importe*<br />
Algerien<br />
Russland<br />
Norwegen<br />
Sonstiger EU-interner Handel<br />
Niederlande<br />
Förderung zum<br />
heimischen Verbrauch<br />
07
08 Magazin<br />
Marktkonzentration auf den europäischen Erdgasmärkten – Midstream*<br />
Marktanteil des größten Suppliers in %<br />
100<br />
75<br />
50<br />
25<br />
0<br />
Durchschnitt<br />
UK Spanien Italien Deutschland Dänemark Österreich<br />
Schweden Niederlande Irland Frankreich Belgien<br />
25% 97% 40% 60% 68% 40% 50% 91% 85% 92% 90%<br />
* Import und Produktion<br />
Quelle: Europäische Kommission, 4. Benchmarking Report<br />
Die Sicherung einer ausreichenden Versorgung<br />
mit Erdgas ist unter diesen Bedingungen nicht<br />
im engen Korsett des nationalen Kartellrechts<br />
zu erreichen. Niemand kann das Faktum leugnen,<br />
dass der europäische Gasbeschaffungsmarkt<br />
nicht nach den Spielregeln deutscher<br />
Wettbewerbsbehörden funktioniert, sondern<br />
nach den Regeln, die ein enges, mächtiges<br />
Produzentenoligopol dem importabhängigen<br />
Europa diktiert.<br />
Was wird von der nationalen Wettbewerbsaufsicht<br />
kritisiert bzw. erwartet?<br />
Stichwort „Unternehmensgröße“:<br />
Die Schaffung einer „countervailing power“<br />
gegenüber den mächtigen Produzenten, das<br />
Schultern von langfristigen risikoreichen<br />
Investitionen, die aus Gründen der Kostendegression<br />
und der Risikoteilung erforderliche<br />
Bündelung großer Einkaufsmengen über<br />
lange Lieferzeiten erfordern eine Mindestgröße<br />
der am globalen Gasmarkt agierenden<br />
Unternehmen. Innereuropäischer Wettbewerb<br />
vollzieht sich eben nicht primär auf der lokalen<br />
Stufe, sondern gerade auch auf der Großhandels-<br />
und Importstufe. Im Wettbewerb<br />
innerhalb dieser Champions League auf internationalem<br />
und europäischem Parkett können<br />
sich nur große Unternehmen behaupten.<br />
E.<strong>ON</strong> mag aus nationaler Sicht zwar als großes<br />
Unternehmen gelten, im europäischen und<br />
erst recht im globalen Kontext ist sie allerdings<br />
nur ein Konzern unter vielen.<br />
Dies wird auch deutlich, wenn man sich<br />
die Marktkonzentration midstream und<br />
downstream in Deutschland im EU-Vergleich<br />
anschaut; hier sollte es keinen nationalen<br />
Handlungsbedarf geben.<br />
Im Übrigen: Der Markteinfluss eines Unternehmens<br />
bestimmt sich bekanntlich nicht<br />
allein durch seinen Marktanteil, sondern u.a.<br />
durch die Stärke der Verfolger, technologische<br />
Leistungsfähigkeit oder Netzzugang. So zeigt<br />
die Wettbewerbssituation in Deutschland,<br />
dass der deutsche Gasmarkt zum Aktionsfeld<br />
mehrerer ausländischer, schwergewichtiger<br />
Wettbewerber geworden ist: BP, Exxon, D<strong>ON</strong>G,<br />
Shell, GDF, Wingas/Gazprom. Somit agieren<br />
auf dem deutschen Gasmarkt starke Wettbewerber<br />
mit aggressiver Marktstrategie bei<br />
offenem Markt- und Netzzugang. Zahl und<br />
Größe der aktiv auf dem Gasmarkt operierenden<br />
Unternehmen sind somit kaum als Wettbewerbsproblem<br />
zu begreifen.<br />
Stichwort „Niedrigere Gaspreise“: Wer in<br />
einer solchen Situation deutsche Versorger<br />
bewusst schwächt, schwächt damit zugleich<br />
die Intensität des Wettbewerbs ebenso wie<br />
die Versorgungssicherheit.
Marktkonzentration auf den europäischen Erdgasmärkten – Downstream<br />
Marktanteil der TOP 3 in %<br />
100<br />
75<br />
50<br />
25<br />
Mit funktionierendem Netzzugang in der EU<br />
werden Unternehmen zunehmend europäisch<br />
denken und handeln. Auf dem Weg dahin wäre<br />
es falsch, deutsche Unternehmen einseitig<br />
zu schwächen. Denn sie wären dann zwangsläufig<br />
Verlierer im europäischen Wettbewerb<br />
mit anderen europäischen Unternehmen,<br />
die von ihren jeweiligen Regierungen nachhaltig<br />
unterstützt werden. Auch ohne kleinzellige<br />
Eingriffe in den nationalen Wettbewerb<br />
wird sich ein europäischer und darüber<br />
hinaus internationaler Wettbewerb entwickeln.<br />
Welche Effekte dieser Prozess letztlich auf die<br />
Gaspreise haben wird, bleibt abzuwarten.<br />
Stichwort „Ausreichende Versorgungssicherheit“:<br />
Zweifellos muss die Sicherung<br />
unserer Energieversorgung im Zentrum der<br />
nationalen und europäischen Energie- und<br />
Wirtschaftspolitik stehen. Dabei müssen wir<br />
uns davon lösen, starke Importgesellschaften<br />
immer noch als nationale Unternehmen zu<br />
begreifen. E.<strong>ON</strong> und E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> bewegen<br />
sich längst international und stehen für große<br />
internationale Investitionen, um eine wettbewerbsfähige<br />
und sichere Energieversorgung<br />
für Deutschland und Europa sicherzustellen.<br />
Sie sind einer der größten privaten Investoren<br />
in die Versorgungssicherheit Europas. E.<strong>ON</strong><br />
und E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> sind bereit, ihre Versorgungsverantwortung<br />
auch künftig in weitreichende<br />
Investitionsentscheidungen umzusetzen.<br />
Das setzt allerdings angemessene<br />
und stabile Rahmenbedingungen voraus.<br />
Magazin<br />
0<br />
UK Spanien Italien Deutschland Dänemark Österreich<br />
Schweden Niederlande Irland Frankreich Belgien<br />
82% 79% 80% 87% 63% 88% 10% 91% 65% 95% 90%<br />
Durchschnitt<br />
Quelle: Europäische Kommission, 4. Benchmarking Report<br />
Langfristige Lieferverträge in Deutschland<br />
Die Akzentuierung des Themas Versorgungssicherheit<br />
erhöht die Attraktivität langfristiger<br />
Lieferverträge, denen hohe Bedeutung für<br />
die Verbraucher zukommt.<br />
Deshalb ist es umso bedauerlicher, dass Auffassungsunterschiede<br />
zwischen dem Bundeskartellamt<br />
und E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> zu den Konsequenzen<br />
der Eingrenzung von Lieferverträgen<br />
mit Weiterverteilern für Versorgungssicherheit<br />
und Wettbewerb bestehen. E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
stimmt zwar grundsätzlich der Einschätzung<br />
des Bundeskartellamtes nicht zu, beide haben<br />
sich aber gleichwohl unter großen Anstrengungen<br />
aufeinander zubewegt. Die Auffassungsunterschiede<br />
zwischen dem Kartellamt<br />
und E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> konzentrieren sich jetzt<br />
noch auf zwei Punkte:<br />
• Bei den Altverträgen geht es nicht um die<br />
ursprüngliche Gesamtlaufzeit, sondern<br />
um eine angemessene Übergangsfrist, die<br />
im Hinblick auf den Vertrauensschutz wohl<br />
nachvollziehbar ist und eigentlich nicht<br />
Anlass für gerichtliche Auseinandersetzungen<br />
sein sollte. Hier nimmt E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
erhebliche Risiken in Kauf im Hinblick<br />
auf die Import-Verpflichtungen des Unternehmens.<br />
• Bei Neuverträgen ist die von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
eingegangene Selbstverpflichtung weitgehend<br />
deckungsgleich mit den Forderungen<br />
des Bundeskartellamtes.<br />
09
10 Magazin<br />
• Ein Wettbewerbsbeteiligungsverbot bei<br />
Neuverträgen ist für E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> allerdings<br />
schon im Grundsatz nicht hinnehmbar,<br />
denn ein Ausschluss von Wettbewerb um<br />
Restmengen würde bedeuten, dass (insbesondere<br />
internationale) Wettbewerber,<br />
häufig monopolistisch bzw. in Staatsbesitz,<br />
unter dem Schutz der deutschen Kartellbehörden<br />
zu Bedingungen Marktanteile in<br />
Deutschland dauerhaft besetzen können,<br />
die so bei vollständigem Wettbewerb nicht<br />
zustande gekommen wären.<br />
Ausblick Wo sollte mit Verbesserungen<br />
angesetzt werden? Bei nüchterner Betrachtung<br />
ist festzustellen:<br />
• Der Netzzugang ist im technischen Handling<br />
noch zu verbessern und über alle Stufen<br />
hinweg zu vereinfachen. Daran arbeiten wir<br />
intensiv.<br />
• Die Preistransparenz (auf der Endkundenstufe)<br />
ist ebenfalls noch verbesserungsfähig.<br />
• Haushaltskunden müssen zwischen<br />
mehreren Anbietern wählen dürfen.<br />
Mit der weitgehenden Anerkennung der Linie<br />
des Bundeskartellamtes übernimmt E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> bereits deutlich mehr Risiken, da sie<br />
im Einkauf weiterhin langfristig gebunden ist,<br />
dagegen im Verkauf in hohem Maße nur noch<br />
kurzfristige Lieferverträge abschließen darf.<br />
Ob diese Risiken, die einen erheblichen Spagat<br />
darstellen, beherrschbar sein werden, ob die<br />
Wettbewerbserwartungen und die Erfordernisse<br />
der Versorgungssicherheit adäquat erfüllt<br />
werden bzw. besser erfüllt werden als heute,<br />
kann aktuell nicht beantwortet werden. Dies<br />
wird die Zukunft zeigen. Es kann jedenfalls<br />
nicht ausgeschlossen werden, dass Korrekturen<br />
vorgenommen werden müssen.<br />
Zusammenfassend kann zu Konzentration und<br />
Wettbewerb auf dem deutschen und europäischen<br />
Gasmarkt Folgendes gesagt werden:<br />
• Wir sind mit einem begrenzten Angebotswettbewerb<br />
bei einem tendenziell knappen<br />
Gut konfrontiert.<br />
• Direkten Zugriff auf dieses Gut haben nur<br />
wenige, sehr potente Unternehmen.<br />
Ihnen müssen Vertragspartner auf gleicher<br />
Augenhöhe gegenüberstehen.<br />
• Auf der Beschaffungsseite sind die<br />
Importunternehmen einem intensiven<br />
grenzüberschreitenden, zunehmend<br />
globalen Wettbewerb ausgesetzt.<br />
• Die einseitige Betonung von kurzfristigem<br />
Preiswettbewerb auf dem nationalen<br />
Absatzmarkt gefährdet das Ziel der langfristigen<br />
Versorgungssicherheit. Dies wäre<br />
in Zeiten tendenzieller Knappheit eine<br />
verhängnisvolle Fehlentwicklung mit hohen<br />
Hypotheken für die Zukunft.<br />
• Die Zersplitterung der Nachfrage gegenüber<br />
einem weiter an Marktmacht gewinnenden<br />
Produzentenoligopol kann kein Beitrag zu<br />
einer angemessenen Versorgungssicherheit<br />
sein. ¯
Versorgungssicherheit:<br />
Schlüsselthema der Energieversorgung<br />
Für ein auf Energieimporte angewiesenes Land geht es in Sachen Energieversorgung nicht<br />
allein um Wettbewerb, niedrige Energiepreise und Umweltschutz. Versorgungssicherheit<br />
ist ebenfalls ein Topthema für Energieunternehmen und Energiepolitik. Der Konkurrenzkampf<br />
um Energie zwischen Europa, Asien und den USA wird härter.<br />
Neujustierung der Energiepolitik<br />
Die fundamental veränderten Angebots- und<br />
Nachfrageverhältnisse auf den internationalen<br />
Energiemärkten, die geopolitischen Verwerfungen,<br />
die Entwicklung der Preise, d.h. nicht<br />
nur ihr steiler Anstieg, sondern auch ihre<br />
ausgeprägte Volatilität, unter der die Märkte<br />
zunehmend leiden, und auch das sich verstärkende<br />
Bewusstsein um die Gefährdung des<br />
Weltklimas führen gegenwärtig zu einem<br />
Paradigmenwechsel in der Diskussion um die<br />
Perspektiven der Energieversorgung. War<br />
bisher der Blick vornehmlich auf Preise und<br />
Wettbewerb gerichtet, kommen jetzt zu Recht<br />
Bemühungen um eine ausreichende und<br />
sichere Versorgung, um die Vermeidung und<br />
Beherrschbarkeit von Lieferstörungen und<br />
ebenso um den Schutz des Klimas stärker<br />
in den Mittelpunkt.<br />
Vor diesem Hintergrund wird auf der nationalen<br />
ebenso wie auf der europäischen Ebene<br />
eine intensive Debatte über die Notwendigkeit<br />
einer Neujustierung oder gar grundsätzlichen<br />
Neuausrichtung der Energieversorgung geführt.<br />
Viel ist dabei auch die Rede von einer<br />
größeren Rolle der erneuerbaren Energien und<br />
stärkeren Fortschritten beim Energiesparen<br />
bzw. der Verbesserung der Energieeffizienz.<br />
Energierohstoffe weltweit stark gefragt<br />
Die Prognosen über die Entwicklung des weltweiten<br />
Energieverbrauchs sind mit sehr vielen<br />
Unwägbarkeiten behaftet, doch allen vorliegenden<br />
Vorhersagen gemeinsam ist die Erwartung,<br />
dass der Bedarf erheblich anwachsen<br />
wird. Im so genannten Referenz-Szenario ihres<br />
„World Energy Outlook <strong>2005</strong>“ geht die Internationale<br />
Energie-Agentur (IEA) davon aus,<br />
Magazin<br />
dass der Weltenergiebedarf in 2030 um mehr<br />
als 50 Prozent über dem derzeitigen Wert<br />
liegen wird. Fast zwei Drittel dieses Anstiegs<br />
werden nach dieser Prognose auf die Energierohstoffe<br />
Mineralöl und Erdgas entfallen.<br />
Sollte allerdings, so die IEA, die Welt durch<br />
energische staatliche Maßnahmen in den<br />
Verbraucherländern auf einen anderen Energienutzungspfad<br />
gebracht werden können, werde<br />
das Nachfragewachstum bei den fossilen Energieträgern<br />
deutlich geringer ausfallen. Das<br />
entsprechende alternative Szenario kommt zu<br />
dem Schluss, dass unter solchen Bedingungen<br />
die weltweite Energienachfrage in 2030 noch<br />
immer um 37 Prozent höher liegen wird als<br />
heute. Darüber hinaus bleibt Öl auch in diesem<br />
Szenario mit einem Anteil von etwa einem<br />
Drittel am weltweiten Primärenergieverbrauch<br />
der wichtigste Energieträger. Erdgas verdrängt<br />
innerhalb der nächsten 25 Jahre die Kohle von<br />
Platz zwei und wird in 2030 etwa ein Viertel<br />
des weltweiten Energiebedarfs decken.<br />
Reserven und Ressourcen „Die globalen<br />
Reserven an Energierohstoffen lassen, bis<br />
auf das konventionelle Erdöl, langfristig eine<br />
ausreichende Deckung des Energiebedarfs<br />
erwarten.“ Diese Aussage aus einer kürzlich<br />
vorgelegten Studie der BGR (Bundesanstalt<br />
für Geowissenschaften und Rohstoffe) ist zunächst<br />
einmal beruhigend – und mit Zahlen<br />
untermauert. Die weltweiten Reserven an<br />
konventionellem Erdgas lagen am Jahresende<br />
<strong>2005</strong> bei 173 Billionen m 3 , wobei mehr als die<br />
Hälfte dieser schon jetzt wirtschaftlich gewinnbaren<br />
Vorräte auf die Förderländer Russland,<br />
Iran und Katar konzentriert ist. Dank seines<br />
Zugangs zu den bedeutenden Lieferregionen<br />
Russlands, Nordafrikas und – künftig – auch<br />
11
12 Magazin<br />
7,5<br />
Nordamerika<br />
Erdgasreserven der Welt<br />
Sicher gewinnbare Erdgasreserven gesamt: 173,1 Billionen m 3<br />
7,1<br />
Südamerika<br />
Westeuropa<br />
5,6<br />
Afrika<br />
13,8<br />
des Nahen Ostens befindet sich Europa<br />
demnach unter geografischen Gesichtspunkten<br />
in einer relativ komfortablen Situation.<br />
Erdgas ist also noch über viele Jahrzehnte<br />
für die Versorgung der Verbraucher vorhanden.<br />
Engpässe, die allerdings durch vermehrte<br />
LNG-Lieferungen (Liquefied Natural Gas =<br />
Flüssigerdgas) gedeckt werden könnten, sieht<br />
die BGR allenfalls für den nordamerikanischen<br />
Markt voraus.<br />
Ausreichend vorhandene Reserven und<br />
Ressourcen sind aber nur eine Seite der<br />
Medaille. Mindestens ebenso wichtig für die<br />
Deckung des nach allen Erwartungen weiter<br />
steigenden Erdgasbedarfs ist die weit in die<br />
Zukunft reichende Sicherung der Belieferung<br />
aus vorhandenen und zukünftigen Erdgasquellen.<br />
Dazu gehört weit mehr als nur deren Vorhandensein.<br />
Liefermengen müssen langfristig<br />
kontrahiert, die entsprechenden Produktionskapazitäten<br />
und die Infrastruktur müssen<br />
geschaffen, ausgebaut und erhalten werden.<br />
72,7<br />
55,3<br />
Mittel- und Nahost<br />
Fernost/<br />
Pazifik<br />
11,1<br />
GUS/<br />
Zentraleuropa<br />
1m 3 = 11,5 kWh<br />
Stand 01. 01. 2006<br />
Hoher Investitionsbedarf Die eigentliche<br />
Herausforderung wird also sein, die Energiereserven<br />
für die Märkte verfügbar zu machen.<br />
Die von der IEA für die weltweite Energieversorgung<br />
beschriebenen Prognosen machen<br />
für den Zeitraum von <strong>2005</strong> bis 2030 Gesamtinvestitionen<br />
in Höhe von 17 Billionen US-$<br />
erforderlich. In der Öl- und Gaswirtschaft<br />
belaufen sich die anstehenden Investitionen<br />
jeweils auf rund 3 Billionen US-$. Mehr als<br />
drei Viertel dieser Investitionen entfallen in der<br />
Ölindustrie auf den Upstream-Bereich, in der<br />
Gaswirtschaft sind es circa 60 Prozent. Etwa<br />
die Hälfte der weltweit erforderlichen Investitionen<br />
im Energiesektor steht in den Entwicklungsländern<br />
an, da hier die Nachfrage in<br />
den kommenden Jahren stark ansteigen wird,<br />
so die IEA.<br />
Die Mobilisierung des benötigten Kapitals wird<br />
davon abhängen, ob eine ausreichend hohe<br />
Rendite zur Kompensation der bestehenden<br />
Risiken erzielt werden kann. Mit dem anhaltenden<br />
Rückzug des Staates aus der Bereitstellung<br />
von Energiedienstleistungen wird das für
die Energieprojekte benötigte Kapital noch<br />
stärker als bisher privat finanziert werden müssen.<br />
Es wird daher davon ausgegangen, dass<br />
in den Nicht-OECD-Regionen direkte ausländische<br />
Investitionen eine zunehmend wichtige<br />
Quelle für Kapital darstellen werden.<br />
Nur wenige Staaten könnten die anstehenden<br />
Investitionen vollständig finanzieren, selbst<br />
wenn sie dies wollten, schreibt die IEA. Die<br />
Beschaffung von Privatkapital wird daher entscheidend<br />
davon abhängen, inwieweit die<br />
Staaten die Voraussetzungen für ein attraktives<br />
Investitionsklima schaffen.<br />
Energieimporte bleiben integraler Bestandteil<br />
der Energieversorgung Der Energiebedarf<br />
in Deutschland wie in Europa kann auch in<br />
Zukunft nicht ohne Energieimporte in substanziellem<br />
Ausmaß gedeckt werden. Ziel muss<br />
es deshalb sein, die Energiezufuhr aus Drittländern<br />
ökonomisch wie politisch stabil und<br />
risikominimierend zu gestalten.<br />
Gebraucht wird heute wie morgen eine breite<br />
Palette der überwiegend importierten Energieträger<br />
ebenso wie die der Lieferregionen,<br />
eine Vielfalt der Lieferanten ebenso wie die der<br />
Lieferwege. Es besteht aber heute kein Anlass,<br />
Versorgungskrisen als Folge steigender<br />
Energieimporte und geopolitischer Risiken<br />
a priori als unausweichlich an die Wand zu malen<br />
und importierten Energien den Stempel<br />
der Unsicherheit aufzudrücken. Für Erdgas gibt<br />
es in einem solchen Mix gute Möglichkeiten,<br />
seine Position in der europäischen wie der<br />
deutschen Energieversorgung im Wettbewerb<br />
zu festigen.<br />
Bundeswirtschaftsminister Michael Glos zählt<br />
Versorgungssicherheit zu den wichtigsten<br />
energiepolitischen Zielen und äußerte sich auf<br />
einer energiewirtschaftlichen Tagung Anfang<br />
2006 zufrieden darüber, dass Deutschland<br />
„sowohl seitens der Unternehmen als auch<br />
auf staatlicher Ebene ein funktionsfähiges Instrumentarium<br />
hat, um auf hypothetische<br />
Lieferengpässe adäquat reagieren zu können“.<br />
Magazin<br />
Erdgasbeschaffung vor großen Herausforderungen<br />
Auf der Beschaffungsseite steht<br />
die Gaswirtschaft vor großen Aufgaben und<br />
Herausforderungen. Hauptaufgabe der importierenden<br />
Gasunternehmen ist es, die Reserven<br />
zu mobilisieren und sie – soweit sie noch<br />
nicht vertraglich bereits gesichert sind – dauerhaft<br />
auf den europäischen Markt zu lenken.<br />
Diese Frage erhält ein besonderes Gewicht<br />
dadurch, dass sich die internationalen Beschaffungsmärkte<br />
in einem markanten Wandel<br />
befinden. Neben dem bereits erwähnten<br />
wachsenden globalen Wettbewerb ist beim<br />
Erdgas zu berücksichtigen, dass es in steigendem<br />
Maße aus unwirtlichen Gebieten über<br />
immer größere Entfernungen in die Verbrauchsregionen<br />
transportiert werden muss.<br />
Um vor diesem Hintergrund gegenüber<br />
anderen Importregionen bestehen zu können,<br />
erfordert die Mobilisierung aus Sicht Europas<br />
vor allem die Schaffung positiver Investitionsbedingungen<br />
und Anreize für Erdgasproduzenten.<br />
Das gilt mit Blick auf Lieferländer wie<br />
Norwegen oder Russland, auf die sich die<br />
Erdgasversorgung in der EU in den kommenden<br />
Jahrzehnten zu einem großen Teil stützen<br />
kann. Das gilt aber auch mit Blick auf Lieferregionen,<br />
die bisher nicht oder nur in begrenztem<br />
Maße zu unserer Versorgung beitragen.<br />
Insgesamt zeichnen sich folgende Entwicklungen<br />
ab:<br />
Es besteht ein großes Interesse, Erdgas aus<br />
Norwegen über die bestehenden Vereinbarungen<br />
hinaus zu beziehen. Denn Norwegen ist –<br />
nicht nur geografisch gesehen – ein Lieferland<br />
mit einer besonderen Nähe zu Märkten in der<br />
EU. Europa wird künftig die Bezüge aus Russland<br />
maßvoll ausbauen. Algerien ist heute ein<br />
weiterer externer Lieferant von Bedeutung.<br />
Insbesondere der südliche Teil des Kontinents,<br />
d.h. Italien, Frankreich und die Iberische Halbinsel,<br />
greift heute schon in beachtlichem Maße<br />
auf algerisches Erdgas zurück. Europäische<br />
Länder beziehen in nicht unbeträchtlichem<br />
Maße auch Erdgas in verflüssigter Form aus<br />
Algerien. Es ist davon auszugehen, dass<br />
Algerien eine wesentliche Bezugsquelle für<br />
Europa bleiben wird.<br />
Länder und Regionen, aus denen heute noch<br />
kein oder nur in sehr geringen Mengen Erdgas<br />
nach Europa fließt, werden für die Zukunft<br />
eine größere Bedeutung für die europäische<br />
Versorgung gewinnen, sei es mit Erdgas, das<br />
13
14 Magazin<br />
per Pipeline nach Europa gebracht wird, oder<br />
sei es in Form von LNG. Dabei handelt es sich<br />
um den Mittleren Osten, Afrika und gegebenenfalls<br />
auch Zentralasien.<br />
Heute spielt LNG für die Versorgung des europäischen<br />
Marktes insgesamt erst eine<br />
begrenzte Rolle. Eine zunehmende Bedeutung<br />
von LNG bei der Versorgung des europäischen<br />
Marktes ist aber abzusehen. Begründet ist<br />
diese Erwartung in erheblichen Kostenreduzierungen<br />
in der LNG-Lieferkette in den vergangenen<br />
Jahren und der dadurch gestiegenen wirtschaftlichen<br />
Attraktivität von LNG. Zahlreiche<br />
neue Lieferprojekte, die in Planung oder Vorbereitung<br />
sind, belegen diese Entwicklung und<br />
sind Indiz für einen global zunehmenden Wettbewerb<br />
um LNG (s. hierzu auch den Beitrag<br />
auf Seite 27 ff).<br />
Langfristige Verträge in der internationalen<br />
Erdgasbeschaffung unverzichtbar Wichtiges<br />
Fundament für die Mobilisierung des Erdgases<br />
bleiben langfristige Lieferverträge, die den<br />
Produzenten die notwendige Sicherheit zur<br />
Finanzierung ihrer Investitionen geben. Sie<br />
spielten bisher und spielen auch künftig eine<br />
entscheidende Rolle für Projekte, die durch<br />
hohe Investitionen und lange Vorlaufzeiten<br />
gekennzeichnet sind und die technische wie<br />
wirtschaftliche Risiken in sich bergen oder<br />
aufgrund der klimatischen Verhältnisse eine<br />
besondere Herausforderung darstellen. Der<br />
Bedeutung langfristiger Verträge für exportierende<br />
Erdgasproduzenten steht spiegelbildlich<br />
ihre Bedeutung auf der Importseite gegenüber.<br />
Sie garantieren eine verlässliche Versorgung<br />
und gewährleisten damit eine Sicherheit, die<br />
mit dem Vertrauen in die kurzfristigen Regelungskräfte<br />
des Marktes allein offensichtlich<br />
nicht zu gewährleisten ist. Dies zeigt zum Beispiel<br />
ein Blick auf die gegenwärtig angespannte<br />
Versorgungslage auf der britischen Insel.<br />
Erwähnt werden muss in diesem Zusammenhang,<br />
dass die 2004 in Kraft getretene<br />
EU-Richtlinie zur Versorgungssicherheit beim<br />
Erdgas die Bedeutung langfristiger Verträge als<br />
Instrument zur Gewährleistung einer sicheren<br />
Erdgasversorgung Europas bisher und ebenso<br />
in Zukunft ausdrücklich betont.<br />
Wettbewerbsorientierte Preisbildung: Den<br />
Gegebenheiten der Beschaffungsmärkte<br />
Rechnung tragen Die Preisbildung in langfristigen<br />
Importverträgen muss auch künftig den<br />
Gegebenheiten der Beschaffungsmärkte Rechnung<br />
tragen. Es wäre illusorisch anzunehmen,<br />
ein Energieimportland wie Deutschland, das<br />
mengenmäßig in die internationalen Märkte<br />
eingebunden ist, könne sich preislich von den<br />
Entwicklungen auf den Weltenergiemärkten<br />
mit Öl als deren „Leitwährung“ abkoppeln.<br />
In der einen oder anderen Form müssen sich<br />
die Preisimpulse des Weltmarktes auch in<br />
der Erdgas-Importpreisbildung niederschlagen.<br />
Die sog. Ölpreisbindung – verstanden als Synonym<br />
für die Bindung der Erdgaspreise an die<br />
Preise der Wettbewerbsenergien – hat sich<br />
hierfür bewährt und ist weder ein Dogma noch<br />
eine deutsche Besonderheit. Sie ist als wettbewerbsorientierte<br />
Preisbildung nach wie vor<br />
das richtige Instrument, um in einem importabhängigen<br />
Markt eine hohe Versorgungssicherheit<br />
und ein wettbewerbsgerechtes<br />
Preisniveau miteinander in Einklang zu bringen.<br />
Eine bessere Alternative, die mehr Sicherheit,<br />
Verlässlichkeit und Stetigkeit garantiert, ist<br />
nicht in Sicht.<br />
Die Ölpreisbindung hat für die Verbraucher<br />
in Deutschland wie in anderen europäischen<br />
Importländern gegenwärtig alles andere als<br />
erfreuliche Konsequenzen. Ob aber die Preisentwicklung<br />
ohne eine solche Bindung für die<br />
Verbraucher erfreulicher verliefe, darf, wie<br />
die Erfahrungen auf Märkten mit einer sog.<br />
„freien“, entkoppelten Preisbildung zeigen,<br />
mit einiger Berechtigung bezweifelt werden.<br />
Es besteht kein Anlass, zu anderen Preissystemen<br />
zu wechseln, die sich bisher vielleicht<br />
nur in autarken Märkten bewährt haben, aber<br />
keine Antwort auf die Frage geben, wie<br />
eine einseitige Preisbestimmung durch die<br />
Mengensteuerung der wenigen, dominanten<br />
Produzenten vermieden werden kann.<br />
Schlussfolgerungen für die Gestaltung der<br />
politischen Rahmenbedingungen Aus<br />
den Befunden zu den Konstellationen und den<br />
Herausforderungen auf den internationalen,<br />
zunehmend globaler werdenden Erdgas-Beschaffungsmärkten<br />
sind die richtigen Schlussfolgerungen<br />
für die Gestaltung der politischen<br />
und wettbewerblichen Rahmenbedingungen
Erdgasverbrauch in Deutschland<br />
sowie für die Ausgestaltung der Regulierung in<br />
Deutschland und im europäischen Kontext zu<br />
ziehen.<br />
Versorgungssicherheit ist integraler<br />
Bestandteil der Energiepolitik, aber auch<br />
der Außen- und Sicherheitspolitik Die<br />
Mobilisierung von Energie für den europäischen<br />
Markt setzt einen möglichst ungestörten<br />
Handel und Transit voraus, ebenso eine möglichst<br />
stabile geopolitische Lage. Das erfordert<br />
zunehmend auch politische Unterstützung<br />
und Flankierung von Projekten und laufenden<br />
Lieferungen. Versorgungssicherheit sollte<br />
deshalb zu einem integralen Bestandteil der<br />
Außen- und Sicherheitspolitik werden, und<br />
zwar national wie auf europäischer Ebene,<br />
ohne dass dabei die Rollenteilung zwischen<br />
Politik und Unternehmen grundsätzlich verschoben<br />
werden darf. Die Versorgungsverantwortung<br />
liegt auch künftig in erster Linie bei<br />
den Unternehmen.<br />
Energiepolitik muss national wie europäisch<br />
Teil der Außen- und Außenwirtschaftspolitik<br />
sein. Ziel sollte sein, tragfähige und berechenbare<br />
politische Beziehungen mit Produzentenund<br />
Transitländern zu schaffen und zu gewährleisten<br />
sowie gleichzeitig nach Möglichkeit<br />
auch zur Stabilität in den betreffenden Ländern<br />
und Regionen beizutragen.<br />
Magazin<br />
in Mrd m 3 in %<br />
80 32<br />
70 28<br />
60 24<br />
50 20<br />
40 16<br />
30 12<br />
20 8<br />
10 4<br />
0 0<br />
1970 1980 1990 2000 2004 <strong>2005</strong><br />
� Erdgasverbrauch<br />
in Mrd m 3 14,7 57,9 61,4 79,0 86,6 86,6<br />
� Erdgasanteil<br />
am PEV in % 4,3 14,4 15,5 20,7 22,4 22,7<br />
Dialog und Kooperation mit Produzenten-,<br />
Transit-, aber ebenso mit anderen Verbraucherländern<br />
haben auch die EU-Energieminister auf<br />
ihrem Treffen Mitte März 2006 als wesentliche<br />
Elemente zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit<br />
in Europa herausgestellt. In der<br />
Frage der institutionellen Verankerung ist zu<br />
sehen, dass es bereits Dialogprozesse gibt, in<br />
denen die Verbraucher mit den Produzentenländern<br />
kooperieren – z.B. im EU-Russland-<br />
Energiedialog oder dem Dialog, den die EU<br />
bzw. die IEA mit der OPEC/den Ölproduzenten<br />
installiert haben.<br />
Hierauf gilt es aufzubauen und handlungsfähige<br />
Lösungen zu finden, an denen alle mitwirken<br />
können und wollen – Energie-Produzenten,<br />
Verbraucherländer, Transitstaaten und<br />
auch die Energieunternehmen. Mit einem<br />
Wort: Versorgungssicherheit muss auf kooperativem<br />
Wege organisiert werden, und dies<br />
im globalen Rahmen.<br />
Die Frage einer kohärenten Energie-Außenpolitik<br />
nimmt auch breiten Raum im energiepolitischen<br />
Strategiepapier der EU-Kommission<br />
ein, ihrem Grünbuch „Eine europäische<br />
Strategie für nachhaltige, wettbewerbsfähige<br />
und sichere Energie (vom 8. März 2006)“, zu<br />
dem es anlässlich der Energieministerratssitzung<br />
eine Aussprache gab.<br />
Die EU-Kommission hält es für erforderlich,<br />
dass Europa in die Lage versetzt wird,<br />
zusammen mit Energiepartnern weltweit eine<br />
15
16 Magazin<br />
wirksamere internationale Rolle zu spielen<br />
und hierfür tatsächlich „mit einer Stimme zu<br />
sprechen“, die Interessen also zu bündeln. Das<br />
Bundeswirtschaftsministerium brachte nach<br />
der Energieministerratssitzung zum Ausdruck,<br />
dass ein europäischer Regulator aber nicht<br />
gebraucht werde.<br />
Unternehmensgrößen im globalen Maßstab<br />
sehen In einer auffälligen Asymmetrie zu<br />
diesem durchaus überlegenswerten Ansatz<br />
stehen allerdings die deutsche wie europäische<br />
Wettbewerbspolitik und kartellrechtliche<br />
Praxis, die darauf abzielen, die kommerzielle<br />
Bündelungskraft europäischer Importunternehmen<br />
zu zersplittern.<br />
Unternehmensgrößen und Konzentrationsgrade<br />
dürfen vorrangig nicht mit der Elle des<br />
nationalen Kartellrechts gemessen werden.<br />
Es bedarf in Deutschland wie Europa global<br />
agierender Unternehmen, die Risiken übernehmen,<br />
sich an internationalen Großprojekten<br />
beteiligen und die mit ihrer Absorptions- und<br />
Bündelungskraft gegenüber Produzenten<br />
und gegenüber potenten Wettbewerbern aus<br />
anderen Importregionen bestehen können.<br />
Die Zersplitterung der Nachfrage gegenüber<br />
einem weiter an Marktmacht gewinnenden<br />
Produzentenoligopol kann kein Beitrag zur<br />
Versorgungssicherheit sein.<br />
Die These, mehr Wettbewerb auf dem<br />
Absatzmarkt mit möglichst vielen, möglichst<br />
kleinen Anbietern und mit dem Verzicht auf<br />
langfristige Bindungen auch in der inländischen<br />
Lieferkette führe automatisch auch zu einem<br />
hohen Grad an Versorgungssicherheit, dürfte<br />
angesichts der Befunde zur Lage und der<br />
Perspektiven auf den internationalen Beschaffungsmärkten<br />
einem Praxistest nicht standhalten.<br />
Auch kleinzellig denkende Wettbewerbsdogmatiker<br />
können die Augen vor den<br />
regionalen und globalen Herausforderungen<br />
nicht verschließen.<br />
Regulierung darf Sicherheitsaspekte nicht<br />
vernachlässigen Der Ausgestaltung der Regulierung<br />
kommt bei der Gewährleistung einer<br />
zuverlässigen Versorgung der Verbraucher eine<br />
grundlegende Bedeutung zu. Sie muss so<br />
gestaltet sein, dass sie ausreichende Anreize<br />
schafft, damit die Gasnetze in einem guten<br />
Betriebszustand gehalten und die nötigen Ausbauinvestitionen<br />
getätigt werden.<br />
Eine an kurzfristigen Zielen orientierte Regulierungspolitik<br />
würde zu einem Auszehren der<br />
Substanz der Netze führen und ließe die wesentlichen,<br />
für das Gasgeschäft nicht einseitig<br />
gestaltbaren relevanten Rahmenbedingungen<br />
auf den Beschaffungsmärkten außer Acht.<br />
Gebraucht wird eine Regulierung, die mit ausreichendem<br />
Weitblick die Bedingungen schafft,<br />
unter denen die Gaswirtschaft weiterhin in<br />
den Erhalt und den weiteren Ausbau ihrer<br />
Infrastrukturen investieren kann. Nur so kann<br />
die Regulierung ihrer Aufgabe gerecht werden,<br />
dauerhaft eine preiswürdige und sichere<br />
Versorgung der Verbraucher zu gewährleisten.<br />
Flexibilitäten und Reservekapazitäten<br />
Ein weiterer Aspekt verdient in der Diskussion<br />
um die Sicherheit der Energieversorgung Aufmerksamkeit:<br />
In einer Zeit immer größerer<br />
Unsicherheiten und Ungleichgewichte der<br />
regionalen Bedarfsentwicklung werden ausreichende<br />
Flexibilitäten und Reservekapazitäten<br />
benötigt, um auch in außergewöhnlichen<br />
Situationen Verbraucher sicher versorgen zu<br />
können.<br />
Und die Frage ist, wer bereit ist, hierin<br />
angesichts einer immer stärker wettbewerblich<br />
geprägten Energiewirtschaft zu investieren.<br />
Diese Bereitschaft wird sich wohl kaum in ausreichendem<br />
Maße finden lassen, wenn nur<br />
kurzfristiges Denken das Handeln bestimmen<br />
würde.<br />
Fazit Versorgungssicherheit ist keine Selbstverständlichkeit,<br />
sondern sie erfordert angesichts<br />
der sich wandelnden und immer globaler<br />
werdenden Märkte und der zunehmend an<br />
Einfluss gewinnenden geopolitischen Bedingungen<br />
ständige Aufmerksamkeit.<br />
Es ist unternehmerische Aufgabe und<br />
Verantwortung, hierauf mit einer auf Nachhaltigkeit<br />
ausgerichteten Strategie flexibel<br />
zu antworten. Es ist Aufgabe der Politik,<br />
die jeweils erforderlichen Neujustierungen<br />
der Rahmenbedingungen mit Weitblick<br />
und Augenmaß vorzunehmen. ¯
Wachstum außerhalb der Landesgrenzen<br />
Steigender Auslandsabsatz – internationale Beteiligungen<br />
Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> macht zwar nach wie vor ihr Hauptgeschäft in Deutschland, war aber<br />
schon immer auch international ausgerichtet. Speziell die Erdgasbeschaffung ist aufgrund<br />
der Reservenverteilung durch grenzüberschreitenden Handel gekennzeichnet. In der Rolle als<br />
Market Unit Pan European Gas im E.<strong>ON</strong> Konzern ist E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> noch europäischer<br />
geworden – und das in zweifacher Hinsicht: Der Erdgasabsatz im Ausland wächst weiter und<br />
die Beteiligungen an mittel- und osteuropäischen Gastransport- und Handelsgesellschaften<br />
werden kontinuierlich ausgebaut.<br />
Vertriebsaktivitäten im Ausland Die<br />
Vertriebsaktivitäten der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> im<br />
Ausland entwickeln sich positiv. Wesentlichen<br />
Anteil daran haben Lieferungen an andere<br />
Market Units des E.<strong>ON</strong>-Konzerns. Nach der<br />
Belieferung von E.<strong>ON</strong> UK, die bereits im<br />
Oktober 2004 aufgenommen wurde, wird seit<br />
Oktober <strong>2005</strong> auch E.<strong>ON</strong> Nordic mit Erdgas<br />
versorgt. Zudem haben die Verlängerung<br />
bestehender Verträge, Aufstockungen bisheriger<br />
Liefermengen oder der Abschluss neuer<br />
Lieferverträge mit Dritten außerhalb des Konzerns<br />
zur Intensivierung des internationalen<br />
Geschäfts beigetragen.<br />
Das zeigt sich in einem deutlichen Anstieg<br />
der ins Ausland gelieferten Mengen und ihres<br />
Anteils am Gesamtabsatz. Der Anteil der<br />
Erdgaslieferungen an Kunden im Ausland belief<br />
sich <strong>2005</strong> auf 19,6 Prozent, 1998 waren es<br />
erst fünf Prozent und im vergangenen Jahr<br />
noch rund 14 Prozent. Insgesamt belieferte<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Kunden in 13 europäischen<br />
Ländern.<br />
Die weiteren Aussichten sind positiv. So ist<br />
beabsichtigt, dass E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> das erste<br />
Gaskraftwerk beliefert, das E.<strong>ON</strong> in Italien, und<br />
zwar in Livorno Ferraris bei Turin, bauen wird.<br />
Dieses 800-MW-Gaskraftwerk soll Ende 2007<br />
in Betrieb gehen. Daneben werden der Ausbau<br />
der Lieferungen an andere E.<strong>ON</strong> Market Units<br />
und die internationalen Beteiligungsunternehmen<br />
der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> vorangetrieben.<br />
Magazin<br />
Energiebeteiligungen in Mittel- und Osteuropa<br />
Eine strategische Zielsetzung des<br />
E.<strong>ON</strong>-Konzerns ist es, die Marktposition in<br />
Mittel- und Osteuropa durch gezielte Zukäufe<br />
zu stärken. Dabei hat E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>2005</strong><br />
weitere Fortschritte gemacht.<br />
Rumänien Mit E.<strong>ON</strong> Gaz România (ehemals<br />
DistriGaz Nord) hält E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> eine Mehrheitsbeteiligung<br />
an einer der beiden großen<br />
regionalen Gasgesellschaften in Rumänien. Im<br />
Zuge der Privatisierung der rumänischen<br />
Gaswirtschaft hatte E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> bereits im<br />
Oktober 2004 den Zuschlag für den Erwerb<br />
erhalten. Die Transaktion wurde im Juni <strong>2005</strong><br />
nach Zustimmung der zuständigen Behörden<br />
abgeschlossen. Seither hält E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
eine Mehrheitsbeteiligung von 51 Prozent.<br />
E.<strong>ON</strong> Gaz România ist für den Gashandel und<br />
die Gasdistribution im nördlichen und westlichen<br />
Teil Rumäniens zuständig. Mehr als<br />
1,2 Mio Kunden werden über ein 17.500 km<br />
langes Pipelinenetz mit rund 4 Mrd m 3 Erdgas<br />
pro Jahr versorgt.<br />
Rumänien verzeichnete <strong>2005</strong> einen deutlichen<br />
Rückgang des Wirtschaftswachstums auf rund<br />
4 Prozent (Vorjahr 8,3 Prozent). Insbesondere<br />
der Agrarsektor war aufgrund der Flutereignisse<br />
im Frühjahr/Sommer <strong>2005</strong> für diesen<br />
Rückgang verantwortlich. Dagegen wuchsen<br />
die Bautätigkeit und der Dienstleistungssektor<br />
stark. Die Inflationsrate lag bei rund 9 Prozent<br />
und damit im Vergleich zum Vorjahr etwa<br />
3,5 Prozentpunkte niedriger.<br />
17
18 Magazin<br />
SERBIEN UND<br />
M<strong>ON</strong>TENEGRO<br />
Erdgasversorgung in Rumänien<br />
UNGARN<br />
Arad<br />
Timisiora<br />
Oradea<br />
Bihor<br />
Arad<br />
Timis<br />
Satu Mare<br />
Baia Mare<br />
Zalau<br />
Deva<br />
Cluj<br />
Alba<br />
Hunedoara<br />
Resiva<br />
Gorj<br />
Förderung<br />
Speicher<br />
Mehedinti<br />
Transportleitungen<br />
Turmu<br />
Transportleitungen geplant<br />
Severin<br />
DistriGaz Nord (heute E.<strong>ON</strong> Gaz România)<br />
DistriGaz Süd<br />
UKRAINE<br />
Baia Mare<br />
Cluj<br />
Alba<br />
Targu Jiu<br />
Bistrita<br />
Bistrita<br />
Craiova<br />
Dolj<br />
E.<strong>ON</strong> Gaz România steht vor der Herausforderung,<br />
sich in diesem schwierigen Umfeld für<br />
den Wettbewerb im rumänischen Gasmarkt zu<br />
rüsten und den Regulierungsanforderungen<br />
der Europäischen Union zu genügen. Die Gesellschaft<br />
befindet sich daher in einer Restrukturierungsphase,<br />
die Maßnahmen zur Effizienzsteigerung<br />
und Modernisierung, insbesondere<br />
im IT-Bereich und im Pipeline-Netz, sowie die<br />
Integration in den E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-Konzern umfasst.<br />
Seit Anfang <strong>2005</strong> befindet sich ein Team<br />
von rund 15 Mitarbeitern der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
vor Ort in Rumänien, das eng mit dem rumänischen<br />
Management von E.<strong>ON</strong> Gaz România<br />
zusammenarbeitet. 2006 soll eine komplett<br />
neue, moderne Organisationsstruktur eingeführt<br />
werden. Bis Mitte 2007 ist geplant, das<br />
Unbundling von Handels- und Transportgeschäft<br />
der Gesellschaft durchzuführen. Bis 2008 soll<br />
der Integrationsprozess von E.<strong>ON</strong> Gaz România<br />
in den E.<strong>ON</strong>-Konzern abgeschlossen sein.<br />
Suceava<br />
Suceava<br />
Mures<br />
Botosani<br />
Piatra-<br />
Neamtj<br />
Bacau<br />
Iasi<br />
Bacau<br />
Vaslui<br />
Vaslui<br />
BULGARIEN<br />
MOLDAWIEN<br />
Târgu Harghita<br />
Mures<br />
Galati<br />
Sibiu<br />
Fargas<br />
Brasov<br />
Focsani<br />
Galati<br />
Sibiu<br />
Brasov<br />
Pitesti<br />
Buzau<br />
Braila<br />
Tulcea<br />
Tulcea<br />
Valcea<br />
Pitesti<br />
Prahova<br />
Targivist<br />
Valcea<br />
Ialomita<br />
Targoviste<br />
Calarasi<br />
Bucharest<br />
Calarasi<br />
Giurgiu<br />
Constanta<br />
Constanta<br />
Alexandria<br />
Giurgin<br />
Die E.<strong>ON</strong> Energie <strong>AG</strong>, Schwestergesellschaft<br />
der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> und zuständig für das<br />
zentraleuropäische Stromgeschäft, hat sich<br />
ebenfalls im rumänischen Markt engagiert und<br />
den Zuschlag für eine Stromverteilungsgesellschaft<br />
erhalten, die einen Teil des Versorgungsgebietes<br />
der E.<strong>ON</strong> Gaz România abdeckt. Hier<br />
sind erhebliche Synergien im Downstream-<br />
Bereich zu erwarten.<br />
Ungarn Anfang Januar 2006 ist E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
International (ERI), in der die internationalen<br />
Beteiligungen der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> gebündelt<br />
sind, im Hinblick auf die Übernahme des Gasgeschäfts<br />
der ungarischen MOL zum Zuge<br />
gekommen.<br />
Dass sich die seit Oktober 2004 laufenden<br />
Verhandlungen so langwierig gestalteten, war<br />
nicht zuletzt den kartellrechtlichen Prüfungen<br />
geschuldet. Bereits Anfang November 2004<br />
Schwarzes Meer
hatten ERI und MOL den Vertrag über den<br />
Erwerb von 75 Prozent minus 1 Aktie des Handels-<br />
und Speichergeschäftes der MOL sowie<br />
einer 50-Prozent-Beteiligung an der Panruzgas,<br />
einer ungarischen Gasimportgesellschaft,<br />
unterzeichnet. Danach begann die Prüfung<br />
der Behörden.<br />
Im Dezember <strong>2005</strong> hatte die EU-Kommission<br />
dem Erwerb unter Auflagen zugestimmt. Im<br />
Rahmen dieser Auflagen muss sich MOL<br />
vollständig vom Gasspeicher- und Gashandelsgeschäft<br />
trennen. ERI hat daher auch die<br />
restlichen 25 Prozent an beiden Gesellschaften<br />
übernommen. Der Erwerb der zusätzlichen<br />
Gesellschaftsanteile ist Anfang 2006 von den<br />
ungarischen Energiebehörden genehmigt worden.<br />
Die Transaktion sichert ERI eine starke<br />
Position im ungarischen Midstream-Geschäft.<br />
Insgesamt also ein äußerst schwieriger<br />
und langwieriger Prozess, der belegt, wie genau<br />
die Kartellbehörden die Expansion großer<br />
Unternehmen begleiten. Auf der anderen<br />
Seite ist festzustellen, dass die Regulierung in<br />
Mittel- und Osteuropa auch für große Unternehmen<br />
erhebliche Risiken beinhaltet. So hat<br />
sich der Regulierungsrahmen in Ungarn wesentlich<br />
verändert. Ähnlich wie in Rumänien<br />
zögert man, den starken Importpreisanstieg<br />
an die Haushalte und Industrie weiterzugeben,<br />
deren Preise heute noch reguliert sind.<br />
Dennoch ist Ungarn insgesamt ein attraktiver<br />
Markt. Die Volkswirtschaft wächst jährlich um<br />
etwa vier Prozent – zum Vergleich: Deutschland<br />
plus 0,9 Prozent. Gleichzeitig kann Ungarn<br />
Erfolge bei der Bekämpfung der Inflation vorweisen:<br />
Die einst hohen Inflationsraten von<br />
10 Prozent (Jahr 2000) sind zuletzt auf etwa<br />
3,6 Prozent (Deutschland: 2 Prozent) gefallen.<br />
Slowakei In der Slowakei haben sich für<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> die bisher positiven Erfahrungen<br />
mit der dortigen Beteiligung an dem landesweit<br />
tätigen Gasversorger SPP auch <strong>2005</strong><br />
bestätigt. Nicht zuletzt angesichts des starken<br />
Importpreisanstiegs ist jedoch auch in der Slowakei<br />
ein starker Druck aus der Politik auf die<br />
Tarifgestaltung der Gaswirtschaft zu spüren.<br />
Italien Das ausländische Engagement der<br />
Thüga Aktiengesellschaft (Thüga), einer Business<br />
Unit der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>, konzentriert sich<br />
auf den italienischen Gasmarkt. Thüga hat<br />
ihre Beteiligungsaktivitäten in Italien unter der<br />
Magazin<br />
Holding Thüga Italia gebündelt. Diese Gesellschaft<br />
konzentriert ihre Engagements auf den<br />
wirtschaftsstarken nord- und mittelitalienischen<br />
Raum. Im Geschäftsjahr <strong>2005</strong> haben die<br />
Unternehmen der Thüga Italia-Gruppe rund<br />
18 Mrd kWh Erdgas verkauft.<br />
Aufgrund der sich bietenden Wachstumspotenziale<br />
ist der italienische Erdgasmarkt für<br />
Thüga besonders interessant. Gemessen am<br />
Erdgasverbrauch zählt der italienische neben<br />
dem britischen und deutschen Erdgasmarkt zu<br />
den größten in Europa. Die Struktur des italienischen<br />
Erdgasmarktes, die durch eine Vielzahl<br />
auch kleinerer Gasversorger gekennzeichnet<br />
ist, bietet gute Voraussetzungen für weitere<br />
Engagements. Die sowohl privaten wie auch<br />
kommunalen Eigentümer der eher mittelständisch<br />
geprägten Unternehmen suchen im<br />
Wettbewerbsumfeld nach strategischen Beteiligungspartnern<br />
oder sind ganz zur Abgabe<br />
ihrer Anteile bereit.<br />
Thüga Italia führt intensive Gespräche mit<br />
privaten, aber auch mit kommunalen Eigentümern<br />
mit dem Ziel, neue Beteiligungen zu<br />
erwerben. Weiteres Wachstum wird durch<br />
die Übernahme von Gasnetzkonzessionen im<br />
Rahmen von Ausschreibungsverfahren angestrebt.<br />
Zudem ermöglicht das Eingehen von<br />
Vertriebspartnerschaften, insbesondere im<br />
kommunalen Versorgungsbereich, zusätzliche<br />
Chancen, die Position auf dem italienischen<br />
Gasmarkt auszubauen. Die auch in Italien<br />
bestehende Regulierung der Gasnetze, die<br />
restriktiven Tarifpreisgenehmigungen und die<br />
angespannte Wettbewerbssituation führen<br />
allerdings zu erheblichem Ertragsdruck für die<br />
Gesellschaften der Thüga Italia-Gruppe. ¯<br />
Auslandsabsatz der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
in Mrd kWh<br />
160<br />
140<br />
120<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
0<br />
1996 2001 2002 2003 2004 <strong>2005</strong><br />
3,5% 7,4% 10,9% 10,6% 13,7% 19,6%<br />
Exporte an Großbritannien, Dänemark, Liechtenstein, Benelux, Frankreich, Italien, Polen,<br />
Österreich, Schweden, Schweiz und Ungarn<br />
19
20 Magazin<br />
Länderporträt Ungarn<br />
Drehscheibe für den europäischen Gasmarkt<br />
Seit Mai 2004 gehört Ungarn der Europäischen Union an. Das Land verzeichnete <strong>2005</strong> ein<br />
Wachstum des Bruttoinlandsprodukts von 4,1 Prozent; es wird erwartet, dass es in den nächsten<br />
Jahren etwa bei einem jährlichen Wachstum in dieser Größenordnung bleibt. Die Inflationsrate<br />
sank von 10 Prozent in 1999 auf 3,6 Prozent in <strong>2005</strong> – Tendenz weiter sinkend. Ungarn ist<br />
führend beim Reformprozess in Zentral-Osteuropa. Für Investoren also günstige Konstellationen.<br />
Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> ist seit den 80er Jahren in der ungarischen Gaswirtschaft engagiert. Sie<br />
steht durch die Übernahme der Gashandelssparte und der Speicheraktivitäten des ungarischen<br />
Energiekonzerns MOL vor großen Herausforderungen, aber auch vor großen Chancen in<br />
dieser Region.<br />
Das Wirtschaftswachstum in Ungarn ist zwar<br />
<strong>2005</strong> nicht ganz so hoch ausgefallen wie in den<br />
anderen neuen Mitgliedsländern der Europäischen<br />
Union, aber dafür sind in Ungarn andere<br />
Wirtschaftsdaten besser. Weil die Politik ihr<br />
Schwergewicht auf eine soziale Abfederung<br />
der Bevölkerung gelegt hat, ist die Arbeitslosenquote<br />
relativ niedrig. Das verspricht für<br />
die nächsten Jahre mehr Konsum und initiiert<br />
damit weiteres robustes Wachstum.<br />
Struktur des Primärenergieverbrauchs in Ungarn<br />
in %<br />
50,0<br />
37,5<br />
25,0<br />
12,5<br />
0<br />
Mineralöl Erdgas Kohle Kernenergie Sonstige<br />
Schwachpunkt der ungarischen Wirtschaft<br />
bleibt neben dem hohen Leistungsbilanzdefizit<br />
insbesondere das hohe Haushaltsdefizit. Von<br />
2002 bis 2004 konnte es von 8,5 Prozent des<br />
Bruttoinlandsprodukts auf 5,4 Prozent gedrückt<br />
werden. <strong>2005</strong> ist es entgegen den Planungen<br />
der Regierung jedoch voraussichtlich wieder<br />
etwas gestiegen. Es liegt damit weiterhin<br />
deutlich über dem Maastrichter Referenzwert<br />
von 3 Prozent des Bruttoinlandsprodukts. Seit<br />
2004 konnte das Leistungsbilanzdefizit nur<br />
wenig gesenkt werden. Zusammen mit der<br />
angespannten Haushaltslage könnte es 2006<br />
den Forint unter Abwertungsdruck bringen.<br />
Eine der großen deutschen Banken schreibt<br />
dazu: „Wegen der Ungleichgewichte in Budget<br />
und Leistungsbilanz können … plötzliche<br />
Abflüsse kurzfristigen Auslandskapitals verbunden<br />
mit starken Wechselkursbewegungen<br />
und einer harschen realwirtschaftlichen Anpassung<br />
nicht ausgeschlossen werden.“
SLOWENIEN<br />
Erdgasleitungen in Ungarn<br />
ÖSTERREICH<br />
KROATIEN<br />
Gyor<br />
Nagykanizsa<br />
Pécs<br />
Wachstumsregion für Erdgas Der Energieverbrauch<br />
Ungarns beläuft sich auf 26 Mio t OE,<br />
dies entspricht 7,5 Prozent des deutschen<br />
Primärenergieverbrauchs. Erdgas ist in Ungarn<br />
Energieträger Nr. 1, sein Anteil am Energieverbrauch<br />
in Höhe von 45 Prozent entspricht<br />
etwa dem der Niederlande. Mineralöl mit<br />
25 Prozent sowie Kohle und Kernenergie (zusammen<br />
25 Prozent) stellen die weiteren<br />
Säulen der ungarischen Energieversorgung dar.<br />
Die Absatzstruktur für Erdgas nach Sektoren<br />
sieht wie folgt aus: 50 Prozent Haushalte und<br />
Kleinverbraucher, 15 Prozent Industrie, 26 Prozent<br />
Kraftwerke, 9 Prozent Sonstige. In ihren<br />
Prognosen gehen Experten davon aus, dass<br />
der Gasverbrauch in Ungarn von heute<br />
13 Mrd m 3 bis 2020 auf bis zu 16 Mrd m 3<br />
ansteigen kann.<br />
Außerdem kommt Ungarn eine strategische<br />
Bedeutung als gaswirtschaftliche Drehscheibe<br />
in der Region zu, da die Nachfrage nach Erdgas<br />
auch in den Nachbarländern weiter steigen<br />
wird.<br />
Vor diesem Hintergrund ist für E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
die Übernahme des Gashandelsgeschäfts<br />
und der Gasspeicher von MOL eine gute Entscheidung,<br />
weil sie nicht nur die bereits<br />
SLOWAKEI<br />
Budapest<br />
Szeged<br />
SERBIEN<br />
Miskolc<br />
Magazin<br />
Debrecen<br />
Hajdúszoboszló<br />
bestehenden Gas- und Stromaktivitäten des<br />
Konzerns in Ungarn sinnvoll ergänzt, sondern<br />
auch die realistische Möglichkeit eröffnet,<br />
am Wirtschaftswachstum teilzuhaben. Als<br />
Gasgroßhändler für regionale Gasunternehmen<br />
beliefert MOL auch Industriebetriebe und<br />
Kraftwerke in Ungarn.<br />
Mit der Übernahme des Gashandelsgeschäfts<br />
und der Gasspeicher von MOL verbessert sich<br />
für E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> auch die Ausgangsposition<br />
in den liberalisierten Energiemärkten Mittelund<br />
Osteuropas. In diesem Zusammenhang ist<br />
die Kapazität von fünf unterirdischen Erdgasspeichern,<br />
die zurzeit 3,4 Mrd m 3 Arbeitsgas<br />
beträgt, zu nennen.<br />
Energiepolitik in Ungarn Zuständig für die<br />
Energiepolitik ist in Ungarn das vor einigen<br />
Jahren geschaffene Wirtschafts- und Verkehrsministerium.<br />
Innerhalb dieses Ministeriums<br />
befasst sich eine eigene Behörde (Magyar<br />
Energia Hivatal, MEH) mit der Energiepolitik,<br />
die auch für Regulierungsfragen zuständig ist.<br />
Zu den ersten Aufgaben der MEH-Behörde<br />
gehörte die Aufsicht über die Gas- und Strom-<br />
RUMÄNIEN<br />
UKRAINE<br />
überregionale Erdgasleitungen<br />
vorhanden<br />
Regionalversorgungsleitungen<br />
vorhanden<br />
Erdgasübergabestelle<br />
21
22 Magazin<br />
preise, die seit Mitte der neunziger Jahre<br />
durch das Ministerium festgelegt wurden.<br />
Auch der schwierige Übergang von der ehemaligen<br />
Planwirtschaft zu einem liberalisierten<br />
Markt wird weiterhin von der MEH gesteuert.<br />
Das Ziel dabei ist ehrgeizig: Bis zum Jahr 2007<br />
soll die Liberalisierung der Energiemärkte<br />
abgeschlossen sein.<br />
Am weitesten fortgeschritten ist die Liberalisierung<br />
der Stromwirtschaft. Inzwischen ist<br />
der Großteil der ungarischen Kraftwerke in<br />
privater Hand. Dass sich die Ungarn dabei auf<br />
Rat und Mithilfe westeuropäischer Regulatoren<br />
stützten, ist an der konsequenten Umsetzung<br />
des Unbundling zu erkennen. Mit Know-how<br />
aus den Niederlanden und aus Großbritannien<br />
ist die Trennung von Erzeugung, Verteilung<br />
und Vertrieb innerhalb der Elektrizitätswirtschaft<br />
in Ungarn umgesetzt worden. Die Liberalisierung<br />
des ungarischen Gasmarktes ist<br />
noch nicht so weit fortgeschritten wie im<br />
Strombereich. Die Energiebehörde lässt aber<br />
keinen Zweifel daran, dass dieses Ziel bald<br />
erreicht sein wird. ¯<br />
Ungarn: Im Fokus deutscher Investoren Die Struktur des Außenhandels zwischen Ungarn<br />
und Deutschland verändert sich schnell. Der Anteil technischer Produkte wächst, während<br />
der Anteil exportierter landwirtschaftlicher Produkte, Nahrungsmittel und Rohstoffe oder<br />
Energieträger stetig sinkt. Seit den neunziger Jahren haben immer mehr deutsche Unternehmen<br />
Teile ihrer Produktion nach Ungarn verlagert. 40 Prozent der deutschen Kapitalinvestitionen,<br />
die für mittel- und osteuropäische Länder bestimmt sind, fließen allein nach<br />
Ungarn. Dabei wird von ungarischer Seite die Beteiligung deutscher Unternehmen an<br />
der Privatisierung des ungarischen Energie- und Gassektors als bedeutend hervorgehoben.<br />
Bis Ende 2002 floss ausländisches Kapital in Höhe von mehr als 28 Mrd US-$ nach<br />
Ungarn. Davon kamen rund 8,7 Mrd US-$ aus Deutschland. Das entspricht 31 Prozent des<br />
gesamten Kapitaleingangs. In Ungarn sind zurzeit mehr als 7.500 Unternehmen mit deutscher<br />
Beteiligung tätig. Elf der 50 größten ungarischen Unternehmen, die mit ausländischer<br />
Investition gegründet wurden, entstanden mit dem Kapital deutscher Großunternehmen.<br />
Davon profitieren nicht nur die rund 10 Mio Einwohner Ungarns, sondern auch die Bewohner<br />
in den benachbarten Ländern, denen zum Beispiel bei der Gasversorgung die sich<br />
weiter verbessernde Infrastruktur zugute kommt.
Magazin<br />
Untertage-Speicher für Erdgas: Wichtige<br />
Funktion für die bedarfsgerechte Versorgung<br />
Die sichere und bedarfsgerechte Versorgung mit Erdgas ist zu einer der Selbstverständlichkeiten<br />
unseres Alltags geworden. Untertage-Gasspeicher bilden in der gaswirtschaftlichen Infrastruktur<br />
ein zeitlich ausgleichendes Element zwischen dem nahezu kontinuierlichen Erdgasbezug aus den<br />
Produzentenländern und der saisonal stark schwankenden, bedarfsabhängigen Belieferung der<br />
Kunden. Auch zur Überbrückung temporärer Liefereinschränkungen können Untertage-Speicher<br />
beitragen.<br />
Die Erdgasbeschaffung von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
beruht auf langfristigen Verträgen mit überwiegend<br />
gleichmäßigen Lieferungen. So<br />
muss im verbrauchsschwachen Sommer<br />
nicht benötigtes Erdgas in die Untertage-<br />
Gasspeicher eingelagert werden, um es im<br />
verbrauchsstarken Winter, mit Leistungsspitzen<br />
an besonders kalten Tagen, bedarfsgerecht<br />
an den Verbraucher abgeben zu<br />
können. Den Untertage-Gasspeichern als<br />
unverzichtbaren Bindegliedern zwischen den<br />
Erdgaslagerstätten und den Verbrauchern<br />
wird künftig, neben ihrer technischen Aufgabe<br />
als Instrument zur Anpassung des Angebots<br />
an den Bedarf, voraussichtlich auch eine<br />
zunehmende Bedeutung für die Versorgungssicherheit<br />
zukommen.<br />
Zwei Typen von Untertage-Gasspeichern<br />
Grundsätzlich gibt es zwei Möglichkeiten,<br />
Erdgas unterirdisch zu speichern. Kavernenspeicher<br />
und Porenspeicher unterscheiden<br />
sich hinsichtlich Speichergestein und -mechanismus.<br />
Kavernen sind große, natürliche<br />
oder künstlich durch Aussolung von Steinsalz<br />
oder durch Bergbau geschaffene unterirdische<br />
Hohlräume. Besondere Bedeutung für die<br />
Untertage-Gasspeicherung kommt den künstlich<br />
angelegten Kavernen im Steinsalz zu.<br />
Die petrophysikalischen Eigenschaften von<br />
Salz garantieren die natürliche Dichtheit der<br />
Steinsalzkavernen und machen eine zusätzliche<br />
Auskleidung, wie bei bergmännisch<br />
geschaffenen Felskavernen, unnötig.<br />
Die Anlage von Untertage-Gasspeichern<br />
in Kavernen ist an das Vorkommen von<br />
mächtigen unterirdischen Salzlagerstätten in<br />
erreichbaren Tiefen gebunden. Dies ist insbesondere<br />
durch die Salzaufdomungen in<br />
Nord- und Mitteldeutschland gegeben. Im<br />
Steinsalz, das überwiegend in so genannten<br />
Salzstöcken, nur wenige hundert Meter tief<br />
unter der Erdoberfläche, mit Bohrungen<br />
erschlossen werden kann, lassen sich soletechnisch<br />
große Hohlräume für die Erdgasspeicherung<br />
erzeugen. Über Bohrungen erfolgt<br />
die Einleitung von Wasser bis in tief liegende<br />
Steinsalzschichten und das gelöste Salz wird<br />
als Sole an die Erdoberfläche gepumpt. Die<br />
Kavernenform ist meist zylindrisch. Je nach<br />
Größe variieren die Höhen zwischen 100 bis<br />
über 500 m und die gespeicherten Gasmengen<br />
zwischen 40 und 100 Mio m 3 pro Einzelkaverne.<br />
Die so entstehenden Hohlräume ähneln<br />
unterirdischen Tanks und sind nur über die jeweilige<br />
Bohrung zu befüllen bzw. zu entleeren.<br />
Das Erdgas wird über Kompressoren eingebracht<br />
und gespeichert und steht in der Kaverne<br />
unter Druck. So kann es jederzeit kurzfristig<br />
zur Spitzenlastdeckung abgerufen werden.<br />
Der Gasinhalt eines jeden Speichers unterteilt<br />
sich grundsätzlich in Kissengas und Arbeitsgas.<br />
Das Kissengas besteht aus dem Gasvolumen,<br />
das in einem Speicher erforderlich ist, um den<br />
minimal notwendigen Speicherdruck für eine<br />
optimale Ein- und Ausspeicherung zu ermöglichen.<br />
In Kavernen ist das Kissengas auch zur<br />
Gewährleistung der Standfestigkeit erforder-<br />
23
24 Magazin<br />
Oberirdische<br />
Anlagen eines<br />
Untertage-<br />
Erdgasspeichers<br />
lich. Der Kissengasanteil beträgt etwa 1/3 bis<br />
1/2 vom maximalen Speichervolumen und verbleibt<br />
permanent im Speicher. Als Arbeitsgas<br />
definiert man das Gasvolumen, das zusätzlich<br />
zum Kissengas jederzeit eingelagert oder<br />
entnommen werden kann.<br />
Porenspeicher dienen überwiegend der saisonalen<br />
Grundlastabdeckung, da sie oft über ein<br />
großes Aufnahmevolumen verfügen und durch<br />
ihre natürlich vorgegebenen Strömungsverhältnisse<br />
im Speichergestein, meist Sandstein,<br />
langsamer auf Veränderungen der Förderraten<br />
in den Speicherbohrungen reagieren. Porosität<br />
und Klüftigkeit der Gesteine sind zum Speichern<br />
von Erdgas ideale Voraussetzungen.<br />
Porenspeicher sind Untertage-Gasspeicher in<br />
ausgeförderten Erdgas- oder Erdöllagerstätten<br />
sowie in Aquiferstrukturen. Durch die vorausgegangene<br />
Ölförderung und Gasproduktion<br />
sind die Lagerstätten bereits im Vorfeld der<br />
Gasspeicherung gut untersucht und in ihrem<br />
Speicherverhalten bekannt. Die über Millionen<br />
von Jahren vorhandene natürliche Gasdichtheit<br />
der abdeckenden Schichten, die meist aus<br />
Tonstein oder Steinsalz bestehen, garantiert<br />
einen sicheren Speicherbetrieb in den porösen<br />
Gesteinen.<br />
Bei Aquiferstrukturen handelt es sich um<br />
poröse, wassergefüllte Gesteinsschichten, die<br />
von undurchlässigem Gestein begrenzt und<br />
abgedeckt werden. Durch die Einpressung von<br />
Speichergas wird das Wasser aus den Porenräumen<br />
verdrängt und so eine künstliche Gaslagerstätte<br />
geschaffen. Bei der Entnahme<br />
schiebt das verdrängte Wasser das Speichergas<br />
zurück in die Bohrungen.<br />
Status quo in Deutschland Eine jährlich vom<br />
Niedersächsischen Landesamt für Bergbau,<br />
Energie und Geologie (früher NLfB) veröffentlichte<br />
Erhebung zeigt, dass <strong>2005</strong> insgesamt<br />
44 Untertage-Gasspeicher in Betrieb waren.<br />
Die Speicherkapazität verteilt sich auf 23 Porenspeicher<br />
und 21 Kavernenspeicher. Quantitativ<br />
entfallen etwa 65 Prozent des Arbeits-
gases auf Porenspeicher und 35 Prozent auf<br />
Kavernenspeicher. Sie enthielten Ende <strong>2005</strong><br />
insgesamt 19,1 Mrd m 3 nutzbares Arbeitsgas.<br />
Es gab <strong>2005</strong> in Deutschland über 25 Speicherbetreiber.<br />
Um dem weiter wachsenden Bedarf<br />
gerecht zu werden, werden derzeit in Deutschland<br />
10 Untertage-Gasspeicher weiter ausgebaut<br />
und 15 neu gebaut oder geplant.<br />
Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> verfügt über 5,1 Mrd m 3<br />
Arbeitsgaskapazität in 11 Untertage-Gasspeichern,<br />
die vom norddeutschen Flachland<br />
bis in die Voralpenregion verteilt sind. Mit Bierwang,<br />
einer ehemaligen Gaslagerstätte, betreibt<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> in 1500 m tiefen Sandsteinschichten<br />
den drittgrößten Porenspeicher<br />
Deutschlands. Der Untertage-Gasspeicher<br />
der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> in Epe ist die mit Abstand<br />
größte Kavernenspeicheranlage Europas. In<br />
Epe speichert E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> etwa 1,6 Mrd m 3<br />
nutzbares Arbeitsgas in 32 Salzkavernen.<br />
Dieser Speicher wird momentan weiter ausgebaut.<br />
Der Bedarf an Gasspeicherkapazität<br />
wird auch bei E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> sowohl kurzfristig<br />
als auch auf längere Sicht weiter zunehmen.<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> hat im Jahr <strong>2005</strong> umfangreiche<br />
Maßnahmen zum Ausbau der vorhandenen<br />
Speicher eingeleitet.<br />
Die technisch und wirtschaftlich aufwändige<br />
Untergrundspeicherung ist immer noch die<br />
preiswerteste und gleichzeitig die sicherste<br />
Magazin<br />
Art, Erdgas zu bevorraten. Wegen des minimalen<br />
Flächenbedarfs wird zudem die Umwelt<br />
geschont und das Landschaftsbild nicht beeinträchtigt.<br />
In Deutschland besteht noch immer ein<br />
vergleichsweise gutes Ausbau-Potenzial für<br />
Untertage-Gasspeicher, allerdings sind neben<br />
den hohen ingenieurtechnischen Anforderungen<br />
erhebliche Vorlaufzeiten für Planung<br />
und Speicherbau zu berücksichtigen.<br />
Kapazitätsausbau in Europa notwendig<br />
Nach Schätzungen der internationalen Energieagentur<br />
müssen in Europa bis zum Jahr 2030<br />
zum einen rund 600.000 km neue Gasleitungen<br />
verlegt werden. Zum anderen ist der<br />
Erneuerungs- und Erweiterungsbedarf in noch<br />
stärkerem Maße für die Erdgasspeicher gegeben,<br />
weil deren Kapazität dem deutlich steigenden<br />
Erdgasverbrauch angepasst werden<br />
muss. In Deutschland reichen die aktuellen<br />
Speicherkapazitäten einschließlich der von<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> aus, um einen etwaigen Lieferausfall<br />
von mehr als zwei Monaten überbrücken<br />
zu können. Damit erfüllen die deutschen<br />
Gasversorger schon jetzt die angekündigten<br />
25<br />
Schnittzeichnung<br />
einer Kavernenspeicher-Anlage
26 Magazin<br />
Schnittzeichnung<br />
einer Porenspeicher-Anlage<br />
Forderungen des EU-Energiekommissars<br />
Andris Piebalgs, der die 25 Mitgliedsstaaten<br />
verpflichten will, ständig Gasvorräte für zwei<br />
Monate vorzuhalten.<br />
Seit der Liberalisierung der Energiemärkte<br />
haben die Speicher und die damit zusammenhängenden<br />
Technologien zunehmend an wirtschaftlicher<br />
und politischer Bedeutung gewonnen.<br />
Speicherplatz ist besonders wichtig für<br />
Handelsgeschäfte und für die Gasbeschaffung.<br />
Zurzeit können sämtliche Speicherbetreiber<br />
die freiwilligen Regeln vom April <strong>2005</strong> anwenden,<br />
die in den Guidelines for Good Practice<br />
for Storage System Operators (GGPSSO) der<br />
European Regulatory Group for Electricity<br />
and Gas (ERGEG) verabredet und festgelegt<br />
wurden. Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> hat diese Regeln<br />
für ihren Speicherbetrieb umgesetzt. ¯<br />
90 Jahre Erdgas-Untertage-Speicherung Die Untergrundspeicherung von Erdgas ist eine<br />
kanadische Erfindung. Schon im Jahr 1915 wurde in Ontario ein Erdgasspeicher in einem<br />
ausgebeuteten Gasfeld eingerichtet. 1916 folgte die Einrichtung eines Gasspeichers<br />
im Staat New York (USA). Nachdem sich diese Technik grundsätzlich bewährt hatte, wurde<br />
1946/47 in Kentucky (USA) erstmals auch mit Aquiferen experimentiert. In Deutschland<br />
wurde 1953 in Engelbostel bei Hannover der erste Untertage-Gasspeicher in Betrieb<br />
genommen.<br />
In den USA begann man 1961 mit der Gasspeicherung in Salzkavernen und 1970 wurde<br />
diese Technologie auch in Deutschland und Frankreich eingeführt. Weitere Möglichkeiten<br />
zur Speicherung nutzte man in Belgien in aufgelassenen Kohlegruben. Seit Ende der<br />
neunziger Jahre werden auch Felskavernen in der Tschechischen Republik für die Gasspeicherung<br />
genutzt. In Schweden wird derzeit ein weiterer Felskavernenspeicher in<br />
Betrieb genommen. Der Ausbau von Speicherkapazitäten expandierte weltweit sehr stark.<br />
Das Speichervolumen hat sich bis heute weltweit auf rund 340 Mrd m 3 gesteigert.
Verflüssigtes Erdgas:<br />
Flexible Ergänzung zum Pipeline-Gas<br />
Magazin<br />
Die Frage, ob es sich lohnt, Erdgas zu verflüssigen und in diesem Zustand zu transportieren, stellt<br />
sich nicht erst seit kurzem. Schon vor mehr als 30 Jahren wurde von Spezialisten der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und<br />
der Gelsenberg <strong>AG</strong> intensiv über diese Frage nachgedacht. Auch damals war das große Potenzial<br />
der Technologie erkannt worden, Erdgas auf minus 161,5°C abzukühlen und so sein Volumen erheblich<br />
zu reduzieren, damit es für einen wirtschaftlichen Transport größerer Mengen „handlich“ genug ist.<br />
Durch diese Abkühlung verwandeln sich<br />
600 m 3 Erdgas in einen Kubikmeter verflüssigtes<br />
Erdgas. In diesem Zustand kann LNG<br />
(Liquefied Natural Gas) bei fast atmosphärischem<br />
Druck in speziellen Tankschiffen mit<br />
isolierten Lagertanks transportiert werden.<br />
Am Bestimmungsort wird es dann in einem<br />
einfachen Prozess erwärmt und wieder in<br />
den gasförmigen Zustand versetzt, so dass<br />
es wieder für den Gasleitungstransport per<br />
Pipeline zur Verfügung steht.<br />
Die damals begonnene Diskussion mündete<br />
im Jahr 1972 in die Gründung der Deutschen<br />
Flüssigerdgas Terminal Gesellschaft mbH<br />
(DFTG). Dieses Unternehmen besteht nach<br />
wie vor. Heutige Gesellschafter sind neben<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> mit 78 Prozent die BEB Transport<br />
GmbH & Co. KG, Hannover, mit 12 Prozent<br />
und die VNG – Verbundnetz Gas <strong>AG</strong>, Leipzig,<br />
die 10 Prozent hält. Vor dem Hintergrund der<br />
E.<strong>ON</strong>-Konzernstrategie, den Gasbezug auf<br />
breiter Basis auszubauen und damit die Versorgungssicherheit<br />
langfristig weiter zu stärken,<br />
ist verflüssigtes Erdgas eine viel versprechende<br />
Option.<br />
Die Gründe liegen auf der Hand: Der Bedarf an<br />
Erdgas in Deutschland und der EU steigt nach<br />
wie vor, gleichzeitig ist aber die europäische<br />
Erdgasförderung rückläufig. Mögliche LNG-<br />
Lieferquellen für Europa sind insbesondere der<br />
Nahe Osten sowie West- und Nordafrika. LNG<br />
kann zukünftig als günstige Alternative zum<br />
Pipeline-Gas per Schiff aus diesen Erzeugerländern<br />
zu den Verbrauchern in Europa transportiert<br />
werden. Die Technik zur Verflüssigung<br />
in so genannten Verflüssigungsstraßen (LNG-<br />
Trains) im Erzeugerland und zur Wiederverdampfung<br />
am Zielort ist so weit entwickelt,<br />
dass inzwischen weltweit fast 180 Mrd m 3<br />
Erdgas pro Jahr auf diese Weise transportiert<br />
werden. Dieses entspricht rund einem Viertel<br />
des Welterdgashandels oder sechs Prozent<br />
des weltweiten Erdgasverbrauchs. Experten<br />
erwarten bis zum Jahr 2010 einen Anstieg<br />
auf 310 Mrd m 3 .<br />
Leistungsfähige LNG-Transportketten<br />
Die Kosten der LNG-Kette (Verflüssigung –<br />
Seetransport – Wiederverdampfung) sind<br />
hoch, aber die technischen Weiterentwicklungen<br />
und die kostensenkenden Effekte haben<br />
den Aufwand wirtschaftlich vertretbar gemacht.<br />
Besonders dann, wenn Erdgas aus<br />
Lieferregionen kommt, die noch nicht an das<br />
Pipelinenetz angebunden sind oder deren<br />
Anschluss nicht sinnvoll ist. Dennoch: Obwohl<br />
die Kosten für LNG in den letzten 20 Jahren<br />
um rund 20 Prozent gesunken sind, verlangt<br />
diese Technik immer noch beträchtliche Anfangsinvestitionen<br />
in Höhe von mehreren Milliarden<br />
Dollar, abhängig von Projektgröße, geografischen<br />
Gegebenheiten im Produzentenund<br />
Empfängerland sowie den Aufwendungen<br />
für den entfernungsabhängigen Seetransport.<br />
27
28 Magazin<br />
Flüssigerdgas (LNG) für Europa<br />
in Mrd m3 /a<br />
Lieferungen 2004<br />
(37,2 Mrd m3 )<br />
von<br />
Trinidad/<br />
Tobago<br />
zukünftige Lieferungen<br />
aus neuen Verträgen<br />
von<br />
Nigeria<br />
0,8 GdF<br />
3,8 Enel<br />
Sines<br />
Auch bei uns in Mitteleuropa besteht Bedarf<br />
an leistungsfähigen Hafenanlagen mit entsprechenden<br />
Anlandeterminals für verflüssigtes<br />
Erdgas. Die Anforderungen an einen solchen<br />
Standort sind aber nicht zu unterschätzen.<br />
Das Terminal muss nicht nur von immer größer<br />
werdenden Erdgastankern erreicht werden<br />
können. Genauso wichtig ist es, das Gas von<br />
dort aus bedarfsgerecht zum Verbraucher zu<br />
bringen. E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> beschäftigt sich intensiv<br />
mit diesem Thema. Durch die DFTG verfügt<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> bereits über einen geeigneten<br />
El Ferrol<br />
Huelva<br />
Bilbao<br />
1,28 Portugal<br />
2<br />
17,15 Spanien<br />
15<br />
Cartagena<br />
Sagunto<br />
Arzew<br />
Montoir<br />
9,88* Frankreich<br />
8<br />
Barcelona<br />
Algerien<br />
* davon 3,8 Mrd m3 /a aus Nigeria über Montoir für Enel/Italien<br />
Quelle: GIIGNL<br />
Fos-sur-Mer<br />
Zeebrügge<br />
2,88 Belgien<br />
7<br />
Skikda<br />
von<br />
Norwegen<br />
La Spezia<br />
Standort in Wilhelmshaven, dem einzigen<br />
deutschen Tiefwasserhafen mit einer 18 m<br />
tiefen Fahrrinne. Wilhelmshaven ist nicht nur<br />
Deutschlands größter Marinestandort, sondern<br />
auch seit Jahrzehnten ein bedeutender Umschlagplatz<br />
für Rohöl und Sitz von Chemieunternehmen.<br />
Hier bietet sich die Nutzung von<br />
Synergien an. Eine Machbarkeitsstudie soll<br />
aktuell klären, ob und wie sich diese Synergien<br />
nutzen lassen.<br />
Die DFTG ist Eigentümer eines 84 Hektar<br />
großen Grundstückes im Industriegebiet<br />
„Voslapper Groden“. Die Teilerrichtungsgenehmigungen<br />
für den Bau der landseitigen Anlagen<br />
liegen vor und der Planfeststellungsbescheid<br />
für die seeseitigen Anlagen ist in Kraft.<br />
Rovigo<br />
1,88 Italien<br />
12<br />
Libyen<br />
Brindisi<br />
0,44 Griechenland<br />
Marsa el Brega<br />
Revithoussa<br />
Marmara<br />
Ereglisi<br />
3,68 Türkei<br />
Aliaga<br />
von Ägypten, Oman,<br />
Katar, Jemen<br />
von Abu Dhabi, Oman,<br />
Katar, Brunei, Malaysia
LNG-Kette<br />
Was besonders für den Standort Wilhelmshaven<br />
spricht, ist die Nähe zum deutschen<br />
Ergasverbundsystem und zu Untertagespeichern.<br />
So müsste zum Beispiel nur eine Pipeline<br />
von rund 30 km Länge gebaut werden,<br />
um den Erdgasspeicher Etzel zu erreichen.<br />
Inbetriebnahme im Jahr 2010 möglich<br />
Aus ökonomischer Sicht spricht vieles<br />
für Wilhelmshaven. Nicht zuletzt auch die<br />
Möglichkeit, dass dort die LNG-Tanker<br />
der Zukunft mit einer Ladekapazität von rund<br />
250.000 m 3 problemlos anlanden können.<br />
Voraussetzung für eine Bauentscheidung für<br />
den LNG-Terminal ist natürlich der Abschluss<br />
eines entsprechenden LNG-Bezugsvertrages.<br />
Hierzu ist E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> in Gesprächen mit<br />
mehreren LNG-Produzenten. Nach Inbetriebnahme<br />
auf dem Terminalgelände werden<br />
zwei LNG-Tanks mit einer Kapazität von jeweils<br />
160.000 m 3 die Fracht der LNG-Tanker aufnehmen.<br />
Bei einer Entladerate von 18.000 m 3<br />
flüssiges Erdgas pro Stunde ist die Liegezeit<br />
der Tanker relativ kurz. Bei der Wiederverdampfung<br />
ist eine Abgabe in das Leitungsnetz<br />
von 1,5 bis 1,8 Mio Normkubikmetern pro<br />
Stunde vorgesehen. ¯<br />
• LNG ist eine andere Form des Erdgastransports.<br />
Magazin<br />
Gasförderung Verflüssigung<br />
Seetransport Wiederverdampfung Märkte<br />
• Früher wurden überwiegend Märkte, die mit Pipelinegas nicht erreichbar<br />
sind, mit LNG versorgt (Japan, Korea).<br />
• Heute ist LNG auch für „traditionelle“ Pipelinegasmärkte wettbewerbsfähig.<br />
• LNG bietet zusätzliche Flexibilität durch Anlandung in verschiedenen Terminals.<br />
29<br />
LNG-Tanker können heute bis zu 150.000 m 3<br />
verflüssigtes Erdgas transportieren. Dies entspricht<br />
etwa 90 Mio m 3 gasförmigem Erdgas.<br />
Auf den Energieinhalt umgerechnet kann somit<br />
ein LNG-Tanker bis zu eine Milliarde Kilowattstunden<br />
transportieren.
30 Magazin<br />
Erdgas aus eigenen Quellen<br />
Engagement in Richtung Bohrloch<br />
E.<strong>ON</strong> will langfristig bis zu 20 Prozent des Gasbezugs aus eigenen Quellen decken. Dadurch<br />
soll das Gasbezugsportfolio von Pan-European Gas – der Market Unit, für die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
verantwortlich ist – weiter diversifiziert und gestärkt werden. Für das Upstream-Geschäft, so der<br />
Fachbegriff für die Erkundung und Förderung von Erdgas, ist die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> E & P GmbH<br />
zuständig. Mit ihren Tochtergesellschaften E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> UK Exploration & Production Ltd. und<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Norge AS beteiligt sich dieses Unternehmen an Gasfeldern oder erwirbt Lizenzen<br />
für Exploration und Produktion. Durch den Erwerb der britischen Gesellschaft Caledonia ist<br />
das Upstream-Geschäft im Geschäftsjahr deutlich ausgebaut worden.<br />
Über ihre Tochterunternehmen ist die E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> E & P GmbH vor allem bei der Gasproduktion<br />
in der Nordsee aktiv. Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
UK hält Beteiligungen an derzeit sieben<br />
produzierenden Feldern in der britischen Nordsee,<br />
aus denen im Geschäftsjahr <strong>2005</strong> rund<br />
450 Mio m 3 Gas gefördert wurden. Mit Caledonia,<br />
die in E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> UK North Sea<br />
umbenannt wurde, sind seit Anfang 2006 zusätzlich<br />
zu 5 produzierenden Feldern auch<br />
10 Gasfunde in der südlichen britischen Nordsee<br />
neu hinzugekommen, die in den nächsten<br />
Jahren erschlossen werden. In der norwegischen<br />
Nordsee ist die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Norge am<br />
Njord-Feld beteiligt. Die Beteiligung wurde im<br />
September <strong>2005</strong> auf 30 Prozent erhöht. Das<br />
im Njord-Feld geförderte Gas wird zurzeit noch<br />
reinjiziert, um die Ölproduktion zu fördern.<br />
Die Gasproduktion soll 2007 beginnen.<br />
Neben den Beteiligungen an den Gasfeldern<br />
erwirbt E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> E & P auch so genannte<br />
Explorations- und Produktionslizenzen, die<br />
zu seismischen Arbeiten sowie geologischen<br />
und geophysikalischen Studien und zu Bohrungen<br />
berechtigen mit dem Ziel, Gasreserven<br />
nachzuweisen, die dann im Rahmen der Lizenzen<br />
gefördert werden dürfen. Aktuell verfügt<br />
das Unternehmen über ein Portfolio von Lizenzen<br />
im britischen Sektor der Nordsee (südliches<br />
Gasbecken sowie zentrale Nordsee)<br />
sowie im norwegischen Sektor (Norwegische<br />
See und nördliche Nordsee).<br />
Im Folgenden stellen wir einige der wichtigsten<br />
grundsätzlichen Zusammenhänge rund<br />
um die Erdgasproduktion vor.<br />
Entstehung von Erdgas Erdgas entsteht auf<br />
ähnliche Art wie Erdöl und wird daher auch<br />
oft mit diesem zusammen gefunden. Es bildet<br />
sich hauptsächlich aus pflanzlichen und tierischen<br />
Kleinstlebewesen, die auf den Meeresgrund<br />
absinken, im Schlamm eingebettet und<br />
durch weitere Sedimentation überlagert werden.<br />
Das organische Material bleibt unter Luftabschluss<br />
als Faulschlamm erhalten, aus dem<br />
sich das Muttergestein für Erdöl und Erdgas<br />
bildet. Durch die fortschreitende Überlagerung<br />
mit weiterem Gesteinsmaterial gelangt das<br />
Muttergestein in tiefere Schichten und wird<br />
dort durch die natürliche Wärme aus dem Erdinneren<br />
langsam aufgeheizt. Mit Überschreiten<br />
bestimmter Schwellenwerte für Temperatur<br />
und Zeit werden die erhalten gebliebenen<br />
organischen Bausteine in mehreren komplexen<br />
Prozessen zu Erdöl und Erdgas umgewandelt.<br />
Der Vorgang der Entstehung dauert in der<br />
Regel viele Millionen Jahre. Ein Großteil des<br />
heute verfügbaren Erdgases ist vor 15 bis<br />
600 Mio Jahren entstanden.<br />
Suche nach Erdgas Die Exploration von Erdöl<br />
und Erdgas ist eine komplexe und kapitalintensive<br />
Wissenschaft. Es müssen aufwändige<br />
geologische, geophysikalische und geochemische<br />
Arbeiten durchgeführt werden, bevor mit<br />
Bohrungen begonnen werden kann. Auf diese
Produzierende Felder der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> E & P<br />
in der Nordsee<br />
Teesside<br />
Canvey Island<br />
Isle of Grain<br />
St. Fergus<br />
Theddlethorpe<br />
Bacton<br />
Glenelg<br />
West Franklin<br />
Sullom Voe<br />
Ravenspurn North Hunter<br />
Johnston Schooner<br />
Caister<br />
Rotterdam<br />
Callantsoog<br />
Merganser<br />
Scoter<br />
Elgin/Franklin<br />
Dornum<br />
Kårstø<br />
Kollsnes<br />
Bergen<br />
Emden Wilhelmshaven<br />
Kærgård<br />
Nybro<br />
Kiel<br />
Hamburg<br />
Njord<br />
Magazin<br />
Lübeck<br />
Tjeldbergodden<br />
Ålborg<br />
Rostock<br />
31
32 Magazin<br />
Blick von oben<br />
auf ein Bohrdeck<br />
Weise können bohrwürdige Strukturen (in der<br />
Fachsprache „Prospekte“) entdeckt werden,<br />
in denen Öl- oder Gasvorkommen erwartet<br />
werden. Dabei wird die Wahrscheinlichkeit, tatsächlich<br />
Gas zu finden, mit dem „Geological<br />
Chance Factor“ bewertet sowie die Größe<br />
des möglichen Fundes abgeschätzt. Nachdem<br />
so der Prospekt definiert wurde und auch eine<br />
wirtschaftliche Abschätzung von Chancen und<br />
Risiken zu einer positiven Beurteilung kommt,<br />
beginnt die detaillierte Bohrplanung mit der<br />
Bestimmung der Koordinaten des Zielpunktes<br />
und des optimalen Bohrpfads. Danach kann<br />
das Projekt an die Bohringenieure weitergegeben<br />
werden.<br />
Bohrungen nach Erdgas Um Erdgaslagerstätten<br />
erreichen zu können, müssen Tiefbohrungen<br />
durchgeführt werden. Das heute gängige<br />
Verfahren ist das Rotary-Bohrverfahren, bei<br />
dem ein Meißel in rotierende Bewegung versetzt<br />
wird und auf diese Weise in das Gestein<br />
eindringt. Je nach Härte des Gesteins kommt<br />
der Meißel am Tag wenige Meter oder mehrere<br />
hundert Meter voran. Das Bohrloch hat<br />
einen Durchmesser zwischen 10 und 70 cm.<br />
Mittels einer Spülung wird der Meißel gekühlt,<br />
die Bohrlochwand gestützt und das zerkleinerte<br />
Gestein aus dem Bohrloch ausgetragen.<br />
Um Bohrungen in tiefen Gewässern durchzuführen,<br />
in denen konventionelle Landbohrmethoden<br />
nicht mehr angewendet werden<br />
können, wurden schwimmende Bohranlagen<br />
entwickelt. Diese Konstruktionen ermöglichen<br />
Bohrungen in Wassertiefen von bis zu 3.000 m.<br />
Die weltweiten Sedimentbecken umfassen<br />
eine Fläche von rund 38 Mio m 2 .<br />
Moderne Technologien erlauben es, den<br />
Verlauf einer Bohrung exakt zu steuern. Heute<br />
ist es auch möglich, eine vertikale Bohrung<br />
in eine andere Richtung abzulenken – bis hin<br />
zu horizontalen Bohrungen über mehr als<br />
1.000 m. Bei so genannten Multilateralbohrungen<br />
wird ein Bohrloch verzweigt, um mehr als<br />
nur einen Drainagepunkt in einer Lagerstätte<br />
zu schaffen. Die tiefste bislang durchgeführte<br />
Bohrung ist die Bohrung Kola SG-3 auf der<br />
Kola-Halbinsel in Russland, die 1994 eine<br />
Endtiefe von 12.262 m erreichte.
Die Kosten für Bohrungen sind ein wesentlicher<br />
Bestandteil der Explorations- und<br />
Entwicklungskosten einer Lagerstätte. Bei<br />
Offshore-Vorkommen machen sie in der Regel<br />
zwischen 15 und 40 Prozent aus, bei der<br />
Entwicklung von Erdöl- und Erdgaslagerstätten<br />
auf dem Festland können die Bohrkosten<br />
bis zu 80 Prozent der Gesamt-Entwicklungsaufwendungen<br />
betragen.<br />
Erdgasreserven Auf rund 173.000 Mrd m 3<br />
beliefen sich die sicher gewinnbaren Erdgasreserven<br />
Ende <strong>2005</strong>. Als sicher werden Reserven<br />
bezeichnet, wenn sie unter den aktuellen<br />
Bedingungen mit heutiger Technik wirtschaftlich<br />
ausgebeutet werden können. Durch die<br />
sicheren Erdgasreserven wäre bei konstanter<br />
Förderung die Erdgasversorgung bis in die<br />
70er Jahre des 21. Jahrhunderts gedeckt. Die<br />
weiteren Reserven-Kategorien sind die wahrscheinlichen<br />
und die möglichen Reserven,<br />
die sich durch den Grad an Unsicherheit über<br />
Größe und technisch-wirtschaftliche Förderbarkeit<br />
unterscheiden. Im Gegensatz dazu bezeichnet<br />
man jene Mengen an Erdgas und Erdöl<br />
als Ressourcen, die derzeit wirtschaftlich<br />
nicht gewinnbar sind. Diese werden wiederum<br />
in konventionelle und nicht-konventionelle<br />
Ressourcen unterteilt. Bei den konventionellen<br />
Ressourcen handelt es sich um nachgewiesene<br />
Mengen, die auf weit über 200 Billionen m 3<br />
geschätzt werden. Als nicht-konventionelle<br />
Magazin<br />
Ressourcen werden im Wesentlichen „Tight<br />
Gas“ (Erdgas aus dichten Lagerstätten), Kohleflözgase,<br />
Gashydrate und Aquifergase bezeichnet.<br />
Diese Vorkommen sind durch konventionelle<br />
Fördermethoden praktisch nicht gewinnbar.<br />
Ihre Mengen sind um ein Vielfaches höher<br />
als die konventionellen Ressourcen.<br />
Die größten sicheren Erdgasreserven gibt es<br />
in Russland und im Mittleren Osten, wo zusammen<br />
rund 70 Prozent der Vorräte lagern.<br />
Europa verfügt mit drei Prozent nur über einen<br />
kleinen Anteil der als sicher eingestuften Erdgasreserven.<br />
Die Erdgasvorräte Deutschlands<br />
werden bereits in wenigen Jahren zu einem<br />
Rückgang der Förderung führen. Bei sinkenden<br />
eigenen Vorräten und steigender Nachfrage<br />
wird die Abhängigkeit Europas von Erdgasimporten<br />
somit weiter zunehmen. Um die Versorgung<br />
langfristig mit Importen aus Russland<br />
und dem Mittleren Osten zu sichern, sind hohe<br />
Investitionen in Infrastrukturprojekte notwendig.<br />
Außerdem wird Europa zunehmend in<br />
einem Nachfragewettbewerb um diese Reserven<br />
mit Asien und Amerika stehen. ¯<br />
Helikopter-<br />
Landeplatz im<br />
Njord-Feld<br />
33
34 Magazin<br />
Zukunftspotenzial für Biomasse<br />
Erdgas plus Biogas: Eine gute Mischung!<br />
Die Nutzung regenerativer Brennstoffe wird in ganz Europa politisch forciert und nimmt stetig zu.<br />
Hintergründe sind nicht zuletzt die gute Ökobilanz sowie die hohe Reserven- und Ressourcen-<br />
reichweite erneuerbarer Energieträger. Die Nutzung des öffentlichen Erdgasnetzes für den Trans-<br />
port von Biogas bietet die Möglichkeit, das Portfolio erneuerbarer Energien in Deutschland zu<br />
ergänzen. Dies wird auch durch den zukünftigen Trend steigender Preise für fossile Brennstoffe<br />
beeinflusst werden, wobei sich die Biomasse langfristig subventionsfrei durchsetzen muss.<br />
Gas aus Bioabfällen, das in speziellen Vergärungsanlagen<br />
gewonnen und anschließend zur<br />
Erzeugung von Strom und Wärme genutzt<br />
wird, passte lange nicht ins Bild der Energieversorger.<br />
Doch die Situation hat sich inzwischen<br />
grundlegend verändert. Heute wird<br />
ernsthaft diskutiert, Biogas über das öffentliche<br />
Erdgasnetz zu transportieren. Obwohl die<br />
Kosten des eingespeisten Biogases, das –<br />
nach entsprechender Konditionierung vor der<br />
Einspeisung – die Beschaffenheit und somit<br />
die Eigenschaften von Erdgas besitzt, noch etwa<br />
dreimal so hoch sind wie die kommunalen<br />
Gasbezugspreise, ist dennoch bei Einsatz für<br />
die Verstromung eine betriebswirtschaftlich<br />
sinnvolle Nutzung über das Erneuerbare-Energien-Gesetz<br />
(EEG) grundsätzlich möglich.<br />
Biogas entsteht bei der bakteriellen Zersetzung<br />
von organischen Stoffen. Es besteht<br />
zu ca. 60 Prozent aus Methan. Der Anteil an<br />
Kohlendioxid beträgt rund 35 Prozent. Der<br />
Rest besteht aus Stickstoff, Wasserstoff und<br />
Schwefelwasserstoff. Frisch erzeugtes Biogas<br />
muss deshalb zunächst gereinigt werden.<br />
Durch Zufuhr von Sauerstoff wird es entschwefelt<br />
und anschließend in einem Kondensatabscheider<br />
getrocknet. Außerdem wird<br />
durch den Einsatz einer eisenhaltigen Masse<br />
der entstandene Schwefelwasserstoff<br />
chemisch umgewandelt und eliminiert.<br />
Stand der Technik ist die Verwertung von Biogas<br />
bei der Kraft-Wärme-Kopplung mit Gasmotoren.<br />
Dabei werden in Heizkraftwerken<br />
gleichzeitig Strom und Wärme erzeugt. Der<br />
produzierte Strom wird entweder vom Erzeuger<br />
selbst genutzt oder direkt in das öffentliche<br />
Stromnetz eingespeist. Die anfallende<br />
Abwärme der Gasmotoren kann lokal zur<br />
Heizung der Gebäude genutzt und auch direkt<br />
als Prozesswärme für den Gärbehälter zur<br />
weiteren Biogaserzeugung verwendet werden.<br />
Die überschüssige Wärme kann zur Verbesserung<br />
der Energiebilanz und Wirtschaftlichkeit<br />
an Wärmekunden wie z.B. nahe Gewerbebetriebe<br />
abgegeben werden.<br />
Ausbaufähig Rund 2.500 Biogasanlagen mit<br />
einer installierten elektrischen Leistung von<br />
über 250 Megawatt produzieren heute Strom<br />
aus Gülle, Energiepflanzen oder Mist. Dr. Claudius<br />
da Costa Gomez, Geschäftsführer des<br />
Fachverbandes Biogas e.V., erläutert das große<br />
Potenzial von Biomasse und -gas wie folgt:<br />
„In Deutschland könnten bei optimaler Ausnutzung<br />
rund 12 Mio Haushalte mit Strom aus<br />
Biogas versorgt werden.“ Die Realität: 2.500 in<br />
Deutschland betriebene Biogasanlagen liefern<br />
heute Strom und Wärme für rund 500.000<br />
Haushalte.<br />
Parallel dazu wird eine weitere viel versprechende<br />
Technologie erprobt. Es ist geplant, zukünftig<br />
vermehrt mit Biogas in Brennstoffzellen<br />
elektrischen Strom zu erzeugen. Um auch die<br />
Entwicklung dieser Technik mit zu gestalten,<br />
beteiligt sich E.<strong>ON</strong> Energie an Pilotprojekten,<br />
bei denen landwirtschaftlich erzeugtes Biogas<br />
durch die so genannte „kalte Verbrennung“
in einer Brennstoffzelle direkt in elektrischen<br />
Strom umgewandelt wird. Die elektrische<br />
Leistung dieser Anlagen beträgt rund 250 Kilowatt.<br />
Die ausgewählten MCFC-Brennstoffzellen<br />
bieten mit ihrer Betriebstemperatur von<br />
600°C nicht nur bedeutende Vorteile bei der<br />
zusätzlichen Wärmenutzung; dieser Brennstoffzellen-Typ<br />
toleriert darüber hinaus problemlos<br />
das im Biogas enthaltene CO2. Bei der Gasaufbereitung<br />
konnten sich die Ingenieure deshalb<br />
auf die Entwicklung eines kostengünstigen<br />
Verfahrens konzentrieren, um die schwefelhaltigen<br />
Bestandteile des Biogases auf einen<br />
Wert zu reduzieren, der kleiner ist als 0,1 ppm.<br />
Die Brennstoffzellentechnik ermöglicht es,<br />
die Verstromung von Biogas effizienter als bisher<br />
zu gestalten und den Nutzungsgrad im Vergleich<br />
zur klassischen Kraft-Wärme-Kopplung<br />
noch einmal deutlich zu erhöhen. Die E.<strong>ON</strong><br />
Energie <strong>AG</strong> führt mit diesen Projekten die<br />
erfolgreiche Entwicklung von wirtschaftlichen<br />
Verfahren zur Verstromung von Biomasse fort.<br />
Einspeisung in das Erdgasnetz Inzwischen<br />
geht parallel dazu die Entwicklung anderer<br />
Einsatzmöglichkeiten von Biogas weiter. Ende<br />
Januar dieses Jahres veröffentlichte eine<br />
Arbeitsgemeinschaft des Wuppertal Instituts,<br />
des Instituts für Energetik und Umwelt in<br />
Leipzig, des Fraunhofer Instituts für Umwelt-,<br />
Sicherheits- und Energietechnik in Oberhausen<br />
sowie des Gas-Wärme Instituts Essen eine<br />
Studie, die sich grundsätzlich mit den Potenzialen<br />
von Biogas und besonders mit dem Transport<br />
von Biogas über das Erdgasnetz auseinander<br />
setzte. An der vom Bundesverband der<br />
deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (BGW)<br />
und der Deutschen Vereinigung des Gas- und<br />
Wasserfachs (DVGW) in Auftrag gegebenen<br />
Untersuchung waren zudem der Fachverband<br />
Biogas, der Deutsche Bauernverband, das<br />
Bundesumweltministerium sowie die Bayerischen<br />
Staatsministerien für Landwirtschaft<br />
und Wirtschaft beteiligt.<br />
Magazin<br />
Ziel dieser Studie war, die zusätzlichen Potenziale<br />
von Biomasse zu untersuchen, um die<br />
Emissionen von Treibhausgasen noch weiter zu<br />
senken. Die Ergebnisse zeigen Perspektiven<br />
auf: Es gibt konkrete Ansatzpunkte, die dafür<br />
sprechen, Biogas direkt ins Erdgasnetz einzuspeisen.<br />
Mit dieser Maßnahme könnte nach<br />
Einschätzung der beteiligten Wissenschaftler<br />
eine zusätzliche Reduzierung um rund 15 Mio t<br />
CO2-Äquivalent erreicht werden. Bei einer effizienten<br />
Nutzung der zur Verfügung stehenden<br />
landwirtschaftlichen Flächen könnte Biogas bis<br />
2030 einen jährlichen Anteil von 100 Mrd kWh<br />
oder 10 Prozent des heutigen Erdgasverbrauchs<br />
in Deutschland decken.<br />
Damit hätten nach Aussagen von Claudius da<br />
Costa Gomez Landwirte zukünftig die Chance,<br />
zum Energiewirt zu werden, der dann nicht<br />
mehr ausschließlich von schwankenden<br />
Nahrungsmittelpreisen abhängig wäre. In<br />
dieselbe Richtung argumentierte auch Gerd<br />
Sonnleitner, der Präsident des Deutschen<br />
Bauernverbandes: „Die deutsche Landwirtschaft<br />
kann nun einen beachtlichen Beitrag zur<br />
klimaschonenden Energiebereitstellung aus<br />
Energiepflanzen leisten.“<br />
Spezifische Qualitätsanforderungen Laut<br />
Studie wird Biogas erst dann wirtschaftlich<br />
optimal genutzt, wenn es zentral zur Stromund<br />
Wärmeproduktion bereitgehalten wird.<br />
Der hierzu erforderliche Transport über das<br />
Gasnetz kann allerdings durch netztechnische<br />
und gaswirtschaftliche Anforderungen begrenzt<br />
sein. Eine wesentliche Forderung ist deshalb,<br />
dass das Biogas vor seinem Transport über<br />
das Erdgasnetz aufbereitet und gereinigt wird.<br />
Es muss die Qualität von Erdgas erreichen<br />
und die Anforderungen des DVGW-Arbeitsblattes<br />
G 260 erfüllen. Die dazu notwendigen<br />
technischen Kriterien haben DVGW und der<br />
Fachverband Biogas bereits in einer technischen<br />
Regel – DVGW-Arbeitsblatt G 262 – festgelegt.<br />
Die Technik zur Aufbereitung des Rohbiogases<br />
zu Biomethan steht zur Verfügung.<br />
Es wurde auch festgestellt, dass bei der dichten<br />
Erdgasnetzstruktur in Deutschland und<br />
bei Transportentfernungen von rund 20 km bis<br />
zur nächsten Einspeisestelle ein Transport<br />
möglich ist.<br />
35
36 Magazin<br />
BISHER NEU<br />
noch keine Anlagen<br />
in Deutschland<br />
Gärrückstand:<br />
landwirtschaftliche<br />
Verwertung<br />
Funktions-<br />
Schema einer<br />
landwirtschaftlichenBiogasanlage<br />
nachwachsende<br />
Rohstoffe<br />
Wärmenutzung,<br />
sofern möglich!<br />
Wärme Strom<br />
Blockheizkraftwerk<br />
Biogas<br />
Gasspeicher<br />
Fermenter<br />
Stall:<br />
Wirtschaftsdünger<br />
(Gülle)<br />
organische<br />
Reststoffe<br />
Wegen der relativ guten Konditionen für<br />
Strom aus Biomasse im Erneuerbare-Energien-<br />
Gesetz (EEG) eignet sich auch der Anbau so<br />
genannter Energiepflanzen wie zum Beispiel<br />
Mais und Roggen für die Produktion von Biogas.<br />
Einige Landwirte machen heute schon<br />
Biogas<br />
Neue Wege:<br />
Verstromung nach<br />
Ein- und Ausspeisung<br />
Nutzung als Kraftstoff<br />
Nutzung im Wärmemarkt<br />
(Haushalte/Industrie)<br />
Erdgasleitung<br />
Biomethan<br />
Methananreicherung<br />
Kohlenstoffdioxid<br />
von dieser Möglichkeit Gebrauch. Die Tendenz<br />
ist hier stark ansteigend. Der Vergleich verschiedener<br />
Technologien zur Biogaserzeugung<br />
aus Energiepflanzen ergab unter dem Aspekt<br />
der Wirtschaftlichkeit, dass die Produktion<br />
einer Kilowattstunde Gas zwar noch immer<br />
6 bis 8 Cent kostet, dieser Nachteil aber durch<br />
die Stromerlöse aus dem EEG kompensiert<br />
werden könne.
„Mit der Studie haben wir zwei Ziele erreicht:<br />
zum einen die Ermittlung ökologisch und<br />
ökonomisch sinnvoller Verwertungspfade von<br />
Biomasse und zum anderen die Darstellung<br />
der Biogas-Potenziale zur Einspeisung in das<br />
bestehende Erdgasnetz.“ So kommentierte<br />
der Leiter des Wuppertal Instituts, Professor<br />
Hennicke, bei der Präsentation der Studie die<br />
Ergebnisse. Darüber hinaus stellte er fest,<br />
dass Biogas auch als Kraftstoff interessant ist.<br />
Im Vergleich mit anderen flüssigen Biokraftstoffen<br />
– insbesondere mit Biodiesel – habe<br />
Biogas den großen Vorteil, die landwirtschaftlichen<br />
Flächen deutlich besser auszunutzen.<br />
Aus ökonomischer Sicht biete Biogas auch bei<br />
dieser Anwendung gute Möglichkeiten. Die Erzeugungskosten<br />
für aufbereitetes Biogas zum<br />
Betrieb von Erdgasfahrzeugen entsprechen<br />
unter günstigen Voraussetzungen dem aktuellen<br />
Tankstellenpreis für Erdgas. In der Studie<br />
wird deshalb empfohlen, diesem Verwendungspfad<br />
von Biomasse mehr Aufmerksamkeit<br />
zu widmen.<br />
E.<strong>ON</strong>-Konzern und erneuerbare Energien<br />
Zurzeit beträgt im E.<strong>ON</strong>-Konzern der Anteil<br />
erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung<br />
rund 9,5 Prozent. Eine erweiterte Nutzung<br />
wird mit Nachdruck verfolgt und gewünscht.<br />
Dabei liegen die aktuellen Schwerpunkte bei<br />
der Nutzung von Wasserkraft, der Windenergie<br />
und von Biomasse. Biomasse wird zurzeit<br />
vornehmlich in Kohlekraftwerken mitverfeuert.<br />
E.<strong>ON</strong> betreibt aber auch vier reine Biomassekraftwerke<br />
mit je 20 Megawatt elektrischer<br />
Leistung. Damit ist E.<strong>ON</strong> bei der Verstromung<br />
von Biomasse in Europa in einer führenden<br />
Position.<br />
Der Transport von Biogas über das öffentliche<br />
Erdgasnetz und die anschließende Verstromung<br />
bieten grundsätzlich eine weitere gute<br />
Möglichkeit, erneuerbare Energien sinnvoll zu<br />
nutzen. Dazu muss sich die Biomasse allerdings<br />
langfristig subventionsfrei am Markt<br />
behaupten können. Steigende Weltmarktpreise<br />
für fossile Brennstoffe würden die aktuellen<br />
Biogas-Pläne positiv beeinflussen. Technisch<br />
ist die deutsche Gasinfrastruktur in der Lage,<br />
bis zum Jahr 2030 das gesamte Biogaspotenzial<br />
zu transportieren. In Einzelfällen kann<br />
es, wie beschrieben, zu lokalen Restriktionen<br />
Magazin<br />
durch eine geringe Gasabsatzmenge im Sommer<br />
kommen, die eine Einspeisung unwirtschaftlich<br />
machen könnte. Erfolgreich kann<br />
diese für Deutschland neue Technologie jedoch<br />
nur sein, wenn Unternehmen aus der Landwirtschaft,<br />
dem Anlagenbau und der Energiewirtschaft<br />
zusammenarbeiten.<br />
Innerhalb des E.<strong>ON</strong>-Konzerns werden in<br />
Deutschland die Geschäftschancen des Biogases<br />
sowie die Errichtung von Pilotanlagen<br />
zur Biogaseinspeisung in das Erdgasnetz<br />
geprüft. Dabei wird auf dem bereits vorhandenen<br />
Know-how bei E.<strong>ON</strong> Nordic aufgebaut. In<br />
Schweden betreibt E.<strong>ON</strong> zwei Biogasanlagen,<br />
die ihr Biogas in das Erdgasnetz einspeisen,<br />
und eine Biomasse-Vergasungsanlage. Das<br />
dort eingespeiste Biogas wird im Kraftstoffmarkt<br />
verwendet. ¯<br />
37
40 Branchenreport<br />
Welterdgasverbrauch<br />
in Mrd m 3<br />
2.400<br />
2.100<br />
1.800<br />
1.500<br />
1.200<br />
900<br />
600<br />
300<br />
0<br />
Branchenreport:<br />
Erdgas im Energiemarkt <strong>2005</strong><br />
Weltweite Entwicklungen im Überblick<br />
Die internationalen Ölmärkte kamen <strong>2005</strong> nicht zur Ruhe und waren durch eine hohe Schock-<br />
anfälligkeit geprägt. Bei anhaltendem, wenn auch abgeschwächtem Wachstum der Nachfrage,<br />
einer insgesamt ausreichenden Versorgung und hoher Auslastung der Förder- und Verarbeitungs-<br />
kapazitäten, die kaum noch Flexibilitäten und Reserven aufwiesen, lösten politische Spannungen<br />
in einzelnen Fördergebieten und Wetterphänomene wie die Wirbelstürme im Golf von Mexiko<br />
zeitweise Verknappungsängste aus. Zudem wurden die Märkte durch die sog. „Peak Oil“-<br />
Diskussion verunsichert, d.h. durch die Frage, wie weit die globale Ölförderung noch von ihrem<br />
Maximum entfernt ist.<br />
Vor diesem Hintergrund setzte sich der<br />
Ölpreisanstieg verstärkt fort, die Notierungen<br />
auf den internationalen Märkten erreichten<br />
neue Höchstwerte. So stieg der Spotpreis<br />
für Nordsee-Öl der Sorte Brent im Jahresdurchschnitt<br />
<strong>2005</strong> auf gut 54 US-$/bbl und<br />
übertraf damit das erst 2004 erreichte jahresdurchschnittliche<br />
Rekordniveau nochmals um<br />
16 US-$/bbl bzw. mehr als 40 Prozent. Die<br />
Preisentwicklung war wiederum sehr volatil.<br />
Den höchsten Tagesnotierungen, die Ende<br />
August für Brent-Öl mehr als 67 US-$/bbl<br />
erreichten, standen Tiefstwerte von nur rund<br />
40 US-$/bbl zu Jahresbeginn gegenüber. Ende<br />
des Jahres lagen sie bei rund 55 US-$/bbl.<br />
1996 2001 2002 2003 2004 <strong>2005</strong><br />
2.140 2.370 2.435 2.525 2.600 2.640<br />
Sonstige<br />
Fernost/Pazifik<br />
Europa 30<br />
GUS<br />
Nordamerika<br />
Erdgasförderung und -verbrauch in der Welt<br />
lagen mit insgesamt rund 2.640 Mrd m 3 (gut<br />
2,3 Mrd t Öleinheiten) etwa 2 Prozent über<br />
Vorjahresniveau. Davon wurden knapp 30 Prozent,<br />
entsprechend etwa 770 Mrd m 3 , grenzüberschreitend<br />
in die jeweiligen Verbraucherländer<br />
geliefert, und zwar wie im Vorjahr zu<br />
drei Viertel per Pipeline und zu einem Viertel in<br />
verflüssigter Form (LNG: Liquefied Natural<br />
Gas). Größtes Exportland blieb Russland, auf<br />
das knapp ein Viertel der Erdgasexportmengen<br />
entfiel. Mit einigem Abstand folgten Kanada<br />
(13 Prozent), Norwegen (9 Prozent) sowie<br />
eine Reihe weiterer Länder. An erster Stelle<br />
der Importländer lagen die Vereinigten Staaten<br />
von Amerika (knapp 16 Prozent) vor Deutschland<br />
und Japan (jeweils 11 Prozent), Italien<br />
(8 Prozent), Frankreich (6 Prozent) und<br />
weiteren Ländern.<br />
Die weltweit sicher gewinnbaren Erdgasreserven<br />
wurden per Ende <strong>2005</strong> mit insgesamt<br />
rund 173.000 Mrd m 3 geringfügig höher veranschlagt<br />
als ein Jahr zuvor. Davon entfielen nach<br />
wie vor knapp 60 Prozent auf die drei größten<br />
Reserveländer Russland (27,5 Prozent), Iran<br />
(16 Prozent) und Katar (15 Prozent). Europas<br />
Anteil blieb dagegen mit nur 3 Prozent nach<br />
wie vor sehr gering.
Anteile Russlands am Erdgasaufkommen Europas <strong>2005</strong><br />
in %<br />
100<br />
75<br />
50<br />
25<br />
0<br />
Regionale Entwicklungen im Einzelnen In<br />
Russland setzte sich der Anstieg der Erdgasförderung<br />
fort. Mit rund 575 Mrd m 3 lag sie<br />
um rund 1 Prozent über der des Vorjahres und<br />
erreichte damit wieder das hohe Niveau von<br />
Anfang der 90er Jahre. Auf Russland entfielen<br />
<strong>2005</strong> etwa 22 Prozent der weltweiten Erdgasförderung:<br />
Damit blieb Russland das mit<br />
Abstand größte Förderland.<br />
Von der gesamten Erdgasförderung in<br />
Russland wurde knapp ein Viertel nach Europa<br />
(EU30) exportiert. Die Lieferungen in GUS-<br />
Länder verringerten sich um gut 20 Prozent<br />
auf rund 39 Mrd m 3 . Davon entfielen rund<br />
19 Mrd m 3 oder etwa die Hälfte allein auf die<br />
Ukraine (circa –37 Prozent).<br />
Die Erdgasförderung in den übrigen GUS-<br />
Staaten belief sich auf etwa 160 Mrd m 3 .<br />
In den Vereinigten Staaten von Amerika ging<br />
die Erdgasförderung um rund 3 Prozent auf<br />
etwa 475 Mrd m 3 zurück, nicht zuletzt bedingt<br />
durch die Förderausfälle und -einschränkungen<br />
im Golf von Mexiko als Folge der dortigen<br />
Wirbelstürme.<br />
Branchenreport<br />
EU (25) Belgien Finnland Griechen- Nieder- Polen Slowenien Ungarn Bulgarien Schweiz<br />
land lande<br />
Baltische Deutsch- Frankreich Italien Österreich Slowakei Tschechien Andere euro- Rumänien Türkei<br />
Länder land päische Länder<br />
24% 100%<br />
vorläufig, zum Teil geschätzt<br />
1% 34% 100% 24% 81% 27% 5% 51% 45% 100% 50% 74% 70% 49% 100% 31% 8% 59%<br />
Der Erdgasverbrauch in den USA lag mit rund<br />
465 Mrd m 3 um 2 Prozent unter Vorjahresniveau.<br />
Dabei setzte die Industrie deutlich weniger<br />
Erdgas ein (–8 Prozent), während beim<br />
Erdgaseinsatz in Kraftwerken ein Plus zu verzeichnen<br />
war (+3 Prozent). Auch der Erdgasverbrauch<br />
im Sektor Haushalte und Gewerbe<br />
war rückläufig, und zwar um circa 2 Prozent.<br />
Insgesamt war die Situation auf den Erdgasmärkten<br />
in den Vereinigten Staaten von<br />
Amerika durch einen starken Preisanstieg und<br />
hohe Preisausschläge gekennzeichnet. So<br />
lagen z.B. die sog. „Wellhead“-Preise im Jahresdurchschnitt<br />
<strong>2005</strong> um annähernd 40 Prozent<br />
Entwicklung des Erdgasverbrauchs in Europa<br />
in Mrd m 3<br />
800<br />
700<br />
600<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
<strong>2005</strong>* 2010** 2020**<br />
� EU 25 478 525 – 560 590 – 640<br />
� EU 30 534 570 – 610 675 – 730<br />
* geschätzt<br />
** Prognose<br />
1 m 3 = 11,5 kWh<br />
41
42 Branchenreport<br />
Drehscheibe Deutschland im<br />
europäischen Erdgasverbund<br />
Erdgasleitungen<br />
in Planung<br />
Erdgasimportstelle<br />
Erdgasfelder<br />
Bezugsländer<br />
St. Fergus<br />
Theddlethorpe<br />
London<br />
Teesside<br />
Bacton<br />
Canvey<br />
Barcelona<br />
Dunkerque<br />
Gournay<br />
Toulouse<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 />
Oslo<br />
Flensburg<br />
Wilhelmshaven<br />
Emden Hamburg<br />
Saarbrücken<br />
Freiburg<br />
Erfurt<br />
Frankfurt<br />
Stuttgart<br />
Hannover<br />
München<br />
La Spezia<br />
Rostock<br />
Passau<br />
Montalto di Castro<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
über denen des Vorjahres und dabei im Dezember<br />
<strong>2005</strong> um mehr als 80 Prozent über den<br />
Januar-Preisen. Bei den „City Gate“-Preisen<br />
betrugen die entsprechenden Erhöhungen<br />
30 Prozent im Jahresvergleich und 50 Prozent<br />
im Vergleich Jahresende/Jahresanfang <strong>2005</strong>.<br />
Dies schlug sich in deutlichen Erhöhungen<br />
der Verbraucherpreise nieder: Bei privaten Verbrauchern<br />
lagen die Erdgaspreise Ende <strong>2005</strong><br />
durchschnittlich um ein Drittel höher als zu Jahresbeginn<br />
und bei industriellen Verbrauchern<br />
um über die Hälfte.<br />
Die Erdgasimporte – wie im Vorjahr knapp<br />
120 Mrd m 3 – stammten nach wie vor zu etwa<br />
85 Prozent aus Kanada, das damit gut die<br />
Hälfte seiner gesamten Erdgasförderung per<br />
Pipeline in die Vereinigten Staaten von Amerika<br />
lieferte. In verflüssigter Form wurden etwa<br />
18 Mrd m 3 Erdgas importiert (–4 Prozent),<br />
und zwar vor allem aus Trinidad/Tobago (rund<br />
12 Mrd m 3 ) sowie in geringerem Umfang aus<br />
Algerien und Ägypten, darüber hinaus auch<br />
aus Katar, Malaysia, Nigeria und Oman.<br />
Die Erdgasexporte beliefen sich insgesamt<br />
auf rund 22 Mrd m 3 (2004: 24 Mrd m 3 ) und<br />
wurden zum größten Teil per Pipeline nach<br />
Kanada bzw. Mexiko geliefert, das ein Förderaufkommen<br />
von gut 40 Mrd m 3 hatte. Hinzu<br />
kamen wie bisher LNG-Lieferungen von Alaska<br />
nach Japan.<br />
Welterdgasförderung <strong>2005</strong><br />
Gesamtvolumen: rund 2.640 Mrd m 3<br />
600<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
Welterdgasvorräte <strong>2005</strong><br />
in Billionen m 3<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
Branchenreport<br />
Mittel-/ Afrika Nord- Europa<br />
Nahost amerika<br />
GUS/ Fernost/ Latein-<br />
Zentraleuropa Pazifik amerika<br />
72,7 55,3 13,8 11,1 7,5 7,1 5,6<br />
In der Region Fernost/Pazifik lag die Erdgasförderung<br />
mit rund 350 Mrd m 3 merklich über<br />
Vorjahresniveau. Davon entfiel etwa die Hälfte<br />
auf die drei größten LNG-Lieferländer dieser<br />
Region, Indonesien, Malaysia und Australien.<br />
In China wurden etwa 50 Mrd m 3 und in Indien<br />
etwa 30 Mrd m 3 Erdgas gefördert.<br />
Von der Erdgasförderung in den Ländern<br />
des Nahen und Mittleren Ostens (etwa<br />
270 Mrd m 3 ) wurde knapp ein Fünftel in verflüssigter<br />
Form nach Europa, in die Vereinigten<br />
Staaten von Amerika und wie bisher vor<br />
allem in die Region Fernost/Pazifik geliefert.<br />
In Afrika betrug die Erdgasförderung nahezu<br />
unverändert rund 170 Mrd m 3 Erdgas. Davon<br />
entfiel über die Hälfte allein auf Algerien.<br />
Zweitgrößtes afrikanisches Förderland war<br />
Ägypten (rund 40 Mrd m 3 ), das <strong>2005</strong> erstmals<br />
Erdgas in nennenswertem Umfang exportierte,<br />
vor Nigeria (20 Mrd m 3 ) und Libyen (7 Mrd m 3 ).<br />
Russland Kanada Großbritannien Indonesien Niederlande Turkmenistan Malaysia Sonstige<br />
USA Algerien Norwegen Iran Saudi-Arabien VR China Argentinien<br />
22% 18% 7% 4% 3% 3% 3% 3% 3% 2% 2% 2% 2% 2% 24%<br />
43
44 Branchenreport<br />
Internationaler Erdgashandel <strong>2005</strong>: Exportländer<br />
Gesamtvolumen: rund 770 Mrd m 3<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
0<br />
Russland Norwegen Niederlande Indonesien Katar Sonstige<br />
Kanada Algerien Turkmenistan Malaysia USA<br />
23% 13% 9% 8% 6% 5% 4% 4% 4% 3% 21%<br />
Internationaler Erdgashandel <strong>2005</strong>: Importländer<br />
Gesamtvolumen: rund 770 Mrd m 3<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
0<br />
USA Japan Frankreich Spanien Türkei Sonstige<br />
Deutschland Italien Ukraine Südkorea Belgien/Lux.<br />
16% 11% 11% 8% 6% 6% 4% 4% 3% 3% 28%<br />
In Lateinamerika wurden <strong>2005</strong> etwa<br />
130 Mrd m 3 Erdgas gefördert, darunter wie<br />
bisher zu gut drei Viertel in den drei größten<br />
Förderländern Argentinien, Venezuela und<br />
Trinidad/Tobago. Von der Förderung in Trinidad/<br />
Tobago wurden etwa 45 Prozent in verflüssigter<br />
Form in die Vereinigten Staaten von<br />
Amerika geliefert.<br />
Europa<br />
Erdgasverbrauch: Unterschiedliche<br />
regionale und sektorale Entwicklungen<br />
Der Erdgasverbrauch in Europa (EU 25 sowie<br />
Bulgarien, Norwegen, Rumänien, Schweiz<br />
und Türkei) erreichte bei einer insgesamt weiter<br />
steigenden Zahl von Verbrauchern mit<br />
gut 530 Mrd m 3 einen neuen Höchststand<br />
(+2,5 Prozent ggü. 2004). Insgesamt deckte<br />
Erdgas damit wie im Vorjahr ein Viertel des<br />
gesamten Energieverbrauchs in Europa.<br />
Verbrauchszuwächse waren dabei vor allem<br />
in südeuropäischen Ländern zu verzeichnen<br />
mit z.B. einem Plus von 21 Prozent in der<br />
Türkei, 18 Prozent in Spanien oder 13 Prozent<br />
in Portugal und 7 Prozent in Italien. Sie waren<br />
vor allem auf einen signifikanten Anstieg des<br />
Erdgaseinsatzes in Kraftwerken – in Spanien<br />
z.B. um mehr als 60 Prozent – sowie auf<br />
die dort insgesamt kühlere Witterung zurückzuführen.<br />
Dagegen war der Erdgasverbrauch in den<br />
meisten Ländern Nord- und Westeuropas rückläufig<br />
wie z.B. in Finnland (–9 Prozent), den<br />
Niederlanden (–7 Prozent) und Großbritannien<br />
(–1 Prozent) oder blieb – wie in Deutschland –<br />
praktisch unverändert. Ursächlich hierfür waren<br />
vor allem hohe Gaspreise, ein verstärkter<br />
Spartrend, ein teilweiser Umstieg auf andere<br />
Energien sowie zum Teil auch die mildere<br />
Witterung.
Erdgasaufkommen: Etwa 45 Prozent aus<br />
Drittländern Die Erdgasförderung in Europa<br />
belief sich <strong>2005</strong> auf rund 300 Mrd m 3<br />
(–2 Prozent) und entfiel nach wie vor zu rund<br />
80 Prozent auf nur drei Länder:<br />
• Größtes europäisches Förderland blieb<br />
Großbritannien, wo sich der Förderrückgang<br />
allerdings beschleunigt fortsetzte. Mit rund<br />
90 Mrd m 3 lag die Erdgasförderung in der<br />
britischen Nordsee um etwa 8 Prozent unter<br />
der des Vorjahres und um knapp 20 Prozent<br />
unter ihrem Höchststand, der erst 2000<br />
erreicht worden war.<br />
• Zweitgrößtes Förderland in Europa blieb<br />
nach wie vor Norwegen, wo die Förderung<br />
um 7 Prozent auf rund 86 Mrd m 3 ausgebaut<br />
wurde. Die geförderten Mengen wurden<br />
fast vollständig in andere europäische Länder<br />
exportiert. Sie flossen zum weit überwiegenden<br />
Teil per Unterwasser-Pipelines<br />
zum europäischen Kontinent, wo es in<br />
Deutschland, Belgien und Frankreich insgesamt<br />
4 Anlandepunkte für norwegisches<br />
Erdgas gibt, und die übrigen Mengen,<br />
ebenfalls per Unterwasser-Pipelines, nach<br />
Großbritannien.<br />
• An dritter Stelle lagen unverändert die<br />
Niederlande, wo die Erdgasförderung vor<br />
dem Hintergrund des dortigen Verbrauchsrückgangs<br />
um 7 Prozent auf 64 Mrd m 3<br />
zurückgefahren wurde. Die Erdgaslieferungen<br />
in andere europäische Länder lagen mit<br />
rund 44 Mrd m 3 dagegen nur geringfügig<br />
unter denen des Vorjahres.<br />
• In den übrigen Ländern in Europa (insbes.<br />
Deutschland, Italien, Dänemark und<br />
Rumänien) belief sich die Erdgasförderung<br />
auf ca. 55 Mrd m 3 .<br />
Branchenreport<br />
Erdgasaufkommen in Europa (EU 30) <strong>2005</strong><br />
Gesamtvolumen: rund 530 Mrd m 3<br />
Algerien 11%<br />
Sonstige* 8%<br />
Insgesamt stammten damit 55 Prozent des<br />
gesamten Erdgasaufkommens in Europa aus<br />
heimischen Vorkommen (2004: 58 Prozent),<br />
so dass Erdgas – allerdings mit abnehmender<br />
Tendenz – nach wie vor eine im Schwerpunkt<br />
europäische Energie blieb.<br />
Aus Drittländern wurden insgesamt rund<br />
230 Mrd m 3 Erdgas bezogen, entsprechend<br />
45 Prozent des gesamten Aufkommens<br />
(2004: 42 Prozent).<br />
26% Russland<br />
55% Europa<br />
* Ägypten, Abu Dhabi, Australien, Brunei, Iran, Katar, Libyen, Malaysia, Oman,<br />
Trinidad/Tobago und die Vereinigten Arabischen Emirate<br />
45
46 Branchenreport<br />
Erdgas aus Russland für Europa<br />
Erdgasvorkommen<br />
Erdgasleitungssystem vorhanden<br />
Erdgasleitungssystem geplant<br />
oder in Bau<br />
Paris<br />
Bonn<br />
Berlin<br />
Rom<br />
Prag<br />
Wien<br />
Warschau<br />
Belgrad<br />
Budapest<br />
Sofia<br />
Athen<br />
Murmansk<br />
Helsinki St. Petersburg<br />
Riga<br />
Vilnius<br />
Tallinn<br />
Minsk<br />
Kiew<br />
Shtokman<br />
Torzhok<br />
Ankara<br />
Aus Russland bezogen europäische Importländer<br />
insgesamt 138 Mrd m 3 Erdgas, 3 Prozent<br />
mehr als 2004. Russland deckte 26 Prozent<br />
des europäischen Erdgasbedarfs und blieb<br />
damit das mit Abstand wichtigste externe Lieferland<br />
für Europa.<br />
Aus Algerien wurden insgesamt knapp<br />
60 Mrd m 3 Erdgas nach Europa geliefert (2004:<br />
52 Mrd m 3 ), davon etwa 36 Mrd m 3 per Pipeline<br />
nach Italien, Slowenien und zur Iberischen<br />
Halbinsel und die übrigen Mengen in verflüssigter<br />
Form nach Frankreich, Spanien, Türkei,<br />
Belgien, Italien und Griechenland.<br />
Moskau<br />
Astrachan<br />
Uchta<br />
Baku<br />
Kharasavey<br />
Bovanenko<br />
Punga<br />
Orenburg<br />
Karachaganak<br />
Vorkuta<br />
Shatylk<br />
Medvezhje<br />
Nadym<br />
Jamsovey<br />
Surgut<br />
Jamburg<br />
Tjumen<br />
Sovetabad/<br />
Dauletabad<br />
Aus weiteren Drittländern wurden mit<br />
insgesamt knapp 40 Mrd m 3 gut 45 Prozent<br />
mehr Erdgas bezogen als im Vorjahr, und<br />
zwar im Wesentlichen in verflüssigter Form.<br />
Urengoy<br />
Shurtan<br />
Auf LNG-Bezüge entfielen insgesamt etwa<br />
11 Prozent des gesamten Erdgasaufkommens<br />
in Europa (2004: 8 Prozent). LNG-Lieferländer<br />
waren Ägypten, das <strong>2005</strong> erstmals Erdgas in<br />
verflüssigter Form nach Spanien und Frankreich<br />
exportierte, Katar, Libyen, Nigeria, Trinidad/<br />
Tobago sowie weitere Staaten der Golfregion.<br />
Hinzu kamen Lieferungen von Libyen nach<br />
Italien über die neue Unterwasser-Pipeline<br />
„Green Stream“.<br />
Zapoljarnoje<br />
Yuzhno-<br />
Russkoje<br />
Almaty
Insgesamt waren die Bezüge aus Drittländern<br />
nicht nur durch ihren steigenden Anteil am<br />
europäischen Erdgasaufkommen gekennzeichnet,<br />
sondern auch durch eine wachsende<br />
Bedeutung von LNG und eine Erweiterung des<br />
Kreises der Lieferländer.<br />
Deutschland<br />
Energieverbrauch rückläufig Der deutsche<br />
Primärenergieverbrauch lag <strong>2005</strong> um 1,3 Prozent<br />
oder 4,6 Mio t OE unter dem Vorjahresniveau.<br />
Der Rückgang war im Wesentlichen<br />
bedingt durch die nur geringe konjunkturelle<br />
Dynamik und dämpfende Wirkung der hohen<br />
Energiepreise. Er betraf insbesondere Kernenergie,<br />
Stein- und Braunkohle sowie das<br />
Mineralöl.<br />
Energieimportrechnung kräftig gestiegen<br />
Die Aufwendungen für den Import von Energie<br />
(netto, d.h. Importe abzgl. Exporte) erreichten<br />
<strong>2005</strong> mit gut 52 Mrd € einen neuen Höchststand.<br />
Der bisherige Höchstwert belief sich auf<br />
gut 42 Mrd € und wurde 1985 erreicht (alte<br />
Bundesländer).<br />
Der Anstieg gegenüber 2004 um rund<br />
14 Mrd € bzw. gut ein Drittel war im Wesentlichen<br />
preisbedingt:<br />
• Für den Import von Rohöl mussten <strong>2005</strong><br />
gut 34 Mrd € aufgewendet werden, etwa<br />
10 Mrd € mehr als 2004. Hierfür war der<br />
Anstieg der Importpreise maßgeblich, der<br />
auf die Preisentwicklung auf den internationalen<br />
Märkten, aber auch auf die Abwertung<br />
des Euro gegenüber dem US-Dollar zurückzuführen<br />
war. Er fiel noch kräftiger aus als<br />
im Jahresvergleich 2004/2003. Mit 314 €/t<br />
kostete Rohöl frei Grenze <strong>2005</strong> über 40 Prozent<br />
mehr als 2004. Der Importpreis erreichte<br />
damit fast den bisherigen Rekordwert<br />
(1984: 318 €/t; alte Bundesländer).<br />
Die Importe von Mineralölprodukten beanspruchten<br />
mit insgesamt 1,5 Mrd € nur<br />
unwesentlich mehr als im Jahr zuvor.<br />
Branchenreport<br />
• Die Aufwendungen für den Import von<br />
Erdgas (netto) erreichten mit 13,6 Mrd €<br />
nach 2004 (10,0 Mrd €) wiederum einen<br />
neuen Spitzenwert. Dieser Anstieg um gut<br />
ein Drittel war vor allem auf einen kräftigen<br />
Anstieg der Importpreise zurückzuführen.<br />
Der durchschnittliche Importwert frei Grenze<br />
war <strong>2005</strong> gut ein Drittel höher als 2004,<br />
lag damit aber noch unter dem bisherigen<br />
Höchstwert, der Mitte der 80er Jahre in den<br />
alten Bundesländern erreicht worden war.<br />
• Der Import von Steinkohle beanspruchte<br />
wie im Vorjahr insgesamt knapp 3 Mrd €.<br />
Höheren Importpreisen standen dabei<br />
niedrigere Importmengen gegenüber.<br />
Die gesamten Aufwendungen für den Energieimport<br />
entsprachen etwa 2,3 Prozent des<br />
Bruttoinlandsprodukts <strong>2005</strong> in Deutschland<br />
(2004: 1,7 Prozent).<br />
Erdgasaufkommen: Höhere Bezüge aus<br />
dem Ausland Das Erdgasaufkommen in<br />
Deutschland erhöhte sich im Berichtsjahr um<br />
2 Prozent; hierbei sank die inländische Förderung<br />
um rund 3 Prozent, während die Bezüge<br />
aus dem Ausland um rund 3 Prozent anstiegen.<br />
Entsprechend ergaben sich leichte Strukturverschiebungen<br />
zu Lasten der deutschen<br />
Produktion und zu Gunsten der Importe: Das<br />
Erdgas stammte <strong>2005</strong> zu 15 Prozent (2004:<br />
16 Prozent) aus inländischer Förderung und zu<br />
85 Prozent (2004: 84 Prozent) aus Einfuhren:<br />
• Die Erdgasbezüge aus Russland betrugen<br />
rund 35 Mrd m 3 . Russland war mit einem<br />
Anteil am Erdgasaufkommen von 34 Prozent<br />
(2004: 35 Prozent) wiederum wichtigstes<br />
Lieferland. Umgekehrt blieb Deutschland<br />
größtes Abnehmerland für russisches<br />
Erdgas, in das nach wie vor etwa ein Viertel<br />
der russischen Erdgaslieferungen nach<br />
Europa floss.<br />
• Die Erdgasbezüge aus Norwegen erhöhten<br />
sich um 5 Prozent auf rund 26 Mrd m 3 ,<br />
der Anteil des Erdgases aus Norwegen<br />
auf 25 Prozent (2004: 24 Prozent) des gesamten<br />
Aufkommens. Die Lieferungen<br />
nach Deutschland, dem weiterhin größten<br />
Absatzmarkt für Erdgas aus Norwegen,<br />
entsprachen gut einem Drittel der gesamten<br />
norwegischen Erdgasexporte.<br />
47
48 Branchenreport<br />
Entwicklung des Erdgasverbrauchs in Europa <strong>2005</strong><br />
Veränderungen in %<br />
20<br />
16<br />
12<br />
8<br />
4<br />
0<br />
– 4<br />
– 8<br />
– 12<br />
Belgien Deutschland Frankreich Großbritannien Niederlande Portugal Schweiz Spanien<br />
Dänemark Finnland Griechenland Italien Österreich Schweden Slowakei Ungarn<br />
1,3 – 4,6 0,0 – 8,9 3,3 6,0 – 1,0 6,9 – 6,8 5,8 12,6 – 4,2 2,7 1,0 17,7 – 2,4<br />
• Die Erdgaslieferungen aus den Niederlanden<br />
trugen mit 20 Prozent (2004: 19 Prozent)<br />
zum deutschen Erdgasaufkommen bei.<br />
Deutschland blieb mit rund 45 Prozent der<br />
gesamten Exporte der wichtigste Auslandsmarkt<br />
für niederländisches Erdgas.<br />
• Der Anteil der übrigen Länder Großbritannien/Dänemark/Sonstige<br />
belief sich<br />
unverändert auf 6 Prozent.<br />
Insgesamt stützte sich die deutsche Erdgasversorgung<br />
auch <strong>2005</strong> auf ein breit gefächertes<br />
Lieferportfolio, dessen Schwerpunkt Erdgasfelder<br />
in Westeuropa bildeten (66 Prozent).<br />
Erdgas wurde dabei wie bisher zum weit überwiegenden<br />
Teil im Rahmen langfristiger Verträge<br />
mit in- und ausländischen Produzenten<br />
verfügbar gemacht.<br />
Erdgasverbrauch: Geringfügig über Vorjahresniveau<br />
Der Erdgasverbrauch erreichte<br />
<strong>2005</strong> mit 77,3 Mio t OE (= 86,6 Mrd m 3 )<br />
wieder das Vorjahresniveau. Der Erdgasanteil<br />
am insgesamt rückläufigen Primärenergieverbrauch<br />
stieg leicht auf 22,7 Prozent (2004:<br />
22,4 Prozent). Die Durchschnittstemperatur<br />
war mit 9,06°C etwas höher (um 0,05°C) als in<br />
2004. Unter Ausschaltung dieser minimalen<br />
Temperatureffekte hätte sich ein geringfügiger<br />
Anstieg des Erdgasverbrauchs um 0,3 Prozent<br />
ergeben.<br />
Während in den ersten neun Monaten kumuliert<br />
ein Verbrauchsanstieg verzeichnet werden<br />
konnte, war die Nachfrage im vierten Quartal<br />
witterungsbedingt rückläufig. Erneut waren die<br />
Verbrauchstendenzen in den Hauptverwendungssektoren<br />
des Erdgases unterschiedlich:<br />
• Der Erdgasverbrauch der privaten Haushalte<br />
sowie der Gewerbe- und Dienstleistungsunternehmen<br />
(HuK-Sektor) ging bei leicht<br />
höherem Temperaturniveau aufgrund verstärkter<br />
Energiesparbemühungen und des<br />
vermehrten Einsatzes von Zusatzheizungen<br />
schätzungsweise um 2 bis 3 Prozent zurück.<br />
Dabei hielt der Trend zur Erdgasheizung<br />
auch <strong>2005</strong> an. Der Bestand an erdgasbeheizten<br />
Wohnungen nahm um ca. 250.000<br />
zu. Bei den zum Bau genehmigten neuen<br />
Wohnungen hatte die Erdgasheizung<br />
wiederum einen Anteil von rund 75 Prozent.<br />
Insgesamt waren am Jahresende <strong>2005</strong> rund<br />
18 Mio Wohnungen oder rund 48 Prozent<br />
(2004: rund 47 Prozent) des Bestands mit<br />
einer Erdgasheizung ausgestattet.<br />
• Der industrielle Erdgaseinsatz konnte um<br />
etwa 1,5 Prozent zulegen; die Nachfrage<br />
stand im Zeichen der weiterhin starken<br />
Industriekonjunktur in wichtigen Branchen.<br />
• Zur Stromerzeugung wurden im Zuge der<br />
Inbetriebnahme einer Reihe von Anlagen<br />
der Kraft-Wärme-Kopplung etwa 10 Prozent<br />
mehr Erdgas eingesetzt. Dennoch fiel Erdgas<br />
in diesem Marktsegment mit deutlichem<br />
Abstand hinter Kohle und Kernenergie<br />
wie bisher lediglich eine Nebenrolle zu.
Die Struktur des Erdgasverbrauchs nach<br />
Sektoren veränderte sich im Vorjahresvergleich<br />
leicht: Der HuK-Sektor bildete die mit Abstand<br />
wichtigste Verbrauchergruppe mit einem<br />
Anteil von 47 Prozent des gesamten Erdgasverbrauchs<br />
(2004: 49 Prozent). Auf die Industrie<br />
(Endenergieverbrauch) entfiel wiederum<br />
knapp ein Viertel. Zur Stromerzeugung sowie<br />
in den übrigen Sektoren (insbes. Fernwärmeerzeugung<br />
und nichtenergetischer Verbrauch)<br />
wurden jeweils 14 Prozent eingesetzt.<br />
Einzelaspekte der deutschen Gaswirtschaft<br />
Die Unternehmen der deutschen Gaswirtschaft<br />
planten <strong>2005</strong> Investitionen in Sachanlagen<br />
in Höhe von rund 1,8 Mrd €, im Wesentlichen<br />
für den weiteren Ausbau des Leitungsnetzes.<br />
Es hatte Ende <strong>2005</strong> eine Länge von<br />
rund 390.000 km (Ende 2004: 385.000 km).<br />
Weitere Investitionsmittel flossen in den Ausbau<br />
der Untertagespeicher. Ende <strong>2005</strong> waren<br />
44 Untertagespeicher, vornehmlich eingesetzt<br />
für den saisonalen Strukturausgleich, mit<br />
einer Arbeitsgaskapazität von 19,1 Mrd m 3 in<br />
Betrieb.<br />
In den rund 700 Unternehmen der deutschen<br />
Gaswirtschaft (Förderunternehmen, Ferngasbzw.<br />
Importgesellschaften, regionale und<br />
kommunale Gasgesellschaften), neben denen<br />
Gashändler und ausländische Unternehmen<br />
im Wettbewerb auf dem deutschen Markt<br />
agierten, waren Ende <strong>2005</strong> schätzungsweise<br />
etwa 35.000 Mitarbeiter beschäftigt. Die<br />
fiskalische Belastung des Erdgases durch die<br />
Verbrauchssteuer auf Erdgas sowie die Förderund<br />
die Konzessionsabgaben beliefen sich insgesamt<br />
auf 4,4 Mrd € (2004: 4,2 Mrd €). ¯<br />
Branchenreport<br />
Wohnungsbeheizung in Deutschland <strong>2005</strong><br />
Heizöl 31,0%<br />
Kohle 3,1%<br />
Strom 5,7%<br />
47,7% Erdgas<br />
12,5% Fernheizung<br />
Wohnungs- Gasbeheizte Anteil<br />
bestand Wohnungen in %<br />
in Mio in Mio<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 />
2002 37,3 17,2 46,0<br />
2003 37,5 17,5 46,6<br />
2004 37,7 17,8 47,2<br />
<strong>2005</strong>*<br />
* Schätzung<br />
37,8 18,0 47,7<br />
49
Inhalt<br />
Geschäftsjahr <strong>2005</strong><br />
52 Highlights<br />
54 Organe der Gesellschaft<br />
56 Bericht des Aufsichtsrats<br />
60 Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
60 Geschäftsverlauf und Umfeld<br />
66 Vertrieb/Marketing: Absatzrekord durch<br />
starkes Auslandsgeschäft<br />
69 Erdgasbeschaffung: „Pan-European Gas“<br />
stärkt E.<strong>ON</strong>-Konzern<br />
70 Entwicklung und Umwelt: Ideen und<br />
Innovationen für die Zukunft<br />
73 Technik: Auf zukünftige Anforderungen<br />
vorbereitet<br />
76 Investitionen: Schwerpunkt Upstream<br />
76 Konzernweites Risikomanagement<br />
79 Geschäftsverlauf im Januar 2006<br />
82 Mitarbeiter: Über 70 Prozent der<br />
Arbeitsplätze im europäischen Ausland<br />
85 Entwicklung der Konzerngesellschaften<br />
92 Umsatz und Ertragslage des Konzerns<br />
95 Beteiligungsgesellschaften
52 Highlights<br />
Juni <strong>2005</strong><br />
Neue Werbekampagne<br />
gestartet: Erdgas emotional<br />
Im Mittelpunkt der neuen Werbekampagne von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
stehen nicht Technologie und Innovation, sondern ihr positiver Einfluss<br />
auf Menschen in ihrem privaten Umfeld. Unter dem Motto<br />
„Menschen brauchen Wärme. Natürlich unser Erdgas“ wird das<br />
Produkt Erdgas stärker emotionalisiert. Die Motive zeigen Mitarbeiter<br />
von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> und von anderen Energieversorgungsunternehmen<br />
sowie bekannte Persönlichkeiten aus der Erdgas-<br />
Sportwerbung, wie die Biathlon-Weltmeisterinnen Kati Wilhelm<br />
und Katrin Apel.<br />
Juli/Dezember <strong>2005</strong><br />
Deutscher Architekturpreis<br />
vergeben<br />
Mit dem von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> gestifteten Deutschen Architekturpreis<br />
<strong>2005</strong> wurde das BMW-Zentralgebäude in Leipzig ausgezeichnet<br />
– entworfen und realisiert von der Londoner Architektin<br />
Zaha Hadid in Zusammenarbeit mit Patrik Schumacher. Die<br />
hochkarätige internationale Jury würdigte das Gebäude als „völlig<br />
neuen Typus der Industriearchitektur“. Das Gebäude sei für die<br />
Entwicklung des Bauens in unserer Zeit beispielhaft und zeichne<br />
sich aus durch eine ganzheitliche Lösung und Innovation, trage<br />
zur Gestaltung des öffentlichen Raumes bei und sei vorbildlich in<br />
der Rücksichtnahme auf die Umwelt.<br />
Juni <strong>2005</strong><br />
Übernahme in<br />
Rumänien<br />
abgeschlossen<br />
Im Juni erwarb E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> 51 Prozent am<br />
rumänischen Gasversorger DistriGaz Nord (seit<br />
1. April 2006 E.<strong>ON</strong> Gaz România). Die Gesellschaft<br />
versorgt im nördlichen Teil Rumäniens etwa eine<br />
Million Kunden mit jährlich rund 4,5 Mrd m 3 Erdgas<br />
und betreibt ein ca. 17.000 km langes Gasleitungsnetz.<br />
Rumänien deckt seinen Erdgasbedarf<br />
derzeit zu rund 65 Prozent aus eigenen Quellen;<br />
rund 35 Prozent werden aus Russland importiert.
September <strong>2005</strong><br />
Direkte Anbindung an<br />
die riesigen Erdgasvorkommen<br />
Russlands<br />
Im Beisein von Präsident Wladimir Putin und<br />
Bundeskanzler Gerhard Schröder haben Gazprom,<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> und BASF eine Grundsatzvereinbarung<br />
zum Bau der „North European Gas Pipeline“<br />
(NEGP) getroffen.<br />
Sie soll mit einer Länge von rund 1.200 km von<br />
der russischen zur deutschen Ostseeküste verlaufen<br />
und 2010 in Betrieb gehen. Deutschland<br />
erhält durch die NEGP eine direkte Anbindung an<br />
die riesigen russischen Erdgasvorkommen – ein<br />
bedeutender Beitrag zur künftigen Versorgungssicherheit<br />
in Deutschland.<br />
Juni/September <strong>2005</strong><br />
Highlights<br />
Upstream-Akquise in Großbritannien<br />
und Norwegen<br />
Mit der Übernahme des britischen Produzenten Caledonia hat<br />
E.<strong>ON</strong> seine Marktposition im Upstream-Geschäft wesentlich<br />
ausgebaut und sein Erdgas-Bezugsportfolio weiter diversifiziert.<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> UK North Sea – so der neue Name des Unternehmens<br />
– betreibt und erschließt mit großen Investitionen<br />
Gasfelder in der Nordsee.<br />
Zusätzlich intensiviert wurden die Upstream-Aktivitäten durch<br />
den Kauf weiterer 15 Prozent am Njord-Feld. An dem Öl- und Gasvorkommen<br />
in der norwegischen Nordsee ist E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
nun mit 30 Prozent beteiligt. Mit dem Beginn der Gasproduktion<br />
Ende 2007 wird E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> rund 600 Mio m 3 Erdgas jährlich<br />
aus dem Feld gewinnen.<br />
53
54 Organe der Gesellschaft<br />
Vorstand<br />
Dr. Burckhard Bergmann,<br />
Vorsitzender<br />
Christoph Dänzer-Vanotti (seit 01. 07. <strong>2005</strong>),<br />
Personalwesen<br />
Dr. Friedrich Janssen,<br />
Finanzen<br />
Dr. Jürgen Lenz,<br />
Technik<br />
Dr. e.h. Achim Middelschulte (bis 30. 06. <strong>2005</strong>),<br />
Personalwesen<br />
Dr. Michael Pfingsten,<br />
Vertrieb/Marketing<br />
Dr. Jochen Weise,<br />
Gasbeschaffung/Kurzfristhandel<br />
Generalbevollmächtigter<br />
Dr. Wilfried Czernie (bis 31.12. <strong>2005</strong>)<br />
Aufsichtsrat<br />
Dr. Wulf H. Bernotat,<br />
Vorsitzender des Vorstands der<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong>, Düsseldorf,<br />
Vorsitzender<br />
Gabriele Gratz,<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, Essen,<br />
stellv. Vorsitzende<br />
Werner Bartoschek,<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, Essen<br />
Dr. Christian Beckervordersandforth,<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, Essen<br />
Pieter Berkhout,<br />
Chairman of the Board of Directors<br />
The Greenery B.V., Breda, Niederlande
Von links nach rechts:<br />
Christoph Dänzer-Vanotti,<br />
Dr. Friedrich Janssen,<br />
Dr. Michael Pfingsten,<br />
Dr. Burckhard Bergmann,<br />
Dr. Jochen Weise,<br />
Dr. Jürgen Lenz<br />
Dr. Gerhard Cromme (bis 31. 08. <strong>2005</strong>),<br />
Vorsitzender des Aufsichtsrats der<br />
ThyssenKrupp <strong>AG</strong>, Düsseldorf<br />
Dr.Thorleif Enger (seit 01. 09. <strong>2005</strong>),<br />
President and Chief Executive Officer<br />
Yara International, Oslo, Norwegen<br />
Dr. Hans Michael Gaul,<br />
Mitglied des Vorstands der<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong>, Düsseldorf<br />
Wolfgang Goretzki (bis 12. 09. <strong>2005</strong>),<br />
G. Kromschröder <strong>AG</strong>, Osnabrück<br />
Dr. Kerstin Grass (seit 09.12. <strong>2005</strong>),<br />
Thüga <strong>AG</strong>, München<br />
Wilhelm Hamann,<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, Essen<br />
Dr. Hans-Dieter Harig,<br />
ehem. Vorsitzender des Vorstands der<br />
E.<strong>ON</strong> Energie <strong>AG</strong>, München<br />
Wolfgang Löbbert,<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, Essen<br />
Organe der Gesellschaft<br />
Prof. h.c. (CHN) Dr. rer. oec. Ulrich Middelmann<br />
(seit 01. 09. <strong>2005</strong>),<br />
stellv. Vorsitzender des Vorstands der<br />
ThyssenKrupp <strong>AG</strong>, Düsseldorf<br />
Harald Norvik (bis 10. 07. <strong>2005</strong>),<br />
Chairman<br />
Oslo Stock Exchange, Nesoddtangen, Norwegen<br />
Hartmut Riemann,<br />
1. Bevollmächtigter der<br />
IG-Metall, Osnabrück<br />
Albert Schell (bis 12. 09. <strong>2005</strong>),<br />
ELSTER GmbH, Mainz-Kastel<br />
Dr. Erhard Schipporeit,<br />
Mitglied des Vorstands der<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong>, Düsseldorf<br />
Klaus Simon (seit 12.12. <strong>2005</strong>),<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, Essen<br />
Kurt F. Viermetz (bis 31.12. <strong>2005</strong>),<br />
ehem. Vice-Chairman und Director of the Board<br />
J.P. Morgan & Co., Inc., Rye/New York, USA,<br />
und München<br />
Ehrenvorsitzender des Aufsichtsrats<br />
Dr. Klaus Liesen,<br />
Essen<br />
55
56 Bericht des Aufsichtsrats<br />
Bericht des Aufsichtsrats<br />
Der Aufsichtsrat ist vom Vorstand regelmäßig<br />
über die Entwicklung und die Lage des Unternehmens<br />
sowie über wesentliche Geschäftsvorgänge<br />
unterrichtet worden. Anhand der Berichte<br />
und der erteilten Auskünfte hat der Aufsichtsrat<br />
die Geschäftsführung überwacht, Geschäftsvorgänge<br />
von besonderer Bedeutung eingehend<br />
beraten und sich von der Ordnungsmäßigkeit<br />
der Geschäftsführung überzeugt. Gegenstand der<br />
Beratungen waren vor allem die Beschaffungs-,<br />
Transport- und Absatzsituation beim Erdgas, die<br />
wirtschaftliche Lage des Unternehmens, Leitungsnetz-<br />
und sonstige Investitionsvorhaben, Akquisitionsprojekte<br />
und wesentliche geschäftliche Vorgänge<br />
bei verbundenen Unternehmen. Daneben<br />
wurde eingehend über Maßnahmen zur Stärkung<br />
der Wettbewerbsfähigkeit, insbesondere vor<br />
dem Hintergrund der Liberalisierung der Energiemärkte,<br />
sowie über grundsätzliche Fragen insbesondere<br />
der Finanz-, Investitions- und Personalplanung<br />
beraten.<br />
Der Jahresabschluss zum 31. Dezember <strong>2005</strong><br />
und der Lagebericht der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
sind unter Einbeziehung der Buchführung von<br />
der PricewaterhouseCoopers <strong>AG</strong> Wirtschaftsprüfungsgesellschaft,<br />
Essen, geprüft und mit<br />
dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk<br />
versehen worden. Der Prüfungsbericht wurde<br />
den Aufsichtsratsmitgliedern ausgehändigt. Der<br />
Aufsichtsrat hat zustimmend von dem Ergebnis<br />
der Prüfung Kenntnis genommen.<br />
Der Aufsichtsrat hat den Jahresabschluss und<br />
den Lagebericht geprüft. Der Abschlussprüfer hat<br />
an den Beratungen des Aufsichtsrats über diese<br />
Vorlagen teilgenommen und über die wesentlichen<br />
Ergebnisse seiner Prüfung berichtet. Der<br />
Aufsichtsrat erklärt, dass nach dem abschließenden<br />
Ergebnis seiner Prüfung keine Einwendungen<br />
gegen den Jahresabschluss und den Lagebericht<br />
zu erheben sind. Der Aufsichtsrat billigt den vom<br />
Vorstand aufgestellten Jahresabschluss, der<br />
damit festgestellt ist.
„Gegenstand der Beratungen waren vor allem die<br />
Bericht des Aufsichtsrats<br />
Beschaffungs-, Transport- und Absatzsituation beim Erdgas,<br />
die wirtschaftliche Lage des Unternehmens, Leitungsnetz-<br />
und sonstige Investitionsvorhaben, Akquisitionsprojekte und<br />
wesentliche geschäftliche Vorgänge bei verbundenen<br />
Unternehmen.“<br />
Im abgelaufenen Geschäftsjahr sind Herr Harald<br />
Norvik zum 10. Juli <strong>2005</strong>, Herr Dr. Gerhard Cromme<br />
zum 31. August <strong>2005</strong>, die Herren Wolfgang<br />
Goretzki und Albert Schell zum 12. September<br />
<strong>2005</strong> und Herr Kurt F. Viermetz zum 31. Dezember<br />
<strong>2005</strong> aus dem Aufsichtsrat ausgeschieden. Der<br />
Aufsichtsrat dankt den ausgeschiedenen Mitgliedern<br />
für ihre konstruktive Mitarbeit und ihren<br />
wertvollen Rat.<br />
Herr Dr. Thorleif Enger und Herr Prof. h.c. (CHN)<br />
Dr. rer. oec. Ulrich Middelmann wurden von<br />
der außerordentlichen Hauptversammlung mit<br />
Wirkung zum 1. September <strong>2005</strong> zu Mitgliedern<br />
des Aufsichtsrats ernannt. Frau Dr. Kerstin Grass<br />
und Herr Klaus Simon wurden mit Wirkung zum<br />
9. bzw. 12. Dezember <strong>2005</strong> vom Amtsgericht<br />
Essen zu Mitgliedern des Aufsichtsrats bestellt.<br />
Herr Dr. e.h. Achim Middelschulte ist mit<br />
Wirkung zum 30. Juni <strong>2005</strong> aus dem Vorstand<br />
ausgeschieden. Der Aufsichtsrat dankt ihm für<br />
sein engagiertes Wirken und seinen großen<br />
Einsatz für das Unternehmen. Während seiner<br />
20-jährigen Mitgliedschaft im Vorstand war Herr<br />
Dr. Middelschulte für das Ressort Personalwesen<br />
zuständig und übte zugleich die Funktion des<br />
Arbeitsdirektors aus. Als sein Nachfolger wurde<br />
mit Wirkung zum 1. Juli <strong>2005</strong> Herr Christoph<br />
Dänzer-Vanotti berufen.<br />
Der Aufsichtsrat spricht dem Vorstand und allen<br />
Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern für ihre im<br />
Geschäftsjahr <strong>2005</strong> geleistete Arbeit Dank und<br />
Anerkennung aus.<br />
Essen, im März 2006<br />
Der Aufsichtsrat<br />
Dr. Wulf H. Bernotat<br />
Vorsitzender<br />
57
60 Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>*<br />
Primärenergieverbrauch in Deutschland<br />
in Mio t OE<br />
400<br />
350<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
0<br />
1) vorläufig<br />
Geschäftsverlauf und Umfeld<br />
Weiterhin schwaches Wirtschaftswachstum<br />
<strong>2005</strong> nahm die gesamtwirtschaftliche Produktion<br />
in Deutschland nur um knapp 0,9 Prozent zu.<br />
Wachstumsträger war weiterhin die Auslandsnachfrage<br />
dank einer erneut kräftig wachsenden<br />
Weltwirtschaft. Im Inland beschleunigte sich<br />
zwar der Anstieg der Ausrüstungsinvestitionen;<br />
der private Verbrauch belebte sich aber nicht.<br />
Ursachen waren die schlechte Lage auf dem<br />
Arbeitsmarkt und die stark gestiegenen Energiepreise:<br />
Die Zahl der registrierten Arbeitslosen<br />
stieg im Jahresdurchschnitt um rund eine halbe<br />
Million auf etwa 4,9 Mio. Der Rückgang der<br />
saisonbereinigten Arbeitslosenzahl seit dem Frühjahr<br />
<strong>2005</strong> lässt aber hoffen, dass der Höhepunkt<br />
der Arbeitslosigkeit <strong>2005</strong> überschritten wurde.<br />
1996 2001 2002 2003 2004 <strong>2005</strong><br />
352,2 349,2 342,5 345,2 344,6 340,1 1)<br />
Erdgasaufkommen in Deutschland <strong>2005</strong><br />
Gesamtvolumen: 103 Mrd m 3<br />
Niederlande 20%<br />
20,5 Mrd m 3<br />
Inland 15%<br />
16 Mrd m 3<br />
Dänemark/ 6%<br />
Großbritannien<br />
6,5 Mrd m 3<br />
* Stichtag 31. Januar 2006<br />
Sonstige<br />
Kernenergie<br />
Mineralöl<br />
Braunkohle<br />
Steinkohle<br />
Erdgas<br />
34% Russland<br />
34,5 Mrd m 3<br />
25% Norwegen<br />
25,5 Mrd m 3<br />
Energieverbrauch Der Primärenergieverbrauch<br />
(PEV) in Deutschland ging <strong>2005</strong> bei hohem Energiepreisniveau<br />
und gedämpfter wirtschaftlicher<br />
Entwicklung um 1 Prozent auf rund 340 Millionen<br />
Tonnen Öleinheiten (Mio t OE) zurück. Vom Rückgang<br />
betroffen waren insbesondere das Mineralöl,<br />
die Steinkohle und die Braunkohle. Demgegenüber<br />
hat der Erdgasverbrauch wieder das Vorjahresniveau<br />
von 77,3 Mio t OE, rund 995 Mrd Kilowattstunden<br />
(kWh), erreicht. Dies entspricht temperaturbereinigt<br />
einem geringfügigen Zuwachs<br />
um rund 0,3 Prozent. Der Erdgasanteil am PEV<br />
stieg leicht auf 22,7 Prozent.<br />
Politische Rahmenbedingungen Im Berichtsjahr<br />
wurde das Energiewirtschaftsgesetz zur<br />
Umsetzung der EU-Binnenmarktrichtlinien Erdgas<br />
und Elektrizität novelliert. Damit wurde ein<br />
grundlegend veränderter Ordnungsrahmen für die<br />
Erdgasbranche geschaffen. Das Gesetz trat am<br />
13. Juli <strong>2005</strong> in Kraft, die ergänzenden Verordnungen<br />
für Netzzugang und Netzentgelte bei Strom<br />
und Gas am 29. Juli <strong>2005</strong>. Wesentliche Neuregelungen<br />
betreffen die Verpflichtung zur rechtlichen<br />
und organisatorischen Entflechtung der Energieversorgungsunternehmen<br />
sowie die Regulierung<br />
von Netzanschluss und Netzzugang. Zudem<br />
wurden zahlreiche Berichtspflichten für die Unternehmen<br />
festgelegt. Gleichzeitig nahm die Bundesnetzagentur<br />
für Elektrizität, Gas, Telekommunikation,<br />
Post und Eisenbahnen in Bonn (bisherige<br />
Regulierungsbehörde für Telekommunikation<br />
und Post) als zuständige Regulierungsbehörde<br />
ihre Arbeit auf.<br />
Das neue Energiewirtschaftsgesetz sieht im<br />
ersten Schritt grundsätzlich eine Genehmigungspflicht<br />
für alle Netzzugangsentgelte vor (Übergangsfrist<br />
im Strombereich 3 Monate, im<br />
Gasbereich 6 Monate). Später soll eine „Anreizregulierung“<br />
eingeführt werden. Die Bundesnetzagentur<br />
will dazu bis zum 1. Juli 2006 einen<br />
Bericht vorlegen.<br />
Von der Entgeltgenehmigungspflicht ausgenommen<br />
sind die Unternehmen der überregionalen<br />
Ferngasstufe, die bestehendem oder potenziellem<br />
Leitungswettbewerb unterliegen. Diese<br />
Unternehmen können ihre Entgelte weiterhin auf<br />
Vergleichsmarktbasis bilden, müssen dies aber<br />
der Bundesnetzagentur anzeigen und die in der<br />
Verordnung genannten Voraussetzungen für die<br />
Feststellung von bestehendem oder potenziellem<br />
Leitungswettbewerb nachweisen. E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
Transport hat diese Anzeige fristgerecht Anfang<br />
Januar bei der Bundesnetzagentur gestellt.
Neben der Bundesnetzagentur können auch Bundesländer<br />
Regulierungsaufgaben wahrnehmen.<br />
Dafür haben sich zehn von 16 Bundesländern entschieden,<br />
die damit für Netzbetreiber zuständig<br />
sind, an deren Netze maximal 100.000 Kunden<br />
angeschlossen sind.<br />
Gemäß Gasnetzzugangsverordnung müssen<br />
Unternehmen der überregionalen und regionalen<br />
Ferngasstufe den Netzzugang auf Basis einer<br />
Entry/Exit-Systematik anbieten. Umfangreiche<br />
Pflichten regeln die Kooperation der Netzbetreiber.<br />
Unter anderem müssen Netzbetreiber ihre<br />
Zusammenarbeit untereinander so gestalten,<br />
dass Transportkunden bei betreiberübergreifendem<br />
Netzzugang nur jeweils einen Ein- und<br />
einen Ausspeisevertrag abschließen müssen.<br />
Die Umsetzungsfrist endet am 1. Februar 2006.<br />
Am 31. Januar 2006 hat die Bundesnetzagentur<br />
Vorschläge für den Netzzugang bei Gas vorgestellt,<br />
die die Voraussetzungen für einen intensiveren<br />
Wettbewerb auf dem deutschen Gasmarkt<br />
schaffen und damit die Regelungen des Energiewirtschaftsgesetzes<br />
und der Gasnetzzugangsverordnung<br />
umsetzen. Die vorgestellten Regelungen<br />
stellen eine ausgewogene Lösung zwischen<br />
den Wettbewerbsanforderungen und einer effizienten<br />
Nutzung der Gasnetze dar, ohne dass es<br />
zu einer Beeinträchtigung der Versorgungssicherheit<br />
kommt. Aus Sicht von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> sind die<br />
vorgestellten Eckpunkte zum Netzzugangsmodell<br />
ein Quantensprung in der Vereinfachung des<br />
Netzzugangs, mit dem man dem Ziel, dass Haushaltskunden<br />
ihren Lieferanten frei wählen können,<br />
einen großen Schritt näher gekommen ist.<br />
Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Fortschrittsbericht der EU-Generaldirektion<br />
Energie <strong>2005</strong> hat die EU-Kommission weitere<br />
Regulierungsmaßnahmen vorbereitet. Im Fortschrittsbericht<br />
der Generaldirektion Energie<br />
zum Stand der Energiebinnenmarktentwicklung<br />
werden die nationale Ausrichtung der Energiemärkte<br />
sowie die dominierenden Marktanteile der<br />
jeweils größten nationalen Unternehmen kritisiert.<br />
Außerdem wird der Erwerb von Beteiligungen in<br />
anderen EU-Mitgliedstaaten durch diese Unternehmen<br />
beklagt und eine wirksamere Umsetzung<br />
der EU-Binnenmarktrichtlinie Gas gefordert. Die<br />
Generaldirektion Wettbewerb der EU-Kommission<br />
führte im Sommer <strong>2005</strong> eine wettbewerbsrechtliche<br />
Untersuchung (Sector Inquiry) der Stromund<br />
Gasmärkte in der Europäischen Union durch.<br />
Insgesamt wurden im Gassektor europaweit bei<br />
über 3.000 Unternehmen Verträge und Daten<br />
abgefragt. Im ersten Zwischenbericht kritisiert die<br />
Generaldirektion Wettbewerb die hohe Marktkonzentration,<br />
mangelnde Liquidität im Markt und<br />
unzureichende Entflechtung. Am 16. Februar 2006<br />
plant die Kommission, Ergebnisse der ersten<br />
Untersuchungsphase zu präsentieren. Daran<br />
schließen sich öffentliche Konsultationen an, aus<br />
denen sich konkrete Maßnahmen ergeben können.<br />
Der Endbericht wird für Ende 2006 erwartet.<br />
Am 28. September <strong>2005</strong> wurde die Verordnung<br />
über die Bedingungen für den Zugang zu den<br />
Erdgasfernleitungsnetzen im EU-Amtsblatt veröffentlicht.<br />
Die Verordnung ist ab dem 1. Juli 2006<br />
geltendes Recht. Die Verordnung enthält EU-weit<br />
gültige Vorgaben für die nationalen Netzzugangssysteme.<br />
In einem EU-Ausschussverfahren<br />
(Komitologieverfahren) können ab 1. Juli 2007<br />
unter Beteiligung der Mitgliedstaaten und der<br />
EU-Kommission die Leitlinien zu Dienstleistungen<br />
für den Netzzugang, Kapazitätsmechanismen,<br />
Engpassmanagement sowie Transparenzanforderungen<br />
geändert werden.<br />
Standards für Speicherbetreiber Am 18. März<br />
<strong>2005</strong> wurden im Rahmen des Madrid-Forums<br />
„Guidelines for Good Practice for Storage System<br />
Operators” beschlossen. Damit wurde ein „Industriestandard“<br />
für Speicherbetreiber formuliert,<br />
der von den Speicherbetreibern auf freiwilliger<br />
Basis umgesetzt werden soll. Inhalt der Leitlinien<br />
sind vor allem höhere Anforderungen an Transparenz,<br />
Mechanismen der Preisbestimmung von<br />
Speicherprodukten und die Definition von Speicherprodukten<br />
im Primärmarkt. Die europäische<br />
Regulatorenvereinigung ERGEG hat in ihrem am<br />
9. Dezember <strong>2005</strong> veröffentlichten endgültigen<br />
61
62 Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Kumuliertes 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 />
1. Jan 1. Feb 1. Mrz 1. Apr 1. Mai 1. Jun 1. Jul 1. Aug 1. Sep 1. Okt 1. Nov 1. Dez 1. Jan<br />
��� effektiv <strong>2005</strong><br />
��� effektiv 2004<br />
��� langjähriges Mittel 1969/70 – 1998/99<br />
Monitoringbericht deutliche Fortschritte bei der<br />
Umsetzung der Leitlinien festgestellt und damit<br />
verbunden verbesserte Bedingungen für den<br />
Speicherzugang. Dennoch stellt ERGEG die Leitlinien<br />
teilweise in Frage und fordert die EU-<br />
Kommission zu weitergehenden Maßnahmen auf.<br />
Der nächste Monitoringbericht ist für Mai 2006<br />
vorgesehen.<br />
Verfahren des Bundeskartellamts in Sachen<br />
langfristige Gaslieferverträge In dem Verfahren<br />
des Bundeskartellamtes gegen die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
<strong>AG</strong> und andere Import- und Ferngasgesellschaften<br />
geht es im Kern um die Frage der kartellrechtlichen<br />
Zulässigkeit langfristiger Gaslieferverträge<br />
mit Weiterverteilern, wie sie im deutschen Erdgasmarkt<br />
bei der Belieferung dieser Unternehmen<br />
seit Beginn der Erdgaswirtschaft üblich sind. Das<br />
Bundeskartellamt hat in dem Verfahren die Auffassung<br />
vertreten, dass die langfristigen Gaslieferverträge<br />
mit ihren in der Regel hohen Bedarfsdeckungsquoten<br />
zu einer mit dem Kartellrecht<br />
nicht zu vereinbarenden Marktabschottung führen.<br />
Außerdem sollte ein Lieferant, der einen Kunden<br />
bereits mit einer Teilmenge beliefert, nach Auffassung<br />
des Amtes vom Wettbewerb um weitere<br />
Mengen ausgeschlossen werden, wenn sich daraus<br />
auch nur zeitweise eine Überschreitung der<br />
vom Bundeskartellamt für zulässig erachteten<br />
Laufzeit- und Deckungsgrad-Kombination ergeben<br />
würde (sog. Wettbewerbsbeteiligungsverbot).<br />
Zur Gewährung eines angemessenen Bestandsschutzes<br />
für die Altverträge von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
hat sich das Amt nicht bereit erklärt.<br />
Auf Basis dieser Forderungen des Bundeskartellamts<br />
war für E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> und für andere vom<br />
Verfahren betroffene Unternehmen eine Einigung<br />
mit dem Amt nicht möglich. E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> hält<br />
die Vorstellungen des Bundeskartellamts für nicht<br />
zutreffend: Der deutsche Gasmarkt ist nicht abgeschottet.<br />
Erhebliche Erdgasmengen stehen im<br />
Wettbewerb. Für Wettbewerber besteht ein hohes<br />
Marktzutrittsvolumen, das in naher Zukunft noch<br />
stark wachsen wird. Das Bundeskartellamt verkennt<br />
außerdem die negativen Wirkungen, die<br />
sich vor dem Hintergrund der hohen Importabhängigkeit<br />
Deutschlands aus seinen Vorstellungen für<br />
die Sicherheit und Preiswürdigkeit der Versorgung<br />
mit Erdgas ergeben. Die erzwungene Zersplitterung<br />
der Nachfrage gegenüber einem weiter an<br />
Marktmacht gewinnenden Produzentenoligopol<br />
kann kein Beitrag zu einer angemessenen Versorgungssicherheit<br />
sein. Letztlich stellt das Konzept<br />
des Bundeskartellamts keine wettbewerbsfördernde<br />
Maßnahme dar. Es behindert vielmehr den<br />
Wettbewerb, indem es den Hauptlieferanten<br />
vom Wettbewerb um die Restmenge ausschließt,<br />
selbst wenn der Hauptlieferant der günstigste<br />
Anbieter ist, und stellt einen unzulässigen Eingriff<br />
in die Vertragsfreiheit dar.
Nach dem Scheitern einer Verständigung mit<br />
dem Bundeskartellamt ist E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> eine freiwillige<br />
Selbstverpflichtung eingegangen: E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> orientiert sich bei neuen Lieferverträgen<br />
an den vom Bundeskartellamt aufgestellten<br />
Grundsätzen für Neuverträge hinsichtlich Absatzdeckung<br />
und Laufzeit. Nicht akzeptiert wird<br />
aber der Ausschluss vom Wettbewerb um Restmengen.<br />
Für bestehende Verträge bietet E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> eine Übergangsregelung an, die den<br />
Vertrauensschutz angemessen berücksichtigt.<br />
Obwohl E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> der Auffassung ist, dass<br />
die bestehenden Verträge Bestandsschutz haben,<br />
werden Änderungen zugestanden: Kunden erhalten<br />
bei bestehenden Verträgen, die heute mehr<br />
als 50 Prozent des Absatzes des Kunden decken,<br />
das Recht, die Mengen auf 50 Prozent ihres Absatzes<br />
mit Wirkung ab Herbst 2006 oder Herbst<br />
2007 zu reduzieren. Zum 1. Oktober 2008 sollen<br />
die heute bestehenden Verträge enden.<br />
Trotz der freiwilligen Selbstverpflichtung der<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> hatte das Bundeskartellamt<br />
angekündigt, gegen E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> eine „Grundsatzentscheidung“<br />
zu erlassen.<br />
Mit Verfügung vom 13. Januar 2006 hat das<br />
Bundeskartellamt E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> die Praktizierung<br />
bestimmter Mengen- und Laufzeitkombinationen<br />
bestehender langfristiger Gaslieferverträge mit<br />
regionalen und lokalen Gasweiterverteilern sowie<br />
den Abschluss gleicher oder gleichartiger Verträge<br />
untersagt.<br />
Diese unterschiedlichen Rechtsauffassungen –<br />
die Grundsatzfragen der Vertrags- und Wettbewerbsfreiheit<br />
sowie der Versorgungssicherheit<br />
berühren – können abschließend nur durch die<br />
Gerichte geklärt werden. E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> hat neben<br />
der Beschwerde gegen die Verfügung beim<br />
OLG Düsseldorf einen Eilantrag gestellt, um die<br />
sofortige Vollziehung der Verfügung zu verhindern.<br />
Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Upstream-Geschäft ausgebaut Der E.<strong>ON</strong>-<br />
Konzern verfolgt das strategische Ziel, langfristig<br />
bis zu 20 Prozent des Gasbedarfs aus eigener<br />
Produktion zu decken. Dadurch soll zugleich die<br />
Versorgungssicherheit erhöht und die eigene<br />
Position bei der Gasbeschaffung gestärkt werden.<br />
Im Berichtsjahr wurden wichtige Schritte im<br />
Upstream-Geschäft gemacht:<br />
Im Juni erwarb E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Norge AS von<br />
der britischen Öl- und Gasgesellschaft Paladin<br />
Resources plc. einen 15-prozentigen Anteil<br />
am Njord-Feld und stockte damit seinen Anteil<br />
auf 30 Prozent auf. Der Kaufpreis betrug rund<br />
75 Mio €. Das Njord-Feld ist ein Öl- und Gasvorkommen<br />
in der Haltenbank-Region in der<br />
Norwegischen See. Die Gasproduktion soll Ende<br />
2007 beginnen. Neben ihrem Anteil an der Ölproduktion<br />
wird E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> rund 600 Mio m 3<br />
Erdgas jährlich aus diesem Feld gewinnen.<br />
Im November erwarb E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> das britische<br />
Unternehmen Caledonia Oil and Gas Limited<br />
(COGL) für rund 690 Mio € inklusive der Finanzschulden.<br />
Die Gasfördergesellschaft hält Beteiligungen<br />
an insgesamt 15 Gasfeldern in der<br />
südlichen britischen Nordsee. Neben den Feldesbeteiligungen<br />
hält COGL auch 100 Prozent an der<br />
Gashandelsgesellschaft Caledonia Energy Trading<br />
Limited (CETL) und Beteiligungen an zwei Pipelinesystemen<br />
in der Nähe der Gasfelder für den<br />
Transport an die Küste des UK. COGL wurde in<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> UK North Sea Limited umfirmiert.<br />
Infrastrukturprojekte: Gewinn an Effizienz<br />
und Versorgungssicherheit Als weiterer Schritt<br />
einer engeren Zusammenarbeit zwischen OAO<br />
Gazprom und E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong> wurde im September die<br />
Grundsatzvereinbarung zum Bau der Nordeuropäischen<br />
Gasleitung (NEGP) in Berlin unterzeichnet.<br />
Weiterer Partner im Projekt ist die BASF <strong>AG</strong>.<br />
Die NEGP wird die russische Ostseeküste bei der<br />
Stadt Vyborg mit der deutschen Ostseeküste<br />
verbinden. Vorläufig wurde die Region Greifswald<br />
als Anlandepunkt vorgesehen. Die Leitung wird<br />
insgesamt mehr als 1.200 km lang sein.<br />
Die NEGP soll 2010 in Betrieb gehen, wobei<br />
laut Plan zunächst ein Leitungsstrang mit einer<br />
Transportkapazität von rund 27,5 Mrd m 3 Erdgas<br />
pro Jahr realisiert werden soll. Das Projekt sieht<br />
den Bau eines zweiten Leitungsstranges und<br />
dadurch die Verdoppelung der Transportkapazität<br />
auf rund 55 Mrd m 3 Erdgas pro Jahr vor. Die<br />
63
64 Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Gesamtabsatz und Umsatzerlöse der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
in Mrd kWh Mrd €<br />
800 16<br />
700 14<br />
600 12<br />
500 10<br />
400 8<br />
300 6<br />
200 4<br />
100 2<br />
0 0<br />
1996 2001 2002 2003 2004 <strong>2005</strong><br />
� Gesamtabsatz<br />
in Mrd kWh 637,8 601,3 611,6 617,4** 641,4** 690,2**<br />
� Umsatzerlöse*<br />
in Mrd € 6,7 11,8 10,5 12,1 12,8 16,9<br />
* einschl. Erdgassteuer; 2003 Pro-forma-Wert<br />
** E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> hat die Berichterstattung über den Gasabsatz wegen der im Rahmen des Unbundling erfolgten Ausgliederung des Transportgeschäfts<br />
auf E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Transport geändert. Für Dritte transportierte Gasmengen wurden aus dem Gasabsatz herausgerechnet.<br />
Gesamtinvestition beträgt bei zwei Leitungssträngen<br />
über 4 Mrd €. Gazprom hat mit dem Bau<br />
der Onshore-Verbindungsleitung in Russland<br />
bereits im Dezember <strong>2005</strong> begonnen.<br />
Den Anteil am Interconnector, der Gasleitung,<br />
die das englische Bacton mit Zeebrügge in<br />
Belgien verbindet, hat E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>2005</strong> auf<br />
über 23 Prozent aufgestockt. E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
hält damit den zweitgrößten Kapitalanteil.<br />
Planungen für Einstieg ins LNG-Geschäft<br />
konkretisiert Um den Gasbezug des E.<strong>ON</strong>-<br />
Konzerns auf eine noch breitere Basis stellen zu<br />
können, prüft E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> den Einstieg in den<br />
Import von verflüssigtem Erdgas (LNG = Liquefied<br />
Natural Gas). <strong>2005</strong> wurde mit der Planung des<br />
ersten deutschen Anlande- und Regasifizierungsterminals<br />
für verflüssigtes Erdgas begonnen. Da<br />
der Gasbedarf in Europa steigt, die europäische<br />
Erdgasförderung aber rückläufig ist, gewinnt<br />
LNG für die Versorgung Europas zunehmend an<br />
Bedeutung.<br />
Mit der Mehrheitsbeteiligung an der Deutschen<br />
Flüssigerdgas Terminal Gesellschaft verfügt<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> über einen geeigneten Standort in<br />
Wilhelmshaven an der deutschen Nordseeküste.<br />
Im Terminal Wilhelmshaven soll verflüssigtes<br />
Erdgas, das per Schiff angeliefert wird, wieder in<br />
seinen gasförmigen Zustand zurückversetzt und<br />
in das deutsche Fernleitungsnetz eingespeist werden.<br />
Auf diesem Weg könnten nach Fertigstellung<br />
jährlich bis zu 5 Mrd m 3 Erdgas zusätzlich bezogen<br />
werden; für weitere 5 Mrd m 3 Erdgas besteht bei<br />
Bedarf Flexibilität. Zunächst werden im Rahmen<br />
einer Machbarkeitsstudie die technischen und<br />
wirtschaftlichen Voraussetzungen für die Errichtung<br />
der Anlage geprüft. Nach ersten Berechnungen<br />
würden die Investitionen rund 500 Mio €<br />
betragen. Mögliche LNG-Lieferquellen für Europa<br />
sind der Nahe Osten sowie West- und Nordafrika.<br />
Bislang wird LNG aus diesen Regionen hauptsächlich<br />
nach Japan, Korea, Australien, in die USA<br />
sowie in Länder des Mittelmeerraums geliefert.<br />
Expansion in Europa fortgesetzt Das Ziel,<br />
die Marktposition in Mittel- und Osteuropa auszubauen,<br />
hat E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> im Juni <strong>2005</strong> durch<br />
die Akquisition des rumänischen Gasversorgers<br />
DistriGaz Nord erfolgreich weiterverfolgt. Für<br />
125 Mio € erwarb E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> eine 30-prozentige<br />
Beteiligung an DistriGaz Nord und hat im<br />
Zuge einer gleichzeitigen Kapitalerhöhung um<br />
178 Mio € ihren Anteil auf 51 Prozent vergrößert.
In Italien beteiligt sich E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> an einem<br />
Projekt, bei dem mehrere E.<strong>ON</strong>-Konzernunternehmen<br />
zusammenarbeiten: E.<strong>ON</strong> baut in Livorno<br />
Ferraris bei Turin ein modernes und umweltschonendes<br />
Gas- und Dampfturbinen(GuD)-Kraftwerk<br />
und erschließt sich damit den Zugang zum italienischen<br />
Strommarkt. Die Investition für die Anlage<br />
beträgt rund 400 Mio €. Das Kraftwerk soll bereits<br />
Ende 2007 in Betrieb gehen und setzt mit einem<br />
Wirkungsgrad von 58 Prozent und seiner Umweltverträglichkeit<br />
neue Maßstäbe. Die Anlage hat<br />
eine Leistung von 800 Megawatt. Das Erdgas für<br />
die Stromproduktion wird E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> liefern.<br />
<strong>Ruhrgas</strong> Industries veräußert Bereits im<br />
Geschäftsjahr 2004 war beschlossen worden,<br />
einen Verkaufsprozess für <strong>Ruhrgas</strong> Industries<br />
einzuleiten, da dieses Unternehmen nicht zum<br />
Kerngeschäft des E.<strong>ON</strong>-Konzerns zählte. Im<br />
September <strong>2005</strong> wurde die Veräußerung von<br />
<strong>Ruhrgas</strong> Industries an das europäische Beteiligungsunternehmen<br />
CVC Capital Partners<br />
vollzogen. Das Transaktionsvolumen betrug<br />
rund 1,5 Mrd €.<br />
Zum Geschäftsverlauf <strong>2005</strong> war für die E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> ein schwieriges, aber insgesamt<br />
erfolgreiches Geschäftsjahr. Der Erdgasabsatz<br />
stieg um 8 Prozent und erreichte damit einen<br />
neuen Rekordwert. Auch der Umsatz lag auf<br />
einem neuen Höchststand. Das Ergebnis lag<br />
leicht über dem Wert von 2004.<br />
Der Absatz der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> erhöhte sich<br />
<strong>2005</strong> im Vergleich zum Vorjahr um 8 Prozent auf<br />
690 Mrd kWh. Wesentlichen Anteil am Mengenwachstum<br />
hatte das Geschäft im Ausland: Der<br />
Erdgasabsatz außerhalb Deutschlands stieg um<br />
54 Prozent; in Deutschland lagen die Verkäufe auf<br />
dem Niveau des Vorjahres. Neben der bereits im<br />
Oktober 2004 aufgenommenen Belieferung von<br />
E.<strong>ON</strong> UK trugen Lieferungen an neue Kunden<br />
in Frankreich, Dänemark und Italien zur positiven<br />
Entwicklung des Auslandsgeschäfts bei.<br />
Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Entsprechend der verbesserten Absatzsituation<br />
in Verbindung mit höheren durchschnittlichen Verkaufspreisen<br />
legte der Umsatz der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
<strong>AG</strong> um 32 Prozent auf 16,9 Mrd € zu. Wesentlichen<br />
Einfluss auf das Ergebnis nahm <strong>2005</strong> die<br />
Entwicklung des Ölpreises: Naturkatastrophen<br />
und durch diese verursachte Schäden an Ölförderanlagen<br />
trieben den Ölpreis auf Rekordwerte.<br />
Die Preise für leichtes Heizöl in Deutschland verteuerten<br />
sich in der Spitze um knapp 50 Prozent,<br />
schweres Heizöl war 72 Prozent teurer. Aufgrund<br />
der Wettbewerbsbindung der Gaspreise an die<br />
Heizölpreise erhöhten sich auch die Bezugskosten<br />
für Erdgas im Jahresverlauf erheblich. Da die<br />
Verkaufspreise den Einkaufspreisen zeitlich nachgelagert<br />
folgten, wurde das Ergebnis erheblich<br />
belastet. Das <strong>2005</strong> im Erdgashandelsgeschäft in<br />
Deutschland erzielte Ergebnis lag daher deutlich<br />
unterhalb des Vorjahreswerts.<br />
Die Zahl der Mitarbeiter der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
betrug zum Ende des Berichtsjahres 2.495 im<br />
Vergleich zu 2.502 Beschäftigten Ende 2004. ¯<br />
Kennzahlen der E.<strong>ON</strong> <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 />
1980 1985 1990 1995 2000 <strong>2005</strong><br />
��� Leitungsnetz in km 11.273<br />
��� Gasabsatz in Mrd kWh 690,2<br />
��� Mitarbeiter 2.495<br />
65
66 Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Vertrieb/Marketing:<br />
Absatzrekord durch starkes Auslandsgeschäft<br />
Den deutschen Erdgasmarkt kennzeichnete<br />
auch <strong>2005</strong> eine hohe Wettbewerbsintensität.<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> behauptete sich gegen in- und<br />
ausländische Wettbewerber erfolgreich und<br />
verteidigte seine führende Marktposition. Im Berichtszeitraum<br />
setzte E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> 690 Mrd kWh<br />
Gas ab; das waren rund 49 Mrd kWh oder 8 Prozent<br />
mehr als im Vorjahr. Die Absatzsteigerung<br />
geht insbesondere auf das erfolgreiche Auslandsgeschäft<br />
zurück sowie auf wettbewerbsfähige<br />
Preise und marktgerechte Dienstleistungen für<br />
die Kunden der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>.<br />
Im Industriemarkt hielt E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> ihre Kunden<br />
weit überwiegend und gewann neue Kunden<br />
hinzu. Im Kraftwerksbereich war im Berichtszeitraum<br />
eine starke Nachfrage nach Gaslieferungen<br />
für neue Kraftwerksprojekte zu verzeichnen. An<br />
Kunden im Ausland lieferte die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
im Berichtsjahr 135 Mrd kWh Gas. Das Absatzplus<br />
von 54 Prozent gegenüber 2004 resultierte<br />
in erster Linie aus gestiegenen Lieferungen nach<br />
Großbritannien, in die Niederlande sowie nach<br />
Belgien und Italien. In Schweden wurde die Belieferung<br />
der E.<strong>ON</strong> Nordic aufgenommen. Die Lieferungen<br />
nach Frankreich und Dänemark wurden<br />
weiter ausgebaut. Nach Frankreich erfolgten zu<br />
Beginn des Jahres kurzfristige Aushilfslieferungen<br />
an Gaz de France. In den Niederlanden wurde der<br />
erste Liefervertrag mit einem Industriekunden<br />
abgeschlossen.<br />
Gesamtgasabsatz der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> nach Kundengruppen<br />
in Mrd kWh<br />
600<br />
525<br />
450<br />
375<br />
300<br />
225<br />
150<br />
75<br />
0<br />
alte Absatzdefinition neue Absatzdefinition*<br />
Industrie<br />
Stadtwerke<br />
Ferngasgesellschaften<br />
Der Anteil des Auslandsabsatzes am Gesamtabsatz<br />
der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> erhöhte sich von 14 Prozent<br />
im Jahr 2004 auf 20 Prozent. Insgesamt<br />
belieferte E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Kunden in 13 Ländern.<br />
Der höchste Tagesabsatz ist am 2. März <strong>2005</strong> mit<br />
3,1 Mrd kWh bei einer Tagesdurchschnittstemperatur<br />
von –5,6°C erzielt worden. Er lag um fast<br />
7,5 Prozent über dem Spitzenwert des Jahres<br />
2004, der bei –3,8°C erreicht wurde. Die Kunden<br />
der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> wurden im Geschäftsjahr<br />
jederzeit bedarfsgerecht beliefert.<br />
Gaspreisentwicklung <strong>2005</strong> Das weltweit<br />
stark gestiegene Energiepreisniveau schlug sich<br />
im Berichtsjahr in den europäischen Marktpreisen<br />
für Energieträger nieder und bestimmte somit<br />
auch die Verkaufspreise der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>,<br />
da Erdgaspreise Marktpreise sind, die sich im<br />
Wettbewerb zu Konkurrenzenergien bilden. Im<br />
Vergleich zur Entwicklung der Ölpreise im Jahr<br />
<strong>2005</strong> – der Preis für leichtes Heizöl stieg um<br />
47 Prozent, schweres Heizöl war über 70 Prozent<br />
teurer – waren die Preissteigerungen beim Erdgas<br />
jedoch moderater. Auch im Vergleich zur<br />
Preisentwicklung an den Erdgas-Spotmärkten,<br />
die erneut durch hohe Volatilität gekennzeichnet<br />
waren, wiesen die langfristig vereinbarten, ölpreisgebundenen<br />
Gaspreise deutlich geringere<br />
Schwankungen auf.<br />
1996 2001 2002 2003 2003 2004 <strong>2005</strong><br />
637,8 601,3 611,6 639,5 617,4 641,4 690,2<br />
* E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> hat die Berichterstattung über den Gasabsatz wegen der im Rahmen des Unbundling erfolgten Ausgliederung des Transportgeschäfts<br />
auf E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Transport geändert. Für Dritte transportierte Gasmengen wurden aus dem Gasabsatz herausgerechnet.<br />
Industrie (Inland)<br />
Ortsgasunternehmen<br />
Ferngasunternehmen<br />
Verkauf<br />
im Ausland
Die steigenden Erdgaspreise haben bei den<br />
Endverbrauchern zu scharfen Preisdiskussionen<br />
bis hin zu Gerichtsverfahren geführt. Auch von<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> belieferte Kunden waren betroffen.<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> bemüht sich gemeinsam mit ihren<br />
Kunden, die Preisentwicklung so moderat wie<br />
möglich zu gestalten. Allerdings kann man sich<br />
von der internationalen Entwicklung der Preise für<br />
Energieträger nicht abkoppeln. E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
selbst profitierte nicht von diesen Gaspreiserhöhungen;<br />
im Jahr <strong>2005</strong> sind die Erdgaseinkaufspreise<br />
dem Heizölpreisniveau schneller gefolgt<br />
als die Verkaufspreise.<br />
Erdgas als Heizenergie weiter gefragt <strong>2005</strong><br />
setzte sich der Trend zum Erdgas als moderner<br />
und umweltschonender Heizenergie fort: Bei den<br />
im Berichtsjahr zum Bau genehmigten neuen<br />
Wohnungen lag der Erdgasanteil mit rund 75 Prozent<br />
erneut auf dem hohen Niveau des Vorjahres.<br />
Insgesamt wurden Ende <strong>2005</strong> rund 48 Prozent der<br />
deutschen Wohnungen mit Erdgas beheizt. Erdgas<br />
konnte damit seine führende Position auf dem<br />
Wärmemarkt weiter ausbauen.<br />
Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Neue Produktimage-Kampagne Im Juni <strong>2005</strong><br />
startete E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> unter dem Slogan „Menschen<br />
brauchen Wärme“ die neu entwickelte<br />
Produktimage-Kampagne für Erdgas. Die Kampagne<br />
zeigt Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter der<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> als authentische und glaubwürdige<br />
Testimonials im Umfeld verschiedener Erdgasanwendungen.<br />
Daneben werden bekannte Sportler<br />
wie die Biathletinnen Kati Wilhelm und Katrin Apel<br />
gezeigt und es wird erstmals eine starke Vernetzung<br />
zum Sportmarketing geschaffen. Seit Herbst<br />
<strong>2005</strong> wird die Produktimage-Kampagne auch von<br />
einer Reihe von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-Kunden mit deren<br />
Logos in den lokalen Märkten verwendet.<br />
Sponsoring von Sport und Kultur Auch <strong>2005</strong><br />
engagierte E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> sich als Sponsor in den<br />
Wintersportarten Biathlon und Skispringen. Zur<br />
Vierschanzen-Tournee war E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> als einer<br />
der Hauptsponsoren präsent. Bei den Weltcups<br />
im Biathlon und im Skispringen war E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
ebenfalls als Werbepartner vertreten.<br />
Im Dezember <strong>2005</strong> wurde der von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
ausgelobte Deutsche Architekturpreis an die in<br />
London arbeitende Architektin Zaha Hadid verliehen.<br />
Sie erhielt den Preis zusammen mit Patrik<br />
Schumacher für das Zentralgebäude des BMW-<br />
Werkes in Leipzig. Die hochkarätig besetzte Jury<br />
lobte das Gebäude als „völlig neuen Typus der Industriearchitektur“.<br />
Der Deutsche Architekturpreis<br />
wird seit 1971 alle zwei Jahre von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
unter der Schirmherrschaft der Bundesarchitektenkammer<br />
vergeben.<br />
Entwicklung des höchsten Tagesabsatzes<br />
der E.<strong>ON</strong> <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 />
alte Absatzdefinition<br />
neue Absatzdefinition*<br />
07.02. 15.12. 11.12. 09.01. 09.01. 21.12. 02.03.<br />
1996 2001 2002 2003 2003 2004 <strong>2005</strong><br />
2,914 2,896 3,109 3,291 3,152 2,862 3,077<br />
* E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> hat die Berichterstattung über den Gasabsatz wegen der im Rahmen des<br />
Unbundling erfolgten Ausgliederung des Transportgeschäfts auf E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Transport<br />
geändert. Für Dritte transportierte Gasmengen wurden aus dem Gasabsatz herausgerechnet.<br />
67
68 Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Gasabsatz der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> <strong>2005</strong><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 Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember<br />
� Maximum 29.01. 28.02. 02.03. 10.04. 10.05. 08.06. 07.07. 23.08. 29.09. 19.10. 29.11. 01.12.<br />
in Mio kWh 2.976 3.062 3.077 2.000 1.892 1.519 1.280 1.293 1.603 2.101 2.906 2.863<br />
� Minimum 08.01. 12.02. 26.03. 30.04. 28.05. 19.06. 31.07. 06.08. 11.09. 09.10. 01.11. 25.12.<br />
in Mio kWh 2.185 2.331 1.663 1.135 891 945 886 979 876 1.340 1.543 2.269<br />
Klimaschutzerklärung des deutschen Gasfachs<br />
Reduktion der CO2-Emissionen in Haushalt und Gewerbe in Mio t/a<br />
45<br />
40<br />
35<br />
30<br />
25<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004* 2012<br />
0 4,7 8,5 13,5 17,1 21,7 21,9 28,2 29,6 30,7 33,1 34,3 36,2 37,5 38,8 45,0<br />
* vorläufig<br />
Stand: Februar 2006<br />
Zahlen unter Berücksichtigung der Einsparungen von CO2-Äquivalenten durch Modernisierung der Graugussleitungen<br />
Vermarktung von Erdgas als Kraftstoff Für die<br />
Vermarktung von Erdgas als Kraftstoff bot E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> ihren weiterverteilenden Kunden breite<br />
Unterstützung: Händlerschulungen, Events zur<br />
Eröffnung von Tankstellen, Kommunikationsmittel<br />
und Dialogmarketing-Aktionen. Im Rahmen<br />
des 2004 gegründeten nationalen „Initiativkreis<br />
Erdgas als Kraftstoff“ hat E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> eine<br />
erfolgreiche Kooperation mit FIAT entwickelt und<br />
federführend umgesetzt. Insgesamt wurden<br />
<strong>2005</strong> rund 10.000 erdgasbetriebene Fahrzeuge<br />
neu zugelassen. Damit erhöhte sich der Bestand<br />
Ziel 45,0<br />
an Erdgasfahrzeugen in Deutschland auf etwa<br />
37.000 Fahrzeuge. Das Erdgas-Tankstellennetz<br />
wurde weiter verdichtet und auf bundesweit<br />
über 650 Tankstellen ausgebaut.<br />
Technische Kundenberatung Die vielfältigen<br />
Angebote der Industriekundenberatung wurden<br />
<strong>2005</strong> von den E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-Kunden erneut<br />
stark nachgefragt. Fragestellungen zur Effizienzsteigerung<br />
und zu Umweltbelangen – hier unter<br />
anderem auch Unterstützungsleistungen zum<br />
Emissionsmanagement – standen im Vordergrund.<br />
So werden beispielsweise die von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
entwickelten IT-Produkte zum effizienten<br />
Management von kommunalen Liegenschaften<br />
inzwischen von einer Reihe von Kunden erfolgreich<br />
angewendet. ¯
Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Erdgasbeschaffung:<br />
„Pan-European Gas“ stärkt E.<strong>ON</strong>-Konzern<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> ist im E.<strong>ON</strong>-Konzern für die<br />
zentrale Gasbeschaffung zuständig und nahm<br />
diese Aufgabe im Geschäftsjahr <strong>2005</strong> erfolgreich<br />
wahr. E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> hat die Erdgasversorgung<br />
des E.<strong>ON</strong>-Konzerns vertraglich langfristig gesichert.<br />
Um die Zusammenarbeit zwischen den<br />
Konzerngesellschaften weiter zu stärken, stockte<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>2005</strong> den Anteil am Interconnector<br />
auf, der Gasleitung, die das englische Bacton mit<br />
Zeebrügge in Belgien verbindet. Außerdem wurde<br />
auch das gaswirtschaftliche Engagement zur Versorgung<br />
des britischen Marktes weiter ausgebaut.<br />
Die wichtigsten Quellen: Russland und<br />
Norwegen Im Geschäftsjahr <strong>2005</strong> bezog die<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> insgesamt 686,1 Mrd kWh<br />
Erdgas von in- und ausländischen Produzenten. Im<br />
Vergleich zum Vorjahr entspricht dies einer Steigerung<br />
von 6 Prozent. Wichtigste Lieferländer waren<br />
Russland und Norwegen mit einem Anteil von<br />
jeweils rund 28 Prozent. Die Niederlande trugen<br />
mit 20 Prozent, Großbritannien mit 5 Prozent und<br />
Dänemark mit 3 Prozent zum Aufkommen bei.<br />
Aus inländischer Förderung stammten 16 Prozent<br />
des E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-Aufkommens.<br />
Langfristige Importverträge sichern Erdgasversorgung<br />
Rückgrat der Erdgasbeschaffung<br />
von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> sind langfristige Lieferverträge<br />
mit ihrem fairen Risikoausgleich zwischen<br />
Produzenten und Importeuren. Ergänzt werden<br />
sie durch kurzfristige Handelsgeschäfte, die ihren<br />
Schwerpunkt in Großbritannien haben und der<br />
Optimierung des Portfolios dienen.<br />
Mit langfristigen Importverträgen bietet E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> den Erdgasproduzenten die erforderliche<br />
Sicherheit und Perspektive für Investitionen in<br />
Milliardenhöhe, die notwendig sind, um Erdgasfelder<br />
zu erschließen und neue Infrastruktur zu<br />
schaffen. Gleichzeitig sind langfristige Importverträge<br />
für die Endkunden in Europa das Fundament<br />
für die langfristig sichere Versorgung mit Erdgas<br />
zu wettbewerbsfähigen Preisen.<br />
Langfristige Importverträge werden im Rahmen<br />
vertraglich festgelegter Regelungen kontinuierlich<br />
an veränderte Rahmenbedingungen angepasst.<br />
Im Berichtsjahr verhandelte E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
insbesondere mit norwegischen und deutschen<br />
Lieferanten über Preisstellungen sowie Liefer-<br />
flexibilitäten und erzielte Einigung über Vertragsanpassungen.<br />
Im Rahmen der langfristigen<br />
Lieferbeziehungen mit der Gazprom wurde die<br />
Verlängerung eines bestehenden Liefervertrages<br />
bis zum Jahre 2020 vereinbart.<br />
Mit der Übernahme der Handelsverträge der<br />
D-Gas B.V. zum 1. Januar <strong>2005</strong> hat E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
die integrierte Steuerung des Energy Trading<br />
innerhalb des E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Konzerns umgesetzt.<br />
Auf dieser Basis leistete das kurzfristige Handelsgeschäft<br />
im Berichtsjahr einen wichtigen Beitrag<br />
zur Optimierung des Gesamtportfolios.<br />
Gas-Release-Programm fortgesetzt Im<br />
Mai <strong>2005</strong> hat die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> zum dritten<br />
Mal Erdgas aus ihren langfristigen Lieferverträgen<br />
versteigert. In der internetgestützten Auktion<br />
gingen rund 39 Mrd kWh Erdgas in der zweiten<br />
Runde an sieben Bieter. Die Vertragslaufzeit<br />
beträgt drei Jahre. <strong>2005</strong> wurde, wie bereits in<br />
der Auktion 2004, zusätzlich ein Drittel der im<br />
Jahr 2003 nicht verkauften Mengen versteigert.<br />
Der Übergabepunkt für die im Berichtsjahr auktionierten<br />
Mengen ist Emden/Bunde. Das Angebot,<br />
Gas aus den langfristigen Importverträgen von<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> zu ersteigern, ist Teil einer Auflage<br />
aus der Ministererlaubnis, die für den Erwerb der<br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> durch die E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong> erteilt wurde. ¯<br />
Gesamterdgasaufkommen<br />
der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> <strong>2005</strong><br />
686 Mrd kWh<br />
Niederlande 20%<br />
Inländische 16%<br />
Produktion<br />
Großbritannien 5%<br />
Dänemark 3%<br />
28% Russland<br />
28% Norwegen<br />
69
70 Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Entwicklung und Umwelt:<br />
Ideen und Innovationen für die Zukunft<br />
Sicherheit und Wirtschaftlichkeit der Gasversorgung<br />
sind die zentralen Anforderungen, die die<br />
betriebstechnischen Entwicklungsaktivitäten der<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> bestimmen.<br />
In den vergangenen Jahren war das lasergestützte<br />
Erdgasfernerkennungssystem CHARM (CH4<br />
Airborne Remote Monitoring) entwickelt worden,<br />
das – getragen von einem Hubschrauber – aus<br />
der Luft undichte Stellen an Erdgasleitungen frühzeitig<br />
aufspürt. Im Berichtsjahr hat E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
dieses System an die betrieblichen Erfordernisse<br />
angepasst: Geografische Informationssysteme<br />
liefern genaue Angaben zu den Leitungsverläufen.<br />
Der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-Satelliten-Referenzdienst ascos<br />
erlaubt eine genaue Positionierung durch Satellitensignale.<br />
Durch das Zusammenwirken beider<br />
Komponenten wird der CHARM-Lasermessstrahl<br />
automatisch auf die Leitungstrasse positioniert.<br />
Mit dem Projekt der European Gas Research<br />
Group (GERG) „Gas Camera“ sollen Erdgasfreisetzungen<br />
bei Arbeiten an Leitungen und Anlagen<br />
besser als bisher in ihrer Ausdehnung identifiziert<br />
und visualisiert werden, um die Arbeitssicherheit<br />
weiter zu erhöhen.<br />
Um Hochdruckgasleitungen schnell absperren zu<br />
können, wurde das von der EU geförderte Kooperationsprojekt<br />
„AIRPIPE“ initiiert. Das System,<br />
das ähnlich wie ein Airbag funktioniert, hat erste<br />
Tests bestanden. Bis zur Einsatzreife sind jedoch<br />
noch zusätzliche Entwicklungsschritte erforderlich.<br />
Weitere Entwicklungsaktivitäten im Geschäftsjahr<br />
betrafen:<br />
• die Kondensatausschleusung an Speichern,<br />
• die Regelung von Vorwärmern an Druckregelstationen<br />
und<br />
• Untersuchungen zum Einsatz von Gasströmungswächtern<br />
in Hausanschlussleitungen<br />
und in der Gasinneninstallation in Zusammenarbeit<br />
mit der Deutschen Vereinigung des<br />
Gas- und Wasserfaches e.V. Technisch-wissenschaftlicher<br />
Verein (DVGW) und dem Gaswärme-Institut.<br />
Um thermische und kalorische Eigenschaften von<br />
Erdgasen genauer berechnen zu können, wurde<br />
die GERG-2004-Zustandsgleichung erarbeitet.<br />
Diese Zustandsgleichung ist im gesamten fluiden<br />
Bereich anwendbar und verbessert insbesondere<br />
die Aussagen zur Kohlenwasserstoff-Kondensation.<br />
Die Entwicklung eines Referenzkalorimeters mit<br />
einer angestrebten Messunsicherheit von weniger<br />
als 0,05 Prozent soll neue Maßstäbe in der experimentellen<br />
Brennwertbestimmung von Reingasen<br />
und Erdgasen setzen. Im Berichtsjahr wurde<br />
ein testfähiges System bei der PTB (Physikalisch-<br />
Technischen Bundesanstalt) in Braunschweig<br />
erarbeitet. In der noch ausstehenden Phase des<br />
Projektes wird der Nachweis der angestrebten<br />
Messunsicherheit erbracht.<br />
Fortschritte in der Anwendungsentwicklung<br />
Durch die Anwendungsentwicklung der E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> werden die Marktposition des<br />
Erdgases abgesichert und neue Absatzgebiete<br />
erschlossen.<br />
Im Segment Haushalte und Kleinverbraucher wird<br />
der Gasabsatz im Wesentlichen von Umstellungsprojekten,<br />
d.h. vom Wechsel von Öl zu Gas, und<br />
vom Wohnungsneubau beeinflusst. In Deutschland<br />
ging die Zahl der Neubauten <strong>2005</strong> auf ca.<br />
250.000 Wohnungen zurück, nachdem in den 90er<br />
Jahren noch durchschnittlich 500.000 Wohnungen<br />
pro Jahr gebaut worden waren. Außerdem haben<br />
politische Maßnahmen zur Energieeinsparung<br />
den spezifischen Heizwärmebedarf stark gesenkt.<br />
So brauchen moderne Wohnungen pro m 2 Wohnfläche<br />
nur noch etwa 20 Prozent der Heizenergie,<br />
die im Gesamtgebäudebestand notwendig ist.<br />
Diesen veränderten Anforderungen stellt sich die<br />
Anwendungsentwicklung.
Ein Ansatzpunkt ist die dezentrale Stromerzeugung<br />
im kleinen Maßstab über:<br />
• so genannte Mikro-KWKs (Kraft-Wärme-<br />
Kopplung),<br />
• Anwendung von Gaswärmepumpen und<br />
• spezielle Entwicklungen von Geräten für den<br />
niedrigen spezifischen Wärmebedarf.<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> nutzt ihre Kenntnisse der Marktentwicklung<br />
und der Kundenbedürfnisse und<br />
kooperiert zum Beispiel bei Feldtests mit Geräteherstellern,<br />
um die Entwicklung marktgerechter<br />
Geräte zu unterstützen. Im Bereich der Mini-<br />
BHKWs (Blockheizkraftwerk) beschäftigt sich der<br />
E.<strong>ON</strong>-Konzern mit unterschiedlichen Technologien.<br />
Während sich E.<strong>ON</strong> UK auf den Einsatz eines<br />
Stirling-Motors zur Strom- und Wärmeerzeugung<br />
konzentriert, werden in Deutschland auch andere<br />
Mini-BHKW-Konzepte verfolgt, darunter die<br />
Brennstoffzelle.<br />
Gemeinsam mit den Versorgungsunternehmen<br />
Verbundnetz Gas <strong>AG</strong> (VNG), EWE <strong>AG</strong> und MVV<br />
Energie <strong>AG</strong> hat E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> vor einigen Jahren<br />
die „Initiative Brennstoffzelle“ gegründet, um die<br />
Erdgas-Brennstoffzelle als dezentralen Strom-<br />
und Wärmelieferanten technisch und wirtschaftlich<br />
wettbewerbsfähig zu machen. Die Initiative<br />
schätzt, dass die Technologie bis zum Jahre 2015<br />
marktreif sein kann. Allerdings ist die Wirtschaftlichkeit<br />
zum jetzigen Zeitpunkt noch in Frage<br />
gestellt. Im Rahmen des von der Europäischen<br />
Kommission geförderten Brennstoffzellen-Pilotprojektes<br />
„Virtual Fuel Cell Power Plant“ wurde<br />
unter Beteiligung von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> in vier europäischen<br />
Ländern erfolgreich ein Feldtest mit<br />
Brennstoffzellen-Heizgeräten der Firma Vaillant<br />
durchgeführt. Das Projekt zeigte den guten<br />
Entwicklungsstand dieser Systeme.<br />
Weiter fortgeschritten ist der Entwicklungsstand<br />
der Gaswärmepumpe. Sie bindet zur Wärmeerzeugung<br />
Erd- oder Luftwärme mit ein. Die Firma<br />
Bosch Buderus Thermotechnik hat eine Gaswärmepumpe<br />
nach dem Diffusions-Absorptionsprinzip<br />
entwickelt, die – nach intensiven Prüfstandsuntersuchungen<br />
bei E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> – seit <strong>2005</strong> in Feldversuchen<br />
bei Kunden getestet wird und bei positiven<br />
Ergebnissen eine Art Nachfolgetechnologie<br />
für die Brennwertgeräte werden könnte.<br />
Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Ein neues Anwendungsfeld bildet die Kühlung<br />
mit Erdgas, die in der Leistungsklasse von 15 bis<br />
60 kW gegenüber Wettbewerbslösungen wirtschaftliche<br />
Vorteile bietet. Entsprechende Geräte<br />
japanischer Hersteller wurden unter Praxisbedingungen<br />
getestet und bewiesen – bei Verbesserungsbedarf<br />
im Detail – ihre Tauglichkeit für den<br />
deutschen Markt.<br />
Bedingt durch die Diskussion um Rußpartikelfilter<br />
bei Dieselfahrzeugen und die steigenden Dieselund<br />
Benzinpreise erhält Erdgas als Kraftstoff<br />
zunehmend Bedeutung. Die Gaswirtschaft fördert<br />
diese Entwicklung – unter maßgeblicher Beteiligung<br />
von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> – und unterstützt den<br />
Ausbau des Erdgastankstellennetzes (Projektgesellschaft<br />
erdgas mobil). Außerdem wirkt sie<br />
mit bei der Optimierung von Fahrzeugen für den<br />
Erdgasbetrieb (z.B. strukturoptimierter Tank,<br />
Kraftstoffzustandserkennung). Eine zusätzliche<br />
Innovation stellt der Erdgas-Hybridantrieb dar,<br />
bei dem der Erdgasmotor mit einem Elektromotor<br />
kombiniert wird. Er verbindet die Vorteile des<br />
Hybridantriebes mit denen des Erdgasfahrzeugs.<br />
Gegenüber Benzin-Hybridfahrzeugen weist er bis<br />
zu 25 Prozent niedrigere CO2-Emissionen auf<br />
und verursacht zudem niedrigere Kraftstoffkosten.<br />
Auf Basis eines serienmäßigen Toyota Prius hat<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> das weltweit erste straßentaugliche<br />
Erdgas-Hybridfahrzeug realisiert. Bei der<br />
Erprobung kooperiert E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> mit E.<strong>ON</strong><br />
Nordic, wo unter anderem der Betrieb des Fahrzeuges<br />
mit anderen Gaszusammensetzungen<br />
(Biogas- und Wasserstoffzumischung) untersucht<br />
wird.<br />
Speicherkapazität der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>*<br />
Arbeitsgas in Mio m 3<br />
6.000<br />
5.250<br />
4.500<br />
3.750<br />
3.000<br />
2.250<br />
1.500<br />
750<br />
0<br />
1996 2001 2002 2003 2004 <strong>2005</strong>**<br />
4.076 4.856 5.028 5.215 5.207 5.106<br />
* einschl. angemieteter Speicherkapazität<br />
** Kapazitätsabtretung an eine E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-Konzerngesellschaft<br />
Kavernenspeicher<br />
Porenspeicher<br />
71
72 Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><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 Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember<br />
� 2004 � <strong>2005</strong> Veränderung<br />
Mrd kWh Quartal Mrd kWh Quartal absolut in %<br />
Januar 80,1 79,7 – 0,4 – 0,5<br />
Februar 68,6 77,3 + 8,7 + 12,7<br />
März 62,5 211,2 68,6 225,6 + 6,1 + 9,7<br />
April 52,9 57,7 + 4,7 + 9,0<br />
Mai 40,7 44,5 + 3,8 + 9,4<br />
Juni 31,8 125,4 35,3 137,5 + 3,5 + 11,2<br />
Juli 35,7 38,9 + 3,2 + 9,0<br />
August 32,3 36,4 + 4,1 + 12,7<br />
September 37,8 105,8 38,5 113,8 + 0,7 + 1,8<br />
Oktober 51,6 51,3 – 0,3 – 0,6<br />
November 69,0 72,0 + 3,0 + 4,4<br />
Dezember 78,5 199,0 90,0 213,3 + 11,5 + 14,7<br />
Gesamt<br />
Abweichungen durch Rundungen<br />
641,4 690,2 + 48,8 + 7,6<br />
Biogasaktivitäten im E.<strong>ON</strong> Konzern E.<strong>ON</strong> ist<br />
einer der größten Biomasse-Verstromer europaweit.<br />
Biomasse wird vornehmlich in Kraftwerken<br />
mitverfeuert. Aber auch die Produktion sowie<br />
die Aufbereitung und Einspeisung von Biogas in<br />
das Erdgasnetz werden bei E.<strong>ON</strong> Nordic bereits<br />
seit langem durchgeführt. Hauptabnehmer sind<br />
Erdgas-Tankstellen zur Versorgung von Erdgasfahrzeugen.<br />
In Deutschland gibt es Beteiligungen<br />
an Biogaserzeugungsanlagen. Allerdings existiert<br />
in Deutschland noch keine Anlage, mit der Biogas<br />
in das Erdgasnetz eingespeist wird.<br />
Um das Potenzial von Biogas zur Einspeisung<br />
in das Erdgasnetz zu erforschen, wurde eine<br />
gemeinsame Studie vom Bundesverband der<br />
deutschen Gas- und Wasserwirtschaft, Deutsche<br />
Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e.V.<br />
zusammen mit dem Bauernverband und dem<br />
Fachverband Biogas durchgeführt. Danach beträgt<br />
das nutzbare Potenzial mit nachwachsenden<br />
Rohstoffen aktuell jährlich etwa 72 Mrd kWh.<br />
Davon werden derzeit aber nur rund 6 Prozent<br />
genutzt. Die Studie kommt zu dem Ergebnis, dass<br />
das Biogaspotenzial bis zum Jahr 2030 auf etwa<br />
165 Mrd kWh pro Jahr ansteigen kann.<br />
Biogasproduktion und -einspeisung sind vor<br />
allem kommunal und regional von Bedeutung.<br />
E.<strong>ON</strong> kann mit Biogas das erneuerbare Energien-<br />
Portfolio in Deutschland ergänzen und bei der<br />
Biogaseinspeisung eine Vorreiterrolle in der Gaswirtschaft<br />
einnehmen. Da sich Biomasse langfristig<br />
subventionsfrei durchsetzen muss, wird die<br />
Bedeutung des Biogases auch durch die Preise<br />
für fossile Brennstoffe beeinflusst werden. Um<br />
die technischen und wirtschaftlichen Aspekte der<br />
Einspeisung von aufbereitetem Biogas unter<br />
realistischen Bedingungen bewerten zu können,<br />
ist die Beteiligung von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> an einem<br />
Pilotprojekt in Vorbereitung. ¯<br />
Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> veröffentlicht zu<br />
ihren Umweltschutzaktivitäten alle zwei<br />
Jahre einen Umweltbericht – den nächsten<br />
im Sommer 2006. Darüber hinaus finden<br />
Sie weitere Informationen zu diesem Thema<br />
unter www.eon-ruhrgas.com.
Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Technik:<br />
Auf zukünftige Anforderungen vorbereitet<br />
In der Technik stand das Jahr <strong>2005</strong> ganz im<br />
Zeichen der Vorbereitungen auf zukünftige Anforderungen<br />
– wie sie sich aus dem Netzausbau<br />
sowie dem Betrieb und der Instandhaltung<br />
abzeichnen.<br />
Das Gasleitungssystem der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> und<br />
ihrer Projektgesellschaften muss in den nächsten<br />
Jahren ausgebaut werden, um neue Märkte und<br />
Kunden zu beliefern. <strong>2005</strong> wurden Planungen<br />
erstellt, Optimierungen durchgeführt und einige<br />
Baumaßnahmen bereits mit Einleitung der behördlichen<br />
Genehmigungsverfahren vorbereitet.<br />
Planfeststellungsverfahren wurden eingeleitet für:<br />
• den Bau einer Leitung zwischen Porz bei Köln<br />
und Stolberg nahe der belgischen Grenze,<br />
• den Bau einer Leitung von Lauterbach in<br />
Hessen zur Verdichterstation Scheidt der METG<br />
(Mittelrheinische Erdgastransportleitungsgesellschaft<br />
mbH) und<br />
• den ersten Abschnitt Lampertheim – Amerdingen<br />
der Süddeutschen Erdgasleitung (SEL),<br />
• die beiden letzten Loopleitungsabschnitte der<br />
TENP (Trans Europa Naturgas Pipeline GmbH)<br />
Reichenbach – Mittelbrunn und Iffezheim –<br />
Schwarzach.<br />
Begonnen wurde im Geschäftsjahr mit dem<br />
Ausbau der Verdichterstation Mittelbrunn der<br />
MEGAL (MEGAL Mittel-Europäische-Gasleitungsgesellschaft<br />
mbH & Co. KG) um zwei neue<br />
Maschineneinheiten sowie dem Bau der neuen<br />
Verdichterstation Porz der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>.<br />
Der Bedarf an Gasspeicherkapazität wird sowohl<br />
kurzfristig als auch auf längere Sicht zunehmen.<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> hat daher im Berichtsjahr Maßnahmen<br />
zum Ausbau der bestehenden Speicher<br />
eingeleitet:<br />
• Auf dem Untertageerdgasspeicher Bierwang<br />
wurden die technischen Voraussetzungen für<br />
den geplanten Ausbau geschaffen und es wurde<br />
mit der Anhebung des Gesamtgasinhaltes<br />
begonnen.<br />
• Für die Kavernenspeicher Epe und Etzel wurde<br />
zusätzliches Speichervolumen vertraglich<br />
gesichert.<br />
• Am Kavernenspeicher Krummhörn der E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> wurden Solarbeiten durchgeführt.<br />
Das Gasleitungsnetz der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> und<br />
ihrer deutschen Projektgesellschaften war zum<br />
Jahresende 11.273 km lang. Insgesamt betreut<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> 12.690 km Leitungen, davon<br />
1.075 km für Unternehmen, die nicht zum E.<strong>ON</strong>-<br />
Konzern gehören. Außerdem werden 28 Verdichterstationen<br />
mit einer installierten Antriebsleistung<br />
von 853 MW durch E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> betreut.<br />
Im Herbst <strong>2005</strong> wurde die neue Verdichterstation<br />
Wardenburg der Projektgesellschaft NETRA<br />
(NETRA GmbH Norddeutsche Erdgas Transversale<br />
& Co. KG) in Betrieb genommen. Im Auftrag der<br />
NETRA hat E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> als technischer Dienstleister<br />
die Wartung und Instandhaltung dieser<br />
Station übernommen.<br />
Aus elf eigenen, im Gemeinschaftseigentum<br />
oder im Besitz von Projektgesellschaften der<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> befindlichen sowie angemieteten<br />
Untertageerdgasspeichern stand E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
am Jahresende <strong>2005</strong> eine Arbeitsgaskapazität von<br />
5,1 Mrd m 3 mit einer maximalen Ausspeicherleistung<br />
von 5,8 Mio m 3 pro Stunde zur Verfügung.<br />
Zusätzlich zu der Betriebsführung des Speichers<br />
Lehrte für E.<strong>ON</strong> Avacon unterstützte E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> auch die Essent Energie Gasspeicher<br />
GmbH bei der Inbetriebnahme ihres Kavernenspeichers<br />
Epe und übernimmt dort die First<br />
Line Maintenance im ersten Betriebsjahr.<br />
Dienstleistungsgeschäft bestätigt technologische<br />
Führungsposition Ihre technische<br />
Kompetenz macht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> zu einem interessanten<br />
Partner auf dem Gebiet der Gastechnik.<br />
Die Erfahrungen werden Kunden weltweit zur<br />
Verfügung gestellt.<br />
Auf dem Hochdruckversuchsstand Lintorf prüfte<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> drei Gaszähler im Auftrag der<br />
Osaka Gas, da Prüfstände mit vergleichbarer<br />
Flexibilität in Japan nicht zur Verfügung stehen.<br />
Untersucht wurde das Verhalten der Zähler unter<br />
verschiedenen Betriebsbedingungen. Auf Basis<br />
der Ergebnisse will Osaka Gas ihre zukünftige<br />
Messstrategie entwickeln.<br />
73
74 Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Leitungsnetz der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>*<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 />
Zusammen mit der PTB (Physikalisch Technische<br />
Bundesanstalt) und den entsprechenden Behörden<br />
in den Niederlanden und Frankreich wurde in<br />
den letzten Jahren unter Federführung von pigsar<br />
(Nationales Normal der Bundesrepublik Deutschland<br />
für Hochdruck-Erdgas) ein harmonisiertes<br />
europäisches Bezugsniveau für Hochdruck-Erdgas-<br />
Prüfstände etabliert, der europäische „Urkubikmeter“.<br />
Er stellt seit <strong>2005</strong> faktisch den Welt-Referenzwert<br />
dar. Auch die chinesischen Metrologen<br />
werden sich in der Praxis diesem harmonisierten<br />
Referenzwert anschließen. Im Berichtsjahr wurde<br />
für China ein mobiler „LKW-Prüfstand“ bei pigsar<br />
geprüft. Damit sollen zukünftig die Messanlagen<br />
entlang der 3.700 km langen West-East-Pipeline<br />
kalibriert werden und auf „pigsar-Niveau“ arbeiten.<br />
Für Petrobras, Brasilien, wurde die Leitungsintegrität<br />
untersucht und ein Rahmenvertrag über<br />
weitere Leistungen abgeschlossen.<br />
Neue Technologien im Netzbetrieb Um Produktivitätssteigerungen<br />
bei gleichzeitiger hoher<br />
Sicherheit und Verfügbarkeit des technischen Systems<br />
realisieren zu können, setzt E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
weiterhin konsequent auf die Entwicklung und<br />
Einführung neuer Technologien. Der mobile<br />
Arbeitsplatz im Betrieb wurde weiterentwickelt<br />
und ein Flottenmanagement zur schnelleren<br />
Störungsbearbeitung installiert. Weiterentwickelt<br />
wurden auch die Systeme PIMS (Pipeline Integrity<br />
Management System) und IMMeR ® (Integritäts-<br />
Management für Mess- und Regelanlagen)<br />
zur Integritätsbewertung von Leitungen und Gas-<br />
Druckregel- und -Messanlagen (GDRM).<br />
1996 2001 2002 2003 2004 <strong>2005</strong><br />
10.251 10.837 10.905 11.233 11.280 11.273<br />
* einschl. Miteigentum und Projektgesellschaften<br />
Die anlässlich der ungewöhnlichen Kälteperiode<br />
Ende Februar/Anfang März <strong>2005</strong> unter Beweis<br />
gestellte Zuverlässigkeit ihres technischen<br />
Systems bestätigte das Betriebskonzept der<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>. ¯
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-Leitungssystem<br />
und -Betriebsanlagen<br />
Stand 31.12. <strong>2005</strong><br />
Aachen<br />
Bocholt<br />
Trier<br />
Saarbrücken<br />
Alle Angaben einschließlich<br />
Miteigentum,<br />
Nutzungsüberlassung<br />
und Projektgesellschaften<br />
Essen<br />
Meppen<br />
Köln<br />
Emsbüren<br />
Koblenz<br />
Freiburg<br />
Bremerhaven<br />
Bielefeld<br />
Winterberg<br />
Gießen<br />
Frankfurt<br />
Karlsruhe<br />
Bremen<br />
Flensburg<br />
Hamburg<br />
Stuttgart<br />
Hannover<br />
Würzburg<br />
Lübeck<br />
Bamberg<br />
Nürnberg<br />
Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
München<br />
Zwickau<br />
Regensburg<br />
Berlin<br />
Leitungen<br />
Verdichterstationen<br />
Untertagespeicher<br />
Betriebsstellen<br />
Erdgasimportstellen<br />
75
76 Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Investitionen: Schwerpunkt Upstream<br />
Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> investierte im Jahr <strong>2005</strong><br />
insgesamt rund 1,1 Mrd € (Vorjahr: 1,6 Mrd €).<br />
Den Schwerpunkt bildete das Upstream-Geschäft:<br />
Am 9. November <strong>2005</strong> wurde die britische Gasfördergesellschaft<br />
Caledonia Oil and Gas Limited,<br />
Aberdeen/Großbritannien, mit Beteiligungen an<br />
insgesamt 15 Gasfeldern in der südlichen<br />
britischen Nordsee erworben.<br />
Ende Juni <strong>2005</strong> hatte E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> eine<br />
30-prozentige Beteiligung am rumänischen Gasversorger<br />
DistriGaz Nord, Târgu Mures/Rumänien,<br />
Konzernweites Risikomanagement<br />
Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-<br />
Konzern sind bei ihren nationalen und internationalen<br />
Aktivitäten auch vor dem Hintergrund<br />
fortschreitender Liberalisierung bzw. Regulierung<br />
der Energiemärkte unterschiedlichen Risiken –<br />
insbesondere Commodity-Preisrisiken – ausgesetzt,<br />
die untrennbar mit dem unternehmerischen<br />
Handeln in den verschiedenen Geschäftsfeldern<br />
verbunden sind.<br />
Die Risikostrategie der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> ist<br />
darauf fokussiert, dass weitreichende unternehmerische<br />
Entscheidungen erst nach sorgfältiger<br />
Bewertung von Chancen und Risiken sowie nach<br />
Implementierung von Sicherungsmechanismen<br />
getroffen und festgestellte Risiken gesteuert<br />
und überwacht werden.<br />
Der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-Vorstand formuliert die<br />
Risikogrundsätze und legt den Risikomanagementprozess<br />
in der Weise an, dass die verantwortlichen<br />
Gremien und Mitarbeiter die möglichen<br />
Risiken nach Risikoarten und Risikofeldern<br />
erkennen, bewerten und kommunizieren. Über<br />
wesentliche Risiken und Chancen werden Vorstand<br />
und Aufsichtsrat zeitnah informiert. Die Risikomanagement-Organisation<br />
umfasst detaillierte<br />
Steuerungs-, Berichts- und Kontrollsysteme, in<br />
die insbesondere das Controlling, die Unternehmensplanung<br />
und die Interne Revision einbezogen<br />
sind. Risikoprävention und Risikosteuerung<br />
sind so organisiert, dass Genehmigungsverfahren,<br />
Richtlinien, Zertifizierungen und Qualitätssicherungsmaßnahmen<br />
erarbeitet und praktiziert werden<br />
und auch deren Einhaltung kontrolliert wird.<br />
vom rumänischen Staat erworben. Im Zuge<br />
einer gleichzeitigen Kapitalerhöhung wurde diese<br />
Beteiligung auf 51 Prozent erhöht.<br />
Außerdem wurde in Projekte zum Ausbau<br />
der Infrastruktur investiert. In Sachanlagen und<br />
immaterielle Vermögensgegenstände flossen<br />
rund 68 Mio € oder 6 Prozent der Investitionen.<br />
Auf Finanzanlagen entfielen rund 1 Mrd € oder<br />
94 Prozent der Investitionen. ¯<br />
Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> hat erkennbaren aktuellen<br />
und künftigen Risiken durch die Bildung von<br />
Rückstellungen angemessen Rechnung getragen.<br />
Der Abschlussprüfer der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> ist im<br />
Rahmen seiner Prüfung zum Ergebnis gelangt,<br />
dass der Vorstand der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> über die<br />
erforderlichen Instrumente eines Risikofrüherkennungssystems<br />
verfügt und das System geeignet<br />
ist, seine Aufgaben zu erfüllen.<br />
Unter Berücksichtigung des Gesamtbildes der<br />
aktuellen und künftigen Risiken und der Maßnahmen<br />
zur Risikobewältigung war <strong>2005</strong> keine<br />
Bestandsgefährdung der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> im<br />
Sinne des Gesetzes zur Kontrolle und Transparenz<br />
im Unternehmensbereich (KonTraG) erkennbar.<br />
Bezugs- und Absatzrisiken Der Bezug von<br />
Erdgas und dessen Absatz in Deutschland und in<br />
Europa unterliegen den auf den regionalen und<br />
internationalen Energiemärkten üblichen Preisund<br />
Mengenrisiken. Um diese Marktrisiken zu<br />
begrenzen und zu steuern, finden bei der E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> bewährte Instrumente wie langfristige<br />
Liefervereinbarungen mit Mengenflexibilitäten,<br />
Preisgleitklauseln und Preisüberprüfungsbestimmungen<br />
Anwendung.<br />
In den vom Bundeskartellamt gegen die E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und weitere Import- und Ferngasgesellschaften<br />
eröffneten Verfahren hinsichtlich<br />
der Wirksamkeit langfristiger Gasverkaufsverträge<br />
vertritt das Bundeskartellamt die Auffassung,<br />
dass langfristige Gaslieferverträge mit Weiterverteilern<br />
mit hohen Bedarfsdeckungsquoten zu einer<br />
kartellrechtswidrigen Marktabschottung führen.<br />
Danach sollen Verträge mit einer Deckungsquote
von über 80 Prozent nur für zwei Jahre, Verträge<br />
mit einer Deckungsquote von über 50 bis 80 Prozent<br />
für vier Jahre und nur Verträge mit einer<br />
Deckungsquote von unter 50 Prozent auf längere,<br />
vom Amt nicht näher bestimmte Zeit geschlossen<br />
werden dürfen. Außerdem soll eine Überschreitung<br />
dieser Deckungsquoten in der jeweiligen Vertragslaufzeit<br />
verboten sein. Auf diese Weise soll<br />
der jeweilige Hauptlieferant von dem Wettbewerb<br />
um die Restmengen ausgeschlossen werden<br />
(sog. Wettbewerbsbeteiligungsverbot). Gestützt<br />
auf diese Grundsätze hat das Amt am 13. Januar<br />
2006 E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> per Verfügung die Praktizierung<br />
bestehender langfristiger Gaslieferverträge<br />
und den Abschluss gleicher oder gleichartiger<br />
Verträge mit regionalen und lokalen Gasweiterverteilern<br />
untersagt.<br />
Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> hält die Verfügung des<br />
Amtes für rechtswidrig, da die behauptete<br />
Marktabschottung nicht besteht, langfristige<br />
Lieferverträge selbst bei einer unterstellten Marktabschottung<br />
sachlich gerechtfertigt wären und<br />
Altverträge, die im Vertrauen auf die Erforderlichkeit<br />
und Zulässigkeit langfristiger Lieferverträge<br />
geschlossen worden sind, Bestandsschutz haben<br />
müssen. E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> hält insbesondere das<br />
Wettbewerbsbeteiligungsverbot für rechtswidrig,<br />
weil es möglich sein muss, dass E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
als wettbewerbsfähiger und günstiger Anbieter<br />
auch am Wettbewerb um Mengen über die vorgenannten<br />
Grenzen hinaus teilnehmen kann.<br />
Die für eine sichere Erdgasversorgung notwendigen<br />
langfristigen Importverträge machen<br />
es erforderlich, dass die Importunternehmen die<br />
eingekauften Gasmengen – zumindest in wesentlichen<br />
Teilmengen – auch langfristig absetzen<br />
können. Um mögliche Risikokonzentrationen infolge<br />
von Lieferanten- oder Kundenabhängigkeiten<br />
von vornherein zu vermeiden, betreiben wir eine<br />
Preispolitik nach den Regeln der Wettbewerbspreisbildung<br />
und streben eine breite Diversifizierung<br />
der nationalen und internationalen Erdgasbezugsquellen<br />
an.<br />
Diese unterschiedlichen Rechtsauffassungen<br />
von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> und dem Bundeskartellamt –<br />
die Grundsatzfragen der Vertrags- und Wettbewerbsfreiheit<br />
sowie der Versorgungssicherheit<br />
berühren – können abschließend nur durch<br />
Gerichte geklärt werden. E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> hat daher<br />
neben der Beschwerde gegen die Verfügung des<br />
Amtes beim OLG Düsseldorf einen Eilantrag gestellt,<br />
um die sofortige Vollziehung der Verfügung<br />
zu verhindern.<br />
Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Durch die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> gewartetes<br />
Leitungssystem<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 />
1996 2001 2002 2003 2004 <strong>2005</strong><br />
9.625 12.281 12.422 12.809 12.665 12.690<br />
Aus den Aktivitäten der EU oder den nationalen<br />
Gesetzen, die auf der Umsetzung der EU-Gasrichtlinie<br />
beruhen, einschließlich der Einführung<br />
einer Regulierungsbehörde und der Maßnahmen<br />
des Bundeskartellamtes, können sich künftig<br />
Ertragsrisiken für E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> ergeben, deren<br />
Höhe sich nur schwer abschätzen lässt.<br />
Die politischen und rechtlichen Umfeldbedingungen,<br />
die bezugs- und absatzseitigen Gasmärkte<br />
sowie deren kurz- und langfristige Entwicklungen<br />
werden unternehmensweit ständig beobachtet<br />
und beurteilt.<br />
Risiken und Unsicherheiten, die mit nicht beeinflussbaren<br />
Bestimmungsgrößen verbunden sind,<br />
wie meteorologische Faktoren und gesamtwirtschaftliche<br />
Entwicklungen, werden fortlaufend<br />
erfasst und bewertet. Dies wird durch technische<br />
und organisatorische Maßnahmen anhand von<br />
langjährigen, statistisch und analytisch unterlegten<br />
gaswirtschaftlichen Erfahrungswerten, Messverfahren<br />
und Trendextrapolationen sichergestellt.<br />
Operative Risiken Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> verfügt<br />
über ein technisch hoch entwickeltes, leistungsfähiges<br />
und komplexes Speicher- und Leitungssystem.<br />
Es ist zudem wesentlicher und zentraler<br />
Bestandteil des europäischen Erdgasverbundsystems<br />
und damit ein wichtiger Garant für die<br />
Versorgungssicherheit unserer Kunden. Um<br />
betriebstechnischen Risiken und Störungen wirkungsvoll<br />
zu begegnen und vorzubeugen, werden<br />
folgende Maßnahmen regelmäßig durchgeführt:<br />
• Anwendung von detaillierten Arbeits- und<br />
Verfahrensrichtlinien,<br />
• interne und externe Mitarbeiterschulungen<br />
verbunden mit Maßnahmen der Führungskräftequalifikation,<br />
Gemeinschaftsleitungen<br />
Dritte<br />
Beteiligungen<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
77
78 Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
• Zertifizierungen der Betriebsanlagen und<br />
-standorte nach überwiegend internationalen<br />
Normen,<br />
• periodische Qualitätskontrollen und technologische<br />
Weiterentwicklungen von Verfahren<br />
und betrieblichen Abläufen,<br />
• ständige Wartung und Verbesserung der<br />
Betriebsanlagen sowie<br />
• Absicherung gegen Betriebsrisiken durch<br />
Abschluss von geeigneten Versicherungen.<br />
Finanzwirtschaftliche Risiken Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
<strong>AG</strong> ist bei ihrer operativen Geschäftstätigkeit und<br />
den daraus resultierenden Finanzaktivitäten<br />
finanzwirtschaftlichen Marktpreisänderungsrisiken<br />
im Währungs-, Zins- und Commodity-Bereich<br />
sowie Adressenausfallrisiken ausgesetzt. Zur<br />
Begrenzung dieser Risiken betreibt die E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> ein systematisches Finanz- und<br />
Risikomanagement. Dazu werden auch Gasgeschäfte<br />
mit physischer Lieferung auf Termin<br />
abgeschlossen und im Markt übliche Instrumente<br />
eingesetzt. Diese Instrumente werden mit<br />
Unternehmen des E.<strong>ON</strong>-Konzerns, Finanzinstituten,<br />
Brokern und Drittkunden kontrahiert,<br />
deren Bonität laufend überwacht wird.<br />
Währungs- und Marktpreisrisiken bestehen in<br />
Form von potenziellen Verlusten durch nachteilige<br />
Veränderungen von Marktpreisen oder preisbeeinflussenden<br />
Parametern. Die Steuerung dieser<br />
Risiken erfolgt mittels anerkannter Quantifizierungsmodelle.<br />
Gegen künftige Währungsrisiken<br />
sichert sich die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> zum Teil im<br />
Rahmen des Treasury-Managements in enger<br />
Zusammenarbeit mit der E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong> durch Einsatz<br />
geeigneter Finanzinstrumente ab.<br />
Zur Begrenzung der Risiken aus der Änderung<br />
von Rohstoff- und Produktpreisen setzt die<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> ebenfalls derivative Finanzinstrumente<br />
ein. Im Rahmen des Risikomanagements<br />
werden Gas-, Kohle- und Ölpreissicherungsgeschäfte<br />
kontrahiert, um Preisänderungsrisiken<br />
abzusichern, eine Systemoptimierung zu<br />
erzielen sowie eine Margensicherung zu erreichen.<br />
Die Ausgestaltung des Risikomanagements<br />
orientiert sich dabei an den Mindestanforderungen<br />
für das Betreiben von Handelsgeschäften<br />
der Kreditinstitute (MaH). Ein Eigengeschäft im<br />
Commodity-Bereich findet in geringem Umfang<br />
im Rahmen detailliert festgelegter Richtlinien<br />
und innerhalb enger Grenzen statt.<br />
Die rechtzeitige Information der Entscheidungsträger<br />
(Vorstand, Risikokomitee) wird durch eine<br />
enge Zusammenarbeit mit dem Risiko- und dem<br />
Finanz-Controlling sichergestellt. Die Abbildung<br />
von Sicherungszusammenhängen erfolgt ggf.<br />
unter der Berücksichtigung gebotener bilanzieller<br />
Bewertungseinheiten.<br />
Adressenausfallrisiken sind Risiken eines Verlustes<br />
oder eines entgangenen Gewinns aufgrund<br />
des Ausfalls von Geschäftspartnern. Diese Risiken<br />
und die Risiken aus dem Einsatz der derivativen<br />
Finanzinstrumente werden systematisch konzernweit<br />
überwacht und durch angemessene Limite<br />
gesteuert. Nur soweit die Verfügbarkeit relevanter<br />
Limite sichergestellt ist, dürfen Transaktionen<br />
abgeschlossen werden.<br />
Bezüglich der Anteile an börsennotierten Unternehmen<br />
bestehen Risiken aus künftigen Kurswertveränderungen,<br />
die aktuell nicht quantifizierbar<br />
sind.<br />
Rechtliche Risiken Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> sah<br />
sich im Jahre <strong>2005</strong> erstmals gezwungen, die<br />
in ihren Erdgaseinkaufsverträgen vorgesehenen<br />
Preisanpassungsansprüche im Wege eines<br />
Gerichtsverfahrens durchzusetzen. Nachdem die<br />
Bemühungen der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, eine marktkonforme<br />
Preisabsenkung auf dem Verhandlungswege<br />
zu erreichen, im Falle des norwegischen<br />
Erdgasproduzenten Norsk Hydro Produksjon A.S.<br />
trotz intensiver Verhandlungen gescheitert waren,<br />
hat E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> im Oktober <strong>2005</strong> Schiedsklage<br />
gegen Norsk Hydro nach den vertraglich<br />
festgelegten Schiedsregeln der Internationalen<br />
Handelskammer Paris (ICC) erhoben. Daraufhin<br />
hat Norsk Hydro ihrerseits Widerklage gegen<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> auf Preiserhöhung erhoben. Im<br />
Mittelpunkt dieses Rechtsstreites werden – neben<br />
Fragen der rechtlichen Auslegung der Lieferverträge<br />
– im Wesentlichen die richtige Bewertung<br />
der aktuellen Marktsituation und die daraus für<br />
den Gaseinkaufspreis zu ziehenden Konsequenzen<br />
stehen.<br />
Das mit der Klage verbundene Risiko lässt sich<br />
jetzt, bei Beginn des Verfahrens, noch nicht verlässlich<br />
abschätzen. Vor dem Hintergrund, dass<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> sich mit anderen norwegischen<br />
Produzenten auf eine angemessene Preisanpassung<br />
geeinigt hat, und angesichts der eindeutigen<br />
Marktentwicklung wird jedoch mit einem für<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> günstigen Ergebnis des Verfahrens,<br />
das voraussichtlich nicht vor Ende 2006 abgeschlossen<br />
sein wird, gerechnet. ¯
Geschäftsverlauf im Januar 2006<br />
Der Absatz der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> überstieg im<br />
Januar 2006 witterungsbedingt deutlich den<br />
Absatz des entsprechenden Vorjahresmonats.<br />
Zwischen Russland und der Ukraine bestanden<br />
zu Jahresbeginn Meinungsverschiedenheiten über<br />
die Nutzung der Transitleitung auf ukrainischem<br />
Boden sowie über die Preisgestaltung der Gazprom<br />
bezüglich der Gaslieferungen an die Ukraine.<br />
Mit Wirkung zum 1. Januar 2006 hatte Russland<br />
bzw. Gazprom die Erdgaslieferungen an die Ukraine<br />
bzw. Naftogas eingestellt. Wie die Vorstände<br />
von Gazprom und Naftogas aber am 3. Januar<br />
2006 erklärt haben, sei man sich über die zukünftigen<br />
Bedingungen für russische Gaslieferungen<br />
an die Ukraine einig geworden. Das Abkommen<br />
zwischen den beiden Unternehmen soll für die<br />
kommenden fünf Jahre gelten. Gazprom hatte die<br />
Lieferungen an die Ukraine bereits zuvor wieder<br />
aufgenommen, um die Versorgung Westeuropas<br />
mit Erdgas sicherzustellen.<br />
Die kurzfristige Unterbrechung der Erdgaslieferungen<br />
hat nicht zu Beeinträchtigungen der<br />
Gasbezüge der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> und ihrer<br />
Kunden geführt. Als gegensteuernde Maßnahme<br />
ist bei einem Lieferausfall der Gazprom der<br />
Rückgriff auf andere Lieferanten aus dem breit<br />
diversifizierten Beschaffungsportfolio der E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> sowie auf vorhandene Speichermengen<br />
vorgesehen.<br />
Im Januar wurde entschieden, dass E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
International <strong>AG</strong> (ERI) das Gashandels- und Speichergeschäft<br />
des ungarischen Öl- und Gasunternehmens<br />
MOL vollständig übernehmen wird. Die<br />
beiden Unternehmen hatten im November 2004<br />
zunächst vereinbart, dass ERI 75 Prozent des Gashandels-<br />
und Speichergeschäfts sowie 50 Prozent<br />
der Gasimportgesellschaft Panrusgáz übernimmt.<br />
Diesem Erwerb hat die EU-Kommission im Dezember<br />
<strong>2005</strong> unter Auflagen zugestimmt. Neben<br />
einem umfangreichen Gas- und Contract-Release-<br />
Programm muss sich MOL im Rahmen dieser<br />
Auflagen vollständig vom Gasspeicher- und Gashandelsgeschäft<br />
trennen. ERI wird daher auch die<br />
restlichen 25 Prozent an beiden Gesellschaften<br />
übernehmen. Der Erwerb der zusätzlichen Gesellschaftsanteile<br />
muss noch von den ungarischen<br />
Energiebehörden genehmigt werden.<br />
Lagebericht E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Der Kaufpreis beträgt nunmehr insgesamt rund<br />
450 Mio €. Darüber hinaus übernimmt E.<strong>ON</strong><br />
Finanzschulden in Höhe von rund 600 Mio €.<br />
Vereinbart wurde zudem, dass – abhängig von<br />
der Entwicklung der regulatorischen Rahmenbedingungen<br />
– bis Ende 2009 Ausgleichszahlungen<br />
geleistet werden. Die Transaktion wird Ende<br />
März 2006 vollzogen werden. ¯<br />
Leistung der von der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
betreuten Verdichter<br />
in MW<br />
800<br />
700<br />
600<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
1996 2001 2002 2003 2004 <strong>2005</strong><br />
730 831 831 831 833 853<br />
79
82 Mitarbeiter<br />
Mitarbeiter: Über 70 Prozent der Arbeitsplätze<br />
im europäischen Ausland<br />
Ende <strong>2005</strong> belief sich die Gesamtbelegschaft<br />
der vollkonsolidierten Unternehmen in der Market<br />
Unit Pan-European Gas auf 13.587 Mitarbeiter<br />
(inkl. Vorstände und Auszubildende). Seit Mitte<br />
<strong>2005</strong> gehören rund 9.500 rumänische Mitarbeiter<br />
zur Konzernbelegschaft. Damit befinden sich<br />
über 70 Prozent der Arbeitsplätze unserer Market<br />
Unit im europäischen Ausland.<br />
Erneut als bester Arbeitgeber ausgezeichnet<br />
Im Februar <strong>2005</strong> wurde E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> vom<br />
Wirtschaftsmagazin „Capital“ zum dritten Mal<br />
die Auszeichnung „Deutschlands beste Arbeitgeber”<br />
verliehen. Das Unternehmen gehört damit<br />
zu den Top 10 der besten deutschen Arbeitgeber.<br />
Zusätzlich konnte sich E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> für den<br />
Wettbewerb „Beste Arbeitgeber in Europa“ der<br />
Kommission der Europäischen Union qualifizieren<br />
und zählt damit zu den 100 besten europäischen<br />
Unternehmen. Bei der Teilnahme an diesem Wettbewerb<br />
geht es E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> nicht um einen<br />
einmaligen Aufmerksamkeitseffekt, sondern vielmehr<br />
um die dauerhafte Weiterentwicklung<br />
unserer Personal- und Managementsysteme.<br />
Führung und Entwicklung<br />
Führen mit Zielen: Zielvereinbarung als einheitliches<br />
Führungsinstrument Ende <strong>2005</strong> wurden<br />
gemeinsam mit dem Betriebsrat die Weichen für<br />
ein einheitliches Zielvereinbarungs- und Tantiemesystem<br />
für E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> gestellt. Dieses Führungsinstrument<br />
wird ab 2006 für alle tariflich und<br />
außertariflich Beschäftigten eingeführt. Erstmalig<br />
erhalten alle Mitarbeiter eine variable Zahlung<br />
auf Basis eines Tantiemesystems, das auf den<br />
Messgrößen persönlicher Leistungsfaktor und<br />
Unternehmenserfolg basiert. Das neue, leistungsund<br />
unternehmenserfolgsabhängige System<br />
enthält Zielvereinbarungsgespräche als verpflichtendes<br />
Element.<br />
Berufsausbildung fördern: Auch 2006 wird<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> weit über Bedarf ausbilden und<br />
damit Jugendlichen im Rahmen ihrer Berufsausbildung<br />
attraktive Möglichkeiten bieten. Die<br />
Ausbildungsquote soll bis 2007 in den deutschen<br />
Unternehmen der Market Unit Pan-European Gas<br />
auf über 7 Prozent ansteigen und wird sich damit<br />
gegenüber 2004 von 153 auf 286 Auszubildende<br />
nahezu verdoppeln. <strong>2005</strong> waren bereits 196 Ausbildungsstellen<br />
besetzt. Damit unterstützt E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> die E.<strong>ON</strong>-Ausbildungsinitiative und eröffnet<br />
jungen Menschen eine berufliche Perspektive.<br />
Mit dem E.<strong>ON</strong> Graduate Program arbeiten die<br />
vier europäischen Market Units und das Corporate<br />
Center der E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong> erstmals bei der Rekrutierung<br />
und Ausbildung ihres akademischen Nachwuchses<br />
zusammen.<br />
In Ergänzung zum E.<strong>ON</strong> Graduate Program richtet<br />
sich das Management-Entwicklungsprogramm<br />
(ME-Programm) der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> an Absolventen<br />
mit Berufserfahrung oder abgeschlossener<br />
Promotion. Die Teilnehmer durchlaufen in 30 Monaten<br />
durchschnittlich drei Stationen im kaufmännischen,<br />
gaswirtschaftlichen oder technischen<br />
Ressort der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>.<br />
Wie wichtig bei E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> die interne<br />
Entwicklung von Potenzialträgern ist, zeigt das<br />
Führungskräfteentwicklungsprogramm. In enger<br />
Abstimmung mit den Fachbereichen und Tochtergesellschaften<br />
des Hauses werden zzt. rund<br />
110 Teilnehmer auf weitergehende Führungsaufgaben<br />
vorbereitet.
Weiterbildung Die Zahl der Weiterbildungstage<br />
lag <strong>2005</strong> mit 7.692 Tagen auf dem Niveau des Vorjahres<br />
(7.827 Tage). Der Schwerpunkt der Weiterbildung<br />
lag bei „Methoden- und Sozialkompetenz“.<br />
Die Anzahl der Teilnahmetage pro Mitarbeiter blieb<br />
konstant bei 3,1 Tagen pro Jahr.<br />
Die Weiterbildungskooperation zwischen E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> und Gazprom feierte Ende Juni <strong>2005</strong> ihr<br />
15-jähriges Bestehen in Essen und Düsseldorf.<br />
Seit 1990 haben mehr als 1.300 Teilnehmer an<br />
den Schulungen teilgenommen.<br />
Chancengleichheit durch Vereinbarkeit von<br />
Familie und Beruf Ende Mai wurde E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
im Bundeskanzleramt im Rahmen des<br />
Bundeswettbewerbs „Erfolgsfaktor Familie <strong>2005</strong>“<br />
unter die zehn besten Unternehmen Deutschlands<br />
gewählt. Zudem erreichte das Unternehmen die<br />
Endrunde der besten fünf bei der Verleihung<br />
des begehrten Innovationspreises, der neuartige<br />
und zukunftsweisende familienfreundliche Maßnahmen<br />
prämiert. Damit würdigte die Jury den<br />
herausragenden Einsatz zur Vereinbarkeit von<br />
Familie und Beruf.<br />
Gesundheitsmanagement und Arbeitssicherheit<br />
Für die Gemeinschaftsaktion des<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-Personalwesens und der BKK<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> „Gesund durch Früherkennung –<br />
Darmkrebs-Prävention“ erhielt das Unternehmen<br />
am 21. März <strong>2005</strong> den Felix Burda Award in der<br />
Kategorie „Beste Corporate-Citizenship-Aktion“.<br />
Die Jury würdigte bei der Preisverleihung insbesondere,<br />
dass „Lebenspartner in die Aktion mit<br />
einbezogen wurden und durch die offene Kommunikation<br />
des Schicksals eines erkrankten Angestellten<br />
viele weitere Mitarbeiter für das sensible<br />
Thema der Darmkrebsfrüherkennung motiviert<br />
werden konnten“.<br />
Gemeinsam mit der BKK E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> und<br />
der Sportgemeinschaft organisierte das E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong>-Personalwesen am 21. Juni <strong>2005</strong><br />
erstmals einen Gesundheitstag.<br />
Mitarbeiter<br />
Weniger Unfälle: Die Unfallzahlen der E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> waren auch in <strong>2005</strong> erneut rückläufig.<br />
Bei den Arbeits- und Dienstwegeunfällen konnte<br />
ein Rückgang von rund 30 Prozent verzeichnet<br />
werden, wobei die meldepflichtigen Arbeits- und<br />
Dienstwegeunfälle um rund 60 Prozent zurückgegangen<br />
sind. Angestiegen gegenüber dem Vorjahr<br />
ist dagegen die Anzahl der nicht meldepflichtigen<br />
Wegeunfälle. Tödliche Unfälle wurden bei E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> nicht vermeldet.<br />
Gesellschaftliche Verantwortung<br />
Nachhaltige Verbesserung der Lebenssituation<br />
von Kindern: E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> fühlt sich dem<br />
Gemeinwesen verpflichtet und nimmt ihre unternehmerische<br />
und gesellschaftliche Verantwortung<br />
(Corporate Social Responsibility) in der Förderung<br />
von Kindern und im Kultursponsoring wahr.<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> unterstützt durch das ehrenamtliche<br />
Engagement seiner Mitarbeiter den größten<br />
Ortsverband des Deutschen Kinderschutzbundes<br />
(DKSB) in Essen. Arbeitsfelder des Deutschen<br />
Kinderschutzbundes umfassen die Beratung,<br />
Krisenintervention für vernachlässigte und missbrauchte<br />
Kinder, Therapieangebote und verschiedene<br />
Präventionsprojekte. Im Projekt „Lernen<br />
wie man lernt“ erhalten 350 sozial benachteiligte<br />
Schülerinnen und Schüler zusätzliche Förderungsmöglichkeiten<br />
und damit Chancengleichheit im<br />
deutschen Bildungssystem. Vorschul- und Kleinkinder<br />
erhalten in den Kinder- und Familienzentren<br />
„Blauer Elefant“ des DKSB ein umfangreiches<br />
Angebot, das die Basis für eine alters- und kindgerechte<br />
Entwicklung bildet.<br />
Personalbestand<br />
Market Unit Pan-European Gas <strong>2005</strong><br />
Aufteilung nach Business Units<br />
Gas 2.647<br />
(davon E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> 2.495)<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> E & P 55<br />
Gesamtbelegschaft: 13.587<br />
1.477 Thüga<br />
9.408 E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
International<br />
(davon E.<strong>ON</strong> Gaz<br />
România 9.301)<br />
83
84 Mitarbeiter<br />
Zeichen spontaner Hilfe für russische Terroropfer:<br />
In einem Gemeinschaftsprojekt haben<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> und ihr Schwesterunternehmen<br />
E.<strong>ON</strong> Energie Kindern, Jugendlichen und Eltern<br />
aus Beslan (Russland), die während einer Geiselnahme<br />
in der örtlichen Schule tief traumatisiert<br />
wurden, einen zweiwöchigen Therapie- und Erholungsaufenthalt<br />
in Deutschland ermöglicht. Im<br />
Vordergrund des Aufenthaltes stand die Therapie<br />
der Familien. Begleitet wurden sie von erfahrenen<br />
Psychologen und Psychiatern aus Russland und<br />
Deutschland.<br />
Erfolgreiches Kunstsponsorprojekt: Mitte<br />
Januar <strong>2005</strong> endete die in Essen im Museum<br />
Folkwang gezeigte Ausstellung „Cezanne – Aufbruch<br />
in die Moderne“. Wie bei früheren Anlässen<br />
wurde auch diese Ausstellung in Partnerschaft<br />
Unfälle Januar bis Dezember – Jahresvergleich<br />
96<br />
84<br />
72<br />
60<br />
48<br />
36<br />
24<br />
12<br />
0<br />
1 meldepflichtige Arbeitsunfälle<br />
3 nicht meldepflichtige Arbeitsunfälle<br />
5 meldepflichtige Dienstwegeunfälle<br />
7 nicht meldepflichtige Dienstwegeunfälle<br />
2003 2004 <strong>2005</strong><br />
101 85 67<br />
8<br />
7<br />
6<br />
5<br />
4<br />
3<br />
2<br />
2 meldepflichtige Wegeunfälle<br />
4 nicht meldepflichtige Wegeunfälle<br />
6 meldepflichtige Sportunfälle<br />
8 nicht meldepflichtige Sportunfälle<br />
1<br />
mit der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> realisiert. Es wurden<br />
mehr als 40 Gemälde von Paul Cézanne zusammen<br />
mit bedeutenden Arbeiten von Picasso,<br />
Braque, Derain, Matisse und Leger präsentiert.<br />
Mit mehr als 380.000 Besuchern gehörte die Ausstellung<br />
zu den bestbesuchten Kunstausstellungen<br />
in Deutschland und wurde zudem vom Kunstkritiker-Verband<br />
zur „Ausstellung des Jahres<br />
2004“ gewählt. ¯
Entwicklung der Konzerngesellschaften<br />
Entwicklung der Konzerngesellschaften<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> International: Auslandsengagement<br />
weiter ausgebaut Die positive operative<br />
Ergebnisentwicklung der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> International<br />
<strong>AG</strong> (ERI) hat sich <strong>2005</strong> weiter fortgesetzt.<br />
Das Ergebnis lag <strong>2005</strong> zwar unter dem Wert des<br />
Vorjahres, der Rückgang war aber vor allem eine<br />
Folge des Wegfalls der Ergebnisbeiträge der 2004<br />
übertragenen deutschen Beteiligungen und der<br />
erstmaligen Berücksichtigung des negativen<br />
Ergebnisbeitrags der DistriGaz Nord im Jahr <strong>2005</strong>.<br />
Die verbliebenen Gesellschaften konnten <strong>2005</strong><br />
zum Teil deutliche Ergebnissteigerungen erzielen.<br />
Deutschland Mit der HE<strong>AG</strong> Südhessische Energie<br />
<strong>AG</strong>, Darmstadt, der EWR GmbH, Remscheid,<br />
und der Stadtwerke Neuss Energie und Wasser<br />
GmbH, Neuss, sind alle deutschen Endverteiler-<br />
Beteiligungen der ERI auf die Thüga übertragen<br />
worden. Die Neuausrichtung der ERI im Rahmen<br />
des Umstrukturierungsprozesses des E.<strong>ON</strong>-<br />
Konzerns ist damit abgeschlossen.<br />
Westeuropa/Baltikum Angesichts kontinuierlich<br />
steigender Gasbezugspreise standen die<br />
baltischen Beteiligungsgesellschaften vor der<br />
Aufgabe, Bezugskostensteigerungen möglichst<br />
umgehend in die nationale Preisregulierung<br />
einzustellen, um sie dadurch an den Markt weitergeben<br />
zu können. In Litauen verschlechtert sich<br />
das regulatorische Umfeld kontinuierlich. Der<br />
dortige Regulierer hat <strong>2005</strong> eine neue Regulierungsmethodik<br />
eingeführt. Neben der Nichtanerkennung<br />
der Asset-Neubewertung als Abschreibungsbasis<br />
wurde insbesondere auch die erlaubte<br />
Verzinsung im Transport- und Distributionsbereich<br />
reduziert.<br />
Die lettische Gesellschaft Latvijas Gāze hat das<br />
Schiedsverfahren gegen den lettischen Staat<br />
erfolgreich abgeschlossen. Das Schiedsgericht in<br />
Stockholm hatte Lettland 2003 zur Schadensersatzzahlung<br />
verurteilt, weil Lettland gegen eine<br />
Verpflichtung aus dem Kaufvertrag verstoßen<br />
hatte. Das von der lettischen Regierung angerufene<br />
Berufungsgericht hat nun in letzter Instanz<br />
das Schiedsurteil bestätigt.<br />
Zentraleuropa In Rumänien wurde das bereits<br />
bestehende Engagement durch den Erwerb der<br />
Mehrheitsbeteiligung an der DistriGaz Nord durch<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> wesentlich ausgebaut. DistriGaz<br />
Nord firmierte zum 1. April 2006 in E.<strong>ON</strong> Gaz<br />
România um. Die diversen Organisations- und<br />
Restrukturierungsprojekte kamen gut voran.<br />
Anfang 2006 ist eine neue Organisationsstruktur<br />
eingeführt worden und bis März 2007 soll das<br />
Unbundling der Gesellschaft durchgeführt werden.<br />
Insgesamt soll die Integration der E.<strong>ON</strong> Gaz<br />
România in den E.<strong>ON</strong>-Konzern bis 2008 komplett<br />
abgeschlossen sein.<br />
Bei der slowakischen SPP kam die Restrukturierung<br />
ebenfalls gut voran. Effizienzsteigerungspotenziale<br />
wurden sukzessive realisiert. Im<br />
Unbundlingprojekt wurde mit dem Staat eine<br />
akzeptable Grundkonzeption vereinbart. Die Distributions-<br />
und Transportaktivitäten sollen bis Mitte<br />
2006 jeweils in eine 100-prozentige Tochtergesellschaft<br />
ausgegliedert werden.<br />
Der Erwerb der ungarischen MOL-Gassparte<br />
wurde Ende März 2006 abgeschlossen. ERI hatte<br />
mit MOL im November 2004 zunächst vereinbart,<br />
75 Prozent des Gashandels- und Speichergeschäfts<br />
sowie 50 Prozent der Gasimportgesellschaft<br />
Panrusgaz zu übernehmen. Diesem Erwerb<br />
hatte die EU-Kommission im Dezember <strong>2005</strong><br />
unter der Auflage zugestimmt, dass sich MOL<br />
vollständig vom Gasspeicher- und Gashandelsgeschäft<br />
trennen und ein umfangreiches Gas- und<br />
Contract-Release-Programm durchführen müsse.<br />
ERI wird daher auch die restlichen 25 Prozent an<br />
beiden Gesellschaften übernehmen. Die ungarische<br />
Energiebehörde hatte dem vollständigen<br />
Erwerb Ende Februar 2006 zugestimmt.<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> E & P: Ausbau des Geschäfts<br />
Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> E & P GmbH hat ihr Geschäft<br />
<strong>2005</strong> erheblich ausbauen können und ist damit<br />
dem Ziel, bis zu 20 Prozent des E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-<br />
Gasaufkommens für den paneuropäischen Markt<br />
aus eigener Förderung darzustellen, einen<br />
wichtigen Schritt näher gekommen. Im November<br />
wurde das britische Upstream-Unternehmen<br />
Caledonia Oil and Gas Limited von einer Investorengruppe<br />
unter Führung des spezialisierten<br />
Finanzinvestors First Reserve erworben. Die<br />
Gesellschaft wurde in E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> UK North<br />
Sea Limited umbenannt. Damit verfügt die E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> über vier weitere produzierende<br />
und elf noch zu entwickelnde Offshore-Felder in<br />
der britischen Nordsee.<br />
85
86 Entwicklung der Konzerngesellschaften<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Norge AS erwarb im September<br />
des vergangenen Jahres einen weiteren 15-prozentigen<br />
Anteil an dem Njord-Feld von Paladin<br />
Resources Norge AS und Paladin Resources<br />
(Norway) Limited. Damit erhöhte sich die Beteiligung<br />
an diesem Offshore-Feld in der norwegischen<br />
Nordsee auf 30 Prozent. Ende 2007 soll<br />
die Gasproduktion aus dem Njord-Feld aufgenommen<br />
werden. Im April erwarb E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
Norge AS 20 Prozent der Anteile an der Explorationslizenz<br />
„Ellida“ in der norwegischen Nordsee<br />
von BP Norge. Sowohl in der britischen als auch<br />
in der norwegischen Nordsee wurden den E & P-<br />
Tochtergesellschaften im Rahmen von Lizenzvergaberunden<br />
Anteile an Explorationsblöcken<br />
zugeteilt.<br />
Im August erfolgte die Übertragung von<br />
29,95 Prozent der Anteile an der österreichischen<br />
R<strong>AG</strong>-Beteiligungs-Aktiengesellschaft von E.<strong>ON</strong><br />
Energie <strong>AG</strong> auf die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> E & P GmbH.<br />
Produktion deutlich gesteigert Infolge der<br />
Akquisitionen und höherer Förderung aus den<br />
bestehenden Feldesbeteiligungen stieg die<br />
Produktion im Vergleich zum Vorjahr deutlich: Die<br />
anteilige Gasproduktion erhöhte sich um rund<br />
130 Mio m 3 auf über 480 Mio m 3 . Die anteilige Ölund<br />
Kondensatproduktion stieg von 4,1 Mio bbl<br />
auf 4,8 Mio bbl. Während die Förderung aus dem<br />
Elgin/Franklin-Feld, an dem E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> UK<br />
Exploration and Production mit 5,2 Prozent beteiligt<br />
ist, auf dem Niveau des Vorjahres lag, produzierte<br />
das Scoter-Feld erstmals ganzjährig. Am<br />
Scoter-Feld ist E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> UK Exploration and<br />
Production mit 12 Prozent beteiligt. Die Produktion<br />
des Njord-Feldes lag ebenfalls über dem<br />
Niveau des Vorjahres. Beide Gesellschaften profitierten<br />
von hohen Öl- und Gaspreisen, die nur zu<br />
einem geringen Teil durch Wechselkurseffekte<br />
gemindert wurden.<br />
Mit der Produktionsaufnahme von weiteren, sich<br />
gegenwärtig in der Entwicklungsphase befindenden<br />
Feldern ist eine Ausweitung der Produktion in<br />
den kommenden Jahren geplant. Darüber hinaus<br />
ist in den nächsten Jahren das Abteufen von Explorationsbohrungen<br />
in zum Portfolio gehörenden<br />
Explorationslizenzen vorgesehen. Im Erfolgsfall<br />
führen die Explorationsaktivitäten zu einer Ausweitung<br />
der Reservenbasis. Nicht fündige Explorationsbohrungen<br />
belasten das Konzernergebnis.<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Transport: Größter Anbieter<br />
Die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> hat Anfang 2004 ihr Transportgeschäft<br />
in die „E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Transport <strong>AG</strong> &<br />
Co. KG“ ausgegliedert. Seitdem ist das Tochterunternehmen<br />
für das gesamte Transportgeschäft<br />
verantwortlich und auch die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> ist<br />
Transportkunde. Bei ihrer bisherigen Geschäftstätigkeit<br />
war die E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Transport erfolgreich.<br />
In einem Umfeld sich rasch ändernder Rahmenbedingungen<br />
wurden ein sicherer Netzbetrieb<br />
und eine bestmögliche Betreuung aller Transportkunden<br />
gewährleistet. Im Berichtszeitraum war<br />
das Unternehmen größter Anbieter im deutschen<br />
Gastransportgeschäft.<br />
Die lebhafte Entwicklung des Transportgeschäfts<br />
seit dem Sommer 2000 hat sich weiter fortgesetzt.<br />
Die Vermarktung der Transportkapazitäten<br />
erfolgt über das zum 1. November <strong>2005</strong> eingeführte<br />
Entry/Exit-System. In Fortführung des<br />
Transportgeschäfts der <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong> wurden über<br />
600 Transportverträge abgeschlossen, so dass<br />
sich die Zahl der insgesamt abgeschlossenen<br />
Verträge bis Ende <strong>2005</strong> auf rund 1.000 erhöhte.<br />
Um die eigene Position im sich deutlich verschärfenden<br />
Transportwettbewerb mit anderen überregionalen<br />
Transportgesellschaften zu verbessern,<br />
hat E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Transport in mehreren Fällen<br />
auf Basis von langfristigen Transportverträgen den<br />
weiteren Ausbau des Leitungsnetzes veranlasst.<br />
Thüga <strong>AG</strong>: In Deutschland und Italien aktiv<br />
Die Thüga Aktiengesellschaft (Thüga) ist Kern<br />
einer im gesamten Bundesgebiet und in Italien<br />
präsenten Unternehmensgruppe. In Deutschland<br />
ist Thüga an fast 100 Energie- und Wasserversorgungsunternehmen<br />
mit eigenen Verteilernetzen<br />
beteiligt – hierbei handelt es sich überwiegend<br />
um Minderheitsbeteiligungen an kommunalen<br />
Stadtwerken und Regionalversorgern. Daneben<br />
versorgt Thüga über Betriebsstellen Verbraucher in<br />
Baden-Württemberg, Bayern und Rheinland-Pfalz<br />
mit Elektrizität und Gas. Die Beteiligungsgesellschaften<br />
und Thüga bilden ein Netzwerk von<br />
Energiedienstleistern, das regionale Kundennähe<br />
mit überregionaler Stärke verbindet. Thüga stellt<br />
ihren Beteiligungsunternehmen im Rahmen ihres<br />
partnerschaftlichen Beteiligungs- und Beratungskonzeptes<br />
Fachkompetenz zur Verfügung. Im<br />
Geschäftsjahr <strong>2005</strong> wurden die Beteiligungsunternehmen<br />
vor dem Hintergrund des in Kraft getretenen<br />
neuen Energiewirtschaftsgesetzes vor allem<br />
hinsichtlich der Umsetzung der Unbundling-Anforderungen<br />
und des Regulierungsmanagements<br />
beraten.
Transportgeschäft<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Transport <strong>AG</strong> &<br />
Co. KG, Essen,<br />
GK: 100,0 100,00%<br />
Ferngas Nordbayern GmbH*,<br />
Nürnberg,<br />
GK: 33,0 53,10%<br />
Gas-Union GmbH*,<br />
Frankfurt/Main,<br />
GK: 23,0 25,93%<br />
Saar Ferngas <strong>AG</strong>*,<br />
Saarbrücken,<br />
GK: 50,0 20,00%<br />
Entwicklung der Konzerngesellschaften<br />
Energiebeteiligungen E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> International <strong>AG</strong>, Essen, GK: 156,0 100,00%<br />
Deutschland<br />
Europa<br />
Gasnor AS,<br />
Karmoy/Norwegen,<br />
GK: 57,7 NOK 14,00%<br />
AB Lietuvos Dujos,<br />
Vilnius/Litauen,<br />
GK: 469,1 LTL 38,91%<br />
EUROPGAS a.s.,<br />
Prag/Tschechische Republik,<br />
GK: 5.651,0 CZK 50,00%<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Mittel- und<br />
Osteuropa GmbH, Essen,<br />
GK: 0,025 100,00%<br />
S.C. Congaz S.A.,<br />
Konstanza/Rumänien,<br />
GK: 47,9 R<strong>ON</strong> 28,59%<br />
Gazprom**<br />
OAO Gazprom, Moskau/<br />
Russische Föderation,<br />
GK: 325.194,0 RUB 6,4%<br />
Nova Naturgas AB,<br />
Göteborg/Schweden,<br />
GK: 120,0 SEK 29,59%<br />
Inwestycyjna Spó´lka<br />
Energetyczna Sp. z o.o. (IRB),<br />
Warschau/Polen,<br />
GK: 11,0 PLN 50,00%<br />
beteiligt an:<br />
SPP Bohemia a.s.,<br />
Prag/Tschechische Republik,<br />
GK: 1.100,0 CZK 50,00%<br />
beteiligt an:<br />
Slovak Gas Holding B.V.,<br />
Zoetermeer/Niederlande,<br />
GK: 0,5 50,00%<br />
Ekopur d.o.o.,<br />
Ljubljana/Slowenien,<br />
GK: 2,1 SIT 100,00%<br />
E.<strong>ON</strong> Gaz România**<br />
E.<strong>ON</strong> Gaz România,<br />
Târgu Mures/Rumänien,<br />
GK: 433,06 R<strong>ON</strong> 51,00%<br />
Gasum Oy,<br />
Espoo/Finnland,<br />
GK: 178,3 20,00%<br />
Szczecińska Energetyka<br />
Cieplna Sp. z o.o. (SEC),<br />
Stettin/Polen,<br />
GK: 126,5 PLN 32,13%<br />
beteiligt an:<br />
Moravské naftové doly a.s.<br />
(MND), Hodonín/<br />
Tschechische Republik,<br />
GK: 806,0 CZK 51,82%<br />
beteiligt an: Slovensk´y<br />
plynárensk´y priemysel a.s.<br />
(SPP), Bratislava/Slowakische<br />
Republik,<br />
GK: 52.287,0 SKK 24,50%<br />
beteiligt an:<br />
Geoplin d.o.o.,<br />
Ljubljana/Slowenien,<br />
GK: 7.388,0 SIT 6,52%<br />
* über RGE Holding GmbH,<br />
Essen<br />
GK: 0,05 ERI-Anteil: 100,00%<br />
AS Eesti Gaas,<br />
Tallinn/Estland,<br />
GK: 155,2 EEK 33,66%<br />
therminvest Sp. z o.o.,<br />
Danzig/Polen,<br />
GK: 0,8 PLN 100,00%<br />
Nafta a.s.,<br />
Gbely/Slowakische Republik,<br />
GK: 3.231,0 SKK 40,27%<br />
Holdigaz SA,<br />
Vevey/Schweiz,<br />
GK: 20,5 CHF 2,21%<br />
** Beteiligung der<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Gezeichnetes Kapital (GK) in<br />
Mio € bzw. in Landeswährung<br />
Beteiligung in %<br />
Stand: 31.12.<strong>2005</strong><br />
87<br />
JSC Latvijas Gāze,<br />
Riga/Lettland,<br />
GK: 39,9 LVL 47,23%<br />
CCNE Colonia Cluj-Napoca<br />
Energie S.R.L.,<br />
Klausenburg/Rumänien,<br />
GK: 12,9 R<strong>ON</strong> 33,33%<br />
SOTEG Société de<br />
Transport de Gaz S.A.,<br />
Luxemburg/Luxemburg,<br />
GK: 20,0 20,00%
88 Entwicklung der Konzerngesellschaften<br />
Deutschland<br />
Stadtwerke Hannover<br />
Aktiengesellschaft,<br />
Hannover,<br />
EK: 236,3 24,00%<br />
HE<strong>AG</strong> Südhessische<br />
Energie <strong>AG</strong> (HSE),<br />
Darmstadt,<br />
EK: 302,8 40,01%<br />
Italien<br />
Thüga Italia S.r.l.,<br />
Verona/Italien,<br />
EK: 221,6 100,00%<br />
Thüga Mediterranea S.r.l.<br />
San Giuseppe di<br />
Comacchio/Italien,<br />
EK: 35,2 100,00%<br />
Thüga Triveneto S.r.l.,<br />
Cremona/Italien,<br />
EK: 18,1 100,00%<br />
N-ERGIE Aktiengesellschaft,<br />
Nürnberg,<br />
EK: 248,0 39,80%<br />
DREW<strong>AG</strong> – Stadtwerke<br />
Dresden GmbH,<br />
Dresden,<br />
EK: 300,8 10,00%<br />
E.<strong>ON</strong> Vendita S.r.l.,<br />
Verona/Italien,<br />
EK: 63,7 100,00%<br />
Thüga Orobica S.r.l.,<br />
Mantova/Italien,<br />
EK: 17,9 100,00%<br />
AMGA Azienda Multiservizi<br />
S.p.A., Udine/Italien,<br />
EK: 71,1 21,60%<br />
Mainova Aktiengesellschaft,<br />
Frankfurt/Main,<br />
EK: 356,7 24,44%<br />
Erdgas Südbayern GmbH,<br />
München,<br />
EK: 111,1 50,00%<br />
Thüga Laghi S.r.l.,<br />
Verbania/Italien,<br />
EK: 28,0 100,00%<br />
Thüga Padana S.r.l.,<br />
Cremona/Italien,<br />
EK: 58,3 100,00%<br />
G.E.I. Gestione Energetica<br />
Impianti S.p.A., Crema/Italien,<br />
EK: 22,0 48,94%<br />
Das ausländische Engagement der Thüga konzentriert<br />
sich auf den italienischen Gasmarkt, der<br />
neben dem deutschen und britischen Gasmarkt zu<br />
den größten in Europa zählt. Thüga hält über ihre<br />
100-prozentige Tochter Thüga Italia S.r.l. (Thüga<br />
Italia) im Wesentlichen Beteiligungen an fünf<br />
Netzgesellschaften und einer Vertriebsgesellschaft.<br />
Darüber hinaus werden zwei Minderheitsbeteiligungen<br />
gehalten. Als Landesgesellschaft<br />
betreut Thüga Italia ihre Beteiligungsgesellschaften<br />
in allen relevanten Fragen der Energiewirtschaft.<br />
Thüga Aktiengesellschaft, München, GK: 221,8 81,10%<br />
GAS<strong>AG</strong> Berliner Gaswerke<br />
Aktiengesellschaft,<br />
Berlin,<br />
EK: 512,9 36,85%<br />
Stadtwerke Duisburg <strong>AG</strong>,<br />
Duisburg,<br />
EK: 151,2 20,00%<br />
alle Angaben in Mio €<br />
badenova <strong>AG</strong> & Co. KG,<br />
Freiburg,<br />
EK: 219,4 47,30%<br />
Stadtwerke Essen <strong>AG</strong>,<br />
Essen,<br />
EK: 115,2 20,00%<br />
EK = Eigenkapital gem. § 285 Nr. 11 H<strong>GB</strong><br />
(Aufstellung des Anteilsbesitzes zum 31.12.<strong>2005</strong>)<br />
GK = gezeichnetes Kapital der Thüga beträgt 221,8 Mio €<br />
Beteiligungen Deutschland entsprechen einer Auswahl der<br />
Gesellschaften der Thüga-Gruppe<br />
Beteiligungsportfolio Deutschland Für Thüga<br />
als Holdinggesellschaft für Energiebeteiligungen<br />
ist das Beteiligungsvermögen die wichtigste<br />
Bilanzposition. Wesentliche Zugänge im Beteiligungsvermögen<br />
resultierten <strong>2005</strong> aus der Übernahme<br />
von Minderheitsbeteiligungen der E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> International. Durch konzerninterne Übertragungen<br />
erwarb Thüga von ERI Anteile an der<br />
EWR GmbH (20,0 Prozent) und an der Stadtwerke<br />
Neuss Energie und Wasser GmbH (15,0 Prozent).<br />
Die Beteiligung an der HE<strong>AG</strong> Südhessische Energie<br />
<strong>AG</strong> (HSE) hat Thüga auf 40,0 Prozent (plus<br />
21,2 Prozent) aufgestockt. Darüber hinaus erwarb<br />
Thüga <strong>2005</strong> keine neuen Beteiligungen an kommunalen<br />
Stadtwerken. Hintergrund ist die mit<br />
Blick auf die großen Energieunternehmen nach<br />
wie vor bestehende stark restriktive kartellrechtliche<br />
Genehmigungspraxis bei Zusammenschlussvorhaben.
Exploration und Produktion<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> E & P GmbH,<br />
Essen,<br />
GK: 0,05 100,00%<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> North Sea Ltd.,<br />
Aberdeen/Großbritannien,<br />
GK: 79,6 <strong>GB</strong>P 100,00%<br />
Projektgesellschaften<br />
BBL Company V.O.F.**,<br />
Groningen/Niederlande,<br />
GK: 46,9 20,0%<br />
Interconnector (UK) Limited,<br />
London/Großbritannien,<br />
GK: 12,8 <strong>GB</strong>P 23,6%<br />
NETRA GmbH<br />
Norddeutsche Erdgas<br />
Transversale & Co. KG,<br />
Emstek/Schneiderkrug,<br />
GK: 161,3 40,6%<br />
Sonstige<br />
E.<strong>ON</strong> Engineering GmbH,<br />
Gelsenkirchen,<br />
GK: 19,8 43,0%<br />
beteiligt an:<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> UK Exploration<br />
and Production Limited,<br />
London/Großbritannien,<br />
GK: 60,0 <strong>GB</strong>P 100,00%<br />
Rohöl-Aufsuchungs-<strong>AG</strong>,<br />
Wien/Österreich*,<br />
GK: 4,0 22,5%<br />
DEUDAN – Deutsch/<br />
Dänische Erdgastransport-<br />
Gesellschaft mbH & Co. KG,<br />
Handewitt,<br />
GK: 16,9 25,0%<br />
MEGAL Mittel-Europäische-<br />
Gasleitungsgesellschaft<br />
mbH & Co. KG, Essen,<br />
GK: 20,5 51,0%<br />
Trans Europa Naturgas<br />
Pipeline GmbH & Co. KG<br />
(TENP), Essen,<br />
GK: 7,7 51,0%<br />
GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft<br />
deutscher<br />
Gasversorgungsunternehmen<br />
mbH & Co. KG, Straelen,<br />
GK: 41,0 25,0%<br />
Im Zusammenhang mit der Neuordnung von<br />
Beteiligungsstrukturen in Bayern und Thüringen<br />
hat Thüga ihre 30,6-prozentige Beteiligung an der<br />
Gasversorgung Unterfranken GmbH an E.<strong>ON</strong><br />
Bayern <strong>AG</strong> sowie ihre Anteile an der Stadtwerke<br />
Suhl/Zella-Mehlis GmbH (28,4 Prozent) an E.<strong>ON</strong><br />
Thüringer Energie <strong>AG</strong> veräußert.<br />
Beteiligungsportfolio Italien Die 2004 eingeleiteten<br />
Maßnahmen zur Vereinfachung der Beteiligungsstrukturen<br />
wurden <strong>2005</strong> abgeschlossen.<br />
Nachdem Thüga Italia Ende 2003 Beteiligungen an<br />
rund 40 Unternehmen hielt, bestehen zum Ende<br />
des laufenden Geschäftsjahres 100-prozentige Beteiligungen<br />
– im Wesentlichen – an fünf regionalen<br />
Netzgesellschaften und einer Vertriebsgesellschaft.<br />
Daneben werden an der G.E.I. Gestione<br />
Energetica Impianti S.p.A. (48,9 Prozent) und<br />
AMGA Azienda Multiservizi S.p.A. (AMGA) zwei<br />
Entwicklung der Konzerngesellschaften<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Norge AS,<br />
Stavanger/Norwegen,<br />
GK: 89,9 NOK 100,00%<br />
* über R<strong>AG</strong>-Beteiligungs-<br />
Aktiengesellschaft,<br />
Wien/Österreich<br />
Etzel Gas-Lager<br />
GmbH & Co. KG,<br />
Friedeburg-Etzel,<br />
GK: 24,9 74,8%<br />
Mittelrheinische Erdgastransportleitungsgesellschaft<br />
mbH, Haan (Rhld.),<br />
GK: 29,0 100,0%<br />
erdgas mobil GmbH & Co. KG,<br />
Essen,<br />
GK: 3,0 19,0%<br />
Gezeichnetes Kapital (GK) in<br />
Mio € bzw. in Landeswährung<br />
Beteiligung in %<br />
Stand: 31.12.<strong>2005</strong><br />
GHG-Gasspeicher<br />
Hannover GmbH, Hannover,<br />
GK: 102,3 13,2%<br />
Nordrheinische Erdgastransportleitungsgesellschaft<br />
mbH & Co. KG,<br />
Haan (Rhld.),<br />
GK: 23,5 50,0%<br />
** über E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> BBL, B.V.,<br />
Den Haag/Niederlande<br />
E.<strong>ON</strong> IS GmbH,<br />
Hannover,<br />
GK: 5,1 14,0%<br />
Wesentliche mittelbare und<br />
unmittelbare Beteiligungen<br />
Minderheitsbeteiligungen gehalten. Die Beteiligung<br />
an AMGA ist <strong>2005</strong> durch den Erwerb weiterer<br />
Aktien auf 21,6 Prozent aufgestockt worden.<br />
Die Gesellschaften der Thüga Italia-Gruppe<br />
versorgten Ende <strong>2005</strong> insgesamt rund 750.000<br />
Kunden mit Erdgas. ¯<br />
89
92 Umsatz und Ertragslage<br />
Umsatz und Ertragslage des Konzerns<br />
Umsatz und Ertragslage<br />
Eckdaten Geschäftsfelder nach US-GAAP 1<br />
in Mio € Up-/ Downstream- Sonstige/ Pan-European<br />
Midstream Beteiligungen Konsolidierung Gas<br />
Umsatzerlöse2 <strong>2005</strong> 16.365 1.973 –424 17.914<br />
2004 12.076 1.479 –328 13.227<br />
Adjusted EBIT <strong>2005</strong> 988 551 –3 1.536<br />
2004 862 486 –4 1.344<br />
1 Werte bereinigt um <strong>Ruhrgas</strong> Industries<br />
2 inkl. Erdgas- und Stromsteuer<br />
Der Konzernabschluss der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>,<br />
Essen, nach US-GAAP wird mit den dargestellten<br />
Zahlen in den Konzernabschluss der E.<strong>ON</strong> <strong>AG</strong>,<br />
Düsseldorf, einbezogen. Er umfasst das europäische<br />
Up- und Midstream-Gasgeschäft sowie<br />
Mehr- und Minderheitsbeteiligungen an Gesellschaften<br />
im Downstream-Gasgeschäft. Das<br />
Geschäftsfeld Sonstige/Konsolidierung enthält<br />
nach der Veräußerung der <strong>Ruhrgas</strong> Industries<br />
Gruppe ausschließlich Konsolidierungseffekte.<br />
In der Market Unit Pan-European Gas ist E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong> als Führungsgesellschaft für das Management<br />
der vertikal integrierten Wertschöpfungskette<br />
im europäischen Gasgeschäft verantwortlich.<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> E & P beteiligt sich im Upstream-<br />
Bereich an der Gasförderung und der Suche nach<br />
entsprechenden Vorkommen. Im Midstream-<br />
Geschäft werden Gaseinkauf, Gasverkauf und<br />
Gasspeicherung gebündelt und das gesamte technische<br />
System gesteuert und optimiert. Das<br />
Gastransportnetz wird von der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
Transport vermarktet.<br />
Für Downstream-Beteiligungen sind E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
International und Thüga zuständig. Während<br />
sich Thüga überwiegend auf deutsche Minderheitsbeteiligungen<br />
und italienische Mehrheitsbeteiligungen<br />
an regionalen Energieversorgern<br />
konzentriert, liegt der Fokus der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong><br />
International auf Energiebeteiligungen im übrigen<br />
europäischen Ausland.<br />
Umsatz gesteigert, Adjusted EBIT um 14 Prozent<br />
über Vorjahreswert Im September <strong>2005</strong><br />
wurde die Veräußerung von <strong>Ruhrgas</strong> Industries<br />
an das europäische Beteiligungsunternehmen<br />
CVC Capital Partners vollzogen. Für das Geschäftsjahr<br />
2004 sind die Werte für E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> zur<br />
besseren Vergleichbarkeit um die Werte für <strong>Ruhrgas</strong><br />
Industries bereinigt worden.<br />
Der Umsatz konnte im Geschäftsjahr <strong>2005</strong> mit<br />
17.914 Mio € gegenüber dem Vorjahreswert von<br />
13.227 Mio € um 35 Prozent gesteigert werden.<br />
Der Anstieg des Umsatzes resultiert im Wesentlichen<br />
aus höheren durchschnittlichen Verkaufspreisen,<br />
bedingt durch die stark gestiegenen<br />
Heizölpreise und die bestehende Wettbewerbsbindung,<br />
sowie einem höheren Gasabsatz im<br />
Midstream-Segment. Im Upstream-Geschäft führten<br />
die gestiegene Produktion sowie höhere<br />
Verkaufspreise, bedingt durch die Energiepreisentwicklung,<br />
zu einem Umsatzplus. Die Erhöhung<br />
der Umsatzerlöse im Geschäftsfeld Downstream<br />
ist vor allem auf die erstmalige Einbeziehung<br />
von DistriGaz Nord, die Umsatzentwicklung bei<br />
Ferngas Nordbayern sowie die Erweiterung des<br />
Konsolidierungskreises bei Thüga Italia zurückzuführen.
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung 1<br />
Das Adjusted EBIT von 1.536 Mio € lag im Geschäftsjahr<br />
<strong>2005</strong> um 192 Mio € oder 14 Prozent<br />
über dem Vorjahreswert. Die einzelnen Geschäftsfelder<br />
entwickelten sich wie folgt:<br />
Das Geschäftsfeld Up-/Midstream verzeichnet<br />
einen Anstieg von 126 Mio €. Diese Entwicklung<br />
wurde wesentlich durch das Upstream-Geschäft<br />
beeinflusst, welches im Geschäftsjahr <strong>2005</strong> insbesondere<br />
von im Vergleich zum Vorjahr höheren<br />
Ölpreisen sowie gestiegenen Produktionsmengen<br />
profitierte. Das Midstream-Geschäft wurde im<br />
Geschäftsjahr <strong>2005</strong> von unterschiedlichen Einflussfaktoren<br />
geprägt. Durch die <strong>2005</strong> stark gestiegenen<br />
Heizölpreise und die bestehende Wettbewerbsbindung<br />
erhöhten sich die Bezugskosten<br />
für Erdgas erheblich. Weil die Verkaufspreise den<br />
Einkaufspreisen zeitlich nachgelagert angepasst<br />
werden, wurde das Adjusted EBIT deutlich belastet.<br />
Das Ergebnis im operativen Gasgeschäft in<br />
Deutschland ging sowohl absolut als auch spezifisch<br />
zurück. Gegenläufig wirkten positive Preissicherungsgeschäfte,<br />
höhere Leistungserlöse,<br />
der deutlich höhere Absatz sowie die Rückzahlung<br />
von zu viel gezahlten Entgelten für den Gebrauch<br />
und die Überlassung von Erdgasleitungen auf das<br />
Adjusted EBIT im Geschäftsfeld Up-/Midstream.<br />
Umsatz und Ertragslage<br />
in Mio € <strong>2005</strong> 2004<br />
Umsatzerlöse (brutto) 17.914 13.227<br />
Erdgas-/Stromsteuer 3.110 2.923<br />
Umsatzerlöse (netto) 14.804 10.304<br />
Herstellungskosten –13.588 –9.017<br />
Bruttoergebnis vom Umsatz 1.216 1.287<br />
Vertriebskosten –302 –323<br />
Forschungs- und Entwicklungskosten –7 –7<br />
Allgemeine Verwaltungskosten –207 –171<br />
Sonstiges betriebliches Ergebnis 258 111<br />
Finanzergebnis 567 466<br />
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit 1.525 1.363<br />
Steuern vom Einkommen und Ertrag –389 –356<br />
Anteile Konzernfremder –16 –74<br />
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten 1.120 933<br />
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten 634 35<br />
Konzernergebnis vor Ergebnisabführung 1.754 968<br />
1 Werte bereinigt um <strong>Ruhrgas</strong> Industries<br />
Das Adjusted EBIT im Geschäftsfeld Downstream<br />
liegt um 65 Mio € über dem Vorjahreswert. Während<br />
das Ergebnis von ERI durch die erstmalige<br />
Einbeziehung der DistriGaz Nord belastet wurde,<br />
sorgten vor allem höhere Beteiligungsergebnisse<br />
von assoziierten Unternehmen und die positive<br />
Ergebnisentwicklung bei Thüga Italien für den Anstieg<br />
des Adjusted EBIT im Downstream-Bereich.<br />
Bilanzstruktur Das Bilanzvolumen des<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-Konzerns nach US-GAAP beträgt<br />
30,7 Mrd € und hat sich damit gegenüber dem<br />
Vorjahr um 8,0 Mrd € erhöht. Der Anstieg geht im<br />
Wesentlichen auf Wertsteigerungen in den Finanzanlagen<br />
zurück. Mit dem Verkauf der RI-Gruppe<br />
<strong>2005</strong> sind alle Vermögenswerte und Schulden<br />
der RI-Gruppe abgegangen. In den Bilanzwerten<br />
für das Geschäftsjahr 2004 sind die Aktiva und<br />
Passiva der RI-Gruppe dagegen noch enthalten.<br />
Aktiva Das Anlagevermögen dominiert mit<br />
79 Prozent (Vorjahr 82 Prozent) der Bilanzsumme<br />
die Aktiva der E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>. Neben dem Goodwill<br />
in den immateriellen Vermögensgegenständen<br />
und der gaswirtschaftlichen Infrastruktur im<br />
Sachanlagevermögen sind die Finanzanlagen mit<br />
58 Prozent des Anlagevermögens die größte Vermögensgruppe<br />
innerhalb des Anlagevermögens.<br />
Der Anstieg der Finanzanlagen im Jahr <strong>2005</strong> ist<br />
vor allem auf Marktbewertungen und auf Beteiligungserwerbe<br />
zurückzuführen.<br />
93
94 Umsatz und Ertragslage<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-Konzernbilanz<br />
in Mio € 31.12.<strong>2005</strong> 1 31.12. 2004<br />
Aktiva<br />
Anlagevermögen<br />
Immaterielle Vermögensgegenstände 4.846 4.483<br />
Sachanlagen 5.361 4.890<br />
Finanzanlagen 14.191 9.331<br />
Umlaufvermögen<br />
Das Umlaufvermögen wird dominiert von den<br />
Forderungen aus dem Gasgeschäft, den Finanzforderungen<br />
sowie den Gasvorräten.<br />
Passiva Die Eigenkapitalquote des E.<strong>ON</strong><br />
<strong>Ruhrgas</strong>-Konzerns beträgt <strong>2005</strong> 51 Prozent und<br />
liegt damit nur leicht unter dem Vorjahreswert von<br />
53 Prozent. Das Eigenkapital steigt um 3,7 Mrd €<br />
auf 15,7 Mrd €. Der Anstieg ist im Wesentlichen<br />
auf erfolgsneutrale Marktwertveränderungen<br />
zurückzuführen.<br />
Die Rückstellungen enthalten die Pensionsrückstellungen,<br />
Steuerrückstellungen sowie sonstige<br />
Rückstellungen, die insbesondere für noch ausstehende<br />
Abrechnungen und die Risiken des<br />
internationalen Gasgeschäftes gebildet werden.<br />
Die Verbindlichkeiten resultieren vor allem aus<br />
dem Gasgeschäft und beinhalten die Ergebnisabführung.<br />
Die sonstigen Passiva enthalten vor<br />
allem die passiven latenten Steuern. ¯<br />
24.398 18.704<br />
Vorräte 591 696<br />
Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände 5.414 3.034<br />
Wertpapiere 45 2<br />
Flüssige Mittel 229 236<br />
Sonstige Aktiva 69 49<br />
1 Werte bereinigt um <strong>Ruhrgas</strong> Industries<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong>-Konzernbilanz<br />
6.348 4.017<br />
30.746 22.721<br />
in Mio € 31.12.<strong>2005</strong> 1 31.12. 2004<br />
Passiva<br />
Eigenkapital 15.675 11.943<br />
Anteile anderer Gesellschafter 845 709<br />
Rückstellungen 2.182 2.298<br />
Verbindlichkeiten 8.859 5.689<br />
Sonstige Passiva 3.185 2.082<br />
30.746 22.721<br />
1 Werte bereinigt um <strong>Ruhrgas</strong> Industries
Wesentliche Beteiligungen im<br />
Energie- und Projektbereich<br />
• E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> International <strong>AG</strong>, Essen<br />
Deutschland<br />
• Ferngas Nordbayern GmbH, Nürnberg*<br />
• Gas-Union GmbH, Frankfurt/Main*<br />
• Saar Ferngas <strong>AG</strong>, Saarbrücken*<br />
• Erdgasversorgungsgesellschaft<br />
Thüringen-Sachsen mbH, Erfurt**<br />
Beteiligungsgesellschaften<br />
Europa<br />
• Gasnor AS, Karmoy/Norwegen<br />
• Nova Naturgas AB, Göteborg/Schweden<br />
• Gasum Oy, Espoo/Finnland<br />
• AS Eesti Gaas, Tallinn/Estland<br />
• JSC Latvijas Gāze, Riga/Lettland<br />
• AB Lietuvos Dujos, Vilnius/Litauen<br />
• Inwestycyjna Spó´lka Energetyczna<br />
Sp. z o.o. (IRB), Warschau/Polen<br />
• EUROPGAS a.s., Prag/Tschechische Republik,<br />
beteiligt an:<br />
• SPP Bohemia a.s.,<br />
Prag/Tschechische Republik<br />
• Moravské naftové doly a.s.,<br />
Hodonín/Tschechische Republik***<br />
• E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Mittel- und Osteuropa GmbH,<br />
Essen,<br />
beteiligt über:<br />
• Slovak Gas Holding B.V.,<br />
Zoetermeer/Niederlande,<br />
an:<br />
• Slovensk´y plynárensk´y priemysel a.s. (SPP),<br />
Bratislava/Slowakische Republik***<br />
• Nafta a.s., Gbely/Slowakische Republik<br />
• E.<strong>ON</strong> Földgáz Trade Rt.<br />
(vormals MOL Földgázellátó Rt.),<br />
E.<strong>ON</strong> Földgáz Storage Rt.<br />
(vormals MOL Földgáztároló Rt.),<br />
Budapest/Ungarn****/*****<br />
• E.<strong>ON</strong> Gaz România S.A.<br />
(vormals DistriGaz Nord S.A.),<br />
Târgu Mures/Rumänien**/******<br />
• Colonia Cluj-Napoca Energie S.R.L.,<br />
Klausenburg/Rumänien<br />
• S.C. Congaz S.A., Konstanza/Rumänien<br />
• Ekopur d.o.o., Ljubljana/Slowenien,<br />
beteiligt an:<br />
• Geoplin d.o.o., Ljubljana/Slowenien<br />
• Holdigaz SA, Vevey/Schweiz<br />
• SOTEG – Société de Transport de Gaz S.A.,<br />
Luxemburg/Luxemburg<br />
• OAO Gazprom,<br />
Moskau/Russische Föderation*******<br />
* über RGE Holding GmbH<br />
** durch E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>, betreut von E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> International <strong>AG</strong><br />
*** mittelbar über eine Holdinggesellschaft<br />
**** Umfirmierung 2006<br />
***** Erwerbsverträge unterzeichnet<br />
****** Erwerb durch E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong>; Übertragung auf E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> International <strong>AG</strong> in Vorbereitung<br />
******* durch E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
95
96 Beteiligungsgesellschaften<br />
• Thüga Aktiengesellschaft, München<br />
Deutschland<br />
• badenova <strong>AG</strong> & Co. KG, Freiburg<br />
• DREW<strong>AG</strong> – Stadtwerke Dresden GmbH,<br />
Dresden<br />
• Erdgas Südbayern GmbH, München<br />
• Gasag Berliner Gaswerke Aktiengesellschaft,<br />
Berlin<br />
• HE<strong>AG</strong> Südhessische Energie <strong>AG</strong> (HSE),<br />
Darmstadt<br />
• Mainova Aktiengesellschaft, Frankfurt/Main<br />
• N-ERGIE Aktiengesellschaft, Nürnberg<br />
• Stadtwerke Duisburg <strong>AG</strong>, Duisburg<br />
• Stadtwerke Hannover Aktiengesellschaft,<br />
Hannover<br />
• Stadtwerke Essen <strong>AG</strong>, Essen<br />
Italien<br />
• Thüga Italia S.r.l., Verona/Italien<br />
• E.<strong>ON</strong> Vendita S.r.l., Verona/Italien<br />
• Thüga Laghi S.r.l., Verbania/Italien<br />
• Thüga Mediterranea S.r.l.,<br />
San Giuseppe di Comacchio/Italien<br />
• Thüga Orobica S.r.l., Mantova/Italien<br />
• Thüga Padana S.r.l., Cremona/Italien<br />
• Thüga Triveneto S.r.l., Cremona/Italien<br />
• AMGA Azienda Multiservizi S.p.A., Udine/Italien<br />
• G.E.I. Gestione Energetica Impianti S.p.A.,<br />
Crema/Italien<br />
• Transportgeschäft<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Transport <strong>AG</strong> & Co. KG, Essen<br />
• Projektgesellschaften und sonstige<br />
Beteiligungen<br />
• E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> BBL, B.V.,<br />
Den Haag/Niederlande<br />
beteiligt an:<br />
• BBL Company V.O.F.,<br />
Groningen/Niederlande<br />
• DEUDAN – Deutsch/Dänische Erdgastransport-<br />
Gesellschaft mbH & Co. KG, Handewitt<br />
• Etzel Gas Lager GmbH & Co. KG,<br />
Friedeburg-Etzel<br />
• GHG-Gasspeicher Hannover GmbH, Hannover<br />
• E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> UK E & P Ltd.,<br />
London/Großbritannien<br />
beteiligt an:<br />
• Interconnector (UK) Limited,<br />
London/Großbritannien<br />
• MEGAL Mittel-Europäische-Gasleitungsgesellschaft<br />
mbH & Co. KG, Essen<br />
• Mittelrheinische Erdgastransportleitungsgesellschaft<br />
mbH, Haan (Rhld.)<br />
• Nordrheinische Erdgastransportleitungsgesellschaft<br />
mbH & Co. KG, Haan (Rhld.)<br />
• NETRA GmbH Norddeutsche Erdgas<br />
Transversale & Co. KG, Emstek/Schneiderkrug<br />
• Trans Europa Naturgas Pipeline GmbH & Co.<br />
KG (TENP), Essen<br />
• E.<strong>ON</strong> Engineering GmbH, Gelsenkirchen<br />
• GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft<br />
deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH<br />
& Co. KG, Straelen<br />
• erdgas mobil GmbH & Co. KG, Essen<br />
• E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> Norge AS, Stavanger/Norwegen<br />
• E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> North Sea Ltd.,<br />
Aberdeen/Großbritannien<br />
• Rohöl-Aufsuchungs-<strong>AG</strong>, Wien/Österreich<br />
• E.<strong>ON</strong> IS GmbH, Hannover
Gestaltung:<br />
Kuhn, Kammann & Kuhn <strong>AG</strong>, Köln<br />
Redaktion:<br />
Michael Böckling, Dieter Krause<br />
(Unternehmenskommunikation)<br />
Bildnachweis:<br />
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Christoph Fein<br />
KBB Underground Technologies GmbH<br />
Atle Kårstad<br />
Helge Hansen<br />
Claudia Kempf<br />
BMW <strong>AG</strong><br />
Martin Leclaire<br />
Druck:<br />
Tuschen GmbH, Dortmund<br />
Das verwendete Papier ist chlorfrei gebleicht<br />
(TCF).<br />
Redaktionsschluss:<br />
Lagebericht Januar 2006<br />
Magazin März 2006<br />
Impressum
E.<strong>ON</strong> <strong>Ruhrgas</strong> <strong>AG</strong><br />
Unternehmenskommunikation<br />
Huttropstraße 60<br />
45138 Essen<br />
Telefon 02 01/184-38 57<br />
Telefax 02 01/184-31 71<br />
E-Mail: info@eon-ruhrgas.com<br />
http://www.eon-ruhrgas.com