Technische und wirtschaftliche Struktur der Gasversorgung in Deutschland

Research Paper (undergraduate) , 2006 , 97 Pages , Grade: 1,3

Business economics - Miscellaneous

In Deutschland gewinnt Erdgas im Energiemix zunehmend an Bedeutung. Es ist in Deutschland nach Mineralöl der zweitwichtigste Primärenergieträger und Prognosen gehen davon aus, dass der Erdgasanteil weiter zunehmen wird. Diese Entwicklung wird durch die rückläufige Nutzung von Kernenergie und den umweltfreundlichen Eigenschaften von Erdgas gestützt. Der Autor Jörg Simon gibt einen Überblick bezüglich der technischen, wirtschaftlichen und rechtlichen Aspekte der Erdgasversorgung in Deutschland. Somit werden der technische Aufbau des Gasnetzes, die Struktur der Gaswirtschaft, die Gaspreisbildung und die Liberalisierung des Gasmarktes aufgezeigt. Abschließend werden mögliche Auswirkungen der Liberalisierung auf die Unternehmensstrukturen, auf die Marktstruktur, auf die Versorgungssicherheit und auf den Gaspreis vorgestellt. Ein Exkurs dieser Arbeit charakterisiert kurz die Gasversorgung am Beispiel der Braunschweiger Versorgungs-AG & Co. KG, indem die wirtschaftliche Struktur des Unternehmens und der Aufbau des Braunschweiger Gasnetzes beschrieben werden. Ein weiterer Exkurs widmet sich den möglichen Auswirkungen von Mini-Blockheizkraftwerken auf die Gasversorgung am Beispiel einer Braunschweiger Siedlung.

Inhaltsverzeichnis

EIDESSTATTLICHE ERKLÄRUNG

KURZFASSUNG

ABBILDUNGSVERZEICHNIS

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS

1. EINLEITUNG

2. GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG
2.1 Entwicklung der Erdgasversorgung
2.1.1 Entwicklung auf europäischer Ebene
2.1.2 Entwicklung in Deutschland
2.2 Erdgasvorkommen und -gewinnung
2.2.1 Erdgasvorräte
2.2.2 Exploration
2.2.3 Förderung
2.2.4 Aufbereitung
2.3 Technischer Aufbau des Gasversorgungsnetzes in Deutschland
2.3.1 Transport
2.3.2 Speicherung
2.3.3 Verteilung

3. STRUKTUR DER DEUTSCHEN GASWIRTSCHAFT
3.1 Produktionsstufe
3.2 Import- und Ferngasstufe
3.3 Regionalgasstufe
3.4 Ortsgasstufe
3.5 Endverbraucher

4. KOSTENSTRUKTUR UND GASPREISBILDUNG IN DEUTSCHLAND
4.1 Kosten der Gasversorgung
4.2 Anlegbarkeitsprinzip
4.3 Gaspreisentwicklung
4.4 Preiskalkulation
4.5 Tarife und Sonderverträge

5. LIBERALISIERUNG DER DEUTSCHEN GASWIRTSCHAFT
5.1 Vorgaben der Europäischen Union
5.2 Umsetzung in Deutschland
5.3 Konsequenzen der Liberalisierung

6. EXKURS 1: DIE GASVERSORGUNG AM BEISPIEL DER BRAUNSCHWEIGER VERSORGUNGS-AG & CO. KG
6.1 Wirtschaftliche Struktur des Unternehmens
6.2 Aufbau des Gasnetzes

7. EXKURS 2: MÖGLICHE AUSWIRKUNGEN VON MINI-BLOCKHEIZKRAFTWERKEN AUF DIE GASVERSORGUNG AM BEISPIEL EINER BRAUNSCHWEIGER SIEDLUNG

8. ZUSAMMENFASSUNG

LITERATURVERZEICHNIS

EIDESSTATTLICHE ERKLÄRUNG

Hiermit erkläre ich, dass ich die vorliegende Arbeit selbstständig verfasst und keine anderen als die angegebenen Quellen und Hilfsmittel benutzt habe

Braunschweig, den 19.05

Jörg Simon

KURZFASSUNG

Die vorliegende Arbeit gibt einen Überblick bezüglich der technischen, wirtschaftlichen und rechtlichen Aspekte der Erdgasversorgung in Deutschland. Somit werden der technische Aufbau des Gasnetzes, die Struktur der Gaswirtschaft, die Gaspreisbildung und die Liberalisierung des Gasmarktes aufgezeigt

Kapitel 2 befasst sich nach einer kurzen Darstellung der Entwicklung der Gasversorgung auf deutscher und europäischer Ebene mit den Grundlagen der Erdgasgewinnung. Dabei werden die Erdgasvorkommen sowie die Exploration, Förderung und Aufbereitung von Erdgas berücksichtigt. Des Weiteren wird der technische Aufbau des deutschen Gasnetzes beschrieben, welches in die Bereiche Transport, Speicherung und Verteilung untergliedert ist

Die Struktur der deutschen Gaswirtschaft wird in Kapitel 3 wiedergegeben. In diesem Zusammenhang wird zwischen der Produktionsstufe, der Import- und Ferngasstufe, der Regionalgasstufe und der Ortsgasstufe differenziert. Anschließend werden die verschiedenen Erdgasverbraucher¹ vorgestellt

Kapitel 4 zeigt die Kosten der Gasversorgung auf, charakterisiert das Anlegbarkeitsprinzip und gibt die Gaspreisentwicklung wieder. Zudem werden die Grundsätze der Preiskalkulation seitens der Gasversorger dargeboten sowie Tarife und Sonderverträge für Endkunden unterschieden

In Kapitel 5 wird die Liberalisierung der deutschen Gaswirtschaft aufgegriffen. Zu- nächst werden die Vorgaben der Europäischen Union berücksichtigt, um darauf auf- bauend die Umsetzung in Deutschland zu erörtern. Abschließend werden mögliche Auswirkungen der Liberalisierung auf den technischen Aufbau des Gasnetzes, auf die Unternehmensstruktur, auf die Marktstruktur, auf die Versorgungssicherheit und auf den Gaspreis vorgestellt

Ein Exkurs dieser Arbeit charakterisiert kurz die Gasversorgung am Beispiel der Braunschweiger Versorgungs-AG & Co. KG, indem die wirtschaftliche Struktur des Unternehmens und der Aufbau des Braunschweiger Gasnetzes beschrieben werden. Ein weiterer Exkurs widmet sich den möglichen Auswirkungen von Mini- Blockheizkraftwerken auf die Gasversorgung am Beispiel einer Braunschweiger Sied- lung. Basierend auf gemessenen Daten zum Strom- und Gasverbrauch der Siedlung wird ein Einsatz mit Mini-Blockheizkraftwerken zu bestimmten Zeiten simuliert und anhand der gewonnen Werte und weiterer Überlegungen die Konsequenzen für den Erdgasversorger ansatzweise aufgezeigt

ABBILDUNGSVERZEICHNIS

Abb. 1: Erdgaseinfuhren nach Europa (EU25 sowie Schweiz und Türkei)

Abb. 2: Entwicklung des Primärenergieverbrauchs in Deutschland

Abb. 3: Erdgasbezugsquellen Deutschlands 2005

Abb. 4: Technische Elemente der Erdgasversorgungskette

Abb. 5: Europäischer Erdgasverbund

Abb. 6: Erdgasleitungen in Deutschland

Abb. 7: Schematische Darstellung eines städtischen Erdgasverteilungsnetzes

Abb. 8: Unterteilung der deutschen Gaswirtschaft und Haupttätigkeitsbereiche

Abb. 9: Erdgasfördergesellschaften und Fördermengen in Deutschland 2004

Abb. 10: Verkaufsmengen der deutschen Ferngasgesellschaften 2004

Abb. 11: Gasnetze der überregionalen Ferngasgesellschaften in Deutschland

Abb. 12: Verbundunternehmen in der deutschen Orts- und Regionalgaswirtschaft 2003

Abb. 13: Eigentumsverhältnisse in der deutschen Orts- und Regionalgaswirtschaft 2003

Abb. 14: Erdgasverbrauch nach Sektoren in Deutschland 2005

Abb. 15: Bezugsstruktur der Wohnungsbeheizung in Deutschland 2004

Abb. 16: Bezugsstruktur der Brutto-Stromerzeugung in Deutschland 2005

Abb. 17: Technische Elemente und Marktstufen der Erdgasversorgungskette in Deutschland

Abb. 18: Struktur der Investitionskosten zum Bau einer Hochdruckleitung

Abb. 19: Kostenstruktur der Investition in eine exemplarische LNG-Kette

Abb. 20: Kostenvergleich von Ferntransport-Möglichkeiten

Abb. 21: Erdgaspreisentwicklung in Deutschland

Abb. 22: Importpreise für Rohöl und Erdgas in Deutschland

Abb. 23: Preiszusammensetzung in 2005 am Beispiel von E.ON Avacon

Abb. 24: Staatsanteile am Verbrauchergaspreis in Deutschland 2004

Abb. 25: Beispiel eines Vertragssystems

Abb. 26: Gashandel im liberalisierten Gasmarkt

Abb. 27: Zusammenhang zwischen Effizienz, Stabilität und gesellschaftlichem Nutzen auf dem EU-Gasmarkt

Abb. 28: Beteiligungsstruktur der BVAG 2005

Abb. 29: Unternehmenskennzahlen der BVAG 2003 und 2004

Abb. 30: Leitungslängen des Braunschweiger Gasnetzes nach Leitungstyp 2005

Abb. 31: Gashauptrohrnetz in Braunschweig

Abb. 32: Netzübersicht der untersuchten Braunschweiger Siedlung

Abb. 33: Lastkurven für einen durchschnittlichen Werktag im Sommer

Abb. 34: BHKW-Lastkurven für einen durchschnittlichen Werktag im Sommer mit Stromspitzenkappung

Abb. 35: Lastkurven für den kältesten Wintertag

Abb. 36: Zusammenhang zwischen der Durchdringungsrate von BHKW im Versorgungsgebiet und dem gesteigerten Gasverbrauch gegenüber konventionellen Gasgeräten

Abb. 37: Gaslast eines örtlichen Versorgungsnetzes mit und ohne einen umfangreichen BHKW-Einsatz

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1. EINLEITUNG

In Deutschland gewinnt Erdgas im Energiemix zunehmend an Bedeutung. Es ist nach Mineralöl mit einem Anteil von 23 % am deutschen Primärenergieverbrauch im Jahr 2005 der zweitwichtigste Primärenergieträger und Prognosen gehen davon aus, dass der Erdgasanteil weiter zunehmen wird. Diese Entwicklung wird durch die rückläufige Nutzung von Kernenergie und den umweltfreundlichen Eigenschaften von Erdgas gestützt. Zudem begünstigt die staatlich geförderte Kraft-Wärme-Kopplung die Ver- wendung von Erdgas zur Elektrizitätserzeugung.² In diesem Zusammenhang werden Mini-Blockheizkraftwerke in Zukunft eine wichtige Rolle bei der Energieversorgung von Haushalten einnehmen.³

Besonders in letzter Zeit sind der Ölpreis und damit der an den Ölpreis gekoppelte Gaspreis stark gestiegen.⁴ Die Ölpreisbindung ist historisch bedingt⁵ und wird von der europäischen Gesetzgebung als unzeitgemäß angesehen:

„Heute ist dieser Mechanismus [der Ölpreisbindung] jedoch wirtschaftlich nicht mehr gerechtfertigt und sollte ersetzt werden durch einen Preis, der anhand von Angebot und Nachfrage für Erdgas festgelegt wird. Das lässt sich jedoch nur durch die Errichtung eines integrierten Gasbinnenmarkts verwirklichen, der sich nicht nur auf die Liberalisierung der nationalen Märkte beschränkt.“⁶

Zur Verwirklichung der Vorgaben der Europäischen Union hinsichtlich der Liberalisie- rung der Energiemärkte wurde in Deutschland im Juli 2005 ein neues Energiewirt- schaftsgesetz verabschiedet und die Bundesnetzagentur mit der Regulierung des deutschen Erdgasmarkts beauftragt. Nach den Vorstellungen der Bundesnetzagentur soll sich bis zum 1. Oktober 2006 ein geordnetes und funktionierendes Netzzugangs- system etabliert haben.⁷ Um die Gründe und Einzelheiten der Liberalisierung zu ver- stehen, müssen sowohl der technische Aufbau als auch die wirtschaftlichen Aspekte bezüglich der Erdgasversorgung in Deutschland betrachtet werden.

Folgendes Zitat verdeutlicht die Situation des Liberalisierungsprozesses:

„Die Umgestaltung der deutschen Energiewirtschaft steht an ihrem Anfang und wird die Gaswirtschaft noch Jahre begleiten.“⁸

2. GRUNDLAGEN DER ERDGASVERSORGUNG

2.1 Entwicklung der Erdgasversorgung

2.1.1 Entwicklung auf europäischer Ebene

Der Primärenergieträger Erdgas wird überwiegend für Heizzwecke, zur Erzeugung von Prozesswärme in der industriellen Produktion und zur Stromerzeugung eingesetzt.⁹ Im Gegensatz zu den Primärenergieträgern Erdöl und Steinkohle existiert für Erdgas kein einheitlicher Weltmarkt. Aufgrund der vergleichsweise hohen Transportkosten haben sich lediglich regionale Gasmärkte entwickelt, die nur in begrenzter Interaktion ste- hen.¹⁰ Als die bedeutendsten Gasmärkte sind der nordamerikanische, der südamerika- nische, der ostasiatische-australische und der europäische Markt zu nennen.¹¹ Zum letzteren sind neben dem europäischen Gebiet die asiatischen Teile Russlands und der Türkei sowie Anbieter aus Nordafrika, der kaspischen Region und dem Mittleren Osten zu zählen. Der europäische Gasmarkt hat sich im Vergleich zum nordamerika- nischen später entwickelt. Erst ab Mitte der 1960er Jahre erfuhr Erdgas in Europa eine steigende Bedeutung und es fanden erste größere grenzüberschreitende Gaslieferun- gen statt. Diese Entwicklung stützte maßgeblich das 1959 entdeckte niederländische Erdgasfeld Groningen, welches damals sieben westeuropäische Staaten versorgte, darunter auch Deutschland. Neben dem vorwiegend niederländischen Pipelinegas wurden die europäischen Staaten mit Hilfe von Tankschiffen mit flüssigem Erdgas (LNG¹² ) seit 1964 aus Algerien und seit 1970 aus Libyen versorgt.¹³

Die erste Ölkrise 1973 begünstigte den Erdgasverbrauch in Europa und somit stieg die Anzahl der importierenden westeuropäischen Nationen bis Ende der 1970er Jahre auf elf an. Zusätzlich intensivierten Neufunde in der Nordsee und Pipeline-Lieferungen aus der damaligen Sowjetunion den Erdgasverbrauch in west- und zentraleuropäischen Staaten. Die Sowjetunion wurde vor allem durch die Erschließung neuer Gasvorkom- men in Westsibirien zum größten Lieferanten für Zentraleuropa und bereits in Zeiten des Kalten Krieges ebenso für Westeuropa. Bis Mitte der 1990er Jahre wurden alle EU-Staaten in das europäische Gasnetz integriert.¹⁴ Abbildung 1 vergleicht die aus den jeweiligen Erdgasförderländern stammenden Importe nach Europa (EU25 sowie Schweiz und Türkei) in den Jahren 1980 und 2000. Um die Versorgungssicherheit in Europa weiter zu gewährleisten, werden neue Gasleitungen wie die ‚North European Gas Pipeline‘ gebaut. Diese Pipeline, welche eine jährliche Transportmenge von 55 Mrd. m³ Erdgas aus der russischen Barentssee befördern soll, wird seit Dezember 2005 als Gemeinschaftsprojekt des russischen Unternehmens Gazprom und der deutschen Gesellschaften BASF und E.ON durch die Ostsee verlegt.¹⁵ Somit werden Transitländer wie die Ukraine umgangen, da dort der Transport in der Vergangenheit nicht immer reibungslos vonstatten ging.¹⁶

Abb. 1: Erdgaseinfuhren nach Europa (EU25 sowie Schweiz und Türkei)¹⁷ (in Mrd. m³/a)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die nationalen Teilsysteme des europäischen Gasnetzes wurden in der Regel von staatseigenen Versorgungsunternehmen unter monopolistischen Marktbedingungen aufgebaut und betrieben. Aufgrund vollständig integrierter Gaswertschöpfungsketten und der Kontrolle oft einer oder weniger Organisationen in jedem Staat wurde ein hohes Maß an Versorgungssicherheit geschaffen. Allerdings führten Redundanzen innerhalb der Gasinfrastrukturen, die Bildung von Überkapazitäten und teilweise ineffi- zienter Betrieb sowie der relativ preisunelastische Gasverbrauch in fast allen EU- Staaten zu hohen nationalen Gaspreisen im Vergleich zu anderen Industrieländern mit liberalisierten Märkten wie in den USA. Einhergehend mit der Globalisierung der Wa- renmärkte ist eine durch die dauerhaft hohen Gaspreise bedingte Behinderung der internationalen Wettbewerbsfähigkeit der EU außerhalb der Energiebranche festzustel- len. Dieser Sachverhalt sowie die u.a. preisbedingte Zurückhaltung bei der Gasver- stromung und beim Wechsel der privaten Haushalte zum umweltfreundlichen Energie- träger Erdgas veranlasste die Organe der Europäischen Union zunächst im Juni 1998 die erste ‚Binnenmarktrichtlinie Erdgas‘ und später im Juni 2003 die zweite Binnen- marktrichtlinie Erdgas zur Etablierung eines Wettbewerbs zu verabschieden.¹⁸ In Kapitel 5 wird auf die Liberalisierung des Gasmarktes und deren Auswirkungen für Deutschland näher eingegangen.

2.1.2 Entwicklung in Deutschland

Die Importe aus den Niederlanden und die Nutzung von deutschen Erdgasfunden in der Mitte der 1960er Jahre verdrängten das in der BRD zuvor genutzte Stadtgas, welches aus Kohle erzeugt wurde, sowie das als Ferngas gelieferte Kokereigas.¹⁹ Die unproblematische Nutzung des bereits bestehenden Versorgungsnetzes beschleunigte diese Verdrängung, so dass Mitte der 1970er Jahre nahezu alle Verbraucher im öffent- lichen Gasversorgungsnetz Erdgas erhielten.²⁰ Ebenfalls wie in den westeuropäischen Staaten wurde in der DDR ein Großteil des Gases aus der Sowjetunion bezogen. Somit betrugen die ausschließlich aus der Sowjetunion stammenden Importe im Jahr 1989 52 % des ostdeutschen Gesamtgasaufkommens und 21 % konnten durch die heimische Erdgasförderung aufgebracht werden. Der restliche Bedarf (27 %) wurde durch die Stadtgasherstellung gedeckt. Nach der deutschen Wiedervereinigung wurde in den neuen Bundesländern die westdeutsche gaswirtschaftliche Struktur prinzipiell übernommen und im September 1991 wurde die erste Transportleitung, welche das ost- mit dem westdeutschen Gasnetz verbindet, fertiggestellt.²¹ Es dauerte bis 1995, bis die vollständige Umstellung von Stadtgas auf Erdgas abgeschlossen war.²²

In Deutschland haben sich über 700 regionale Erdgasversorger und zusätzlich 15 Ferngasgesellschaften herausgebildet. Diese Quantität begründet sich in der föderalen Struktur Deutschlands, bei welcher Kompetenzen auf möglichst niedriger Ebene ge- schaffen werden. Damit existiert gegenüber anderen europäischen Staaten, in denen meist eine Unternehmung für die Gasversorgung zuständig war, eine besondere Situa- tion. Von Vorteil ist in Deutschland die Möglichkeit eines Wettbewerbs zwischen Fern- gasunternehmen und Regionalversorgern, jedoch sind aufgrund der uneinheitlichen Struktur des Gasversorgungssystems Nachteile wie die Bildung von Engpässen, mangelnde Interoperabilität, Überlagerungen von Transportleitungen und die Zersplitte- rung des Marktgebietes anzuführen.²³

Die Abbildung 2 stellt die Entwicklung des Primärenergieverbrauchs in Deutschland dar. Es ist ersichtlich, dass sich der Erdgasverbrauch seit 1970 stetig steigerte und Erdgas mit ca. 23 % des Primärenergieverbrauchs im Jahr 2005 der zweitwichtigste Primärenergieträger nach Mineralöl (36 %) war. Der Anstieg des Erdgaskonsums wird auch in Zukunft anhalten. Z.B. geht die ‚Esso Energieprognose 2003‘ davon aus, dass sich in Deutschland der Erdgasverbrauch im Jahr 2020 mit einem Anteil am Primär- energieverbrauch von 32 % an den Mineralölverbrauch (34 %) annähern wird.²⁴ Grün- de dafür sind sowohl in den Bemühungen, eine vielseitig orientierte und daher langfris- tig sichere Energieversorgung zu realisieren, als auch in Umweltaspekten zu sehen. Da beim Einsatz von Erdgas deutlich weniger Kohlendioxid freigesetzt wird als bei der Verwendung von Kohle und Erdöl, die Schwefeldioxidemission gering ist und praktisch kein Ruß und Staub entsteht, ist Erdgas als umweltfreundlicher Energieträger anzuse- hen.²⁵ Ein Verzicht auf die langfristige Nutzung von Kernenergie und die staatlich geförderte Kraft-Wärme-Kopplung begünstigen den Einsatz von Erdgas zur Elektrizi- tätserzeugung. Zudem fördern moderne Gasheizungen mit niedrigem Verbrauch die Gasnutzung in privaten Haushalten.²⁶

Abb. 2: Entwicklung des Primärenergieverbrauchs in Deutschland²⁷ (in Mio. Tonnen Steinkohleeinheiten (SKE))

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Erdgas, welches im englischen als ‚Natural Gas’ bezeichnet wird,²⁸ bezieht sich auf alle gasförmigen mehr oder weniger stark verunreinigten Kohlenwasserstoffverbindungen, welche aus dem Erdinneren stammen und brennbar sind. Der Hauptbestandteil des Erdgases ist Methan (CH4).²⁹ Erdgas wurde u.a. bei der Erdölentstehung als Neben- produkt gebildet und kommt somit in den Erdölgürteln der Erde vor. Diese Erdgasla- gerstätten sind bereits in hohem Maße exploriert. Zudem konnte Erdgas unter günsti- gen geologischen Voraussetzungen bei der Bildung von Steinkohle und Anthrazit entstehen. Weil das Methanmolekül relativ klein ist, konnte es aus dem Muttergestein migrieren und sammelte sich in den heutigen Erdgaslagerstätten an, wobei ein gas- dichtes Deckgebirge eine weitere Migration verhindern musste. Lagerstätten dieses Typs sind auf allen Kontinenten anzufinden. Sie sind über die Erde gleichmäßiger verteilt als die Erdölvorkommnisse und große Regionen der Erde sind diesbezüglich noch unterexploriert.³⁰

Die weltweiten Erdgasreserven, d.h. die gegenwärtig technisch und wirtschaftlich sinnvoll gewinnbaren Mengen, wurden im Jahr 2004 mit 191 Gt SKE³¹ bzw. 176 T.m³³² angegeben und die Erdgasressourcen wurden auf 224 Gt SKE bzw. 207 T.m³ ge- schätzt. Erdgasressourcen beziehen sich auf bekannte Vorräte, die nicht zu derzeit wirtschaftlich sinnvollen oder technischen Bedingungen gewonnen werden können sowie auf nicht nachgewiesene, aber möglich gewinnbare Mengen. Die weltweite Erdgasförderung betrug im Jahr 2004 2.781,2 G.m³³³ und die gesamte kumulierte Förderung betrug 77.987,6 G.m³.³⁴ Bei Annahme einer konstanten Förderung würden die jetzigen Reserven in ca. 63 Jahren aufgebraucht sein. Bei zusätzlicher Betrachtung einer vollständig möglichen Verwertung der Ressourcen ergibt sich eine maximale Reichweite von rund 138 Jahren.

In Deutschland kommen Erdgasreserven in Höhe von 270 G.m³ und Ressourcen im Umfang von 200 G.m³ vor.³⁵ Der größte Teil der deutschen Erdgaslagerstätten ist im sogenannten Norddeutschen Becken zwischen Weser und Ems vorzufinden.³⁶ Da Deutschland bis Ende 2004 bereits 892,5 G.m³ kumulativ selbst gefördert hat³⁷ und die verbleibenden Reserven deutlich geringer ausfallen, ist es größtenteils auf Importe angewiesen. Abbildung 3 zeigt die jeweiligen Anteile der deutschen Erdgasbezugs- quellen im Jahr 2005. Nur 15 % des Erdgasbezuges wurden in Deutschland selbst gefördert.

Abb. 3: Erdgasbezugsquellen Deutschlands 2005³⁸

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

2.2.2 Exploration

Nachdem bereits Erdgas als Nebenprodukt der Erdölförderung teilweise genutzt wor- den war, begann in den 1950er Jahren die gezielte Suche nach Erdgas, welche der Erdölexploration ähnelt. Mit dem Fortschritt der Transporttechnik wurden von den Verbrauchszentren auch weiter entfernte Gebiete wie z.B. Sibirien erkundet.³⁹ Die erste Stufe der Exploration stellt die Auswertung von Daten und Dokumenten aus der Kartographie, Geologie und Geophysik dar. Somit wird zunächst das Untersuchungs- gebiet bestimmt. Zur weiteren Analyse des geologischen Untergrundbaues werden geophysikalische Methoden eingesetzt, wobei die Seismik hier das am häufigsten angewandte Verfahren darstellt. Sie beruht auf künstlich geschaffenen Erschütte- rungswellen, verursacht z.B. durch Sprengladungen, und auf der Erfassung der von den unterschiedlichen Gesteinschichten reflektierten Wellen. Bei einem erfolgsverspre- chenden Areal müssen kostenintensive Erkundungsbohrungen klären, ob tatsächlich eine wirtschaftlich nutzbare Erdgaslagerstätte vorliegt.⁴⁰

2.2.3 Förderung

Ein förderungswürdiges Gasfeld muss zunächst erschlossen werden. Die sogenannte Feldentwicklung umfasst u.a. die Errichtungen von Bohrschächten, von Förderanlagen an der Erdoberfläche und von Aufbereitungsanlagen. Bei der anschließenden Aufbau- phase, bei der Bohrsonden immer tiefer in die Lagerstätte niedergebracht und die technischen Anlagen weiter ausgebaut werden, nehmen die Fördermengen bis zum Beginn der sogenannten Plateauphase zu. In dieser Phase werden nahezu konstante Fördermengen erreicht. Wenn der Fließdruck der Lagerstätte nachlässt, beginnt die Abschwungphase. Die Plateauphase kann durch Einpressen von Wasser zur Druck- stabilisierung oder durch weitere Bohrungen hinausgezögert werden. Die Förderung wird meist eingestellt, wenn die Grenzerlöse der ausgebrachten Mengen die Grenzkos- ten der Ausförderung und die Betriebskosten der Förderanlage unterschreiten. Neben rein vertikalen Bohrungen werden seit den 1980er Jahren auch abgelenkte Bohrungen, d.h. zunächst vertikale und dann in horizontale Richtung abgelenkte Bohrungen durch- geführt, was schwerzugängliche Lagerstätten nutzbar macht und somit zur Produktivi- tätserhöhung beiträgt. Diese Technik ist sowohl bei der Erdgasförderung an Land (onshore) als auch auf der See (offshore) einsetzbar. Bei der Offshore-Förderung werden feststehende mit Rammpfählen ausgestattete und schwimmende im Meeres- grund verankerte Plattformen unterschieden.⁴¹ Dadurch, dass reine Erdgasfelder oft tiefer gelegen sind als Erdöllagerstätten, ist der Lagerstättendruck höher und somit die Förderungsbedingungen bei Erdgas meist günstiger.⁴²

Die weltweite Jahresförderung hat sich seit 1970 ungefähr verdreifacht.⁴³ Sowohl die Welt-Erdgasförderung als auch der weltweite Erdgasverbrauch betrugen im Jahr 2004 ca. 2,8 T.m³. Etwa 28 % der Welt-Erdgasförderung wurden dabei grenzüberschreitend gehandelt, davon rund 75 % mit Hilfe von Pipelines und etwa ein Viertel als verflüssig- tes Erdgas (LNG).⁴⁴ Die Staaten mit den größten Fördermengen im Jahr 2004 waren Russland mit 23 % und die USA mit 20 % der Welt-Erdgasförderung. Deutschland spielt bei der weltweiten Erdgasförderung mit 0,7 % keine wesentliche Rolle.⁴⁵

2.2.4 Aufbereitung

Gefördertes Erdgas enthält unerwünschte Begleitstoffe. Um die technischen Anlagen zu schützen, Transportkosten zu sparen und hohe Schadstoffemissionen zu vermei- den, wird Erdgas bereits in der näheren Umgebung der Förderstätte aufbereitet. Zu- nächst müssen der im Erdgas enthaltende Wasserdampf und das durch die Förderung kondensierte Wasser durch die Gastrocknung entfernt werden. Eine Entschweflung trennt den im Erdgas vieler Lagerstätten vorkommenden Schwefelwasserstoff. Dieser ist sehr giftig und würde wie Wasser die Korrosion fördern. Der gewonnene Schwefel kann, wie es in Deutschland erfolgt, in der chemischen Industrie weiterverarbeitet werden. Da der im Erdgas enthaltene Stickstoff den Brennwert des Gases herabsetzt und somit das energie-ineffektive Gasvolumen vergrößert, wird der Transport der effektiven Energie verteuert. Bei weiten Transportstrecken lohnt sich daher eine Stick- stoffentzugsanlage. Des Weiteren werden gegebenenfalls u.a. Quecksilber und Helium entfernt. Durch die Rohgasaufbereitung wird eine gleichbleibende Qualität erzeugt, wodurch ein sicherer und wirtschaftlicher Betrieb der Brenner gewährleistet wird. Im Verbraucherland werden Erdgase unterschiedlicher Herkunft verschnitten, wie es in Deutschland z.B. bei sibirischem und in Niedersachsen gefördertem Gas geschieht.⁴⁶

Augrund der unterschiedlichen Bezugsstruktur der einzelnen Regionen gibt es in Deutschland zwei Hauptkategorien von Erdgas. Zum einen das niederkalorische L-Gas (Brennwert ≈ 10 kWh/m³ ), das vor allem in Deutschland und den Niederlanden gefördert wird, und zum anderen das hochkalorische H-Gas (Brennwert ≈ 12 kWh/m³ ), welches insbesondere aus Russland und Norwegen importiert wird. Ursache der verschiedenen Brennwerte sind u.a. die unterschiedlich enthaltenen nicht brennbaren Bestandteile wie Kohlendioxid und Stickstoff.⁴⁷ Somit ist Gas kein völlig homogenes Gut und nicht ohne weiteres beliebig austauschbar.

Ferner wird bei Gasen zwischen dem Brennwert (Hs oder Ho, auch oberer Heizwert genannt) und dem Heizwert (Hi oder Hu, auch unterer Heizwert genannt) unterschie- den.⁴⁸ Der Brennwert ist bei Erdgas etwa 10 % höher als der Heizwert.⁴⁹ Diese Diffe- renz stellt jene Energie dar, welche bei der Kondensation des bei der Verbrennung entstehenden Wasserdampfes hinsichtlich des Brennwerts zusätzlich frei wird. Zudem beziehen sich die meist in der Praxis angebenden Brenn- und Heizwerte auf das Gasvolumen bei 0 °C und auf einen Druck von 1,01325 bar (Normwerte).⁵⁰

2.3 Technischer Aufbau des Gasversorgungsnetzes in Deutschland

Das gesamte deutsche Gasnetz umfasst ca. 380.000 km. Hochdruckleitungen, d.h. jene Leitungen zwischen 1 bis 100 bar Überdruck und einem Durchmesser bis 1.200 mm, stellen 27 % des Gasnetzes dar. 38 % bilden Mitteldruckleitungen, welche einen Druck zwischen 100 mbar und 1 bar und Durchmesser überwiegend zwischen 50 und 150 mm aufweisen. Die verbleibenden 35 % des gesamten deutschen Gasnetzes entsprechen Niederdruckleitungen bis zu 100 mbar und mit einem Durchmesser von 80 bis 300 mm. Zum Vergleich beträgt der Gasdruck direkt vor den Verbrauchsgeräten in Haushalten 20 mbar und die Anschlussleitungen von Ein- und Mehrfamilienhäusern haben einen Durchmesser zwischen 30 und 65 mm.⁵¹

Bei der Beförderung des Erdgases von der Quelle zum Verbraucher kann zwischen Transport und Verteilung unterschieden werden. Eng verbunden mit Transport und Verteilung ist die Erdgasspeicherung. In Abbildung 4 sind die technischen Elemente der Erdgasversorgungskette inkl. jener der Erdgasgewinnung dargestellt.

Abb. 4: Technische Elemente der Erdgasversorgungskette

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

2.3.1 Transport

Einen wichtigen Bereich des Erdgastransports stellt der Ferngastransport dar. Er bezieht sich auf grenzüberschreitende Gaslieferungen sowie auf den nationalen Trans- port über lange Strecken. Der Ferngastransport kann durch Hochdruck-Rohrleitungen (Pipelines) über 50 bar oder mittels Verschiffung von verflüssigtem Erdgas erfolgen.⁵² Da Deutschland zentral zu den wichtigsten Erdgasförderländern für Europa liegt und somit der Transport zwischen Förder- und Verbrauchsregionen günstiger mittels Erdgasfernleitungen realisiert wird, spielt die LNG-Verschiffung für Deutschland eine untergeordnete Rolle. Dies ist ein Grund dafür, dass in Deutschland noch keine LNG- Anlandeterminals errichtet worden sind.⁵³ Ein Terminal ist lediglich in Wilhelmshaven geplant, welches frühestens 2010 fertiggestellt sein soll.⁵⁴ Heutzutage überbrücken Ferngasleitungssysteme Entfernungen von mehr als 5.000 Kilometern, dabei haben die Leitungen Durchmesser bis zu 1.400 mm und der Druck beträgt bei Überlandleitungen bis zu 100 bar bzw. bei Offshore-Leitungen bis zu 200 bar.⁵⁵ Um kleine Transportvolu- mina und hohe Energiedichten zu erhalten, werden möglichst hohe Gasdrücke favori- siert.⁵⁶ Abbildung 5 zeigt die Ferngasleitungen des europäischen Erdgasverbundes. Der europäische Erdgasverbund bezieht sich auf ein weitverzweigtes Pipelinenetz sowie auf LNG-Anlandeterminals und verbindet die europäischen Staaten untereinan- der sowie mit den Förderregionen auf dem europäischen Festland, in der Nordsee, in Russland und in Nordafrika. Das deutsche Erdgasversorgungsnetz ist in dem Verbund fest integriert. Die Internationalisierung des Erdgasbezuges und gemeinsam gestaltete Importprojekte mindern die Risiken für die einzelnen Unternehmen und erhöhen die Versorgungssicherheit.⁵⁷

Abb. 5: Europäischer Erdgasverbund⁵⁸

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Des Weiteren sind Hochdruckleitungen zwischen 16 und 50 bar in den Bereich des Gastransports einzuordnen. Diese Leitungen erreichen Entfernungen bis zu ca. 150 km und stellen das Bindeglied zwischen den Ferntransportsystemen und der Verteilung an die Verbraucher da. Großverbraucher wie einige Industrie- und Kraftwerkskunden beziehen Erdgas direkt von dieser Gastransportstufe.⁵⁹ Abbildung 6 zeigt die deutschen Erdgastransportleitungen und Erdgasimportstellen.

Abb. 6: Erdgasleitungen in Deutschland⁶⁰

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Der Überlandtransport erfolgt in Stahlrohren, welche meist unter der Erde verlegt sind. Der rohrleitungsgebundene Transport von Erdgas, welcher sicher und emissionsarm ist, hilft Verkehrsträger wie Straße und Schiene zu entlasten.⁶¹ Die innere Reibung der Gasmoleküle untereinander und die Reibung des Gasstroms an den Rohrwänden lassen den Gasdruck fallen. Diesen Druckabfall müssen sogenannte Verdichterstatio- nen ausgleichen, die sich in der Regel alle 100 bis 200 km entlang der Fernleitungen befinden. In Deutschland gibt es fast 40 Transportverdichterstationen.⁶² Die Turbover- dichter werden dabei von Gasturbinen angetrieben.⁶³ Gastransportleitungen zwischen 16 und 50 bar kommen je nach Länge mit und ohne Zwischenverdichtung vor.⁶⁴

Im Gegensatz zum Stromnetz stellt das Gasleitungssystem einen natürlichen Speicher dar, dessen Befüllungsgrad vom Druck abhängt. Während eine Netzfrequenz von 50 Hz in der Elektrizitätsbranche eingehalten werden muss, verträgt das Gasnetz Schwankungen des Betriebsdrucks durchaus besser. Jedoch sollten in einem Teilsystem die Gasentnahme, bei welcher der Druck sinkt, und die Gaszufuhr, die den Druck erhöht, in einem ausgeglichen Verhältnis stehen, um den Betriebsdruck relativ konstant zu halten. Daher müssen die Bedarfsmengen zwischen Händlern, Netzbetreibern und Einspeisern gut abgestimmt werden.⁶⁵

2.3.2 Speicherung

Während aus technischer und wirtschaftlicher Sicht ein konstanter Erdgastransport angestrebt wird, schwankt der Erdgasverbrauch im Tages-, Wochen- und im Jahres- verlauf.⁶⁶ In Deutschland beträgt die Verbrauchslast im Winter ungefähr das Vierfache der Last im Sommer.⁶⁷ Daher werden im Gasversorgungsnetz Erdgasspeicher als Puffer eingesetzt. Die Gasspeicherung dient neben dem Ausgleich jahreszeitlicher Verbrauchsschwankungen der Verbesserung der Wirtschaftlichkeit des Gastransport- leitungsnetzes, der Deckung des Spitzenbedarfs und der Sicherstellung der Gasver- sorgung im Falle von Betriebsstörungen.⁶⁸ Die verschiedenen Speichertypen können grundsätzlich zwischen großvolumigen Untertagespeichern, oberirdischen Speicherbe- hältern und LNG-Tanks unterschieden werden.

Ein Teil des über das ganze Jahr in etwa konstanten Mengen gelieferten Erdgases wird für den Winterbedarf entweder untertage in Poren- und Kavernenspeichern oder in LNG-Tanks gespeichert. In Deutschland wird dabei ein Speicheranteil von ca. 20 % des Jahresverbrauchs angestrebt. Porenspeicher können z.B. in ehemaligen Gas- und Öllagerstätten angelegt werden. Dazu sind poröse und durchlässige Gesteinsschichten notwendig, die mit undurchlässigen Erdschichten abgedeckt sind. Kavernenspeicher sind angelegte Hohlräume meist innerhalb eines Salzstocks.⁶⁹ In Deutschland gibt es insgesamt über 40 Erdgasuntertagespeicher.⁷⁰ Bei LNG-Tanks kann zwar das Volu- men durch die Verflüssigung des Erdgases reduziert werden, aber der Energieaufwand für die Verflüssigung ist relativ hoch. Daher sind LNG-Speicher meist nur an den LNG- Anlandeterminals vorzufinden, bei denen das Erdgas per Schiff bereits in flüssiger Form eintrifft.⁷¹ Jedoch sind in Deutschland, wie bereits erwähnt, noch keine LNG- Anlandeterminals errichtet worden. Oberirdische Niederdruckbehälter und Hochdruck- speicher (z.B. Kugelgasbehälter) finden aufgrund ihrer relativ kleinen Volumina ledig- lich lokale Verwendung, haben aber eine wesentliche Bedeutung für die Abdeckung von Lastspitzen.⁷² Neben der Nutzung der genannten Speichertypen können erdverleg- te Röhrenspeicher, die in das Leitungsnetz integriert sind, verwendet werden. Ferner kann die eigene Speicherfähigkeit des Gastransportnetzes zum Ausgleich kurzfristiger Lastschwankungen genutzt werden. Letzteres wird auch als ‚Netzatmung‘ bezeich- net.⁷³

2.3.3 Verteilung

Beim Übergang von den Transportleitungen in die nachgeschalteten Verteilungssyste- me wird an Übergabestationen das Gasvolumen sowie meist auch die Gasbeschaffen- heit gemessen und der Gasdruck reduziert.⁷⁴ Nur in kleinen Gemeinden wird der Gasdruck sofort auf jenen der Mittel- und Niederdruckleitungen (bis 1 bar) des End- verbrauchernetzes reduziert. Sonst werden ein übergeordnetes Verteilungsnetz mit Hochdruckleitungen bis zu 16 bar und nachgeschaltete Reglerstationen zur Druckre- duzierung eingesetzt.⁷⁵

Die übergeordneten Verteilungsnetze sind entweder als Ringnetze oder als sternförmi- ge Netze strukturiert.⁷⁶ Das Endverbrauchernetz folgt meist, wie andere Versorgungs- leitungen (z.B. Strom und Wasser), unterirdisch dem Straßenverlauf. Von diesem Netz abgehend werden die privaten Endverbraucher mittels Erdgashausanschlüssen belie- fert. Um eine gewisse Versorgungssicherheit, z.B. bei Reparaturmaßnahmen, zu gewährleisten, ist das Endverbrauchernetz weitgehend in vermaschter Form gestaltet, d.h. der Gaszufluss erfolgt in der Regel von zwei Seiten. Neben Stahlleitungen werden für die Gasverteilung in zunehmendem Maße Kunststoffrohre eingesetzt. Die Rohrlei- tungen werden vorwiegend in Tiefen von 0,6 bis 1 m verlegt. Neben den Gasleitungen, Übergabestationen und Reglerstationen sind in vielen Städten Druckgasbehälter und Spitzengasanlagen an das übergeordnete Verteilungsnetz angeschlossen. Die Über- wachung und Steuerung der Verteilungsnetze übernehmen Gasnetzleitwarten bzw. Gasnetzleitstellen.⁷⁷

Neben der Weiterbeförderung des Gases werden in der Verteilung weitere System- dienstleistungen erbracht: Um Leckagen und unkontrollierten Gasaustritt aus dem Verteilungsnetz leichter zu bemerken, wird das von Natur aus geruchsneutrale Erdgas durch die Odorierung mit Geruchsstoffen versetzt. Wie schon angesprochen dienen kleinvolumige Gasspeicher der Deckung von Lastspitzen und die Verteilerunternehmen führen Messungen und die Rechnungsstellung bezüglich des Gasverbrauchs der Kunden durch.⁷⁸ Abbildung 7 zeigt die schematische Darstellung eines städtischen Erdgasverteilungsnetzes.

Abb. 7: Schematische Darstellung eines städtischen Erdgasverteilungsnetzes⁷⁹

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

3. STRUKTUR DER DEUTSCHEN GASWIRTSCHAFT

Die gegenüber anderen Ländern sehr spezielle Struktur der deutschen Gaswirtschaft ist durch komplizierte wirtschaftliche Verflechtungen gekennzeichnet. Im Gegensatz zu zentralistischen Strukturen, wie sie z.B. in Frankreich und Großbritannien vorkommen, herrscht in Deutschland eine dezentrale kommunalwirtschaftliche Anordnung vor.⁸⁰ Daher haben sich in der deutschen ‚öffentlichen’ Gaswirtschaft über 700 Unternehmen herausgebildet. Sie beschäftigen insgesamt rund 36.000 Mitarbeiter.⁸¹ In Deutschland wird zwischen der ‚öffentlichen’ und ‚übrigen’ Gaswirtschaft unterschieden. Die öffentli- che Gaswirtschaft umfasst die Erdgasfördergesellschaften, die Ferngasgesellschaften, die Orts- und Regionalgasversorgungsunternehmen sowie Kokereien. Zur übrigen Gaswirtschaft zählen der Steinkohlebergbau, die Eisenindustrie und die Mineralölin- dustrie, da hier eine Gaserzeugung als Kuppelproduktion erfolgt.⁸² Abbildung 8 präsen- tiert die Haupttätigkeitsbereiche der einzelnen Unternehmensgruppen bzw. Marktstu- fen. Da sich diese Arbeit mit der Erdgasversorgung beschäftigt, soll im Folgenden nur die öffentliche Gaswirtschaft mit Ausnahme der Kokereien behandelt werden. Daher werden die Begriffe ‚Erdgas‘ und ‚Gas‘ in den kommenden Abschnitten synonym verwendet. Bezüglich der Erdgasversorgungskette können in Deutschland vier Markt- stufen unterschieden werden:⁸³

- Produktionsstufe (Erdgasförderung)
- Import- und Ferngasstufe
- Regionalgasstufe
- Ortsgasstufe.

Abb. 8: Unterteilung der deutschen Gaswirtschaft und Haupttätigkeitsbereiche⁸⁴

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Zur Vereinfachung soll sich im Nachstehenden der Begriff ‚Gaswirtschaft’ nur auf die vier genannten Marktstufen beziehen. Aufgrund der unterschiedlich vertikal ausgeprägten Integration ist eine eindeutige Zuordnung einzelner Gesellschaften zu diesen Stufen nicht immer möglich.⁸⁵ Zudem hat der Grad der vertikalen Integration in den vergangenen Jahren durch Beteiligungen der importierenden und regionalen Gasversorger an den nachgelagerten Verteilerunternehmen zugenommen.⁸⁶

In Deutschland wird die Energieversorgung grundsätzlich als privatwirtschaftliche Angelegenheit verstanden. Jedoch sehen der Staat und die Kommunen es ebenso als ihre Aufgabe an, die ‚Öffentlichkeit‘ mit Energie zu versorgen und daher sind deren Beteiligungen an Energieversorgungsunternehmen und deren Einflussnahme auf die Energiewirtschaft erheblich. Dementsprechend ist auch der Begriff ‚öffentliche Gaswirt- schaft‘ zu erklären.⁸⁷ Als wichtige rechtliche Reglementierungen sind das Energiewirt- schaftsgesetz, das Gesetz gegen Wettbewerbsbeschränkungen, das Gesetz über die Bundesnetzagentur, die Netzzugangsverordnung Gas, die Netzentgeltverordnung Gas, die Bundestarifordnung Gas und die ‚Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Gasversorgung von Tarifkunden’ zu nennen.⁸⁸

3.1 Produktionsstufe

Auf der Produktionsstufe der Erdgasversorgung sind in Deutschland zehn Ergasförder- gesellschaften tätig.⁸⁹ Sie führen Exploration, Feldentwicklung und Förderung sowie Gasaufbereitung und -mischung durch⁹⁰ und geben das Erdgas an die Weiterverteiler und zum Teil an Großverbraucher ab. Die beiden größten Ergasfördergesellschaften sind die BEB Erdgas und Erdöl GmbH (gehört zu Shell und ExxonMobil) sowie die Mobil Erdgas-Erdöl GmbH (gehört zu ExxonMobil),⁹¹ deren beider Produktionsaktivitä- ten seit 2002 durch die ExxonMobil Production Deutschland GmbH übernommen wurde, welche somit für über zwei Drittel der deutschen Erdgasproduktion verantwort- lich ist. (Die Mobil Erdgas-Erdöl GmbH sowie die BEB Erdgas und Erdöl GmbH sind weiterhin Inhaber der Konzessionen und der Produktionsbetriebe.)⁹² Folglich wird die inländische Erdgasproduktion großenteils durch die zwei Ölgesellschaften Shell und ExxonMobil bewerkstelligt. Die Liste aller Unternehmen ist der Abbildung 9 zu entneh- men. Diese Organisationen oder deren Muttergesellschaften sind meist zugleich auf der Ferngasstufe tätig bzw. über Kapitalverflechtungen mit der nachfolgenden Absatz- stufe verbunden. Diese starke vertikale Integration zwischen der Produktions- und Ferngasstufe ist für die wettbewerbliche Umgestaltung im Zuge der Liberalisierung des Gasmarktes hinderlich, da neue Wettbewerber im Gastransport nicht ohne Weiteres Lieferungen aus den inländischen Förderquellen beziehen können. Solche Einschrän- kungen sind beim Bezug von ausländischen Erdgasquellen weniger auszumachen.⁹³

Die inländische Förderung, welche sich vor allem auf Niedersachsen konzentriert, betrug im Jahr 2004 fast 20 Mrd. m³ bzw. rund 191 Mrd. kWh und deckte somit ca. 16 % des deutschen Erdgasaufkommens ab.⁹⁴ Der restliche Erdgasbedarf wurde von Ferngasgesellschaften aus dem Ausland importiert. Ferner sind deutsche Unterneh- men neben der inländischen Förderung als Erdgasproduzenten im Ausland tätig. Diese Unternehmen förderten über 6 Mrd. m³ Erdgas im Jahr 2003.⁹⁵ Zuletzt unterzeichneten der deutsche BASF-Konzern und die russische Gazprom im April 2006 einen Vertrag, nach dem die BASF-Tochter Wintershall zu mehr als einem Drittel an der Erschließung des westsibirischen Gasfeldes ‚Juschno Russkoje’ beteiligt wird. Auch für den deut- schen Gasversorger E.ON Ruhrgas ist eine Beteiligung an der Förderung des Gasfel- des angedacht.⁹⁶

Abb. 9: Erdgasfördergesellschaften und Fördermengen in Deutschland 2004⁹⁷

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

3.2 Import- und Ferngasstufe

Die Import- und Ferngasstufe ist im Wesentlichen dem bereits beschriebenen techni- schen Bereich des Transports zuzuordnen.⁹⁸ Die Haupttätigkeitsbereiche dieser Markt- stufe sind die Einfuhr von Erdgas aus dem Ausland, der Bezug von Erdgas von den inländischen Fördergesellschaften und die Weitergabe an nachgelagerte regionale Weiterverteiler sowie Großverbraucher. Darüber hinaus sind die Ferngasgesellschaften für die Sicherung einer jeweils gleichbleibenden Gasbeschaffenheit verantwortlich⁹⁹ und müssen größere Mengen an Gas unter Tage oder in LNG-Tanks speichern, um ausreichende Gasmengen zur Einhaltung ihrer Lieferverträge bereithalten zu kön- nen¹⁰⁰. Ihre weitere Aufgabe als Großhändler besteht darin, die Interessen der Produ- zenten als Vorlieferanten und die der Weiterverteiler bzw. Großverbraucher als Ab- nehmer abzustimmen.¹⁰¹ Die Industrie, Kraftwerke und weitere Großabnehmer werden vorwiegend bereits von den Ferngasunternehmen beliefert. Dadurch wird knapp ein Drittel des Endverbrauchermarktes direkt von den Ferngasgesellschaften ohne weitere Marktstufen bedient.¹⁰²

Es gibt in Deutschland sechs importierende und gleichzeitig überregional tätige Fern- gasgesellschaften: E.ON Ruhrgas (gehört zu E.ON), Wingas (gehört zu Winters- hall/BASF und Gazprom), RWE Energy (gehört zu RWE), Verbundnetz Gas (VNG),¹⁰³ ExxonMobil Gas Marketing Deutschland und Shell Erdgas Marketing. ExxonMobil und Shell übernahmen im Jahr 2004 die bestehenden Lieferbeziehungen der Ferngasspar- te von BEB Erdgas und Erdöl, welche sich seitdem weitgehend auf den Netzbetrieb zurückgezogen hat. Diese Unternehmen beliefern die nachgelagerten Marktstufen zusammen mit folgenden neun weiteren so genannten regionalen Ferngasgesellschaf- ten, die keinen bzw. keinen nennenswerten Importbezug aufweisen: Gasversorgung Süddeutschland (GVS), Erdgas Münster, Bayerngas, Saar Ferngas, Gas-Union, EWE, E.ON Avacon, Ferngas Nordbayern (FGN) und Erdgasversorgungsgesellschaft Thü- ringen-Sachsen (EVG). Wobei Erdgas Münster als einzige der regionalen Ferngasge- sellschaften große Mengen Gas aus inländischen Lagerstätten bezieht. Sonst über- nehmen die überregionalen Ferngasgesellschaften diese Aufgabe. Abbildung 10 zeigt die Ferngasgesellschaften geordnet nach der Verkaufsmenge im Jahr 2004. Dabei ist E.ON Ruhrgas mit Abstand das größte Unternehmen, welches zusätzlich direkt oder über den Mutterkonzern E.ON an anderen Ferngasunternehmen beteiligt ist.¹⁰⁴

Abb. 10: Verkaufsmengen der deutschen Ferngasgesellschaften 2004¹⁰⁵ (in Mrd. kWh)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Neben dem Erdgasbezug von ausländischen und inländischen Produzenten und der Weitergabe an die nachgelagerten Marktstufen beliefern sich die Ferngasgesellschaf- ten untereinander - zumal acht der fünfzehn Ferngesellschaften keinen nennenswer- ten Bezüge direkt von den ausländischen oder inländischen Fördergesellschaften aufweisen können. Zusätzlich zu diesen horizontalen Lieferbeziehungen werden die Gasleitungen mit Hilfe von Durchleitungsverträgen teilweise gemeinsam genutzt und es bestehen zudem Kapitalbeteiligungen unter den Ferngasunternehmen. Insgesamt ist auf der Ferngasstufe eine ausgeprägte horizontale Integration zu beobachten. Des Weiteren gab es bis 1998 sogenannte Demarkationsgebiete. Dementsprechend teilten sich die Ferngasgesellschaften die Absatzmärkte in Deutschland auf und es entstan- den regionale Monopole. Damit stand für die meisten nachgelagerten Marktteilnehmer jeweils nur ein Gasanbieter zur Verfügung, obwohl theoretisch aufgrund von möglichen Durchleitungsverträgen jedes Ferngasunternehmen in ganz Deutschland tätig sein konnte. Die Demarkationsverträge wurden im Rahmen der Novellierung des Energie- wirtschaftsrechts im Jahr 1998 kartellrechtlich untersagt.¹⁰⁶ Jedoch bestanden die regionalen Absatzmonopole größtenteils weiter, was zusammen mit der horizontalen Integration zu keinem befriedigenden Wettbewerb führte und u.a. infolgedessen das Energiewirtschaftsgesetz im Jahr 2005 erneut novelliert wurde.¹⁰⁷ Werden die Gaslei- tungen der überregionalen Ferngasunternehmen betrachtet, weisen die Transportnetze trotz traditioneller Abgrenzungen durchaus Überschneidungen auf. Besonders E.ON Ruhrgas und Wingas durchdringen die Versorgungsgebiete anderer Ferngasgesell- schaften. Siehe dazu Abbildung 11.

Die Bezugsverträge zwischen den Ferngasunternehmen und den in- und ausländi- schen Fördergesellschaften bzw. deren Verkaufsgesellschaften sind bisher noch sehr langfristig angelegt. Dabei wird das Risiko, das mit den hohen Investitionen in die Förderanlagen verbunden ist, durch sogenannte Take-or-Pay-Klauseln auf die Ver- tragsparteien verteilt. Somit verpflichtet sich die Ferngasgesellschaft bestimmte Min- destabnahmemengen zu erwerben - auch wenn der eigentliche Verbrauch unter diese Menge fällt. Dementsprechend trägt die Ferngasgesellschaft das Mengenrisiko. Jedoch ist ihr externes Preisrisiko meist durch Preisklauseln beschränkt, indem der Preis an Konkurrenzenergieträger gekoppelt wird. Damit wird z.B. das Risiko von Preissenkun- gen auf dem Ölmarkt und der damit verbundenen fallenden Gasnachfrage begrenzt.¹⁰⁸ Die Laufzeit dieser Verträge beträgt meist mehr als 20 Jahre. Es sind teilweise sogar Verträge bis 2030 ausgehandelt.¹⁰⁹

[...]

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¹ Für die bessere Lesbarkeit wird im gesamten Text auf die weibliche Form verzichtet, sie gilt jedoch entsprechend.

² Vgl. Abschnitt 2.1.2.

³ Vgl. Kapitel 7.

⁴ Vgl. Abschnitt 4.3.

⁵ Vgl. Abschnitt 4.2.

⁶ Europäische Kommission (2001), S. 43.

⁷ Vgl. Abschnitt 5.2.

⁸ Döring, C. (2005), S. 3.

⁹ Vgl. Dahl, K. (1990), S. 13.

¹⁰ Vgl. Seeliger, A. (2004), S. 4.

¹¹ Vgl. Schiffer, H.-W. (2005), S. 296f.

¹² LNG: Liquefied Natural Gas.

¹³ Vgl. Seeliger, A. (2004), S. 4.

¹⁴ Vgl. Seeliger, A. (2004), S. 5f.

¹⁵ Vgl. Böhmer, W. (2006), S. 58.

¹⁶ Vgl. Seeliger, A. (2004), S. 11f.

¹⁷ Vgl. Seeliger, A. (2004), S. 7.

¹⁸ Vgl. Klei, M. (2005), S. 680f.

¹⁹ Während Erdgas hauptsächlich aus Methan besteht, setz(t)en sich das in Gaswerken aus Kohle erzeug- te Stadtgas und das in Kokereien gewonnene Kokereigas u.a. aus Wasserstoff, Methan und Kohlenmo- noxid zusammen. Aufgrund des Kohlenmonoxid-Anteils sind letztgenannte Gase gegenüber Erdgas giftig. Zudem sind die Brennwerte deutlich niedriger als die Erdgas-Brennwerte. Vgl. Cerbe, G. (2004a) und Gasometer Community (2006).

²⁰ Vgl. Dahl, K. (1990), S. 12f.

²¹ Vgl. Funk, C./Millgramm, C./Schulz, W. (1995), S. 9-20.

²² Vgl. Leipziger Versorgungs- und Verkehrsgesellschaft mbH (1999), S. 18.

²³ Vgl. Wagner, U./Igelspacher, R. (2005), S. 18.

²⁴ Vgl. ExxonMobil (2003), S. 1.

²⁵ Vgl. Ueberhorst, S. (1999), S. 6f.

²⁶ Vgl. ExxonMobil (2003), S. 2.

²⁷ Vgl. Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (1998) und Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (2005).
- Daten vor 1990 stellen den gesamten Verbrauch in der BRD und der DDR dar.
- Sonstige umfasst: Wasserkraft, Windkraft, Außenhandelssaldo Strom, Photovoltaikanlagen, Brennholz, Brenntorf, Klärschlamm, Müll u. sonstige Gase.
- Daten für 1970 und 1975 sind nach dem Substitutionsansatz berechnet. Daten ab 1980 sind nach dem Wirkungsgradansatz berechnet.
- Daten für 2005 stellen vorläufige Werte dar.
- 1 kg SKE entspricht 8,141 kWh bzw. 0,923 m³ Erdgas (bei Verwendung eines (unteren) Heizwertes von 8,816 kWh/m³ (siehe dazu Abschnitt 2.2.4)).

²⁸ Im deutschen Sprachraum wird zum ‚Naturgas’ neben Erdgas auch Erdölgas, Grubengas und Klärgas gezählt. Vgl. Schiffer, H.-W. (2005), S. 147.

²⁹ Vgl. Ueberhorst, S. (1999), S. 20.

³⁰ Vgl. Kosinowski, M. (2002), S. 79.

³¹ 1 Gt SKE = 10¹² kg SKE.

³² 1 T.m³ = 10¹² m³.

³³ 1 G.m³ = 10⁹ m³.

³⁴ Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (2004), S. 6-53.

³⁵ Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (2004), S. 51.

³⁶ Vgl. Ueberhorst, S. (1999), S. 49.

³⁷ Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (2004), S. 51.

³⁸ Vgl. Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (2006).

³⁹ Vgl. Kosinowski, M. (2002), S. 79.

⁴⁰ Vgl. Perner, J (2002), S. 7f.

⁴¹ Vgl. Perner, J (2002), S. 9-13.

⁴² Vgl. Ueberhorst, S. (1999), S. 49.

⁴³ Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (2004), S. 28.

⁴⁴ Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (2004), S. 19.

⁴⁵ Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (2004), S. 51-53.

⁴⁶ Vgl. Kosinowski, M. (2002), S. 83f.

⁴⁷ Vgl. Ueberhorst, S. (1999), S. 50 und Hense, A. (2005), S. 50.

⁴⁸ Vgl. Cerbe, G. (2004b). S. 49.

⁴⁹ Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (2006), S. 0.2.

⁵⁰ Vgl. Cerbe, G. (2004b). S. 49-51.

⁵¹ Vgl. E.ON Ruhrgas AG (2006c), S. 27.

⁵² Vgl. Klag, N. D. (2003), S. 97.

⁵³ Vgl. Beckervordersandforth, C. P./Nowak, W. (2005), S. 106.

⁵⁴ Vgl. Wetzel, D. (2006).

⁵⁵ Vgl. Klag, N. D. (2003), S. 97.

⁵⁶ Vgl. Hoffmann, G. (1994a), S. 406.

⁵⁷ Vgl. Dahl, K. (1990), S. 19f.

⁵⁸ Vgl. E.ON Ruhrgas AG (2004).

⁵⁹ Vgl. Dahl, K. H. (1998), S. 57.

⁶⁰ Vgl. E.ON Ruhrgas AG (2006c), S. 9.

⁶¹ Vgl. Hoffmann, G. (1994a), S. 406.

⁶² Vgl. E.ON Ruhrgas AG (2006c), S. 27.

⁶³ Vgl. E.ON Ruhrgas AG (2006b).

⁶⁴ Vgl. Dahl, K. H. (1998), S. 57.

⁶⁵ Vgl. Görlitz AG (2005), S. 37.

⁶⁶ Vgl. Pietsch, H. (2004), S. 237.

⁶⁷ Vgl. Perner, J (2002), S. 25.

⁶⁸ Vgl. Haddenhorst, H.-G. (1990), S. 610.

⁶⁹ Vgl. Pietsch, H. (2004), S. 237-241.

⁷⁰ Vgl. E.ON Ruhrgas AG (2006c), S. 28.

⁷¹ Vgl. Perner, J (2002), S. 26.

⁷² Vgl. Haddenhorst, H.-G. (1990), S. 613.

⁷³ Vgl. Dahl, K. H. (1998), S. 84f.

⁷⁴ Vgl. Perner, J (2002), S. 26f.

⁷⁵ Vgl. Hoffmann, G. (1994b), S. 411.

⁷⁶ Vgl. Perner, J (2002), S. 27.

⁷⁷ Vgl. Hoffmann, G. (1994b), S. 411f.

⁷⁸ Vgl. Perner, J (2002), S. 27.

⁷⁹ Vgl. Hoffmann, G. (1994b), S. 412.

⁸⁰ Vgl. Klag, N. D. (2003), S. 114.

⁸¹ Vgl. E.ON Ruhrgas AG (2006a).

⁸² Vgl. Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (2005), S. XIII.

⁸³ Vgl. Neu, A. D. (1999), S. 63f.

⁸⁴ Vgl. Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (2005), S. XIII.

⁸⁵ Vgl. Spreng, N. (2005), S.24.

⁸⁶ Vgl. Hense, A. (2005), S. 5.

⁸⁷ Vgl. Rügge, P. (1995), S. 22.

⁸⁸ Vgl. Rügge, P. (1995), S. 23 und Leuschner, U. (2006).

⁸⁹ Vgl. Schiffer, H.-W. (2005), S. 148.

⁹⁰ Vgl. Funk, C./Millgramm, C./Schulz, W. (1995), S. 71.

⁹¹ Siehe Abbildung 9.

⁹² Vgl. ExxonMobil (2005).

⁹³ Vgl. Neu, A. D. (1999), S. 54.

⁹⁴ Vgl. Schiffer, H.-W. (2005), S. 148-152.

⁹⁵ Vgl. Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung (2004), S. 2.

⁹⁶ Vgl. Tagesschau.de (2006c).

⁹⁷ Vgl. Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung (2005), S. 40.

⁹⁸ Vgl. Neu, A. D. (1999), S. 55.

⁹⁹ Vgl. Weizsäcker, C. v. et al. (1990), S. 111.

¹⁰⁰ Vgl. Spreng, N. (2005), S. 24.

¹⁰¹ Vgl. Weizsäcker, C. v. et al. (1990), S. 111.

¹⁰² Vgl. Schiffer, H.-W. (2002), S. 137.

¹⁰³ Vgl. Hense, A. (2005), S. 5.

¹⁰⁴ Vgl. Bundeskartellamt (2006a), S. 5-8.

¹⁰⁵ Vgl. Schiffer, H.-W. (2005), S. 165. Einschließlich Exporte. Bei RWE Energy ohne ausländische Tochtergesellschaften.

¹⁰⁶ Vgl. Neu, A. D. (1999), S. 55-62.

¹⁰⁷ Siehe dazu Abschnitt 5.2.

¹⁰⁸ Vgl. Funk, C./Millgramm, C./Schulz, W. (1995), S. 78.

¹⁰⁹ Vgl. Schiffer, H.-W. (2006), S. 48f.

• College: Technical University of Braunschweig
• Grade: 1,3
• Author: Dipl.-Wirtsch.-Ing. Jörg Simon (Author)
• Publication Year: 2006
• Pages: 97
• Catalog Number: V56560
• ISBN (eBook): 9783638512114
• ISBN (Book): 9783638902724
• Language: German
• Tags: Technische, Struktur, Gasversorgung, Deutschland