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Beitrag zur Energieversorgung

Rund zwei Drittel des gesamten Primärenergiebedarfs Deutschlands werden derzeit mit Energie aus Quellen im Ausland gedeckt. Öl wird zu 98 Prozent und Erdgas zu rund 80 Prozent importiert. Auch in Zukunft kann auf Energieimporte nicht verzichtet werden. Dies gilt vor allem auch für Erdgas. Gerade deshalb sollte sich die Energieversorgung auf möglichst viele, zuverlässige und geographisch gestreute Bezugsquellen und verlässliche Transportwege stützen.

Zuverlässige Bezugsquellen

Erdgas erfüllt diesen Anspruch. Bestimmend für seinen Beitrag zur deutschen Energieversorgung sind:

• eine ausgewogene Bezugsstruktur auf Basis überwiegend westeuropäischer Quellen
• langfristige Lieferverträge zwischen den wenigen großen ausländischen Erdgas-Produzenten und den importierenden Ferngasgesellschaften in Deutschland sowie die Einbindung in den europäischen Erdgasverbund, ein ganz Europa umspannendes Erdgas-Transportsystem.

Das Erdgasaufkommen in Deutschland stammte 1999

• zu 21 % aus deutscher Produktion,
• zu 44 % aus westeuropäischen Quellen (ohne deutsche Produktion),
• zu 35 % aus Russland.

Das gesamte Aufkommen von 88 Mrd mł Erdgas diente zur Deckung des Inlandverbrauchs (81 Mrd mł) sowie zur Speicherung und zur Belieferung von Kunden im Ausland.

Erdgas aus deutschen Quellen

Mit rund 18 Mrd mł lag die deutsche Erdgasförderung 1999 nach den Niederlanden, Großbritannien, Norwegen und Italien an fünfter Stelle in Westeuropa. Gefördert wird überwiegend in der Norddeutschen Tiefebene zwischen Elbe und Ems. Das in den neuen Bundesländern gewonnene Erdgas stammt fast ausschließlich aus der Altmark-Region bei Salzwedel. Wegen der Erschöpfung der Lagerstätten wird hier die bereits seit Jahren rückläufige Förderung weiter abnehmen.

Die nachgewiesenen Erdgasreserven Deutschlands wurden Anfang 1999 auf knapp 300 Mrd mł geschätzt. Hinzu kommen beträchtliche geologisch und technisch mögliche Ressourcen. Die Erdgasvorräte liegen im Wesentlichen in Norddeutschland.

Die deutsche Erdgasförderung wird auch künftig einen bedeutenden Beitrag zur Erdgasversorgung leisten. Sie bietet eine sichere Basis als Ergänzung zu einer flexiblen und sicherheitsbewussten Erdgasimportpolitik.

Erdgas aus den Niederlanden

Seit 1963 beziehen Unternehmen der deutschen Gaswirtschaft Erdgas aus den Niederlanden. Im Jahre 1999 waren es rund 17 Mrd mł.

Für die Erdgasbezüge aus dieser Lieferquelle bestehen langfristige Verträge; sie reichen bis mindestens zum Jahr 2020. Bei einer weiterhin positiven Explorationsentwicklung ist damit zu rechnen, dass auch über die Laufzeit der langfristigen Verträge hinaus größere Erdgasmengen aus den Niederlanden exportiert werden. Niederländisches Erdgas wird daher weiterhin einen bedeutenden Anteil an der deutschen Erdgasversorgung haben.

Die sicher gewinnbaren Erdgasreserven der Niederlande belaufen sich schätzungsweise auf über 1 600 Mrd mł.

Erdgas aus Russland

Die Gaswirtschaft in Deutschland - sowohl im Westen als auch im Osten - bezieht seit 1973 Erdgas aus Russland. 1999 waren es rund 31 Mrd mł.

Grundlage der Erdgaslieferungen aus Russland nach Deutschland ist eine Reihe von Bezugsverträgen, die von der Ruhrgas AG in den 70er und 80er Jahren mit der sowjetischen Gasindustrie abgeschlossen worden sind. Ein Großteil dieser Verträge ist im Mai 1998 bis zum Jahr 2020 verlängert worden. Des Weiteren beziehen die Verbundnetz Gas AG (VNG) und die Wintershall Erdgas Handelshaus GmbH (WIEH) Erdgas aus Russland.

Seit Dezember 1998 ist die Ruhrgas AG als erste westliche Gesellschaft direkt an der OAO Gazprom beteiligt. Der Anteil beläuft sich heute auf insgesamt 4 Prozent. Im Zuge des Aktienerwerbs haben Gazprom und Ruhrgas vereinbart, dass Gazprom etwa ein Drittel des Bedarfs der Ruhrgas bis 2030 flexibel deckt. Hierdurch werden zusätzliche Erdgasmengen aus Russland für den deutschen Markt verfügbar, insbesondere im Zeitraum nach 2010, wenn die Lieferungen aus westeuropäischen Quellen zurückgehen werden.

Damit leistet die Ruhrgas AG einen wesentlichen Beitrag zur langfristigen Sicherung der wachsenden Erdgasversorgung in Deutschland.

Die russischen Erdgasexporte für Nord-Westeuropa fließen über ein von der russischen, ukrainischen, slowakischen und tschechischen Gaswirtschaft errichtetes Leitungssystem zur deutsch-tschechischen Grenze bei Waidhaus (östlich von Nürnberg). Bei Waidhaus beginnt die Ost-West-Schiene des west-europäischen Erdgasverbunds, über die das Erdgas nach Deutschland gelangt und nach Frankreich und in die Schweiz weitergeleitet wird.

Ein Teil der für Frankreich vorgesehenen Mengen nimmt einen anderen Weg über die Ukraine, die Slowakei und Österreich zur deutsch-österreichischen Grenze bei Wildenranna (östlich von Passau) und von dort über Deutschland. Betrieben wird dieses Leitungssystem unter anderem von der MEGAL GmbH Mittel-Europäische-Gasleitungsgesellschaft, an der die Ruhrgas AG (mit 50 Prozent), die Gaz de France und die österreichische OMV AG beteiligt sind.

Zur Versorgung der neuen Bundesländer wird das russische Erdgas an der deutsch-tschechischen Grenze im Raum Sayda (südöstlich von Chemnitz) und in Mallnow (Frankfurt) in ostdeutsche Leitungen eingespeist.

Russland verfügt über die größten Erdgasreserven der Welt: Seine sicher gewinnbaren Erdgasreserven werden auf rund 44 000 Mrd mł geschätzt.

Etwa 90 Prozent des russischen Erdgases kommen aus Westsibirien; allein das Urengoy-Feld hat sicher gewinnbare Reserven von 7 000 Mrd mł Erdgas. Ein weiteres wichtiges Erdgasfeld von vergleichbarer Größenordnung ist das Jamburg-Feld. Die Halbinsel Jamal verfügt über noch größere Erdgasvorkommen, die im nächsten Jahrzehnt erschlossen werden sollen.

Erdgas aus Norwegen

Die Erdgaslieferungen aus Norwegen nach Deutschland betrugen 1999 insgesamt rund 18 Mrd mł.

Im Herbst 1977 begannen Lieferungen von Erdgas aus dem Ekofisk-Gebiet, etwa 440 km vor der deutschen Küste in der norwegischen Nordsee gelegen, an westeuropäische Käufer.

Dieses Erdgas wird über das am Boden der Nordsee verlegte Norpipe-System in Emden angelandet und dort in das europäische Verbundsystem eingespeist.

Etwa die Hälfte davon ist für Deutschland bestimmt, der andere Teil geht in die Niederlande, nach Belgien und nach Frankreich.

Die ersten Bezugsverträge aus den 70er Jahren wurden kontinuierlich verlängert und reichen nun bis zum Jahr 2011.

1985 wurden Erdgaslieferungen aus dem Statfjord-Feld aufgenommen, das in der nördlichen norwegischen Nordsee liegt. Weiteres Erdgas kommt seit 1986 aus dem Heimdal- und seit 1987 aus dem Gullfaks-Feld. Für diese Erdgasmengen wurde mit der Statpipe ein weiteres Pipeline-System mit einer Gesamtlänge von rund 900 km bis zum Ekofisk-Zentrum gebaut. Von dort fließt das Gas durch die Norpipe nach Emden.

1986 sind mit norwegischen Produzenten Erdgaslieferungen aus dem Troll-Feld vereinbart worden. Die Reserven dieses etwa 100 km nordwestlich von Bergen gelegenen Feldes betragen nach heutiger Einschätzung rund 1 300 Mrd mł. Troll zählt neben dem niederländischen Groningen-Feld zu den größten bisher entdeckten Erdgasvorkommen in Westeuropa. Die Wassertiefe im Troll-Gebiet von 300 bis 350 m und die Wetterbedingungen in der Nordsee erforderten einen Einsatz von Techniken zur Erschließung dieses Feldes in bisher noch nicht verwirklichten Dimensionen. Die Gasproduktion aus dem Troll-Feld wurde im Sommer 1996 aufgenommen. Mit der Vermarktung des Erdgases aus dem Troll-Feld konnte Norwegen seine Stellung als Erdgas-lieferant für Deutschland - insbesondere für die Zeit nach 2000 - ausbauen.

Die Erdgaslieferungen aus dem Troll-Projekt, in das auch das Sleipner-Feld einbezogen ist, haben im Herbst 1993 begonnen. Sie haben eine vertragliche Laufzeit über 2020 hinaus.

Um das Jahr 2005 werden die norwegischen Erdgaslieferungen nach heutiger Planung ein jährliches Volumen von rund 30 Mrd mł für Deutschland erreichen.

Gasgesellschaften in anderen Ländern Westeuropas sind als Käufer ebenfalls in dieses Projekt eingebunden. Den Transport der Erdgasmengen zum Kontinent übernehmen zwei weitere Unterwasserpipeline-Systeme. Die Zeepipe mit dem Anlandepunkt Zeebrügge in Belgien ist 1993 fertig gestellt worden. Die Europipe l als dritte Verbindungsleitung aus der norwegischen Nordsee zum Kontinent führt vom Sleipner-Feld an die deutsche Nordseeküste bei Emden; sie wurde 1995 in Betrieb genommen.

Im Oktober 1998 konnte mit der Norfrapipe vom norwegischen Draupner-Feld nach Dünkirchen/Frankreich die vierte Exportpipeline zum Kontinent in Betrieb gehen.

Die Inbetriebnahme einer weiteren Pipeline nach Deutschland, der Europipe II, erfolgte im Oktober 1999. Die derart ausgebaute Transportinfrastruktur schafft für die norwegischen Produzenten die Voraussetzungen für den Transport bereits kontrahierter zusätzlicher Erdgasmengen nach Deutschland sowie für die potenzielle Belieferung zentraleuropäischer Märkte.

Die sicher gewinnbaren Erdgasreserven Norwegens in produzierenden Feldern und neu zu erschließenden Vorkommen werden heute auf rund 3 540 Mrd mł veranschlagt. Hinzu kommt ein beträchtliches Potenzial für weitere Funde. Die norwegischen Reserven stehen fast ausschließlich für den Export zur Verfügung; der Eigenbedarf Norwegens ist derzeit gering.

Erdgas aus Dänemark

Seit Oktober 1984 fließt Erdgas aus der dänischen Nordsee nach Deutschland. Die Lieferungen betrugen 1999 rund 2 Mrd mł.

Aufgrund einer 1993 abgeschlossenen Vereinbarung werden die Liefermengen schrittweise erhöht. Der Lieferzeitraum reicht weit über das Jahr 2000 hinaus.

Die sicher gewinnbaren Erdgasreserven in der dänischen Nordsee werden mit rund 125 Mrd mł angegeben.

Erdgas aus Großbritannien

Durch den Bau der Interconnector-Pipeline zwischen Großbritannien und Belgien, die im Oktober 1998 ihren Betrieb aufnahm, wurde für die Erdgaswirtschaften Kontinentaleuropas eine neue westeuropäische Aufkommensregion in größerem Ausmaß erschlossen. Deutsche Importunternehmen haben Erdgaslieferverträge mit britischen Partnern in Höhe von jährlich 4,5 Mrd mł abgeschlossen. Erdgas wird seit Herbst 1998 von Großbritannien über den Inter-connector und eine belgische Transitleitung nach Deutschland geliefert. Im Raum Aachen wird das Erdgas in das deutsche Leitungsnetz eingespeist. Die Laufzeit der Verträge mit den britischen Produzenten reicht bis in den Zeitraum nach 2010.

Die Leitungsverbindung nach Großbritannien ermöglicht für Kontinentaleuropa den Zugang zu einer Aufkommensregion mit hohem Produktionspotenzial in der britischen Nordsee. Die sicher gewinnbaren Erdgasreserven Großbritanniens werden mit einer Größenordnung von etwa 560 Mrd mł Erdgas angegeben.

Liefersicherheit durch langfristige Verträge

Technische und wirtschaftliche Zusammenarbeit zwischen Lieferländern und Erdgasimporteuren tragen zur langfristigen Stabilität der Erdgasbezüge bei.

Die Erdgasproduzenten müssen Milliarden-Beträge investieren, um Erdgas fördern und liefern zu können. Dabei geht es nicht nur um die Erschließung der Erdgaslagerstätten, sondern auch um die Anlieferungen von der Quelle bis zur Übergabestelle an der deutschen Grenze. Besonders groß sind die Investitionen zur Erschließung von weit entfernt gelegenen Feldern (z. B. in Westsibirien) sowie von Offshore-Feldern (z. B. in der norwegischen Nordsee).

Einige Beispiele machen die Größenordnungen solcher Investitionen deutlich: Das "Ekofisk-Projekt" in der norwegischen Nordsee - einschließlich Bohrungen, Förderplattformen und Bau der Unterwasserpipelines für Öl und Erdgas - erforderte bisher rund 10,2 Mrd E. Die derzeit laufenden Umbauten im Ekofisk-Gebiet (Ekofisk II) werden weitere rund 2,3 Mrd E kosten. Die Erschließung der Erdgasreserven des Troll-Feldes war mit Investitionen von rund 4,1 Mrd E für Förderplattformen und Aufbereitungsanlagen verbunden.

Weitere Investitionen haben die norwegischen Produzenten mit der Entwicklung des Ĺsgard-Feldes in der norwegischen See in Angriff genommen. Damit schreitet die Erdgasförderung auf dem norwegischen Festlandsockel weiter nach Norden vor und stößt bei der Erschließung neuer Erdgasvorkommen in Gebiete mit Wassertiefen um 1 000 Meter vor. Dies beinhaltet zusätzliche technische Herausforderungen und weitere Investitionen, deren Größenordnung der des Troll-Projekts entsprechen dürfte.

In den Importländern werden für die Weiterleitung des Erdgases bis zum Verbraucher ebenfalls umfangreiche Anlagen und Einrichtungen benötigt. Sie umfassen die überregionalen Leitungssysteme mit den dazugehörigen Verdichter-, Speicher- und Messanlagen sowie die regionalen Leitungsnetze bis zu den lokalen Verteilungssystemen. In den alten Bundesländern wurden für den Ausbau der gastechnischen Anlagen seit Anfang der 80er ahre durchschnittlich mehr als 1 Mrd E pro Jahr investiert. Im Jahre 1999 betrugen die Investitionen der deutschen Gaswirtschaft insgesamt rund 3 Mrd E.

Diese hohen Investitionen erfordern im internationalen Erdgashandel in der Regel Verträge mit einer Laufzeit von 20 bis 25 Jahren. Nur in derartigen Zeiträumen amortisieren sich die Investitionen beider Seiten. Die Erdgasleitungen sind für die jeweiligen Liefermengen und Lieferwege ins Bestimmungsland gebaut. Dadurch binden sich Produzent und Importeur wesentlich stärker aneinander als bei anderen Energien. Es besteht für beide ein ausgeprägtes gemeinsames Interesse, die eingegangenen langfristigen Verpflichtungen zu erfüllen. Damit wird eine weit reichende Stabilität der Erdgasversorgungsströme erreicht. Zu den langfristigen Verpflichtungen gehört auch die Einhaltung der vertraglich festgelegten Regeln, nach denen die Erdgaspreise während der Vertragslaufzeit im Hinblick auf die jeweiligen Preise der Konkurrenzenergien angepasst werden. Mit dieser Flexibilität ist gewährleistet, dass Erdgas entsprechend der aktuellen Konkurrenzsituation zu marktgerechten und wettbewerbsfähigen Preisen angeboten werden kann.

Europäische Zusammenarbeit

Die Sicherheit der Erdgaslieferungen nach Deutschland wird durch internationale Kooperation zusätzlich gefestigt.

Die Erdgasverbraucher in Deutschland erhalten Erdgas durch ein weit verzweigtes, rund 360 000 Kilometer langes Pipelinesystem. Das unterirdisch verlegte Pipelinenetz ist ein effektives und umweltschonendes Energieversorgungssystem.

Das europäische Erdgasverbundsystem verdeutlicht die vielfachen gastechnischen und gaswirtschaftlichen Beziehungen. Es ist in den letzten beiden Jahrzehnten ständig ausgebaut worden, um konkrete Liefervereinbarungen durchführen zu können. Heute reicht der Verbund von der Nord- und Ostsee bis zum Mittelmeer und vom Atlantik bis nach Osteuropa. In das Verbundsystem münden Erdgasströme aus Fördergebieten in Westeuropa, Russland und Nordafrika.

Die Gesellschaft Interconnector (UK) Ltd. betreibt eine Unterwasserpipeline zwischen Großbritannien und dem europäischen Kontinent. Diese Pipeline, der so genannte Interconnector, verläuft zwischen Bacton an der britischen Küste und Zeebrügge in Belgien. Seit Oktober 1998 ist er die erste Verbindung zwischen dem englischen Gastransportsystem und dem kontinentaleuropäischen Leitungssystem. Der Interconnector hat das europäische Erdgasverbundsystem erweitert. Er hat eine Länge von 235 km und einen Durchmesser von rund 1000 mm. Bis zu 20 Mrd mł Erdgas pro Jahr können transportiert werden.

Nach Fertigstellung des Interconnectors umfasst der grenzüberschreitende Erdgasverbund in West- und Zentraleuropa nunmehr Fernleitungen von rund 44 000 km Länge. Sie haben Anschluss an die nationalen Leitungsnetze, die insgesamt rund 1,5 Mio km lang sind.

Die Kooperation von Erdgasunternehmen in Europa ermöglicht es, die technischen und wirtschaftlichen Risiken von Erdgas-Bezugsprojekten auf mehrere Partner zu verteilen. Nur so können Großprojekte - wie zum Beispiel das Troll-Projekt in der norwegischen Nordsee - verwirklicht werden. Das einzelne Importland kann sich außerdem an einer größeren Zahl von Projekten beteiligen. Dies fördert die Versorgungssicherheit durch Risikostreuung. Das bestehende Leitungsnetz und die in Bau oder Planung befindlichen Leitungen des Erdgasverbundes erleichtern es zudem, weitere Importmengen zu den Verbrauchern in ganz Europa zu bringen; Gasströme können bedarfsgerecht durch ganz Europa gelenkt werden. Die verknüpften Länder bilden einen aufnahmefähigen Markt mit hoher Wirtschaftskraft, der für Erdgasproduzenten attraktiv ist.

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