KOMMISSION DER EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFTEN 
Brüssel, den 18.10.1995 
KOM(95)478 endg. 
MITTEILUNG DER KOMMISSION 
DIE GASVERSORGUNG DER 
EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFT 
UND ZUKÜNFTIGE PERSPEKTIVEN 

Inhaltsverzeichnis 
1. Kurzfassung - 1 
2. Schlußfolgerungen - 8 
3. Gegenwärtige und künftige Gasversorgung und Nachfrage der EG 
und die Außenbeziehungen - 10 
3.1. Entwicklung der Gasversorgung und der Nachfrage in der 
EG in den vergangenen zehn Jahren - 10 
3.2. Derzeitiger Verbrauch der EG und Lieferquellen - 11 
3.3. Aussichten für die Versorgung und den Bedarf in der 
Zukunft - 12 
3.4. Die externe Dimension - 15 
4. Marktentwicklungen und deren Bedeutung für die 
Versorgungssicherheit - 17 
4.1. Entwicklung auf dem Gebiet der Elektrizitätserzeugung . -17 
4.2. Entwicklungen im Großindustrie-Bereich - 18 
4.3. Die vertikale Integration des Gasversorgungswegs - 18 
4.4. Horizontale Integration auf dem Gasmarkt - 19 
4.5. Preisbestimmungsmechanismen beim Erdgas - 20 
5. Die Versorgungssicherheit auf EG-Ebene - 21 
5.1. Einführung - 21 
5.2. Kurzfristige Aspekte der Versorgungssicherheit in der EG - 22 
5.3. Langfristige Aussichten für die Versorgungssicherheit in der 
EG \ - 24 
5.4. Transeuropäische Gasnetze - 29 
5.5. Kooperation auf EG-Ebene - 29 
TABELLEN 
ANHANG I 
1* 
1. Kurzfassung 
Einleitung 
1. In fast allen Mitgliedstaaten der EG nimmt der Marktanteil von Erdgas stetig 
zu. Es wird erwartet, daß sich der Marktanteil in der gesamten EG von 
derzeit 19 % der Gesamtenergiebilanz auf rund 26 % im Jahr 2010 erhöht. 
Im gleichen Zeitraum dürfte bei abnehmender EG-Eiigenproduktion die 
Abhängigkeit von Importen aus Drittländern erheblich ansteigen, und zwar 
von derzeit 40 % auf ungefähr 60 % im Jahr 2010 und sogar bis auf 75 % 
im Jahr 2020. Darüber hinaus gibt die unsichere politische Lage in einigen 
der Hauptlieferländer Anlaß zur Sorge. 
2. Die Erdgasindustrie in der EG hat bisher Vorbildliches auf dem Gebiet der 
Versorgungssicherheit geleistet. Es gibt keinen Grund, anzunehmen, daß 
dies in Zukunft anders sein wird. Die einzelnen Mitgliedstaaten tragen die 
Verantwortung für die Versorgungssicherheit auf nationaler Ebene. Die 
Europäische Gemeinschaft ist auf Gemeinschaftsebene verantwortlich, 
insbesondere im Hinblick auf den europäischen Binnenmarkt. 
3. Diese Mitteilung ist Bestandteil des Rahmens, der im Grünbuch1 der 
Kommission bzw. im darauffolgenden Weißbuch dargelegt wird, welches 
die Sicherheit der Versorgung als eine der drei Säulen der EG-
Energiepolitik unterstreicht. Auch wenn mit dieser Mitteilung die 
Weiterentwicklung des rechtlichen Rahmens für andere energiepolitische 
Fragen der EG, z.B. den Energiebinnenmarkt und die Transeuropäischen 
Netze nicht vorweggenommen werden soll, so wird sie hinsichtlich dieser 
Fragen doch einen informativen Beitrag zu dieser politischen Debatte 
leisten. 
4. Diese Mitteilung hat zwei Zielrichtungen: 
(a) eine Diskussionsgrundlage für die künftige Entwicklung des 
Gasversorgungssektors in der EG zu bieten und 
(b) die Frage der Sicherheit der Gasversorgung zu untersuchen sowie 
abzuschätzen, was auf EG-Ebene unternommen werden kann, um 
die Versorgungssicherheit bis weit in das nächste Jahrhundert zu 
erhöhen. 
5. Die Mitteilung ist in drei Hauptkapitel gegliedert. Im ersten werden die 
Aussichten für den Gasbedarf und die Gasversorgung bis zum Jahre 2020, 
die entstehenden "Versorgungslücken" und die kritische Frage der 
Außenbeziehungen untersucht. Im zweiten Kapitel werden bestimmte 
Marktentwicklungen in bezug auf ihre möglichen Auswirkungen auf die 
Versorgungssicherheit betrachtet. Abschließend werden im Kapitel drei die 
der Gasindustrie zur Zeit zur Verfügung stehenden Sicherheitsmaßnahmen 
untersucht und ihre Wirksamkeit im Falle eines längeren 
Versorgungsmangels bewertet. Diese Mitteilung hat keine Folgen für den 
Gemeinschaftshaushalt. 
(1) KOM(94) 659 einig. 
-lfe 
6. Die Internationale Energieagentur hat vor kurzem eine Studie über die 
Sicherheit der Gasversorgung durchgeführt, in der die drei wichstigsten 
regionalen Erdgasmärkte der OECD untersucht wurden, d.h. OECD Europa, 
OECD Nordamerika und OECD Pazifik. Diese Studie zeigt, daß zwischen 
diesen drei regionalen Erdgasmärkten erhebliche Unterschiede in bezug auf 
Angebot und Nachfrage und die Versorgungssicherheit bestehen. Nur auf 
der Grundlage einer detaillierten Analyse der Lage in Europa, wie sie in 
diesem Dokument enthalten ist, können spezifische Schlüsse für die 
Europäische Gemeinschaft gezogen werden. 
7. Im Rahmen der Vorbereitung dieser Mitteilung fanden ausführliche 
Beratungen mit der Industrie, mit einzelnen Gasversorgungsuntemehmen, 
mit Eurogas und mit den Mitgliedstaaten statt. Diese Beratungen haben zur 
Aussagekraft des endgültigen Dokuments beigetragen. 
Verso m un as- und Bedarfsaussichten 
8. Die durch Verträge gesicherten Gaslieferungen übertreffen die Menge, die 
voraussichtlich zur Bedarfsdeckung bis zum Jahr 2000 benötigt wird. Unter 
der Voraussetzung, daß nur die bestehenden Versorgungsverträge 
verlängert werden, wird bei den vertraglichen Lieferungen eine 
Versorgungslücke von bis zu 20 % im Verhältnis zum erwarteten Bedarf im 
Jahre 2020 entstehen. Neue Lieferverträge, deren Umfang den derzeitigen 
Gesamtverbrauch der EG übertrifft, werden benötigt, um den bis 2020 zu 
erwartenden Bedarf zu decken. 
9. Die der EG potentiell zur Verfügung stehende interne sowie externe 
Gasversorgung ist jedoch ergiebig und reicht aus, um den Bedarf bis weit 
in das nächste Jahrhundert hinein decken zu können. Zunehmende 
Liefermengen sind aller Wahrscheinlichkeit nach von den drei größten 
Hauptlieferanten, Rußland,,Norwegen und Algerien zu erwarten. In allen 
drei Lieferländern werden größere Projekte durchgeführt, um die 
Gasausfuhren an die EG erheblich steigern zu können. 
10. Es besteht kein Mangel an der EG zusätzlich zur Verfügung stehenden 
Gasvorräten, z.B. im Nahen Osten oder in Zentralasien. Diese müssen 
jedoch erst erschlossen werden, und das gewonnene Gas muß über 
Fernleitungen oder als Flüssiggas über große Entfernungen transportiert 
werden, mit den entsprechenden Auswirkungen auf die Kosten und - im 
Falle der Pipelines - mit potentiellen Durchleitungsschwierigkeiten. 
Langfristig könnten diese Faktoren einen Anstieg der Gaspreise bewirken, 
wodurch wiederum der Anstieg der Nachfrage nach Gas gebremst werden 
könnte. 
Außenbezieh unpen 
11. Die EG diskutiert zur Zeit Strategien zur Entwicklung engerer Beziehungen 
mit einigen wichtigen Energieproduzenten in der früheren Sowjetunion. 
Auch Fragen wie die Bedingungen des Zugangs zu Energieprodukten und 
der Aufbau von Absatzmöglichkeiten bilden einen Teil des Dialogs mit 
diesen Ländern. Der Vertrag über die Europäische Energiecharta stellt 
einen bedeutenden Rahmen dar, innerhalb dessen der Ost-West-Handel mit 
Gas und die Zusammenarbeit mit gegenwärtigen und potentiellen 
Lieferländern gefördert werden. Eine Ausweitung des Geltungsbereichs der 
Energiecharta oder eines ähnlichen rechtlichen Rahmens nach Süden, um 
weitere regionale Gaslieferanten mit einzubeziehen, könnte die 
Versorgungssicherheit verbessern. Die bevorstehende EU-Mittelmeer-
Konferenz bietet eine Gelegenheit, diese Entwicklung voranzutreiben. 
12. Der Dialog zwischen Verbrauchern und Lieferanten stellt einen weiteren 
Rahmen dar, in dem engere Beziehungen zu den Lieferanten gefördert 
werden könnten. Die zunehmende Importabhängigkeit der EG und ihre 
strategischen Bedürfnisse nach engeren Beziehungen mit externen 
Lieferanten sollten als Informationsgrundlage und zur Motivierung der 
Außenpolitik im Hinblick auf solche Länder dienen. Diese strategischen 
Erfordernisse sollten die Kooperations- und technischen Hilfsprogramme 
der EG, z.B. PHARE, TACIS und die Mittelmeerprogramme, auf dem 
Gebiet der Energieversorgung zunehmend bestimmen. 
13. Den Ländern Mittel- und Osteuropas stehen schwerwiegende Probleme auf 
dem Gebiet der Gasversorgung bevor, darunter oft eine instabile 
Versorgungssituation, die in erster Linie auf Grund der Abhängigkeit von 
einem einzigen Lieferanten entstanden ist. Diese Staaten werden sich an 
die EG wenden, einerseits in der Hoffnung nach verstärktem Handel, 
Zusammenarbeit, Integration und Diversifizierung der Versorgungsquellen, 
und andererseits insbesondere im Hinblick auf eine künftige EG-
Mitgliedschaft. 
Marktentwicklunaen 
14. In den letzten Jahren ist eine Tendenz zu einer vertikalen Integration des 
Gasversorgungswegs zu verzeichnen, besonders in Form von Investitionen 
einiger externer Lieferanten auf nachgelagerten Wirtschaftsstufen. Diese 
Entwicklung ist überaus erfreulich, da sie eine verstärkte Verpflichtung der 
betreffenden Lieferanten gegenüber den EG-Märkten aufzeigt und einen 
Stabilitäts- und Sicherheitsfaktor darstellt. Dennoch sollte eine 
Lieferantenvielfalt sichergestellt werden. 
15. Einige ökonomische Vorzüge sprechen für die Nutzung von Erdgas zur 
Elektrizitätserzeugung. Als Substitut für andere fossile Energieträger stellt 
Erdgas auch eine wichtige Entlastung der Umwelt dar. Deshalb ist nicht 
auszuschließen, daß der Elektrizitätssektor für einen Anteil von über 50% 
am Anstieg des Gasverbrauchs bis zum Jahre 2010 verantwortlich sein 
wird, was fast einen Drittel des Gasverbrauchs der EG in diesem Zeitraum 
entsprechen würde. Der zunehmende Bedarf an Gas für die 
Stromerzeugung und die Bemühungen zur Kostenreduzierung könnten 
weitere direkte Verbindungen zwischen den 
Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) und den Gasversorgungs­
unternehmen sowie neue Preisberechnungsformeln fördern, bei denen die 
Tatsache berücksichtigt wird, daß in diesem Bereich die Kohle der 
Hauptkonkuirrent des Erdgases ist. Mit der Entwicklung der Gasmärkte 
ergeben sich auch neue Preisstrukturen. 
3 -
Kurzfristige Versörgungssicherheit auf EG-Ebene 
16. Man geht davon aus, daß die EG zur Zeit eine Unterbrechung der 
Lieferungen aus den beiden nicht zur OECD gehörenden 
Hauptexportländern, Rußland bzw. Algerien, über einen Zeitraum von 9 
bzw. 20 Monaten verkraften könnte. Sogar bei einer gleichzeitigen Kürzung 
der Lieferungen aus diesen beiden Nicht-OECD-Quellen beträgt die 
Sicherheitsmarge fast 5 Monate. Zur Gewährleistung dieses 
Sicherheitsniveaus ist eine uneingeschränkte grenzüberschreitende 
Zusammenarbeit t der Gasversorgungsindustrien der einzelnen 
Mitgliedstaaten unter Anwendung der bestehenden Sicherheitsmaßnahmen 
erforderlich. 
17. In bezug auf den Anteil des Erdgases am Primärenergieverbrauch, die 
einheimische Gaserzeugung, die Diversifizierung der Importe, die 
Einbindung ins europäische Verbundgasnetz, die Lagerkapazitäten und 
-eigenschaften sowie in bezug auf den Anteil der unterbrechungsfähigen 
und alternativ zu befeuernden Einrichtungen, die Flüssiggas-
Verladestationen und eine grenzüberschreitenden Sicherungs-Kooperation 
mit anderen Gasgesellschaften gibt es jedoch erhebliche Unterschiede in 
der Versorgungssituation der Mitgliedstaaten. Die auf nationaler Ebene 
durchgeführten Sicherheitsmaßnahmen unterscheiden sich 
dementsprechend auch je nach diesen sehr unterschiedlichen Bedarfs- und 
Liefersituationen. 
18. Ein Vorgehen auf EG-Ebene erhöht die Versorgungssicherheit. Die Gas­
versorgungsunternehmen der EG wenden bereits wirtschaftlich begründete 
grenzüberschreitende Reserveversorgungs-Abkommen an. Die Elemente 
einer EG-weiten Kooperationspolitik mit dem Ziel, die Auswirkungen 
weitreichender Versorgungsausfälle zu minimieren, umfassen eine Reihe 
von Maßnahmen. Dazu zählen: die Verbrauchsverringerung durch 
Anwendung von Kundenverträgen mit Unterbrechungsklauseln; die 
Flexibilität der Produktion sowohl in bezug auf die Eigenförderung als auch 
auf Importe aus anderen Förderländern in der EG sowie die Ausnutzung 
aller innerhalb der EG zur Verfügung stehenden Speichermöglichkeiten. 
Werden diese Maßnahmen zusammen und gleichzeitig angewandt, so 
erhöhen sie die für den EG-internen Handel verfügbaren Gasmengen 
wegen der im Vergleich zu den Einzelstaaten viel größeren Importvielfalt 
der Gesamt-EG . 
Langfristige Versorgungssicherheit auf EG-Ebene: Integration der 
Versorgungsnetze 
19. Die Integration des EG-weiten Gasnetzes ist eine Voraussetzung für die 
vollständige Ausschöpfung der obengenannten Sicherheitsmaßnahmen. 
Deshalb stellt die Verbindung der Gasnetze in der EG untereinander einen 
entscheidenden Faktor bei der Aufrechterhaltung und Sicherung einer 
ausreichenden Versorgungssicherheit dar. 
20. Obwohl dank der Errungenschaften der europäischen Gasindustrie das 
Netz innerhalb der EG weitgehend integriert ist, könnte die 
Versorgungssicherheit durch einige weitere Querverbindungen weiter erhöht 
werden. 80 % der Gasvorräte Europas befinden sich in der Nordsee und 
den Niederlanden. Durch Projekte zum Bau von Leitungen zur Anbindung 
des Festlands an die Förderstätten der Nordsee sowie von 
Querverbindungen zwischen einigen Mitgliedstaaten auf dem Festland wird 
eine erhebliche Verbesserung der Lieferfähigkeit des Gases aus der 
Nordsee und den Niederlanden im Falle einer Unterbrechung der 
Lieferungen aus Algerien und/oder Rußland erzielt. 
21. Die im Falle eines größeren Versorgungsmangels am empfindlichsten 
getroffenen Mitgliedstaaten wären Finnland (Ausfall russischerLieferungen), 
Griechenland (Ausfall russischer Lieferungen) und Portugal (Ausfall 
algerischer Lieferungen). Jedoch werden in Griechenland zur Zeit 
Flüssiggasanlagen gebaut, die eine wertvolle zusätzliche Sicherheit bieten, 
während das Problem in Finnland teilweise durch Anlagen mit alternativen 
Beheizungsmöglichkeiten aufgehoben wird. Portugal kann unterUmständen 
eine Unterbrechung der Lieferungen aus Algerien auch ohne 
Flüssiggasanlagen verkraften, allerdings nur dann, wenn die geplante neue 
Querverbindung zu Spanien fertiggestellt ist und die Leistungsfähigkeit des 
französischen Hauptnetzes erhöht wird. Im Zuge der weiteren Entwicklung 
der nordischen Märkte würde eine Verbindung zu Schweden gleichermaßen 
eine langfristige Lösung für Finnland darstellen wie jede eventuelle 
Entwicklung von Gaslieferungen aus der Barent-See. 
22. Folgende Staaten sind ebenfalls anfällig, wenn auch in geringerem Maße: 
Spanien (Ausfall algerischer Lieferungen), Österreich (Ausfall russischer 
Lieferungen) und Italien (Ausfall russischer oder algerischer Lieferungen). 
Wenn jedoch die im Abschnitt 5.3.1. genannten Querverbindungen 
hergestellt werden und alle Lastausgleichs-Instrumente sowie Möglichkeiten 
zum Austausch und zur Umkehr der Lieferrichtung effektiv genutzt werden, 
und wenn im Falle Italiens und Spaniens die zusätzliche Versorgung durch 
Flüssiggas zur Anwendung kommt, könnten diese Mitgliedstaaten die 
Versorgung für beträchtliche Zeiträume aufrecht erhalten. 
23. Sollte der schlimmste anzunehmende, aber auch unwahrscheinliche Fall 
eintreten, daß die Lieferungen sowohl aus Rußland als auch aus Algerien 
gleichzeitig ausfallen, so wären Spanien, Italien und Österreich wesentlich 
empfindlicher getroffen. Ferner könnten auch Frankreich und Belgien 
stärker getroffen werden, besonders wenn die obengenannten 
' Querverbindungen nicht Zustandekommen sollten. 
Transeuropäische Gasversorgungsnetze 
24. Einige der obengenannten Querverbindungen sind Projekte von 
gemeinsamen Interessen bzw. Prioritätsprojekte im Rahmen des 
Programms zur Förderung transeuropäischer Energieversorgungsnetze 
(TEN). Die Entwicklung der TEN-Politik bei sich ändernden 
Marktbedingungen wird eine Erweiterung der Liste der Projekte von 
gemeinsamen Interessen um einige der in diesem Eiericht beschriebenen 
"fehlenden" Verbindungsleitungen und Speicherprojekte, einschließlich der 
Bedürfnisse der am meisten verwundbaren Mitgliedsstaaten, ermöglichen, 
um die Versorgungssicherheit der EG zu erhöhen. 
- 5 
Speicherung und unterbrechbare Verbraucher 
25. Angesichts der langen Anlaufzeit, die zur Entwicklung neuer unterirdischer 
Gasspeicher benötigt wird, sollten die Kosten und Vorteile der Einrichtung 
zusätzlicher Speicherkapazitäten untersucht werden, um der gestiegenen 
Nachfrage und der durch die sinkende interne Produktion in der EG und die 
steigende Abhängigkeit von externen Quellen verringerten Flexibilität 
entgegenzuwirken. Dies ist von besonderer Bedeutung für Mitgliedstaaten, 
• deren Gasmärkte sich noch auf einer niedrigeren Entwicklungsstufe 
befinden. 
26. Obwohl globale Zahlen verfügbar sind, wird eine detaillierte Untersuchung 
der tatsächlichen unterbrechbaren Verbraucher in der Industrie und 
Elektrizitätserzeugung in den Mitgliedstaaten notwendig sein, um das 
wirkliche Ausmaß der Unterbrechungsfähigkeit und die damit verbundenen 
Folgen für die Versörgungssicherheit im Falle einer größeren Krise 
einschätzen zu können. 
27. Gas- und Elektrizitätsversorgungsunternehmen könnten sich Energie­
quellen in Zeiten ungenügender Gas- oder Elektrizitätsversorgung teilen, da 
es nur sehr selten in der gesamten EG gleichzeitig zu Gasverbrauchs- und 
Elektrizitätslastspitzen kommt. Zusammen mit dem großen Potential zur 
Erhöhung der Anzahl von unterbrechbaren Energieverbrauchern könnte 
dieses Steuerungsinstrument die langfristige Gefährdung fast aller 
Mitgliedstaaten erheblich verringern. 
Zusammenarbeit auf EG-Ebene 
28. Es müssen Anstrengungen unternommen werden, um eine möglichst 
effektiv gestaltete Zusammenarbeit innerhalb der EG im Falle einer 
größeren Gasversorgungskrise sicherzustellen. Eine Reihe von Ideen 
dürften es wert sein, in diesem Zusmmenhang entwickelt zu werden. Ein 
möglicher Ansatz könnte die Vereinbarung eines Sicherheitsziels für die 
einzelnen Mitgliedstaaten sein, das unterschiedlich ausgestaltet werden 
könnte, vorausgesetzt, die Zielsetzung insgesamt ist gewährleistet und es 
kommt zu einem angemessenen Grad an Aufgabenteilung. Durch Einsatz 
einer optimalen Mischung der jeweils verfügbaren Sicherheitsmaßnahmen, 
einschließlich derVerbesserung grenzüberschreitender Kooperation, könnte 
dann das Sicherheitsziel erreicht werden. 
29. Auch wenn die Versorgungssicherheit zur Zeit kein größeres Problem 
darstellt, besteht kein Anlaß zur Sorglosigkeit. Auf EG-Ebene könnten 
Notfall-Leitlinien verfaßtwerden, damit man über eine gemeinsame Sprache 
und gemeinsame Notfall-Prioritäten verfügt, wenn man einen 
schwerwiegenden Ausfall der Versorgung zu bewältigen hat. 
30. Es sollte weiterhin an einer tiefgehenden Analyse des sich entwickelnden 
Verhältnisses aller Faktoren gearbeitet werden, die die 
Versorgungssicherheit auf EG-Ebene und nach Mitgliedsstaat 
beeinträchtigen. Dies sollte unter Berücksichtigung der Kosten und Nutzen 
der verschiedenen Optionen geschehen und nicht nur Entwicklungen auf 
der Angebotsseite abdecken, sondern auch die Entwicklungen der TEN, die 
- 6 
Vollendung des Energiebinnenmarktes und Entwicklungen in den 
Außenbeziehungen wie die Europäische Energie Charta. 
* * * 
-7 -
2. Schlußfolgerungen 
Auf der Basis der in dieser Mitteilung vorgestellten Analyse ersucht die 
Kommission den Rat, die folgenden Schlußfolgerungen zur Kenntnis zu 
nehmen und zu bestätigen: 
1. Die Erdgasmärkte haben an sich regionalen Charakter, und die Sicherheit 
der Gasversorgung der EG kann deshalb nur auf der Grundlage einer 
tiefgreifenden Analyse der spezifischen Gasversorgungslage der jeweiligen 
europäischen Regionen beurteilt werden. 
2. Auf EG-Ebene stellt die Sicherheit der Gasversorgung kein unmittelbares 
Problem dar, obwohl es zwischen den Mitgliedstaaten erhebliche Unter­
schiede bei der Versorgungssicherheit gibt. Der von der europäischen 
GasversorgungsindustrieentwickelteMixunterschiedlicherSicherheitsmaß-
nahmen, d.h. Querverbindungen zwischen Netzen, Speicherung, Flexibili­
sierung der Produktion, Verträge mit Unterbrechungsklauseln und 
grenzüberschreitende Verträge, variiert von Mitgliedstaat zu Mitgliedstaat. 
Jedoch könnte durch eine Zusammenarbeit auf EG-Ebene erreicht werden, 
daß die Maßnahmen in koordinierter Weise zur vollständigen Ausschöpfung 
der Flexibilität des Gasversorgungssystems und somit zur Erhöhung der 
Versorgungssicherheit Europas eingesetzt werden. 
3. Die Abhängigkeit der EG von externen Quellen wird in dem betrachteten 
Zeitraum stetig zunehmen, wobei ein Großteil des zusätzlich verbrauchten 
Gases aus Nicht-OECD-Ländern bezogen wird. Obwohl es keinen Mangel 
an Erdgasreserven gibt, die der EG potentiell zur Verfügung stehen und mit 
denen die bis zur Jahrhundertwende und auch danach eintretende große 
Zunahme des Verbrauchs gedeckt werden kann, werden die wirtschaftlich 
vermarktbaren Zusatzlieferungen höchstwahrscheinlich von den derzeitig 
größten Lieferanten bezogen, d.h. aus Rußland, Norwegen und Algerien. 
Sollten neue Lieferländer hinzukommen, so werden auch diese außerhalb 
der EG liegen, und zwar in immer größeren Entfernungen. 
4. Die Vollendung des Binnenmarktes wird die Integration der Gasmärkte 
erleichtern und dadurch die Versorgungssicherheit beim Gas stärken. Die 
Zusammenarbeit und Solidarität auf EG-Ebene werden auf externe 
Lieferanten und Transitländer eine Signalwirkung haben und auf derzeitige 
und künftige Gasverbraucher innerhalb der EG beruhigend wirken und 
somit die Versorgungssicherheit der EG stärken. Dies würde die 
koordinierte Reaktion auf Versorgungsengpässen stärken, den Ruf des 
Erdgases als zuverlässige Energiequelle erhalten und verbessern, die 
Realisierung der zur Lieferung von Erdgas an den europäischen Markt 
benötigten Großprojekte in den nächsten Jahren erleichtern und als 
Abschreckungsmaßnahme in bezug auf mögliche Versorgungsmängel 
dienen. 
5. Die Flexibilität des Gasversorgungssystems der EG, durch die Entwicklung 
der Transeuropäischen Netze gesteigert, sollte regelmäßig geprüft und bei 
Bedarf verbessert werden, damit man im Rahmen des einheitlichen 
integrierten EG-Energiemarkts im Laufe der Zeit auf die Bewältigung 
eventueller Versorgungsmängel vorbereitet ist. 
Die Kommission wird zusammen mit den Mitgliedstaaten, der Gasversorgungs­
branche und anderen interessierten Organisationen die diversen in dieser 
Mitteilung aufgeworfenen Fragen erörtern, die für die Versorgungssicherheit 
relevanten Entwicklungen auf dem Gassektor innerhalb und außerhalb der EG 
genau beobachten und dem Rat einen weiteren Bericht vorlegen. 
•k -k -k 
Gegenwärtige und künftige Gasversorgung und Nachfrage der EG und die 
Außenbeziehungen 
Nachstehende Tabelle faßt die künftigen Versorgungs- und 
Verbrauchstrends der EG für die kommenden Jahre zusammen. 
1. Verbrauch (Mt ROE) 
2. Eigenproduktion % 
3. Importabhängigkeit % 1994 
254 
61 
39 2000 
311/320 
56 
44 2010 
392/411 
41 
59 2020 
432/496 
25/32 
68/75 
Quellen: siehe Tabellen im Anhang 
3.1. Entwicklung der Gasversorgung und der Nachfrage in der EG in den 
vergangenen zehn Jahren. 
In den letzten zehn Jahren ist der Erdgasverbrauch in der EG erheblich 
angestiegen, und zwar um mehr als 38 % von 184 Mt ROE im Jahr 1985 
auf 254 Mt im Jahr 1994. Der durch Erdgas gedeckte Anteil am 
Gesamtenergieverbrauch der EG beträgt heute 19 %. 
Die Eigenförderung in der EG ist um 25 % gestiegen, von 126 Mt ROE im 
Jahr 1985 auf 157 Mt ROE im Jahr 1994. Der Verbrauch ist also stärker 
gestiegen als die Produktion, wobei die zusätzlichen Mengen durch Importe 
aus den drei Hauptlieferländern Algerien, Norwegen und Rußland gedeckt 
werden. Die Importe nahmen von 61 Mt ROE im Jahr 1985 auf 100 Mt 
ROE-im Jahr 1994, also um 62 % zu. Somit erhöhte sich die Abhängigkeit 
von externen Quellen von 33 % im Jahr 1985 auf fast 40 % im Jahr 1994. 
Die Importe aus Rußland sind von 21 Mt ROE im Jahr 1984 auf 53 Mt ROE 
im Jahr 1994, d.h. um 150 % gestiegen, was 80 % der Zunahme externer 
Lieferungen entspricht. 1985 bezog die EG 34% ihrer gesamten 
Gaseinfuhren aus Rußland. Bis 1994 hatte sich diese Abhängigkeit um 
mehr als ein Drittel auf 52 % erhöht. 
Die Importe aus Algerien sind um mehr als ein Drittel gestiegen, von 
17 Mt ROE im Jahr 1985 auf 23 Mt ROE im Jahr 1994, und die Zunahme 
entspricht somit in etwa der Steigerungsrate des Gasverbrauchs in der EG. 
Die Abhängigkeit der EG von Importen aus Algerien hat sich in diesen zehn 
Jahren etwas verringert, von 28 % im Jahr 1985 auf etwa 25 % im Jahr 
1994. 
Die Importe aus Norwegen sind von 22 Mt ROE im Jahr 1985 auf 
23 Mt ROE im Jahr 1994, also nur um 5 %, gestiegen. Relativ betrachtet 
ist der Anteil Norwegens an den Lieferungen in die EG gesunken, und zwar 
von 36 % im Jahr 1985 auf 25 % im Jahr 1994. 
10 -
3.2. Derzeitiger Verbrauch der EG und Lieferquellen (siehe auch: Tabelle 2A). 
1994 betrug der gesamte Erdgasverbrauch der EG 254 Mt ROE. 
Deutschland und das Vereinigte Königreich waren die größten Verbraucher 
(ca. je 60 Ml: ROE); Italien, die Niederlande und Frankreich verbrauchten 
je 30-40 Mt ROE, während Belgien, Spanien, Dänemark, Irland, Österreich, 
Finnland und Schweden jeweils weniger als 10 Mt ROE verbrauchten. Der 
Verbrauch in Luxemburg betrug lediglich 0,4 Mt ROE, und in Griechenland 
und Portugal ist eine Versorgung mit Erdgas erst für die kommenden Jahre 
geplant. 
1994 trug das Erdgas nur ungefähr 19 % zur Energiebilanz der gesamten 
EG bei. Den höchsten Gasanteil (49 %) in der Energiebilanz weisen die 
Niederlande auf, gefolgt von einer aus sechs Staaten bestehenden Gruppe, 
in der der Anteil etwa dem EG-Mittelwert entspricht: dies sind Italien, 
Vereinigtes Königreich, Irland, Belgien, Deutschland und Österreich. In 
Frankreich, Dänemark und Finnland ist der Anteil unter dem EG-Mittelwert 
und in Luxemburg, Spanien und Schweden sogar weit darunter. 
1995 beträgt das geschätzte Volumen der nachgewiesenen 
Erdgaslagerstätten der EG ungefähr 3360 Mt ROE (siehe Tabelle 1), 
obwohl diese Vorräte sich möglicherweise aufgrund neuer Entdeckungen 
und verbesserter Explorations- und Fördertechniken erhöhen lassen. Die 
Niederlande und das Vereinigte Königreich verfügen zusammen über mehr 
als 73% der gesamten Vorräte der EG. Infolgedessen konzentriert sich ein 
großer Teil der Erdgasvorräte in NW-Europa. 
1994 betrug die Gesamtfördermenge von Erdgas in der EG 157 Mt ROE. 
Die Erdgasförderländer in der EG lassen sich in drei Gruppen gliedern. Zur 
ersten Gruppe gehören die Niederlande und das Vereinigte Königreich, die 
jeweils mehr als 55 Mt ROE produzieren. Italien und Deutschland 
produzieren jeweils ca. 15 Mt ROE, während die Fördermenge in der 
anderen Gruppe, zu der Dänemark, Frankreich, Irland, Österreich und 
Spanien gehören, erheblich niedriger ist, nämlich weniger als 5 Mt ROE je 
Staat. Die anderen Mitgliedstaaten verfügen über keine einheimische 
Erdgasförderung. 
Die derzeitigen Zahlen der EG weisen ein für mehr als 20 Jahre 
ausreichendes Vorräte/Förderungs-Verhältnis auf. Jedoch ist das 
Förderungspotential nicht gleichmäßig in der EG verteilt, die einheimische 
Förderung kann den laufenden Bedarf nicht decken, und Europa verfügt 
noch nicht über ein vollständig untereinander verbundenes Erdgasnetz. 
Einige Mitgliedstaaten, insbesondere die an der Peripherie, befinden sich 
in einer relativ isolierten Lage. 
Betrachtet man den EG-internen Erdgashandel, so ist festzustellen, daß 
aus der EG fast kein Gas exportiert wird. 1994 betrug das gesamte 
innerhalb der EG gehandelte Erdgasvolumen 30 Mt ROE. Die Niederlande 
gehören zu den großen Lieferländern, während Dänemark kleinere Mengen 
an Deutschland und Schweden exportiert. Die Niederlande beliefern 
Deutschland, Belgien, Frankreich und Italien. Das andere große Förderland, 
11 
das Vereinigte Königreich, ist zur Zeit noch nicht mit dem Erdgasmarkt des 
europäischen Festlands verbunden2. Diese Situation wird sich ändern, 
sobald die "UK-Continent Interconnector" - Leitung fertiggestellt und in 
Betrieb genommen worden ist. 
Die EG(15) importiert insgesamt 100 Mt ROE aus vier externen 
Lieferländern: Rußland ist der größte Lieferant und lieferte 1994 
53 Mt ROE. Algerien und Norwegen lieferten ungefähr gleich große Anteile, 
jeweils ungefähr 23 .Mt ROE, während nur geringe Mengen - 1 Mt ROE -
aus Libyen kamen. Deutschland, mit einem Anteil von ca. 30 % am 
Gesamtimport der EG, ist der größte Abnehmer für Erdgas aus externen 
Quellen. Frankreich und Italien importieren ebenfalls erhebliche Mengen, 
während Belgien, Spanien, Österreich und Finnland wesentlich kleinere 
Mengen aus Drittländern importieren. Die Niederlande und das Vereinigte 
Königreich importieren geringe Mengen aus Norwegen, obwohl sie 
weitgehend Selbstversorger sind. 
Für die Gesamt-EG beträgt die Importabhängigkeit fast 40 %, doch 
schwankt diese Zahl erheblich von einem Mitgliedstaat zum anderen. 
Finnland und Spanien sind zu fast 100 % von Importen aus Drittländern 
abhängig, während Österreich und Frankreich zu 80 %, und Belgien, 
Deutschland und Italien zu etwa 50-55 % abhängig sind. Die 
Importabhängigkeit der Niederlande und des Vereinigten Königreichs 
beträgt wegen ihrer guten Eigenversorgung weniger als 10 %. Dänemark, 
Schweden, Irland und Luxemburg importieren überhaupt kein Erdgas von 
außerhalb der EG. 
Es ergibt sich kein vollständiges Bild, wenn man die Versorgungssicherheit 
nur unter dem Gesichtspunktder Abhängigkeit von EG-externen Lieferanten 
betrachtet. Die Herkunft der Lieferungen und die Vielfalt unterschiedlicher 
Bezugsquellen müssen auch berücksichtigt werden. 
3.3. Aussichten für die Versorgung und den Bedarf in der Zukunft (Tabelle 2B) 
Die folgenden Voraussagen sollen als Hintergrund für die nachfolgenden 
Kapitel dienen. Wichtig sind nicht unbedingt die Zahlen, sondern die durch 
sie sichtbar werdenden Trends, insbesondere das Niveau der Abhängigkeit 
von externen Quellen und die noch abzuschließenden Lieferverträge. Daten 
über den Bedarf in der EG und die Verbrauchsvorhersagen sind den von 
den Dienststellen der Kommission für die Zeit bis 2020 entworfenen 
Energieszenarien entnommen. 
Diese Szenarien gehen von unterschiedlichen möglichen Welten aus. Für 
uns bleibt vor allem festzuhalten, daß die grundlegenden Phänomene -
starke Zunahme des Gasbedarfs und verschärfte Einfuhrabhängigkeit - in 
allen Szenarien konstant bleiben. 
Was sich dagegen je nach Szenario verändert, ist die Umweltbelastung, 
insbesondere das Niveau des C02-Ausstoßes. Die Diskussion des 
(2) Mit einer kleinen Ausnahme - des Markham-Feldes vor der britischen Küsle. 
- 12 -
Szenarien im Zusammenhang mit der gemeinschaftlichen Energiepolitik -
unter Berücksichtigung der internationalen Verpflichtungen der 
Gemeinschaft, die Treibhausgasemissionen zu reduzieren - werden in 
anderen Gremien, die sich speziell dieser Thematik widmen, zu erörtern 
sein. Von selbst versteht sich überdies, daß eine Energie - und 
Umweltpolitik, die sich das Energiesparen und die Nutzung der 
erneuerbaren Energieträger zum Anliegen macht, das Problem der 
Importabhängigkeit entschärft und die Versorgungssicherheit der 
Gemeinschaft erhöht. 
Für die Zwecke der vorliegenden Mitteilung, die sich mit Fragen der 
Gasversorgung befaßt, wurden jeweils Durchschnittszahlen oder -spannen 
benutzt, um die wichtigsten Aussagen zu verdeutlichen. 
3.3.1. 2000 
Es wird geschätzt, daß der Verbrauch um 22-26 % auf 311-320 Mt ROE 
ansteigen wird. Bis zu diesem Zeitpunkt wird auch in Griechenland und 
Portugal Erdgas eingeführt worden sein. Der Gasanteil' am 
Gesamtenergieverbrauch könnte in Deutschland, Spanien, Italien, dem 
Vereinigten Königreich und Schweden noch zunehmen. Erdgas wird rund 
22 % des gesamten Primärenergieverbrauchs der ECÎ decken. 
Man nimmt an, daß die Erdgasförderung der EG um 11 % auf etwa 
175 Mt ROE zunehmen wird. Danach kann es zu einem 
Produktionsrückgang kommen. Die Niederlande werden eventuell noch die 
höchsten Mengen fördern, gefolgt vom Vereinigten Königreich, wobei diese 
beiden Länder zusammen ca. 80 % der Gesamtförderleistung der EG 
erbringen. Die Förderung wird vielleicht auch in Dänemark erhöht werden, 
wohingegen die Förderung in Italien, Irland, Deutschland, Frankreich und 
Österreich vermutlich zurückgehen wird. 
Die Gesamtmenge des innerhalb der EG gehandelten Erdgases könnte 
ungefähr 30 Mt ROE erreichen, wovon der größte Teil nach wie vor aus 
den Niederlanden kommen wird. Bis zu diesem Zeitpunkt müßte die 
Verbindung "UK-Continent Interconnector" zwischen dem Festland und dem 
Vereinigten Königreich fertiggestellt worden sein und bis zu 18 Mt ROE 
jährlich an die Festlandsmärkte liefern. 
Voraussagen zufolge muß die EG mindestens 136 Mt ROE aus Drittländern 
importieren, was einem 36 %-igen Einfuhranstieg entspricht. Die bis zum 
Jahr 2000 abgesicherten Lieferverträge zeigen, daß für die gesamte EG zu 
diesem Zeitpunkt ein Überschuß bestehen könnte. Bis 2000 wird die 
Importabhängigkeit der EG auf ungefähr 44 % angestiegen sein, wobei es 
weiterhin erhebliche Unterschiede zwischen den Mitgliedstaaten geben 
wird. Irland, Schweden und Griechenland verfügen zur Zeit noch nicht über 
Lieferverträge zur vollen Deckung des bis zum Jahr 2000 geschätzten 
Bedarfs. 
- 13 
3.3.2. 2010 
Der Verbrauch wird auf 392-411 Mt ROE geschätzt, was einer 
durchschnittlichen Zunahme von 27 % gegenüber dem Jahr 2000 
entspricht. Erdgas wird eventuell als Ersatz für veraltete Kernkraftwerke im 
Vereinigten Königreich, Schweden und Deutschland eingesetzt. Auch in 
Spanien und Italien könnte die für die Elektrizitätserzeugung eingesetzte 
Erdgasmenge stark zunehmen. Das Erdgas könnte einen Anteil von bis zu 
26 % des gesamten Primärenergieverbrauchs der EG erreichen. 
Die Erdgasförderung in der EG wird eventuell nach dem Jahr 2000 um 6 % 
auf etwa 165 Mt ROE zurückgehen. Unter Umständen wird die Förderung 
im Vereinigten Königreich weiter ausgeweitet, d.h. auf über 50 % der EG-
Gesamtproduktion. Es ist jedoch wahrscheinlich, daß zu dieser Zeit die im 
Vereinigten Königreich geförderte Menge ausschließlich zur Deckung des 
Eigenbedarfs benötigt" wird und nicht einmal ausreichen wird, um den 
geschätzten Bedarf zu decken. Die niederländische Förderung könnte bis 
dahin bereits ihrem Ende zugehen. 
Die Gesamtmenge des innerhalb der EG gehandelten Erdgases könnte auf 
etwa 28 Mt ROE zurückgehen, wobei die Niederlande weiterhin fast das 
gesamte Volumen liefern, und Dänemark vielleicht noch kleine Mengen an 
Deutschland und Schweden liefern wird. 
Bis dahin könnte es dazu kommen, daß die EG ungefähr 227 Mt ROE 
importieren muß, was eine Zunahme von 70 % gegenüber dem Jahr 2000 
bedeuten würde. Die EG wird nach wie vor Gas von drei externen Haupt­
lieferanten beziehen. Bei dieser Auswertung wird davon ausgegangen, daß 
die zwischen 2000 und 2010 auslaufenden Lieferverträge verlängert 
werden. In diesem Fall werden die vertraglich geregelten Liefermengen ca. 
168 Mt ROE betragen; Rußland wird eventuell 66 Mt ROE liefern, 
Norwegen 57 Mt ROE und Algerien 40 Mt ROE. 
Bis dahin könnte die Importabhängigkeit der EG auf fast 60 % ansteigen; 
Finnland, Griechenland, Portugal und Spanien könnten vollkommen und 
Frankreich, Deutschland, Italien, Österreich und Belgien sehr stark von 
externen Lieferungen abhängig werden. Es ist nicht auszuschließen, daß 
zu diesem Zeitpunkt die "UK-Continent lnterconnector"-Verbindung bereits 
für Importe in das Vereinigte Königreich benutzt wird. 
Irland und Schweden haben praktisch noch keine Lieferverträge zur 
Deckung des vorausgeschätzten Bedarfs, und in Griechenland besteht eine 
Deckungslücke von 50 %. Im Falle Portugals muß noch ein Drittel des. 
Bedarfs vertraglich gesichert werden, und in Italien, Deutschland und dem 
Vereinigten Königreich könnte der Bedarf die vertraglich gesicherten 
Lieferungen und die einheimische Produktion um etwa 10-20 % übertreffen. 
Für die gesamte EG werden bis zu 20 % des erwarteten Bedarfs durch 
neue Lieferverträge entweder mit den herkömmlichen oder mit neuen 
Lieferanten gedeckt werden müssen. 
14 
3.3.3. Nach 2010 
Allen Mitgliiedstaaten der EG werden bei den derzeitig vertraglich 
geregelten Lieferungen größere oder kleinere Versorgungslücken 
bevorstehen. Für die gesamte EG könnte die sinkende inländische 
Förderung, gekoppelt mit einem erwarteten starken Anstieg des 
Verbrauchs, zu einer 75 %-igen Importabhängigkeit der EG im Jahre 2020 
führen. Die neuen Lieferverträge, die zur Deckung des Bedarfs des Jahres 
2020 benötigt werden, könnten durchaus ein Volumen erreichen, das den 
gesamten derzeitigen Erdgasverbrauch der EG übertrifft. 
3.4. Die externe Dimension 
3.4.1. Beziehungen zu externen Lieferanten 
Die voraussichtlichen Reserven der drei Hauptlieferanten der EG (Rußland, 
Norwegen und Algerien) reichen aus, um einen Großteil, wenn nicht sogar 
den gesamten obengenannten Zusatzbedarf, zu decken. Darüber hinaus 
werden früher oder später weitere Lieferanten auf dem EG-Markt 
erscheinen. Es sind bereits kleinere Flüssiggasmengen aus weit entfernten 
Ländern, z.B. aus den Golfstaaten und Australien, importiert worden. Bis 
zum Jahr 2010 könnte bereits Nigeria kleinere Flüssiggaslieferungen an 
Italien und Spanien vornehmen. Ferner bestehen Pipeline- und 
Flüssiggasprojekte, die eventuell langfristig den Transport von Erdgas aus 
dem Nahen Osten, Zentralasien und sogar aus Mittelamerika und 
Lateinamerika nach Europa realisieren sollen. Es stehen dem europäischen 
Markt im Rahmen dieser diversen neuen Projekte schätzungsweise etwa 
200 Mt/J ROE zur Verfügung. 
In allen Fällen wird in Zukunft immer mehr Erdgas über größere 
Entfernungen zu den EG-Märkten befördert werden müssen. Hohe 
Investitionen - in der Größenordnung von mehreren Milliarden ECU -
werden notwendig sein, um Produktionseinrichtungen und die benötigte 
Pipeline- und/oder Flüssiggasinfrastruktur aufzubauen. Bei größer 
werdenden Entfernungen steigen auch die Kosten, und die mit dem Transit 
über Staatsgrenzen verbundenen Risiken für die Versorgungssicherheit 
nehmen zu. Diese Faktoren könnten letztendlich zur Erhöhung der 
Gaspreise führen, was wiederum auf lange Sicht den Gasverbrauch 
beeinflussen könnte. 
Auf jeden Fall wird die Importabhängigkeit der EG erheblich zunehmen, 
wodurch ein immer größer werdender Anteil der gesamten Gasversorgung 
der EG von Nicht-EG-Staaten abhängen wird. Norwegen, Mitglied des EWR 
und der OECD, wird noch über viele Jahre ein Hauptlieferant der EG 
bleiben. Es ist wichtig, enge Verbindungen und freundschaftliche 
Beziehungen zu den größten Nicht-OECD-Lieferländern Rußland und 
Algerien sowie zu neuen Lieferanten zu fördern. Auch die 
verbrauchernähere ("downstream") Integration externer Lieferanten in die 
Erdgasmärkte der EG kann zur Verbesserung der Versorgungssicherheit 
beitragen (siehe Kapitel 4). 
- 15 
Der Vertrag über die Europäische Energiecharta liefert einen bedeutenden 
Rahmen für die Förderung des Energiehandels und der Zusammenarbeit 
zwischen erdgasproduzierenden Unterzeichnerstaaten, zum Beispiel 
Rußland, den neuen unabhängigen Staaten Zentralasiens und 
selbstverständlich auch Norwegen. Die im Vertrag enthaltenen Klauseln 
über den Transit sind im Hinblick auf die wachsende Abhängigkeit der EG 
von Gasimporten besonders wichtig. Die Versorgungssicherheit ließe sich 
durch einen der Energiecharta ähnelnden Rahmen, der nach Süden 
ausgerichtet wäre, bzw. eine Initiative der Energiechartakonferenz zur 
Erweiterung des Geltungsbereichs verbessern. Die bevorstehende Europa-
Mittelmeer-Konferenz ist eine passende Gelegenheit, diese Entwicklung 
einen Schritt voranzutreiben. Darüber hinaus stellt der laufende Dialog 
zwischen Verbrauchern und Lieferanten einen zusätzlichen Rahmen dar, 
innerhalb dessen die Stabilität gefördert wird und enge Beziehungen 
geknüpft werden können. 
Der Weg zur langfristigen Versorgungssicherheit führt über die 
Diversifizierung der Bezugsquellen und der Lieferwege, gekoppelt mit einer 
Außenpolitik, die enge Beziehungen und eine gegenseitige Abhängigkeit 
zwischen der EG und externen Lieferstaaten fördert. Die zunehmende 
Importabhängigkeit der EG und ihr strategisches Bedürfnis nach engen 
Beziehungen zu einigen entscheidenden externen Lieferanten sollten die 
Außenpolitik und Außenhandelspolitik der EG in bezug auf jene 
Lieferstaaten motivieren, wobei auch technische Unterstützungsprogramme 
erwogen werden müssen. Diese Programme beinhalten schon EG-Projekte 
zur Überholung der Gasproduktion, z.B., Projekte eingesetzt unter dem 
TACIS-Programm für die Neuen Unabhängigen Staaten, wie auch die 
Förderung der Energieeffizienz. 
3.4.2. Mittel- und osteuropäische Länder (MOEL) (siehe auch: Tabelle 2C) 
Innerhalb der in diesem Bericht betrachteten Zeiträume könnten 
möglicherweise viele Staaten in Mittel- und Osteuropa der EG beitreten. 
Sieht man von den großen internationalen Transit-Pipelines ab, läßt sich 
absehen, daß die MOEL in den nächsten 15 Jahren mindestens drei 
Milliarden ECU an Investitionsmitteln für Transport- und Lagerprojekte 
sowie ungefähr 100 Millionen ECU für die mit diesen Projekten verbundene 
technische Unterstützung benötigen werden. Darüber hinaus bleiben diese 
Staaten sehr stark von Erdgasimporten aus Rußland abhängig, inbesondere 
weil die einheimische Gasförderung in der Region, mengenmäßig 
betrachtet, zurückgehen wird - was die Frage der Versorgungssicherheit 
wiederum hochaktuell erscheinen läßt. Die MOEL werden sich immer mehr 
dem Westen und der EG zuwenden, um Hilfe bei der Lösung ihrer 
Probleme zu bekommen - in Form eines ausgeweiteten Erdgashandels, von 
Integration und Kooperation, sowie als wirtschaftliche Hilfe. Die MOEL 
haben auf den Haupttransitstrecken, die die Gaslagerstätten des Ostens mit 
den EG-Märkten verbinden, eine strategische Lage, die man nicht 
übersehen darf. 
k k k 
16 
4. Marktentwicklungen und deren Bedeutung für die Versorgungssicherheit 
In diesem Kapitel werden einige der aktuellen Marktentwicklungen 
betrachtet, die eventuell die Versorgungssicherheit beeinflussen könnten. 
4.1. Entwicklung auf dem Gebiet derElektrizitätserzeugung (siehe auch: Tabelle 
3) 
Den meisiten Hochrechnungen zufolge wird der 
Elektrizitätsversorgungssektor mehr als 50 % des Anstiegs des 
Erdgasverbrauchs bis zum Jahre 2010 verursachen. Es ist deshalb sinnvoll, 
diese Entwicklung etwas näher zu untersuchen. 
Eine Richtlinie der EG, die den Einsatz von Erdgas zur 
Elektrizitätsversorgung zugunsten der Nutzung in Privathaushalten und in 
der Industrie verboten hatte, wurde 1991 aufgehoben. In den vergangenen 
Jahren hat die Nutzung von Erdgas zur Eiektrizitätserzeugung wegen der 
wirtschaftlichen und umweltrelevanten Vorteile des Gases zugenommen. 
Neue technologische Entwicklungen und die Einführung fortschrittlicher 
Werkstoffe haben zum Einsatz von Gas- und Dampf-Kraftwerken (GuD-
Kraftwerk) zur Elektrizitätserzeugung geführt. Gas- und Dampf-Kraft-werke 
haben mit über 50 % einen wesentlich höheren Wirkungsgrad als 
herkömmliche Gasturbinen (ca. 35 %) oder Kohlekraftwerke (ca. 40 %). 
Die niedrigeren Kosten für die Errichtung und den Unterhalt von erdgas­
betriebenen Kraftwerken bieten weitere Vorteile. Kleine kompakte, 
vormontierte gasgetriebene Aggregate lassen sich viel schneller errichten 
als Kohle- oder Kernkraftwerke. Dadurch ist es für die 
Elektrizitätsversorgungsunternehmen (EVU) wesentlicher einfacher, den 
Energiebedarf und die Energieversorgung zu überwachen und sie besser, 
d.h. wirtschaftlicher, aneinander anzupassen. 
Darüber hinaus birgt die Elektrizitätserzeugung mit Erdgasfeuerung 
gegenüber der Verteuerung anderer fossiler Energieträger auch wichtige 
umwelttechnische Vorteile, einschließlich niedrigerer C02-, S02- und 
NOx-Emissionen bei vernachlässigbarerSchwebstaub- und Ascheemission. 
Erdgas ist allerdings selbst ein "Treibhausgas", deshalb muß in allen 
Phasen - Förderung, Verteilung und Einsatz - streng darauf geachtet 
werden, Lecks zu vermeiden 
Aufgrund dieser Vorzüge könnte der Einsatz von Erdgas bei der 
Elektrizitätserzeugung weiter - von zur Zeit etwa 15 % des aktuellen 
Gasverbrauchs auf 32 % im Jahr 2010 und vielleicht bis 2020 auf einen 
noch größeren Anteil ansteigen. 
Der steigende Anteil des Erdgases bei der Elektrizitätserzeugung und das 
Streben nach höherer Wirtschaftlichkeit wird unter Umständen weitere 
direkte Verbindungen zwischen EVU und Erdgasproduzenten fördern sowie 
- 17 
zu neuen Preisberechnungsverfahren führen, bei denen berücksichtigt wird, 
daß die Kohle der Hauptkonkurrent des Erdgases bei der 
Elektrizitätserzeugung ist. Mit der Entwicklung der Gasmärkte ergeben sich 
ohnehin neue Preisstrukturen. 
Eine Voraussetzung für Direktkäufe dieser Art ist der Zugang zur 
Transportinfrastruktur, damit eine zuverlässige Lieferfähigkeit und eine 
ausreichende, verfügbare freie Kapazität des Transportsystems 
gewährleistet ist. Einige derartige Direktverträge sind bereits in Kraft, 
hauptsächlich zwischen norwegischen Gaslieferanten auf der einen Seite 
und den EVU SEP in den Niederlanden sowie Scottish Power und National 
Power im Vereinigten Königreich auf der anderen Seite. Außerdem gibt es 
eine Verbindung dieser Art zwischen dem algerischen Lieferanten 
Sonatrach und dem italienischen Elektrizitätsversorgungs-unternehmen 
ENEL. 
4.2. Entwicklungen im Großindustrie-Bereich 
Für die energieintensiven industriellen Unternehmen stellen die Kosten des 
Umweltschutzes einen ständig wachsenden Anteil der Kostenstruktur dar, 
sie sind deshalb ein wichtiger Faktor in der Bemühung, die 
Wettbewerbsfähigkeit zu erhalten. Die Senkung der Umweltkosten durch 
den Einsatz von Erdgas, ist in Mitgliedstaaten mit strengen Umweltnormen 
bereits weit verbreitet. Je entwickelter der entsprechende Markt, desto 
weniger wird die geographische Lage der Großverbraucher die Wahl der 
Energiequelle einschränken. Es könnten somit auch Vertragsverhältnisse 
entstehen, die nicht langfristig sind und die zur Flexibilisierung und 
Diversifizierung des Marktes beitragen. Die Gelegenheit zum Bau von 
Pipelines und die Vorteile einer größeren Konkurrenz zwischen Lieferanten 
könnten großen Industrieunternehmen odert Gruppen von 
Industrieunternehmen die Möglichkeit bieten, sich an Versorgungsprojekten 
finanziell zu beteiligen, was wiederum zu einer Diversifizierung der 
Bezugsquellen führen könnte. 
4.3. Die vertikale Integration des Gasversorgungswegs 
Externe Lieferanten investieren in immer größerem Maße auf den 
nachgelagerteh Wirtschaftsstufen, in Richtung der Verbrauchermärkte. 
Solche Investitionen erfolgen mittels Joint-Ventures verschiedener Art, der 
Beteiligung an den Energietransportunternehmen, Investitionen, 
Direktverkäufen an Endverbraucher sowie Vereinbarungen über den 
technischen Wissenstransfer. Die markantesten Beispiele hierfür sind zur 
Zeit die norwegischen Gaslieferanten und das russische Unternehmen 
Gazprom. 
Die Aktivitäten der norwegischen Gaslieferanten in Richtung Abnehmer 
ermöglichen es ihnen, neue Exportmengen unterzubringen. Beispiele für 
solche Maßnahmen sind das Joint-Venture Netra, eine geringfügige 
Beteiligung an der Energietransportfirma VNG in Deutschland und ein 
Joint-Venture zur Erdgasvermarktung, der Alliance Gas, in Zusammenarbeit 
18 
mit der BP im Vereinigten Königreich. Die verstärkte Rolle der 
norwegischen Lieferanten müßte die Lieferverfügbarkeit des Erdgases auf 
den europäischen Märkten verbessern, was wiederum eine positive 
Wirkung auf die Versorgungssicherheit haben wird. 
In den letzten Jahren hat sich die Präsenz der Firma Gazprom auf den 
Märkten West-, Mittel- und Osteuropas verstärkt. Beispiele für solche 
Joint-Ventures sind Wingas in Deutschland, Prometheus in Griechenland, 
Gasum in Finnland, das UK-Continent Interconnector Projekt, EuroPolGas 
in Polen, Panrusgas in Ungarn und Volta in Italien. Die Bildung von 
Joint-Ventures dieser Art wird durch die in diesen Ländern für externe 
Lieferanten eingerichteten Möglichkeiten sowie durch die historischen 
Verbindungen zwischen Gazprom und Osteuropa begünstigt. Gazprom 
verfügt auch über Anlagen in der Republik Moldau und Weißrußland. Ob 
Gazprom ihre offensichtlich auf ein verstärktes Engagement in den 
europäischen Erdgasmärkten ausgerichtete Strategie umsetzen kann, wird 
von mehreren Faktoren, einschließlich der politischen Entwicklung in 
Rußland, von künftigen Einnahmen aus Gasverkäufen und der 
Verfügbarkeit von Investitionsmitteln abhängen. 
Sonatrach, die algerische Erdgaslieferfirma, scheint sich zur Zeit mehr auf 
den Erwerb der zur Weiterentwicklung ihrer Förderung benötigten 
technologischen und finanziellen Mittel und bislang nicht auf die 
verbrauchernäheren Investitionen zu konzentrieren. 
Obwohl die erzeugernähere ("upstream") Beteiligung der 
Erdgasunternehmen der EG nicht so verbreitet ist wie diese Downstream-
Aktivitäten der Erdgasproduzenten, gibt es Fälle, in denen die Betreiber von 
Verteilungsnetzen versuchen, sich Zugang zu Erdgaslagerstätten zu 
verschaffen. Es gibt auch Anzeichen dafür, daß Ölgesellschaften den 
Gasprojekten größere Aufmerksamkeit widmen als in der Vergangenheit. 
Das Inkrafttreten internationaler Energieabkommen, wie z.B. des 
Übereinkommens über die Energiecharta, und/oder die finanziellen 
Bedürfnisse externer Lieferanten werden in Zukunft eine solche Entwicklung 
begünstigen. 
Man könnte behaupten, daß die Versorgungssicherheit durch die vertikale 
Integration, sowohl in Verbraucherrichtung als auch in Erzeugerrichtung, 
verbessert wird. Die durch Investitionen in beiden Richtungen zu erzielende 
Wertsteigerung deutet auf eine stärkere Verpflichtung gegenüber dem 
jeweiligen Markt hin und somit auch zur Versorgung jenes Marktes mit einer 
geregelten und zuverlässigen Gaszufuhr. Jedoch können die verbraucher­
näheren Investitionen externer Lieferanten Risiken mit sich bringen, wenn 
sie nicht durch das Vorhandensein weiterer Lieferanten ausgeglichen 
werden. 
4.4. Horizontale Integration auf dem Gasmarkt 
Die horizontale Integration auf der Verteilerebene, insbesondere in den 
kleineren Mitgliedstaaten (Beispiele sind die Niederlande, Dänemark und 
Belgien), wurde durch die Schaffung des Binnenmarkts ausgelöst. Er zwingt 
- 19 
die öffentlichen Versorgungsunternehmen zu wirtschaftlichen 
Größenordnungen, die:durch Zusammenschlüsse oder andere Formen der 
Zusammenarbeit zu erzielen sind, zur Verbesserung der Leistungsfähigkeit 
und der Kostenkontrolle durch Zusammenlegung ihrer Dienstleistungen auf 
dem Erdgas- und Elektrizitätssektor sowie in einigen Fällen auch auf dem 
Gebiet weiterer öffentlicher Dienste. In anderen Mitgliedstaaten ist eine 
Entwicklung eingetreten, die auf wenigere aber größere, vielseitige und 
• integrierte regionale oder lokale Versorgungsunternehmen abzielt. 
Auch wegen der bestehenden Unterschiede in der jeweiligen industriellen 
und geschäftlichen Kultur der europäischen Elektrizitäts- und 
Gasversorgungsbranchen entwickeln sich gegenseitige Beteiligungen oder 
Joint-Ventures, z.B. bei neuen erdgasgespeisten Kraftwerken oder 
Gasversorgungsleitungen, nur zaghaft. Die Ausweitung der 
erdgasgespeisten Kraftwerkskapazitäten könnte angesichts der potentiellen 
gemeinsamen Vorteile und der Risikominderung für beide Branchen mit 
großer Wahrscheinlichkeit in den nächsten Jahren zu einer Änderung dieser 
Situation führen. Im Vereinigten Königreich haben zum Beispiel die EVU 
das liberalisierte wirtschaftliche Umfeld genutzt, um sich einen direkten 
Zugriff auf Gaslieferungen aus der Nordsee für die Elektrizitätserzeugung 
zu sichern, und zwar - um in den Erdgasversorgungsmarkt eintreten zu 
können - oft in der Form von Konsortien. 
4.5. Preisbestimmungsmechanismen beim Erdgas 
Die vom Endverbraucher zu zahlenden Gaspreise werden auf dem europäi­
schem Festland unter Anwendung zweier Ansätze festgelegt, und zwar 
entweder nach dem auf Kosten basierenden Verfahren oder nach dem 
Prinzip der Anlegbarkeit, das die Kopplung der Gaspreise an die Preise 
anderer, konkurrierender Energiequellen vorsieht. 
Bei einigen Gaslieferverträgen im Elektrizitätsversorgungsbereich sind neue 
Preisberechnungsformeln angewandt worden. Anlegbarkeitsklauseln, 
angelegt an Kohle, Elektrizität oder die allgemeine Inflationsrate sind als 
Alternative oder zusätzlich zur ölgebundenen Anlegbarkeit entwickelt 
worden, und neue Preisfindungskonzepte sind denkbar. Eine Entkoppelung 
der Gaspreise von den Ölpreisen im Elektrizitätsversorgungsbereich mit 
seiner derzeitigen Marktstruktur führt nicht unbedingt zu niedrigeren 
Gaspreisen. Um die größere Instabilität der ölpreisgebundenen Gaspreise 
zu vermeiden, könnten die EVU geneigt sein, einen Sonderpreis für Erdgas 
zu zahlen, sofern dieser an einen preisstabileren Brennstoff, z.B. Kohle, 
gebunden ist. Darüber hinaus wird bei Kohlekraftwerken und GuD-
Kraftwerken leichtes Heizöl als Alternativbrennstoff verwendet, was dazu 
führt, daß in diesen Fällen Gas zu einem höheren Sonderpreis vertrieben 
wird. Diese Entwicklungen könnten die Realisierung neuer 
Gasversorgungsprojekte erleichtern. 
Im Vereinigten Königreich sind die Gaspreise nicht an andere Preise 
gekoppelt, sie werden durch den Markt, d.h. das Gasangebot und die 
Gasnachfrage gewerblicher und industrieller Verbraucher sowie der EVU 
20 -
bestimmt. Der Wettbewerb der Lieferanten bestimmt den Gaspreis, wobei 
die Verbraucher zwischen vielen verschiedenen konkurrierenden 
Lieferanten die Wahl haben. Zusätzlich zur Ölpreiskoppelung gibt es nun 
auch andere Indizierungsverfahren. Spotmarkt-Verträge sind schon 
abgeschlossen worden, und es scheint eigentlich nur eine Frage der Zeit 
zu sein, bis Spotmarktpreise auch Bezugsgröße für längerfristige 
Gaslieferverträge sind. 
* * * 
5. Die Versorgungssicherheit auf EG-Ebene 
5.1. Einführung 
Die Gasversorgungssicherheit kann definiert werden als die Fähigkeit eines 
Gasversorgungssystems, den Verbrauchern eine kontinuierliche, und 
zuverlässige Gasversorgung zu wirtschaftlichen Bedingungen zu 
gewährleisten und Lieferunterbrechungen, ob technischer, wirtschaftlicher 
oder politischer Natur, bewältigen zu können. 
Trotz seiner Vorzüge als Brennstoff hätte das Gas nicht eine so große 
Bedeutung auf dem Energiemarkt erreicht, wenn die Kunden sich nicht auf 
die Deckung ihres Energiebedarfs durch das Gas verlassen könnten. Eine 
erwiesene Versorgungssicherheit war der Garant für das Wachstum der 
Branche, so daß sie in einigen europäischen Staaten ihre derzeitige 
Stellung erreichen konnte. Diese Versorgungssicherheit wird auch die 
Entwicklung der Märkte in anderen EG-Staaten fördern. 
Im Laufe der Jahre haben die Unternehmen Maßnahmenkataloge 
entwickelt, die sowohl ihren langfristigen wie auch den kurzfristigen 
geschäftlichen Intressen angepaßt sind. Versorgungssicherheit hat ihren 
Preis. Die Gasversorgungsindustrie ist herausgefordert, eine optimale 
Ausgewogenheit zwischen risikomindernden Maßnahmen und dem am 
Markt erzielbaren Preis zu erreichen. Zu den langfristig wirksamen 
Maßnahmen gehören eine vorausschauende Markt- und 
Liefermengenplanung, Diversifizierung der Quellen, Bevorratung und 
•Verträge mit Verbrauchern, deren Versorgung unterbrochen werden kann3. 
Auch der Abschluß von Lieferverträgen und die Durchführung größerer 
Bauprojekte mit langen Vorlaufzeiten gehören zu den normalen unter­
nehmerischen Tätigkeiten zur Sicherung der Versorgung. Zur kurzfristigeren 
Sicherung der Versorgung dienen eine effiziente Verwaltung der 
Beförderungs- und Verteilungsnetze sowie geeignete betriebliche 
Entscheidungen, die eine Anpassung an Änderungen im 
Verbrauchsverhalten erleichtern. Entscheidungen, die zur Sicherung der 
(3) Erdgasfirmen beliefern einige ihre größten Kunden auf der Basis von Verträgen mit 
Unterbrechungsklauseln, die es ihnen ermöglichen, zu Spitzenlastzeiten den Verbrauch 
zu drosseln. Bei diesen unterbrechbaren Verbrauchern handelt es sich im allgemeinen 
um Industriezweige und Kraftwerke, die als Gegenleistung für einen niedrigeren 
Gaspreis Ersatzenergiequellen und -einrichtungen bereithalten, mit denen die 
jeweiligen Unterbrechungen der Gasversorgung überbrückt werden können. 
- 21 -
Kundenversorgung beitragen, gehören sowohl zur täglichen Betriebsführung 
als auch zur langfristigen Strategie. 
Die Integration der Erdgasmärkte und der zunehmende Verbund in Europa 
haben zu einem Erdgasmarkt geführt, der über den einzelstaatlichen 
Rahmen hinausgeht. In ihrem Grünbuch stellt die Kommission fest, daß der 
zunehmende Verbund des europäischen Gasverteilungsnetzes, die 
diversifizierte Gasinfrastruktur und die unterschiedlichen Bezugsquellen der 
Mitgliedstaaten die Ausnutzung der gemeinschaftlichen EG-Dimension zur 
Verbesserung der Versorgungssicherheit geradezu bedingt. Im Grünbuch 
wird weiterhin erläutert, daß für die kurzfristige Gasveirsorgungssicherheit 
eine sorgfältige und detaillierte Untersuchung der möglichen Maßnahmen 
zur Bewältigung einer Gasversorgungskrise notwendig ist. Dieses Kapitel 
ist der erste Versuch einer solchen Erörterung, in der die 
Versorgungssicherheit aus der Sicht des EG-Binnenmarktes analysiert wird. 
5.2. Kurzfristige Aspekte der Versörgungssicherheit in der EG 
4 
Sehr unterschiedliche Situationen 
In bezug auf die Anteile der inländischen Erdgasförderung, Import­
diversifizierung, den Grad der Integration in das europäische Erdgas­
verteilungsnetz, Speicherkapazitäten, Marktaufteilung, Anteil der 
unterbrechungsfähigen Lieferungen usw. ist die Situation in den jeweiligen 
Einzelstaaten sehr unterschiedlich. Innerhalb der EG gibt es infolge dieser 
stark unterschiedlichen Bedarfs- und Verfügbarkeitssituationen auch starke 
Unterschiede bei den Maßnahmen, die auf einzelstaatlicher Ebene zur 
Sicherung der Gasversorgung durchgeführt werden. Infolgedessen ist es in 
allen Mitgliedstaaten der EG möglich, kurzfristige Versorgungsmängel zu 
vermeiden bzw. auf die eine oder andere Weise zu bewältigen. Aus den 
gesammelten Informationen sowie aus Gesprächen mit der Erdgasindustrie 
geht hervor, daß die gegenwärtigen Betriebspraktiken, die vertraglichen 
Einrichtungen und Verteilungsinfrastruktur zumindest quantitativ in der Lage 
sind, in naher Zukunft einen größeren Versorgungsmangel aus einer der 
Bezugsquellen zu bewältigen - zumindest auf den weiter entwickelten 
Erdgasmärkten Europas. Mit der Zeit wird dies auch für die neueren Märkte 
gelten, in denen ähnliche Infrastrukturen und Geschäftspraktiken gerade im 
Entstehen begriffen sind. 
Die den einzelnen Staaten zur Verfügung stehenden Maßnahmen zur 
Sicherung der Versorgung sind sehr unterschiedlich, wie der Tabelle 4 im 
Anhang zu entnehmen ist. 
Krisensimulation 
Im Falle eines schwerwiegenden Liefermangels kann man mehrere 
Maßnahmen kombinieren, um.die Auswirkungen auf die Endverbraucher zu 
minimieren. Zu diesen Maßnahmen gehören u.a.: diie Anwendung von 
Lieferverträgen mit Unterbrechungsklauseln, eine flexible. Versorgung 
sowohl aus einheimischer Förderung als auch aus Importen, unterirdische 
-22 -
Speicher sowie die gegenseitige Unterstützung und Zusammenarbeit 
benachbarter Erdgasversorgungsunternehmen. In einer von den 
Dienststellen der Kommission durchgeführten Studie, bei der die 
Erdgasindustrie zu Rate gezogen wurde, wird die Wirkung dieser einzelnen 
Sicherungsmaßnahmen auf die allgemeine Versorgungssicherheit der 
gesamten EG untersucht. Bei der Beurteilung der EG-Dimension wurde 
davon ausgegangen, daß die gesamte grenzüberschreitende 
Zusammenairbeitdermiteinanderverbundenen Erdgasindustrien vollständig 
ausgeschöpft wird. Die Verbrauchs- und Angebotssituation des ersten 
Quartals 1994 wurde als Grundlage genommen, da dieses das letzte Jahr 
war, für welches detaillierte Informationen vorlagen. Dieser Zeitraum umfaßt 
nicht unbedingt die schlimmsten Wetterbedingungen, so daß die Ergebnisse 
nur als Indikatoren betrachtet werden sollten. 
Das Risiko eines Lieferdefizits aus Norwegen, eines EEiA- oder OECD-
Mitglieds Wurde nicht untersucht. 
Die Ergebnisse der Überlegungen sind nachfolgend - nach der Ursache 
eines eventuellen Lieferdefizits gegliedert - aufgeführt: 
Lieferdefizit aus der ehemaligen Sowjetunion 
Die Anwendung der entsprechenden Sicherungsmaßnahmen 
(unterbrechbare Lieferungen und Produktionsflexibilität) nur in den durch 
das Lieferdefizit unmittelbar in Mitleidenschaft gezogenen Ländern hat 
einen Effekt gleich minus 29 % der EG-Gasimporte aus der ehemaligen 
SU. 
Eine Kooperation und eine gemeinsame, gemeinschaftsweite Anwendung 
dergleichen Sicherungsmaßnahmen unter Ausnutzung der EG-Dimension 
erhöht diese Zahl auf 36 % der EG-Einfuhren an diesem Liefergebiet. Die 
EG-Maßnahmen entsprechen in diesem Falle 283 Import-Tagen4. 
Versorqunqsmanqel aus Algerien 
Unter den gleichen Voraussetzungen beträgt der Effekt der 
Sicherungsmaßnahmen minus 26 % der EG-Gasimporte aus Algerien bei 
Anwendung nur durch die direkt betroffenen Länder, aber minus 56 % bei 
Ausnutzung der EG-Dimension. Die entsprechende Vorratsdeckung der EG 
für Gas aus Algerien entspricht 625 Importtagen. 
Versorgungsmangel aus allen nicht zur OECD gehörenden Lieferländern 
Die Kooperation auf der Ebene der gesamten EG würde den Bedarf der EG 
an Gas aus allen Nicht-OECD-Ländern um 21 % verringern; die 
Vorratsdeckung der EG für Gas aus diesen Staaten entspricht 136 
Import-Tagen. 
Aus dieser Analyse lassen sich folgende Schlüsse ziehen: 
(4) Import-Ausgleichstage werden durcli reilung der geschätzten strategischen Speicherkapazität durch die aus dem 
entsprechenden Lieferland nach Anwendung der Sicheiiingsmaßnahmen benötigten täglichen Importmenge errechnet. 
- 23 -
Die Unterbrechung von Lieferungen aus einem der wichtigen, nicht zur 
OECD gehörenden Lieferländer wird effektiver bewältigt, wenn auf 
europäischer Ebene zusammengearbeitet wird, um der Versorgungslücke 
zu begegnen. Die Ausschöpfung der EG-Dimension erhöht die 
Versorgungssicherheit. 
Die Gasversorgungsunternehmen in der EG arbeiten bereits im Rahmen 
von grenzüberschreitenden Absicherungsabkommen zusammen. Über diese 
Zusammenarbeit stehen jedoch nur wenige Daten zur Verfügung, und es 
läßt sich nicht feststellen, ob die Unternehmen im Faille einer Krise, die 
mehrere Mitgliedstaaten trifft, die EG-Dimension vollständig ausschöpfen 
würden. 
Die Elemente einer solchen EG-weiten Zusammenarbeit umfassen 
Maßnahmen wie z.B. die Verbrauchsreduzierung durch Anwendung von 
Verträgen mit Unterbrechungsklauseln; die flexible Produktion im Hinblick 
sowohl auf die einheimische Förderung als auch auf Importe aus anderen 
erdgasfördernden EG-Staaten; den Handel mit Gasmengen, die durch die 
im Vergleich zu den Einzelstaaten größere Importvielfalt zur Verfügung 
stehen würden; die Nutzung aller auf EG-Ebene verfügbarer 
Speicherkapazitäten. 
Für die vollständige Ausschöpfung aller obengenannten Maßnahmen ist der 
vollständige Verbund des Transportleitungssystems der EG intern und mit 
den verschiedenen Versorgungsquellen entscheidend. Der Interconnector 
würde beispielsweise in dem betrachteten Zeitraum im Falle eines 
Lieferausfalls aus der ehemaligen SU für einen Teil der Gasmenge 
einspringen; die Einfuhren aus der ehemaligen SU könnten um die Hälfte 
verringert und die Versorgung der EG aus Vorräten urn weitere sechs 
Monate verlängert werden. 
Die obengenannten Maßnahmen zur bestmöglichen Ausschöpfung der 
EG-Dimension würden im normalen betrieblichen und wirtschaftlichen Um­
feld der Erdgasindustrie ergriffen werden. Obwohl höhere Preise sogar in 
einer Krisensituation zu einer Bereinigung der Märkte führen, könnte dies 
jedoch zu politischen Spannungen führen. Es sollten auf EG-Ebene 
mögliche Leitlinien für den Krisenfall zur geregelten Lösung derartiger 
Probleme erörtert werden. 
5.3. Langfristige Aussichten für die Versorgungssicherheit in der EG 
Die zu einer bestimmten Zeit verfügbaren Liefermengen sind abhängig von 
der Lieferfähigkeit aller der EG zur Verfügung stehenden Quellen. Die der 
EG zur Verfügung stehenden tatsächlich nachgewiesenen Erdgasvorräte 
aus eigener und norwegischer Förderung bieten eine gewisse Sicherheit, 
jedoch ist der Nachweis des Vorhandenseins der Vorräte noch kein Maß 
für die aktuelle Lieferfähigkeit. Die kurzfristige Versorgungssicherheit hängt 
von der Lieferfähigkeit und der Kapazität der vorhandenen Pipelines und 
Speichereinrichtungen ab. Eine Versorgungssicherheit auf längere Sicht ist 
24 
eher abhängig von vermarktbaren nachgewiesenen Vorräten und langfristig 
geplanten Ausweitungen der Pipeline- und Speicherkapazitäten. 
Um in einem expandierenden Markt die Versorgungssicherheit aufrecht zu 
erhalten, müssen strategische Entscheidungen über die Erschließung neuer 
Gasquellen und die Verbesserung der Pipeline- und Speicherinfrastruktur 
schon Jahre im voraus getroffen werden. Eigentlich sind die kurz- und 
langfristigen Perspektiven in bezug auf die Sicherheit der Erdgasversorgung 
miteinander verknüpft. 
Die folgende Analyse untersucht die Bedeutung folgender Tatsachen und 
Maßnahmen in bezug auf die Versorgungssicherheit: weitere Quer­
verbindungen innerhalb des europäischen Verteilungsnetzes, alternative 
Lieferquellen, die Notwendigkeit und Möglichkeiten eines Lastenausgleichs 
in bezug auf Speicherung, sowie das Marktpotential für 
unterbrechungsfähige Verbraucher. Die von den Mitgliedstaaten zur 
Verfügung gestellten Informationen über Gasverteilungs- und 
Speicherinfrastrukturen gemäß der Richtlinie des Rates 1056/725 bildet den 
Ausgangspunkt für eine solche Analyse. 
5.3.1. Möglichkeiten zur Integration von Versorgungsnetzen 
Zusätzliche Querverbindungen zwischen einzelnen europäischen Gas­
verteilungsnetzen sowie alternative Verbindungsleitungen zu den 
Lieferquellen werden die Lieferfähigkeit der Transportnetze verbessern und 
die Vielfalt der Bezugsquellen erhöhen. Eine weitere Integration des 
europäischen Netzes wird wichtige Elemente der Versorgungssicherheit 
verbessern - nämlich die Fähigkeit des Marktes steigern, Unterbrechungen 
zu bewältigen, Speicherkapazitäten vergrößern, den Zugang zu entfernten 
Lieferquellen wirtschaftlicher gestalten und die Flexibilität bei 
Verhandlungen mit den Produzenten eventuell erhöhen (eine Karte des 
bestehenden Netzes und der Pipeline-Projekte ist zu finden). 
Es gibt einige entscheidende Querverbindungen, die für eine verbesserte 
Versorgungssicherheit unentbehrlich sind. Ungefähr 80 % der europäischen 
Erdgasvorräte befinden sich unter der Nordsee und den Niederlanden. 
Deshalb ist die Fähigkeit, Gas aus diesen Vorräten zu verteilen, eine 
Schlüsselfrage. Die beiden wichtigsten Elemente dieser Verteilung sind die 
Förderkapazität und die Leitungskapazität. 
In bezug auf die geographische Verbreitung der weltweiten Vorräte ist die 
EG in einer günstigen Lage: 70 % aller bekannten Erdgasvorräte befinden 
sich nicht weiter als 4000 bis 5000 km von der Mitte Europas entfernt. 
Zusätzlich zu den drei größten Lieferanten kommen nun auch weitere 
Lieferanten aus dem Nahen Osten, Lateinamerika, Afrika und Zentralasien 
auf den Markt. 
Die in Anhang I wiedergegebene Analyse unterstreicht die Bedeutung von 
Querverbindungen, die die Transportkapazitäten für Erdgas aus der 
(5) ABl. Nr. L120 vom 25.5.72, S.7 
-25 
Nordsee und den Niederlanden erhöhen - die man für den Fall eines 
Versorgungsmangels aus Rußland, Algerien bzw. aus beiden Ländern 
gleichzeitig als die zuverlässigsten Quellen einschätzt. In dieser Analyse 
werden auch die bedeutendsten neuen Versorgungsprojekte erörtert. 
5.3.2. Anreize für die Erdgasproduzenten und die Versorgungssicherheit 
Eine ausreichende Transportkapazität ist nur sinnvoll, wenn, es ein aus­
reichendes Förderpotential gibt. Die im Fördergebiet der Nordsee nachge­
wiesenen Vorräte scheinen mehr als ausreichend zu sein, um eventuelle 
Lieferengpässe für erhebliche Zeitspannen bewältigen zu können. Nur 
bedeutet das Vorhandensein nachgewiesener Vorräte nicht unbedingt, daß 
das Gas lieferbar ist - dazu müßten die Vorräte "erschlossen" sein und die 
Förderkapazitäten bereitstehen. 
Die Lieferbarkeit des Gases aus der- Nordsee ist in den letzten Jahren 
erhöht worden. Besonders die Leistung der Offshore-Fördereinrichtungen 
des Vereinigten Königreichs ist sehr schnell gestiegen. Norwegen wird 
demnächst die riesige Troll-Plattform in Betrieb nehmen, wodurch die 
Lieferfähigkeit Norwegens erheblich gesteigert wird. 
Dennoch beeinträchtigen einige Grundsätze der Explorations- und 
Förderpolitik die Entstehung neuer Anreize für Produzenten. Beispiele für 
politische Regelungen, die die allgemeine Lieferfähigkeit von Erdgas 
beeinträchtigen könnten, sind: Gesetze, die eine staatliche Beteiligung bei 
der Exploration und Förderung vorschreiben; die zwingende Beförderung 
des Gases von Offshore-Quellen in das eigene Staatsgebiet, die 
Bevorzugung des nationalen Gasversorgungsunternehmens bei der 
Vergabe von Transportrechten sowie die Vergabe von Exklusivrechten für 
ein bestimmtes Erdgasvorkommen. 
Die EG-Richtlinie über die Exploration und Förderung (94/22/EG)6 und das 
Inkrafttreten der Übereinkunft über die Europäische Energiecharta werden 
dazu beitragen, den Produzenten größere Möglichkeiten zur Exploration 
und Förderung innerhalb Westeuropas einzuräumen. 
5.3.3. Speicherung und unterbrechungsfähige Verbraucher (siehe Tabelle 4) 
Ein weiterer wichtiger Bestandteil der Versorgungssiicherheit ist eine 
Lieferflexibilität ("Swing Deliverability"), die hauptsächlich durch Speicher­
möglichkeiten und Unterbrechungsfähigkeit von Verbrauchern zu erzielen 
ist. Diese beim Verkauf und der Verteilung von Erdgas miteinander 
verknüpften Instrumente werden eingesetzt, um Differenzen zwischen den 
Produktions- und Verbrauchsmengen auszugleichen. 
(5) Richtlinie 94/22/EG des Europäischen Parlaments und des Rats vom 30. Mai 1994 über die 
Erteilung und Nutzung von Genehmigungen zur Prospektion, Exploration und Gewinnung von 
Kohlewasserstoffcn (ABl. Nr. L 164). 
- 26 -
Die Entwicklung von Speicherkapazitäten in Westeuropa hat im 
wesentlichen mit der Entwicklung der Gasmärkte in den einzelnen Staaten 
Schritt gehalten. Länder mit eigenen Quellen haben hier einen anderen 
Ansatz als stark importabhängige Staaten, da erstere sich auf die 
Förderflexibilität ihrer eigenen Erdgasfelder verlassen können. 
Die Mitgliedstaaten der EG greifen sehr stark auf die Speicherung zurück, 
um die winterlichen Spitzenlasten zu decken. Jedoch ist die 
Speicherkapazität an sich nicht unbedingt ein Hinweis darauf, welche 
Staaten am empfindlichsten getroffen werden könnten. Wie in den 
vorangehenden Abschnitten erläutert wurde, haben die Mitgliedstaaten 
unterschiedliche Ansätze zur Sicherung der Erdgasversorgung. 
Historisch betrachtet haben Europas eigene große Erdgasfelder sowohl 
kurzfristig als auch langfristig für Versorgungssicherheit gesorgt. Auf 
längere Sicht wird dieses Sicherheitspolster aufgrund sinkender Vorräte in 
diesen Feldern allmählich dünner werden. 
Im Zeitraum 2000-2015 werden die Pläne der Gasindusitrie für künftige 
Speichereinrichtungen fast zu einer Verdoppelung der gegenwärtig in der 
EG vorhandenen Speicherkapazität führen. Obwohl diese 
Speichererweiterung den erwarteten Zuwachs des Gasverbrauchs übertrifft, 
wird dennoch das Verhältnis des Speichervolumens zum durch Importe 
gedeckten Verbrauch im Jahr 2010 niedriger sein, als das heutzutage der 
Fall ist. 
Speicherbauprojekte sind langfristige Projekte, und es muß deshalb eine 
Kosten-NutzenTAnalyse darüber angestellt werden, wie größere 
Speicherkapazitäten als Ausgleich für steigenden Bedarf, für abnehmende 
Flexibilität der EG-Eigenproduktion und für steigende Abhängigkeit von 
externen Quellen geschaffen werden können. Dies trifft besonders auf die 
Staaten mit weniger entwickelten Gasmärkten zu. 
Wie die Speicherung hat auch die Unterbrechungsfähigkeit eine Schlüssel­
rolle bei der Lieferflexibilität, und somit spielen auch die Kunden, die eine 
zeitweise Unterbrechung ihrer Versorgung zulassen, eine entscheidende 
Rolle bei der Sicherung der Erdgasversorgung. 
Die meisten europäischen Gasversorgungsunternehmen haben in der 
Industrie und im Elektrizitätsversorgungsbereich einen beträchtlichen 
Kundenstamm, dessen Versorgung sie unterbrechen dürfen. Die 
entsprechenden Verträge mit Unterbrechungsklauseln sehen typischerweise 
Unterbrechungszeiten von zwischen einer Woche bis hin zu drei Monaten 
oder sogar einer gesamten Heizperiode vor. 
Die Gasversorgungsunternehmen sind bestrebt, großen industriellen Ver­
brauchern eine sehr hohe Dienstleistungs-Qualität zu bieten, um sie davon 
abzuhalten, auf Heizöl umzustellen. In den verschiedenen Mitgliedstaaten 
gibt es unterschiedliche Arten von Verträgen mit Unterbrechungsklauseln, 
und auch die Anwendung solcher Verträge scheint sehr unterschiedlich zu 
- 27 
sein. Je nach Staat würden verschiedene Industriebranchen betroffen sein, 
und deshalb müßten die Unterbrechungsprioritäten analysiert werden. Um 
das wirkliche Ausmaß der unterbrechbaren Abnahmemengen und die 
entsprechende Auswirkung auf die Versorgungssicherheit im Falle einer 
größeren Krise festzustellen, müßten die tatsächlich bestehenden 
unterbrechbaren Verbrauchsmengen in den Mitgliedstaaten untersucht 
werden. 
5.3.4. Gegenseitige Unterstützung der Gas- und Elektrizitäts­
versorgungssysteme 
Die Nutzung des Erdgases zur Elektrizitätserzeugung könnte in der Zukunft 
eine Rolle bei der Erhöhung der Versorgungssicherheit in der EG spielen. 
Wenn zum Beispiel ein größerer Teil der Kraftwerke langfristig für die 
Verwendung zweier Kraftstoffarten ausgerüstet wäre, so daß ein großer Teil 
der gasverbrauchenden EVU einen Teil des Winters ohne Gas auskommen 
könnte, so wäre dies von großer Bedeutung für die Versorgungssicherheit. 
Der vorausgesagte Zuwachs des Anteils der GuD-Kraftwerke an der 
Elektrizitätserzeugung wird jedoch diese Flexibilität vielleicht mindern, da 
die GuD-Kraftwerke das teuerere Gasöl als Alternativkraftstoff verwenden. 
Die Kraftwerksleistung der EVU umfaßt normalerweise eine Sicherheits­
reserve, die für eine zuverlässige Versorgung nötig ist. Diese überschüssige 
Kraftwerksleistung ermöglicht eine Flexibilität bei der Wahl der einzelnen 
Kraftwerkseinheiten. Deshalb ist es möglich, die Last auf erdgasbeheizten 
Kraftwerkseinheiten zu verringern und sie auf Kraftwerke mit anderen 
Feuerungsarten zu übertragen, wenn die Verfügbarkeit des Erdgases in 
einem bestimmten Gebiet beeinträchtigt ist. Damit wird die Gasknappheit 
bewältigt bzw. das Gas anderen Endverbrauchern zur Verfügung gestellt, 
die es nicht zur Elektrizitätserzeugung benutzen. Somit bestehen in den 
einzelnen Elektrizitätsnetzen bedeutende Ersatzmöglichkeiten. 
Eine weitere Überlegung gilt der Tatsache, daß der Elektrizitätsbedarf nicht 
gleichbleibend ist. Der Bedarf hängt von der Jahreszeit, dem Wochentag 
und der Tageszeit ab. Solche Schwankungen sind in Europa von Region 
zu Region unterschiedlich, und zwar aus mehreren Gründen, z.B. 
Wetterbedingungen, regionale Mischung von Primärenergieträgern und 
örtlich vorherrschende Technologienutzung. Deshalb kann das 
Elektrizitätsversorgungssystem in einer EG-Region, in der das Erdgas 
knapper wird, Energie aus anderen Regionen importieren, in denen die 
Gasversorgung sicherer ist oder die über Reserven an nichtgasbeheizten 
Kraftwerken verfügen. Durch Nutzung des Elektrizitätsnetzes zur 
Übertragung der Ersatzenergie von einem Gebiet in das andere kann somit 
einer lokalen Verschlechterung der Gasversorgung in gewissen Maße 
entgegengewirkt werden. Die Rolle der EnergieteUung, gekoppelt mit der 
erwarteten Zunahme des Anteils der gasbeheizten Kraftwerke, scheint ein 
starkes Werkzeug darzustellen, mit dem man Probleme der Versorgungs­
sicherheit angehen kann; dies sollte weiter erörtert werden. 
-28 
5.4. Transeuropäische Gasnetze 
Der obige Abschitt hat nachgewiesen, wie wichtig ein EG-weites integriertes 
Gasversorgungssystem (Verteilungsnetze und Speichereinrichtungen) für 
die Verbesserung der Versorgungssicherheit ist. 
Der EG-Vertrag hat in Art. 129b eine neue Gemeinschaftspolitik über 
transeuropäische Netze, einschließlich der Energienetze, eingeführt. 
Manche der oben aufgeführten strategischen Projekte zum Verbund und 
zum Speicherbau sind tatsächlich bereits von den Organen der 
Gemeinschaft als Projekte von gemeinsamem Interesse bzw. als 
Prioritätsprojekte eingestuft worden, da sie die in den TEN-Vorschriften 
festgelegten Kriterien, einschließlich der verlangten wirtschaftlichen, 
Durchführbarkeit, erfüllen. 
Die Fortsetzung dieser Politik in der Zukunft wird es den Institutionen der 
Gemeinschaft ermöglichen, Prioritäten für andere Projekte festzulegen, die 
aus der Sicht der Versorgungssicherheit genauso wichtig sind. Dazu 
könnten auch einige der oben erwähnten Projekte zählen. 
5.5. Kooperation auf EG-Ebene 
Die obige Analyse zeigt, daß die EG-Dimension einen Mehrwert bei der 
Bewältigung potentieller größerer Engpässe bei der Gasversorgung 
darstellen könnte. Es scheint deshalb angebracht, Maßnahmen in 
Erwägung zu ziehen, mit denen man die auf diesem Gebiet bestehende 
Zusammenarbeit bestätigen und verbessern kann. 
Es sollte weiterhin an einer tiefgehenden Analyse des sich 
entwickelnden Verhältnisses aller Faktoren gearbeitet werden, die die 
Versorgungssicherheit auf EG-Ebene und nach Mitgliedsstaat 
beeinträchtigen. Dies sollte unter Berücksichtigung der Kosten und 
Nutzen der verschiedenen Optionen geschehen und nicht nur 
Entwicklungen auf der Angebotsseite abdecken, sondern auch die 
Entwicklungen der TEN, die Vollendung des Energiebinnenmarktes 
und Entwicklungen in den Außenbeziehungen wie die Europäische 
Energie Charta. 
Eine Reihe von Ideen dürfte es wert sein, in diesem Zusammenhang 
mit den Mitgliedsstaaten, der Europäischen Gasindustrie und anderen 
interessierten Organisationen entwickelt zu werden, namentlich: 
1. Die Vereinigten Staaten, die bei der Erdgasversorgung weitgehend autark 
sind, haben einen Kürzungsplan, der von der Bundes-Energieverwaltungs-
kommission der USA benutzt wird und einen nützlichen Leitfaden zu einem 
gerechten Ansatz bei der Unterbrechung der Kundenversorgung je nach der 
Priorität ihres jeweiligen Bedarfs darstellt. Ein ähnlicher Plan wäre als 
EG-Leitlinie für den Krisenfall geeignet, zu deren Umsetzung alle Mitglied­
staaten unter Berücksichtigung der nationalen Gegebenheiten aufgefordert 
werden. 
29 
2. Manche nationale Verteilungsgesellschaften haben bereits sogenannte 
"Vereinbarungen zur gegenseitigen Unterstützung" (Mutual Assistance 
Agreements) abgeschlossen, die man umstrukturieren könnte, um sie 
einem empfohlenen Kürzungsplan anzupassen. Es wäre jedoch auch 
wünschenswert, zu erörtern, wie diese Vereinbarungen aus EG-Perspektive 
optimiert werden können und um sicherzustellen, daß solche 
Vereinbarungen auch in Krisenzeiten durchsetzbar sind. 
3. Ein anderer Ansatz könnte sein, ein Sicherheitsziel einzurichten. Zum 
Beispiel könnte das Ziel beinhalten, daß jeder Mitgliedstaat sicherstellen 
würde, entweder selbst über ausreichende Speicherkapazitäten, 
unterbrechungsfähige Verbraucher und Produktions- bzw. Importflexibilität 
zu verfügen oder daß er eine gemeinsame Notreserven-Vereinbarung mit 
einem anderen Mitgliedstaät eingegangen ist, damit er einen Ausfall der 
Lieferungen aus den Nicht-OECD-Staaten über die sechs Wintermonate 
überbrücken kann. Ein anderes Ziel könnte sein, eine Vorratshaltung für "x"-
Tage des gesamten Gasverbrauchs einzurichten. Diese Ziele, könnten 
differenziert sein vorausgesetzt, daß das Sicherheitsziel insgesamt 
gesichert ist und vorausgesetzt, es gibt einen angemessenen Grad an 
Lastenteilung. Der Ansatz, bei dem ein Sicherheitsziel vorgegeben wird, 
setzt voraus, daß die anfälligsten Mitgliedstaaten und die möglichen 
Schäden im Falle eines Ausfalls der Erdgasversorgung ermittelt werden. 
Die Analyse könnte sich danach mit den wirtschaftlichsten 
Abhilfemechanismen für den jeweiligen Mitgliedstaat befassen, 
einschließlich der durch vollständige Ausschöpfung der EG-Dimension zu 
erzielenden Vorteile. 
Diese verschiedenen Ansätze müssen mit den Mitgliedstaaten, der Gasindustrie 
und interessierten Organisationen ausführlich erörtert werden, bevor EG-Leitlinien 
entworfen werden können. 
- 30 -
TABELLEN 
TABELLE 1 
NACHGEWIESENE GASVORRÄTE DER EG (1994) 
in Mt ROE 
BE * Belgien 
DE -Deutschland 342 
DK-Dänemark 121 
EL -Griechenland • 
ES - Spanien 20 
FIN - Finnland 
FR - Frankreich 35 
IRE - Irland 17 
IT - Italien - 301 
L - Luxemburg 
NL - Niederlande 1874 
O - Österreich 21 
P - Portugal 
S - Schweden 
UK - Vereinigtes Königreich 630 
EG 15 . 3361 
Quelle;: Oil and Gas Journal 1995 
31 
Tabelle 2A 
Zahlen für die einzelnen Mitgliedstaaten für das Jahr 1994 
1. Erdgasverbrauch 
(Mt ROE) 
2. Anteil des Erdgas­
verbrauchs (%) 
3. Inländische Förderung 
in Mt ROE 
4. EG Binnenhandel 
in Mt ROE 
5. Externe Abhängigkeit 
a) Mt ROE 
b)% 
davon Mt ROE aus: 
Algerien 
Libyen 
Norwegen 
Rußland BE 
9,5 
19,2 
0 
4,2 
5,3 
56,8 
3,5 
.-
1,9 DE 
31,2 
18,0 
14,0 
17,8 
33,5 
54,7 
-
-
9,4 
24,1 DK 
2,7 
12,9 
4,3 
-2,5 
0 
-
-
-
-
-EL 
-
-
-
-
-
-
-
-
-ES 
6,2 
6,6 
0,1 
-
6 
96,7 
4,0 
1,1 
0,9 
-FR 
29,2 
13,0 
2,7 
3,2 
22,7 
80 
6,9 
-
6,3 
9,5 IRE 
2,2 
21,6 
2,2 
-
-
-
• -
-IT 
40,7 
27,6 
16,4 
3,9 
20,6 
50 
8,9 
-
-
11,7 L 
0,4 
3,5 
-NL 
32,6 
49 
59 
0,4 -28,7 
-
-
-
-
-
-2,3 
7 
-
-
2,3 
-0 
4,9 
19,1 
1 
-
3,9 
80 
-
-
-
3,9 P 
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-FIN 
3,3 
10,3 
-
-
3,3 
100 
-
-
-
3,3 S 
1,3 
2,5 
_ 
1,3 
-
-
-
-
-
-UK 
60 
26,7 
57,9 
-
2,4 
4 
-
-
2,4 
-EGR15 
254 
19,4 
157,6 
-
100,1 
39,4 
23,3 
1,1 
23,2 
52,5 
Die Mengen addieren sich nicht auf gleiche Summen, da Speichervorräte benutzt wurden 
Quellen: Eurostat, EG-Kommission, IEA 
32 
TABELLE 2B 
Szenarien EG-Gasbedarf und -angebot 
^^_ 2000 2010 
1. Erdgasbedarf (Mt ROE) _ 311/320 392/411 
2. Erdgasanteil am Gesamtbedarf (durchschnittlich) 22 % 26 % 
3. Geschätzte inländische Förderung (Mt ROE) 175 165 
4. EG-Gasbinnenhandel (Mt ROE) 30 28 
5; Abhängigkeit von außen (Mt ROE) 136/145 227/246 
(%) 44/45 58/60 
6. Vertragliche Mengen* - Rußland 66 66 
- Algerien ' 39 40 
- Norwegen 48 57 
- Andere 5 5 
-Insgesamt 158 168 
7. Defizit (Mt ROE) - -59 / -78 
Quellen: Kommission (Analyse 2020) 
Mitgliedstaaten 
IEA 
* Mt ROE 
33 
TABELLE 2C 
GASVERSORGUNG UND GASBEDARF - MITTEL- UND OSTEUROPÄISCHE LÄNDER1» 
IN Mt ROE 
BEDARF 
FÖRDERUNG 
IMPORT-BEDARF 
VERFÜGBAR3* 
Gesamt-
Versorgungslücke 1993 
62 
28 
34 
41 20002) 
67 
22 
45 
41 
4 20052) 
71 
18 
53 
41 
12 20102) 
81 
16 
65 
41 
25 
Quelle: EG-Kommission 
1) Dazu gehören Albanien, Bulgarien, Estland, Lettland, Litauen, Polen, Rumänien, die 
Slowakei, Slowenien, die Tschechische Republik und Ungarn. 
2) EEin Mittelwert zwischen den Bestfall- und Schlimmstfall-Szenarien. 
3) (unter Annahme einer langfristigen Verpflichtung zur Lieferung von 41 Mt ROE/a Erdgas 
aus den GUS-Staaten über die bestehende Infrastruktur) 
34 -
TABELLE 3 
GAS IN DER ELEKTRIZITATSERZEUGUNG 
EGR15 
MtROE < 39,0 
HEUTE 
Anteil der EVU am Gesamtgasbedarf in % 15>3 
MtROE 83-102 
2000 
Anteil der EVU am Gesamtgasbedarf in % 27-32 
MtROE 150-154 
2010 
Anteil der EVU am Gesamtgasbedarf in % 37-38 
MtROE 161-216 
2020 
Anteil der EVU am Gesamtgasbedarf in % | 37-43 | 
Quelle: EG-Kommission (2020-Analyse) 
-35 
TABELLE 4 
Unterschiede der Versorgungslagen 
Erdgasverkaufe in Mt ROE 
Erdgasanteil am PEB(%)'' 
Inländische Förderung(%)J) 
Netto-Abhängigkeit von 
Nicht-EG-Importen (%)21 
Anzahl der Lierferländer, 
inklusive Eigenforderung 
Anz der grenz-/küstenüber­
schreitenden Anlieferstellen 
Anteil (%) des zur Verstrom-
ung verkauften Erdgases 
Anteil der unterbrechbaren 
Lieferungen. 1993 (%) 
Besteht ausdrückliche Versor­
gungssi cherheitspolitik? 
Anz Speichereinreichtungen 
Maximale Betriebskapazität, 
Mio. m3 
Maximale Entnahmekapazität 
Mio. rnVTag 
Verhältnis Speicherkapazität 
zum Verbrauch von 1993 (%) 
Erweiterung der 
Speicherkapazität geplant31 
Sicherungskooperation mit 
anderen Unternehmen? 
Spezielle Einrichtungen Österreich 
4,9 
19,1 
20 
80 
4 
3 
33,4 
keine Angaben 
ja 
6 
2 500 
23,3 
33,8 
ja 
ja 
Große Spei­
cherkapazitäten 
in erschöpften 
Lagerstätten Belgien 
9,5 
19,2 
0,0 
56,8 
3 
6 
26,7 
27% 
ja 
3 
527 
ca. 19 
4,7 
1 100 
ja 
Gasnetz 
zunehmend 
dichter vernetzt und der zur Versorgungssicherung angewandten Maßnahmen in den Mitgliedstaaten der EG 
Deutschland 
61,2 
18 
22,9 
57,7 
5 
etwa 15 
21,2 
keine Angaben 
ja 
33 
10 314 
262 
14,4 
19 000 
ja 
Gut integriert. 
Ausgeglichene 
Versorgung Dänemark 
2,7 
12,9 
100,0 
0,0 
1 
1 
6.4 
Industrie 25% 
Alle Kraftwerke 
ja 
2 
440 
18 
15,3 
1 200 
ja 
Autark, 
Speicherung Spanien 
6.2 
6,6 
3,2 
96,7 
5 
4 
7 
17% 
ja 
1 
460 
3,6 
5,1 
4500 
ja 
Speicher­
kapazität 
wird 
ausgebaut Frankreich 
29,2 
13 
9,2 
80 
5 
5 
2,9 
Industrie 20% 
ja 
15 
10 300 X 
170 
28,1 
14000 
ja 
Große Speicher­
kapazitäten in 
wasserhaltigen 
Schichten Vereinigtes 
Königreich 
60 
26,7 
96.5 
4 
2 
5 
7,3 
16% 
ja 
7 
3566 
141,8 
5,6 
ja, abhängig 
von Marktlage 
ja 
Gut integriert 
Über 50 Felder Italien 
40,7 
27,6 
40,3 
50 
4 
viele 
20,3 
Industrie 25% 
Einige Kraftwerke 
ja 
8 
14 000 
ca. 250 
28,0 
21 000 
ja 
Große Speicher­
kapazitäten in 
erschöpften 
Lagerstätten Irland 
2,2 
21,6 
100,0 
0,0 
1 
2 
• 45 
keine Angaben 
ja 
0 
0 
0 
0,0 
wird untersucht 
ja 
Mit dem System 
des Vereinigten 
Königreich 
verbunden Niederlande 
32,6 
49 
100,0 
0,0 
3 
5 
26 
Einige 
Kraftwerke 
ja 
1 (LNG) 
ca. 75 
ca. 31 
0,2 
7000 
ja 
Mehr als 
• 130 Felder* 
Groningen Schweden 
1.3 
2,5 
0,0 
0,0 
1 
1 
16,8 
10-20% 
ja 
0 
0 
0 
0,0 
FuE - beschicht 
Feishöhien 
ja 
Kleiner Markt 
mit Sicherung 
durch altem. 
Feuerung Finnand 
3,3 
10,3 
0,0 
100,0 
1 
1 
51,2 
90%+ 
ja 
0 
0 
0 
0.0 
ist untersucht 
worden 
ja 
Wenige, aber 
große 
Abnehmer. 
SEG-Anlagen Mitterw./ 
Summe 
253,8 
20,5 
62 
39,4 
14 
viele 
15,3 
k.A. 
ja 
77 
42 200 
ca. 920 
13,9 
73 900 
ja 
1) PEB = Primärenergiebedarf 
2) In % der zur Verfügung stehenden Gasmenge 
3) Das in dieser Zeile enthaltene künftige Speichervolumen ist die für verschiedene Zeiten zwischen 200-2015 erwartetete betriebsfähige Speicherkapazität. 
Quellen: Eurostat und Eurogas 
- 36 
ANHANG I 
Mögliche Querverbindungen, mit denen die Lieferfähigkeit aus der Nordsee und 
den Niederlanden verbessert werden kann, sowie 
bedeutende neue Versorgungsprojekte 
In nachstehender Lüste sind die möglichen Querverbindungen in der Reihenfolge der 
Wahrscheinlichkeit ihrer Realisierung aufgeführt: 
Querverbindungen der Pipelines zu den Nordseefeldern 
- Europipe*** 
- UK/Continent Interconnector*** 
- Norwegische Pipeline nach Dünkirchen*** 
- Querverbindungen zwischen niederländischen und britischen Offshore-
Feldern* 
- Verbindungen zwischen Zeepipe und Dünkirchen und dem Vereinigten 
Königreich, sowie zu anderen Orten auf dem Festland* 
Querverbindungen auf dem europäischen Festland 
- Querverbindungen zwischen Spanien und Portugal*** 
- Schleifen und weitere Querverbindungen zwischen Belgien und den Netzen 
Deutschlands, Frankreichs und der Niederlande*** 
- Weitere fran2:ösisch-spanische Querverbindungen (Maghreb II)* 
- Ausbau der TENP (Trans Europa Naturgas Pipeline) aus den Niederlanden 
nach Italien, bzw. einer nördlichen italienisch-französischen 
Querverbindung* 
- Querverbindung Südost-Frankreich/Nordwest-Italien* 
- Querverbindung Finnland/Schweden* 
- Verlängerung von Maghreb II nach Deutschland bzw. Erweiterung der 
Kapazitäten des französischen Hauptnetzes* 
- Zusätzliche Querverbindungen oder Schleifen zwischen Österreich und 
Deutschland* 
Bereits im Bau oder geplant mit einer hohen Realisierungswahrscheinlichkeit 
Bau geplant, Plan befindet sich noch in der Entwicklungsstufe 
Noch keine festen Bauabsichten 
Nordsee-Querverbindungen 
Die "Europipe"-Leitung, die dieses Jahr mit einer jährlichen Beförderungskapazität 
von 12 Milliarden Kubikmetern7 in Betrieb genommen werden soll, wird die 
Liefermengen von Gas aus der Nordsee nach Deutschland erhöhen. 
Die vorgeschlagene "UK/Continent lnterconnector"-Querverbindung würde eine 
Lieferung von bis zu 20 Mrd. Kubikmetern pro Jahr ermöglichen, wobei ein 
wirtschaftlicher 2Iugang zum größten Teil der Nordsee möglich wäre. Es wird 
(7) 1 Milliarde Kubikmeter entspricht 0,9 Mt ROE. 
- 37 -
angenommen, daß Überschußmengen aus der Nordsee ab 1998 über diese 
Querverbindung geliefert werden können. Die "UK/Continent Interconnector" ist eine 
strategisch wichtige Pipeline. Die am Bau der Leitung beteiligten Partner schaffen 
die Kapazitäten, bevor sie sich der Abnehmermärkte sicher sein können, womit sie 
das Risiko auf sich nehmen, vielleicht keinen Absatzmarkt zu finden, nachdem sie 
die Pipeline fertiggestellt haben. 
Die geplante Pipeline aus dem norwegischen Teil der Nordsee nach Dünkirchen 
(Frankreich) mit einer jährlichen Beförderungsleistung von 12 Mrd. Kubikmetern wird 
die Verfügbarkeit von Nordseegas in Frankreich und änderen EG-Staaten 
verbessern. 
Die Verbindungen zwischen den niederländischen und den britischen Offshore-
Feldern, über die derzeit nur diskutiert wird, würden die Lierferfähigkeit aus der 
Nordsee weiter verbessern. Weitere Querverbindungen könnten z.B. die 
existierende "Zeepipe"-Leitung mit der geplanten Norwegen-Dünkirchen-Pipeline 
und dem britischen Offshore-System bei Bacton verbinden. 
Alle diese Querverbindungen würden die Lieferbarkeit einer eventuellen 
Überschußproduktion an geeignete Abnehmer verbessern. 
Querverbindungen auf dem europäischen Festland 
Zusätzliche Querverbindungen auf dem europäischen Festland würden es 
ermöglichen, die Lieferbarkeit von Überschußmengen in Richtung Verbraucher 
zugunsten der am stärksten importabhängigen Märkte der EG zu verbessern. Einige 
Niederlande/Belgien/Deutschland/Frankreich-Querverbindungen sind bereits geplant, 
sowie zwei Querverbindungen zwischen Spanien und Portugal. Trotzdem könnten 
weitere strategische Reserven, die zur Zeit noch gar nicht in der Planung sind, 
Frankreich, Italien, Österreich und Finnland besser unterstützen. 
Zum Beispiel könnte Erdgas, das von der Maghreb-Leitung (eine Pipeline im TEN, 
dessen erste Ausbaustufe 1996 in Betrieb geht) über eine mögliche neue 
Querverbindung zwischen Spanien und Frankreich (Maghreb II) fließt, ein für die 
Versorgungssicherheit des südlichen Teils der EG entscheidendes 
Versorgungspotential darstellen. 
Bei einem Versorgungsmangel aus Rußland könnten Gasmengen aus dieser 
Leitung nicht nur nach Südfrankreich geliefert werden, sondern, wenn es eine 
Querverbindung zwischen Südostfrankreich und Italien gäbe, auch entlang der 
französischen Küste nach Norditalien transportiert werden. Die Flußrichtungen der 
Leitungen, die normalerweise Westitalien aus Österreich versorgen, könnten 
umgekehrt werden, um Österreich aus Italien zu versorgen. Querverbindungen zu 
Deutschland könnten den Norden Österreichs unterstützen. 
Diese "Maghreb H"-Pipeline wäre auch im Falle eines algerischen Lieferstopps von 
strategischer Bedeutung. Ohne diese Leitung bzw. ohne eine Flüssiggas-
Entladestation würde sich Portugal in einer sehr schlechten Lage befinden. Die 
einzige Liefermöglichkeit bestünde dann über die Pipeline zwischen Lacq in 
Frankreich und Zaragoza, deren Kapazität nicht zur Versorgung sowohl Spaniens 
als auch Portugals ausreicht. Man könnte jedoch einen Ausfall der algerischen 
- 38 -
Lieferungen durch Umkehrung der Flußrichtung der Maghreb Il-Leitung ausgleichen, 
wodurch Spanien und Portugal mit Gas aus der Nordsee und Rußland beliefert 
werden könnten. 
Im Falle des höchst unwahrscheinlichen Schlimmstfall-Szenarios eines 
gleichzeitigen Ausfalls der Lieferungen aus Rußland und Algerien wären die oben 
erläuterten Querverbindungen lebensnotwendig, um größere Versorgungsstörungen 
in einigen Mitgliedstaaten der EG zu verhindern. 
Dieser schlimmste anzunehmende Fall würde für Finnland, Portugal, Griechenland, 
Spanien und Österreich eine außerordentlich schwierige Situation darstellen. 
Kurzfristig gesehen würden bis zur Inbetriebnahme der UK/Continent Interconnecter 
und der Norwegen/Dünkirchen - Pipeline auch Belgien, Frankreich und Italien 
eventuell in Mitleidenschaft gezogen werden. Die obengenannten 
Querverbindungen Spanien/Frankreich, Frankreich/Italien und 
Österreich/Deutschland sowie einige Schleifen im Hauptverteilungsnetz würden 
notwendig sein. Eine weitere, bisher nicht geplante Leitung von 
Dünkirchen/Zeebrügge nach Lyon und Turin könnte die Reichweite sicherer 
Lieferungen aus der Nordsee bis nach Italien ausdehnen. Die vollständige 
Ausschöpfung aller in Kapitel 5.2 erwähnten Sicherungsmaßnahmen wäre ebenfalls 
notwendig. Spanien, Italien, Frankreich und Griechenland könnten nach 
alternativen potentiellen Flüssiggaslieferanten suchen. Finnland müßte sich auf 
seine Fähigkeiten, Unterbrechungen zu überstehen, und auf seine alternativ 
beheizbaren Systeme verlassen. Eine langfristige Lösung für Finnland wäre eine 
Verbindungsleitung nach Schweden, die eventuell bei einem Wachstum des 
Nordischen Marktes realisierbar wäre und jede eventuelle Entwicklung eines 
Gasangebots aus der Barent-See. 
Diese Szenarien deuten darauf hin, daß es nicht möglich wäre, einen sehr großen 
Teil des durch die verschiedenen Leitungen aus der Nordsee verfügbaren Erdgases 
durch das südfranzösische Netz zu transportieren. Eine mögliche Lösung wäre die 
Verlängerung der vorgeschlagenen Spanien/Frankreich-Querverbindung bis in die 
Nähe von Straßburg und das Midal-System (mit dem bereits eine Verbindung zu 
Lieferquellen in Rußland und Norwegen geschaffen worden ist). Diese 
Querverbindung würde eine strategisch wichtige Pipeline-Vernetzung zwischen den 
drei externen Hauptlieferanten der EG vervollständigen. 
Zusätzliche Pipelinekapazitäten durch Tauschmengen, Ersatzlieferungen und 
Austausch 
Zusätzlich zu der durch den weiteren Ausbau der Pipelines erzielbaren 
Kapazitätserweiterung werden Kapazitäten durch die Kooperation der 
Gashandelsgesellschaften freigemacht. Falls und wenn die obengenanten 
Querverbindungen fertiggestellt werden, lassen sich die Möglichkeiten für 
Tauschhandel'öder Gastransporte durch Verlagerung der Gaslieferungen in der EG 
erheblich verbessern. 
Langfristig mögliche Bezugsquellen 
Die vorgeschlagene Yamal-Europa-Pipeline aus Rußland durch Weißrußland und 
Polen ist als TEN-Projekt eingestuft worden. Sie wird für russische Lieferungen an 
die EG einen zweiten Hauptexportweg und eine Alternative zu den über die Ukraine 
39 
fließenden Lieferungen schaffen. Der Bau des Yamal-Leitungssystems wird" 
stufenweise durchgeführt, wobei die Abschnitte in Deutschland, Polen und 
Weißrußland als erste fertiggestellt werden. Nach ihrer Fertigstellung im 
kommenden Jahrhundert, wird die geplante Kapazität der Leitung nach Europa 
eventuell 50 Mrd. m3 überschreiten. Langfristig könnte man sich auch eine neue 
Ost/West-Leitung vorstellen, die über die Länder Mittel- und Osteuropas das Erdgas 
aus Yamal bis zu den südlichen Märkten Frankreichs, Italiens und Spaniens führen 
würde. 
Auch eine Pipeline aus Turkmenistan durch den Iran oder das Kaspische Meer ist 
seit einiger Zeit im Gespräch, obwohl die große Entfernung zu den EG-Märkten zu 
wirtschaftlichen Schwierigkeiten und Transitproblemen führen könnte. Griechenland 
ist unter Umständen der einzige Mitgliedstaat, der mit einer solcher Leitung 
wirtschaftlich zu versorgen wäre. 
Nigeria, Trinidad & Tobago, Venezuela, Jemen und Katar sind für die EG potentielle 
Flüssiggaslieferanten. Eine Realisierung der für diese Lieferungen benötigten 
Einrichtungen würde die Versorgungsflexibilität Europas erhöhen. 
Die Erschließung neuerVersorgungsquellenwird hauptsächlich durch wirtschaftliche 
Faktoren eingeschränkt (entweder durch die Projektkosten oder durch die 
Preisniveaus in Europa), und Projekte werden dann nicht realisiert, wenn sie durch 
die Marktentwicklung nicht gerechtfertigt sind. Bei Projekten zum Bau von Erdgas-
Fernleitungen kann das Überschreiten mehrerer Staatsgrenzen zu zusätzlichen 
Problemen führen. 
40 
Abbildungsbeschriftung: Landkarte mit den europäischen Gasleitungsnetzen. 
T.E.N. (Trans-Europa Netz) GAS 
Bestehende Netze 
TEN-Vorhaben von gemeinschaftlichem Interesse 
Andere Vorhaben (im Bau bzw. geplant) 
Vorhandener LNG-Terminal 
LNG-Terminal (TEN-Vorhaben von gemeinschaftlichem Interesse) 
41 
EUROPEAN NATURAL GAS NETWORKS 
•f&J&^äfoj&S 
EXISTING NETWORKS 
TEN's COMMON 
INTEREST PROJECTS 
DIRECTORATE GENERAL OR ENERGY (DG XVII) 


ISSN 0256-2383 
KOM(95) 478 endg. 
DOKUMENTE 
DE 12 
Katalognummer : CB-CO-95-536-DE-C 
ISBN 92-77-94614-8 
<Y3 
Amt für amtliche Veröffentlichungen der Europäischen Gemeinschaften 
L-2985 Luxemburg