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Timestamp: 2019-03-21 18:58:44
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B. Nicht-Leitungsgebundene Energie : Die Energieaußenhandelspolitik der Europäischen Union
B. Nicht-Leitungsgebun...
B. Nicht-Leitungsgebundene Energie
Nicht-leitungsgebundene Energie ist der Sammelbegriff für alle Energieformen deren Transport und Verteilung nicht überwiegend netzgebunden, sondern auch auf dem Landweg per Kraftfahrzeug oder Eisenbahn und auf dem Seeweg bzw. den Wasserstraßen per Schiff erfolgt.100 Im Allgemeinen fallen hierunter alle festen und flüssigen Energieformen wie die Primärenenergieträger Erdöl und Kohle, feste und flüssige Biomasse und die entsprechenden Energieprodukte.101
I. Erdöl und Erdölprodukte
Erdöl bzw. präziser ausgedrückt Rohöl (crude oil)102 hat am Energiemix der EU einen Anteil von ca. 37% und ist damit der Hauptprimärenergieträger vor Erdgas und Kohle.103 Rohöl und die hieraus raffinierten Rohölprodukte104 sind heute für das Transportwesen i.F.v. Benzin, Diesel, Kerosin, etc., die Wärmeerzeugung i.F.v. leichten, schweren Heizöle, etc., die Petrochemie und die Chemie-, Pharma- und Textilindustrie105 von großer Bedeutung.106 ← 79 | 80 →
Rohöl und Rohölprodukte werden heute weltweit gehandelt.107 Die weltweiten Handelsmengen sind dabei so verteilt, dass etwas doppelt soviel Rohöl wie Rohölprodukte grenzüberschreitend gehandelt werden.108
Das europäische Rohölvolumen lag 2006 und 2007 bei ca. 657 Mio. t. Öläquivalent (mtoe).109 Hiervon110 wurden als Energieträger im Transportsektor etwa 60,32%111, in den Haushalten etwa 9,0%112, in der Industrie etwa 7,94%113, in der Landwirtschaft etwa 3,17%114 und in sonstigen Bereichen etwa 3,7%115 sowie als Nicht-Energieträger etwa 15,87%116 verwendet.
Die Importrate bei Rohöl lag 2006 und 2007 bei ca. 83%117 bezogen auf das europäische Rohölvolumen.118 Hauptexportländer der EU waren in 2007 Russland mit 31,49%, Norwegen mit 15,36%, Libyen mit 10,10%, Saudi Arabien mit 7,10%, Iran mit 5,84%, Kasachstan mit 5,18%, Irak mit 3,50%, Aserbaidschan mit 3,22%, Nigeria mit 2,74%, Algerien mit 2,12%, Angola mit 1,95%, Mexiko mit 1,55%, Syrien mit 1,32%, Venezuela mit 1,30%, Kuwait mit 1,13% und Brasilien mit 0,66%.119 ← 80 | 81 →
Damit bestehen wirtschaftliche Beziehungen zu den außerunionalen Ländern, die nicht nur weltweit über die größten Anteile am Gesamtpotential120 des konventionellen121 und unkonventionellen Erdöls122 verfügen, sondern auch zu den Hauptförder- und Exportländern123 zählen.
Tabelle ist nach den Anteilen am Gesamtpotential des konventionellen Erdöl im jahr 2007 sortiert. Kumulierte Anteile der genannten Länder am Gesamtpotential für Ölsand 99,47%, Ölschiefer 94,66% und Schwerstöl 98,82%. Kumulierte Anteile der genannten Länder an der Weltfördermenge 84,11% und der Weltexportmenge 86,57%.
Quelle (soweit nicht abweichend angegeben): Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR): Energierohstoffe 2009 – Tabellen, S. 8 f., 24, 37, 41, 42 und 43; Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR): Energierohstoffe 2009, S. 56. Eigene Darstellung.
In Bezug auf Rohölprodukte136 stehen derart detaillierte Informationen nicht zur Verfügung.137 Lediglich Angaben zum unionalen Gesamtvolumen an Rohölprodukten i.H.v. 613,6 mt, an Ottokraftstoff i.H.v. 106,2 mt und an Diesel i.H.v. 192,5 mt finden sich für das Jahr 2006.138 Der Import von Rohölprodukten ist nur insoweit belegbar, dass er tatsächlich stattfindet.139 Aufgeschlüsselte Zahlen unterteilt in Importrate, Importmenge gesamt oder nach Produkt, Exportland und etc. sind allerdings nicht vorhanden.140 ← 83 | 84 →
1. Transport und Transit
a. Rohöl
Rohöl wird überwiegend mittels Tanker oder Pipeline und in kleineren Mengen auch per Eisenbahn141 von der Förderstätte zum Nutzungsort transportiert.142
Intrakontinental werden vorwiegend Pipelines genutzt.143 Rohölpipelines haben einen Durchmesser von bis zu 1.676 mm144 und können unter Umständen mehrere tausend Kilometer lang sein.145 Die Kapazität einer Pipeline wird in erster Linie durch den Rohrdurchmesser bestimmt.146 Vermarktet werden die Pipelinekapazitäten überwiegend per Langfristverträge147, d.h. Transportkapazitäten sind über Jahre hinweg gebunden.
Interkontinental wird auf Grund der geringeren Kosten der Tankertransport auf den internationalen Wasserstraßen bzw. falls nötig ein kombinierter Pipeline-Tanker-Transport favorisiert.148 Für die Seeverfrachtung werden sechs verschiedene Tankerklassen149 eingesetzt, wobei die VLCC- und die ULCC-Klasse weltweit nur wenige Häfen ansteuern können und deshalb teilweise auf See in kleinere Tanker umgeladen werden muss.150 Insgesamt wurden im Jahr 2007 etwa 75% bis 80% des weltweiten Rohöltransportvolumen mittels Tanker abgewickelt.151 ← 84 | 85 →
In die EU gelangt das Importöl zu über 85% mittels Tanker und zu 14% per Pipeline.152 Angelandet wird das Rohöl zu 60% an den nordeuropäischen Häfen und zu 40% an den Mittelmeerhäfen.153 Der Rotterdamer Hafen nimmt in Europa die Spitzenposition ein.154
Die nach Europa führenden Rohölpipeline-Stränge lassen sich an Hand der geographischen Lagerstätten des Erdöls in zwei Korridoren zusammenfassen: Nord-Süd- und Ost-West-Korridor.155 Eine Süd-Nord-Pipelineverbindung für Rohöl aus Afrika existiert derzeit nicht.156
Im Nord-Süd-Korridor wird mittels der Untersee-Pipeline Norpipe157 Rohöl aus dem norwegischen Ekofisk-Feld (Nordsee) nach Teesside (VK) in die EU befördert.158
Das Pipelinenetz im Ost-West-Korridor ist wesentlich umfangreicher und kann in eine nördliche und eine südliche Linie eingeteilt werden.159 Im nördlichen Ost-West-Korridor verläuft Russlands Hauptexportlinie die stark verzweigte Druzhba-Pipeline160, die Rohöl über Weißrussland, die Ukraine, Lettland, Litauen, Polen, die Slowakei, Ungarn, die Tschechische Republik, Deutschland und Kroatien (geplant) nach Odessa, Omisali (geplant), Prag, Leipzig, Klaipeda, Ventspils, Ust Luga und St. Petersburg transportiert.161 Des Weiteren wird Rohöl über die CPC-Pipeline162 von ← 85 | 86 → Tengiz in Kasachstan zum russischen Schwarzmeerhafen Noworossijsk geleitet.163 Der südliche Ost-West-Korridor ist durch einige kürzere Pipelines geprägt.164 Durch die Baku-Tiflis-Ceyhan-Pipeline (BTC)165 fließt Rohöl aus dem aserbaidschanischen Baku über Georgien zum türkischen Mittelmeerhafen Ceyhan.166 Ebenfalls in Baku starten zwei weitere Rohölpipelines die Baku-Novorossijsk-Pipeline167 und die Baku-Supsa-Pipeline168.169 Außerdem verbindet die Irak-Türkei-Pipeline (IT)170 das irakische Kirkuk mit dem türkischen Mittelmeerhafen Ceyhan.171 Derzeit befinden sich überdies im südlichen Ost-West-Korridor einige Pipelineprojekte in Planung, die die Meerengen Bosporus und Dardanellen entlasten sollen:172 die Burgas-Alexandroupolis-Pipeline (BAP)173, die Albania-Macedonia-Bulgaria-Pipeline (AMBP)174, die Pan-European Oil Pipeline (PEOP)175 und die Transanatolische Pipeline (TAP)176.
b. Rohölprodukte
Der Transport von Rohölprodukten unterscheidet sich dem Grunde nicht so sehr vom Rohöltransport.177 Als Transportmittel werden Tanker, Schiffe, LKWs, die Eisenbahn, Pipelines oder kombinierte Transportwege verwendet.178 Die Standardtankergröße auf den internationalen Wasserstraßen liegt zwischen 6.000 und 60.000 dwt, wobei es nicht ausgeschlossen ist, dass auch teilweise andere Tanker-Klassen verwendet werden.179 Produktpipelines unterscheiden sich dahingehend, dass diese ← 86 | 87 → mit einem höheren Druck als Rohölpipelines arbeiten müssen, um einerseits die Rohölprodukte transportieren zu können und anderseits um zu verhindern, dass ein Flüssigkeit-Gas-Gemisch entsteht, das die Pipelinepumpen beschädigen kann.180 Ein weitere Unterschied zum Rohöltransport ist, dass die Transportgefäße vor dem Transport eines anderen Produkts eventuell vollständig gereinigt werden müssen, da es sonst zu Produktverunreinigungen kommen kann.181
Prozentuale Angaben zur Verwendung der Transportmittel für den Import in EU finden sich ebenso wenig wie Angaben über Produktpipeline-Stränge, die in die EU führen.
2. Marktakteure
Der Markt für Rohöl und Rohölprodukte untergliedert sich in die Bereiche „Upstream, Mid-Level und Downstream“.
Der Upstream-Bereich182 für konventionelles Erdöl wird von staatlichen Unternehmen (National oil companies, NOCs) dominiert.183 NOCs kontrollieren aktuell ca. 90% der weltweiten Reserven und haben einen Anteil von ca. 75% an der Weltfördermenge.184 Trotz ihres limitierten Zugangs zu den konventionellen Erdölreserven und den geringeren Fördermengen sind private Erdölfirmen (International oil companies, IOCs) derzeit aber noch nicht zu vernachlässigen. Unter den 50 wichtigsten Erdölgesellschaften befinden sich 20 IOCs.185 Langfristig wird sich ← 87 | 88 → die Lage für IOCs allerdings immer mehr anspannen186, da die Förderländer ihre NOCs derzeit i.d.R. bei der Vergabe von Förderkonzessionen bevorzugen187, zudem schätzungsweise ca. 60% der unentdeckten konventionellen Reserven in Ländern liegen, in denen die NOCs generell privilegierten Zugriff auf diese haben188, und NOCs mittlerweile über mit den IOCs vergleichbare Budgets und Wissen in der Unternehmensführung verfügen189. Dementsprechend wird neben der eigenständigen Förderung von Erdöl durch IOCs auf Basis von Förderkonzessionen auch die Zahl von Technologiepartnerschaften, z.B. in Form von Production Sharing Agreements190 oder Joint Ventures191, zwischen staatlichen und privaten Erdölgesellschaften zurückgehen.
Im Hinblick auf den Upstream-Bereich für unkonventionelles Erdöl ist zwischen den Vorkommensarten zu differenzieren. Bei Schwerstöl hält dem Grunde nach die Petroleos de Venezuela S.A. (PDVSA) das weltweite Fördermonopol, da ca. 97,52% der derzeit bekannten Schwerstöl-Lagerstätten auf dem Staatsgebiet von Venezuela im Orinoco-Gürtel liegen.192 Die PDVSA kooperiert bei der Ausbeutung der Vorkommen mit den IOCs ConocoPhillips, Total, ChevronTexaco, ExxonMobil und BP sowie mit der NOC Statoil ASA.193 In Bezug auf Ölschiefer194 werden weltweit nur wenige Vorkommen zur Rohölproduktion genutzt, da zur ← 88 | 89 → Verflüssigung ein erheblicher Energieaufwand nötig ist und die Rohölproduktion dementsprechend oft nicht wirtschaftlich betrieben werden kann. In den USA werden trotz des großen Potentials in diesem Bereich195 derzeit nur einige Versuchsanlagen zur Verbesserung der Förder- und Aufbereitungstechnik betrieben.196 Die Ölschiefer-Vorkommen in Jordanien, Australien, Russland und Marokko werden aktuell nicht kommerziell genutzt.197 Lediglich in China durch die staatliche Fushun Mining Group Company und in Brasilien durch die staatliche Petrolero Brasileiro SA198 wird Rohöl aus Ölschiefer produziert. Dementsprechend dominieren NOCs gegenwärtig diesen Bereich. Im Hinblick auf Ölsand199 stellt sich die Lage derzeit anders dar, da aktuell nur die kanadischen Vorkommen kommerziell genutzt werden und der Abbau und die Weiterverarbeitung hier ganz überwiegend durch IOCs erfolgt200. Eine kommerzielle Nutzung der kasachischen, nigerianischen, russischen und us-amerikanischen Vorkommen ist in naher Zukunft nicht zu erwarten, da einerseits Kasachstan und Nigeria auf Grund ihrer vorhandenen konventionellen Vorkommen im Augenblick kein Interesse an der Entwicklung ihrer Ölsand-Vorkommen haben und andererseits in Russland und den USA bisher nur Pilotprojekte betrieben werden.201
Insgesamt ist somit festzuhalten, dass der Upstream-Bereich ganz überwiegend von NOCs in Händen gehalten wird. ← 89 | 90 →
Das Mid-Level, d.h. der Transport und die Raffination von Rohöl202, weist derzeit wohl noch eine andere Struktur auf. Der Transportbereich wird auf Grund der Dominanz des Tankertransports203 derzeit noch von privaten Unternehmen angeführt.204 Unter den 30 weltweit wichtigsten Tankerunternehmen befinden sich sieben unter staatlicher Kontrolle. Im Pipelinebereich ist die Verteilung allerdings nach genau gedreht, da staatliche Unternehmen meist als Monopolisten auftreten oder in Pipelinekonsortien zahlenmäßig stark vertreten sind205. Die Druzhba-Pipeline wird bis sie die EU erreicht ausschließlich von staatlichen Unternehmen betrieben (Transneft (Russland)206, Gomeltransneft (Weißrussland) und UrkTransNafta (Ukraine)).207 Ebenfalls unter staatlichem Einfluss stehen die Baku-Novorossijsk-Pipeline (SOCAR (Aserbaidschan) & Transneft (Russland)) und die Baku-Supsa-Pipeline (Azerbaijan International Operating Company (AIOC)208 & SOCAR (Aserbaidschan)).209 Auch die IT-Pipeline wird durch ein staatliches Unternehmen die BOTAŞ (Türkei) verwaltet.210 ← 90 | 91 → Die CPC-Pipeline211, die Norpipe-Pipeline212 und die BTC-Pipeline213 sind hingegen mehrheitlich in privater Hand.214
Die Raffination von Rohöl und damit der globale Markt für Rohölprodukte liegt – weltweit gesehen – derzeit noch in den Händen von Privatunternehmen, da diese über die größeren Raffineriekapazitäten verfügen215 und wie bereits erwähnt den Transportsektor anführen.
c. Downstream
Der Downstream-Bereich, d.h. die Vermarktung und Verteilung der Rohölprodukte an den Endverbraucher216, ist überwiegend regional organisiert217 und wird daher an dieser Stelle nicht weiter dargestellt.
d. Sonstige Marktteilnehmer
Neben den Produzenten von Rohöl und Rohölprodukten treten auf allen Ebenen ein Vielzahl von Marktteilnehmern wie z.B. Zwischenhändler, Großverbraucher, Hedgefonds und etc. auf 218, die aus den unterschiedlichsten Motiven am Rohöl- und Rohölproduktehandel teilnehmen.
3. Handelsmärkte, -plätze und -geschäfte
Der weltweite Rohölmarkt ist im Vergleich zu den Märkten für Erdgas, Kohle, Biomasse und Strom, der wohl am besten entwickelte. Allerdings entspricht auch dieser – wie auch bereits an Hand der Marktakteuren zu sehen ist – nicht dem Idealbild eines Wettbewerbsmarktes.219 ← 91 | 92 →
Gehandelt werden Rohöl und Rohölprodukte sowohl an der Börse als auch außerhalb. Etwa 60% des physischen Handels wird direkt mittels langfristiger OTC-Verträge abgewickelt.220 Die restlichen 40% werden über OTC-Spotmärkte abgesetzt.221 Aus technischen Gründen werden Rohölspotgeschäft i.d.R. ca. 15 bis 20 Tage nach Vertragsschluss erfüllt.222
Der börsliche Terminhandel ist für den physikalischen Handel insoweit relevant, dass hierüber zum Teil die Preisbildung stattfindet223. Zur eigentlichen physischen Weitergabe trägt er aber so gut wie nichts bei, da weniger als ein Prozent des börslichen Terminhandels physisch erfüllt wird.224
Die Preise für physisches Rohöl werden seit den 1980er dem Grunde nach an Hand zweier Elemente bestimmt: den Marker Crudes (Referenzölsorten) und den börsennotieren Terminkontrakten für die Marker Crudes.225
Als Referenzöle der ca. 190 weltweit gehandelten Rohölsorten226 haben sich die Sorten Brent (Nordsee) und Western Texas Intermediate (WTI) etabliert227. Als dritter Marker wird derzeit aber auch immer wieder die Sorte Dubai bzw. Oman-Dubai genannt.228 Die korrespondierenden börsennotierten Terminkontrakte der Marker Crudes sind der an der Londoner ICE/IPE gehandelte Brent Future, der an der New York Mercantile Exchange (NYMEX) gehandelte Light Sweet Crude Oil Future (WTI) und der an der Dubai Mercantile Exchange gehandelte Oman Crude Oil Future.229 Die Preise für diese Futures und damit die Referenzpreise für alle ← 92 | 93 → Rohölsorten werden durch die jeweilige Börse an Hand der Angebots- und Nachfragesituation nach diesen Terminkontrakten ermittelt.230 Die Preisermittlung für eine konkrete Rohölsorte erfolgt sodann auf Grundlage dieser Referenzpreise unter der Berücksichtigung der spezifischen Differenzierungsmerkmale231 der jeweiligen Rohölsorte im Vergleich zu den Referenzölen.232
Die Verknüpfung der Referenzpreise mit der tatsächlichen physischen Ware erfolgt bei den langfristigen Verträgen mittels Preisformeln233 und auf den Spotmärkten gibt der Future mit der nächsten Fälligkeit den Preis vor234.
Die Großhandelspreise von Rohölprodukten setzen sich aus den Rohölpreisen235 sowie den Kosten und Margen der Raffinerien zusammen.236
II. Kohle
Kohle hat am Energiemix der EU einen Anteil von ca. 18%237 und ist damit Nummer drei der Primärenergieträger. Sie wird vor allem zur Eisen- und Stahlerzeugung, zur Elektrizitätserzeugung (sog. Verstromung)238 und zur Wärmeerzeugung in Industrie, Heizkraftwerken239 und privaten Haushalten eingesetzt.240
Generell unterscheidet man beim Rohstoff Kohle zwischen den Kategorien Steinkohle (hard coal) und Braunkohle (lignite).241 Das unionale Steinkohle-Volumen lag im Jahr 2008 bei ca. 377 mt. Hiervon wurden ca. 65%242 verstromt, ca. 23%243 in der Stahlindustrie und ca. 12%244 zur Wärmeerzeugung verwendet.245 Das unionale ← 93 | 94 → Braunkohle-Volumen lag im Jahr 2008 bei ca. 440 mt. Hiervon wurden ca. 94%246 verstromt und die restlichen 6%247 in Fernwärmekraftwerken und in privaten Haushalten zur Wärmeerzeugung eingesetzt.248
Globalen Handel249 und Importe in die EU findet man dem Grunde nach aber nur bei Steinkohle.250 Diese wird hauptsächlich als Kessel-/Kraftwerkskohle (steam coal) für den Strom- und Wärmebereich und als Kokskohle (coking coal) für den Eisen- und Stahlbereich gehandelt und importiert.251 Braunkohle grenzüberschreitend zu handeln252 und über größere Entfernungen zu transportieren/importieren, ist auf Grund deren geringeren Energiedichte253 i.d.R. unwirtschaftlich.254 Braunkohle wird daher hauptsächlich grubennah in Kraftwerken verstromt.255 Braunkohlehandel ist damit generell ein regionales und nicht globales Phämonen, welches in Bezug auf Importe auf grenznahe Nicht-EU-Staaten beschränkt ist.256 ← 94 | 95 →
Die Importrate für Steinkohle lag 2008 zwischen 59% und 60,5%257 bezogen auf das genannte unionale Steinkohle-Volumen.258 Hauptexportländer der EU waren 2008 Russland mit 25,8%, Südafrika mit 17,2%, USA mit 14,9%259, Kolumbien mit 12,8%, Australien mit 12,2%, Indonesien mit 7,2% und Kanada mit 2,9%.260 Damit bestehen wirtschaftliche Beziehungen zu den außerunionalen Ländern, die nicht nur weltweit über die größten Anteile an den Gesamtressourcen für Steinkohle261 verfügen, sondern auch zu den Hauptförder- und Exportnationen262 zählen.
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Tabelle ist nach den Anteilen an den weltweiten Reserven im jahr 2007 sortiert. Kumulierter Anteil der genannten Länder an den Ressourcen 94,9%. Kumulierte Anteile der genannten Länder an der Weltfördermenge 95,8% und der Weltexportmenge 95,5%.
Quelle: Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR): Energierohstoffe 2009 – Tabellen, S. 83, 84, 85 und 87. Eigene Darstellung.
In Bezug auf Braunkohle wurden 2008 hingegen nur 0,3%263 des unionalen Gesamtbedarfs aus Staaten außerhalb der EU importiert.264 Angaben über Exportländer und die Verteilung der Importrate auf diese finden sich allerdings nicht.
Kohle wird vom Förderstandort zum Nutzer generell mittels mehrerer Transportmittel wie Förderbänder265, LKWs266, Eisenbahnen267, Binnenschiffe268, ← 96 | 97 → Hochseefrachter und/oder Pipelines (Coal to Liquid, CTL)269 befördert.270 Im internationalen Bereich erfolgt der Transport hauptsächlich271 mit den Frachtschiffen der Handymax-272, Panamax-273 und Capesize-Klasse274,275 und zu einem kleinen Teil auf dem Landweg276.277
Die EU erreicht die Importkohle überwiegend auf dem Seeweg, wobei ein Großteil an den ARA-Häfen278 anlandet279.280 Auf dem Landweg werden zum Beispiel die ehemaligen Sowjetrepubliken Litauen und Lettland aus Russland beliefert.281
Der internationale Steinkohlemarkt282 ist im Gegensatz zum Ölmarkt von privaten Unternehmen geprägt und ist durch eine hohe Anzahl von Anbietern283 ← 97 | 98 → gekennzeichnet. Global gesehen kontrolliert kein Einzelunternehmen mehr als 10% der globalen Steinkohleförderung. Außerdem kommen die sieben größten Exporteure zusammen nur auf einen Marktanteil von rund 50%.
Der Transportbereich liegt ebenfalls überwiegend in privatwirtschaftlicher Hand.284
Der weltweite Steinkohlehandel wird zur Zeit noch durch OTC-Vereinbarungen in Form von Langfrist- und Spotverträgen zwischen Produzenten und Großabnehmern dominiert.285
Traditionell sind langfristige Verträge zur Mengensicherung vorherrschend.286 Derartige Vereinbarungen sind i.d.R. individuell zwischen den Parteien ausgehandelt und auf den jeweiligen Abnehmer bzgl. Kohlenart, Kohlequalität, Liefermenge, Lieferzeitplan, Lieferort, Take-or-Pay, Preis, Preisanpassung, etc. maßgeschneidert.287 Die Laufzeit solcher Verträge konnte früher mehrere Jahrzehnte betragen, heute liegt das obere Maximum jedoch meist bei 10 Jahren.288 Im internationalen Bereich sind derzeit zwei bis fünf Jahre die Regel.289
OTC-Spotverträge schließen in letzten Jahren immer mehr zu den Langfristverträgen auf und nehmen an Menge und Bedeutung zu.290 Ebenso wird die online Handelsplattform globalCOAL zunehmend intensiver genutzt.291 globalCOAL bietet mit dem Standard Coal Trading Agreement (SCoTA®) einen standardisierten Vertrag zum physischen Kohlenhandeln an. ← 98 | 99 →
Der Handel von Kohle als commodity an Rohstoffbörsen ist hingegen ein noch eher seltenes Phänomen, dass zudem oftmals auf den reinen finanziellen Handel begrenzt ist292.
Im Hinblick auf Braunkohle sein abschließend erwähnt, dass auf Grund der hauptsächlich grubennahen Verwendung zur Verstromung langfristige Lieferverträge die Regel bzw. Grube und Kraftwerk in einem Unternehmen vertikal integriert sind.293
Im Rahmen von Langfristverträgen ist es üblich Festpreise für das jeweils folgende Bezugsjahr zu vereinbaren und diese jährlich neu zu justieren.294 Seit der Börsennotierung von Kohlefutures bzw. der Notierung vergleichbarer Verträge auf anderen Handelsplattformen besteht nun aber ähnlich wie bei Rohöl die Möglichkeit, diese Preise für eine langfristige Preisfindung – Stichwort: Preisformeln – heranzuziehen.295
Die Spotmarktpreise werden an Hand von Angebot und Nachfrage bestimmt, wobei den Marktakteuren als Orientierung für ihre persönlichen Grenzpreise u.a. verschiedene Kohlenindizes dienen.296 Gegenwärtig sind insbesondere folgende Indizes ausschlaggebend: die vom britischen Finanzdienstleister Tradition Financial Services (TFS) veröffentlichten Indizes TFS API#2 (NAR CIF RBCT) und TFS API#4 (NAR FOB RCBT) sowie der vom McCloskey Coal Information Services herausgegebene North Western Europe Steam Coal Marker Price und der Asian Marker Price.297 ← 99 | 100 →
III. Biomasse
Der Begriff „Biomasse“ umfasst im Allgemeinen sämtliche Stoffe organischer Herkunft, d.h. kohlenstoffhaltige Materie.298 Im Energiebereich wird der Terminus allerdings als Abgrenzungsbegriff299 zu den fossilen Energieträgern verstanden und auf die in der Natur lebende Phyto- und Zoomasse300, die daraus resultierenden Rückstände301, abgestorbene, aber noch nicht fossile Phyto- und Zoomasse302 und im weiteren Sinne auf all die Stoffe, die durch eine technische Umwandlung und/oder eine stoffliche Nutzung der zuvor genannten Stoffe entstanden bzw. angefallen sind303, begrenzt.304 Auf Grundlage dieser allgemeinen Definition lässt sich Biomasse in die Kategorien „Primärbiomasse und biogene Sekundärenergieträger“ untergliedern.305 Primärbiomasse ist demnach die in der Natur vorgefundene lebende Phyto- und Zoomasse, die daraus resultierenden Rückstände sowie abgestorbene, aber noch nicht fossile Phyto- und Zoomasse.306 Der Aggregatzustand von Primärbiomasse ist fest oder flüssig. Biogene Sekundärenergieträger sind all die Stoffe, die mittels einer technischen Umwandlung und/oder durch die stoffliche Nutzung von Primärbiomasse entstanden sind bzw. erzeugt wurden.307 Der Aggregatzustand von biogene Sekundärenergieträgern ist fest, flüssig oder gasförmig.
Am Energiemix der EU hat Biomasse einen Anteil von ca. 5%.308 Energetisch wird sie als Ausgangsstoff für die Produktion von Strom, Wärme und Kraftstoff genutzt.309 In der EU wurden 2008 ca. 2,82% des unionalen Stroms, ca. 11,24%310 des Wärme- und ca. 2,6%311 des Kraftstoffbedarf mittels Biomasse erzeugt bzw. gedeckt.312 ← 100 | 101 →
Der internationale Handel mit Biomasse zu Energiezwecken313 ist auf Grund deren geringer Energiedichte derzeit314 auf einige wenige biogene Sekundärenergieträger beschränkt.315 Die wichtigsten global gehandelten Bioenergieträger sind die Biokraftstoffe Bioethanol, Biodiesel und Pflanzenöle sowie aufbereitete feste Biomasse in Form von Brennholz, Holzkohle und Holzpellets.316 Handelsdaten in diesem Kontext zu finden, d.h. welche Volumina zwischen welchen Ländern gehandelt werden, gestaltet sich derzeit allerdings noch als überaus mühselig, da beispielsweise in Bezug auf Holzpellets der Handel außerhalb der EU noch nicht offiziell erfasst wird317 bzw. viele Statistiken nicht zwischen dem Handel von Biomasse zu Energiezwecken und dem zur Nahrungsversorgung differenzieren318. Auf die EU bezogene Daten gibt es derzeit für Biodiesel, Bioethanol und Holzpellets.319
Innerhalb der EU ist Biodiesel der am häufigsten verwendete Biokraftstoff mit 8,2 mtoe320, gefolgt von Bioethanol mit 1,8 mtoe321 und den sonstigen biogenen Kraftstoffen wie z.B. Biogas mit 0,1 mtoe322.323 Die Netto-Importrate324 in Bezug auf diese Kraftstoffe lag 2008 bei ca. 15%.325 ← 101 | 102 →
Die Brutto-Importrate von Biodiesel lag im Jahr 2008 bezogen auf das genannte unionale Biodieselvolumen bei ca. 19,31%326.327 Hauptexportländer der EU waren die USA mit 83,6%328, Indonesien mit 8,7%329, Agrentinien mit 4,3%330, Malaysia mit 2,1%331, Indien mit 0,4%332, Kanada mit 0,1%333, Singapur mit 0,01%334 und weitere Länder mit 0,7%335.336
Die Brutto-Importrate von Bioethanol lag 2008 bezogen auf das genannte unionale Bioethanolvolumen bei ca. 41%337.338 Hauptexportländer der EU waren Brasilien mit 54,2%339, Pakistan mit 8,2%340, Peru mit 4,0%341, Ägypten mit 3,8%342, Bolivien mit 3,7%343, El Salvador mit 3,2%344, Guatemala mit 2,9%345, Costa Rica mit 2,3%346, ← 102 | 103 → Swasiland mit 1,4%347, Argentinien mit 1,2%348, Ukraine mit 0,8%349, die USA mit 0,3%350 und andere Länder mit 5,0%351.352
Das Holzpellet-Volumen innerhalb der EU lag im Jahr 2009 bei ca. 10,2 mt.353 Hiervon wurden ca. 16,66%354 importiert.355 Hauptexportländer der EU waren die USA mit 30,26%356, Kanada mit 29,41%357, Russland mit 21,43%358, Weißrussland mit 4,24%359, Kroatien mit 4,07%360, Bosnien-Herzigovina mit 3,05%361, die Ukraine mit 1,69%362 und weitere Länder mit 5,82%363.364
Der Transport von Biomasse erfolgt ähnlich wie bei Kohle im Allgemeinen mittels mehrerer Transportmittel365.366 ← 103 | 104 →
Die Importpellets erreichen die EU überwiegend auf dem Seeweg in Handymax- und Panamax-Frachtern aus Nordamerika und auf Küstenmotorschiffen367 aus Russland.368 Der Rotterdamer Hafen ist in diesem Kontext der wichtigste Anlandepunkt.369 Daneben kommen LKWs und Züge bei Importen aus Weißrussland, der Ukraine und Russland zum Einsatz.370 Die Importe aus dem Balkan erfolgen auf Grund fehlender Daten zum Eisenbahn- und Schiffstransport scheinbar hauptsächlich per LKW.371
Hinsichtlich Biodiesel und Bioethanol finden sich derzeit keine vergleichbaren Angaben. Allerdings ist auf Grund des Aggregatzustands der beiden Biokraftstoffe und der Hauptexportländer anzunehmen, dass der Import in die EU ebenso wie bei Rohöl und Rohölprodukten überwiegend per Tanker erfolgt.
Der Holzpelletmarkt ist durch eine hohe Anzahl von kleinen privatwirtschaftliche Produzenten gekennzeichnet.372 Inwieweit die großen Energiekonzerne bzw. staatliche Gesellschaften in diesem Markt tätig sind, lässt sich derzeit nicht erkennen.
Im Hinblick auf den Markt für Biodiesel und Bioethanol ist gleiches zu konstatieren.373
Der Transportbereich liegt angesichts der Überschneidung mit den Transportmitteln für Rohöl, Rohölprodukte und Kohle überwiegend in privatwirtschaftlicher Hand.
Der weltweite Holzpellethandel erfolgt derzeit überwiegend OTC über Langzeitverträge374 und zu einem kleineren Teil über kurzfristige Verträge375 oder ← 104 | 105 → Spotmarktgeschäfte.376 Seit Mitte 2011 bietet die APX-Endex einen börsennotierten Future mit physikalischer Lieferung in Rotterdam an.377
In Bezug auf Biodiesel und Bioethanol ist wohl von der gleichen Situation auszugehen.378 Eine Börsennotierung findet sich derzeit allerdings nicht.
Die Preise für Holzpellets werden im Großhandelsbereich überwiegend individual vertraglich zwischen den Unternehmen festgelegt.379 Die Spotmarktpreise werden bei Holzpellets durch Angebot und Nachfrage bestimmt. Preisindizes diesbzgl. werden von APX-Endex, FOEX Indexes Ltd. und Argus Media Ltd. veröffentlicht.380
Hinsichtlich Biodiesel und Bioethanol381 lässt sich nichts gegenteiliges feststellen. Preisdaten werden u.a. von Platts382 herausgegeben.
IV. Voraussetzungen für einen liberalisierten Handel mit nicht-leitungsgebundener Energie sowie denkbare Herangehensweisen
Die grundlegendste Voraussetzung für jede Art des Handels ist naturgemäß das Vorhandensein von handelbaren Gütern. Fragt man von diesem Standpunkt aus nach den Voraussetzungen für einen liberalisierten Handel383, kommt man zu einer Zweiteilung: den Voraussetzungen für die erfolgreiche Herstellung eines handelbaren Guts und die Voraussetzungen für den gelingenden Austausch zwischen Produzent und Dritten. Auf Grund der Begrenzung des Untersuchungsgegenstandes auf den grenzüberschreitenden Austausch von handelsüblicher Energie folgen im Weiteren lediglich Ausführungen zum Gelingen des Austausches von handelsüblichen Energieträgern zwischen Produzenten und Dritten. Produktionsbezogene ← 105 | 106 → Aspekte wie z.B. die Vergabe von Förderlizenzen für Erdöl384 bzw. die verschiedenen Beteiligungsmöglichkeiten europäischer Unternehmen an Produktionsprozessen385 in Drittländern bleiben damit außen vor.
1. Transport, Transit und mengenmäßige Beschränkungen
Ein prägendes Element des Handels mit nicht-leitungsgebundenen Energieträgern ist auf Grund der geographischen Verteilung der Lagerstätten und Produktionsorte der Transport zu den Nutzern. Dementsprechend sind ausreichende Transportkapazitäten generell zu den Voraussetzung für einen liberalisierten Handel zu zählen.386
Die Kapazitäten der Transportmedien, d.h. von Schiffen, Zügen, LKWs, Pipelines, und die der Transportwege, d.h. von Häfen, Wasserstraßen, Bahnhöfen, Gleisen und Straßen, sind i.d.R. jedoch limitiert. Insbesondere die begrenzte Kapazität einiger internationaler Wasserstraßen387 bildet auf Grund des überwiegenden Seetransports von nicht-leitungsgebundener Energie einen limitierenden Faktor.388 Außerdem stellt sich im Pipelinebereich auf Grund der langfristigen Vergabe der Transportkapazitäten, dem enormen zeitlichen Aufwand und den erheblichen Kosten für die Trassenlegung389 sowie der fehlenden Variabilität in Bezug auf die Transportgüter390 das Problem des sog. third-party-access, d.h. wie und inwieweit ist es Dritten möglich Pipelinekapazität außerhalb von Langfristverträgen in Anspruch zu nehmen.
Fragt man nach denkbaren Lösungsansätze für die Transportkapazitätsproblematik im völkervertraglichen Bereich, gilt es sich zunächst die Grundsituation in diesem Bereich vor Augen zu halten: Einerseits liegt der Transport mehrheitlich in privatwirtschaftlicher Hand. Andererseits ist ein Kapazitätsausbau insbesondere im ← 106 | 107 → Bereich der Wasserstraßen nicht immer möglich bzw. aus Umwelt- oder anderen Gesichtspunkten gewollt.
Im Hinblick auf den privatwirtschaftlichen Aspekt verbleibt wohl i.d.R. nur die Vereinbarung von themenbezogenen Kooperationen wie z.B. die Setzung von Anreizen zum Kapazitätsausbau und die diesbzgl. gegenseitige Unterstützung.391 Die Regelungstiefe und das mögliche Spektrum der Vereinbarungen ist naturgemäß variabel und nicht abschließend beschreibbar. Je nach Entwicklungsstand der betroffenen Rechtssysteme und dem Gewicht der Vertragsparteien wird das Ende des Spektrums wohl aber beim Regelexport liegen, d.h. die gewichtigere Partei wird den Vertragspartner zur Übernahme und Umsetzung eigener Regelungstatbestände veranlassen wollen.
Der eben aufgezeigte Lösungsansatz gilt wohl auch bei einer möglichen direkten staatlichen Einflussnahme auf Entscheidungen zur Kapazitätserweiterung wie z.B. im Pipelinebereich, da konkrete projektbezogene Vereinbarungen in völkerrechtlichen Abkommen auf Grund deren stärkerer Bindungswirkung, die aus dem aufwändigen Abänderungsverfahren392 resultiert, eher unüblich sind.
Für den Fall einer generell undurchführbaren oder nicht gewollten Kapazitätserweiterung sollte bereits auf völkerrechtlicher Ebene der Grundstein für eine funktionierende Mangelverwaltung gelegt werden, um einen regulatorischen Rahmen anzustoßen, der Rechts- und Planungssicherheit mit sich bringt. Das Spektrum möglicher Maßnahmen reicht auch hier im Allgemeinen wohl bis zum Regelexport. Konkret sind Kapazitätsvergabestrategien wie first-come-frist-serve, Versteigerung, Verlosung und etc. sowie Regelungen über einen third-party-access im Pipelinebereich denkbar.
Ein weiterer Aspekt im Bereich „Transport“ ist der Transit von Energieträgern durch Drittstaaten. Angesichts des überwiegenden Seetransports der nicht-leitungsgebundenen Energie ist die Problematik des Transits allerdings nicht derart bedeutend wie bei leitungsgebundener Energie393. Nichtsdestotrotz ist der ← 107 | 108 → freie Transit eine Voraussetzungen für einen liberalisierten Handel mit nicht-leitungsgebundener Energie und sollte völkervertraglich thematisiert werden394.
Abschließend ist in diesem Kontext noch das klassische außenhandelspolitische Instrumente395 der Beseitigung von mengenmäßigen Ein- und Ausfuhrbeschränkungen396 und Maßnahmen gleicher Wirkung397 (sog. nicht-tarifäre Handelshemmnisse) als Voraussetzung für einen liberalisierten Handel zu nennen.
2. Handelsplätze
Weitere Voraussetzungen für einen liberalisierten Handel mit nicht-leitungsgebundener Energie sind die Existenz von liquiden, zugänglichen und transparenten Handelsplätzen sowie die Abstinenz von Langfristlieferverträgen, die dem Markt über längere Zeit Handelsvolumen entziehen und den Marktzutritt neuer Wettbewerber erschweren398. Mit anderen Worten, Idealbild sind frei zugängliche Spotmärkte, an denen stets sowohl Energieträger angeboten werden als auch liquide Käufer vorhanden sind, da auf solchen Märkten jederzeit gehandelt werden kann.
Beide Voraussetzungen völkervertraglich vorzubestimmen, erscheint jedoch in Anbetracht der Vielzahl der Produzentenstaaten und der Marktverhältnisse399 schwierig. Die Kristallisation von Handelsplätzen geschieht generell als handelsnotwendiger Selbstzweck und bedarf daher keines externen Anstoßes. Völkervertragliche Vereinbarungen bzgl. des generellen Zugangs zu nationalen Handelsplätzen400 sowie kontextbezogene Designregelungen wie z.B. Transparenzbestimmungen und ← 108 | 109 → die Beseitigung von Höchstzahlen für Handelsteilnehmer oder von Diskriminierungen zwischen diesen sind zwar im Allgemeinen denkbar. Deren Etablierung auf bi- und multilaterale Ebene ist aber ein langwieriger Prozess.
Hinsichtlich der Problematik rund um Langfristlieferverträge ist abschließend festzuhalten, dass eine Beschränkung der Vertragsfreiheit für den Bereich des Energiehandels durch bi- oder multilateraler Maßnahmen angesichts der Wiederentdeckung von Langfristverträgen als Mittel der Versorgungssicherheit401 sehr unwahrscheinlich ist.
3. Bestimmung der Preise durch Marktkräfte
Schließlich ist die Bestimmung der Preise für nicht-leitungsgebundene Energieträger durch Marktkräfte zu den Voraussetzungen für einen liberalisierten Handel zu zählen.
Das Element „Preis“ steuert am Markt verschiedene wichtige Prozesse402. Zunächst sind Preise Knappheitsindikatoren, d.h. sie zeigen an wie stark und wo ein Gut nachgefragt wird. Hierdurch kommt es im Weiteren zu einem Ausgleich und einer Koordinierung am Markt. Steigende bzw. hohe Preise setzen Anreize zur Produktionserhöhung und zum Markteintritt neuer Marktteilnehmer. Niedrige Preise bewirken das Gegenteil. Außerdem setzt eine geographische Umverteilung der Güter ein, d.h. Güter werden dort angeboten wo die Preise am höchsten sind, um so möglichst viel Ertrag zu erwirtschaften. Preise bewirken mithin eine Konsolidierung in Bezug auf Preisniveau, Güterströme und Marktteilnehmer.
Staatlicherseits kann dieser Mechanismus durch Zölle und zollgleiche Abgaben (sog. tarifärer Handelshemmnisse)403, Abgaben und Steuern404, Subventionen405 und Produktionsquoten406 beeinflusst werden, da es hierdurch zu Preisverzerrungen ← 109 | 110 → kommt. Aber auch seitens der Marktteilnehmer ist eine Einflussnahme mittels Absprachen und Dumping407 möglich.
Dementsprechend sollte völkervertraglich grundsätzlich einerseits die Beseitigung von Zöllen, zollgleichen Abgaben, Subventionen, und Produktionsquoten sowie eine Harmonisierung von Steuern und Abgaben und andererseits die Möglichkeit von Gegenmaßnahmen bzgl. Absprachen408 und Dumping409 thematisiert werden.410
Im Bereich der nicht-leitungsgebundenen Energien erscheint es allerdings fraglich, ob die aufgeführten Themenkomplexe für die Liberalisierung in diesem Kontext ausreichend sind. Bzgl. Rohöl und Rohölprodukte kommt es zuweilen auch auf Grund anderer Faktoren, die in der Preisbildung begründet sind, zu Verzerrungen und nicht korrekten Abbildungen des Knappheitswertes.411 Durch die Umstände, dass an den Börsen Terminkontrakte (paper barrels/paper oil) und nicht physisches Rohöl412 oder Rohölprodukte gehandelt werden sowie dem Umstand, dass das Handelsvolumen der paper barrels täglich das 30- bis 40-fache des physischen Erdöljahresbedarfs darstellt413, ist die Preisfindung in diesem Bereich nicht ausschließlich an die fundamentalen Marktgegebenheiten, d.h. an Angebot und Nachfrage sowie die Produktionskosten geknüpft, sondern auch durch spekulative Überlegungen und/oder politische Spannungen beeinflussbar414. Rohöl- und Rohölproduktpreise können sich mithin in einer „‚virtuellen‘Welt“ bewegen, da der Börsenhandel eben auch den Handel mit Erwartungen umfasst.415 Inwieweit diesem Phänomen allerdings völkervertraglich begegnet werden kann oder sollte, ist derweil fraglich, da einerseits die derzeitige Preisbildung durch die Marktkräfte geschaffen wurde416 ← 110 | 111 → und ein andererseits ein Alternativmodell zum Börsenhandel mit seinen Vor- und Nachteilen417 nicht wirklich in Sicht ist.418
In Bezug auf Kohle und biogene Sekundärenergieträger stellt sich die eben dargestellte Problematik zwar derzeit nicht, da die Preisbildung419 bzgl. dieser Energieträger individualvertraglich erfolgt. Allerdings ist erkennbar, dass die Preisbildung über Börsen zumindest in Bezug auf Kohle angestrebt wird. Dementsprechend könnte zwischenstaatlich zumindest überlegt werden, ob man diese Entwicklung geschehen lässt oder ob man, soweit alternative, mit den Marktkräften vereinbarungsfähige Preisbildungsmodelle zur Verfügung stehen, dieser gegengesteuert.
Im Gesamtbild sind als Voraussetzungen für einen liberalisierten Handel mit nicht-leitungsgebundener Energie folgende Punkte festzuhalten:
• Ausreichende Transportkapazitäten in Bezug auf Transportmittel und -wege bzw. eine funktionierende Mangelverwaltung, insbesondere im Pipelinebereich und hinsichtlich internationaler Wasserstraßen,
• freier Transit durch Drittstaaten,
• keine mengenmäßigen Ein- und Ausfuhrbeschränkungen oder Maßnahmen gleicher Wirkung,
• liquide, zugängliche und transparente Spotmärkte,
• Abschaffung von Langfristlieferverträgen,
• Preisbestimmung durch Marktkräfte und daher Verzicht auf Zölle, zollgleiche Abgaben, Subventionen sowie Produktionsquoten und
• die Möglichkeit von Gegenmaßnahmen in Bezug auf Absprachen zwischen Unternehmen, Dumping und Drittlandssubventionen.
100 Vgl. Raschauer, Energierecht, 2006, S. 2 f.; Der Luftweg per Flugzeug ist für den Transport und die Verteilung von Energie generell vernachlässigbar.
101 Trotz der Möglichkeit der Verflüssigung von Gas (Erdgas oder Biogas) und des so realisierbaren Transports mittels Kraftfahrzeug, Eisenbahn oder Schiff wird Gas auf Grund der Dominanz des Pipelinetransports (siehe Seite 116) und der Verteilung über regionale Gasnetze zur leitungsgebundenen Energie gezählt (siehe auch Bechberger/Haase in: Reiche/Bechberger/Mez, Grundlagen der Energiepolitik, 2005, S. 74).
102 Konstantin, Praxisbuch Energiewirtschaft, 2009, S. 10; Erdöl (petroleum) ist der Oberbegriff für die in der Erdkuste eingelagerten Naturöle. Nach der Förderung und ersten Aufbereitung wird von Rohöl gesprochen (vgl. ebd. und Edwards, Energy trading & investing, 2010, S. 127).
103 eurostat, Panorama of energy, 2009, S. 21; Europäische Union, Europe’s energy position, 2010, S. 8; Der Wert bezieht sich auf die Jahre 2006 und 2007.
104 Rohöl wird in der Regel erst nach seiner Verarbeitung in verschiedene Basisprodukte verwendet (vgl. Abdolvand/Adolf/Bechberger in: Reiche/Bechberger/Mez, Grundlagen der Energiepolitik, 2005, S. 58).
105 Kunststoffe, Lacke, Teppichböden, Medikamente, etc.
106 Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 31; Abdolvand/Adolf/Bechberger in: Reiche/Bechberger/Mez, Grundlagen der Energiepolitik, 2005, S. 58; Nötzold, Die Energiepolitik der EU und der VR China, 2011, S. 34.
107 Vgl. Däuper in: Zenke/Schäfer/Amelung, Energiehandel in Europa, 2009, S. 23; Badenhop, Globaler Ölmarkt und die Außenpolitik der Vereinigten Staaten von Amerika, 2009, S. 104; Bergschneider/Karasz/Schumacher, Risikomanagement im Energiehandel, 2001, S. 33; Edwards, Energy trading & investing, 2010, S. 134; Schiffer, Energiemarkt Deutschland, 2010, S. 354.
108 Vgl. International Energy Agency, Oil Information 2010, 2010, II. 39 und II. 41; Beispiel für das Jahr 2006: Rohöl ca. 2.169 mt – Rohölprodukte ca. 1.006 mt.
109 Europäische Union, Europe’s energy position, 2010, S. 7; Das Rohölvolumen umfasst konventionelles und unkonventionelles Rohöl (Europäische Union, EU energy and transport in figures, 2010, S. 22).
110 Werte stammen aus eigener Berechnung auf Grundlage der Figure 3.1.6 aus eurostat, Panorama of energy, 2009, S. 24.
111 396,31 mtoe.
112 59,14 mtoe.
113 52,16 mtoe.
114 20,82 mtoe.
115 24,31 mtoe.
116 104,26 mtoe.
117 545 mtoe = ca. 5.453,65 mt.
118 Europäische Union, EU energy and transport in figures, 2010, S. 31; eurostat, Panorama of energy, 2009, S. 22; Die Importrate umfasst konventionelles und unkonventionelles Rohöl (Europäische Union, EU energy and transport in figures, 2010, S. 22).
119 Europäische Union, Registration of Crude Oil Imports and Deliveries in the European Union (EU 27), 2007, S. 1 ff.; Europäische Union, EU energy and transport in figures, 2010, S. 31; Die restlichen 5,44% stammten aus: Abu Dhabi, Oman, Jemen, Kamerun, Kongo, Ägypten, Gabon, Tunesien, Brunei Darussalam, Malaysia, Papua Neuguinea, Ukraine, Kolumbien, USA, etc.
120 Das Gesamtpotential setzt sich aus der kumulierten Förderung, den Reserven und den Ressourcen eines Rohstoffes zusammen (vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 33).
121 2007: 399.706 mt.
122 Generell existiert derzeit noch keine einheitliche Definition des Begriffs. Mit unkonventionellem/nichtkonventionellem Erdöl werden hier Bitumen, Rohöl aus Ölsanden, Schwerstöl und Schweröl oder Rohöl aus Ölschiefer bezeichnet (vgl. Ebd., S. 19 und 55; vgl. Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 178); Ölsand (2007): ca. 462.268 mt; Schwerstölfelder (2007): ca. 246.453 mt; Ölschiefer (2007): ca. 412.979 mt).
123 Weltfördermenge in 2007: 3.882 mt; Weltexportmenge: 2.190,7 mt; Die Weltförder- und die Weltexportmenge beziehen sich auf eine Kumulation von konventionellem und unkonventionellem Rohöl (Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 41).
124 Wert an Hand Tabelle 22 aus International Energy Agency, Oil Information 2010, 2010, II.39 errechnet.
125 Wert an Hand Tabelle 18 aus International Energy Agency, Oil Information 2010, 2010, II.31 errechnet.
126 Wert an Hand Tabelle 18 aus Ebd. errechnet.
127 Wert an Hand Tabelle 18 aus Ebd. errechnet.
128 Wert an Hand Tabelle 22 aus Ebd., II.39 errechnet.
129 Wert an Hand Tabelle 18 aus Ebd., II.31 errechnet.
130 Wert an Hand Tabelle 22 aus Ebd., II.39 errechnet.
131 Wert an Hand Tabelle 18 aus Ebd., II.31 errechnet.
132 Wert an Hand Tabelle 22 aus Ebd., II.39 errechnet.
133 Wert an Hand Tabelle 18 aus Ebd., II.31 errechnet.
134 Wert an Hand Tabelle 18 aus Ebd. errechnet.
135 Wert an Hand Tabelle 18 aus Ebd. errechnet.
136 Hierzu zählen u.a. Ethan, Raffineriegas, Propan, Butan, Flüssiggas (LPG), Rohbenzin, Flugzeugbenzin, Ottokraftstoff, Kerosin, Diesel, Leichtbenzin (white spirit), Paraffinwachs, Bitumen, etc. (siehe Ebd., I.31).
137 Vgl. Statistiken der Europäischen Kommission zum bilateralen Handel (http://ec.europa.eu/trade/creating-opportunities/bilateral-relations/statistics/); Energiestatistiken von eurostat (http://epp.eurostat.ec.europa.eu/portal/page/portal/energy/introduction); Oil information 2010 und World Energy Outlook 2010 der International Energy Agency; BP, BP Statistical Review of World Energy June 2011, 2011; OPEC Annual Statistical Review (diverse Jahrgänge abrufbar unter: http://www.opec.org/opec_web/en/publications/202.htm); Lediglich auf S. 64 der Publikation „International Energy Agency, The European Union, 2008“ findet sich, dass 2005 36 mt Diesel in die EU importiert wurden.
138 Mineralölwirtschaftsverband e.V., Jahresbericht Mineralöl-Zahlen 2009, 2010, S. 72–74.
139 Vgl. Statistiken der Europäischen Kommission zum bilateralen Handel, abrufbar unter http://ec.europa.eu/trade/creating-opportunities/bilateral-relations/statistics/; Energie-Webseite der Europäischen Kommission (http://ec.europa.eu/energy/observatory/oil/import_export_en.htm) und BP, BP Statistical Review of World Energy June 2011, 2011, S. 19.
140 Dem BP Statistical Review of World Energy (June 2011) kann auf S. 19 lediglich entnommen werden, dass 131,7 mt Rohölprodukte nach Europa importiert und 71,8 mt exportiert wurden. Europa entspricht allerdings ausweislich S. 44 des Reports nicht der EU.
141 Beispielsweise wird russisches Öl derzeit fast ausschließlich per Eisenbahn nach China exportiert (Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 249). Seit dem 1. Januar 2011 erfolgt die Lieferung zudem durch eine Abzweigung der Ostsibirien-Pazifik-Pipeline nach Daqing (Süddeutsche Zeitung vom 1. Januar 2011, Russland pumpt erstmals Öl nach China, abrufbar unter: http://www.sueddeutsche.de/wirtschaft/wirtschaft-kompakt-run-auf-die-kennzeichen-1.1041776-2.
142 Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 49.
144 Schieck, Internationale Logistik, 2009, S. 342.
145 Die Investitionskosten pro Streckenkilometer liegt derzeit zwischen 0,7 und 1,5 Millionen Euro (Ebd., S. 331).
146 Ebd., S. 342.
147 Bantekas/Paterson/Sulejmenov, Oil and gas law in Kazakhstan, 2004, S. 303.
148 Ströbele/Pfaffenberger/Heuterkes, Energiewirtschaft, 2010, S. 123; Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 50.
149 General Purpose (GP) 16500–24999 Bruttoregistertonnen (dwt), Medium Range (MR) 25000–44999 dwt, Large/Long Range (LR) 45000–159999 dwt, Average Freight Rate Assessement (Aframax) 75000–110000 dwt, Very Large Crude Carrier (VLCC) 160000–319999 dwt und Ultra Large Crude Carrier (ULCC) 320000–549000 dwt.
150 Ströbele/Pfaffenberger/Heuterkes, Energiewirtschaft, 2010, S. 123 und 125.
151 Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 50.
152 Checchi/Behrens/Egenhofer, Long-term energy security risks for Europe, 2009, S. 8 f.; Die Zahlen beziehen sich auf 2005.
153 Ebd., S. 9; Die Zahlen beziehen sich auf 2005. Siehe auch Kommission, Hin zu einer europäischen Strategie für Energieversorgungssicherheit, KOM (2000) 769 endg., S. 24.
154 Czakainski/Lamprecht/Rosen, Energiehandel und Energiemärkte, 2010, S. 13.
155 Pollak/Schubert/Slominski, Die Energiepolitik der EU, 2010, S. 167.
156 Ebd., S. 184.
157 Kapazität: 810 kb/d; Länge: 354 km; Norwegen-Vereinigtes Königreich.
158 International Energy Agency, Energy Policies of IEA Countries – Norway, 2011, S. 59.
159 Pollak/Schubert/Slominski, Die Energiepolitik der EU, 2010, S. 167.
160 Kapazität: 1,4 mb/d (Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 249); Länge: 5237 km (Mükusch, Vernetzte Energiesicherheit, 2011, S. 70).
161 Vgl. Pollak/Schubert/Slominski, Die Energiepolitik der EU, 2010, S. 169–171; Die Druzhba-Pipeline verästelt sich wie folgt (sortiert von Norden nach Süden an Hand des Endpunkts): St. Petersburg (Russland), Ust Luga (Russland-Weißrussland-Russland) Ventspils (Russland-Weißrussland-Lettland), Klaipeda (Russland-Weißrussland-Lettland-Litauen), Leipzig (Russland-Weißrussland-Polen-Deutschland), Prag (Russland-Weißrussland-Ukraine-Slowakei-Tschechische Republik), Omisalj (Russland-Weißrussland-Ukraine-Ungarn-Kroatien) und Odessa (Russland-Weißrussland-Ukraine). Die Linien nach Ust Luga und St. Petersburg werden auch als Baltic Pipeline System 1 und 2, die Linie nach Leipzig als Druzhba-Nord, die Linie nach Prag als Druzhba-Süd, die Linie nach Odessa als Odessa-Brody und die geplante Linie nach Omisalj als Druzhba-Adria bezeichnet.
162 Kapazität: 33–35 MTA (http://www.cpc.ru/EN/expansion/Pages/default.aspx); Länge: 1510 km (Mükusch, Vernetzte Energiesicherheit, 2011, S. 70); Kasachstan-Russland; CPC steht für Caspian Pipeline Consortium.
163 Pollak/Schubert/Slominski, Die Energiepolitik der EU, 2010, S. 170.
164 Ebd., S. 171.
165 Kapazität: 1,5 mb/d; Länge: 1766 km (Mükusch, Vernetzte Energiesicherheit, 2011, S. 69 f.); Aserbaidschan – Georgien – Türkei.
166 Pollak/Schubert/Slominski, Die Energiepolitik der EU, 2010, S. 171 f.
167 Kapazität: 100 kb/d; Länge: 1330 km; Aserbaidschan-Russland.
168 Kapazität: 100 kb/d; Länge: 833 km; Aserbaidschan – Georgien.
169 International Energy Agency, Perspectives on Caspian Oil and Gas Development, 2008, S. 47.
170 Kapazität: 1,4 mb/d; Länge: 990 km; Irak-Türkei.
171 Luft/Korin, Energy security challenges for the 21st century, 2009, S. 251; Pollak/Schubert/Slominski, Die Energiepolitik der EU, 2010, S. 173.
172 Ebd., S. 172.
173 Länge: 279 km (Mükusch, Vernetzte Energiesicherheit, 2011, S. 71); Bulgarien-Griechenland.
174 Länge: 894 km (Ebd., S. 70); Bulgarien (Burgas)-Mazedonien-Albanien (Vlora).
175 Länge: 1320 km; Rumänien (Constanta)-Serbien-Kroatien-Slowenien-Italien (Triest) (Transnafta, Pan-European Oil Pipeline, 2009, S. 8).
176 Länge: 550 km (Calik Enerji A.S/Eni International B.V., Trans Anatolian Pipeline Project, 2006, S. 9); Türkei (Samsun-Ceyhan).
177 Vgl. Stopford, Maritime economics, 2009, S. 444.
178 Ebd.; Ströbele/Pfaffenberger/Heuterkes, Energiewirtschaft, 2010, S. 123; Gleißner/Femerling, Logistik, 2008, S. 65.
179 Stopford, Maritime economics, 2009, S. 444.
180 Gleißner/Femerling, Logistik, 2008, S. 65.
181 Vgl. Stopford, Maritime economics, 2009, S. 444.
182 Unter upstream, upstream activities oder upstream level werden Exploration, Feldesentwicklung, Förderung und Aufbereitung von Erdöl zu Rohöl zusammengefasst (Däuper in: Zenke/Schäfer/Amelung, Energiehandel in Europa, 2009, S. 23; Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 45).
183 Vgl. Ebd., S. 38; Dies ist das Resultat der Enteigungs- und Verstaatlichungswelle Anfang der 1970er (siehe ebd., S. 42; Hensing/Ströbele, Der Ölmarkt zu Beginn der neunziger Jahre, 1991, S. 226).
184 The World Bank, National Oil Companies and Value Creation, 2011, S. ix.
185 Die 50 wichtigsten Erdölunternehmen für 2010 (absteigend; IOCs kursiv): Saudi Aramco (Saudi Arabien), National Iranian Oil Company (Iran), Exxon Mobil (USA), Petroleos de Venezuela S.A. (Venezuela), China National Petroleum Company (China), BP (UK), Royal Dutch Shell (UK/Niederlande), ConocoPhillips (USA), Chevron (USA), Total (Frankreich), Petroleos Mexicanos (Mexiko), Kuwait Petroleum Corporation (Kuwait), Sontrach (Algerien), Gazprom (Russland), Petrolero Brasileiro SA (Brasilien), Rosneft (Russland), Lukoil (Russland), Petronas (Malaysia), Abu Dhabi National Oil Company (Abu Dhabi), Eni (Italien), Nigerian National Petroleum Corporation (Nigeria), Qatar General Petr. Corporation (Katar), National Iranian Oil Company (Iran), National Oil Corporation (Libyen), Sinopec (China), Egyptian General Petroleum Corporation (Ägypten), Statoil ASA (Norwegen), Repsol YPF (Spanien), Surgutneftegas (Russland), Pertamina (Indonesien), Oil and Natural Gas Corporation Limited (Indien), Marathon (USA), Petroleum Development Oman (Oman), EnCana (Kanada), Uzbekneftegas (Usbekistan), Socar (Aserbaidschan), TNK-BP (Russland), Apache (USA), Candian Natural Resources (Kanada), Syrian Petroleum Company (Syrien), Kazmunaigas (Kasachstan), Devon Energy (USA), Hess (USA), Anadarko (USA), Occidental (USA), OMV (Österreich), BG (UK), China National Offshore Oil Company (China), Novatek (Russland) und Ecopetrol (Kolumbien) (Energy Intelligence Group, Petroleum Intelligence Weekly Ranks World’s Top 50 Oil Companies (2010), 2010).
186 Vgl. Schiffer, Energiemarkt Deutschland, 2010, S. 352.
187 Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 190.
188 The World Bank, National Oil Companies and Value Creation, 2011, S. ix.
189 Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 42.
190 Production Sharing Agreements haben i. d. R. zum Inhalt, dass der private Partner den Teil an der Erdölförderung erhält, der seine Kosten deckt und gemessen am eingesetzten Kapital eine angemessenen Rendite darstellt (Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 178).
191 Ebd., S. 196.
192 Siehe Tabelle 3.1 auf Seite 81.
193 Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 64.
194 Vgl. Ebd., S. 66 ff.
195 Anteil von ca. 73,02% an den weltweiten Ölschiefer-Ressourcen (Siehe Tabelle 3.1 auf Seite 81).
196 Vgl. zudem World Energy Council, 2010 Survey of Energy Resources, 2010, S. 101.
197 Eine Übersicht zu den aktuellen Entwicklungen hinsichtlich der Nutzbarmachung der Ölschiefer-Vorkommen in diesen Ländern kann Ebd., S. 103 ff. entnommen werden.
198 Ebd., S. 105.
199 Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 57 und 58; vgl. World Energy Council, 2010 Survey of Energy Resources, 2010, S. 139 f. und 143 ff.
200 Kanadische Ölsand-Unternehmen: Petrobank Energy and Resources Ltd., Canadian Natural Resources Ltd., Shell Canada Ltd., Suncor Energy Inc., Syncrude Canada Ltd., Cenovus Energy Inc., Connacher Oil and Gas Ltd., ConocoPhillips, Devon Energy Corp., Japan Canada Oil Sands Ltd., MEG Energy Corp., Nexen Inc., Baytex Energy Corp., Bonavista Energy Corp., Penn West Petroleum Ltd., Prosper Petroleum Ltd., Harvest Operations Corp., Pearl E & P Ltd., Husky Energy Inc., Koch Industries Inc., Imperial Oil Ltd., Murphy Oil Corp, Albian Sands Energy Inc., etc. (Government of Alberta, Alberta’s Oil Sands Projects, 2011; Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 58).
201 Ebd., S. 57; World Energy Council, 2010 Survey of Energy Resources, 2010, S. 146; Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 61.
202 Däuper in: Zenke/Schäfer/Amelung, Energiehandel in Europa, 2009, S. 25.
203 2007: weltweit ca. 75%–80% (siehe S. 50).
204 Vgl. TANKEROperator, TANKEROperator’s Top 30 owners and operators, 2009, S. 1 ff.; Die 30 wichtigsten Tankerunternehmen für 2009 sind (absteigend; staatliche Unternehmen kursiv): Frontline, Teekay Corporation, MOL Tankship Management, Overseas Shipholding Group (OSG), National Iranian Tanker Co, Sovcomflot, Euronav, Vela International Marine, Nippon Yusen Kaisha (NYK), MISC Berhard (MISC), Tanker Pacific Management (Singapur), Kristen Navigation (Angelicoussis Group), BW Maritime, Maersk Tanker, Univan Ship Management, Tsakos Energy Navigation (TEN), Dynacom Tankers Management, Cosco Group, BP Shipping, Chevron Shipping, TORM, Shipping Corp of India (SCI), National Shipping Corp of Saudi Arabia (NSCSA), Ocean Tankers Pte, Themamaris, China Shipping Development, SK Shipping, Kuwait Oil Tanker Co (KOTC), Minerva Marine und Associated Maritime Co.
205 Beispielsweise hält die staatliche SOCAR (Aserbaidschan) 25% an der BTC-Pipeline (vgl. http://socar.de/socar/projekte-in-aserbaidschan/btc-ol-pipeline/).
206 Transneft betreibt in Russland mit Ausnahme der CPC-Pipeline das gesamte Rohöl-Pipelinenetz (Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 249).
207 Orbán, Power, energy, and the new Russian imperialism, 2008, S. 98 f.; EU-Russia Centre, The bilateral Relations of EU Member States with Russia, 2007, S. 65.
208 Die Azerbaijan International Operating Company (AIOC) ist ein Zusammenschluss mehrerer Erdölunternehmen unter der Führung von BP: BP, Chevron, SOCAR, INPEX, Statoil ASA, ExxonMobil, TPAO, ITOCHU und Hess (http://www.bp.com/managedlistingsection.do?categoryId=9007997&contentId=7014999).
209 http://www.bp.com/sectiongenericarticle.do?categoryId=9006672&contentId=7015099; http://www.globalsecurity.org/military/world/azerbaijan/energy.htm.
210 OECD, Intermodal Transport: National Peer Review: Turkey, 2009, S. 92.
211 Russland 24%, CPC-Company 7%, KazMunayGaz 19%, Chevron 15%, LUKARCO B.V. 12,5%, Mobil Caspian Pipeline Company 7,5%, Rosneft-Shell Venture Ltd. 7,5%, BG Overseas Holding Ltd. 2%, ENI 2%, Kazakhstan Pipeline Venture 1,75% und Orxy Caspian Pipeline LLC 1,75%.
212 ConocoPhillips, Total und Statoil ASA.
213 BP 30,1%, SOCAR 25%, Chevron 8,9%, Statoil ASA 8,71%, TPAO 6,53%, ENI 5%, TOTAL 5%, ITOCHU 3,4%, INPEX 2,5%, ConocoPhillips 2,5% und Hess 2,36%.
214 http://www.cpc.ru/EN/about/Pages/shareholders.aspx; Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 249; Statoil ASA, Other pipelines, 2011, S. 1; http://socar.de/socar/projekte-in-aserbaidschan/btc-ol-pipeline/.
215 Vgl. Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 190 und 199; Oil & Gas Journal, 2009 Worldwide Refining Survey, 2009.
216 Däuper in: Zenke/Schäfer/Amelung, Energiehandel in Europa, 2009, S. 25.
217 Badenhop, Globaler Ölmarkt und die Außenpolitik der Vereinigten Staaten von Amerika, 2009, S. 104.
218 Vgl. Edwards, Energy trading & investing, 2010, S. 128 f.
219 Däuper in: Zenke/Schäfer/Amelung, Energiehandel in Europa, 2009, S. 22 f.; Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 344; vgl. auch Ströbele/Pfaffenberger/Heuterkes, Energiewirtschaft, 2010, S. 12.
220 Mineralölwirtschaftsverband e.V., Preisbildung am Rohölmarkt, 2004, S. 25; Nötzold, Die Energiepolitik der EU und der VR China, 2011, S. 74; vgl. Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 341 f.
221 Mineralölwirtschaftsverband e.V., Preisbildung am Rohölmarkt, 2004, S. 25; vgl. Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 318, 343.
222 Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 199.
223 Siehe hierzu Preisbildung, S. 55.
224 Edwards, Energy trading & investing, 2010, S. 48; Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 54.
225 Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 308; Damit ergibt sich die eigentlich absurde Situation, dass der finanzielle Handel mit Kontrakten den Preis für das physische Gut Rohöl vorgibt (ebd., S. 330).
226 Ströbele/Pfaffenberger/Heuterkes, Energiewirtschaft, 2010, S. 134; Die verschiedene Rohölsorten unterscheiden sich in ihrer chemischen Zusammensetzungen (relative Dichte, Schwefelgehalt, etc.).
227 Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 309 f.; Schiffer, Energiemarkt Deutschland, 2010, S. 346; Ströbele/Pfaffenberger/Heuterkes, Energiewirtschaft, 2010, S. 135.
228 Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 310; Ströbele/Pfaffenberger/Heuterkes, Energiewirtschaft, 2010, S. 135.
229 Ebd.; Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 311, 312 und 313.
230 Vgl. Ebd., S. 341.
231 Differentials: jeweilige Transportkosten und chemischen Eigenschaften.
232 Ebd., S. 309.
233 Ebd., S. 342.
234 Mineralölwirtschaftsverband e.V., Preisbildung am Rohölmarkt, 2004, S. 25.
235 Einkaufpreise der Raffinerien.
236 Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 211.
237 eurostat, Panorama of energy, 2009, S. 21; Europäische Union, Europe’s energy position, 2010, S. 8. Der Wert bezieht sich auf die Jahre 2006 und 2007.
238 Ca. 29% des gesamten europäischen Stroms werden mittels Kohle erzeugt (eurostat, Panorama of energy, 2009, S. 23).
239 Fern- und Nahwärme.
240 Vgl. Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 258 f.; vgl. Konstantin, Praxisbuch Energiewirtschaft, 2009, S. 14; vgl. Bergschneider/Karasz/Schumacher, Risikomanagement im Energiehandel, 2001, S. 86; vgl. Kommission, The Market for Solid Fuels in the Community in 2008 and Estimates for 2009, SEC (2010) 996 final, S. 31; Thielemann et al., Entwicklung und Perspektiven des Weltsteinkohlemarktes, et Special 1/2006, S. 18.
241 Konstantin, Praxisbuch Energiewirtschaft, 2009, S. 14.
242 65% entsprechen 245 mt.
243 23% entsprechen 88 mt.
244 12% entsprechen 44 mt.
245 Verein der Kohleimporteure, Annual Report 2010, 2010, S. 34.
246 94% entsprechen 413,6 mt.
247 6% entsprechen 26,4 mt.
248 Kommission, The Market for Solid Fuels in the Community in 2008 and Estimates for 2009, SEC (2010) 996 final, S. 48; vgl. International Energy Agency, Coal Information 2010, 2010, Part II – II.7.
249 Mengenmäßig gelangen nur etwa 15% der weltweiten Fördermenge in den internationalen Handel (Czakainski/Lamprecht/Rosen, Energiehandel und Energiemärkte, 2010, S. 68; Verein der Kohleimporteure, Annual Report 2010, 2010, S. 18.). Die restlichen 85% werden in den Ursprungsländern verbraucht (Kommission, The Market for Solid Fuels in the Community in 2008 and Estimates for 2009, SEC (2010) 996 final, S. 35). 70% des internationalen Handelsvolumens entfallen auf Kesselkohle und 30% auf Kokskohle (Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 263 und 266).
250 Bergschneider/Karasz/Schumacher, Risikomanagement im Energiehandel, 2001, S. 86.
251 Vgl. Konstantin, Praxisbuch Energiewirtschaft, 2009, S. 14; Bergschneider/Karasz/Schumacher, Risikomanagement im Energiehandel, 2001, S. 86; Kommission, The Market for Solid Fuels in the Community in 2008 and Estimates for 2009, SEC (2010) 996 final, S. 36 f.
252 Ob bzgl. Braunkohle überhaupt „Handel“ getrieben wird, kann man sich unter dem Blickwinkel fragen, da die Abhängigkeit zwischen Produzent und Abnehmer hoch ist (Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 254).
253 Braunkohle hat einen Wasseranteil von bis zu 55% (Czakainski/Lamprecht/Rosen, Energiehandel und Energiemärkte, 2010, S. 67).
254 Bergschneider/Karasz/Schumacher, Risikomanagement im Energiehandel, 2001, S. 86; Czakainski/Lamprecht/Rosen, Energiehandel und Energiemärkte, 2010, S. 67; Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 253 f.
255 Bergschneider/Karasz/Schumacher, Risikomanagement im Energiehandel, 2001, S. 86; Czakainski/Lamprecht/Rosen, Energiehandel und Energiemärkte, 2010, S. 67.
256 Vgl. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 154 f.
257 Verteilung: Kesselkohle ca. 57% (217 mt) – Kokskohle ca. 3% (11 mt) (vgl. Verein der Kohleimporteure, Annual Report 2010, 2010, S. 33.
258 Kommission, The Market for Solid Fuels in the Community in 2008 and Estimates for 2009, SEC (2010) 996 final, S. 37; vgl. Verein der Kohleimporteure, Annual Report 2010, 2010, S. 33.
259 Die USA müssen trotz des relativ hohen Prozentsatzes von 14,9% differenziert betrachtete werden, da sie nur als sog. Swing Supplier auftreten. D.h. aus den USA wird nur exportiert, wenn die europäische Nachfrage sehr hoch und das Wechselkursverhältnis günstig ist, ansonsten unterbleiben Exporte (Czakainski/Lamprecht/Rosen, Energiehandel und Energiemärkte, 2010, S. 68).
260 Kommission, The Market for Solid Fuels in the Community in 2008 and Estimates for 2009, SEC (2010) 996 final, S. 37.
261 Gesamtressourcen in 2007: 16.404.272 mt; Reserven: 729.464 mt; Ressourcen: 15.674.808 mt (Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 120).
262 Weltfördermenge in 2007: 5522,7 mt; Weltexportmenge in 2007: 913,7 mt (Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009 – Tabellen, 2009, S. 85 und 87.
263 0,3% entsprechen 1,32 mt.
264 Kommission, The Market for Solid Fuels in the Community in 2008 and Estimates for 2009, SEC (2010) 996 final, S. 48.
265 Förderbänder (conveyors) mit Kapazitäten von bis zu 1100 t/h werden auf Strecken von bis zu 25 km und in der Regel dazu eingesetzt, um Kohle von der Mine zu Kraftwerken, Bahnhöfen oder Häfen (Hochsee oder Binnen) zu transportieren (Thomas, Coal geology, 2007, S. 325 f.).
266 LKWs mit einer Traglast von 10–40 t werden auf Strecken von bis zu 160 km eingesetzt, um eine Vielzahl von Nutzern zu versorgen (Ebd., S. 326).
267 Züge mit einem maximalen Beförderungsvolumen von bis 16.000 t werden auf bis zu 4500 km langen Strecken (ein- und doppelspurig) eingesetzt (vgl. Ritschel/Schiffer, Weltmarkt für Steinkohle, 2007, S. 102; vgl. Thomas, Coal geology, 2007, S. 326 ff.).
268 Binnenschiffe können eine Kapazität von bis zu 10.000 t haben (Ebd., S. 330).
269 Derzeit das weltweit einzige Beispiel hierfür ist die Black-Mesa-Pipeline zwischen den US-Bundesstaaten Arizona und Nevada. Die Kapazität liegt bei 4,4 mt Kohle pro Jahr (Schieck, Internationale Logistik, 2009, S. 335).
270 Vgl. auch Ritschel/Schiffer, Weltmarkt für Steinkohle, 2007, S. 102.
271 2009: 91,3% (International Energy Agency, Coal Information 2010, 2010, II.14).
272 10–50.000 dwt.
273 50–60.000 dwt.
274 80.000–150.000 dwt.
275 Weltweit werden 75% der Steinkohle mittels Capesize- (45%) und Panamax-Klasse (30%) verschifft. Die restlichen 25% entfallen auf die Handymax-Klasse (Ritschel/Schiffer, Weltmarkt für Steinkohle, 2007, S. 104).
276 2009: 8,7% (International Energy Agency, Coal Information 2010, 2010, II.15).
277 Ritschel/Schiffer, Weltmarkt für Steinkohle, 2007, S. 103; International Energy Agency, Coal Information 2010, 2010, II.15; Bergschneider/Karasz/Schumacher, Risikomanagement im Energiehandel, 2001, S. 86.
278 Amsterdam – Rotterdam – Antwerpen.
279 2008: 60,7 Mio t. (vgl. Verein der Kohleimporteure, Annual Report 2010, 2010, S. 35).
280 Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009, 2009, S. 138.
281 Schmidt/Thielemann/Littke, Die Kohleindustrie Russlands im Jahr 2005 – ein Überblick, Glückauf 2006, S. 52.
282 Vgl. Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 262; Kommission, Hin zu einer europäischen Strategie für Energieversorgungssicherheit, KOM (2000) 769 endg., S. 23.
283 Die 20 größten Steinkohleproduzenten der Welt (absteigend für 2006): Peabody Energy Group (USA), Rio Tinto (Australien), BHP Billiton (Australien), Kennecott Energy Co (KEC, USA), Arch Coal (USA), AngloAmerican (Südafrika), Shenhua Group (China), Siberian Coal Energy Co. (SUEK, Russland), Consol Energy (USA), Clencore/Xstrata (Großbritannien/Schweiz), Severstal (Russland), Foundation Coal (USA), Datang (China), Kompania Weglows SA (Polen), Sasol Mining (Südafrika), Heilongjian Long Mei Mining Group (China), China Coal (China), Yanzhou (China), Kuzbassrarezugol (KRU, Russland) und Massey Energy (USA). Hinweis: Lediglich die angelsächsichen (USA, Australien und Großbritannien) und südafrikanischen Unternehmen sind privatrechtlich geführt. (vgl. Thielemann et al., Entwicklung und Perspektiven des Weltsteinkohlemarktes, et Special 1/2006, S. 17). Die 10 größten Steinkohleproduzenten der Welt (absteigend für 2008): Coal India, Peabody Energy Group, Shenhua Group, Rio Tinto, China Coal, Arch Coal, BHP Billiton, AnlgoAmerican, Siberian Coal Energy Co. und Clencore/Xstrata (Verein der Kohleimporteure, Annual Report 2010, 2010, S. 15).
284 Cullinane, International handbook of maritime economics, 2011, S. 26 ff.
285 Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 263; Czakainski/Lamprecht/Rosen, Energiehandel und Energiemärkte, 2010, S. 68; Bergschneider/Karasz/Schumacher, Risikomanagement im Energiehandel, 2001, S. 86.
286 Ebd.; Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 263.
287 Czakainski/Lamprecht/Rosen, Energiehandel und Energiemärkte, 2010, S. 68.
288 Ebd.; Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 263.
289 Czakainski/Lamprecht/Rosen, Energiehandel und Energiemärkte, 2010, S. 69; Schiffer, Energiemarkt Deutschland, 2010, S. 375.
290 Bergschneider/Karasz/Schumacher, Risikomanagement im Energiehandel, 2001, S. 86; Konstantin, Praxisbuch Energiewirtschaft, 2009, S. 18; Schiffer, Energiemarkt Deutschland, 2010, S. 373.
291 Czakainski/Lamprecht/Rosen, Energiehandel und Energiemärkte, 2010, S. 69; http://www.globalcoal.com.
292 Vgl. Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 164; Beispiele für finanzielle Futures finden sich an der ICE/IPE London (ICE Rotterdam Coal Futures; siehe https://www.theice.com/productguide/ProductDetails.shtml?specId=243), der European Energy Exchange (Coal Futures; siehe http://www.eex.com/en/Market%20Data/Trading%20Data/Coal) und der NYMEX (Central Appalachian (CAPP), Western Powder River Basin (PRB) und Eastern CSX Transportation (CSX) coal futures; siehe Czakainski/Lamprecht/Rosen, Energiehandel und Energiemärkte, 2010, S. 69 und http://www.eia.gov/coal/nymex/).
293 Bergschneider/Karasz/Schumacher, Risikomanagement im Energiehandel, 2001, S. 86; Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 254.
294 Schiffer, Energiemarkt Deutschland, 2010, S. 374 und 376; Die Zusammensetzung des „Kohlepreis“ ist generell abhängig von der einzelnen Vertragssituation und kann auch die Transportkosten mit umfassen, die bei Überseebezügen je nach Exportland mehr als die Hälfe des Endpreise bilden können (Ritschel/Schiffer, Weltmarkt für Steinkohle, 2007, S. 102).
295 Schiffer, Energiemarkt Deutschland, 2010, S. 375.
296 Ebd., S. 376.
297 Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 263 f.; Schiffer, Energiemarkt Deutschland, 2010, S. 375 f.; NAR bedeutet net as received, FOB free on board, CIF Cost, Insurance, Freight und RCBT Richards Bay Coal Terminal (Südafrika).
298 Kaltschmitt/Hartmann/Hofbauer, Energie aus Biomasse, 2009, S. 2.
299 Semmler in: Böttcher, Management von Biogas-Projekten, 2013, S. 128.
300 Pflanzen und Tiere.
301 Z.B. Rindergülle, Schweinegülle, etc.
302 Z.B. Stroh, Grünschnitt, etc.
303 Z.B. Schwarzlauge, Papier, Zellstoff, Schlachthofabfälle, organischer Hausmüll, Pflanzenöle, Alkohol, Biogas, Klärgas, etc.
304 Kaltschmitt/Hartmann/Hofbauer, Energie aus Biomasse, 2009, S. 2; Kommission, Energie für die Zukunft: Erneuerbare Energiequellen – Grünbuch für eine Gemeinschaftsstrategie, KOM (1996) 576 endg., S. 7 und 12; Semmler in: Böttcher, Management von Biogas-Projekten, 2013, S. 127 f.
305 Ebd., S. 129.
307 Ebd.
308 eurostat, Panorama of energy, 2009, S. 21; Der Wert bezieht sich auf das Jahr 2006.
309 Kaltschmitt/Hartmann/Hofbauer, Energie aus Biomasse, 2009, S. 21.
310 63,5 mtoe.
311 10 mtoe.
312 eurostat, Renewable energy statistics, 2010, S. 3 ff.
313 Der Handel mit Biomasse zur Nahrungsversorgung steht im Allgemeinen auf einem anderen Blatt.
314 Der globale Handel mit anderen energetisch verwertbaren Formen der Biomasse ist am Ende des Tages nur eine Frage der Wirtschaftlichkeit im Vergleich zu den fossilen Energieträgern.
315 eurostat, Panorama of energy, 2009, S. 13.
316 Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 35; Heinimö et al., International Bioenergy trade – scenario study on international biomass market in 2020, 2007, S. 14.
317 Sikkema et al., The European wood pellet markets: current status and prospects for 2020, Biofpr 2011, S. 3.
318 Vgl. hierzu beispielhaft die Statistiken der Food and Agriculture Organization der Vereinten Nationen unter: http://faostat.fao.org/default.aspx.
319 Ebenfalls werden Sojabohnen- und Palmöl für die unionale Biodieselproduktion sowie Zuckerrohrstangen für die unionale Bioethanolproduktion importiert (vgl. Kommission, Recent progress in developing renewable energy sources and technical evaluation of the use of biofuels and other renewable fuels in transport, SEC (2011) 130 final, S. 18 f.), allerdings finden sich keine Daten bzgl. der Importmengen und deren Herkunft.
320 Ca. 81%.
321 Ca. 18%.
322 Ca. 1%.
323 Kommission, Recent progress in developing renewable energy sources and technical evaluation of the use of biofuels and other renewable fuels in transport, SEC (2011) 130 final, S. 7; Die Werte beziehen sich auf das Jahr 2008.
324 Die Netto-Importrate errechnet sich aus den Bruttoimporten abzüglich der unionalen Export in Nicht-Mitgliedsstaaten.
325 Kommission, Recent progress in developing renewable energy sources and technical evaluation of the use of biofuels and other renewable fuels in transport, SEC (2011) 130 final, S. 7.
326 1.584 ktoe.
327 Kommission, Recent progress in developing renewable energy sources and technical evaluation of the use of biofuels and other renewable fuels in transport, SEC (2011) 130 final, S. 23.
328 1.324 ktoe.
329 133 ktoe.
330 68 ktoe.
331 33 ktoe.
332 7 ktoe.
333 1,5 ktoe.
334 0,2 ktoe.
335 11 ktoe.
336 Kommission, Recent progress in developing renewable energy sources and technical evaluation of the use of biofuels and other renewable fuels in transport, SEC (2011) 130 final, S. 23; Die Hauptexportländerverteilung hat sich für das Jahr 2009 allerdings scheinbar auf Grund der durch die EU eingeführten Antidumping- und Ausgleichszölle auf us-amerikansichen Biodiesel wie folgt verschoben: Argentinien (49,9% (760 ktoe)), die USA (22,3% (339 ktoe)), Indonesien (9,2% (141 ktoe)), Canada (8,2% (124 ktoe)), Malaysia (7,2% (110 ktoe)), Indien (1,4% (22 ktoe)), Singapur (1,2% (18 ktoe)) und andere Staaten (0,6% (9 ktoe)) (Kommission, Recent progress in developing renewable energy sources and technical evaluation of the use of biofuels and other renewable fuels in transport, SEC (2011) 130 final, S. 7 und 23).
337 738 ktoe.
338 Kommission, Recent progress in developing renewable energy sources and technical evaluation of the use of biofuels and other renewable fuels in transport, SEC (2011) 130 final, S. 27.
339 400 ktoe.
340 46 ktoe.
341 22 ktoe.
342 21 ktoe.
343 21 ktoe.
344 18 ktoe.
345 16 ktoe.
346 13 ktoe.
347 8 ktoe.
348 7 ktoe.
349 4 ktoe.
350 2 ktoe.
351 28 ktoe.
352 Kommission, Recent progress in developing renewable energy sources and technical evaluation of the use of biofuels and other renewable fuels in transport, SEC (2011) 130 final, S. 26; Auch in Bezug auf Bioethanol hat sich eine Verschiebung der Hauptexportländer in 2009 ergeben: Brasilien (45,27% (254 ktoe), Guatemala (9,9% (55 ktoe)), Pakistan (6,3% (35 ktoe)), Nicaragua (5,4% (30 ktoe)), Peru (5,4% (30 ktoe)), Bolivien (5,0% (28 ktoe)), Ägypten (4,3% (24 ktoe)), Costa Rica (4,2% (23 ktoe)), Argentinien (3,4% (19 ktoe)), Jamaika (2,1% (12 ktoe)), USA (1,5% (8 ktoe)), Swasiland (1,4% (8 ktoe)), Ukraine (1,0% (6 ktoe)), El Salvador (0,9% (5 ktoe)) und andere Länder (9,2% (52 ktoe)) (Kommission, Recent progress in developing renewable energy sources and technical evaluation of the use of biofuels and other renewable fuels in transport, SEC (2011) 130 final, S. 26).
353 Junginger, International trade of wood pellets, 2011, S. 7.
354 1,7 mt.
355 Ebd., S. 9.
356 535 kt.
357 520 kt.
358 379 kt.
359 75 kt.
360 72 kt.
361 54 kt.
362 30 kt.
363 103 kt.
365 Traktor, LKW, Eisenbahn, Binnen- oder Hochseefrachter und/oder Pipeline (aufbereitetes Biogas).
366 Kaltschmitt/Hartmann/Hofbauer, Energie aus Biomasse, 2009, S. 177 und 917 f.; Bzgl. der Hochseefrachterklassen siehe S. 58.
367 4.000 bis 5.000 t.
368 Sikkema et al., The European wood pellet markets: current status and prospects for 2020, Biofpr 2011, S. 7 und 13.
369 Ebd., S. 5.
370 Rakitova/Ovsynako, Wood pellets Production and Trade in Russia, Belarus & Ukraine, 2009, S. 7 f.; Junginger/Sikkema/Faaij, Analysis of the global pellet market, 2009, S. 10.
371 Ebd., S. 15.
372 Vgl. hierzu für Russland, Weißrussland und die Ukraine Rakitova/Ovsynako, Wood pellets Production and Trade in Russia, Belarus & Ukraine, 2009, S. 9 f., 20 f. und 24 und für die USA, Kanada und die restlichen Exportländer der EU http://holz.fordaq.com/fordaq/Tätigkeit/a3662/Holzpellets.html.
373 Babu/Thapliyal/Patel, Biofuels Production, 2013, Punkt 1.1.
374 Laufzeit bis zu drei Jahre.
375 Bsp. Lieferung innerhalb eines Monats.
376 Sikkema et al., The European wood pellet markets: current status and prospects for 2020, Biofpr 2011, S. 10 f. und 14.
377 http://www.apxendex.com/index.php?id=291.
378 Vgl. Asplund, Profiting from clean energy, 2008, S. 275.
379 Sikkema et al., The European wood pellet markets: current status and prospects for 2020, Biofpr 2011, S. 4; RWE hat als erstes Unternehmen einen Holzpelletliefervertrag abgeschlossen, dessen Preis an Hand des Argus Biomass Market Index bestimmt wird (vgl. http://biomassmagazine.com/articles/5052/first-argus-indexed-biomass-deal-concluded).
380 Döring, Pellets als Energieträger, 2011, S. 12.
381 Die International Ethanol Trade Association (IETHA) bietet einen Standardvertrag für den Export an (http://www.ietha.org/site/indexx.php?id=4&id2=7).
382 http://www.platts.com/products/market-data-biofuels.
383 Die EU bekennt sich gemäß Art. 206 AEUV zur schrittweisen Liberalisierung im internationalen Handelsverkehr (Khan in: Geiger/Khan/Kotzur, EUV/AEUV, 2010, Art. 206 AEUV, Rn. 5).
384 Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 195; Die Vergabe der Förderlizenzen richtet sich generell nach hoheitlichen Regelungen des Staates, in dessen Hoheitsgebiet sich die Lagerstätte befindet. In der Regel werden bei der Vergabe die eigenen staatlichen Unternehmen bevorzugt (ebd.).
385 Die vorherrschenden Beteiligungsformen sind bspweise im Erdölbereich: Konzessionen, Production Sharing Agreements und Dienstleistungsverträge sog. buy-back contracts (Ebd., S. 196 f.).
386 Vgl. auch Ströbele/Pfaffenberger/Heuterkes, Energiewirtschaft, 2010, S. 123.
387 Z.B. Straße von Hormus, Straße von Malakka oder Suezkanal.
388 Vgl. Ebd., S. 123 f.; Kommission, Hin zu einer europäischen Strategie für Energieversorgungssicherheit, KOM (2000) 769 endg., S. 24.
389 Oftmals wird daher von „natürlichen Monopolen“ gesprochen (vgl. Ebd., S. 13).
390 Das Grundprinzip einer jeden Pipeline, d.h. die Verlegung einer geschlossenen Rohrleitung von A nach B, ist zwar stets dasselbe. Die technischen Anforderungen sind jedoch vom Aggregatzustand des Transportguts abhängig. So sind bspweise für flüssige Transportgüter Pumpen und für gasförmige Kompressoren notwendig, um die Fortbewegung des Transportobjekts zu erzeugen. Überdies kommt es zu Produktverunreinigungen kommen, wenn unterschiedliche Produkte des gleichen Aggregatzustands mit derselben Pipeline transportiert werden.
391 Angesichts der handelspolitischen Grundausrichtung der EU, d.h. auf eine liberale Entwicklung des Welthandels hinzuwirken (Art. 206 AEUV; Hahn in: Calliess/Ruffert/Blanke, EUV, AEUV, 2011, Art. 206, Rn. 4; Nettesheim in: Oppermann et al., Europarecht, 2009, S. 703), wäre es zudem fraglich, ob konkrete und Private direkt verpflichtende Maßnahmen überhaupt von Art. 206 f. AEUV gedeckt wären.
392 Sollte ein völkerrechtliches Abkommen keine individuellen Änderungsvorschriften enthalten, ist zu Abänderung des Vertrags das allgemeine Vertragsschlussprozedere notwendig, d.h. Vertragsverhandlungen, ordnungsgemäße Vertretung, Annahme des Vertragsinhalt, Zustimmung zum Vertrag, innerstaatliches Zustimmungsverfahren und Ratifikation (bzgl. schriftlicher Verträge siehe Art. 39 und 6 ff. WVRK).
393 Siehe III. auf Seite 127 f.
394 Kommission, Eine europäische Strategie für nachhaltige, wettbewerbsfähige und sichere Energie, KOM (2006) 105 endg., S. 20; Hinsichtlich der Notwendigkeit zur völkervertraglichen Behandlung des Themas „Transit“ siehe ccc. auf Seite 556 f.
395 Oeter in: Hilf/Oeter, WTO-Recht, 2010, S. 45 f.
396 Z.B. Import- und Exportverbote sowie Import- und Exportkontingentierungen nach Wert, Menge oder Zoll.
397 Z.B. „Freiwillige“ Selbstbeschränkung oder administrative Handelshemmnisse wie z.B. Einhaltung technischer Normen (Büter, Außenhandel, 2010, S. 15 f.).
398 Vgl. Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 237.
399 Im Erdölbereich sind NOC vorherrschend, bzgl. Kohle und biogene Sekundärenergieträger private Unternehmen.
400 Vgl. auch aaa. auf Seite 554: Die Aufnahme von Handelsbeziehungen mit Drittstaaten ist eine souveräne Entscheidung eines jeden Staates, auf die kein völkergewohnheitsrechtlicher Anspruch besteht. Die völkervertraglich Öffnung eines Staates in Bezug auf Außenhandelsbeziehungen ist angesichts des Umstands, dass derzeit kein Staat vollständig auf Außenhandelsbeziehungen verzichtet, wohl aber nicht notwendig. Die Kommission erwähnte in ihrem Grünbuch „Eine europäische Strategie für nachhaltige, wettbewerbsfähige und sichere Energie (KOM (2006) 105 endg.) diese Aspekt dennoch (Kommission, Eine europäische Strategie für nachhaltige, wettbewerbsfähige und sichere Energie, KOM (2006) 105 endg., S. 20). Anders gelagert ist die Öffnung eines Staates allerdings im Bereich der Erdölproduktion, da wie gezeigt wurde NOC i.d.R. bei der Vergabe der Ölkonzessionen bevorzugt werden. Die völkervertragliche Öffnung der Produktion für ausländische Unternehmen erscheint dementsprechend eher angezeigt.
401 Vgl. z.B. Erwägungsgrund (11) der Richtlinie 2004/67/EG des Rates vom 26. April 2004 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Erdgasversorgung, ABl. 2004 L 127/92.
402 Kampmann/Walter, Mikroökonomie, 2010, S. 42 f.
403 Oeter in: Hilf/Oeter, WTO-Recht, 2010, S. 45.
404 Ebd.
405 Das Thema „Subventionen“ ist angesichts des Umstandes, dass es sich hinsichtlich Erdöl und Kohle um Verkäufermärkte handelt, wohl nur bzgl. biogener Sekundärenergieträger relevant.
406 Das Instrument der Produktionsquoten wurde im Erdölbereich seitens der OPEC zwischen 1982 und 2004 eingesetzt, um den Erdölpreis pro Barrel innerhalb eines Preisbandes von 22 bis 28 USD/Barrel zu halten (Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 193).
407 Dumping ist im Bereich der nicht-leitungsgebundenen Energieträger angesichts der Verkäufermärkte hinsichtlich Erdöl und Kohle wohl nur bzgl. biogener Sekundärenergieträger denkbar.
408 Z.B. Instrumente der Wettbewerbspolitik wie Kartellverfahren, Missbrauchskontrolle, Fusionskontrolle, etc. (Oeter in: Hilf/Oeter, WTO-Recht, 2010, S. 47).
409 Z.B. Antidumpingzölle oder Preisverpflichtungen (Bender/Michaelis in: Hilf/Oeter, WTO-Recht, 2010, S. 301 ff.).
410 Hinsichtlich der grundsätzlichen Notwendigkeit derartiger Vereinbarungen siehe aaa. auf Seite 554.
411 Vgl. Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 329 f.
412 Bei vielen Rohölsorten ist das Fördervolumen derart gering, dass kein liquider physischen Handel möglich ist und man daher zur Preisfindung auf Referenzöle und deren Preis angewiesen ist (Ströbele/Pfaffenberger/Heuterkes, Energiewirtschaft, 2010, S. 134).
413 Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 329; Erdmann/Zweifel, Energieökonomik, 2010, S. 210.
414 Ebd.; Schiffer, Energiemarkt Deutschland, 2010, S. 351; Kommission, Hin zu einer europäischen Strategie für Energieversorgungssicherheit, KOM (2000) 769 endg., S. 28 f.
415 Bukold, Öl im 21. Jahrhundert – Band I, 2010, S. 329 und 344.
416 Vgl. Fn. 412.
417 Ebd., S. 328 ff.
418 Vgl. Ebd., S. 341 ff.
419 Kohle: siehe 4. auf Seite 99; biogene Sekundärenergieträger: siehe 4. auf Seite 105.